Revisión y Aprobación del Plan de Inversiones en ......para el Área de Demanda 14 (prepublicación) Página 1 de 101 Resumen Ejecutivo En el presente informe se describen los aspectos

GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA

AV. CANADA N 1460 - SAN BORJA 224 0487 224 0488 - FAX 224 0491

Informe N° 094-2016-GART

Revisión y Aprobación del Plan de Inversiones en Transmisión para el

Área de Demanda 14

Regulación para el período 2017-2021

(Prepublicación)

Lima, febrero 2016

Osinergmin Informe N° 094-2016-GART

Revisión y Aprobación del Plan de Inversiones en Transmisión 2017-2021 para el Área de Demanda 14 (prepublicación) Página 1 de 101

Resumen Ejecutivo En el presente informe se describen los aspectos y criterios utilizados en la revisión de propuestas y que sirven de sustento para la aprobación del Plan de Inversiones en Transmisión del Área de Demanda 141, para el período mayo 2017 - abril 2021.

Electro Ucayali S.A. (en adelante “ELECTROUCAYALI”) e ISA Perú S.A. (en adelante y en conjunto “TITULARES”) son las empresas concesionarias que tienen instalaciones de transmisión en el Área de Demanda 14 y que forman parte del Sistema Secundario de Transmisión (en adelante “SST”) y/o Sistema Complementario de Transmisión (en adelante “SCT”) remunerados por la demanda.

Para la elaboración del presente informe se han considerado los estudios técnico - económicos presentados por los TITULARES, las respuestas e información complementaria que presentaron para absolver las observaciones formuladas por Osinergmin, así como los estudios desarrollados sobre el particular por la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria de Osinergmin (en adelante “GART”) y/o estudios encargados por Osinergmin a consultores especializados.

En ese sentido, para los casos en los que no se han subsanado adecuadamente dichas observaciones o la información presentada como parte de la subsanación no es consistente o no ha sido debidamente sustentada, Osinergmin procedió a no aprobar dichos casos.

De los TITULARES, sólo ELECTROUCAYALI ha presentado el estudio que sustenta su propuesta de Plan de Inversiones para el Área de Demanda 14, correspondiente al período 2017-2021.

De acuerdo a la revisión y análisis realizado por Osinergmin, de manera general, se han efectuado los siguientes cambios con relación a la propuesta presentada por ELECTROUCAYALI:

Se ha incluido sólo las nuevas demandas que cuentan con el sustento correspondiente. Asimismo, en el formato “F-113” no se ha considerado a

1 Área de Demanda 14: Abarca el departamento de Ucayali.

Las Áreas de Demanda fueron establecidas mediante la Resolución Nº 083-2015-OS/CD y complementada por la Resolución N° 197-2015-OS/CD.



demandas incorporadas cuya potencia es menor a 200 kW, dado que estos corresponden a usuarios calificados como usuarios regulados.

Para efectos de determinar el Plan de Inversiones en Transmisión, se ha incluido todas las instalaciones del SCT que forman parte del Área de Demanda 14; así como también, los nuevos proyectos de transmisión contemplados en el Plan de Transmisión vigente.

Las sobrecargas en la transformación fueron atendidas mediante la rotación de transformadores, con puntuales adquisiciones de nuevas unidades. Para el efecto se realizó la proyección espacial de la potencia, en lo posible con base en los pulsos registrados en los medidores ubicados en cada devanado de los transformadores, a fin de identificar el nivel de sobrecarga que puede experimentar cada devanado de los transformadores de las SET’s durante el horizonte de estudio.

Como consecuencia de la aplicación de estos cambios, se verifica la conveniencia de implementar: una nueva subestación 138/23 kV de 15 MVA denominada Campo Verde, a fin de atender la demanda de la zona de Campo Verde, Neshuya, Nueva Requena, Tournavista, demandas que actualmente vienen siendo atendidas desde el devanado de 23 kV con problemas de caídas de tensión; asimismo, implementar una nueva subestación Manantay 60/23/10 kV – 45 MVA, inicialmente implementada con el transformador de 30 MVA aprobado en la modificación del Plan de Inversiones 2017-2021. Esta nueva subestación es un punto adicional que permitirá descongestionar principalmente la subestación Pucallpa existente y la expansión de la ciudad de Pucallpa en 10 y 23 kV.

En resumen, el Plan de Inversiones del Área de Demanda 14, para el período 2017 – 2021, se muestra en el siguiente cuadro:

Plan de Inversiones en Transmisión del Área de Demanda 14 Periodo 2017-2021

Proponentes/titulares Inversión

(US$) Longitud

(km)

Potencia de Transformación

(MVA)

Cantidad De

Elementos

Total Área de Demanda 14 4 244 913 1,7 15 21

ELECTROUCAYALI 4 244 913 1,7 15 21

AT Celda 992 768

3

Línea 273 620 1,7

1

MAT Celda 1 097 331

3

Transformador 970 576

15 1

MT Celda 910 618

13

Las inversiones mostradas en el cuadro anterior se han determinado aplicando la Base de Datos de Módulos Estándar de Inversión para Sistemas de Transmisión vigente y serán posteriormente actualizados de acuerdo con lo establecido en el numeral II del literal d) del Artículo 139° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas.



INDICE

1. INTRODUCCIÓN ......................................................................................................... 4

1.1 ASPECTOS REGULATORIOS Y NORMATIVOS ..............................................................4 1.2 PROCESO DE APROBACIÓN DEL PLAN DE INVERSIONES .............................................6

2. UBICACIÓN ............................................................................................................... 10

3. PROPUESTA INICIAL ............................................................................................... 13

3.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA ............................................................................... 13 3.2 PLAN DE INVERSIONES 2017-2021 ......................................................................... 14

4. OBSERVACIONES A LOS ESTUDIOS TÉCNICO ECONÓMICOS ........................... 16

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

5.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA ............................................................................... 19 5.2 PLAN DE INVERSIONES 2017-2021 ......................................................................... 20

6. ANÁLISIS DE OSINERGMIN ..................................................................................... 22

6.1 REVISIÓN DE LA DEMANDA ..................................................................................... 22 6.1.1 Información Base ..................................................................................... 23

6.1.1.1 Ventas de energía .................................................................................. 23 6.1.1.2 Variables explicativas ............................................................................. 23

6.1.2 Proyección Ventas - Usuarios Regulados ................................................ 24 6.1.3 Proyección Ventas - Usuarios Libres ....................................................... 24 6.1.4 Demandas Nuevas e Incorporadas .......................................................... 24 6.1.5 Proyección Global .................................................................................... 27 6.1.6 Máxima Demanda (MW) Coincidente a nivel Sistema Eléctrico ............... 27

6.2 PLANEAMIENTO DE LA TRANSMISIÓN....................................................................... 29 6.2.1 Consideraciones ...................................................................................... 30 6.2.2 Diagnóstico de la situación Actual ............................................................ 31 6.2.3 Análisis de Alternativas ............................................................................ 33

6.2.3.1 Sistema Eléctrico Aguaytía -Pucallpa – Campo Verde .......................... 36 6.2.3.2 Sistema Eléctrico Atalaya....................................................................... 38

6.2.4 Plan de Inversiones 2017-2021 ................................................................ 38 6.2.4.1 Proyectos requeridos en el Período 2017-2021 .................................... 38 6.2.4.2 Programación de Bajas .......................................................................... 39

6.2.5 Plan de Inversiones 2013-2017 ................................................................ 40

7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................................. 42

8. ANEXOS .................................................................................................................... 43

Anexo A Análisis de las Respuestas a las Observaciones formuladas a la PROPUESTA INICIAL ............................................................................. 44

Anexo B Metodología para la Proyección de la Demanda ...................................... 78 Anexo C Diagrama Unifilar del Sistema Actual según información de Titulares ...... 89 Anexo D Diagrama Unifilar de la Alternativa Seleccionada - según análisis de

OSINERGMIN .......................................................................................... 91 Anexo E Plan de Inversiones 2017-2021 determinado por Osinergmin .................. 97 Anexo F Cuadros Comparativos ............................................................................ 99

9. REFERENCIAS ....................................................................................................... 101



1. Introducción

El numeral V) del literal a) del Artículo 139° del Reglamento de la Ley de concesiones eléctricas establece que el Plan de Inversiones será revisado y aprobado por Osinergmin.

En ese sentido, en el presente informe se describen los aspectos y criterios utilizados en la revisión de propuestas y que sirven de sustento para la aprobación del Plan de Inversiones en Transmisión del Área de Demanda 14, para el período mayo 2017 - abril 2021.

Para la elaboración del presente informe se han considerado los estudios técnico-económicos presentados por los titulares de instalaciones de transmisión como sustento de sus propuestas de inversión para el período 2017-2021, las respuestas e información complementaria que presentaron para absolver las observaciones a dichos estudios, formuladas por Osinergmin, así como los estudios desarrollados sobre el particular por la GART y/o estudios encargados por Osinergmin a consultores especializados.

1.1 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 (en adelante “LCE”)2.

Las tarifas y compensaciones correspondientes a los sistemas de transmisión y distribución, deberán ser reguladas en cumplimiento del Artículo 43° de la LCE, modificado por la Ley N° 288323.

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.



Según lo señalado en el Artículo 44° de la LCE4, la regulación de la transmisión será efectuada por Osinergmin, independientemente de si las tarifas corresponden a ventas de electricidad para el servicio público o para aquellos suministros que se efectúen en condiciones de competencia.

El numeral 20.25 de la Ley Nº 28832, establece que las instalaciones del SCT son aquellas cuya puesta en operación comercial se produce en fecha posterior a la promulgación de esta Ley, mientras que en el literal b)6 del numeral 27.2 del Artículo 27° de la misma Ley Nº 28832 se establece que los SCT se regulan considerando los criterios establecidos en la LCE para el caso de los SST.

En el Artículo 139° del Reglamento de la LCE (modificado mediante el Decreto Supremo N° 027-2007-EM y posteriormente mediante los Decretos Supremos N° 010-2009-EM, N° 021-2009-EM y N° 014-2012-EM) se establecen los criterios para la regulación de los SST y SCT, donde se incluye lo concerniente al proceso de aprobación del Plan de Inversiones7.

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

(...)

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

(...) 4 Artículo 44º.- Las tarifas de transmisión y distribución serán reguladas por la Comisión de Tarifas de

Energía independientemente de si éstas corresponden a ventas de electricidad para el servicio público o para aquellos suministros que se efectúen en condiciones de competencia, según lo establezca el Reglamento de la Ley. Para éstos últimos, los precios de generación se obtendrán por acuerdo de partes.

(...) 5 20.2 Las instalaciones del Sistema Garantizado de Transmisión y del Sistema Complementario de

Transmisión son aquellas cuya puesta en operación comercial se produce en fecha posterior a la promulgación de la presente Ley, conforme se establece en los artículos siguientes.

6 27.2 Para las instalaciones del Sistema Complementario de Transmisión se tendrá en cuenta lo

siguiente:

(…)

b) (…). Las compensaciones y tarifas se regulan considerando los criterios establecidos en la Ley de Concesiones Eléctricas para el caso de los Sistemas Secundarios de Transmisión.

(…) 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, hasta un máximo establecido por OSINERGMIN, que deberá preparar obligatoriamente cada concesionario de las instalaciones de transmisión remuneradas exclusivamente por la demanda.

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

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

(…)

d) Frecuencia de Revisión y Actualización

(…)

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

VI.1) Aprobación del Plan de Inversiones.



Para cumplir con estos aspectos regulatorios, con Resolución N° 217-2013-OS/CD se aprobaron los criterios, metodología y formatos para la presentación de los estudios que sustenten las propuestas de regulación de los SST y SCT (en adelante “NORMA TARIFAS”), dentro de la cual está comprendido el proceso de aprobación del Plan de Inversiones.

Asimismo, se aprobaron las siguientes normas, las cuales tienen relación vinculante con la NORMA TARIFAS:

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

Norma de Altas y Bajas, aprobada mediante la Resolución N° 018-2014-OS/CD.

Norma de Áreas de Demanda, aprobada con la Resolución N° 083-2015-OS/CD. Posteriormente, modificada mediante Resolución N° 197-2015-OS/CD.

Porcentajes para determinar los Costos de Operación y Mantenimiento para la Regulación de los SST - SCT, aprobada mediante la Resolución N° 147-2015-OS/CD.

Nueva Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión, aprobado mediante Resolución N° 177-2015-OS/CD, modificada mediante Resolución N° 252-2015-OS/CD y rectificada mediante Resolución N° 302-2015-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.

1.2 Proceso de Aprobación del Plan de Inversiones

El presente proceso se viene desarrollando según lo establecido en la norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados” aprobada mediante Resolución N° 080-2012-OS/CD, donde en su Anexo A.2.1 se señala específicamente las etapas y plazos a seguirse para la aprobación del Plan de Inversiones en Transmisión (en adelante “PROCEDIMIENTO”).

Osinergmin, en aplicación del principio de transparencia contenido en la Ley N° 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas, ha incluido como parte del PROCEDIMIENTO la realización de audiencias públicas, estableciendo de esta manera un ambiente abierto de participación para que la ciudadanía y los interesados en general puedan, en su oportunidad, expresar sus opiniones a fin de que éstas sean consideradas tanto por el correspondiente Titular como por el regulador antes que adopte su decisión.

Asimismo, toda la información disponible relacionada con el PROCEDIMIENTO, incluyendo la correspondiente a las Audiencias Públicas,

(…)



se viene publicando en la página Web: http://www.osinergmin.gob.pe/seccion/institucional/regulacion-tarifaria/, en la sección que resulta de ingresar a los vínculos siguientes: “Procesos Regulatorios”, “Electricidad”, “Procedimiento para fijación de Peajes y Compensaciones para SST y SCT”, “En Proceso”, “Procedimiento para aprobación del Plan de Inversiones en Transmisión Período 2017-2021”.

Inicio del Proceso

De acuerdo a las fechas indicadas en el PROCEDIMIENTO, el 01 de junio de 2015 se inició el presente proceso con la presentación de los “Estudios Técnico Económicos que sustentan las Propuestas del Plan de Inversiones en Transmisión correspondiente al período 2017-2021”, preparados por los Titulares de las instalaciones de transmisión y presentados a Osinergmin para su revisión y posterior aprobación.

Primera Audiencia Pública

La primera Audiencia Pública se ha desarrollado entre los días 22 y 23 de junio de 2015, cuyo objetivo fue que los Titulares de los Sistemas de Transmisión expongan el sustento técnico económico de sus propuestas del Plan de Inversiones en Transmisión.

Algunos de los asistentes a esta Audiencia Pública expresaron sus opiniones y preguntas, las mismas que fueron respondidas por el correspondiente expositor.

Dichas opiniones y preguntas así como el acta de la Audiencia Pública, que se encuentran publicadas en la Web de Osinergmin, deben en lo pertinente ser consideradas en el presente proceso regulatorio, tanto por el respectivo Titular como por Osinergmin.

Observaciones al Estudio

El 03 de setiembre de 2015, Osinergmin notificó a los Titulares correspondientes las observaciones a los estudios presentados por éstos como sustento de sus propuestas de Plan de Inversiones en Transmisión.

Respuesta a Observaciones

En cumplimiento del cronograma establecido en el PROCEDIMIENTO, el 13 de noviembre de 2015 los respectivos Titulares presentaron las respuestas y/o subsanación a las observaciones realizadas por Osinergmin a sus estudios.

El análisis de dichas respuestas y/o subsanación de las observaciones, se desarrolla detalladamente en el Anexo A del presente informe.



Publicación del Proyecto de Resolución

Según el mismo cronograma, como siguiente etapa del PROCEDIMIENTO, el 05 de febrero de 2016 Osinergmin debe publicar el proyecto de resolución que aprueba el Plan de Inversiones en Transmisión del período 2017-2021 y; convocar a una segunda Audiencia Pública, prevista para el 19 de febrero de 2016, en la que Osinergmin expondrá los criterios, metodología y modelos económicos utilizados, para esta publicación.

Asimismo, hasta el 18 de marzo de 2016, los interesados podrán presentar a Osinergmin sus opiniones y sugerencias sobre el proyecto de resolución publicado, a fin de que sean analizados con anterioridad a la publicación de la resolución que apruebe el Plan de Inversiones 2017-2021.

Con posterioridad a la decisión de Osinergmin, en el PROCEDIMIENTO también se prevé la instancia de los recursos de reconsideración, donde se pueden interponer cuestionamientos a las decisiones adoptadas.

En la Figura 1.1 se muestra el cronograma del PROCEDIMIENTO, donde se señaliza la etapa en la que nos encontramos:



Figura 1.1 Proceso de Aprobación del Plan de Inversiones en Transmisión (Período 2017-2021)



2. Ubicación

El Área de Demanda 14 está circunscrita en el departamento de Ucayali, el cual se ubica en la región Nor-Este del Perú.

En dicha Área de Demanda se encuentran instalaciones de transmisión remuneradas por la demanda, pertenecientes a las empresas concesionarias: ELECTROUCAYALI e ISA Perú S.A. (en adelante “ISA”), en conjunto llamadas “TITULARES”.

De acuerdo a los sistemas considerados en la Norma de Áreas de Demanda, el Área de Demanda 14 estaría conformada por los siguientes sistemas eléctricos: Aguaytía, Campo Verde y Pucallpa.

En el Gráfico N° 2.1 se muestra la ubicación geográfica del Área de Demanda 14.



Gráfico N° 2.1: Ubicación Geográfica del Área de Demanda 14

Fuente: COES-SINAC, Sistema Eléctrico Interconectado Nacional actualizado: agosto 2015



Asimismo, en el Gráfico N° 2.2 se muestra el trazo aproximado de las principales instalaciones del sistema de transmisión que corresponden al Área de Demanda 14.

Gráfico N° 2.2: Principales Instalaciones del Área de Demanda 14

Sistemas: Pucallpa y Campo Verde

Sistema: Aguaytía

SET Aguaytía

SET Yarinacocha

SET Parque Industrial

SET Pucallpa

LT 138 kV Aguaytía-Parque Industrial

LT 60 kV Parque Industrial-Yarinacocha

LT 60 kV Yarinacocha-Pucallpa



3. Propuesta Inicial

Dentro del plazo establecido para el presente proceso, mediante carta G-977-2015, el 01 de junio de 2015, ELECTROUCAYALI presentó el Estudio Técnico Económico que sustenta su propuesta de Plan de Inversiones en Transmisión para el periodo 2017-2021, en el Área de Demanda 14.

Asimismo, se ha considerado como parte de la propuesta inicial, la información complementaria que presentó ELECTROUCAYALI el 17 de julio de 2015, mediante correo electrónico a requerimiento de Osinergmin.

Todo ello, en adelante y en conjunto (“PROPUESTA INICIAL”) – [Ver Referencia 1].

3.1 Proyección de la Demanda

En la PROPUESTA INICIAL se señala que la proyección de la demanda de los Usuarios Regulados se ha realizado como la evolución de las ventas de energía, desglosada por sistema eléctrico y por nivel de tensión, aplicando tanto el método econométrico como el tendencial, para luego realizar el ajuste final según pruebas estadísticas de resultados y apreciaciones cualitativas de los analistas.

Asimismo, se explica que dicha proyección de demanda se ha corregido considerando la incorporación de cargas puntuales o concentradas, teniendo presente sus planes de incremento de carga futuros y/o la oportunidad de su interconexión.

Finalmente, indica haber agrupado anualmente las proyecciones de los componentes o tipos de carga, para obtener el pronóstico de la demanda de toda el Área de Demanda 14.

La proyección global de la máxima demanda coincidente a nivel de sistema eléctrico, presentada en la PROPUESTA INICIAL, se resume en el siguiente cuadro:



Cuadro Nº 3-1 PROPUESTA INICIAL- ÁREA DE DEMANDA 14

Proyección de la Máxima Demanda Coincidente a Nivel Sistema (MW)

Año Campo Verde,

Pucallpa Aguaytía Atalaya

2014 50,93 2,11 0,98

2015 66,68 5,62 5,66

2016 82,42 9,13 10,34

2017 97,13 12,97 14,44

2018 109,49 16,38 16,72

2019 117,72 20,32 18,58

2020 124,97 23,40 20,53

2021 130,53 25,94 21,20

2022 135,78 27,88 21,71

2023 140,92 28,09 22,04

2024 146,17 28,29 22,14

2025 151,61 28,49 22,24

2026 157,24 28,70 22,34

TC 9,8% 24,3% 29,8%

Notas: (1) Atalaya corresponde a un sistema aislado incluido por ELECTROUCAYALI (2) La Tasa de Crecimiento (TC) corresponde al período 2014-2026

Del cuadro anterior, se puede observar que ELECTROUCAYALI propone un incremento de 156,2% desde el año 2014 hasta el 2021 (Sistema Campo Verde y Pucallpa).

3.2 Plan de Inversiones 2017-2021

ELECTROUCAYALI ha considerado en su PROPUESTA INICIAL proyectos que no formarían parte del Plan de Inversiones 2017-2021, tales como la SET Nueva Pucallpa que propone como año de implementación para el año 2016 con una inversión que resulta el 11,56% del total como inversión propuesta.

Asimismo, concentra inversiones para el año 2019, donde propone ejecutar el 87,55% del total, considerando nuevos proyectos a nivel de 220 tales como, la construcción de una LT 220 kV Aguaytía - Manantay, Nueva SET Manantay 220/60/23 kV de 80 MVA, Nueva SET Campo Verde 220/23 kV de 25 MVA y Nueva SET Neshuya 220/23 kV de 25 MVA; todos para implementarse en el año 2019.

Así, los montos de inversión en instalaciones que formarían parte del SCT, en el período mayo 2017 – abril 2021, propuestos por ELECTROUCAYALI, son los que se resumen en el siguiente cuadro:



Cuadro Nº 3-2 PROPUESTA INICIAL - ÁREA DE DEMANDA 14

Plan de Inversiones SCT


(US$) Longitud

(km)


(MVA)

Cantidad De

Elementos


ELECTROUCAYALI 36 999 491 148,5 210 60

AT

Celda 1 811 363

8

Compensador 1 979 435 1

Línea 2 364 007 11,9

3

Transformador 1 847 804

80 2

MAT Celda 3 804 816

8

Línea 19 895 132 136,6

1


130 3

MT Celda 1 481 430

31

Compensador 484 161

3

Nota: En el cuadro anterior se considera una inversión de 4 278 868 correspondiente a la SET AT/MT Nueva Pucallpa para el año 2016 (fuera del período 2017-2021)



4. Observaciones a los Estudios Técnico Económicos

A través del Oficio N° 0849-2015-GART, el 03 de setiembre de 2015 Osinergmin remitió a ELECTROUCAYALI las observaciones al Estudio Técnico Económico presentado por esta empresa como sustento de su PROPUESTA INICIAL – [Ver Referencia 2].

Las observaciones realizadas por Osinergmin a los Estudios Técnico-Económicos que sustentan las propuestas del Plan de Inversiones 2017-2021, se han formulado tomando en cuenta lo establecido en la NORMA TARIFAS y, en cumplimiento de la etapa señalada en el ítem “d” del Anexo A.2.1 del PROCEDIMIENTO.

Tales observaciones se clasificaron en generales y específicas, precisándose que las observaciones generales tienen jerarquía sobre las específicas, por lo que estas últimas no deben ser consideradas como limitativas, debiendo más bien las absoluciones de las observaciones específicas sujetarse, en lo que corresponda, a lo absuelto en las observaciones generales.

Se indicó también que la absolución de las observaciones debía presentarse tanto en medio impreso como electrónico y conformada por: 1°) las respuestas a cada observación, con la misma organización y secuencia como han sido formuladas y, 2°) el Estudio debidamente corregido acompañado de los archivos electrónicos con los cálculos reformulados y correctamente vinculados.

Se señaló, además, que el Titular revise completamente sus cálculos y metodologías aplicadas, a fin de subsanar errores que no necesariamente puedan haberse detectado en esta revisión, pues de detectarse éstos en las siguientes etapas del proceso regulatorio, podrían constituirse en razones para la no aprobación de la Propuesta.



Asimismo, se precisó que en el presente proceso de aprobación del Plan de Inversiones, las valorizaciones de inversión y COyM sólo se realizan para efectos de determinar la alternativa de mínimo costo y no constituyen la valorización para la fijación del Costo Medio Anual correspondiente, ya que esto corresponde al proceso de fijación de Tarifas y Compensaciones de los SST y SCT previsto iniciarse a continuación de la aprobación del Plan de Inversiones 2017-2021.

Entre otras, las observaciones relevantes formuladas por Osinergmin a la PROPUESTA INICIAL de ELECTROUCAYALI, son las siguientes:

- Se observó que ELECTROUCAYALI no ha presentado la totalidad de registros de carga de cada 15 minutos correspondiente a cada devanado de transformadores de cada subestación actualizado a diciembre 2014 (año representativo), según lo establecido en el numeral 8.1.1) de la NORMA TARIFAS.

- En cuanto a las demandas nuevas en bloque (que se incorporan o que se incrementan significativamente a partir del año 2016), no ha presentado la información de sustento. Al respecto, se requirió la presentación de la documentación actualizada que sustente la magnitud de la demanda y su cronograma de incorporación dentro de dicho sistema eléctrico. Asimismo, se requirió que se excluyan las solicitudes de factibilidad de aquellas cargas cuya potencia no supere los 200 kW, puesto que corresponden a usuarios calificados como regulados.

- En el programa de inversiones presentado en la POPUESTA INICIAL (tabla 18), se observaron Elementos previstos para el año 2016. Al respecto, se requirió se presente el sustento correspondiente para proponer Elementos antes de la entrada en vigencia del Plan de Inversiones 2017-2021.

- Se observó que la información del archivo utilizado para la simulación del flujo de potencia (archivo “AREA 14_av.pfd”) no tiene coherente con lo aprobado en el Plan de Inversiones 2013-2017, toda vez que no se incluyen a todos los Elementos aprobados en este último y que además se están considerando características técnicas distintas. Al respecto, se requirió que ELECTROUCAYALI efectué una revisión integral y compatibilice la información considerada con el plan de inversiones vigente.

- Se observó inconsistencias entre los archivos electrónicos y la información consignada en el ESTUDIO. Por ejemplo, en el resumen ejecutivo se muestra una tabla con la programación de inversiones; sin embargo, dicha tabla contiene una cantidad diferente de Elementos que en el archivo “F-308,309_Alt2.xlsx”; al respecto, se requirió que se verifique la información presentada en los archivos electrónicos a fin de que coincida con la presentada en el ESTUDIO; asimismo, se requirió que los parámetros eléctricos correspondan al sistema eléctrico existente.

- Se observó que el horizonte de estudio considerado por ELECTROUCAYALI es de 10 años cuando debió considerar 30 años con el año 2017 como año inicial. Al respecto, se requirió que ELECTROUCAYALI determine la configuración óptima del sistema



considerando el horizonte establecido en el numeral 5.9.4 de la NORMA TARIFAS.

- Se observó que ELECTROUCAYALI no ha considerado en su análisis para la determinación del sistema eléctrico a remunerar, a los siguientes proyectos: Ampliación de capacidad de transmisión de la LT 138 kV Aguaytía – Pucallpa (de 50 a 80 MVA), nuevo transformador en la SET Pucallpa 138/60/10 kV (55/55/18 MVA), nuevo transformador en la SET Aguaytía 220/138/22.9 kV (60/60/20 MVA), compensación reactiva (SVC) de -10/+45 MVAR en 60 kV en la SET Pucallpa, los cuales forman parte de la Ampliación N° 3 del contrato de ISA; asimismo, tampoco ha considerado la segunda terna de la LT 138 kV Aguaytía – Pucallpa; el cual forma parte del Plan Vinculante 2020 del Plan de Transmisión. Al respecto, se requirió a ELECTROUCAYALI considerar los mencionados proyectos y replantear su propuesta de Plan de Inversiones 2017-2021.

- Se observó que ELECTROUCAYALI no ha presentado el listado de las instalaciones existentes que se darán de baja en el horizonte de estudio como resultado del planeamiento realizado. Al respecto, se requirió que incluya dicha información en cumplimiento del numeral 11.7 de la NORMA TARIFAS.

- En vista que ELECTROUCAYALI presenta demoras y cambios significativos en el Plan de Inversiones 2013-2017, se requirió que sustente los periodos estimados de implementación de los proyectos previstos, los procedimientos a seguir y las fuentes de recursos a ser utilizados, lo cual garantice la ejecución del Plan de Inversiones 2017-2021. Asimismo, se requirió que ELECTROUCAYALI sustente la fuente de financiamiento y los recursos técnicos para la implementación de los proyectos hasta el año 2021.



5. Propuesta Final

Dentro del plazo establecido para el efecto, con carta G-2131-2015, la empresa ELECTROUCAYALI presentó las respuestas a las observaciones efectuadas por Osinergmin a su PROPUESTA INICIAL, las mismas que conjuntamente con la información complementaria que se acompañó a dichas respuestas, para efectos del presente proceso, se consideran como la PROPUESTA FINAL.

Al igual que en el caso de la PROPUESTA INICIAL y las observaciones a la misma, toda la documentación entregada como PROPUESTA FINAL ha sido consignada en la página Web de Osinergmin, con el propósito de que los agentes del mercado e interesados, tengan acceso a los documentos mencionados y cuenten con la información necesaria que les permita en su oportunidad expresar sus comentarios y puntos de vista relacionados con los temas observados. – [Ver Referencia 3].

El análisis de dichas respuestas se ha realizado en el Anexo A del presente informe.

5.1 Proyección de la Demanda

La proyección de demanda presentada por ELECTROUCAYALI en la etapa de PROPUESTA FINAL difiere de los valores presentados en la etapa de PROPUESTA INICIAL siendo estos valores menores (en promedio de 1%) para todos los años de proyección. Esta variación se debió principalmente a la actualización de las expectativas de crecimiento del PBI para el periodo 2015-2017 con la última encuesta del BCRP y se corrigió la información histórica del PBI departamental (Base 2007).

La proyección de la demanda de la PROPUESTA FINAL se resume en el siguiente cuadro:



Cuadro Nº 5-1 PROPUESTA FINAL - ÁREA DE DEMANDA 14

Proyección de la Máxima Demanda Coincidente a Nivel Sistema (MW)

Año Campo Verde,

Pucallpa Aguaytía Atalaya

2014 53,07 2,49 1,04

2015 67,43 5,79 5,69

2016 81,80 9,10 10,34

2017 95,87 12,91 14,42

2018 108,04 16,31 16,69

2019 116,01 20,24 18,55

2020 122,98 23,31 20,49

2021 128,23 25,83 21,14

2022 133,12 27,75 21,64

2023 137,87 27,95 21,95

2024 142,70 28,13 22,03

2025 147,68 28,32 22,11

2026 152,81 28,50 22,19

TC 9,2% 22,5% 29,1%

Notas: (1) Atalaya corresponde a un sistema aislado incluido por ELECTROUCAYALI (2) La TC corresponde al período 2014-2026

Del cuadro anterior, se puede observar que ELECTROUCAYALI propone un incremento de 141,6% desde el año 2014 hasta el 2021 (Sistema Campo Verde y Pucallpa). Asimismo, cabe señalar que la Tasa de Crecimiento (TC) promedio global, respecto a la PROPUESTA INICIAL se ha reducido desde 9,8% a 9,2% en el sistema Campo Verde Pucallpa.

5.2 Plan de Inversiones 2017-2021

Con relación a la PROPUESTA INICIAL, es del caso destacar que ELECTROUCAYALI en su PROPUESTA FINAL modifica el año previsto para la implementación de la SET Pucallpa Nueva del año 2016 al año 2017, a raíz de las observaciones realizadas por Osinergmin.

Con relación a la concentración de inversiones para el año 2019, en la PROPUESTA FINAL ELECTROUCAYALI considera ejecutar el 91,21% de las inversiones totales en dicho año 2019.

Por otro lado, a diferencia de la PROPUESTA INICIAL, ELECTROUCAYALI presentó en su Informe, siete (07) proyectos relacionados con la interconexión al sistema Atalaya, cuyas inversiones no fueron consignadas, así como tampoco estableció el Área de Demanda que se haría cargo de dichas inversiones.

Así, los montos de inversión en instalaciones del SCT que conforman la PROPUESTA FINAL de ELECTROUCAYALI, correspondiente al período mayo 2017 – abril 2021, son los que se señalan en el siguiente cuadro:



Cuadro Nº 5-2 PROPUESTA FINAL - ÁREA DE DEMANDA 14

PLAN DE INVERSIONES SCT


(US$) Longitud

(km)


(MVA)

Cantidad De

Elementos


ELECTROUCAYALI 36 999 491 148,5 210 60

AT

Celda 1 811 363

8

Compensador 1 979 435 1

Línea 2 364 007 11,9

3


80 2

MAT Celda 3 804 816

8

Línea 19 895 132 136,6

1


130 3

MT Celda 1 481 430

31

Compensador 484 161

3

Nota: De manera global, las inversiones, longitud, potencia de transformador y la cantidad de Elementos, no varían respecto a la PROPUESTA INICIAL.



6. Análisis de OSINERGMIN

Osinergmin ha evaluado las premisas y cálculos presentados por la empresa ELECTROUCAYALI tanto en su PROPUESTA INICIAL como en su PROPUESTA FINAL. Para esta evaluación ha tomado en cuenta el análisis de las respuestas a las observaciones formuladas a la PROPUESTA INICIAL, el cual se desarrolla 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 presentada ha resultado inconsistente o no ha sido debidamente sustentada, Osinergmin ha procedido a evaluar la proyección de la demanda y a determinar el SER correspondiente, dentro del marco regulatorio vigente.

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

A continuación se presenta un resumen de la PROPUESTA Osinergmin, cuyos resultados se encuentran sustentados en los archivos magnéticos que se han elaborado con tal propósito y que han sido publicados en la página Web http://www.osinergmin.gob.pe/ [Ver Referencia – 4]

6.1 Revisión de la Demanda

Osinergmin ha procedido a determinar la proyección de la demanda eléctrica del Área de Demanda 14, en estricto cumplimiento del marco normativo vigente y con base en la mejor información disponible, debido a que en el Estudio presentado por ELECTROUCAYALI:

Utiliza un Factor de pérdidas en MT cuando lo correcto es usar un Factor de pérdidas ponderadas en MT y BT debido a que se están agrupando diferentes tipos de usuarios finales (conjunto de viviendas, urbanizaciones, centros comerciales, etc.) para cada barra de demanda.



En el formato “F-113” está considerando demandas incorporadas cuya potencia es menor a 200 kW, las cuales corresponden a usuarios calificados como Usuarios Regulados. Por tanto, están son excluidas en el análisis de Osinergmin.

Presentó la misma cantidad de nuevas demandas “Factibilidades” que fueron planteadas en la regulación anterior. En dicho proceso que culminó, se descartó dichas cargas debido a que ELECTROUCAYALI no cumplió con adjuntar los documentos que sustentan su incorporación, tal como ocurre en el presente proceso. No obstante, se ha considerado como “Demandas Nuevas” a aquellas factibilidades que fueron presentadas como potenciales clientes y cuyo proceso de incorporación se detalla en el archivo “Atención de Sistemas Utilización Enero - Octubre 2015.xlsx” y que fue alcanzado por ELECTROUCAYALI en su PROPUESTA FINAL.

No ha presentado los sustentos que justifican los incrementos de demanda significativos en el sistema eléctrico Atalaya.

Es del caso resaltar que para la determinación del Plan de Inversiones en Transmisión, en el período de análisis, es necesario que la proyección de la demanda de potencia cumpla con todos los criterios indicados en el marco normativo. En ese sentido, se ha procedido a determinar la proyección de la demanda eléctrica, donde el desarrollo de la Metodología de dicha proyección se desarrolla en el Anexo B del presente informe.

A continuación se resume la proyección de la demanda realizada para el Área de Demanda 14, a nivel de barras de cada subestación y por sistema eléctrico.

6.1.1 Información Base

6.1.1.1 Ventas de energía Las ventas históricas de energía que ha presentado ELECTROUCAYALI como parte de su PROPUESTA FINAL, ha sido revisada teniendo como referencia la información de las Bases de Datos que dispone Osinergmin “SICOM_1996_2014” y “SICLI 2002-2014” las cuales están organizadas con información proporcionada periódicamente por las propias empresas concesionarias que suministran energía eléctrica.

6.1.1.2 Variables explicativas Se considera como variables explicativas: - 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). Los valores entre esos años fueron interpolados a la tasa de crecimiento promedio anual. También se tomó en cuenta las estimaciones al año 2025 previstos



por el INEI (Fuente: Estimaciones y Proyecciones de Población Departamental por Años Calendario y Edades Simples 1995-2025 – Boletín Especial N°22);

- La cantidad de CLIENTES que dispone Osinergmin en la Base de Datos SICOM 1996-2014, 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 2014.

6.1.2 Proyección Ventas - Usuarios Regulados A fin de verificar la existencia de cambios significativos en la demanda de energía de los sistemas eléctricos Pucallpa-Campo Verde y Aguaytía, conforme manifiesta ELECTROUCAYALI, se revisa la proyección de la demanda con data histórica al año 2014. De acuerdo a la metodología establecida en la NORMA TARIFAS, para la proyección de las ventas de energía de los Usuarios Regulados se estiman modelos econométricos que relacionan las ventas de energía con el PBI (Año Base=2007), la POBLACIÓN, el PRECIO MEDIO (Año Base = 2009) y los CLIENTES como variables explicativas y modelos de tendencia donde la única variable explicativa es el TIEMPO.

6.1.3 Proyección Ventas - Usuarios Libres De acuerdo a la NORMA TARIFAS, la proyección de la demanda de estos usuarios se realiza, según lo informado por los propios Usuarios Libres en base a las encuestas realizadas por los correspondientes suministradores. A la fecha, de acuerdo a la información proporcionada por ELECTROUCAYALI, no se ha identificado clientes libres en dicha Área de Demanda.

6.1.4 Demandas Nuevas e Incorporadas 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, ELECTROUCAYALI ha presentado solicitudes de factibilidad de 81 suministros de potenciales usuarios, de los cuales 57 de ellos no fueron tomados en cuenta debido a que su magnitud es menor a 200 kW. En el cuadro siguiente se muestra la relación de demandas considerados para la proyección del Área de Demanda 14.

Para proyectar la demanda de dichos clientes, adicional al cuadro de toma de carga presentado por los mismos, se ha considerado un factor de toma de carga de 30% para el año inicio, completando el 100 % para el año 2021, para el resto de años se mantiene constante la carga solicitada por el cliente.



Este criterio, se toma en base a los antecedentes y la experiencia de procesos regulatorios similares.



Cuadro Nº 6-1 Máxima Demanda de Potencia No Coincidente de las Demandas Nuevas e Incorporadas (MW)

SET BARRA (kV) USUARIO 2016 2017 2018 2019 2020 2021

Aguaytía AGUAY023 23 SISTEMA DE UTILIZACION EN 22,9 KV PARA LA EMPRESA PROCESADORA TROPICAL S.A. 0.1 0.1 0.2 0.2 0.2 0.3

Aguaytía ATALA023 23 MEJORAMIENTO DE LA CAPACIDAD RESOLUTIVA DEL ESTABLECIMIENTO DE SALUD AMBITO DE INFLUENCIA DE LA PROVINCIA DE ATALAYA, REGION UCAYALI

0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4

PARQUE INDUSTRIAL CVERD023 23 SISTEMA DE UTILIZACIÓN EN 22.9 KV - PARA AGROPECUARIO CAMPO VERDE 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4

PARQUE INDUSTRIAL CVERD023 23 SISTEMA DE DISTIBUCIÓN EN 10 KV-22.9 / 0.38 - 0.23 KV - HABILITACIÓN URBANA MUNICIPAL TECHO PROPIO - MI VIVIENDA 0.2 0.3 0.4 0.4 0.5 0.6

PARQUE INDUSTRIAL CVERD023 23 MEJORAMIENTO DEL SERVICIO DE SANEAMIENTO BASICO-AGUA Y DESAGUE DE CAMPO VERDE, CORONEL PORTILLO, UCAYALI-PLANTA DE TRATAMIENTO DE AGUAS RESIDUALES

0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2

PARQUE INDUSTRIAL CVERD023 23 ELECTRIFICACIÓN EN BAJA TENSIÓN 380/220 V. TRIFASICO - COMITÉ DE ELECTRIFICACIÓN DE PEQUEÑOS ASERRADEROS DE NESHUYA

0.1 0.1 0.1 0.2 0.2 0.2

PARQUE INDUSTRIAL CVERD023 23 PROYECTO DEL PARQUE INDUSTRIAL EL BOSQUE 2.1 2.7 3.5 4.0 4.5 5.3

PARQUE INDUSTRIAL CVERD023 23 SISTEMA DE UTILIZACIÓN EN MEDIA TENSIÓN DE 22.9/0.44 KV PARA EL CAMPAMENTO DE CONDUCTO PERU SAC-PUCALLPA 0.1 0.1 0.1 0.1 0.2 0.2

PARQUE INDUSTRIAL CVERD023 23 REFORZAMIENTO DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN EN 22.9 KV. TRAMO ZEGOR 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.2

PARQUE INDUSTRIAL CVERD023 23 SISTEMA DE UTLIZACIÓN EN 22.9 KV. BIODIESEL UCAYALI S.R.L. 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.2

PARQUE INDUSTRIAL CVERD023 23 SISTEMA DE UTILIZACION EN 22,9 KV PARA LA PLANTA AGROINDUCTRIAL CALI LIFE 0.1 0.1 0.1 0.2 0.2 0.2

PARQUE INDUSTRIAL CVERD023 23 SISTEMA DE UTILIZACION EN 22,9 KV PARA LA COMPAÑÍA AGRICOLA GANADERA PUCALLPA SAC 0.6 0.8 1.0 1.2 1.3 1.6

PARQUE INDUSTRIAL CVERD023 23 SISTEMA DE UTILIZACIÓN EN 22.9 KV DE INDUSTRIAS TULUMAYO S.A. 0.1 0.1 0.1 0.2 0.2 0.2

PARQUE INDUSTRIAL PINDU010 10 SISTEMA DE UTILIZACION EN 10 KV - CERVECERIA SAN JUAN 02 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0

PARQUE INDUSTRIAL PINDU010 10 SISTEMA DE UTILIZACION EN 10 KV PARA EL MEJORAMIENTO DEL SISTEMA ELECTRICO GENERAL DE LA UNIVERSIDAD NACIONAL DE UCAYALI

0.5 0.7 0.9 1.0 1.1 1.3

PARQUE INDUSTRIAL PINDU010 10 AMPLIACION DE POTENCIA A 1030 KW PARA INPE - PUCALLPA 0.4 0.5 0.7 0.8 0.9 1.0

PARQUE INDUSTRIAL PINDU010 10 SISTEMA DE UTILIZACIÓN EN 10 KV. PARA EL TERMINAL INTERPROVINCIAL, DISTRITAL DE PASAJEROS Y MERCADO DE PRODUCTORES AGROPECUARIO.

0.3 0.4 0.5 0.5 0.6 0.7

PUCALLPA PUCAL010 10 SISTEMA DE UTILIZACIÓN EN 10 KV DE LA EMPRESA INVERSIONES TURISTICAS JHOR BUSH S.A.C 0.1 0.2 0.2 0.2 0.3 0.3

PUCALLPA PUCAL010 10 SISTEMA DE UTILIZACION EN MEDIA TENSION 10 KV DE ASTILLERO ALOR E.I.R.L. 0.1 0.2 0.2 0.2 0.3 0.3

PUCALLPA PUCAL010 10 INCREMENTO DE POTENCIA PARA EL SISTEMA DE UTILIZACION EN 10 KV PARA OFICINA ZONA REGISTRAL Nº VI - SEDE PUCALLPA 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.2

PUCALLPA PUCAL010 10 SISTEMA DE UTILIZACIÓN EN 10 KV. PARA EL FORTALECIMIENTO DE LOS SERVICIOS DE SALUD DEL HOSPITAL REGIONAL DE PUCALLPA, REGION UCAYALI

0.6 0.8 1.0 1.2 1.4 1.6

PUCALLPA PUCAL010 10 INCREMENTO DE POTENCIA PARA EL SISTEMA DE UTILIZACIÓN EN 10 KV- PARA LA SEDE REGISTRAL ZONAL VI PUCALLPA 0.1 0.1 0.2 0.2 0.2 0.3

PUCALLPA PUCAL010B 10 SISTEMA DE UTILIZACIÓN EN 10 KV - SERVICENTRO UCAYALI S.A.C. 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.2

PUCALLPA PUCAL010B 10 "SISTEMA DE UTILIZACION 10 KV EMPRESA GALPESA" 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.2



6.1.5 Proyección Global

Luego de efectuar la integración de la proyección de la demanda de Usuarios Regulados y Demandas Nuevas, a nivel de barras de cada subestación, según el procedimiento establecido en la NORMA TARIFAS se obtiene la proyección global de la demanda de energía eléctrica correspondiente al Área de Demanda 14. Las proyecciones de los sistemas Eléctricos Aguaytía y Pucallpa – Campo Verde, se muestran el siguiente cuadro por nivel de tensión.

Cuadro Nº 6-2 Proyección Global de Demanda – Área de Demanda 14 (GWh)

AÑO MAT AT MT TOTAL

2014 - - 269 269

2015 - - 298 298

2016 - - 336 336

2017 - - 360 360

2018 - - 389 389

2019 - - 417 417

2020 - - 446 446

2021 - - 480 480

2022 - - 508 508

2023 - - 537 537

2024 - - 569 569

2025 - - 602 602

2026 - - 638 638

Notas: (1) Sumatoria de los valores totales de los formatos F-109 y F-115. (2) La TC promedio en el período 2014-2026, resulta 7,48%. (3) ELECTROUCAYALI no cuenta con clientes en el nivel de MAT y AT.

6.1.6 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.

Previamente, se han proyectado las ventas de energía anuales utilizando modelos tendenciales y econométricos, y con los resultados de ambos métodos se logra ajustar la proyección. Luego, se aplicaron los porcentajes de pérdidas en Baja y Media Tensión lográndose así la demanda de energía de los usuarios regulados.

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).

Luego, tomando en consideración la metodología señalada en el numeral 6.1.3) y 6.1.4) del presente informe 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 el siguiente cuadro.

Cuadro Nº 6-3 Máxima Demanda a Nivel Sistema Eléctrico

Proyección de la Demanda del Área de Demanda 14 (MW)

SUBESTACIÓN TENSIÓN 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

AGUAYTÍA 22,9 2,1 2,2 2,4 2,6 2,8 3,0 3,2 3,4 3,6 3,8 4,1 4,4 4,6

PARQUE INDUSTRIAL

22,9 3,2 4,1 6,5 7,3 8,4 9,3 10,1 11,3 11,6 12,0 12,4 12,8 13,2

PARQUE INDUSTRIAL

10 6,5 8,7 9,8 10,5 11,2 11,9 12,7 13,6 14,3 15,0 15,7 16,6 17,4

PUCALLPA 10 14,3 15,1 16,6 17,8 19,2 20,5 22,0 23,6 25,1 26,6 28,3 30,1 32,0

PUCALLPA 10 19,6 20,8 22,1 23,6 25,2 26,9 28,7 30,7 32,7 34,9 37,2 39,6 42,3

YARINACOCHA 10,5 7,3 7,7 8,2 8,7 9,3 9,9 10,5 11,2 12,0 12,8 13,6 14,6 15,5

TOTAL 53 59 66 70 76 81 87 94 99 105 111 118 125

Fuente: Formato F-121

La máxima demanda de potencia coincidente con el sistema eléctrico (MW), se presentan en el siguiente cuadro y gráfica.

Cuadro Nº 6-4 Resumen de la Proyección de la Potencia

Coincidente a Nivel de Sistema Eléctrico [MW]

Año Osinergmin Propuesta Final Propuesta Inicial

2014 53,04 55,56 53,04

2015 58,54 73,22 72,29

2016 65,66 90,89 91,55

2017 70,40 108,78 110,10

2018 76,08 124,35 125,87

2019 81,49 136,25 138,04

2020 87,22 146,29 148,37

2021 93,76 154,06 156,48

2022 99,24 160,87 163,66

2023 105,08 165,82 169,01

2024 111,31 170,83 174,46

2025 117,96 176,00 180,10

2026 125,03 181,31 185,94

TC 7,4% 10,4% 11,0%

Nota: El cuadro de comparación incluye la proyección de la demanda de los sistemas eléctricos Campo Verde –Pucallpa y Aguaytía.



Gráfica Nº 6-1 Proyección de la Demanda Coincidente con el Sistema Eléctrico [MW]

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

MW

Años

Comparativo de la Demanda Coincidente

Osinergmin - ÁREA_14 PF - ÁREA_14 PI - ÁREA_14

Nota: La diferencia se da básicamente por lo aspectos indicados en el numeral 6.1 del presente informe.

6.2 Planeamiento de la Transmisión

Osinergmin ha procedido a determinar el Plan de Inversiones en Transmisión del Área de Demanda 14, en estricto cumplimiento del marco normativo vigente y con base en la mejor información disponible, debido a que en el estudio presentado por ELECTROUCAYALI.

No se incluye todas las instalaciones del SCT que forman parte del Área de Demanda 14; asimismo, no se incluye los nuevos proyectos de transmisión contemplados en el Plan de Transmisión vigente en la oportunidad de presentación del ESTUDIO. ELECTROUCAYALI al no considerar estas instalaciones, estaría incumpliendo el numeral 11.2 de la NORMA TARIFAS.

La red inicial presentada mediante un diagrama unifilar, no coincide con las características y/o parámetros de los Elementos existentes a diciembre 2014.

No se sustenta el dimensionamiento de los nuevos elementos de transmisión que conforman el SER. Asimismo, no justifica la capacidad de los transformadores seleccionados. ELECTROUCAYALI al no considerar ese criterio, estaría incumpliendo el numeral 12.1.8 de la NORMA TARIFAS.

No se realiza una correcta redistribución de la demanda, a fin de aprovechar las instalaciones mediante la aplicación de medidas alternativas a la construcción de nuevas instalaciones, tales como: rotación de trasformadores, traslado de cargas entre subestaciones, traslado de cargas entre circuitos de transmisión, entre otros. ELECTROUCAYALI al no considerar ese criterio, estaría incumpliendo el numeral 12.1.8.f de la NORMA TARIFAS.



No se han presentado los archivos electrónicos que permitan la trazabilidad de lo propuesto por ELECTROUCAYALI.

6.2.1 Consideraciones

Además de los criterios establecidos en la NORMA TARIFAS para la definición de las nuevas instalaciones que formarán parte de los SCT a ser pagados por la demanda, para el planeamiento de la expansión de la transmisión se ha tenido en cuenta los siguientes aspectos:

Se considera los proyectos de la Ampliación 3 suscrita el 10 de setiembre de 2014 entre el Concedente (Ministerio de Energía y Minas) y la Sociedad Concesionaria (ISA); dicha ampliación comprende: i) Ampliación de la capacidad de transmisión de la LT 138 kV Aguaytía – Pucallpa de 50 a 80 MVA, ii) Ampliación de la capacidad de transformación de la SET Pucallpa 138/60/23 kV – 55 MVA (similar al existente), iii) Instalación de compensación reactiva (SVC) en la SET Pucallpa 60 kV y iv) Ampliación de la capacidad de transformación de la SET Aguaytía 220/138/23 kV – 60 MVA (similar al existente).

Como parte de la optimización del uso de las instalaciones existentes se considera la rotación de transformadores, la transferencia de carga entre SET's, antes de añadir instalaciones o equipamiento adicional, siempre que estas soluciones resulten más eficientes que la construcción de nuevas instalaciones.

La proyección espacial de la potencia permite identificar el nivel de sobrecarga que puede experimentar cada devanado de los transformadores de las SET’s durante el horizonte de estudio, permitiendo ello prever una eficiente rotación de transformadores (teniendo presente sus características para definir si pueden operar en paralelo o con barras secundarias separadas), antes de optar por nuevas inversiones en transformación.

Para la previsión de nuevas líneas de transmisión y nuevos transformadores de potencia, se consideran las características y tamaños de los módulos estándares aprobados por Osinergmin.

Mediante la redistribución de la máxima demanda de la SET´s, se determinan la ubicación, el tamaño y la oportunidad de ingreso de los transformadores, previo a las simulaciones eléctricas en el horizonte de estudio.

Las líneas de transmisión se dimensionan considerando los máximos valores de potencia que fluyen a través de las mismas, bajo las peores condiciones desde el punto de vista de la demanda.

Se toma como base la topología del sistema existente al 30 de diciembre del 2014 y las instalaciones que se hayan construido y/o se prevé su entrada en servicio antes de mayo 2017, sin que esto signifique necesariamente la validación de aquellas que no están consideradas en el Plan de inversiones vigente.



La configuración de barras de las nuevas SET’s, es la que resulte necesaria para la operación del sistema integral.

Se ha analizado el sistema de transmisión para los años del 2017 al 2026 y para los años 15, 20 y 30.

6.2.2 Diagnóstico de la situación Actual La determinación de las condiciones en las que actualmente opera el sistema permite establecer una base a partir de la cual se inicia el proceso de planeamiento del desarrollo futuro de las instalaciones de transmisión.

Para determinar dichas condiciones, se toma como base la topología del sistema de transmisión existente a diciembre del año 2014 y las instalaciones que fueron construidas y/o fueron previstas hasta antes de mayo 2017. Cabe indicar que según la información reportada por ELECTROUCAYALI, las instalaciones del SST y SCT del Área de Demanda 14, a diciembre de 2014, son las que figura en el Anexo C; sin embargo, dado que dicha información no contiene la actualización de las características de los Elementos existentes, se ha procedido a realizar la modificación correspondiente.

Teniendo en cuenta la información existente del sistema de transmisión, se procedió a identificar las SET´s existentes que superan la capacidad de diseño mediante el formato “F-202”; para este fin se utilizan los resultados de la proyección de la demanda no coincidente (MVA) por barra, donde a partir de los balances entre la potencia instalada existente en las SET’s y sus demandas proyectadas correspondientes en el Horizonte de Estudio, se logró identificar la situación actual y el nivel de sobrecarga que experimentarían las SET’s en el futuro.

Como resultados importantes podemos indicar que, el devanado en 22,9 kV de la SET Parque Industrial (60/23/10 kV – 20/5,33/20 MVA) presentaría sobrecargas desde el año 2016 en el orden de 46%, ello debido a que la demanda en dicho devanado se incrementaría en 102,26% respecto a la demanda real existente del año 2014 (de 3,6 MW a 7,4 MW); sin embargo en el devanado de 10 kV del mismo transformador de la SET Parque Industrial presenta un factor de uso de 60% en dicho año 2016.

Asimismo, a partir del año 2019 se observa que la SET Pucallpa 60/23/10 kV (1x30 MVA+1x20/5/20 MVA) presentaría sobrecarga, dado que el factor de uso que presenta en dicho año es de 1,01 incrementándose por año; sin embargo, es importante mencionar que como parte de la modificación del Plan de Inversiones 2013-2017, se aprobó un transformador de 60/23/10 kV de 30 MVA para el año 2017, a solicitud de ELECTROCAYALI, en la SET Pucallpa.

Respecto a las cargas de las líneas de transmisión y transformadores MAT/AT, así como los perfiles de tensión en el sistema eléctrico del Área de Demanda 14, estos fueron determinados mediante simulaciones de flujos de potencia con el software DigSilent hasta el año 2021; para ello se ha tenido en cuenta los parámetros de las instalaciones existentes reportadas por las empresas concesionarias y las placas de los transformadores obtenidos en las visitas técnicas realizadas en el mes de setiembre de 2015.

La demanda utilizada para este fin, corresponde a la máxima coincidente a nivel sistema eléctrico. Producto de dicha evaluación, se tienen los siguientes resultados.



Respecto a las líneas de transmisión, la LT 138 kV Aguaytía - Pucallpa presentaría sobrecarga en el orden de 6,36% (año 2019 y 29,23% (año 2021) conforme se observa en la gráfica siguiente.

Gráfica Nº 6-2 Cargabilidad en las líneas de transmisión (%)

90,3396,60

106,36

118,76

129,23

16,90 19,01 20,75 22,64 24,56

34,21 37,4140,59

43,80 47,15

33,3536,79

39,9843,28

46,68

0

20

40

60

80

100

120

140

2017 2018 2019 2020 2021

Car

ga

de

la L

ínea

(%)

Lne Aguaytía - Pucallpa Lne Yarinacocha-Pucallpa

Lne Parque Industrial - Yarinacocha Lne Parque Industrial - Pucallpa

Cap. Nominal

Nota: Conforme se observa en el gráfico, la demás líneas de transmisión no superarían su capacidad nominal por lo menos hasta el año 2021.

Respecto a los perfiles de tensión, podemos indicar que las barras que presentan mayores caídas de tensión hasta el año 2021 son, Pucallpa 138 kV (0,90 p.u), Campo Verde 23 kV (0,92 p.u.) y Pucallpa 23 kV (0,94 p.u.), conforme se aprecia en el siguiente gráfico.

Gráfica Nº 6-3 Perfil de tensiones (p.u)

0,85

0,90

0,95

1,00

1,05

1,10

2017 2018 2019 2020 2021

ten

sió

n (p

.u)

AGUAY023 AGUAY138 AGUAY13A AGUAY13B AGUAY220 CVERD023 PINDU010 PINDU060 PUCAL010

PUCAL010B PUCAL023 PUCAL023B PUCAL060 PUCAL138 PUCALL10 PUCALL10(1) YARIN010 YARIN060

Alerta

Alerta

Nota: Las demás barras se encuentran dentro de los límites permitidos (0,95 y 1,05 p.u.).



De los valores obtenidos, se observa que existen problemas de caída de tensión para la LT 138 kV Aguaytía – Pucallpa, lo cual conduce a problemas de regulación de tensión en la red de 60 kV de la ciudad de Pucallpa.

Como resultado del diagnóstico, podemos mencionar que el sistema eléctrico Pucallpa, en el período 2017-2021, no presentaría mayores problemas siempre y cuando se cumpla con los proyectos que forman parte de la Ampliación 3 de la empresa ISA y los proyectos aprobados en el Plan de Inversiones 2013-2017 (incluye la modificatoria). Al respecto, se debe recordar que los proyectos considerados en la Ampliación 3 de ISA, están previstos para su entrada en servicio hasta el año 2016, y que a la fecha se ha cumplido con dos (02) de los cuatro (04) hitos según información de la Gerencia de Fiscalización Eléctrica de Osinergmin.

Respecto a los proyectos aprobados en el Plan de Inversiones 2013-2017 y modificatoria, podemos mencionar lo siguiente:

Se ha constatado en la visita a campo del mes de setiembre de 2015, que la LT 60 kV doble terna Parque Industrial – Pucallpa, prevista su ingreso para el año 2015, estaba culminada, pendiente a gestionar su Acta de Puesta en Servicio.

Respecto a la repotenciación de la LT 60 kV Yarinacocha – Pucallpa, prevista para el año 2017 (cambio de conductor a 240 mm2), no se observó avance alguno; sin embargo en la respuesta a la Observación N° 30 analizada en el Anexo A del presente informe, se indica que ELECTROUCAYALI tiene presente las gestiones ante el OPI-FANAFE para la aprobación del expediente técnico y el financiamiento de cada uno de los proyectos.

Respecto al transformador previsto para la SET Pucallpa 60/23/10 kV de 30 MVA para el año 2017, en la visita realizada en el mes de setiembre de 2015, ELECTROUCAYALI indicó que la SET Pucallpa ya cuenta con dos transformadores y no dispone de espacio para un tercer transformador, por lo que plantea una Nueva SET. Sin embargo, el transformador aprobado está previsto para entrar en servicio en reemplazo del existente de 20 MVA y no como uno adicional.

En este contexto, el planeamiento de la expansión de la transmisión está referido a la atención de la demanda proyectada al año 2026.

6.2.3 Análisis de Alternativas

Sobre la base del diagnóstico del sistema eléctrico actual y de acuerdo a la evolución de la demanda eléctrica en el Área de Demanda 14, se ha identificado que el mayor crecimiento de la demanda se dará en las zonas de Pucallpa y Campo Verde; frente a lo cual, se toma en cuenta lo siguiente:

o Para el sistema Eléctrico Pucallpa, el Plan de Inversiones 2013-2017, aprobó la LT 60 kV doble terna entre la SET Parque industrial y la SET Pucallpa, el repotenciamiento de la línea Yarinacocha-Pucallpa (a 240 mm2 de sección de conductor) y la instalación de un transformador de 60/23/10 kV -30 MVA en reemplazo del existente de 20 MVA en la SET Pucallpa. Al respecto, conforme lo constatado en la visita de campo (setiembre del año 2015) y lo indicado por ELECTROUCAYALI en el levantamiento de observaciones, se consideran necesarios dichos



proyectos para la evaluación y planeamiento de la expansión de la transmisión.

o Las sobrecargas en la transformación pueden ser atendidas mediante la rotación de transformadores, con puntuales adquisiciones de nuevas unidades. Para el efecto se realiza la proyección espacial de la potencia, en lo posible con base en los pulsos registrados en los medidores ubicados en cada devanado de los transformadores, a fin de identificar el nivel de sobrecarga que puede experimentar cada devanado de los transformadores de las SET’s durante el horizonte de estudio.

o Para el caso de la sobrecarga de la SET Parque Industrial (60/23/10 kV – 20/5,33/20 MVA) donde según el diagnóstico realizado presentaría sobrecargas desde el año 2016 en el orden de 46%, debido a que la demanda en el devanado de 23 kV se incrementaría en 102,26% respecto a la demanda real existente del año 2014 (de 3,6 MW a 7,4 MW). Al respecto, se debe mencionar que el devanado de 23 kV alimenta la carga de Campo Verde (23 km desde la SET Parque Industrial, aprox.) y este a su vez alimenta las redes en 23 kV, entre otros, a Neshuya, Nueva Requena y Tournavista, este último a más de 40 km desde la zona de Campo Verde; por lo que como parte de la Alternativa 1, se plantea una Nueva SET Campo Verde 138/23 kV de 15 MVA aprovechando el recorrido de la LT 138 kV Aguaytía – Parque Industrial mediante un seccionamiento en PI, con ello la Zona de Campo Verde quedaría ubicado estratégicamente para la alimentación inmediata de cargas que actualmente por su largo recorrido desde la SET Parque Industrial presenta caídas de tensión; asimismo, esta inversión descargaría drásticamente la SET Parque Industrial desde la fecha de puesta en servicio previsto para el año 2018 hasta el año 2025, donde recién resultaría necesario la instalación de un nuevo transformador.

Por su lado, la empresa ELECTROUCAYALI prevé para este caso, la instalación de un transformador nuevo en la SET Parque Industrial para el año 2017 de 40 MVA y además la Nueva SET Campo Verde 220/23 kV de 25 MVA para el año 2019; donde se observa que mediante esta propuesta, no estaría cumpliendo con los criterios establecidos en la NORMA TARIFAS en lo referente a optimización de uso de los transformadores existentes y nuevos.

Asimismo, resulta pertinente indicar que la propuesta del nuevo transformador en la SET Parque Industrial para el año 2017, solo está indicada en el formato “F-203”; sin embargo, no se indica en la relación de Elementos necesarios para el Plan de Inversiones 2017-2021 (formato “F-305”).

Los resultados del análisis de la oportunidad, están indicados en el siguiente cuadro:



Cuadro Nº 6-5 Análisis de la Oportunidad de la implementación de la Nueva SET Campo Verde y el

nuevo TP de la SET Parque Industrial existente

Sistema: Aguaytía, Pucallpa, Campo Verde

Valor Presente (US$)

Oportunidad Transmisión Transformación Total OYM Pérdidas

Costo Total MAT AT MAT/AT AT/MT Inversión

Opción 1: Nueva SET Campo Verde 138/23 kV de 15 MVA (año 2018) y Nuevo transformador 60/23/10 kV de 45 MVA (año 2025)

644 693 - - 1 591 939 2 236 632 417 906 44 733 2 699 271

Opción 2: Nueva SET Campo Verde 138/23 kV de 15 MVA (año 2019) y Nuevo transformador 60/23/10 kV de 45 MVA (año 2017).

575 619 - - 1 934 170 2 509 789 516 191 25 098 3 051 078

Alternativa Seleccionada : Alternativa 1

Nota: Las dos (02) opciones logran reducir las actuales pérdidas eléctricas; cabe indicar que la Opción 2 presenta una diferencia respecto a la Opción 1 en 13%.

o Con relación a la demanda del sistema de Pucallpa, ésta es atendida a través de las SET´s Parque Industrial, Yarinacocha y Pucallpa; así, conforme se muestra en el mapa de densidad de carga enviada por ELECTROUCAYALI, se observa gran crecimiento de las densidades de carga sobre los radios de atención de dichas subestaciones y en mayor grado en el radio de atención de la SET Pucallpa existente; ante ello, surge la necesidad de considerar un punto adicional de alimentación para dicho sistema Pucallpa, dado que ello permitirá, entre otros aspectos, descongestionar principalmente la SET Pucallpa y la expansión de la ciudad del mismo nombre en 10 y 23 kV en el horizonte de estudio. Al respecto, ELECTROUCAYALI ha determinado la ubicación óptima para la nueva subestación llamada Manantay, la cual ha sido ajustada, según indica, ante la imposibilidad de compra de terreno entre las Avenidas Evitamiento y Aviación.

Cabe indicar que la Nueva SET Manantay inicialmente será puesta en servicio con el nuevo transformador (60/23/10 kV -30 MVA) aprobado en la modificación del Plan de Inversiones 2013-2017, el mismo que tomará carga gradualmente desde la SET Pucallpa existente hasta el año donde resulte necesario el cambio de dicho transformador (año 2022), los nuevos transformadores que se implementarían en la zona de Pucallpa serán de 45 MVA, 60/23/10 kV.

Los transformadores de 30 MVA que estarían libres en las SET´s Manantay y Pucallpa existente, se rotarían a la SET Yarinacocha en reemplazo de los transformadores existente de 14/17 MVA, en cumplimiento del numeral 12.1.8.f de la NORMA TARIFAS.

Mayor detalle sobre la redistribución de la máxima demanda de las SET´s y rotación de los transformadores de potencia, se encuentra en los formatos “F-202” y “F-203”.



Gráfica Nº 6-4 Mapa de densidad de Carga y Área de Influencia de las SET´s –Sistema Pucallpa

(año 2033)

Fuente: Información ELECTROUCAYALI, adecuado por Osinergmin para efectos de visualización.

Por tanto, a continuación se analizan las alternativas de expansión de la transmisión, bajo el criterio de mínimo costo, para atender el crecimiento de la demanda del sistema eléctrico Aguaytía, Pucallpa y Campo Verde.

6.2.3.1 Sistema Eléctrico Aguaytía -Pucallpa – Campo Verde

Se proponen dos (02) alternativas de solución integral para el sistema Aguaytía - Pucallpa –Campo Verde, una de ellas correspondiente a la alternativa propuesta por ELECTROUCAYALI y la otra propuesta por Osinergmin en base a las modificaciones realizadas al ESTUDIO presentado por el Titular y teniendo en cuenta lo descrito en las secciones anteriores.

Alternativa 1: Alternativa desarrollada por Osinergmin, la cual consiste en implementar una nueva SET Manantay 60/23/10 kV de 45 MVA alimentada a través de la LT 60 kV Der Parque Industrial-Pucallpa hacia la Nueva SET Manantay, doble terna, 1,7 km de 240mm2 de sección de conductor. Esta nueva SET Manantay tomará el 50% de la carga de la SET Pucallpa existente; asimismo, contará con el devanado en 22,9 kV para la atención de cargas suburbanas y rurales. En el horizonte de estudio, conforme el crecimiento de la demanda se tiene previsto una LT 138kV Parque Industrial – Manantay, 6,2 km de 2x200mm2 AAAC, y el autotransformador en la SET Manantay 138/60 kV, los cuales logran atender la demanda proyectada de la SET Manantay y Pucallpa hasta el año 30.

Para la zona de Campo Verde que actualmente cuenta con una línea en 22,9 kV Pucallpa-Campo Verde - Neshuya, Campo Verde - Nueva Requena y

Nueva SE Manantay

SE Pucallpa

SE Yarinacocha

SE Parque Industrial



Tournavista y que en el futuro se tendría previsto alimentar a los distritos de Padre Vásquez y Contamana; se propone implementar la Nueva SET Campo Verde 138/23 kV de 15 MVA, a fin de transferir la carga en 22,9 kV desde la SET Parque Industrial existente, para lo cual se prevé seccionar la LT 138 kV Aguaytía-Campo Verde-Pucallpa.

Para el equipamiento de las subestaciones, se ha tenido en consideración lo siguiente: las subestaciones que cuentan con mayor demanda, como el caso de la SET Pucallpa y la Nueva SET Manantay, deben de llegar con no más de tres (03) transformadores al año 30. Asimismo, se tomó en consideración la normalización de las potencias de los transformadores, a fin de lograr su intercambiabilidad y con ello el uso eficiente de los transformadores existentes y proyectados.

Alternativa 2: Alternativa desarrollada por ELECTROUCAYALI, donde plantea desarrollar una red eléctrica en 220 kV con puntos de alimentación de la demanda mediante transformadores 220/10 kV de 25 MVA y 220/60/23 kV de 80 MVA.

Propone para el año 2017, la implementación de la SET Pucallpa Nueva 60/23/10 kV con dos (02) transformadores de potencia de 40 MVA c/u., que incluye la LT 60 kV Der – Pucallpa Nueva, tres (03) ternas de 0,9 km. Dichas ternas están dadas para el ingreso de la LT Parque Industrial – Pucallpa (2 ternas) y la LT Yarinacocha – Pucallpa (1 terna).

Para el año 2019 propone la implementación de la LT 220 kV Aguaytía – Neshuya – Campo Verde –Manantay, 136,6 km, 600mm2 de sección de conductor. Asimismo, prevé implementar la Nueva SET Neshuya 220/23 kV de 25 MVA, SET Campo Verde 220/23 kV de 25 MVA, SET Manantay 220/60/23 kV de 80 MVA, LT 60 kV Der Manantay hacia la SET Manantay, doble terna, 1,7 km de 240mm2 de sección de conductor y la LT 60 kV Manantay – Pucallpa Nueva, 7,5 km de 240mm2 de sección de conductor.

Ambas alternativas se han evaluado bajo el criterio de mínimo costo obteniéndose los siguientes valores:

Cuadro Nº 6-6 Análisis de alternativas – Sistema Eléctrico Aguaytía, Pucallpa y Campo Verde

SELECCIÓN DE ALTERNATIVA OPTIMA

Sistema: Aguaytía, Pucallpa, Campo Verde

Valor Presente (US$)

Alternativa Transmisión Transformación Total OYM Pérdidas

Costo Total

MAT AT MAT/AT AT/MT Inversión

Alternativa 1 17 870 166 273 620 4 134 666 3 603 825 25 882 277 866 163 6 797 023 33 545 464

Alternativa 2 50 315 985 1 288 439 11 021 416 9 820 633 72 446 473 2 274 518 6 721 804 81 442 795

Alternativa Seleccionada : Alternativa 1

Nota: Todas las alternativas logran reducir las actuales pérdidas eléctricas.



En el cuadro anterior, se puede notar que la Alternativa 1 es la de menor inversión y de mínimo costo en un horizonte de análisis de 10 años.

En el Anexo D se muestran los diagramas unifilares correspondientes a la alternativa aprobada, de los sistemas eléctricos analizados por Osinergmin.

6.2.3.2 Sistema Eléctrico Atalaya

La empresa ELECTROUCAYALI ha previsto como parte de su PROPUESTA FINAL, proyectos para interconectar al sistema aislado Atalaya que cuenta con una demanda de 1 MW (año 2014), 2,1 MW (año 2021) y 2,7 MW (año 2026), según la demanda revisada por Osinergmin. Dicha propuesta consta de implementar una LT 138 kV Tulumayo – Atalaya de 209 km de longitud, además de una subestación Atalaya 138/23 kV de 30 MVA. Al respecto, ELECTROUCAYALI no desarrolla el análisis de alternativas para dicha interconexión, donde no solo debió evaluar la construcción de líneas de transmisión, sino también, medidas alternativas tales como pequeñas centrales hidroeléctricas o termoeléctricas, paneles solares, entre otras alternativas de abastecimiento de energía eléctrica que permitan evaluar el Beneficio/Costo adecuado para cada alternativa.

Asimismo, en la PROPUESTA FINAL tampoco indica qué Área de Demanda se haría cargo de las inversiones correspondientes a los proyectos que propone para dicha interconexión. Cabe indicar que el sistema Atalaya actualmente no está incluido en ninguna de las 14 Áreas de Demanda, aprobadas con Resolución N° 083-2015-OS/CD, modificada con Resolución N° 197-2015-OS/CD.

Por otro lado, es necesario precisar que los proyectos de interconexión por su gran envergadura, están contemplados dentro de los alcances del Plan de Transmisión, según lo indicado en el Artículo 13° y 14° del Reglamento de Transmisión8.

Por lo expuesto, se recomienda encaminar dicha interconexión a través del Plan de Transmisión.

6.2.4 Plan de Inversiones 2017-2021 A continuación se citan los resultados obtenidos.

6.2.4.1 Proyectos requeridos en el Período 2017-2021

Como resultado del análisis realizado por Osinergmin, en el Anexo E se detallan los proyectos requeridos para el período 2017-2021, que formarían parte del SCT a ser remunerado por la demanda. Asimismo, en el formato “F-305”, se detalla por Elemento el contenido de cada proyecto.

8 Título III Plan de Transmisión

Artículo 13°.- Objetivos Generales del Plan de Transmisión

(…)

13.5 Promover la integración de regiones eléctricamente aisladas y la ampliación de la frontera Eléctrica.

Artículo 14°.- Alcance del Plan de Transmisión

(…)

14.2 Las instalaciones en Alta o Muy Alta Tensión que permitan la conexión del SEIN con los Sistemas Eléctricos de países vecinos o la integración de Sistemas Aislados al SEIN. (…)



Cabe mencionar que, para la fecha de puesta en Operación Comercial de las instalaciones en transmisión y las diferencias entre las características de las instalaciones aprobadas en el Plan de Inversiones y las instalaciones realmente puestas en servicio; se debe tener en cuenta lo siguiente:

Fecha de Puesta en Operación Comercial de las instalaciones de transmisión: La fecha de Puesta en Operación Comercial (en adelante “POC”), consignada en el Anexo E para cada uno de los proyectos, es vinculante, quedando en responsabilidad del concesionario iniciar la POC de forma oportuna en el año señalado para cada proyecto, bajo apercibimiento del inicio de un procedimiento sancionador en caso de incumplimiento.

Diferencias entre las características de las instalaciones aprobadas en el Plan de Inversiones y las instalaciones realmente puestas en servicio: Conviene precisar que en caso se presente diferencias no significativas entre las características técnicas de las instalaciones aprobadas en el Plan de Inversiones y las características de las instalaciones realmente puestas en servicio, corresponde que los sobrecostos originados por tales diferencias sean sometidos a evaluación del Regulador en el proceso de liquidación anual de ingresos de los SST y SCT y no en el proceso de modificación del Plan de Inversiones; ello debido a que dichos sobrecostos, no alteran la alternativa de mínimo costo elegida por Osinergmin durante el proceso de aprobación del Plan de Inversiones vigente.

En el Informe Legal N° 095-2016-GART se presenta un mayor análisis sobre los criterios expuestos.

6.2.4.2 Programación de Bajas

Las instalaciones que quedan en desuso como resultado del planeamiento de la expansión de la transmisión, pasan a reserva en caso sean requeridas para tal fin y tengan un tiempo de vida menor a 30 años, caso contrario se considera su Baja para el año en que quedaría en desuso.

En el caso del Área de Demanda 14, no se han programado Bajas durante el periodo 2017-2021.

En resumen, el Plan de Inversiones en transmisión del Área de Demanda 14, que requiere implementarse en el período 2017-2021, se muestra en el siguiente cuadro:



Cuadro Nº 6-7 PROPUESTA Osinergmin - ÁREA DE DEMANDA 14

PLAN DE INVERSIONES SCT


(US$) Longitud

(km)


(MVA)

Cantidad De

Elementos


ELECTROUCAYALI 4 244 913 1,7 15 21

AT Celda 992 768

3

Línea 273 620 1,7

1

MAT Celda 1 097 331

3

Transformador 970 576

15 1

MT Celda 910 618

13

En el cuadro anterior están incluidas, únicamente las inversiones previstas en el horizonte 2017-2021.

6.2.5 Plan de Inversiones 2013-2017 En cumplimiento del segundo párrafo del numeral 5.7.2 de la NORMA TARIFAS9, los proyectos aprobados en el Plan de Inversiones 2013-2017 que no hayan sido ejecutados y que no prevean ejecutarse hasta abril de 2017, de acuerdo a lo informado por el respectivo titular en su propuesta y según lo informado por la Gerencia de Fiscalización Eléctrica de Osinergmin, son materia de evaluación en la elaboración del Plan de Inversiones 2017 – 2021. Atendiendo a lo dispuesto en la NORMA TARIFAS, esta revisión del Regulador, tiene por objetivo analizar si dichas instalaciones puntuales justifican su necesidad tal cual fueron aprobadas en el Plan de Inversiones 2013 - 2017, o si bajo la configuración existente en la fecha de la elaboración del nuevo Plan de Inversiones, del análisis técnico - económico deriva una alternativa de mínimo costo que la sustituya.

Según lo prevé el numeral 5.8.5 de la NORMA TARIFAS10, en caso que del citado análisis resulte que las instalaciones deban ejecutarse como parte del

9 (…)

“Las instalaciones de transmisión existentes, a informarse en la oportunidad de proponerse el nuevo Plan de Inversiones, incluyen las que estando en el Plan de Inversiones aprobado se prevé serán puestas en operación comercial hasta el mes de abril del año de la siguiente fijación de Tarifas y Compensaciones de los SST y SCT. Las que no se ejecuten hasta el último día de dicho mes de abril, podrán incluirse en el nuevo Plan de Inversiones a proponerse para la revisión y aprobación por parte de Osinergmin, donde tendrá que demostrarse que continúan siendo necesarias para la atención de la demanda, mediante el respectivo análisis técnico-económico comparativo de alternativas que verifique que además de mantenerse como técnicamente viables representan la alternativa de mínimo costo”.

10 5.8.5.- La aplicación del Procedimiento para la Supervisión del Cumplimiento del Plan de Inversiones

de SST y SCT, quedará sujeta al resultado de la revisión y pronunciamiento de OSINERGMIN al que se refiere el numeral VII) del literal d) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE, respecto de la eliminación de proyectos o reprogramación del inicio de su implementación, que se formulen ya sea en una solicitud de modificación del Plan de Inversiones o en una propuesta del mismo para el siguiente Período Tarifario. En caso sea negativo el pronunciamiento de OSINERGMIN, se mantendrá el plazo original establecido para la implementación de dichos proyectos.



Plan de Inversiones 2013 - 2017, prevalecerá la obligatoriedad de ejecución y el plazo de implementación contenido en dicho Plan, cuyo incumplimiento acarreará, la infracción y sanción que se determine dentro del procedimiento administrativo sancionador respectivo Ahora bien, de la revisión de la propuesta y análisis efectuado en el Área de Demanda 14, no se presentaron casos que impliquen el retiro de instalaciones consideradas en el Plan de Inversiones 2013 - 2017, por lo que los Elementos aprobados en dicho Plan para esta Área de Demanda, se mantienen invariables, son necesarios y obligatorios para la atención oportuna de la demanda.



7. Conclusiones y Recomendaciones

Del análisis realizado por Osinergmin a los estudios presentados por ELECTROUCAYALI, se concluye lo siguiente:

a) Se ha obtenido el porcentaje de 7,48% como tasa de crecimiento de la demanda global de energía eléctrica en el Área de Demanda 14 (periodo 2014-2026), menor que el porcentaje de 11,50% presentado por ELECTROUCAYALI en su PROPUESTA FINAL.

b) La inversión referencial total en transmisión considerada para el Área de Demanda 14, en el periodo comprendido entre el 01 de mayo de 2017 al 30 de abril de 2021, asciende al monto de US$ 4 244 913 según los valores de inversión por proyecto de transmisión que se muestran en el Anexo E del presente informe. Dicha inversión es asignada 100% a ELECTROUCAYALI.

c) Producto de las inversiones previstas en el Área de Demanda 14, no se han previsto Bajas en el periodo 2017-2021 para dicha Área de Demanda.

d) Se recomienda la emisión de una resolución que apruebe el Plan de Inversiones en transmisión para el Área de Demanda 14, correspondiente al período mayo 2017-abril 2021, tomando en cuenta lo señalado en los párrafos anteriores.

[jmendoza]

/rqe



8. Anexos

A continuación se presentan los siguientes anexos al informe:

Anexo A Análisis de las Respuestas a las Observaciones formuladas a la PROPUESTA INICIAL.

Anexo B Metodología para la Proyección de la Demanda.

Anexo C Diagrama Unifilar del Sistema Actual según información de Titulares.

Anexo D Diagrama Unifilar de las Alternativas Seleccionadas, según análisis de OSINERGMIN.

Anexo E Plan de Inversiones 2017-2021, determinado por Osinergmin.

Anexo F Cuadros Comparativos.



Anexo A Análisis de las Respuestas a las Observaciones formuladas a la

PROPUESTA INICIAL



Análisis de las Respuestas a las Observaciones formuladas a la PROPUESTA INCICIAL de ELECTRO UCAYALI S.A. (en adelante

“ELECTROUCAYALI” O “ELUC”)

OBSERVACIONES GENERALES

1. En el Estudio Técnico (en adelante “ESTUDIO”), se observa que ELECTROUCAYALI no ha considerado en su análisis a los siguientes proyectos: Ampliación de capacidad de transmisión de la LT 138 kV Aguaytía – Pucallpa (de 50 a 80 MVA), nuevo transformador en la SET Pucallpa 138/60/10 kV (55/55/18 MVA), nuevo transformador en la SET Aguaytía 220/138/22.9 kV (60/60/20 MVA), compensación reactiva (SVC) de -10/+45 MVAR en 60 kV en la SET Pucallpa y segunda terna de la LT 138 kV Aguaytía – Pucallpa; los cuales son parte del PI 2013-2017, de la Ampliación N° 3 del contrato de ISA Perú o del Plan Vinculante 2020 del Plan de Transmisión. Al respecto, la concesionaria debe considerar estos proyectos y replantear su propuesta de Plan de Inversiones.

Respuesta

En el Anexo 03 “Diagnóstico” se encuentra el desarrollo del análisis eléctrico del Área de Demanda 14, en donde se toma en consideración el plan de obras de transmisión a implementarse en el corto plazo, y que son detallados por Osinergmin en su observación.

OSINERGMIN

PowerFactory 14.1.3

DIAGRAMA DE FLUJO DE POT ENCIA

AREA: 14

Projec t:

Graphic: AREA_14

Date: 11/12/2015

Annex:

Load Flow Balanced

Nodes

Line-Line Voltage, Magnitude [kV]

Voltage, Magnitude [p.u.]

Voltage, Angle [deg]

Branches

Active Power [MW]

Reactive Power [Mvar]

Power Factor [-]

T erminal

Line-Line Voltage, Magnit



AAAC 240mm2 - 6.14km(2017)

20MVAR

(2015)

AAAC 240mm2 - 10.5km(2015)

AAAC 240mm2 - 10.5km(2015)

TR

AN

SF

OR

MA

DO

R P

RO

VIS

ION

AL

30M

VA

138/6

0/1

0K

V(2

015)

PUCALLPA22.9

22.90 kV1.00 p.u.-146.5..

PINDU060(1)56.95 kV0.95 p.u.0.09 deg

PINDU06056.09 kV0.93 p.u.2.65 deg

PINDU0109.32 kV0.93 p.u.-148.0..

PUCAL010B10.04 kV1.00 p.u.-160.4..

YARIN0109.90 kV0.94 p.u.-156.1..

CVERD0109.86 kV0.99 p.u.-154.4..

CVERD02323.17 kV1.01 p.u.-0.68 ..

YARIN06055.53 kV0.93 p.u.-1.38 ..

PINDU138120.78..0.88 p.u.6.70 deg

AGUAY02324.04 kV1.05 p.u.-129.8..

AGUAY138146.47..1.06 p.u.21.93 ..

AGUAY13A13.80 kV1.00 p.u.2.90 deg

AGUAY13B13.80 kV1.00 p.u.2.76 deg

AGUAY220220.64..1.00 p.u.26.77 ..

PINDU0109.50 kV0.95 p.u.-150.5..

PUCAL0109.87 kV0.99 p.u.-162.6..

PUCAL23B22.54 kV0.98 p.u.-6.96 ..

PUCAL02322.41 kV0.98 p.u.-8.21 ..

PUCAL06054.87 kV0.91 p.u.-1.97 ..

Shunt/Filter(1)

-0.00 ..-18.02..-0.00

2

rese

rva

-pu

callp

a -29.81..-22.80..-0.79

79.35 %

30.00 ..25.97 ..0.76

79.35 %

0

G~

R ESERVA FR IA PUC ALLPA

30.00 ..25.97 ..0.76

99.19 %

PIN

DU

-PU

CA

L

29.40 ..16.03 ..0.88

58.82 %

-28.86..-14.52..-0.89

58.82 %

PIND U-PUC AL(1)

29.40 ..16.03 ..0.88

58.82 %

-28.86..-14.52..-0.89

58.82 %

48.88 ..30.81 ..0.85

96.02 %

-41.82..-22.33..-0.88

96.02 %

-6.90 ..-2.27 ..-0.95

96.02 %

-10

19.49 ..10.45 ..0.88

84.23 %

-0.00 ..0.00 M..-1.00

84.23 %

-0.00 ..0.00 M..-1.00

84.23 %

-10

0.00 MW-0.60 ..0.00

1

31.39 ..10.32 ..0.95

13.65 ..4.49 M..0.95

14.43 ..8.72 M..0.86

30.38 %

-14.35..-8.53 ..-0.86

30.38 %

28.53 ..15.62 ..0.88

57.08 %

-28.20..-14.59..-0.89

57.08 %

13.77 ..5.87 M..0.92

115.52 %

-13.65..-4.49 ..-0.95

115.52 %

-8

7.51 MW2.47 M..0.95

19.38 ..8.61 M..0.91

90.73 %

-7.51 ..-2.47 ..-0.95

90.73 %

-11.75..-3.86 ..-0.95

90.73 %

-10

83.64 ..44.65 ..0.88

96.79 %

-77.24..-24.38..-0.95

96.79 %

48.88 ..30.81 ..0.85

96.02 %

-6.90 ..-2.27 ..-0.95

96.02 %

-41.82..-22.33..-0.88

96.02 %

-10

G~

Aguayt G1

87.00 ..29.38 ..0.95

77.04 %

87.00 ..29.38 ..0.95

91.83 %

-86.37..-18.95..-0.98

91.83 %

1

G~

Aguayt G2

85.00 ..29.27 ..0.95

75.42 %

85.00 ..29.27 ..0.95

89.90 %

-84.39..-19.26..-0.97

89.90 %

1

0

G~

Yarn G3

73.00 ..-23.42..0.95

40.12 %

G~

Yarn G2

G~

Yarn G4

13.80 ..4.54 M..0.95

39.43 ..12.96 ..0.95

G~

Yarn G1

-3

57.74 ..13.93 ..0.97

123.40 %

-0.00 ..-0.00 ..-1.00

123.40 %

-0.00 ..-0.00 ..-1.00

123.40 %

-10

11.75 ..3.86 M..0.95

31.87 ..15.36 ..0.90

154.73 %

-31.39..-9.71 ..-0.96

154.73 %

-11

40.20 ..22.22 ..0.88

200.91 %

-39.43..-12.96..-0.95

200.91 %

-12

DIg

SIL

EN

T

Análisis de Osinergmin

En el gráfico anterior, se observa que ELECTROUCAYALI ha presentado el diagrama de flujo de carga del Área de Demanda 14 sin considerar los proyectos correspondientes al Plan de Inversiones vigente ni al Plan de Obras de Transmisión del COES. Asimismo, dentro del anexo 03 “Diagnóstico”, se observa que tampoco ha considerado dichos proyectos, encontrándose la misma deficiencia en el análisis de alternativas presentado.

Conclusión

En consecuencia, esta observación se considera como no subsanada.



2. ELECTROUCAYALI debe considerar para la determinación de la configuración óptima del sistema de transmisión, un horizonte de 30 años y utilizar como año inicial al año 2017. Al respecto, se observa que el horizonte del estudio utilizado por la empresa es de 10 años. En consecuencia, se requiere que la concesionaria determine la configuración óptima del sistema considerando el horizonte establecido en el numeral 5.9.4 de la NORMA TARIFAS.

Respuesta

Atendiendo a lo sugerido por el Osinergmin, se ha agregado para los períodos 20 y 30 las simulaciones de potencia para la alternativa seleccionada, a fin de verificar si dicha configuración es la más óptima.


En el Informe presentado por ELECTROUCAYALI, se observa que no ha presentado el análisis correspondiente a los periodos 20 y 30, el cual tampoco forma parte de los anexos presentados. Al respecto, y de forma similar a su PROPUESTA INICIAL, se observa que la empresa se ha limitado a realizar el análisis solamente para los 10 primeros años.

Conclusión

En consecuencia, esta observación se considera como no subsanada.

3. Se observa inconsistencias entre los archivos electrónicos y el ESTUDIO. Por ejemplo, en el resumen ejecutivo se muestra una tabla con la programación de inversiones, sin embargo, dicha tabla contiene una cantidad diferente de elementos en el archivo “F-308,309_Alt2.xlsx”; al respecto, se debe verificar que la información presentada en los archivos electrónicos coincida con el ESTUDIO y que los parámetros eléctricos correspondan al sistema eléctrico existente.

Respuesta

Atendiendo a lo sugerido, en el resumen ejecutivo se ha corregido la lista de elementos a aprobarse para el periodo 2017–2021. Asimismo se ha corregido los parámetros eléctricos declarados en los formatos de Información General y los formatos referidos al SER.


Como resultado de la revisión de la PROPUESTA FINAL de ELECTROUCAYALI, nuevamente se observa inconsistencias entre los archivos electrónicos y el ESTUDIO. Por ejemplo, las longitudes de las líneas Aguaytía-Neshuya y Neshuya-Campo Verde presentadas en el archivo (*.pfd) son de 1 km cada uno; sin embargo, en la figura 37 de su ESTUDIO se muestra que las longitudes son 77,5 y 28 km, respectivamente. Asimismo, se observa que la información de demanda considerada en el archivo (*.pfd), la cual es utilizada en el análisis de alternativas y diagnóstico de la red, no coincide con la información presentada en el archivo “F-202-ELUC.xlsx” para la coincidente a nivel sistema eléctrico.

Conclusión

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

4. Se observa que los archivos de cálculo presentan información en valores (sin vínculos), lo cual no permite identificar la procedencia de dicha información. Al respecto, ELECTROUCAYALI debe efectuar una revisión integral de sus archivos electrónicos y presentarlos debidamente vinculados y validados, a fin de garantizar su adecuada trazabilidad.

Respuesta

Atendiendo a lo sugerido, se ha corregido los archivos de cálculo y vinculado en donde corresponde las fuentes de información.

Por otro lado, los formatos han sido completados de acuerdo a la Norma Tarifas, y justificados de acuerdo a las características del Sistema Eléctrico.




De la revisión del Informe presentado por ELECTROUCAYALI, se observa que la empresa ha corregido los archivos de cálculo que forman parte de su ESTUDIO.

Conclusión

En consecuencia, esta observación se considera como subsanada.

5. No se ha presentado la totalidad de registros de carga de cada 15 minutos correspondiente a cada devanado de transformadores de cada subestación actualizado a diciembre 2014 (año representativo), según lo establecido en el numeral 8.1.1) de la NORMA TARIFAS.

Respuesta

Se ha incluido el archivo “Registro de Energía Activa y Reactiva Barra 10 kV y 22.9 kV - ELECTROUCAYALI S.A. 2014.xls” el cual contiene los registros de cada 15 minutos de las SET’s de propiedad de ELUC


Si bien se ha cumplido con entregar los registros de cada 15 minutos de las SET’s pertenecientes a los sistemas eléctricos Pucallpa y Campo Verde, se observa que no se ha incluido los registros de los devanados secundarios de las SET Aguaytía.

Conclusión

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

6. En cuanto a las demandas nuevas en bloque (que se incorporan o que se incrementan significativamente a partir del año 2016), no se presenta la información de sustento. Al respecto, se requiere la presentación de la documentación actualizada que sustente la magnitud de la demanda y su cronograma de incorporación dentro de dicho sistema eléctrico, en cumplimiento de lo señalado en el numeral 6.2.8) de la NORMA TARIFAS. Así mismo, se deberán excluir las solicitudes de factibilidad de aquellas cargas cuya potencia no supere los 200 kW, puesto que corresponden a usuarios calificados como regulados1.

Respuesta

Las demandas adicionales incluidas en los formatos F-100 responden a las solicitaciones de demanda de nuevos clientes recibidas por ELUC para el periodo 2017-2021 y estas se sustentan con las solicitudes de factibilidad que se adjuntan en el Anexo 06 (Sustento de Nuevas Demandas).

El listado de clientes potenciales considerados en la proyección de cargas especiales fueron proporcionados por ELUC, así como también fueron obtenidos en las reuniones que se llevó a cabo con las entidades que promueven el desarrollo económico de la Región Ucayali (promotores de la inversión y entidades financieras)

La demanda total de las cargas especiales a ser conectadas durante el periodo del planeamiento del sistema Pucallpa, es de 46.288 MW que llegan a representar 239 GWh anuales.

Por otro lado, la demanda total de las cargas especiales a ser conectadas durante el periodo del planeamiento del sistema Campo Verde es de 20.481 MW que llegan a representar 107 GW.h anuales.

En el siguiente cuadro se indica la relación de cargas especiales con su respectiva demanda y el año de ingreso en operación de cada uno de ellos, para dichos sistemas:



Ítem ProyectoDemanda

(kW)2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

1 APEMED 10,000 2,000 3,600 5,200 6,800 8,200 10,000 10,000

2RED DE DISTRIBUCIÓN PRIMARIA EN 10 KV – CENTRO

COMERCIAL REAL PLAZA PUCALLPA4,350 2,393 3,045 3,698 4,350 4,350 4,350 4,350

3 CENTRO COMERCIAL OPEN PLAZA 3,500 1,925 2,450 2,975 3,500 3,500 3,500 3,500

4 AAHH Yarinacocha (8400 viviendas) 3,360 0 1,680 2,520 3,360 3,360 3,360 3,360

5 AAHH Manantay (8300 viviendas) 3,320 0 1,660 2,490 3,320 3,320 3,320 3,320

6 AAHH Calleria (8300 viviendas) 3,320 0 1,660 2,490 3,320 3,320 3,320 3,320

7INCREMENTO DE POTENCIA CONTRATADA DE SISTEMA DE

UTILIZACIÓN 10KV, 2,5MW CERVECERÍA SAN JUAN S.A.2,500 0 0 1,250 1,875 2,500 2,500 2,500

8SISTEMA DE UTILIZACIÓN EN 10 KV – EMBARCADERO

MONTE BLANCO 2da etapa2,500 0 0 1,250 1,875 2,500 2,500 2,500

9 SER 27 AAHH Pucallpa 4500 usuarios 1,800 1,350 1,800 1,800 1,800 1,800 1,800 1,800

10SISTEMA DE UTILIZACIÓN EN 10 KV – EMBARCADERO

MONTE BLANCO1,500 1,155 1,335 1,500 1,500 1,500 1,500 1,500

11

SISTEMA DE UTILIZACIÓN EN 10 - 22.9 KV – INCREMENTO

DE POTENCIA CONTRATADA DE 2 500 KW A 3 500 KW DE LA

CERVECERÍA SAN JUAN S.A.

1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000

12 Sol de Oriente 1,000 0 300 440 580 720 860 1,000

13FORTALECIMIENTO DE LOS SERVICIOS DE SALUD DEL

HOSPITAL REGIONAL DE PUCALLPA - REGION UCAYALI833 0 250 367 483 600 717 833

14

INCREMENTO DE POTENCIA CONTRATADA PARA EL

SISTEMA DE UTILIZACION EN 10.00 KV PARA

EMBOTELLADORA ORIENTAL S.A.C.

556 0 167 245 323 400 478 556

15 Malecón Grau-Área Comercial 500 0 0 150 220 290 360 430

16 Hotel de 5 Estrellas-Inmaculada (110 Habitaciones.) Gas CASA ANDINA500 375 500 500 500 500 500 500

17

MEJORAMIENTO Y AMPLIACION DEL SISTEMA DE AGUA

POTABLE Y ALCANTARILLADO SANITARIO DEL SECTOR 6 -

PUCALLPA, PLANTA DE TRATAMIENTO DE AGUAS

RESIDUALES – PTAR

448 134 197 260 323 385 448 448

18INCREMENTO DE SUMINISTRO DE POTENCIA DE MEDIA

TENSION DE 120 KW. A 300 KW. VBH Victoria Boutique Hotel 402 0 0 121 177 233 289 346

19 SER Pucallpa grupo 23 parcial (1000 aproximadamente) 400 200 300 400 400 400 400 400

20 SER bajo Aguaytía Pucallpa (1000 aproximadamente) 400 0 0 200 300 400 400 400

21


POTABLE Y ALCANTARILLADO SANITARIO SECTOR 03 / 04

DEL DISTRITO DE YARINACOCHA - PLANTA DE

TRATAMIENTO DE AGUAS RESIDUALES – PTAR

353 0 106 155 205 254 304 353

22SISTEMA DE UTILIZACION EN 10 KV: "AMAZONIA GRAND

HOTEL S.A.C."265 0 0 80 117 154 191 228

23INCREMENTO DE POTENCIA CONTRATADA PARA EL

SISTEMA DE UTILIZACION EN 10.00 KV PARA SENATI – 250 0 0 75 110 145 180 215

24 UNIVERSIDAD ALAS PERUANAS - FILIAL PUCALLPA 250 0 0 75 110 145 180 215

25



DEL DISTRITO DE YARINACOCHA - RESERVORIO ELEVADO

RP-01

233 0 70 103 135 168 200 233

26



DEL DISTRITO DE YARINACOCHA - RESERVORIO ELEVADO

RP-02

233 0 70 103 135 168 200 233

27SISTEMA DE UTILIZACIÓN EN 10 KV – INSTITUCIÓN

EDUCATIVA FAUSTINO MALDONADO190 0 0 0 57 84 110 137

28

MEJORAMIENTO DEL SISTEMA DE AGUA POTABLE Y

ALCANTARILLADO EN EL SECTOR 11 - PLANTA DE

TRATAMIENTO DE AGUAS RESIDUALES

184 0 0 55 81 107 132 158

29

MEJORAMIENTO Y AMPLIACIÓN DEL SISTEMA DE AGUA

POTABLE Y ALCANTARILLADO SANITARIO SECTOR 2 –

CALLERÍA – CORONEL PORTILLO – UCAYALI- PTAR

181 80 105 130 156 181 181 181

30

SISTEMA DE UTILIZACIÓN EN 10KV: "MEJORAMIENTO DE LA

INFRAESTRUCTURA Y EQUIPAMIENTO DEL LABORATORIO

DE COMPUTACION E INFORMATICA DEL INSTITUTO

SUPERIOR TECNOLOGICO SUIZA"

117 0 0 0 35 51 68 84

31


POTABLE Y ALCANTARILLADO SANITARIO SECTOR 7 DEL

DISTRITO DE YARINACOCHA - PLANTA DE TRATAMIENTO DE

AGUAS RESIDUALES

102 0 0 0 31 45 59 74

32



DEL DISTRITO DE YARINACOCHA - CAMARA DE BOMBEO DE

DESAGÜE CBD-04

79 0 24 35 46 57 68 79




(kW)2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

33

"SISTEMA DE UTILIZACIÓN EN 10.00 / 22.90 KV:


POTABLE Y ALCANTARILLADO SANITARIO SECTOR 2 -

CALLERIA" POZO TUBULAR -01

76 34 44 55 66 76 76 76

34MEJORAMIENTO DE LA INFRAESTRUCTURA EN LA I.E.N°

64027 JUAN EDINSON BORDOY RUIZ - SAN ALEJANDRO72 0 0 0 22 32 42 52

35




CALLERIA" POZO TUBULAR -02

72 32 42 52 62 72 72 72

36



PUCALLPA, CÁMARA DE BOMBEO DE DESAGÜE CBD-06

64 19 28 37 46 55 64 64

37




CALLERIA" P.T.A.R.

57 25 33 41 49 57 57 57

38

SISTEMA DE UTILIZACIÓN EN 10 KV – MEJORAMIENTO DEL

SISTEMA DE AGUA POTABLE Y ALCANTARILLADO EN EL

SECTOR 11 – DISTRITO DE MANANTAY – CÁMARA DE

BOMBEO DE DESAGÜE (CBD-4)

54 0 0 16 24 31 39 46

39




DESAGÜE CBD-07

52 0 16 23 30 38 45 52

40




DESAGÜE CBD-08

51 0 15 23 30 37 44 51

41



DEL DISTRITO DE YARINACOCHA - POZO TUBULAR PP-01

51 0 15 22 30 37 44 51

42




51 0 15 22 30 37 44 51

43




51 0 15 22 30 37 44 51

44




42 0 13 18 24 30 36 42

45




DESAGÜE CBD-05

41 0 12 18 24 29 35 41

46




DESAGÜE CBD-06

40 0 12 17 23 29 34 40

47




BOMBEO DE DESAGÜE (CBA-3)

39 0 0 12 17 23 28 34

48




DESAGÜE CBD-09

38 0 11 17 22 27 33 38

49





37 0 0 11 16 22 27 32

50





36 0 0 11 16 21 26 31

51





36 0 0 11 16 21 26 31

52




CALLERIA" RESERVORIO ELEVADO -01

33 14 19 24 28 33 33 33




(kW)2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

53




28 8 12 16 20 24 28 28

54




28 8 12 16 20 24 28 28

55



PUCALLPA, CÁMARA DE BOMBEO DE AGUA CBA-06

28 8 12 16 20 24 28 28

56



PUCALLPA, CÁMARA DE BOMBEO DE AGUA - CBA-01

28 8 12 16 20 24 28 28

57




28 8 12 16 20 24 28 28

58




28 8 12 16 20 24 28 28

59




28 8 12 16 20 24 28 28

60




28 8 12 16 20 24 28 28

61



DISTRITO DE YARINACOCHA - CASETA DE BOMBEO DEL

POZO TUBULAR N° 03

24 0 0 0 7 11 14 17

62




POZO TUBULAR N° 04

24 0 0 0 7 11 14 17

63




POZO TUBULAR N° 02

24 0 0 0 7 11 14 17

64




POZO TUBULAR N° 01

24 0 0 0 7 11 14 17

65





24 0 0 7 10 14 17 20

66




23 7 10 13 17 20 23 23

67



CALLERÍA – CORONEL PORTILLO – UCAYALI- CBD-1

23 10 13 16 20 23 23 23

68




23 10 13 16 20 23 23 23

69




23 10 13 16 20 23 23 23

70




DESAGÜE CBD-02

22 0 6 10 13 16 19 22

71




DESAGÜE CBD-05ª

22 0 6 10 13 16 19 22

72



DISTRITO DE YARINACOCHA - CAMARA DE BOMBEO 06

20 0 0 0 6 9 12 15

73




20 0 0 0 6 9 11 14

74SISTEMA DE UTILIZACIÓN EN 10KV – CAMARA DE BOMBEO

DE DESAGÜES D-1818 0 0 5 8 10 13 15

75



DISTRITO DE YARINACOCHA - RESERVORIO ELEVADO 02

15 0 0 0 4 7 9 11




(kW)2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

76



DISTRITO DE YARINACOCHA - RESERVORIO ELEVADO 01

15 0 0 0 4 7 9 11

77





14 0 0 4 6 8 10 12

78




DESAGÜE CBD-01

13 0 4 6 7 9 11 13

79




CALLERIA" C. B. D.- 01

13 6 7 9 11 13 13 13

80





10 4 6 7 9 10 10 10

81




DESAGÜE CBD-03

10 0 3 4 6 7 8 10

82





9 4 5 6 8 9 9 9

83




8 0 0 0 2 4 5 6

84




8 0 0 0 2 3 4 5

85




DESAGÜE CBD-09ª

7 0 2 3 4 5 6 7

86




DESAGÜE CBD-01ª

6 0 2 3 3 4 5 6

87




5 0 0 0 1 2 3 4

88




2 0 0 0 1 1 1 2

46,288 10,853 20,799 30,382 38,215 42,062 44,887 45,805

47,516 84,096 144,4 198,463 219,11 233,163 237,43

Potencia Proyectada de las Cargas Especiales del Sistema

Eléctrico Pucallpa

Energía Proyectada de las Cargas Especiales del Sistema Eléctrico

Pucallpa


(kW)2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

1 CAMARA DE BOMBEO DE DESAGÜE CBD-01 29 0 6 9 15 21 24 29

2 Plantaciones Ucayali Procesadora de Aceite 4,000 0 800 1,200 2,000 2,800 3,200 4,000

3 Plantaciones Ucayali Planta de Refinación de Aceite 500 0 100 150 250 350 400 500

4 Nueva Ciudad (5000 viviendas) 1,668 0 334 500 834 1,168 1,335 1,668

5 Planta Aceitera-Grupo ARIAZ 600 0 120 180 300 420 480 600

6 Planta de Biodiesel Palma aceitera 4,000 0 0 800 1,200 2,000 2,800 3,200

7 Empresa Petrolera- 50 Ha - 15 Ha para viviendas. 83 0 0 17 25 41 58 66

8 San Fernando-Ex. Granja San Jorge 2,300 1,610 1,840 2,070 2,300 2,300 2,300 2,300

9 KM 86 traslado de clientes atendidos por ELC 2000 clientes 800 0 400 560 640 720 800 800

10 Clientes zona Tornavista 3400 clientes 1,390 0 695 973 1,112 1,251 1,390 1,390

11 Planta azucarera-Grupo Montes 700 0 0 140 210 350 490 560

12 Agropecuaria Campo Verde 2,300 0 0 460 690 1,150 1,610 1,840

13 Compañía Valle del Ucayali 600 0 0 120 180 300 420 480

14 Planta Lechera 250 0 0 50 75 125 175 200

15 Palmagro SAC KM 30 CFB 100 70 80 90 100 100 100 100

16 SER Pucallpa-campo verde grupo 23 parcial (2000 aprox.) 800 400 560 640 720 800 800 800

17 SER - GOREU 900 usuarios 360 252 288 324 360 360 360 360

20,481 2,332 5,223 8,283 11,011 14,256 16,741 18,894

10,68 17,771 37,262 57,84 74,884 87,94 99,243

Potencia Proyectada de las Cargas Especiales

Energía Proyectada de las Cargas Especiales

Así también, se ha incluido el archivo “2. Anexo B.2 Merc.Eléctrico Atalaya-II.xls” en donde se detalla la estimación de la demanda del Sistema Rural Atalaya, prevista a incorporarse al SEIN:



2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038

1.00 Demanda por Incremento de Potencia Contratada 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373

1.01 Municipalidad Provincial de Atalaya 82 0.18 82 82 82 82 82 82 82 82 82 82 82 82 82 82 82 82 82 82 82 82

1.02 MPA-Planta Tratamiento de Aguas Residuales 69 0.43 69 69 69 69 69 69 69 69 69 69 69 69 69 69 69 69 69 69 69 69

1.03 MPA-Estación d' Bombeo d' Agua Potable de Atal. 200 0.54 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200

1.04 MPA - Estadio Municipal de Villa Atalaya 21 0.03 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21

2.00 Demanda de Usuarios Nuevos 6,491 12,541 13,541 14,666 15,241 15,519 15,519 15,519 15,519 15,519 15,519 15,519 15,519 15,519 15,519 15,519 15,519 15,519 15,519 15,519

2.01 Aserradero Velázquez 1,200 0.30 1,000 1,000 1,000 1,000 1,200 1,200 1,200 1,200 1,200 1,200 1,200 1,200 1,200 1,200 1,200 1,200 1,200 1,200 1,200 1,200

2.02Inversiones Madedera San Miguel (Aserradero

Rondón)750 0.30 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750

2.03 Madedera GyG (Aserradero Terruco) 500 0.20 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500

2.04 Industria Forestal Marquez (Aserradero Botas) 500 0.25 250 250 250 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500

2.05Machu Picchu Wood Perú SAC (Aserradero

Eurofranma)500 0.25 250 250 250 250 250 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500

2.06 Aserradero Villalobos 500 0.30 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500

2.07 Aserradero Valle Sur 500 0.30 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500

2.08 Forestal Sr. De Luren (Aserradero Panéz) 250 0.25 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250

2.09 Hospital de Atalaya 429 0.60 429 429 429 429 429 429 429 429 429 429 429 429 429 429 429 429 429 429 429 429

2.10Colegio Emblematico Hidelbrando Fuentes -

Atalaya190 0.60 162 162 162 162 162 190 190 190 190 190 190 190 190 190 190 190 190 190 190 190

2.11 Chancadora 400 0.42 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400

2.12 Camal Municipal 300 0.60 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300

2.15 Maquicentro-Parque Industrial Atalaya 1,500 0.60 750 750 1,125 1,500 1,500 1,500 1,500 1,500 1,500 1,500 1,500 1,500 1,500 1,500 1,500 1,500 1,500 1,500 1,500

2.14 Puerto Atalaya 1,600 0.60 1,600 1,600 1,600 1,600 1,600 1,600 1,600 1,600 1,600 1,600 1,600 1,600 1,600 1,600 1,600 1,600 1,600 1,600 1,600

2.13 Planta Procesadora de Cacao 600 0.60 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600

2.16 Planta Procesadora de Café 600 0.60 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600

2.15 Planta de Extracción de Aceite de Palma 1,700 0.60 1,700 1,700 1,700 1,700 1,700 1,700 1,700 1,700 1,700 1,700 1,700 1,700 1,700 1,700 1,700 1,700 1,700 1,700 1,700

2.14Planta Procesadora de Harina de Yuca y

Platano2,000 0.60 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000

2.17 Centro Cultural de Atalaya 500 0.20 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500

2.16 Polideportivo de Atalaya 500 0.20 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500

2.15 Palacio Sub Regional de Atalaya 500 0.20 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500

3.00 Cargas Especiales Menores 805 805 805 825 885 885 885 885 885 885 885 885 885 885 885 885 885 885 885 885

2.17 2 Hoteles 200 0.60 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200

3.01 10 Reeaserradero 300 0.45 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300

3.02 5 Astilleros 150 0.45 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150

3.03 3 Empresas Logísticas de Trasporte Fluvial (2) 45 0.60 45 45 45 45 45 45 45 45 45 45 45 45 45 45 45 45 45 45 45 45

3.04 3 Grifo Ciudad Atalaya 80 0.20 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80

3.05 6 Grifo rurales 60 0.15 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60

3.06 4 Grifos Flotantes (3) 40 0.35 20 20 20 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40

3.07 Antena de Telefonia Bitel 10 0.15 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10

Potencia Total Total 16,777 0.46 7,669 13,719 14,719 15,864 16,499 16,777 16,777 16,777 16,777 16,777 16,777 16,777 16,777 16,777 16,777 16,777 16,777 16,777 16,777 16,777

Perdidas de Potencia 0.29 0.14 0.31 0.32 0.34 0.36 0.36 0.36 0.36 0.36 0.36 0.36 0.36 0.36 0.36 0.36 0.36 0.36 0.36 0.36 0.36

Potencia Total-Con Perdidas 7,669 13,719 14,719 15,864 16,499 16,777 16,777 16,777 16,777 16,777 16,777 16,777 16,777 16,777 16,777 16,777 16,777 16,777 16,777 16,777

Nota:

(1) La demanda de los AA. HH. 8 De Mayo, AA. HH. Villa Junin, AA. HH. Nva Fortaleza, AA. HH. Papa francisco, AA. HH .Francisco Mendoza y Habilitación Urbana Mario Pezo ya fue considerado en la proyeción de la de manda

por incremento de la cobertura (ver Anexo B.2.2)

(2) Empresas Logísticas de Trasporte Fluvial: Ransa, Cosmos y Trabel. Cada empresa de 15KW, sólo cuentan con computadoras (uso adminsitrativo) y aire acondicionado (por el Clima).

(3) Se han ubicado 2 grifos flotanes (Grifos Flotantes Rivaliza y Grifo Flotante Petromilg) y con el nuevo puerto se estima 2 grifos nuevos.

b) Proyección de la Demanda de Energía de las Cargas Especiales

2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038

Energia Total-Sin Perdidas 26,821 58,620 60,372 63,828 66,403 67,098 67,098 67,098 67,098 67,098 67,098 67,098 67,098 67,098 67,098 67,098 67,098 67,098 67,098 67,098

Perdidas de Energía 364 796 820 866 901 911 911 911 911 911 911 911 911 911 911 911 911 911 911 911

Energia Total-Con Perdidas en MWh 27,185 59,416 61,192 64,694 67,305 68,009 68,009 68,009 68,009 68,009 68,009 68,009 68,009 68,009 68,009 68,009 68,009 68,009 68,009 68,009

Ítem Empresa

Proyección de la Demada de Energía a Clientes Libres-Cargas Adicionales-MWhAño

Proyección de la Demada Proyectada kWDeman

d. KWFC




Se verifica que en el formato de “Usuarios Libres y Demandas Incorporadas” (F-113), ELECTROUCAYALI está considerando usuarios con demandas menores a 200 kW, los cuales deben ser excluidos dado que son calificados como usuarios regulados. Asimismo, se observa que la empresa ha presentado la misma cantidad de nuevas demandas o “Factibilidades” planteadas en la regulación anterior, las mismas que fueron desestimadas por no contar con sustento, tal como ocurre en el actual proceso.

Conclusión


7. Se requiere que ELECTROUCAYALI presente el sustento de la capacidad óptima de las subestaciones, considerando en dicha evaluación la densidad de carga, así como los costos de redes en AT y MT asociados a cada alternativa analizada. Asimismo, es necesario que presente

el sustento de la ubicación geográfica y el dimensionamiento de las nuevas subestaciones, donde debe considerarse las características de dimensionamiento y configuración de las redes en MT, tales como nivel de tensión, longitud de redes, entre otros, conforme se indica en el numeral 12.1.8.a de la NORMA TARIFAS.

Respuesta

Para los SER de ELUC, se tiene actualmente una SET como única SET Existente (Pucallpa, Parque Industrial y Yarinacocha), por lo que no se aplica este criterio, debido a que la potencia de las SET está en función de la demanda. El criterio para ello es, que se toma en cuenta la máxima utilización de los transformadores existentes.


El sustento presentado como respuesta a la presente observación es insuficiente, dado que ELECTROUCAYALI en su informe no justica los valores de las potencias de los nuevos transformadores. Asimismo, no indica si estos son parte de los criterios de normalización de potencias, niveles de tensión eficiente, equipamiento de subestaciones por etapas, para un horizonte de 20 y 30 años.

Conclusión

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

8. El análisis de flujo de carga y cortocircuito debe incluir a todas las instalaciones del SEIN, considerando el Sistema Principal y Garantizado de Transmisión, los futuros proyectos de generación, de transmisión y los proyectos del Plan Vinculante del Plan de Transmisión hasta el año 2020 (elaborado por el COES) para las proyecciones del Sistema Eléctrico, entre otros; la empresa no debe limitarse al modelamiento de sistemas equivalentes. Al respecto, se observa que ELECTROUCAYALI ha modelado su sistema eléctrico sin tener en cuenta los criterios antes mencionados.

Respuesta

Como se señaló en la respuesta a la observación N°1, si se ha tomado en consideración el plan de obras de transmisión propuesto por el COES a implementarse en el corto plazo en el área de influencia del área 14.


Ver análisis de la observación general N° 1.

Conclusión

En consecuencia, de acuerdo al análisis de la observación general N° 1, esta observación se considera como no subsanada.



9. La información del archivo utilizado para la simulación del flujo de potencia (archivo “AREA 14_av.pfd”) no es coherente con el PI 2013-2017, toda vez que no se está incluyendo a todos los elementos aprobados en este último, y se está considerando características técnicas distintas. Al respecto, ELECTROUCAYALI debe efectuar una revisión integral y compatibilizar la información considerada con el plan de inversiones vigente.

Respuesta

En el Estudio se ha propuesto modificación de algunos proyectos del plan de inversiones aprobado. Por lo tanto, como parte de la integración de los resultados al proceso de plan de inversiones, en el Anexo 03 (se adjunta la relación de instalaciones de plan de inversiones ejecutado, modificado (reprogramado o modificado sus características de diseño) y proyectos propuestos.


Se verifica que ELECTROUCAYALI ha presentado una carpeta “anexo 03 diagnóstico” como parte integrante de su ESTUDIO. En dicha carpeta, se encuentra solamente el archivo “AREA 14_diagnostico.pfd así como las imágenes de los resultados del flujo de carga. Al respecto, se observa que no se ha presentado la relación de instalaciones de Plan de Inversiones vigente (ejecutado o modificado) al cual hace referencia en la respuesta a la presente observación.

Conclusión


10. En el programa de obras presentado en el ESTUDIO (tabla 18) se observan Elementos con fecha de POC 2016. Al respecto, ELECTROUCAYALI debe presentar el sustento correspondiente para proponer elementos con POC antes de la entrada en vigencia del PI 2017-2021.

Respuesta

En base a las observaciones al ESTUDIO, se ha efectuado la corrección respectiva y reprogramado el plan de obras propuesto para su aprobación.


En el ESTUDIO, se observa que ELECTROUCAYALI ha presentado la Tabla 18 (señalada en la presente observación) considerando la puesta en operación comercial de los Elementos propuestos, a partir del año 2017.

Conclusión


11. Respecto a las reprogramaciones solicitadas en la propuesta de PI 2017-2021, cabe señalar que toda reprogramación de obras en curso debe ser solicitado a la Gerencia de Fiscalización Eléctrica de Osinergmin. No obstante, y sin perjuicio de lo señalado, en las observaciones específicas se está solicitando el sustento correspondiente, según sea el caso, a efectos de considerar dichas reprogramaciones en las simulaciones eléctricas.

Respuesta

Ídem a la respuesta 10. Por otro lado, en la propuesta reformulada se solicitará la reprogramación de las obras no iniciadas solamente, o sea no de obras en curso.


Al respecto, en el ESTUDIO presentado por ELECTROUCAYALI se verifica que la empresa no ha solicitado la reprogramación de obras en curso. Asimismo, se observa que tampoco ha solicitado (en ninguna sección del ESTUDIO), la reprogramación de obras no iniciadas y que se estima que no serán culminadas durante la vigencia del PI 2013-2017. Por lo tanto, para el



planeamiento de la expansión de la transmisión del periodo 2017-2021, se consideran los proyectos del PI 2013-2017 en la oportunidad requerida.

Conclusión


OBSERVACIONES ESPECÍFICAS

PROYECCIÓN DE LA DEMANDA

12. Faltan registros de cada 15 minutos de demanda que sustentan la información del formato F-102

ELECTROUCAYALI no ha adjuntado los registros de medidores de cada 15 minutos de demanda que sustentan los valores de demanda consignadas en el formato F-102, para los sistemas eléctricos Atalaya (aislado) y Aguaytía. Se solicita adjuntar dicha información.

Respuesta

Se ha incluido el archivo “Registro de Energía Activa y Reactiva Barra 10 kV y 22.9 kV - ELECTROUCAYALI S.A. 2014.xls” el cual contiene los registros de cada 15 minutos de las SET´s de propiedad de ELUC.


Revisando los archivos presentados por la titular se verificó que no envió la información de registros del año representativo 2014, solicitada para el Sistema aislado ATALAYA y el Sistema Eléctrico AGUAYTÍA.

Conclusión


13. Estimaciones del PBI

Para el corto plazo (2015 – 2017), se recomienda tomar en cuenta las recientes estimaciones del PBI reportados por el Banco Central de Reserva2, y que en su último reporte señala un crecimiento menos optimista que el empleado por ELECTROUCAYALI, conforme se muestra a continuación.

Respuesta

Al momento de elaborar el estudio, las series históricas por departamento (Ucayali) estaban publicadas por el INEI sólo hasta el año 2012, mientras que la serie correspondiente al PBI Nacional alcanza hasta el año 2013. (Valores a precios constantes de 2007)

La serie histórica del PBI construida para el Área de Demanda 14 representa en promedio, y en



forma bastante estable, un porcentaje de alrededor del 0,9% del PBI Nacional. Esa participación disminuyó en forma constante desde el año 2007, por lo cual se asumió que tal comportamiento se sostendrá en el futuro.

Para la proyección del PBI Nacional se tomó en cuenta lo indicado por Osinergmin, adoptando para el período 2015-2017 el promedio de las tasas de crecimiento proyectadas por los analistas económicos en la encuesta de expectativas macroeconómicas del 20 de agosto del 2015, incluidas en el informativo del Banco Central de Reserva del Perú (BCRP). Estos valores promedio resultan del 2,35% para el 2014, del 2,8% para el 2015, del 3,2% para el 2016 y del 4,5% para el 2017.

Asimismo, se ha tomado en cuenta la última publicación del INEI, que distribuye el PBI por departamentos para el año 2014. En dicha publicación, para el departamento de Ucayali cuyo crecimiento fue del orden de 0,6%.


La empresa acepta recomendaciones de actualización de las expectativas de crecimiento del PBI para el periodo 2015-2017 con la encuesta del BCRP y se actualizó la información histórica del PBI departamental.

Conclusión

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

14. Se recomienda precisar la elaboración de los modelos tendenciales

Con respecto a las ecuaciones estimadas, contenidas en el formato F-106 y en el archivo Eviews, se utiliza la variable TENDENCIA como variable endógena sobre la variable original (VTAS). Se requiere justificar dicho criterio.

Así mismo, se recomienda evaluar las proyecciones tanto de manera global (MT+BT) como de manera independiente.

Respuesta

Para todos los modelos tendenciales así como para las previsiones futuras de la variable endógena “PBI” se ha utilizado la herramienta del EVIEWS “filtro de Hodrick-Prescott”, el cual es un método para extraer el componente tendencial de una serie temporal, descomponiendo la serie observada en dos componentes, uno tendencial y otro cíclico. El ajuste de sensibilidad de la tendencia a las fluctuaciones a corto plazo es obtenido modificando un multiplicador λ=100.

El proceso de cálculo es el siguiente:



Tendencia = HPF (Demanda, λ = 100)

Componente Cíclica = Demanda – Tendencia

Demanda 1 = Modelos Tendenciales (Tendencia)

Demanda 2 = Modelo ARMA (Ciclos)

Ajuste final = Demanda 1 + Demanda 2

Con respecto al modelo econométrico seleccionado se ha incluido en el informe mayor detalle del cómo se decantó por el modelo que relaciona las ventas con el PBI, ajustado con medias móviles, también se muestran las pruebas de validación estadística de cada uno de los modelos econométricos propuestos (heterocedasticidad, multicolinealidad y normalidad de residuos). [Ver archivo EVIEWS “elpu_2014_2046”]

Finalmente, se ha tomado en cuenta lo propuesto y se ha elaborado las estimaciones por nivel de tensión.


Se ha verificado en el archivo E-views (“eluc_2016_2046.wf1”) y en su propuesta los criterios requeridos que sustentan la selección del modelo econométrico.

Conclusión

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

15. Se recomienda precisar la elaboración de los modelos econométricos

Se solicita corregir la nomenclatura de las variables. Por ejemplo, en la página 31 del ESTUDIO se supone que se presenta todos los modelos econométricos estimados (ver tabla adjunta) pero aparecen variables como “PBIA2_P.

Fuente: Estimados de la empresa

Se solicita complementar el criterio de selección del modelo en base a las pruebas estadísticas señaladas en el numeral 8.1.2.a de la NORMA TARIFAS.

Respuesta

Se ha corregido el informe acorde a la observación señalada, así mismo en el archivo EVIEWS se ha agregado las pruebas estadísticas (como por ejemplo el test de normalidad – Jarque Bera) requeridas por la Norma Tarifas.



Modelo R2 F t1 t2 t3

vtas c pbia14_p 0.9713 575.534 23.990

log(vtas) c log(pbia14_p) 0.9811 884.351 29.738

vtas c pbia14_p poba2_p 0.9713 271.152 4.723 -0.134

log(vtas) c log(poba2_p) log(pbia14_p) 0.9892 729.597 3.438 3.052

vtas c pbia14_p clie_p 0.9883 673.373 -0.278 4.806

log(vtas) c log(pbia14_p) log(clie_p) ar(1) 0.2628 0.020 -4.709 2.179 0.291

vtas c pbia14_p prem_p 0.9809 0.979 28.337 2.832

vtas c pbia14_p clie_p prem_p 0.9912 0.989 0.506 4.191 2.237

log(vtas) c log(pbia14_p) log(clie_p) log(poba2_p) 0.9944 0.993 1.606 3.770 -2.071

0

1

2

3

4

5

6

-0.075 -0.050 -0.025 0.000 0.025 0.050 0.075

Series: ResidualsSample 1997 2014Observations 18

Mean -2.78e-12Median -0.006622Maximum 0.061175Minimum -0.054157Std. Dev. 0.033948Skewness 0.359251Kurtosis 2.126023

Jarque-Bera 0.960060Probability 0.618765


Se ha verificado que la titular ha corregido la nomenclatura de los parámetros de las variables dependientes e independientes. Así también se ha constatado la elaboración de las pruebas estadísticas para cada modelo econométrico propuesto acorde a lo requerido por la NORMA TARIFAS.

Conclusión


16. Se debe sustentar el Ajuste Final de la Proyección de Demanda de Energía en el formato F-110

En el informe no se explica el procedimiento empleado para el ajuste final de las proyecciones de demanda por sistema eléctrico y el agregado para toda el área de demanda. Se solicita describir y sustentar dichos criterios.

Respuesta

A continuación se describe el criterio de selección del “Ajuste Final”:

Se ha planteado dos horizontes de proyección, la primera como resultado de la proyección vía un modelo tendencia y la segunda vía un modelo econométrico, ahora es preciso combinar los resultados con la finalidad de ajustar mejor la proyección de las ventas.

En primer lugar para toda el área de demanda 14, para el horizonte 2015 - 2046 se toman las tasas de crecimiento obtenido con el modelo econométrico y estimarlos con las ventas del 2014; posterior a ello, se ajustan las ventas por sistema eléctrico cuyos valores fueron obtenidos mediante modelos tendenciales.


Si bien se describe que es lo que se está haciendo para obtener "el ajuste final" de las



proyecciones, pero no se explica las razones o los motivos que sustenta tal procedimiento para elaborar dicho ajuste.

Conclusión


17. Se debe sustentar el cálculo utilizado para determinar las pérdidas equivalentes utilizados en el formato F-109

En la hoja “Pérdidas” no se aprecia claramente el uso de los factores de expansión de pérdidas en BT y MT, los cuales están separados por sector típico y nivel de tensión establecidos en la Resolución N° 203-2013-OS/CD. Se solicita explicar el proceso que determinó el cuadro de pérdidas equivalentes mostrada en dicha hoja auxiliar.

Respuesta

Se ha incluido una hoja de cálculo en donde se detalla los pasos para obtener los factores de pérdida del área de demanda:

AREA 14 FPM (MT+BT) 1.0631 MT+BT

AREA 14 FPM (MT) 1.0136 MT

ATALAYA FPM (MT+BT) 1.0873 MT+BT


Se ha verificado que el porcentaje de pérdidas enviados en la versión final por ELECTROUCAYALI coinciden con el SICOM_Perdidas_2014 y la Resolución N°203-2013-OS/CD.

Conclusión


18. No se presentó los sustentos de las nuevas demandas

No se evidencia las encuestas, cartas y/o solicitudes de factibilidad de suministros para nuevos usuarios y/o incrementos de carga de usuarios libres existentes. Al respecto, ELECTROUCAYALI debe presentar dichos documentos que sustenten la demanda incorporada en un horizonte de 30 años, tal como lo indica el Artículo 35° de la NORMA TARIFAS.

Respuesta

Las demandas adicionales incluidas en los formatos F-100 responden a las solicitaciones de demanda de nuevos clientes recibidas por ELUC para el periodo 2017-2021 y estas se sustentan con las solicitudes de factibilidad que se adjuntan en el Anexo 06 (Sustento de Nuevas Demandas).

El listado de clientes potenciales considerados en la proyección de cargas especiales fueron proporcionados por ELUC, así como también fueron obtenidos en las reuniones que se llevó a cabo con las entidades que promueven el desarrollo económico de la Región Ucayali (promotores de la inversión y entidades financieras)

La demanda total de las cargas especiales a ser conectadas durante el periodo del planeamiento del sistema Pucallpa, es de 46.288 MW que llegan a representar 239 GWh anuales.

Por otro lado, la demanda total de las cargas especiales a ser conectadas durante el periodo del planeamiento del sistema Campo Verde es de 20.481 MW que llegan a representar 107 GWh anuales.




Respecto a la incorporación de nuevas demandas presentada por la titular se ha observado lo siguiente:

En el formato F-113 se está considerando demandas incorporadas cuya potencia es menor a 200kW, las cuales deben ser excluidas, puesto que corresponden a usuarios calificados como regulados

11.

Por otro lado, el porcentaje de pérdidas utilizado para el cálculo de la energía del formato F-115, se ha optado por utilizar el FPM en MT cuando lo correcto es usar el FPM ponderado en MT y BT, debido a que se están agrupando diferentes tipos de usuarios finales (conjunto de viviendas, urbanizaciones, centros comerciales, etc.) para cada barra de demanda.

Finalmente, las cargas previstas como futuras (Factibilidades) fueron planteadas en la regulación anterior. En dicho proceso se descartó dichas cargas por que no se cumplió en adjuntar los documentos que sustentan su incorporación.

No obstante, se ha considerado como “Demandas Nuevas” a aquellas factibilidades que fueron presentadas como potenciales clientes y cuyo proceso de incorporación se detalla en el archivo “Atención de Sistemas Utilizacion Enero - Octubre 2015.xlsx” y que fue alcanzada por ELECTROUCAYALI en su levantamiento de observaciones.

Conclusión


19. No se ha presentado los Mapas de Densidad de Carga

No se presenta información en el formato F-123, que corresponde al mapa de densidad de carga. Se requiere que ELECTROUCAYALI envíe dicha información en formato de AutoCAD conforme lo establece la NORMA TARIFAS.

Respuesta

En el Anexo 01 Demanda, se ha incluido una carpeta que incluye los mapas de densidad para cada sistema eléctrico


En la propuesta final, ELECTROUCAYALI presentó los mapas de densidad de carga para los sistemas eléctricos del área de demanda 14. No obstante, se observa que dichos mapas no se encuentran en el formato *.dwg, conforme se establece en la NORMA TARIFAS.

Conclusión

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

SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR

20. Formatos de información general

Se debe presentar los formatos de información general F-002 y F-003 con datos completos, según lo establecido en la NORMA TARIFAS. La información requerida es necesaria para analizar el diagnóstico actual del sistema de transmisión, verificar la antigüedad de las instalaciones, la ubicación geográfica de las subestaciones, el estado de los transformadores (nuevo, rotado o reserva) entre otros aspectos necesarios y básicos para realizar el

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



planeamiento de la transmisión. Al respecto, si bien ELECTROUCAYALI presentó los formatos mediante información complementaria; se observa que dichos formatos están incompletos, por ejemplo, en el formato F-002 no se incluye la información de los parámetros eléctricos de las líneas y en el formato F-003, la información del peso de cobre está vacía.

Respuesta

En el Anexo 02 SER, se ha incluido una carpeta “Información general” en donde se detalla las características de las instalaciones existentes al año 2015.

OSINERGMIN F-001

INFORMACIÓN GENERAL DEL SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR

Área de Demanda (1)

: 14 Fecha : 13/11/2015

km de Líneas Nro Subestaciones

TITULARES(2) MAT AT MAT/AT AT/MT

ELECTROPUNO 23.47 5

ISA-REP 131.00 3

Total SER : 131.00 23.47 3 5

(0) Cada Titular consigna la información de sus instalaciones

(1) Consignar el nombre del Área de Demanda

(2) Consignar el nombre del titular de la concesión de transmisión


Se observa que ELECTROUCAYALI ha presentado el archivo “00-Informacion General-2014rev.xls” con la información general de las instalaciones existentes. No obstante, y tal como se señaló en la presente observación, se verifica que la información de los parámetros eléctricos se encuentra incompleta, además que la información consignada respecto a la calificación de las instalaciones que entraron posterior a julio 2006, es incorrecta.

Conclusión

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

21. Formatos del sistema eléctrico a remunerar

Se observa que los formatos del sistema eléctrico a remunerar (F-200) están incompletos. Al respecto, cabe señalar que ELECTROUCAYALI presentó información complementaria correspondiente a estos formatos, sin embargo, dichos formatos no fueron completados; por ejemplo, no hay información en los formatos F-201 y F-206. En consecuencia, se requiere que la concesionaria presente todos los formatos F-200 debidamente completados y en base a lo establecido en la NORMA TARIFAS.

Respuesta

En función a lo observado, se ha completado la información de los formatos F-200.


Se verifica que ELECTROUCAYALI ha presentado los formatos del sistema eléctrico a remunerar (F-200) completando la información requerida solamente para algunos formatos (por ejemplo: F-209, F-210, F-211 y F-212). Asimismo, se verifica que se ha presentado formatos sin información (F-206, F-207 y F-208) y en algunos casos ni siquiera fueron presentados (F-201).

Conclusión


22. Implementación de elementos aprobados en el PI 2013-2017

A fin de verificar la consistencia de la programación de las inversiones del PI 2017-2021, se



requiere que ELECTROUCAYALI presente la evolución de los esquemas unifilares para los años 2014, 2015 y 2016 acorde al avance de obras ejecutado y reprogramado del PI 2013-2017.

De ser el caso, ELECTROUCAYALI debe sustentar la reprogramación de las obras del PI 2013-2017, ante los retrasos que vienen presentándose, para tal efecto se debe adjuntar el sustento documentado. Además, cualquier propuesta de modificación al PI 2013-2017 vigente deben cumplir con las causales señaladas en el numeral VII) del literal d) del Artículo 139 del Reglamento de la LCE.

Respuesta

A la fecha se ha venido dado cumplimiento al plan de obras aprobado en la última modificación del Plan de Inversiones, quedando pendiente suscribir el acta de alta de la LT Línea Parque Industrial – Pucallpa 60 kV de 10,5 km.


Se verifica que ELECTRO UCAYALI no ha presentado la evolución de los esquemas unifilares para los años 2014, 2015 y 2016, acorde al avance de obras ejecutado y reprogramado del PI 2013-2017. Asimismo, si bien es cierto que ELECTROUCAYALI ha descrito la situación del proyecto LT 60 kV Parque Industrial - Pucallpa (10,5 km); no ha descrito la situación de los otros proyectos (repotenciación de la LT 60 kV Yarinacocha - Pucallpa y nuevo transformador en la SET Pucallpa, este último aprobado en la modificación del PI 2013-2017 a solicitud de la misma ELECTROUCAYALI).

Conclusión

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

23. Esquema de rotación de transformadores existentes

Se debe evaluar como medidas alternativas para la implementación de un nuevo transformador, la rotación de transformadores existentes. Al respecto, se requiere presentar el esquema de rotaciones realizadas y la lista de transformadores que actualmente se tiene como reserva.

Respuesta

En atención a la observación, se presentarán las rotaciones de cargas entre subestaciones y la rotación de transformadores AT/MT.


Se verifica que ELECTROUCAYALI, mediante los formatos de información general, ha precisado que todos los transformadores correspondientes al Área de Demanda 14 se encuentran en operación y que no cuenta con transformadores de reserva. Asimismo, en los formatos correspondientes al sistema eléctrico a remunerar, se observa que ELECTROUCAYALI ha planteado alternativas de expansión, considerando traslados de demanda entre subestaciones existentes y subestaciones nuevas; sin embargo, no realiza las rotaciones necesarias en reemplazo de adquirir nuevas unidades de transformación.

Conclusión


24. Respecto a la capacidad y número de alimentadores MT

Si bien ELECTROUCAYALI presentó el formato F-204, se debe justificar las capacidades por alimentador teniendo en cuenta el Valor Agregado de Distribución y un horizonte de 30 años. Al respecto, se observa que la propuesta de la empresa incluye alimentadores sin sustento, como por ejemplo: 11 celdas en la SET Nueva Pucallpa y 4 celdas en la SET Manantay.

Respuesta

Se ha corregido el requerimiento de la cantidad de alimentadores en función a lo observado,



obteniéndose lo siguiente:

OSINERGMIN F-204

DETERMINACIÓN DE LA CANTIDAD DE NUEVOS ALIMENTADORES MT

ÁREA DE DEMANDA: 14

SISTEMA NOMBRE DE LA ALIMENTADORES TENSIÓN Años

ELÉCTRICO SET (KV) 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 30

Demanda (1) 10 10.5 12.86 14.39 11.15 11.66 12.17 12.66 13.17 13.68 14.21 14.75 29.15

Capacidad por Alimentador (2) 4.5 4.5 4.5 4.5 4.5 4.5 4.5 4.5 4.5 4.5 4.5 4.5

PARQUE INDUSTRIAL Alimentadores Existentes 4.0 4.0 4.0 4.0 4.0 4.0 4.0 4.0 4.0 4.0 4.0 7.0

Alimentadores Necesarios 3.0 3.0 4.0 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 4.0 4.0 4.0 7.0

Nuevos Alimentadores 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Demanda 22.9 6.35 7.64 8.94 3.12 3.22 3.33 3.44 3.55 3.67 3.79 3.92 7.24

Capacidad por Alimentador 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6

PARQUE INDUSTRIAL Alimentadores Existentes 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0



Demanda 22.9 4.59 4.74 4.90 5.07 5.24 5.41 5.59 5.77 10.68

Capacidad por Alimentador 4.50 4.50 4.50 4.50 4.50 4.50 4.50 4.50 4.50

Pucallpa y CAMPO VERDE Alimentadores Existentes 0.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 3.00

Campo Verde Alimentadores Necesarios 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 3.00

Nuevos Alimentadores 2.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Demanda 22.9 3.87 4.28 4.62 4.90 4.98 5.06 5.14 5.22 7.27


NESHUYA Alimentadores Existentes 0.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 3.00

Alimentadores Necesarios 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 3.00


Demanda 10 11.53 4.45 5.07 5.35 5.63 5.91 6.17 6.43 6.67 6.93 7.19 14.13

Capacidad por Alimentador 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00

YARINACOCHA Alimentadores Existentes 4.00 4.00 4.00 4.00 4.00 4.00 4.00 4.00 4.00 4.00 4.00 4.00



Demanda 10 67.08 79.38 79.49 84.87 88.40 91.64 94.72 97.88 101.13 104.49 193.56

Capacidad por Alimentador 4.50 4.50 4.50 4.50 4.50 4.50 4.50 4.50 4.50 4.50 4.00

NUEVO PUCALLPA Alimentadores Existentes 14.00 15.00 18.00 18.00 19.00 20.00 21.00 22.00 22.00 23.00 48.00

Alimentadores Necesarios 15.00 18.00 18.00 19.00 20.00 21.00 22.00 22.00 23.00 24.00 49.00

Nuevos Alimentadores 1.0 3.0 0.0 1.0 1.0 1.0 1.0 0.0 1.0 1.0 1.0

Demanda 22.9 10.61 11.15 11.70 12.22 12.74 13.27 13.82 14.39 29.43


MANANTAY Alimentadores Existentes 0.00 2.00 2.00 2.00 3.00 3.00 3.00 3.00 5.00



Demanda 22.9 18.55 20.49 21.14 21.64 21.95 22.03 22.11 22.19 23.79


ATALAYA ATALAYA Alimentadores Existentes 0.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 6.00



(1) Valor numérico sin decimales de la máxima demanda de potencia no coincidente (MVA) proyectada para la SET.

(2) Capacidad por Alimentador: Se utilizan los valores referenciales considerados en la determinación del VAD vigente.

Así mismo, se ha considerado las siguientes capacidades por alimentador en MT, acorde a los criterios establecidos en la última fijación del VAD:

Sector Típico

Capacidad del Alimentador

Alimentador en 10kV ó en 13,8kV

Alimentador en 22,9 kV

2 4,5 MVA 6,0 MVA

3 3 MVA 4,5 MVA

4 y 5 2,5 MVA 3,5 MVA


Se observa que el cuadro de “determinación de la cantidad de nuevos alimentadores MT”, presentado por ELECTROUCAYALI como parte de la respuesta a la presente observación, considera un nuevo planteamiento para la determinación de la cantidad de alimentadores requeridas para las subestaciones. No obstante, se observa que la cantidad de alimentadores propuestos es diferente al equipamiento propuesto por la empresa como parte de su ESTUDIO, por ejemplo, en la SET Nueva Pucallpa se propone una cantidad de (1, 3 y 1) para los años 1, 2 y 4, respectivamente; sin embargo, en el ESTUDIO se propone una cantidad (5, 3 y 2) para los años 1, 3 y 5, respectivamente. En consecuencia, se observa que la empresa no es coherente respecto a la respuesta a la presente observación y el ESTUDIO presentado.

Conclusión


25. Restricciones para segundas ternas y nuevas líneas de transmisión

En la propuesta de nuevas líneas o segundas ternas a implementar, la concesionaria debe sustentar, de ser el caso, las restricciones encontradas por servidumbre, distancias mínimas de seguridad o cortes de servicio.



Respuesta

Para el sistema de transmisión dentro de la ciudad de Pucallpa, se informó a ELUC que no es posible la implementación de sistemas de transmisión aéreos en la Avenida Centenario por prohibición del Gobierno Regional, por lo tanto las alternativas de planeamiento se adaptan a dicha restricción para lo cual se considera cable subterráneo en 60 y 220 kV para las alternativas descritas.


Se verifica que ELECTROUCAYALI no ha presentado información referida a restricciones encontradas por servidumbre, distancias mínimas de seguridad o cortes de servicio para nuevas líneas o segundas ternas.

Sin perjuicio de lo señalado, ELECTROUCAYALI hace mención a las instalaciones referidas al tramo SET Pucallpa - SET Pucallpa Nueva; sin embargo, no hace mención a la LT 60 kV Manantay - Nueva Pucallpa, que cruza parte de la ciudad de Pucallpa, ni tampoco a la LT 220 kV Campo Verde - Manantay, que cruza zonas pobladas.

Conclusión


26. Respecto al costo de terreno considerado para las nuevas subestaciones

ELECTROUCAYALI debe aclarar el costo del terreno a considerar para las subestaciones propuestas y adjuntar el sustento o la fuente de referencia de dónde obtiene dicho precio. Al respecto, los sustentos pueden ser las minutas de compra-venta, informes de tasación, informes de CONATA, entre otros.

Respuesta

Se ha añadido los costos, provenientes de tasaciones de terreno.

Por ejemplo el valor Estimado del terreno para SET Manantay y Nueva Pucallpa resultaría 70 US$/m2 con una extensión de 8000m

2, considerando un 50% del valor comercial debido a la

zonificación.



De manera similar, para el caso de la SET Campo Verde, Neshuya y Atalaya, se ha estimado en 10 US$/m

2.


Se verifica que ELECTROUCAYALI ha presentado información referida a precios actuales de terrenos considerados para las nuevas subestaciones propuestas en su ESTUDIO y que dicha información se ha utilizado para realizar la evaluación de las subestaciones en los formatos correspondientes a las inversiones.

Conclusión


27. Respecto al análisis de corto circuito del sistema

Se observa que no se realizó el análisis de cortocircuito para todo el horizonte de estudio. Al respecto, la concesionaria debe realizar dicho análisis, conforme se establece en la NORMA TARIFAS.

Respuesta

No se ha encontrado en alguno de los dispositivos de la NORMA TARIFAS la necesidad de incluir el análisis de corto circuito dentro del ESTUDIO.


Al respecto, cabe señalar que el Titular de Transmisión está en la obligación de efectuar todos los análisis requeridos que permitan validar las características técnicas que sustenten el Plan de Inversiones propuesto. En ese sentido, cabe señalar que el objetivo de efectuar el análisis de corto circuito es dimensionar los elementos que formarán parte del Plan de Inversiones, más aún si tenemos en cuenta que la selección de un módulo estándar en particular dependerá de la corriente de cortocircuito en la barra respectiva.



Conclusión

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

28. Respecto a la selección de la sección óptima del conductor

ELECTROUCAYALI ha presentado el formato F-207 sin información. Al respecto, se requiere que la concesionaria presente la información correspondiente e incluya los archivos adicionales que sustente el cálculo realizado para determinar la sección óptima del conductor para las líneas de transmisión propuestas.

Respuesta

Se ha incluido en el formato F-207 la información que sustenta el cálculo realizado para determinar la sección óptima del conductor para las líneas en 60 y 220 kV propuestas.


Se verifica que el formato F-207 ha sido presentado nuevamente sin información.

Conclusión


29. Respecto a las Bajas programadas en el horizonte de estudio

Se observa que no se ha presentado el listado de las instalaciones existentes que se darán de baja en el horizonte de estudio como resultado del planeamiento realizado. Al respecto, ELECTROUCAYALI debe proporcionar esta información en cumplimiento del numeral 11.7 de la NORMA TARIFAS.

Respuesta

Para el período de vigencia del plan de inversiones a aprobarse 2017-2021, no se ha programado dar de baja instalaciones existentes o que vienen siendo remuneradas por la demanda.

Se mantiene por lo tanto lo aprobado en la modificación del Plan vigente:


De la revisión del ESTUDIO, se verifica que ELECTROUCAYALI no ha planteado Bajas durante la vigencia del PI 2017-2021.

Conclusión




30. Sustentar los plazos de ejecución de los proyectos

En vista que ELECTROUCAYALI presenta atrasos y cambios significativos en el PI 2013-2017, se requiere sustentar los periodos estimados de implementación de los proyectos, los procedimientos a seguir y la fuente de recursos a ser utilizados, lo cual garantice la ejecución del PI 2017-2021. ELECTROUCAYALI deberá sustentar los plazos y gestiones de acuerdo a lo siguiente:

Plazos estimados en la fase de pre-inversión, que incluye trámites requeridos y plazos ante la entidad correspondiente (OPI/FONAFE) para la aprobación del presupuesto.

Plazos estimados en la fase de inversión, indicando la modalidad de ejecución, incluyendo los estudios de ingeniería a nivel definitivo y la ejecución de las obras propiamente dichas.

Respuesta

ELUC viene informando al OSINERGMIN sobre los procesos de licitación convocada para el suministro, transporte, montaje electromecánico, pruebas y puesta en servicio de los proyectos de inversión aprobados en el plan vigente (la línea de transmisión en 60 kV SET Parque Industrial – SET Pucallpa)

Así mismo, se tiene presente las gestiones ante el OPI-FONAFE para la aprobación del expediente técnico y el financiamiento de cada uno de los proyectos.

Por otro lado, la demanda proyectada al año 30 es mayor a 300MW, y la LT 220kV se estaría justificando a partir del año 10 al 15, motivo por el cual se plantea que el MINEM solicite al COES replantear su alternativa de implementar una LT Aguaytía-Pucallpa en 220kV, y no en 138kV.


ELECTROUCAYALI menciona sobre el proyecto LT 60 kV SET Parque Industrial–SET Pucallpa. Sin embargo, no detalla cada uno de los demás proyectos aprobados en el PI 2013-2017 y en consecuencia no estima el año de ingreso de los mismos.

Asimismo, no ha sustentado los periodos estimados de implementación de los nuevos proyectos, los procedimientos a seguir y la fuente de recursos a ser utilizados, lo cual garantice la ejecución del PI 2017-2021.

Cabe aclarar que el último reporte remitido a Osinergmin sobre los avances del PI 2013-2017, fue en enero de 2015, es decir, se tiene más de un año que ELECTROUCAYALI no reporta sobre el estado de los proyectos aprobados en el PI 2013-2017.

Resulta importante la información requerida en esta observación, dado que ELECTROUCAYALI está proponiendo una inversión de 36 999 491 US$; sin embargo, no indica los medios ni formas para ejecutar la magnitud de dicha inversión. Debemos recordar que en el PI 2013-2017 y PI 2017-2021 se aprobaron inversiones en el orden de 1 965 427 US$ y 2 828 222 US$ respectivamente a favor de ELECTROUCAYALI; sin embargo, a febrero de 2015, se tuvo un avance de 0% en la ejecución de dichas inversiones (a enero 2016, se tiene conocimiento que se ejecutó la LT 60 kV doble terna Parque Industrial –Pucallpa). En ese sentido, ELECTROUCAYALI debió informar la fuente de financiamiento para ser factible la ejecución de la inversión propuesta y los plazos que le tomarían estos.

Conclusión


31. Sustentar recursos económicos para implementar los proyectos

En la propuesta presentada por ELECTROUCAYALI, se observa que la mayoría de proyectos aprobados en el PI 2013-2017 están siendo reprogramados para el año 2016 en adelante y el monto total del PI 2017-2021 propuesto para los dos primeros años (2017 y 2018) asciende a 4,4 mill US$ (formato F-306). Al respecto, ELECTROUCAYALI deberá sustentar la fuente de financiamiento y los recursos técnicos para la implementación de los proyectos hasta el año 2021.



Respuesta

La respuesta a la observación N°31 es válida también. En su mayoría los proyectos son financiados por el Ministerio de Energía y Minas (MINEM). No obstante, tanto la ejecución del estudio de pre – inversión y estudio definitivo serán financiados con recursos propios de ELUC con la aprobación del OPI-FONAFE.

Por otro lado, se ha reprogramado el plan de inversiones propuesto.


El análisis de la Observación N° 30, es también válida para esta observación.

Al respecto, cabe agregar que ELECTROUCAYALI no ha señalado cuales son los proyectos que van a ser financiados por el Ministerio de Energía y Minas (MINEM) y cuáles van a ser financiados con recursos propios. Asimismo, no ha presentado el sustento de dicha financiación.

Conclusión


32. Respecto al cambio de características y cambio de fecha de puesta en operación comercial de elementos aprobados en el PI 2013-2017

ELECTROUCAYALI debe sustentar el cambio de características y fecha de puesta en operación comercial (POC) de los elementos aprobados en el PI 2013-2017. A modo de ejemplo y sin que esto signifique que se trate de todos los cambios efectuados, se menciona los siguientes casos:

Transformador de potencia de 138/60/10 kV, 55 MVA en la SET MAT/AT Pucallpa, previsto para el año 2016: ELECTROUCAYALI considera en los flujos de carga una POC para el año 2015, con una potencia nominal del transformador de 30 MVA. Al respecto, debe sustentar el cambio de la potencia de 55 a 30 MVA así como la fecha de POC.

Transformador de potencia de 60/23/10 kV, 30 MVA en la SET AT/MT Pucallpa, previsto para el año 2017: ELECTROUCAYALI considera en los flujos de carga una POC para el año 2015, con un cambio de la potencia nominal del transformador a 40 MVA. Al respecto, debe sustentar el cambio de la potencia del transformador, el estado de adquisición del mismo y la fecha de POC.

En consecuencia, ELECTROUCAYALI deberá revisar todo el contenido de su ESTUDIO y verificar que las fechas de POC y características de los elementos aprobados son las adecuadas. De considerarse una fecha y/o característica distinta, debe sustentar el cambio de acuerdo a lo establecido en la NORMA TARIFAS. Finalmente, cabe señalar que de no sustentar las reprogramaciones consideradas en el ESTUDIO, los proyectos aprobados mantendrán el año establecido en el Informe N° 114-2015-GART para efectos de la determinación del PI 2017-2021.

Respuesta

Respecto de la capacidad del nuevo transformador, en Anexo que forma parte del ESTUDIO, se incluyen los formatos F-200. Ver cuadro siguiente:



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

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

MD (MVA) HV 138 82.80 96.94 109.19 111.42 118.33 123.43 128.17 132.76 137.42 142.23 147.18

SET MAT/AT/MT PUCALLPA (ISA REP) MD (MVA) HV 60 82.80 96.94 109.19 111.42 118.33 123.43 128.17 132.76 137.42 142.23 147.18

POT. INST. (MVA) HV 138 55.00 55.00 55.00 55.00 55.00 55.00 55.00 55.00 55.00 55.00 55.00

T39-161 POT. INST. (MVA) HV 60 55.00 55.00 55.00 55.00 55.00 55.00 55.00 55.00 55.00 55.00 55.00

POT. INST. (MVA) LV 10 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00

T106-162 POT. INST. (MVA) HV 138 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00

POT. INST. (MVA) HV 60 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00

POT. INST. (MVA) MV 22.9 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00

POT. INST. (MVA) HV 220 2019 80.0 80.0 80.0 80.0 80.0 80.0 80.0 80.0

POT. INST. (MVA) HV 60 80.0 80.0 80.0 80.0 80.0 80.0 80.0 80.0

POT. INST. (MVA) MV 22.9 80.0 80.0 80.0 80.0 80.0 80.0 80.0 80.0

FACTOR DE USO HV 220 97.4% 114.0% 128.5% 67.5% 71.7% 74.8% 77.7% 80.5% 83.3% 86.2% 89.2%

FACTOR DE USO HV 60 97.4% 114.0% 128.5% 67.5% 71.7% 74.8% 77.7% 80.5% 83.3% 86.2% 89.2%

MD (MVA) HV 60 16.90 20.50 23.32 14.26 14.88 15.50 16.10 16.72 17.35 18.00 18.67

MD (MVA) LV 22.9 6.35 7.64 8.94 3.12 3.22 3.33 3.44 3.55 3.67 3.79 3.92

MD (MVA) LV 10 10.54 12.86 14.39 11.15 11.66 12.17 12.66 13.17 13.68 14.21 14.75

POT. INST. (MVA) HV 60 1995 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00

Pucallpa y Campo

VerdeSET AT/MT PARQUE INDUSTRIAL POT. INST. (MVA) LV 22.9 5.33 5.33 5.33 5.33 5.33 5.33 5.33 5.33 5.33 5.33

TR4 POT. INST. (MVA) LV 10 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00

POT. INST. (MVA) HV 60 2016 40.0 40.0 40.0 40.0 40.0 40.0 40.0 40.0 40.0 40.0

POT. INST. (MVA) LV 22.9 40.0 40.0 40.0 40.0 40.0 40.0 40.0 40.0 40.0 40.0

POT. INST. (MVA) LV 10 40.0 40.0 40.0 40.0 40.0 40.0 40.0 40.0 40.0 40.0

FACTOR DE USO HV 60 84.5% 34.2% 38.9% 23.8% 24.8% 25.8% 26.8% 27.9% 28.9% 30.0% 46.7%

FACTOR DE USO LV 22.9 119.2% 16.9% 19.7% 6.9% 7.1% 7.3% 7.6% 7.8% 8.1% 8.4% 9.8%

FACTOR DE USO LV 10 52.7% 21.4% 24.0% 18.6% 19.4% 20.3% 21.1% 21.9% 22.8% 23.7% 36.9%

MD (MVA) HV 220 0.00 0.00 0.00 4.59 4.74 4.90 5.07 5.24 5.41 5.59 5.77

MD (MVA) MV 22.9 0.00 0.00 0.00 4.59 4.74 4.90 5.07 5.24 5.41 5.59 5.77

POT. INST. (MVA) HV 220 2019 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00

POT. INST. (MVA) MV 22.9 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00

FACTOR DE USO HV 220 18.4% 19.0% 19.6% 20.3% 20.9% 21.6% 22.4% 23.1%

FACTOR DE USO MV 22.9 18.4% 19.0% 19.6% 20.3% 20.9% 21.6% 22.4% 23.1%

MD (MVA) HV 220 0.00 0.00 0.00 3.87 4.28 4.62 4.90 4.98 5.06 5.14 5.22

MD (MVA) MV 22.9 0.00 0.00 0.00 3.87 4.28 4.62 4.90 4.98 5.06 5.14 5.22

POT. INST. (MVA) HV 220 2019 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00

POT. INST. (MVA) MV 22.9 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00

FACTOR DE USO HV 220 15.5% 17.1% 18.5% 19.6% 19.9% 20.2% 20.6% 20.9%

FACTOR DE USO MV 22.9 15.5% 17.1% 18.5% 19.6% 19.9% 20.2% 20.6% 20.9%

MD (MVA) HV 60 11.53 4.45 5.07 5.35 5.63 5.91 6.17 6.43 6.67 6.93 7.19

MD (MVA) LV 10 11.53 4.45 5.07 5.35 5.63 5.91 6.17 6.43 6.67 6.93 7.19

SET AT/MT YARINACOCHA POT. INST. (MVA) HV 60 1993 14.00 14.00 14.00 14.00 14.00 14.00 14.00 25.00 25.00 25.00 25.00

TR1 POT. INST. (MVA) LV 10 14.00 14.00 14.00 14.00 14.00 14.00 14.00 25.00 25.00 25.00 25.00

TR2 POT. INST. (MVA) HV 60 1993 14.00

POT. INST. (MVA) LV 10 14.00

FACTOR DE USO HV 60 41% 32% 36% 38% 40% 42% 44% 26% 27% 28% 29%

FACTOR DE USO LV 10 41% 32% 36% 38% 40% 42% 44% 26% 27% 28% 29%

MD (MVA) HV 60 57.67 67.08 79.38 79.49 84.87 88.40 91.64 94.72 97.88 101.13 104.49

MD (MVA) LV 22.9

MD (MVA) LV 10 57.67 67.08 79.38 79.49 84.87 88.40 91.64 94.72 97.88 101.13 104.49

POT. INST. (MVA) HV 60 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 80.00 80.00 80.00 80.00 80.00

POT. INST. (MVA) LV 22.9 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 80.00 80.00 80.00 80.00 80.00

POT. INST. (MVA) LV 10 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 80.00 80.00 80.00 80.00 80.00

POT. INST. (MVA) HV 60 2007 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00

POT. INST. (MVA) LV 22.9 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00

POT. INST. (MVA) LV 10 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00

POT. INST. (MVA) HV 60 1995 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00

POT. INST. (MVA) LV 22.9 5.33 5.33 5.33 5.33 5.33 5.33 5.33 5.33

POT. INST. (MVA) LV 10 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00

FACTOR DE USO HV 60 115% 75% 88% 88% 94% 98% 70% 73% 89% 92% 95%

FACTOR DE USO LV 22.9

FACTOR DE USO LV 10 115% 75% 88% 88% 94% 98% 70% 73% 89% 92% 95%

NUEVO PUCALLPA

Nueva SET Nueva Pucallpa. Trafo 60/22.9/10 40

MVA. Año 2017.

Segundo Trafo 40 MVA - 60/22.9/10kV . Año 2022.

Tercer Trafo 40 MVA - 60/22.9/10. Año 2027.

Cuarto Trafo 40 MVA - 60/22.9/10. Año 2037.

Dado de baja el 2037 por cumplir su vida útil.


Nuevo Transformador 25 MVA. En reemplazo de

los transformadores existentes que superan su

vida útil.

Manantay

Nuevo Trafo: 80/80 MVA 220/60kV Año: 2019.

Incluye Trafo de Reserva.

Segundo Trafo: 80/80 MVA 220/60kV Año: 2029

Tercer Trafo: 80/80 MVA 220/60kV Año: 2040

Nueva SET Campo Verde. Año 2019. (60/22.9kV -

25 MVA)

Nuevo trafo: 40 MVA 60/22.9/10kV. Año 2017

Traslado de carga a SE Nueva Pucallpa.


Campo Verde

NeshuyaNueva SET Neshuya (60/22.9kV - 25 MVA). Año

2019.

Al respecto y de acuerdo a la proyección de demanda descrito en el formato F-120, se propone un transformador de 40 MVA en el 2017 con el fin de atender el crecimiento de la demanda, el cual, para el 2016 ya presentaría sobrecarga para una capacidad actual de 30 MVA. Asimismo, cabe mencionar que en el mediano plazo se tiene previsto hacer un estudio para la implementación de una nueva SET Manantay en el año 2019.


En el cuadro anterior, se observa que ELECTROUCAYALI ha presentado el análisis de la distribución de las cargas, concluyendo con el equipamiento propuesto y el año requerido (lado derecho del cuadro). Sin embargo, en el último párrafo de la respuesta a la presente observación, señala que propone implementar un transformador de 40 MVA en la SET Nueva Pucallpa, lo cual resulta contradictorio a la propuesta presentada en el cuadro, ya que para el año 2017 propone 2 transformadores de 40 MVA, uno en el la SET Parque Industrial y el otro en la SET Nueva Pucallpa. Además, está propuesta no tiene coherencia con el Plan de Inversiones propuesto en su ESTUDIO, en el cual propone 2 transformadores nuevos de 40 MVA en la SET Nueva Pucallpa. Asimismo, en el listado de los Elementos necesarios para el PI 2017-2021 (formato “F-305”), no considera el transformador de 40 MVA prevista en la SET Parque Industrial para el año 2017, según el cuadro anterior.

Conclusión


33. Respecto a la implementación de la SET Nueva Pucallpa

No se sustenta el cambio de la SET Pucallpa existente por la SET Nueva Pucallpa. Asimismo, no se sustenta la inclusión de los transformadores de 60/23/10 kV y 40 MVA



(cada uno), los cuales deben ser coherentes con la demanda proyectada. Además, cabe señalar que la propuesta de ELECTROUCAYALI plantea una nueva SET Manantay, que de implementarse, podría asumir parte de la carga de la SET Pucallpa. Al respecto, se debe sustentar la necesidad de la SET Nueva Pucallpa.

En el diagrama unifilar de la alternativa ganadora, se muestra 4 celdas de línea en 60 kV, sin embargo, en el equipamiento correspondiente, se considera una sola celda. Además, no se está considerando celdas de transformador en 60 y 23 kV. Al respecto, la concesionaria debe verificar y corregir, según corresponda.

Se debe señalar si se trasladará celdas de la subestación existente a la subestación nueva y la situación final de los dos transformadores existentes.

No se sustenta el requerimiento del banco de condensadores. Se debe tomar en cuenta que la selección del banco de condensadores se define para la demanda del año en que se requiere. Si se define para la demanda final y se instala desde el año inicial, el sistema eléctrico se sobrecompensa; en todo caso, ELECTROUCAYALI debe sustentar el año de ingreso del banco de condensadores y de ser necesario, el equipamiento por etapas.

Respuesta

Respecto del espacio físico, la Subestación Pucallpa tiene espacio para dos transformadores, no teniendo espacio físico para un transformador adicional. En la imagen siguiente, se muestra la vista de planta de la Subestación Pucallpa.

Por otro lado, se ha reformulado en parte la propuesta, por lo que se ha propuesto un



equipamiento para el mediano plazo distinto a la propuesta inicial. En Anexo que forma parte del ESTUDIO, se incluyen los formatos F-200, el cual muestra los niveles de cargabilidad de los transformadores existentes para el horizonte de estudio.

Es así que, para la futura puesta en servicio de la SET Nueva SEPU de 2x40 MVA 60/22.9/10 kV, se considera el traslado del transformador de 40 MVA de la SET SEPU hacia la Nueva SEPU y la adición de un trasformador de 40 MVA 60/22.9/10 kV.

Así mismo, se pondrá en servicio los alimentadores SP02, SP03, SP04, SP06, SP08, a fin atender la demanda dentro del área de influencia de la Nueva SEPU (Traslado completo de los alimentadores de SEPU a la Nueva SEPU).


Al respecto, ELECTROUCAYALI ha señalado que la SET Pucallpa presenta limitaciones de espacio que imposibilitan la implementación de un transformador adicional a los dos transformadores existentes. En consecuencia, propone la implementación de una nueva SET (Nueva Pucallpa), en la cual se implementará dos transformadores de 40 MVA de 60/22.9/10 kV.

Sin embargo, cabe señalar que el transformador aprobado en la modificación del PI 2013-2017, a requerimeinto de la misma ELECTROUCAYALI, fue prevista en reemplazo del transformador existente de 20 MVA en la SET Pucallpa y no como adicional.

Por otro lado, considerando la ubicación de la Nueva SET Manantay, este tomaría parte de la carga de la SET Pucallpa y sería el nuevo punto de alimentación para las cargas en 10 y 22,9 kV. En ese sentido, no se justificaría la SET Pucallpa Nueva.

Por otro lado, ELECTROUCAYALI no ha sustentado el requerimiento del banco de condensadores, conforme lo requerido; asimismo, no ha realizado el cálculo de la cantidad de alimentadores necesarios, así como tampoco ha indicado el estado de las celdas existentes, bajo la alternativa propuesta de la SET Pucallpa Nueva.

Conclusión

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

34. Respecto a la implementación de la línea subterránea 60 kV Der NSEPU-NSEPU TT

ELECTROUCAYALI debe sustentar, con documentos probatorios, la necesidad de implementar un tramo subterráneo en la LT 60 kV Deriv. Nueva Pucallpa–Nueva Pucallpa, según está planteando en las alternativas correspondientes al sistema eléctrico Pucallpa, Campo Verde y Aguaytía.

Respuesta

Para el sistema de transmisión dentro de la ciudad de Pucallpa, se informó a ELUC que no es posible la implementación de sistemas de transmisión aéreos en la Avenida Centenario por prohibición del Gobierno Regional, por lo tanto las alternativas de planeamiento se adaptan a dicha restricción para lo cual se considera cable subterráneo en 60 y 220 kV para las alternativas descritas.


Se verifica que ELECTROUCAYALI no ha presentado documentos probatorios que respalden la afirmación, en la cual señala que no es posible la implementación de tramos aéreos en la avenida Centenario. No obstante y sin perjuicio de lo señalado, cabe indicar que en la inspección técnica realizada en el mes de setiembre de 2015, se ha evaluado la ruta probable de la línea, encontrándose que sí era factible implementar una línea área de doble terna SEPU-SENPU.

Conclusión




35. Respecto a la implementación de la SET MAT/AT/MT Manantay

ELECTROUCAYALI debe sustentar la necesidad de la nueva SET Manantay tomando en consideración la demanda proyectada y la redistribución de la carga asumida por las SET’s Pucallpa y Parque Industrial. Asimismo, debe sustentar la potencia propuesta para los transformadores (80 MVA), la cual debe considerar que la SET Manantay, de implementarse, tomará parte de la carga de la SET’s Pucallpa y Parque Industrial. Finalmente, se debe sustentar el requerimiento del banco de capacitores.

Respuesta

Ante la imposibilidad de compra de terreno por parte de ELUC entre las avenidas Evitamiento y Aviación (ubicación óptima para la futura SET Manantay), también se realizan modificaciones respecto a la ubicación propuesta para la futura SET Manantay (en adelante SEMA).

Bajo estas premisas se plantearon dos alternativas de planeamiento. Estas alternativas cumplen con los requerimientos técnicos operativos que son caídas de tensión y cargabilidad; sin embargo, existen diferencias considerables respecto a las pérdidas de energía.

Como se puede apreciar en el cuadro siguiente, y tomando en cuenta que la mayor demanda se presenta en las SETs Pucallpa (ISA REP) y Manantay, se prevé un anillo en 60kV, con un equipamiento por etapas: SET Manantay 220/60/23 kV, 80MVA (primera etapa dentro del Plan) y 160 MVA (segunda etapa).

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

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

MD (MVA) HV 138 82.80 96.94 109.19 111.42 118.33 123.43 128.17 132.76 137.42 142.23 147.18

SET MAT/AT/MT PUCALLPA (ISA REP) MD (MVA) HV 60 82.80 96.94 109.19 111.42 118.33 123.43 128.17 132.76 137.42 142.23 147.18

POT. INST. (MVA) HV 138 55.00 55.00 55.00 55.00 55.00 55.00 55.00 55.00 55.00 55.00 55.00

T39-161 POT. INST. (MVA) HV 60 55.00 55.00 55.00 55.00 55.00 55.00 55.00 55.00 55.00 55.00 55.00

POT. INST. (MVA) LV 10 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00

T106-162 POT. INST. (MVA) HV 138 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00

POT. INST. (MVA) HV 60 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00

POT. INST. (MVA) MV 22.9 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00

POT. INST. (MVA) HV 220 2019 80.0 80.0 80.0 80.0 80.0 80.0 80.0 80.0

POT. INST. (MVA) HV 60 80.0 80.0 80.0 80.0 80.0 80.0 80.0 80.0

POT. INST. (MVA) MV 22.9 80.0 80.0 80.0 80.0 80.0 80.0 80.0 80.0

FACTOR DE USO HV 220 97.4% 114.0% 128.5% 67.5% 71.7% 74.8% 77.7% 80.5% 83.3% 86.2% 89.2%

FACTOR DE USO HV 60 97.4% 114.0% 128.5% 67.5% 71.7% 74.8% 77.7% 80.5% 83.3% 86.2% 89.2%

Manantay

Nuevo Trafo: 80/80 MVA 220/60kV Año: 2019.

Incluye Trafo de Reserva.

Segundo Trafo: 80/80 MVA 220/60kV Año: 2029

Tercer Trafo: 80/80 MVA 220/60kV Año: 2040


Se verifica que ELECTROUCAYALI no ha sustentado la necesidad de la nueva SET Manantay 220/60/10 kV, ni tampoco la potencia propuesta para los transformadores (80 MVA). Asimismo, no ha sustentado el requerimiento del banco de capacitores.

Sin perjuicio de lo señalado, en el cuadro anterior (Identificación de las SET´s existentes que superan la capacidad de diseño), se observa que el análisis realizado por ELECTROUCAYALI considera solo el factor de uso correspondiente a los niveles de 220 kV y 60 kV, cuando los niveles de tensión existentes son 138 kV, 60, 10 y 22,9 kV. Asimismo, precisar que los transformadores que se deben evaluar bajo este formato, corresponder únicamente a transformadores MAT/MT, AT/MT y/o MAT/AT/MT (este último solo el devanado de MT); dado que los TP MAT/AT atienden a diversas subestaciones AT/MT que nunca podrían encontrarse con la máxima demanda todos al mismo tiempo, por lo que el factor de utilización no sería el correcto.

Conclusión


36. Respecto a la implementación de las líneas en 60 kV Der. SEMA-SEMA, SEMA-NSEPU

Para el caso de la alternativa 2 correspondiente al sistema eléctrico Pucallpa, Campo Verde y Aguaytía, si consideramos que la “Línea Aérea 60 kV Der SEMA – SEMA” es la derivación en “PI” de la LT 60 kV Parque Industrial - Pucallpa a la SET Manantay (lo cual sería lo más conveniente), se debe evaluar que con dicha derivación, quedaría postergada la implementación de la LT 60kV Manantay–Pucallpa, o en caso contrario, se debe sustentar la necesidad de dicha línea.



Análisis y conclusión de Osinergmin

La observación no ha sido respondida por lo que se considera no subsanada.

37. Respecto a la implementación de la SET Campo Verde

Considerando que se prevé la repotenciación de la LT 138 kV Aguaytía – Pucallpa, de 50 a 80 MVA, la implementación de un transformador nuevo de 138/60/10 kV, 55/55/18 MVA en la SET Pucallpa y la implementación de un segundo circuito en 138 kV de características similares a la línea existente repotenciada; no sería necesario el proyecto en 220 kV planteado por ELECTROUCAYALI y con ello la SET Campo verde 220/22,9 kV no sería viable.

Sin embargo, considerando que la demanda actual del circuito en 23 kV que sale de la SET Parque Industrial y que alimenta a Campo Verde, Neshuya, Tournavista y Nueva Requena está en 4 MW, y que se tiene una demanda no atendida en este circuito, se requiere que la concesionaria evalúe la demanda actual y proyectada, considerando los clientes regulados y libres actualmente no atendidos, a efectos de determinar la implementación de la SET Campo Verde 138/23 kV al pie de la LT 138 kV Aguaytía - Pucallpa existente.

Finalmente, de justificarse la necesidad de la SET Campo Verde 138/23 kV, se recomienda realizar las coordinaciones del caso, tanto con el COES como con ISA Perú, para ver la posibilidad de que dicha subestación se incluya en el Plan de Transmisión como parte integrante del proyecto de LT 138 kV Aguaytía – Pucallpa.

Respuesta

Teniendo en cuenta que los niveles de tensión disponibles para atender la demanda de los sistemas eléctricos Pucallpa y Campo Verde son 138 kV y 220 kV se realiza un balance de oferta versus demanda para determinar el nivel de tensión de la nueva línea de transmisión, según las siguientes capacidades:

Opción 1: • Línea existente en 138 kV Aguaytía-Pucallpa, Capacidad 38 MW • Nueva Línea en 220 kV Aguaytía – Pucallpa, capacidad 220 MW Opción 2 • Ampliación de capacidad a 76 MW de la línea existente en 138 kV Aguaytía- Pucallpa. • Segunda terna de la línea existente en138 kV Aguaytía – Pucallpa, de 76 MW. Del balance oferta versus demanda se observa que la oferta de capacidad correspondiente a la opción 2 no sería suficiente para atender la demanda de ELUC para los siguientes 20 años; ya que existiría un déficit de 50 MW en el largo plazo sin considerar el margen de reserva mínimo del 20%, tal como se observa en la siguiente figura:

Balance Oferta Vs Demanda de Potencia por Opción de Nivel de Tensión

2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036

Demanda 82.1 98.1 112. 122. 131. 138. 144. 149. 153. 158. 163. 168. 173. 178. 183. 189. 195. 200. 206. 212. 219.

Oferta 1 38.0 38.0 38.0 258. 258. 258. 258. 258. 258. 258. 258. 258. 258. 258. 258. 258. 258. 258. 258. 258. 258.

Oferta 2 38.0 76.0 152. 152. 152. 152. 152. 152. 152. 152. 152. 152. 152. 152. 152. 152. 152. 152. 152. 152. 152.

0

50

100

150

200

250

300

Po

ten

cia

(MW

)



De lo indicado anteriormente se establece que el nivel de tensión de la nueva línea de transmisión Aguaytía – Pucallpa será en 220 kV.


Se verifica que la empresa ha evaluado la demanda actual y proyectada, considerando los clientes regulados y clientes libres (actualmente no atendidos) a efectos de determinar la implementación de la SET Campo Verde 138/23 kV al pie de la LT 138 kV Aguaytía - Pucallpa existente.

Al respecto, ELECTROUCAYALI señala que para abastecer la demanda en los próximos años, se requiere la implementación de la LT 220 kV Aguaytía - Pucallpa. No obstante, para abastecer el requerimiento de la zona de Campo Verde se puede tomar la alternativa de realizar la SET Campo Verde 138/23 kV, 15 MVA, aprovechando el recorrido de la LT 138 kV Aguaytía – Pucallpa, sin mayores inversiones y sobre todo en un menor plazo a fin de evitar la sobrecarga de la SET Parque Industrial en 22,9 kV. Con dicha propuesta es posible cubrir la demanda de la zona de Campo Verde y zonas adyacentes en el nivel de 23 kV.

Debemos aclarar que para iniciar el Planeamiento de la expansión de la transmisión relacionado con el Plan de Inversiones, se debe tener en cuenta los nuevos proyectos de generación y transmisión contemplados en el Plan de Transmisión vigente en la oportunidad de presentación del ESTUDIO, conforme se indica en el numeral 11.2 de la NORMA TARIFAS.

Conclusión


38. Respecto a la interconexión del sistema eléctrico Atalaya al SEIN

Se observa que ELECTROUCAYALI, no ha presentado el análisis técnico económico de las alternativas planteadas para la interconexión del sistema eléctrico Atalaya al SEIN. Al respecto, se debe realizar dicho análisis y presentar los resultados obtenidos.

Asimismo, y sin perjuicio de lo señalado, interesa mencionar que considerando que las empresas ELECTROUCAYALI y ELECTROCENTRO, han presentado propuestas de Plan de Inversiones para atender la demanda de los sistemas eléctricos Satipo - Oxapampa, Mazamari y Atalaya, se recomienda analizar una alternativa integral que permita atender la totalidad de la demanda al año 30. Al respecto, se recomienda analizar la siguiente propuesta, la cual consta de tres etapas:

LT 220 kV Tulumayo - Satipo y SET Satipo 220/138/60 kV

LT 138 kV Satipo - Mazamari y SET Mazamari 138/23 kV

LT 138 kV Mazamari - Atalaya y SET Atalaya 138/23 kV

En consecuencia, se deberá realizar las coordinaciones del caso y plantear un solo proyecto.

Respuesta

Teniendo en cuenta que existe un déficit de oferta en el sistema eléctrico Atalaya se ha previsto proponer proyectos a plazo inmediato y a corto plazo, los cuales son planteados pensando en que atenderán la demanda de Atalaya proyectada al año 2046.

A plazo inmediato se propone la ampliación de generación 0.8 MW a 2 MW de la mini central hidroeléctrica Canuja.



Central Hidroeléctrica Canuja

También a plazo inmediato se puede prever ampliar la capacidad 1.5 MW a 15 MW de la central térmica Atalaya. Ante esta situación, se propone que los 04 grupos Wartsila podrían formar parte de la generación local en Atalaya, en cuyo caso se requeriría desmontar, trasladar y su adecuación para la operación en dicho sistema.

Finalmente, a mediano plazo se prevé la puesta en servicio de la línea de transmisión en 138 kV desde Tulumayo-Atalaya y las subestaciones asociadas (TP 60/22.9 kV de 30 MVA). Teniendo en cuenta que los proyectos de ampliación de la capacidad de las centrales son soluciones a corto plazo, ya que no sería suficiente para atender la demanda de Atalaya en el mediano y largo plazo, es necesaria la interconexión al SEIN a través del sistema de transmisión propuesto. Sin embargo, para viabilizar la implementación de este sistema de transmisión se recomienda realizar una evaluación conjuntamente con el sistema eléctrico de Satipo-Mazamari, perteneciente a la distribuidora Electrocentro S.A.

Al respecto, se adjunta la alternativa de conexión:

Alternativa N°1



Alternativa N°2


Se verifica que ELECTROUCAYALI no ha realizado el análisis técnico económico de la alternativa recomendada en la presente observación y que no ha presentado evidencias que demuestren que ha realizado coordinaciones con ELECTROCENTRO a efectos de plantear una propuesta conjunta que permita abastecer el crecimiento de la demanda en los sistemas eléctricos de Satipo - Oxapampa y Atalaya.

Sin perjuicio de lo señalado, se verifica que ELECTROUCAYALI ha planteado alternativas de expansión correspondientes a una LT 138 kV Tulumayo - Atalaya (independiente del sistema 60 kV Satipo - Oxapampa) y LT 60 kV Runatullo - Mazamari - Atalaya, las cuales no solucionan en forma integral los problemas asociados al incremento de demanda en los sistemas eléctricos de Satipo - Oxapampa y Atalaya.

Al respecto, conforme lo indicado en el numeral 6.2.3.2 del presente informe, resulta necesario que ELECTROUCAYALI evalué otras alternativas de abastecimiento de energía eléctrica y que el resultado sea encaminado a través del Plan de Transmisión.

Conclusión


COSTOS DE INVERSIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

39. Formatos de costos de inversión

La información correspondiente a los formatos de costos de inversión (F-300) está incompleta y no utiliza los formatos de la Norma TARIFAS vigente. Por ejemplo, el formato F-304 hace referencia a la asignación del componente adicional del centro de control cuando debería corresponder a asignación del módulo de telecomunicaciones incremental. Asimismo, la información debe ser presentada en un solo archivo consolidado y no por partes. Al respecto, cabe señalar que ELECTROUCAYALI presentó información complementaria correspondiente a estos formatos, sin embargo, se mantiene esta deficiencia.

Por otra parte, se debe presentar el sustento para la selección de los módulos estándares a considerar para la valorización de líneas de transmisión, transformadores de potencia, banco de condensadores, celdas, entre otros.



Respuesta

Se ha revisado dicho formato y se ha procedido a actualizar con los formatos publicados en la NORMA TARIFAS vigente.


Se verifica que ELECTROUCAYALI ha presentado la misma información presentada en su Propuesta Inicial y solo se ha limitado a cambiar el nombre de las hojas correspondientes a los formatos de costos de inversión (F-300), encontrándose estas con las mismas deficiencias señaladas en la presente observación.

Asimismo, se verifica que la empresa no ha presentado el sustento para la selección de los módulos estándares a considerar para la valorización de líneas de transmisión, transformadores de potencia, banco de condensadores, celdas, entre otros.

Conclusión


40. Formato de costos de operación y mantenimiento

Se observa errores en la información presentada en el formato de costos de operación y mantenimiento (F-401), los cuales están mostrando información como “#¡REF!”. Al respecto, la concesionaria debe revisar y corregir la información respectiva.

Respuesta

Se ha revisado dicho formato y se ha corregido la inconsistencia.


Se verifica que ELECTROUCAYALI ha presentado el formato de costos de operación y mantenimiento (F-401) con la información corregida de acuerdo a la presente observación.

Conclusión




Anexo B Metodología para la Proyección de la

Demanda



METODOLOGÍA EMPLEADA PARA EL ESTUDIO DE LA DEMANDA

En el siguiente esquema se presenta en resumen los criterios y la metodología empleada para efectuar el pronóstico de la venta de energía, acorde a lo dispuesto en el Capítulo Primero “Proyección de la Demanda” de la NORMA TARIFAS:

Figura N°1: Flujograma del Proceso de Determinación de la Proyección de la Demanda

Las etapas del estudio se detallan a continuación:

- El Estudio se inicia con la recolección de los datos básicos para la proyección de la demanda.

- La proyección de la demanda de energía y potencia se efectúa para un periodo de 30 años.

A. Datos Históricos e Información Base, 1996-2014

A.1 Ventas de Energía

Las ventas históricas de energía se han revisado teniendo como referencia la información de la Bases de Datos que publica el Osinergmin denominada Sistema de Información Comercial (en adelante “SICOM”), las cuales están organizadas con información proporcionada periódicamente por las propias empresas concesionarias que suministran energía eléctrica.

A.2 PBI Regional

El PBI empleado para la construcción de los modelos econométricos es el PBI del departamento de Ucayali, en millones de soles del año 2007, cuyos datos históricos son calculados y publicados por el Instituto Nacional de Estadísticas e Informática (INEI).



Para el periodo 2007-2014, esta información se extrajo de las publicaciones del INEI: i) Producto Bruto Interno por Departamentos 2007-2013, Año Base 2007, noviembre 2014; y, ii) Producto Bruto Interno por Departamentos 2014 (cifras preliminares), julio 2015. Para el periodo 1996-2006 se calculó estos valores departamentales multiplicando el PBI nacional, en millones de soles del 2007, por la participación relativa del PBI departamental sobre el PBI nacional correspondiente al año base 1994 (ver: Producto Bruto Interno por Departamentos 2001-2012, Año Base 1994, INEI, octubre 2013; y Compendio Estadísticos, 2005). Estos cálculos se efectúan porque no existe información oficial del PBI departamental con año base 2007 para el periodo previo al 2007.

A.3 Población Regional

Los datos históricos de base para esta estimación provienen 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). Los valores entre esos años fueron interpolados a la tasa de crecimiento promedio anual. También se tomó en cuenta las estimaciones al año 2025 previstos por el INEI (Fuente: Estimaciones y Proyecciones de Población Departamental por Años Calendario y Edades Simples 1995-2025 – Boletín Especial N°22).

A.4 Número de Clientes

Al igual que la energía vendida, el SICOM contiene también la cantidad de clientes por sistema eléctrico, de manera tal que se consideran los clientes de los sistemas que conforman el Área de Demanda.

A.5 Precio Medio

La tarifa promedio, en céntimos de Sol por kWh, se calcula dividiendo la facturación de la energía (en miles soles) entre la cantidad de venta de energía (en MWh). Para calcular la tarifa real, en soles constantes del año 2009, se procede a dividir la tarifa promedio previamente calculada entre el IPC (Índice de Precios al Consumidor) de la ciudad representativa correspondiente al Área de Demanda. Los valores del IPC se obtienen del INEI (Sistema de Información Regional para la toma de Decisiones.

12)

B. Proyección de Variables

B.1. Metodología de proyección de las ventas de energía y potencia

La proyección de la demanda de energía se efectuó mediante distintas metodologías según el tipo de usuarios, según se indica:

- Usuarios regulados: mediante modelos tendenciales y econométricos.

- Usuarios libres existentes: consumos constantes con excepción de los incrementos de demanda solicitados.

- Demandas Nuevas: consumos relacionados con las demandas solicitadas.

La proyección de la demanda de energía realizada por sistema eléctrico, se desagregó por SET y nivel de tensión, considerando las proporciones determinadas en base de los datos correspondientes al Año Representativo (2014).

La transformación de la proyección de la energía a proyección en potencia coincidente a nivel de barras en MT, AT, según corresponda, en cada SET, se realizó a través de los FC y FCP:

12 http://webinei.inei.gob.pe:8080/SIRTOD/inicio.html

http://webinei.inei.gob.pe:8080/SIRTOD/inicio.html



Donde:

%p: porcentaje de pérdidas estándares en media tensión y baja tensión.

FC: factor de carga calculado para el Año Representativo.

FCP: factor de contribución a la punta del Año Representativo.

h: número de horas del Año Representativo.

B.2. Proyección de las Variables explicativas

B.2.1 Proyección del PBI del Área de Demanda

Para proyectar el PBI de la respectiva Área de Demanda se evalúa, previamente, si el comportamiento de esta variable se encuentra ligado o impulsado por el PBI nacional (PBIPERU). En este caso se obtuvo que el PBI del Área 14 se explica, en un 97%, por el PBI nacional rezagado un periodo, tal como se muestra en la Figura N°2. La variable AR(1) indica un esquema autorregresivo de primer orden.

Figura N° 2: Modelo de proyección del PBI del Área de Demanda

Dependent Variable: PBIA14

Method: Least Squares

Date: 01/11/16 Time: 17:11

Sample (adjusted): 1997 2014

Included observations: 18 after adjustments

Convergence achieved after 7 iterations

Variable Coefficient Std. Error t-Statistic Prob.

C 1140.249 507.8320 2.245328 0.0402

PBI_PERU(-1) 0.006310 0.001352 4.668315 0.0003

AR(1) 0.717799 0.162024 4.430214 0.0005

R-squared 0.973237 Mean dependent var 2910.786

Adjusted R-squared 0.969668 S.D. dependent var 668.4949

S.E. of regression 116.4256 Akaike info criterion 12.50339

Sum squared resid 203323.6 Schwarz criterion 12.65179

Log likelihood -109.5305 Hannan-Quinn criter. 12.52385

F-statistic 272.7325 Durbin-Watson stat 2.166629

Prob(F-statistic) 0.000000

Inverted AR Roots .72

Con esta ecuación, se procede a estimar el PBI del Área 14 hasta el año 2046 tomando como referencia las expectativas de crecimiento del PBI nacional previstas por los Analistas Económicos recogida en la encuesta de expectativas macroeconómicas del Banco Central de Reserva del Perú (en adelante “BCRP”) del 31 de agosto del 2015

13. De acuerdo a esta encuesta,

se prevé un crecimiento de 2,8%, 3,7 % y 4,5% para los años 2015, 2016 y 2017 respectivamente.

Para el periodo 2018-2046 se propone una tasa de crecimiento del PBI nacional de 4% al año, que es consistente con el rango mínimo de crecimiento del PBI potencial previsto actualmente por el BCRP, que lo estima entre 4% y 4,5%, de acuerdo a cálculos del instituto emisor de septiembre del

13 http://www.bcrp.gob.pe/docs/Publicaciones/Notas-Estudios/2015/nota-de-estudios-55-2015.pdf

http://www.bcrp.gob.pe/docs/Publicaciones/Notas-Estudios/2015/nota-de-estudios-55-2015.pdf



presente año14

.

Se debe anotar que el concepto de PBI potencial “mide la velocidad a la que pueden crecer las economías en el tiempo y su capacidad productiva, sin toparse con obstáculos inflacionarios”

15.

Con estas estimaciones previstas de crecimiento del PBI nacional se calcula que el PBI del Área 14 crecería 1,99%, en el 2015, 2,23%, en el 2016, y 2,84%, en el 2017; mientras que para todo el periodo de proyección se calcula una tasa de crecimiento promedio anual de 3,2%.

B.2.2. Proyección del Número de Clientes

El número de clientes se proyectó en base a un modelo econométrico especificado en la Figura N°3. El modelo seleccionado, arroja una tasa de crecimiento anual de clientes del 5,39%.

Figura N° 3: Modelo de proyección de clientes


C 921.5137 1073.949 0.858061 0.4035

CLIENTES(-1) 1.048017 0.023493 44.60924 0.0000

R-squared 0.992024 46216.44

Adjusted R-squared 0.991525 16122.91

S.E. of regression 1484.240 17.54763

Sum squaredresid 35247490 17.64656

Log likelihood -155.9287 1989.984

Durbin-Watson stat 1.439990 0.000000

S.D. dependentvar

Akaikeinfocriterion

Schwarzcriterion

F-statistic

Prob(F-statistic)

Dependent Variable: CLIENTES

Method: LeastSquares

Date: 10/06/15 Time: 12:44

Sample(adjusted): 1997 2014

Included observations: 18 after adjusting endpoints

Mean dependentvar

B.2.3. Precio Medio

La tarifa de la energía eléctrica para el Área de Demanda 14, valorados en soles del 2009, se considerada constante para todo el periodo de proyección, lo que significa que el precio de la energía se mantendrá estable en términos reales entre el 2015 y el 2046, es decir, el relación al IPC de la ciudad representativa.

Los resultados de las estimaciones de las variables explicativas se presentan a continuación:

Cuadro N° 1: Estimaciones de las Variables Exógenas

PBI A14 Clientes Precio Medio (2009)

Año Millones

Soles 2007

Δ% Número Δ% Ctm

S/./kWh Δ%

2012 3 842

68 155

32,44

14 http://elcomercio.pe/economia/peru/bcr-bajo-entre-4-y-45-estimado-avance-potencial-pbi-noticia-

1840224

15 http://www.bcrp.gob.pe/docs/Publicaciones/Revista-Estudios-Economicos/10/Estudios-Economicos-

10-3.pdf

http://elcomercio.pe/economia/peru/bcr-bajo-entre-4-y-45-estimado-avance-potencial-pbi-noticia-1840224

http://elcomercio.pe/economia/peru/bcr-bajo-entre-4-y-45-estimado-avance-potencial-pbi-noticia-1840224

http://www.bcrp.gob.pe/docs/Publicaciones/Revista-Estudios-Economicos/10/Estudios-Economicos-10-3.pdf

http://www.bcrp.gob.pe/docs/Publicaciones/Revista-Estudios-Economicos/10/Estudios-Economicos-10-3.pdf



PBI A14 Clientes Precio Medio (2009)

Año Millones

Soles 2007

Δ% Número Δ% Ctm

S/./kWh Δ%

2013 3 955 2,92% 70 536 3,49% 33,66 3,76%

2014 3 978 0,60% 75 654 7,26% 36,59 8,71%

2015 4 057 1,99% 80 208 6,02% 36,59 0,00%

2016 4 148 2,23% 84 981 5,95% 36,59 0,00%

2017 4 266 2,84% 89 983 5,89% 36,59 0,00%

2018 4 411 3,41% 95 225 5,83% 36,59 0,00%

2019 4 546 3,04% 100 719 5,77% 36,59 0,00%

2020 4 684 3,05% 106 477 5,72% 36,59 0,00%

2021 4 828 3,06% 112 511 5,67% 36,59 0,00%

2022 4 977 3,08% 118 835 5,62% 36,59 0,00%

2023 5 131 3,10% 125 463 5,58% 36,59 0,00%

2024 5 291 3,12% 132 408 5,54% 36,59 0,00%

2025 5 458 3,15% 139 688 5,50% 36,59 0,00%

2026 5 631 3,17% 147 316 5,46% 36,59 0,00%

B.3 Proyección de Ventas de Usuarios Regulados

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, los clientes y las tarifas eléctricas como variables explicativas y modelos de tendencia donde la única variable explicativa es el tiempo.

B.3.1 Proyecciones tendenciales de ventas de energía

Respecto de los modelos tendenciales se plantearon los siguientes tipos:

- Tendencia lineal

- Tendencia exponencial

- Tendencia logarítmica

- Tendencia polinómica

- Tendencia potencial

En la Figura N°4 se presenta los parámetros estimados en los diversos modelos tendenciales, además de sus respectivos coeficientes de determinación (R

2) que indica el grado de ajuste de las regresiones. De las 6

ecuaciones estimadas, la ecuación 4 y 5 presentan los R2 más elevados,

pero, se selecciona la primera de ellas (modelo polinómico de segundo orden) debido a que los respectivos test t, son estadísticamente significativos, situación que no se aprecia en el segundo modelo (modelo polinómico de 3er orden) donde las pruebas t indican que no son significativas individualmente.



Figura N°4: Modelo tendencial de ventas de energía

MODELO: T1 T2 T3 T4 T5 T6

R2: 96,5% 99,4% 74,1% 99,6% 99,6% 87,7%

C 24 253 10,836603 - 4 937 52 876 52 354,69 4,573

@TREND 11 031 0,0864041 67 372 2 853 3 130,23 0,565

@TREND²

409 375,06 @TREND³

1,13

El siguiente cuadro se muestra las proyecciones de ventas de energía para el periodo 2015-2046 para todos los modelos tendenciales apreciándose una fuerte dispersión de resultados proyectados, que van desde un crecimiento de 0,03% al año hasta 9,09%.

Cuadro N° 2: Proyecciones tendenciales del Área de Demanda 14 (MWh)

AÑO

LOG(VENTAS) C

LOG(PBIA14)

LOG(CLIENTES)

AR(1)

LOG(VENTAS) C

LOG(PBIA14)

LOG(CLIENTES)

LOG(TARIFA200

9(-1))

VENTAS C

PBIA14

CLIENTES

AR(1)

VENTAS C

PBIA14

CLIENTES

TARIFA/TCP

LOG(VENTAS) C

LOG(PBIA14)

LOG(CLIENTES)

LOG(TARIFA/TCP)

LOG(VENTAS) C

LOG(PBIA14)

LOG(POBLACION)

AR(1)

2014 257,651 257,651 257,651 257,651 257,651 257,651

2015 272,284 254,878 273,071 265,285 274,096 268,704

2016 288,557 269,645 289,76 277,78 289,883 282,76

2017 307,006 286,529 307,82 291,867 308,207 299,638

2018 327,731 305,721 327,219 307,581 329,305 319,066

2019 349,444 325,143 347,546 323,26 350,542 339,559

2020 372,713 345,703 368,965 339,604 373,06 361,599

2021 397,605 367,487 391,495 356,654 396,961 385,217

2022 424,199 390,583 415,165 374,451 422,349 410,48

2023 452,586 415,083 440,011 393,036 449,333 437,481

2024 482,862 441,083 466,076 412,448 478,026 466,328

2025 515,135 468,683 493,409 432,728 508,548 497,142

2026 549,523 497,989 522,061 453,919 541,024 530,059

2027 586,153 529,112 552,091 476,063 575,588 565,222

2028 625,162 562,171 583,56 499,205 612,382 602,787

2029 666,697 597,292 616,533 523,391 651,556 642,921

2030 710,917 634,608 651,081 548,67 693,271 685,802

2031 757,989 674,262 687,275 575,09 737,698 731,622

2032 808,096 716,405 725,194 602,706 785,019 780,585

2033 861,43 761,196 764,918 631,571 835,429 832,911

2034 918,198 808,807 806,533 661,743 889,136 888,833

2035 978,62 859,419 850,128 693,281 946,359 948,603

2036 1,042,931 913,227 895,797 726,248 1,007,337 1,012,489

2037 1,111,380 970,436 943,639 760,71 1,072,320 1,080,777

2038 1,184,236 1,031,266 993,757 796,733 1,141,578 1,153,775

2039 1,261,780 1,095,949 1,046,259 834,39 1,215,399 1,231,812

2040 1,344,317 1,164,735 1,101,259 873,755 1,294,088 1,315,239

2041 1,432,169 1,237,888 1,158,876 914,906 1,377,974 1,404,433

2042 1,525,679 1,315,690 1,219,233 957,925 1,467,405 1,499,796

2043 1,625,212 1,398,442 1,282,463 1,002,898 1,562,755 1,601,760

2044 1,731,159 1,486,462 1,348,700 1,049,913 1,664,422 1,710,786

2045 1,843,933 1,580,090 1,418,090 1,099,064 1,772,831 1,827,368

2046 1,963,977 1,679,690 1,490,782 1,150,449 1,888,437 1,952,033

6.55% 6.03% 5.64% 4.79% 6.42% 6.53%

No obstante que, en términos comparativos el modelo polinómico de grado 2 es más representativo que el resto de modelos tendenciales, en general, esta familia de modelos tendenciales no permite simular condiciones económicas diferentes (menor o mayor crecimiento económico de las que hubo en el pasado) debido a que solo proyecta el futuro como la simple réplica del pasado. En este sentido, estas proyecciones deben tomarse muy referencialmente, siendo necesario contrastarlas con los modelos econométricos que, por sus características explicativas, permite la simulación de escenarios de crecimiento económicos diferente de los observados en el pasado.

B.3.2. Proyecciones Econométricas de ventas de energía

Con referencia a los modelos econométricos, se estimaron diversas ecuaciones considerando las siguientes variables explicativas: PBI, número de clientes, población y precio medio, en diversas agrupaciones de las mismas y relaciones funcionales (lineales y logarítmicas). En este de caso, de las diversas ecuaciones estimadas se presentan un grupo de ellas de la cual se descarta la relevancia estadística de la variable precio medio en dólares, y la especificación lineal de la regresión.

La ecuación finalmente seleccionada considera las variables explicativas PBI y número de clientes, además del factor autorregresivo AR(1), y asume una especificación en doble logaritmos, con lo cual se obtiene un R

2 de 99.2% y los

respectivos test t indican su significancia estadística.



Figura N° 5: Modelo econométrico de ventas de energía


C -2.118086 1.400029 -1.512887 0.1526

LOG(PBIA14) 0.467335 0.233613 2.000466 0.0652

LOG(CLIENTES) 0.949349 0.167213 5.677480 0.0001

AR(1) 0.757662 0.161718 4.685079 0.0004

R-squared 0.992376 11.74357

Adjusted R-squared 0.990742 0.463322

S.E. of regression 0.044580 -3.189911

Sum squared resid 0.027824 -2.992050

Log likelihood 32.70920 607.4076

Durbin-Watson stat 1.375941 0.000000

Mean dependent var

S.D. dependent var

Akaike info criterion

Schwarz criterion

F-statistic

Prob(F-statistic)

Dependent Variable: LOG(VENTAS)

Method: Least Squares

Date: 10/05/15 Time: 18:52

Sample(adjusted): 1997 2014

Included observations: 18 after adjusting endpoints

Convergence achieved after 14 iterations

Asimismo, no hay evidencia de autocorrelación serial de errores, heterocedasticidad y los errores presentan una distribución normal, tal como se refleja en la siguiente figura, donde la probabilidad del estadístico “Jarque Bera” es mayor a 0,05. En base a ello se puede sentenciar que la serie de residuos estimados se distribuyen normalmente.

0

1

2

3

4

5

6

-0.05 0.00 0.05

Series: ResidualsSample 1997 2014Observations 18

Mean -4.91e-09Median 0.003797Maximum 0.055425Minimum -0.069110Std. Dev. 0.040456Skewness -0.201855Kurtosis 1.824746

Jarque-Bera 1.158154Probability 0.560415

El siguiente cuadro presenta las ventas de energía del mercado regulado proyectadas para el periodo 2015-2046 para las 6 ecuaciones evaluadas, siendo la proyección seleccionada la que arroja la ecuación 1, con un estimado de crecimiento promedio anual de 6.55%, lo que implica que al 2021, la demanda ascendería a 397,605 MWh y al 2046 a 1,963,977 MWh.



Cuadro N° 3: Proyecciones econométricas del Área de Demanda 14 (MWh)

AÑO

LOG(VENTAS) C

LOG(PBIA14)

LOG(CLIENTES)

AR(1)

LOG(VENTAS) C

LOG(PBIA14)

LOG(CLIENTES)

LOG(TARIFA200

9(-1))

VENTAS C

PBIA14

CLIENTES

AR(1)

VENTAS C

PBIA14

CLIENTES

TARIFA/TCP

LOG(VENTAS) C

LOG(PBIA14)

LOG(CLIENTES)

LOG(TARIFA/TCP)

LOG(VENTAS)

C LOG(PBIA14)

LOG(POBLACI

ON) AR(1)

2014 257,651 257,651 257,651 257,651 257,651 257,651

2015 272,284 254,878 273,071 265,285 274,096 268,704

2016 288,557 269,645 289,760 277,780 289,883 282,760

2017 307,006 286,529 307,820 291,867 308,207 299,638

2018 327,731 305,721 327,219 307,581 329,305 319,066

2019 349,444 325,143 347,546 323,260 350,542 339,559

2020 372,713 345,703 368,965 339,604 373,060 361,599

2021 397,605 367,487 391,495 356,654 396,961 385,217

2022 424,199 390,583 415,165 374,451 422,349 410,480

2023 452,586 415,083 440,011 393,036 449,333 437,481

2024 482,862 441,083 466,076 412,448 478,026 466,328

2025 515,135 468,683 493,409 432,728 508,548 497,142

2026 549,523 497,989 522,061 453,919 541,024 530,059

2027 586,153 529,112 552,091 476,063 575,588 565,222

2028 625,162 562,171 583,560 499,205 612,382 602,787

2029 666,697 597,292 616,533 523,391 651,556 642,921

2030 710,917 634,608 651,081 548,670 693,271 685,802

2031 757,989 674,262 687,275 575,090 737,698 731,622

2032 808,096 716,405 725,194 602,706 785,019 780,585

2033 861,430 761,196 764,918 631,571 835,429 832,911

2034 918,198 808,807 806,533 661,743 889,136 888,833

2035 978,620 859,419 850,128 693,281 946,359 948,603

2036 1,042,931 913,227 895,797 726,248 1,007,337 1,012,489

2037 1,111,380 970,436 943,639 760,710 1,072,320 1,080,777

2038 1,184,236 1,031,266 993,757 796,733 1,141,578 1,153,775

2039 1,261,780 1,095,949 1,046,259 834,390 1,215,399 1,231,812

2040 1,344,317 1,164,735 1,101,259 873,755 1,294,088 1,315,239

2041 1,432,169 1,237,888 1,158,876 914,906 1,377,974 1,404,433

2042 1,525,679 1,315,690 1,219,233 957,925 1,467,405 1,499,796

2043 1,625,212 1,398,442 1,282,463 1,002,898 1,562,755 1,601,760

2044 1,731,159 1,486,462 1,348,700 1,049,913 1,664,422 1,710,786

2045 1,843,933 1,580,090 1,418,090 1,099,064 1,772,831 1,827,368

2046 1,963,977 1,679,690 1,490,782 1,150,449 1,888,437 1,952,033

6.55% 6.03% 5.64% 4.79% 6.42% 6.53%

B.3.3. Proyecciones de ventas de energía por sistemas eléctricos

Para proyectar las ventas de energía de los Sistemas Eléctricos del área de demanda 14 (Pucallpa y Aguaytía) se desarrollaron modelos tendenciales y modelos econométricos, tomando como base la información histórica disponible de 1996 al 2014, y se seleccionó aquel conjunto de ecuaciones que arrojen proyecciones más consistentes con los resultados agregados reportados en la sección de “Proyecciones econométricas de ventas de energía”.

En el primer caso, se seleccionaron modelos polinómicos de orden 2, los cuales presentan un elevado R

2 y estadísticos t significativos, no obstante ello, y tal como se

aprecia en el siguiente cuadro, existe una apreciable discrepancia, a partir del 2025, entre la proyección global o agregada y la suma de estos Sistemas Eléctricos.

Cuadro N° 4: Proyecciones tendenciales por Sistemas Eléctricos (MWh)

Año CAMPO VERDE Y

PUCALLPA AGUAYTÍA = TOTAL DIFF %

VENTAS GLOBAL

2014 241 167 11 495 257 651 0,0% 257 651

2015 254 204 12 255 272 432 0,1% 272 284

2016 271 853 13 021 291 573 1,0% 288 557

2017 290 229 13 768 311 468 1,5% 307 006

2018 309 330 14 496 332 117 1,3% 327 731

2019 329 157 15 204 353 519 1,2% 349 444

2020 349 711 15 894 375 675 0,8% 372 713

2021 370 990 16 564 398 584 0,2% 397 605

2022 392 995 17 215 422 247 -0,5% 424 199

2023 415 726 17 847 446 664 -1,3% 452 586

2024 439 184 18 459 471 835 -2,3% 482 862

2025 463 367 19 053 497 759 -3,4% 515 135

2026 488 276 19 627 524 437 -4,6% 549 523

En el segundo caso, se plantearon diversas especificaciones econométricas, pero



todas ellas consideran las ventas totales como variable explicativa de cada uno de los Sistemas Eléctricos.

Esta característica de la regresión econométrica permite proyectar las ventas por sistemas eléctricos más ajustadas con las proyecciones globales, tal como se observa en el siguiente cuadro, en donde del margen de diferencia entre la proyección agregada y la suma de los sistemas eléctricas apenas llega al 0,2%, incluso al último año de proyección. En este sentido, la proyección por sistemas eléctricos del modelo econométrico es la proyección final consistente con la proyección agregada.

Cuadro N° 5: Proyecciones econométricas por Sistemas Eléctricos (MWh)

Años CAMPO VERDE Y

PUCALLPA AGUAYTÍA = TOTAL DIFF %

VENTAS GLOBAL

2014 241 167 11 495 257 651 0,0% 257 651

2015 253 962 12 680 272 241 0,0% 272 284

2016 268 225 13 974 288 470 0,0% 288 557

2017 284 450 15 402 306 876 0,0% 307 006

2018 302 716 16 981 327 555 -0,1% 327 731

2019 321 792 18 673 349 223 -0,1% 349 444

2020 342 203 20 506 372 444 -0,1% 372 713

2021 364 004 22 488 397 285 -0,1% 397 605

2022 387 258 24 629 423 827 -0,1% 424 199

2023 412 038 26 941 452 158 -0,1% 452 586

2024 438 424 29 435 482 374 -0,1% 482 862

2025 466 504 32 122 514 584 -0,1% 515 135

2026 496 377 35 017 548 904 -0,1% 549 523

B.3.4. Proyección de Ventas de Usuarios Libres y Demandas Nuevas

De acuerdo a la Norma Tarifas, la proyección de la demanda de estos usuarios se realiza según lo informado por los propios clientes libres en base a las encuestas realizadas por los correspondientes suministradores. Para el caso del Área de Demanda 14, no se cuenta con clientes libres a la fecha.

Demandas Nuevas

La proyección de estas demandas debe estar sustentada en los estudios de factibilidad de suministro o en estudios de instituciones como el Ministerio de Energía y Minas, Gobiernos Regionales, Gobiernos Locales, Cámara de Comercio de la Región, entre otros. Además, se considera su punto previsto de conexión al SEIN y los valores de Factores de Carga correspondientes (estimados según el tipo de actividad de acuerdo a suministros similares existentes), con los que se efectuó la proyección de energía.

B.3.5 Integración de Pérdidas

A la proyección global de ventas de energía al nivel de BT del Área de Demanda se añade un valor equivalente al porcentaje de pérdidas de energía estándares totales en MT y BT vigentes. Para los usuarios a nivel de MT se añadirá a la proyección de ventas de energía un valor equivalente al porcentaje de pérdidas de energía estándares totales en MT.

Las ventas de energía en MAT o AT no incluyen las pérdidas en las redes MAT o AT o las transformaciones del sistema de transmisión.



B.3.6 Integración y conversión de energía en potencia

La conversión de la proyección del consumo de energía por barra y devanado de cada SET a las proyecciones de potencias no coincidentes, con la máxima del SEIN y coincidentes con la máxima del Sistema (FPHMS) se efectuó utilizando los factores de carga (FC), factores de contribución a la punta (FCP) y factores de simultaneidad determinados para todos los usuarios en BT y MT agrupados por barra de MT.

Los resultados se muestran en las Hojas de Cálculo que sustentan el presente informe.



Anexo C Diagrama Unifilar del Sistema Actual

según información de Titulares





Anexo D Diagrama Unifilar de la Alternativa Seleccionada - según análisis de

OSINERGMIN



Sistema Pucallpa-Campo Verde y Aguaytía (año 2017)

OSINERGMIN

PRICONSA

PowerFactory 14.1.3

Plan de Inversiones 2017-2021

DU Area de Demanda 14 - Sist. Elec. Pucallpa Concesionaria Electro Ucayali S.A.

Sistema Proyectado 2017 Alter. 1

Project:

Graphic: A_14

Date: Ene 2016

Annex:

Load Flow Balanced

Nodes




Branches

Apparent Power [MVA]

Active Power [MW]


Loading [%]

Power Factor [-]

Ad

en

da

3-I

SA

SV

C

Ad

en

da

3-I

SA

TP

22

0/1

38

/23

, 6

0 M

VA

PIT 2013-2017

Repotenciado o Rotado

Ad

en

da

3-I

SA

TP

13

8/6

0/1

0,

55

MV

A

Adenda 3 - ISA: Ampliación de capacidad de 50 a 80 MVA

Repotenc iación a 240mm2 AAAC-6.15 km (2017)

LT DT 240mm2 AAAC-7.6 km (2015)

Baja

PIT 2017-2021

LEYENDA:

PUCAL010B

9.780.98

-178.77

PUCAL010B

9.780.98

-178.77

PUCAL010B

9.780.98

-178.77

PUCAL010B

9.780.98

-178.77

PUCAL010B

9.780.98

-178.77

PUCAL010B

9.780.98

-178.77

PUCAL010B

9.780.98

-178.77

PUCAL010B

9.780.98

-178.77

PUCAL010B

9.780.98

-178.77

PUCAL010B

9.780.98

-178.77

PUCAL010B

9.780.98

-178.77

YARIN01010.101.01

-173.96

PINDU060

59.400.99

-21.81

PINDU010

9.961.00

-175.69CVERD023

22.150.97

-28.77

YARIN06058.760.98

-22.64

PUCAL138131.800.96

-17.91

AGUAY02323.481.03

-154.56AGUAY138

142.321.03-4.09

AGUAY13A13.901.01

-23.97

AGUAY13B

13.901.01

-24.09

AGUAY220220.001.000.00

PUCAL0109.780.98

-178.77

PUCAL060

58.450.97

-22.97

18.1716.866.7833.350.93

17.93-16.72-6.4633.35-0.93

18.1716.866.7833.350.93

17.93-16.72-6.4633.35-0.93

18.1716.866.7833.350.93

17.93-16.72-6.4633.35-0.93

18.1716.866.7833.350.93

17.93-16.72-6.4633.35-0.93

18.1716.866.7833.350.93

17.93-16.72-6.4633.35-0.93

18.1716.866.7833.350.93

17.93-16.72-6.4633.35-0.93

6.14-4.68-3.9846.25-0.76

6.344.724.2346.250.74

-4

6.14-4.68-3.9846.25-0.76

6.344.724.2346.250.74

-4

6.14-4.68-3.9846.25-0.76

6.344.724.2346.250.74

-4

6.14-4.68-3.9846.25-0.76

6.344.724.2346.250.74

-4

6.14-4.68-3.9846.25-0.76

6.344.724.2346.250.74

-4

6.14-4.68-3.9846.25-0.76

6.344.724.2346.250.74

-4

6.14-4.68-3.9846.25-0.76

6.344.724.2346.250.74

-4

6.14-4.68-3.9846.25-0.76

6.344.724.2346.250.74

-4

6.14-4.68-3.9846.25-0.76

6.344.724.2346.250.74

-4

6.14-4.68-3.9846.25-0.76

6.344.724.2346.250.74

-4

6.14-4.68-3.9846.25-0.76

6.344.724.2346.250.74

-4

6.14-4.68-3.9846.25-0.76

6.344.724.2346.250.74

-4

6.14-4.68-3.9846.25-0.76

6.344.724.2346.250.74

-4

6.14-4.68-3.9846.25-0.76

6.344.724.2346.250.74

-4

6.14-4.68-3.9846.25-0.76

6.344.724.2346.250.74

-4

6.14-4.68-3.9846.25-0.76

6.344.724.2346.250.74

-4

28.3922.3817.4797.150.79

0.00-0.000.0097.15-1.00

26.26-22.25-13.9497.15-0.85

-2

4.17-4.021.1230.44-0.96

4.174.06-0.9730.440.97

-2

7.687.302.40

0.95

7.687.302.40

0.95

34.5034.490.6365.681.00

34.46-34.421.7265.68-1.00

0.00-0.00-0.0065.68-1.00

-4

24.8423.607.76

0.95

2.29-0.00-2.29

-0.00 4

9.108.213.9316.900.90

9.09-8.19-3.9316.90-0.90

18.6217.077.4234.210.92

18.45-16.99-7.1934.21-0.92

73.7773.0010.6290.330.99

69.00-68.99-1.2690.33-1.00

73.7773.0010.6290.330.99

69.00-68.99-1.2690.33-1.00

73.7773.0010.6290.330.99

69.00-68.99-1.2690.33-1.00

73.7773.0010.6290.330.99

69.00-68.99-1.2690.33-1.00

73.7773.0010.6290.330.99

69.00-68.99-1.2690.33-1.00

73.7773.0010.6290.330.99

69.00-68.99-1.2690.33-1.00

73.7773.0010.6290.330.99

69.00-68.99-1.2690.33-1.00

73.7773.0010.6290.330.99

69.00-68.99-1.2690.33-1.00

73.7773.0010.6290.330.99

69.00-68.99-1.2690.33-1.00

73.7773.0010.6290.330.99

69.00-68.99-1.2690.33-1.00

73.7773.0010.6290.330.99

69.00-68.99-1.2690.33-1.00

73.7773.0010.6290.330.99

69.00-68.99-1.2690.33-1.00

73.7773.0010.6290.330.99

69.00-68.99-1.2690.33-1.00

18.1716.866.7833.350.93

17.93-16.72-6.4633.35-0.93

18.1716.866.7833.350.93

17.93-16.72-6.4633.35-0.93

18.1716.866.7833.350.93

17.93-16.72-6.4633.35-0.93

18.1716.866.7833.350.93

17.93-16.72-6.4633.35-0.93

18.1716.866.7833.350.93

17.93-16.72-6.4633.35-0.93

18.1716.866.7833.350.93

17.93-16.72-6.4633.35-0.93

G~

96.42-96.411.15

-1.00

18.7417.805.85

0.95

SVS

32.27-0.00-32.27

-0.00

34.5034.490.6365.681.00

0.00-0.00-0.0065.68-1.00 34.46

-34.421.7265.68-1.00

-4

34.5034.490.6365.681.00

0.00-0.00-0.0065.68-1.00 34.46

-34.421.7265.68-1.00

-4

38.9437.948.7664.900.97

1.37-1.30-0.4364.90-0.95

36.88-36.50-5.3164.90-0.99

-5

9.168.702.86

0.95

19.2719.26-0.6298.921.00

0.00-0.000.0098.92-1.00

19.33-19.152.6398.92-0.99

0

19.6718.047.84

149.080.92

7.68-7.30-2.40

149.08-0.95

11.05-10.50-3.45

149.08-0.95

-4

38.9437.948.7664.900.97

1.37-1.30-0.4364.90-0.95

36.88-36.50-5.3164.90-0.99

-5

G~

89.4087.6017.8375.000.98

89.4087.6017.8388.750.98

87.37-87.00-8.0588.75-1.00

0

G~

87.6985.8817.7373.570.98

87.6985.8817.7387.060.98

85.70-85.30-8.3287.06-1.00

0

0

0.000.000.000.001.00

2.742.600.85

0.95

11.0510.503.45

0.95

DIg

SIL

EN

T




OSINERGMIN

PRICONSA

PowerFactory 14.1.3




Project:

Graphic: A_14

Date: Ene 2016

Annex:

Load Flow Balanced

Nodes




Branches


Active Power [MW]


Loading [%]

Power Factor [-]

Nueva SET Manantay

60/23/10 kV-45 MVA

Año 2018

TP Aprobado PI 2013-2017

Ad

en

da

3-I

SA

TP

13

8/6

0/1

0,

55

MV

A

Nueva S

ET

Cam

po V

erd

e

138/2

3kV

-15 M

VA

-2018

PT 2015-2024:LT 138 kV Aguaytía-Pucal lpa

Segunda T erna (2019)


Adenda 3

-IS

A

TP

220/1

38/2

3, 60 M

VA

Repotenciación a 240mm2 AAAC-6.15 km (2017)

LT DT 240mm2 AAAC-7.6 km (2015)

Der

LT

DT

240m

m2 A

AA

C-

1.7

km

(2018)

Ad

en

da

3-I

SA

SV

C

PIT 2013-2017


2018

Baja

PIT 2017-2021

LEYENDA:

YARIN06060.961.02

-23.05

YARIN06060.961.02

-23.05

YARIN01010.191.02

-174.42

YARIN01010.191.02

-174.42

CAVERDE023

22.951.00

-169.35

PUCAL138137.461.00

-18.71

PUCAL138137.461.00

-18.71

CAVERDE138

137.891.00

-16.25

CAVERDE138

137.891.00

-16.25

CAVERDE138

137.891.00

-16.25

CAVERDE138

137.891.00

-16.25

CAVERDE138

137.891.00

-16.25

CAVERDE138

137.891.00

-16.25

MANANT0109.800.98

-177.90

MANANT023

22.610.99

-26.77

MANAT06060.751.01

-23.22

PUCAL010B

10.201.02

-176.20

P..

10.271.03

-173.59

PUCAL023B

23.431.02

-27.98

PINDU060

61.501.02

-22.33

PINDU010

10.101.01

-175.58CVERD023

23.071.01

-25.04

AGUAY02323.681.03

-154.89AGUAY138

143.461.04-4.37

AGUAY13A13.901.01

-23.97

AGUAY13B

13.901.01

-24.09

AGUAY220220.001.000.00

PUCALL1010.271.03

-173.59

PUCAL01010.201.02

-176.20

PUCAL023

22.720.99

-24.72

PUCAL060

60.741.01

-23.28

24.1422.279.3279.480.92

7.01-6.66-2.1979.48-0.95

16.35-15.53-5.1079.48-0.95

0

24.1422.279.3279.480.92

7.01-6.66-2.1979.48-0.95

16.35-15.53-5.1079.48-0.95

0

24.1422.279.3279.480.92

7.01-6.66-2.1979.48-0.95

16.35-15.53-5.1079.48-0.95

0

24.1422.279.3279.480.92

7.01-6.66-2.1979.48-0.95

16.35-15.53-5.1079.48-0.95

0

15.7314.805.3427.900.94

15.58-14.70-5.1627.90-0.94

15.7314.805.3427.900.94

15.58-14.70-5.1627.90-0.94

15.7314.805.3427.900.94

15.58-14.70-5.1627.90-0.94

15.7314.805.3427.900.94

15.58-14.70-5.1627.90-0.94

15.7314.805.3427.900.94

15.58-14.70-5.1627.90-0.94

15.7314.805.3427.900.94

15.58-14.70-5.1627.90-0.94

15.7314.805.3427.900.94

15.58-14.70-5.1627.90-0.94

15.7314.805.3427.900.94

15.58-14.70-5.1627.90-0.94

15.7314.805.3427.900.94

15.58-14.70-5.1627.90-0.94

15.7314.805.3427.900.94

15.58-14.70-5.1627.90-0.94

15.7314.805.3427.900.94

15.58-14.70-5.1627.90-0.94

15.7314.805.3427.900.94

15.58-14.70-5.1627.90-0.94

15.7314.805.3427.900.94

15.58-14.70-5.1627.90-0.94

15.7314.805.3427.900.94

15.58-14.70-5.1627.90-0.94

15.7314.805.3427.900.94

15.58-14.70-5.1627.90-0.94

15.7314.805.3427.900.94

15.58-14.70-5.1627.90-0.94

15.7314.805.3427.900.94

15.58-14.70-5.1627.90-0.94

15.7314.805.3427.900.94

15.58-14.70-5.1627.90-0.94

15.7314.805.3427.900.94

15.58-14.70-5.1627.90-0.94

15.7314.805.3427.900.94

15.58-14.70-5.1627.90-0.94

15.7314.805.3427.900.94

15.58-14.70-5.1627.90-0.94

15.7314.805.3427.900.94

15.58-14.70-5.1627.90-0.94

15.7314.805.3427.900.94

15.58-14.70-5.1627.90-0.94

15.7314.805.3427.900.94

15.58-14.70-5.1627.90-0.94

68.25-67.3611.0085.96-0.99

68.6968.01-9.6485.960.99

10.5910.43-1.8152.290.99

0.000.000.0052.290.75

10

.67

-10

.39

2.4

25

2.2

9-0

.97

0

10.5910.43-1.8152.290.99

0.000.000.0052.290.75

10

.67

-10

.39

2.4

25

2.2

9-0

.97

0

10.5910.43-1.8152.290.99

0.000.000.0052.290.75

10

.67

-10

.39

2.4

25

2.2

9-0

.97

0

10.5910.43-1.8152.290.99

0.000.000.0052.290.75

10

.67

-10

.39

2.4

25

2.2

9-0

.97

0

10.5910.43-1.8152.290.99

0.000.000.0052.290.75

10

.67

-10

.39

2.4

25

2.2

9-0

.97

0

10.5910.43-1.8152.290.99

0.000.000.0052.290.75

10

.67

-10

.39

2.4

25

2.2

9-0

.97

0

13.9813.005.1468.210.93

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-1

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1.27-1.250.242.32-0.98

1.291.25-0.322.320.97

1.27-1.250.242.32-0.98

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2

7.266.772.6447.270.93

7.11-6.75-2.2247.27-0.95

2

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25.18-23.52-9.0045.08-0.93

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0.95

9.759.263.04

0.95

9.759.263.04

0.95

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5.054.751.7235.500.94

-1

G~

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0.95

1.781.690.56

0.95

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-2

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0.95

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0.00 2

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0.95

7.116.752.22

0.95

7.116.752.22

0.95

7.116.752.22

0.95

7.116.752.22

0.95

7.116.752.22

0.95

7.116.752.22

0.95

7.116.752.22

0.95

7.116.752.22

0.95

7.116.752.22

0.95

7.116.752.22

0.95

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-1

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-1

4.79-4.55-1.5034.38-0.95

4.894.591.6834.380.94

-1

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-1.00

SVS

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-2

34.1333.68-5.5062.290.99

0.00-0.00-0.0062.29-0.96 34.48

-33.617.7062.29-0.97

-2

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-5

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40.9840.724.6268.300.99

1.46-1.38-0.4668.30-0.95

39.19-39.18-0.8368.30-1.00

-5

G~

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89.4087.6017.8388.750.98

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G~

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0

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0.95

11.8211.233.69

0.95

DIg

SIL

EN

T




OSINERGMIN

PRICONSA

PowerFactory 14.1.3




Project:

Graphic: A_14

Date: Ene 2016

Annex:

Load Flow Balanced

Nodes




Branches


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Loading [%]

Power Factor [-]

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60/23/10 kV-45 MVA

Año 2018


Ad

en

da

3-I

SA

TP

13

8/6

0/1

0,

55

MV

A

Nueva S

ET

Cam

po V

erd

e

138/2

3kV

-15 M

VA

-2018




Adenda 3

-IS

A

TP

220/1

38/2

3, 60 M

VA


LT DT 240mm2 AAAC-7.6 km (2015)

Der

LT

DT

240m

m2 A

AA

C-

1.7

km

(2018)

Ad

en

da

3-I

SA

SV

C

PIT 2013-2017


2018

Baja

PIT 2017-2021

LEYENDA:

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-17.30

YARIN06060.881.01

-17.30

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YARIN01010.171.02

-168.76

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-12.65

PUCAL138139.661.01

-12.65

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PUCALLP220

PUCALLP220

PUCALLP220

PUCALLP220

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P..

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16.9615.836.0930.070.93

16.77-15.71-5.8630.07-0.94

16.9615.836.0930.070.93

16.77-15.71-5.8630.07-0.94

16.9615.836.0930.070.93

16.77-15.71-5.8630.07-0.94

16.9615.836.0930.070.93

16.77-15.71-5.8630.07-0.94

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16.9615.836.0930.070.93

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-1

5.11-4.85-1.6036.70-0.95

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-1

5.11-4.85-1.6036.70-0.95

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-1

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-1

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-1

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1.341.34-0.132.410.99

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0.95

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0.95

10.399.873.24

0.95

G~

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-1

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0.95

1.961.860.61

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0.00-0.000.0055.57-1.00

11

.27

-11

.13

1.8

35

5.5

7-0

.99

0

11.2311.17-1.1655.570.99

0.00-0.000.0055.57-1.00

11

.27

-11

.13

1.8

35

5.5

7-0

.99

0

11.2311.17-1.1655.570.99

0.00-0.000.0055.57-1.00

11

.27

-11

.13

1.8

35

5.5

7-0

.99

0

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-0.96

0.00-0.000.00

-1.00

SVS

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-0.00

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1.56-1.48-0.4971.29-0.95

41.78-40.948.3571.29-0.98

-1

G~

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89.4087.6017.8388.750.98

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G~

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0

0.000.000.000.001.00

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12.5711.943.92

0.95

DIg

SIL

EN

T




OSINERGMIN

PRICONSA

PowerFactory 14.1.3




Project:

Graphic: A_14

Date: Ene 2016

Annex:

Load Flow Balanced

Nodes




Branches


Active Power [MW]


Loading [%]

Power Factor [-]

Nueva SET Manantay

60/23/10 kV-45 MVA

Año 2018


Ad

en

da

3-I

SA

TP

13

8/6

0/1

0,

55

MV

A

Nueva S

ET

Cam

po V

erd

e

138/2

3kV

-15 M

VA

-2018




Adenda 3

-IS

A

TP

220/1

38/2

3, 60 M

VA


LT DT 240mm2 AAAC-7.6 km (2015)

Der

LT

DT

240m

m2 A

AA

C-

1.7

km

(2018)

Ad

en

da

3-I

SA

SV

C

PIT 2013-2017


2018

Baja

PIT 2017-2021

LEYENDA:

YARIN06059.941.00

-18.50

YARIN06059.941.00

-18.50

YARIN01010.071.01

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YARIN01010.071.01

-170.10

CAVERDE023

23.411.02

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-13.41

PUCAL138138.231.00

-13.41

PUCALLP220

PUCALLP220

PUCALLP220

PUCALLP220

PUCALLP220

CAVERDE138

138.431.00

-12.14

MANANT0109.560.96

-174.28

MANANT023

22.100.96

-22.93

MANAT06059.690.99

-18.70

PUCAL010B

9.971.00

-172.24

P..

10.111.01

-169.14

PUCAL023B

22.811.00

-24.36

PINDU060

60.601.01

-17.66

PINDU010

9.900.99

-171.49CVERD023

22.600.99

-20.92

AGUAY02323.231.01

-155.80AGUAY138

140.831.02-5.16

AGUAY13A13.901.01

-23.97

AGUAY13B

13.901.01

-24.09

AGUAY220220.001.000.00

PUCALL1010.111.01

-169.14

PUCAL0109.971.00

-172.24

PUCAL023

22.250.97

-20.48

PUCAL060

59.670.99

-18.7711.9811.96-0.6060.231.00

0.00-0.000.0060.23-1.00

11

.99

-11

.91

1.3

96

0.2

3-0

.99

0

11.9811.96-0.6060.231.00

0.00-0.000.0060.23-1.00

11

.99

-11

.91

1.3

96

0.2

3-0

.99

0

11.9811.96-0.6060.231.00

0.00-0.000.0060.23-1.00

11

.99

-11

.91

1.3

96

0.2

3-0

.99

0

5.07-5.05-0.4736.68-1.00

5.135.090.6736.680.99

-1

5.07-5.05-0.4736.68-1.00

5.135.090.6736.680.99

-1

5.07-5.05-0.4736.68-1.00

5.135.090.6736.680.99

-1

5.07-5.05-0.4736.68-1.00

5.135.090.6736.680.99

-1

5.07-5.05-0.4736.68-1.00

5.135.090.6736.680.99

-1

5.07-5.05-0.4736.68-1.00

5.135.090.6736.680.99

-1

5.07-5.05-0.4736.68-1.00

5.135.090.6736.680.99

-1

5.07-5.05-0.4736.68-1.00

5.135.090.6736.680.99

-1

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5.135.090.6736.680.99

-1

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5.135.090.6736.680.99

-1

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5.135.090.6736.680.99

-1

5.07-5.05-0.4736.68-1.00

5.135.090.6736.680.99

-1

5.07-5.05-0.4736.68-1.00

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-1

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5.135.090.6736.680.99

-1

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5.135.090.6736.680.99

-1

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5.135.090.6736.680.99

-1

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-1

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-1

5.07-5.05-0.4736.68-1.00

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-1

5.07-5.05-0.4736.68-1.00

5.135.090.6736.680.99

-1

27.7425.4411.0792.950.92

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0

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18.2016.926.6932.740.93

17.97-16.79-6.3932.74-0.93

18.2016.926.6932.740.93

17.97-16.79-6.3932.74-0.93

18.2016.926.6932.740.93

17.97-16.79-6.3932.74-0.93

35.57-35.175.3544.71-0.99

35.8735.35-6.1044.710.99

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-1

16.0214.846.0379.290.93

2.14-2.03-0.6779.29-0.95

13.37-12.70-4.1779.29-0.95

-1

16.0214.846.0379.290.93

2.14-2.03-0.6779.29-0.95

13.37-12.70-4.1779.29-0.95

-1

16.0214.846.0379.290.93

2.14-2.03-0.6779.29-0.95

13.37-12.70-4.1779.29-0.95

-1

16.0214.846.0379.290.93

2.14-2.03-0.6779.29-0.95

13.37-12.70-4.1779.29-0.95

-1

16.0214.846.0379.290.93

2.14-2.03-0.6779.29-0.95

13.37-12.70-4.1779.29-0.95

-1

16.0214.846.0379.290.93

2.14-2.03-0.6779.29-0.95

13.37-12.70-4.1779.29-0.95

-1

1.441.43-0.152.620.99

1.43-1.430.072.62-1.00

1.441.43-0.152.620.99

1.43-1.430.072.62-1.00

1.441.43-0.152.620.99

1.43-1.430.072.62-1.00

8.768.133.2555.660.93

8.54-8.11-2.6755.66-0.95

0

8.768.133.2555.660.93

8.54-8.11-2.6755.66-0.95

0

29.4127.0711.5052.820.92

29.00-26.87-10.9252.82-0.93

11.0810.533.46

0.95

11.0810.533.46

0.95

11.0810.533.46

0.95

6.24-5.48-2.9945.85-0.88

6.415.533.2545.850.86

-2

G~

2.142.030.67

0.95

2.142.030.67

0.95

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0.00-0.000.0070.26-1.00 39.03

-38.396.9970.26-0.98

0

26.6825.358.33

0.95

0.60-0.00-0.60

-0.00 1

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8.07-7.25-3.5514.70-0.90

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0

8.548.112.67

0.95

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0.00-0.00-0.0057.27-1.00

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0

18.6717.745.83

0.95

8.007.602.50

0.95

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-0.98

82.59-80.89-16.65

-0.98

82.59-80.89-16.65

-0.98

82.59-80.89-16.65

-0.98

0.00-0.000.00

-1.00

SVS

45.900.00

-45.90

0.00

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0.00-0.000.0070.26-1.00 39.03

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0

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-2

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43.57-43.482.8555.04-1.00

45.7045.70-0.1476.171.00

1.67-1.59-0.5276.17-0.95

44.22-43.934.9876.17-0.99

-2

G~

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89.4087.6017.8388.750.98

87.37-87.00-8.0588.75-1.00

0

G~

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0

0

0.000.000.000.001.00

3.343.171.04

0.95

13.3712.704.17

0.95

DIg

SIL

EN

T




OSINERGMIN

PRICONSA

PowerFactory 14.1.3




Project:

Graphic: A_14

Date: Ene 2016

Annex:

Load Flow Balanced

Nodes




Branches


Active Power [MW]


Loading [%]

Power Factor [-]

Nueva SET Manantay

60/23/10 kV-45 MVA

Año 2018


Ad

en

da

3-I

SA

TP

13

8/6

0/1

0,

55

MV

A

Nueva S

ET

Cam

po V

erd

e

138/2

3kV

-15 M

VA

-2018




Adenda 3

-IS

A

TP

220/1

38/2

3, 60 M

VA


LT DT 240mm2 AAAC-7.6 km (2015)

Der

LT

DT

240m

m2 A

AA

C-

1.7

km

(2018)

Ad

en

da

3-I

SA

SV

C

PIT 2013-2017


2018

Baja

PIT 2017-2021

LEYENDA:

YARIN06060.731.01

-19.26

YARIN06060.731.01

-19.26

YARIN01010.201.02

-170.91

YARIN01010.201.02

-170.91

CAVERDE023

23.431.02

-166.59

PUCAL138140.081.02

-13.95

PUCAL138140.081.02

-13.95

PUCALLP220

PUCALLP220

PUCALLP220

PUCALLP220

PUCALLP220

CAVERDE138

140.311.02

-12.63

MANANT0109.660.97

-175.30

MANANT023

22.350.98

-23.89

MANAT06060.461.01

-19.47

PUCAL010B

10.141.01

-173.16

P..

10.241.02

-169.91

PUCAL023B

23.241.01

-25.36

PINDU060

61.401.02

-18.38

PINDU010

10.241.02

-172.21CVERD023

23.361.02

-21.70

AGUAY02323.611.03

-156.02AGUAY138

143.171.04-5.36

AGUAY13A13.901.01

-23.97

AGUAY13B

13.901.01

-24.09

AGUAY220220.001.000.00

PUCALL1010.241.02

-169.91

PUCAL01010.141.01

-173.16

PUCAL023

22.590.99

-21.33

PUCAL060

60.481.01

-19.5512.8712.80-1.3063.850.99

0.00-0.000.0063.85-1.00

12

.93

-12

.75

2.1

86

3.8

5-0

.99

0

12.8712.80-1.3063.850.99

0.00-0.000.0063.85-1.00

12

.93

-12

.75

2.1

86

3.8

5-0

.99

0

12.8712.80-1.3063.850.99

0.00-0.000.0063.85-1.00

12

.93

-12

.75

2.1

86

3.8

5-0

.99

0

5.42-5.39-0.5638.68-0.99

5.485.430.7738.680.99

-1

5.42-5.39-0.5638.68-0.99

5.485.430.7738.680.99

-1

5.42-5.39-0.5638.68-0.99

5.485.430.7738.680.99

-1

5.42-5.39-0.5638.68-0.99

5.485.430.7738.680.99

-1

5.42-5.39-0.5638.68-0.99

5.485.430.7738.680.99

-1

5.42-5.39-0.5638.68-0.99

5.485.430.7738.680.99

-1

5.42-5.39-0.5638.68-0.99

5.485.430.7738.680.99

-1

5.42-5.39-0.5638.68-0.99

5.485.430.7738.680.99

-1

5.42-5.39-0.5638.68-0.99

5.485.430.7738.680.99

-1

5.42-5.39-0.5638.68-0.99

5.485.430.7738.680.99

-1

5.42-5.39-0.5638.68-0.99

5.485.430.7738.680.99

-1

5.42-5.39-0.5638.68-0.99

5.485.430.7738.680.99

-1

5.42-5.39-0.5638.68-0.99

5.485.430.7738.680.99

-1

5.42-5.39-0.5638.68-0.99

5.485.430.7738.680.99

-1

5.42-5.39-0.5638.68-0.99

5.485.430.7738.680.99

-1

5.42-5.39-0.5638.68-0.99

5.485.430.7738.680.99

-1

5.42-5.39-0.5638.68-0.99

5.485.430.7738.680.99

-1

5.42-5.39-0.5638.68-0.99

5.485.430.7738.680.99

-1

5.42-5.39-0.5638.68-0.99

5.485.430.7738.680.99

-1

5.42-5.39-0.5638.68-0.99

5.485.430.7738.680.99

-1

29.7627.2411.9898.430.92

8.57-8.14-2.6898.43-0.95

19.99-18.99-6.2498.43-0.95

0

19.2318.106.4934.130.94

18.99-17.96-6.1534.13-0.95

19.2318.106.4934.130.94

18.99-17.96-6.1534.13-0.95

19.2318.106.4934.130.94

18.99-17.96-6.1534.13-0.95

19.2318.106.4934.130.94

18.99-17.96-6.1534.13-0.95

37.92-37.525.4847.01-0.99

38.2237.72-6.1947.010.99

17.2315.966.4984.170.93

2.38-2.26-0.7484.17-0.95

14.29-13.58-4.4684.17-0.95

-3

17.2315.966.4984.170.93

2.38-2.26-0.7484.17-0.95

14.29-13.58-4.4684.17-0.95

-3

17.2315.966.4984.170.93

2.38-2.26-0.7484.17-0.95

14.29-13.58-4.4684.17-0.95

-3

17.2315.966.4984.170.93

2.38-2.26-0.7484.17-0.95

14.29-13.58-4.4684.17-0.95

-3

17.2315.966.4984.170.93

2.38-2.26-0.7484.17-0.95

14.29-13.58-4.4684.17-0.95

-3

17.2315.966.4984.170.93

2.38-2.26-0.7484.17-0.95

14.29-13.58-4.4684.17-0.95

-3

17.2315.966.4984.170.93

2.38-2.26-0.7484.17-0.95

14.29-13.58-4.4684.17-0.95

-3

1.701.51-0.783.050.89

1.66-1.510.703.05-0.91

1.701.51-0.783.050.89

1.66-1.510.703.05-0.91

1.701.51-0.783.050.89

1.66-1.510.703.05-0.91

9.799.073.6962.020.93

9.52-9.04-2.9762.02-0.95

1

9.799.073.6962.020.93

9.52-9.04-2.9762.02-0.95

1

31.3028.9711.8555.480.93

30.85-28.74-11.2055.48-0.93

11.8211.233.69

0.95

11.8211.233.69

0.95

11.8211.233.69

0.95

G~

6.63-5.84-3.1348.07-0.88

6.815.893.4248.070.86

-2

2.382.260.74

0.95

2.382.260.74

0.95

41.4341.23-4.0674.201.00

0.00-0.00-0.0074.20-1.00 41.76

-41.127.2974.20-0.98

0

28.5627.138.92

0.95

2.47-0.00-2.47

-0.00 4

8.457.803.2415.180.92

8.44-7.78-3.2715.18-0.92

20.7019.217.7136.790.93

20.51-19.12-7.4336.79-0.93

1

9.529.042.97

0.95

17.5814.4510.0258.150.82

0.00-0.00-0.0058.15-1.00

16.77-14.38-8.6358.15-0.86

0

19.9918.996.24

0.95

8.578.142.68

0.95

75.24-73.90-14.15

-0.98

75.24-73.90-14.15

-0.98

75.24-73.90-14.15

-0.98

75.24-73.90-14.15

-0.98

0.00-0.000.00

-1.00

SVS

47.120.00

-47.12

0.00

45.01-44.932.6456.29-1.00

46.7146.47-4.7156.290.99

41.4341.23-4.0674.201.00

0.00-0.00-0.0074.20-1.00 41.76

-41.127.2974.20-0.98

0

49.2149.201.1182.021.00

1.78-1.69-0.5682.02-0.95

47.50-47.304.2582.02-1.00

-4

48.2948.14-3.8058.201.00

46.85-46.782.5058.20-1.00

49.2149.201.1182.021.00

1.78-1.69-0.5682.02-0.95

47.50-47.304.2582.02-1.00

-4

G~

89.4087.6017.8375.000.98

89.4087.6017.8388.750.98

87.37-87.00-8.0588.75-1.00

0

G~

87.6985.8817.7373.570.98

87.6985.8817.7387.060.98

85.70-85.30-8.3287.06-1.00

0

0

0.000.000.000.001.00

3.573.391.11

0.95

14.2913.584.46

0.95

DIg

SIL

EN

T



Anexo E Plan de Inversiones 2017-2021 determinado por Osinergmin



PLAN DE INVERSIONES 2017-2021 (NUEVAS INSTALACIONES) Proyectos necesarios en el Período 2017-2021 – Área de Demanda 14

Proyecto N°

Año Titular Proyecto Instalación Inversión

US$ (*)

1 2018 ELECTROUCAYALI Nueva SET Manantay 60/23/10 kV, 30 MVA; incluye dos (02) celdas de línea y celdas de transformador conexas (**).

Nueva SET Manantay 1 543 105

2 2018 ELECTROUCAYALI LT 60 kV, Der Manantay – Manantay, 1,7 km Línea 273 620

3 2018 ELECTROUCAYALI Nueva SET Campo Verde 138/23 kV, 15 MVA; incluye dos (02) celdas de línea y celdas de transformador conexas.

Nueva SET Campo Verde

2 428 188

- 2018 ELECTROUCAYALI Siete (07) celdas de alimentador en MT para las nuevas SET´s Manantay y Campo Verde (***).

Nueva SET´s Manantay y Campo Verde

-

(*) Las inversiones se establecerán de forma definitiva con base a los costos estándares de mercado vigentes a la fecha de su entrada en operación comercial.

(**) La Nueva SET Manantay inicialmente operaría con el transformador (60/23/10 kV de 30 MVA) aprobado en la modificación del Plan de Inversiones 2013-2017, posteriormente (año 2022) se implementaría el transformador de 45 MVA y el existente se rotaría a la SET Yarinacocha.

(***) El detalle de dichas celdas se puede verificar en los formatos correspondientes. Asimismo, la inversión relacionada a estos Elementos, están incluidas dentro de las nuevas subestaciones.

PROGRAMACIÓN DE BAJAS Período 2017-2021

En el Período 2017-2021, no se han programado Bajas producto del Planeamiento realizado.



Anexo F Cuadros Comparativos



Aprobación del Plan de Inversiones 2013 - 2017 COMPARACIÓN DE LA PROYECCIÓN GLOBAL DE LA DEMANDA

ÁREA DE DEMANDA 14

ELECTROUCAYALI Prepublicación Osinergmin

Año GWh GWh

2014 268,61 268,61

2015 379,63 41,33% 298,42 11,09%

2016 490,65 29,24% 335,72 12,50%

2017 600,29 22,35% 360,04 7,24%

2018 688,63 14,72% 389,28 8,12%

2019 756,95 9,92% 417,00 7,12%

2020 816,17 7,82% 446,35 7,04%

2021 856,99 5,00% 479,93 7,52%

2022 892,24 4,11% 507,66 5,78%

2023 917,34 2,81% 537,25 5,83%

2024 941,58 2,64% 568,81 5,88%

2025 966,54 2,65% 602,46 5,92%

2026 992,23 2,66% 638,31 5,95%

Aprobación del Plan de Inversiones 2017 - 2021 COMPARACIÓN DE INVERSIONES ANUALES (SCT)- TOTAL ÁREA DE DEMANDA 14

(US$)

Año

Propuesta Inicial

(A)

Propuesta Final (B)

OSINERGMIN Prepublicació

n (C)

C/A -1 C/B -1

2016 4 278 868 - - - -

2017 81 798 2 876 091 - - -

2018 81 798 - 4 108 801 -4923% -

2019 32 393 432 33 748 329 68 056 -99,8% -99,8%

2020 122 697 211 474 68 056 -44,5% -67,8%

2021 40 899 163 596 - - -

TOTAL 36 999 491 36 991 491 4 244 913 -88,5% -88,5%



9. Referencias

[1] Estudios Técnico Económicos presentados por los Titulares como sustento de su propuesta de Plan de Inversiones en Transmisión para el período 2017 – 2021 (01 de junio de 2015).

[2] Observaciones al Estudio presentado por los Titulares – Osinergmin (setiembre 2015).

[3] Respuestas a Observaciones formuladas a los Estudios (noviembre 2015).

[4] Diversos archivos de cálculo desarrollados por Osinergmin para la prepublicación del Plan de Inversiones 2017 – 2021.

Cabe señalar que la mayor parte de estos documentos se encuentran publicados en la página Web de Osinergmin: www.osinergmin.gob.pe en la ruta: “Procesos Regulatorios”, “Electricidad”, “Procedimiento para fijación de Peajes y Compensaciones para SST y SCT”, “En Proceso”, “Procedimiento para aprobación del Plan de Inversiones en Transmisión Período 2017-2021.

http://www.osinergmin.gob.pe/

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