Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en ... · TITULARES, sólo ELSE y EGEMSA han presentado sus propuestas de Plan de Inversiones para el Área de Demanda 10. A

GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA

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

Informe N° 0283-2012-GART

Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en Transmisión

para el Área de Demanda 10 Regulación para el período 2013-2017

(Publicación)

Lima, julio 2012

OSINERGMIN Informe N° 0283-2012-GART

Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en Transmisión para el Área de Demanda 10 (publicación) Página 1 de 72

Resumen Ejecutivo

El presente informe describe el estudio realizado por OSINERGMIN como sustento para la determinación del Plan de Inversiones en Transmisión del Área de Demanda 101, correspondiente al período mayo 2013 - abril 2017, el cual incluye además las Bajas que se identifican como resultado del planeamiento de expansión de la red de transmisión.

A la fecha se han llevado a cabo las etapas de presentación de propuestas de Plan de Inversiones 2013-2017; audiencia pública para que los agentes expongan sus propuestas de Plan de Inversiones 2013-2017; observaciones de OSINERGMIN a los estudios que sustentan tales propuestas; la respuesta a las mismas; la prepublicación por parte de OSINERGMIN del proyecto de Plan de Inversiones 2013-2017 (en adelante “PREPUBLICACIÓN”); la audiencia pública en la que OSINERGMIN expuso los criterios, metodología y procedimiento utilizados para dicha PREPUBLICACIÓN; así como la presentación de opiniones y sugerencias a la misma; correspondiendo como siguiente etapa la aprobación y publicación del Plan de Inversiones 2013-2017.

Para la elaboración de este informe OSINERGMIN ha evaluado las premisas y cálculos que para el Área de Demanda 10 presentaron Electro Sur Este S.A. (en adelante “ELSE”) y Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu S.A. (en adelante “EGEMSA”) en las etapas anteriores y, las opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN que al respecto han presentado por separado ELSE y EGEMSA y cuyo análisis 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 realizadas por OSINERGMIN a los estudios que sustentan las propuestas por los titulares de transmisión, o la información presentada como parte de dicha subsanación de observaciones como parte de las opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN no es

1 Área de Demanda 10: Abarca los departamentos de Apurímac, Cusco y Madre de Dios. En esta Área de Demanda existen instalaciones de transmisión de Electro Sur Este S.A., Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu S.A. y Red de Energía del Perú S.A.

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



consistente o no ha sido debidamente sustentada, OSINERGMIN ha procedido a revisar y aprobar el Plan de Inversiones, considerando lo establecido en el marco regulatorio vigente.

De acuerdo con el análisis realizado por OSINERGMIN, de manera general, se han efectuado los siguientes cambios con relación a la propuesta presentada por ELSE:

♦ La proyección de la demanda eléctrica incluye la demanda total del Área de Demanda 10.

♦ Se ha reducido el número de nuevas SET´s propuestas.

♦ Se justifica la conveniencia de utilizar banco de condensadores en el sistema eléctrico de Cusco.

♦ Los estudios eléctricos abarcan todas las instalaciones comprendidas en el Área de Demanda 10.

♦ Se justifica la conexión que la nueva SET Llusco sea mediante una LT 60 kV.

♦ Se han incluido los elementos del SST que pasarán a reserva o se darán de Baja, en el horizonte del Plan de Inversiones 2013-2017.

Como consecuencia de la aplicación de estos cambios, el Plan de Inversiones para el Área de Demanda 10, en el período 2013-2017, es:

Plan de Inversiones en Transmisión del Área de Demanda 10 para el periodo 2013-2017

Propuesta OSINERGMIN Inversión (US$)

Longitud de Línea (km)

Potencia de Transformación

(MVA)

Cantidad de

Elementos

ELSE 10 998 813 88,0 99 18

MAT Celda 182 344

1

Línea Transformador 2 138 689

60 2

AT Celda 546 190

3

Línea 5 658 526 88,0

1

Transformador 2 037 967

39 3

MT Celda 435 097

8

EGEMSA 1 233 708

30 4

MAT Transformador 961 853

30 1

MT Celda 107 555

2

Compensador 164 300

1

Total Área de Demanda 10 12 232 521 88,0 129 22



Los valores mostrados 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 LCE.



INDICE 1. INTRODUCCIÓN ......................................................................................................... 5

1.1 ASPECTOS REGULATORIOS Y NORMATIVOS ..............................................................6

1.2 PROCESO DE APROBACIÓN DEL PLAN DE INVERSIONES .............................................8

2. UBICACIÓN ............................................................................................................... 12

3. PROPUESTA INICIAL ............................................................................................... 15

3.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA ............................................................................... 15

3.2 PLAN DE INVERSIONES 2013 - 2017 ....................................................................... 16

4. OBSERVACIONES A LOS ESTUDIOS TÉCNICO ECONÓMICOS ........................... 18

5. PROPUESTA FINAL ................................................................................................. 20

5.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA ............................................................................... 20

5.2 PLAN DE INVERSIONES 2013 - 2017 ....................................................................... 21

6. ANÁLISIS DE OSINERGMIN ..................................................................................... 23

6.1 REVISIÓN DE LA DEMANDA ..................................................................................... 23

6.1.1 Datos Históricos e Información Base ....................................................... 24 6.1.1.1 Ventas de energía .................................................................................. 24 6.1.1.2 Variables explicativas ............................................................................. 24

6.1.2 Proyección Ventas - Usuarios Menores ................................................... 25

6.1.3 Proyección Ventas-Usuarios Mayores...................................................... 25

6.1.4 Nuevas Demandas en Bloque .................................................................. 25

6.2 DEFINICIÓN DEL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN ....................................... 26

6.2.1 Consideraciones ...................................................................................... 26

6.2.2 Diagnóstico de la Situación Actual ........................................................... 27

6.2.3 Alternativas de expansión de la transmisión............................................. 29 6.2.3.1 Sistema Eléctrico La Convención .......................................................... 29 6.2.3.2 Sistema Eléctrico Puerto Maldonado - Mazuco ..................................... 29 6.2.3.3 Sistema Eléctrico Sicuani - Combapata ................................................. 30 6.2.3.4 Sistema Eléctrico Valle Sagrado 1- 3 ..................................................... 30 6.2.3.5 Sistema Eléctrico Abancay..................................................................... 31 6.2.3.6 Sistema Eléctrico Andahuaylas .............................................................. 31 6.2.3.7 Sistema Eléctrico Cusco ........................................................................ 31 6.2.3.8 Sistema Eléctrico Valle Sagrado 2 ......................................................... 32

6.2.4 Modificación del Plan de Inversiones 2009-2013 ..................................... 32 6.2.4.1 Ejecución de proyectos no incluidos en el Plan de Inversiones 2009-

2013 vigente ........................................................................................... 33 6.2.4.2 Reprogramación del Plan de Inversiones 2009-2013 vigente ............... 33 6.2.4.3 Instalaciones del Plan de Inversiones 2009-2013 vigente, que ya no

se requieren en el período 2013-2017 ................................................... 33

6.2.5 Plan de Inversiones 2013-2017 ................................................................ 33 6.2.5.1 Programación de Bajas .......................................................................... 34

7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................................. 35

8. ANEXOS .................................................................................................................... 36

Anexo A Análisis de las Opiniones y Sugerencias a la PREPUBLICACIÓN ........... 37

Anexo B Diagrama Unifilar del Sistema Actual según información de Titulares ..... 52

Anexo C Diagrama Unifilar de Alternativas Seleccionadas – según análisis de OSINERGMIN .......................................................................................... 63

Anexo D Modificación del Plan de Inversiones 2009-2013 ..................................... 65

Anexo E Plan de Inversiones 2013-2017 determinado por OSINERGMIN (incluye programación de Bajas) ........................................................................... 67

Anexo F Cuadros Comparativos ............................................................................ 70

9. REFERENCIAS ......................................................................................................... 72



1. Introducción

El presente informe describe el estudio realizado por OSINERGMIN, como sustento para la determinación del Plan de Inversiones en Transmisión del Área de Demanda 10, correspondiente al período mayo 2013 - abril 2017, el cual incluye además las Bajas que se identifican como resultado del planeamiento de expansión de la red de transmisión.

ELSE, EGEMSA y Red de Energía del Perú S.A. (en adelante y en conjunto “TITULARES”) son las empresas concesionarias que tienen instalaciones de transmisión en el Área de Demanda 10 y que forman parte del Sistema Secundario de Transmisión (en adelante “SST”) y Sistema Complementario de Transmisión (en adelante “SCT”) remunerados por la demanda. De las TITULARES, sólo ELSE y EGEMSA han presentado sus propuestas de Plan de Inversiones para el Área de Demanda 10.

A la fecha se han llevado a cabo las etapas de presentación de propuestas de Plan de Inversiones 2013-2017; audiencia pública para que los agentes expongan sus propuestas de Plan de Inversiones 2013-2017; observaciones de OSINERGMIN a los estudios que sustentan tales propuestas; la respuesta a las mismas; la PREPUBLICACIÓN por parte de OSINERGMIN del proyecto de Plan de Inversiones 2013-2017; la audiencia pública en la que OSINERGMIN expuso los criterios, metodología y procedimiento utilizados para dicha PREPUBLICACIÓN; así como la presentación de opiniones y sugerencias a la misma; correspondiendo como siguiente etapa la aprobación y publicación del Plan de Inversiones 2013-2017.

Con relación al Área de Demanda 10, sólo las empresas ELSE y EGEMSA han presentado opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN, mediante cartas N° G-584-2012 de fecha 10 de mayo de 2012 y N° G-225-2011 de fecha 10 de mayo de 2012, respectivamente; cuyo análisis en detalle se desarrolla en el Anexo A del presente informe.

En ese sentido, para la elaboración del presente informe se han considerado los estudios técnico-económicos presentados por los TITULARES como sustento de sus propuestas de inversión para el período 2013-2017; las respuestas e información complementaria que presentaron los TITULARES para absolver las observaciones formuladas por OSINERGMIN a dichos



estudios; las opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN, cuyo análisis en detalle se desarrolla en el Anexo A del presente documento; 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 LCE2 .

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.

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

2 Artículo 8º.- La Ley establece un régimen de libertad de precios para los suministros que puedan efectuarse en condiciones de competencia, y un sistema de precios regulados en aquellos suministros que por su naturaleza lo requieran, reconociendo costos de eficiencia según los criterios contenidos en el Título V de la presente Ley.

(...)

Artículo 42º.- Los precios regulados reflejarán los costos marginales de suministro y estructurarán de modo que promuevan la eficiencia del sector.

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

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

4 Artículo 44º.- Las tarifas de transmisión y distribución serán reguladas por la Comisión de Tarifas de Energía independientemente de si éstas corresponden a ventas de electricidad para el servicio público o para aquellos suministros que se efectúen en condiciones de competencia, según lo establezca el Reglamento de la Ley. Para éstos últimos, los precios de generación se obtendrán por acuerdo de partes. (...)

5 20.2 Las instalaciones del Sistema Garantizado de Transmisión y del Sistema Complementario de Transmisión son aquellas cuya puesta en operación comercial se produce en fecha posterior a la promulgación de la presente Ley, conforme se establece en los artículos siguientes.

6 27.2 Para las instalaciones del Sistema Complementario de Transmisión se tendrá en cuenta lo siguiente: (…)

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

(…)



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.

Para cumplir con estos aspectos regulatorios, con Resolución OSINERGMIN N° 023-2008-OS/CD (modificada mediante Resolución OSINERGMIN N° 050-2011-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 OSINERGMIN N° 022-2008-OS/CD, modificado por Resolución OSINERGMIN N° 269-2010-OS/CD.

• Norma de Altas y Bajas, aprobada mediante la Resolución OSINERGMIN N° 024-2008-OS/CD, la cual fue sustituida por Resolución OSINERGMIN N° 244-2010-OS/CD.

• Norma de Áreas de Demanda, aprobada con la Resolución OSINERGMIN N° 634-2007-OS/CD. Posteriormente, modificada mediante Resoluciones OSINERGMIN N° 487-2008-OS/CD, N° 016-2009-OS/CD y N° 058-2009-OS/CD.

• Norma de Porcentajes para determinar los Costos de Operación y Mantenimiento para la Regulación de los SST - SCT, aprobada mediante la Resolución OSINERGMIN N° 635-2007-OS/CD.

• Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión, cuya última modificación se ha aprobado mediante Resolución OSINERGMIN N° 013-2012-OS/CD y 050-2012-SO/CD.

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 mínimo de diez (10) años, hasta un máximo establecido por OSINERGMIN, que deberá preparar obligatoriamente cada concesionario de las instalaciones de transmisión remuneradas exclusivamente por la demanda.

OSINERGMIN podrá elaborar y aprobar el Plan de Inversiones ante la omisión del concesionario correspondiente. La ejecución del Plan de Inversiones y de sus eventuales modificaciones, ambos aprobados por OSINERGMIN, es de cumplimiento obligatorio.

(…)

d) Frecuencia de Revisión y Actualización

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

VI.1) Aprobación del Plan de Inversiones.

(…)



• Norma de Procedimiento para la Asignación de Responsabilidad de Pago de los SST y SCT, aprobada con Resolución OSINERGMIN 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 OSINERG N° 001-2003-OS/CD, cuyo Texto Único Ordenado aprobado por Resolución OSINERGMIN N° 775-2007-OS/CD ha sido modificado con Resolución OSINERGMIN N° 049-2011-OS/CD, donde en su Anexo B1 se señala específicamente las etapas 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://www2.osinerg.gob.pe/gart.htm, en la sección que resulta de ingresar a los vínculos siguientes: “Procedimientos Regulatorios”, “Procedimiento para fijación de Peajes y Compensaciones para SST y SCT”, “Procedimiento para aprobación del Plan de Inversiones en Transmisión Período 2013-2017”.

Inicio del Proceso

A sugerencia de algunas empresas concesionarias, mediante la Única Disposición Transitoria de la Resolución OSINERGMIN N° 049-2011-OS/CD se dispuso excepcionalmente que los Estudios Técnico Económicos que sustenten las propuestas del Plan de Inversiones en Transmisión, sean presentados a más tardar el 01 de setiembre de 2011.

Así, el 01 de setiembre de 2011 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 2013-2017”, preparados por los Titulares de las instalaciones de transmisión y presentados a OSINERGMIN para su evaluación.

Primera Audiencia Pública

La primera Audiencia Pública se ha desarrollado entre los días 22 y 23 de setiembre de 2011, 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 página 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 28 de noviembre de 2011, 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. Asimismo, publicó en su página Web dichos informes de observaciones.

Respuesta a Observaciones

En cumplimiento del cronograma, hasta el 26 de enero de 2012 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 desarrolló detalladamente en el Anexo A de los informes que sustentaron la decisión de prepublicar el Plan de Inversiones 2013-2017.

Publicación del Proyecto de Plan de Inversiones 2013-2017

El 11 de abril de 2012, mediante Resolución OSINERGMIN N° 065-2012-OS/CD, se publicó el proyecto de resolución que aprobaría el Plan de Inversiones en Transmisión del período 2013-2017; convocó a una segunda Audiencia Pública para el 25 de abril de 2012y; fijó como plazo hasta el 11 de mayo de 2012 para que los interesados puedan presentar sus opiniones y sugerencias.

Segunda Audiencia Pública

La segunda Audiencia Pública se desarrolló el 25 de abril de 2012, en la que OSINERGMIN expuso los criterios, metodología y modelos económicos utilizados, para la publicación del proyecto de Plan de Inversiones en Transmisión 2013-2017.

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

Dichas opiniones y preguntas así como el acta de la Audiencia Pública, que se encuentran publicadas en la Web de OSINERGMIN, en lo pertinente, son consideradas en el presente proceso regulatorio.

Opiniones y sugerencias

Hasta el 11 de mayo de 2012, los interesados presentaron 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 2013-2017. Dicho análisis de opiniones y



sugerencias a la PREPUBLICACIÓN se desarrolla detalladamente en el Anexo A del presente informe.

Publicación del Plan de Inversiones 2013-2017

Según el PROCEDIMIENTO, luego de realizar el análisis de las opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN, materia del presente informe, corresponde que OSINERGMIN a más tardar el 23 de julio de 2012, publique la resolución que apruebe el Plan de Inversiones en Transmisión para el período 2013-2017.

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 siguiente 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 2013-2017)

01-Sep 08-Sep 22-Sep 28-Nov 26-Ene 02-Feb 11-Abr 25-Abr 11-May 23-Jul 14-Ago 21-Ago 28-Ago 13-Sep 27-Sep 02-Oct

NOTA: Cronograma actualizado, considerando los días declarados no laborables mediante el Decreto Supremo N° 099-2011-PCM, publicado el 29/12/2011.

11-Abr-1222-Sep-11

Publicación del Proyecto de Resolución que aprueba los Planes de Inversión, la Relación de

Información que la sustenta y convocatoria a Audiencia Pública

Presentación de los Estudios Técnico

Económicos del Plan de Inversiones en

Transmisión.

Publicación en página Web de OSINERGMIN y convocatoria a

audiencia pública

Respuestas a las observaciones

Observaciones a los Estudios Técnico Económicos de los Titulares de los SST y SCT

Audiencia Pública de OSINERGMIN-GART

Opiniones y sugerencias de los interesados respecto a la

Prepublicación

Publicación de las Resoluciones que aprueban el Plan de Inversiones

Publicación de los recursos de reconsideración

convocatoria a Audiencia Pública

Audiencia Pública para sustentar Recursos de Reconsideración.

Audiencia Pública de los Titulares de los SST y SCT.

10d 45d 40d 5d 8d 10d 50d 15d 5d

Publicación en página Web de OSINERGMIN de las respuestas a

las observaciones

45d 5d

Interposición de Recursos de Reconsideración (de ser el caso).

1

4

6

8

10

12

3

5

7

9

11

13

10d 10d 3d

Publicación de las Resoluciones que resuelven Recursos de Reconsideración.

16

Opiniones y sugerencias sobre los Recursos de Reconsideración.

14

Resolución de Recursos de Reconsideración.

15

25-Abr-12 23-Jul-12 28-Ago-12

10d

2

OSINERGMIN-GART Informe N° 0283-2012-GART


2. Ubicación

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

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

Según información proporcionada por ELSE, actualmente el Área de Demanda 10 está conformada por los sistemas eléctricos:

• Abancay, Abancay Rural, Andahuaylas, Valle Sagrado 1, Valle Sagrado 3, Combapata, Sicuani, Sicuani Rural, Cusco, Valle Sagrado 2, La Convención, La Convención Rural, Yauri, Puerto Maldonado, Puerto Maldonado Rural, Mazuko, Machupicchu, Chuquibambilla, Chacapuente, Chumbivilcas.

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



Gráfico N° 2.1

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



Gráfico N° 2.2



3. Propuesta Inicial

Dentro del plazo establecido para el presente proceso, mediante cartas N° G-914-2011 y N° G-521-2011, el 31 de agosto de 2011, ELSE y EGEMSA respectivamente presentaron los Estudios Técnicos-Económicos que sustentan su propuesta de Plan de Inversiones en Transmisión para el periodo 2013-2017, en el Área de Demanda 10.

REP, con carta CS-117-110311142 recibida el 01 de setiembre de 2011, señala que según su Contrato de Concesión no corresponde que presente una propuesta de Plan de Inversiones para este proceso e informa resumidamente sobre las Ampliaciones que se han establecido vía Adendas al referido Contrato de Concesión.

Se ha considerado como parte de la propuesta inicial, la información complementaria que presentó ELSE el 19 de setiembre de 2011, mediante carta N° G-978-2011, a requerimiento de OSINERGMIN (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 Menores 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 las cargas puntuales o concentradas, especialmente de los llamados Usuarios Mayores tanto existentes como nuevos, teniendo presente sus planes de incremento de carga futuros y/o la oportunidad de su interconexión.



Finalmente, se indica haber recombinado anualmente las proyecciones de los componentes o tipos de carga, para obtener el pronóstico de la demanda de toda la zona de estudio.

La proyección global de la demanda de energía eléctrica, presentada en la PROPUESTA INICIAL, se resume en el siguiente cuadro:

Cuadro Nº 3-1 PROPUESTA INICIAL - ÁREA DE DEMANDA 10

Proyección de la Demanda (GWh)

AÑO ELSE

(1) EGEMSA

(2) REP (3)

2010 - 445,42 2011 543,61 482,46 2012 592,58 521,89 2013 655,24 563,94 2014 647,47 608,47 2015 697,09 655,51 2016 721,42 705,03 2017 748,68 757,07 2018 784,19 811,59 2019 810,73 868,61 2020 788,11 928,13 2021 792,56 - 2022 - - Tasa

Promedio 3,84% 7,62%

Notas: (1) La propuesta del Titular no abarca todas las cargas comprendidas en el

Área de Demanda 10. (2) EGEMSA presenta demanda sólo a nivel de sus instalaciones de

transmisión. (3) REP no presenta demanda para el Área de Demanda 10.

En cuanto a la proyección de la demanda de potencia, ELSE señala que con base a los resultados de la proyección de la demanda de energía a nivel de barras y los registros de demanda de potencia de las mismas en el año 2010, realiza la proyección de la Máxima Demanda de potencia de cada sistema eléctrico hasta el nivel de subestaciones de distribución.

3.2 Plan de Inversiones 2013 - 2017

ELSE en su PROPUESTA INICIAL no señala la reprogramación de determinados proyectos que forman parte del Plan de Inversiones vigente (julio 2006 - abril 2013).

Como inversiones nuevas, además de considerarse el reforzamiento de la capacidad de transformación en algunas SET´s existentes, ELSE propone la implementación de nuevas subestaciones 60/23/10 kV y 138/23 kV, tales como: Llusco e Iberia, así como la construcción de 160 Km de líneas en 138 kV y 86 Km. de líneas en 60 kV, adicionales a las que ya están aprobadas en



el Plan de Inversiones vigente y cuya implementación propone sea reprogramada.

Cabe señalar, que la concesionaria EGEMSA, en su PROPUESTA INICIAL, no presenta nuevas inversiones para el período abril 2013 – mayo 2017,

Así, los montos de inversión en instalaciones del SCT que conforman la PROPUESTA INICIAL de ELSE, son los que se señalan en el siguiente cuadro:

Cuadro Nº 3-2 PROPUESTA INICIAL ELSE - ÁREA DE DEMANDA 10

PLAN DE INVERSIONES SCT

Proponentes/titulares Inversión

(US$) Longitud

(km)


(MVA)

Cantidad De

Elementos

ELSE 6 369 200 246 107 24

AT Celda 392 146

2

Línea 58 651 86

1


52 4

MAT Celda 773 396

2

Línea 74 076 160

1


55 2

MT Celda 780 796

12

Compensador

Total Área de Demanda 10 6 369 200 246 107 24



4. Observaciones a los Estudios Técnico Económicos

A través de los Oficios N° 0787-2011-GART y N° 0788-2011-GART, el 24 de noviembre de 2011 OSINERGMIN remitió a ELSE y EGEMSA respectivamente las observaciones a los Estudios Técnicos Económicos presentados por estas empresas 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 2013-2017, se han formulado tomando en cuenta lo establecido en la NORMA TARIFAS y, en cumplimiento de la etapa señalada en el ítem “g” del Anexo B1 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 debe 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 2013-2017.

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

- Algunos de los formatos presentados están vacíos; sin justificar adecuadamente las razones por las cuales no se han consignado los valores correspondientes.

- No se han evaluado las suficientes alternativas que permitan concluir que la configuración presentada corresponde efectivamente a la alternativa de mínimo costo.

- No se han presentado todos los archivos que sustentan el cálculo de la proyección de la demanda.

- Para el caso de las instalaciones nuevas propuestas, no se ha realizado la determinación de la capacidad óptima de transformadores ni de la sección óptima de conductores.

- No se ha presentado el análisis de alternativas para definir el Plan de Inversiones propuesto.

- En varios formatos los datos han sido consignados como valores, lo cual no permite su trazabilidad y validación.

- No se ha presentado el listado de las instalaciones existentes que se darán de baja durante el horizonte de estudio, como resultado del planeamiento realizado.



5. Propuesta Final

Dentro del plazo establecido para el efecto, con Oficios N° G-114-2012 y N° G-035-2011, las empresas ELSE y EGEMSA respectivamente, presentaron las respuestas a las observaciones efectuadas por OSINERGMIN a sus PROPUESTAS INICIALES 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.

El análisis de dichas respuestas se ha realizado en el Anexo A del Informe N° 0126-2012-GART.

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 al igual que en el caso de la PROPUESTA INICIAL y las observaciones a la misma, 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].

Cabe señalar que EGEMSA no ha presentado las respuestas a las observaciones formuladas, sólo adjuntó un nuevo informe.

A continuación se resumen los valores contenidos en la PROPUESTA FINAL.

5.1 Proyección de la Demanda

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



Cuadro Nº 5-1 PROPUESTA FINAL ÁREA DE DEMANDA 10

Proyección de la Demanda (GWh)

Año ELSE

(1) EGEMSA

(2) REP (3)

2010 - - - 2011 509,90 509,90 - 2012 582,37 582,37 - 2013 655,52 655,52 - 2014 734,09 734,09 - 2015 764,69 764,69 - 2016 796,55 796,55 - 2017 838,44 838,44 - 2018 873,02 873,02 - 2019 859,86 859,86 - 2020 877,16 877,16 - 2021 916,30 916,30 - 2022 956,13 956,13 Tasa

Promedio 6,49% 6,49%

Notas (1) La propuesta de ELSE abarca todas las cargas e instalaciones comprendidas en el Área

de Demanda 10. (2) La demanda presentada por EGEMSA consigna los mismos datos de ELSE. (3) REP no presentó demanda para el Área de demanda 10.

Cabe señalar que la proyección de demanda presentada por ELSE en la etapa de PROPUESTA FINAL difiere de los valores presentados en la etapa de PROPUESTA INICIAL siendo estos valores mayores en todos los años de proyección.

5.2 Plan de Inversiones 2013 - 2017

Los montos de inversión en instalaciones del SCT que conforman la PROPUESTA FINAL de ELSE, correspondiente al período setiembre 2011 – abril 2017, son los que se señalan en el siguiente cuadro:

Cuadro Nº 5-2

PROPUESTA FINAL ELSE - ÁREA DE DEMANDA 10 PLAN DE INVERSIONES SCT

Proponentes/titulares Inversión (US$)

Longitud (km)


(MVA)

Cantidad de

Elementos

ELSE 5 875 907 246 97 23

AT Celda 392 146

2

Línea 58 651 86

1


37 3

MAT Celda 773 396

2

Línea 74 076 160

1



Proponentes/titulares Inversión (US$)

Longitud (km)


(MVA)

Cantidad de

Elementos


60 2

MT Celda 780 796

12

Compensador

Total Área de Demanda 10 5 875 907 246 97 23



6. Análisis de OSINERGMIN

OSINERGMIN ha evaluado las premisas y cálculos presentados por las empresas ELSE y EGEMSA tanto en la PROPUESTA INICIAL como en la PROPUESTA FINAL, así como las opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN que con respecto al Área de Demanda 10 han sido presentadas y cuyo análisis en detalle 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 realizadas por OSINERGMIN a los estudios que sustentan las propuestas presentadas por los TITULARES, o la información presentada como parte de dicha subsanación de observaciones o como parte de las opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN no es consistente o no ha sido debidamente sustentada, OSINERGMIN ha procedido a revisar y aprobar el Plan de Inversiones con base a lo dispuesto en la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento; en la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica y su Reglamento de Transmisión, así como, en las normas emitidas por OSINERGMIN para tal fin.

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://www2.osinerg.gob.pe/gart.htm [Ver Referencia 4, 5 y 6]

6.1 Revisión de la Demanda

OSINERGMIN ha procedido a determinar la proyección de demanda del Área de Demanda 10 en estricto cumplimiento del marco normativo vigente y con base en la mejor información disponible, debido a que en el Estudio presentado por ELSE y EGEMSA:



• La proyección de la demanda sólo del mercado eléctrico que atienden dentro de su área de concesión sin incluir la proyección de la demanda atendida por otras titulares que también suministran energía eléctrica en el Área de Demanda 10, no habiendo dado cumplimiento a lo establecido en el nuevo marco regulatorio en el sentido que la proyección de la demanda debe efectuarse por área de demanda.

• ELSE no presenta los sustentos de los incrementos de demanda significativos que correspondiente a la zona de Iberia.

Por las razones expuestas, OSINERGMIN procedió a proyectar la demanda del Área de Demanda 10 en estricto cumplimiento del marco normativo vigente.

6.1.1 Datos Históricos e Información Base

6.1.1.1 Ventas de energía

Las ventas históricas de energía que ha presentado ELSE como parte de su PROPUESTA FINAL, se han revisado teniendo como referencia la información de las Bases de Datos que dispone OSINERGMIN: “SICOM_1996_2010” y “SICLI 2010-2011”, las cuales están organizadas con información proporcionada periódicamente por las propias empresas concesionarias que suministran energía eléctrica.

En cuanto a las ventas de energía a Usuarios Mayores, presentada por ELSE, éstas se han revisado con base a la demanda de cada cliente libre, registrada cada 15 minutos, que forma parte de la Base de Datos “SICLI 2010-2011”.

6.1.1.2 Variables explicativas

PBI

El PBI empleado en la proyección de la demanda eléctrica efectuada por ELSE ha sido verificado con los datos históricos del PBI por departamento, que 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 – 2010”.

POBLACIÓN

Los datos históricos de población han sido corroborados con los datos 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).

CLIENTES

La cantidad de clientes por Área de Demanda ha sido verificada con la Base de Datos SICOM 1996-2010 que dispone OSINERGMIN, la cual se mantiene actualizada con la información reportada por las mismas empresas concesionarias del sector eléctrico. Al igual que la energía vendida, dicha base de datos 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.

6.1.2 Proyección Ventas - Usuarios Menores Para la proyección de las ventas de energía de los Usuarios Menores se utilizó el modelo econométrico de ELSE, debido a que es consistente y porque presenta valores de los estadísticos t y F aceptables.

6.1.3 Proyección Ventas-Usuarios Mayores 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 1, la empresa no ha presentado proyecciones de los actuales Usuarios Mayores, por lo cual OSINERGMIN ha considerado que el consumo de energía del año 2011, de estos usuarios, se mantiene constante durante el período de análisis.

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

En el caso del Área de Demanda 10 se incorporan las nuevas demandas que se indican a continuación:

Cuadro Nº 6-1 PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 10

NUEVAS DEMANDAS (MW)

SET Cliente 2012 2013 2014 2015 2016 2017

CHUQUIBAMBILLA PNER CHUQUIBAMBILLA 0,00 0,00 0,00 0,12 0,12 0,12

CHALHUANCA CATALINA HUANCA SOCIEDAD MINERA 3,77 3,77 3,77 3,77 3,77 3,77

ABANCAY PROYECTO MINERO "ANUBIA" 0,00 1,00 3,50 12,00 12,00 12,00

ABANCAY PNER ABANCAY 0,00 0,03 0,03 0,35 0,35 0,35

CHALHUANCA PNER CHALHUANCA 0,00 0,02 0,02 0,06 0,17 0,17

ANDAHUAYLAS PNER ANDAHUAYLAS 0,38 0,43 0,43 0,57 0,61 0,61

QUENCORO CC PLAZA SAN ANTONIO (1) 0,00 4,00 4,00 4,00 4,00 4,00

DOLORESPATA PNER DOLORESPATA 0,00 0,00 0,00 0,00 0,17 0,17

CHAHUARES PNER ABANCAY 0,00 0,03 0,03 0,35 0,35 0,35

MAZUCO PNER MAZUCO 0,00 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05

PTO MALDONADO PNER PTO MALDONADO 0,00 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04

COMBAPATA MINA ANABI 1,49 1,49 1,49 1,49 1,49 1,49

COMBAPATA PNER COMBAPATA 0,00 0,00 0,00 0,21 0,33 0,33

SICUANI PNER SICUANI 0,00 0,00 0,12 0,29 0,52 0,52

PAUCARTAMBO PNER PAUCARTAMBO 0,00 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02

PISAC PNER PISAC 0,00 0,00 0,00 0,15 0,25 0,25

URUBAMBA PNER URUBAMBA 0,00 0,02 0,02 0,02 0,08 0,08

HUARO PNER HUARO 0,00 0,07 0,07 0,21 0,32 0,32

TINTAYA PNER TINTAYA 0,00 0,40 0,40 0,69 0,69 0,69 Nota: A partir del año 2018, se mantienen los mismos valores. (1) Carga sustentada en la etapa de Opiniones y Sugerencias.



Luego de efectuar la integración de la proyección de las demandas de Usuarios Menores Usuarios Mayores y Demandas Adicionales, según el procedimiento establecido en la NORMA TARIFAS, se obtiene la siguiente proyección de la demanda correspondiente al Área de Demanda 10:

Cuadro Nº 6-2 PROPUESTA OSINERGMIN - ÁREA DE DEMANDA 10

PROYECCIÓN DE LA DEMANDA (GWh)

Año GWh Tasa Anual

% 2010 906,8

2011 957,7 5,62% 2012 990,9 3,46% 2013 1 032,5 4,20% 2014 1 081,7 4,76% 2015 1 174,6 8,59% 2016 1 217,1 3,62% 2017 1 257,6 3,33% 2018 1 307,6 3,98% 2019 1 351,3 3,34% 2020 1 351,2 0,00% 2021 1 379,3 2,08% 2022 1 427,5 3,50% Tasa

Promedio 3,85%

6.2 Definición del Plan de Inversiones en Transmisión

OSINERGMIN ha procedido a determinar el Sistema Eléctrico a Remunerar (SER) del Área de Demanda 10, con base en la mejor información disponible debido a que en el estudio presentado por ELSE:

• No se han considerado todas las instalaciones de SST y/o SCT que alimentan la misma Área de Demanda.

• No incluye un análisis completo de alternativas, según lo establece la NORMA TARIFAS, lo cual no permite verificar si la alternativa planteada representa la solución de mínimo costo en el área de demanda.

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

Por las razones expuestas OSINERGMIN ha procedido a determinar el SER del Área de Demanda 10, según los criterios y metodología establecidos en el marco normativo vigente.

6.2.1 Consideraciones Para la determinación del SER se ha tenido presente los siguientes criterios generales de planeamiento:



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:

- 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 instalación de nuevos transformadores de potencia, se consideran las características y tamaños de los módulos estándares aprobados por OSINERGMIN.

- Las líneas de transmisión se dimensionan considerando los máximos valores de potencia que fluyen a través de las mismas, bajo condiciones de operación máxima.

- Se toma como base la topología del sistema existente al 30 de diciembre del 2011 y las instalaciones que se hayan construido y/o se prevea su entrada en servicio antes de mayo 2013.

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

- Se ha considerado el criterio N-1, para sistemas eléctricos que atienden demandas superiores a los 30 MW. Para el efecto, se evaluó el comportamiento de los distintos componentes del sistema en condiciones de operación normal y en contingencia, verificando el cumplimiento de las normas técnicas de calidad y seguridad vigentes.

6.2.2 Diagnóstico de la Situación Actual Según la información reportada por las Titulares de transmisión, las instalaciones del SST y SCT del Área de Demanda 10, a diciembre de 2011, son las que figuran en el Anexo B.

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 este fin se utilizan los resultados de la proyección de la demanda a nivel de SET, para realizar a partir de éstos un balance entre la potencia instalada existente en las SET’s y sus demandas proyectadas correspondientes. De esta manera, se identifica la situación actual y el nivel de sobrecarga que pueden experimentar las SET’s en el futuro.



Mediante un análisis de flujo de potencia para el año 2012 y 2022 se establecieron las necesidades de cambio de la sección de conductores en las líneas de transmisión existentes y expansión de la transmisión eléctrica mediante nuevas líneas. Con los resultados del mismo análisis de flujo de potencia se determina los niveles de sobrecarga en los transformadores.

El diagnóstico de estas instalaciones está referido al comportamiento de las mismas para atender la demanda en el año 2022. Este diagnóstico se refleja en los siguientes aspectos:

• Sobrecarga en Transformadores

Los transformadores de dos arrollamientos que presentarían sobrecarga en el año 2022 son los siguientes:

Nombre Lado HV Lado LV Pot.Nom. Factor de

Barras Barras MVA Utilización

tr2 oropeza OROPE033 OROPE010 1,5 167,17

tr2 dol_171 DOLOR138 DOLOR012 12,2 226,69



tr2 sic_671 SICUA066 SICUA010 7 116,59

Los transformadores de tres arrollamientos que presentan sobrecarga en el año 2022 son los siguientes:

Nombre Lado HV Lado MV Lado LV Pot.Nom.

HV Pot.Nom.

MV Pot.Nom.

LV Factor de Factor de Factor de

Barras Barras Barras MVA MVA MVA Utilización (HV)

Utilización (MV)

Utilización (LV)

tr3 machup_8001 MACHU138 MACHU060 MACHU010 7 7 3 253,89 213,65 79,55

tr3 Pto-Mdo PMALD138 PMALD023 PMALD010 12,5 4 10 236,72 241,62 172,80

tr3 andy_8001 ANDHU060 ANDHU023 ANDHU013 13 5 9 139,00 117,02 112,30

tr3 urpipata QUILL060 QUILL023 QUILL010 7 2 7 140,27 47,55 112,43

tr3 pisac PISAC060 PISAC023 PISAC010 7 7 2 136,27 90,88 110,22

tr3 huaro HUARO033 HUARO023 HUARO010 4 2 2 134,56 99,96 155,54

tr3 com_1671 COMBA138 COMBA066 COMBA024 15 7 8 130,65 113,43 136,64

tr3 abancay_else ABANC138 ABANC060 ABAN13A 50 35 15 115,88 90,69 135,24

tr3 pucart_8001 URUBA060 URUBA023 URUBA011 7 7 2 113,75 56,78 164,49

• Sobrecargas en las líneas de transmisión

Durante el horizonte estudio no se tiene presencia de sobrecarga en las líneas de transmisión correspondiente al Área de Demanda 10.

• Otros aspectos

Mediante una visita a las instalaciones de ELSE se verificó que en el departamento de Cusco se ha desactivado la subestación Paucartambo, sin embargo ELSE plantea reactivarla para atender las demandas de los nuevos



proyectos de electrificación rural que viene ejecutando el Ministerio de Energía y Minas y de otras obras de electrificación que viene ejecutando el Gobierno Regional de Cusco y las Municipalidades Distritales.

6.2.3 Alternativas de expansión de la transmisión

Sobre la base del diagnóstico del sistema eléctrico actual y de acuerdo a la evolución de la demanda eléctrica en el Área de Demanda 10, se ha identificado algunos refuerzos e incremento en la capacidad de transformación que serán necesarios realizar en el horizonte al año 2022.

A continuación se realiza el análisis y planteamiento de alternativas para cada sistema eléctrico que están bajo responsabilidad de ELSE:

6.2.3.1 Sistema Eléctrico La Convención

De los resultados del diagnóstico, en el año 2013, se observa que el transformador 138/60/10 kV – 7/7/2 MVA de la SET Machupicchu presentará sobrecarga de 128%. A fin de solucionar la sobrecarga, ELSE en su PROPUESTA FINAL propone ampliar la capacidad de transformación de la SET Machupicchu.

La solución propuesta consiste en instalar un nuevo transformador 138/60/10 kV – 25/25/5 MVA y retirar el transformador existente.

Asimismo, en la etapa de opiniones y sugerencias, ELSE solicita que la ampliación de la SET Urpipata sea incluida en el Plan de Inversiones 2013-2017 debido al crecimiento de la demanda que existe en la zona, opinión que ha sido acogida de acuerdo al análisis efectuado por OSINERGMIN en el Anexo A del presente informe.

Cabe señalar que el transformador 60/22,9/10 kV – 7/2/7 MVA de la SET Urpipata presentará sobrecarga de 102% en el año 2017. A fin de solucionar la sobrecarga, ELSE en su PROPUESTA FINAL propone ampliar la capacidad de transformación de la SET Urpipata. Dicha ampliación consiste en instalar un nuevo transformador 60/22,9/10 kV – 15/5/15 MVA y retirar el transformador existente.

De los estudios eléctricos realizados, se validan las propuestas de ELSE, dado que en el período de 10 años, la capacidad nominal de los nuevos transformadores no se ve superada por la demanda eléctrica. Asimismo, las alternativas sugeridas presentan el menor costo.

6.2.3.2 Sistema Eléctrico Puerto Maldonado - Mazuco

De los resultados del diagnóstico, en el 2014, se observa que el transformador 138/22,9/10 kV – 16/5/14 MVA de la SET Puerto Maldonado presentará sobrecarga de 110%. A fin de solucionar la sobrecarga, ELSE en su PROPUESTA FINAL propone ampliar la capacidad de transformación de la SET Puerto Maldonado.

La solución propuesta consiste en instalar un nuevo transformador 138/60/10 kV -35/15/25 MVA y retirar el existente.



De los estudios eléctricos realizados, se valida la propuesta de ELSE, dado que en el período de 10 años, la capacidad instalada del nuevo transformador no se ve superada por la demanda eléctrica. Asimismo, la alternativa sugerida presenta el menor costo.

6.2.3.3 Sistema Eléctrico Sicuani - Combapata

Actualmente, el alimentador CO-04 de la SET Combapata tiene una longitud aproximada de 140 Km, debido a ello, se viene presentando excesivas caídas de tensión (mayor al 5%). Además, el Ministerio de Energía y Minas viene ejecutando obras de electrificación rural en la zona de Chumbivilcas; dichas obras se encuentran en la zona de influencia del alimentador CO-04.

ELSE en su PROPUESTA FINAL presenta dos alternativas para solucionar el problema descrito, las cuales se describen a continuación:

Alternativa 1: Implementar la LT 60 kV Combapata – Llusco de 88 Km de longitud y una subestación 60/22,9/10kV – 9/9/4 MVA denominada Llusco

Alternativa 2: Implementar la LT 138 kV Combapata – Llusco de 88 Km de longitud y una subestación 138/22,9/10 kV, 9/9/4 MVA denominada Llusco.

En base a los cálculos eléctricos efectuados, se justifica la necesidad de implementar la nueva subestación Llusco y su línea conexa para el 2014.

Asimismo, las dos alternativas se han evaluado bajo el criterio de mínimo costo, obteniéndose los siguientes resultados:

OSINERGMIN

F-205

SELECCIÓN DE ALTERNATIVA OPTIMA

Sistema: Combapata

Valor Presente (US$)

Alternativa Transmisión Transformación Total OYM Pérdidas

Costo Total MAT AT MAT/AT AT/MT Inversión

Alternativa 1 5 052 255 1 149 932 6 202 187 1 063 967 70 047 7 336 202

Alternativa 2 6 782 827 1 588 750 8 371 577 1 327 768 2 370 9 701 716

Alternativa Seleccionada :3 8 57 Alternativa 1 580 390

De los resultados obtenidos, se recomienda la implementación de la Alternativa 1.

6.2.3.4 Sistema Eléctrico Valle Sagrado 1- 3

De los resultados del diagnóstico, en el 2013 se observa que el transformador 60/23/10 kV – 7/7/2 MVA de la SET Urubamba presentará sobrecarga de 107% en el devanado 10 kV. A fin de solucionar la sobrecarga, ELSE en su PROPUESTA FINAL propone ampliar la capacidad de transformación de la SET Urubamba.



La solución propuesta consiste en instalar un nuevo transformador 60/23/10 kV - 15/15/7 MVA y retirar el existente.

La propuesta de ELSE recién se justifica para el año 2015, dado que es posible disminuir la sobrecarga detectada mediante traslados carga del devanado 10 kV hacia el devanado 22,9 kV. Por tanto, la implementación del nuevo transformador en la SET Urubamba se considerará para el año 2015.

Cabe mencionar, que la capacidad nominal del nuevo transformador no se ve superada por la demanda eléctrica en el período de 10 años. Asimismo presenta el menor costo de inversión.

6.2.3.5 Sistema Eléctrico Abancay

De los resultados del diagnóstico, en el 2013 se observa que se tiene problemas de caídas de tensión en la barra MAT de la SET Abancay y en barras AT de las subestaciones adyacentes (Andahuaylas, Chuquibambilla y Chacapuente).

Asimismo es importante señalar, que con la implementación de la LT 220 kV Cotaruse – Abancay – Machupicchu, se mejoran los niveles de tensión en la zona de Abancay. Sin embargo, dicho proyecto ya cuenta con retrasos en su cronograma de ejecución, lo que hace avizorar que no entrará en operación el año 2013, tal como estaba previsto.

A fin de mitigar los efectos de los bajos niveles de tensión en la zona de Abancay, se propone maximizar el uso de los conmutadores bajo carga de los transformadores existentes. Con esta solución se logra mantener los niveles de tensión dentro de los márgenes establecidos hasta fines del 2015, año en el cual se hace necesario la entrada en operación de la LT 220 kV Cotaruse – Abancay - Machupicchu.

6.2.3.6 Sistema Eléctrico Andahuaylas

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

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

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

6.2.3.7 Sistema Eléctrico Cusco

Actualmente la ciudad de Cusco se abastece eléctricamente desde la SET Dolorespata y SET Quencoro, estando pendiente de implementar el incremento de la capacidad de transformación en la SET Dolorespata, incluyendo la implementación de nuevas celdas en 10 kV. Dichas instalaciones se encuentran previstas en el Plan de Inversiones vigente.



Cabe señalar que dicho proyecto estaba programado entrar en operación el año 2011, sin embargo, hasta la fecha no se tiene información sobre el estado de avance de obras.

Al respecto, EGEMSA en su PROPUESTA FINAL propone la redistribución de cargas entre la SET Dolorespata y Quencoro a fin de solucionar la sobrecarga detectada. Sin embargo, no se demuestra que dicha alternativa resulta ser la de menor costo.

Asimismo, en base a los resultados del diagnóstico, en el año 2013, se observa que los tres (3) transformadores existentes 138/11,5 kV – 12,2 MVA de la SET Dolorespata se sobrecargan con 118%.

Por lo mencionado, la ampliación de la capacidad de transformación de la SET Dolorespata, contemplada en el Plan de Inversiones vigente, se justifica a fin de seguir atendiendo el crecimiento de la demanda eléctrica en la ciudad del Cusco.

Además, en base al análisis efectuado por OSINERGMIN a las opiniones y sugerencias presentadas por EGEMSA (ver Anexo A del presente informe), se considera necesario implementar un banco de capacitores de 10 MVAR en la SET Dolorespata.

En el año 2018, la capacidad instalada de la SET Dolorespata se ve superada por la demanda eléctrica, la sobrecarga detectada es de 112%. Por tanto, se propone ampliar la capacidad de transformación de dicha subestación, la cual consiste en reemplazar un transformador existente 138/10 kV – 12,2 MVA por otro de mayor potencia 138/10 kV – 30 MVA.

6.2.3.8 Sistema Eléctrico Valle Sagrado 2

ELSE en su PROPUESTA FINAL no presenta alternativas para solucionar la sobrecarga detectada en el transformador 33/22,9/10 kV - 3,5/2/1,5 MVA de la SET Huaro. El nivel de sobrecarga del transformador afectado es de 108%.

Para solucionar la sobrecarga de la SET Huaro, en el 2018, se propone instalar un nuevo transformador 33/22,9/10 kV – 8/4/4 MVA y retirar el existente.

Por otro lado, la SET Oropesa presenta sobrecarga de 107% en el 2015, para solucionar el problema, ELSE propone utilizar un transformador existente 33/10 kV – 2,5 MVA, el cual fue retirado de la SET Urubamba. Con este planteamiento se logra eliminar la sobrecarga y se evita la compra de un nuevo transformador.

Finalmente, se verifica que los cambios propuestos representan para este sistema el menor costo de inversión.

6.2.4 Modificación del Plan de Inversiones 2009-2013



6.2.4.1 Ejecución de proyectos no incluidos en el Plan de Inversiones 2009-2013 vigente

ELSE en su PROPUESTA FINAL no reporta listado de proyectos que fueron ejecutados y que no estaban aprobados en el Plan de Inversiones vigente (2006-2013).

6.2.4.2 Reprogramación del Plan de Inversiones 2009-2013

vigente

ELSE en su PROPUESTA FINAL no presenta reprogramación de proyectos del Plan de Inversiones vigente (2006-2013); sin embargo, para la definición del Plan de Inversiones se considera como proyecto reprogramado la ampliación de capacidad de la SET Dolorespata.

Sin embargo, es del caso señalar que respecto a estas instalaciones que se mantienen como necesarias, las consecuencias por su no ejecución en la oportunidad indicada en el Plan de Inversiones 2009-2013 vigente, son de exclusiva responsabilidad del Titular correspondiente.

6.2.4.3 Instalaciones del Plan de Inversiones 2009-2013 vigente, que ya no se requieren en el período 2013-2017

Las instalaciones aprobadas en el Plan de Inversiones vigente que no han sido implementadas y que no están siendo incluidas para el período 2013-2017, son aquellas que según el análisis realizado por OSINERGMIN para el presente proceso, ya no resultan necesarias en las condiciones actuales. Éstas también se listan en cuadro aparte en el Anexo D del presente documento.

No se incluyen en este cuadro las instalaciones aprobadas en el Plan de Inversiones 2009-2013 y que la empresa concesionaria tiene previsto poner en servicio antes de mayo 2013.

6.2.5 Plan de Inversiones 2013-2017 Como resultado del análisis realizado por OSINERGMIN, en el Anexo E se detallan las inversiones requeridas para el período 2013-2017, que formarían parte del SCT a ser remunerado por la demanda, donde también se listan en cuadro aparte las instalaciones del Plan de Inversiones 2009-2013 que se han reprogramado para ser ejecutadas en el período 2013-2017.

En resumen, el Plan de Inversiones en transmisión del Área de Demanda 10, que se requiere implementarse en el período 2013-2017, se muestra en el siguiente cuadro:



Cuadro Nº 6-3 PROPUESTA OSINERGMIN - ÁREA DE DEMANDA 10

PLAN DE INVERSIONES SCT

Propuesta OSINERGMIN Inversión

(US$)

Longitud de Línea (km)


(MVA)

Cantidad de

Elementos

ELSE 10 998 813 88,0 99 18

MAT Celda 182 344

1

Línea Transformador 2 138 689

60 2

AT Celda 546 190

3

Línea 5 658 526 88,0

1


39 3

MT Celda 435 097

8

EGEMSA 1 233 708

30 4

MAT Transformador 961 853

30 1

MT Celda 107 555

2

Compensador 164 300

1

Total Área de Demanda 10 12 232 521 88,0 129 22

6.2.5.1 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. Las Bajas resultantes también se listan en cuadro aparte en el Anexo E del presente documento.



7. Conclusiones y Recomendaciones

Del análisis realizado por OSINERGMIN a los estudios presentados por las empresas ELSE y EGEMSA así como a los análisis de oficio correspondiente a las instalaciones de las Titulares que no han presentado propuesta y que pertenecen al Área de Demanda 10 se concluye lo siguiente:

a) Se ha obtenido el valor de 3,85% como tasa de crecimiento de la demanda global de energía eléctrica en el Área de Demanda 10, menor que el valor de 6,49% presentado por ELSE.

b) La inversión total en transmisión considerada para el Área de Demanda 10, en el periodo comprendido entre el 01 de mayo de 2013 al 30 de abril de 2017, asciende al monto de US$ 12 232 521 según los valores de inversión por elemento de transmisión que se muestran en el Anexo E del presente documento. De dicho monto corresponde US$ 10 998 813 lo asignado a ELSE y US$ 1 233 708 lo asignado a EGEMSA.

c) Se recomienda la emisión de una resolución que apruebe el Plan de Inversiones en transmisión para el Área de Demanda 10, correspondiente al período mayo 2013-abril 2017.



8. Anexos

A continuación se presentan los siguientes anexos al informe:

Anexo A Análisis de las Opiniones y Sugerencias a la PREPUBLICACIÓN.

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

Anexo C Diagrama Unifilar del SER 2013-2017, según análisis de OSINERGMIN.

Anexo D Modificación del Plan de Inversiones 2009-2013.

Anexo E Plan de Inversiones 2013-2017, determinado por OSINERGMIN (incluye programación de Bajas).

Anexo F Cuadros Comparativos



Anexo A Análisis de las Opiniones y Sugerencias

a la PREPUBLICACIÓN



SET/DEVANADO Propietario kV MVA 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

CARACTERISTICAS TECNICAS MVA

ANDAHUAYLAS13.2 ELECTRO SUR ESTE 13.2 9 5.452 5.822 6.220 6.643 7.088 7.556 8.050 8.570 9.119 9.698 10.310 10.951

ANDAHUAYLAS23 ELECTRO SUR ESTE 22.9 5 2.449 1.035 1.271 1.513 1.765 2.028 2.304 2.591 2.892 3.205 3.536 2.821

Análisis de las Opiniones y Sugerencias a la PREPUBLICACIÓN presentadas por ELSE

1. INVERSIONES RECONOCIDAS POR OSINERGMIN PARA ELSE

a. INVERSIONES SOBRE LAS QUE ELSE NO ESTA DE ACUERDO

OPINIÓN 1.

AMPLIACION DE LA SET ANDAHUAYLAS E INSTALACIÓN DE SISTEMAS DE COMPENSACION

OSINERGMIN propone ampliar la capacidad de la SET de Andahuaylas remplazando el transformador existente por uno de mayor capacidad, siendo el propuesto de 60/22,9/13,2 kV – 25/10/15 MVA en reemplazo del existente de 60/22,9/13,2 kV – 10/4/7 MVA, esto debido a sobrecargas detectadas.

Si bien se detecta sobrecargas en el transformador, éstas se pueden aplazar más allá del año 2017 utilizando los sistemas de refrigeración forzada ONAF del transformador.

En base al estudio de demanda realizado por ELSE, la cargabilidad de los devanados de dicha SET se muestra en los cuadros siguientes:

Cuadro 1.1 – Cargabilidad de devanados SET Andahuaylas - ONAF

Cuadro 1.2 – Cargabilidad de SET Andahuaylas – ONAF

Donde:

Límite de maniobra

Sobrecarga

Tal como se aprecia en los cuadros anteriores, la sobrecarga en los devanados y SET en sí se presentan posteriores al año 2017, así mismo para poder regular los niveles de tensión se podrá hacer uso de los taps del transformador, por lo que no es necesaria la implementación de las celdas de compensador ni los bancos de capacitores.

SET/DEVANADO Propietario kV MVA 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

CARACTERISTICAS TECNICAS MVA

ANDAHUAYLAS ELECTRO SUR ESTE 60 13 7.900 6.857 7.491 8.156 8.854 9.584 10.354 11.161 12.011 12.903 13.846 13.772



Por lo tanto, la posición de ELSE es que no se requiere realizar inversiones en esta SET.

Análisis de OSINERGMIN

De acuerdo a la información proporcionada por ELSE (formato F-003), en la SET Andahuaylas se tiene instalado el transformador 60/22,9/13,2 kV - 10/4/7 MVA, cuya potencia nominal está referida a la refrigeración tipo ONAN. Sin embargo, ELSE menciona que puede implementarse la refrigeración tipo ONAF, con lo cual, el transformador existente tendría una nueva capacidad de 13/5/9 MVA.

Considerando la nueva capacidad del transformador existente, el cambio de transformador se posterga para el año 2018.

Por otro lado, es importante señalar que en la SET Abancay (Tamburco) se ha instalado un nuevo transformador de potencia cuya relación de transformación es 138/66/13,2 KV. Considerando este nuevo dato en los estudios eléctricos y haciendo uso de los conmutadores bajo carga de los transformadores existentes, se concluye que no es necesario implementar el banco de capacitores en la SET Andahuaylas.

Conclusión

Se acoge la opinión, por las razones expuestas en el análisis.

b. INVERSIONES SOBRE LAS QUE ELSE ESTA DE ACUERDO PARCIALMENTE

OPINIÓN 2.

LLTT COMBAPATA – LLUSCO Y SET DE LLUSCO

La implementación de esta línea y SET asociada se propuso para fines del año 2012, sin embargo, OSINERGMIN plantea su implementación para el año 2014.

Se debe mencionar que en la zona de Chumbivilcas se está desarrollando proyectos de electrificación como parte del Plan Nacional de Electrificación Rural, los que se muestran en el cuadro 2.1.

Se debe mencionar que el alimentador que se encarga de abastecer de energía a dicha zona es el CO04 desde la SET de Combapata, pero este es demasiado extenso, con una longitud mayor a 100 km, por lo que el ingreso de nuevas redes en MT provocaría caídas de tensión que podrían poner en riesgo la continuidad del servicio.



N°N°

Proy.PROYECTOS DEPARTAMENTO

INVERSIONTOTAL

(S/.)LOCALID.

POBLACIONBENEFICIADA

TOTAL 2012 - 2021 323,087,474 6,100 327,752

TOTAL CUSCO-2012 11,175,802 135 19,364

1 1 SFV COLQUEMARCA CUSCO 1,280,707 37 1,906

2 2 SFV SANTO TOMAS - LLUSCO - QUIÑOTA CUSCO 1,838,093 32 2,870

3 3 SFV CHALLABAMBA - YANATILE CUSCO 2,515,771 41 3,851

4 4 SFV LIVITACA CUSCO 1,267,709 25 2,487

5 5 PROY EN AREA DE CONCESION DE (ELECTRO SUR ESTE) EN CUSCO CUSCO 4,273,522 8,250

TOTAL CUSCO-2013 28,033,991 237 22,121

6 1 AMPLIACION DE ELECTRIFICACION RURAL DEL DISTRITO DE ALTO PICHIGUA ESPINAR CUSCO CUSCO 2,649,038 28 2,301

7 2INSTALACION DEL SISTEMA DE ELECTRIFICACION A LAS LOCALIDADES RURALES PERTENECIENTES AL PEQUEÑO SISTEMA ELECTRICO , DISTRITO DE OCORURO - ESPINAR - CUSCO

CUSCO 4,191,798 45 2,085

8 3INSTALACION DEL SISTEMA DE ELECTRIFICACIÓN RURAL EN LOS 70 SECTORES, EN 15 COMUNIDADES CAMPESINAS, DISTRITO DE COPORAQUE - ESPINAR - CUSCO

CUSCO 6,969,354 70 5,190

9 4 S.E.R. MARCAPATA I ETAPA CUSCO 1,252,662 8 524

10 5 S.E.R. CANAS III ETAPA CUSCO 123,853 2 71

11 6 S.E.R. CHUMBIVILCAS V ETAPA CUSCO 5,778,527 39 4,623

12 7 S.E.R. ESPINAR V ETAPA CUSCO 1,293,988 14 875

13 8 S.E.R. PISAC HUANCARANI PAUCARTAMBO IV ETAPA CUSCO 510,081 4 359

14 9 S.E.R. URUBAMBA III ETAPA CUSCO 450,733 2 365

15 10 S.E.R. VALLE VILCANOTA IV ETAPA CUSCO 1,803,768 22 1,281

16 11 S.E.R. YAVERO IV ETAPA CUSCO 453,668 3 429


TOTAL CUSCO-2014 46,954,186 655 47,824

18 1 E.R. D. EN EL DISTRITO DE CAMANTI DE LA REGION DE CUSCO CUSCO 1,822,048 21 1,636

19 2 E.R. D. EN EL DISTRITO DE ESPINAR DE LA REGION DE CUSCO CUSCO 5,136,483 79 4,612

20 3 E.R. D. EN EL DISTRITO DE SAN PABLO DE LA REGION DE CUSCO CUSCO 1,661,672 34 1,492

21 4 E.R. D. EN EL DISTRITO DE SICUANI DE LA REGION DE CUSCO CUSCO 5,635,432 63 5,060

22 5E.R. D. EN LOS DISTRITOS DE CUSCO, ANDAHUAYLILLAS, HUARO, LUCRE Y OROPESA DE LA REGION DE CUSCO

CUSCO 2,490,281 47 2,236

23 6E.R. D. EN LOS DISTRITOS DE HUAROCONDO, MARANURA Y MACHUPICCHU DE LA REGION DE CUSCO

CUSCO 2,053,702 37 1,844

24 7 E.R. D. EN LOS DISTRITOS DE PALLPATA Y COPORAQUE DE LA REGION DE CUSCO CUSCO 9,858,663 143 8,852

25 8 SER CHUMBIVILCAS - VI ETAPA CUSCO 5,756,052 94 8,328

26 9 SER ESPINAR - VI ETAPA CUSCO 5,404,469 97 6,718

27 10INSTALACION DE ELECTRIFICACION LINEAS PRIMARIAS, REDES PRIMARIAS, SUBESTACIONES, DISTRIBUCION EN 22.9 KV Y REDES SECUNDARIAS DE LA COMUNIDAD CAMPESINA DE QQUEROCCOLLANA, DISTRITO DE COPORAQUE - ESPINAR - CUSCO

CUSCO 1,779,428 12 433

28 11AMPLIACION DE ELECTRIFICACION RURAL DEL DISTRITO DE ALTO PICHIGUA ESPINAR CUSCO , DISTRITO DE ALTO PICHIGUA - ESPINAR - CUSCO

CUSCO 2,799,435 28 2,595


PLAN NACIONAL DE ELECTRIFICACION RURALCUSCO 2012 - 2021

Cuadro 2.1 – Proyectos a ejecutarse en la Región Cusco 2012 – 2014.

Fuente: DGER - MINEM

Los proyectos resaltados se ubican en el área de influencia de la futura SET de Llusco y su ejecución se dará entre los años 2012 al 2014. El número total de localidades asciende a 214.

Para garantizar una adecuada atención de la demanda en la zona de Chumbivilcas, esta inversión debe ejecutarse para que entre en operación el año 2013, tal como lo planteó ELSE en el plan original.




De la información proporcionada por ELSE, actualmente la red de media tensión del alimentador CO04 no presenta problemas de caída de tensión. A fin de no perjudicar la situación actual del alimentador CO04, se sugiere que cualquier proyecto de electrificación que se proyecta conectar a la red del alimentador CO04 debe contemplar la instalación de banco de reguladores de tensión.

Con la solución propuesta se logra atender el crecimiento de la demanda hasta la implementación de la nueva SET Llusco prevista para el año 2014.

Por otro lado, para determinar el año de puesta en servicio se consideró que la construcción de una nueva SET 60/10 kV se lleva a cabo en un lapso de 18 meses. Si el inicio de obras se da en el mes de agosto de 2012, por consiguiente, la fecha de la puesta en servicio sería el mes de enero de 2014. Por lo cual, en la propuesta de OSINERGMIN se programó para el año 2014 la puesta en servicio de la nueva SET Llusco.

Conclusión

No se acoge la opinión, por las razones expuestas en el análisis.

OPINIÓN 3.

SET URUBAMBA

La propuesta de ampliar la SET Urubamba en el año 2013 fue aplazada por OSINERGMIN para el año 2015.

Si bien se puede aliviar la sobrecarga del devanado de 10 kV trasladando carga al devanado de 22,9 kV, es necesario mencionar que actualmente se está buscando mejorar los niveles de confiabilidad, continuidad y seguridad en las redes del sistema Valle Sagrado 1, por lo que se tiene planes de interconectar las SETs de Pisac y Urubamba en 22.9 kV, para lo cual ya se vienen ejecutando estudios y adecuaciones en las redes para tal efecto (ver anexo 1 de Opiniones y Sugerencias de ELSE). Por ello es necesario que dicha propuesta entre en operación el año 2013 para así acelerar la interconexión de las SETs de forma que el servicio eléctrico mejore y se cuente con reservas tanto desde el lado de Urubamba como de Pisac, lo que finalmente permitirá a Electro Sur Este brindar un servicio adecuado y continuo.

Por otro lado la ejecución de los PSE de Challabamba y Salvación durante los años 2012 y 2013 en la zona de Paucartambo requerirá de una mayor capacidad para su abastecimiento para lo que se requiere reactivar la SET de Paucartambo y ofrecer adecuados niveles de tensión en la zona de influencia. Es necesario rotar el transformador de la SET de Urubamba a la SET de Paucartambo (donde pertenecía originalmente) para el año 2013.

La cargabilidad de la SET Urubamba se muestra en el cuadro siguiente:

Cuadro 3.1 – Niveles de cargabilidad SET Urubamba

Donde:



Sobrecarga


Según la información proporcionada por ELSE (ver cuadro 3.1), se observa que la sobrecarga de la SET Urubamba se presenta a partir del año 2015, con lo cual se valida la propuesta de OSINERGMIN.

Asimismo, en los criterios establecidos en la NORMA TARIFAS, se indica que el factor de utilización de los transformadores de potencia debe ser igual 1,0 en operación normal y para la condición de máxima demanda. Por lo tanto, se desestima el criterio de ELSE de que el transformador de potencia debe tener reserva.

Sin embargo, las interconexiones a través de la red de 22,9 kV para mejorar la continuidad y confiabilidad en las SET Pisac y Urubamba se pueden realizar sin necesidad de ampliar la capacidad de la SET Urubamba. Dado que los transformadores de potencia (60/23 kV) pueden sobrecargarse hasta un 10% en casos de contingencias. Cabe señalar que la aplicación de este criterio es una práctica usual en otras distribuidoras.

Por otro lado, para la zona de Paucartambo se efectuó los cálculos eléctricos para determinar la carga mínima que justifique migrar de la tensión de 22,9 kV hacia 60 kV. De los resultados obtenidos se observa que a partir de 1,5 MW se justifica el cambio de nivel de tensión de la red que alimenta a la zona de Paucartambo. Sin embargo, en caso de que la demanda supere los 1,5 MW antes del 2015, se sugiere que los nuevos proyectos de electrificación en la zona de influencia de la SET Paucartambo deben contemplar la instalación de banco de reguladores de tensión, a fin de solucionar los problemas de caídas de tensión hasta la reactivación de la SET Paucartambo previsto para el 2015.

Conclusión


c. INVERSIONES NO RECONOCIDAS POR OSINERGMIN

OPINIÓN 4.

SET URPIPATA

La propuesta de ampliar la capacidad de la SET de Urpipata no fue considerada por OSINERGMIN indicando que no se presentará sobrecargas.

Sin embargo se debe mencionar que la ciudad de Quillabamba viene experimentando un crecimiento alentador. Es así que en dicha zona se aperturaron ferreterías, farmacias, supermercados (Mega de Cusco). Se prevé un incremento a la conclusión de la carretera Cusco – Quillabamba. Así mismo la posibilidad de la implementación de un Gasoducto virtual para la ciudad de Cusco en los próximos años provocará que se creen más puestos de trabajo y nuevas necesidades, lo que se traducirá en un incremento en la demanda de potencia.



En virtud de lo mencionado, dicha inversión debe ser aprobada para su puesta en servicio el 2017; y así asegurar la continuidad del servicio, un abastecimiento adecuado, confiable y seguro de la demanda.


En la propuesta de OSINERGMIN, el cambio de transformador de potencia en la SET Urpipata está previsto para el mes de octubre de 2017, sin embargo, se considera razonable adelantar dicho cambio para el mes de abril de 2017 a fin de atender el crecimiento de la demanda en forma oportuna.

Conclusión


OPINIÓN 5.

CELDA DE ALIMENTADORES EN LA SET MAZUKO

En la propuesta inicial se planteó la instalación de una celda de alimentador en 22,9 kV en la SET de Mazuko, sin embargo OSINERGMIN no estaría reconociendo esta inversión.

La zona de Mazuko entró en operación el año 2009, para lo cual se tendió un alimentador en 22,9 kV. La ejecución del PSE Mazuko por parte del Gobierno Central incrementó la longitud de redes de dicho sistema eléctrico, lo que implica que no se podría abastecer adecuadamente la demanda con un solo alimentador, por lo que es necesaria la implementación de un segundo alimentador para lo que se requiere la instalación de una celda de alimentador en 22,9 kV para el año 2013, previendo una posible interconexión con los alimentadores de las SETs de Puerto Maldonado y de Paucartambo.


De la información consignada en el formato F-212, se observa que los índices de calidad para la zona de Mazuko son elevados y no cumplen con las tolerancias establecidas, por tanto, a fin de reducir dichos valores se considera razonable incluir en el Plan de Inversiones la implementación de una celda de alimentador en la SET Mazuko.

Conclusión


2. DEMANDAS NO RECONOCIDAS POR OSINERGMIN

OPINIÓN 6.

Respecto a la demanda, se observó que OSINERGMIN no reconoció algunas cargas declaradas por Electro Sur Este en su Informe Inicial. Un ejemplo es el caso del centro comercial Plaza San Antonio, el cual contará con una demanda de 4 MW, y



cuya construcción será ejecutada por la empresa Puerta del Sol; en el anexo 1 de Opiniones y Sugerencias de ELSE se muestra el sustento respectivo.

Por otro lado, ELSE en su Plan de Desarrollo Eléctrico 2010 – 2020 plantea alternativas para mejorar la operación de sus redes en MT, para lo cual se identificaron cargas adicionales como parte de la proyección de demanda, la mayoría de las cuales representaba zonas rurales (banco de proyectos de la oficina de Normas y Estandarización de ELSE).

En el informe de OSINERGMIN se observó que no se consideró parte de las cargas adicionales reportadas, utilizando como información únicamente los planes de electrificación rural propuestos por la DGER.

En el cuadro siguiente se muestra la relación de las cargas agrupadas en SERs identificadas por Electro Sur Este.

Cuadro 6.1 – Cargas adicionales rurales

Plan de Desarrollo Eléctrico de ELSE 2010 - 2020

Por otro lado, ELSE menciona que OSINERGMIN no ha considerado las nuevas cargas significativas asignadas a la subestación Iberia, debido a que no tienen sustento. Sin embargo, ELSE señala que las demandas de Iberia se identificaron mediante viajes a la zona donde se obtuvo información verbal respecto a la intención



de empresarios madereros de utilizar energía eléctrica del sistema en lugar de pequeños grupos térmicos.


Para la etapa de publicación del Plan de Inversiones, se tomarán en cuenta aquellas solicitudes de factibilidad no mayor a un año de anterioridad y que cuenten con el sustento documentario, presentadas por el Titular como parte de sus opiniones y sugerencias a la prepublicación.

Al respecto, cabe precisar que se consideran únicamente aquellas demandas puntuales que por su dimensión relativa no estarían consideradas en la proyección vegetativa de la demanda, al igual que las nuevas cargas de los proyectos de electrificación.

Conclusión

Se acoge parcialmente la opinión, por las razones expuestas en el análisis.

3. INCORPORACION DE LA INTERCONEXION DE LA CH HERCCA AL SEIN

OPINIÓN 7.

ELSE tiene previsto implementar un proyecto de ampliación de la CH Hercca, para lo cual, presenta un estudio de interconexión con análisis de alternativas. En base a este estudio solicita que se incorpore en el Plan de Inversiones los elementos de la alternativa seleccionada para inyectar los excedentes de generación de la CH Hercca al SEIN.


Las inversiones necesarias para inyectar los excedentes de generación, producto de la ampliación de la CH Hercca, deben ser cubiertas por la empresa generadora. Por tanto, las instalaciones solicitadas por ELSE para entregar energía al SEIN no corresponden al presente proceso, por lo cual no serán incluidas en la propuesta de OSINERGMIN.

Conclusión




Análisis de las Opiniones y Sugerencias a la PREPUBLICACIÓN presentadas por EGEMSA

OPINIÓN 1. De acuerdo a los detalles de cálculo presentados en la página Web de Osinergmin (Procedimientos Regulatorios), sólo se ha considerado el reemplazo del transformador actual (12,2 MVA) por otro de 30 MVA, pero no se ha contemplado que se está haciendo un incremento significativo de capacidad de transformación (246%), lo que significa que se debe realizar modificaciones y cambio del equipamiento asociado a este equipo de transformación. Por lo que, es necesario los siguientes cambios en la infraestructura de la Subestación Dolorespata:

A. Cambio de cables de MT actuales de 1 x 400 mm2 por fase a 2 x 500 mm2 por fase

y mejoras en galería de cables.

B. Cambio de la Celda Metal Clad de llegada en MT del Transformador. El equipo existente tiene las siguientes características:

a) Corriente Nominal: 1600 A. b) Transformador de Corriente 600 - 1200/1-1-1 A.

Por otro Interruptor Metal Clad de las siguientes características:

c) Corriente Nominal: 2000 A. d) Transformador de Corriente 1000 - 2000 /1-1-1 A.



C. Reforzamiento de la infraestructura civil de la subestación Dolorespata, en la parte donde se instalará el nuevo transformador de 30 MVA, para que sea capaz de soportar el peso y dimensiones, según las características del nuevo equipamiento.

D. Modificación y reforzamiento del sistema de rieles para el desplazamiento de los equipos de transformación.

E. Ampliación de la galería de cables del patio de llaves (emplazamiento de equipos de transformación) hasta la ubicación de la celda de llegada de transformador en MT (60 m).

Análisis de OSINERGMIN La valorización del transformador 138/10 kV – 30 MVA con código modular TP-138010-030SI3E, contempla los siguientes aspectos que se muestran en el cuadro siguiente:



OBRAS CIVILES

1. BASE DE EQUIPO

1. 1Bases de Bases de Base de Transformador - incluye Fosa de Aceite, Buzonde cables y Losa de Rieles - incluye Fosa de Aceite, Buzon de cables y Losade Rieles

UND 1

1. 2 Muro separador para trasnformador Und. 11. 3 Rieles y base de Tiro para transformador Und. 11. 4 Rieles y bases de Tiro de acceso principal del transformador Und. 1

SUB TOTAL OBRAS CIVILES

OBRAS ELECTROMECANICAS

1. EQUIPOS PRINCIPALES

1. 1 Transformador de potencia 138/10 kV, 30 MVA (ONAF), 950 kVp BIL UND 1

2. 1 Cables de Control Cjto 1

2. 2 Conexión al Sistema de RTP de los equipos Cjto 1

2

2. 3 Cable de Potencia Unipolar y otros mts 135

3, PRUEBAS Y PUESTA EN SERVICIO Gbl 1

4, INGENIERIA DE DETALLE Gbl 1

SUB TOTAL OBRAS ELECTROMECANICAS

ITEM DESCRIPCION CANTIDADUNIDAD

I

II

Del cuadro anterior se observa que los elementos citados por EGEMSA en los ítems A, C, D y E se encuentran contemplados en la valorización del transformador de potencia (ver ítems 1.1, 1.3, 1.4 y 2.3 del cuadro anterior). Respecto al ítem B, se observa que es necesario realizar el cambio de celda MT de transformador debido a que la capacidad de la celda existente no es la adecuada para transmitir 1732 A (30 MVA). Conclusión Se acoge parcialmente la opinión, por las razones expuestas en el análisis.

OPINIÓN 2.

Se debe considerar que la línea de transmisión Machupicchu - Suriray – Abancay Nuevo - Cotaruse en 220 kV, por información recientemente conocida, ha sido declarada incompatible ambientalmente por la Dirección de Gestión de Áreas Naturales Protegidas y la Dirección General de Electricidad (ver detalles en Oficio N° 1315-2011/MEM-DGE), con lo cual se hace incierta la fecha de su ingreso en operación. Lo que trae como consecuencia que la operación se encuentre fuera de



los límites fijados por la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos, del Sistema Eléctrico entre las Subestaciones Quencoro - Dolorespata - Cachimayo y Tamburco, por lo que se requiere la instalación de bancos de compensación capacitivos para el año 2013, (15 MVAr en la barra 10,5 kV de la SE Quencoro y 10 MVAr adicionales en la barra 10,5 kV de la SE Dolorespata) las mismas que están comprendidas dentro del período de proyección del Plan de Inversiones 2013 - 2017. Se adjunta simulación en formato Digsilent. Otra alternativa es el montaje de un banco de compensación capacitiva de 30 MVAr en la SE Cachimayo, con transformador y celdas nuevas; técnicamente sería la forma más correcta y eficaz para la compensación de la tensión en el sistema de 138 kV. Las alternativas planteadas deben analizarse técnica y económicamente.

Análisis de OSINERGMIN En los estudios eléctricos efectuados por OSINERGMIN se ha considerado postergar hasta el año 2015, la entrada en operación de la línea 220 kV Cotaruse – Abancay – Machupicchu, dado que a partir de dicho año se tendría que rechazar carga debido a que se presentan problemas de regulación de tensión en la zona de Abancay. Por otro lado, de los resultados obtenidos se observa que no es necesario implementar bancos de compensación reactiva en los años 2013 y 2014, dado que se maximiza el uso de los conmutadores bajo carga de los transformadores existentes. Sin embargo, cabe señalar que los transformadores existentes de la SET Dolorespata no cuentan con conmutadores bajo carga y a fin de mantener los niveles de tensión en MT dentro de los límites permisibles, se considera razonable implementar un banco de compensación reactiva de 10 MVAR en barras MT de la SET Dolorespata. Conclusión Se acoge parcialmente la opinión, por las razones expuestas en el análisis.

OPINIÓN 3. En la subestación Combapata, el transformador tiene las siguientes características: 138/66/24 kV, 15/7/8 MVA, la demanda proyectada para el año 2017 se encuentra en 14,1/7,8/6,3 MVA, la misma que supera la capacidad del devanado de 66 kV. Además se está proponiendo la línea en 60 kV Combapata - Llusco, que atenderá las demandas especiales que se vienen implementando en la provincia de Chumbivilcas (Mina Anabí, Mina Azuca y otras), las mismas que no están consideradas en la proyección de la demanda. Por lo que EGEMSA señala que se debe prever el cambio del transformador de Combapata por otro de mayor potencia (30/30/15 MVA). Análisis de OSINERGMIN En la evaluación realizada por EGEMSA no se ha considerado la generación adicional de las centrales Hercca y Langui. Dicho incremento de generación será inyectado al SEIN a través de la línea 66 kV Combapata – Sicuani, por tanto, la demanda proyectada en el devanado de 66 kV no superará su capacidad nominal. Por lo mencionado, no es necesario el cambio de transformador propuesto por EGEMSA.



Conclusión No se acoge la opinión, por las razones expuestas en el análisis.

OPINIÓN 4. En la Subestación Machupicchu, el transformador actual tiene las siguientes características:

La prepublicación del Plan de Inversiones 2013-2017, considera el cambio del transformador actual, con otro de las siguientes características:

Como se podrá notar, con el cambio del transformador, se requiere el cambio del equipamiento de las siguientes celdas asociadas a este transformador: 138, 60 y 10,5 kV, ya que la capacidad de corriente nominal del equipo de transformación superará a la capacidad nominal de las celdas actualmente instaladas. Por lo cual, se requiere que se incluya en el Plan de Inversiones 2013-2017, el cambio de las celdas de 138, 60 y 10,5 kV asociadas al transformador, ya que de otra manera la capacidad del transformador será limitada a la capacidad de las celdas.




En base a la información proporcionada por EGEMSA, se observa que la corriente nominal del equipo de transformación superará a la capacidad nominal de las celdas existentes, por lo cual se considera necesario incluir tres nuevas celdas de 138 kV, 60 kV y 10 kV en la propuesta de OSINERGMIN, a fin de no limitar la capacidad del nuevo transformador de potencia. Conclusión Se acoge la opinión, por las razones expuestas en el análisis.



Anexo B Diagrama Unifilar del Sistema Actual

según información de Titulares























Anexo C Diagrama Unifilar de Alternativas

Seleccionadas – según análisis de OSINERGMIN



OSINERGMIN

PowerFactory 14.0.523

PLAN DE INVERSIONES 2013-2017

ALTERNATIVA 1 AÑO 2022

Proyecto:

Gráfica: AREA_10

Fecha: 4/04/2012

Anexo:

Flujo Carga Balanceada

Nodos

Tensión Línea-Línea, Magnitud [kV]

Tensión, Magnitud [p.u.]

Tensión, Ángulo [deg]

Ramas

Potencia Activa [MW

Potencia Reactiva [

Nivel de Carga [%]

BC 2,4 MVAR(2018)

NU

EV

O T

RA

FO

20 M

VA

(20

21)

TR

AF

O N

UE

VO

8 M

VA

(20

18)

BC 1,2 MVAR(2021)

BC 1,2 MVAR(2021)

BC

1,2

MV

AR

(201

9)

TRAFO NUEVO30 MVA (2018)

NU

EV

O T

RA

FO

25 M

VA

(20

15)

BC 2,4 MVAR(2014)

TR

AF

O N

UE

VO

15 M

VA

(20

17)

TRAFO ROTADO2015

150 mm2 AAAC - 88 Km (2014)

TR

AF

O N

UE

VO

35 M

VA

(20

14)

NU

EV

A S

ET

LLU

SC

O (

2014

)


REACTIVACIONSET PAUCARPATA

CON TRAFO ROTADO


Derv-Pisac

TR

AF

O N

UE

VO

30M

VA

(20

13)

ABANC013N13.521.02

167.36

LLUSC02323.931.04

126.18LLUSC010

10.701.07

-20.35

LLUSC06064.891.08

128.40

PISAC02322.170.97

-20.34

AB

AN

13A

13

.71

1.0

41

29

.67

QUENC033

34.851.01

132.51

QUENC010

10.651.01

163.18

QUENC138134.420.97

137.08

SURIRAY220

224.621.02

142.01

MACH220224.641.02

142.15

MACHUII140.701.02

144.32

ABAN_220223.021.01

141.70URUBA023

22.560.98

-18.75URUBA011

9.880.99

-168.39

URUBA06058.640.98

-18.28

PISAC06058.350.97

-19.03

PISAC0109.680.97

-170.57

HUARO0109.500.95

155.64

HUARO02322.090.96

158.72

HUARO03329.830.90

132.74

OROPE01010.041.00

-19.42

OROPE03332.010.97

132.57

QUILL02322.801.00

139.77

CHAHU01010.011.00-9.79

CHAHU02322.490.98

137.29

CHAHU06055.820.93

138.48

PMALD02321.930.96

130.57

PMALD0109.720.97

-17.70

MAZUC02322.520.98-6.91

PMALD138136.020.99

138.85

MAZUC138143.021.04

143.48

SGAB138

144.511.05

145.77

TINTA011B10.101.01

-16.60

MACHU01011.441.09-2.97

MACHU06061.601.03

142.95

CACHI02322.740.99

132.37

CACHI06059.771.00

-17.06

ABANC06062.301.04

130.97

PAUCA02322.440.98

-20.13

CHUBA01010.191.02

-21.55CHUBA023

23.341.02

128.50

CHUAN0109.900.99

-25.50CHUAN023

22.670.99

124.58

ANDHU01313.421.02

-30.08

ANDHU02323.461.02

121.44

PAUCA010

9.800.98

-170.17

SMARI02323.181.01

-10.68

QUILL0109.890.99

-11.35

SMARI06058.470.97

140.71

QUILL06056.610.94

139.27

MA

CH

1

14.081.02-0.38

ANDHU060

55.920.93

125.15ABANC138

136.730.99

138.42

MACHU138140.701.02

144.32

YURA_006

6.600.96

105.90CACHI010

9.660.97

162.59CACHI03332.180.98

134.79

TINTA138138.001.00

135.83

CACHI138134.380.97

137.42

DOLOR012

11.240.98

161.74

DOLOR138

133.560.97

136.68

PMAES03332.140.97

137.08

HERCCA2.301.00

-171.79

SICUA01010.001.00

-21.97

SICUA066

66.411.01

129.56COMBA024

24.111.00

157.73

COMBA06667.161.02

129.83

TINTA0044.201.01

-47.56

COMBA138

135.440.98

135.61

PAUCA060

58.220.97

-19.40

MA

CH

3

14.081.02-0.38

MA

CH

2

14.081.02-0.38

CHUBA060

60.831.01

129.32

CHUAN060

56.260.94

125.85

TINTA010

10.111.01

-17.56

TINTA011A9.260.88

-13.95

TINTA220220.581.00

137.44

MA

CH

_2E

T

14.081.02-1.64

BC

(7)

0.0

0 M

W-2

.67

..

1

15.48 ..3.91 Mvar68.52 %

-5.72 MW0.64 Mvar68.52 %

-9.76 MW-3.21 ..68.52 %

-8 7.92 MW2.60 Mvar

5.79 MW1.90 Mvar

4.37 MW1.97 Mvar75.89 %

-1.74 MW-0.57 ..75.89 %

-2.61 MW-0.86 ..75.89 %

-2

BC(3)

-0.00 MW-1.13 ..

2

6.85 MW1.35 Mvar36.92 %

-4.73 MW-1.55 ..36.92 %

-2.10 MW0.43 Mvar36.92 %

0

BC(2)

0.00 MW-1.12 ..

2

29.05 ..8.60 Mvar104.33 %

-28.86..-5.82 ..

104.33 %

-8 BC(1)

-0.00 MW-2.52 ..

4

8.34 MW2.87 Mvar62.33 %

-0.91 MW-0.30 ..62.33 %

-7.42 MW-2.44 ..62.33 %

-2

2.3

3 M

W0

.86

Mva

r1

02

.64

%

-2.3

2 M

W-0

.76

..

10

2.6

4 %

-2

20.23 ..8.48 Mvar66.80 %

-7.01 MW-2.30 ..66.80 %

-12.99..-3.14 ..66.80 %

-8

3.02 MW0.99 Mvar

tr3 llusco_801_nuevo

3.02 MW1.13 Mvar33.80 %

-3.02 MW-0.99 ..33.80 %

-0.00 MW0.00 Mvar33.80 %

2

3.11 MW-0.08 ..11.25 %

-3.02 MW-1.13 ..11.25 %

15.99 ..5.89 Mvar66.84 %

-13.76..-4.92 ..66.84 %

-2.32 MW-0.76 ..66.84 %

-1

tr3 urubam_801_nuevo

7.73 MW2.59 Mvar55.62 %

-4.56 MW-1.50 ..55.62 %

-3.17 MW-1.04 ..55.62 %

-1

41.49 ..16.71 ..87.68 %

-29.38..-8.94 ..87.68 %

-11

.89

..-1

.24

..

87

.68

%

-5

11

.58

..

3.8

6 M

var

47

.48

%

-11

.31

..-3

.64

..

47

.48

%

-2.93 MW-1.05 ..12.63 %

-8.34 MW-2.87 ..35.28 %

13.76 ..4.92 Mvar54.09 %

-1.66 MW-0.59 ..6.83 %

7.16 MW3.13 Mvar81.68 %

-2.21 MW-1.11 ..81.68 %

-4.92 MW-1.42 ..81.68 %

-2

17.56 ..5.77 Mvar

Lne Drv.Cachimayo-Quencoro_L1002/2

-46.34..-3.30 ..57.01 %

33.79 ..16.90 ..46.63 %

-33.69..-17.03..46.63 %

8.77 MW-8.34 ..14.85 %

1.14 MW-25.51 Mvar

12.64 %

-50.21..-30.68..23.05 %

-7.20 MW-14.79..6.44 %

8.71 MW0.61 Mvar

6.44 %

-41.97..3.43 Mvar16.45 %

42.10 ..-4.35 ..16.45 %

-24.49..-26.01..13.89 %

-57.42..-21.10..61.74 %

57.42 ..24.91 ..61.74 %

0

-42.10..4.35 Mvar27.63 %

42.17 ..-2.75 ..27.63 %

0

29.05 ..8.60 Mvar104.33 %

-28.86..-5.82 ..

104.33 %

-8

0.88 MW0.29 Mvar

16.20 ..3.58 Mvar39.11 %

3.17 MW1.04 Mvar

7.81 MW2.60 Mvar26.50 %

-7.73 MW-2.59 Mvar26.50 %

4.56 MW1.50 Mvar

0

2.10 MW0.69 Mvar

4.73 MW1.55 Mvar

-6.85 MW-1.35 ..16.84 %

G~

7.20 MW1.39 Mvar81.48 %

G~

0.40 MW-0.32 ..93.19 %

18.38 ..7.90 Mvar79.38 %

-5.68 MW-1.99 ..79.38 %

-12.64..-4.35 ..79.38 %

-2

7.66 MW3.02 Mvar41.40 %

-7.0

3 M

W-2

.87

..

41

.40

%2.3

2 M

W0

.76

Mva

r

2.61 MW0.86 Mvar

1.74 MW0.57 Mvar

-2

4.70 MW2.01 Mvar28.05 %

-4.37 MW-1.97 ..28.05 %

1

1

0.91 MW0.30 Mvar

2.93 MW1.05 Mvar47.82 %

-2.92 MW-0.96 ..47.82 %

-0.00 MW0.00 Mvar47.82 %

-6

2.92 MW0.96 Mvar

0.74 MW0.24 Mvar

7.01 MW2.30 Mvar

12.99 ..4.27 Mvar

0.75 MW0.28 Mvar

8.11 %

-0.74 MW-0.24 ..8.11 %

0

-20.23..-8.48 ..20.46 %

20.87 ..0.63 Mvar20.46 %

21.89 ..-2.95 ..18.77 %

-21.62..-0.90 ..18.77 %

0.00 MW0.00 Mvar

1

0.00 MW0.00 Mvar

1

-0.00 MW0.00 Mvar

0.01 %

14.01 ..5.54 Mvar58.37 %

-14.01..-4.60 ..58.37 %

1

-2.14 MW-0.74 ..4.30 %

-1

18.52 ..5.93 Mvar95.52 %

-16.20..-3.58 ..95.52 %

-2.3

2 M

W-0

.76

..

95

.52

%0

16.75 ..5.37 Mvar40.20 %

-15.48..-3.91 ..40.20 %

-8.91 MW-3.01 ..23.53 %

11.75 ..3.28 Mvar27.65 %

7.98 MW2.77 Mvar67.84 %

-0.00 MW-0.00 ..67.84 %

-7.92 MW-2.60 ..67.84 %

-1

tr3 pucart_8001

1.36 MW0.02 Mvar20.03 %

-1.36 MW0.00 Mvar20.03 %

-0.00 MW-0.00 ..20.03 %

-1

2.14 MW0.74 Mvar31.89 %

-2.14 MW-0.70 ..31.89 %

-0.00 MW0.00 Mvar31.89 %

-1

3.12 MW1.10 Mvar50.41 %

-3.12 MW-1.03 ..50.41 %

-0.00 MW0.00 Mvar50.41 %

-6

-5

1.66 MW0.59 Mvar45.24 %

-1.64 MW-0.54 ..45.24 %

-2 0

G~Machu G1

29.00 ..7.85 Mvar89.68 %

2.3

2 M

W0

.76

Mva

r

7.42 MW2.44 Mvar

-28.79..-4.92 ..87.92 %

29.00 ..7.85 Mvar87.92 %

1

-0.00 MW-5.49 ..

2

3.68 MW1.21 Mvar

7.95 MW1.62 Mvar12.20 %

-7.89 MW-7.24 ..12.20 %

4.54 MW-9.36 ..9.46 %

-57.73..-2.34 ..63.65 %

60.01 ..4.71 Mvar63.65 %

48.06 ..3.46 Mvar56.89 %

3.86 MW-1.37 ..21.54 %

-3.85 MW1.48 Mvar21.54 %

1

tr3 cac_1371

3.68 MW1.56 Mvar70.15 %

-0.00 MW-0.00 ..70.15 %

-3.68 MW-1.21 ..70.15 %

1

0.00 MW-7.17 ..

3

68.79 ..22.61 ..

35.71 ..4.83 Mvar38.82 %

-35.56..-5.14 ..38.82 %

0

0.23 MW0.08 Mvar

0.01 MW0.00 Mvar

0.01 MW0.00 Mvar

0.14 %

-0.01 MW-0.00 ..0.14 %

0

9.98 MW3.28 Mvar

0.40 MW-0.32 ..3.37 %

-0.40 MW0.32 Mvar

3.37 %

-2

-2.38 MW-2.21 ..48.71 %

2.39 MW2.34 Mvar48.71 %

1

6.41 MW2.11 Mvar

2.41 MW1.95 Mvar16.63 %

-2.39 MW-2.34 ..16.63 %

11.93 ..5.65 Mvar89.69 %

-5.52 MW-1.87 ..89.69 %

-6.41 MW-2.11 ..89.69 %

-3

14.01 ..4.60 Mvar

1.64 MW0.54 Mvar

0.00 MW0.00 Mvar

0.00 %

-0.00 MW-0.00 ..0.00 %

0

0.00 MW0.00 Mvar

0.00 %

-0.00 MW-0.00 ..0.00 %

0

0.00 MW0.00 Mvar

0.00 %

-0.00 MW-0.00 ..0.00 %

0

0.00 MW0.00 Mvar

0.00 %

-0.00 MW-0.00 ..0.00 %

0

0.00 MW0.00 Mvar

0.00 %

-0.00 MW-0.00 ..0.00 %

0SVS

svc tintaya

0.00 MW14.61 ..

11.15 ..4.98 Mvar103.45 %

-11.06..-3.81 ..

103.45 %

-2

3.28 MW2.82 Mvar11.55 %

3.86 MW-1.37 ..21.54 %

-3.85 MW1.48 Mvar21.54 %

1

2.32 MW0.76 Mvar

7.69 MW2.53 Mvar

1.36 MW-0.00 ..

-8.44 MW1.29 Mvar11.87 %

2.14 MW0.70 Mvar

0

15.54 ..5.11 Mvar

G~Machu G3

29.00 ..7.85 Mvar89.68 %

G~Machu G2

29.00 ..7.85 Mvar89.68 %

15.54 ..5.85 Mvar49.82 %

-15.54..-5.11 ..49.82 %

-2

-28.79..-4.92 ..87.92 %

29.00 ..7.85 Mvar87.92 %

1

-28.79..-4.92 ..87.92 %

29.00 ..7.85 Mvar87.92 %

1

0.06 MW16.18 ..80.91 %

-0.00 MW-14.61..80.91 %

-1

3.12 MW1.03 Mvar

11

.89

..

3.9

1 M

var

9.76 MW3.21 Mvar

5.72 MW1.88 Mvar

-11.93..-5.65 ..17.93 %

1.3

6 M

W-0

.36

..

3.4

0 %

-1.36 MW-0.02 ..3.40 %

1.15 MW-25.55..12.66 %

-29.00 MW-22.32 Mvar

30.04 %

29.06 MW23.93 Mvar

30.04 %

-2

aban

-0.00 MW20.55 ..

1

-0.00 MW20.85 ..

1

-79.85..3.45 Mvar65.39 %

80.00 ..2.60 Mvar65.39 %

0

G~Machu 2da

80.00 ..2.60 Mvar66.70 %

DIg

SIL

EN

T



Anexo D Modificación del Plan de Inversiones

2009-2013



CUADRO D1 – Área de Demanda 10

ELEMENTOS DEL PLAN DE INVERSIONES 2009-2013 REPROGRAMADOS PARA EL PERÍODO 2013-2017

Año Titular Nombre Elemento Instalación Código de Módulo

Estándar Inversión

US$

De 2011 a 2013 EGEMSA Transformador 138/10 kV, 30 MVA SET MAT/AT

DOLORESPATA TP-138010-030SI3E 961 853

CUADRO D2 – Área de Demanda 10 ELEMENTOS DEL PLAN DE INVERSIONES 2009-2013

QUE YA NO SON REQUERIDOS EN EL PERÍODO 2013-2017



US$

2010 EGEMSA Celda de Alimentador SET MAT/AT

DOLORESPATA CE-010SIR3C1ESBAL 44 880





2012 ELSE Celda de Alimentador SET MAT/AT QUENCORO

CE-010SIR3C1ESBAL 44 880

TOTAL 179 520



Anexo E Plan de Inversiones 2013-2017 determinado por OSINERGMIN

(incluye programación de Bajas)



CUADRO E1 – Área de Demanda 10 PLAN DE INVERSIONES 2013-2017 (NUEVAS INSTALACIONES)



(US$)

2013 EGEMSA Celda transformador SET MAT/AT

DOLORESPATA CE-010SIU3MCISBTR1 68057

2013 EGEMSA Celda compensador SET MAT/AT

DOLORESPATA CE-010SIU3MCISBCC1 39499

2013 EGEMSA Banco capacitivo SET MAT/AT

DOLORESPATA SC-010SI3BPEV-3.75-3 164300

2013 ELECTROSURESTE Celda de Alimentador SET MAT/AT MAZUKO CE-023SER1C1ESBAL1 45678

2013 ELECTROSURESTE Transformador de Potencia-Tr3

csl_Machupicchu SET MAT/AT

MACHUPICCHU TP-138060010-025SI3E 974900

2013 ELECTROSURESTE Celda de Transformador SET MAT/AT

MACHUPICCHU CE-138SIR3C1ESBTR3 182344






csl_Puerto Maldonado SET MAT/AT PUERTO

MALDONADO TP-138023010-035SE1E 1163789

2014 ELECTROSURESTE Celda de Alimentador SET MAT/AT PUERTO

MALDONADO CE-010SER1C1ESBAL1 37192

2014 ELECTROSURESTE Celda de Línea - Transformador SET AT/MT LLUSCO CE-060SIR3C1ESBLT2 235157

2014 ELECTROSURESTE Celda de Transformador SET AT/MT LLUSCO CE-023SIR3C1ESBTR1 72775

2014 ELECTROSURESTE Celda de Alimentador SET AT/MT LLUSCO CE-023SIR3C1ESBAL1 89768

2014 ELECTROSURESTE Celda de Alimentador SET AT/MT LLUSCO CE-023SIR3C1ESBAL1 89768

2014 ELECTROSURESTE Celda de medición SET AT/MT LLUSCO CE-023SIR3C1ESBMD1 15324


csl_Llusco SET AT/MT LLUSCO TP-060023010-009SI3E 732221

2014 ELECTROSURESTE Celda de Línea _Combapata SET MAT/AT COMBAPATA

CE-060SIR3C1ESBLI2 180800

2014 ELECTROSURESTE Lne csl_Combapata-Llusco Lne csl_Combapata-

Llusco LT-060SIR1TAS1C1120A 5658526


csl_Urubamba SET AT/MT URUBAMBA

TP-060023010-015SI3E 661148

2015 ELECTROSURESTE Celda de Alimentador SET AT/MT

PAUCARTAMBO CE-023SIR2C1ESBAL1 51571


csl_Urpipata SET AT/MT URPIPATA TP-060023010-015SI3E 644598

TOTAL 11 270 668

CUADRO E2 – Área de Demanda 10 ELEMENTOS DEL PLAN DE INVERSIONES 2009-2013

REPROGRAMADOS PARA EL PERÍODO 2013-2017



(US$)

2013 EGEMSA Transformador 138/10 kV, 30 MVA SET MAT/AT

DOLORESPATA TP-138010-030SI3E 961 853



CUADRO E3 – Área de Demanda 10 PROGRAMACIÓN DE BAJAS

Titular Nombre Elemento Año

EGEMSA Transformador de Potencia de 12,2 MVA, 138/10 kV, en SET Dolorespata 2013 EGEMSA Celda de Transformador 138 kV, en SET Machupicchu 2013 EGEMSA Celda de Transformador 60 kV, en SET Machupicchu 2013 EGEMSA Celda de Transformador 10 kV, en SET Machupicchu 2013



Anexo F Cuadros Comparativos



Aprobación del Plan de Inversiones 2013 - 2017 COMPARACIÓN DE LA PROYECCIÓN GLOBAL DE LA DEMANDA

ÁREA DE DEMANDA 10

ELSE Publicación OSINERGMIN

Año GWh (%)∆GWh GWh (%)∆GWh

2010 - 906,77

2011 509,90 957,74 5,62%

2012 582,37 14,21% 990,87 3,46%

2013 655,52 12,56% 1 032,50 4,20%

2014 734,09 11,99% 1 081,67 4,76%

2015 764,69 4,17% 1 174,58 8,59%

2016 796,55 4,17% 1 217,13 3,62%

2017 838,44 5,26% 1 257,60 3,33%

2018 873,02 4,13% 1 307,64 3,98%

2019 859,86 -1,51% 1 351,28 3,34%

2020 877,16 2,01% 1 351,21 0,00%

2021 916,30 4,46% 1 379,29 2,08%

2022 956,13 4,35% 1 427,50 3,50%

Aprobación del Plan de Inversiones 2013 - 2017 COMPARACIÓN DE INVERSIONES ANUALES (SCT) - TOTAL ÁREA DE DEMANDA 10

(Miles US$)

Año

Propuesta Inicial

(A)

Propuesta Final (B)

OSINERGMIN Prepublicación

(C)

OSINERGMIN Publicación

(D) D/A -1 D/B -1 D/C -1

2011

2012 2 667,45 1 223,72

2013 1 587,95 1 936,75 2 599,88 63,7% 34,2%

2014 1 204,34 1 204,34 8 255,98 8 275,32 587,1% 587,1% 0,2%

2015 1 588,06 712 ,72 -55,1%

2016

2017 2 497,41 1 859,90 644,59 -74,2% -65,3%

Total 6 369,20 5 875,91 11 780,79 12 232,51 92,1% 108,2% 3,8%



9. Referencias

[1] Estudios Técnico Económicos presentados por los Titulares como sustento de sus Propuestas de Plan de Inversiones en Transmisión para el período 2013 – 2017 (01 de setiembre de 2011).

[2] Observaciones al Estudio presentado por los Titulares – OSINERGMIN (noviembre 2011).

[3] Respuestas a Observaciones formuladas a los Estudios (enero 2012).

[4] Resolución OSINERGMIN N° 065-2012-OS/CD, mediante la cual se PREPUBLICÓ el proyecto de resolución que aprobaría el Plan de Inversiones en Transmisión del período 2013-2017 (abril 2012).

[5] Opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN.

[6] Diversos archivos de cálculo desarrollados por OSINERMGMIN para la pre-publicación del Plan de Inversiones 2013 - 2017.

Cabe señalar que la mayor parte de estos documentos se encuentran publicados en la página Web de OSINERGMIN: www2.osinerg.gob.pe en la ruta “Procedimientos Regulatorios”, “Procedimiento para fijación de Peajes y Compensaciones para SST y SCT”, “Procedimiento para aprobación del Plan de Inversiones en Transmisión Período 2013-2017”.

Documents

Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en ... · TITULARES, sólo ELSE y EGEMSA han presentado sus propuestas de Plan de Inversiones para el Área de Demanda 10. A