Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en ... · Introducción El presente informe describe el estudio realizado por OSINERGMIN, como sustento para la determinación

GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA

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Informe N° 0274-2012-GART

Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en Transmisión

para el Área de Demanda 1 Regulación para el período 2013-2017

(Publicación)

Lima, julio 2012

OSINERGMIN Informe N° 0274-2012-GART

Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en Transmisión 2013-2017 para el Área de Demanda 1 (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 11, 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 1 sólo presentó Electronoroeste S.A. (en adelante “ENOSA”) en las etapas anteriores y, las opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN que al respecto han presentado por separado Electroperú S.A. y ENOSA, 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 presentadas por los titulares de transmisión, 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, considerando lo establecido en el marco regulatorio vigente.

1 Área de Demanda 1: Abarca los departamentos de Tumbes y Piura, donde existen instalaciones de transmisión de Electronoroeste S.A., Adinelsa, Electroperú 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.



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

♦ Se ha incluido sólo las nuevas demandas que cuentan con el sustento correspondiente.

♦ Se ha considerado la nueva demanda que originará el Plan de Electrificación Rural aprobado por el Ministerio de Energía y Minas.

♦ Para efectos de determinar el Plan de Inversiones en Transmisión, se ha efectuado la proyección espacial de la demanda de potencia a nivel de cada barra de subestación.

♦ Para el análisis se consideran las inversiones que están previstas sean realizadas a través de PROINVERSIÓN, Dirección de Electrificación Rural del MINEM o las encargadas a la empresa REP. Sin embargo, éstas no son asignadas como responsabilidad de implementación a los actuales Titulares del Área de Demanda 1.

♦ 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, se verifica la conveniencia de implementar: un transformador 60/22,9/10 kV en la SET Egidos donde actualmente existe sólo un patio de maniobras en 60 kV, una nueva subestación 220/60/10 kV para atender la demanda de la zona sur de Piura y a partir de ésta una nueva línea 60 kV hacia Chulucanas y, abastecer la demanda eléctrica de la Bahía de Bayóvar a partir de la barra 60 kV de la subestación existente Bayóvar.

En resumen, el Plan de Inversiones del Área de Demanda 1, para el período 2013 – 2017, se muestra en el siguiente cuadro:

Plan de Inversiones en Transmisión del Área de Demanda 1 para el periodo mayo 2013-abril 2017

Proponentes/titulares Inversión Longitud

Potencia de Transformación Cantidad

(US$) (km) (MVA) de Elementos

ENOSA 18 760 341 158,7 210 60

MAT Celdas 1 335 761 - - 3

Transformación 1 953 858 - 50 1

AT Celdas 1 677 069 - - 10

Líneas 6 781 852 158,7 - 4


MT Celdas 1 217 987 - - 31

Comp. Capacitiva 200 248 - - 3

ELECTROPERU 1 117 896 0.0 30 4

AT Celdas 183 630 - - 2

Transformación 910 053 - 30 1

MT Celdas 24 214 - - 1

Total Área de Demanda 1 19 878 237 158,7 240 64



Asimismo las inversiones que, sin estar en el Plan de Inversiones 2009-2013 vigente, los TITULARES han reportado como ejecutadas o previstas poner en servicio antes de mayo 2013 en virtud a lo señalado en la Disposición Transitoria Única de la Resolución OSINERGMIN N° 050-2011-OS/CD2 y que OSINERGMIN ha encontrado como procedentes en el marco de lo establecido en el numeral VII) del Literal d) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE3, son las que se resumen en el siguiente cuadro:

Modificación del Plan de Inversiones 2009-2013 Inversiones justificadas a ponerse en servicio hasta antes de mayo 2013

Proponentes/titulares Inversiones

hasta abril 2013 Longitud



ENOSA 452 810 - - 10

MT Celdas 247 840 - - 7


Total Área de Demanda 1 452 810 - - 10

Los valores mostrados en los cuadros anteriores 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.

2 Única.- Las instalaciones que sin estar consideradas en el Plan de Inversiones aprobado para el período 2009-2013, fueron puestas en operación comercial para atender el surgimiento de significativas demandas no previstas durante el proceso de aprobación de dicho Plan, excepcionalmente y por única vez, podrán justificarse técnica y económicamente como parte del estudio que sustente la propuesta del nuevo Plan de Inversiones correspondiente al período 2013-2017, a fin de que OSINERGMIN evalúe la procedencia de su inclusión en el cálculo del Peaje a partir de la siguiente fijación de Tarifas y Compensaciones de SST y SCT.

3 VII) En la eventualidad de ocurrir cambios significativos en la demanda proyectada de

electricidad, o modificaciones en la configuración de las redes de transmisión aprobadas por el Ministerio, o en las condiciones técnicas o constructivas, o en las condiciones técnicas o constructivas o por otras razones debidamente justificadas, respecto a lo previsto en el Plan de Inversiones vigente, el respectivo titular podrá solicitar a OSINERGMIN la aprobación de la modificación del Plan de Inversiones vigente, acompañando el sustento técnico y económico debidamente documentado. De aprobarse la modificación del Plan de Inversiones, las modificaciones a las tarifas y compensaciones correspondientes se efectuarán en la Liquidación Anual de ingresos siguiente a la fecha de puesta en operación comercial de cada instalación que conforma dicha modificación del Plan de Inversiones.

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

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



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 ..................................................................................... 24 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 .................................................................. 26 6.1.5 Proyección Global .................................................................................... 27

6.2 PLANEAMIENTO DE LA TRANSMISIÓN....................................................................... 27 6.2.1 Diagnóstico de la situación Actual ............................................................ 28 6.2.2 Análisis de Alternativas ............................................................................ 29

6.2.2.1 Sistema Eléctrico Piura – Chulucanas – Loma Larga ............................ 30 6.2.2.2 Sistema La Unión – Sechura –Bayóvar ................................................. 33

6.2.3 Modificación del Plan de Inversiones 2009-2013 vigente ......................... 35 6.2.3.1 Ejecución de proyectos no incluidos en Plan de Inversiones 2009-

2013 vigente ........................................................................................... 35 6.2.3.2 Reprogramación del Plan de Inversiones 2009-2013 vigente ............... 37 6.2.3.3 Instalaciones del Plan de Inversiones 2009-2013 vigente, que ya no

se requieren en el período 2013-2017 ................................................... 37 6.2.4 Plan de Inversiones 2013-2017 ................................................................ 37

6.2.4.1 Programación de Bajas .......................................................................... 38

7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................................. 39

8. ANEXOS .................................................................................................................... 40

Anexo A Análisis de Opiniones y Sugerencias a PREPUBLICACIÓN .................... 41 Anexo B Diagrama Unifilar del Sistema Actual según información de Titulares ...... 61 Anexo C Diagrama Unifilar del Plan de Inversiones - 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 1, 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.

ENOSA, Adinelsa, Electroperú S.A. 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 1 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 cuales sólo ENOSA presentó su propuesta de Plan de Inversiones 2013-2017 para el Área de Demanda 1.

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 1, sólo las empresas Electroperú S.A. y ENOSA han presentado opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN, mediante cartas G-350-2012 de fecha 4 de mayo de 2012 y R-145-2012/ENOSA de fecha 11 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 en transmisión para el período 2013-2017; las respuestas e información complementaria que presentaron los TITULARES para absolver las observaciones formuladas por OSINERGMIN a



dichos estudios; el análisis de las opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN; 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 LCE4.

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° 288325.

Según lo señalado en el Artículo 44° de la LCE6, 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 20.27 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)8 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

4 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.

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

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

6 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. (...)

7 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.

8 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 Inversiones9.

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, aprobado mediante la Resolución OSINERGMIN N° 022-2008-OS/CD y 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 las Resoluciones OSINERGMIN N° 013-2012-OS/CD y 050-2012-OS/CD.

9 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 (TUO) 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 desarrolló 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, en lo pertinente, son 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 establecido, 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 2012 y; fijó como plazo hasta el 11 de mayo 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 página 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 analizadas 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 ha previsto 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° 0274-2012-GART


2. Ubicación

El Área de Demanda 1 está circunscrita en los departamentos de Tumbes y Piura, los cuales se ubican en la región Nor-Oeste del Perú.

En dicha Área de Demanda se encuentran instalaciones de transmisión remuneradas por la demanda, pertenecientes a las empresas concesionarias: ENOSA, Red de Energía del Perú S.A. (en adelante “REP”), Electroperú S.A. (en adelante “ELECTROPERÚ”) y Empresa de Administración de Infraestructura Eléctrica S.A. (en adelante “ADINELSA”), en conjunto llamadas “TITULARES”.

Según información proporcionada por ENOSA, actualmente el Área de Demanda 1 está conformada por los sistemas eléctricos:

• Piura

• Bajo Piura. • Zarumilla, Tumbes, Tumbes Rural y Máncora • Talara. • Sullana – El Arenal - Paita.

• Chulucanas, Morropón (Santo Domingo-Chalaco) y Loma Larga (Huancabamba-Huarmaca-Canchaque).

En el siguiente Gráfico N° 2.1 se muestra la ubicación geográfica del Área de Demanda 1.



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 1.



Gráfico N° 2.2



3. Propuesta Inicial

Dentro del plazo establecido para el presente proceso, mediante carta GG-369-2011, el 01 de setiembre de 2011, ENOSA presentó el Estudio Técnico Económico que sustenta su propuesta de Plan de Inversiones en Transmisión para el periodo 2013-2017, en el Área de Demanda 1.

ELECTROPERU, mediante carta C-1164-2011 recibida el 31 de agosto de 2011, comunicó que no ha previsto nuevas inversiones en transmisión en esta Área de Demanda; por su lado, 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; mientras que la concesionaria ADINELSA no se ha pronunciado al respecto.

Se ha considerado como parte de la propuesta inicial, la información complementaria que presentó ENOSA el 29 de setiembre de 2011, mediante carta GCT-111-2011, 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 ENOSA - ÁREA DE DEMANDA 1

Proyección de la Demanda (GWh)

AÑO MAT (1) AT (1) MT (1) TOTAL

2010 0,00 161,17 872,24 1 033,40

2011 0,00 161,17 944,10 1 105,26

2012 0,00 161,17 1 046,09 1 207,26

2013 0,00 161,17 1 170,53 1 331,70

2014 0,00 161,17 1 272,60 1 433,77

2015 0,00 161,17 1 360,11 1 521,28

2016 0,00 161,17 1 475,22 1 636,39

2017 0,00 161,17 1 577,39 1 738,55

2018 0,00 161,17 1 680,75 1 841,91

2019 0,00 161,17 1 795,30 1 956,47

2020 0,00 161,17 1 910,54 2 071,71

2021 0,00 161,17 2 032,20 2 193,37

2022 0,00 161,17 2 168,77 2 329,93 Notas: (1) Sumatoria de los valores totales de los formatos F-110 y F-117,

presentados. (2) La TC promedio en el período 2011-2022, resulta 7,02%.

En cuanto a la proyección de la demanda de potencia, ENOSA 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

ENOSA ha considerado en su PROPUESTA INICIAL la reprogramación de determinados proyectos que forman parte del Plan de Inversiones vigente (julio 2006 - abril 2013) y que aún no han sido implementados, algunos de los cuales prevé sean puestos en servicio antes de abril 2013.

También propone que determinadas instalaciones, incluso algunas que según el Plan de Inversiones vigente deben ser implementadas por ENOSA, sean ejecutadas por otras empresas de transmisión, como por ejemplo: lo que había sido previsto para la SET Zarumilla, SET Zorritos y SET Máncora.

Como inversiones nuevas, además de considerarse el reforzamiento de la capacidad de transformación en algunas SET´s existentes, ENOSA propone la implementación de nuevas subestaciones 60/10 kV ó 60/22,9/10 kV, tales



como: Nueva Ejidos, Piura Sur, Paita Industrial, Cancas y la SET Los Hornillos, así como la construcción de 1 Km de línea en 138 kV y 20,3 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.

Así, los montos de inversión en instalaciones que formarían parte del SCT, en el período setiembre 2011 – abril 2017, propuestos por ENOSA, son los que se resumen en el siguiente cuadro:

Cuadro Nº 3-2 PROPUESTA INICIAL ENOSA - ÁREA DE DEMANDA 1

PLAN DE INVERSIONES SCT

Proponentes/titulares Inversión (US$)

Longitud (km)

Potencia de Transformación

(MVA)

Cantidad De

Elementos


ENOSA 14 734 283 21,3 190 73

AT Celda 2 769 360

16

Línea 1 107 123 20,3

2

Transformador 7 069 798

175 10

MAT Celda 604 186

2

Línea 40 768 1,0

1


15 1

MT Celda 1 258 098

28

Compensador 773 146

13

NNNN 847 558

20 3

AT

Transformador 774 837

20 1

MT

Celda 29 805

1

Compensador 42 916

1

REP 6 399 001

170 6

AT

Celda 315 007

2

MAT

Celda 666 317

2


170 2



4. Observaciones a los Estudios Técnico Económicos

A través del Oficio N° 0773-2011-GART, el 28 de noviembre de 2011 OSINERGMIN remitió a ENOSA las observaciones al Estudio Técnico Económico presentado por esta empresa como sustento de su PROPUESTA INICIAL – [Ver Referencia 2].

Las observaciones realizadas por OSINERGMIN a los Estudios Técnico-Económicos que sustentan las propuestas del Plan de Inversiones 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 ENOSA, son las siguientes:

- No hay compatibilidad entre la demanda consignada en los formatos F-123 y la demanda utilizada para el cálculo de los flujos de carga con el software DigSilent.

- Se ha optado, sin mayor sustento, por la implementación de nuevos transformadores de potencia en vez de la aplicación de otras medidas alternativas que permitan utilizar eficientemente la infraestructura existente.

- No se ha efectuado un análisis de alternativas que demuestre que la configuración propuesta para la expansión de la transmisión, corresponda a la alternativa de mínimo costo (inversión + operación + mantenimiento + pérdidas).

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

- Incoherencias y errores en el equipamiento progresivo de las subestaciones de potencia y la valorización de los mismos respecto a la aplicación de la Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión en Transmisión, elementos faltantes y sobrantes, prorrata de los costos comunes y en la asignación de los costos incrementales de los centros de control y telecomunicaciones.

- 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 carta GCPI-003-2012, la empresa ENOSA presentó las respuestas a las observaciones efectuadas por OSINERGMIN a su PROPUESTA INICIAL, las mismas que conjuntamente con la información complementaria que se acompañó a dichas respuestas, para efectos del presente proceso, se consideran como la PROPUESTA FINAL.

El análisis de dichas respuestas se realizó en el Anexo A del Informe N° 0111-2012-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, 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].

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 ENOSA - ÁREA DE DEMANDA 1

Proyección de la Demanda (MWh)

AÑO MAT (1) AT (1) MT (1) TOTAL 2010 0,00 165,33 890,97 1 056,30

2011 0,00 165,33 963,73 1 129,05

2012 0,00 165,33 1 083,17 1 248,50

2013 0,00 193,36 1 187,77 1 381,13



AÑO MAT (1) AT (1) MT (1) TOTAL 2014 0,00 207,37 1 324,20 1 531,57

2015 0,00 207,37 1 493,59 1 700,96

2016 0,00 165,33 1 591,04 1 756,36

2017 0,00 165,33 1 690,05 1 855,37

2018 0,00 165,33 1 794,68 1 960,01

2019 0,00 165,33 1 905,20 2 070,53

2020 0,00 165,33 2 021,88 2 187,20

2021 0,00 165,33 2 145,06 2 310,39

2022 0,00 165,33 2 275,18 2 440,51 Notas: (1) Sumatoria de los valores totales de los formatos F-110 y F-117,

presentados. (2) La TC promedio en el período 2011-2022, resulta 7,85%.

Cabe señalar que la proyección de demanda presentada por ENOSA en su PROPUESTA FINAL, en todos los años, es superior a los valores que presentó en su PROPUESTA INICIAL, habiendo considerado en AT un incremento en la demanda sólo para el período 2013-2015. Tan es así que la Tasa de Crecimiento (TC) promedio global, se incrementa de 7,02% a 7,85%.

5.2 Plan de Inversiones 2013-2017

Con relación a la PROPUESTA INICIAL, es del caso destacar que ENOSA en su PROPUESTA FINAL desestima la implementación de las SET’s Nueva Ejidos, Paita Industrial y Los Hornillos, mientras que considera que la SET Cancas debe ser implementada por el Cliente Libre interesado (Hotel Decameron). Sin embargo, incrementa el desarrollo de líneas en AT de 20,3 Km a 155,3 Km.

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

Cuadro Nº 5-2 PROPUESTA FINAL ENOSA - ÁREA DE DEMANDA 1


Proponentes/titulares Inversión

(US$) Longitud

(km)


(MVA)

Cantidad de

Elementos


ENOSA 17 575 582 155,3 225 60

AT Celda 1 920 717

10

Línea 5 832 750 155,3

4


225 10

MT Celda 1 437 421

31

Compensador 235 136

5

NNNN 1 136 128

15 4

AT Celda 231 686

1



Proponentes/titulares Inversión (US$)

Longitud (km)


(MVA)

Cantidad de

Elementos


15 1

MT

Celda 117 700

2

REP 3 802 829

120 3

AT

Celda 178 983

1

MAT

Celda 381 332

1


120 1

ELECTROPERU 1 176 982

30 4

AT

Celda 132 114

1


30 1

MT

Celda 60 443

2



6. Análisis de OSINERGMIN

OSINERGMIN ha evaluado las premisas y cálculos presentados por la empresa ENOSA tanto en su PROPUESTA INICIAL como en su PROPUESTA FINAL, así como las opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN que con respecto al Área de Demanda 1 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 determinar 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.

Es del caso señalar que ENOSA no ha presentado un nuevo informe donde se incluyan todas las correcciones y análisis complementarios efectuados como resultado de la subsanación de las observaciones a la PROPUESTA INICIAL o de las opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN.

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 la demanda eléctrica del Área de Demanda 1, en estricto cumplimiento del marco normativo vigente y con base en la mejor información disponible, debido a que en el Estudio presentado por ENOSA:

• La demanda histórica no concuerda con lo reportado periódicamente por la propia empresa y que se encuentra organizada en la Base de Datos “SICOM 1996-2010” de OSINERGMIN.

• No considera la demanda prevista en el Plan Nacional de Electrificación Rural (PNER), en lo que corresponde a proyectos considerados dentro del Área de Demanda 1.

• Sin explicación alguna, utiliza factores en la proyección de la demanda que no están considerados en la metodología y el procedimiento, establecidos en la NORMA TARIFAS.

• A la potencia registrada en barras MT de las subestaciones, erróneamente se les ha aplicado los factores de pérdidas estándares de energía.

Es del caso resaltar que para la determinación del Plan de Inversiones en Transmisión, es necesario que para el horizonte de análisis la proyección de la demanda de potencia se realice espacialmente. Es decir, la proyección de la demanda que se describe a continuación, se realiza a nivel de cada barra de subestación, y por sistema eléctrico.

6.1.1 Datos Históricos e Información Base

6.1.1.1 Ventas de energía

Las ventas históricas de energía que ha presentado ENOSA, 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 ENOSA, 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 para la proyección de la demanda eléctrica ha sido estimado mediante una ponderación del PBI por departamentos, en función de las ventas de energía en cada parte de los departamentos que conforma el Área de Demanda, para lo cual se identificaron las ventas por SET y por departamento correspondientes al año 2010.

En el siguiente cuadro se muestran los factores de participación, en cuanto a las ventas de energía, de cada departamento que conforma el Área de Demanda 1:



Cuadro Nº 6-1 PROPUESTA OSINERGMIN - ÁREA DE DEMANDA 1

FACTOR VENTAS DE ENERGÍA POR DEPARTAMENTOS

Los datos históricos del PBI por departamento, son los 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

Para la determinación de la población por Área de Demanda, se utiliza la misma metodología que para la estimación del PBI por Área de Demanda y los mismos factores de participación por departamentos en cuanto a las ventas de energía.

Los datos históricos de base para esta estimación provienen de los Censos Nacionales de Población de los años 1993, 2005 y 2007 publicados por el INEI (Fuente del último censo: Documento Primeros Resultados Perú: Crecimiento y Distribución de la Población, 2007, Cuadro Nº 3.1, pág. 18). Los valores entre esos años fueron interpolados a la tasa de crecimiento promedio anual.

CLIENTES

La cantidad de clientes por Área de Demanda proviene de 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 De acuerdo a la metodología establecida en la NORMA TARIFAS, para la proyección de las ventas de energía de los Usuarios Menores se estimaron modelos econométricos que relacionan las ventas de energía con el PBI, la población y los clientes como variables explicativas y modelos de tendencia donde la única variable explicativa es el tiempo.

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.

Departamento Ventas por SET

( MWh) Factor de participación

PIURA 690 097 83,84% TUMBES 132 988 16,16%

TOTAL 823 085 100,00%



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 la demanda, en tanto y en cuanto hayan sido debidamente sustentadas según lo señala la NORMA TARIFAS.

En el caso del Área de Demanda 1, se incorporaron las nuevas demandas que se indican en el cuadro siguiente:


NUEVAS DEMANDAS (MW)

SET CLIENTE kV 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 Observación

MANCORA HOTEL ROYAL DECÁMERON 23 0,00 0,50 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 Opin. & Sug.

CASTILLA SOCIEDAD AGRICOLA RAPEL 10 0,00 1,00 2,00 2,00 2,00 2,00 2,00 Opin. & Sug.

CONSTANTE CEMENTO PACASMAYO (FOSFATOS DEL PACÍFICO) 10 0,00 1,80 1,80 1,80 0,00 0,00 0,00 Prep

CONSTANTE CANAN PERU SAC - PARACHIQUE 23 0,00 0,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 Opin. & Sug.

CONSTANTE WILLY KWAK 23 0,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 Opin. & Sug. LOMA DE VIENTO COFRESAC 23 0,00 0,00 0,00 1,00 1,50 1,50 1,50 Opin. & Sug.

LOMA LARGA CAMARGO CORREA 23 0,00 2,52 2,52 2,52 2,52 0,00 0,00 Prep PAITA TERM. PORTUARIOS EUROAND 10 0,00 0,00 2,00 3,00 4,00 7,00 7,00 Prep

PAITA NEPTUNIA-AMPLIACION 10 0,00 0,50 1,20 1,20 1,20 1,20 1,20 Opin. & Sug. PAITA PLAZA VEA - PAITA 23 0,00 0,60 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 Opin. & Sug.

PIURA CENTRO MINKA - PLAZA LA LUNA 10 0,00 1,20 2,00 2,00 4,40 4,40 4,40 Prep

PIURA CENTRO REAL PLAZA 1 10 1,20 2,20 2,20 2,20 2,20 2,20 2,20 Prep

PIURA CENTRO PLAZA VEA - CATACAOS 23 0,00 0,80 0,80 0,80 0,80 0,80 0,80 Opin. & Sug.

PIURA CENTRO REAL PLAZA 2 10 0,00 1,00 2,00 2,50 2,50 2,50 2,50 Opin. & Sug.

PIURA CENTRO ECOACUICOLA 23 0,00 0,00 3,50 3,50 3,50 3,50 3,50 Opin. & Sug. PIURA CENTRO EL PEDREGAL 23 0,50 1,00 2,00 2,00 2,00 2,00 2,00 Opin. & Sug. PIURA CENTRO RAPEL 23 0,00 2,50 2,50 2,50 2,50 2,50 2,50 Opin. & Sug. PIURA OESTE FERRENERGY (*) 10 0,00 3,00 3,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Opin. & Sug.

POECHOS CAMPOSOL - HUANAGALA 1 23 0,87 0,87 0,87 0,87 0,87 0,87 0,87 Opin. & Sug.

POECHOS AGRICOLA DEL CHIRA 23 1,20 1,20 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Opin. & Sug.

PUERTO PIZARRO MARINA AZUL - TUMBES 23 0,00 0,00 0,00 1,00 2,00 2,00 2,00 Opin. & Sug.

PUERTO RICO COPEINCA 23 0,00 0,00 0,00 2,00 3,15 3,15 3,15 Prep

PUERTO RICO EPPRISAC 23 0,00 0,00 0,00 1,82 1,82 1,82 1,82 Prep

PUERTO RICO CARGAS ADICIONALES (CALETAS) 23 0,00 0,00 0,00 0,00 1,35 1,35 1,35 Prep

PUERTO RICO CEMENTO PACASMAYO (FOSFATOS DEL PACÍFICO) 23 0,00 0,00 0,00 0,00 1,80 1,80 1,80

Prep

SULLANA COMISA (*) 60 0,00 0,00 0,00 2,80 4,20 4,20 0,00 Prep

SULLANA MAI SHI GROUP SAC 23 0,00 0,00 0,70 1,40 2,10 2,80 3,50 Prep

SULLANA CAMPOSOL - HUANAGALA 2 23 0,00 0,00 3,50 3,50 3,50 3,50 3,50 Opin. & Sug.

SULLANA AGRICOLA DEL CHIRA-SAN VICENTE 23 0,00 0,50 3,50 3,50 3,50 3,50 3,50 Opin. & Sug.

SULLANA CENTRO COMERCIAL SULLANA 10 0,00 0,00 2,00 2,00 2,00 2,00 2,00 Opin. & Sug.

TUMBES MARINA AZUL - TUMBES 23 0,00 0,00 1,00 1,40 1,40 1,40 1,40 Opin. & Sug.

ZARUMILLA MARINA AZUL - AMPLIACION - CAMPO PARACAS 23 0,00 0,00 0,90 1,00 1,00 1,00 1,00 Opin. & Sug.

ZARUMILLA LANGOSTINERA VIZARRON 10 0,00 0,00 0,60 0,60 1,88 1,88 1,88 Opin. & Sug. Notas: (*) Cargas Temporales. A partir del año 2018, se mantienen los mismos valores. Prep.: Cargas justificadas en la etapa de la PREPUBLICACIÓN. Opin. & Sug: Cargas justificadas en la etapa de Opiniones y Sugerencias a PREPUBLICACIÓN.

La proyección de la demanda de energía de estas nuevas demandas se determina considerando sus correspondientes factores de carga, de



simultaneidad y/o coincidencia, según nivel de tensión en cada barra de SET´s.

6.1.5 Proyección Global

Luego de efectuar la integración de la proyección de las demandas de Usuarios Menores, Usuarios Mayores y Demandas Adicionales, a nivel de barras de cada subestación, según el procedimiento establecido en la NORMA TARIFAS se obtiene la proyección global de la demanda de energía eléctrica correspondiente al Área de Demanda 1, la cual se muestra por nivel de tensión en el siguiente cuadro:


Proyección de la Demanda (GWh)

AÑO MAT (1) AT (1) MT (1) TOTAL 2010 101,6 73,8 872,9 1 048,3 2011 152,2 127,5 974,2 1 253,8 2012 152,2 127,6 1 136,3 1 416,2 2013 152,2 83,3 1 316,7 1 552,3 2014 152,2 103,1 1 430,8 1 686,1 2015 152,2 113,0 1 553,6 1 818,9 2016 152,2 113,2 1 635,1 1 900,5 2017 152,2 83,9 1 713,5 1 949,6 2018 152,2 84,0 1 788,9 2 025,1 2019 152,2 84,1 1 866,2 2 102,5 2020 152,2 84,3 1 945,3 2 181,8 2021 152,2 84,4 2 026,4 2 263,1 2022 152,2 84,6 2 109,4 2 346,2

Notas: (1) Sumatoria de los valores totales de los formatos F-110 y F-117. (2) La TC promedio en el período 2011-2022, resulta 6,94%.

6.2 Planeamiento de la Transmisión

OSINERGMIN ha procedido a determinar el Plan de Inversiones en Transmisión del Área de Demanda 1, en estricto cumplimiento del marco normativo vigente y con base en la mejor información disponible, debido a que en el estudio presentado por ENOSA:

• No se presenta el sustento del análisis de alternativas técnicamente viables, lo cual no permite verificar si la alternativa planteada representa la solución de mínimo costo.

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

• No se justifica la capacidad de los transformadores seleccionados, ni se utilizan los módulos estándares de transformadores aprobados por OSINERGMIN.

• No se han presentado la totalidad de los archivos electrónicos que permitan la trazabilidad de lo propuesto.



6.2.1 Diagnóstico de la situación Actual Según la información reportada por los TITULARES, las instalaciones del SST y SCT del Área de Demanda 1, a diciembre de 2011, son las que figuran en el Anexo B del presente documento.

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.

En este sentido, mediante visita a las instalaciones de ENOSA en octubre de 2011, se verificó entre otros aspectos, que la SET El Arenal ha sido completamente remodelada; mientras que las subestaciones Los Cerezos y La Cruz, ambas de 33/10 kV, son de tipo rural sin ningún equipamiento de protección y control; y en la subestación Zorritos vienen operando dos transformadores: 33/22,9 kV de 5 MVA y 33/10 kV de 0, 4 MVA, en un estado de precariedad.

Asimismo, se verificó in situ que en la SET Puerto Pizarro no se utiliza el devanado en 10 kV del transformador 60/22,9/10 kV de 9/9/2,5 MVA ONAF y en la SET Sullana no se estaba aún utilizando el devanado de 22,9 kV del transformador 60/22,9/10 kV de 35/9/26 MVA ONAF; mientras que el transformador 60/22,9/10 kV de 10/4/7 MVA ONAF, traído de la SET Chulucanas, se encontraba en proceso de instalación. También se ha verificado que las dos ternas de la LT 60 kV Piura Oeste-Piura Centro, de conductor de cobre de 70 mm2, continúan operando puenteadas antes de la llegada a ambas subestaciones, tales llegadas se realizan con un solo circuito de conductor AAAC 240 mm2.

En este contexto, se ha realizado el diagnóstico de las instalaciones existentes, mediante un cálculo de flujos de potencia al año 2011, resultando que los transformadores con mayor nivel de cargabilidad son los de las SET’s: Piura Centro (83,4%), Paita (86,8%), Chulucanas (71,2%) y Sullana (70,4%) cuyo devanado de 10 kV tiene una cargabilidad de 95%; mientras que las líneas 60 kV aún se mantienen con un adecuado factor de utilización, siendo el de la LT Piura Oeste-Piura Centro el mayor, con un valor de 0,78.

En cambio, para que converja el programa de cálculo de flujos de potencia del año 2017, además de considerar en operación la planta Sudamericana de Fibras de 30 MW, se ha supuesto la carga de Piura Centro al 50%. De esta manera se ha podido diagnosticar el sistema al año 2017, teniéndose como resultado lo siguiente: sobrecarga en el transformador 33/10 kV de la SET Loma de Viento (160,43%) y en el transformador 60/22,9 kV de la SET Morropón, así como en los transformadores 60/22,9/10 kV de las SET´s Piura Centro (155,83%), Chulucanas (144,39%), Máncora (131,95%), Paita (170,06%) y Sullana (137,73%).

Otro aspecto que cabe destacar es que las líneas de transmisión existentes, al año 2017, tendrían aún un factor de cargabilidad menor a 1, siendo el mayor el de la LT 60 kV Piura-Ejidos con un valor de 0,87. Asimismo, determinadas barras resultan con tensiones bajas, tales como: Chulucanas (0,89 p.u.), Constante (0,88 p.u.), Zarumilla (0,84 p.u.), Morropón (0,86 p.u.), El Arenal (0,93 p.u.) La Huaca (0,94 p.u.), Loma Larga (0,90 p.u.), La Unión (0,94 p.u.), Paita (0,95 p.u.), Puerto Pizarro (0,94 p.u.), Sechura (0,90 p.u.), Sullana (0,95 p.u.), Tierra Colorada (0,94 p.u.) y Tumbes (0,95 p.u.).



En este contexto, el planeamiento de la expansión de la transmisión está referido a la atención de la demanda proyectada al año 2022.

6.2.2 Análisis de Alternativas

Sobre la base del diagnóstico del sistema eléctrico actual y de acuerdo a la evolución de la demanda eléctrica en el Área de Demanda 1, se ha identificado que el mayor crecimiento de la demanda se dará en las zonas de Piura, Sullana, Paita y Chulucanas; frente a lo cual, se toma en cuenta las siguientes premisas:

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

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

o Para efectos de la simulación de flujos de potencia, 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, sin que esto signifique necesariamente la validación de aquellas que no están consideradas en el Plan de inversiones vigente.

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

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

o El anillo existente en 60 kV entre las subestaciones de Piura Oeste, Paita, El Arenal, Sullana, tendrá un incremento en la oferta de generación local mediante las centrales térmicas de 30 MW a ser instaladas por Sudamericana de Fibras y la de 17 MW a ser puesta en operación por la empresa Agrícola del Chira, por lo que al año 2022 este anillo no requerirá de refuerzos adicionales a los ya efectuados.

Por tanto, además de la reprogramación de determinadas instalaciones aún no ejecutadas del Plan de Inversiones 2009-2013 vigente, se requiere analizar bajo el criterio de mínimo costo las alternativas de expansión de la transmisión para atender el crecimiento de la demanda de los sistemas eléctricos Piura-Chulucanas-Loma Larga y La Unión-Sechura-Bayóvar:



6.2.2.1 Sistema Eléctrico Piura – Chulucanas – Loma Larga

El enlace puenteado provisionalmente entre las SET´s Piura Oeste y Piura Centro, es suficiente sólo durante los primeros años del horizonte de análisis, siendo luego necesario complementarlo a fin de cubrir el crecimiento de la demanda sobre todo de la zona sur de Piura.

Actualmente la ciudad de Piura y anexos se abastece eléctricamente desde la SET Piura Oeste (SET Coscomba), SET Piura Centro y SET Castilla, estando pendiente de implementar las instalaciones previstas en el Plan de Inversiones 2009-2013 vigente: 1) LT 60 kV Los Ejidos-Piura Centro para dar mayor confiabilidad al suministro eléctrico en la ciudad de Piura y, 2) incremento de la capacidad de transformación en la SET Piura, incluyendo la implementación de nuevas celdas en 10 y 22,9 kV.

Sin embargo, ENOSA en su PROPUESTA FINAL ha reformulado el Plan de Inversiones vigente y propone a cambio la implementación de una nueva subestación 60/22,9/10 kV denominada “SET Miguel Grau” a ubicarse en la zona sur de la ciudad de Piura. Los principales argumentos de ENOSA para esta reformulación del Plan de Inversiones vigente, es la no disponibilidad de espacio en la SET Piura Centro para la implementación de tres celdas 60 kV, un nuevo transformador 60/22,9/10 kV y un mayor número de celdas de alimentadores en 10 kV y 22,9 kV, conforme había sido previsto en el Plan de Inversiones 2009-2013 vigente; así como la extensa longitud de los actuales alimentadores 10 kV que cubren la demanda de la zona sur de Piura (72,2 Km hasta La Legua-Catacaos).

Asimismo, en la etapa de opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN, ENOSA ha señalado que debido a los nuevos requerimientos de carga eléctrica en la zona Medio Piura, resulta prioritario implementar un transformador 60/23/10 kV de 15 MVA en la SET Egidos donde actualmente sólo existe un patio de maniobras 60 kV, a fin de descargar la SET 60/23/10 kV Piura Centro.

Por otro lado, con respecto a la implementación de la SET Piura Sur 220/60/10 kV, ENOSA manifiesta que los transformadores 60/22,9/10 kV previstos para el año 2015, se implementen posteriormente ya que se contará con el devanado en 10 kV del transformador 220/60/10 kV.

A fin de evaluar esta reformulación y dado que ENOSA no ha presentado los cálculos de análisis de alternativas, a continuación se analizan las que se han identificado como técnicamente viables para el afianzamiento del suministro eléctrico a la ciudad de Piura, considerando en todas las alternativas la implementación de transformación 60/22,9/10 kV en la SET Egidos, conjuntamente con lo requerido para atender el incremento de la demanda en el sistema eléctrico Chulucanas-Morropón-Loma Larga, por estar ambos sistemas eléctricos interrelacionados en la búsqueda de la mejor solución.

Por aplicación del criterio N-1, en el análisis por mínimo costo, a todas las alternativas mencionadas se les incluye la implementación de la LT 60 kV entre la nueva SET a ubicarse en la zona sur de Piura y la SET Piura Centro, a cambio de la LT 60 kV Los Ejidos-Piura Centro que según el Plan de Inversiones vigente se había previsto en aplicación del mismo criterio; así como el incremento de la capacidad de transformación, que según los



resultados del análisis realizado por OSINERGMIN, resulta necesaria en la SET Chulucanas.

Alternativa 1: Implementación de un Transformador 60/23/10 kV de 15 MVA en SET Egidos (año 2013); compensación capacitiva 3X4 MVAR en SET Chulucanas (año 2014); nueva SET Piura Sur con nuevo transformador de 50 MVA (año 2015), abriendo para ello una de las ternas de la LT 220 kV Chiclayo Oeste-Piura Oeste, ubicada a 9,2 km de la SET Piura Oeste, con 02 transformadores 60/23/10 kV: 1x30 MVA (año 2015) y 1x30 MVA (año 2020), incluye nueva LT 60 kV Piura Sur-Chulucanas (año 2015), nueva LT 60 kV Piura Sur-Piura Centro (año 2018) y nueva LT 60 kV Piura Oeste-Egidos con una sección de conductor de 240 mm² (año 2019).

Será necesario, además, un Transformador en la SET Piura Oeste de 100 MVA para el año 2018, rotando este mismo año uno de los transformadores de 50 MVA a la nueva SET Piura Sur.

Alternativa 2: Implementación de un Transformador 60/23/10 kV de 15 MVA en SET Egidos (año 2013); nueva LT 60 kV Piura Oeste-Egidos con una sección de conductor de 240 mm² (año 2014); nueva SET Piura Sur con nuevo transformador de 50 MVA (2015), abriendo para ello una de las ternas de la LT 220 kV Chiclayo Oeste-Piura Oeste, ubicada a 9,2 km de la SET Piura Oeste con 02 transformadores 60/23/10 kV: 1x30 MVA (año 2015) y 1x30 MVA (año 2020), incluye nueva LT 60 kV Piura Sur-Chulucanas (año 2015) y nueva LT 60 kV Piura Sur-Piura Centro (año 2018). Para el año 2021 resulta necesaria la compensación capacitiva 3X4 MVAR en la SET Chulucanas.


Alternativa 3: Implementación de un Transformador 60/23/10 kV de 15 MVA en SET Egidos (año 2013); nueva LT 60 kV Piura Oeste-Egidos con una sección de conductor de 240 mm² (año 2014); compensación capacitiva 3X4 MVAR en SET Chulucanas (año 2015); nueva SET denominada Miguel Grau 60/23/10 kV, con dos transformadores: 1x30 MVA (año 2015) y 1x30 MVA (año 2020), nueva LT 60 kV Piura Oeste-Miguel Grau (año 2015); nueva LT 60 kV Egidos-Chulucanas (año 2019) con una sección de conductor de 240 mm² y nueva LT 60 kV Miguel Grau-Piura Centro (año 2018).

Será necesario, además, implementar dos nuevos Transformadores en la SET Piura Oeste, de 100 MVA cada uno, para los años 2015 y 2018 respectivamente.

Alternativa 4: Implementación de un Transformador 60/23/10 kV de 15 MVA en SET Egidos (año 2013); nueva LT 60 kV Piura Oeste-Egidos con una sección de conductor de 240 mm² (año 2014); compensación capacitiva 3X4 MVAR en SET Chulucanas (año 2015); nueva SET Piura Sur con nuevo transformador de 50 MVA (año 2015), abriendo para ello una de las ternas de la LT 220 kV Chiclayo Oeste-Piura Oeste, ubicada a 9,2 km de la SET Piura Oeste, con 02 transformadores 60/23/10 kV: 1x30 MVA (año 2015) y 1x30 MVA (año 2020), incluye nueva LT 60 kV



Piura Sur-Piura Centro (año 2018) y nueva LT 60 kV Piura Sur-Chulucanas (año 2019) con una sección de conductor de 240 mm².

Será necesario, además, un Transformador en la SET Piura Oeste de 100 MVA para el año 2015, rotando el año 2017 uno de los transformadores de 50 MVA a la nueva SET Piura Sur.

Alternativa 5: Implementación de un Transformador 60/23/10 kV de 30 MVA en SET Egidos (año 2013); nueva LT 60 kV Piura Oeste-Egidos con una sección de conductor de 240 mm² (año 2014); compensación capacitiva 3X4 MVAR en SET Chulucanas (año 2015); nueva SET denominada Miguel Grau 60/23/10 kV, con un transformador: 1x30 MVA (año 2018); nueva LT 60 kV Piura Oeste-Miguel Grau (año 2018); nueva LT 60 kV Egidos-Chulucanas (año 2019) con una sección de conductor de 240 mm² y nueva LT 60 kV Miguel Grau-Piura Centro (año 2020).

Será necesario, además, implementar dos nuevos Transformadores en la SET Piura Oeste, de 100 MVA cada uno, para los años 2015 y 2018 respectivamente.

Alternativa 6: Implementación de un Transformador 60/23/10 kV de 30 MVA en SET Egidos (año 2013); nueva LT 60 kV Piura Oeste-Egidos con una sección de conductor de 240 mm² (año 2014); compensación capacitiva 3X4 MVAR en SET Chulucanas (año 2015); nueva SET Piura Sur con nuevo transformador de 50 MVA (año 2018), abriendo para ello una de las ternas de la LT 220 kV Chiclayo Oeste-Piura Oeste, ubicada a 9,2 km de la SET Piura Oeste, con un transformador 60/23/10 kV: 1x30 MVA (año 2018); incluye nueva LT 60 kV Piura Sur-Piura Centro (año 2020) y nueva LT 60 kV Piura Sur-Chulucanas (año 2019) con una sección de conductor de 240 mm².

Será necesario, además, un Transformador en la SET Piura Oeste de 100 MVA para el año 2015, rotando el transformador disponible de 50 MVA a la nueva SET Piura Sur en el año 2019.

Alternativa 7: Implementación de un Transformador 60/23/10 kV de 15 MVA en SET Egidos (año 2013); nueva LT 60 kV Piura Oeste-Egidos con una sección de conductor de 240 mm² (año 2014); nueva SET Piura Sur con nuevo transformador de 220/60/10 kV, 50 MVA (2015), abriendo para ello una de las ternas de la LT 220 kV Chiclayo Oeste-Piura Oeste, ubicada a 9,2 km de la SET Piura Oeste, incluye nueva LT 60 kV Piura Sur-Chulucanas (año 2015) y nueva LT 60 kV Piura Sur-Piura Centro (año 2018). Para el año 2021 resulta necesaria la implementación de la compensación capacitiva 3x4 MVAR en la SET Chulucanas.


A fin de posponer la implementación de la transformación 60/23/10 kV en la SET Piura Sur, en esta alternativa se considera que el traslado de carga de las SET’s Piura Centro y Castilla será asumido mediante el devanado 10 kV de los transformadores 220/60/10 kV de 50 MVA a implementarse en la SET Piura Sur.



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


Análisis de alternativas – Sistema Eléctrico Piura-Chulucanas-Loma Larga OSINERGMIN

F-205

SELECCIÓN DE ALTERNATIVA OPTIMA

Sistema: Piura – Chulucanas – Loma Larga

Valor Presente (US$)

Alternativa Transmisión Transformación Total OYM Pérdidas

Costo Total MAT AT MAT/AT AT/MT Inversión

Alternativa 1 1 054 590 3 715 105 2 574 819 3 960 479 11 304 994 1 977 913 -1 652 969 11 629 937

Alternativa 2 1 054 590 4 147 458 2 574 819 3 647 816 11 424 683 2 012 018 -2 138 490 11 298 211

Alternativa 3 - 3 843 212 2 701 764 4 044 699 10 589 675 1 797 176 -320 922 12 065 929

Alternativa 4 1 060 930 3 424 869 3 080 895 3 906 020 11 472 715 2 033 574 -1 106 141 12 400 148

Alternativa 5 - 3 428 794 2 701 764 3 642 850 9 773 408 1 609 298 416 442 11 799 148

Alternativa 6 784 006 3 237 673 2 663 612 3 526 327 10 211 619 1 705 036 -130 956 11 785 699

Alternativa 7 1,117,573 4,010,619 2,666,946 2,342,832 10,137,970 1,818,391 -2,192,566 9,763,795

Alternativa Seleccionada : Alternativa 7

Nota: La mayoría de las alternativas logran reducir las actuales pérdidas eléctricas.

En el cuadro anterior, se puede notar que a pesar que la Alternativa 5 es la de menor inversión, es la Alternativa 7 la de mínimo costo en un horizonte de análisis de 10 años, ya que logra una mayor reducción de las pérdidas eléctricas actuales.

Asimismo, no está demás señalar que la priorización de la transformación en la SET Egidos permite reducir el esfuerzo financiero en los primeros años, sin embargo en el horizonte de análisis (10 años) resultan valores presentes superiores a los de la PREPUBLICACIÓN.

6.2.2.2 Sistema La Unión – Sechura –Bayóvar

Es de interés analizar el desarrollo de esta zona del departamento de Piura, en razón que no sólo existen pequeños poblados no atendidos eléctricamente sino que existen industrias pesqueras que vienen utilizando petróleo para cubrir sus requerimientos de energía eléctrica, con la consecuente contaminación de la bahía de Bayóvar.

En este sentido, ENOSA ha venido realizando gestiones a fin de poder atender las cargas a las que se refiere el párrafo anterior, tan es así que en julio 2011 solicitó a OSINERGMIN un mandato de conexión a las barras 60 kV y 22,9 kV de la SET Descarga, perteneciente a la empresa minera Vale (Miski Mayo), habiéndosele denegado (setiembre 2011) esta solicitud con Resolución OSINERGMIN N° 174-2011-OS/CD.



Por tanto, en las alternativas que se analizan a continuación para el abastecimiento de energía eléctrica hasta la bahía de Bayóvar, no se incluye la alternativa de conexión solicitada por ENOSA y que fue denegada según lo ya mencionado.

Alternativa 1: Nueva LT 60 kV, 120 mm², 40 Km, desde la SET Bayóvar 138/60/22,9 kV de 2X34 MVA, de propiedad de la empresa minera Vale, a una nueva SET denominada Puerto Rico 60/22,9 kV de 15 MVA, ubicada en la bahía Bayóvar.

Alternativa 2: (Propuesta ENOSA) Implementación de una nueva SET denominada Los Hornillos 138/22,9 kV de 15 MVA; a alimentarse de la SET Bayóvar mediante una LT 138 kV, 240 mm², de 4 Km. Incluye dos ternas en 22,9 kV de 120 mm², hasta la zona del pueblo denominado Puerto Rico ubicado en la bahía Bayóvar.

Alternativa 3: Implementación de la segunda terna 60 kV Bayóvar – Descarga con conductor de 120 mm2 y nuevo transformador en SET Descarga 60/23 kV de 15 MVA.

Alternativa 4: Refuerzo del actual sistema de transmisión 60 kV Piura Oeste-La Unión-Sechura-Constante, mediante el cambio de conductor de 120 mm2 a 240 mm2, referente al tramo faltante entre Piura Oeste y La Unión (año 2015) y la LT La Unión-Sechura-Constante (año 2016), así como el desarrollo de dos ternas 22,9 kV, de 30 Km aproximadamente (1° terna-año 2014, 2° terna-año 2020) desde la SET Constante hasta un patio de llaves en 22,9 kV a ubicarse en la zona del pueblo denominado Puerto Rico.

Dicho refuerzo requiere el adelanto del segundo transformador en la SET Constante, del año 2019 al año 2015, así como la implementación de 01 banco de capacitores de 4x3 MVAR en la SET Constante 60 kV (año 2016), Banco de 1x3MVAR en Puerto Rico 22.9 kV (año 2014) y otro Banco de 1x2 MVAR en Puerto Rico (año 2019).

Asimismo, es necesario señalar que por falta de información, en la evaluación de esta Alternativa 4 no se ha considerado los posibles costos de reforzamiento de estructuras en los que se incurriría al cambiar el conductor de 120 mm2 a 240 mm2, ni el lucro cesante que originarían las salidas de servicio de esta línea para la ejecución de los trabajos de repotenciación, al ser la única línea de transmisión que abastece de energía eléctrica a las localidades y anexos de la zona del Bajo Piura (La Unión-Sechura-Constante). En ese sentido, es muy probable que los costos de obra de esta alternativa resulten muy superiores al valor consignado como Total Inversión.

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




Análisis de alternativas – Sistema Eléctrico La Unión-Sechura-Bayóvar OSINERGMIN

F-205

SELECCIÓN DE ALTERNATIVA OPTIMA

Sistema: La Unión – Shechura – Bayóvar

Valor Presente (US$)

Alternativa Transmisión Transformación Total OYM Pérdidas

Costo Total MAT AT MAT/AT AT/MT Inversión

Alternativa 1 - 1 419 762 - 957 866 2 377 627 447 465 600 979 3 426 071

Alternativa 2: 636 103 53 179 - 2 241 502 2 930 784 869 627 573 165 4 373 577

Alternativa 3

1 322 713

718 261 2 040 974 380 033 475 516 2 896 523

Alternativa 4 - 455 108 - 1 748 891 2 203 998 569 864 1 205 271 3 979 134

Alternativa Seleccionada : Alternativa 3

Como puede notarse, la Alternativa 3 resulta como la de mínimo costo, sin embargo en el entendido de que la Resolución OSINERGMIN N° 174-2011-OS/CD ha denegado la solicitud de conexión desde la SET Descarga, la Alternativa 1 es la que se considerará como parte del Plan de Inversiones 2013-2017.

En el Anexo C se muestra el diagrama unifilar correspondiente al Plan de Inversiones 2013-2017, elaborado en base a las alternativas de mínimo costo determinadas por OSINERGMIN.

6.2.3 Modificación del Plan de Inversiones 2009-2013 vigente

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

ENOSA incluyó en su propuesta del Plan de Inversiones 2013-2017, las siguientes instalaciones, que sin estar consideradas en el Plan de Inversiones vigente (2009-2013), han sido puestas en operación o prevé ponerlas en operación antes de mayo del año 2013:

Cuadro Nº 6-6 INVERSIONES NO APROBADAS EN PLAN DE INVERSIONES 2009-2013 EJECUTADAS O PREVISTAS EJECUTAR HASTA ANTES DE MAYO 2013

Año Titular Nombre Elemento Instalación Código de Módulo

Estándar Observación OSINERGMIN

2011 ENOSA Transformador 60/22.9/10 kV, 30/13/20 MVA SET CASTILLA TP-060023010-030CO1E (Implementado 2011)

2012 ENOSA Celda Compensador SET PIURA CENTRO

CE-023COU1C1ESBCC Se requiere

2012 ENOSA Banco de capacitores 22,9 kV de 2,5 MVAr SET PIURA CENTRO

SC-023CO1BPEV-1.25-2 Se requiere

2012 ENOSA Celda de Alimentador SET CASTILLA CE-010COU1C1ESBAL Se requiere

2012 ENOSA Celda de Alimentador SET PAITA CE-010COU1C1ESBAL Se requiere

2012 ENOSA Celda de Alimentador SET PAITA CE-010COU1C1ESBAL Se requiere




Estándar Observación OSINERGMIN

2012 ENOSA Celda Compensador SET PAITA CE-010COU1C1ESBCC Se requiere

2012 ENOSA Banco de capacitores 10.5 kV de 5 MVAr SET PAITA SC-010CO1BPEV-1.25-4 Se requiere

2012 ENOSA Celda de Transformador SET SULLANA CE-023COU1C1ESBTR Se requiere en año

2013

2012 ENOSA Celda de Alimentador SET MALACAS CE-010COR1C1ESBAL Se requiere

2012 ENOSA Celda Compensador SET LOMA LARGA CE-023COR1C1ESBCC Se requiere

2012 ENOSA Banco de capacitores 22.9 kV de 2.5 MVAr SET LOMA LARGA SC-023CO1BPEV-1.25-2 Se requiere

Se ha procedido a analizar cada uno de estos casos a fin de determinar si amerita su implementación en el contexto de lo establecido en el numeral VII) del Literal d) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE, agregado mediante el D.S. N° 014-2012-EM, publicado el 22 de mayo de 2012. .

Con respecto al Transformador 60/22,9/10 kV, 30/13/20 MVA, que ya está operando en la SET Castilla, ENOSA ha explicado que este transformador ha sido adquirido a cambio del transformador de 15 MVA que se había aprobado en el Plan de Inversiones vigente para la SET Piura Centro. Lo cual es incompatible, ya que el transformador adquirido duplica la capacidad del aprobado.

Explica ENOSA, que esta decisión se ha tomado por no existir condiciones físicas para su instalación en la SET Piura Centro y porque se requería sustituir el transformador que venía operando en la SET Castilla, por ser de dos devanados y no tener regulación bajo carga.

Por tanto, a fin de considerar este transformador desde el 03 de abril del año 2011 en que se ha puesto en servicio, según lo señalado por ENOSA, se dará como adquirido desde esta oportunidad el transformador 60/22,9/10 kV aprobado como reserva en el Plan de Inversiones 2009-2013. Para el efecto ENOSA deberá gestionar el Alta correspondiente según lo establecido en la Resolución N° 244-2010-OS/CD.

Sobre la nueva celda de transformación 22,9 kV, propuesta para la SET Sullana, con ocasión de la visita realizada en octubre 2011 se verificó que el grupo de conexión del transformador traído de la SET Chulucanas no coincide con el que actualmente viene operando en la SET Sullana, por lo que los representantes de ENOSA manifestaron no tener previsto operarlos en paralelo en el lado de 22,9 kV sino de manera separada. En ese sentido, según los análisis realizados por OSINERGMIN la nueva celda 22,9 kV en la SET Sullana se requerirá en el año 2013.

En cuanto a los demás elementos señalados en el cuadro anterior, mediante el mismo análisis realizado por OSINERGMIN, se comprueba la necesidad de implementarlos, según lo propuesto por ENOSA, a fin de atender el incremento de la demanda eléctrica no prevista en el Plan de Inversiones vigente.

Los resultados de este análisis se indican en la columna “Observación OSINERGMIN” del cuadro anterior y se resumen en el siguiente cuadro:



Modificación del Plan de Inversiones 2009-2013 Inversiones justificadas a ponerse en servicio hasta antes de mayo 2013

Proponentes/titulares Inversiones

hasta abril 2013 Longitud



ENOSA 452 810 - - 10

MT Celdas 247 840 - - 7


Total Área de Demanda 1 452 810 - - 10

En el Anexo D se muestran estas instalaciones requeridas en los años 2011 y 2012, en cuadro separado de las demás modificaciones del Plan de Inversiones 2009-2013.

6.2.3.2 Reprogramación del Plan de Inversiones 2009-2013 vigente

Asimismo, en el mismo Anexo D se señalan, en cuadro separado, las inversiones aprobadas en el Plan de Inversiones vigente (2009 - 2013), que según los resultados del análisis realizado por OSINERGMIN para esta etapa del proceso, se requiere sean culminadas o implementadas posteriormente a abril 2013.

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.

6.2.3.3 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.

6.2.4 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 1, que se requiere implementar en el período 2013-2017, se muestra en el siguiente cuadro:





Proponentes/titulares Inversión Longitud



ENOSA 18 760 341 158,7 210 60

MAT Celdas 1 335 761 - - 3


AT Celdas 1 677 069 - - 10

Líneas 6 781 852 158,7 - 4


MT Celdas 1 217 987 - - 31


ELECTROPERU 1 117 896 0.0 30 4

AT Celdas 183 630 - - 2

Transformación 910 053 - 30 1

MT Celdas 24 214 - - 1


Lo mismo, pero de manera cronológica se resume en el siguiente cuadro:

6.2.4.1 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.

Titular 2013 2014 2015 2016 Total

ELECTROPERU 1 117 896 1 117 896

ENOSA 2 643 329 5 048 732 8 936 990 2 131 290 18 760 341

Total General 2 643 329 5 048 732 8 936 990 3 249 186 19 878 237



7. Conclusiones y Recomendaciones

Del análisis realizado por OSINERGMIN a los estudios presentados por ENOSA, así como a los análisis de oficio correspondientes a las instalaciones de los Titulares que no han presentado propuesta y que pertenecen al Área de Demanda 1, se concluye lo siguiente:

a) Se ha obtenido el valor de 6,94% como tasa de crecimiento de la demanda global de energía eléctrica en el Área de Demanda 1, menor que el valor de 7,85% presentado por ENOSA en su PROPUESTA FINAL.

b) La inversión en transmisión considerada para el Área de Demanda 1, en el periodo comprendido entre el 01 de mayo de 2013 al 30 de abril de 2017, asciende al monto de US$ 19 878 237 según los valores de inversión por elemento de transmisión que se muestran en el Anexo E del presente documento. De tal monto corresponde US$ 18 760 341 lo asignado a ENOSA y US$ 1 117 896 lo asignado a ELECTROPERU.

c) Las inversiones que el OSINERGMIN ha encontrado como procedentes en el marco de lo establecido en el numeral VII) del Literal d) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE (modificación del Plan de Inversiones 2009-2013 vigente) ascienden al monto de US$ 452 810.

d) Se recomienda la emisión de una resolución que apruebe el Plan de Inversiones en transmisión para el Área de Demanda 1, correspondiente al período mayo 2013-abril 2017 según lo señalado en el acápite b) anterior, así como la modificación del Plan de Inversiones 2009-2013 vigente según lo indicado en el acápite c) anterior.



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 Plan de Inversiones, 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 Opiniones y Sugerencias a

PREPUBLICACIÓN



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

Opinión Única

ELECTROPERÚ menciona que no tiene proyectado ni planificado realizar inversión alguna en equipos e instalaciones eléctricas como las que se describen en el "Cuadro 1.1 - Área de Demanda 1" del "RESUMEN DEL PLAN DE INVERSIONES 2013 - 2017" incluido en el ANEXO 1 de la Resolución N° 065-2012-OS/CD.

En este sentido, solicita a OSINERGMIN no mencionarlo como titular de dichas instalaciones.

Análisis de OSINERGMIN Lo asignado a ELECTROPERU en el "Cuadro 1.1 - Área de Demanda 1" del "RESUMEN DEL PLAN DE INVERSIONES 2013 - 2017", incluido en el ANEXO 1 del proyecto de Resolución mediante la cual se aprobaría el Plan de Inversiones 2013-2017, prepublicada mediante Resolución N° 065-2012-OS/CD, corresponde al incremento de la capacidad de transformación en la SET Charán.

El detalle de estas instalaciones, se muestra en el cuadro “Plan de Inversiones 2013-2017 (Nuevas Instalaciones)” contenido en el Anexo D del Informe N° 0111-2012-GART, que sustenta la indicada Resolución N° 065-2012-OSI/CD en lo que corresponde al Área de Demanda 1. La parte correspondiente de tal cuadro se presenta a continuación:


Estándar Inversión

US$

2016 ELECTROPERU Celda de Transformador 60 kV S.E. CHARAN CE-060COR1C1ESBTR2 114 620

2016 ELECTROPERU Celda de Transformador 33 kV S.E. CHARAN CE-023COR1C1ESBTR1 69 010

2016 ELECTROPERU Celda de Transformador 10 Kv S.E. CHARAN CE-010COR1C1ESBTR1 24 214

2016 ELECTROPERU Transformador 60/33/10 KV - 30 MVA S.E. CHARAN TP-060033010-030CO1E 910 053

Al respecto, es del caso señalar que el numeral V) del literal a) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE (modificado por Decreto Supremo N° 014-2012-EM), señala en su último párrafo:

“La ejecución del Plan de Inversiones y de sus eventuales modificaciones, es de cumplimiento obligatorio”.

En ese sentido, dado que la indicada ampliación de capacidad de transformación se requiere en la SET Charán, cuya concesión está bajo responsabilidad de ELECTROPERU, le corresponde a este Titular la implementación de las instalaciones señaladas.

No obstante, en caso el Titular considere que alguna instalación cuya responsabilidad de implementación se le ha asignado en el Plan de Inversiones, deba ser implementada y explotada por un tercero, podrá solicitar al MINEM la licitación de la misma siguiendo el procedimiento establecido en el numeral VI.2) del Literal d) del Artículo 139° del



Reglamento de la LCE10, lo cual está en correlación con lo establecido en el numeral 3.6 del Artículo 3° del Reglamento de Transmisión11.

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

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

OPINIONES GENERALES

Opinión 1.

ENOSA menciona que, de la revisión efectuada a los archivos correspondientes a la Proyección de la Demanda, no se evidencia que OSINERGMIN haya analizado diferentes modelos para la aplicación del método de tendencia y econométrico para establecer la proyección de demandas del Área de Demanda 1.

Análisis de OSINERGMIN

Cabe precisar que OSINERGMIN desarrolla supletoriamente lo que el TITULAR presenta en su propuesta de manera incompleta o incorrecta, por lo que OSINERGMIN no está obligado a incorporar en el informe todos los formatos de demanda.

No obstante, es del caso mencionar que OSINERGMIN ha desarrollado diversos modelos de proyección de demanda, los cuales están contenidos en los archivos “ProyPorSistemaA1.xlsx” y “Modelos_14_Areas.xlsx”, mientras que los criterios estadísticos que sustentan la selección de determinados modelos se encuentran en el archivo Eviews “área1.wf1”; todos ellos debidamente publicados en la página Web de OSINERGMIN.


Opinión 2.

OSINERGMIN ha considerado para el Plan de Inversiones en Transmisión (PIT) 2013-2017 una inversión para ENOSA superior al presentado en US $ 3 350 730, debido principalmente al remplazo de la LT 60 kV Piura Oeste – San Miguel y la S.E. Miguel Grau, por la nueva S.E. Piura Sur 220/60/10 kV, que se conecta a un punto intermedio de la LT 220 kV Piura Oeste – La Niña.

10 VI.2) Dentro del plazo de veinte (20) días hábiles contados a partir de la aprobación del Plan de Inversiones, los concesionarios presentarán una solicitud al Ministerio, con copia a OSINERGMIN, identificando los proyectos del Plan de Inversiones que consideran deben ser licitados conforme al numeral 3.6 del Artículo 3° del Reglamento de Transmisión.

(…) 11 3.6 Conforme al Decreto Legislativo N° 1012, el Ministerio o PROINVERSIÓN podrá conducir los procesos de licitación para

la ejecución y operación de las instalaciones del Sistema complementario de Transmisión, que sean de uso exclusivo de la demanda, que no estén comprendidos en el Plan de Transmisión ni en los numerales 3.1, 3.2 y 3.3 anteriores y que hayan sido priorizados por el Ministerio, tomando como referencia, entre otros, los estudios elaborados para el Plan de Inversiones o el Plan de Transmisión. Se deberá contar con opinión previa del OSINERGMIN y COES sobre la necesidad de estas instalaciones.



Añade ENOSA, que el exceso se debe a las obras en 220, 60 y 10 kV consideradas por OSINERGMIN en la nueva SET denominada Piura Sur, las mismas que deberán ser asignadas a un tercero como titular, ya que corresponden a instalaciones expresas del Sistema de Transmisión del SEIN en MAT y que deberían estar a cargo de una empresa de Transmisión de Energía Eléctrica, además de afectarse instalaciones que no son propiedad de ENOSA y que ocasionarían mayores costos operativos. Asimismo, no se cuenta con terrenos disponibles para ejecutar dicha implementación. La propuesta de ENOSA es que sólo se le asigne como Titular de la implementación del transformador 60/22,9/10 kV y sus correspondientes celdas, en la SET Piura Sur que deberá ser implementada por un tercero.


Al respecto, es del caso señalar que OSINERGMIN en la PREPUBLICACIÓN consideró una inversión total de US$ 21 065 488 para el Área de Demanda 1, mientras que ENOSA consideró en su PROPUESTA FINAL un monto total de US$ 23 691 520 para la misma Área. Por tanto, conforme se muestra en el cuadro de comparaciones del Anexo E del Informe N° 0111-2012-GART, lo propuesto por ENOSA es 12,47% mayor que el monto prepublicado por OSINERGMIN.

Por otro lado, también es necesario mencionar que en la visita de campo realizada el 03 de mayo 2012, se comprobó conjuntamente con el representante de ENOSA que existe disponibilidad de terreno para la implementación de la nueva SET 220/60/10 kV denominada Piura Sur, que se incluyó en la prepublicación.

No obstante, ante lo sugerido por ENOSA en el sentido que la nueva SET Piura Sur sea implementada por un tercero y dado que ello conllevaría a una incertidumbre en cuanto a la oportunidad de su implementación (prevista para el año 2015), se han analizado bajo este escenario otras alternativas de expansión de la red de transmisión para atender adecuadamente el incremento de la demanda prevista.

Conclusión Se acoge parcialmente esta opinión, por las razones expuestas en el análisis anterior.

Opinión 3.

La SET Cancas considerada en el PIT 2013-2017, deberá ser retirada, debido a que no se ha generado el crecimiento de la demanda esperada. Inicialmente el Cliente Royal Decámeron solicitó 4 MW como factibilidad de suministro, pero realmente se ha verificado que solamente ha instalado 1 MW. El Cliente Royal Decámeron remitió comunicación indicando su nueva demanda de energía eléctrica, la misma que considera 1 MW.

Análisis de OSINERGMIN En la PREPUBLICACIÓN se analizó la alternativa de atender la carga de 4 MW del Hotel Decámeron, mediante un nuevo alimentador en 22,9 kV desde la SET Máncora e incremento de la capacidad de transformación en esta SET ó mediante la implementación de una nueva subestación denominada SET Cancas 60/22,9 kV próxima a la carga del Hotel Decámeron a partir de la cual se asumiría además hasta el 25% de la demanda de la SET Máncora (carga en cola) y se evitaría con ello, durante el horizonte de análisis, la implementación de mayor capacidad de transformación en esta SET Máncora.



No obstante, según lo expresado en esta opinión, la demanda de 1 MW del Cliente Royal Decámeron podría atenderse mediante un alimentador de 22,9 kV desde la SET Máncora, por lo que no resulta necesaria la implementación de la nueva SET Cancas 60/22,9 kV considerada en la PREPUBLICACIÓN.

Conclusión

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

Opinión 4.

ENOSA al analizar el acápite 6.2.2.1 (del Informe), Sistema Eléctrico Piura, señala que los nuevos transformadores a instalarse en la SET Piura Oeste de propiedad de REP S.A., no deberán conectarse en paralelo en la barra de 10 kV porque incrementaría los niveles de corto circuito a más de 40 KA (conclusión del proyecto que forma parte de la Quinta Cláusula Adicional por Ampliaciones al Contrato de Concesión - Ampliación N° 5) y obligaría a cambiar todas las celdas en 10 kV que se tiene en la SET Coscomba, las mismas que cuentan con 20 KA de capacidad de ruptura, con el consecuente incremento de las inversiones.


El aspecto contenido en esta opinión es netamente operativo, pues si la capacidad del equipamiento existente en 10 kV no permite en este voltaje la operación en paralelo de ambos transformadores, entonces ENOSA deberá prever la implementación de una celda de acople de barras en MT a fin de posibilitar la atención de la totalidad de la carga, cuando uno de dichos transformadores salga de servicio por mantenimiento, falla u otro motivo.

En ese sentido, utilizando el programa de cálculo DigSilent, se ha verificado que los niveles de cortocircuito en 10 kV con la operación de los transformadores operando en paralelo, se eleva de 38,52 kA en el año 2012 a 48 kA en el año 2022. Por tanto, en el Plan de Inversiones se considera la implementación de una celda de acople de barras 10 kV para la SET Coscomba, a implementarse en el año 2013 en que también se prevé la implementación de nuevas celdas de alimentadores 10 kV en esta SET.

Conclusión

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

Opinión 5.

ENOSA manifiesta aceptar la titularidad de la LT Bayóvar – Puerto Rico y SET Puerto Rico, que estará supeditada a la respuesta que dé la empresa “Vale Rio Doce” a la solicitud de mandato de conexión en 60 kV a ser elaborada por ENOSA con base en lo planteado por OSINERGMIN.

Análisis de OSINERGMIN Es correcto, la gestión de conexión bajo el criterio de Libre Acceso de las nuevas instalaciones a implementarse deberá ser realizada por ENOSA, según el procedimiento establecido de acuerdo a Ley.

Conclusión Se acoge esta opinión, por las razones expuestas en el análisis anterior.



Opinión 6.

ENOSA observa que OSINERGMIN ha manifestado su posición respecto al PIT 2009-2013 indicando que 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, por lo cual se reformulará el plan de inversiones de ENOSA para el presente año y siguientes.

Análisis de OSINERGMIN En efecto, según los resultados del análisis realizado por OSINERGMIN para el presente proceso de aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017, se concluye que determinadas instalaciones consideradas en el Plan de Inversiones vigente (2009-2013), que no han sido ejecutadas y que no se encuentran en ejecución, ya no resultan necesarias para el horizonte 2013-2017, debido fundamentalmente a significativas variaciones de la demanda eléctrica que se previó para la determinación del Plan de Inversiones vigente o a la implementación alternativa de otras instalaciones de transmisión por parte de terceros u otras instituciones de gobierno local o nacional.

Conclusión Se acoge esta opinión, por las razones expuestas en el análisis anterior.

Opinión 7.

De acuerdo a la visita efectuada con representantes de OSINERGMIN el 3 de mayo de 2012 y teniendo en cuenta los nuevos requerimientos en la zona Medio Piura (próxima a la subestación de maniobras en 60 kV Los Ejidos), se recomienda considerar la implementación de un transformador de potencia 60/22,9/10 kV – 15/15/15 MVA en la SET Los Ejidos, lo que permitirá atender de manera adecuada las cargas actuales y futuras que son alimentadas desde la SET’s Piura Centro y Castilla con la consecuente reducción de pérdidas.


En concordancia con el análisis realizado a la anterior Opinión 2, para la etapa de publicación del Plan de Inversiones 2013-2017 se ha considerado en el análisis de alternativas la priorización de la implementación de transformación 60/22,9/10 kV en la SET Los Egidos, donde actualmente sólo existen equipos de maniobra en 60 kV.

Conclusión


Opinión 8.

En las regulaciones de las tarifas de los SST y SCT no se consideran los costos que se realizan por efectuar la rotación de transformadores de potencia de una subestación a otra, por lo que solicita que OSINERGMIN establezca módulos estándar de inversión que permita valorizar la rotación de transformadores, a fin de que la inversión efectuada sea reconocida en el PIT 2013-2017 y en los siguientes procesos regulatorios.

Como sustento argumenta que la rotación de los transformadores de potencia de una subestación a otra, permite optimizar las inversiones en los sistemas de transmisión; sin



embargo, esto representa un costo que no es reconocido y por consiguiente no se incluyen en la tarifa de los SCT por OSINERGMIN, lo que origina perjuicios económicos para las empresas que tienen a cargo estas instalaciones.

Asimismo, indica que esto ya fue solicitado en su propuesta de enero de 2012 con el sustento correspondiente, sin embargo OSINERGMIN simplemente señala en su análisis que esto debe corresponder a los costos de operación y mantenimiento sin presentar algún sustento debido; al parecer, señala, está, erróneamente considerando que los transformadores de potencia tienen el mismo tratamiento de los transformadores de distribución. Como referencia, a continuación se listan las actividades principales que se efectúan para realizar esta labor, la cual no representa una actividad específica de operación y mantenimiento, en los módulos de mantenimiento iniciales que estableció OSINERGMIN para definir el porcentaje final a ser reconocidos en las regulaciones tarifarias de los SST y SCT:

a. Desensamble y embalaje de Transformador:

Prever el desplazamiento del personal técnico, materiales, herramientas y equipos desde Lima a la Subestación y viceversa, instalación de equipos, inspección externa del Transformador y accesorios, pruebas eléctricas de recepción, evacuación de aceite a cilindros limpios, desmontaje de accesorios (tanque conservador, radiadores, bushing, etc.) con apoyo de grúa, colocación de bridas ciegas en radiadores (suministro de bridas), suministro de material de embalaje de accesorios, embalaje de accesorios, suministro y colocación de tanque de nitrógeno para transporte, colocación de registrador de impactos

b. Carga, Descarga con maniobras y Transporte del transformador de potencia y accesorios:

Carga, descarga con maniobras y transporte del Transformador y accesorios en camión cama baja especiales, además de los permisos de transporte y seguros correspondientes.

c. Evaluación, revisión y/o refuerzos de la base estructural del transformador.

d. Armado total del Transformador en su nueva ubicación y pruebas eléctricas finales:

Movilización del personal técnico, materiales, herramientas y equipos de prueba, Inspeccionar y analizar el registrador de impactos, inspección, verificación y check list de partes y desempaque de los mismos, armado de accesorios con grúa, pruebas de punto de rocío del transformador, aplicación de proceso de alto vacío a la cuba del Transformador, proceso de termo vacío y llenado de aceite dieléctrico mediante evacuación de humedad, gases, acidez y sustanciales volátiles presentes en el aceite, pruebas de hermeticidad, pruebas eléctricas finales, pruebas funcionales accesorios y cableados, extracción y análisis de aceite (Fisicoquímico y Cromatográfico) del transformador y elaboración de informe técnico.

e. Cableado y codificación del enlace entre el transformador de potencia y del tablero de regulación automática del conmutador bajo carga y replanteo de planos “as built”.



f. Estudios de Ajuste y coordinación de protecciones propias y eléctricas del Transformador, incluye pruebas eléctricas de puesta en servicio.

g. Adecuaciones de Instalaciones-Obras metal mecánicas - Suministro de materiales y mano de obra de terceros para el tendido del cable de energía, y conexionado de cable de alta tensión para alimentar al Transformador.


La remuneración de todo transformador en operación, que forma parte de los SST y SCT, involucra no sólo el costo de suministro del equipo, transporte, montaje, materiales para su conexionado, control y protección, y pruebas correspondientes; sino también las obras civiles y eléctricas necesarias para su puesta en servicio. Por consiguiente, todos estos costos continúan siendo remunerados indiferentemente de una eventual rotación del transformador.

Asimismo, la rotación de transformadores en función a la evolución de la demanda, es práctica común en la operación de las redes de transmisión a fin de dar una eficiente utilización al transformador durante su vida útil, con el consecuente beneficio no sólo de optimizar nuevas inversiones sino, principalmente, de reducir las pérdidas en la transformación cuando se mantienen algunos de estos equipos innecesariamente sobrecargados cuando pueden ser rotados con otros que podrían estar siendo subutilizados en otra parte de la red.

Obviamente que el transformador rotado deberá ser sometido a las pruebas correspondientes antes de ser conexionado en su nueva ubicación y complementariamente verificar la coordinación de la protección; actividades típicas y usuales propias de la operación y mantenimiento de la transmisión eléctrica. Las cuales definitivamente no constituyen nueva inversión, pues como está dicho en el primer párrafo de esta sección, estas actividades ya fueron consideradas en la valorización del módulo de transformación en la oportunidad en que se implementó como nueva inversión.

Además, conforme al Artículo 139º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, el Plan de Inversiones está constituido por el conjunto de instalaciones de transmisión requeridas que entren en operación comercial dentro de un período de fijación de Peajes y Compensaciones. Por lo que no correspondería incluir como costo del Plan de Inversiones las rotaciones de los transformadores que ya se encuentren en operación.

Por tanto, los costos por la rotación de transformadores no forman parte de los costos para la implementación de una nueva instalación, en consecuencia no corresponde establecer un módulo estándar de inversión para esta actividad.




OPINIONES ESPECÍFICAS

2.1.- DEMANDA

Opinión 9.

ENOSA observa que la proyección de demanda de potencia coincidente con la máxima demanda del SEIN de Usuarios Menores (F-114) correspondiente a algunas barras, no tienen el mismo crecimiento que la calculada para el sistema.

Por tal motivo, solicita revisar la proyección de demanda de potencia coincidente con la máxima demanda del SEIN.

Como sustento, ENOSA muestra la siguiente tabla, donde la potencia coincidente con la máxima demanda del SEIN de algunas barras con crecimiento negativo y otras que no tienen la misma tasa de crecimiento del sistema, información que resulta inadecuada para definir adecuadamente las instalaciones a ser incluidas en el PIT 2013-2017.

Barra

Potencia coincidente con la máxima demanda del SEIN (MW) T.C. Aplicada T.C. Sistema

2010 2011

Chulucanas 10 kV 2,3 MW 1,6 MW - 29,5% 14,0%

Chulucanas 23 kV 6,5 MW 7,1 MW 8,8% 14,0%

Piura Oeste 10 kV 5,5 MW 4,6 MW -16,3% 11,3%

Paita 23 kV 0,026 MW 0,005 MW -81,0% 10,5% TC= Tasa de Crecimiento


Según la información alcanzada por ENOSA para dichas SET’s, se ha verificado que el Factor de Contribución a la Punta (FCP) es distinto a la unidad, lo que originó una tasa de crecimiento negativa; por lo que se ha procedido a reajustar dichas demandas coincidentes con la máxima demanda del SEIN según los pulsos registrados en las SET’s, obteniéndose los siguientes resultados:

Barra MD

Coincidente MD anual

SET MD Coincidente

SEIN MD Coincidente

SEIN FCP

kW kW kW kW

Chulucanas 10 kV 2 572 2 558 2 306 3 729 0,69

Chulucanas 23 kV 6 667 6 681 6 531 6 842 0,98

Piura Oeste 10 kV 5 601 5 601 5 533 7 450 0,75

Paita 23 kV 8 241 26 1 404 0,17

Cabe señalar que para la SET Chulucanas no se encontraron registros del devanado de 10 kV, correspondientes al día de máxima demanda del SEIN, por lo que se utilizó los registros del día anterior.

Conclusión




Opinión 10.

ENOSA señala que OSINERGMIN ha escalonado la demanda de COPEINCA presentada por ENOSA (4,5 MW), de la siguiente manera: 0,90 MW (2014); 1,80 MW (2015); 2,70 MW (2016); 3,60 MW (2017); 4,50 MW (2018) y 5,00 MW (2019-2022). Asimismo, ha considerado un nuevo cliente mayor Maple Etanol S.R.L. de 8,21 MW para los años 2011 y 2012, sin haber incluido el correspondiente sustento.

En ese sentido, solicita se incluya el sustento de la demanda de COPEINCA para la que se define un escalonamiento en el ingreso del mismo y la demanda temporal de Maple Etanol S.R.L., consideradas en la proyección de demanda del Área de Demanda 1.

Como sustento, argumenta que el inciso 7.2.7 de la norma Tarifas y Compensaciones para SST y SCT Resolución OSINERGMIN N° 050-2011-OS/CD, indica: “Para el caso de demandas nuevas, no comprendidas en los datos estadísticos y que se incluyen en el estudio, se deberá presentar toda la documentación que sustente la magnitud de su demanda y su cronograma al SEIN en el horizonte de estudio”


Se ha corregido la demanda de la empresa COPEINCA en función al requerimiento señalado por dicha empresa según consta en documento “ITF-COPEINCA.pdf” que adjunta ENOSA a sus opiniones presentadas, el cual es de 2 a 3,15 MW.

Maple Etanol S.R.L. pertenece al mercado libre, cuyo código de suministro es CL0483 y viene siendo atendido hasta en 8,21 MW por la empresa SN Power.

Conclusión


Opinión 11.

Si el 100% de las ventas de energía en Tumbes y Piura se encuentran en el Área de Demanda 1, entonces el PBI y la Población de esta Área de Demanda deben resultar de la suma del PBI y Población de ambos departamentos respectivamente; sin embargo, OSINERGMIN obtiene resultados diferentes para las variables econométricas.

Por tal razón, ENOSA solicita que las variables econométricas del PBI para el Área de Demanda 1 deben corresponder a la suma del PBI de Piura y Tumbes, así como para el cálculo de la población.

Como sustento muestra dos tablas donde, según explica, se aprecia que el PBI y la Población consignados por OSINERGMIN en el Área de Demanda 1 no corresponden al total del PBI en el área, es decir a la suma del PBI y la población de Piura y Tumbes respectivamente.

PERÚ: Producto Bruto Interno por Años, según área de demanda (Millones de nuevos soles)

Área/Año 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

PIURA 4,447 4,483 4,250 4,201 4,291 4,449 4,575 4,733 5,119 5,409 5,939 6,523 6,973 7,124 7,505 8,016 8,456 8,989 9,555

TUMBES 553 651 512 564 540 518 539 563 603 689 665 722 771 787 876 932 984 984 1,036

Total Área 5,000 5,134 4,762 4,765 4,831 4,966 5,114 5,296 5,722 6,098 6,604 7,245 7,744 7,911 8,382 8,948 9,440 9,973 10,591

OSINERGMIN 3,818 3,864 3,646 3,613 3,685 3,814 3,923 4,059 4,389 4,647 5,087 5,586 5,971 6,100 6,434 6,871 7,249 7,696 8,179

PERÚ: Población por Años, según área de demanda

Área/Año 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

PIURA 1,445,501 1,465,100 1,484,965 1,505,099 1,525,506 1,546,189 1,567,153 1,588,402 1,609,938 1,631,766 1,653,891 1,676,315 1,693,939 1,711,749 1,729,746 1,745,566 1,761,530 1,777,641 1,793,899

TUMBES 164,188 167,182 170,232 173,337 176,499 179,718 182,996 186,334 189,733 193,194 196,718 200,306 204,857 209,511 214,270 218,600 223,017 227,523 232,121

Total Área 1,609,689 1,632,283 1,655,197 1,678,436 1,702,004 1,725,907 1,750,150 1,774,736 1,799,671 1,824,960 1,850,608 1,876,621 1,898,796 1,921,259 1,944,016 1,964,166 1,984,548 2,005,165 2,026,020

OSINERGMIN 1,238,476 1,255,392 1,272,540 1,289,922 1,307,543 1,325,405 1,343,511 1,361,866 1,380,472 1,399,332 1,418,451 1,437,832 1,453,344 1,469,028 1,484,886 1,498,850 1,512,949 1,527,184 1,541,559




Conforme se explicó en la sección 6.1.1.2 del Informe N° 0111-2012-GART, las variables explicativas PBI y POBLACIÓN del Área de Demanda se estiman ponderando los valores correspondientes a cada departamento que la conforman en función de las ventas de energía efectuadas en cada uno de ellos, por lo que no es correcto que deba determinarse mediante simple suma.

Conclusión

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

Opinión 12.

ENOSA sostiene que OSINERGMIN sólo ha presentado un modelo del método de tendencia para la proyección de energía en cada sistema del Área de Demanda 1, que corresponde a la tendencia lineal. Sin embargo, se ha verificado que el modelo polinómico presenta mejores indicadores estadísticos en el Sistema Sullana.

Por tanto, solicita a OSINERGMIN presentar la evaluación de todos los modelos desarrollados en todos los sistemas e indicar el criterio de selección del mismo.

Como sustento, argumenta que el inciso 9.1.3a de la Norma Tarifas y Compensaciones para SST y SCT, aprobada por Resolución OSINERGMIN N° 050-2011-OS/CD, indica: “Se deberán evaluar diversos modelos, con base en los métodos econométricos y de tendencia”.




Al respecto, cabe precisar que OSINERGMIN desarrolla supletoriamente lo que el TITULAR presenta en su propuesta de manera incompleta o incorrecta, por lo que OSINERGMIN no está obligado a incorporar en el informe todos los formatos de demanda.

Asimismo, cabe indicar que los diversos modelos de proyección de demanda desarrollados por OSINERGMIN, están contenidos en los archivos “ProyPorSistemaA1.xlsx” y “Modelos_14_Areas.xlsx”, mientras que los criterios estadísticos que sustentan la selección de determinados modelos12 se encuentran en el archivo Eviews “área1.wf1”; todos ellos debidamente publicados en la página Web de OSINERGMIN.

No obstante, para la publicación del Plan de Inversiones 2013-2017, se ha considerado la nueva información presentada por el Titular como parte de sus opiniones y sugerencias a la prepublicación de dicho Plan, por lo que a fin de obtener el mejor modelo de Tendencia OSINERGMIN ha realizado lo siguiente:

a. Comparar los estimadores de cada modelo, como son los coeficientes de correlación (R²) y los estadísticos tanto de significancia individual (t) y conjunta (F).

b. Tomar en cuenta sus tasas de crecimiento promedio anual.

Así, considerando la nueva información presentada por el Titular como parte de sus opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN, para el caso específico de las proyecciones de ventas de energía del sistema eléctrico Sullana, se han evaluado los siguientes modelos:

LINEAL LOGARÍTMICA EXPONENCIAL POLINÓMICA

Mean 388 949 282 126,7 1 214 128 438 174,4 Median 389 246,1 319 362,1 572 443,1 411 084,6

Maximum 724 752,7 387 324,5 52 55 901 914 284,1 Minimum 59 464 59 464 59 464 59 464 Std. Dev. 201 170,8 99 396,2 1 397 785 25 6521,8 Skewness 7,90E-05 -9,18E-01 1,417166 0,247042 Kurtosis 1,783709 2,480625 3,996361 1,852068

R2 Adjusted 0,9979

0,84648

0,9680 0,9999

F-Statistic 6 919,663 78,1945 424,7641 121 781,2 Probability 0,000000 0,000001 0,000000 0,000000 T-studente > 5% > 5% > 5% > 5%

Tasa Promedio %

4,5% 1,6% 11,4% 5,4%

Observations 27 27 27 27

Según estos resultados, el modelo que mejor expresaría las ventas de energía es el modelo polinómico, dado que tiene un Factor de Correlación de 0,9999, con una alta

12 Para los modelos tendenciales se utilizaron Modelos ARMA (con componentes autorregresivos y medias móviles)



significancia como modelo global (F=121,781) y cuya tasa de crecimiento es 5,4% promedio anual; por tanto para la proyección de la demanda de este sistema eléctrico se utilizan los resultados del modelo polinómico.

Conclusión


Opinión 13.

ENOSA señala que OSINERGMIN sólo ha presentado un modelo en el método econométrico para la proyección de energía del Área de Demanda 1: Ln (Ventas) = A * Ln (PBI) + B * Ln (Clientes) + C, por lo que solicita a OSINERGMIN presentar la evaluación de todos los modelos econométricos desarrollados e indicar el criterio de selección del mismo.

Como sustento de lo solicitado, ENOSA indica que el inciso 9.1.3a de la Norma Tarifas y Compensaciones para SST y SCT Resolución OSINERGMIN N° 050-2011-OS/CD indica: “El modelo econométrico se efectuará para diferentes combinaciones de las variables independientes y su correlación con el comportamiento de la demanda”


Contrario a lo manifestado por el titular, OSINERGMIN procedió a evaluar hasta 7 modelos econométricos distintos (ver hoja “Modelos_14_Areas.xlsx”), finalmente se seleccionó el modelo que explica las ventas de energía en función a las variables PBI y Clientes del Área cuyos resultados se plasmaron en los formatos 100 debidamente prepublicados en la página Web de OSINERGMIN.

Para la selección del modelo econométrico tal como lo exige la Norma Tarifas, se tomó inicialmente en cuenta los estimadores de los modelos (R² Ajustado), significancia individual (t), significancia conjunta (F) y por último se tomó en cuenta sus tasas de crecimiento; estas comparaciones permitieron elegir el mejor modelo. Otros análisis estadísticos que se emplearon para dar validez a dichos modelos fueron las siguientes pruebas: Correlograma de residuos, Correlación entre las Variables (Test Breusch-Godfrey), Normalidad de los residuos (probabilidad del estadístico Jarque Bera) y de Heterocedasticidad (Test White Heteroskedasticity).

Como resultado de dicho análisis para el Área de Demanda 1 y considerando la nueva información presentada por el Titular como parte de sus opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN, se obtuvo el siguiente cuadro:



MODELO A MODELO B MODELO C MODELO D MODELO E MODELO F MODELO G Mean 884 900 1 016 640 935 330 969 348 804 080 754 972 862 599

Median 782 571 782 571 782 571 782 571 782 571 782 571 782 571

Maximum 1 960 041 2 682 724 2 228 882 2 422 815 1 546 904 1 295 625 1 821 676

Minimum 237 972 237 972 237 972 237 972 237 972 237 972 237 972

Std. Dev. 525 591 722 730 599 408 650 631 411 947 347 296 490 954

Skewness 0,55 0,87 0,69 0,78 0,25 -0,01 0,45

Kurtosis 2,11 2,60 2,30 2,44 1,79 1,61 1,96

R2 Adjusted 0,9954 0,8618 0,9938 0,9657 0,9924 0,9870 0,9956

F-Statistic 759 45 1 123 198 912 534 1 571

Probability 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

t-statistic de las Var. Ind. No

significativas No

significativas No

significativas significativas significativas significativas significativas

Tasas de crecimiento promedio %

7,5% 10,3% 9,2% 9,4% 5,4% 3,9% 6,8%

Observations 27 27 27 27 27 27 27

Donde:

Modelo A: Ln(Vet) = C1 + C2 *Ln(CLt)+C3* Ln(PBIt)+C4*Ln(POB)+Ln(Precio) Modelo B: Ln(VEt) = C1 + C2 * Ln(PBI)+ Ln(Precio) Modelo C: Ln(VEt) = C1 + C2 * Ln(PBI)+ Ln(Clit) Modelo D: Ln(VEt) = C1 + C2 * Ln(PBIt) +MA(1) Modelo E: VEt = C1 + C2 * PBIt + C3 * POBt Modelo F: VEt = C1 + C2 * Ln(PBIt)+ C3*Ln(POBt) Modelo G: VEt = C1 + C2 * PBIt + C3 *Clit

Por tanto, los modelos que mejor expresan las ventas de energía son los modelos E y G, pero el primero cuenta con una tasa muy conservadora; en cambio el modelo G, con una Desviación Estándar de 490 945, cuenta con un alto nivel de significancia como modelo global (R²=0,9956 y F=1 571) y supera las cuatro pruebas de validación (ver archivo “área1.wf1”). Notar que dicho Modelo arroja una tasa promedio anual de crecimiento de 6,8%.

Se reitera que los diversos modelos de proyección de demanda desarrollados por el OSINERGMIN, están contenidos en los archivos “ProyPorSistemaA1.xlsx” y “Modelos_14_Areas.xlsx”, mientras que los criterios estadísticos que sustentan la selección de determinados modelos se encuentran en el archivo Eviews “área1.wf1”; todos ellos debidamente publicados en la página Web de OSINERGMIN.

Conclusión

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

Opinión 14.

Observa ENOSA que la información de población consignada por OSINERGMIN para la evaluación no corresponde a la información que el INEI publica en su página Web, por lo que solicita se consideren los datos de población según publicaciones recientes del INEI.

Como sustento muestra la información de Población considerada por OSINERGMIN, que según sostiene ENOSA, no corresponde a lo publicado por el INEI.



Departamento/Año PIURA TUMBES

1996 1,445,501 164,188

1997 1,465,100 167,182

1998 1,484,965 170,232

1999 1,505,099 173,337

2000 1,525,506 176,499

2001 1,546,189 179,718

2002 1,567,153 182,996

2003 1,588,402 186,334

2004 1,609,938 189,733

2005 1,631,766 193,194

2006 1,653,891 196,718

2007 1,676,315 200,306

2008 1,693,939 204,857

2009 1,711,749 209,511

2010 1,729,746 214,270

2011 1,745,566 218,600

2012 1,761,530 223,017

2013 1,777,641 227,523

2014 1,793,899 232,121

Considerada por OSINERGMIN Fuente: Web de INEI. Consulta Mayo 2012.


Para la prepublicación, OSINERGMIN tomó como base los resultados oficiales de los censos nacionales publicados por el INEI en los documentos “Primeros Resultados Perú: Crecimiento y Distribución de la Población, 2007” y luego, para completar la serie de datos al año 2022 utilizó las tasas promedio de crecimiento quinquenales previstas en el estudio “Estimaciones y Proyecciones de Población Departamental, por Años Calendario y Edades Simples 1995 -2015” también elaborado por el INEI.

No obstante, para la etapa de publicación del Plan de Inversiones 2013-2017, para la proyección de la demanda se ha tomado en cuenta los últimos valores que el MEF13 y el INEI14 han publicado recientemente respecto de las variables PBI y POBLACIÓN.

Conclusión


Opinión 15.

Sostiene ENOSA que en el estudio de demanda presentado a OSINERGMIN, no se consideraron las nuevas solicitudes de carga presentadas en el periodo Diciembre 2011 a Abril 2012, por lo que solicita se incluyan las nuevas solicitudes de requerimiento de cargas en la proyección de demanda y complementar la información, con la finalidad de establecer el adecuado dimensionamiento de las instalaciones de los sistemas de transmisión de ENOSA.

Como sustento argumenta que de acuerdo a lo establecido por OSINERGMIN en la presente regulación y en anteriores, se considera el incremento de las cargas mayores en función a solicitudes de nuevas cargas, las mismas que normalmente se solicitan con un año de anticipación, siendo en casos especiales que la efectúan con dos años de anticipación; mientras que el periodo de regulación es de 10 años, lo que origina que no se consideren proyectos de nuevas cargas para el mediano y largo plazo, pero que

13 Marco Macroeconómico Multianual 2013 - 2015 14 Estimaciones y Proyecciones de Población Departamental, por Años calendario y Edades Simples 1995 - 2025



podrían incidir directamente en la definición de los refuerzos y/o ampliaciones de los sistemas de transmisión de las empresas.

Lo antes indicado, agrega ENOSA, ha dado lugar a que no se hayan considerado los nuevos requerimientos de factibilidades de suministros que se han venido presentando desde diciembre del 2011 hasta abril del 2012, cargas que no fueron reportadas por ENOSA en la propuesta presentada en enero de 2012, debido a que no se contaba con el sustento correspondiente. Las nuevas solicitudes de factibilidad que ha recibido en el periodo antes indicado las muestran en el Anexo N°1 que acompaña a su documento de opiniones y sugerencias.

En tal sentido, ENOSA requiere que OSINERGMIN revise y/o modifique la proyección de la demanda considerando estas nuevas solicitudes, con la finalidad de garantizar el suministro a las cargas actuales y futuras de los sistemas eléctricos. Asimismo que revise y/o modifique los criterios y procedimientos empleados en la presente regulación referente a los sustentos que deberán presentar las empresas para la inclusión de nuevas cargas especiales en la proyección de la demanda.


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

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

Conclusión


Opinión 16.

Las ventas proyectadas para el 2011 de usuarios menores del Área de Demanda 1 (915 245 MWh) difieren significativamente con las ventas reales (951 430 MWh)

Ventas de Usuarios Menores (MW.h)

AÑO Descripción BajoPiura Chulucanas Tumbes Piura Talara Sullana Área1

2010 Ventas Histórica 28,070 50,415 143,007 272,055 46,673 282,866 823,085

Ventas Proyectadas 31,018 57,481 161,807 302,763 49,709 312,467 915,245

Tasa Crec. Proyect 10.5% 14.0% 13.1% 11.3% 6.5% 10.5% 11.2%

Ventas Registradas 33,567 61,236 155,095 308,636 50,762 342,134 951,430

Tasa Crec.Real 19.6% 21.5% 8.5% 13.4% 8.8% 21.0% 15.6%

2011

En ese sentido, solicita a OSINERGMIN que considere las ventas de energía del año 2011 como información histórica.

Como sustento señala que el inciso 9.1.1 de la Norma Tarifas, establece: “Para usuarios menores… del año representativo anterior al de la fijación de peajes y compensaciones”




Para todas las Áreas de Demanda, OSINERGMIN ha considerado la información histórica hasta el año 2010, de conformidad con lo señalado en la NORMA TARIFAS.

Si bien es cierto, el Titular dispone de la información del año 2011, se debe precisar que al inicio del presente proceso (setiembre 2011), los Titulares reportaron información histórica completa sólo hasta el año 2010, siendo por tanto esta información la que se ha procesado para efectos de la prepublicación del Plan de Inversiones 2013-2017.

No obstante, para la etapa de publicación del Plan de Inversiones 2013-2017, se ha revisado la proyección de la demanda incorporando aquellas demandas nuevas que como parte de sus opiniones a la PREPUBLICACIÓN ha proporcionado el Titular de manera justificada.

Conclusión

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

2.2.- SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR

OBRAS E INVERSIONES EN EL PERIODO 2013-2017

Opinión 17.

ENOSA señala que en la valorización de instalación del Centro de Control y Telecomunicaciones, OSINERGMIN ha aplicado el código de módulo incremental para el año 2014 considerando a ENOSA como una empresa Pequeña, y en el 2015 como una empresa Grande. Además no se ha considerado costos incrementales de centro de control y telecomunicaciones para la SET Cancas.

Por tal razón, solicita a OSINERGMIN corregir la inconsistencia en la asignación del módulo incremental del Centro de Control y Telecomunicaciones y consignar costos incrementales de Centro de Control y Telecomunicaciones a la SET Cancas.

Como sustento, muestra las siguientes imágenes, donde según explica se aprecia lo observado.

OSINERGMIN F-304

COSTO INCREMENTAL DEL CENTRO DE CONTROL US$

SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR :

TITULAR :3 2

COMPONENTE VALORIZACIÓN (2) TOTAL US$

ADICIONAL(1) M.N M.ECENTRO DE CONTROL - EMPRESA PEQUEÑA - INCREMENTAL DE 1 SETS 4,584.85 2,226.35 6,811.20

Total SER(1) Componente de Centro de Control a adicionar debido a la implementación de nuevos Elementos (2) Valorización del componente según costos estándares del módulo de Centro de Control, incluido el montaje

OSINERGMIN F-304

COSTO INCREMENTAL DEL CENTRO DE CONTROL US$

SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR :

TITULAR :3 2

COMPONENTE VALORIZACIÓN (2) TOTAL US$

ADICIONAL(1) M.N M.ECENTRO DE CONTROL - EMPRESA GRANDE - INCREMENTAL DE 1 SETS 8,976.32 8,319.32 17,295.64

Total SER

Características del Elemento Costos de InversionTipo de Código de Código Costo del Elemento (US$) Alícuota del Costo Alícuota del Costo

Titular Nombre Código Elemento Instalación Estándar KV Nivel Regió Lon de Centro de Control de Telecomunicaciones Elemento Elemento (3) (2) Módulo (4) Tensión (5) (6) (km) MN ME Aluminio Cobre MN ME MN ME

ELECTRONOROESTE Celda de Línea - Trafo a Cancas OS_01_1 Celda Línea-Transformador SET AT/MT CANCAS CE-060COU1C1ESBLT2 60 AT CO 0 109,814.16 90,611.04 - 1,715.54 - - - - ELECTRONOROESTE Celda de Trafo en Cancas OS_01_2 Celda Transformador SET AT/MT CANCAS CE-023COU1C1ESBTR1 23 MT CO 0 39,185.91 25,878.42 - 556.92 - - - - ELECTRONOROESTE Celda Alimentador OS_01_3 Celda Alimentador SET AT/MT CANCAS CE-023COR1C1ESBAL1 23 MT CO 0 37,851.88 22,494.05 - 516.53 - - - - ELECTRONOROESTE Transformador de Potencia 60/22.9 kV, 12 MVA OS_01_4 Transformador SET AT/MT CANCAS TP-060023-015CO1E 60/23 AT CO 0 647,254.50 18,113.42 - 58,888.80 - - - -



Agrega ENOSA que las líneas de transmisión deben considerar obligatoriamente la fibra óptica, según el Decreto Supremo N° 034-2010-MTC publicado el 24.06.2010, lo que origina tener en cuenta este tipo de instalaciones para la parte de telecomunicaciones y centro de control.


Es correcto lo observado por ENOSA en lo que respecta al costo incremental de Centro de Control y Telecomunicaciones. Se procede a efectuar las correcciones correspondientes, considerando a ENOSA como una empresa mediana para la determinación de dichos costos incrementales.

Asimismo, para la SET Cancas ya no cabría la corrección solicitada, pues con la nueva información proporcionada por ENOSA, ésta ya no se requeriría.

En cuanto a los nuevos módulos de líneas de transmisión con cable de fibra óptica para telecomunicaciones, según lo contemplado en el Decreto Supremo N° 034-2010-MTC, éstos han sido publicados en la carpeta “MOD INV_2012” que contiene la Base de Datos aprobada por Resolución OSINERGMIN N° 013-2012-OS/CD, publicada el 29 de enero 2012. Sin embargo, al margen del cumplimiento del Decreto Supremo N° 034-2010-MTC por parte de los concesionarios de electricidad, estos módulos se mantienen sólo como referenciales y no se consideran para fines tarifarios hasta que se defina la parte del costo de la fibra óptica que correspondería ser pagada por los usuarios de electricidad.

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

Opinión 18.

ENOSA sostiene que OSINERGMIN ha establecido para el año 2022 una carga en barras MT de 46 MW en la SET Piura Sur y de 36 MW en la SET Piura Centro, lo que denota que no ha efectuado una buena redistribución de la demanda entre dichas subestaciones, teniendo en cuenta que la SET Piura Sur se encuentra a 8 km de distancia aproximadamente de la SET Piura Centro, que es donde está el centro de carga de la ciudad de Piura.

Por ello, solicita a OSINERGMIN revisar la redistribución de la demanda entre las SET Piura Sur, Piura Centro y Castilla.

Como sustento, argumenta que de acuerdo a la ubicación geográfica de la nueva SET Piura Sur y teniendo en cuenta el mapa de densidades que muestra en el Anexo N° 2 de su documento de opiniones y sugerencias, estima que la SET Piura Centro es la que más carga transfiere a la SET Piura Sur, en relación a la SET Castilla, que básicamente corresponderían a los alimentadores 6 y 7 que alimentan a Catacaos (6 MW) y la Fábrica San Jacinto (5 MW), cuya proyección estimada al año 2022 es de solo 18 MW en total. Y considerando otras transferencias de aproximadamente 5 MW al año 2022 se tendría sólo 23 MW en lugar de los 46 MW estimados por el OSINERGMIN para el referido año.

En tal sentido, requiere que OSINERGMIN revise la transferencia de carga que ha considerado para la SET Piura Sur, teniendo en cuenta que podría estar requiriéndose ampliar la transformación en la SET Piura Centro, por lo que refuerza mas aún la necesidad de implementar un transformador de potencia 60/22,9/10 kV en la SET Los Ejidos, ya que se transferiría carga de la SET Piura Centro a dicha subestación.



Agrega que se debe tener en cuenta que la transferencia de carga planteada por ENOSA con la inclusión de la SET Miguel Grau, era mayor por estar más próximo al centro de carga de la ciudad de Piura.


Los traslados de carga se realizaron teniendo en cuenta la propuesta de ENOSA en su estudio del Plan de inversiones 2013-2017.

Sin embargo, conforme se señaló en el análisis de la anterior Opinión 7, para la etapa de publicación del Plan de Inversiones 2013-2017, se ha analizado la implementación de transformación en la SET Ejidos y se ha considerado una nueva redistribución de la demanda entre subestaciones.

Conclusión


Opinión 19.

ENOSA solicita a OSINERGMIN revisar la titularidad que se le ha asignado de la implementación del proyecto SET Piura Sur 220/60/10 kV y 60/22,9/10 kV, a fin de que un tercero implemente la parte 220/60 kV, previendo el espacio y la configuración adecuada para que ENOSA sólo se haga cargo de la implementación del transformador 60/22,9/10 kV y sus correspondientes celdas, por lo que sólo se le debería asignar esta titularidad.

Asimismo, ENOSA sugiere que la implementación del transformador 60/22,9/10 kV se debe postergar, teniendo en cuenta que inicialmente a través del devanado 10 kV del transformador 220/60/10 kV se alimentarían las cargas de Catacaos y San Jacinto, reduciendo así las compensaciones por calidad de producto, las pérdidas técnicas en distribución y principalmente ayudando a descongestionar la SET Piura Centro.

Como sustento señala que la solicitud de no hacerse cargo de la implementación del proyecto 220/60 kV, es debido a las limitaciones financieras que tiene la empresa y en general al problema que tienen las empresas distribuidoras a nivel nacional en la ejecución de obras de transmisión, lo cual se comprueba con el grado de cumplimiento de la implementación de los proyectos considerados en el PIT 2009-2013 vigente.

Continúa ENOSA señalando que debe tenerse en cuenta que la implementación de la SET Piura Sur descongestionará a los transformadores 220/60/10 kV de la SET Piura Oeste que corresponde a una Subestación Base, además que tendrá que abrirse la LT 220 kV Piura Oeste–La Niña, siendo ambas instalaciones concesionadas a una empresa exclusivamente de transmisión.

En tal sentido, requiere que la implementación de la SET Piura Sur 220/60/10 kV sea designada a un tercero como titular, el mismo que se recomienda sea producto de una licitación a cargo del Ministerio de Energía y Minas (MINEM), con la finalidad de que la entregue en concesión.

El detalle de la titularidad de las instalaciones que sugiere ENOSA, lo muestra en la siguiente figura:



Figura. Configuración de la SET Piura Sur

Va a SE. Chulucanas Va a SE. Piura Centro

Viene de la SE. La Niña Va a SE. Piura Oeste

10 KV.

22.9 KV.

30 MVA

60/22.9/10 KV.

SE. PIURA SUR 1

TITULAR

ENOSA

SE. PIURA SURTITULAR

TERCERO

50 MVA

220/60/10 KV.

10 KV.

C1

C2

C3

C1

C2

C3

C1 C2 C3

60 KV.

220 KV.

Titular : ENOSA

Recomienda, por tanto, que se implemente la celda de transformación en 10 kV del transformador 220/60/10 kV prevista para la futura SET Piura Sur, con la finalidad de que desde dicha barra se conecten alimentadores para atender el suministro directamente a Catacaos y San Jacinto, lo que aliviaría a la SET Piura Centro. Con lo cual se podría desplazar la inversión del transformador 60/22,9/10 kV considerada por OSINERGMIN en la SET Piura Sur.


Los análisis realizados a las anteriores Opiniones 1, 7 y 18, son válidos como análisis de esta opinión. En ese sentido, para la etapa de publicación del Plan de Inversiones 2013-2017 se han analizado otras alternativas de expansión de la transmisión en el Área de Demanda 1, a fin de considerar lo expresado en esta opinión y priorizar la implementación de transformación en la SET Egidos donde actualmente sólo existe un patio de llaves en 60 kV, teniendo como objetivo principal descargar en el más corto plazo la SET Piura Centro.

En cuanto a la asignación de la responsabilidad de implementación de la futura SET Piura Sur 220/60/10 kV, es del caso señalar que por tratarse de una instalación de transmisión a ser pagada por la demanda, en principio se asigna la responsabilidad de su implementación a la empresa distribuidora en cuya área de concesión se ubicaría.

Por lo que, en caso la empresa distribuidora considere deba ser implementada y explotada por un tercero, podrá solicitar al MINEM la licitación de la misma siguiendo el procedimiento establecido en el numeral VI.2) del Literal d) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE, lo cual está en correlación con lo establecido en el numeral 3.6 del Artículo 3° del Reglamento de Transmisión.

Conclusión




Anexo B Diagrama Unifilar del Sistema Actual

según información de Titulares



ING. J. ALARCON Q.

SISTEMAS ELÉCTRICOS PIURA - TUMBES

DIAGRAMA UNIFILAR

UCO-PLANEAMIENTO

ENOSA GERENCIA DE DISTRIBUCION

MAY - 2011 S / E 1/1

YNd5yn0

YNd5yn

YNynd1

YNd5yn0

Ynd0Yn0

YNd5

YNynd5

Dyn5

YNd5

YNynd5

YNynd5

YNynd5

YNynd5

YNynd11

Dyn5 Dyn5

Yd11

Ynd5

Ynd5

YNd5yno

Dyn5

Dyn5



Anexo C Diagrama Unifilar del Plan de

Inversiones - según análisis de OSINERGMIN

OSINERGMIN-GART Informe N° 0274—2012-GART


Flujo Carga Balanceada

Nodos

Tensión Línea-Línea, Magnitud [kV]

Tensión, Magnitud [p.u.]

Tensión, Ángulo [deg]

Ramas

Potencia Activa [MW]

Potencia Reactiva [Mvar]

Nivel de Carga [%]

Terminal

Tensión Línea-Línea, Mag

Tensión, Magnitud [p.u.]

Tensión, Ángulo [deg]

OSINERGMIN

PowerFactory 14.0.523

PLAN DE INVERSIONES 2013-2017

ALTERNATIVA 07

2022

Proyecto:

Gráfica: AREA_01

Fecha: 4/07/2012

Anexo:

Tramitar su Baja9MVA_2016

Tramitar su Baja7MVA_2016

4x1.25MVAR(2021)

3X4MVAR(2021)

(1)(2)Traslado (14%)SEPO10 (9%) y CAST23 (5%)

(4)Traslado 6% a EJID10(2014)

(5)Traslado 30% a SEPS(2015)

(4)Traslado (50%)a EJID23.

(6)Traslado (15%)a SET PSur (2015)y

15% adicionala SET PSur (2020)

(3)Traslado (30%)Piura Centro10(2015)

(4)Traslado (25%)Castilla10 (2017)

(6)Traslado (15%)Pcentro23(2015)Traslado (15%)Pcentro23(2020)

TP

220

/60/

10 k

V r

otad

o de

SE

PO

50M

VA

_(A

ño 2

018)

LT PSur-PCentro 240mm2, 7Km (2018)

TR 6

0/23

KV

,15M

VA

(201

7)

100/

100/

30M

VA

(201

8)

LT P

iura

Sur

-Chu

luca

nas

240m

m2,

62.

10K

m (

2015

)

LT 60 kV DT 240mm2 AAAC - 10.8Km (2014)

SE

T P

iura

Sur

220

/60/

10kV

50M

VA

_(A

ño 2

015)

LT 120mm2,40Km (2014)

SE

60/

23K

V,1

2MV

A(2

014)

LP 2

40m

m2,

20.3

5Km

(201

4)

(4)Traslado 6% de PCEN10

(2014)

3X4MVAR(2021)

2x1.25MVAR(2021)

(7)Traslado Cargade SET Zarum23kV

(40%)_(2021)

Transformador dado de Baja

Ex-SET Castilla7MVA_2007

15 M

VA

-(20

16)

15M

VA

(201

6)

Traslado(50%)2016

LT 60 kV DT 240mm2 AAAC - 10.8Km (2019)

15 M

VA

(201

3)

3.75MVAR(2013)

(4)Traslado (50%)de SEPC23

(6)Traslado Cargaa SET Charat10kV

(20%)_(2019)

(6)Traslado Cargade SET LCruz10kV

(20%)_(2019)

15M

VA

(202

1)

Cam

bio

240m

m2

AA

AC

23.8

6Km

(201

7)

LT 240mm2 AAAC-33.7km (2019)(Criterio N-1)

65/6

5/13

MV

A (2

018)

TP 1

5MV

A(2

017)

(5)Traslado Cargaa SET PPiza10kV

(60%)_(2017)

(5)Traslado CargaSET Zarumilla10kV

(60%)_(2017)

(4)Traslado (25%)a SET Piura Sur

30M

VA

(201

6)

Rot

ado

deS

ET

Sul

lana

Ex_

Chu

luca

nas

(201

7)

BPZ (2014)

2x2.5MVAR(2016)

LT 2

40m

m2

AA

AC

-45.

78km

(20

15)(

Cri

teri

o N

-1)

Tramitar Baja3.5MVA(2014)

Rot

ado

de S

ET

Lom

aVT

R 2

.5M

VA

(201

4)

30/7

/25M

VA

(201

4)

3.75MVAR(2013)

TR 1

3 M

VA

com

prad

o pa

ra S

ET

Chu

luca

nas(

2010

)R

otad

o de

Chu

luca

nas

a S

echu

ra(2

014)

Rot

ado

de S

echu

ra a

PP

izar

ro(2

017)

(1)Traslado (9%)Piura Centro

2013

(2)Traslado (5%)Piura Centro

Tram

itar B

aja

0.8M

VA

(201

3)

10M

VA

(201

3)

2X1.25MVAR(2012)

4x1.25MVAR(2012)

Rot

ado

de r

eser

va(A

ño 2

012)

Tra

mita

r B

aja

(Año

201

4)

AREA1_2022

SDF (2012)

30MVA(2011)

2.5MVAR(2012)

1.25MVAR(2013)

Elementos no Aprob. en el PI Nuevo (2009-2013)

TP

60/

23/1

0kV

, 30M

VA

(20

16)

30M

VA

(201

3)

AA

AC

120

mm

2-5.

8km

10M

W (2

010)

2T 3

x70m

m2

CU

, 2.7

5km

NA

Cambio 240mm2 AAAC - 7.35Km (2009)

100/

100/

30M

VA

(201

1)

a Chiclayo Oeste

30/7

/25M

VA

(200

8)

Traslado (20%)

2da Terna Chiclayo Piura

Adenda N° 6 REP(Jun-2011)

Repotenciado o Rotado

PISUR06060.521.01

118.23

PRICO02322.971.00

-30.29

DESCA02322.911.00

-29.31

PRICO06058.430.97

121.54

DESCA06059.841.00

121.85

BAYO02322.891.00

121.43

BAYO060

60.391.01

122.61

BAYO138

134.490.97

125.59

NINA138

136.000.99

126.62

SEPS220 211.400.96

122.30

NINA220218.720.99

128.52

CANCA023 22.710.99

113.04

LEJID060

60.051.00

115.42SEPO010B

0.000.000.00

S..22.951.00

-39.88

LEJID01010.201.02

-39.60

LEJID023

23.541.03

111.70

PP

IZA

010B

9.62

0.96

-49.

01

PPIZA023B 22.610.99

105.43

NESPE013 13.801.0097.89

PAITA10C

TABLA01313.801.00

-35.87

TABLA06058.700.98

109.62

CASTI010

9.930.99

110.49

LEJID060

CA

ST

I023

23.6

21.

03-3

4.45

EAREN01313.690.99

105.95

EA

RE

N02

423

.03

1.00

-42.

57

TEXTI06061.581.03

117.46

PCENT06060.331.01

117.05

TUMBE02322.850.99

-47.15

ZOREP06062.931.05

119.48

LOMAV10B

LOMAV3332.310.98

113.93

LOMAV10A9.810.98

-38.99NAUTI10

9.870.99

143.23

23.151.01

-36.37

10.351.04

-35.58

ZORRI03333.671.02

115.16

POECH02323.351.02

-33.47

LOMAL02323.181.01

-48.59MORRO02322.85

1.00-48.66

LOMAL06057.840.96

103.39

MORRO06056.950.95

104.77

PPIZA01010.461.05

-42.50

PPIZA02323.841.04

107.70

PPIZA06054.550.91

110.07

NAUTI3333.191.01

114.75

LCRUZ109.971.00

-38.08

LCRUZ3333.841.03

115.34

POECH010B10.201.02

-30.19

PA

ITA

10B

10.311.0394.45

TCOLO010

10.581.01

-46.65

LAHUACA22.9

22.600.99

-42.81

SULLA02322.770.99

-43.08

PAITA02423.860.99

-61.43

2.411.00

-88.72

PCENT023

22.921.00

-52.33

POECH060

62.021.03

118.23

TALAR03333.471.01

-56.25

MALAC03333.191.01

-57.28

CHARA03334.121.03

115.59

CHARA06062.911.05

119.45

ZARUM010

10.261.03

-46.12

TUMBE0109.940.99

-47.66MANCO010

10.011.00

142.63ZARUM023

23.481.02

105.05

TUMBE03333.121.00

103.87

MANCO02323.071.01

113.70

ZARUM06053.970.90

109.48

TUMBE060

55.960.93

112.05MANCO060

59.020.98

115.37

CHULU01010.351.03

-45.40

CHULU02323.591.03

104.02

CHULU06057.540.96

107.93

CONST02322.600.99

109.44 CONST0109.920.99

-40.63

SECHU010

9.900.99

-39.43

LUNIO01010.361.04

-37.17

CONST06056.940.95

110.81

SECHU06057.760.96

112.07

CASTI06059.320.99

114.91

LUNIO060 59.430.99

113.87

CURUM01010.201.02

-29.46

CTPIU010

PCENT01010.331.03

111.59

CURUM06060.891.01

116.23

ZOREP01010.481.05

149.27

SULL4C

SULLA010

9.981.00

107.92

SULLA06058.420.97

113.61

EAREN060 57.920.97

109.52

CT

PA

I02A

ZOREP220

212.790.97

122.80

PAITA004

PAITA010

PAITA06056.860.95

108.61

MALAC01313.391.01

153.75

SEPO01010.211.02

146.54

SEPO06061.601.03

117.49

TALAR01313.801.00

159.20

TCOLO06055.780.93

107.79

LAHUACA6057.720.96

110.40

CT

PA

I02B

CHARA010

10.471.05

-32.63

SULL4A

SU

LL4B

SEPO220211.240.96

122.15

POECH010 10.201.02

-29.40

TALAR220219.441.00

124.12

SULLA10B9.981.00

107.92

Cub_2

17.235.66

-22.401.5184.20

39.767.4784.20

-17.

23-5

.66

84.2

0

-6

6.281.4843.73

-6.28-1.2943.73

-3

-22.834.1740.79

22.99-3.8140.79

21.4

5-0

.05

38.2

3

-20.622.2438.23

21.820.8038.23

-21.

450.

0538

.23

17.235.66

39.767.4784.20

-22.401.5184.20

-17.

23-5

.66

84.2

0

-6

1

3.431.13

4.691.54

4.691.7142.72

-4.69-1.5442.72

-4

3.431.2026.04

-3.43-1.1326.04

-1

4.811.8614.51

-4.69-1.7114.51

3.450.786.44

-3.43-1.206.44

0.000.00

1

8.002.63

8.133.2126.93

-4.13-1.3226.93

-4.00-1.3126.93

-4

8.133.21

26.93

-4.13-1.3226.93

-4.00-1.3126.93

-4

16.354.0118.81

-16.26-6.4118.81

8.182.2923.73

-8.18-2.0023.73

8.182.2923.73

-8.18-2.0023.73

-105.84-17.4162.06

108.6114.4762.06

-26.23-3.7815.35

26.322.4615.35

1.010.317.04

-1.00-0.337.04

1.000.33

31.239.8956.42

-30.78-8.6856.42

-0.00-11.04

3

0.00-4.94

4

2.840.93

3.411.24

24.43

-3.39-1.1224.43

-3

11.180.6178.64

-11.180.0678.64

-5

4.471.47

0.00-3.65

3

4.601.51

8.852.91

13.465.54

96.94

-8.85-2.9196.94

-4.60-1.5196.94

-5

0.00-5.42

4

0.510.17

4.972.5739.33

-4.97-2.4239.33

-5

-18.21-5.9834.76

1.910.63

-38.49-23.2473.98

38.4926.1173.98

0.120.46

73.98

-9

6.94-0.5948.07

-0.0

00.

0048

.07

-6.941.0348.07

-2

3.27

1.07

7.763.5864.76

-0.26-0.0864.76

-7.50-2.8964.76

2

-20.32-1.5787.01

-4.47-1.4787.01

24.825.48

87.01

-4

59.0019.8593.33

-58.47-13.8693.33

0

G~

59.0019.8586.46

0.00-1.00

2

-24.55-2.3145.94

25.896.58

45.94

22.437.3092.30

-22.35-3.7692.30

-0.012.4792.30

-7

-0.00-3.73

3

24.499.98

91.94

-5.99-1.9791.94

-18.34-6.0391.94

-10

0.000.00

3.84

1.26

6.252.4168.44

-6.25-2.0568.44

-2

-0.0

0-2

.50

2

0.00-5.32

4

-4

0.020.01

4.741.56

-16.68-15.1441.96

16.9415.7841.96

3.066.2512.85

-3.03-6.3412.85

20.0025.8681.73

-0.0

0-0

.00

81.7

3

6

-0.00-3.84

3

-3

22.208.8697.32

-18.36-6.0397.32

-3.8

4-1

.26

97.3

2

0

0

18.366.03

24.848.1745.05

-24.49-7.2145.05

2.921.05

44.36

-2.92-0.9644.36

-0.0

0-0

.00

44.3

6

-6

19.431.24

34.36

-18.650.6934.36

13.58-1.2824.74

-13.341.6224.74

-7.384.5115.98

7.43-4.5415.98

-24.55-2.3145.94

25.896.5845.94

-1

3.472.4343.89

-3.46-2.0943.89

-0.0

00.

0043

.89

-2

10.403.42

0.00-2.36

2

-19.07-20.6845.17

19.3121.1349.31

0.980.32

0.980.261.77

14.614.6026.53

17.723.8331.21

20.925.1664.34

-20.59-4.7664.34

1.570.52

1.570.5541.41

-1.57-0.5241.41

050.5725.8095.75

-47.57-17.1995.75

0

0.500.1620.52

-0.46-0.1520.52

2

6.252.05

-6.25-2.4121.97

1.300.43

1.300.43

2.810.92

2.811.01

58.51

-2.81-0.9258.51

0

0.460.15

1

3.341.17

11.14

-3.31-1.1711.14

6.451.68

71.60

-4.27-1.4071.60

-2.180.2971.60

-11

9.913.4918.14

-9.54-3.5018.14

2.860.94

-2.86-0.9449.49

2.881.0649.49

0

1

0.00-3.59

1

3.54

1.16

G~

-17.31-3.0431.32

G~

G~

-3.312.568.32

14.77-1.8827.41

3.31-2.5648.22

-3.282.76

48.22

-1

5

G~

3.281.08

11.183.67

4.48-3.6370.51

-4.443.96

70.51

-0.000.0070.51

-10

4.441.46

-12.50-0.0539.27

-6.45-1.6821.15

22.437.3092.30

-22.35-3.7692.30

-0.012.47

92.30

-7

-71.65-29.9884.54

71.7937.9084.54

-10

8.023.6872.18

-4.75-1.5672.18

-3.2

7-1

.07

72.1

8

-8

11.664.6038.91

0.390.1454.60

-0.39-0.1354.60

2

2.060.83

90.86

-2.05-0.6790.86

2

0.390.13

2.050.67

G~

20.0025.8688.35

G~

5.002.1392.45

G~

5.002.1392.45

-10.00-3.9535.53

10.004.27

35.53

0

M~

5.912.52

20.596.77

-0.00-3.66

3

20.594.7687.90

-20.59-3.1187.90

-6

5.912.92

76.14

-5.91-2.5276.14

-2

2.941.0825.09

-2.92-0.9625.09

-1

2.941.0825.09

-2.92-0.9625.09

-1

-3.5

41.

3486

.87

41.9016.5186.87

-4

12.544.12

-0.000.000.34

0.030.030.34

0

-2.96-1.0825.31

2.991.1725.31

0

-2.96-1.0825.31

2.991.17

25.31

0

19.422.3059.91

-15.51-7.1528.82

15.517.1628.82

7.763.5864.76

-0.26-0.0864.76

-7.50-2.8964.76

2

28.1514.89110.02

-1.57-0.55

110.02

-26.58-8.74

110.02

-10 3.262.02

45.03

-0.05-0.7745.03

-3.21-1.0645.03

-4

-2

-3

7.28-0.8221.53

-7.160.96

21.53

22.399.1370.48

-22.20-8.8670.48

-12.00-4.2285.65

12.005.27

85.65

0

7.132.34

G~

6.002.63

92.94

-3.7410.7214.92

3.79-10.4814.92

0

0

2.920.96

6.792.23

38.3612.61

G~

G~

-37.51-13.2065.45

37.7516.3865.45

-0.12-0.4665.45

-8

G~

15.0017.2994.62

G~

7.502.22

82.33

12.004.22

24.18

33.8511.13

0

-25.83-7.4448.74

22.126.66

43.00

-21.27-4.5843.00

G~

-0.00-1.86

1

0

44.7114.70

G~

0

-70.70-31.0084.47

71.6338.0584.47

-0.780.8684.47

-10

-36.86-7.19

107.47

48.7916.78107.47

-11.76-4.98

107.47-9

G~

0

G~

G~

-21.99-8.7591.19

26.9113.7991.19

-4

0

G~

0

G~

36.1621.8733.54

-33.56-35.6733.54

G~

7.502.2282.33

10.480.5629.99

-10.20-0.2329.99

2.961.0817.15

5.851.92

2.961.0817.15

18.418.0222.91

-17.77-28.6322.91

2.180.72

4.271.40

26.588.74

3.211.06

5.321.75

5.991.97

1

G~

6.002.6392.94

G~

95.0052.0990.89

95.0052.0982.91

-94.52-41.2982.91

0

12.744.19

-15.00-3.7751.12

15.004.4451.12

0

18.346.03

2.18-3.5350.25

-2.163.7350.25

-0.00-0.0050.25

-3

G~

8.462.78

-98.86-17.6258.15

36.1621.8728.36

-33.56-35.6728.36

DIg

SIL

EN

T



Anexo D Modificación del Plan de Inversiones

2009-2013



CUADRO D1 – Área de Demanda 1 INVERSIONES NO INCLUIDAS EN EL PLAN DE INVERSIONES 2009-2013

JUSTIFICADAS PONERSE EN SERVICIO HASTA ANTES DE MAYO 2013 (1)

Año Titular Nombre de Elemento Instalación Código de Módulo


US$

2012 ENOSA Celda Compensador SET LOMA LARGA CE-023COR1C1ESBCC1 45 867

2012 ENOSA Banco de capacitores 22.9 kV de 2,5 MVAr SET LOMA LARGA SC-023CO1BPEV-1.25-2 58 764

2012 ENOSA Celda Compensador SET PIURA CENTRO CE-023COU1C1ESBCC1 47 587

2012 ENOSA Banco de capacitores 22.9 kV de 2,5 MVAr SET PIURA CENTRO SC-023CO1BPEV-1.25-2 58 764

2012 ENOSA Celda Alimentador SET CASTILLA CE-010COU1C1ESBAL1 29 659

2012 ENOSA Celda Alimentador SET PAITA CE-010COU1C1ESBAL1 29 659

2012 ENOSA Celda Alimentador SET PAITA CE-010COU1C1ESBAL1 29 659

2012 ENOSA Celda Compensador SET PAITA CE-010COU1C1ESBCC1 33 426

2012 ENOSA Banco de capacitores 10,5 kV de 5 MVAr SET PAITA SC-010CO1BPEV-1.25-4 87 441

2012 ENOSA Celda Alimentador SET MALACAS CE-010COR1C1ESBAL1 31 986

TOTAL 452 810 (1) Aprobados en el marco de lo establecido en el numeral VII) del Literal d) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE

CUADRO D2 – Área de Demanda 1

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

Año Titular Nombre de Elemento Instalación Código de Módulo Estándar

Inversión US$

De 2012 a 2015 ENOSA Celda de Alimentador SET SULLANA CE-010COU1MCISBAL1 30 120

De 2012 a 2016 ENOSA Transformador de Potencia 60/22.9/10 kV, 30 MVA SET SULLANA TP-060023010-030CO1E 929 745

TOTAL 959 865

CUADRO D3 – Área de Demanda 1

ELEMENTOS DEL PLAN DE INVERSIONES 2009-2013 QUE YA NO SON REQUERIDOS EN EL PERÍODO 2013-2017



US$ 2010 ENOSA Celda de Alimentador SET PIURA OESTE CE-010COU1C1ESBAL 42 390

2010 ENOSA Celda de Alimentador SET ZARUMILLA CE-023COR1C1ESBAL 55 550

2010 ENOSA Celda de Alimentador SET ZORRITOS REP CE-023COR1C1ESBAL 67 035

2010 ENOSA Celda de Transformador SET ZORRITOS REP CE-010COR1C1ESBTR 39 661



2010 ENOSA Transformador de Potencia 60/22.9/10 KV – 30 MVA SET ZARUMILLA TP-060023010-030CO1E 954 122

2011 ENOSA Celda de Alimentador SET ZORRITOS REP CE-010COR1C1ESBAL 42 734

2011 ENOSA Celda de Transformador SET PIURA CENTRO CE-023COU1C1ESBTR 53 504

2011 ENOSA Celda de Transformador SET PIURA CENTRO CE-060COU1C1ESBTR 136 211

2011 ENOSA Transformador de Potencia 60/22.9 KV – 15 MVA SET PIURA CENTRO TP-060023-015CO1E 521 354

2011 ENOSA Transformador de Potencia 60/10 KV – 30 MVA EL ARENAL TP-060010-030CO1E 814 596

2012 ENOSA Celda de Alimentador EL ARENAL CE-010COU1C1ESBAL 41 281

2012 ENOSA Celda de línea 60 kV, a SET Piura Centro SET EJIDOS CE-060COR1C1ESBLI 187 219

2012 ENOSA Celda de línea 60 kV, a SET Ejidos SET PIURA CENTRO CE-060COU1C1ESBLI 188 567

2012 ENOSA PIURA CENTRO - EJIDOS LÍNEA LT-060COU0ACS0C1240A 385 173

2012 ENOSA Celda de Alimentador SET SULLANA CE-010COU1C1ESBAL 41 281



2012 ENOSA Celda de Alimentador SET TIERRA COLORADA CE-010COR1C1ESBAL 35 412

Total 3 900 398



Anexo E Plan de Inversiones 2013-2017 determinado por OSINERGMIN

(Incluye programación de Bajas)



CUADRO E1 – Área de Demanda 1

PLAN DE INVERSIONES 2013-2017 (NUEVAS INSTALACIONES)



US$ 2013 ENOSA Celda Compensador SET CONSTANTE CE-023COR1C1ESBCC1 45 867

2013 ENOSA Banco de capacitores 22.9 kV de 3,75 MVAr SET CONSTANTE SC-023CO1BPEV-3.75-1 68 401

2013 ENOSA Celda Alimentador SET CHULUCANAS CE-023COR1C1ESBAL1 43 821

2013 ENOSA Transformador de Potencia 60/23/10, 30 MVA SET CHULUCANAS TP-060023010-030CO1E 929 745

2013 ENOSA Celda Compensador SET MORROPON CE-023COR1C1ESBCC1 45 867

2013 ENOSA Banco de capacitores 22.9 kV de 3,75 MVAr SET MORROPON SC-023CO1BPEV-1.25-3 74 593

2013 ENOSA Celda Acoplamiento SET PIURA OESTE CE-010COU1MCISBLA1 30 928

2013 ENOSA Celda Transformador SET LOS EJIDOS CE-060COU1C1ESBTR2 114 620

2013 ENOSA Celda Transformador SET LOS EJIDOS CE-023COU1MCISBTR1 52 708

2013 ENOSA Celda Transformador SET LOS EJIDOS CE-010COU1MCISBTR1 50 370

2013 ENOSA Celda Alimentador SET LOS EJIDOS CE-023COU1MCISBAL1 31 974


2013 ENOSA Transformador de Potencia 60/23/10, 15 MVA SET LOS EJIDOS TP-060023010-015CO1E 608 306

2013 ENOSA Celda Alimentador SET CASTILLA CE-023COU1MCISBAL1 32 795

2013 ENOSA Celda Transformador SET SULLANA CE-023COU1C1ESBTR1 47 247

2013 ENOSA Celda Alimentador SET SULLANA CE-023COU1MCISBAL1 32 795

2013 ENOSA Celda Alimentador SET MALACAS CE-010COR1C1ESBAL1 31 986

2013 ENOSA Transformador de Potencia 33/10 kV, 10 MVA SET LOMA DE VIENTO TP-033010-010CO1E 369 332

2014 ENOSA Celda Línea SET BAYOVAR CE-060COR1C1ESBLI2 147 421

2014 ENOSA Celda Transformador SET PUERTO RICO CE-023COR1C1ESBTR1 52 109

2014 ENOSA Celda Línea-Transformador SET PUERTO RICO CE-060COR1C1ESBLT2 216 786

2014 ENOSA Transformador de Potencia 60/22.9 kV, 15 MVA SET PUERTO RICO TP-060023-015CO1E 776 728

2014 ENOSA Celda Alimentador SET PUERTO RICO CE-023COR1C1ESBAL1 65 272

2014 ENOSA Celda Alimentador SET CHULUCANAS CE-010COR1C1ESBAL1 32 807

2014 ENOSA Celda Línea SET PIURA OESTE CE-060COU1C1EDBLI3 199 414

2014 ENOSA Celda Línea SET LOS EJIDOS CE-060COU1C1ESBLI2 147 421


2014 ENOSA Celda Alimentador SET PAITA CE-010COU1MCISBAL1 30 120

2014 ENOSA Transformador de Potencia 60/23/10 kV, 30 MVA SET PAITA TP-060023010-030CO1E 929 745

2014 ENOSA Celda Acoplamiento SET PAITA CE-010COU1MCISBLA1 30 120

2014 ENOSA Celda Alimentador SET MANCORA CE-023COR1C1ESBAL1 42 724

2014 ENOSA BAYOVAR - PUERTO RICO LÍNEA LT-060COR0PMS0C1120A 1 352 048

2014 ENOSA PIURA OESTE - EJIDOS LÍNEA LT-060COU0AMS0C5240A 996 651

2015 ENOSA Celda Línea SET CHULUCANAS CE-060COU1C1ESBLI2 151 206

2015 ENOSA Celda Línea SET PIURA OESTE CE-060COU1C1EDBLI3 199 414

2015 ENOSA Celda Transformador SET PIURA SUR CE-010COU1MCISBTR1 66 502

2015 ENOSA Celda Alimentador SET PIURA SUR CE-023COU1MCISBAL1 42 214






2015 ENOSA Celda Línea SET PIURA SUR CE-220COU1C1ESBLI3 503 243


2015 ENOSA Celda Transformador SET PIURA SUR CE-220COU1C1ESBTR3 329 275





US$ 2015 ENOSA Celda Transformador SET PIURA SUR CE-060COU1C1ESBTR2 151 326


2015 ENOSA Transformador de Potencia 220/60/10 kV, 50 MVA SET PIURA SUR TP-220060010-050CO1E 1 953 858

2015 ENOSA Celda Línea SET PAITA CE-060COU1C1ESBLI3 154 830


2015 ENOSA Celda Alimentador SET SULLANA CE-010COU1MCISBAL1 30 120

2015 ENOSA PIURA OESTE - PAITA LÍNEA LT-060COR0PMS0C1240A 1 881 254

2015 ENOSA PIURA SUR - CHULUCANAS LÍNEA LT-060COR0PMS0C1240A 2 551 898

2016 ELECTROPERU Celda Transformador SET CHARAN CE-060COR1C1ESBTR2 114 620



2016 ELECTROPERU Transformador de Potencia 60/33/10 kV, 30 MVA SET CHARAN TP-060033010-030CO1E 910 053

2016 ENOSA Transformador de Potencia 60/10 kV, 15 MVA SET LA UNION TP-060010-015CO1E 528 500

2016 ENOSA Transformador de Potencia 60/22.9 kV, 15 MVA SET MORROPON TP-060023-015CO1E 521 464


2016 ENOSA Celda Acoplamiento SET SULLANA CE-010COU1MCISBLA1 30 120

2016 ENOSA Celda Compensador SET ZARUMILLA CE-010COR1C1ESBCC1 34 087

2016 ENOSA Banco de capacitores 10 kV de 2,5 MVAr SET ZARUMILLA SC-010CO1BPEV-1.25-2 57 253

TOTAL 18 948 492

CUADRO E2 – Área de Demanda 1 ELEMENTOS DEL PLAN DE INVERSIONES 2009-2013

REPROGRAMADOS PARA EL PERÍODO 2013-2017 Año Titular Nombre de Elemento Instalación Código de Módulo


US$

2015 ENOSA Celda de Alimentador SET SULLANA CE-010COU1MCISBAL1 30 120

2016 ENOSA Transformador de Potencia 60/22.9/10 kV, 30 MVA SET SULLANA TP-060023010-030CO1E 929 745

TOTAL 959 865

CUADRO E3 – Área de Demanda 1 PROGRAMACIÓN DE BAJAS

Titular Nombre Elemento Año

ENOSA Transformador de Potencia de 0,8 MVA, 33/10 kV, en SET Loma de Viento 2013 ENOSA Transformador de Potencia de 5 MVA, 33/10 kV, en SET Loma de Viento 2013 ENOSA Transformador de Potencia de 7 MVA, 60/10 kV, en SET Paita 2014 ENOSA Transformador de Potencia de 3,5 MVA, 60/10 kV, en SET Sechura 2014 ENOSA Transformador de Potencia de 9 MVA, 60/23 kV, en SET Morropón 2016 ENOSA Transformador de Potencia de 7 MVA, 60/10 kV, en SET Unión 2016



Anexo F Cuadros Comparativos



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

ÁREA DE DEMANDA 1

Propuesta Final

ENOSA Prepublicación OSINERGMIN

Publicación OSINERGMIN

Año GWh (A) (%)∆GWh

GWh (C) (%)∆GWh

GWh (C) (%)∆GWh

2010 1 056,30 1 048,25 1 048,30 2011 1 129,05 6,89% 1 250,43 19,29% 1 253,80 19,60% 2012 1 248,50 10,58% 1 351,28 8,07% 1 416,20 12,95% 2013 1 381,13 10,62% 1 438,85 6,48% 1 552,30 9,61% 2014 1 531,57 10,89% 1 569,24 9,06% 1 686,10 8,62%

2015 1 700,96 11,06% 1 714,14 9,23% 1 818,90 7,88% 2016 1 756,36 3,26% 1 763,28 2,87% 1 900,50 4,49% 2017 1 855,37 5,64% 1 839,82 4,34% 1 949,60 2,58% 2018 1 960,01 5,64% 1 917,93 4,25% 2 025,10 3,87% 2019 2 070,53 5,64% 2 002,79 4,42% 2 102,50 3,82% 2020 2 187,20 5,64% 2 079,05 3,81% 2 181,80 3,77%

2021 2 310,39 5,63% 2 156,87 3,74% 2 263,10 3,73% 2022 2 440,51 5,63% 2 236,26 3,68% 2 346,20 3,67%

Aprobación del Plan de Inversiones 2013 - 2017 COMPARACIÓN DE INVERSIONES ANUALES (SCT)- TOTAL ÁREA DE DEMANDA 1

(US$)

Año Propuesta Propuesta OSINERGMIN OSINERGMIN

Inicial Final Prepublicación Publicación D/A -1 D/B -1 D/C -1

(A) (B) (C) (D)

2011 212 517 1 641 061

2012 2 307 272 711 571 657 012 452 810 -80,4% -36,4% -31,1%

2013 12 555 685 2 721 742 3 382 826 2 643 329 -78,9% -2,9% -21,9%

2014 4 877 778 7 488 526 4 637 267 5 048 732 3,5% -32,6% 8,9%

2015 1 062 396 6 864 829 10 189 623 8 936 990 741,2% 30,2% -12,3%

2016 965 193 4 263 793 2 198 760 3 249 186 236,6% -23,8% 47,8%

TOTAL 21 980 842 23 691 520 21 065 488 20 331 047 -7,5% -14,2% -3,5%



9. Referencias

[1] Estudios Técnico Económicos presentados por los Titulares como sustento de su propuesta de Plan de Inversiones en Transmisión para el período 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 OSINERGMIN para la determinación 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 ... · Introducción El presente informe describe el estudio realizado por OSINERGMIN, como sustento para la determinación