estudio para la determinación del plan de inversiones en ... · para el Área de demanda 9...

GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA

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

Informe N° 0282-2012-GART

Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en Transmisión

para el Área de Demanda 9 Regulación para el período 2013-2017

(Publicación)

Lima, julio 2012

OSINERGMIN Informe N° 0282-2012-GART

Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en Transmisión para el Área de Demanda 9 (publicación) Página 1 de 76

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 91, 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 9 presentaron Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A. (en adelante “SEAL”) y Electrosur S.A. (en adelante “ELECTROSUR”) en las etapas anteriores y, las opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN que al respecto han presentado por separado SEAL y ELECTROSUR y cuyo análisis se desarrolla en el Anexo A del presente informe.

En ese sentido, para los casos en los que no se han subsanado adecuadamente las observaciones realizadas por OSINERGMIN a los estudios que sustentan las propuestas por los titulares de transmisión, o la información presentada como parte de dicha subsanación de observaciones o como parte de las opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN no es

1 Área de Demanda 9: Abarca el departamento de Arequipa, donde existen instalaciones de transmisión de Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A. y Electrosur S.A., Red de Energía del Perú S.A.), Empresa de Generación Eléctrica de Arequipa S.A. y Consorcio Energético de Huancavelica S.A.

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



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

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

♦ La proyección de la demanda eléctrica incluye la demanda total del Área de Demanda 9.

♦ Se justifica la conveniencia de utilizar transformadores de tres devanados 138/33kV en cascada con transformadores 33/10 kV para el sistema eléctrico de Arequipa.

♦ Se ha considerado el criterio N-1 para afianzar el sistema eléctrico de Arequipa.

♦ La responsabilidad de implementación de las inversiones complementarias a instalaciones existentes, se ha asignando a quien tiene la concesión de las mismas.

Como consecuencia de la aplicación de estos cambios, el Plan de Inversiones para el Área de Demanda 9, en el período 2013-2017, se resumen en el siguiente cuadro:

Plan de Inversiones en Transmisión del Área de Demanda 9

para el periodo 2013-2017

Propuesta OSINERGMIN Inversión (US$)

Longitud de Línea (km)

Potencia de Transformación

(MVA)

Cantidad De

Elementos

SEAL 38 842 254 211,9 537 176

MAT Celda 3 552 988

14

Línea 3 889 235 59,6

2

Transformador 7 685 676

370 6

AT Celda 5 045 710

49

Línea 9 187 454 152,3

12


167 9

MT Celda 3 065 049

77

Compensador 607 575

7

ELECTROSUR 1 804 380 22,7

1

AT

Transformador

Línea 1 804 380 22,7

1

Total Área de Demanda 9 40 646 634 234,6 537 177

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

Potencia de Transformación Cantidad

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

SEAL 1 082 513 - 25 8

AT Celdas 253 266

3

Transformador 707 746

25 1

MT Celdas 121 501 - - 4

Total Área de Demanda 9 1 082 513 - 25 8

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 .................................................................. 25 6.1.5 Proyección Global .................................................................................... 26

6.2 DEFINICIÓN DEL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN ........................................ 26 6.2.1 Consideraciones ...................................................................................... 27 6.2.2 Diagnóstico de la situación Actual ............................................................ 27 6.2.3 Alternativas de expansión de la transmisión............................................. 30

6.2.3.1 Sistema Eléctrico Arequipa .................................................................... 30 6.2.3.2 Sistema Eléctrico Camaná – Chuquibamba - Majes ............................. 32 6.2.3.3 Sistema Eléctrico Islay ........................................................................... 33 6.2.3.4 Sistema Eléctrico Puquina – Omate – Ubina ......................................... 34

6.2.4 Modificación del Plan de Inversiones 2009-2013 ..................................... 34 6.2.4.1 Ejecución de proyectos no incluidos en el Plan de Inversiones 2009-

2013 vigente ........................................................................................... 34 6.2.4.2 Reprogramación del Plan de Inversiones vigente ................................. 35

6.2.5 Plan de Inversiones 2013-2017 ................................................................ 36 6.2.5.1 Programación de Bajas .......................................................................... 36

7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................................. 37

8. ANEXOS .................................................................................................................... 38

Anexo A Análisis de las Opiniones y Sugerencias a la PREPUBLICACIÓN ........... 39 Anexo B Diagrama Unifilar del Sistema Actual según información de Titulares ...... 61 Anexo C Diagrama Unifilar de las Alternativas Seleccionadas - según análisis de

OSINERGMIN .......................................................................................... 63 Anexo D Modificación del Plan de Inversiones 2009-2013 ..................................... 65 Anexo E Plan de Inversiones 2013-2017 determinado por OSINERGMIN (incluye

programación de Bajas) ........................................................................... 67 Anexo F Cuadros Comparativos ............................................................................ 74

9. REFERENCIAS ......................................................................................................... 76



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 9, 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.

SEAL, ELECTROSUR, Empresa de Generación Eléctrica de Arequipa S.A., Consorcio Energético Huancavelica 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 9 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 los Titulares, sólo SEAL Y ELECTROSUR han presentado sus propuestas de Plan de Inversiones 2013-2017 para el Área de Demanda 9.

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 9, sólo las empresas SEAL y ELECTROSUR han presentado opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN, mediante cartas SEAL-GG/TE-0647-2012 de fecha 9 de mayo de 2012 y GP-582-2012 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 para el período 2013-2017; las



respuestas e información complementaria que presentaron los TITULARES para absolver las observaciones formuladas por OSINERGMIN a dichos estudios; las opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN, cuyo análisis en detalle se desarrolla en el Anexo A del presente documento; así como los estudios desarrollados sobre el particular por la GART y/o estudios encargados por OSINERGMIN a consultores especializados.

1.1 Aspectos Regulatorios y Normativos

El sistema de precios debe ser estructurado sobre la base de la eficiencia económica de acuerdo con lo señalado por los Artículos 8° y 42° de la 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.

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.

(…)



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

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.

(…)



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

• Norma de Procedimiento para la Asignación de Responsabilidad de Pago de los SST y SCT, aprobada con Resolución OSINERGMIN N° 383-2008-OS/CD.

1.2 Proceso de Aprobación del Plan de Inversiones

El presente proceso se viene desarrollando según lo establecido en la norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados” aprobada mediante Resolución OSINERG N° 001-2003-OS/CD, cuyo Texto Único Ordenado aprobado por Resolución OSINERGMIN N° 775-2007-OS/CD ha sido modificado con Resolución OSINERGMIN N° 049-2011-OS/CD, donde en su Anexo B1 se señala específicamente las etapas a seguirse para la aprobación del Plan de Inversiones en Transmisión (en adelante “PROCEDIMIENTO”).

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

Asimismo, toda la información disponible relacionada con el PROCEDIMIENTO, incluyendo la correspondiente a las Audiencias Públicas, se viene publicando en la página Web: http://www2.osinerg.gob.pe/gart.htm, en la sección que resulta de ingresar a los vínculos siguientes: “Procedimientos Regulatorios”, “Procedimiento para fijación de Peajes y Compensaciones para SST y SCT”, “Procedimiento para aprobación del Plan de Inversiones en Transmisión Período 2013-2017”.

Inicio del Proceso

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

Así, el 01 de setiembre de 2011 se inició el presente proceso con la presentación de los “Estudios Técnico Económicos que sustentan las Propuestas del Plan de Inversiones en Transmisión correspondiente al período 2013-2017”, preparados por los Titulares de las instalaciones de transmisión y presentados a OSINERGMIN para su evaluación.



Primera Audiencia Pública

La primera Audiencia Pública se ha desarrollado entre los días 22 y 23 de setiembre de 2011, cuyo objetivo fue que los Titulares de los Sistemas de Transmisión expongan el sustento técnico económico de sus propuestas del Plan de Inversiones en Transmisión.

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

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

Observaciones al Estudio

El 28 de noviembre de 2011, OSINERGMIN notificó a los Titulares correspondientes las observaciones a los estudios presentados por éstos como sustento de sus propuestas de Plan de Inversiones en Transmisión. Asimismo, publicó en su página Web dichos informes de observaciones.

Respuesta a Observaciones

En cumplimiento del cronograma 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 de 2012 para que los interesados puedan presentar sus opiniones y sugerencias.

Segunda Audiencia Pública

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

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

Dichas opiniones y preguntas así como el acta de la Audiencia Pública, que se encuentran publicadas en la 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 analizados con anterioridad a la publicación de la resolución que apruebe el Plan de Inversiones 2013-2017. Dicho análisis de opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN se desarrolla detalladamente en el Anexo A del presente informe.

Publicación del Plan de Inversiones 2013-2017

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

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

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



Figura 1.1 Proceso de Aprobación del Plan de Inversiones en Transmisión (Período 2013-2017)

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

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

11-Abr-1222-Sep-11

Publicación del Proyecto de Resolución que aprueba los Planes de Inversión, la Relación de Información que la sustenta y convocatoria a

Audiencia Pública

Presentación de los Estudios Técnico

Económicos del Plan de Inversiones en Transmisión.

Publicación en página Web de OSINERGMIN y convocatoria a

audiencia pública

Respuestas a las observaciones

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

Audiencia Pública de OSINERGMIN-GART

Opiniones y sugerencias de los interesados respecto a la

Prepublicación

Publicación de las Resoluciones que aprueban el Plan de Inversiones

Publicación de los recursos de reconsideración

convocatoria a Audiencia Pública

Audiencia Pública para sustentar Recursos de Reconsideración.

Audiencia Pública de los Titulares de los SST y SCT.

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

Publicación en página Web de OSINERGMIN de las respuestas a

las observaciones

45d 5d

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

1

4

6

8

10

12

3

5

7

9

11

13

10d 10d 3d

Publicación de las Resoluciones que resuelven Recursos de Reconsideración.

16

Opiniones y sugerencias sobre los Recursos de Reconsideración.

14

Resolución de Recursos de Reconsideración.

15

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

10d

2

OSINERGMIN-GART Informe N° 0282-2012-GART


2. Ubicación

El Área de Demanda 9 está circunscrita al departamento de Arequipa, el cual se ubica en la región Sur-Oeste del Perú.

En dicha Área de Demanda se encuentran instalaciones de transmisión remuneradas por la demanda, pertenecientes a las empresas concesionarias: SEAL, ELECTROSUR, Red de Energía del Perú S.A. (en adelante “REP”), Empresa de Generación Eléctrica de Arequipa S.A. (en adelante “EGASA”) y Consorcio Energético de Huancavelica S.A. (en adelante “CONEHUA”), en conjunto llamadas “TITULARES”.

Actualmente el Área de Demanda 9 está conformada por los sistemas eléctricos:

• SEAL: Arequipa, Islay, Camana - Majes, Repartición – La Cano, Orcopampa y Valle del Colca.

• ELECTROSUR: Puquina – Omate – Ubina.

En el siguiente Gráfico N° 2.1 se muestra la ubicación geográfica del Área de Demanda 9.



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 9.



Gráfico N° 2.2



3. Propuesta Inicial

Dentro del plazo establecido para el presente proceso, mediante cartas SEAL-GG/PY-1223-2011 y GP-997-2011, el 01 de setiembre de 2011, SEAL y ELECTROSUR respectivamente presentaron los Estudios Técnico-Económicos que sustentan su propuesta de Plan de Inversiones en Transmisión para el periodo 2013-2017, en el Área de Demanda 9.

Red de Energía del Perú S.A. 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 CONEHUA en su Propuesta presentada mediante carta CONEHUA-GO-120-2011, el 01 de setiembre del 2011, no hace referencia al Área de Demanda 9, sin embargo en el anexo 2 presenta la valorización de la ampliación de capacidad de instalaciones existentes correspondiente al Área de Demanda 9.

Se ha considerado como parte de la propuesta inicial, la información complementaria que presentó SEAL el 21 de setiembre de 2011, mediante carta SEAL-GG/PY-1344-2011, a requerimiento de OSINERGMIN (en adelante y en conjunto “PROPUESTA INICIAL”) – [Ver Referencia 1].

3.1 Proyección de la Demanda

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

Asimismo, se explica que dicha proyección de demanda se ha corregido considerando las cargas puntuales o concentradas, especialmente de los llamados Usuarios Mayores tanto existentes como nuevos, teniendo presente



sus planes de incremento de carga futuros y/o la oportunidad de su interconexión.

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

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

Cuadro Nº 3-1 PROPUESTA INICIAL - ÁREA DE DEMANDA 9

Proyección de la Demanda (GWh)

AÑO SEAL (1)

ELECTROSUR (2)

CONEHUA (3)

2010 1 049,86 25,16 2011 1 131,57 26,57 2012 1 242,54 28,03 2013 1 337,36 55,89 2014 1 356,12 57,46 2015 1 374,49 59,09 2016 1 393,87 60,78 2017 1 414,39 62,54 2018 1 436,12 64,35 2019 1 459,11 66,23 2020 1 483,44 68,17 2021 1 509,21 70,19 2022 1 536,56 72,27 Tasa

Promedio 3,22% 9,19%

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

Área de Demanda 9. (2) ELECTROSUR presenta demanda sólo a nivel de sus instalaciones de

transmisión. (3) CONEHUA no presenta demanda para el Área de Demanda 9.

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

SEAL 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.



Como inversiones nuevas, además de considerarse el reforzamiento de la capacidad de transformación en algunas SET´s existentes, SEAL propone la implementación de nuevas subestaciones 138/60/10 kV y 60/10 kV, tales como: Ocoña, Atico, Caravelí y la SET 138/33 kV Jesús, así como la construcción de 61,9 Km de líneas en 138 kV, 120 Km. de líneas en 60 kV y 5,4 Km. de líneas en 33 kV, adicionales a las que ya están aprobadas en el Plan de Inversiones vigente y cuya implementación sea reprogramada.

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

Cuadro Nº 3-2 PROPUESTA INICIAL - ÁREA DE DEMANDA 9

PLAN DE INVERSIONES SCT

Proponentes/titulares Inversión (US$)

Longitud (km)


(MVA)

Cantidad De

Elementos

SEAL 50 543 113 210,6 509 157

AT Celda 4 886 417

30

Línea 11 282 318 143,5

12


222 14

MAT Celda 4 886 085

16

Línea 4 178 763 67,1

4


287 7

MT Celda 4 422 310

63

Compensador 570 037

11

ELECTROSUR (1)

22,7

1

AT

Transformador

Línea

22,7

1

MT

Celda

CONEHUA 869 147

25 1

MAT

Celda


25 1


Nota (1): ELECTROSUR presentó los formatos de valorización sin datos de costos



4. Observaciones a los Estudios Técnico Económicos

A través de los Oficios N° 0786-2011-GART y N° 0790-2011-GART, el 24 de noviembre de 2011 OSINERGMIN remitió a SEAL y ELECTROSUR respectivamente las observaciones a los Estudios Técnicos Económicos presentado por estas empresas como sustento de su PROPUESTA INICIAL – [Ver Referencia 2].

Las observaciones realizadas por OSINERGMIN a los Estudios Técnico-Económicos que sustentan las propuestas del Plan de Inversiones 2013-2017, se han formulado tomando en cuenta lo establecido en la NORMA TARIFAS y, en cumplimiento de la etapa señalada en el ítem “g” del Anexo B1 del PROCEDIMIENTO.

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

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

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



Asimismo, se precisó que en el presente proceso de aprobación del Plan de Inversiones, las valorizaciones de inversión y COyM sólo se realizan para efectos de determinar la alternativa de mínimo costo y no constituyen la valorización para la fijación del Costo Medio Anual correspondiente, ya que esto corresponde al proceso de fijación de Tarifas y Compensaciones de los SST y SCT previsto iniciarse a continuación de la aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017.

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

- La propuesta presentada no abarca todas las instalaciones comprendidas en el Área de Demanda 9.

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

- No se ha efectuado el diagnóstico integral de los sistemas eléctricos pertenecientes al Área de Demanda 9.

- Falta sustento de las demandas ingresadas al programa de flujo de carga (DigSilent).

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

- Existen incoherencias y errores en el equipamiento progresivo de las subestaciones de potencia y la valorización de los mismos en lo que respecta a la aplicación de la Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión en Transmisión.

- 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 cartas SEAL-GG/TE-0139-2012 y GP-126-2012, las empresas SEAL y ELECTROSUR respectivamente, presentaron las respuestas a las observaciones efectuadas por OSINERGMIN a sus PROPUESTAS INICIALES, las mismas que conjuntamente con la información complementaria que se acompañó a dichas respuestas, para efectos del presente proceso, se consideran como la PROPUESTA FINAL.

El análisis de dichas respuestas se ha realizado en el Anexo A del Informe N° 0120-2012-GART.

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

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

5.1 Proyección de la Demanda

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



Cuadro Nº 5-1 PROPUESTA FINAL ÁREA DE DEMANDA 9

Proyección de la Demanda (MWh)

Año SEAL (1)

ELECTROSUR (2)

CONEHUA (3)

2010 4 234,38 25,16 - 2011 4 313,57 27,20 - 2012 4 385,59 29,38 - 2013 4 439,13 58,03 - 2014 4 495,74 60,48 - 2015 4 554,06 63,06 - 2016 4 615,56 65,78 - 2017 4 680,41 68,63 - 2018 4 748,72 71,62 - 2019 4 820,64 74,73 - 2020 4 896,29 77,99 - 2021 4 975,87 81,38 - 2022 5 059,59 84,99 Tasa

Promedio 1,49% 10,67%

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

de Demanda 9. (2) La proyección de la demanda presentada por ELECTROSUR corresponde a la demanda

que atiende en el Área de Demanda 9. (3) CONEHUA no presentó demanda para el Área de Demanda 9.

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

5.2 Plan de Inversiones 2013 - 2017

Con relación a la PROPUESTA INICIAL, es del caso destacar que SEAL en su PROPUESTA FINAL disminuye la compra de transformadores 33/10 kV de cinco (5) a tres (3) unidades, desestima la implementación de la tercera línea subterránea de 33 kV entre Challapampa y Parque Industrial, y desactiva la subestación Paucarpata.

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



Cuadro Nº 5-2 PROPUESTA FINAL ÁREA DE DEMANDA 9

PLAN DE INVERSIONES SCT

Proponentes/titulares Inversión (US$)

Longitud (km)


(MVA)

Cantidad De

Elementos

SEAL 53 916 878 223,2 566 195

AT Celda 6 331 388

44

Línea 12 176 046 163,6

16


251 14

MAT Celda 3 549 552

12

Línea 3 535 561 59,6

2


315 7

MT Celda 5 933 573

84

Compensador 1 250 727

16


1

AT

Transformador

Línea 1 286 455 22,7

1

MT

Celda




6. Análisis de OSINERGMIN

OSINERGMIN ha evaluado las premisas y cálculos presentados por las empresas SEAL y ELECTROSUR tanto en la PROPUESTA INICIAL como en la PROPUESTA FINAL, así como las opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN que con respecto al Área de Demanda 9 han sido presentadas y cuyo análisis en detalle se desarrolla en el Anexo A del presente informe.

En ese sentido, para los casos en los que no se han subsanado adecuadamente las observaciones realizadas por OSINERGMIN a los estudios que sustentan las propuestas presentadas por los TITULARES o la información presentada como parte de dicha subsanación de observaciones o como parte de las opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN, no es consistente o no ha sido debidamente sustentada, OSINERGMIN ha procedido a revisar y aprobar el Plan de Inversiones con base a lo dispuesto en la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento; en la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica y su Reglamento de Transmisión, así como, en las normas emitidas por OSINERGMIN para tal fin.

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

A continuación se presenta un resumen de la PROPUESTA OSINERGMIN, cuyos resultados se encuentran sustentados en los archivos magnéticos que se han elaborado con tal propósito y que han sido publicados en la página Web http://www2.osinerg.gob.pe/gart.htm [Ver Referencia 4, 5 y 6]



6.1 Revisión de la Demanda

OSINERGMIN ha procedido a determinar la proyección de demanda eléctrica del Área de Demanda 9, en estricto cumplimiento del marco normativo vigente y con base a la mejor información disponible debido a que:

• SEAL y ELECTROSUR presentaron la proyección de la demanda sólo del mercado eléctrico que atienden dentro de su área de concesión sin incluir la proyección de la demanda atendida por otras titulares que también suministran energía eléctrica en el Área de Demanda 9.

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 se realice espacialmente. Es decir, la proyección de la demanda que se describe a continuación, se realiza por devanado de cada transformador, de cada SET, 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 SEAL como parte de su PROPUESTA FINAL, se han revisado teniendo como referencia la información de las Bases de Datos que dispone OSINERGMIN: “SICOM_1996_2010” y “SICLI 2010-2011”, las cuales están organizadas con información proporcionada periódicamente por las propias empresas concesionarias que suministran energía eléctrica.

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

6.1.1.2 Variables explicativas

PBI

El PBI empleado en la proyección de la demanda eléctrica efectuada por SEAL ha sido verificado con los datos históricos del PBI por departamento, que 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

Los datos históricos de población han sido corroborados con los datos de los Censos Nacionales de Población de los años 1993, 2005 y 2007 publicados por el INEI (Fuente del último censo: Documento Primeros Resultados Perú: Crecimiento y Distribución de la Población, 2007, Cuadro nº 3.1, pág. 18).

CLIENTES

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



base de datos contiene también la cantidad de clientes por sistema eléctrico, de manera tal que se consideran los clientes de los sistemas que conforman el Área de Demanda.

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

6.1.3 Proyección Ventas-Usuarios Mayores De acuerdo a la NORMA TARIFAS, la proyección de la demanda de estos usuarios se realiza según lo informado por los propios clientes libres en base a las encuestas realizadas por los correspondientes suministradores. Para el caso del Área de Demanda 9. la empresa no ha presentado proyecciones de los actuales Usuarios Mayores, por lo cual OSINERGMIN ha considerado que el consumo de energía del año 2011, de estos usuarios, se mantiene constante durante el período de análisis.

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

En el caso del Área de Demanda 9, se incorporaron las nuevas demandas que se indican en el cuadro siguiente:

Cuadro Nº 6-1 PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 9

NUEVAS DEMANDAS (MW) SET Tensión Cliente 2012 2013 2014 2015 2016 2017

PORONGOCHE 10 MALL AVENTURA PLAZA 0,65 2,12 3,59 5,06 6,53 8,00

SOCABAYA 10 MINERA DAVID 2007 0,00 0,50 1,63 2,75 3,88 5,00

CHALLAPAMPA 10 TRES PALMERAS 0,60 1,08 1,56 2,04 2,52 3,00

CONO NORTE 10 PARQUE INDUSTRIAL MYPES - YURA 0,40 1,02 1,64 2,26 2,88 3,50

CHALLAPAMPA 10 QUIMERA CENTER 1,28 2,30 3,33 4,35 5,38 6,40

CONO NORTE 10 CC Y PROYECTOS AUTOPISTA AREQUIPA-LA JOYA 1,00 2,00 2,00 2,00 2,00 2,00

LAMBRAMANI 10 PARQUE LAMBRAMANI 0,90 1,62 2,34 3,06 3,78 4,50

REAL PLAZA 10 REAL PLAZA 0,50 1,20 1,90 2,60 3,30 4,00

CONO NORTE 10 PARQUE INDUSTRIAL CONTINENTAL 0,60 1,58 2,56 3,54 4,52 5,50

OCOÑA 10 CFG LA PLANCHADA 0,30 1,04 1,78 2,52 3,26 4,00

OCOÑA 10 PESQUERA NATALIA-PESCADORES 0,25 0,75 1,25 1,75 2,25 2,75

CARAVELÍ 10 GRUPO 15 0,44 0,45 0,47 0,48 0,49 0,50

CARAVELÍ 10 MINERA SAN JUAN DE CHORUNGA 0,25 0,70 1,15 1,60 2,05 2,50

CARAVELÍ 10 MINERA CARAVELÍ 0,25 0,70 1,15 1,60 2,05 2,50

ATICO 10 TASA - ATICO 0,40 1,12 1,84 2,56 3,28 4,00

MATARANI 10 TISUR 0,88 1,40 1,93 2,45 2,98 3,50

COCACHACRA 10 CAMPOSUR Y GRUPO NAJAR 0,72 0,75 0,77 0,80 0,82 0,85



HUANCARAMA 22.9 PSE CHUQUIBAMBA II Y III 0,03 0,03 0,04 0,04 0,04 0,04

POLOBAYA 33 MINERA PAMPA DE COBRE 0,00 0,49 1,59 2,70 3,80 4,90

Nota: A partir del año 2018, se mantienen los mismos valores

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 devanados de cada transformador, según el procedimiento establecido en la NORMA TARIFAS se obtiene la proyección global de la demanda de energía eléctrica correspondiente al Área de Demanda 9, la cual se muestra por nivel de tensión en el siguiente cuadro:


PROYECCIÓN DE LA DEMANDA (GWH)

Año GWh Tasa Anual

% 2010 2 554.2

2011 2 572.1 0.7% 2012 2 680.1 4.2% 2013 2 797.0 4.4% 2014 2 916.5 4.3% 2015 3 037.9 4.2% 2016 3 162.8 4.1% 2017 3 291.3 4.1% 2018 3 364.4 2.2% 2019 3 441.5 2.3% 2020 3 522.5 2.4% 2021 3 607.5 2.4% 2022 3 697.0 2.5% Tasa

Promedio 3.13%

6.2 Definición del Plan de Inversiones en Transmisión

OSINERGMIN ha procedido a determinar el Plan de Inversiones en Transmisión del Área de Demanda 9, en estricto cumplimiento del marco normativo vigente y con base a la mejor información disponible debido a que en el estudio presentado por SEAL:

• No considera todas las instalaciones de SST y/o SCT que alimentan la misma área de demanda según lo establece el numeral 12.2 de la NORMA TARIFAS.



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

• No optimiza el uso transformadores existentes mediante rotaciones en todas las alternativas analizadas.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

6.2.2 Diagnóstico de la situación Actual



Según la información reportada por las Titulares de transmisión, las instalaciones del SST y SCT del Área de Demanda 9 a diciembre de 2011, son las que figuran en el Anexo B.

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

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

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

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

• Sobrecarga en Transformadores

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

Nombre Lado HV Lado LV Pot.Nom. Factor de

Barras Barras MVA Utilización

tr2 Socabaya T1 SOCAB138 SOCAB033 60 198

tr2 Socabaya T2 SOCAB138 SOCAB033 60 198

tr2 Chilina T1 CHILI138 CHILI033 60 260

tr2 Challapampa T7-31 CHALP033 CHALP010 25 200

tr2 Chilina T3-2-31 CHILI033 CHILIO10 25 145

tr2 Cono Norte T8-32 CONOR033 CONOR010 10 336

tr2 Jesus T5-31 JESUS033 JESUS010 25 154

tr2 San Lázaro T2-31 SLAZA033 SLAZA010 25 128

tr2 Pque Industrial T41-31 PQSEA033 PQSEA010 25 150

tr2 Pque Industrial T42-31 PQSEA033 PQSEA010 25 150

tr2 Socabaya T6-31 SOCAB033 SOCAB010 12,5 309

tr2 Puquina PUQUI033 PUQUI023 2 168

tr2 Corire T15-61 CORIR060 CORIR013 4 142

tr2 Camana T40-31 CAMAN033 CAMAN010 10 171

tr2 Base Islay T30-103 BISLA138 BISLA033 22,5 107

tr2 Mollendo T31-31 MOLLE033 MOLLE010 4,5 127

tr2 Matarani T35-31 MATAR033 MATAR010 6 111

tr2 Chucarapi T38-31 CHUCA033 CHUCA010 1,5 116

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



Nombre Lado HV Lado MV Lado LV Pot. Nom. HV

Pot. Nom. MV

Pot. Nom. LV

Factor de

Factor de

Factor de

Barras Barras Barras MVA MVA MVA Utiliz. (HV)

Utiliz. (MV)

Utiliz. (LV)

tr3 Socabaya T1 SOCABA220 SOCAB138 SOCAB010a 150 150 30 136,91 123,98 0,00

tr3 Socabaya T2 SOCABA220 SOCAB138 SOCAB010b 150 150 30 136,91 123,98 0,00

tr3 Repartición T26-121

REPAR138 REPAR023 REPAR010 9 9 2.6 101,64 101,41 0,00

tr3 Camana T40-163

CAMAN138 CAMAN060 CAMAN033 15 10 8 123,93 0,00 213,36

• Sobrecargas en las líneas de transmisión

Las líneas que resultan sobrecargadas en el año 2022 son las siguientes:

Nombre Terminal i Terminal j Tensión. Nom.

Long. Corr. Nom.

Factor de

Barras Barras kV km kA Utilización

lne Santuario-Chilina L-1126 SANTU138 CHILI138 138 17,67 0,545 119,91

lne Pque Ind-Socabaya L-3080 PQSEA033 SOCAB033 33 8,17 0,331 174,79

lne Pque Ind-Socabaya L-3081 PQSEA033 SOCAB033 33 8,17 0,331 174,79

lne Jesus-Socabaya L-3090 JESUS033 SOCAB033 33 8,37 0,331 122,84

lne Jesus-Socabaya L-3091 JESUS033 SOCAB033 33 8,37 0,331 122,84

lne Chilina-deriv.Challapampa L-3060 CHILI033 deriv.Challapam 33 2,97 0,331 203,81

lne Chilina-deriv.Cono Norte L-3061 CHILI033 deriv.Cono Norte 33 2,97 0,331 203,81

lne Socabaya-Paucarpata L-3070 SOCAB033 PAUCP033 33 6,71 0,331 142,10

lne Pque Ind-Paucarpata L-3072 PQSEA033 PAUCP033 33 3,1 0,331 142,12

lne deriv.Challapampa-Challapampa L3060A

deriv.Challapam

CHALP033 33 0,03 0,331 284,39

• Otros aspectos

Mediante una visita a las instalaciones de SEAL, se verificó que en el departamento de Arequipa se ha retirado la subestación San Luis. Además se constató que se han construido dos nuevas subestaciones Real Plaza y Lambramani; en el momento de la visita, las cargas de dichas subestaciones eran atendidas en el nivel de 10 kV sin problemas de caída de tensión. Al respecto, SEAL mencionó que la situación era temporal debido a que el transformador 33/10 kV de Real Plaza estaba en pleno proceso de montaje electromecánico y el transformador de Lambramani estaba en proceso de fabricación.

Asimismo, se verificó in situ que la subestación Porongoche fue diseñada para albergar a un solo transformador 33/10 kV, por tanto, se desestima la posibilidad de colocar un segundo transformador en dicha subestación.

Por otro lado, se constató que la línea aérea de doble terna de 33 kV Challapampa – Chilina tiene problemas en la faja de servidumbre y su reubicación no es posible debido a que las dimensiones de las calles colindantes no es el adecuado. Al respecto, SEAL plantea el soterramiento de dichas líneas a fin de evitar posibles accidentes por caída de conductores.



Además, mediante inspección de campo se constató que en la SET Challapampa no es posible instalar un segundo transformador debido a que el espacio existente será reducido por la ampliación de la vía Metropolitana (aledaña a la SET Challapampa). Dicha restricción será considerada en la evaluación de alternativas.

6.2.3 Alternativas de expansión de la transmisión

Sobre la base del diagnóstico del sistema eléctrico actual y de acuerdo a la evolución de la demanda eléctrica en el Área de Demanda 9, se ha identificado algunos refuerzos en líneas existentes e incremento en la capacidad de transformación que serán necesarios realizar en el horizonte al año 2022.

A continuación se realiza el análisis y planteamiento de alternativas para cada sistema eléctrico que están bajo responsabilidad de SEAL y ELECTROSUR.

6.2.3.1 Sistema Eléctrico Arequipa

Actualmente la ciudad de Arequipa se abastece eléctricamente desde la SET Socabaya y SET Chilina, estando pendiente de implementar las instalaciones previstas en el Plan de Inversiones vigente: 1) LT 138 kV Socabaya-Parque Industrial, 2) nueva SET Parque Industrial 138/33/10 kV para dar mayor confiabilidad al suministro eléctrico en la ciudad de Arequipa y, 3) nueva SET Tiabaya y su línea conexa, incluyendo la implementación de nuevas celdas en 10 kV.

Sin embargo, SEAL en su PROPUESTA FINAL ha reformulado el Plan de Inversiones vigente y propone la implementación de la nueva SET Parque Industrial con transformadores de dos devanados 138/33 kV, la ampliación de capacidad de transformación de las subestaciones existentes 33/10 kV. y reforzar algunas líneas existentes de 33 kV. El principal argumento de SEAL para esta reformulación del Plan de Inversiones vigente, consiste en contar con transformadores de respaldo para atender cualquier contingencia de los transformadores existentes 138/33 kV. y por el menor costo que representa la alternativa mencionada.

Asimismo, en la etapa de opiniones y sugerencias, SEAL señala que la alternativa de 3 devanados no es viable debido a que presenta elevados niveles de potencia de cortocircuito en barras MT. Del análisis efectuado por OSINERGMIN dicha opinión fue acogida (ver Anexo A del presente documento).

A fin de evaluar esta reformulación, a continuación se analizan las cinco (5) alternativas que se han identificado para el afianzamiento del suministro eléctrico a la ciudad de Arequipa.

Alternativa 1: (Propuesta SEAL) Implementación de nueva subestación Parque Industrial con transformador 138/33 kV – 80 MVA y reforzamiento del enlace entre las subestaciones de Chilina y Challapampa en 33 kV.

Alternativa 2: (Propuesta SEAL) Implementación de nueva subestación Parque Industrial con transformador 138/33/10 kV – 100 MVA y reforzamiento del enlace entre las subestaciones de Chilina y Challapampa en 33.



Alternativa 3: (Propuesta SEAL) Implementación de nueva subestación Parque Industrial con transformador 138/33 kV – 80 MVA y reforzamiento del enlace entre las subestaciones de Chilina y Challapampa en 33 kV. Adicionalmente se implementa la LT 138 kV Chilina - Parque Industrial con cable subterráneo de 400 mm2.

Alternativa 4: Implementación de nueva subestación Parque Industrial con transformador 138/33/10 kV – 100 MVA y reforzamiento del enlace entre las subestaciones de Chilina y Challapampa en 33 kV. Adicionalmente se considera la rotación de los transformadores 33/10kV retirados de las subestaciones Parque Industrial y Jesús.

Alternativa 5: Implementación de nueva subestación Parque Industrial con transformador 138/33/10 kV – 100 MVA y LT 138 kV Chilina y Challapampa con cable subterráneo de 400 mm2. Adicionalmente se considera la rotación de los transformadores 33/10kV retirados de las subestaciones Parque Industrial y Jesús.

De la evaluación técnica realizada a las alternativas mencionadas, se obtiene que las alternativas 2, 4 y 5 presentan valores de corriente de cortocircuito trifásico mayores a 40 KA en barras MT, por lo cual, dichas alternativas quedan descartadas debido a que las celdas MT están diseñadas para 25 KA.

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

Cuadro Nº 6-3 PROPUESTA OSINERGMIN - ÁREA DE DEMANDA 9 Análisis de alternativas – Sistema Eléctrico Arequipa

OSINERGMIN

F-205

SELECCIÓN DE ALTERNATIVA OPTIMA

Sistema: Arequipa

Valor Presente (US$)

Alternativa Transmisión Transformación Total OYM Pérdidas

Costo Total MAT AT MAT/AT AT/MT Inversión

Alternativa 1 1 208 912 4 358 765 6 485 536 5 591 210 17 644 423 2 797 962 -472 066 19 970 319

Alternativa 3 5 549 178 4 441 337 6 485 536 5 598 668 22 074 719 3 588 627 -484 952 25 178 393

Alternativa Seleccionada :3 8 57 Alternativa 1 580 390

Del cuadro anterior, se puede notar que la Alternativa 1 es la de menor costo en un horizonte de análisis de 10 años debido a que presenta la menor inversión.



6.2.3.2 Sistema Eléctrico Camaná – Chuquibamba - Majes

SEAL propone interconectar al SEIN, los sistemas eléctricos aislados de Ocoña, Atico y Caravelí, debido principalmente a que tiene nuevas demandas que no pueden ser atendidas desde la red existente y por la poca capacidad disponible de generación eléctrica que existe en cada sistema aislado.

Cabe señalar que en el Plan Nacional de Electrificación Rural del Ministerio de Energía y Minas (MEM) se contempla ejecutar electrificaciones rurales en la zona de Caravelí; para ello, el MEM tiene contemplado construir una nueva LT 60 kV Camaná - Ocoña e implementar una nueva subestación AT/MT.

Para atender las nuevas demandas, SEAL propone tres alternativas:

Alternativa 1: Interconexión de la SET Ático y SET Caravelí con líneas de transmisión en cascada

- En el 2014, implementar una nueva subestación 138/60/33 kV ubicada en Ocoña y la LT 138 kV Camaná – Ocoña de 50 Km de longitud.

- En el 2016, implementar dos nuevas subestaciones 60/10 kV ubicadas en Ático y Caravelí, la LT 60 kV Camaná – Ático y la LT 60 kV Ático – Caravelí; la longitud aproximada de ambas líneas es de 60 Km.

Alternativa 2: Interconexión de la SET Ático y SET Caravelí con líneas de transmisión independientes

- En el 2014, implementar una nueva subestación 138/60/33 kV ubicada en Ocoña y la LT 138 kV Camaná – Ocoña de 50 Km de longitud,

- En el 2016, implementar dos nuevas subestaciones 60/10 kV ubicadas en Ático y Caravelí, la LT 60 kV Camaná – Ático y la LT 60 kV Camaná – Caravelí, cuyas longitudes son 60 Km y 85 Km respectivamente.

Alternativa 3: Mantener la condición de Sistemas Aislados

En esta alternativa se considera la situación de mantener la condición de sistemas aislados y para atender las nuevas demandas se propone incrementar la capacidad de generación eléctrica.

Cabe señalar, que se ha evaluado la propuesta del MEM, que consiste en interconectar el sistema aislado de Ocoña en 60 kV desde la SET Camaná. Dicha alternativa no cumple con los criterios técnicos establecidos porque presenta problemas de caída de tensión cuando se interconectan los sistemas aislados de Ático y Caravelí a la barra 60 kV de la SET Ocoña. Por lo mencionado, la alternativa propuesta por el MEM se desestima.

Del análisis efectuado a las alternativas propuestas por SEAL, se valida la Alternativa 1 debido a que cumple con los criterios técnicos establecidos en el horizonte de 10 años y porque presenta el menor costo.



Cuadro Nº 6-4 PROPUESTA OSINERGMIN - ÁREA DE DEMANDA 9

Análisis de alternativas – Sistema Camaná- Chuquibamba - Majes

Alternativas Inversión (MUS$)

O y M (MUS$)

Costo Pérdidas (MUS$)

Costo Energía (MUS$)

Costo Total (MUS$)

Alternativa 1 9 904,17 1 824,80 2 317,66 21 212.33 35 258,96

Alternativa 2 10 536,33 1 924,01 1 881,78 21 212.33 35 554,44

Alternativa 3 112 161.79 112 161,79

6.2.3.3 Sistema Eléctrico Islay

En base al diagnóstico efectuado a las instalaciones de SEAL, se ha detectado problemas de sobrecargas en los transformadores 33/10 kV de la SET Mollendo (104%) y Matarani (145%) y así como la necesidad de mejorar los niveles de tensión en la zona de Islay.

Asimismo, en la etapa de opiniones y sugerencias, SEAL solicita se reemplace el transformador existente de la SET Base Islay debido a que dicho equipo superó su vida útil y no cuenta con regulación bajo carga. Del análisis efectuado por OSINERGMIN dicha opinión fue acogida (ver Anexo A del presente documento).

En base a lo mencionado se plantean las siguientes reformas:

- En la SET Base Islay, reemplazar el transformador de potencia 138/33 kV - 3x7.5 MVA por uno nuevo 138/33/10 kV – 25 MVA con regulación bajo carga. Con la implementación de este nuevo transformador se desactiva la SET Mollendo 33/10 kV y se mejora la regulación de tensión en la zona de Islay.

- Ejecutar la rotación de transformadores existentes. Los detalles de la rotación propuesta se señalan en el siguiente cuadro:

Equipo de Reserva SET

origen SET

destino Observaciones

Transformador 33/10 kV – 10 MVA

Camaná Matarani

La rotación se realiza el año 2014 y el transformador retirado de Matarani pasa a reserva

- Instalar bancos de capacitores en las SET´s La Curva (1,5 MVAR) y Churacapi (1 MVAR), a fin de mejorar los niveles de tensión en la zona de Islay.

Con la reforma propuesta se logra eliminar la sobrecarga, mejorar los niveles de tensión y representa para este sistema el menor costo,



6.2.3.4 Sistema Eléctrico Puquina – Omate – Ubina

ELECTROSUR propone instalar una segunda terna entre la SET Socabaya y SET Polobaya, a fin de mejorar los perfiles de tensión y atender los incrementos de carga de clientes mayores.

Del análisis efectuado a la propuesta de ELECTROSUR, se valida dicha propuesta, debido a que se mejora los niveles de tensión, se reduce las pérdidas técnicas y se logra atender los incrementos de carga de Usuarios Mayores cumpliendo con los criterios de calidad establecidos.

En el Anexo C se muestran los diagramas unifilares correspondientes a las alternativas de mínimo costo, de los sistemas eléctricos analizados por OSINERGMIN.

6.2.4 Modificación del Plan de Inversiones 2009-2013

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

SEAL 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 6-5 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 SEAL Celda de Alimentador SET MAT/AT/MT SOCABAYA

CE-010SIU2MCISBAL1 Se requiere

2011 SEAL Transformador de Potencia 33/10 kV, 25 MVA

SET MAT/AT/MT SOCABAYA

TP-033010-025SI2I Se requiere

2012 SEAL Celda de Línea SET AT/MT PORONGOCHE

CE-033SIU2C1ISBLI2 Implementado, se requiere el 2015

2012 SEAL Celda de Línea SET AT/MT LAMBRAMANI CE-033SIU2C1ISBLI2 Implementado, se requiere el 2015

2012 SEAL Celda de Transformador SET AT/MT LAMBRAMANI CE-033SIU2C1ISBTR2 Implementado, se requiere el 2015

2012 SEAL Celda de Transformador SET AT/MT LAMBRAMANI CE-010SIU2MCISBTR1 Implementado, se requiere el 2015

2012 SEAL Celda de Alimentador SET AT/MT LAMBRAMANI CE-010SIU2MCISBAL1 Implementado, se requiere el 2015

2012 SEAL Celda de Alimentador SET AT/MT LAMBRAMANI CE-010SIU2MCISBAL1 Implementado, se requiere el 2015

2012 SEAL Celda de medición SET AT/MT LAMBRAMANI CE-010SIU2MCISBMD1 Implementado, se requiere el 2015

2012 SEAL Transformador de Potencia 33/10 kV, 15 MVA ONAF

SET AT/MT LAMBRAMANI TP-033010-015SI2I Implementado, se requiere el 2015

2012 SEAL Celda de Línea SET AT/MT REAL PLAZA CE-033SIU2C1ISBLI2 Implementado, se requiere el 2014

2012 SEAL Celda de Transformador SET AT/MT REAL PLAZA CE-033SIU2C1ISBTR2 Implementado, se requiere el 2014

2012 SEAL Celda de Transformador SET AT/MT REAL PLAZA CE-010SIU2MCISBTR1 Implementado, se requiere el 2014




Estándar Observación OSINERGMIN

2012 SEAL Celda de Alimentador SET AT/MT REAL PLAZA CE-010SIU2MCISBAL1 Implementado, se requiere el 2014

2012 SEAL Celda de Alimentador SET AT/MT REAL PLAZA CE-010SIU2MCISBAL1 Implementado, se requiere el 2014

2012 SEAL Celda de medición SET AT/MT REAL PLAZA CE-010SIU2MCISBMD1 Implementado, se requiere el 2014


SET AT/MT REAL PLAZA TP-033010-015SI2I Implementado, se requiere el 2014

2012 SEAL Ln Challapampa – Real Plaza Ln Challapampa – Real Plaza

LT-033SIU0XXS0C3120S Implementado, se requiere el 2014

2012 SEAL Ln Porongoche - Lambramani Ln Porongoche - Lambramani

LT-033SIU0ACS0C1150A Implementado, se requiere el 2015

2012 SEAL Ln Porongoche - Lambramani Ln Porongoche - Lambramani

LT-033SIU0XXS0C3120S Implementado, se requiere el 2015

2011 SEAL Celda de Línea 33 kV SET AT/MT COCACHACRA

CE-033COR1C1ESBLI2 Se requiere

2011 SEAL Celda de Línea 33 kV SET AT/MT COCACHACRA

CE-033COR1C1ESBLI2 Se requiere

2011 SEAL Celda de Transformador 33 kV

SET AT/MT COCACHACRA

CE-033COR1C1ESBTR2 Se requiere

2011 SEAL Celda de Transformador 10 kV

SET AT/MT COCACHACRA

CE-010COR1C1ESBTR1 Se requiere

2011 SEAL Celda de Alimentador 10 kV SET AT/MT COCACHACRA

CE-010COR1C1ESBAL1 Se requiere

2011 SEAL Celda de Alimentador 10 kV SET AT/MT COCACHACRA

CE-010COR1C1ESBAL1 Se requiere

Al respecto, SEAL ha presentado la justificación técnica y económica requerida según lo establecido en la Disposición Transitoria Única de la Resolución OSINERGMIN N° 050-2011-OS/CD; no obstante, OSINERGMIN 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.

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

Potencia de Transformación Cantidad

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

SEAL 1 082 513 - 25 8

AT Celdas 253 266

3


25 1

MT Celdas 121 501 - - 4

Total Área de Demanda 9 1 082 513 - 25 8

En el Anexo D se muestran estas instalaciones aprobadas, en cuadro separado de las demás modificaciones del Plan de Inversiones 2009-2013.

6.2.4.2 Reprogramación del Plan de Inversiones vigente

Asimismo, en el mismo Anexo D, se señalan en cuadro separado las inversiones aprobadas en el Plan de Inversiones vigente (julio 2006 - abril



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.

6.2.5 Plan de Inversiones 2013-2017

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

En resumen, el Plan de Inversiones en transmisión del Área de Demanda 9, que se requiere implementarse en el período 2013-2017, se muestra en el siguiente cuadro:


PLAN DE INVERSSIONES SCT

Propuesta OSINERGMIN Inversión (US$)

Longitud de Línea (km)


(MVA)

Cantidad De

Elementos

SEAL 38 842 254 211,9 537 176

MAT Celda 3 552 988

14

Línea 3 889 235 59,6

2


370 6

AT Celda 5 045 710

49

Línea 9 187 454 152,3

12


167 9

MT Celda 3 065 049

77

Compensador 607 575

7


1

AT

Transformador

Línea 1 804 380 22,7

1


6.2.5.1 Programación de Bajas

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



7. Conclusiones y Recomendaciones

Del análisis realizado por OSINERGMIN a los estudios presentados por las empresas SEAL y ELECTROSUR así como a los análisis de oficio correspondiente a las instalaciones de las Titulares que no han presentado propuesta y que pertenecen al Área de Demanda 9 se concluye lo siguiente:

a) Se ha obtenido el valor de 3,13% como tasa de crecimiento de la demanda global de energía eléctrica en el Área de Demanda 9, mayor que el valor de 1,49% presentado por SEAL.

b) La inversión total en transmisión considerada para el Área de Demanda 9, en el periodo comprendido entre el 01 de mayo de 2013 al 30 de abril de 2017, asciende al monto de US$ 40 646 634 según los valores de inversión por elemento de transmisión que se muestran en el Anexo E del presente documento. De dicho monto corresponde US$ 38 842 254 lo asignado a SEAL y US$ 1 804 380 lo asignado a ELECTROSUR.

c) Las inversiones 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 LCE (modificación del Plan de Inversiones 2009-2013 vigente) ascienden al monto de US$ 1 082 513.

d) Se recomienda la emisión de una resolución que apruebe el Plan de Inversiones en transmisión para el Área de Demanda 9, correspondiente al período mayo 2013 - abril 2017, según lo señalado en el acápite b), 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 SER 2013-2017, según análisis de OSINERGMIN.

Anexo D Modificación del Plan de Inversiones 2009-2013.

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

Anexo F Cuadros Comparativos



Anexo A Análisis de las Opiniones y

Sugerencias a la PREPUBLICACIÓN



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

1. Opiniones Generales.

1.1. Operación del Sistema Eléctrico Arequipa en casos de contingencia

OPINIÓN 1.

En la Propuesta OSINERGMIN falta evaluar la operación del Sistema Eléctrico Arequipa en situaciones de contingencia, como es el caso de la salida de servicio de las instalaciones siguientes:

• Salida de servicio de la Línea Santuario – Chilina 138 kV simple terna. • Salida de servicio de la Línea Socabaya – Parque Industrial 138 kV simple terna.

De acuerdo al análisis efectuado por SEAL existen problemas de abastecimiento eléctrico ante las contingencias anteriormente mencionadas, para lo cual consideramos pertinente que OSINERGMIN efectúe el análisis respectivo y plantee una solución efectiva a dicha contingencia.

El análisis de operación efectuada por SEAL se adjunta en el Anexo 01 de sus opiniones y sugerencias.

Análisis de OSINERGMIN

De la revisión efectuada a los resultados, se observa que la configuración final de la alternativa seleccionada no cumple con el criterio N-1, por tanto, en la alternativa seleccionada se evaluará la inclusión de la nueva LT 138 kV Challapampa – Parque Industrial en reemplazo del refuerzo de la LT 33 kV Challapampa – Parque Industrial, a fin de cumplir con el criterio mencionado.

Conclusión

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

1.2. Operación del Sistema de Distribución de SEAL de acuerdo al Sistema de Transmisión de la Propuesta OSINERGMIN en la ciudad de Arequipa

OPINIÓN 2.

De acuerdo al análisis realizado a la Propuesta OSINERGMIN, se observa que existen algunos elementos del Sistema Eléctrico de Transmisión de SEAL que afectarán la operación del sistema de distribución en 10 kV de la ciudad de Arequipa.

Por ejemplo, la inclusión de los transformadores de 3 devanados de 138/33/10 kV de 100/35/65 MVA respectivamente en las SETs Parque Industrial, Jesús y Challapampa, ocasionarán que la corriente de cortocircuito (monofásica y trifásica) en el lado de 10 kV se incremente de 7 a 80 kA con la entrada en operación de estos transformadores.

Por tanto, los equipos de protección, en condiciones de falla, serán sometidos a corrientes elevadas, muy superiores a su capacidad nominal de corte, y por ello se requiere realizar el reemplazo por equipos de mayor capacidad y aislamiento, lo que demandaría una inversión bastante elevada para SEAL, como es el caso de las celdas 10 kV en Parque Industrial (20



celdas), Jesús (09 celdas) y Challapampa (08 celdas). El reemplazo de este equipamiento debe ser incluido en la evaluación económica que efectúa OSINERGMIN al considerar la instalación del transformador de 3 devanados respecto al de 2 devanados. Además, no se está considerando el cambio de las celdas particulares de clientes en MT, lo cual incrementaría la inversión.

Los resultados obtenidos se muestran a continuación: 4 4 4 4 4 4

Cortocircuito Monofásico Alternativa de 3 Devanados - OSINERGMIN

Tensión 2012 2013 2015 2017 2019 2022

(kV)Ik''

(kA)

Ik''

(kA)

Ik''

(kA)

Ik''

(kA)

Ik''

(kA)

Ik''

(kA)SOCABA220 220 7.60 7.65 7.65 7.65 7.65 7.70SOCAB138 138 10.18 10.37 10.36 10.37 10.37 10.54SOCAB033 33 12.78 12.76 14.68 14.84 14.84 14.93SOCAB010 10 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00PQSA138 138 5.81 5.80 5.80 5.80 5.86PQSEA033 33 10.66 9.93 9.72 9.94 9.94 9.98PQSEA010 10 0.00 91.96 91.65 92.81 92.81 93.81CHILI138 138 4.72 4.75 5.33 5.34 5.34 5.37CHILI033 33 11.98 14.17 11.96 11.98 11.98 12.01CHILIO10 10 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00JESUS138 138 7.55 7.56 7.56 7.56 7.65JESUS033 33 8.57 9.04 9.16 9.16 9.16 9.19JESUS010 10 0.00 95.36 95.31 95.32 95.32 96.26CHALP138 138 5.18 5.19 5.19 5.22CHALP033 33 10.47 12.14 8.44 8.96 8.96 8.98CHALP010 10 0.00 0.00 78.40 81.52 81.52 82.14TIABA033 33 3.79 3.80 3.80 3.80 3.81TIABA010 10 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00CONOR033 33 2.51 4.25 6.16 6.25 6.25 6.26CONOR010 10 0.00 0.00 0.60 0.60 1.26 2.00LAMBR033 33 4.89 5.61 5.61 5.61 5.61 5.62LAMBR010 10 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00PORON033 33 5.48 6.38 6.38 6.38 6.38 6.39PORON010 10 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00REALP033 33 8.78 9.89 7.70 8.13 8.13 8.15REALP010 10 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00SLAZA033 33 9.79 11.04 9.79 9.80 9.80 9.83SLAZA010 10 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

S.E. San Lázaro

S.E. Jesús

S.E. Challapampa

S.E. Tiabaya

S.E. Cono Norte

S.E. Lambramani

S.E. Porongoche

Subestación Barra

S.E. Socabaya

S.E. Parque Industrial

S.E. Chilina

S.E. Real Plaza

4 4 4 4 4 4

Cortocircuito Trifásico Alternativa de 3 Devanados - OSINERGMIN

Tensión 2012 2013 2015 2017 2019 2022

(kV)Ik''

(kA)

Ik''

(kA)

Ik''

(kA)

Ik''

(kA)

Ik''

(kA)

Ik''

(kA)SOCABA220 220 6.56 6.57 6.56 6.56 6.56 6.64SOCAB138 138 8.53 8.53 8.52 8.53 8.53 8.71SOCAB033 33 14.11 15.91 16.04 16.12 16.12 16.27SOCAB010 10 11.17 11.50 17.98 18.01 18.01 18.07PQSA138 138 5.81 5.80 5.80 5.80 5.89PQSEA033 33 9.55 13.20 13.17 13.45 13.45 13.55PQSEA010 10 14.04 67.81 67.53 68.49 68.49 69.29CHILI138 138 4.79 4.81 5.00 5.01 5.01 5.06CHILI033 33 11.24 13.06 11.10 11.12 11.12 11.16CHILIO10 10 11.48 17.11 15.94 15.95 15.95 15.98JESUS138 138 7.20 7.20 7.20 7.20 7.31JESUS033 33 8.19 12.23 12.19 12.19 12.19 12.27JESUS010 10 8.37 69.04 69.00 69.01 69.01 69.73CHALP138 138 4.91 4.92 4.92 4.96CHALP033 33 9.54 11.45 10.87 11.59 11.59 11.65CHALP010 10 8.73 9.17 57.07 59.55 59.55 60.02TIABA033 33 3.25 3.26 3.26 3.26 3.26TIABA010 10 6.10 6.10 6.11 6.11 6.11CONOR033 33 3.47 3.67 6.08 6.19 6.19 6.21CONOR010 10 4.50 6.39 7.84 7.90 7.90 7.91LAMBR033 33 4.08 4.91 4.90 4.90 4.90 4.91LAMBR010 10 5.32 5.70 5.70 5.70 5.70 5.70PORON033 33 4.43 5.42 5.41 5.41 5.41 5.42PORON010 10 8.07 8.98 8.97 8.97 8.97 8.98REALP033 33 8.54 10.03 9.61 10.19 10.19 10.24REALP010 10 6.70 6.96 6.88 6.96 6.96 6.97SLAZA033 33 9.45 10.68 9.34 9.35 9.35 9.38SLAZA010 10 9.08 9.42 9.05 9.06 9.06 9.07

S.E. Chilina

S.E. Cono Norte

S.E. Jesús

S.E. Porongoche

S.E. Real Plaza

S.E. San Lázaro

Subestación Barra

S.E. Socabaya

S.E. Tiabaya

S.E. Lambramani

S.E. Parque Industrial

S.E. Challapampa



Los resultados obtenidos se deben en parte a que los valores de impedancia de cortocircuito, utilizados por OSINERGMIN en el modelamiento para cada transformador, no son los adecuados.

Por lo tanto, consideramos necesario que OSINERGMIN revise los parámetros considerados para cada elemento y efectúe el análisis de cortocircuito para el Sistema Eléctrico Arequipa según su propuesta.

El análisis de SEAL se realizó en el software DigSilent del archivo AREA09.pfd. Dicho análisis se adjunta en el Anexo 02 de sus opiniones y sugerencias.


De la revisión efectuada a los resultados de la alternativa seleccionada, se observa que se presentan valores muy altos de corrientes de cortocircuito en barras MT, por tanto, se modificarán los parámetros eléctricos del transformador de 3 devanados a fin de disminuir los valores de corriente de cortocircuito por debajo de 40 kA.

Conclusión


1.3. Conexionado en los transformadores a implementar

OPINIÓN 3.

De acuerdo al análisis realizado sobre los transformadores que se implementarán en las subestaciones de transformación, se observó que algunos de los mismos presentan un conexionado distinto al existente en el Sistema Eléctrico. Por ejemplo, en el caso del Sistema Eléctrico Arequipa, los transformadores de 3 devanados de 138/33/10 kV presentan un conexionado YN0d11yn0, lo que indica que para el nivel de 33 kV se considera una conexión en delta y para 10 kV una conexión en estrella. Esto se contradice con el conexionado actual del Sistema Eléctrico (estrella en 33 kV y delta en 10 kV), por lo cual, a fin de no provocar una operación inadecuada en el sistema, se considera necesario que OSINERGMIN verifique el conexionado propuesto para los nuevos transformadores de potencia para garantizar la correcta operación en el Sistema Eléctrico. Otro punto que OSINERGMIN debe considerar se refiere a la regulación de tensión en transformadores de 3 devanados. Cuando la tensión en 10 kV requiera la actuación de la regulación de tensión, el empleo de un transformador de 3 devanados 138/33/10 kV implicará que la regulación se realice en el primario (138 kV) afectando tanto al secundario (33 kV) como al terciario (10 kV), caso que no ocurre con transformadores en cascada (138/33 y 33/10 kV) en los cuales la regulación que se efectúe se puede realizar en el primero y/o en el segundo transformador. Teniendo en cuenta que el Sistema Eléctrico en 33 kV actualmente se encuentra conectado en estrella aterrado y que el sistema en 10 kV se encuentra con neutro aislado debe analizarse los efectos que tendría en cuanto a las protecciones y niveles de aislamiento de los equipos existentes. Análisis de OSINERGMIN

De la revisión efectuada al archivo de DigSilent, se observa que el conexionado de los transformadores de la alternativa seleccionada difiere del conexionado utilizado por SEAL, por



tanto, se modificará el tipo de conexión del transformador de 3 devanados para que sea compatible con la red actual.

En relación a la regulación de tensión del transformador de 3 devanados, para determinar los ajustes del regulador se tomará como referencia a la barra de 10 kV en donde se tiene la mayor concentración de carga y así asegurar niveles adecuados de tensión a la salida de los alimentadores.

Conclusión

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

1.4. Monto de Inversión por Módulo

OPINIÓN 4.

De acuerdo al análisis de los montos de inversión indicados en la Propuesta OSINERGMIN, existen diferencias sustanciales de los montos de inversión propuestos con los indicados por SEAL en su propuesta a pesar que los módulos considerados por SEAL y OSINERGMIN son los mismos.

Consideramos que OSINERGMIN debe realizar la revisión de los montos indicados en la Propuesta OSINERGMIN.


De la revisión efectuada a los archivos fuente de los módulos, se observa que el archivo utilizado por SEAL es una versión anterior a la que utilizó OSINERGMIN, por tanto, los montos de inversión no serán los mismos.

Sin embargo, se procederá a revisar los códigos de los módulos utilizados en la valorización.

Conclusión


1.5. Plan de Inversiones en Transmisión Principal

OPINIÓN 5.

De acuerdo a los proyectos existentes en el Sistema Principal de Transmisión, se observa que en la SET Repartición está considerada la llegada de una línea en 500 kV, esto permite tener al alcance de SEAL un nivel de tensión que aseguraría una capacidad de suministro a largo plazo.

Por lo que es necesario que OSINERGMIN considere dentro del Plan de Inversiones la implementación de una línea de transmisión entre la SET Repartición hacia el Cono Norte de la ciudad de Arequipa en el año 2017, a fin de migrar a un nivel de tensión que asegure el suministro en dicha zona de la ciudad.

El desarrollo de este Proyecto sería a través de la vía Arequipa - La Joya en el distrito de Cerro Colorado, vía troncal que actualmente está siendo ejecutada por lo que se cuenta con disponibilidad de terreno para el desarrollo de este proyecto energético.




De la revisión efectuada a los proyectos de la red de transmisión pendientes de ejecución, se observa que la SET Repartición no se encuentra involucrada. Sin embargo, en la actualización del Plan de Transmisión del COES, se ha contemplado la implementación de la nueva LT 500 kV Mantaro – Marcona Nueva – Socabaya - Montalvo. En dicho proyecto se propone interconectar la SET Socabaya 220 kV existente con la nueva SET Socabaya 500 kV.

Dado que la actualización del Plan de Transmisión del COES todavía no ha sido aprobada por el MEM, por lo cual, la configuración de la nueva línea no es definitiva. Sin embargo, dicha configuración se considerará en los estudios eléctricos correspondiente al Área de Demanda 9 a partir del año 2016, tal como lo tiene previsto el COES.

Conclusión

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

1.6. Reconocimiento de Costos de Rotación de Transformadores

OPINIÓN 6.

Dentro de las acciones a ejecutar para optimizar los costos de las instalaciones de transmisión actualmente reconocidos por OSINERGMIN, está el de utilizar equipamiento existente; más precisamente se está considerando la rotación de transformadores. Sin embargo, en la actualidad OSINERGMIN no reconoce los costos que involucra realizar esta rotación.

La rotación de transformadores implica realizar actividades conducentes a que finalmente el transformador rotado opere adecuadamente en su nueva ubicación. Entre otras, las siguientes son las principales actividades que se deben realizar:

- Desmontaje de los transformadores. - Transporte a su nueva ubicación. - Obras Civiles: En el caso se tenga que instalar el transformador rotado paralelo a un

transformador existente o en una nueva subestación; estarían involucrados la construcción de bases, canaletas malla de tierra (en caso necesario), etc. Para el caso de la instalación de transformador(es) que reemplace(n) a transformador(es) de menor potencia, puede ser necesario hacer adecuaciones de las obras civiles.

- Montaje de los transformadores en su nueva ubicación. - Pruebas y puesta en servicio - Estudios de operatividad en caso el COES lo requiera. Solicitamos a OSINERGMIN que considere dos módulos que cubran los gastos de rotación de transformadores. Uno para casos de instalación de transformadores en paralelo con otro(s) existente(s) o en subestaciones nuevas y otro para el caso de instalación de un transformador que reemplace a otro de menor potencia.


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.

Conclusión

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

2. Opiniones Específicas.

2.1. Línea Porongoche – Lambramani 33 kV y SET Lambramani 33/10 kV

OPINIÓN 7. La SET Lambramani se encuentra ubicada en una zona de alta densidad de carga, por lo que, las razones principales de la necesidad de su implementación se derivan de lo siguiente: • Los proyectos de inversión en transmisión deben ser considerados a largo plazo con

proyecciones de demanda para los siguientes 20 años. • La implementación de la SET Lambramani no se deriva solamente de atender una carga

puntual como es el centro comercial, sino está proyectado para atender la alta densidad de carga en el centro de la ciudad y zonas aledañas, es por ello que la SET Lambramani cuenta con alimentadores para atender estos requerimientos.

• Las SETs más cercanas a la SET Lambramani (Porongoche y San Lázaro) no cuentan con espacio físico suficiente para crecer con más alimentadores como fue verificado por la supervisión de OSINERGMIN en la visita efectuada, por lo que es totalmente objetivo que no es posible colocar más celdas en 10 kV.

• La SET San Lázaro que alimenta el centro de la ciudad se encuentra en el límite de su capacidad, para poder atender mayor demanda y el crecimiento vertical que se presenta en el centro de la ciudad, además se han requerido nuevas demandas que deben ser alimentadas de esta SET para el centro comercial Estilos (1.3 MW) ubicado en la avenida La Marina muy cercana a esta SET.

• Debe tenerse en cuenta que el ancho de las vías públicas son muy estrechas, no existiendo en el centro de la ciudad de Arequipa avenidas amplias (mayores a 10 m) que permitan llevar redes aéreas y diversos circuitos alimentadores en 10 kV.

• Debe tenerse en cuenta que el nivel de tensión para la ciudad de Arequipa es de 10 kV y no se tiene previsto migrar a niveles de tensión de 22,9 kV debido a las altas inversiones que esto significaría, por lo que se aprovecha la particularidad del sistema eléctrico de Arequipa de contar con redes de 33 kV.



• Debe anotarse que el área de terreno para la SET Lambramani ha sido cedido a título gratuito por el centro comercial para la implementación de la SET. En caso se requiera la adquisición de un terreno a futuro en esta zona, los precios por m2 son excesivamente elevados lo que haría inviable su adquisición.

Se adjunta como Anexo 04 de sus opiniones y sugerencias, el Sustento Técnico y Económico de la Implementación de la Línea Porongoche – Lambramani 33 kV y la SET Lambramani 33/10 kV, en dicho sustento se comprueba la necesidad de su implementación con una evaluación de costo ante la alternativa de alimentación en 10 kV propuesta por OSINERGMIN para la carga existente en la zona de influencia de la SET Lambramani. Asimismo se agrega un sustento técnico y operativo que motiva la implementación de la SET Lambramani. A partir de ello, se requiere que los siguientes elementos del SST sean aprobados para la presente regulación.

Nombre Elemento Instalación Código de Módulo Estandar Inversión US$

Celda de Línea a Lambramani SET AT/MT PORONGOCHE CE-033SIU2C1ISBLI2 232,902

Ln Porongoche - Lambramani Ln Porongoche - Lambramani LT-033SIU0ACS0C1150A 56,452

Ln Porongoche - Lambramani Ln Porongoche - Lambramani LT-033SIU0XXS0C3120S 279,597

Celda de Línea a Porongoche SET AT/MT LAMBRAMANI CE-033SIU2C1ISBLI2 292,513

Celda de Transformador SET AT/MT LAMBRAMANI CE-033SIU2C1ISBTR2 242,736

Transformador de Potencia 33/10 kV, 12 MVA ONAFSET AT/MT LAMBRAMANI TP-033010-015SI2I 1,546,603

Celda de Transformador SET AT/MT LAMBRAMANI CE-010SIU2MCISBTR1 176,033

Celda de Alimentador SET AT/MT LAMBRAMANI CE-010SIU2MCISBAL1 138,045





De la revisión efectuada al informe del sustento presentado por SEAL, se observa que bajo la situación sin proyecto el déficit de oferta en la SET Porongoche recién se presenta en el año 2015 (ver cuadro adjunto), por lo cual, la nueva SET Lambramani y su línea conexa se encuentran justificadas recién a partir del año 2015. Por lo tanto, dichas instalaciones serán incluidas en el Plan de Inversiones 2013-2017.

(1) (2) (3) (4) (5) (6)2012 2013 2014 2015 2016 2017

Pizarro 2.23 2.34 2.47 2.59 2.72 2.86La Isla 2.22 2.35 2.49 2.64 2.79 2.95Guardia Civil 1.94 2.60 2.72 2.85 2.98 3.13

Demandas 1.94 2.06 2.18 2.31 2.44 2.59C.Empresarial Alquimia 0.00 0.54 0.54 0.54 0.54 0.54

Mall Aventura Plaza 3.00 4.00 7.90 7.90 7.90 7.90

Honorio Delgado 1.26 1.29 1.32 1.36 1.39 1.43Demandas 0.49 0.52 0.55 0.58 0.61 0.65Instituto Formacion Bancaria 0.58 0.58 0.58 0.58 0.58 0.58

Boulevard Lambramani 0.10 0.10 0.10 0.10 0.10 0.10Centro Colegio Medico 0.10 0.10 0.10 0.10 0.10 0.10

La Perla 0.94 0.99 1.05 1.11 1.17 1.24La Negrita 0.91 0.96 1.01 1.06 1.12 1.18Parque Lambramani 2.00 3.50 4.50 4.50 4.50 4.50

Delosi 0.18 0.32 0.41 0.41 0.41 0.41

Estilos 0.29 0.51 0.65 0.65 0.65 0.65Cinemark 0.16 0.28 0.36 0.36 0.36 0.36

Wong 0.32 0.55 0.70 0.70 0.70 0.70Parque 1 0.74 1.30 1.68 1.68 1.68 1.68

Parque 2 0.31 0.55 0.70 0.70 0.70 0.70Demanda 14.49 18.03 23.46 24.00 24.58 25.19Oferta 23.75 23.75 23.75 23.75 23.75 23.75

Balance Porongoche 9.26 5.72 0.29 -0.25 -0.83 -1.44

Subestación Alimentador

Porongoche

Lambramani

Nota: Información de SEAL



Por otro lado, la cantidad de alimentadores 10 kV necesarios se determinará de acuerdo al criterio indicado en la página 2.16 (volumen II – PROPUESTA INICIAL), el cual consiste en que la capacidad del alimentador 10 kV es de 5 MVA.

Conclusión


2.2. Línea Challapampa – Real Plaza 33 kV y SET Real Plaza 33/10 kV

OPINIÓN 8.

La SET Real Plaza, al igual que la SET Lambramani, se encuentra ubicada en una zona de alta densidad de carga, por lo que las razones principales de la necesidad de su implementación se derivan de lo siguiente: • Los proyectos de inversión en transmisión deben ser considerados a largo plazo con

proyecciones de demanda para los siguientes 20 años. • La implementación de la SET Real Plaza no se deriva solamente de atender una carga

puntual como es el centro comercial, sino está proyectado para atender la alta densidad de carga en el centro financiero de la ciudad (avenidas Cayma y Ejército).

• Las SETs más cercanas a la SET Real Plaza (Challapampa y San Lázaro) no cuentan con espacio físico suficiente para crecer con más alimentadores como fue verificado por la supervisión de OSINERGMIN en la visita efectuada, por lo que es totalmente objetivo que no es posible colocar más celdas en 10 kV.

• La SET San Lázaro que alimenta el centro de la ciudad se encuentra en el límite de su capacidad, para poder atender mayor demanda y el crecimiento vertical que se presenta en el centro de la ciudad, además se han requerido nuevas demandas que deben ser alimentadas de esta SET para el centro comercial Estilos (1.3 MW) ubicado en la avenida La Marina muy cercana a esta SET, adicionalmente en la SET Challapampa se instalará los alimentadores para atender el centro empresarial Quimera (demanda de 6,4 MW), otro para el centro comercial Tres Palmeras (3 MW) y otro para Incalpaca (4,5 MW) y Edificios Olazábal (3 MW).

• Debe tenerse en cuenta que el ancho de las vías públicas son muy estrechas, no existiendo en el centro de la ciudad de Arequipa avenidas amplias (mayores a 10 m) que permitan llevar redes aéreas y diversos circuitos alimentadores en 10 kV.

• Debe tenerse en cuenta que el nivel de tensión para ,a ciudad de Arequipa es de 10 kV y no se tiene previsto migrar a niveles de tensión de 22.9 kV debido a las altas inversiones que esto significaría, por lo que se aprovecha la particularidad del sistema eléctrico de Arequipa de contar con redes de 33 kV.

• Debe anotarse que el área de terreno para la SET Real Plaza ha sido cedido a título gratuito por el centro comercial para la implementación de la SET. En caso se requiera la adquisición de un terreno a futuro en esta zona, los precios por m2 son excesivamente elevados lo que haría inviable su adquisición.

Se adjunta como Anexo 05 de sus opiniones y sugerencias, el Sustento Técnico y Económico de la Implementación de la Línea Challapampa – Real Plaza 33 kV y la SET Real Plaza 33/10 kV, en dicho sustento se comprueba la necesidad de su implementación con una evaluación de costo ante la alternativa de alimentación en 10 kV para la carga existente en la zona de influencia de la SET Real Plaza de acuerdo a lo solicitado por OSINERGMIN. Asimismo se agrega un sustento técnico y operativo que motivan la implementación de la SET Real Plaza. A partir de ello, se requiere que los siguientes elementos del SST sean aprobados para la presente regulación.



Nombre Elemento Instalación Código de Módulo Estandar Inversión US$

Celda de Línea a Real Plaza SET AT/MT CHALLAPAMPA CE-033SIU2C1ESBLI2 111,574

Ln Challapampa - Plaza Vea Ln Challapampa - Plaza Vea LT-033SIU0XXS0C3120S 748,919

Celda de Línea a Challapampa SET AT/MT REAL PLAZA CE-033SIU2C1ISBLI2 292,513

Celda de Transformador SET AT/MT REAL PLAZA CE-033SIU2C1ISBTR2 242,736

Transformador de Potencia 33/10 kV, 12 MVASET AT/MT REAL PLAZA TP-033010-015SI2I 1,546,603

Celda de Transformador SET AT/MT REAL PLAZA CE-010SIU2MCISBTR1 176,033

Celda de Alimentador SET AT/MT REAL PLAZA CE-010SIU2MCISBAL1 138,045





De la revisión efectuada al informe del sustento presentado por SEAL, se observa que bajo la situación sin proyecto el déficit de oferta en la SET Challapampa recién se presenta en el año 2014 (ver cuadro adjunto), por lo cual, la nueva SET Real Plaza y su línea conexa se encuentran justificadas recién a partir del año 2014. Por lo tanto, dichas instalaciones serán incluidas en el Plan de Inversiones 2013-2017.

(0) (1) (2) (3) (4) (5) (6) (7)2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Portales 2,780 2,891 3,006 3,127 3,252 3,382 3,517 3,658Cerro Colorado 4,254 4,424 4,601 4,785 4,976 5,176 5,383 5,598

Zamacola 2,400 2,467 2,536 2,607 2,680 2,756 2,833 2,912Corpac 2,705 2,813 2,926 3,043 3,164 3,291 3,423 3,560

Alto Libertad 2,598 2,702 2,810 2,923 3,040 3,161 3,288 3,419CC. Tres Palmeras 0 200 700 1,800 2,800 2,800 2,800 2,800

CC. Quimera 0 180 1,260 1,800 2,515 2,515 2,515 4,515Tannery Latina SAC 0 300 500 720 720 720 720 720

Edif. Olazabal 200 1,800 1,800 4,800 4,800 4,800 4,800Interpro, SupMdoPer, Cineplex 1,176 1,264 2,100 2,100 2,100 2,100 2,100 2,100

Tiend.Peruanas 294 316 525 525 525 525 525 525Demanda Real Plaza 1,580 2,625 2,625 2,625 2,625 2,625 2,625

Demanda (kW) 16,207 17,758 22,765 25,230 30,573 31,225 31,903 34,607Oferta (kW) 23,750 23,750 23,750 23,750 23,750 23,750 23,750 23,750

BALANCE Chall * 7543 5992 985 -1480 -6823 -7475 -8153 -10857

Subestación Potencia \ Año

Challapampa

Nota: Información de SEAL

Por otro lado, la cantidad de alimentadores 10 kV necesarios para esta nueva SET se determinara de acuerdo al criterio indicado en la página 2.16 (volumen II – PROPUESTA INICIAL), el cual consiste en que la capacidad del alimentador 10 kV es de 5 MVA.

Conclusión


2.3. Transformador de Reserva 138 / 33 kV

OPINIÓN 9.

En el sistema eléctrico de Arequipa existen 03 transformadores de potencia de 138/33 kV cada uno con una potencia de 45/60 MVA, ubicados en la SET Socabaya (02) y SET Chilina (01) como puntos de suministro del SEIN.



Estos transformadores en la actualidad operan con niveles elevados de potencia (factor de utilización superior al 80%), lo que implica que ante una falla en alguno de los transformadores antes mencionados el abastecimiento a la ciudad de Arequipa sería limitado con racionamientos a gran parte de la población, ya que no se cuenta con un transformador de reserva que pueda atender esta contingencia. A partir de ello, consideramos necesario se considere dentro del Plan de Inversiones 2013-2017 un transformador de potencia de 138/33 kV con una potencia de 60/75 MVA que permita cubrir esta contingencia. Se está considerando un transformador con una potencia superior a los existentes porque en caso de falla de uno de los transformadores de la SET Socabaya, ésta podría afectar al otro transformador que se encuentra en paralelo, ya que se encuentran instalados muy cercanos entre sí. Con esta reserva de mayor potencia podría cubrirse esta clase de contingencias. Asimismo, este transformador de reserva 138/33 kV - 60/75 MVA puede utilizarse para cubrir el incremento de demanda a corto plazo ya que el sistema eléctrico actualmente opera en un nivel de 33 kV y es alimentado por los transformadores antes mencionados con un factor de utilización superior al 80%. Ante un incremento elevado de demanda el transformador de reserva puede reemplazar alguno de los existentes a fin de incrementar la capacidad de transformación en el sistema eléctrico. Del análisis realizado a la operación del sistema eléctrico Arequipa de los años 2012, 2013 y 2014 (ver Anexo 6 de las opiniones y sugerencias de SEAL) se puede observar que existe la necesidad de incrementar la capacidad de transformación de 138 a 33 kV en la SET Chilina, ya que el transformador existente de propiedad de EGASA de 45/60 MVA actualmente soporta una demanda muy próxima al valor de su capacidad nominal. En este contexto, a fin de asegurar la operación ante el incremento de la demanda y/o situaciones de contingencia en el sistema eléctrico Arequipa, es necesario incrementar la capacidad de transformación en la SET Chilina de 138 a 33 kV antes de la construcción y operación de la línea 138 kV de Chilina – Challapampa y la implementación de la PI de 138 kV en la SET Jesús, ya que ambas SETs actualmente son alimentadas por la SET Chilina en 33 kV. El incremento de capacidad en transformación se conseguiría con un transformador de mayor potencia y que posteriormente pueda ser utilizado como reserva de los transformadores existentes en la SET Chilina (45/60 MVA), Socabaya (45/60 MVA) y adicionalmente en la SET Base Islay (22.5 MVA). Por lo tanto, consideramos necesario adicionar este elemento al Plan de Inversiones. Análisis de OSINERGMIN

En la propuesta modificada de OSINERGMIN se contempla implementar dos nuevas SET´s 138/33 kV, las cuales asumirán el 32% de la demanda total del sistema eléctrico de Arequipa. De ocurrir una falla en uno de los transformadores de dichas SET´s, y al no contar con un transformador de reserva, se corre el riesgo de que el restablecimiento del suministro eléctrico tome tiempos prolongados afectando la calidad de servicio. Por lo mencionado, se considera razonable contar con un transformador de reserva para las nuevas subestaciones de cabecera.

Conclusión




2.4. Línea Challapampa – Cono Norte 33 kV, Línea Charcani VI – Cono Norte 33 kV y Transformador SET Cono Norte de 25 MVA

OPINIÓN 10. En la Propuesta OSINERGMIN no se considera celdas nuevas para la repotenciación de la línea 33 kV Challapampa – Cono Norte, este requerimiento se hace en función al incremento de capacidad en 10 kV (25 MVA). Asimismo, no se considera celdas de mayor capacidad en la SET Cono Norte, a pesar que se está repotenciando la línea Challapampa – Cono Norte 33 kV. Además, se está implementando una nueva línea Charcani VI – Cono Norte 33 kV y que el Transformador Cono Norte (rotado de la SET Parque Industrial) incrementará su capacidad a 20/25 MVA. A partir de ello, consideramos necesaria la adición de: 1 celda de transformador en 33 kV, 1 celda de transformador en 10 kV, 3 celdas de alimentador en 10 kV y 1 celda de alimentador en 22,9 kV. No se incluye el cambio de transformador de 10/22,9 kV (actualmente existe uno de 0,8 MVA). El compensador indicado en la SET Cono Norte es de 3 MVAR, sin embargo, de acuerdo al flujo de potencia indicado en el Informe N° 0120-2012-GART, la compensación necesaria en la SET Cono Norte es de 9,39 MVAR, por lo que se necesitaría un banco de compensación de esta capacidad. Análisis de OSINERGMIN

En base a la información proporcionada por SEAL, se observa que las celdas existentes no tienen la capacidad para transmitir 25 MVA y con el fin de explotar la capacidad instalada del transformador rotado 33/10 kV – 25 MVA, se considera necesario adicionar nuevas celdas de mayor capacidad que permitan la operación adecuada de la SET Cono Norte.

En relación a la implementación de bancos de compensación en la SET Cono Norte, dicha compensación se debe de realizar por etapas, la capacidad inicial es de 3 MVAR y la capacidad final (año 2022) es de 3x3 MVAR.

Conclusión


2.5. Configuración PI en la SET Jesús 138 / 33 / 10 kV

OPINIÓN 11. Considerando la Propuesta OSINERGMIN, la cual contempla instalar un transformador de 3 devanados en esta SET, y de acuerdo a lo manifestado en el numeral 1.2 y 1.3 de las opiniones generales, respecto a los niveles de la potencia de cortocircuito, se sugiere el reemplazo de las celdas de 10 kV existentes e incluir el valor de las mismas en la evaluación económica. Asimismo, de encontrarse viable económica y técnicamente la alternativa de 3 devanados, se debe revisar la necesidad de implementar una nueva Celda de Transformador 10 kV para una potencia de 65 MVA que existirá a la salida del nuevo transformador. Análisis de OSINERGMIN

De la revisión efectuada a los resultados de la alternativa seleccionada, se observa que las corrientes de cortocircuito son elevadas, por tanto, se modificarán los parámetros eléctricos del



transformador de 3 devanados a fin de disminuir los valores de corriente de cortocircuito por debajo de 40 kA.

Conclusión


2.6. SET Parque Industrial 138 / 33 / 10 kV

OPINIÓN 12.

Considerando la Propuesta OSINERGMIN, el cual contempla instalar un transformador de 3 devanados en esta SET, y de acuerdo a lo manifestado en el numeral 1.2 y 1.3 de las opiniones generales, respecto a los niveles de la potencia de cortocircuito, se sugiere el reemplazo de las celdas de 10 kV, existentes e incluir el valor de las mismas en la evaluación económica.


De la revisión efectuada a los resultados de la alternativa seleccionada, se observa que las corrientes de cortocircuito son elevadas, por tanto, se modificará los parámetros eléctricos del transformador de 3 devanados a fin de disminuir los valores de corriente de cortocircuito por debajo de 40 KA.

Conclusión


2.7. SET Challapampa 138 / 33 / 10 kV

OPINIÓN 13. Considerando la Propuesta OSINERGMIN, el cual contempla instalar un transformador de 3 devanados en esta SET, y de acuerdo a lo manifestado en el numeral 1.2 y 1.3 de las opiniones generales, respecto a los niveles de la potencia de cortocircuito, se sugiere el reemplazo de las celdas de 10 kV, existentes e incluir el valor de las mismas en la evaluación económica. Asimismo, de encontrarse viable económica y técnicamente la alternativa de 3 devanados, se considera una línea soterrada en 138 kV desde la SET Chilina a Challapampa, sin embargo, en la SET Challapampa no existe mayor espacio para la implementación de una bahía en 138 kV y el montaje de un transformador de 100 MVA. Adicionalmente la Municipalidad de Cerro Colorado (distrito donde se ubica la SET) tiene prevista la ampliación de la vía Metropolitana (aledaña a la SET Challapampa), con lo cual se reducirá el espacio en la subestación. Por lo tanto, para hacer viable esta alternativa es necesaria la adquisición de un nuevo terreno en las inmediaciones de esta SET. Asimismo, se debe de considerar el reemplazo de celdas de transformador de 33 y 10 kV para una potencia de 35 y 65 MVA respectivamente.




De la revisión efectuada a los resultados de la alternativa seleccionada, se observa que las corrientes de cortocircuito son elevadas en barras MT, por tanto, se modificará los parámetros eléctricos del transformador de 3 devanados a fin de disminuir los valores de corriente de cortocircuito por debajo de 40 KA.

Por otro lado, en la evaluación de las alternativas se considerará la reducción de espacio de la SET Challapampa debido a la ampliación de la vía Metropolitana.

Conclusión


2.8. SET Porongoche 33 / 10 kV

OPINIÓN 14. En el Plan de Inversiones SST 2009-2013 sólo se han considerado para la SET Porongoche, 2 celdas de alimentador en 10 kV (una de ellas destinada al Mall Aventura Plaza), consideramos necesaria la inclusión de 2 celdas de alimentador adicionales en la Propuesta OSINERGMIN a fin de poder atender la demanda en la zona de influencia de la SET Porongoche. De acuerdo a la operación actual de la SET Porongoche (2011) existen 3 alimentadores en 10 kV, los cuales son:

Celdas ExistentesModelo de Medidor

Relación Transformación

Factor

PORONGOCHE

TRAFO - 33kV A3R 35100/100*250/5 2475.00

PATRON - 10kV A3R 10000/100*800/5 800.00

MALL AVENTURA PLAZA A3R 10000/100*800/5 800.00

LA ISLA A3R 10000/100*200/5 200.00

PIZARRO A3R 10000/100*200/5 200.00

Esto implica que actualmente es necesario implementar 01 celda de alimentador adicional a las aprobadas en el Plan de Inversiones SST 2009-2013. La proyección de demanda realizada por SEAL a nivel Subestación de Distribución (SED) determina los valores demandados para cada año de análisis del Plan de Inversiones (hasta el 2032). Analizando la proyección de demanda existente en la zona de influencia de la SET Porongoche tenemos:

SET / Alimentador 2011 2012 2013 2016 2020 2024 2028

JESUS 19.73 20.88 22.11 26.19 32.63 40.36 49.59

ISRAEL 2.04 2.17 2.30 2.73 3.41 4.23 5.21

JORGE CHAVEZ 4.42 4.67 4.95 5.86 7.29 9.01 11.06

MIGUEL GRAU 3.24 3.43 3.64 4.32 5.40 6.71 8.25

CIUDAD BLANCA 2.38 2.52 2.67 3.17 3.97 4.93 6.06

PORONGOCHE 3.67 3.86 4.08 4.79 5.91 7.25 8.85

MARIANO MELGAR 3.96 4.20 4.45 5.29 6.61 8.20 10.09

RESERVA 0.02 0.02 0.03 0.03 0.04 0.05 0.06

PORONGOCHE 9.61 9.80 14.94 16.24 18.29 20.75 23.68

MALL AVENTURA 3.25 3.25 8.00 8.00 8.00 8.00 8.00

PIZARRO 3.62 3.83 4.06 4.82 6.02 7.46 9.18

LA ISLA 2.75 2.72 2.88 3.42 4.26 5.28 6.50 Esta situación se agudiza con la presencia de nuevas cargas importantes en la zona de influencia de la SET Porongoche como es el caso del Centro Empresarial Alquimia con 600



kVA (ver Solicitud de Suministro en Anexo 7 de las opiniones y sugerencias de SEAL) y dicha SET se sitúa en una zona de Muy Alta y Media Densidad (más de 2,5 MW/km2). De acuerdo con la proyección de la demanda, los alimentadores de Pizarro y La Isla tendrían problemas de capacidad en el 2016 y 2020 respectivamente por efecto de la longitud de cada alimentador.

Año 2012:

Año 2017:

Por lo expuesto consideramos necesario la implementación de un alimentador adicional en el periodo de acción del Plan de Inversiones en SST 2013-2017 y por lo tanto 01 celda de alimentador 10 kV adicional en la SET Porongoche. Análisis de OSINERGMIN

En base a la información presentada por SEAL, se observa que un alimentador de la SET Porongoche presenta sobrecarga debido a que su demanda supera los 5 MVA, por lo cual, se considera razonable incluir una celda adicional a fin de eliminar la sobrecarga y lograr atender el crecimiento de la demanda en la zona de influencia de la SET Porongoche.

Conclusión


2.9. Celdas de Alimentador 10 kV

OPINIÓN 15. En la Propuesta OSINERGMIN, no se está considerando 1 celda de alimentador para cada SET Parque Industrial y Chilina para el 2012. Consideramos que dichas celdas (propuestas por SEAL) son necesarias para la operación del Sistema Eléctrico producto del incremento de demanda en las mencionadas Subestaciones de Transformación.



En la SET Challapampa debe considerarse 2 celdas de alimentador adicional (Quimera y Tres Palmeras), no existiendo espacio para más celdas. Análisis de OSINERGMIN

En base a la información presentada por SEAL, se ha observado que existen alimentadores sobrecargados (cargas mayores a 5 MVA) y con el fin de eliminar la sobrecarga de los alimentadores existentes se considera necesario incluir cuatro celdas adicionales, una (1) para la SET Chilina, una (1) para la SET Parque Industrial y dos (2) para la SET Challapampa.

Conclusión


2.10. Cambio de Tensión SET Majes de 10 kV a 22,9 kV

OPINIÓN 16. El Sistema Eléctrico Majes está catalogado como sector típico 4 y se alimenta de la SET Majes a través de redes primarias en 10 kV y 22,9 kV, dichas redes se extienden por más de 360 km para alimentar a más de 11 000 usuarios. Esto implica que existe una baja densidad de usuarios con grandes longitudes de redes primarias, ya que en general se tratan de parcelas (90% de la demanda) ya que la población se dedica a la agricultura y ganadería. Actualmente la SET Majes presenta problemas de calidad de suministro y producto, por efecto de la caída de tensión en la red primaria de 10 kV que alimenta a las zonas alejadas San Juan, Santa Rita y Santa Isabel de Siguas. Los alimentadores existentes en la SET Majes son:

Alimentador Tensión Localidades

Fabrica Gloria, Santa María de la Colina, Parcelas sector E1 y E2

San Juan de Siguas y Santa Isabel de Siguas

Nueva Ciudad Majes, Parque Industrial y Parcelas

sector E3, E4, E5, E6, E7 y E8.

El Pedregal y Santa Rita de Siguas

La Colina 10.0

El Pedregal 10.0

El Eje 22.9

El transformador existente en la SET Majes es de 4 devanados, llegada en 138 kV, salida en 60 kV para las SETs Punta Colorada y Chuquibamba y 22,9 y 10 kV para la distribución, sin embargo, el devanado de 10 kV está diseñado para ser un devanado de compensación. A partir de ello, es necesario realizar el cambio de nivel de tensión en distribución primaria de 10 kV a 22,9 kV para los alimentadores de La Colina y El Pedregal. Dicho proyecto ha sido declarado viable con SNIP 145320 y actualmente se encuentra en proceso de elaboración de Estudio Definitivo.

La configuración actual de la SET Majes se muestra a continuación:



La nueva distribución de alimentadores se muestra a continuación, siendo necesaria la implementación de 05 celdas de alimentador en 22,9 kV para la SET Majes.

Esta nueva configuración de los alimentadores permitirá distribuir de manera adecuada la demanda del Sistema Eléctrico Majes; en el Anexo 08 de las opiniones y sugerencias de SEAL, se muestra la distribución actual y proyectada de los alimentadores de distribución. Análisis de OSINERGMIN

En base a la información presentada por SEAL, se observa que los alimentadores de la SET Majes son muy extensos y presentan problemas de caídas de tensión, por lo cual, se considera razonable realizar el cambio de nivel de tensión de los alimentadores de 10 kV a 22,9 kV. Para ello se implementará celdas de 22,9 kV y se dará de baja a las celdas de 10 kV.

Conclusión




2.11. Línea 138 kV Camaná – Ocoña y SET Ocoña

OPINIÓN 17. Debemos indicar que actualmente el Sistema Eléctrico Ocoña opera en el nivel de tensión de 10 kV a través de una central térmica; al realizarse el proyecto LT 138 kV Camaná – Ocoña y la SET Ocoña 138/60/33 kV, las instalaciones de distribución no podrán conectarse a dicho proyecto. Por lo tanto, consideramos necesario que se incluya un transformador de 33/10 kV de una potencia adecuada para el Sistema Eléctrico Ocoña (1 MVA) y una celda de alimentador de 10 kV dentro de la Propuesta OSINERGMIN. Asimismo, en la Propuesta OSINERGMIN se está considerando la implementación de un Transformador de Potencia 138/60/33 kV - 25/16/9 MVA, pero el módulo de transformador considerado es de 138/60/22.9 kV, consideramos que esto se debe a que no existe módulos para transformadores de 138/60/33 kV. Al respecto, le indicamos que es conveniente evaluar si este módulo de 138/60/22,9 kV cubre los costos del transformador 138/60/33 kV. Asimismo esta opinión debe considerarse al momento de dar alta al elemento, a fin de que esta situación no sea observada por OSINERGMIN al no instalarse el elemento aprobado. De la misma manera, en los módulos de las celdas de compensación y los compensadores indica 22,9 kV pero deben ser para 33 kV. Análisis de OSINERGMIN

Para lograr atender la demanda en 10 kV de la zona de Ocoña, se propone implementar un transformador existente 33/10 kV rotado de la SET Cono Norte; con dicha propuesta se logra atender la demanda actual y el futuro crecimiento de la demanda de 10 kV durante el período de estudio.

Por otro lado, dado que no se cuenta con códigos para valorizar el nuevo transformador de potencia 138/60/33 kV se utilizó el código del transformador 138/60/22,9 kV. En el caso de los bancos de compensación de 33 kV se valorizaron con códigos que corresponden a 23 kV. A fin de no tener inconvenientes al momento de dar de Alta a dichos elementos, se debe de considerar que el transformador aprobado para la SET Ocoña corresponde al transformador cuya relación de transformación es 138/60/33 kV – 25 MVA. Además los bancos de compensación reactiva aprobados corresponden al nivel de 33 kV.

Conclusión


2.12. Configuración PI de la SET Majes 138 kV

OPINIÓN 18. Actualmente la SET Majes ubicada en El Pedregal se alimenta con una derivación en T de la línea en 138 kV Repartición – Camaná, en la cual se tiene solamente una celda de transformador en 138 kV. A requerimiento del COES es necesario que se implemente una derivación en PI con una celda de ingreso y salida a fin de dar mayor confiabilidad y selectividad al sistema.



Solicitamos a OSINERGMIN considere dentro del Plan de Inversiones la inclusión de estas 2 celdas en 138 kV para el año 2013. Análisis de OSINERGMIN

A fin de mejorar la confiabilidad y disminuir los valores de los indicadores de calidad de suministro en el sistema de Majes se considera razonable realizar el cambio de configuración del tipo T a PI, para lo cual se deberá implementar dos celdas de línea 138 kV.

Conclusión


2.13. SET Camaná 138 / 22,9 / 10 kV

OPINIÓN 19. Actualmente la SET Camaná posee un transformador de 3 devanados 138/22,9/10 kV en el que el devanado de 22,9 kV se encuentra en vacío, esto se debe a que actualmente toda la distribución se desarrolla en 10 kV. Sin embargo, a futuro se tiene previsto realizar el cambio de tensión en distribución de 10 a 22,9 kV a fin de alimentar los distritos y localidades alejadas de Camaná en 22,9 kV. Inicialmente en el año 2013 los alimentadores trasladados a 22,9 kV serían San Gregorio y Costanera, ya que los mismos se extienden grandes distancias por la zona costera de Camaná (Anexo 09 de las opiniones y sugerencias de SEAL ) y el cambio de nivel de tensión permitiría atender los incrementos de demanda en general para usuarios residenciales. A partir de ello, consideramos necesario que se incluyan 3 celdas en 22.9 kV para el año 2013 (1 celda de transformador y 2 celdas de alimentador). Análisis de OSINERGMIN

En base a la información presentada por SEAL, se observa que los alimentadores de la SET Camaná son muy extensos y presentan problemas de caídas de tensión, por lo cual, se considera razonable realizar el cambio de nivel de tensión de los alimentadores de 10 kV a 22,9 kV. Para ello se implementará celdas de 22,9 kV y se dará de baja a las celdas 10 kV.

Conclusión


2.14. Elementos a dar de baja en el periodo 2012-2017

OPINIÓN 20. Actualmente dentro del Sistema Eléctrico de SEAL, existen instalaciones que ya han cumplido con su vida útil, presentan una tecnología inadecuada para mantener la confiabilidad en la operación o presentan defectos en la operación. De acuerdo a la Norma “Procedimiento de Altas y Bajas en Sistemas de Transmisión” aprobada mediante Resolución N° 244-2010-OS/CD dichas instalaciones deben ser dadas de baja por el concesionario a fin de que se implemente un nuevo elemento que opere en mejores condiciones e incremente la confiabilidad del sistema.



En el Anexo 10 de sus opiniones y sugerencias se adjunta el listado de Elementos a dar de Baja en el periodo 2012 al 2017 con el respectivo sustento técnico de Baja, a partir de ello, los elementos que deben ser incluidos en el Plan de Inversiones 2013-2017 se indican a continuación: Celdas de alimentador:

Item Elemento Situación Fecha Observación

1 Celda de Transformador, 10 kV, SET AT/MT SOCABAYA Baja May-12 Celda Patrón 10 KV SET Socabaya

2 Celda de Alimentador, 10 kV, SET AT/MT SOCABAYA Baja May-12 Alimentador Characato

3 Celda de Alimentador, 10 kV, SET AT/MT SOCABAYA Baja May-12 Alimentador Yarabamba

4 Celda de Alimentador, 10 kV, SET AT/MT SOCABAYA Baja May-12 Alimentador Ciudad mi Trabajo

5 Celda de Alimentador, 10 kV, SET AT/MT SOCABAYA Baja May-12 Alimentador Paisajista

6 Celda de Alimentador, 10 kV, SET AT/MT SOCABAYA Baja May-12 Alimentador Simon Bolívar

7 Celda de Línea, 33 kV, SET AT/MT SAN LAZARO Baja Jul-13 Celda de Línea 33 KV SET San Lázaro

8 Celda de Transformador, 10 kV, SET AT/MT SAN LAZARO Baja Jul-13 Celda Patrón 10 KV SET San Lázaro

9 Celda de Alimentador, 10 kV, SET AT/MT SAN LAZARO Baja Jul-13 Alimentador Sucre

10 Celda de Alimentador, 10 kV, SET AT/MT SAN LAZARO Baja Jul-13 Alimentador Estadio

11 Celda de Alimentador, 10 kV, SET AT/MT SAN LAZARO Baja Jul-13 Alimentador Mercaderes

12 Celda de Alimentador, 10 kV, SET AT/MT SAN LAZARO Baja Jul-13 Alimentador Miraflores

13 Celda de Alimentador, 10 kV, SET AT/MT SAN LAZARO Baja Jul-13 Alimentador La Marina

14 Celda de Alimentador, 10 kV, SET AT/MT SAN LAZARO Baja Jul-13 Alimentador Perú

15 Celda de Alimentador, 10 kV, SET AT/MT SAN LAZARO Baja Jul-13 Alimentador Saga

Celdas de línea: Item Elemento Situación Fecha Observación

16 Celda de Línea, 33 kV, SET AT/MT CHILINA Baja Jul-13 Celda de Línea hacia SET San Lázaro1

17 Celda de Línea, 33 kV, SET AT/MT CHILINA Baja Jul-13 Celda de Línea hacia SET San Lázaro2

18 Celda de Línea, 33 kV, SET AT/MT CHILINA Baja Jul-13 Celda de Transformador

19 Celda de Línea, 33 kV, SET AT/MT CHILINA Baja Jul-13 Celda de Línea hacia SET Challapampa1

20 Celda de Línea, 33 kV, SET AT/MT CHILINA Baja Jul-13 Celda de Línea hacia SET Challapampa2

21 Celda de Línea, 33 kV, SET AT/MT CHILINA Baja Jul-13 Celda de Línea hacia SET Jesus

22 Celda de Línea, 33 kV, SET AT/MT CHILINA Baja Jul-13 Celda de Línea hacia SET Jesus

23 Celda de Línea, 33 kV, SET AT/MT JESUS Baja Jul-14 Celda de Línea hacia SET Socabaya1

24 Celda de Línea, 33 kV, SET AT/MT JESUS Baja Jul-14 Celda de Línea hacia SET Socabaya2

25 Celda de Línea, 33 kV, SET AT/MT JESUS Baja Jul-14 Celda de Transformador

26 Celda de Línea, 33 kV, SET AT/MT JESUS Baja Jul-14 Celda de Línea hacia SET Chilina1

27 Celda de Línea, 33 kV, SET AT/MT JESUS Baja Jul-14 Celda de Línea hacia SET Chilina2

28 Celda de Línea, 33 kV, SET AT/MT JESUS Baja Jul-14 Celda de Línea hacia SET Porongoche

29 Celda de Línea, 33 kV, SET AT/MT JESUS Baja Jul-14 Celda de Acoplamiento

Transformadores de Potencia: La SET Base Islay cuenta con un transformador de potencia de 22,5 MVA (banco de 3 transformadores monofásicos de 7,5 MVA cada uno), con fecha de fabricación 1974; a la actualidad cuenta con 38 años de operación, por lo que ha superado su vida útil, en el año 2011 tuvo una actuación del relé buchholz, por lo que no presenta confiabilidad para su operación.

Elemento Situación Fecha Observación

Transformador de Potencia de 22.5 MVA, 138/33 kV, SET MAT/AT BASE ISLAY (03 unidades de 7.5 MVA)

Baja Jul-13Transformador de Potencia SET Base Islay



Se tiene previsto reemplazar este transformador por uno de 138/33/10 kV de 20/25 MVA con lo cual se desactivaría la SET Mollendo que cuenta con un transformador de 33/10 kV de 5,5 MVA ONAF. Por lo que es necesario la inclusión de un transformador de potencia de 138/33/10 kV de 20/25 MVA dentro del Plan de Inversiones 2013-2017, para julio 2013. Análisis de OSINERGMIN

En base a la información presentada por SEAL, se observa que las celdas de líneas y alimentadores que se darán de Baja son muy antiguas y cuya tecnología es obsoleta. Ante cualquier desperfecto del equipo no es posible repararlo dado que no se cuenta con repuestos, por tanto, se considera razonable dar de Baja a los equipos antiguos y en su reemplazo considerar nuevos elementos de mayor capacidad.

En relación al transformador de potencia de la SET Base Islay, se debe mencionar que dicho equipo no cuenta regulación bajo carga y ha superado su vida útil. Ante cualquier perturbación del sistema, la regulación de tensión aguas debajo de dicho transformador no es la adecuada. Por lo mencionado, se hace necesario reemplazar el transformador existente por uno nuevo.

Conclusión


2.15 Soterrado de Línea 33 kV Chilina – San Lázaro OPINIÓN 21. La línea en 33 kV que conecta la SET Chilina con la SET San Lázaro presenta deficiencias por distancias mínimas de seguridad, las mismas que han sido observadas por OSINERGMIN. Para el levantamiento de las mismas, por las condiciones viales y de servidumbre, solo es posible con el soterrado de la línea. Solicitamos a OSINERGMIN considere dentro del Plan de Inversiones el soterrado de esta línea con un conductor de aluminio de 500 mm2 con una longitud de 1,5 km. Análisis de OSINERGMIN

Es importante señalar que las empresas concesionarias están obligadas a conservar y mantener sus obras e instalaciones en condiciones adecuadas para su operación eficiente. Asimismo, las concesionarias están obligadas a velar por el cumplimiento de las distancias de seguridad establecidas en el Código Nacional de Electricidad (Suministro 2011).



Por otro lado, el Informe N° 266-2012-GART de la Asesoría Legal de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria concluye que no corresponde incluir en el Plan de Inversiones los trabajos de reubicación y soterramiento de tramos de líneas para dar cumplimiento a las Normas de Seguridad contenidas en el Código Nacional de Electricidad por corresponder a trabajos de adecuación por razones de seguridad.

En consecuencia, en el Plan de Inversiones no se incluye el soterramiento de la LT 33 kV Chilina – San Lázaro.

Conclusión

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

2.16 Cambio de Configuración de T a PI en las SETs Mejía, La Curva y Cocachacra OPINIÓN 22. SEAL propone el cambio de configuración de T a PI de las SET´s Mejía, La Curva y Cocachacra, para lo cual solicita dar de Alta a las siguientes instalaciones: Item Elemento Situación Observación

1 Celda de Línea, 33 KV, SET AT/MT COCACHACRA Alta Actualmente existe un Recloser

2 Celda de Línea, 33 KV, SET AT/MT COCACHACRA Alta Actualmente existe un Recloser

3 Celda de Transformador, 33 KV, SET AT/MT COCACHACRA Alta Actualmente existe un Recloser

4 Celda de Transformador, 10 KV, SET AT/MT COCACHACRA Alta Actualmente existe un Recloser

5 Celda de Alimentador, 10 kV, SET AT/MT COCACHACRA Alta Actualmente existe un Recloser

6 Celda de Alimentador, 10 kV, SET AT/MT COCACHACRA Alta Actualmente existe un Recloser

7 Celda de Línea, 33 KV, SET AT/MT MEJÍA Alta -

8 Celda de Línea, 33 KV, SET AT/MT MEJÍA Alta -

9 Celda de Transformador, 33 KV, SET AT/MT MEJÍA Alta Actualmente existe un Recloser

10 Celda de Transformador, 10 KV, SET AT/MT MEJÍA Alta Actualmente existe un Recloser

11 Celda de Alimentador, 10 kV, SET AT/MT MEJÍA Alta Actualmente existe un Recloser

12 Celda de Línea, 33 KV, SET AT/MT LA CURVA Alta -

13 Celda de Línea, 33 KV, SET AT/MT LA CURVA Alta -

14 Celda de Transformador, 33 KV, SET AT/MT LA CURVA Alta Actualmente existe un Recloser

15 Celda de Transformador, 10 KV, SET AT/MT LA CURVA Alta Actualmente existe un Recloser

16 Celda de Alimentador, 10 kV, SET AT/MT LA CURVA Alta Actualmente existe un Recloser


De la información presentada por SEAL, la implementación de la SET Cocachacra se encuentra justificada. Sin embargo, de la información consignada en el formato F-212, los indicadores de calidad del Sistema Islay están dentro de las tolerancias establecidas, por lo cual, no es necesario realizar el cambio de configuración de T a PI de las SET´s Mejía y La Curva.

Conclusión




Anexo B Diagrama Unifilar del Sistema Actual

según información de Titulares



Anexo C Diagrama Unifilar de las Alternativas

Seleccionadas - según análisis de OSINERGMIN



PowerFactory 14.0.523

PLAN DE INVERSIONES 2013 - 2017

ALTERNATIVA 01_2022

Proyecto:

Gráfica: AREA 09

Fecha: 25/06/2012

Anexo:

Nue

vo_2

013

2020-Nuevo

2019

-Nue

vo

2018-Nuevo

2014Rotado

(Cono Norte)

2012-Nuevo

2013-Nuevo

2022Nuevo

2021Reserva

2021

-Nue

vo

2021

-Nue

vo

2020

-Nue

vo

2020-Reserva(Trafo Repotenciado)

2019Reserva

2019

-Nue

vo

2019Nuevo

2019Reserva

2019Rotado

(Mollendo)

2018

-Nue

vo

2017-Nuevo

2017

-Rep

ot

2016Reserva

2016Nuevo

2016-Nuevo

2015

-Nue

vo

2014Nuevo

2014Reserva

2014

-Rot

ado

(Cam

ana)

2014Nuevo

2014-Nuevo

2014-Reserva

2014

-Nue

vo

2014-Repot.

2014

-Rep

2013-Nuevo

2013

-Nue

vo

2013

-Nue

vo

2013

-Nue

vo

2013

-Nue

vo20

13-N

uevo

2013

Nue

vo

2013

-Nue

vo

2012Reserva

2012Reserva

2012-Nuevo

2012-Nuevo

2012-Nuevo

2011

-Nue

vo

2011

-Res

erva

2011

-Res

erva

OCOÑA010

9.99 kV1.00 p.u.

PUQUI02320.73 kV0.91 p.u.

PUQUI03330.45 kV0.92 p.u.

POLOB033

31.23 kV0.95 p.u.

CARAV0109.67 kV

0.97 p.u.

CARAV06055.06 kV0.92 p.u.

ATICO01010.05 kV1.00 p.u.

ATICO06056.93 kV0.95 p.u.

OCOÑA033

33.23 kV1.01 p.u.

OCOÑA060

60.38 kV1.01 p.u.

OCOÑA138125.69 kV0.91 p.u.

JESUS138137.16 kV0.99 p.u.

TIABA0109.71 kV0.97 p.u.

TIABA03332.06 kV0.97 p.u.

PQSA138137.38 kV1.00 p.u.

CAMAN02323.08 kV1.01 p.u.

REALP0109.85 kV

0.98 p.u.

REALP03332.78 kV0.99 p.u.

LAMBR01010.01 kV1.00 p.u.

LAMBR03332.67 kV0.99 p.u.

COCAC010

9.93 kV0.99 p.u.

COCAC03331.16 kV0.94 p.u.

CHUCA03331.09 kV0.94 p.u.

CHAVI0055.15 kV0.98 p.u.

CHAVI033

33.43 kV1.01 p.u.

YURA_03028.76 kV0.96 p.u.

YURA_004

3.98 kV0.96 p.u.

YURA_138

135.38 kV0.98 p.u.

CVERD220218.44 kV0.99 p.u.

SOCABA220

220.00 kV1.00 p.u.

HRAMA02222.02 kV1.00 p.u.

HRAMA066

65.77 kV1.00 p.u.

ARES_022

21.90 kV1.00 p.u.

ARES_066

66.01 kV1.00 p.u.

ARES_138

133.57 kV0.97 p.u.

CALLI02424.33 kV1.01 p.u. CALLI066

67.14 kV1.02 p.u.

CALLI138

135.70 kV0.98 p.u.

CTMOL01313.46 kV1.02 p.u.

JOYA010

10.20 kV1.02 p.u.

JOYA138

136.19 kV0.99 p.u.

CHUCA010

9.93 kV0.99 p.u.

LCURV010

10.00 kV1.00 p.u.

LCURV03331.39 kV0.95 p.u.

MEJIA01010.20 kV1.02 p.u.

MEJIA03331.98 kV0.97 p.u.

MATAR01010.31 kV1.03 p.u.

MATAR03331.40 kV0.95 p.u.

AGUAL01010.38 kV1.04 p.u.

AGUAL03331.81 kV0.96 p.u.

MOLLE01010.30 kV1.03 p.u.

MOLLE033

BISLA03333.15 kV1.00 p.u.

BISLA138

134.26 kV0.97 p.u.

CAMAN010

10.09 kV1.01 p.u.

CHUQU023

22.07 kV0.96 p.u.

CORIR013

13.03 kV0.99 p.u.

MAJES001

1.00 kV1.00 p.u.

MAJES02322.80 kV1.00 p.u.

CHUQU060

56.86 kV0.95 p.u.

CORIR060

57.75 kV0.96 p.u.

MAJES0109.77 kV0.98 p.u.

MAJES06060.19 kV1.00 p.u.

CAMAN138127.04 kV0.92 p.u.

MAJES138

130.57 kV0.95 p.u.

REPAR02323.11 kV1.01 p.u.

REPAR138

135.88 kV0.98 p.u.

CVERD138139.08 kV1.01 p.u.

CVER138139.11 kV1.01 p.u.

SOCAB010

10.18 kV1.02 p.u.

PQSEA010

10.00 kV1.00 p.u.

PORON01010.15 kV1.02 p.u.

SLAZA0109.89 kV0.99 p.u.

JESUS010

9.97 kV1.00 p.u.

CONOR010

10.07 kV1.01 p.u.

CHILIO10

10.28 kV1.03 p.u.

CHALP01010.07 kV1.01 p.u.

PORON033

32.72 kV0.99 p.u.

CONOR03332.42 kV0.98 p.u.

CHALP033

32.88 kV1.00 p.u.

SLAZA03333.20 kV1.01 p.u.

ACERS033

32.81 kV0.99 p.u.

PAUCP033

33.06 kV1.00 p.u.

SANTU138136.76 kV0.99 p.u.

JESUS033

33.23 kV1.01 p.u.

PQSEA033

32.81 kV0.99 p.u.

SOCAB033

33.59 kV1.02 p.u.

CHILI033

33.41 kV1.01 p.u.

CHILI138

134.20 kV0.97 p.u.

SOCAB138

138.25 kV1.00 p.u.

25MVA - 5.12%(1)

20.067 MW4.542 Mvar84.589 %

-15.200 MW-2.301 Mvar

84.589 %

-4.797 MW-1.577 Mvar84.589 %

-4

25M

VA

- 12

.4%

-2

XX

X 2

40m

m² -

130

MW

17

.67

km

35.660 MW29.095 Mvar

36.205 %

-35.362 MW-29.210 Mvar

36.205 %

AAAC 240mm² - 140MW 9.60 km

32.456 MW13.211 Mvar

24.968 %

-32.350 MW-13.495 Mvar

24.968 %

150M

VA

- 9.

43%

152.577 MW72.326 Mvar

56.686 %

-152.351 MW-61.300 Mvar

56.686 %

-0.0

00

MW

0.0

00

Mva

r5

6.6

86

%

3

AAAC 120mm² - 35MW 60.00 km

6.463 MW-0.573 Mvar

19.354 %

-6.227 MW0.270 Mvar19.354 %

12.960 MW4.260 Mvar

0.941 MW0.309 Mvar

7.692 MW2.528 Mvar

6.183 MW2.032 Mvar

10.365 MW3.407 Mvar

4.500 MW1.479 Mvar

1.869 MW0.614 Mvar

31.529 MW10.363 Mvar

AA

AC

120

mm

² - 1

9.4M

W

22.7

0 km

7.618 MW3.092 Mvar41.712 %

-7.243 MW-2.528 Mvar

41.712 %

11.870 MW3.902 Mvar

2MV

A -

7.5%

2.570 MW1.140 Mvar152.360 %

-2.508 MW-0.824 Mvar152.360 %

-2

AAAC 120mm² - 19.4MW 19.08 km

2.615 MW1.155 Mvar15.680 %

-2.570 MW-1.140 Mvar

15.680 %

AA

AC

120

mm

² - 1

9.4M

W

22.7

0 km

7.618 MW3.092 Mvar41.712 %

-7.243 MW-2.528 Mvar41.712 %

-0.000 MW-9.510 Mvar

1

12M

VA

- 9.

1%

8.660 MW3.478 Mvar78.982 %

-8.604 MW-2.828 Mvar

78.982 %

-2

-0.000 MW-3.091 Mvar

1

16MVA - 5.12%

14.905 MW2.127 Mvar81.775 %

-8.131 MW0.385 Mvar81.775 %

-6.729 MW-2.212 Mvar

81.775 %

-9

7MV

A -

8%

4.910 MW1.918 Mvar78.247 %

-4.860 MW-1.597 Mvar

78.247 %

-2

-0.000 MW-3.057 Mvar

1

25M

VA

- 11

.6%

22.758 MW10.348 Mvar102.102 %

-22.605 MW-7.430 Mvar102.102 %

-2

0.000 MW-0.985 Mvar

2

AA

AC

185

mm

² - 2

6.3M

W

4.50

km

8.416 MW-7.070 Mvar21.023 %

-8.354 MW7.142 Mvar21.023 %

25MVA - 13.1%

20.955 MW1.377 Mvar92.228 %

-7.770 MW0.926 Mvar92.228 %

-13.039 MW0.740 Mvar92.228 %

-10

-0.000 MW-2.803 Mvar

1

-0.000 MW-3.029 Mvar

1

AA

AC

120

mm

² - 3

5MW

60

.00

km

13.039 MW-0.740 Mvar36.731 %

-12.184 MW1.328 Mvar36.731 %

6MV

A -

7%

6.227 MW-0.270 Mvar113.195 %

-6.183 MW0.771 Mvar113.195 %

-2

6MV

A -

7%

5.721 MW-0.755 Mvar101.371 %

-5.684 MW1.161 Mvar101.371 %

-2

25M

VA

- 10

%

15.253..6.152 ..

65.610 %

-15.21..-5.000..

65.610 %

0

-0.000 MW-4.056 Mvar

2

AA

AC

240

mm

² - 1

30M

W

50.0

0 km

21.167 MW-0.611 Mvar17.700 %

-20.955 MW-1.377 Mvar17.700 %

-0.000 MW-9.124 Mvar

3

AAAC 185mm² - 26.3MW 9.12 km

11.019 MW2.565 Mvar42.505 %

-10.765 MW-2.159 Mvar42.505 %

25M

VA

- 10

%

22.605 MW0.543 Mvar93.460 %

-22.542 MW1.715 Mvar93.460 %

0

AAAC 185mm² - 26.3MW 6.50 km

12.055 MW-1.268 Mvar

46.275 %

-11.840 MW1.616 Mvar46.275 %

AA

AC

185

mm

² - 2

6...

2.81

km

24.640 MW15.949 Mvar

55.152 %

-24.376 MW-15.513 Mvar

55.152 %

-0.000 MW-1.501 Mvar

1

ALMEMEC 240mm² - 135MVA 11.70 km

3.693 MW7.413 Mvar

6.330 %-3.686 MW-8.125 Mvar

6.330 %


51.174 MW16.459 Mvar

37.852 %

-50.960 MW-16.311 Mvar

37.852 %

75M

VA

- 12

%

47.267 MW8.898 Mvar64.521 %

-46.991 MW-5.040 Mvar

64.521 %

-1

25M

VA

- 10

%

14.179 MW5.739 Mvar63.935 %

-14.141 MW-4.648 Mvar63.935 %

0

AA

AC

330

mm

² - 4

1.6M

W

10.9

0 km

14.482 MW6.825 Mvar37.787 %

-14.179 MW-5.739 Mvar37.787 %

60M

VA

- 14

.48%

-35.071 MW-24.106 Mvar

78.605 %

35.362 MW29.210 Mvar

78.605 %

-3

25M

VA

- 8.

75%

18.519 MW2.622 Mvar75.014 %

-18.464 MW-1.314 Mvar

75.014 %

0

25M

VA

- 12

.4.%

15.859 MW6.742 Mvar69.490 %

-15.765 MW-5.182 Mvar

69.490 %

0

0.000 MW-3.044 Mvar

1

AAAC 240mm² - 140MW 9.60 km

32.456 MW13.211 Mvar

24.968 %

-32.350 MW-13.495 Mvar

24.968 %

75M

VA

- 12

%

64.700 MW26.989 Mvar

93.896 %

-64.258 MW-19.252 Mvar

93.896 %

-2

12MVA - 5.12%

-9

0.000 MW-0.986 Mvar

1

N2XSY 120mm 1.50 km

10.487 MW4.219 Mvar53.107 %

-10.460 MW-4.293 Mvar53.107 %

12M

VA

- 8%

10.460 MW4.293 Mvar96.296 %

-10.365 MW-3.407 Mvar96.296 %

0

12M

VA

- 8%

4.548 MW1.642 Mvar41.317 %

-4.500 MW-1.479 Mvar

41.317 %

0

AAAC 185mm² - 24.7MVA 0.82 km

4.553 MW1.646 Mvar18.780 %

-4.548 MW-1.642 Mvar

18.780 %

AAAC 70mm² - 15MVA 4.56 km

1.318 MW-0.500 Mvar

9.460 %

-1.313 MW0.488 Mvar

9.460 %


2.3

05

MW

-1.1

50

Mva

r1

7.1

62

%

-2.270 MW1.144 Mvar17.162 %

1.5M

VA

- 4.

7%

-1

25M

VA

- 10

%

-15.212 MW-5.000 Mvar65.610 %

15.253 MW6.152 Mvar65.610 %

0

-10.217 MW2.545 Mvar69.491 %

-10.217 MW2.545 Mvar69.491 %

1.116 MW0.367 Mvar

15.659 MW5.147 Mvar

5.684 MW1.868 Mvar

6.729 MW2.212 Mvar

14.141 MW4.648 Mvar

2.508 MW0.824 Mvar

G~

Charcani-VI_G1

8.200 MW5.693 Mvar92.431 %

11.2

MV

A -

8%

-8.171 MW-4.921 Mvar90.949 %

8.200 MW5.693 Mvar90.949 %

0

char

cani

VI

7.50

km

1.432 MW-1.197 Mvar12.308 %

-1.424 MW1.178 Mvar12.308 %

char

cani

VI

7.50

km

1.432 MW-1.197 Mvar

12.308 %

-1.424 MW1.178 Mvar12.308 %

8.604 MW2.828 Mvar

18.792 MW6.177 Mvar

4.251 MW1.397 Mvar

4.797 MW1.577 Mvar

1.156 MW0.380 Mvar

0.585 MW0.192 Mvar

5.569 MW1.830 Mvar

2.178 MW0.716 Mvar

1.301 MW0.428 Mvar

2.505 MW0.823 Mvar

4.875 MW1.602 Mvar

10.025 MW3.295 Mvar

4.860 MW1.597 Mvar

2.797 MW0.919 Mvar

8.131 MW2.672 Mvar

6.469 MW2.126 Mvar

16.329 MW5.367 Mvar

14.765 MW4.853 Mvar

19.649 MW6.458 Mvar

8.000 MW2.629 Mvar

67.815 MW22.290 Mvar

22.542 MW7.409 Mvar

0.413 MW0.136 Mvar

36.928 MW12.138 Mvar

26.455 MW8.695 Mvar

111.879 MW36.773 Mvar

41.765 MW13.727 Mvar

G~

Charcani-V_G3

36.300 MW16.188 Mvar

69.730 %

G~

Charcani-V_G2

36.300 MW16.188 Mvar

69.730 %

G~

Charcani-V_G1

36.300 MW16.188 Mvar

69.730 %

57M

VA

- 13

.22%

-36.047 MW-12.396 Mvar

69.730 %

36.300 MW16.188 Mvar

69.730 %

0

57M

VA

- 13

.22%

-36.047 MW-12.396 Mvar

69.730 %

36.300 MW16.188 Mvar

69.730 %

0

57M

VA

- 13

.22%

-36.047 MW-12.396 Mvar

69.730 %

36.300 MW16.188 Mvar

69.730 %

0

36MVA - 12.2%

16.382 MW6.571 Mvar49.978 %

-0.000 MW0.000 Mvar49.978 %

-16.329 MW-5.367 Mvar49.978 %

0

San

tuar

io-Y

ura

31

.10

km

16.477 MW4.957 Mvar13.636 %

-16.382 MW-6.571 Mvar

13.636 %

AAAC 500mm² - 365MVA 9.70 km

132.509 MW54.912 Mvar

41.545 %

-132.228 MW-54.550 Mvar

41.545 %

AAAC 500mm² - 365MVA 9.70 km

132.509 MW54.912 Mvar

41.545 %

-132.228 MW-54.550 Mvar

41.545 %

150MVA - 9.43%

100.658 MW39.666 Mvar

72.128 %

-100.528 MW-31.331 Mvar

72.128 %

-0.000 MW0.000 Mvar72.128 %

2

150MVA - 9.43%

100.658 MW39.666 Mvar

72.128 %

-100.528 MW-31.331 Mvar

72.128 %

-0.000 MW0.000 Mvar72.128 %

2

8MV

A -

10%

1.883 MW0.687 Mvar24.566 %

-1.869 MW-0.614 Mvar

24.566 %

2

066_

ares

_hua

nc_8

1

25.4

7 km

1.888 MW0.308 Mvar

8.035 %

-1.883 MW-0.687 Mvar

8.035 %

23.9MVA - 10.4%

1.912 MW0.401 Mvar

8.076 %

-0.000 MW-0.000 Mvar

8.076 %

-1.888 MW-0.308 Mvar

8.076 %

1

138_

Cal

lalli

-Are

s_L1

040

10

3.50

km

15.043 MW-1.435 Mvar

13.473 %

-14.871 MW-4.660 Mvar

13.473 %

30MVA - 15.48%

4.278 MW0.766 Mvar49.034 %

-4.251 MW-1.397 Mvar

49.034 %

-0.000 MW0.875 Mvar49.034 %

-3

AC

SR

283

mm

² - 9

0MV

A

89.2

0 km

48.209 MW-5.863 Mvar

51.771 %

-47.129 MW5.925 Mvar51.771 %

G~Moll GD3

G~

Moll GD2

5.000 MW0.753 Mvar38.283 %

G~Moll GD1

40M

VA

- 12

.6%

-4.901 MW-0.587 Mvar

12.957 %

5.000 MW0.753 Mvar12.957 %

0

G~

LaJoya G2

2.900 MW2.432 Mvar67.268 %

G~

LaJoya G1

2.900 MW2.432 Mvar67.268 %

12.5

MV

A -

8.35

%

-5.763 MW-4.446 Mvar59.365 %

5.800 MW4.863 Mvar59.365 %

0

XX

X 2

40m

m²(

1)

13.0

8 km

-5.757 MW-5.259 Mvar

5.522 %

5.763 MW4.446 Mvar

5.522 %

1.5M

VA

- 5.

%

1.313 MW-0.488 Mvar

99.099 %

-1.301 MW0.559 Mvar99.099 %

-2

3.5M

VA

- 7.

25.%

2.201 MW-0.669 Mvar69.088 %

-2.178 MW0.785 Mvar69.088 %

-2

1.5M

VA

- 5%

.

1.165 MW0.436 Mvar85.564 %

-1.156 MW-0.380 Mvar

85.564 %

-1

6MV

A -

6.92

%

2

6MV

A -

6.1%

2.518 MW0.918 Mvar45.935 %

-2.505 MW-0.823 Mvar

45.935 %

2

4.5M

VA

- 7.

1%

0.953 MW-0.644 Mvar27.056 %

-0.941 MW0.676 Mvar27.056 %

-2

AA

AC

70m

m² -

15M

VA

0.

24 k

m

2.201 MW-0.669 Mvar15.330 %

-2.201 MW0.669 Mvar15.330 %


4.6

45

MW

-1.7

51

Mva

r3

2.4

69

%

-4.5

06

MW

1.8

19

Mva

r3

2.4

69

%

AA

AC

70m

m² -

15M

VA

0.

03 k

m

1.165 MW0.436 Mvar

8.136 %

-1.165 MW-0.436 Mvar

8.136 %


6.074 MW-1.166 Mvar39.033 %

-5.810 MW1.315 Mvar39.033 %

AA

AC

70m

m² -

15M

VA

0.

96 k

m

2.522 MW0.917 Mvar17.624 %

-2.518 MW-0.918 Mvar

17.624 %


6.2

88

MW

2.3

34

Mva

r4

4.0

68

%

-6.208 MW-2.284 Mvar

44.068 %


9.125 MW3.467 Mvar61.657 %

-8.810 MW-3.251 Mvar

61.657 %

ALMELEC 240mm² - 80MVA. 64.00 km

15.288 MW0.458 Mvar19.147 %

-15.166 MW-3.955 Mvar19.147 %

10M

VA

- 6.

2%

5.622 MW2.092 Mvar61.696 %

-5.569 MW-1.830 Mvar

61.696 %

1

15MVA - 5.12%

2

9MVA - 6.3%

0

4MV

A -

6.9%

2.824 MW1.088 Mvar79.831 %

-2.797 MW-0.919 Mvar79.831 %

-4

4MV

A -

8%

-1

20M

VA

- 13

.86%

10.059 MW4.169 Mvar54.234 %

-10.025 MW-3.295 Mvar

54.234 %

20M

VA

- 9.

13%

4.898 MW1.788 Mvar25.972 %

-4.875 MW-1.602 Mvar

25.972 %

20M

VA

- 0.

36%

8.022 MW2.395 Mvar41.698 %

-7.993 MW-2.340 Mvar41.698 %

30M

VA

- 14

.3%

23.040 MW11.294 Mvar

90.401 %

-22.979 MW-8.353 Mvar90.401 %

-10

AA

AC

120

mm

² - 3

5MV

A

46.4

2 km

2.855 MW0.591 Mvar

8.655 %

-2.824 MW-1.088 Mvar

8.655 %

AA

AC

120

mm

² - 3

5MV

A

46.4

2 km

7.993 MW2.340 Mvar22.981 %

-7.765 MW-2.509 Mvar22.981 %

AA

AC

185

mm

² - 1

09M

VA

63

.83

km

37.004 MW0.449 Mvar34.183 %

-36.072 MW-1.516 Mvar

34.183 %

AA

AC

240

mm

² - 1

35M

VA

49

.00

km

61.479 MW13.961 Mvar

45.468 %

-60.044 MW-11.744 Mvar

45.468 %

ALM

ELE

C 2

40m

m² -

80M

VA

23

.00

km

80.864 MW15.439 Mvar

97.371 %

-79.671 MW-12.638 Mvar

97.371 %


41.769 MW13.724 Mvar

69.130 %

-41.765 MW-13.727 Mvar

69.130 %


-14.816 MW-16.621 Mvar

29.995 %

14.859 MW16.069 Mvar

29.995 %


-14.816 MW-16.621 Mvar

29.995 %

14.859 MW16.069 Mvar

29.995 %

12.5

MV

A -

9.7%

0

25M

VA

- 11

.6%

22.758 MW10.348 Mvar102.102 %

-22.605 MW-7.430 Mvar102.102 %

-2

25M

VA

- 11

.6%

22.758 MW10.348 Mvar102.102 %

-22.605 MW-7.430 Mvar102.102 %

-2

25M

VA

- 8%

8.051 MW-0.176 Mvar

32.982 %

-8.000 MW0.461 Mvar32.982 %

0

25M

VA

- 11

.6%

19.775 MW8.727 Mvar87.247 %

-19.649 MW-6.458 Mvar87.247 %

0

25M

VA

- 12

.4.%

15.859 MW6.742 Mvar69.490 %

-15.765 MW-5.182 Mvar

69.490 %

0

10M

VA

- 8.

1%

7.770 ..3.131 ..

84.449 %

-7.692..-2.528..

84.449 %

0

25M

VA

- 8.

75%

18.519 MW2.622 Mvar75.014 %

-18.464 MW-1.314 Mvar

75.014 %

0

25M

VA

- 12

.4%

26.553 MW9.605 Mvar115.088 %

-26.455 MW-5.652 Mvar115.088 %

-2

12M

VA

- 10

.3%

0

60M

VA

- 14

.48%

35.362 MW29.210 Mvar

78.605 %

-35.071 MW-24.106 Mvar

78.605 %

-3

60M

VA

- 10

.86%

45.150 MW20.975 Mvar

83.595 %

-44.579 MW-16.280 Mvar

83.595 %

1

60M

VA

- 10

.86%

45.150 MW20.975 Mvar

83.595 %

-44.579 MW-16.280 Mvar

83.595 %

1

AA

AC

185

mm

² - 2

4.7M

VA

4.

50 k

m

12.768 MW1.739 Mvar49.213 %

-12.603 MW-1.470 Mvar

49.213 %

AC

SR

107

mm

² - 1

8MV

A

1.28

km

9.934 MW4.424 Mvar56.784 %

-9.887 MW-4.364 Mvar56.784 %

AC

SR

107

mm

² - 1

8MV

A

1.28

km

9.934 MW4.424 Mvar56.784 %

-9.887 MW-4.364 Mvar

56.784 %

AC

SR

126

.7m

m² -

18M

VA

0.

09 k

m

1.116 MW0.366 Mvar

6.244 %

-1.116 MW-0.367 Mvar

6.244 %

AA

AC

120

mm

² - 1

8MV

A

3.10

km

-6.987 MW-1.163 Mvar

37.653 %

7.029 MW1.219 Mvar37.653 %

AA

AC

120

mm

² - 1

8MV

A

6.71

km

7.119 MW1.339 Mvar37.643 %

-7.029 MW-1.219 Mvar

37.643 %

AA

SC

125

mm

² - 1

8MV

A

9.77

km

-3.282 MW3.682 Mvar25.900 %

3.356 MW-3.617 Mvar25.900 %

AA

SC

125

mm

² - 1

8MV

A

9.77

km

-3.282 MW3.682 Mvar25.900 %

3.356 MW-3.617 Mvar

25.900 %

AA

SC

125

mm

² - 1

8MV

A

8.37

km

-2.103 MW-1.475 Mvar13.485 %

2.121 MW1.466 Mvar13.485 %

AA

SC

125

mm

² - 1

8MV

A

8.37

km

-2.103 MW-1.475 Mvar

13.485 %

2.121 MW1.466 Mvar13.485 %

AC

SR

126

.7m

m² -

18M

VA

8.

17 k

m

-8.619 MW-1.259 Mvar46.305 %

8.787 MW1.488 Mvar46.305 %

AC

SR

126

.7m

m² -

18M

VA

8.

17 k

m

-8.619 MW-1.259 Mvar46.305 %

8.787 MW1.488 Mvar46.305 %

XX

X 2

40m

m² -

130

MW

17

.67

km

35.660 MW29.095 Mvar

36.205 %

-35.362 MW-29.210 Mvar

36.205 %


24.302 MW11.075 Mvar

19.142 %

-24.178 MW-11.972 Mvar

19.142 %

DIg

SIL

EN

T



Anexo D Modificación del Plan de Inversiones

2009-2013



CUADRO D1 – Área de Demanda 9 INVERSIONES NO INCLUIDAS EN EL PLAN DE INVERSIONES 2009-2013

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


Estándar Inversión (US$)

2011 SEAL Celda de Alimentador SET AT/MT SOCABAYA CE-010SIU2MCISBAL1 33 317

2011 SEAL Transformador de Potencia SET AT/MT SOCABAYA TP-033010-025SI2I 707 746

2011 SEAL Celda de Alimentador SET AT/MT COCACHACRA CE-010COR1C1ESBAL1 31 986

2011 SEAL Celda de Alimentador SET AT/MT COCACHACRA CE-010COR1C1ESBAL1 31 986

2011 SEAL Celda de Transformador SET AT/MT COCACHACRA CE-010COR1C1ESBTR1 24 214

2011 SEAL Celda de Transformador SET AT/MT COCACHACRA CE-033COR1C1ESBTR2 69 010

2011 SEAL Celda de Línea SET AT/MT COCACHACRA CE-033COR1C1ESBLI2 92 128

2011 SEAL Celda de Línea SET AT/MT COCACHACRA CE-033COR1C1ESBLI2 92 128

TOTAL 1 082 513

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

CUADRO D2 – Área de Demanda 9

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



De 2012 a 2013 SEAL Celda de Transformador 10 kV SET AT/MT TIABAYA CE-010SIU2MCISBTR1 87 348

De 2012 a 2013 SEAL Celda de Línea - Transformador 33 kV

SET AT/MT TIABAYA CE-033SIU2C1ESBLT2 140 279

De 2012 a 2013 SEAL Celda de Alimentador SET AT/MT TIABAYA CE-010SIU2MCISBAL1 50 785

De 2012 a 2013 SEAL Transformador de Potencia 33/10 kV, 25 MVA ONAF

SET AT/MT TIABAYA TP-033010-025SI2I 1 078 830

De 2012 a 2013 SEAL Ln Socabaya - Tiabaya Ln Socabaya - Tiabaya LT-033SIU0ACS0C1150A 863 757

De 2012 a 2013 SEAL Celda de Línea a Tiabaya SET MAT/AT/MT SOCABAYA CE-033SIU2C1IDBLI2 110 553

De 2011 a 2013 SEAL Celda de Línea a SE Parque Industrial

SET MAT/AT/MT SOCABAYA CE-138SIU2C1EDBLI3 366 761

De 2011 a 2013 SEAL Celda de Línea a SE Socabaya SET MAT/AT/MT PARQUE INDUSTRIAL

CE-138SIU2C1ESBLI3 298 231

De 2011 a 2013 SEAL Transformador de Potencia de 138/33 kV, 80 MVA ONAF

SET MAT/AT/MT PARQUE INDUSTRIAL

TP-138033-080SI2E 1 369 190

De 2011 a 2013 SEAL Celda de Transformador 138 kV SET MAT/AT/MT PARQUE INDUSTRIAL

CE-138SIU2C1ESBTR3 175 196

De 2011 a 2013 SEAL Ln Socabaya - Parque Industrial Ln Socabaya - Parque Industrial LT-138SIU0ACS1C1240A 1 353 982

TOTAL 5 894 911



Anexo E Plan de Inversiones 2013-2017 determinado por OSINERGMIN

(incluye programación de Bajas)



CUADRO E1 – Área de Demanda 9 PLAN DE INVERSIONES 2013-2017 (NUEVAS INSTALACIONES)



2013 SEAL Transformador de Potencia de 138/33 kV, 80 MVA ONAF

SET MAT/AT/MT CHILINA TP-138033-080SI2E 1 369 190

2013 SEAL Celda de Transformador 138 kV SET MAT/AT/MT CHILINA CE-138SIU2C1ESBTR3 175 196

2013 SEAL Celda de Transformador 138 kV SET MAT/AT/MT CHILINA CE-138SIU2C1ESBTR3 175 196

2013 SEAL Celda de Transformador SET AT/MT CHILINA CE-033SIU2C1IDBTR2 80 331

2013 SEAL Celda de Transformador SET AT/MT CHILINA CE-010SIU2MCISBTR1 56 019

2013 SEAL Celda de Acoplamiento SET AT/MT CHILINA CE-010SIU2MCISBLA1 32 570

2013 SEAL Celda de medición SET AT/MT CHILINA CE-010SIU2MCISBMD1 20 717


SET AT/MT CHILINA TP-033010-025SI3E 709 497

2013 SEAL Celda de Transformador 33 kV SET AT/MT CHILINA CE-033SIU2C1IDBTR2 80 331

2013 SEAL Celda de Alimentador SET AT/MT CHILINA CE-010SIU2MCISBAL1 32 570

2013 SEAL Celda de Línea 33 kV SET AT/MT CHILINA CE-033SIU2C1ISBLI2 93 115







2013 SEAL Celda de Línea 33 kV SET AT/MT PARQUE INDUSTRIAL

CE-033SIU2C1ISBLI2 95 249















2013 SEAL Celda de Transformador 33 kV SET AT/MT PARQUE INDUSTRIAL

CE-033SIU2C1ISBTR2 69 890





2013 SEAL Celda de Alimentador SET AT/MT PARQUE INDUSTRIAL

CE-010SIU2MCISBAL1 33 317

2013 SEAL Transformador de Potencia de 138/33 kV, 80 MVA ONAF (RESERVA)


TP-138033-080SI2E 1 369 190





2013 SEAL Celda de Alimentador SET AT/MT PORONGOCHE CE-010SIU2MCISBAL1 33 317

2013 SEAL Celda de Transformador 33 kV SET AT/MT JESUS CE-033SIU2C1IDBTR2 80 331

2013 SEAL Celda de Transformador 10 kV SET AT/MT JESUS CE-010SIU2MCISBTR1 56 019

2013 SEAL Celda de Transformador 33 kV SET AT/MT JESUS CE-033SIU2C1IDBTR2 80 331

2013 SEAL Celda de Alimentador SET AT/MT JESUS CE-010SIU2MCISBAL1 32 570

2013 SEAL Celda de Acoplamiento SET AT/MT JESUS CE-010SIU2MCISBLA1 32 570

2013 SEAL Celda de medición SET AT/MT JESUS CE-010SIU2MCISBMD1 20 717


SET AT/MT JESUS TP-033010-025SI2I 691 885

2013 SEAL Celda de Alimentador SET AT/MT TIABAYA CE-010SIU2MCISBAL1 50 785



2013 SEAL Celda de medición SET AT/MT TIABAYA CE-010SIU2MCISBMD1 32 303





2013 SEAL Celda de Transformador SET AT/MT SOCABAYA CE-010SIU2MCISBTR1 57 303

2013 SEAL Celda de Línea 138 kV SET MAT/AT/MT JESÚS CE-138SIU2C1ESBLI3 298 231

2013 SEAL Celda de Línea 138 kV SET MAT/AT/MT JESÚS CE-138SIU2C1ESBLI3 298 231

2013 SEAL Celda de Transformador 138 kV SET MAT/AT/MT JESÚS CE-138SIU2C1ESBTR3 175 196


SET MAT/AT/MT JESÚS TP-138033-080SI2E 1 369 190

2013 SEAL Celda Compensador SET AT/MT CHALLAPAMPA CE-010SIU2MCISBCC1 32 570

2013 SEAL Compensador SET AT/MT CHALLAPAMPA SC-010SI2BPEV-0004-2 112 790

2013 SEAL Celda de Alimentador SET AT/MT CHALLAPAMPA CE-010SIU2MCISBAL1 32 570

2013 SEAL Celda de Alimentador SET AT/MT CHALLAPAMPA CE-010SIU2MCISBAL1 32 570

2013 SEAL Celda de Línea SET AT/MT SAN LAZARO CE-033SIU2C1ISBLI2 95 249

2013 SEAL Celda de Transformador SET AT/MT SAN LAZARO CE-010SIU2MCISBTR1 57 303

2013 SEAL Celda de Alimentador SET AT/MT SAN LAZARO CE-010SIU2MCISBAL1 33 317







2013 SEAL Celda de transformador SET MAT/AT CAMANÁ CE-023COU1C1ESBTR1 48 514

2013 SEAL Celda de Alimentador SET MAT/AT CAMANÁ CE-023COU1MCISBAL1 33 675

2013 SEAL Celda de Alimentador SET MAT/AT CAMANÁ CE-023COU1MCISBAL1 33 675

2013 SEAL Celda de Línea SET MAT/AT MAJES CE-138COU1C1ESBLI3 285 029

2013 SEAL Celda de Línea SET MAT/AT MAJES CE-138COU1C1ESBLI3 285 029

2013 SEAL Transformador de Potencia de 25 MVA

SET MAT/AT/MT BASE ISLAY TP-138033010-025CO1E 921 702

2013 SEAL Celda Compensador SET AT/MT LA CURVA CE-010COR1C1ESBCC1 33 234

2013 SEAL Compensador Capacitivo Fijo 1.5 MVAR

SET AT/MT LA CURVA SC-010CO1BPEF-1.80 48 150





2013 SEAL Celda Compensador 10 kV SET AT/MT CHUCARAPI CE-010COR1C1ESBCC1 33 234

2013 SEAL Compensador Capacitivo 1 MVAR SET AT/MT CHUCARAPI SC-010CO1BPEF-1.20 41 887

2013 SEAL Ln Parque Industrial MAT/AT- Parque Industrial AT/MT

Ln Parque Industrial MAT/AT- Parque Industrial AT/MT

LT-033SIU0XXS0C3120S 13 968

2013 SEAL Ln Jesus MAT/AT- Jesus AT/MT Ln Jesus MAT/AT- Jesus AT/MT LT-033SIU0XXS0C3120S 41 904

2013 ELECTROSUR

Ln Socabaya - Polobaya Ln Socabaya - Polobaya LT-033SIU0ACS0C1150A 1 804 380

2014 SEAL Celda de Línea SET MAT/AT CHARCANI CE-033SIU2C1ISBLI2 98 067

2014 SEAL Celda de Línea 33 kV SET AT/MT JESUS CE-033SIU2C1ISBLI2 93 115







2014 SEAL Celda de Línea SET AT/MT CONO NORTE CE-033SIU2C1ESBLI2 104 060

2014 SEAL Celda de Línea SET AT/MT CONO NORTE CE-033SIU2C1ESBLI2 104 060

2014 SEAL Celda de Transformador SET AT/MT CONO NORTE CE-033SIU2C1ESBTR2 80 812

2014 SEAL Celda de Transformador SET AT/MT CONO NORTE CE-010SIU2MCISBTR1 57 303

2014 SEAL Celda de Alimentador SET AT/MT CONO NORTE CE-010SIU2MCISBAL1 33 317



2014 SEAL Celda Compensador SET AT/MT CONO NORTE CE-010SIU2MCISBCC1 33 317


SET AT/MT CONO NORTE TP-033010-025SI2I 707 746

2014 SEAL Compensador SET AT/MT CONO NORTE SC-010SI2BPEV-0004-2 115 375

2014 SEAL Celda de Línea a SE Ocoña SET MAT/AT CAMANÁ CE-138COU1C1ESBLI3 285 029

2014 SEAL Celda de Línea a Majes 138 kV (por baja de celda LT)

SET MAT/AT CAMANÁ CE-138COU1C1ESBLI3 285 029

2014 SEAL Celda de Transformador 138 kV (por baja de celda LT)

SET MAT/AT CAMANÁ CE-138COU1C1ESBTR3 168 956

2014 SEAL Celda de Alimentador SET MAT/AT MAJES CE-023COU1MCISBAL1 33 675





2014 SEAL Celda de Transformador SET MAT/AT OCOÑA CE-010COU1MCISBTR1 69 356

2014 SEAL Celda de Alimentador SET MAT/AT OCOÑA CE-010COU1MCISBAL1 40 435

2014 SEAL Celda de Alimentador SET MAT/AT OCOÑA CE-010COU1MCISBAL1 40 435

2014 SEAL Celda de Transformador SET MAT/AT OCOÑA CE-033COU1C1ESBTR2 95 303

2014 SEAL Celda de Transformador SET MAT/AT OCOÑA CE-033COU1C1ESBTR2 95 303

2014 SEAL Celda de Línea - Transformador a Camaná

SET MAT/AT OCOÑA CE-138COU1C1ESBLT3 281 679

2014 SEAL Celda de Línea - Transformador a Atico

SET MAT/AT OCOÑA CE-060COU1C1ESBLT3 200 248

2014 SEAL Celda Compensador 33 kV (1) SET MAT/AT OCOÑA CE-023COU1MCISBCC1 44 026

2014 SEAL Compensador Capacitivo 33 kV 2x2 MVAR variable (1)

SET MAT/AT OCOÑA SC-023CO1BPEV-0002-2 99 693

2014 SEAL Ln Chilina - Challapampa Ln Chilina - Challapampa LT-033SIU0ACD0C1150A 357 189





2014 SEAL Ln Challapampa - Cono Norte Ln Challapampa - Cono Norte LT-033SIU0ACS0C1150A 515 084

2014 SEAL Ln Charcani VI - Cono Norte Ln Charcani VI - Cono Norte LT-033SIU0ACS0C1150A 722 703

2014 SEAL Ln Camana - Ocoña Ln Camana - Ocoña LT-138COR0PMS0C5240A 2 535 253

2014 SEAL Celda de Transformador SET AT/MT REAL PLAZA CE-010SIU2MCISBTR1 57 303

2014 SEAL Celda de Transformador SET AT/MT REAL PLAZA CE-033SIU3C1ISBTR2 70 433

2014 SEAL Celda de Línea SET AT/MT REAL PLAZA CE-033SIU2C1ISBLI2 95 249

2014 SEAL Celda de Alimentador SET AT/MT REAL PLAZA CE-010SIU2MCISBAL1 33 317

2014 SEAL Celda de Alimentador SET AT/MT REAL PLAZA CE-010SIU2MCISBAL1 33 317

2014 SEAL Celda de medición SET AT/MT REAL PLAZA CE-010SIU2MCISBMD1 21 192


SET AT/MT REAL PLAZA TP-033010-015SI2I 496 350

2014 SEAL Ln Challapampa - Real Plaza Ln Challapampa - Real Plaza LT-033SIU0XXS0C3120S 838 087

2015 SEAL Celda de Línea SET AT/MT PORONGOCHE CE-033SIU2C1ISBLI2 95 249

2015 SEAL Celda de Transformador 33 kV SET MAT/AT/MT SOCABAYA CE-033SIU2C1IDBTR2 84 603

2015 SEAL Celda de Transformador 10 kV SET MAT/AT/MT SOCABAYA CE-010SIU2MCISBTR1 58 998

2015 SEAL Celda de Acoplamiento 10 kV SET MAT/AT/MT SOCABAYA CE-010SIU2MCISBLA1 34 302

2015 SEAL Celda de medición SET MAT/AT/MT SOCABAYA CE-010SIU2MCISBMD1 21 818

2015 SEAL Transformador de Potencia 33/10 kV 25 MVA ONAF

SET MAT/AT/MT SOCABAYA TP-033010-025SI2I 728 682

2015 SEAL Celda de Alimentador SET AT/MT JESUS CE-010SIU2MCISBAL1 32 570




2015 SEAL Celda de Transformador SET AT/MT LAMBRAMANI CE-010SIU2MCISBTR1 57 303

2015 SEAL Celda de Transformador SET AT/MT LAMBRAMANI CE-033SIU3C1ISBTR2 70 433

2015 SEAL Celda de Línea SET AT/MT LAMBRAMANI CE-033SIU2C1ISBLI2 95 249

2015 SEAL Celda de Alimentador SET AT/MT LAMBRAMANI CE-010SIU2MCISBAL1 33 317

2015 SEAL Celda de Alimentador SET AT/MT LAMBRAMANI CE-010SIU2MCISBAL1 33 317

2015 SEAL Celda de medición SET AT/MT LAMBRAMANI CE-010SIU2MCISBMD1 21 192


SET AT/MT LAMBRAMANI TP-033010-015SI2I 496 350

2015 SEAL Ln Porongoche - Lambramani Ln Porongoche - Lambramani LT-033SIU0ACS0C1150A 64 980

2015 SEAL Ln Porongoche - Lambramani Ln Porongoche - Lambramani LT-033SIU0XXS0C3120S 312 886


2016 SEAL Transformador de Potencia 138/60/33 - 25/16/9 MVA (2)

SET MAT/AT OCOÑA TP-138060023-025CO1E 1 287 214

2016 SEAL Celda de Transformador SET AT/MT CARAVELI CE-010SIU2MCISBTR1 84 659

2016 SEAL Celda de Línea - Transformador SET AT/MT CARAVELI CE-060SIU2C1ESBLT2 227 296

2016 SEAL Celda de Alimentador SET AT/MT CARAVELI CE-010SIU2MCISBAL1 49 222

2016 SEAL Celda de Alimentador SET AT/MT CARAVELI CE-010SIU2MCISBAL1 49 222

2016 SEAL Celda de medición SET AT/MT CARAVELI CE-010SIU2MCISBMD1 31 380

2016 SEAL Celda Compensador SET AT/MT CARAVELI CE-010SIU2MCISBCC1 49 222


SET AT/MT CARAVELI TP-060010-006SI2E 466 727

2016 SEAL Compensador Capacitivo 3 MVAR variable

SET AT/MT CARAVELI SC-010SI2BPEV-0001-3 98 711

2016 SEAL Celda de Línea SET AT/MT ATICO CE-060COU1C1ESBLI2 211 224





2016 SEAL Celda de Línea SET AT/MT ATICO CE-060COU1C1ESBLI2 211 224

2016 SEAL Celda de Transformador SET AT/MT ATICO CE-060COU1C1ESBTR2 164 225

2016 SEAL Celda de Transformador SET AT/MT ATICO CE-010COU1MCISBTR1 72 170

2016 SEAL Celda de Alimentador SET AT/MT ATICO CE-010COU1MCISBAL1 42 076

2016 SEAL Celda de Alimentador SET AT/MT ATICO CE-010COU1MCISBAL1 42 076

2016 SEAL Celda de medición SET AT/MT ATICO CE-010COU1MCISBMD1 26 833

2016 SEAL Celda Compensador SET AT/MT ATICO CE-010COU1MCISBCC1 42 076


SET AT/MT ATICO TP-060010-006CO1E 432 500

2016 SEAL Compensador Capacitivo 3 MVAR variable

SET AT/MT ATICO SC-010CO1BPEV-0001-3 90 968

2016 SEAL Ln Ocoña - Atico Ln Ocoña - Atico LT-060COR0PMS0C5120A 2 077 624

2016 SEAL Ln Atico - Caraveli Ln Atico - Caraveli LT-060COR0PMS0C5120A 519 406

2016 SEAL Ln Atico - Caraveli Ln Atico - Caraveli LT-060SIR0TAS1C1120A 2 859 867

TOTAL 34 751 723

(1) Para dar de Alta al elemento prevalecerá las características de la columna “Nombre Elemento”. (2) Para dar de Alta al elemento prevalecerá las características de la columna “Nombre Elemento”.

CUADRO E2 – Área de Demanda 9

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



2013 SEAL Celda de Transformador 10 kV SET AT/MT TIABAYA CE-010SIU2MCISBTR1 87 348

2013 SEAL Celda de Línea - Transformador 33 kV

SET AT/MT TIABAYA CE-033SIU2C1ESBLT2 140 279



SET AT/MT TIABAYA TP-033010-025SI2I 1 078 830

2013 SEAL Ln Socabaya - Tiabaya Ln Socabaya - Tiabaya LT-033SIU0ACS0C1150A 863 757

2013 SEAL Celda de Línea a Tiabaya SET MAT/AT/MT SOCABAYA CE-033SIU2C1IDBLI2 110 553

2013 SEAL Celda de Línea a SE Parque Industrial

SET MAT/AT/MT SOCABAYA CE-138SIU2C1EDBLI3 366 761

2013 SEAL Celda de Línea a SE Socabaya SET MAT/AT/MT PARQUE INDUSTRIAL

CE-138SIU2C1ESBLI3 298 231



TP-138033-080SI2E 1 369 190

2013 SEAL Celda de Transformador 138 kV SET MAT/AT/MT PARQUE INDUSTRIAL

CE-138SIU2C1ESBTR3 175 196

2013 SEAL Ln Socabaya - Parque Industrial Ln Socabaya - Parque Industrial LT-138SIU0ACS1C1240A 1 353 982

TOTAL 5 894 911



CUADRO E3 – Área de Demanda 9 PROGRAMACIÓN DE BAJAS

Titular Nombre Elemento Año

SEAL Celda de Transformador 10 kV, en SET Socabaya 2013 SEAL Celda de alimentador 10 KV, en SET Socabaya 2013 SEAL Celda de alimentador 10 KV, en SET Socabaya 2013 SEAL Celda de alimentador 10 KV, en SET Socabaya 2013 SEAL Celda de alimentador 10 KV, en SET Socabaya 2013 SEAL Celda de alimentador 10 KV, en SET Socabaya 2013 SEAL Celda de Línea 33 kV, en SET San Lázaro 2013 SEAL Celda de Transformador 10 kV, en SET San Lázaro 2013 SEAL Celda de alimentador 10 KV, en SET San Lázaro 2013 SEAL Celda de alimentador 10 KV, en SET San Lázaro 2013 SEAL Celda de alimentador 10 KV, en SET San Lázaro 2013 SEAL Celda de alimentador 10 KV, en SET San Lázaro 2013 SEAL Celda de alimentador 10 KV, en SET San Lázaro 2013 SEAL Celda de alimentador 10 KV, en SET San Lázaro 2013 SEAL Celda de alimentador 10 KV, en SET San Lázaro 2013 SEAL Celda de Línea 33 kV, en SET Chilina 2013 SEAL Celda de Línea 33 kV, en SET Chilina 2013 SEAL Celda de Línea 33 kV, en SET Chilina 2013 SEAL Celda de Línea 33 kV, en SET Chilina 2013 SEAL Celda de Línea 33 kV, en SET Chilina 2013 SEAL Celda de Línea 33 kV, en SET Chilina 2013 SEAL Celda de Línea 33 kV, en SET Chilina 2013 SEAL Celda de Línea 33 kV, en SET Jesús 2014 SEAL Celda de Línea 33 kV, en SET Jesús 2014 SEAL Celda de Línea 33 kV, en SET Jesús 2014 SEAL Celda de Línea 33 kV, en SET Jesús 2014 SEAL Celda de Línea 33 kV, en SET Jesús 2014 SEAL Celda de Línea 33 kV, en SET Jesús 2014 SEAL Celda de Línea 33 kV, en SET Jesús 2014 SEAL Transformador de potencia de 138/33 kV - 3x7,5 MVA, en SET Base Islay 2013 SEAL Celda de Transformador 10 kV, en SET Majes 2014 SEAL Celda de alimentador 10 KV, en SET Majes 2014 SEAL Celda de alimentador 10 KV, en SET Majes 2014 SEAL Celda de alimentador 10 KV, en SET Camaná 2013 SEAL Celda de alimentador 10 KV, en SET Camaná 2013 SEAL Celda de Línea Transformador 33 kV, en SET Cono Norte 2014 SEAL Celda de Transformador 10 kV, en SET Cono Norte 2014 SEAL Celda de alimentador 10 KV, en SET Cono Norte 2014 SEAL Celda de alimentador 10 KV, en SET Cono Norte 2014 SEAL Celda de alimentador 10 KV, en SET Cono Norte 2014 SEAL Celda de Línea Transformador 33 kV, en SET Challapampa 2013 SEAL Celda de Línea Transformador 33 kV, en SET Mollendo 2013 SEAL Transformador de potencia de 33/10 kV - 4,5 MVA, en SET Mollendo 2013 SEAL LT 33 kV Base Islay – Mollendo; 4,68 Km 2013



Anexo F Cuadros Comparativos



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

ÁREA DE DEMANDA 9

SEAL Publicación OSINERGMIN

Año GWh (A) (%)∆GWh

GWh (C) (%)∆GWh

2010 4 234,88 2 554,23

2011 4 313,57 1,86% 2 572,14 0,70%

2012 4 385,59 1,67% 2 680,08 4,20%

2013 4 439,13 1,22% 2 796,98 4,36%

2014 4 495,74 1,28% 2 916,51 4,27%

2015 4 554,06 1,30% 3 037,95 4,16%

2016 4 615,56 1,35% 3 162,81 4,11%

2017 4 680,41 1,40% 3 291,27 4,06%

2018 4 748,72 1,46% 3 364,44 2,22%

2019 4 820,64 1,51% 3 441,46 2,29%

2020 4 896,29 1,57% 3 522,48 2,35%

2021 4 975,87 1,63% 3 607,52 2,41%

2021 5 059,58 1,68% 3 696,97 2,48%

Aprobación del Plan de Inversiones 2013 - 2017 COMPARACIÓN DE INVERSIONES ANUALES (SCT)- TOTAL ÁREA DE DEMANDA 9

(Miles US$)

Año

Propuesta Inicial (A)

Propuesta Final (B)

OSINERGMIN Pre-

Publicación (C)

OSINERGMIN Publicación

(D)

D/A -1 D/B -1 D/C -1

2011 3 762,48 1 692,38 1 082,51 -71,2% -36,0

2012 7 652,68 12 169,60

2013 25 084,24 16 439,77 14 975,78 19 416,96 -22,6% 18,1% 29,7%

2014 3 811,46 9 722,99 12 062,13 9 701,84 154,5% -0,2% -19,6%

2015 162,14 1 028,30 256,98 2 358,67 1 354,7% 129,4% 817,8%

2016 91,53 9 465,92 10 503,31 9 169,17 9 919,8% -3,1% -12,7%

2017

TOTAL 40 564,53 50 518,96 37 798,20 41 729,15 2,9% -17,4% 10,4%



9. Referencias

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

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

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

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

[5] Opiniones y Sugerencias a la PREPUBLICACIÓN.

[6] Diversos archivos de cálculo desarrollados por OSINERGMIN para la prepublicación 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”.

estudio para la determinación del plan de inversiones en ... · para el Área de demanda 9...

Documents