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GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA

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Informe N° 0126-2012-GART

Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en Transmisión

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

(Prepublicación)

Lima, abril 2012

OSINERGMIN Informe N° 0126-2012-GART

Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en Transmisión para el Área de Demanda 10 (prepublicación) Página 1 de 64

Resumen Ejecutivo

El presente informe describe el estudio realizado por OSINERGMIN como sustento para la determinación del Plan de Inversiones en Transmisión del Área de Demanda 101, para el período mayo 2013 - abril 2017.

Electro Sur Este S.A. (en adelante “ELSE”), Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu S.A. (en adelante “EGEMSA”) y Red de Energía del Perú S.A. (en adelante y en conjunto “TITULARES”) son las empresas concesionarias que tienen instalaciones de transmisión en el Área de Demanda 10 y que forman parte del Sistema Secundario de Transmisión (en adelante “SST”) y Sistema Complementario de Transmisión (en adelante “SCT”) remunerados por la demanda. De las TITULARES, sólo ELSE y EGEMSA han presentado los estudios que sustentan su propuesta de Plan de Inversiones para el Área de Demanda 10, correspondiente al período 2013-2017.

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

En ese sentido, para los casos en los que no se han subsanado adecuadamente dichas observaciones o la información presentada como parte de la subsanación no es consistente o no ha sido debidamente sustentada, OSINERGMIN ha procedido a determinar el Plan de Inversiones correspondiente con base en lo dispuesto en la Ley de Concesiones Eléctricas (en adelante “LCE”) y su Reglamento; en la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica (Ley N° 28832) y su Reglamento de Transmisión; así como, en las normas emitidas por OSINERGMIN para tal fin.

1 Área de Demanda 10: Abarca los departamentos de Apurimac, Cusco y Madre de Dios.

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



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

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

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

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

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

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

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

Plan de Inversiones en Transmisión del Área de Demanda 10

Para el periodo 2013-2017

Propuesta OSINERGMIN Inversión (US$)

Longitud (km)

Potencia de Transformación

(MVA)

Cantidad de

Elementos

Total Área de Demanda 10 11 780 785 88,0 139 15

ELSE 10 818 932 88,0 109 14

AT Celda 411 213

2

Línea 5 658 526 88,0

1

Transformador 2 253 934

49 3

MAT Celda Línea Transformador 2 138 689

60 2

MT Celda 292 462

5

Compensador 64 109

1

EGEMSA 961 853

30 1

MAT Transformador 961 853

30 13

Los valores mostrados en el cuadro anterior se han determinado aplicando la Base de Datos de Módulos Estándar de Inversión para Sistemas de Transmisión vigente y serán posteriormente actualizados de acuerdo con lo establecido en el numeral II del literal d) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE.



INDICE

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

1.1 ASPECTOS REGULATORIOS Y NORMATIVOS ..............................................................4

1.2 PROCESO DE APROBACIÓN DEL PLAN DE INVERSIONES .............................................6

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

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

3.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA ............................................................................... 13

3.2 PLAN DE INVERSIONES 2013 - 2017 ....................................................................... 14

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

5. PROPUESTA FINAL ................................................................................................. 18

5.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA ............................................................................... 18

5.2 PLAN DE INVERSIONES 2013 - 2017 ....................................................................... 19

6. ANÁLISIS DE OSINERGMIN ..................................................................................... 21

6.1 REVISIÓN DE LA DEMANDA ..................................................................................... 21

6.1.1 Datos Históricos e Información Base ....................................................... 22 6.1.1.1 Ventas de energía .................................................................................. 22 6.1.1.2 Variables explicativas ............................................................................. 22

6.1.2 Proyección Ventas - Usuarios Menores ................................................... 23

6.1.3 Proyección Ventas-Usuarios Mayores...................................................... 23

6.1.4 Nuevas Demandas en Bloque .................................................................. 23

6.2 DEFINICIÓN DEL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN ....................................... 24

6.2.1 Consideraciones ...................................................................................... 25

6.2.2 Diagnóstico de la Situación Actual ........................................................... 25

6.2.3 Alternativas de expansión de la transmisión............................................. 27 6.2.3.1 Sistema Eléctrico La Convención .......................................................... 27 6.2.3.2 Sistema Eléctrico Puerto Maldonado - Mazuco ..................................... 27 6.2.3.3 Sistema Eléctrico Sicuani - Combapata ................................................. 28 6.2.3.4 Sistema Eléctrico Valle Sagrado 1- 3 ..................................................... 28 6.2.3.5 Sistema Eléctrico Andahuaylas .............................................................. 29 6.2.3.6 Sistema Eléctrico Cusco ........................................................................ 29

6.2.4 Plan de Inversiones 2013-2017 ................................................................ 30 6.2.4.1 Ejecución de proyectos no aprobados en el Plan de Inversiones

vigente .................................................................................................... 30 6.2.4.2 Reprogramación del Plan de Inversiones vigente ................................. 30

7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................................. 32

8. ANEXOS .................................................................................................................... 33

Anexo A Análisis de las Respuestas a las Observaciones formuladas a la PROPUESTA INICIAL ............................................................................. 34

Anexo B Diagrama Unifilar del Sistema Actual según información de Titulares ..... 47

Anexo C Diagrama Unifilar de Alternativas Seleccionadas – según análisis de OSINERGMIN .......................................................................................... 58

Anexo D Plan de Inversiones 2013-2017 determinado por OSINERGMIN ............. 60

Anexo E Cuadros Comparativos ............................................................................ 62

9. REFERENCIAS ......................................................................................................... 64



1. Introducción

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

Para la elaboración del presente informe se han considerado los estudios técnico-económicos presentados por los titulares de instalaciones de transmisión como sustento de sus propuestas de inversión para el período 2013-2017, las respuestas e información complementaria que presentaron para absolver las observaciones a dichos estudios formuladas por OSINERGMIN, así como los estudios desarrollados sobre el particular por la GART y/o estudios encargados por OSINERGMIN a consultores especializados.

1.1 Aspectos Regulatorios y Normativos

El sistema de precios debe ser estructurado sobre la base de la eficiencia económica de acuerdo con lo señalado por los Artículos 8° y 42° de la LCE2 .

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

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

(...)

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

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

(...)



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

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

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

Para cumplir con estos aspectos regulatorios, con Resolución OSINERGMIN N° 023-2008-OS/CD (modificada mediante Resolución OSINERGMIN N° 050-

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

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

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

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

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

(…) 7 Artículo 139º.-

(…) Las compensaciones y las tarifas de transmisión a que se refieren los artículos 44° y 62° de la Ley; así como, las compensaciones y tarifas del Sistema Complementario de Transmisión a que se refiere el Artículo 27° de la Ley N° 28832, serán fijadas por OSINERGMIN, teniendo presente lo siguiente:

a) Criterios Aplicables

(…) V) El Plan de Inversiones está constituido por el conjunto de instalaciones de transmisión requeridas

que entren en operación dentro de un periodo de fijación de Peajes y Compensaciones. Será revisado y aprobado por OSINERGMIN y obedece a un estudio de planificación de la expansión de transmisión considerando un horizonte de diez (10) años, que deberá preparar obligatoriamente cada concesionario de las instalaciones de transmisión remuneradas exclusivamente por la demanda.

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

(…)

d) Frecuencia de Revisión y Actualización

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

VI.1) Aprobación del Plan de Inversiones.

(…)



2011-OS/CD), se aprobaron los criterios, metodología y formatos para la presentación de los estudios que sustenten las propuestas de regulación de los SST y SCT (en adelante “NORMA TARIFAS”), dentro de la cual está comprendido el proceso de aprobación del Plan de Inversiones.

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

• Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica, aprobada mediante la Resolución OSINERGMIN N° 022-2008-OS/CD.

• Norma de Altas y Bajas, aprobada mediante la Resolución OSINERGMIN N° 024-2008-OS/CD.

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

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

• Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión, cuya última modificación se ha aprobado mediante Resolución OSINERGMIN N° 226-2011-OS/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 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.

Respuesta a Observaciones

En cumplimiento del cronograma establecido para el PROCEDIMIENTO, 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 desarrolla detalladamente en el Anexo A del presente informe.



Publicación del Proyecto de Resolución

Según el mismo cronograma, como siguiente etapa del PROCEDIMIENTO, el 11 de abril de 2012 OSINERGMIN debe publicar el proyecto de resolución que aprobaría el Plan de Inversiones en Transmisión del período 2013-2017 y; convocar a una segunda Audiencia Pública, prevista para el 25 de abril de 2012, en la que OSINERGMIN expondrá los criterios, metodología y modelos económicos utilizados, para esta publicación.

Asimismo, hasta el 11 de mayo de 2012, los interesados podrán presentar a OSINERGMIN sus opiniones y sugerencias sobre el proyecto de resolución publicado, a fin de que sean analizados con anterioridad a la publicación de la resolución que apruebe el Plan de Inversiones 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° 0126-2012-GART


2. Ubicación

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

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

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

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

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



Gráfico N° 2.1

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



Gráfico N° 2.2



3. Propuesta Inicial

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

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

Se ha considerado como parte de la propuesta inicial, la información complementaria que presentó ELSE el 19 de setiembre de 2011, mediante carta N° G-978-2011, a requerimiento de OSINERGMIN (en adelante y en conjunto “PROPUESTA INICIAL”) – [Ver Referencia 1].

3.1 Proyección de la Demanda

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

Asimismo, se explica que dicha proyección de demanda se ha corregido considerando las cargas puntuales o concentradas, especialmente de los llamados Usuarios Mayores tanto existentes como nuevos, teniendo presente sus planes de incremento de carga futuros y/o la oportunidad de su interconexión.



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

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

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

Proyección de la Demanda (GWh)

AÑO ELSE (1)

EGEMSA (2)

REP (3)

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

Promedio 3,84% 7,62%

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

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

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

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

3.2 Plan de Inversiones 2013 - 2017

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

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



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

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

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

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

PLAN DE INVERSIONES SCT

Proponentes/titulares Inversión (US$)

Longitud (km)


(MVA)

Cantidad De

Elementos

Total Área de Demanda 10 6 369 200 246 107 24

ELSE 6 369 200 246 107 24

AT Celda 392 146

2

Línea 58 651 86

1


52 4

MAT Celda 773 396

2

Línea 74 076 160

1


55 2

MT Celda 780 796

12

Compensador



4. Observaciones a los Estudios Técnico Económicos

A través de los Oficios N° 0787-2011-GART y N° 0788-2011-GART, el 24 de noviembre de 2011 OSINERGMIN remitió a ELSE y EGEMSA respectivamente las observaciones a los Estudios Técnicos Económicos presentados por estas empresas como sustento de su PROPUESTA INICIAL – [Ver Referencia 2].

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

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

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

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



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

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

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

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

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

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

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

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

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



5. Propuesta Final

Dentro del plazo establecido para el efecto, con Oficios N° G-114-2012 y N° G-035-2011, las empresas ELSE y EGEMSA respectivamente, presentaron las respuestas a las observaciones efectuadas por OSINERGMIN a sus PROPUESTAS INICIALES las mismas que, conjuntamente con la información complementaria que se acompañó a dichas respuestas, para efectos del presente proceso, se consideran como la PROPUESTA FINAL.

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].

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

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

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

5.1 Proyección de la Demanda

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



Cuadro Nº 5-1 PROPUESTA FINAL ÁREA DE DEMANDA 10

Proyección de la Demanda (GWh)

Año ELSE (1)

EGEMSA (2)

REP (3)

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

Promedio 6,49% 6,49%

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

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

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

5.2 Plan de Inversiones 2013 - 2017

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

Cuadro Nº 5-2

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


Longitud (km)


(MVA)

Cantidad de

Elementos

Total Área de Demanda 10 5 875 907 246 97 23

ELSE 5 875 907 246 97 23

AT Celda 392 146

2

Línea 58 651 86

1


37 3

MAT Celda 773 396

2




Longitud (km)


(MVA)

Cantidad de

Elementos

Línea 74 076 160

1


60 2

MT Celda 780 796

12

Compensador



6. Análisis de OSINERGMIN

OSINERGMIN ha evaluado las premisas y cálculos presentados por las empresas ELSE y EGEMSA tanto en la PROPUESTA INICIAL como en la PROPUESTA FINAL. Para esta evaluación ha tomado en cuenta el análisis de las respuestas a las observaciones formuladas a la PROPUESTA INICIAL que se desarrolla en el Anexo A del presente informe.

En ese sentido, para los casos en los que no se han subsanado adecuadamente las observaciones o la información presentada ha resultado inconsistente o no ha sido debidamente sustentada, OSINERGMIN ha procedido a evaluar la proyección de la demanda y a determinar el SER correspondiente, dentro del marco regulatorio vigente.

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

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

6.1 Revisión de la Demanda

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

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



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

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

6.1.1 Datos Históricos e Información Base

6.1.1.1 Ventas de energía

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

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

6.1.1.2 Variables explicativas

PBI

El PBI empleado en la proyección de la demanda eléctrica efectuada por ELSE ha sido verificado con los datos históricos del PBI por departamento, que son publicados por la División Nacional de Cuentas Nacionales del Instituto Nacional de Estadísticas e Informática (INEI), en el documento denominado: “Producto Bruto Interno por Departamentos 2001 – 2010”.

POBLACIÓN

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

CLIENTES

La cantidad de clientes por Área de Demanda ha sido verificado con la Base de Datos SICOM 1996-2010 que dispone OSINERGMIN, la cual se mantiene actualizada con la información reportada por las mismas empresas concesionarias del sector eléctrico. Al igual que la energía vendida, dicha base de datos contiene también la cantidad de clientes por sistema eléctrico, de manera tal que se consideran los clientes de los sistemas que conforman el Área de Demanda.



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

6.1.3 Proyección Ventas-Usuarios Mayores De acuerdo a la NORMA TARIFAS, la proyección de la demanda de estos usuarios se realiza según lo informado por los propios clientes libres en base a las encuestas realizadas por los correspondientes suministradores. Para el caso del Área de Demanda 1, la empresa no ha presentado proyecciones de los actuales Usuarios Mayores, por lo cual OSINERGMIN ha considerado que el consumo de energía del año 2011, de estos usuarios, se mantiene constante durante el período de análisis.

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

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

Cuadro Nº 6-1 PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 10

NUEVAS DEMANDAS (MW)

SET Cliente 2012 2013 2014 2015 2016 2017

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

TINTAYA PNER TINTAYA 0,00 0,40 0,40 0,69 0,69 0,69

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



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

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

PROYECCIÓN DE LA DEMANDA (GWh)

Año GWh Tasa Anual

% 2010 906,8

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

Promedio 3,85%

6.2 Definición del Plan de Inversiones en Transmisión

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

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

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

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

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



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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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



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

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

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

• Sobrecarga en Transformadores

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

Nombre Lado HV Lado LV Pot.Nom. Factor de

Barras Barras MVA Utilización

tr2 oropeza OROPE033 OROPE010 1,5 167,17

tr2 dol_171 DOLOR138 DOLOR012 12,2 226,69



tr2 sic_671 SICUA066 SICUA010 7 116,59

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

Nombre Lado HV Lado MV Lado LV Pot.Nom.

HV Pot.Nom.

MV Pot.Nom.

LV Factor de Factor de Factor de

Barras Barras Barras MVA MVA MVA Utilización

(HV) Utilización

(MV) Utilización

(LV)

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

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

tr3 andy_8001 ANDHU060 ANDHU023 ANDHU013 10 4 7 205,50 158,27 157,43

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

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

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

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

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

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



• Sobrecargas en las líneas de transmisión

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

• Otros aspectos

Mediante una visita a las instalaciones de ELSE se verificó que en el departamento de Cusco se ha desactivado la subestación Paucarpata, sin embargo ELSE plantea reactivarlo para atender las demandas de los nuevos proyectos de electrificación rural que viene ejecutando el Ministerio de Energía y Minas y de otras obras de electrificación que viene ejecutando el Gobierno Regional de Cusco y las Municipalidades Distritales.

6.2.3 Alternativas de expansión de la transmisión

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

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

6.2.3.1 Sistema Eléctrico La Convención

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

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

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

6.2.3.2 Sistema Eléctrico Puerto Maldonado - Mazuco

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

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

De los estudios eléctricos realizados, se valida la propuesta de ELSE, dado que en el período de 10 años, la capacidad instalada del nuevo transformador



no se ve superada por la demanda eléctrica. Asimismo, la alternativa sugerida presenta el menor costo.

6.2.3.3 Sistema Eléctrico Sicuani - Combapata

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

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

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

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

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

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

OSINERGMIN

F-205

SELECCIÓN DE ALTERNATIVA OPTIMA

Sistema: Combapata

Valor Presente (US$)

Alternativa Transmisión Transformación Total OYM Pérdidas

Costo Total MAT AT MAT/AT AT/MT Inversión

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

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

Alternativa Seleccionada :3 8 57 Alternativa 1 580 390

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

6.2.3.4 Sistema Eléctrico Valle Sagrado 1- 3

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

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



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

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

6.2.3.5 Sistema Eléctrico Andahuaylas

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

Asimismo, de los resultados del diagnóstico, se observa que en el corto plazo, la SET Andahuaylas presentará caídas de tensión por encima del 5% en barras de media tensión.

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

A fin de mitigar los efectos de los bajos niveles de tensión en la SET Andahuaylas, se propone instalar un banco de capacitores de 2,4 MVAR en barras 22,9 kV. Con esta solución se logra mantener los niveles de tensión dentro de los márgenes establecidos hasta la entrada en operación de la LT 220 kV Cotaruse Abancay, la cual se estima que se dará a fines del 2015.

Por otro lado, se propone ampliar la capacidad de transformación de la SET Andahuaylas para solucionar la sobrecarga detectada. La ampliación consiste en instalar un nuevo transformador 60/23/13,2 – 25/10/15 MVA y retirar el existente.

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

6.2.3.6 Sistema Eléctrico Cusco

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

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

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



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

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

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

6.2.3.7 Sistema Eléctrico Valle Sagrado 2

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

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

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

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

6.2.4 Plan de Inversiones 2013-2017 Como resultado del análisis realizado por OSINERGMIN, en el Anexo D se detallan las inversiones requeridas para el período 2013-2017, que formarían parte del SCT a ser remunerado por la demanda.

6.2.4.1 Ejecución de proyectos no aprobados en el Plan de Inversiones vigente

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

6.2.4.2 Reprogramación del Plan de Inversiones vigente

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



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

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

PLAN DE INVERSIONES SCT

Propuesta OSINERGMIN Inversión (US$)

Longitud (km)


(MVA)

Cantidad de

Elementos

Total Área de Demanda 10 11 780 785 88,0 139 15

ELSE 10 818 932 88,0 109 14

AT Celda 411 213

2

Línea 5 658 526 88,0

1


49 3

MAT Celda Línea Transformador 2 138 689

60 2

MT Celda 292 462

5

Compensador 64 109

1

EGEMSA 961 853

30 1

MAT Transformador 961 853

30 13



7. Conclusiones y Recomendaciones

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

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

b) La inversión total en transmisión considerada para el Área de Demanda 10, en el periodo comprendido entre el 01 de mayo de 2013 al 30 de abril de 2017, asciende al monto de US$ 11 780 785 según los valores de inversión por elemento de transmisión que se muestran en el Anexo D del presente documento.

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



8. Anexos

A continuación se presentan los siguientes anexos al informe:

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

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 Plan de Inversiones 2013-2017, determinado por OSINERGMIN.

Anexo E Cuadros Comparativos



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

PROPUESTA INICIAL



Análisis de las Respuestas a las Observaciones formuladas a la Propuesta Inicial de ELSE

OBSERVACIONES GENERALES

1. Algunos de los formatos presentados están vacíos, sin justificar adecuadamente las razones por las cuales no se han consignado los valores correspondientes. Al respecto se requiere completar la información o justificar las razones por las que los formatos no se han llenado conforme a lo señalado en la NORMA TARIFAS

RESPUESTA:

Se ha completado los formatos faltantes con la información requerida.

Análisis de OSINERGMIN Se ha verificado la existencia de los formatos faltantes y su consignación de datos correspondiente.

Conclusión La observación se considera subsanada.

2. En varios formatos los datos han sido consignados como valores, sin los vínculos funcionales explícitos con otra hoja o formato; al respecto, se requiere que se explique cómo se obtienen y de donde provienen dichos valores.

RESPUESTA:

Se ha vinculado los datos de los formatos con sus archivos fuentes respectivos, así mismo se adjunta todos los archivos fuente de cálculo.

Análisis de OSINERGMIN Se ha verificado la vinculación de los formatos con los archivos fuente.


3. No se han definido con claridad los criterios generales y específicos para la proyección

de la demanda.

RESPUESTA:

Se especifica todos los criterios utilizados para la proyección de la demanda en los puntos 4.3 y 4.4 del informe.

Análisis de OSINERGMIN Se ha verificado en el informe la descripción de los criterios utilizados en la proyección de la demanda.




4. En la propuesta no se ha presentado todos los archivos que sustentan el cálculo de la proyección de la demanda.

RESPUESTA:

Se adjunta todos los archivos fuentes y auxiliares que se utilizaron para el cálculo de la proyección de la demanda.

Análisis de OSINERGMIN Se ha verificado la existencia de los archivos fuente y auxiliares utilizados en la proyección de la demanda.


5. No se ha presentado la metodología seguida para efectuar la planificación del Sistema Eléctrico a Remunerar (SER); así mismo, no se han definido con claridad los criterios generales y específicos de diseño que fueron utilizados para la determinación del SER.

RESPUESTA:

Se especifica la metodología seguida para la planificación de los sistemas eléctricos a remunerar, los cuales se indican en el informe, en el punto 5.3.

Análisis de OSINERGMIN Se ha verificado en el informe la descripción de la metodología seguida para la planificación de los sistemas eléctricos.


6. No se ha presentado el análisis de alternativas para definir el Plan de Inversiones propuesto. Este análisis debe incluir tanto la evaluación técnica y económica de cada una de las alternativas conforme a lo señalado en el capítulo tercero de la NORMA TARIFAS.

RESPUESTA:

Se evaluaron hasta 2 alternativas para cada caso, las cuales son técnicamente viables, por lo que son excluyentes entre sí.

Análisis de OSINERGMIN Se ha verificado en el informe la descripción de las alternativas planteadas y que son viables técnicamente.




OBSERVACIONES ESPECÍFICAS

Proyección de la Demanda

7. Deficiencias en la presentación de formatos

Los valores del formato F-101 se encuentran vinculados al archivo “Resumen pulsos sistemas eléctricos 2010.xlsx”, que a su vez se encuentra vinculado al libro “PULSOS SISTEMAS ELECTRICOS 2010.xlsx”. Asimismo existen errores en el cálculo del Factor de Carga (FC), Factor de Contribución a la Punta (FCP) y Factor de Simultaneidad (FS) de los valores totales de dichos factores de cada sistema eléctrico, los cuales deben ser el promedio de los valores de los factores de cada uno de sus respectivos alimentadores. Por lo indicado, se solicita que la titular de transmisión revise y efectúe las correcciones correspondientes, así como que adjunte todos los archivos utilizados en los cálculos. RESPUESTA:

Se adjunta los archivos mencionados con el nombre “Resumen pulsos sistemas eléctricos 2010_transmisión.xlsx” y “PULSOS SISTEMAS ELECTRICOS 2010_transmision.xlsx”, los cuales se encuentran en la carpeta …\FORMATOS 2011\DEMANDA. Así mismo se ha verificado y corregido el cálculo de los factores FC, FCP y FS. Dichos cálculos se encuentran en el archivo “Resumen pulsos sistemas eléctricos 2010_transmisión.xlsx”

Análisis de OSINERGMIN Se ha verificado la existencia de los archivos fuente que sustentan los valores del formato F-101.


8. El día de Máxima Demanda Anual del Sistema Eléctrico no es el mismo

En el formato F-102 presentado, se está considerando diferentes fechas para los alimentadores que conforman un mismo sistema eléctrico; por ejemplo, para el Sistema Eléctrico Mazuco-Puerto Maldonado, las fechas deben de ser las mismas, sin embargo en el formato se observan tres fechas diferentes (05/11/2010, 27/09/2010 y 28/10/2010). Se solicita revisar la información presentada en el formato y corregir donde corresponda. RESPUESTA: Según lo coordinado y en atención al correo enviado por el Ing. Romel Jiménez, se ha reagrupado las barras en los sistemas eléctricos mencionados en el mismo; en tal razón se ha reajustado el cálculo y las fechas de máxima demanda por sistema eléctrico son las mismas para las barras de cada uno.

Análisis de OSINERGMIN Se verificó la consistencia de los datos del formato F-102.




9. No se verifica que la información de PBI y la población utilizada provenga de fuente oficial

La empresa utiliza información del PBI y de la población de la publicación “Perú en Números”, pero no se verifica que sea publicación del INEI. Se sugiere utilizar fuente de información oficial, dado que el INEI publica el PBI y la población por departamentos; por lo tanto, se solicita verificar estos valores al igual que el número de clientes. RESPUESTA: Para el PBI se recurrió a la información publicada por el INEI y el BCRP. Estos se indican en los formatos F-104 y en el informe respectivo. Igualmente, la información de la población se tomó del INEI.

Análisis de OSINERGMIN Se ha comparado que los datos de PBI y de población correspondan a los datos publicados por el INEI.


10. Verificar ventas históricas de energía para Usuarios Menores

En el formato F-105 se presenta las ventas históricas de energía para los Usuarios Menores, en las que se indica que para el mercado libre se tiene demanda en AT cuando para esta Área de Demanda no existe Usuario Menor en AT. Asimismo, se deben verificar los valores presentados para el mercado regulado. RESPUESTA: Inicialmente se consideró como usuario regulado al cliente SEDA CUSCO, el cual cuenta con una máxima demanda contratada inferior a los 2,5 MW indicados por la norma para considerarse como usuario mayor. Sin embargo, debido a que en ciertas ocasiones superó este valor de demanda, y también debido a las características de este usuario se le está considerando como usuario mayor, por lo que ahora se informa este usuario en los formatos F-115, F-116, F-117, F-118, F-119, F-120.

Análisis de OSINERGMIN Se ha verificado que ELSE ha efectuado las correcciones pertinentes.


11. Los valores consignados en el informe no concuerdan con los valores de los

formatos

Los valores consignados en el informe para la proyección de la demanda usando el modelo tendencial y el modelo econométrico difieren de los valores presentados en los formatos F-106 y F-107. Al respecto, se debe corregir donde corresponda.



Por otro lado, se debe sustentar la razón por la que sólo se emplean dos modelos econométricos para realizar la proyección de la demanda; es recomendable el empleo de más modelos econométricos a fin de seleccionar el modelo que mejor representa el comportamiento de las ventas. Asimismo, se deben adjuntar todos los archivos empleados en los cálculos. RESPUESTA: Se ha corregido la información presentada en el informe, la cual es la misma que se reporta en los formatos de demanda. Así mismo se está considerando 3 modelos econométricos, los cuales representan situaciones esperada, optimista y conservador. Análisis de OSINERGMIN Se ha verificado que ELSE ha adjuntado los archivos fuente que sustentan los valores consignados en los formatos F-106 y F107.


12. Usuarios Menores en niveles de Alta Tensión

En el formato F-108 se consignan sólo valores no siendo posible inferir el origen de dichos valores; adicionalmente, se observa que se está considerando una demanda en el nivel de Alta Tensión (AT) cuando para esta Área de Demanda no existe Usuario Menor en AT. Se debe corregir la proyección de ventas de energía a Usuarios Menores o en su defecto explicar por qué se considera demanda en el nivel de AT; asimismo, se deberán adjuntar los archivos de cálculo empleados. RESPUESTA: Se ha vinculado el formato F-108 al archivo origen “Energia Historica.xlsx”, el mismo que se encuentra en la ruta “…\FORMATOS 2011\DEMANDA”.

Análisis de OSINERGMIN Se ha verificado las correcciones realizadas por ELSE y las vinculaciones del formato F-108 con los archivos fuente.


13. Las pérdidas utilizadas por la empresa no coinciden con las pérdidas estándar aprobadas por OSINERGMIN

Las pérdidas informadas en el formato F-109 no coinciden con las pérdidas estándar aprobadas por OSINERGMIN1. Se solicita su revisión y corrección. RESPUESTA: Se ha corregido la información de acuerdo a lo estipulado en la resolución OSINERGMIN N° 181–2009–OS/CD.



Análisis de OSINERGMIN ELSE consideró en sus cálculos los porcentajes de pérdidas estándar aprobada por OSINERGMIN.


14. No se sustenta debidamente la proyección de demanda de energía

El formato F-110 está vinculado a la hoja “AUX_F110”, la cual presenta datos que han sido consignados como valores. Al respecto, se requiere su presentación según lo establecido en la NORMA TARIFAS y explicar la procedencia de dichos valores. RESPUESTA: Se incluye el archivo fuente para dicho formato “Energia prorrateada.xlsx”, el mismo que se encuentra en la carpeta “…\FORMATOS 2011\DEMANDA”

Análisis de OSINERGMIN Se ha verificado que existe vinculación del formato F-110 con los archivos fuente.


15. Sustentar la proyección de demanda de potencia coincidente a nivel sistema

eléctrico

En el formato F-112, la empresa presenta para la SET Quencoro 138 una demanda de 0,05 MW; en concordancia con las observaciones 11 y 13 deberá explicar las razones por las que considera esa demanda de Usuario Menor en el nivel de Alta Tensión. Por otro lado, los cálculos de los formatos F-111, F-112 y F-114 están afectados por el valor de “8648” el cual no tiene sustento. Se solicita presentar el sustento de dicho valor. RESPUESTA: Como se mencionó en la observación 10, este valor correspondía al usuario SEDA Cusco, el cual ahora se está considerando como usuario mayor. Así mismo se debe indicar que SEDA Cusco es un usuario cuya máxima demanda se da en horas fuera de punta, siendo su demanda en hora punta de 0,05 MW. Se ha corregido el número de horas por año, considerando 8760 horas en lugar de 8648 que era el valor erróneamente considerado anteriormente.

Análisis de OSINERGMIN ELSE ha efectuado las modificaciones pertinentes.




16. No se han calculado correctamente los valores de potencia coincidente

La potencia coincidente en el formato F-112 se ha calculado con FC y FCP totales de cada sistema. El cálculo consiste en aplicar el FC, FCP y FPHMS de cada SET. Se solicita revisar y corregir. RESPUESTA: El cálculo de la demanda coincidente en el formato F-112 se ha corregido considerando el uso del factor FPHMS.

Análisis de OSINERGMIN ELSE utilizó correctamente los factores FPHMS para el cálculo de los valores del formato F-112.


17. Verificar el agregado de proyección de demanda de potencia coincidente a nivel de sistema eléctrico

El formato F-113 contiene el agregado de la potencia coincidente a nivel sistema eléctrico, por nivel de tensión y año. Los totales deben coincidir con los valores totales del formato F-112; sin embargo, en el formato presentado no coinciden estos valores. Asimismo, el formato F-113 presentado se encuentra en valores. Por lo expuesto, se solicita verificar estos cálculos. RESPUESTA: Se ha corregido la información de los formatos mencionados, mostrando ahora la misma información. El formato “Aux_adicionales” contiene el agregado de potencia de las cargas adicionales, el mismo que está vinculado al archivo “DEMANDAS ADICIONALES.xlsx” que se encuentra en la carpeta “…\FORMATOS 2011\DEMANDA” Análisis de OSINERGMIN Se ha verificado la consistencia de los datos de los formatos F-112 y F-113. Sin embargo, en el archivo “DEMANDAS ADICIONALES.xlsx”, se observa que existen cargas significativas asignadas a la subestación Iberia, las cuales no tienen sustento, razón por la cual se desestima su participación en el agregado de demandas nuevas.

Conclusión Por las razones expuestas anteriormente, la observación se considera subsanada parcialmente.

18. Se presenta sustento de cargas nuevas pero no se incluyen en el formato F-115

Falta consignar en el formato F-115 los valores de demandas nuevas según documentación que adjunta en su Propuesta, como por ejemplo la solicitud de 3,95 MW por parte de la Empresa Puerta del Sol para alimentar el proyecto Centro Comercial Plaza San Antonio.



Por otro lado, ELSE considera al usuario SEDA CUSCO como Usuario Menor, siendo que éste ha registrado una demanda mayor a los 2,5 MW (12/04/2010).Al respecto, se solicita revisar la información y corregir si corresponde. RESPUESTA: En el formato F-115 se incluye la información de los usuarios mayores existentes. El usuario mayor que corresponde al Centro Comercial Plaza San Antonio así como los nuevos usuarios mayores se incluye en los formatos F-116 al F-120.

Análisis de OSINERGMIN ELSE realizó las correcciones pertinentes en el formato F-115.


19. Se requiere el sustento de la capacidad sugerida para los nuevos transformadores

de potencia

ELSE no ha presentado el sustento de la capacidad óptima de las subestaciones. Se requiere incluir en la Propuesta el análisis que sustente el dimensionamiento de la capacidad óptima de las SETs urbanas que conforman el SER;, adicionalmente, no se sustentan los costos asociados a la potencia (US$/MVA), los mismos que deben tomar en cuenta las densidades de carga y los costos de las redes en AT y MT. Se requiere completar el formato F-201, además se deben adjuntar los archivos de cálculo correspondientes que sustenten el análisis. RESPUESTA: La potencia óptima seleccionada está acorde a los análisis de las alternativas planteadas en el formato F-205. La potencia seleccionada corresponde a la alternativa seleccionada.

Análisis de OSINERGMIN ELSE no presenta el sustento técnico - económico para la determinación de las capacidades óptimas de los nuevos transformadores y de la sección óptima de los conductores de las nuevas líneas de transmisión.

Conclusión Por lo mencionado anteriormente, la observación se considera no subsanada.

20. Falta de coherencia en la información presentada en el formato F-202

De la revisión realizada al formato F-202, concerniente a la identificación de las subestaciones existentes, se tiene que la demanda correspondiente a cada subestación no es coherente con los archivos que sustentan la proyección de demanda, como por ejemplo la Máxima. Demanda de la subestación Sicuani. Al respecto, se requiere que ELSE revise la información presentada en dicho formato, de acuerdo con la precisión efectuada en la presente observación. Asimismo, la información debería estar agrupada por sistemas eléctricos, por ejemplo, el sistema eléctrico Sicuani, Chumbivilcas, Combapata, Sicuani Rural, y SER Combapata–Sicuani Rural, en este último se deberían mostrar las subestaciones Combapata y Sicuani. Adicionalmente, la empresa en este formato no presenta



información de la subestación Combapata. Al respecto, se requiere que la titular revise y corrija la información presentada en este formato. RESPUESTA: Se ha corregido la presentación de la información en este formato, agrupando las SETs por los sistemas eléctricos correspondientes. Así mismo, para este análisis, se evalúa la cargabilidad de las SETs, se descuenta de la máxima demanda la autogeneración aguas abajo de las respectivas SETs, información que se encuentra en el formato F-202_AUTOGEN. Por tal razón en algunas SETs se observa valores negativos producto de esta autogeneración, lo que indica que existe un flujo inverso.

Análisis de OSINERGMIN Se ha verificado la consistencia de los datos del formato F-202, así como también la agrupación por sistemas eléctricos según lo solicitado.


21. Falta de coherencia en la información presentada en el formato F-203

En el formato F-203 se debe presentar la redistribución de la proyección de la máxima demanda de todas las subestaciones, dado que ELSE solo presentó información de la subestación Combapata, la cual forma parte del sistema eléctrico Combapata-Chumbivilcas, faltando la subestación Sicuani. Asimismo, las subestaciones de los otros sistemas eléctricos deben estar incluidas en este formato; de esta forma se podría mostrar la rotación de transformadores que se pretende realizar así como los traspasos de carga entre las subestaciones existentes y subestaciones nuevas. Al respecto, se solicita que la titular de transmisión revise y complete la información de acuerdo a lo dispuesto en la NORMA TARIFAS. RESPUESTA: Se ha corregido la información, y de acuerdo a la agrupación de los nuevos sistemas eléctricos (mencionado en la observación anterior) se agrega todas las SETs de los mismos.

Análisis de OSINERGMIN Se ha verificado la consistencia de los datos del formato F-203, así como también la agrupación por sistemas eléctricos según lo solicitado.


22. Uso inadecuado de la máxima demanda y del cos Ө

En el formato F-204 de los diversos sistemas presentados por ELSE, la potencia que se utiliza proviene del formato F-122, cuando este debe venir del formato F- 203; también, se hace un mal uso del cos Ө utilizado para determinar la potencia activa y reactiva, dado que este factor debe ser igual a 0,95. Al respecto, se solicita que se revise y corrija los formatos presentados.



RESPUESTA: Se ha corregido el formato mencionado vinculándolo al formato F–203. Así mismo se está utilizando el valor de 0,95 en los cálculos de acuerdo al siguiente detalle: - P = S * 0,95 - Q = S*√(1-0,95

2)

Análisis de OSINERGMIN ELSE modificó los vínculos entre los formatos F-203 y F-204. Asimismo, modificó los cálculos de la potencia reactiva según lo indica en la respuesta.


23. Falta detalle de restricciones de espacios para la instalación de nuevas celdas de

líneas y transformación

En el informe se indica que se han tomado en cuenta las restricciones de espacios disponibles en las subestaciones existentes para la incorporación de nuevas celdas de líneas y transformación, así como las posibles modificaciones en la infraestructura de la misma, que resulten necesarias por incrementos en la capacidad instalada o en el nivel de tensión. Se debe detallar con planos, ilustraciones y fotos las restricciones encontradas en las subestaciones existentes en lo referente a espacio para nuevas celdas. RESPUESTA: Se evaluaron alternativas que son técnicamente viables, evitando la justificación de la falta de espacio en las instalaciones. Análisis de OSINERGMIN ELSE no presenta planos ni ilustraciones para sustentar las restricciones de espacio que menciona en su informe.

Conclusión La observación se considera no subsanada.

24. Evaluación de Alternativas que no son viables técnicamente

No se ha efectuado un análisis completo de todas las alternativas posibles, que demuestre que la configuración seleccionada para la expansión de la transmisión corresponda a la alternativa de mínimo costo (inversión, operación, mantenimiento y pérdidas). ELSE, en la evaluación de alternativas que presenta en el formato F-205, descarta la alternativa de mínimo costo porque no es viable técnicamente por restricciones de espacio; por ejemplo, para la SET Urubamba proponen como una alternativa adicionar un transformador de igual capacidad al existente, la misma que resulta ser la más económica, pero como en la subestación no hay espacio necesario para la instalación de otro transformador se descarta la alternativa. Al respecto, ELSE debe efectuar el análisis de alternativas, en cumplimiento de la NORMA TARIFAS, que en su acápite



12.3 establece que el SER debe determinarse a partir de la evaluación de distintas alternativas técnicamente viables y debe corresponder a la alternativa que constituya la solución de mínimo costo total para el horizonte de evaluación. Debe también evaluarse la interconexión Puerto Maldonado – Iberia, que comprenda necesariamente la presentación de un estudio técnico-económico, incluyendo además como alternativa la de no realizar la interconexión y seguir operando de la manera como lo vienen haciendo. RESPUESTA: Se ha evaluado alternativas técnicamente viables, de esta forma todas las alternativas planteadas son excluyentes entre sí.

Análisis de OSINERGMIN ELSE ha presentado para cada caso analizado dos alternativas de solución. Sin embargo, para la subestación Andahuaylas no presenta alternativas de solución a pesar que dicha subestación presenta sobrecarga en el horizonte de evaluación.

Conclusión La observación se considera subsanada parcialmente.

25. Completar la verificación del cumplimiento de la NTCSE

ELSE ha presentado información incompleta referida al cumplimiento de la NTCSE donde se consignan los índices semestrales esperados, así como las tolerancias establecidas en la NTCSE para cada situación. Al respecto, es necesario explicar porqué se ha presentado incompleta la información que se requiere según el formato F-211 de la NORMA TARIFAS. En cada caso, ELSE deberá presentar la información que ha utilizado o aquella que resultó como producto del análisis efectuado, como por ejemplo las caídas de tensión señaladas en el formato F-211 donde deberá incluirse lo correspondiente a todas las barras en MT de las SET’s en cola y todos los puntos de conexión a clientes libres. RESPUESTA: Se ha completado la información solicitada en el formato mencionado. Análisis de OSINERGMIN ELSE consignó datos en el formato F-211, sin embargo, falta completar los valores de las tensiones en barras MT según lo solicitado.

Conclusión La observación se considera subsanada parcialmente.

26. Incoherencias en la información presentada

La información presentada en el formato F-213 no concuerda con los formatos F- 206, F-215 y F-216; por ejemplo, la Línea Puerto Maldonado – Iberia y la SET Iberia en el formato F-206 se encuentran previstas para el año 2017, al igual que en los formatos F-215, F-216, mientras que en el formato F-213 su ingreso se encuentra previsto en el 2018. Se solicita verificar este formato y corregir.



RESPUESTA: Se ha corregido la información, ahora los datos que se indican en los formatos coinciden, no habiendo diferencias. Análisis de OSINERGMIN Se ha verificado la concordancia de la información del formato F-213 con los formatos F-216 y F-217.




Anexo B Diagrama Unifilar del Sistema Actual

según información de Titulares























Anexo C Diagrama Unifilar de Alternativas

Seleccionadas – según análisis de OSINERGMIN



OSINERGMIN

PowerFactory 14.0.523

PLAN DE INVERSIONES 2013-2017

ALTERNATIVA 1 AÑO 2022

Proyecto:

Gráfica: AREA_10

Fecha: 4/04/2012

Anexo:

Flujo Carga Balanceada

Nodos

Tensión Línea-Línea, Magnitud [kV]

Tensión, Magnitud [p.u.]

Tensión, Ángulo [deg]

Ramas

Potencia Activa [MW

Potencia Reactiva [

Nivel de Carga [%]

BC 2,4 MVAR(2018)

NU

EV

O T

RA

FO

20 M

VA

(20

21)

TR

AF

O N

UE

VO

8 M

VA

(20

18)

BC 1,2 MVAR(2021)

BC 1,2 MVAR(2021)

BC

1,2

MV

AR

(201

9)

TRAFO NUEVO30 MVA (2018)

NU

EV

O T

RA

FO

25 M

VA

(20

15)

BC 2,4 MVAR(2014)

TR

AF

O N

UE

VO

15 M

VA

(20

17)

TRAFO ROTADO2015

150 mm2 AAAC - 88 Km (2014)

TR

AF

O N

UE

VO

35 M

VA

(20

14)

NU

EV

A S

ET

LLU

SC

O (

2014

)


REACTIVACIONSET PAUCARPATA

CON TRAFO ROTADO


Derv-Pisac

TR

AF

O N

UE

VO

30M

VA

(20

13)

ABANC013N13.521.02

167.36

LLUSC02323.931.04

126.18LLUSC010

10.701.07

-20.35

LLUSC06064.891.08

128.40

PISAC02322.170.97

-20.34

AB

AN

13A

13

.71

1.0

41

29

.67

QUENC033

34.851.01

132.51

QUENC010

10.651.01

163.18

QUENC138134.420.97

137.08

SURIRAY220

224.621.02

142.01

MACH220224.641.02

142.15

MACHUII140.701.02

144.32

ABAN_220223.021.01

141.70URUBA023

22.560.98

-18.75URUBA011

9.880.99

-168.39

URUBA06058.640.98

-18.28

PISAC06058.350.97

-19.03

PISAC0109.680.97

-170.57

HUARO0109.500.95

155.64

HUARO02322.090.96

158.72

HUARO03329.830.90

132.74

OROPE01010.041.00

-19.42

OROPE03332.010.97

132.57

QUILL02322.801.00

139.77

CHAHU01010.011.00-9.79

CHAHU02322.490.98

137.29

CHAHU06055.820.93

138.48

PMALD02321.930.96

130.57

PMALD0109.720.97

-17.70

MAZUC02322.520.98-6.91

PMALD138136.020.99

138.85

MAZUC138143.021.04

143.48

SGAB138

144.511.05

145.77

TINTA011B10.101.01

-16.60

MACHU01011.441.09-2.97

MACHU06061.601.03

142.95

CACHI02322.740.99

132.37

CACHI06059.771.00

-17.06

ABANC06062.301.04

130.97

PAUCA02322.440.98

-20.13

CHUBA01010.191.02

-21.55CHUBA023

23.341.02

128.50

CHUAN0109.900.99

-25.50CHUAN023

22.670.99

124.58

ANDHU01313.421.02

-30.08

ANDHU02323.461.02

121.44

PAUCA010

9.800.98

-170.17

SMARI02323.181.01

-10.68

QUILL0109.890.99

-11.35

SMARI06058.470.97

140.71

QUILL06056.610.94

139.27

MA

CH

1

14.081.02-0.38

ANDHU060

55.920.93

125.15ABANC138

136.730.99

138.42

MACHU138140.701.02

144.32

YURA_006

6.600.96

105.90CACHI010

9.660.97

162.59CACHI03332.180.98

134.79

TINTA138138.001.00

135.83

CACHI138134.380.97

137.42

DOLOR012

11.240.98

161.74

DOLOR138

133.560.97

136.68

PMAES03332.140.97

137.08

HERCCA2.301.00

-171.79

SICUA01010.001.00

-21.97

SICUA066

66.411.01

129.56COMBA024

24.111.00

157.73

COMBA06667.161.02

129.83

TINTA0044.201.01

-47.56

COMBA138

135.440.98

135.61

PAUCA060

58.220.97

-19.40

MA

CH

3

14.081.02-0.38

MA

CH

2

14.081.02-0.38

CHUBA060

60.831.01

129.32

CHUAN060

56.260.94

125.85

TINTA010

10.111.01

-17.56

TINTA011A9.260.88

-13.95

TINTA220220.581.00

137.44

MA

CH

_2E

T

14.081.02-1.64

BC

(7)

0.0

0 M

W-2

.67

..

1

15.48 ..3.91 Mvar68.52 %

-5.72 MW0.64 Mvar68.52 %

-9.76 MW-3.21 ..68.52 %

-8 7.92 MW2.60 Mvar

5.79 MW1.90 Mvar

4.37 MW1.97 Mvar75.89 %

-1.74 MW-0.57 ..75.89 %

-2.61 MW-0.86 ..75.89 %

-2

BC(3)

-0.00 MW-1.13 ..

2

6.85 MW1.35 Mvar36.92 %

-4.73 MW-1.55 ..36.92 %

-2.10 MW0.43 Mvar36.92 %

0

BC(2)

0.00 MW-1.12 ..

2

29.05 ..8.60 Mvar104.33 %

-28.86..-5.82 ..

104.33 %

-8 BC(1)

-0.00 MW-2.52 ..

4

8.34 MW2.87 Mvar62.33 %

-0.91 MW-0.30 ..62.33 %

-7.42 MW-2.44 ..62.33 %

-2

2.3

3 M

W0

.86

Mva

r1

02

.64

%

-2.3

2 M

W-0

.76

..

10

2.6

4 %

-2

20.23 ..8.48 Mvar66.80 %

-7.01 MW-2.30 ..66.80 %

-12.99..-3.14 ..66.80 %

-8

3.02 MW0.99 Mvar

tr3 llusco_801_nuevo

3.02 MW1.13 Mvar33.80 %

-3.02 MW-0.99 ..33.80 %

-0.00 MW0.00 Mvar33.80 %

2

3.11 MW-0.08 ..11.25 %

-3.02 MW-1.13 ..11.25 %

15.99 ..5.89 Mvar66.84 %

-13.76..-4.92 ..66.84 %

-2.32 MW-0.76 ..66.84 %

-1

tr3 urubam_801_nuevo

7.73 MW2.59 Mvar55.62 %

-4.56 MW-1.50 ..55.62 %

-3.17 MW-1.04 ..55.62 %

-1

41.49 ..16.71 ..87.68 %

-29.38..-8.94 ..87.68 %

-11

.89

..-1

.24

..

87

.68

%

-5

11

.58

..

3.8

6 M

var

47

.48

%

-11

.31

..-3

.64

..

47

.48

%

-2.93 MW-1.05 ..12.63 %

-8.34 MW-2.87 ..35.28 %

13.76 ..4.92 Mvar54.09 %

-1.66 MW-0.59 ..6.83 %

7.16 MW3.13 Mvar81.68 %

-2.21 MW-1.11 ..81.68 %

-4.92 MW-1.42 ..81.68 %

-2

17.56 ..5.77 Mvar

Lne Drv.Cachimayo-Quencoro_L1002/2

-46.34..-3.30 ..57.01 %

33.79 ..16.90 ..46.63 %

-33.69..-17.03..46.63 %

8.77 MW-8.34 ..14.85 %

1.14 MW-25.51 Mvar

12.64 %

-50.21..-30.68..23.05 %

-7.20 MW-14.79..6.44 %

8.71 MW0.61 Mvar

6.44 %

-41.97..3.43 Mvar16.45 %

42.10 ..-4.35 ..16.45 %

-24.49..-26.01..13.89 %

-57.42..-21.10..61.74 %

57.42 ..24.91 ..61.74 %

0

-42.10..4.35 Mvar27.63 %

42.17 ..-2.75 ..27.63 %

0

29.05 ..8.60 Mvar104.33 %

-28.86..-5.82 ..

104.33 %

-8

0.88 MW0.29 Mvar

16.20 ..3.58 Mvar39.11 %

3.17 MW1.04 Mvar

7.81 MW2.60 Mvar26.50 %

-7.73 MW-2.59 Mvar26.50 %

4.56 MW1.50 Mvar

0

2.10 MW0.69 Mvar

4.73 MW1.55 Mvar

-6.85 MW-1.35 ..16.84 %

G~

7.20 MW1.39 Mvar81.48 %

G~

0.40 MW-0.32 ..93.19 %

18.38 ..7.90 Mvar79.38 %

-5.68 MW-1.99 ..79.38 %

-12.64..-4.35 ..79.38 %

-2

7.66 MW3.02 Mvar41.40 %

-7.0

3 M

W-2

.87

..

41

.40

%2.3

2 M

W0

.76

Mva

r

2.61 MW0.86 Mvar

1.74 MW0.57 Mvar

-2

4.70 MW2.01 Mvar28.05 %

-4.37 MW-1.97 ..28.05 %

1

1

0.91 MW0.30 Mvar

2.93 MW1.05 Mvar47.82 %

-2.92 MW-0.96 ..47.82 %

-0.00 MW0.00 Mvar47.82 %

-6

2.92 MW0.96 Mvar

0.74 MW0.24 Mvar

7.01 MW2.30 Mvar

12.99 ..4.27 Mvar

0.75 MW0.28 Mvar

8.11 %

-0.74 MW-0.24 ..8.11 %

0

-20.23..-8.48 ..20.46 %

20.87 ..0.63 Mvar20.46 %

21.89 ..-2.95 ..18.77 %

-21.62..-0.90 ..18.77 %

0.00 MW0.00 Mvar

1

0.00 MW0.00 Mvar

1

-0.00 MW0.00 Mvar

0.01 %

14.01 ..5.54 Mvar58.37 %

-14.01..-4.60 ..58.37 %

1

-2.14 MW-0.74 ..4.30 %

-1

18.52 ..5.93 Mvar95.52 %

-16.20..-3.58 ..95.52 %

-2.3

2 M

W-0

.76

..

95

.52

%0

16.75 ..5.37 Mvar40.20 %

-15.48..-3.91 ..40.20 %

-8.91 MW-3.01 ..23.53 %

11.75 ..3.28 Mvar27.65 %

7.98 MW2.77 Mvar67.84 %

-0.00 MW-0.00 ..67.84 %

-7.92 MW-2.60 ..67.84 %

-1

tr3 pucart_8001

1.36 MW0.02 Mvar20.03 %

-1.36 MW0.00 Mvar20.03 %

-0.00 MW-0.00 ..20.03 %

-1

2.14 MW0.74 Mvar31.89 %

-2.14 MW-0.70 ..31.89 %

-0.00 MW0.00 Mvar31.89 %

-1

3.12 MW1.10 Mvar50.41 %

-3.12 MW-1.03 ..50.41 %

-0.00 MW0.00 Mvar50.41 %

-6

-5

1.66 MW0.59 Mvar45.24 %

-1.64 MW-0.54 ..45.24 %

-2 0

G~Machu G1

29.00 ..7.85 Mvar89.68 %

2.3

2 M

W0

.76

Mva

r

7.42 MW2.44 Mvar

-28.79..-4.92 ..87.92 %

29.00 ..7.85 Mvar87.92 %

1

-0.00 MW-5.49 ..

2

3.68 MW1.21 Mvar

7.95 MW1.62 Mvar12.20 %

-7.89 MW-7.24 ..12.20 %

4.54 MW-9.36 ..9.46 %

-57.73..-2.34 ..63.65 %

60.01 ..4.71 Mvar63.65 %

48.06 ..3.46 Mvar56.89 %

3.86 MW-1.37 ..21.54 %

-3.85 MW1.48 Mvar21.54 %

1

tr3 cac_1371

3.68 MW1.56 Mvar70.15 %

-0.00 MW-0.00 ..70.15 %

-3.68 MW-1.21 ..70.15 %

1

0.00 MW-7.17 ..

3

68.79 ..22.61 ..

35.71 ..4.83 Mvar38.82 %

-35.56..-5.14 ..38.82 %

0

0.23 MW0.08 Mvar

0.01 MW0.00 Mvar

0.01 MW0.00 Mvar

0.14 %

-0.01 MW-0.00 ..0.14 %

0

9.98 MW3.28 Mvar

0.40 MW-0.32 ..3.37 %

-0.40 MW0.32 Mvar

3.37 %

-2

-2.38 MW-2.21 ..48.71 %

2.39 MW2.34 Mvar48.71 %

1

6.41 MW2.11 Mvar

2.41 MW1.95 Mvar16.63 %

-2.39 MW-2.34 ..16.63 %

11.93 ..5.65 Mvar89.69 %

-5.52 MW-1.87 ..89.69 %

-6.41 MW-2.11 ..89.69 %

-3

14.01 ..4.60 Mvar

1.64 MW0.54 Mvar

0.00 MW0.00 Mvar

0.00 %

-0.00 MW-0.00 ..0.00 %

0

0.00 MW0.00 Mvar

0.00 %

-0.00 MW-0.00 ..0.00 %

0

0.00 MW0.00 Mvar

0.00 %

-0.00 MW-0.00 ..0.00 %

0

0.00 MW0.00 Mvar

0.00 %

-0.00 MW-0.00 ..0.00 %

0

0.00 MW0.00 Mvar

0.00 %

-0.00 MW-0.00 ..0.00 %

0SVS

svc tintaya

0.00 MW14.61 ..

11.15 ..4.98 Mvar103.45 %

-11.06..-3.81 ..

103.45 %

-2

3.28 MW2.82 Mvar11.55 %

3.86 MW-1.37 ..21.54 %

-3.85 MW1.48 Mvar21.54 %

1

2.32 MW0.76 Mvar

7.69 MW2.53 Mvar

1.36 MW-0.00 ..

-8.44 MW1.29 Mvar11.87 %

2.14 MW0.70 Mvar

0

15.54 ..5.11 Mvar

G~Machu G3

29.00 ..7.85 Mvar89.68 %

G~Machu G2

29.00 ..7.85 Mvar89.68 %

15.54 ..5.85 Mvar49.82 %

-15.54..-5.11 ..49.82 %

-2

-28.79..-4.92 ..87.92 %

29.00 ..7.85 Mvar87.92 %

1

-28.79..-4.92 ..87.92 %

29.00 ..7.85 Mvar87.92 %

1

0.06 MW16.18 ..80.91 %

-0.00 MW-14.61..80.91 %

-1

3.12 MW1.03 Mvar

11

.89

..

3.9

1 M

var

9.76 MW3.21 Mvar

5.72 MW1.88 Mvar

-11.93..-5.65 ..17.93 %

1.3

6 M

W-0

.36

..

3.4

0 %

-1.36 MW-0.02 ..3.40 %

1.15 MW-25.55..12.66 %

-29.00 MW-22.32 Mvar

30.04 %

29.06 MW23.93 Mvar

30.04 %

-2

aban

-0.00 MW20.55 ..

1

-0.00 MW20.85 ..

1

-79.85..3.45 Mvar65.39 %

80.00 ..2.60 Mvar65.39 %

0

G~Machu 2da

80.00 ..2.60 Mvar66.70 %

DIg

SIL

EN

T



Anexo D Plan de Inversiones 2013-2017 determinado por OSINERGMIN



INVERSIONES APROBADAS EN PLAN DE INVERSIONES 2009-2013

REPROGRAMADAS PARA EL PERÍODO 2013-2017

Año Titular Nombre Elemento Instalación Código de Módulo

Estándar Inversión US$

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

DOLORESPATA TP-138010-030SI3E 961 853

PLAN DE INVERSIONES 2013-2017 (NUEVAS INSTALACIONES)

Año Titular Nombre Elemento Instalación Código de Módulo

Estándar Inversión US$

2013 ELECTROSURESTE Transformador de Potencia-Tr3 csl_Machupicchu

SET MAT/AT MACHUPICCHU

TP-138060010-025SI3E 974 900

2014 ELECTROSURESTE Celda compensador SET AT/MT

ANDAHUAYLAS CE-010SIU3C1ESBCC1 44 436

2014 ELECTROSURESTE Banco capacitivo SET AT/MT

ANDAHUAYLAS SC-023SI3BPEV-1.20-2 64 109

2014 ELECTROSURESTE Transformador de Potencia-Tr3 csl_Puerto Maldonado

SET MAT/AT PUERTO MALDONADO

TP-138023010-035SE1E 1 163 789

2014 ELECTROSURESTE Celda de Alimentador SET MAT/AT PUERTO

MALDONADO CE-010SER1C1ESBAL1 37 192

2014 ELECTROSURESTE Transformador de Potencia-Tr3 csl_Llusco

SET AT/MT LLUSCO TP-060023010-009SI3E 717 448

2014 ELECTROSURESTE Celda TransformadorTr3 csl_Llusco

SET AT/MT LLUSCO CE-023SIR3C1ESBTR1 71 307

2014 ELECTROSURESTE Celda de Línea - Transformador-Tr3 csl_Llusco

SET AT/MT LLUSCO CE-060SIR3C1ESBLT2 230 413

2014 ELECTROSURESTE Celda de Alimentadores SET AT/MT LLUSCO CE-023SIR3C1ESBAL1 87 957

2014 ELECTROSURESTE Celda de Línea _Combapata SET MAT/AT COMBAPATA

CE-060SIR3C1ESBLI2 180 800

2014 ELECTROSURESTE Lne csl_Combapata-Llusco Lne csl_Combapata-

Llusco LT-060SIR1TAS1C1120A 5 658 526

2015 ELECTROSURESTE Transformador de Potencia-Tr3 csl_Urubamba

SET AT/MT URUBAMBA TP-060023010-015SI3E 659 374

2015 ELECTROSURESTE Transformador de Potencia-Tr3 csl_Andahuaylas

SET AT/MT ANDAHUAYLAS

TP-060023010-025SI3E 877 111

2015 ELECTROSURESTE Celda de Alimentador SET AT/MT

PAUCARTAMBO CE-023SIR2C1ESBAL1 51 571



Anexo E Cuadros Comparativos



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

ÁREA DE DEMANDA 10

ELSE Prepublicación OSINERGMIN

Año GWh (%)∆GWh GWh (%)∆GWh

2010 - 906,77

2011 509,90 957,74 5,62%

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

2021 956,13 4,35% 1 427,50 3,50%

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

(Miles US$)

Año

Propuesta Inicial (A)

Propuesta Final (B)

OSINERGMIN Prepublicación

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

2011

2012 2 667,45 1 223,72

2013 1 587,95 1 936,75 122,0%

2014 1 204,34 1 204,34 8 255,98 685,5% 685,5%

2015 1 588,06

2016

2017 2 497,41 1 859,90



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 2011).

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

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

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