A continuación se presentan los siguientes anexos al informe:
Anexo A Análisis de las Opiniones y Sugerencias a la PREPUBLICACIÓN.
Anexo B Diagrama Unifilar del Sistema Actual según información de Titulares.
Anexo C Diagrama Unifilar de las Alternativas Seleccionadas, según análisis de OSINERGMIN.
Anexo D Modificación del Plan de Inversiones 2009-2013
Anexo E Plan de Inversiones 2013-2017, determinado por OSINERGMIN (incluye programación de Bajas)
Anexo A
Análisis de las Opiniones y Sugerencias a la
PREPUBLICACIÓN
Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en Transmisión 2013-2017
Análisis de las Opiniones y Sugerencias a la
PREPUBLICACIÓN presentadas por ENSA
OPINIONES GENERALES
Opinión 1.
ENSA menciona que, como observaciones generales que afectan al conjunto y criterios aplicados en los estudios, se tiene lo siguiente:
1. De la revisión efectuada a los archivos correspondientes a la Proyección de la Demanda, no se evidencia que OSINERGMIN haya analizado diferentes modelos para la aplicación del método de tendencia y econométrico para establecer la proyección de demandas del Área de Demanda 2.
2. OSINERGMIN ha aprobado, según los esquemas unifilares, diversas rotaciones de transformadores de potencia considerando el mínimo costo para garantizar la cobertura de la demanda, sin embargo, no reconoce la inversión que demanda el transporte, carga y descarga, adecuación, obras civiles y pruebas eléctricas para la puesta en servicio.
Análisis de OSINERGMIN
Al respecto, cabe precisar que OSINERGMIN desarrolla supletoriamente lo que el TITULAR presenta en su propuesta de manera incompleta o incorrecta, por lo que el ente regulador no está obligado a incorporar en el informe todos los formatos de demanda.
No obstante, es del caso mencionar que OSINERGMIN ha desarrollado diversos modelos de proyección de demanda, los cuales están contenidos en los archivos
“ProyPorSistemaA2.xlsx” y “Modelos_14_Areas.xlsx”, mientras que los criterios
estadísticos que sustentan la selección de determinados modelos se encuentran en el archivo Eviews “área2.wf1”; todos ellos debidamente publicados en la página Web de OSINERGMIN.
En cuanto al reconocimiento de los costos incurridos por la rotación de transformadores, debe tenerse presente que la remuneración de todo transformador en operación, que forma parte de los SST y SCT, involucra no sólo el costo de suministro del equipo, transporte, montaje, materiales para su conexionado, control y protección, y pruebas correspondientes; sino también las obras civiles y eléctricas necesarias para su puesta en servicio. Por consiguiente, todos estos costos continúan siendo remunerados indiferentemente de una eventual rotación del transformador.
Conclusión
OPINIONES ESPECÍFICAS
2.1.- DEMANDA Opinión 2.
Señala ENSA que en el estudio de demanda presentado a OSINERGMIN, no se han considerado las nuevas solicitudes de carga presentadas en el periodo diciembre 2011 a abril 2012.
Argumenta que de acuerdo a lo establecido por OSINERGMIN en la presente regulación y en anteriores, se considera el incremento de las cargas mayores en función a solicitudes de nuevas cargas, las mismas que normalmente se solicitan con un año de anticipación, siendo en casos especiales que la efectúan con dos años de anticipación; mientras que el periodo de regulación es de 10 años, lo que origina que no se consideren proyectos de nuevas cargas para el mediano y largo plazo, pero que podrían incidir directamente en la definición de los refuerzos y/o ampliaciones de los sistemas de transmisión de las empresas.
Lo antes indicado, continúa ENSA, ha dado lugar a que no se hayan considerado los nuevos requerimientos de factibilidades de suministros que se han venido presentando desde diciembre del 2011 hasta abril del 2012, cargas que no fueron reportadas por ENSA en la propuesta presentada en enero de 2012, debido a que no se contaba con el sustento correspondiente. Las nuevas solicitudes de factibilidad que se han recibido en el periodo antes indicado se muestran en el Anexo N°1 de sus opiniones y sugerencias. En tal sentido, requiere que OSINERGMIN incluya las nuevas solicitudes de requerimiento de cargas en la proyección de demanda y complementar la información, con la finalidad de establecer el adecuado dimensionamiento de las instalaciones de los sistemas de transmisión de ENSA.
Análisis de OSINERGMIN
Para la etapa de publicación del Plan de Inversiones, se tomarán en cuenta aquellas solicitudes de factibilidad no mayor a un año de anterioridad y que cuenten con el sustento debidamente documentado, presentadas por el Titular como parte de sus opiniones y sugerencias a la prepublicación.
Al respecto, cabe precisar que se han incluido únicamente aquellas demandas puntuales que por su dimensión relativa no estarían consideradas en la proyección vegetativa de la demanda, al igual que las nuevas cargas de los proyectos de electrificación.
Conclusión
Se acoge parcialmente esta opinión, por las razones expuestas en el análisis anterior.
Opinión 3.
ENSA observa que la proyección de demanda de potencia, consignada en los formatos (F-111, F-112 y F-114) para el año 2011, difiere significativamente con respecto a la tasa calculada por sistema para ese año.
Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en Transmisión 2013-2017
A continuación, presenta el siguiente cuadro en el que, según indica, se aprecia la diferencia entre la tasa de crecimiento calculada y aplicada para el 2011 por sistema en el Área de Demanda 2.
Sistema Tasa Crec 2011
Calculada
Tasa Crec 2011 Aplicada Bagua - Jaén, Cutervo y Bagua - Jaén Rural 9.5% 0.27%
Chiclayo 8.2% 8.23%
Chiclayo Baja Densidad 14.0% 13.95%
Chota, Chongoyape, San Ignacio y San Ignacio Rural 12.6% 47.09% Al respecto, solicita revisar la proyección de demanda del año 2011.
Análisis de OSINERGMIN
Se ha verificado que la diferencia señalada por ENSA se debe a que las ventas de energía provenientes de la SET Quanda fueron consideradas como parte del sistema eléctrico de Bagua-Jaén, cuando lo correcto es asignar dichas ventas al sistema eléctrico de Chota. En ese sentido se procederá a realizar la corrección correspondiente.
Conclusión
Se acoge esta opinión, por la razón expuesta en el análisis anterior.
Opinión 4.
Sostiene ENSA que las ventas proyectadas para el año 2011, de usuarios menores del Área de Demanda 2 (1 383 801 MWh), difiere significativamente de las ventas reales (1 424 926 MWh) a nivel de sistemas eléctricos, tal como muestra a continuación.
2010
Sistemas de Peaje Histórica Proyectado Tasa de Crec.
Proyectado Real
Tasa de Crec. Real
Chiclayo Baja Densidad 106,767 121,669 14.0% 131,729 23.4%
Bagua - Jaén, Cutervo y Bagua - Jaén Rural 62,273 68,192 9.5% 70,444 13.1%
Chiclayo 358,784 388,330 8.2% 388,895 8.4%
Chota, Chongoyape, San Ignacio y San Ignacio Rural 24,618 27,725 12.6% 38,852 57.8%
Total Área 03 552,441 605,916 9.7% 629,920 14.0%
Ventas de Usuarios Menores Área 02 (MW.h)
2011
Por tal razón solicita a OSINERGMIN que considere las ventas de energía del año 2011 como información histórica.
Argumenta que dicha solicitud está sustentada en el inciso 9.1.1 de la norma Tarifas y Compensaciones para SST y SCT aprobada por Resolución OSINERGMIN N° 050- 2011-OS/CD, donde se indica: “Para usuarios menores…… del año representativo anterior al de la fijación de peajes y compensaciones”.
Análisis de OSINERGMIN
Para todas las Áreas de Demanda, OSINERGMIN ha considerado la información histórica desde el año 1996 hasta el año 2010, de conformidad con lo señalado en la NORMA TARIFAS.
Si bien es cierto, el TITULAR dispone de la información del año 2011, se debe precisar que al inicio del presente proceso regulatorio (setiembre 2011), los Titulares reportaron información histórica completa sólo hasta el año 2010, siendo por tanto esta información la que se ha procesado para efectos de la prepublicación del Plan de Inversiones 2013- 2017.
No obstante, para la etapa de publicación del Plan de Inversiones 2013-2017, se ha revisado la proyección de la demanda incorporando aquellas demandas nuevas que como parte de sus opiniones a la prepublicación ha proporcionado el Titular de manera justificada.
Conclusión
Se acoge parcialmente esta opinión, por las razones expuestas en el análisis anterior.
Opinión 5.
ENSA señala que el valor de las variables independientes Población y PBI del Área de Demanda 2, se encuentra subestimada. Por ejemplo, la población estimada por el INEI para el 2011 en el departamento de Amazonas es de 401 203, en Cajamarca 1 445 847 y en Lambayeque 1 186 461; sin embargo OSINERGMIN ha considerado en el modelo una población del Área de Demanda 2 de 1 115 814.
Asimismo, indica que las variables econométricas de Población y PBI para el Área de Demanda 2 deben corresponder a la suma del resultado de multiplicar el valor de la variable por el % de ventas de cada departamento en el Área de Demanda 2.
A continuación se aprecia que la población considerada para el Área de Dermanda se encuentra subestimada.
(3) Ventas usuarios menores por Departamento (MWh) [Fuente: SICOM + SICLI]
Departamento 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 TOTAL % en Area 02% Otras Áreas
AMAZONAS 0 57,414 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 57,414 100% 0.00% CAJAMARCA 0 23,351 113,394 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 136,745 17% 82.92% LAMBAYEQUE 0 471,676 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 471,676 100% 0.00%
(3) PERÚ: PROYECCIÓN POBLACIÓN POR DEPARTAMENTO
Departamento/Año 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
AMAZONAS 344,731 347,462 350,215 352,989 355,786 358,605 361,446 364,310 367,196 370,105 373,037 375,993 382,274 388,660 395,153 401,203 407,345 413,581 419,912
CAJAMARCA 1,286,204 1,295,125 1,304,108 1,313,153 1,322,261 1,331,432 1,340,666 1,349,965 1,359,328 1,368,756 1,378,250 1,387,809 1,402,530 1,417,406 1,432,441 1,445,847 1,459,379 1,473,038 1,486,824
LAMBAYEQUE 958,947 972,012 985,256 998,679 1,012,286 1,026,078 1,040,058 1,054,229 1,068,592 1,083,152 1,097,909 1,112,868 1,131,399 1,150,239 1,169,392 1,186,461 1,203,778 1,221,348 1,239,175
(3) PERÚ:POBLACIÓN por Años, según área de demanda
Área/Año 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 AMAZONAS 344,731 347,462 350,215 352,989 355,786 358,605 361,446 364,310 367,196 370,105 373,037 375,993 382,274 388,660 395,153 401,203 407,345 413,581 419,912 CAJAMARCA 219,634 221,157 222,691 224,235 225,791 227,357 228,934 230,521 232,120 233,730 235,351 236,984 239,497 242,038 244,605 246,894 249,205 251,538 253,892 LAMBAYEQUE 958,947 972,012 985,256 998,679 1,012,286 1,026,078 1,040,058 1,054,229 1,068,592 1,083,152 1,097,909 1,112,868 1,131,399 1,150,239 1,169,392 1,186,461 1,203,778 1,221,348 1,239,175 TOTAL 1,523,311 1,523,311 1,523,311 1,523,311 1,523,311 1,523,311 1,523,311 1,523,311 1,523,311 1,523,311 1,523,311 1,523,311 1,523,311 1,523,311 1,523,311 1,523,311 1,523,311 1,523,311 1,523,311 AREA 022 908,945 920,761 932,734 944,866 957,159 969,616 982,237 995,027 1,007,986 1,021,118 1,034,424 1,047,907 1,065,004 1,082,382 1,100,046 1,115,814 1,131,810 1,148,037 1,164,498 Análisis de OSINERGMIN
Conforme se explicó en la sección 6.1.1.2 del Informe N° 0111-2012-GART, las variables explicativas PBI y POBLACIÓN del Área de Demanda se estiman ponderando los valores correspondientes a cada departamento que la conforman en función de las
Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en Transmisión 2013-2017
ventas de energía efectuadas en cada uno de ellos, por lo que no es correcto que deba determinarse mediante simple suma.
Conclusión
No se acoge esta opinión, por las razones expuestas en el análisis anterior.
Opinión 6.
ENSA observa que OSINERGMIN sólo ha presentado un modelo del método de tendencia para la proyección de energía en cada sistema del Área de Demanda 2. Respecto a lo cual, indica haber verificado que el modelo polinómico presenta mejores indicadores estadísticos en el Sistema Chota.
Por tanto, solicita a OSINERGMIN presentar la evaluación de todos los modelos desarrollados en todos los sistemas e indicar el criterio de selección del mismo.
Argumenta que dicha solicitud está sustentada en el inciso 9.1.3a de la norma Tarifas y Compensaciones para SST y SCT aprobada por Resolución OSINERGMIN N° 050- 2011-OS/CD, donde se indica: “Se deberán evaluar diversos modelos, con base en los métodos econométricos y de tendencia…”.
Análisis de OSINERGMIN
Al respecto, cabe precisar que OSINERGMIN desarrolla supletoriamente lo que el TITULAR presenta en su propuesta de manera incompleta o incorrecta, por lo que OSINERGMIN no está obligado a incorporar en el informe todos los formatos de demanda.
Asimismo, cabe indicar que los diversos modelos de proyección de demanda desarrollados por el OSINERGMIN, están contenidos en los archivos
“ProyPorSistemaA2.xlsx” y “Modelos_14_Areas.xlsx”, mientras que los criterios
estadísticos que sustentan la selección de determinados modelos10 se encuentran en el
archivo Eviews “área2.wf1”; todos ellos debidamente publicados en la Web de OSINERGMIN.
No obstante, para la publicación del Plan de Inversiones 2013-2017, se ha considerado la nueva información presentada por el TITULAR como parte de sus opiniones y sugerencias a la prepublicación de dicho Plan, por lo que a fin de obtener el mejor modelo de Tendencia OSINERGMIN ha realizado lo siguiente:
a. Comparar los estimadores de cada modelo, como son los coeficientes de correlación (R²) y los estadísticos tanto de significancia individual (t) y conjunta (F).
b. Tomar en cuenta sus tasas de crecimiento promedio anual.
Así, para el caso específico de las proyecciones de ventas de energía del sistema eléctrico Chota, se han evaluado los siguientes modelos:
LINEAL LOGARÍTMICA EXPONENCIAL POLINÓMICA
Mean 28619,6 23051,42 49688,92 29617,08 Median 29045,48 26418,72 33393,64 29363,04 Maximum 51182,86 32221,22 153362,3 55168,14 Minimum 8058 8058 8058 8058 Std. Dev. 14121,02 8360,11 43344 15293,83 Skewness 0,01629 -0,644069 1,038855 0,110126 Kurtosis 1,699326 1,905042 2,959349 1,732895 R2 Adjusted 0.9996 0.8817 0.9717 0.9999 F-Statistic 21 834.68 64.53991 275.9498 1736557 Probability 0.000000 0.0000089 0.000001 0.000000 T-studente > 5% > 5% > 5% > 5% Tasa Promedio % 6,3% 2,3% 16,5% 7,0% Observations 21 21 21 21
Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en Transmisión 2013-2017
Según estos resultados, considerando la nueva información presentada por el TITULAR como parte de sus opiniones y sugerencias a la prepublicación, el modelo que mejor expresaría las ventas de energía es el modelo polinómico, dado que tiene un Factor de Correlación de 0,9999, con una alta significancia como modelo global (F=1 736 557) y cuya tasa de crecimiento es 7% promedio anual; por tanto para la proyección de la demanda de este sistema eléctrico se utilizarán los resultados del modelo polinómico.
Conclusión
Se acoge esta opinión, por las razones expuestas en el análisis anterior.
Opinión 7.
ENSA indica que OSINERGMIN sólo ha presentado un modelo del método de tendencia para la proyección de energía del Área de Demanda 2, por lo que solicita se presente la evaluación de todos los modelos desarrollados en todos los sistemas e indicar el criterio de selección del mismo.
Argumenta que su solicitud está sustentada en el inciso 9.1.3a de la Norma Tarifas y Compensaciones para SST y SCT aprobada por Resolución OSINERGMIN N° 050- 2011-OS/CD, donde se indica : “Se deberán evaluar diversos modelos, con base en los métodos econométricos y de tendencia…”.
Análisis de OSINERGMIN
Al igual que lo expuesto en el análisis de la anterior Opinión 6, se ha revisado la evaluación de todos los modelos desarrollados para cada sistema eléctrico que conforman el Área de Demanda 2 considerando la nueva información presentada por el TITULAR como parte de sus opiniones y sugerencias a la prepublicación, cuyos resultados forman parte de la publicación de la información que respalda la etapa de publicación del Plan de Inversiones 2013-2017.
Conclusión
Se acoge esta opinión, por las razones expuestas en el análisis anterior.
Opinión 8.
ENSA indica que OSINERGMIN sólo ha presentado un modelo en el método econométrico para la proyección de energía del Área de Demanda 2, por lo que solicita se presente la evaluación de todos los modelos econométricos desarrollados e indicar el criterio de selección del mismo.
Argumenta que la solicitud está sustentada en el inciso 9.1.3a de la Norma Tarifas y Compensaciones para SST y SCT aprobada por Resolución OSINERGMIN N° 050- 2011-OS/CD, donde se indica: “El modelo econométrico se efectuará para diferentes combinaciones de las variables independientes y su correlación con el comportamiento de la demanda”.
Análisis de OSINERGMIN
Contrario a lo manifestado por el TITULAR, OSINERGMIN procedió a evaluar hasta 8 modelos econométricos distintos (ver hoja “Modelos_14_Areas.xlsx”), seleccionando el modelo que explica las ventas de energía en función a las variables PBI y Clientes del
Área cuyos resultados se plasmaron en los formatos 100 debidamente prepublicados en la página Web de OSINERGMIN.
Para la selección del modelo econométrico, tal como lo exige la NORMA TARIFAS, se tomó inicialmente en cuenta los estimadores de los modelos (R² Ajustado), significancia individual (t), significancia conjunta (F) y por último se tomó en cuenta sus tasas de crecimiento; estas comparaciones permitieron elegir el mejor modelo. Otros análisis estadísticos que se emplearon para dar validez a dichos modelos fueron las siguientes pruebas: Correlograma de residuos, Correlación entre las Variables (Test Breusch- Godfrey), Normalidad de los residuos (probabilidad del estadístico Jarque Bera) y de Heterocedasticidad (Test White Heteroskedasticity).
Como resultado de dicho análisis para el Área de Demanda 2 se obtuvo el siguiente cuadro:
MODELO A MODELO B MODELO C MODELO D MODELO E MODELO F MODELO G MODELO H
Mean 597121,8 741665 653849,2 785653,1 565886,6 594535,9 593156,4 599038,3 Median 510281,9 510281,9 510281,9 510281,9 510281,9 510281,9 510281,9 510281,9 Maximum 1325466 2103050 1660353 2353417 1155897 1314402 1305593 1337225 Minimum 193974,1 193974,1 193974,1 193974,1 193974,1 193974,1 193974,1 193974,1 Std. Dev. 355908,3 574376,2 443582,8 644173,1 310050,9 352400,3 349829,7 358858,6 Skewness 0,59998 0,987139 0,83787 1,063457 0,438789 0,59326 0,580594 0,610372 Kurtosis 2,078246 2,756675 2,503055 2,925502 1,854469 2,071731 2,053229 2,095546 R2 Adjusted 0.9958 0.8967 0.9716 0.8406 0.9916 0.9950 0.9777 0.9961 F-Statistic 825 62 240 75 828 1 400 307 1 184 Probability 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000
t-statistic de las Var. Ind. No
significativas significativas significativas significativas significativas significativas significativas significativas
Tasas de crecimiento
promedio % 7,6% 11,8% 9,6% 12,8% 6,3% 7,5% 7,4% 7,6%
Observations 27 27 27 27 27 27 27 27
Donde:
Modelo A: Ln(VEt) = C1 + C2 *Ln(CLt)+C3* Ln(PBIt)+C4*Ln(POB)+Ln(Precio)*C4 Modelo B: Ln(VEt) = C1 + C2 * Ln(PBI)+ Ln(Precio)
Modelo C: Ln(VEt) = C1 + C2 * Ln(PBI)+ Ln(Clit) Modelo D: Ln(VEt) = C1 + C2 * Ln(PBIt) Modelo E: VEt = C1 + C2 * PBIt + C3 * POBt Modelo F: VEt = C1 + C2 * Ln(PBIt)+ C3*Ln(POBt) Modelo G: VEt = C1 + C2 * PBIt + C3 * Clit
Modelo H: Ln(VEt) = C1 + C2 * Ln(PBIt)+C3*Ln(POB)+C4*Ln(Precio)
Por tanto, los modelos que mejor expresan las ventas de energía son los modelos F y H; el modelo F, con una Desviación Estándar de 352 400, cuenta con un alto nivel de significancia como modelo global (R²=0,9950 y F=1 400) y supera las cuatro pruebas de validación (ver archivo “área1.wf1”). Notar que dicho Modelo arroja una tasa promedio anual de crecimiento de 7,5%.
Se reitera que los diversos modelos de proyección de demanda desarrollados por el OSINERGMIN, están contenidos en los archivos “ProyPorSistemaA2.xlsx” y
“Modelos_14_Areas.xlsx”, mientras que los criterios estadísticos que sustentan la
selección de determinados modelos se encuentran en el archivo Eviews “área2.wf1”; todos ellos debidamente publicados en la página Web de OSINERGMIN.
Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en Transmisión 2013-2017
Conclusión
No se acoge esta opinión, por las razones expuestas en el análisis anterior.
Opinión 9.
ENSA sostiene que la información de población consignada por OSINERGMIN no corresponde a la información que el INEI publica en su página web.
Como sustento muestra la información de Población considerada por OSINERGMIN, que según sostiene ENSA, no corresponde a lo publicado por el INEI.
Departamento/AñoAMAZONAS CAJAMARCA LAMBAYEQUE
1996 344,731 1,286,204 958,947 1997 347,462 1,295,125 972,012 1998 350,215 1,304,108 985,256 1999 352,989 1,313,153 998,679 2000 355,786 1,322,261 1,012,286 2001 358,605 1,331,432 1,026,078 2002 361,446 1,340,666 1,040,058 2003 364,310 1,349,965 1,054,229 2004 367,196 1,359,328 1,068,592 2005 370,105 1,368,756 1,083,152 2006 373,037 1,378,250 1,097,909 2007 375,993 1,387,809 1,112,868 2008 382,274 1,402,530 1,131,399 2009 388,660 1,417,406 1,150,239 2010 395,153 1,432,441 1,169,392 2011 401,203 1,445,847 1,186,461 2012 407,345 1,459,379 1,203,778 2013 413,581 1,473,038 1,221,348 2014 419,912 1,486,824 1,239,175
Considera por OSINERGMIN Fuente: Web de INEI. Consulta Mayo 2012.
Por lo que solicita a OSINERGMIN considerar los datos de población según publicaciones recientes del INEI.
Análisis de OSINERGMIN
Para la prepublicación OSINERGMIN tomó como base los resultados oficiales de los censos nacionales publicados por el INEI en los documentos “Primeros Resultados Perú: Crecimiento y Distribución de la Población, 2007” y luego, para completar la serie de datos al año 2022 utilizó las tasas promedio de crecimiento quinquenales previstas en el estudio “Estimaciones y Proyecciones de Población Departamental, por Años Calendario y Edades Simples 1995 -2015” también elaborado por el INEI.
No obstante, para la etapa de publicación del Plan de Inversiones 2013-2017, para la proyección de la demanda se están tomando en cuenta los últimos valores que el MEF11
y el INEI12 han publicado respecto de las variables PBI y POBLACIÓN.
Conclusión
Se acoge parcialmente esta opinión, por las razones expuestas en el análisis anterior.
11 Marco Macroeconómico Multianual 2013 - 2015
SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR Opinión 10.
Indica ENSA que, según el ítem 6.2.3.1 del informe Nº 0112-2012-GART, para el Sistema Eléctrico Chiclayo –Motupe – Olmos, OSINERGMIN al no poder realizar la trazabilidad de los cálculos efectuados por ENSA, como sustento a la reformulación del Plan de Inversiones vigente, no considera la inversión asociada al proyecto SET Lambayeque.
Al respecto, sostiene que la ampliación de la SET Lambayeque, aprobada en el Plan de Inversiones en Transmisión (PIT) 2009-2013, involucra costos adicionales no considerados como: nueva cimentación para transformador, nuevas celdas de MT (llegada, alimentadores de salida y serv. Auxiliares) por incremento de la corriente nominal y potencia de cortocircuito, construcción de una nueva sala de control, construcción de nuevos alimentadores totalmente subterráneos ante la imposibilidad física de ejecutar alimentadores aéreos. Estas inversiones sólo garantizan capacidad de transformación sin resolver el problema de la calidad de producto en la distribución y la oferta hacia los usuarios finales ubicados a lo largo de la carretera.
Agrega que en la evaluación del proyecto de la Ampliación de la SET Lambayeque, OSINERGMIN no consideró los costos por las adecuaciones de obras civiles, modificaciones al sistema de barras en 60 kV, reforzamiento del sistema de malla a tierra, entre otros. Tampoco consideró en la evaluación las restricciones que se tienen para la implementación de nuevos alimentadores desde las SET Chiclayo Oeste y la SET Lambayeque, ni los costos por las compensaciones y energía dejada de vender por el periodo de interrupción continua.
Señala que, en el Anexo N°2 de sus opiniones y sugerencias, presenta el Informe de Justificación Técnico y Económica de la SET Lambayeque Sur, el mismo que incluye lo siguiente:
• El mapa de densidades de carga utilizado. • Ubicación del centro de carga.
• Evaluación económica entre construir la SET Lambayeque Sur Vs. la Ampliación de la SET Lambayeque.
• Vistas fotográficas donde ya no es posible construir alimentadores aéreos desde la SET Chiclayo Oeste y SET Lambayeque.
En ese sentido, solicita que OSINERGMIN considere en el PIT 2013-2017, las instalaciones de la SET Lambayeque Sur:
Transformador de potencia 25 MVA, 60/22,9/10 kV Celda de Transformación 60 kV
Celda de línea 60 kV llegada de SECHO Celda de línea 60 kV salida a SELAM Celda de Transformación 60 kV Celda de Transformación 22,9 kV Celda de Transformación 10 kV
Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en Transmisión 2013-2017 Celda de salida de los alimentadores 10 kV
Celda de salida de los alimentadores 22,9 kV.
Asimismo, que se considere como fecha de puesta en operación comercial febrero del