Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en Transmisión para el Área de Demanda 2

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GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA

AV. CANADA N°°°° 1460 - SAN BORJA

224 0487 224 0488 - FAX 224 0491

Informe N° 0275-2012-GART

Estudio para la Determinación del

Plan de Inversiones en Transmisión

para el Área de Demanda 2

Regulación para el período 2013-2017

(Publicación)

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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 21_{, correspondiente al período mayo 2013 - abril 2017, el}

cual incluye además las Bajas que se identifican como resultado del planeamiento de expansión de la red de transmisión.

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

Para la elaboración de este informe OSINERGMIN ha evaluado las premisas y cálculos que para el Área de Demanda 2 sólo presentó Electronorte S.A. (en adelante “ENSA”) en las etapas anteriores y, las opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN que al respecto también sólo ha presentado ENSA y cuyo análisis se desarrolla en el Anexo A del presente informe.

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

1_{Área de Demanda 2: Abarca el departamento de Lambayeque y parte de los departamentos de}

Cajamarca y Amazonas, donde existen instalaciones de transmisión de Electronorte S.A., Adinelsa, Coelvisac, PEOT y Red de Energía del Perú S.A.

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

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Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en Transmisión 2013-2017

OSINERGMIN ha procedido a revisar y aprobar el Plan de Inversiones, considerando lo establecido en el marco regulatorio vigente.

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

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

♦ Se ha considerado la nueva demanda prevista en el Plan de Electrificación Rural, aprobado por el Ministerio de Energía y Minas. ♦ Para efectos de determinar el Plan de Inversiones en Transmisión, se ha

efectuado la proyección espacial de la demanda de potencia a nivel de cada barra de subestación.

♦ Para el análisis se consideran las inversiones que están previstas sean realizadas a través de PROINVERSIÓN, Dirección de Electrificación Rural del MINEM o las encargadas a la empresa REP. Sin embargo, éstas no son asignadas como responsabilidad de implementación a los actuales Titulares del Área de Demanda 2.

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

Como consecuencia de la aplicación de estos cambios: se verifica que es conveniente reforzar el sistema eléctrico 60 kV Chiclayo-Illimo-La Viña-Motupe-Omos y asignar a ENSA la responsabilidad de implementar un transformador 220/60/22,9 kV en la futura subestación 220 kV Chiclayo Sur. En resumen, el Plan de Inversiones en el Área de Demanda 2, para el período 2013-2017, se muestra en el siguiente cuadro:

Plan de Inversiones en Transmisión del Área de Demanda 2 para el periodo mayo 2013-abril 2017

Proponentes/titulares Inversión Longitud

Potencia de

Transformación _Cantidad

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

ENSA 12 590 928 100,6 65 44 MAT Celdas 975 900 - - 3 Transformación 3 173 076 - 50 2 AT Celdas 2 885 195 - - 16 Líneas 3 615 129 100,6 - 4 Transformación 622 251 - 15 1 MT Celdas 971 834 - - 15 Comp. Capacitiva 347 544 - - 3

Total Área de Demanda 2 12 590 928 100,6 65 44

Asimismo las inversiones que, sin estar en el Plan de Inversiones 2009-2013 vigente, los TITULARES han reportado como ejecutadas o previstas poner en

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servicio antes de mayo 2013 en virtud a lo señalado en la Disposición Transitoria Única de la Resolución OSINERGMIN N° 050-2011-OS/CD2_{y que}

OSINERGMIN ha encontrado como procedentes en el marco de lo establecido en el numeral VII) del Literal d) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE3_{, son las que se resumen en el siguiente cuadro:}

Modificación del Plan de Inversiones 2009-2013

Inversiones justificadas a ponerse en servicio hasta antes de mayo 2013

Proponentes/titulares Inversión Longitud

Potencia de

Transformación _Cantidad

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

ENSA 2 449 550 - 34,0 12 AT Celdas 335 534 - - 2 Transformación 1 730 435 - 34,0 2 MT Celdas 383 581 - - 8

Total Área de Demanda 2 2 449 550 - 34,0 12

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

2 _{Única.- Las instalaciones que sin estar consideradas en el Plan de Inversiones aprobado}

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

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

electricidad, o modificaciones en la configuración de las redes de transmisión aprobadas por el Ministerio, o en las condiciones técnicas o constructivas, o en las condiciones técnicas o constructivas o por otras razones debidamente justificadas, respecto a lo previsto en el Plan de Inversiones vigente, el respectivo titular podrá solicitar a OSINERGMIN la aprobación de la modificación del Plan de Inversiones vigente, acompañando el sustento técnico y económico debidamente documentado. De aprobarse la modificación del Plan de Inversiones, las modificaciones a las tarifas y compensaciones correspondientes se efectuarán en la Liquidación Anual de ingresos siguiente a la fecha de puesta en operación comercial de cada instalación que conforma dicha modificación del Plan de Inversiones. OSINERGMIN establecerá la oportunidad, los criterios y procedimientos para la presentación y aprobación de las modificaciones al Plan de Inversiones, las cuales deben seguir los mismos principios que los aplicados en la formulación del Plan de Inversiones. Las instalaciones no incluidas en el Plan de Inversiones aprobado, no serán consideradas para efectos de la fijación del Costo Medio Anual, las tarifas y compensaciones de transmisión.

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INDICE

1. INTRODUCCIÓN ... 5

1.1 ASPECTOS REGULATORIOS Y NORMATIVOS ...6

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

2. UBICACIÓN ... 12

3. PROPUESTA INICIAL ... 15

3.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA ... 15

3.2 PLAN DE INVERSIONES 2013-2017 ... 17

4. OBSERVACIONES A LOS ESTUDIOS TÉCNICO ECONÓMICOS ... 19

5. PROPUESTA FINAL ... 21

5.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA ... 21

5.2 PLAN DE INVERSIONES 2013-2017 ... 22

6. ANÁLISIS DE OSINERGMIN ... 24

6.1 REVISIÓN DE LA DEMANDA ... 25

6.1.1 Datos Históricos e Información Base ... 25

6.1.1.1 Ventas de energía ... 25

6.1.1.2 Variables explicativas ... 25

6.1.2 Proyección Ventas - Usuarios Menores ... 26

6.1.3 Proyección Ventas-Usuarios Mayores... 26

6.1.4 Nuevas Demandas en Bloque ... 27

6.1.5 Proyección global ... 27

6.2 PLANEAMIENTO DE LA TRANSMISIÓN... 28

6.2.1 Diagnóstico de la situación Actual ... 29

6.2.2 Análisis de Alternativas ... 29

6.2.2.1 Sistema Eléctrico Chiclayo – Motupe – Olmos ... 30

6.2.2.1 Sistema Chiclayo Sur ... 32

6.2.3 Modificación del Plan de Inversiones 2009-2013 ... 34

6.2.3.1 Ejecución de proyectos no incluidos en el Plan de Inversiones 2009-2013 vigente ... 34

6.2.3.2 Reprogramación del Plan de Inversiones 2009-2013 vigente ... 37

6.2.4 Plan de Inversiones 2013-2017 ... 37

6.2.4.1 Programación de Bajas ... 38

7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ... 39

8. ANEXOS ... 40

Anexo A Análisis de las Opiniones y Sugerencias a la PREPUBLICACIÓN ... 41

Anexo B Diagrama Unifilar del Sistema Actual según información de Titulares ... 62

Anexo C Diagrama Unifilar del SER 2013-2017 según análisis de OSINERGMIN .. 64

Anexo D Modificación del Plan de Inversiones 2009-2013 ... 66

Anexo E Plan de Inversiones 2013-2017 determinado por OSINERGMIN (Incluye programación de Bajas) ... 68

Anexo F Cuadros Comparativos ... 71

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1. Introducción

El presente informe describe el estudio realizado por OSINERGMIN, como sustento para la determinación del Plan de Inversiones en Transmisión del Área de Demanda 2, 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.

ENSA, Red de Energía del Perú S.A., Empresa de Administración de Infraestructura Eléctrica S.A., Consorcio Eléctrico Villacurí S.A.C. y Dirección Ejecutiva de Proyectos Olmos Tinajones (en adelante y en conjunto “TITULARES”) son las empresas concesionarias que tienen instalaciones de transmisión en el Área de Demanda 2 y que forman parte del Sistema Secundario de Transmisión (en adelante “SST”) y Sistema Complementario de Transmisión (en adelante “SCT”) remunerados por la demanda, de las cuales sólo ENSA presentó su propuesta de Plan de Inversiones 2013-2017 para el Área de Demanda 2.

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

Con relación al Área de Demanda 2, sólo ENSA ha presentado opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN, mediante carta GR-1054-2012 de fecha 11 de mayo de 2012, cuyo análisis en detalle se desarrolla en el Anexo A del presente informe.

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

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TITULARES para absolver las observaciones formuladas por OSINERGMIN a dichos estudios; el análisis de las opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN; así como los estudios desarrollados sobre el particular por la GART y/o estudios encargados por OSINERGMIN a consultores especializados.

1.1 Aspectos Regulatorios y Normativos

El sistema de precios debe ser estructurado sobre la base de la eficiencia económica de acuerdo con lo señalado por los Artículos 8° y 42° de la LCE4_.

Las tarifas y compensaciones correspondientes a los sistemas de transmisión y distribución, deberán ser reguladas en cumplimiento del Artículo 43° de la LCE, modificado por la Ley N° 288325_.

Según lo señalado en el Artículo 44° de la LCE6_{, la regulación de la}

transmisión será efectuada por OSINERGMIN, independientemente de si las tarifas corresponden a ventas de electricidad para el servicio público o para aquellos suministros que se efectúen en condiciones de competencia.

El numeral 20.27_{de la Ley Nº 28832, establece que las instalaciones del SCT}

son aquellas cuya puesta en operación comercial se produce en fecha posterior a la promulgación de esta Ley, mientras que en el literal b)8_del

numeral 27.2 del Artículo 27° de la misma Ley Nº 28832 se establece que los SCT se regulan considerando los criterios establecidos en la LCE para el caso de los SST.

4_{Artículo 8º.- La Ley establece un régimen de libertad de precios para los suministros que puedan}

efectuarse en condiciones de competencia, y un sistema de precios regulados en aquellos suministros que por su naturaleza lo requieran, reconociendo costos de eficiencia según los criterios contenidos en el Título V de la presente Ley.

(...)

Artículo 42º.- Los precios regulados reflejarán los costos marginales de suministro y estructurarán de

modo que promuevan la eficiencia del sector.

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

(...)

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

6_{Artículo 44º.- Las tarifas de transmisión y distribución serán reguladas por la Comisión de Tarifas de}

Energía independientemente de si éstas corresponden a ventas de electricidad para el servicio público o para aquellos suministros que se efectúen en condiciones de competencia, según lo establezca el Reglamento de la Ley. Para éstos últimos, los precios de generación se obtendrán por acuerdo de partes.

(...)

7_{20.2 Las instalaciones del Sistema Garantizado de Transmisión y del Sistema Complementario de}

Transmisión son aquellas cuya puesta en operación comercial se produce en fecha posterior a la promulgación de la presente Ley, conforme se establece en los artículos siguientes.

8_{27.2 Para las instalaciones del Sistema Complementario de Transmisión se tendrá en cuenta lo}

siguiente: (…)

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

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En el Artículo 139° del Reglamento de la LCE (modificado mediante el Decreto Supremo N° 027-2007-EM y posteriormente mediante los Decretos Supremos N° 010-2009-EM, N° 021-2009-EM y N° 014-2012-EM) se establecen los criterios para la regulación de los SST y SCT, donde se incluye lo concerniente al proceso de aprobación del Plan de Inversiones9_.

Para cumplir con estos aspectos regulatorios, con Resolución OSINERGMIN N° 023-2008-OS/CD (modificada mediante Resolución OSINERGMIN N° 050-2011-OS/CD), se aprobaron los criterios, metodología y formatos para la presentación de los estudios que sustenten las propuestas de regulación de los SST y SCT (en adelante “NORMA TARIFAS”), dentro de la cual está comprendido el proceso de aprobación del Plan de Inversiones.

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

• Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica, aprobado mediante la Resolución OSINERGMIN N° 022-2008-OS/CD y modificado por Resolución OSINERGMIN N° 269-2010-OS/CD.

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

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

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

9_{Artículo 139º.-}

(…)

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

(…)

V) El Plan de Inversiones está constituido por el conjunto de instalaciones de transmisión requeridas que entren en operación dentro de un periodo de fijación de Peajes y Compensaciones. Será revisado y aprobado por OSINERGMIN y obedece a un estudio de planificación de la expansión de transmisión considerando un horizonte mínimo de diez (10) años, hasta un máximo establecido por OSINERGMIN, que deberá preparar obligatoriamente cada concesionario de las instalaciones de transmisión remuneradas exclusivamente por la demanda.

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

La ejecución del Plan de Inversiones y de sus eventuales modificaciones, ambos aprobados por OSINERGMIN, es de cumplimiento obligatorio.

(…)

d) Frecuencia de Revisión y Actualización (…)

VI) En cada proceso regulatorio se deberá prever las siguientes etapas: VI.1) Aprobación del Plan de Inversiones.

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• Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión, cuya última modificación se ha aprobado mediante las Resoluciones OSINERGMIN N° 013-2012-OS/CD y 050-2012-OS/CD. • Norma de Procedimiento para la Asignación de Responsabilidad de Pago

de los SST y SCT, aprobada con Resolución OSINERGMIN N° 383-2008-OS/CD.

1.2 Proceso de aprobación del Plan de

Inversiones

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

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

Asimismo, toda la información disponible relacionada con el PROCEDIMIENTO, incluyendo la correspondiente a las Audiencias Públicas,

se viene publicando en la página Web:

http://www2.osinerg.gob.pe/gart.htm, en la sección que resulta de ingresar a los vínculos siguientes: “Procedimientos Regulatorios”, “Procedimiento para fijación de Peajes y Compensaciones para SST y SCT”, “Procedimiento para aprobación del Plan de Inversiones en Transmisión Período 2013-2017”.

Inicio del Proceso

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

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

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Primera Audiencia Pública

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

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

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

Observaciones al Estudio

El 28 de noviembre de 2011, OSINERGMIN notificó a los Titulares correspondientes las observaciones a los estudios presentados por éstos como sustento de sus propuestas de Plan de Inversiones en Transmisión.

Respuesta a Observaciones

En cumplimiento del cronograma establecido, hasta el 26 de enero de 2012 los respectivos Titulares presentaron las respuestas y/o subsanación a las observaciones realizadas por OSINERGMIN a sus estudios, El análisis de dichas respuestas y/o subsanación de las observaciones, se desarrolló detalladamente en el Anexo A de los informes que sustentaron la decisión de prepublicar el Plan de Inversiones 2013-2017.

Publicación del Proyecto de Resolución

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

Segunda Audiencia Pública

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

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

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

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Opiniones y sugerencias

Hasta el 11 de mayo de 2012, los interesados presentaron a OSINERGMIN sus opiniones y sugerencias sobre el proyecto de resolución publicado, a fin de que sean analizadas con anterioridad a la publicación de la resolución que apruebe el Plan de Inversiones 2013-2017. Dicho análisis de opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN se desarrolla detalladamente en el Anexo A del presente informe.

Publicación del Plan de Inversiones 2013-2017

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

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

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

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para el Área de Demanda 2 (Publicación) Página 11 de 73

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-12 22-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

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2. Ubicación

El Área de Demanda 2 abarca el departamento de Lambayeque y parte de los departamentos de Cajamarca y Amazonas, los cuales se ubican en la región Norte del Perú.

En dicha Área de Demanda se encuentran instalaciones de transmisión remuneradas por la demanda, pertenecientes a las empresas concesionarias: Electronorte S.A. (en adelante “ENSA”), Red de Energía del Perú S.A. (en adelante “REP”), Empresa de Administración de Infraestructura Eléctrica S.A. (en adelante “ADINELSA”), Consorcio Eléctrico Villacurí S.A.C. (en adelante “COELVISAC”) y Dirección Ejecutiva de Proyectos Olmos-Tinajones (en adelante “DEPOLTI”), en conjunto llamadas “TITULARES”.

Según la información proporcionada por ENSA, actualmente el Área de Demanda 2 está conformada por los sistemas eléctricos:

• Chiclayo.

• Chiclayo Baja Densidad.

• Olmos – Motupe – Illimo – Lambayeque. • Salas.

• Chongoyape – Chota. • Cutervo – Jaén – Bagua.

En el siguiente Gráfico N° 2.1 se muestra la ubicación geográfica del Área de Demanda 2.

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Gráfico N° 2.1

Asimismo, en el siguiente Gráfico N° 2.2 se muestra el trazo de las principales instalaciones del sistema de transmisión que corresponden al Área de Demanda 2.

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Gráfico N° 2.2

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3. Propuesta Inicial

Dentro del plazo establecido para el presente proceso, mediante carta GG-370-2011, el 01 de setiembre de 2011 ENSA presentó el Estudio Técnico-Económico que sustenta su propuesta de Plan de Inversiones en Transmisión para el periodo 2013-2019, en el Área de Demanda 2.

La empresa REP mediante carta CS-117-110311142, recibida el 01 de setiembre de 2011, señaló que según su Contrato de Concesión no corresponde que presente una propuesta de Plan de Inversiones para éste proceso e informa resumidamente sobre las ampliaciones en la red de transmisión que se han establecido vía Adendas al referido Contrato de Concesión; mientras que los demás TITULARES de esta Área de Demanda no se han pronunciado al respecto.

Se ha considerado como parte de la propuesta inicial, la información complementaria que presentó ENSA el 29 de setiembre de 2011, mediante carta GCT-112-2011, a requerimiento del 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 eléctrica se ha realizado de manera espacial, es decir considerando como característica principal para la predicción de la demanda la localización (dónde), además de la magnitud (cuánto) y la oportunidad (cuándo).

Para el efecto se indica haber partido del planeamiento de alimentadores MT, por ser más sensible al detalle sobre el “donde” se ubica la carga, que el planeamiento de SET’s de potencia AT/MT; pues un alimentador MT sirve un área más pequeña (15 Km2_{), requiriendo una resolución espacial para el}

análisis de cuadrículas de 1,15 Km2_{aproximadamente, respecto a una SET}

de potencia que sirve un área más grande (60 Km2_{) y que requiere de una}

resolución de 10 Km2_{por cuadrícula.}

En ese sentido, se explica en la PROPUESTA INICIAL que para obtener el pronóstico espacial de la demanda, se define la tasa de crecimiento

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correspondiente hasta el nivel que la información lo permita (áreas de 500x500 metros, según indica ENSA), partiendo de la tendencia histórica de la carga en dicho nivel y/o por tipo de carga y en concordancia con la proyección global definida, para finalmente ajustar y tabular la proyección de la demanda por SED, alimentador y barras de la correspondiente SET. Así, a partir de las tasas de crecimiento definidas por zona típica a las cargas distribuidas y los mapas de carga actual, se elaboran los mapas de carga futuros.

En cuanto a la proyección de la demanda eléctrica de los Usuarios Menores, ésta se ha realizado como la evolución de las ventas de energía, desglosada por sistema eléctrico y por nivel de tensión (BT y MT), 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.

Luego, dicha proyección 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, habiendo recombinado anualmente las proyecciones de los componentes o tipos de carga, para obtener el pronóstico de la demanda global de 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 ENSA - ÁREA DE DEMANDA 2 Proyección de la Demanda (GWh)

AÑO MAT (1) AT (1) MT (1) TOTAL

2010 - - 696,46 696,46 2011 - - 726,29 726,29 2012 - - 757,62 757,62 2013 - - 829,20 829,20 2014 - - 863,78 863,78 2015 - - 900,10 900,10 2016 - - 938,26 938,26 2017 - - 978,36 978,36 2018 - - 1 059,14 1 059,14 2019 - - 1 103,38 1 103,38 2020 - - 1 149,86 1 149,86 Notas:

(1) Sumatoria de los valores totales de los formatos F-110 y F-117, presentados. (2) No se considera el análisis hasta el año 2022.

(3) PEOT, ADINELSA y REP no presentaron propuesta. (4) La TC promedio en el período 2011-2020, resulta 5,14%

En cuanto a la proyección de la demanda de potencia, ENSA 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.

(18)

3.2 Plan de Inversiones 2013-2017

ENSA ha considerado en su PROPUESTA INICIAL la reprogramación de determinados proyectos que forman parte del Plan de Inversiones vigente (julio 2006 - abril 2013) y que aún no han sido implementados; reformulándolos en algunos casos, como por ejemplo: la SET Pampa Pañala a cambio de la SET Pampa de Olmos.

Asimismo, ha propuesto que determinadas instalaciones sean ejecutadas por otras empresas de transmisión, como REP y ADINELSA.

También ha incluido proyectos que prevé ponerlos en servicio antes de abril 2013, algunos de los cuales no están considerados en el Plan de Inversiones vigente.

Como inversiones nuevas, ENSA propone la implementación de las nuevas SET´s: Chiclayo Sur 60/23/10 kV, Lambayeque Sur 60/10 kV, Pampa Pañala 220/60/23 kV, 57,5 Km de líneas en 60 kV y 45 Km de líneas en 220 kV, adicionales a las que ya están aprobadas en el Plan de Inversiones vigente y cuya implementación ha sido reprogramada. Por otro lado, propone también el incremento de la capacidad de transformación en las SET’s existentes: Pomalca, Tumán, Carhuaquero, Jaén y Nueva Jaén.

Como resultado de su análisis, señala también las necesidades de inversión en transmisión que deben ejecutarse en el período 2018-2022.

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

Cuadro Nº 3-2

PROPUESTA INICIAL ENSA - ÁREA DE DEMANDA 2 PLAN DE INVERSIONES SCT Proponentes/titulares Inversión (US$) Longitud (km) Potencia de Transformación (MVA) Cantidad de Elementos

ENSA 24 328 798 142,8 320 61 AT Celda 2 628 086 15 Línea 4 219 367 97,8 6 Transformador 7 508 221 230 7 MAT Celda 2 278 240 7 Línea 2 852 892 45,0 1 Transformador 3 885 816 90 2 MT Celda 701 017 18 Compensador 255 160 5 REP 3 802 829 120 3 AT Celda 178 983 1

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Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en Transmisión 2013-2017 Proponentes/titulares Inversión (US$) Longitud (km) Potencia de Transformación (MVA) Cantidad de Elementos MAT Celda 381 332 1 Transformador 3 242 513 120 1 ADINELSA 2 849 667 50 4 MAT Celda 615 580 2 Transformador 2 197 287 50 1

(20)

4. Observaciones a los

Estudios Técnico

Económicos

A través del Oficio N° 0774-2011-GART, el 28 de noviembre de 2011 OSINERGMIN remitió a ENSA las observaciones al Estudio Técnico Económico presentado por ésta empresa como sustento de su PROPUESTA INICIAL – [Ver Referencia 2].

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

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

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

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

(21)

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 ENSA, son las siguientes:

- Proyección de la demanda de energía eléctrica sin adecuado sustento, al no haberse presentado todos los archivos de cálculo correspondientes, no incorporarse todas las cargas especiales que se mencionan en el estudio, utilizar valores que no concuerdan con los históricos reportados y no justificarse documentadamente las demandas nuevas consideradas.

- Incompatibilidad entre la demanda consignada en los formatos 100 y F-200 y la demanda utilizada para el cálculo de los flujos de carga con el software DigSilent.

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

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

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

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

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

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5. Propuesta Final

Dentro del plazo establecido para el efecto, con carta GR-0208-2012, la empresa ENSA presentó las respuestas a las observaciones efectuadas por OSINERGMIN a su PROPUESTA INICIAL, las mismas que conjuntamente con la información complementaria que se acompañó a dichas respuestas, para efectos del presente proceso, se consideran como la PROPUESTA FINAL.

El análisis de dichas respuestas se ha realizado en el Anexo A del Informe N° 0112-2012-GART.

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

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

5.1 Proyección de la Demanda

La proyección de demanda presentada por ENSA en su PROPUESTA FINAL, es inferior a los valores que presentó en su PROPUESTA INICIAL hasta el año 2013; sin embargo a partir del año 2014 se incrementa significativamente, debido que a partir de este año considera la incorporación de nueva demanda en bloque. Tan es así que la Tasa de Crecimiento (TC) promedio global, se incrementa de 5,14% a 7,54%.

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

(23)

Cuadro Nº 5-1

PROPUESTA FINAL ENSA - ÁREA DE DEMANDA 2 Proyección de la Demanda (MWh)

2010 0,00 0,00 616,48 616,48 2011 0,00 0,00 661,19 661,19 2012 0,00 0,00 708,38 708,38 2013 0,00 0,00 779,46 779,46 2014 0,00 0,00 907,13 907,13 2015 0,00 0,00 963,69 963,69 2016 0,00 0,00 1023,87 1023,87 2017 0,00 0,00 1087,89 1087,89 2018 0,00 0,00 1156,02 1156,02 2019 0,00 0,00 1228,52 1228,52 2020 0,00 0,00 1305,68 1305,68 2021 0,00 0,00 1387,81 1387,81 2022 0,00 0,00 1475,22 1475,22 Notas:

(1) Sumatoria de los valores totales de los formatos F-110 y F-117, presentados (2) PEOT, ADINELSA y REP no presentaron propuesta

(3) La TC promedio en el período 2011-2022, resulta 7,54%

5.2 Plan de Inversiones 2013-2017

Con relación a la PROPUESTA INICIAL, es del caso destacar que ENSA en su PROPUESTA FINAL desestima el incremento de la capacidad de transformación en la SET Carhuaquero y reformula el esquema de expansión para el sistema Chota – Chongoyape – Bagua – Jaén, tomando en cuenta la implementación de la LT 138 kV Caclic – Bagua Grande – Jaén y subestaciones asociadas, que forman parte de la segunda etapa del proyecto “LT 220 kV Cajamarca Norte – Caclic – Moyobamba” cuyo concurso para su implementación está a cargo de PROINVERSIÓN.

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

Cuadro Nº 5-2

PROPUESTA FINAL ENSA - ÁREA DE DEMANDA 2 PLAN DE INVERSIONES SCT

Proponentes/titulares Inversión _(US$) Longitud _(km)

Potencia de Transformación (MVA) Cantidad de Elementos

ENSA 26 310 419 87,3 210 70 AT Celda 4 056 989 21 Línea 3 361 216 87,3 5 Transformador 3 516 500 85 4 MAT

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Proponentes/titulares Inversión (US$) Longitud (km) Potencia de Transformación (MVA) Cantidad de Elementos Celda 5 649 773 13 Transformador 8 566 171 125 4 MT Celda 1 039 720 21 Compensador 120 052 2 NNNN 12 293 950 185,0 3 MAT Línea 12 293 950 185,0 3 REP 3 471 419 100 3 AT Celda 178 983 1 MAT Celda 381 332 1 Transformador 2 911 103 100 1 ADINELSA 1 142 055 18,0 1 AT Línea 1 142 055 18,0 1

(25)

6. Análisis de OSINERGMIN

OSINERGMIN ha evaluado las premisas y cálculos presentados por la empresa ENSA tanto en su PROPUESTA INICIAL como en su PROPUESTA FINAL, así como las opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN que con respecto al Área de Demanda 2 han sido presentadas y cuyo análisis en detalle se desarrolla en el Anexo A del presente informe.

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

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

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

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

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6.1 Revisión de la Demanda

OSINERGMIN ha procedido a determinar la proyección de la demanda eléctrica del Área de Demanda 2, en estricto cumplimiento del marco normativo vigente y con base en la mejor información disponible, debido a que en el Estudio presentado por ENSA:

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

• No considera la demanda prevista en el Plan Nacional de Electrificación Rural (PNER), en lo que corresponde a proyectos considerados dentro del Área de Demanda 2.

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

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

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

6.1.1 Datos Históricos e Información Base

6.1.1.1 Ventas de energía

Las ventas históricas de energía que ha presentado ENSA, 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 ENSA, éstas se han revisado con base a la demanda de cada cliente libre, registrada cada 15 minutos, que forma parte de la Base de Datos “SICLI 2010-2011”.

6.1.1.2 Variables explicativas

PBI

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

En el siguiente cuadro se muestran los factores de participación, en cuanto a las ventas de energía, de cada parte de departamento que conforman el Área de Demanda 2:

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Cuadro Nº 6-1

PROPUESTA OSINERGMIN - ÁREA DE DEMANDA 2 FACTOR VENTAS DE ENERGÍA POR DEPARTAMENTOS

Los datos históricos del PBI por departamento, son los publicados por la División Nacional de Cuentas Nacionales del Instituto Nacional de Estadísticas e Informática (INEI), en el documento denominado: “Producto Bruto Interno por Departamentos 2001 – 2010”.

POBLACIÓN

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

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

CLIENTES

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

6.1.2 Proyección Ventas - Usuarios Menores

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

6.1.3 Proyección Ventas-Usuarios Mayores

De acuerdo a la NORMA TARIFAS, la proyección de la demanda de estos usuarios se realiza según lo informado por los propios clientes libres en base a las encuestas realizadas por los correspondientes suministradores. Para el caso del Área de Demanda 2, la empresa no ha presentado proyecciones de los actuales Usuarios Mayores, por lo cual OSINERGMIN ha considerado que el consumo de energía del año 2011, de estos usuarios, se mantiene constante durante el período de análisis.

Departamento Ventas por SET

( MWh) Factor de participación

Lambayeque 471 676 85,38%

Cajamarca 23 351 4,23%

Amazonas 57 414 10,39%

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6.1.4 Nuevas Demandas en Bloque

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

En el caso del Área de Demanda 2, se incorporaron las nuevas demandas que se indican en el cuadro siguiente:

Cuadro Nº 6-2

PROPUESTA OSINERGMIN - ÁREA DE DEMANDA 2

NUEVAS DEMANDAS (MW)

SET CLIENTE kV _{2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Observación}

LAMBAYEQUE CARGAS ADICIONALES 10 0,000 0,00 0,00 1,85 1,85 1,85 1,85 1,85 1,85 Opin. & Sug.

CHICLAYO

NORTE PNER CHICLAYO NORTE 10 0,000 0,00 0,07 0,07 0,07 0,07 0,18 0,18 0,18 Opin. & Sug.

LA VIÑA CARGAS ADICIONALES 10 0,000 0,00 0,00 1,40 1,40 1,40 1,40 1,40 1,40 Opin. & Sug.

POMALCA CARGAS ADICIONALES 23 0,000 0,00 0,80 1,34 1,34 1,34 1,34 1,34 1,34 Opin. & Sug.

MOTUPE CARGAS ADICIONALES 23 0,000 0,00 0,00 0,14 0,14 0,14 0,14 0,14 0,14 Opin. & Sug.

OLMOS CARGAS ADICIONALES 10 0,000 0,00 0,00 2,31 2,31 2,31 2,31 2,31 2,31 Opin. & Sug.

ILLIMO CARGAS ADICIONALES 23 0,000 0,00 0,00 1,16 1,16 1,16 1,16 1,16 1,16 Opin. & Sug.

MOTUPE PNER MOTUPE 23 0,000 0,00 0,12 0,12 0,12 0,20 0,20 0,20 0,20 Opin. & Sug.

OLMOS PNER OLMOS 10 0,000 0,00 0,08 0,08 0,13 0,13 0,13 0,13 0,13 Opin. & Sug.

ILLIMO PNER ILLIMO 23 0,000 0,00 0,64 0,64 0,64 0,64 0,64 0,64 0,64 Opin. & Sug.

CAYALTI PNER CAYALTI 23 0,000 0,00 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 Opin. & Sug.

LA VIÑA FUNDO SASAPE 10 0,000 0,00 0,00 1,50 1,50 1,50 1,50 1,50 1,50 Prep.

PAMPA PAÑALA PROYECTO OLMOS 23 0,000 0,00 0,00 4,00 7,00 10,00 13,00 16,00 25,00 Prep.

MOTUPE Cerv. Backus y Johnston 23 3,691 3,83 4,80 4,80 4,80 4,80 4,80 4,80 4,80 Opin. & Sug.

CARHUAQUERO PNER CQUERO-ADINELSA 23 0,000 0,00 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 Opin. & Sug.

Notas:

A partir del año 2019, se mantienen los mismos valores.

Prep.: Cargas justificadas en la etapa de la PREPUBLICACIÓN.

Opin. & Sug: Cargas justificadas en la etapa de Opiniones y Sugerencias a PREPUBLICACIÓN.

La proyección de la demanda de energía de estas nuevas demandas se determina considerando sus correspondientes factores de carga, de simultaneidad y/o coincidencia, según nivel de tensión en cada barra de SET´s.

6.1.5 Proyección global

Luego de efectuar la integración de la proyección de las demandas de Usuarios Menores, Usuarios Mayores y Demandas Adicionales, a nivel de barras de cada subestación; según el procedimiento establecido en la NORMA TARIFAS se obtiene la proyección global de la demanda de energía eléctrica correspondiente al Área de Demanda 2, la cual se muestra por nivel de tensión en el siguiente cuadro:

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Cuadro Nº 6-3

PROPUESTA OSINERGMIN - ÁREA DE DEMANDA 2 Proyección de la Demanda (MWh)

2010 _- _- _619,0 _619,0 2011 _- _- _672,1 _672,1 2012 _- _- _736,9 _736,9 2013 _- _- _840,1 _840,1 2014 - - 940,7 940,7 2015 - - 1 025,7 1 025,7 2016 - - 1 094,7 1 094,7 2017 - - 1 164,8 1 164,8 2018 - - 1 267,7 1 267,7 2019 - - 1 324,6 1 324,6 2020 _- _- _{1 382,7} _{1 382,7} 2021 _- _- _{1 442,0} _{1 442,0} 2022 _- _- _{1 502,6} _{1 502,6} Notas:

(1) Sumatoria de los valores totales de los formatos F-110 y F-117. (2) La TC promedio en el período 2011-2022, resulta 7,67%.

6.2 Planeamiento de la Transmisión

OSINERGMIN ha procedido a determinar el Plan de Inversiones en Transmisión del Área de Demanda 2, en estricto cumplimiento del marco normativo vigente y con base en la mejor información disponible, debido a que en el estudio presentado por ENSA:

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

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

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

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

• No se consideran las inversiones que están previstas sean realizadas a través de PROINVERSIÓN, Dirección de Electrificación Rural del MINEM o las encomendadas a la empresa REP.

(30)

6.2.1 Diagnóstico de la situación Actual

Según la información reportada por los TITULARES, las instalaciones del SST y SCT del Área de Demanda 2, a diciembre de 2011, son las que figuran en el Anexo B del presente informe.

La determinación de las condiciones en las que actualmente opera el sistema permite establecer una base a partir de la cual se inicia el proceso de planeamiento del desarrollo futuro de las instalaciones de transmisión. En este sentido, mediante una visita a las instalaciones de ENSA, a principios de noviembre 2011, se verificó entre otros aspectos, que la SET Olmos había sido remodelada y repotenciada con un nuevo transformador 60/22,9/10 kV de 9 MVA, que ha sustituido al transformador 60/10 kV de 1,6 MVA del año 1983, actualmente almacenado en la SET SECHO; se encontraba en construcción una nueva SET 60/22,9/10 kV denominada Lambayeque Sur (ubicada a aproximadamente 4,6 Km al sur de la SET Lambayeque existente) y; se venía montando la nueva línea 60 kV Chiclayo Oeste-Lambayeque Sur-Lambayeque.

En esta situación, se ha realizado el diagnóstico de las instalaciones existentes, mediante un cálculo de flujos de potencia al año 2011, resultando que tanto los transformadores de dos devanados como los de tres devanados y todas las líneas de transmisión, tienen un factor de utilización menor a 1,00; siendo los transformadores con mayor cargabilidad: el de la CH La Pelota 4/10 kV (94,94%) y el de la SET Illimo 60/23/10 (con 81,48% de cargabilidad en el devanado de 10 kV).

En cambio, para que converja el cálculo de flujos de potencia del año 2022, además de considerar un rechazo de carga 10 kV en la SET Jaén y considerar la carga al 20% en la SET Chiclayo Norte, se ha supuesto en servicio la LT 60 kV Chiclayo Oeste-Lambayeque-Illimo aprobada en el Plan de Inversiones vigente. De esta manera, se ha podido diagnosticar el sistema al año 2022, teniéndose como resultado lo siguiente: un factor de utilización de 1,30 en el tramo de línea 60 kV Chiclayo Oeste-La Viña y de 1,04 en el tramo La Viña-Motupe, mientras que los transformadores que exceden su capacidad son: el de 60/10 kV de la SET Chiclayo Oeste de 30 MVA (114,42%) y los de 60/23/10 kV de las SET´s Carhuaquero (121,12% sólo sobrecarga en el devanado de 22,9 kV), Bagua (195,84%), Motupe (178,47%), Olmos (107,52%), Illimo (233,41%), Pomalca (145,78%) y Tumán (103%) .

Otro aspecto necesario señalar, es que al año 2022 el perfil de voltajes en el sistema 60 kV Illimo-La Viña-Motupe-Olmos, resulta bastante bajo (de 0,72 p.u. a 0,86 p.u.). Igualmente los transformadores en Bagua registran voltajes entre 0,82 p.u. a 0,94 p.u., en Pomalca de 0,90 p.u. a 0,91 p.u. y en Tumán de 0,90 p.u.

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

6.2.2 Análisis de Alternativas

Sobre la base del diagnóstico del sistema eléctrico actual y de acuerdo a la evolución de la demanda eléctrica en el Área de Demanda 2, se ha

(31)

identificado que el mayor crecimiento de la demanda se dará en la zona sur de la ciudad de Chiclayo y en el sistema Chiclayo-Lambayeque-Motupe-Olmos; frente a lo cual, además de los criterios establecidos en la NORMA TARIFAS, se toma en cuenta las siguientes premisas:

o Las sobrecargas en la transformación pueden ser atendidas mediante la rotación de transformadores, con puntuales adquisiciones de nuevas unidades. Para el efecto se ha realizado la proyección espacial de la potencia, en lo posible con base en los pulsos registrados en los medidores ubicados en cada devanado de los transformadores, a fin de identificar el nivel de sobrecarga que puede experimentar cada devanado de los transformadores de las SET’s durante el horizonte de estudio, permitiendo ello prever una eficiente rotación de transformadores (teniendo presente sus características para definir si pueden operar en paralelo o con barras secundarias separadas), antes de optar por nuevas inversiones en transformación.

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

o Para efectos de la simulación de flujos de potencia, se toma como base la topología del sistema existente al 30 de diciembre del 2011 y las instalaciones que se hayan construido y/o se prevea su entrada en servicio antes de mayo 2013, sin que esto signifique necesariamente la validación de aquellas que no están consideradas en el Plan de inversiones vigente.

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

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

o Se considera para el año 2018, la entrada en operación de la C.H. Olmos.

Por tanto, a continuación se analizan las alternativas de expansión de la transmisión, bajo el criterio de mínimo costo, para atender el crecimiento de la demanda del sistema Chiclayo–Olmos y de la zona sur de Chiclayo.

6.2.2.1 Sistema Eléctrico Chiclayo – Motupe – Olmos

A fin de afianzar el sistema eléctrico Chiclayo-Lambayeque-Illimo-La Viña-Motupe-Olmos-Occidente, en el Plan de Inversiones 2009-2013 se previó para el año 2010 el cambio de los dos transformadores (de 8,75 MVA y 6 MVA) que vienen operando en la SET Lambayeque por uno nuevo de 25 MVA, así como la implementación de las nuevas líneas de transmisión 60 kV: Chiclayo Oeste-Lambayeque con conductor AAAC de 240 mm2_y

Lambayeque-Illimo con conductor AAAC de 120 mm2_{; sin embargo, como se}

ha mencionado anteriormente en este informe, a cambio ENSA ha decidido implementar una nueva SET denominada Lambayeque Sur 60/22,9/10 kV de 25 MVA (ubicada aproximadamente 4,6 Km al sur de la SET Lambayeque existente), así como las LT’s 60 kV Chiclayo Oeste-Lambayeque

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Sur-Lambayeque (AAAC 240 mm2_{) e Illimo-La Viña (AAAC 120 mm}2_{) a fin de}

atender el fuerte incremento de la demanda en La Viña, según explica.

Además, ENSA propone la implementación de la LT 60 kV Illimo – Pampa Pañala con conductor AAAC 120 mm2_{y la SET Pampa Pañala a fin de}

atender la demanda requerida por el proyecto de riego Olmos, a cambio de la LT 60 kV Olmos-Pampa de Olmos con conductor AAAC 120 mm2_{y la nueva}

SET Pampa de Olmos que se habían aprobado en el Plan de Inversiones vigente.

A fin de evaluar esta reformulación del Plan de Inversiones vigente y dado que ENSA no ha presentado el análisis de alternativas, a continuación se analizan las alternativas que se han identificado como técnicamente viables para el afianzamiento del sistema eléctrico Chiclayo-Lambayeque-Motupe-Olmos.

Para el efecto, se tiene en cuenta que ambos circuitos de la LT 60 kV, con conductor AAAC de 107 mm2_{, de propiedad de PEOT, deben llegar}

directamente a la SET Illimo, a fin de mejorar las condiciones de operación del tramo restante, que partiendo de Illimo continúa hasta la SET Occidente, alimentando de paso a Motupe y Olmos mediante derivaciones en configuración “T”.

Asimismo, se considera que la C.H. Olmos de 50 MVA entrará en servicio el año 2018, conectada a la SET Motupe mediante dos ternas en 60 kV. Esto debido a que según el incremento de la demanda, Motupe será la principal carga más próxima a la C.H. Olmos, además de que el circuito 60 kV Motupe-Olmos-Occidente (AAAC de 107 mm2_{) es insuficiente para evacuar toda la}

capacidad de generación de la C.H. Olmos.

Alternativa 1: (Propuesta ENSA) Alimentación de la demanda en

Pampa Pañala, a través de una LT 60 kV Illimo-Pampa Pañala de 45 km, conductor de 120 mm2_{y la Nueva SET Pampa Pañala 60/23 kV de}

30 MVA (año 2014). Sin embargo, según los resultados del análisis, para el año 2014 y 2016 surge la necesidad de implementar bancos de condensadores en la barra Pampa Pañala 23 kV, de 1x3MVAR; mientras que para el año 2018 se requiere una segunda LT 60 kV Illimo-Pampa Pañala de 45 km, 120 mm2_{, así como la implementación de la}

LT 60 kV La Viña - Motupe de 21,09 km, con conductor de 120 mm2_de

sección de conductor.

Alternativa 1.1: Alimentación de la demanda en Pampa Pañala, a

través de una LT 60 kV Illimo-Pampa Pañala de 45 km, conductor de

240 mm2_{y la Nueva SET Pampa Pañala 60/23 kV de 30 MVA (año}

2014). Para el año 2014 y 2016 surge la necesidad de implementar bancos de condensadores en la barra Pampa Pañala 23 kV de 1x3MVAR; mientras que para el año 2018 se requiere implementar la LT 60 kV La Viña - Motupe de 21,09 km, con conductor de 120 mm2_de

sección de conductor.

Alternativa 2: Alimentación de la demanda en Pampa Pañala, a través

de una LT 60 kV La Viña-Pampa Pañala de 30,5 km, con conductor de

240 mm2_{y la Nueva SET Pampa Pañala 60/23 kV de 30 MVA (año}

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bancos de condensadores en la barra Pampa Pañala 23 kV de 1x3MVAR. Asimismo, para el año 2018 se requiere implementar la LT 60 kV La Viña - Motupe de 21,09 km, 120 mm2_{de sección de}

conductor.

Alternativa 3: Alimentación de la demanda en Pampa Pañala, a través

de una LT 60 kV Motupe-Pampa Pañala 29,4 km, 240 mm2_{y la Nueva}

SET Pampa Pañala 60/23 kV de 30 MVA (año 2014), para lo cual es necesaria la implementación de la LT 60 kV La Viña - Motupe 21,09 km, 120 mm2_{de sección de conductor (año 2014). Asimismo, en el año}

2014 y 2016 surge la necesidad de implementar bancos de condensadores en la barra Pampa Pañala 23 kV de 1x3 MVAR en cada oportunidad.

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

Cuadro Nº 6-4

PROPUESTA OSINERGMIN - ÁREA DE DEMANDA 2

Análisis de Alternativas – Sistema Eléctrico Chiclayo-Lambayeque-Motupe-Olmos

OSINERGMIN F-205

SELECCIÓN DE ALTERNATIVA OPTIMA

Sistema: Chiclayo-Lambayeque-Motupe-Olmos

Valor Presente (US$)

Nombre Transmisión Transformación Total

OYM Pérdidas Costo Total

MAT AT MAT/AT AT/MT Inversión

Alternativa 1 - 3 146 333 - 1 252 695 4 399 028 813 397 3 372 613 8 585 039

Alternativa 1.1 - 2 473 506 - 1 252 695 3 726 201 745 496 1 678 975 6 150 672

Alternativa 2 - 1 941 494 - 1 252 695 3 194 189 633 721 1 174 365 5 002 275

Alternativa 3 - 2 292 948 - 1 252 695 3 545 643 746 652 755 963 5 048 258

Alternativa de Mínimo costo: Alternativa 2 3

194 189

5 002 275

En el cuadro anterior, se puede notar que a pesar que la Alternativa 2 es la de mínimo costo (en un período de análisis de 10 años), es la Alternativa 3 la que se torna más atractiva en el horizonte de largo plazo, ya que la diferencia de 45 983 US$ con respecto a la Alternativa 2 será ampliamente superada por los beneficios que se obtendrán debido a las menores pérdidas eléctricas durante el resto de vida de la instalación.

En ese sentido, la alternativa que formará parte del Plan de Inversiones 2013-2017 a aprobarse, es la Alternativa 3.

6.2.2.1 Sistema Chiclayo Sur

Es de interés analizar el desarrollo eléctrico hacia la zona sur de Chiclayo, ya que actualmente el incremento de la demanda eléctrica en esta zona se viene atendiendo desde la SET Chiclayo Oeste, a través de una línea preparada para ser transformada a 60 kV (según explicó el representante de ENSA),