GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA
AV. CANADA N°°°° 1460 - SAN BORJA
224 0487 224 0488 - FAX 224 0491
Informe N° 0113-2012-GART
Estudio para la Determinación del
Plan de Inversiones en Transmisión
para el Área de Demanda 3
Regulación para el período 2013-2017
(Prepublicación)
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 31, para el período mayo 2013 - abril 2017.
Electro Norte Medio S.A. (en adelante “Hidrandina”), Red de Energía del Perú S.A., Duke Energy Egenor S. en C. por A., Compañía Transmisora Andina S.A. y Consorcio Energético Huancavelica S.A., (en adelante y en conjunto “TITULARES”), son las empresas concesionarias que tienen instalaciones de transmisión en el Área de Demanda 3 y que forman parte del Sistema Secundario de Transmisión (en adelante “SST”) y Sistema Complementario de Transmisión (en adelante “SCT”) remunerados por la demanda.
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 del 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 3: Abarca los departamentos de La Libertad y Ancash, así como parte del
departamento de Cajamarca.
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 los TITULARES, sólo Hidrandina y Consorcio Energético Huancavelica S.A. han presentado, por separado, los estudios que sustentan sus propuestas de Plan de Inversiones en transmisión para el Área de Demanda 3, correspondiente al período 2013-2017.
De acuerdo con el análisis realizado por OSINERGMIN, de manera general, se han efectuado los siguientes cambios con relación a la propuesta presentada por Hidrandina y Consorcio Energético Huancavelica S.A.:
♦ 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 incluidas en el Plan de Inversiones cuya responsabilidad de implementación serán asignadas a los Titulares del Área de Demanda 3. ♦ 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: o Para el sistema eléctrico de Trujillo es indispensable, entre otras, la
implementación de una nueva subestación 138/23/10 kV a fin de descargar la subestación Trujillo Sur, mientras que el eje Moche-Salaverry sería alimentado desde una nueva SET 60/33/10 kV.
o Con las obras previstas mediante Resolución Ministerial N° 198-2011-MEM/DM, se afianza adecuadamente el servicio eléctrico del sistema eléctrico de Cajamarca, en particular del sistema eléctrico Cajamarca-San Marcos-Cajabamba-Huamachuco, donde de incluirse las cargas mineras que reporta Hidrandina se tendría que la LT 60 kV Cajabamba-Huamachuco y la correspondiente transformación 60/22,9 kV en la SET Huamachuco, se requerirían para el año 2014 y no para el año 2015 como lo ha sido programado en el Plan de Electrificación Rural de la DGER del MINEM.
o A lo previsto en el Plan de Inversiones vigente, para el sistema eléctrico del Callejón de Huaylas resulta necesario implementar en el año 2014 una nueva línea 60 kV Huaraz-Ticapampa a fin de atender el incremento de la demanda minera en esta zona, además del incremento de la capacidad de transformación en la SET Ticapampa.
o Las inversiones en el sistema Santiago de Cao-Malabrigo, no realizadas según estaban previstas en el Plan de Inversiones vigente, pueden ser convenientemente desplazadas hasta el año 2015.
En resumen, el Plan de Inversiones en el Área de Demanda 3, para el período 2013-2017, se muestra en el siguiente cuadro:
Plan de Inversiones en Transmisión del Área de Demanda 3 para el periodo 2013-2017
Propuesta OSINERGMIN Inversión
(US$) Longitud de Línea (km) Potencia de Transformación (MVA) Cantidad de Elementos HIDRANDINA 34 238 574 141,8 463 70 AT Celda 2 213 785 - - 10 Línea 4 337 816 69,7 - 5 Transformador 4 286 414 - 108 6 MAT Celda 5 212 063 - - 16 Línea 4 059 549 72,2 - 4 Transformador 12 866 641 - 355 10 MT Celda 1 183 350 - - 18 Compensador 78 957 - - 1 MINEM 1 043 104 6 AT Celda 528 918 - - 2 MT Celda 391 269 - - 3 Compensador 122 918 - - 1
Total Área de Demanda 3 35 281 679 141,8 463 76
En el cuadro anterior están incluidas, además, las inversiones que los TITULARES han implementado desde setiembre 2011 o prevén poner en servicio antes de abril 2013 y que OSINERGMIN, como resultado de su análisis, ha encontrado procedentes en virtud a lo señalado en la Disposición Transitoria Única de la Resolución OSINERGMIN N° 050-2011-OS/CD2. 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.
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
INDICE
1. INTRODUCCIÓN ... 5
1.1 ASPECTOS REGULATORIOS Y NORMATIVOS ...5
1.2 PROCESO DE APROBACIÓN DEL PLAN DE INVERSIONES...7
2. UBICACIÓN ... 11 3. PROPUESTA INICIAL ... 14 3.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA ... 14 3.1.1 Propuesta de Hidrandina... 14 3.1.2 Propuesta de CONENHUA ... 15 3.2 PLAN DE INVERSIONES 2013-2017 ... 16 3.2.1 Propuesta de Hidrandina... 16 3.2.2 Propuesta de CONENHUA ... 17
4. OBSERVACIONES A LOS ESTUDIOS TÉCNICO ECONÓMICOS ... 19
4.1.1 Observaciones al estudio presentado por Hidrandina ... 20
4.1.2 Observaciones al estudio presentado por CONENHUA ... 21
5. PROPUESTA FINAL ... 22 5.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA ... 22 5.1.1 Propuesta de Hidrandina... 22 5.1.2 Propuesta de CONENHUA ... 23 5.2 PLAN DE INVERSIONES 2013-2017 ... 23 5.2.1 Propuesta de Hidrandina... 23 5.2.2 Propuesta de CONENHUA ... 24 6. ANÁLISIS DE OSINERGMIN ... 25 6.1 REVISIÓN DE LA DEMANDA ... 25
6.1.1 Datos Históricos e Información Base ... 26
6.1.1.1 Ventas de energía ... 26
6.1.1.2 Variables explicativas ... 26
6.1.2 Proyección Ventas - Usuarios Menores ... 27
6.1.3 Proyección Ventas - Usuarios Mayores ... 27
6.1.4 Nuevas Demandas en Bloque ... 28
6.1.5 Proyección Global ... 28
6.2 PLANEAMIENTO DE LA TRANSMISIÓN... 29
6.2.1 Diagnóstico de la situación Actual ... 30
6.2.2 Análisis de Alternativas ... 33
6.2.2.1 Sistema Eléctrico Trujillo ... 33
6.2.2.1 Sistema Eléctrico Cajamarca-Cajabamba-Huamachuco ... 35
6.2.2.1 Sistema Eléctrico Huaraz-Ticapampa ... 36
6.2.2.2 Otros Sistemas Eléctricos ... 37
6.2.3 Plan de Inversiones 2013-2017 ... 38
6.2.3.1 Ejecución de proyectos no aprobados en el Plan de Inversiones vigente ... 38
6.2.3.2 Reprogramación del Plan de Inversiones vigente ... 39
7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ... 41
8. ANEXOS ... 42
Anexo A Análisis de las Respuestas a las Observaciones formuladas a la PROPUESTA INICIAL ... 43
Anexo B Diagrama Unifilar del Sistema Actual según información de Titulares .... 105
Anexo C Diagrama Unifilar del SER 2013-2017 según análisis de OSINERGMIN 107 Anexo D Plan de Inversiones 2013-2017, determinado por OSINERGMIN ... 109
Anexo E Cuadros Comparativos ... 112
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 3, 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 LCE3. 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° 288324.
3 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.
4 Artículo 43º.- Estarán sujetos a regulación de precios:
Según lo señalado en el Artículo 44° de la LCE5, 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 20.26 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)7 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 Inversiones8.
c) Las tarifas y compensaciones de Sistemas de Transmisión y Distribución; (...)
5 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.
(...)
6 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.
7 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.
(…)
8 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.
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, 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 (en adelante “TUO”), 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 ésta 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:
Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en Transmisión 2013-2017
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
2. Ubicación
El Área de Demanda 3 abarca los departamentos de Ancash, La Libertad y parte del departamento de Cajamarca, los cuales se ubican en la región norte medio del Perú.
En dicha Área de Demanda se encuentran instalaciones de transmisión remuneradas por la demanda, pertenecientes a las empresas concesionarias: Hidrandina, Red de Energía del Perú S.A. (en adelante “REP”), Duke Energy Egenor S. en C. por A. (en adelante “ETENORTE”), Compañía Transmisora Andina S.A. (en adelante “CTA”) y Consorcio Energético Huancavelica S.A. (en adelante “CONENHUA”), en conjunto llamadas “TITULARES”.
Según información proporcionada por Hidrandina, actualmente el Área de Demanda 3 está conformada por los sistemas eléctricos:
• Trujillo, Trujillo Baja Densidad, Trujillo Rural, Guadalupe, y Guadalupe Rural.
• Cajamarca, Cajamarca Baja Densidad, Cajamarca Rural, Celendin, Tayabamba, Namora y Catilluc.
• Chimbote, Chimbote Rural, Huarmey, Tortugas, Huallanca, Huari, Caraz-Carhuaz-Huaraz, Ticapampa, Chiquián y Pomabamba.
En el siguiente Gráfico N° 2.1 se muestra la ubicación geográfica del área de Demanda 3.
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 3.
3. Propuesta Inicial
Dentro del plazo establecido para el presente proceso, mediante carta GG-371-2011, el 01 de setiembre de 2011, Hidrandina presentó el Estudio Técnico-Económico que sustenta su propuesta de Plan de Inversiones en Transmisión para el periodo 2013-2017, en el Área de Demanda 3.
Asimismo, mediante carta CONENHUA-GO-120-2011 recibida el 01 de setiembre de 2011, la empresa CONENHUA presentó su propuesta de inversiones en transmisión, destinando algunas de ellas para el Área de Demanda 3; por su lado, 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 este 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 Titulares ETENORTE y CTA, no se han pronunciado al respecto.
Se ha considerado como parte de la propuesta inicial, la información complementaria que presentó Hidrandina el 29 de setiembre de 2011, mediante carta GCT-113-2011, a requerimiento de OSINERGMIN (en adelante y en conjunto “PROPUESTA INICIAL”) – [Ver Referencia 1].
3.1
Proyección de la Demanda
3.1.1 Propuesta de Hidrandina
Hidrandina señala que la proyección de la demanda eléctrica de los Usuarios Menores, 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.
Asimismo, explica que 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 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 por Hidrandina en su PROPUESTA INICIAL, se resume en el siguiente cuadro:
Cuadro Nº 3-1
PROPUESTA INICIAL DE HIDRANDINA - ÁREA DE DEMANDA 3 Proyección de la Demanda (GWh)
AÑO MAT (1) AT (1) MT (1) TOTAL
2010 125,67 978,08 1 778,27 2 882,02 2011 125,67 1 125,20 1 992,36 3 243,23 2012 125,67 1 168,01 2 090,21 3 383,89 2013 125,67 1 297,59 2 312,65 3 735,91 2014 125,67 1 287,44 2 333,63 3 746,73 2015 125,67 1 294,79 2 542,73 3 963,19 2016 125,67 1 355,86 2 747,37 4 228,90 2017 125,67 1 409,55 2 855,48 4 390,70 2018 125,67 1 396,06 3 041,86 4 563,58 2019 125,67 1 470,87 3 168,52 4 765,06 2020 125,67 1 581,23 3 291,66 4 998,56 2021 125,67 1 581,74 3 420,19 5 127,60 2022 125,67 1 581,74 3 554,34 5 261,75 Notas:
(1) Sumatoria de los valores totales de los formatos F-110 y F-117, presentados (2) La Tasa de Crecimiento (TC) promedio en el período 2010-2022, resulta 5,14%
En cuanto a la proyección de la demanda de potencia, Hidrandina 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.
3.1.2 Propuesta de CONENHUA
CONENHUA señala que a las proyecciones de energía en MT y BT informadas por los suministradores, se ha sumado la proyección de las ventas en AT (con tasa de crecimiento cero) y las ventas de los clientes nuevos según información proporcionada por los correspondientes suministradores.
Así, la proyección de la demanda de energía presentada por CONENHUA, es la que se resume en el siguiente cuadro:
Cuadro Nº 3-2
PROPUESTA INICIAL DE CONENHUA - ÁREA DE DEMANDA 3 Proyección de la Demanda (GWh)
AÑO MAT (1) AT (1) MT (2) TOTAL TC (%)
2011 325,9 431,9 0,0 757,9 2012 322,3 450,0 0,0 772,3 1,91% 2013 586,4 450,0 0,0 1 036,4 34,20% 2014 1 286,4 450,0 0,0 1 736,4 67,54% 2015 1 486,4 450,0 0,0 1 936,4 11,52% 2016 1 486,4 450,0 0,0 1 936,4 0,00% 2017 1 486,4 450,0 0,0 1 936,4 0,00% 2018 1 486,4 450,0 0,0 1 936,4 0,00% 2019 1 486,4 450,0 0,0 1 936,4 0,00% 2020 1 486,4 450,0 0,0 1 936,4 0,00% Notas:
(1) Los formatos F-110 y F-117, correspondientes al Área de Demanda 3, no fueron presentados.
(2) No se ha considerado la demanda en MT.
(3) La TC promedio en el período 2011-2020, resulta 10,99%
CONENHUA indica, en su estudio, que las demandas de potencia en AT se agregan de manera directa, sin adicionar pérdidas y las demandas de los clientes nuevos se agregan a la demanda de la SET de acuerdo con sus características de crecimiento propias.
3.2
Plan de Inversiones 2013-2017
3.2.1 Propuesta de Hidrandina
Hidrandina luego de señalar la puesta en servicio de diversos elementos de transmisión últimamente implementados, por ella misma y otros titulares, así como la rotación de ciertos transformadores que ha realizado entre los años 2010 y 2011; expone las condiciones operativas en las que se encuentran sus instalaciones.
En base a esta evaluación, Hidrandina considera la reprogramación de algunos proyectos que forman parte del Plan de Inversiones vigente (julio 2006 - abril 2013) y que aún no han sido implementados y, como proyectos nuevos, principalmente la implementación de las SET’s Huamachuco 220/60/23 kV de 35 MVA, Cajamarca Nueva 60/23/10 kV de 25 MVA, Conococha 220/60/10 kV de 40 MVA, Trujillo Sur Oeste 138/60/10 kV de 60 MVA y el incremento de la capacidad de transformación en la SET Cajamarca Norte mediante la implementación de un transformador adicional 220/60/23 kV de 50 MVA; así como las líneas 60 kV Ticapampa-Conococha, Deriv. Cajamarca-Cajamarca Nueva y las líneas 138 kV Trujillo Nor Oeste-Trujillo Sur Oeste-Trujillo Sur.
También ha incluido proyectos que considera deben ser puestos en servicio antes de abril 2013, algunos de los cuales no están considerados en el Plan
de Inversiones vigente, como por ejemplo: la implementación de la SET Conococha 220/60/22,9 kV a cambio del incremento de la capacidad de transformación en la SET Pierina 138/60 kV.
Menciona asimismo haber tenido en cuenta para su análisis, las instalaciones de transmisión que serían ejecutadas por otras empresas de transmisión, como por ejemplo: las líneas 220 kV “Cajamarca Norte – Conga” y “Cajamarca Norte – Galeno”.
Así, los montos de inversión en instalaciones que formarían parte del SCT, en el período setiembre 2011 – abril 2017, propuestos por Hidrandina para el Área de Demanda 3, son los que se resumen en el siguiente cuadro:
Cuadro Nº 3-3
PROPUESTA INICIAL HIDRANDINA - ÁREA DE DEMANDA 3 PLAN DE INVERSIONES SCT Proponentes/titulares Inversión (US$) Longitud (km) Potencia de Transformación (MVA) Cantidad de Elementos Total propuesto por HDNA
para Área de Demanda 3 48 679 126 246,6 583 90
HIDRANDINA 48 679 126 246,6 583 90 AT Celda 2 671 400 13 Línea 7 636 009 157,8 5 Transformador 6 746 867 143 10 MAT Celda 7 737 167 21 Línea 4 374 021 88,9 6 Transformador 17 884 445 440 10 MT Celda 1 397 682 21 Compensador 231 535 4
3.2.2 Propuesta de CONENHUA
El Plan de Inversiones propuesto por CONENHUA para el Área de Demanda 3, considera la implementación de la línea 220 kV Cajamarca Norte – Conga, para atender la demanda del proyecto minero Conga de 144 MW, perteneciente al mismo grupo económico que la empresa Minera Yanacocha S.R.L.; así como un transformador adicional 220/60 kV de 75 MVA en su SET Cajamarca Norte, a fin de garantizar un nivel de confiabilidad adecuado en el servicio ante la ocurrencia de fallas en el transformador existente, según explica.
Así, los montos de inversión en instalaciones de transmisión para el Área de Demanda 3, que forman parte de la PROPUESTA INICAL de CONENHUA, son los que se resumen en el siguiente cuadro:
Cuadro Nº 3-4
PROPUESTA INICIAL CONENHUA - ÁREA DE DEMANDA 3 PLAN DE INVERSIONES SCT
Proponentes/titulares Inversión (US$) Longitud (km)
Potencia de Transformación (MVA) Cantidad de Elementos Total propuesto por CONENHUA
para Área de Demanda 3 6 302 063 31,7 75 4
CONENHUA 6 302 063 31,7 75 4
MAT
Celda 766 206 2
Línea 3 715 141 31,7 1
4. Observaciones a los
Estudios Técnico
Económicos
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.
4.1.1 Observaciones al estudio presentado por
Hidrandina
A través del Oficio N° 0776-2011-GART, el 28 de noviembre de 2011 OSINERGMIN remitió a Hidrandina las observaciones al Estudio Técnico Económico presentado por esta empresa como sustento de su PROPUESTA INICIAL – [Ver Referencia 2].
Entre otras, las observaciones relevantes formuladas por OSINERGMIN a la PROPUESTA INICIAL de Hidrandina, 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, ni de la sección óptima de conductores.
- 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.
4.1.2 Observaciones al estudio presentado por
CONENHUA
A través del Oficio N° 0777-2011-GART, el 28 de noviembre de 2011 OSINERGMIN remitió a CONENHUA las observaciones al Estudio Técnico Económico presentado por esta empresa como sustento de su PROPUESTA INICIAL – [Ver Referencia 2].
Entre otras, las principales observaciones formuladas por OSINERGMIN a la PROPUESTA INICIAL de CONENHUA, en lo que corresponde al Área de Demanda 3, son las siguientes:
- La proyección de la demanda no considera todas las cargas que corresponden al Área de Demanda 3.
- El plan de desarrollo de la transmisión propuesto, no ha sido coordinado a cabalidad con los demás titulares del Área de Demanda ni se sustenta la necesidad de implementar las instalaciones de transmisión propuestas. - No se determina la responsabilidad de pago por los servicios que se
presten a través del proyecto L.T. 220 kV Cajamarca Norte-Conga y del transformador 220/60 kV adicional al existente en la SET Cajamarca Norte.
- No se ha presentado la totalidad de los formatos requeridos según la NORMA TARIFAS y entre los formatos presentados existen incoherencias e incompatibilidades, así como una incorrecta formulación y falta de vinculación a las fuentes correspondientes.
5. Propuesta Final
Dentro del plazo establecido para el efecto, con carta GCPI-002-2012 y GO-014-2012, las empresas Hidrandina y CONENHUA, respectivamente, presentaron las respuestas a las observaciones efectuadas por OSINERGMIN a sus propuestas iniciales, las mismas que conjuntamente con la información complementaria que acompañaron 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, 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 realizado en el Anexo A del presente informe.
A continuación se resumen los valores contenidos en la PROPUESTA FINAL.
5.1
Proyección de la Demanda
5.1.1 Propuesta de Hidrandina
La proyección de la demanda presentada por Hidrandina en la PROPUESTA FINAL, se resume en el siguiente cuadro:
Cuadro Nº 5-1
PROPUESTA FINAL HIDRANDINA - ÁREA DE DEMANDA 3 Proyección de la Demanda (GWh)
AÑO MAT (1) AT (1) MT (1) TOTAL
2010 125,67 978,08 1 778,27 2 882,02 2011 125,67 1 125,20 1 992,36 3 243,23 2012 125,67 1 168,01 2 098,24 3 391,92 2013 125,67 1 297,59 2 313,52 3 736,77 2014 125,67 1 287,44 2 337,69 3 750,79 2015 125,67 1 294,79 2 546,79 3 967,25 2016 125,67 1 355,86 2 751,43 4 232,96 2017 125,67 1 409,55 2 859,54 4 394,76 2018 125,67 1 396,06 3 045,92 4 567,64 2019 125,67 1 470,87 3 172,58 4 769,12 2020 125,67 1 581,23 3 295,72 5 002,62 2021 125,67 1 581,74 3 424,25 5 131,66 2022 125,67 1 581,74 3 558,40 5 265,81 Notas:
(1) Sumatoria de los valores totales de los formatos F-110 y F-117, presentados (2) La TC promedio en el período 2011-2020, resulta 5,20%
La proyección de demanda presentada por Hidrandina en su PROPUESTA FINAL, en términos globales prácticamente no difiere de los valores presentados en su PROPUESTA INICIAL; sin embargo, cabe señalar que la TC de la demanda en AT se incrementa de 4,09% a 7,56%, mientras que en MT se reduce de 5,94% a 4,84%.
5.1.2 Propuesta de CONENHUA
CONENHUA en su PROPUESTA FINAL, de manera impresa presenta la misma proyección de la demanda que presentó en la PROPUESTA INICIAL, sin acompañar nuevos archivos Excel al respecto.
Se entiende, por tanto, que como PROPUESTA FINAL, dicho titular de transmisión mantiene la proyección de la demanda contenida en su PROPUESTA INICIAL.
5.2
Plan de inversiones 2013-2017
5.2.1 Propuesta de Hidrandina
Con relación a su PROPUESTA INICIAL, es del caso destacar que Hidrandina en su PROPUESTA FINAL desestima la implementación de la SET Huamachuco 220/60/23 kV de 35 MVA, en consideración a que la Compañía Minera Sulliden implementará la SET Shahuindo 220/60 kV desde la cual se alimentaría la actual SET Huamachuco 22,9 kV; plantea asimismo que la SET Conococha 220/60/10 kV de 40 MVA sea implementada por la Compañía Minera Pachapaqui; reformula la implementación de la
transformación 138/60 kV en la SET Pierina, aprobada en el Plan de Inversiones vigente; e incluye las nuevas SET’s: Huaca del Sol 60/33 kV que se conectará abriendo la línea 60 kV Trujillo Sur-Virú, y Trujillo Centro 138/22,9/10 kV a conectarse abriendo la línea 138 kV Trujillo Nor Oeste-Trujillo Sur.
Así, los montos de inversión en instalaciones del SCT que conforman la PROPUESTA FINAL de Hidrandina, son los que se resumen en el siguiente cuadro:
Cuadro Nº 5-2
PROPUESTA FINAL HIDRANDINA - ÁREA DE DEMANDA 3 PLAN DE INVERSIONES SCT
Proponentes/titulares Inversión (US$) Longitud (km)
Potencia de Transformación (MVA) Cantidad de Elementos Total propuesto por HDNA
para Área de Demanda 3 59 531 548 343,0 577 116
HIDRANDINA 58 139 952 343,0 547 113 AT 21 536 193 178,7 142 36 MAT Celda 8 350 507 20 Línea 8 377 742 164,3 10 Transformador 17 265 798 405 12 MT Celda 2 363 144 32 Compensador 246 568 3 MINA PACHAPAQUI 1 391 596 30 3 MAT Celda 365 441 1 Transformador 980 480 30 1 MT Celda 45 675 1
5.2.2 Propuesta de CONENHUA
Con relación a la PROPUESTA INICIAL, es del caso destacar que CONENHUA en su PROPUESTA FINAL desestima la implementación de la línea 220 kV Cajamarca Norte – Conga y mantiene la propuesta de implementar el transformador adicional 220/60 kV de 75 MVA en su SET Cajamarca Norte.
Así, los montos de inversión en instalaciones de transmisión para el Área de Demanda 3, que forman parte de la PROPUESTA FINAL de CONENHUA, son los que se resumen en el siguiente cuadro:
Cuadro Nº 5-3
PROPUESTA FINAL CONENHUA - ÁREA DE DEMANDA 3 PLAN DE INVERSIONES SCT Proponentes/titulares Inversión (US$) Longitud (km) Potencia de Transformación (MVA) Cantidad de Elementos Total propuesto por CONENHUA
para Área de Demanda 3 2 230 918 75 2
CONENHUA 2 230 918 75 2
MAT
Celda 410 202 1
6. Análisis de OSINERGMIN
OSINERGMIN ha evaluado las premisas y cálculos presentados por las empresas Hidrandina y CONENHUA 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, el cual 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, dentro del marco regulatorio vigente, a fin de determinar el Plan de Inversiones de SCTD para el período mayo 2013-abril 2017.
Es del caso señalar que Hidrandina no ha presentado como parte de su PROPUESTA FINAL un nuevo informe donde se incluya todas las correcciones y análisis complementarios efectuados como resultado de la subsanación de las observaciones realizadas a la PROPUESTA INICIAL. 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 la demanda eléctrica del Área de Demanda 3, en estricto cumplimiento del marco normativo vigente y con base en la mejor información disponible, debido a que en el Estudio presentado por Hidrandina:
• 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 3.
• 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.
• Importantes demandas en MAT, Hidrandina las ha reportado a nivel MT.
• 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, en el período de análisis, es necesario que 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 han presentado Hidrandina y CONENHUA, como parte de la 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 Hidrandina y CONENHUA, éstas se han revisado con base a la demanda de cada cliente libre, registrada cada 15 minutos, que forman 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 3:
Cuadro Nº 6-1
PROPUESTA OSINERGMIN - ÁREA DE DEMANDA 3 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 3, sólo se ha presentado las proyecciones de demanda de 3 Usuarios Mayores existentes; por lo que OSINERGMIN ha
Departamento Ventas por SET
( MWh) Factor de participación
La Libertad 762 966 59,34%
Ancash 409 446 31,84%
Cajamarca 113 394 8,82%
considerado que el consumo del año 2011, de los demás Usuarios Mayores, se mantiene constante durante el período de análisis.
Cuadro Nº 6-2
PROPUESTA OSINERGMIN - ÁREA DE DEMANDA 3 NUEVAS DEMANDAS (MW)
SET TENSION CLIENTE 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
GUADALUPE 60 CEMENTOS NORTE PACASMAYO 23,12 16,00 34,00 29,50 29,50 36,00 42,00 36,00 44,50 57,50
STGO DE CAO 13,2 TRUPAL 11,33 12,00 12,00 17,00 17,00 30,00 30,00 40,00 40,00 40,00
CAJABAMBA 60 COMPAÑÍA MINERA PODEROSA 5,99 6,00 7,97 8,44 9,74 10,88 11,46 11,80 12,40 12,60
Nota: Se mantienen los mismos valores hasta el año 2022 (resto del período de análisis).
6.1.4 Nuevas Demandas en Bloque
En el caso que se informen sobre nuevas demandas en bloque, éstas son incorporadas a la proyección de la demanda, en tanto y en cuanto hayan sido debidamente sustentadas según lo señala la NORMA TARIFAS.
En el caso del Área de Demanda 3, se incorporaron las nuevas demandas que se indican en el cuadro siguiente:
Cuadro Nº 6-3
PROPUESTA OSINERGMIN - ÁREA DE DEMANDA 3 NUEVAS DEMANDAS (MW)
SET TENSION CLIENTE 2012 2013 2014 2015 2016
CAJABAMBA 22,9 MINERA MINASPAMPA 0,60 2,50 2,50 2,50 2,50
CAJABAMBA 22,9 PROYECTO MINERO "LA ARENA" 4,60 4,60 4,60 4,60
CONOCOCHA 22,9 MINERA CONTONGA - SAN MARCOS HUALLANCA S.A. - 4,00 4,00 4,00 4,00 4,00
CONOCOCHA 22,9 EMPRESA MINERA PACHAPAQUI 2,50 2,50 4,00
TICAPAMPA 13,2 CIA. MINERA LINCUNA SAC 2,50 2,50 2,50 7,00 7,00
TRUJILLO SUR 10 COORPORACIÓN LINDLEY 4,00 6,00 6,00 12,00 12,00
PACASMAYO (*) 10 AGRICOLA SECTOR DURO BAJO 1,25 2,00 2,60 2,60 2,60
CHIMBOTE SUR 13,2 INMOBILIARIA LOS PORTALES 0,53 2,10 2,50 2,90 3,21
NEPEÑA (*) 13,2 PESQUERA DIAMANTE 0,13 1,60 2,70 3,50 3,50
TRAPECIO 13,2 ALTEKTRADING (TOTTUS, SAGA, RIPLEY) 0,79 3,85 5,09 5,49 5,49
TRUJILLO SUR-1 (*) 34,5 HWB INMOBILIARIA 0,48 2,60 2,60 2,60 2,60 Nota: A partir del año 2017, se mantienen los mismos valores.
(*) Sin sustento – No se consideran para la proyección de la demanda
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 cada barra de 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 3, la cual se muestra por nivel de tensión en el siguiente cuadro:
Cuadro Nº 6-4
PROPUESTA OSINERGMIN - ÁREA DE DEMANDA 3 Proyección de la Demanda (MWh)
AÑO MAT (1) AT (1) MT (1) TOTAL
2010 1 215 642 1 655 3 512 2011 1 248 650 1 764 3 662 2012 1 248 732 1 957 3 936 2013 1 248 869 2 174 4 291 2014 1 249 857 2 331 4 437 2015 1 249 865 2 516 4 629 2016 1 249 913 2 643 4 804 2017 1 249 954 2 761 4 964 2018 1 250 968 2 925 5 143 2019 1 250 1 026 3 076 5 352 2020 1 250 1 110 3 207 5 567 2021 1 250 1 110 3 342 5 703 2022 1 251 1 111 3 481 5 842 TC 0,24% 4,68% 6,39% 4,33% 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 4,33%.
6.2
Planeamiento de la Transmisión
OSINERGMIN ha procedido a determinar el Plan de Inversiones en Transmisión del Área de Demanda 3, en estricto cumplimiento del marco normativo vigente y con base en la mejor información disponible, debido a que en el estudio presentado por Hidrandina:
• 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 los archivos electrónicos que permitan la trazabilidad de lo propuesto por Hidrandina.
• No se consideran las inversiones que están previstas sean realizadas a través de PROINVERSIÓN, Dirección de Electrificación Rural de MINEM o las encomendadas a la empresa REP.
6.2.1 Diagnóstico de la situación Actual
Según la información reportada por los Titulares de transmisión, las instalaciones del SST y SCT del Área de Demanda 3, 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. En este sentido, mediante visita a las instalaciones de Hidrandina, en octubre 2011, se verificó entre otros aspectos, que:
Ancash
Con relación al sistema Huallanca-Huaraz-Ticapampa, se comprobó que la línea 220 kV Conococha-Kiman Ayllu enfrentaba problemas de servidumbre que evitaban su culminación según el cronograma establecido en el respectivo Contrato de Concesión, se tomó conocimiento también que Hidrandina venía coordinando con la concesionaria ATN Abengoa la instalación provisional de un transformador 10/66 kV de 18 MVA ONAF para abastecer la demanda eléctrica de la zona La Pampa-Pallasca y descargar así en aproximadamente 7 MVA el transformador 138/66 kV de 15/20 MVA ONAN/ONAF, de la SET Huallanca, desde el cual se atiende la demanda del Callejón de Huaylas; en la SET Ticapampa se había instalado un transformador 66/22,9/13,8 kV de 9/5/7 MVA ONAF, en coordinación con la empresa minera Lincuna y, el transformador de 5 MVA retirado sería trasladado a la SET Carhuaz según manifestaron los representantes de Hidrandina.
Por otro lado, según los cuadernos de operación se verificó que la demanda en las localidades de Nepeña, Casma y San Jacinto es muy reducida respecto a la capacidad del antiguo (año 1974) sistema 138 kV Chimbote Sur-Nepeña-Casma-San Jacinto, a través del cual se atiende eléctricamente dichas localidades; en la SET Trapecio se dispone de un transformador de respaldo del año 2006 que no puede utilizarse en esta SET, por no existir condiciones técnicas para que operen los dos transformadores en paralelo; en la SET Santa se ha instalado un nuevo transformador 138/22,9/13,8 kV, 25/13/18 MVA ONAF y la nueva LT 138 kV Chimbote 1-Santa se encontraba próxima a ponerse en servicio, faltando sólo la habilitación de la celda de línea 138 kV en la SET Chimbote 1; también se observó que las obras de las instalaciones en 500 kV que llegarán a la SET Chimbote 1 se encuentran en plena ejecución, tan es así que el equipamiento principal ya se encontraba en cancha; aún se mantienen algunos alimentadores 13,8 kV que parten de la SET Chimbote 2 y; en la SET Chimbote Sur no se está usando el devanado 66 kV del transformador 138/66/13,8 kV y algunos alimentadores 13,8 kV vienen operando con sobrecarga.
La Libertad
Se visitó la SET Chao 60/22,9/10 kV, 15/15/5 MVA ONAF, con 4 celdas de alimentador en 10 kV y 8 celdas de alimentador en 22,9 kV, totalmente nueva, próxima a ponerse en servicio a través de la nueva LT 60 kV Viru-Chao de 20,8 Km, con conductor AAAC 120 mm2. Según manifestó el representante
atiende de la SET Chao 33/10 kV existente, la cual está bajo la administración del Proyecto Especial Chavimochic (proyecto de riego).
En la SET Trujillo Sur operan 2 transformadores 138/10 kV de 30 MVA ONAF cada uno (uno de los cuales es del año 1969) y un transformador 138/60/10 kV de 60/24/36 MVA ONAF, que alimentan por separado 3 sistemas de barras en 10 kV que totalizan 20 celdas de alimentadores, a través de una de las cuales y un transformador 10/22,9 kV de 12 MVA ONAN se alimenta al Cliente Libre Lindley y a través de otra y un transformador 10/33 kV de 10 MVA ONAF se alimenta a las localidades de Moche y Salaverry.
Se visitó también la SET Trujillo Nor Oeste 138/23,8/10,5 kV de 60/24/36 MVA ONAF, puesta en servicio en diciembre de 2010 según mencionó el representante de Hidrandina como equivalente a la nueva SET Trujillo Oeste que se aprobó en el Plan de Inversiones vigente, desde la cual se viene alimentando sobre todo nuevas cargas en 22,9 kV y 10 kV, de la zona nor oeste de la ciudad de Trujillo.
En cuanto al anillo 34,5 kV Santiago de Cao-Casagrande-Paijan-Malabrigo, sólo se visitaron las SET’s Santiago de Cao y Malabrigo, observándose que a través de dicho anillo se alimentan principalmente cargas tipo agroindustrial, ya que los poblados que también se alimentan a través del mismo son de pequeña magnitud con respecto a dichas cargas agroindustriales.
Cajamarca
Se visitó la SET Huamachuco conformada sólo por celdas al exterior de 22,9 kV, donde la Compañía Minera Minaspampa ha instalado un Banco de Condensadores en 22,9 kV, de 2,5 MVAR, a fin de mejorar el perfil de tensiones a este nivel; la SET Cajabamba 60/22,9/10 kV, donde se comprobó que habían llegado los componentes del Banco de Condensadores (estaban encajonados) próximos a instalarse en esta SET según está aprobado en el Plan de Inversiones vigente; la SET Cajamarca donde viene operando desde el año 2010 un transformador 60/10 kV de 28 MVA ONAF, que ha sustituido a uno de 20 MVA ONAF y que aún está en esta SET sin uso, verificándose además que recientemente se han culminado las obras de las nuevas barras 60 kV (que pueden acoplarse a las barras existentes mediante un interruptor y dos seccionadores), implementadas con la finalidad de atender temporalmente parte de la carga de esta subestación a través de la línea 60 kV existente “Cajamarca Norte-Cajamarca” cuyo interruptor en la SET Cajamarca Norte normalmente se mantiene abierto.
Se observó que en la SET Cajamarca se implementó el indicado transformador 60/10 kV de 28 MVA, sin tener presente que se requería contar con el nivel de tensión 22,9 kV, tan es así que a partir de una celda 10 kV se alimenta un transformador elevador 10/22,9 kV para atender a través de una línea en 22,9 kV las localidades de Cospan, San Juan, Namora y Matará, entre otras.
En la SET Cajamarca Norte de CONENHUA, opera un transformador de 220/60/10 kV de 75/75/12,5 MVA ONAF, mediante el cual se atiende la demanda eléctrica de la Compañía Minera Yanacocha. Asimismo, se visualizó en esta SET el lugar (zona de las instalaciones 220 kV de la concesionaria ATN Abengoa) donde Hidrandina tiene previsto instalar un transformador 220/66/22,9 kV de 50/40/20 MVA ONAF para atender de manera definitiva la carga de los sistemas Cajamarca-San
Marcos-Cajabamba y Cajamarca-Celendín. Se prevé atender que del devanado en 22,9 kV de dicho nuevo transformador, la carga de Porcón que actualmente se alimenta a través de un transformador elevador 10/22.9 kV que a su vez se alimenta provisionalmente del devanado de 10 kV del actual transformador 220/60/10 kV de 75 MVA de propiedad de CONENHUA.
Bajo esta situación, se ha realizado el diagnóstico de las instalaciones existentes, mediante un cálculo de flujos de potencia al año 2011, resultando que los transformadores de dos devanados con mayor nivel de cargabilidad son los de las SET’s: Chao (137,84%), Moche (103,46%), Carhuaz (105,60%), Porvenir (118,40%) y Trujillo Sur (109,29%); mientras que los transformadores de tres devanados aún se mantienen con una adecuada cargabilidad, siendo los de las SET’s: Chimbote Sur (74,47%) y Trujillo Sur (60,30%) los de mayor valor. Asimismo, todas las líneas de transmisión reflejan un adecuado factor de utilización, siendo las de las líneas LT 138 kV Trujillo Norte-Porvenir y LT 220 kV Guadalupe-Trujillo Norte los mayores, con 0,94 y 0,59 respectivamente.
En cambio, para que converja el programa de cálculo de flujos de potencia del año 2017, además de considerar la operación continua de la central térmica de emergencia de Electroperú S.A. (ubicada en la SET Trujillo Norte), la puesta en operación de la nueva SET Chao (asumiendo 75% de carga de la actual SET Chao), cambio de posición de Tap’s en las SET Huallanca (+8) y Chimbote (+8); se ha supuesto un rechazo de carga en las SET’s Cajamarca (10%), Trapecio (50%) y Ticapampa (60% en devanado de 22,9 kV).
De esta manera se ha podido diagnosticar el sistema al año 2017, teniéndose como resultado lo siguiente: sobrecarga en los transformadores 33/MT kV de las SET’s Moche (213%), Salaverry (104,59%), Trujillo Sur (118%), Virú (137%), Casagrande 1 (172,84%), Guadalupe 2 (105%), La Florida (120%) y Otuzco (129%); en los transformadores 60/MT kV de las SET´s Carhuaz (188%), Pacasmayo (169%); en los transformadores 138/MT kV de las SET’s Porvenir (221%) y Trujillo Sur (201%); en los transformadores 138/60/23 kV de las SET´s Sihuas (110% en el devanado 60 kV), Trujillo Sur (122% en el devanado 138 kV y 153% en el devanado 10 kV), Chimbote Sur (135% en el devanado 13,8 kV) y Huallanca (188% en el devanado 138 kV y 173% en el devanado 66 kV); en los transformadores 66/23/10 kV de las SET’s Cajabamba (140% en el devanado 60 kV y 114% en el devanado 23 kV), Ticapampa (172% en el devanado 66 kV y 187% en el devanado 13,8 kV) y Huaraz (119% en el devanado 66 kV y 113% en el devanado 13,2 kV). Aparte de la sobrecarga que en este año se refleja en las SETs de cabecera 220 kV Guadalupe (138%) y Trujillo Norte (122%).
En cuanto a los niveles de tensión, según los resultados del análisis de flujos de potencia del año 2017, se identifican las siguientes barras con valores fuera de la banda ± 5% o al límite de la tensión nominal: Cajabamba60 (0,79 p.u.), Cajamarca60 (0,94 p.u.), Caraz66 (0,87 p.u.), Carhuaz66 (0,78 p.u.), Casagrande35 (0,85 p.u.), Casma138 (0,87 p.u.), Celendín60 (0,94 p.u.), Chao34 (0,94 p.u.), Chimbote Norte138 (0,89 p.u.), Chimbote Sur138 (0,88 p.u.), Derv. San Marcos60 (0,85 p.u.), Huamachuco23 (0,80 p.u.), Huari60 (0,85 p.u.), Huaraz66 (0,71 p.u.), Malabrigo35 (0,87 p.u.), Moche33 (0,83 p.u.), Motil138 (0,94 p.u.), Otuzco33 (0,90 p.u.), Nepeña138 (0,87 p.u.), Pacamayo10 (0,90 p.u.), Paijan35 (0,86 p.u.), Pallasca66 (0,91 p.u.), Pomabamba60 (0,89 p.u.), Porvenir138 (0,91 p.u.), Salaverri33 (0,83 p.u.),
