GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA
AV. CANADA N°°°° 1460 - SAN BORJA
224 0487 224 0488 - FAX 224 0491
Informe N° 0282-2012-GART
Estudio para la Determinación del
Plan de Inversiones en Transmisión
para el Área de Demanda 9
Regulación para el período 2013-2017
(Publicación)
Resumen Ejecutivo
El presente informe describe el estudio realizado por OSINERGMIN como sustento para la determinación del Plan de Inversiones en Transmisión del Área de Demanda 91, correspondiente al período mayo 2013 - abril 2017, el cual incluye además las Bajas que se identifican como resultado del planeamiento de expansión de la red de transmisión.
A la fecha se han llevado a cabo las etapas de presentación de propuestas de Plan de Inversiones 2013-2017; audiencia pública para que los agentes expongan sus propuestas de Plan de Inversiones 2013-2017; observaciones de OSINERGMIN a los estudios que sustentan tales propuestas; la respuesta a las mismas; la prepublicación por parte de OSINERGMIN del proyecto de Plan de Inversiones 2013-2017 (en adelante “PREPUBLICACIÓN”); la audiencia pública en la que OSINERGMIN expuso los criterios, metodología y procedimiento utilizados para dicha PREPUBLICACIÓN; así como la presentación de opiniones y sugerencias a la misma; correspondiendo como siguiente etapa la aprobación y publicación del Plan de Inversiones 2013-2017.
Para la elaboración de este informe OSINERGMIN ha evaluado las premisas y cálculos que para el Área de Demanda 9 presentaron Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A. (en adelante “SEAL”) y Electrosur S.A. (en adelante “ELECTROSUR”) en las etapas anteriores y, las opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN que al respecto han presentado por separado SEAL y ELECTROSUR y cuyo análisis se desarrolla en el Anexo A del presente informe.
En ese sentido, para los casos en los que no se han subsanado adecuadamente las observaciones realizadas por OSINERGMIN a los estudios que sustentan las propuestas por los titulares de transmisión, o la información presentada como parte de dicha subsanación de observaciones o como parte de las opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN no es
1 Área de Demanda 9: Abarca el departamento de Arequipa, donde existen instalaciones de transmisión
consistente o no ha sido debidamente sustentada, OSINERGMIN ha procedido a revisar y aprobar el Plan de Inversiones, considerando lo establecido en el marco regulatorio vigente.
De acuerdo con el análisis realizado por OSINERGMIN, de manera general, se han efectuado los siguientes cambios con relación a la propuesta presentada por SEAL:
♦ La proyección de la demanda eléctrica incluye la demanda total del Área de Demanda 9.
♦ Se justifica la conveniencia de utilizar transformadores de tres devanados 138/33kV en cascada con transformadores 33/10 kV para el sistema eléctrico de Arequipa.
♦ Se ha considerado el criterio N-1 para afianzar el sistema eléctrico de Arequipa.
♦ La responsabilidad de implementación de las inversiones complementarias a instalaciones existentes, se ha asignando a quien tiene la concesión de las mismas.
Como consecuencia de la aplicación de estos cambios, el Plan de Inversiones para el Área de Demanda 9, en el período 2013-2017, se resumen en el siguiente cuadro:
Plan de Inversiones en Transmisión del Área de Demanda 9 para el periodo 2013-2017
Propuesta OSINERGMIN Inversión (US$) Longitud de Línea (km) Potencia de Transformación (MVA) Cantidad De Elementos SEAL 38 842 254 211,9 537 176 MAT Celda 3 552 988 14 Línea 3 889 235 59,6 2 Transformador 7 685 676 370 6 AT Celda 5 045 710 49 Línea 9 187 454 152,3 12 Transformador 5 808 567 167 9 MT Celda 3 065 049 77 Compensador 607 575 7 ELECTROSUR 1 804 380 22,7 1 AT Transformador Línea 1 804 380 22,7 1
Total Área de Demanda 9 40 646 634 234,6 537 177
Asimismo las inversiones que, sin estar en el Plan de Inversiones 2009-2013 vigente, los TITULARES han reportado como ejecutadas o previstas poner en
servicio antes de mayo 2013 en virtud a lo señalado en la Disposición Transitoria Única de la Resolución OSINERGMIN N° 050-2011-OS/CD2 y que OSINERGMIN ha encontrado como procedentes en el marco de lo establecido en el numeral VII) del Literal d) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE3, son las que se resumen en el siguiente cuadro:
Modificación del Plan de Inversiones 2009-2013
Inversiones justificadas a ponerse en servicio hasta antes de mayo 2013
Proponentes/titulares
Inversiones
hasta abril 2013 Longitud
Potencia de
Transformación Cantidad
(US$) (km) (MVA) de Elementos
SEAL 1 082 513 - 25 8 AT Celdas 253 266 3 Transformador 707 746 25 1 MT Celdas 121 501 - - 4
Total Área de Demanda 9 1 082 513 - 25 8
Los valores mostrados en los cuadros anteriores se han determinado aplicando la Base de Datos de Módulos Estándar de Inversión para Sistemas de Transmisión vigente y serán posteriormente actualizados de acuerdo con lo establecido en el numeral II del literal d) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE.
2 Única.- Las instalaciones que sin estar consideradas en el Plan de Inversiones aprobado para el
período 2009-2013, fueron puestas en operación comercial para atender el surgimiento de significativas demandas no previstas durante el proceso de aprobación de dicho Plan, excepcionalmente y por única vez, podrán justificarse técnica y económicamente como parte del estudio que sustente la propuesta del nuevo Plan de Inversiones correspondiente al período 2013-2017, a fin de que OSINERGMIN evalúe la procedencia de su inclusión en el cálculo del Peaje a partir de la siguiente fijación de Tarifas y Compensaciones de SST y SCT.
3 VII) En la eventualidad de ocurrir cambios significativos en la demanda proyectada de electricidad, o
modificaciones en la configuración de las redes de transmisión aprobadas por el Ministerio, o en las condiciones técnicas o constructivas, o en las condiciones técnicas o constructivas o por otras razones debidamente justificadas, respecto a lo previsto en el Plan de Inversiones vigente, el respectivo titular podrá solicitar a OSINERGMIN la aprobación de la modificación del Plan de Inversiones vigente, acompañando el sustento técnico y económico debidamente documentado. De aprobarse la modificación del Plan de Inversiones, las modificaciones a las tarifas y compensaciones correspondientes se efectuarán en la Liquidación Anual de ingresos siguiente a la fecha de puesta en operación comercial de cada instalación que conforma dicha modificación del Plan de Inversiones. OSINERGMIN establecerá la oportunidad, los criterios y procedimientos para la presentación y aprobación de las modificaciones al Plan de Inversiones, las cuales deben seguir los mismos principios que los aplicados en la formulación del Plan de Inversiones.
INDICE
1. INTRODUCCIÓN ... 5
1.1 ASPECTOS REGULATORIOS Y NORMATIVOS ...6
1.2 PROCESO DE APROBACIÓN DEL PLAN DE INVERSIONES ...8
2. UBICACIÓN ... 12
3. PROPUESTA INICIAL ... 15
3.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA ... 15
3.2 PLAN DE INVERSIONES 2013-2017 ... 16
4. OBSERVACIONES A LOS ESTUDIOS TÉCNICO ECONÓMICOS ... 18
5. PROPUESTA FINAL ... 20
5.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA ... 20
5.2 PLAN DE INVERSIONES 2013-2017 ... 21
6. ANÁLISIS DE OSINERGMIN ... 23
6.1 REVISIÓN DE LA DEMANDA ... 24
6.1.1 Datos Históricos e Información Base ... 24
6.1.1.1 Ventas de energía ... 24
6.1.1.2 Variables explicativas ... 24
6.1.2 Proyección Ventas - Usuarios Menores ... 25
6.1.3 Proyección Ventas-Usuarios Mayores... 25
6.1.4 Nuevas Demandas en Bloque ... 25
6.1.5 Proyección Global ... 26
6.2 DEFINICIÓN DEL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN ... 26
6.2.1 Consideraciones ... 27
6.2.2 Diagnóstico de la situación Actual ... 27
6.2.3 Alternativas de expansión de la transmisión... 30
6.2.3.1 Sistema Eléctrico Arequipa ... 30
6.2.3.2 Sistema Eléctrico Camaná – Chuquibamba - Majes ... 32
6.2.3.3 Sistema Eléctrico Islay ... 33
6.2.3.4 Sistema Eléctrico Puquina – Omate – Ubina ... 34
6.2.4 Modificación del Plan de Inversiones 2009-2013 ... 34
6.2.4.1 Ejecución de proyectos no incluidos en el Plan de Inversiones 2009-2013 vigente ... 34
6.2.4.2 Reprogramación del Plan de Inversiones vigente ... 35
6.2.5 Plan de Inversiones 2013-2017 ... 36
6.2.5.1 Programación de Bajas ... 36
7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ... 37
8. ANEXOS ... 38
Anexo A Análisis de las Opiniones y Sugerencias a la PREPUBLICACIÓN ... 39
Anexo B Diagrama Unifilar del Sistema Actual según información de Titulares ... 61
Anexo C Diagrama Unifilar de las Alternativas Seleccionadas - según análisis de OSINERGMIN ... 63
Anexo D Modificación del Plan de Inversiones 2009-2013 ... 65
Anexo E Plan de Inversiones 2013-2017 determinado por OSINERGMIN (incluye programación de Bajas) ... 67
Anexo F Cuadros Comparativos ... 74
1. Introducción
El presente informe describe el estudio realizado por OSINERGMIN, como sustento para la determinación del Plan de Inversiones en Transmisión del Área de Demanda 9, correspondiente al período mayo 2013 - abril 2017, el cual incluye además las Bajas que se identifican como resultado del planeamiento de expansión de la red de transmisión.
SEAL, ELECTROSUR, Empresa de Generación Eléctrica de Arequipa S.A., Consorcio Energético Huancavelica S.A. y Red de Energía del Perú S.A. (en adelante y en conjunto “TITULARES”) son las empresas concesionarias que tienen instalaciones de transmisión en el Área de Demanda 9 y que forman parte del Sistema Secundario de Transmisión (en adelante “SST”) y Sistema Complementario de Transmisión (en adelante “SCT”) remunerados por la demanda. De los Titulares, sólo SEAL Y ELECTROSUR han presentado sus propuestas de Plan de Inversiones 2013-2017 para el Área de Demanda 9. A la fecha se han llevado a cabo las etapas de presentación de propuestas de Plan de Inversiones 2013-2017; audiencia pública para que los agentes expongan sus propuestas de Plan de Inversiones 2013-2017; observaciones de OSINERGMIN a los estudios que sustentan tales propuestas; la respuesta a las mismas; la PREPUBLICACIÓN por parte de OSINERGMIN del proyecto de Plan de Inversiones 2013-2017; la audiencia pública en la que OSINERGMIN expuso los criterios, metodología y procedimiento utilizados para dicha PREPUBLICACIÓN; así como la presentación de opiniones y sugerencias a la misma; correspondiendo como siguiente etapa la aprobación y publicación del Plan de Inversiones 2013-2017.
Con relación al Área de Demanda 9, sólo las empresas SEAL y ELECTROSUR han presentado opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN, mediante cartas SEAL-GG/TE-0647-2012 de fecha 9 de mayo de 2012 y GP-582-2012 de fecha 11 de mayo de 2012, respectivamente; cuyo análisis en detalle se desarrolla en el Anexo A del presente informe.
respuestas e información complementaria que presentaron los TITULARES para absolver las observaciones formuladas por OSINERGMIN a dichos estudios; las opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN, cuyo análisis en detalle se desarrolla en el Anexo A del presente documento; así como los estudios desarrollados sobre el particular por la GART y/o estudios encargados por OSINERGMIN a consultores especializados.
1.1
Aspectos Regulatorios y Normativos
El sistema de precios debe ser estructurado sobre la base de la eficiencia económica de acuerdo con lo señalado por los Artículos 8° y 42° de la LCE4. Las tarifas y compensaciones correspondientes a los sistemas de transmisión y distribución, deberán ser reguladas en cumplimiento del Artículo 43° de la LCE, modificado por la Ley N° 288325.
Según lo señalado en el Artículo 44° de la LCE6, la regulación de la transmisión será efectuada por OSINERGMIN, independientemente de si las tarifas corresponden a ventas de electricidad para el servicio público o para aquellos suministros que se efectúen en condiciones de competencia.
El numeral 20.27 de la Ley Nº 28832, establece que las instalaciones del SCT son aquellas cuya puesta en operación comercial se produce en fecha posterior a la promulgación de esta Ley, mientras que en el literal b)8 del numeral 27.2 del Artículo 27° de la misma Ley Nº 28832 se establece que los SCT se regulan considerando los criterios establecidos en la LCE para el caso de los SST.
4 Artículo 8º.- La Ley establece un régimen de libertad de precios para los suministros que puedan
efectuarse en condiciones de competencia, y un sistema de precios regulados en aquellos suministros que por su naturaleza lo requieran, reconociendo costos de eficiencia según los criterios contenidos en el Título V de la presente Ley.
(...)
Artículo 42º.- Los precios regulados reflejarán los costos marginales de suministro y estructurarán de
modo que promuevan la eficiencia del sector.
5 Artículo 43º.- Estarán sujetos a regulación de precios:
(...)
c) Las tarifas y compensaciones de Sistemas de Transmisión y Distribución; (...)
6 Artículo 44º.- Las tarifas de transmisión y distribución serán reguladas por la Comisión de Tarifas de
Energía independientemente de si éstas corresponden a ventas de electricidad para el servicio público o para aquellos suministros que se efectúen en condiciones de competencia, según lo establezca el Reglamento de la Ley. Para éstos últimos, los precios de generación se obtendrán por acuerdo de partes.
(...)
7 20.2 Las instalaciones del Sistema Garantizado de Transmisión y del Sistema Complementario de
Transmisión son aquellas cuya puesta en operación comercial se produce en fecha posterior a la promulgación de la presente Ley, conforme se establece en los artículos siguientes.
8 27.2 Para las instalaciones del Sistema Complementario de Transmisión se tendrá en cuenta lo
siguiente: (…)
b) (…). Las compensaciones y tarifas se regulan considerando los criterios establecidos en la Ley de Concesiones Eléctricas para el caso de los Sistemas Secundarios de Transmisión.
En el Artículo 139° del Reglamento de la LCE (modificado mediante el Decreto Supremo N° 027-2007-EM y posteriormente mediante los Decretos Supremos N° 010-2009-EM, N° 021-2009-EM y N° 014-2012-EM) se establecen los criterios para la regulación de los SST y SCT, donde se incluye lo concerniente al proceso de aprobación del Plan de Inversiones9.
Para cumplir con estos aspectos regulatorios, con Resolución OSINERGMIN N° 023-2008-OS/CD (modificada mediante Resolución OSINERGMIN N° 050-2011-OS/CD), se aprobaron los criterios, metodología y formatos para la presentación de los estudios que sustenten las propuestas de regulación de los SST y SCT (en adelante “NORMA TARIFAS”), dentro de la cual está comprendido el proceso de aprobación del Plan de Inversiones.
Asimismo, se aprobaron las siguientes normas, las cuales tienen relación vinculante con la NORMA TARIFAS:
• Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica, aprobado mediante la Resolución OSINERGMIN N° 022-2008-OS/CD, modificado por Resolución OSINERGMIN N° 269-2010-OS/CD.
• Norma de Altas y Bajas, aprobada mediante la Resolución OSINERGMIN N° 024-2008-OS/CD, la cual fue sustituida por Resolución OSINERGMIN N° 244-2010-OS/CD.
• Norma de Áreas de Demanda, aprobada con la Resolución OSINERGMIN N° 634-2007-OS/CD. Posteriormente, modificada mediante Resoluciones OSINERGMIN N° 487-2008-OS/CD, N° 016-2009-OS/CD y N° 058-2009-OS/CD.
• Norma de Porcentajes para determinar los Costos de Operación y Mantenimiento para la Regulación de los SST - SCT, aprobada mediante la Resolución OSINERGMIN N° 635-2007-OS/CD.
9 Artículo 139º.-
(…)
Las compensaciones y las tarifas de transmisión a que se refieren los artículos 44° y 62° de la Ley; así como, las compensaciones y tarifas del Sistema Complementario de Transmisión a que se refiere el Artículo 27° de la Ley N° 28832, serán fijadas por OSINERGMIN, teniendo presente lo siguiente: a) Criterios Aplicables
(…)
V) El Plan de Inversiones está constituido por el conjunto de instalaciones de transmisión requeridas que entren en operación dentro de un periodo de fijación de Peajes y Compensaciones. Será revisado y aprobado por OSINERGMIN y obedece a un estudio de planificación de la expansión de transmisión considerando un horizonte mínimo de diez (10) años, hasta un máximo establecido por OSINERGMIN, que deberá preparar obligatoriamente cada concesionario de las instalaciones de transmisión remuneradas exclusivamente por la demanda.
OSINERGMIN podrá elaborar y aprobar el Plan de Inversiones ante la omisión del concesionario correspondiente.
La ejecución del Plan de Inversiones y de sus eventuales modificaciones, ambos aprobados por OSINERGMIN, es de cumplimiento obligatorio.
(…)
• Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión, cuya última modificación se ha aprobado mediante Resolución OSINERGMIN N° 013-2012-OS/CD y 050-2012-SO/CD. • Norma de Procedimiento para la Asignación de Responsabilidad de Pago
de los SST y SCT, aprobada con Resolución OSINERGMIN N° 383-2008-OS/CD.
1.2
Proceso de Aprobación del Plan de
Inversiones
El presente proceso se viene desarrollando según lo establecido en la norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados” aprobada mediante Resolución OSINERG N° 001-2003-OS/CD, cuyo Texto Único Ordenado aprobado por Resolución OSINERGMIN N° 775-2007-OS/CD ha sido modificado con Resolución OSINERGMIN N° 049-2011-OS/CD, donde en su Anexo B1 se señala específicamente las etapas a seguirse para la aprobación del Plan de Inversiones en Transmisión (en adelante “PROCEDIMIENTO”).
OSINERGMIN, en aplicación del principio de transparencia contenido en la Ley N° 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas, ha incluido como parte del PROCEDIMIENTO la realización de audiencias públicas, estableciendo de esta manera un ambiente abierto de participación para que la ciudadanía y los interesados en general puedan, en su oportunidad, expresar sus opiniones a fin de que éstas sean consideradas tanto por el correspondiente Titular como por el regulador antes que adopte su decisión.
Asimismo, toda la información disponible relacionada con el PROCEDIMIENTO, incluyendo la correspondiente a las Audiencias Públicas,
se viene publicando en la página Web:
http://www2.osinerg.gob.pe/gart.htm, en la sección que resulta de ingresar a los vínculos siguientes: “Procedimientos Regulatorios”, “Procedimiento para fijación de Peajes y Compensaciones para SST y SCT”, “Procedimiento para aprobación del Plan de Inversiones en Transmisión Período 2013-2017”.
Inicio del Proceso
A sugerencia de algunas empresas concesionarias, mediante la Única Disposición Transitoria de la Resolución OSINERGMIN N° 049-2011-OS/CD se dispuso excepcionalmente que los Estudios Técnico Económicos que sustenten las propuestas del Plan de Inversiones en Transmisión, sean presentados a más tardar el 01 de setiembre de 2011.
Así, el 01 de setiembre de 2011 se inició el presente proceso con la presentación de los “Estudios Técnico Económicos que sustentan las Propuestas del Plan de Inversiones en Transmisión correspondiente al período 2013-2017”, preparados por los Titulares de las instalaciones de transmisión y presentados a OSINERGMIN para su evaluación.
Primera Audiencia Pública
La primera Audiencia Pública se ha desarrollado entre los días 22 y 23 de setiembre de 2011, cuyo objetivo fue que los Titulares de los Sistemas de Transmisión expongan el sustento técnico económico de sus propuestas del Plan de Inversiones en Transmisión.
Algunos de los asistentes a esta Audiencia Pública expresaron sus opiniones y preguntas, las mismas que fueron respondidas por el correspondiente expositor.
Dichas opiniones y preguntas así como el acta de la Audiencia Pública, que se encuentran publicadas en la página Web de OSINERGMIN, deben en lo pertinente ser consideradas en el presente proceso regulatorio, tanto por el respectivo Titular como por OSINERGMIN.
Observaciones al Estudio
El 28 de noviembre de 2011, OSINERGMIN notificó a los Titulares correspondientes las observaciones a los estudios presentados por éstos como sustento de sus propuestas de Plan de Inversiones en Transmisión. Asimismo, publicó en su página Web dichos informes de observaciones.
Respuesta a Observaciones
En cumplimiento del cronograma establecido, hasta el 26 de enero de 2012 los respectivos Titulares presentaron las respuestas y/o subsanación a las observaciones realizadas por OSINERGMIN a sus estudios.
El análisis de dichas respuestas y/o subsanación de las observaciones, se desarrolló detalladamente en el Anexo A de los informes que sustentaron la decisión de prepublicar el Plan de Inversiones 2013-2017.
Publicación del Proyecto de Plan de Inversiones 2013-2017
El 11 de abril de 2012, mediante Resolución OSINERGMIN N° 065-2012-OS/CD, se publicó el proyecto de resolución que aprobaría el Plan de Inversiones en Transmisión del período 2013-2017; convocó a una segunda Audiencia Pública para el 25 de abril de 2012 y; fijó como plazo hasta el 11 de mayo de 2012 para que los interesados puedan presentar sus opiniones y sugerencias.
Segunda Audiencia Pública
La segunda Audiencia Pública se desarrolló el 25 de abril de 2012, en la que OSINERGMIN expuso los criterios, metodología y modelos económicos utilizados, para la publicación del proyecto de Plan de Inversiones en Transmisión 2013-2017.
Algunos de los asistentes a esta Audiencia Pública expresaron sus opiniones y preguntas, las mismas que fueron respondidas por el expositor.
Opiniones y sugerencias
Hasta el 11 de mayo de 2012, los interesados presentaron a OSINERGMIN sus opiniones y sugerencias sobre el proyecto de resolución publicado, a fin de que sean analizados con anterioridad a la publicación de la resolución que apruebe el Plan de Inversiones 2013-2017. Dicho análisis de opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN se desarrolla detalladamente en el Anexo A del presente informe.
Publicación del Plan de Inversiones 2013-2017
Según el PROCEDIMIENTO, luego de realizar el análisis de las opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN, materia del presente informe, corresponde que OSINERGMIN a más tardar el 23 de julio de 2012, publique la resolución que apruebe el Plan de Inversiones en Transmisión para el período 2013-2017.
Con posterioridad a la decisión de OSINERGMIN, en el PROCEDIMIENTO también se prevé la instancia de los recursos de reconsideración, donde se pueden interponer cuestionamientos a las decisiones adoptadas.
En la siguiente Figura 1.1 se muestra el cronograma del PROCEDIMIENTO, donde se señaliza la etapa en la que nos encontramos:
Figura 1.1
Proceso de Aprobación del Plan de Inversiones en Transmisión (Período 2013-2017)
01-Sep 08-Sep 22-Sep 28-Nov 26-Ene 02-Feb 11-Abr 25-Abr 11-May 23-Jul 14-Ago 21-Ago 28-Ago 13-Sep 27-Sep 02-Oct
NOTA: Cronograma actualizado, considerando los días declarados no laborables mediante el Decreto Supremo N° 099-2011-PCM, publicado el 29/12/2011. 11-Abr-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 9 está circunscrita al departamento de Arequipa, el cual se ubica en la región Sur-Oeste del Perú.
En dicha Área de Demanda se encuentran instalaciones de transmisión remuneradas por la demanda, pertenecientes a las empresas concesionarias: SEAL, ELECTROSUR, Red de Energía del Perú S.A. (en adelante “REP”), Empresa de Generación Eléctrica de Arequipa S.A. (en adelante “EGASA”) y Consorcio Energético de Huancavelica S.A. (en adelante “CONEHUA”), en conjunto llamadas “TITULARES”.
Actualmente el Área de Demanda 9 está conformada por los sistemas eléctricos:
• SEAL: Arequipa, Islay, Camana - Majes, Repartición – La Cano, Orcopampa y Valle del Colca.
• ELECTROSUR: Puquina – Omate – Ubina.
En el siguiente Gráfico N° 2.1 se muestra la ubicación geográfica del Área de Demanda 9.
Gráfico N° 2.1
Asimismo, en el siguiente Gráfico N° 2.2 se muestra el trazo aproximado de las principales instalaciones del sistema de transmisión que corresponden al Área de Demanda 9.
3. Propuesta Inicial
Dentro del plazo establecido para el presente proceso, mediante cartas SEAL-GG/PY-1223-2011 y GP-997-2011, el 01 de setiembre de 2011, SEAL y ELECTROSUR respectivamente presentaron los Estudios Técnico-Económicos que sustentan su propuesta de Plan de Inversiones en Transmisión para el periodo 2013-2017, en el Área de Demanda 9.
Red de Energía del Perú S.A. con carta CS-117-110311142 recibida el 01 de setiembre de 2011, señala que según su Contrato de Concesión no corresponde que presente una propuesta de Plan de Inversiones para este proceso e informa resumidamente sobre las Ampliaciones que se han establecido vía Adendas al referido Contrato de Concesión; mientras que la concesionaria CONEHUA en su Propuesta presentada mediante carta CONEHUA-GO-120-2011, el 01 de setiembre del 2011, no hace referencia al Área de Demanda 9, sin embargo en el anexo 2 presenta la valorización de la ampliación de capacidad de instalaciones existentes correspondiente al Área de Demanda 9.
Se ha considerado como parte de la propuesta inicial, la información complementaria que presentó SEAL el 21 de setiembre de 2011, mediante carta SEAL-GG/PY-1344-2011, a requerimiento de OSINERGMIN (en adelante y en conjunto “PROPUESTA INICIAL”) – [Ver Referencia 1].
3.1
Proyección de la Demanda
En la PROPUESTA INICIAL se señala que la proyección de la demanda de los Usuarios Menores se ha realizado como la evolución de las ventas de energía, desglosada por sistema eléctrico y por nivel de tensión, aplicando tanto el método econométrico como el tendencial, para luego realizar el ajuste final según pruebas estadísticas de resultados y apreciaciones cualitativas de los analistas.
sus planes de incremento de carga futuros y/o la oportunidad de su interconexión.
Finalmente, se indica haber recombinado anualmente las proyecciones de los componentes o tipos de carga, para obtener el pronóstico de la demanda de toda la zona de estudio.
La proyección global de la demanda de energía eléctrica, presentada en la PROPUESTA INICIAL, se resume en el siguiente cuadro:
Cuadro Nº 3-1
PROPUESTA INICIAL - ÁREA DE DEMANDA 9 Proyección de la Demanda (GWh) AÑO SEAL (1) ELECTROSUR (2) CONEHUA (3) 2010 1 049,86 25,16 2011 1 131,57 26,57 2012 1 242,54 28,03 2013 1 337,36 55,89 2014 1 356,12 57,46 2015 1 374,49 59,09 2016 1 393,87 60,78 2017 1 414,39 62,54 2018 1 436,12 64,35 2019 1 459,11 66,23 2020 1 483,44 68,17 2021 1 509,21 70,19 2022 1 536,56 72,27 Tasa Promedio 3,22% 9,19% Notas:
(1) La propuesta del Titular no abarca todas las cargas comprendidas en el
Área de Demanda 9.
(2) ELECTROSUR presenta demanda sólo a nivel de sus instalaciones de
transmisión.
(3) CONEHUA no presenta demanda para el Área de Demanda 9.
En cuanto a la proyección de la demanda de potencia, SEAL señala que con base a los resultados de la proyección de la demanda de energía a nivel de barras y los registros de demanda de potencia de las mismas en el año 2010, realiza la proyección de la Máxima Demanda de potencia de cada sistema eléctrico hasta el nivel de subestaciones de distribución.
3.2
Plan de Inversiones 2013 - 2017
SEAL ha considerado en su PROPUESTA INICIAL la reprogramación de determinados proyectos que forman parte del Plan de Inversiones vigente (julio 2006 - abril 2013) y que aún no han sido implementados, algunos de los cuales prevé sean puestos en servicio antes de abril 2013.
Como inversiones nuevas, además de considerarse el reforzamiento de la capacidad de transformación en algunas SET´s existentes, SEAL propone la implementación de nuevas subestaciones 138/60/10 kV y 60/10 kV, tales como: Ocoña, Atico, Caravelí y la SET 138/33 kV Jesús, así como la construcción de 61,9 Km de líneas en 138 kV, 120 Km. de líneas en 60 kV y 5,4 Km. de líneas en 33 kV, adicionales a las que ya están aprobadas en el Plan de Inversiones vigente y cuya implementación sea reprogramada. Así, los montos de inversión en instalaciones del SCT que conforman la PROPUESTA INICIAL de SEAL, ELECTROSUR y CONEHUA, son los que se señalan en el siguiente cuadro:
Cuadro Nº 3-2
PROPUESTA INICIAL - ÁREA DE DEMANDA 9 PLAN DE INVERSIONES SCT
Proponentes/titulares Inversión (US$) Longitud (km)
Potencia de Transformación (MVA) Cantidad De Elementos SEAL 50 543 113 210,6 509 157 AT Celda 4 886 417 30 Línea 11 282 318 143,5 12 Transformador 10 548 038 222 14 MAT Celda 4 886 085 16 Línea 4 178 763 67,1 4 Transformador 9 769 145 287 7 MT Celda 4 422 310 63 Compensador 570 037 11 ELECTROSUR (1) 22,7 1 AT Transformador Línea 22,7 1 MT Celda CONEHUA 869 147 25 1 MAT Celda Transformador 869 147 25 1
Total Área de Demanda 9 51 412 260 233,3 534 159
4. Observaciones a los
Estudios Técnico
Económicos
A través de los Oficios N° 0786-2011-GART y N° 0790-2011-GART, el 24 de noviembre de 2011 OSINERGMIN remitió a SEAL y ELECTROSUR respectivamente las observaciones a los Estudios Técnicos Económicos presentado por estas empresas como sustento de su PROPUESTA INICIAL – [Ver Referencia 2].
Las observaciones realizadas por OSINERGMIN a los Estudios Técnico-Económicos que sustentan las propuestas del Plan de Inversiones 2013-2017, se han formulado tomando en cuenta lo establecido en la NORMA TARIFAS y, en cumplimiento de la etapa señalada en el ítem “g” del Anexo B1 del PROCEDIMIENTO.
Tales observaciones se clasificaron en generales y específicas, precisándose que las observaciones generales tienen jerarquía sobre las específicas, por lo que estas últimas no deben ser consideradas como limitativas, debiendo más bien las absoluciones de las observaciones específicas sujetarse, en lo que corresponda, a lo absuelto en las observaciones generales.
Se indicó también que la absolución de las observaciones debe presentarse tanto en medio impreso como electrónico y conformada por: 1°) las respuestas a cada observación, con la misma organización y secuencia como han sido formuladas y, 2°) el Estudio debidamente corregido acompañado de los archivos electrónicos con los cálculos reformulados y correctamente vinculados.
Se señaló, además, que el Titular revise completamente sus cálculos y metodologías aplicadas, a fin de subsanar errores que no necesariamente puedan haberse detectado en esta revisión, pues de detectarse éstos en las siguientes etapas del proceso regulatorio, podrían constituirse en razones para la no aprobación de la Propuesta.
Asimismo, se precisó que en el presente proceso de aprobación del Plan de Inversiones, las valorizaciones de inversión y COyM sólo se realizan para efectos de determinar la alternativa de mínimo costo y no constituyen la valorización para la fijación del Costo Medio Anual correspondiente, ya que esto corresponde al proceso de fijación de Tarifas y Compensaciones de los SST y SCT previsto iniciarse a continuación de la aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017.
Entre otras, las observaciones relevantes formuladas por OSINERGMIN a la PROPUESTA INICIAL de SEAL, son las siguientes:
- La propuesta presentada no abarca todas las instalaciones comprendidas en el Área de Demanda 9.
- No se han evaluado las suficientes alternativas que permitan concluir que la configuración presentada corresponde efectivamente a la alternativa de mínimo costo.
- No se ha efectuado el diagnóstico integral de los sistemas eléctricos pertenecientes al Área de Demanda 9.
- Falta sustento de las demandas ingresadas al programa de flujo de carga (DigSilent).
- Para el caso de las instalaciones nuevas propuestas, no se ha realizado la determinación de la capacidad óptima de transformadores.
- Existen incoherencias y errores en el equipamiento progresivo de las subestaciones de potencia y la valorización de los mismos en lo que respecta a la aplicación de la Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión en Transmisión.
- No se ha presentado el listado de las instalaciones existentes que se darán de baja durante el horizonte de estudio, como resultado del planeamiento realizado.
5. Propuesta Final
Dentro del plazo establecido para el efecto, con cartas SEAL-GG/TE-0139-2012 y GP-126-2012, las empresas SEAL y ELECTROSUR respectivamente, presentaron las respuestas a las observaciones efectuadas por OSINERGMIN a sus PROPUESTAS INICIALES, las mismas que conjuntamente con la información complementaria que se acompañó a dichas respuestas, para efectos del presente proceso, se consideran como la PROPUESTA FINAL.
El análisis de dichas respuestas se ha realizado en el Anexo A del Informe N° 0120-2012-GART.
Al igual que en el caso de la PROPUESTA INICIAL y las observaciones a la misma, toda la documentación entregada como PROPUESTA FINAL ha sido consignada en la página Web de OSINERGMIN al igual que en el caso de la PROPUESTA INICIAL y las observaciones a la misma, con el propósito de que los agentes del mercado e interesados, tengan acceso a los documentos mencionados y cuenten con la información necesaria que les permita en su oportunidad expresar sus comentarios y puntos de vista relacionados con los temas observados. – [Ver Referencia 3].
A continuación se resumen los valores contenidos en la PROPUESTA FINAL.
5.1
Proyección de la Demanda
La proyección de la demanda de la PROPUESTA FINAL se resume en el siguiente cuadro:
Cuadro Nº 5-1
PROPUESTA FINAL ÁREA DE DEMANDA 9 Proyección de la Demanda (MWh)
Año SEAL (1) ELECTROSUR (2) CONEHUA (3)
2010 4 234,38 25,16 - 2011 4 313,57 27,20 - 2012 4 385,59 29,38 - 2013 4 439,13 58,03 - 2014 4 495,74 60,48 - 2015 4 554,06 63,06 - 2016 4 615,56 65,78 - 2017 4 680,41 68,63 - 2018 4 748,72 71,62 - 2019 4 820,64 74,73 - 2020 4 896,29 77,99 - 2021 4 975,87 81,38 - 2022 5 059,59 84,99 Tasa Promedio 1,49% 10,67% Notas
(1) La propuesta de SEAL abarca todas las cargas e instalaciones comprendidas en el Área de Demanda 9.
(2) La proyección de la demanda presentada por ELECTROSUR corresponde a la demanda que atiende en el Área de Demanda 9.
(3) CONEHUA no presentó demanda para el Área de Demanda 9.
Cabe señalar que la proyección de demanda presentada por SEAL en la etapa de PROPUESTA FINAL difiere de los valores presentados en la etapa de PROPUESTA INICIAL siendo estos valores mayores en todos los años de proyección.
5.2
Plan de Inversiones 2013 - 2017
Con relación a la PROPUESTA INICIAL, es del caso destacar que SEAL en su PROPUESTA FINAL disminuye la compra de transformadores 33/10 kV de cinco (5) a tres (3) unidades, desestima la implementación de la tercera línea subterránea de 33 kV entre Challapampa y Parque Industrial, y desactiva la subestación Paucarpata.
Así, los montos de inversión en instalaciones del SCT que conforman la PROPUESTA FINAL de SEAL y ELECTROSUR, correspondiente al período setiembre 2011 – abril 2017, son los que se señalan en el siguiente cuadro:
Cuadro Nº 5-2
PROPUESTA FINAL ÁREA DE DEMANDA 9 PLAN DE INVERSIONES SCT Proponentes/titulares Inversión (US$) Longitud (km)
Potencia de Transformación (MVA) Cantidad De Elementos SEAL 53 916 878 223,2 566 195 AT Celda 6 331 388 44 Línea 12 176 046 163,6 16 Transformador 11 744 911 251 14 MAT Celda 3 549 552 12 Línea 3 535 561 59,6 2 Transformador 9 395 120 315 7 MT Celda 5 933 573 84 Compensador 1 250 727 16 ELECTROSUR 1 286 455 22,7 1 AT Transformador Línea 1 286 455 22,7 1 MT Celda
6. Análisis de OSINERGMIN
OSINERGMIN ha evaluado las premisas y cálculos presentados por las empresas SEAL y ELECTROSUR tanto en la PROPUESTA INICIAL como en la PROPUESTA FINAL, así como las opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN que con respecto al Área de Demanda 9 han sido presentadas y cuyo análisis en detalle se desarrolla en el Anexo A del presente informe.
En ese sentido, para los casos en los que no se han subsanado adecuadamente las observaciones realizadas por OSINERGMIN a los estudios que sustentan las propuestas presentadas por los TITULARES o la información presentada como parte de dicha subsanación de observaciones o como parte de las opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN, no es consistente o no ha sido debidamente sustentada, OSINERGMIN ha procedido a revisar y aprobar el Plan de Inversiones con base a lo dispuesto en la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento; en la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica y su Reglamento de Transmisión, así como, en las normas emitidas por OSINERGMIN para tal fin.
Para efectos del presente informe el análisis efectuado por OSINERGMIN y los resultados obtenidos como producto de dicho análisis se denominarán en adelante PROPUESTA OSINERGMIN.
A continuación se presenta un resumen de la PROPUESTA OSINERGMIN, cuyos resultados se encuentran sustentados en los archivos magnéticos que se han elaborado con tal propósito y que han sido publicados en la página Web http://www2.osinerg.gob.pe/gart.htm [Ver Referencia 4, 5 y 6]
6.1
Revisión de la Demanda
OSINERGMIN ha procedido a determinar la proyección de demanda eléctrica del Área de Demanda 9, en estricto cumplimiento del marco normativo vigente y con base a la mejor información disponible debido a que:
• SEAL y ELECTROSUR presentaron la proyección de la demanda sólo del mercado eléctrico que atienden dentro de su área de concesión sin incluir la proyección de la demanda atendida por otras titulares que también suministran energía eléctrica en el Área de Demanda 9. Es del caso resaltar que para la determinación del Plan de Inversiones en Transmisión, es necesario que para el horizonte de análisis la proyección de la demanda se realice espacialmente. Es decir, la proyección de la demanda que se describe a continuación, se realiza por devanado de cada transformador, de cada SET, y por sistema eléctrico.
6.1.1 Datos Históricos e Información Base
6.1.1.1 Ventas de energía
Las ventas históricas de energía que ha presentado SEAL como parte de su PROPUESTA FINAL, se han revisado teniendo como referencia la información de las Bases de Datos que dispone OSINERGMIN: “SICOM_1996_2010” y “SICLI 2010-2011”, las cuales están organizadas con información proporcionada periódicamente por las propias empresas concesionarias que suministran energía eléctrica.
En cuanto a las ventas de energía a Usuarios Mayores, presentada por SEAL, éstas se han revisado con base a la demanda de cada cliente libre, registrada cada 15 minutos, que forma parte de la Base de Datos “SICLI 2010-2011”.
6.1.1.2 Variables explicativas
PBI
El PBI empleado en la proyección de la demanda eléctrica efectuada por SEAL ha sido verificado con los datos históricos del PBI por departamento, que son los publicados por la División Nacional de Cuentas Nacionales del Instituto Nacional de Estadísticas e Informática (INEI), en el documento denominado: “Producto Bruto Interno por Departamentos 2001 – 2010”.
POBLACIÓN
Los datos históricos de población han sido corroborados con los datos de los Censos Nacionales de Población de los años 1993, 2005 y 2007 publicados por el INEI (Fuente del último censo: Documento Primeros Resultados Perú: Crecimiento y Distribución de la Población, 2007, Cuadro nº 3.1, pág. 18).
CLIENTES
La cantidad de clientes por Área de Demanda ha sido verificada con la Base de Datos SICOM 1996-2010 que dispone OSINERGMIN, la cual se mantiene actualizada con la información reportada por las mismas empresas concesionarias del sector eléctrico. Al igual que la energía vendida, dicha
base de datos contiene también la cantidad de clientes por sistema eléctrico, de manera tal que se consideran los clientes de los sistemas que conforman el Área de Demanda.
6.1.2 Proyección Ventas - Usuarios Menores
Para la proyección de las ventas de energía de los Usuarios Menores se utilizó el modelo econométrico de SEAL, debido a que es consistente y porque presenta valores de los estadísticos t y F aceptables.
6.1.3 Proyección Ventas-Usuarios Mayores
De acuerdo a la NORMA TARIFAS, la proyección de la demanda de estos usuarios se realiza según lo informado por los propios clientes libres en base a las encuestas realizadas por los correspondientes suministradores. Para el caso del Área de Demanda 9. la empresa no ha presentado proyecciones de los actuales Usuarios Mayores, por lo cual OSINERGMIN ha considerado que el consumo de energía del año 2011, de estos usuarios, se mantiene constante durante el período de análisis.
6.1.4 Nuevas Demandas en Bloque
En el caso que se informen sobre nuevas demandas en bloque, éstas son incorporadas a la proyección de la demanda, en tanto y en cuanto hayan sido debidamente sustentadas según lo señala la NORMA TARIFAS.
En el caso del Área de Demanda 9, se incorporaron las nuevas demandas que se indican en el cuadro siguiente:
Cuadro Nº 6-1
PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 9 NUEVAS DEMANDAS (MW)
SET Tensión Cliente 2012 2013 2014 2015 2016 2017
PORONGOCHE 10 MALL AVENTURA PLAZA 0,65 2,12 3,59 5,06 6,53 8,00
SOCABAYA 10 MINERA DAVID 2007 0,00 0,50 1,63 2,75 3,88 5,00
CHALLAPAMPA 10 TRES PALMERAS 0,60 1,08 1,56 2,04 2,52 3,00
CONO NORTE 10 PARQUE INDUSTRIAL MYPES - YURA 0,40 1,02 1,64 2,26 2,88 3,50
CHALLAPAMPA 10 QUIMERA CENTER 1,28 2,30 3,33 4,35 5,38 6,40
CONO NORTE 10 CC Y PROYECTOS AUTOPISTA AREQUIPA-LA JOYA 1,00 2,00 2,00 2,00 2,00 2,00 LAMBRAMANI 10 PARQUE LAMBRAMANI 0,90 1,62 2,34 3,06 3,78 4,50
REAL PLAZA 10 REAL PLAZA 0,50 1,20 1,90 2,60 3,30 4,00
CONO NORTE 10 PARQUE INDUSTRIAL CONTINENTAL 0,60 1,58 2,56 3,54 4,52 5,50
OCOÑA 10 CFG LA PLANCHADA 0,30 1,04 1,78 2,52 3,26 4,00
OCOÑA 10 PESQUERA NATALIA-PESCADORES 0,25 0,75 1,25 1,75 2,25 2,75
CARAVELÍ 10 GRUPO 15 0,44 0,45 0,47 0,48 0,49 0,50
CARAVELÍ 10 MINERA SAN JUAN DE CHORUNGA 0,25 0,70 1,15 1,60 2,05 2,50
CARAVELÍ 10 MINERA CARAVELÍ 0,25 0,70 1,15 1,60 2,05 2,50
HUANCARAMA 22.9 PSE CHUQUIBAMBA II Y III 0,03 0,03 0,04 0,04 0,04 0,04 POLOBAYA 33 MINERA PAMPA DE COBRE 0,00 0,49 1,59 2,70 3,80 4,90
Nota: A partir del año 2018, se mantienen los mismos valores
La proyección de la demanda de energía de estas nuevas demandas se determina considerando sus correspondientes factores de carga, de simultaneidad y/o coincidencia, según nivel de tensión en cada barra de SET´s.
6.1.5 Proyección Global
Luego de efectuar la integración de la proyección de las demandas de Usuarios Menores, Usuarios Mayores y Demandas Adicionales, a nivel de devanados de cada transformador, según el procedimiento establecido en la NORMA TARIFAS se obtiene la proyección global de la demanda de energía eléctrica correspondiente al Área de Demanda 9, la cual se muestra por nivel de tensión en el siguiente cuadro:
Cuadro Nº 6-2
PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 9 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA (GWH)
Año GWh Tasa Anual
% 2010 2 554.2 2011 2 572.1 0.7% 2012 2 680.1 4.2% 2013 2 797.0 4.4% 2014 2 916.5 4.3% 2015 3 037.9 4.2% 2016 3 162.8 4.1% 2017 3 291.3 4.1% 2018 3 364.4 2.2% 2019 3 441.5 2.3% 2020 3 522.5 2.4% 2021 3 607.5 2.4% 2022 3 697.0 2.5% Tasa Promedio 3.13%
6.2
Definición del Plan de Inversiones en
Transmisión
OSINERGMIN ha procedido a determinar el Plan de Inversiones en Transmisión del Área de Demanda 9, en estricto cumplimiento del marco normativo vigente y con base a la mejor información disponible debido a que en el estudio presentado por SEAL:
• No considera todas las instalaciones de SST y/o SCT que alimentan la misma área de demanda según lo establece el numeral 12.2 de la NORMA TARIFAS.
• No incluye un análisis completo de alternativas, según lo establece la NORMA TARIFAS, lo cual no permite verificar si la alternativa planteada representa la solución de mínimo costo en el Área de Demanda.
• No optimiza el uso transformadores existentes mediante rotaciones en todas las alternativas analizadas.
• No se sustenta el dimensionamiento de los nuevos elementos de transmisión que conforman el SER.
6.2.1 Consideraciones
Además de los criterios establecidos en la NORMA TARIFAS para la definición de las nuevas instalaciones que formarán parte de los SCT a ser pagados por la demanda, para el planeamiento de la expansión de la transmisión se ha tenido en cuenta los siguientes aspectos:
- Como parte de la optimización del uso de las instalaciones existentes se considera la rotación de transformadores, la transferencia de carga entre SET´s, antes de añadir instalaciones o equipamiento adicional, siempre que estas soluciones resulten más eficientes que la construcción de nuevas instalaciones.
- La proyección espacial de la potencia permite identificar el nivel de sobrecarga que puede experimentar cada devanado de los transformadores de las SET’s durante el horizonte de estudio, permitiendo ello prever una eficiente rotación de transformadores (teniendo presente sus características para definir si pueden operar en paralelo o con barras secundarias separadas), antes de optar por nuevas inversiones en transformación.
- Para la instalación de nuevos transformadores de potencia, se consideran las características y tamaños de los módulos estándares aprobados por OSINERGMIN.
- Las líneas de transmisión se dimensionan considerando los máximos valores de potencia que fluyen a través de las mismas, bajo condiciones de operación máxima.
- Se toma como base la topología del sistema existente al 30 de diciembre del 2011 y las instalaciones que se hayan construido y/o se prevea su entrada en servicio antes de mayo 2013.
- La configuración de barras de las nuevas SET’s, es la que resulte necesaria para la operación del sistema integral.
- Se ha considerado el criterio N-1, para sistemas eléctricos que atienden demandas superiores a los 30 MW. Para el efecto, se evaluó el comportamiento de los distintos componentes del sistema en condiciones de operación normal y en contingencia, verificando el cumplimiento de las normas técnicas de calidad y seguridad vigentes.
Según la información reportada por las Titulares de transmisión, las instalaciones del SST y SCT del Área de Demanda 9 a diciembre de 2011, son las que figuran en el Anexo B.
La determinación de las condiciones en las que actualmente opera el sistema permite establecer una base a partir de la cual se inicia el proceso de planeamiento del desarrollo futuro de las instalaciones de transmisión. Para este fin se utilizan los resultados de la proyección de la demanda a nivel de SET, para realizar a partir de éstos un balance entre la potencia instalada existente en las SET’s y sus demandas proyectadas correspondientes. De esta manera, se identifica la situación actual y el nivel de sobrecarga que pueden experimentar las SET’s en el futuro.
Mediante un análisis de flujo de potencia para el año 2012 y 2022 se establecieron las necesidades de cambio de la sección de conductores en las líneas de transmisión existentes y expansión de la transmisión eléctrica mediante nuevas líneas. Con los resultados del mismo análisis de flujo de potencia se determina los niveles de sobrecarga en los transformadores. El diagnóstico de estas instalaciones está referido al comportamiento de las mismas para atender la demanda en el año 2022. Este diagnóstico se refleja en los siguientes aspectos:
• Sobrecarga en Transformadores
Los transformadores de dos arrollamientos que presentarían sobrecarga en el año 2022 son los siguientes:
Nombre Lado HV Lado LV Pot.Nom. Factor de
Barras Barras MVA Utilización tr2 Socabaya T1 SOCAB138 SOCAB033 60 198
tr2 Socabaya T2 SOCAB138 SOCAB033 60 198
tr2 Chilina T1 CHILI138 CHILI033 60 260
tr2 Challapampa T7-31 CHALP033 CHALP010 25 200
tr2 Chilina T3-2-31 CHILI033 CHILIO10 25 145
tr2 Cono Norte T8-32 CONOR033 CONOR010 10 336
tr2 Jesus T5-31 JESUS033 JESUS010 25 154
tr2 San Lázaro T2-31 SLAZA033 SLAZA010 25 128
tr2 Pque Industrial T41-31 PQSEA033 PQSEA010 25 150
tr2 Pque Industrial T42-31 PQSEA033 PQSEA010 25 150
tr2 Socabaya T6-31 SOCAB033 SOCAB010 12,5 309
tr2 Puquina PUQUI033 PUQUI023 2 168
tr2 Corire T15-61 CORIR060 CORIR013 4 142
tr2 Camana T40-31 CAMAN033 CAMAN010 10 171
tr2 Base Islay T30-103 BISLA138 BISLA033 22,5 107
tr2 Mollendo T31-31 MOLLE033 MOLLE010 4,5 127
tr2 Matarani T35-31 MATAR033 MATAR010 6 111
tr2 Chucarapi T38-31 CHUCA033 CHUCA010 1,5 116
Los transformadores de tres arrollamientos que presentan sobrecarga en el año 2022 son los siguientes:
Nombre Lado HV Lado MV Lado LV Pot. Nom. HV Pot. Nom. MV Pot. Nom. LV Factor de Factor de Factor de Barras Barras Barras MVA MVA MVA Utiliz.
(HV)
Utiliz. (MV)
Utiliz. (LV) tr3 Socabaya T1 SOCABA220 SOCAB138 SOCAB010a 150 150 30 136,91 123,98 0,00 tr3 Socabaya T2 SOCABA220 SOCAB138 SOCAB010b 150 150 30 136,91 123,98 0,00 tr3 Repartición
T26-121
REPAR138 REPAR023 REPAR010 9 9 2.6 101,64 101,41 0,00 tr3 Camana
T40-163
CAMAN138 CAMAN060 CAMAN033 15 10 8 123,93 0,00 213,36
• Sobrecargas en las líneas de transmisión
Las líneas que resultan sobrecargadas en el año 2022 son las siguientes:
Nombre Terminal i Terminal j Tensión.
Nom. Long. Corr.
Nom. Factor de
Barras Barras kV km kA Utilización
lne Santuario-Chilina L-1126 SANTU138 CHILI138 138 17,67 0,545 119,91
lne Pque Ind-Socabaya L-3080 PQSEA033 SOCAB033 33 8,17 0,331 174,79
lne Pque Ind-Socabaya L-3081 PQSEA033 SOCAB033 33 8,17 0,331 174,79
lne Jesus-Socabaya L-3090 JESUS033 SOCAB033 33 8,37 0,331 122,84
lne Jesus-Socabaya L-3091 JESUS033 SOCAB033 33 8,37 0,331 122,84
lne Chilina-deriv.Challapampa L-3060 CHILI033 deriv.Challapam 33 2,97 0,331 203,81
lne Chilina-deriv.Cono Norte L-3061 CHILI033 deriv.Cono Norte 33 2,97 0,331 203,81
lne Socabaya-Paucarpata L-3070 SOCAB033 PAUCP033 33 6,71 0,331 142,10
lne Pque Ind-Paucarpata L-3072 PQSEA033 PAUCP033 33 3,1 0,331 142,12
lne deriv.Challapampa-Challapampa L3060A deriv.Challapa m CHALP033 33 0,03 0,331 284,39 • Otros aspectos
Mediante una visita a las instalaciones de SEAL, se verificó que en el departamento de Arequipa se ha retirado la subestación San Luis. Además se constató que se han construido dos nuevas subestaciones Real Plaza y Lambramani; en el momento de la visita, las cargas de dichas subestaciones eran atendidas en el nivel de 10 kV sin problemas de caída de tensión. Al respecto, SEAL mencionó que la situación era temporal debido a que el transformador 33/10 kV de Real Plaza estaba en pleno proceso de montaje electromecánico y el transformador de Lambramani estaba en proceso de fabricación.
Asimismo, se verificó in situ que la subestación Porongoche fue diseñada para albergar a un solo transformador 33/10 kV, por tanto, se desestima la posibilidad de colocar un segundo transformador en dicha subestación. Por otro lado, se constató que la línea aérea de doble terna de 33 kV Challapampa – Chilina tiene problemas en la faja de servidumbre y su
Además, mediante inspección de campo se constató que en la SET Challapampa no es posible instalar un segundo transformador debido a que el espacio existente será reducido por la ampliación de la vía Metropolitana (aledaña a la SET Challapampa). Dicha restricción será considerada en la evaluación de alternativas.
6.2.3 Alternativas de expansión de la transmisión
Sobre la base del diagnóstico del sistema eléctrico actual y de acuerdo a la evolución de la demanda eléctrica en el Área de Demanda 9, se ha identificado algunos refuerzos en líneas existentes e incremento en la capacidad de transformación que serán necesarios realizar en el horizonte al año 2022.
A continuación se realiza el análisis y planteamiento de alternativas para cada sistema eléctrico que están bajo responsabilidad de SEAL y ELECTROSUR.
6.2.3.1 Sistema Eléctrico Arequipa
Actualmente la ciudad de Arequipa se abastece eléctricamente desde la SET Socabaya y SET Chilina, estando pendiente de implementar las instalaciones previstas en el Plan de Inversiones vigente: 1) LT 138 kV Socabaya-Parque Industrial, 2) nueva SET Parque Industrial 138/33/10 kV para dar mayor confiabilidad al suministro eléctrico en la ciudad de Arequipa y, 3) nueva SET Tiabaya y su línea conexa, incluyendo la implementación de nuevas celdas en 10 kV.
Sin embargo, SEAL en su PROPUESTA FINAL ha reformulado el Plan de Inversiones vigente y propone la implementación de la nueva SET Parque Industrial con transformadores de dos devanados 138/33 kV, la ampliación de capacidad de transformación de las subestaciones existentes 33/10 kV. y reforzar algunas líneas existentes de 33 kV. El principal argumento de SEAL para esta reformulación del Plan de Inversiones vigente, consiste en contar con transformadores de respaldo para atender cualquier contingencia de los transformadores existentes 138/33 kV. y por el menor costo que representa la alternativa mencionada.
Asimismo, en la etapa de opiniones y sugerencias, SEAL señala que la alternativa de 3 devanados no es viable debido a que presenta elevados niveles de potencia de cortocircuito en barras MT. Del análisis efectuado por OSINERGMIN dicha opinión fue acogida (ver Anexo A del presente documento).
A fin de evaluar esta reformulación, a continuación se analizan las cinco (5) alternativas que se han identificado para el afianzamiento del suministro eléctrico a la ciudad de Arequipa.
Alternativa 1: (Propuesta SEAL) Implementación de nueva subestación
Parque Industrial con transformador 138/33 kV – 80 MVA y reforzamiento del enlace entre las subestaciones de Chilina y Challapampa en 33 kV.
Alternativa 2: (Propuesta SEAL) Implementación de nueva subestación
Parque Industrial con transformador 138/33/10 kV – 100 MVA y reforzamiento del enlace entre las subestaciones de Chilina y Challapampa en 33.
Alternativa 3: (Propuesta SEAL) Implementación de nueva subestación
Parque Industrial con transformador 138/33 kV – 80 MVA y reforzamiento del enlace entre las subestaciones de Chilina y Challapampa en 33 kV. Adicionalmente se implementa la LT 138 kV Chilina - Parque Industrial con cable subterráneo de 400 mm2.
Alternativa 4: Implementación de nueva subestación Parque Industrial con
transformador 138/33/10 kV – 100 MVA y reforzamiento del enlace entre las subestaciones de Chilina y Challapampa en 33 kV. Adicionalmente se considera la rotación de los transformadores 33/10kV retirados de las subestaciones Parque Industrial y Jesús.
Alternativa 5: Implementación de nueva subestación Parque Industrial con
transformador 138/33/10 kV – 100 MVA y LT 138 kV Chilina y Challapampa con cable subterráneo de 400 mm2. Adicionalmente se considera la rotación de los transformadores 33/10kV retirados de las subestaciones Parque Industrial y Jesús.
De la evaluación técnica realizada a las alternativas mencionadas, se obtiene que las alternativas 2, 4 y 5 presentan valores de corriente de cortocircuito trifásico mayores a 40 KA en barras MT, por lo cual, dichas alternativas quedan descartadas debido a que las celdas MT están diseñadas para 25 KA. Las alternativas técnicamente viables se han evaluado bajo el criterio de mínimo costo, obteniéndose los siguientes resultados:
Cuadro Nº 6-3
PROPUESTA OSINERGMIN - ÁREA DE DEMANDA 9 Análisis de alternativas – Sistema Eléctrico Arequipa
OSINERGMIN F-205
SELECCIÓN DE ALTERNATIVA OPTIMA
Sistema: Arequipa
Valor Presente (US$)
Alternativa Transmisión Transformación Total
OYM Pérdidas Costo Total
MAT AT MAT/AT AT/MT Inversión
Alternativa 1 1 208 912 4 358 765 6 485 536 5 591 210 17 644 423 2 797 962 -472 066 19 970 319
Alternativa 3 5 549 178 4 441 337 6 485 536 5 598 668 22 074 719 3 588 627 -484 952 25 178 393 Alternativa Seleccionada :3 8 57 Alternativa 1 580 390
Del cuadro anterior, se puede notar que la Alternativa 1 es la de menor costo en un horizonte de análisis de 10 años debido a que presenta la menor inversión.
6.2.3.2 Sistema Eléctrico Camaná – Chuquibamba - Majes
SEAL propone interconectar al SEIN, los sistemas eléctricos aislados de Ocoña, Atico y Caravelí, debido principalmente a que tiene nuevas demandas que no pueden ser atendidas desde la red existente y por la poca capacidad disponible de generación eléctrica que existe en cada sistema aislado.
Cabe señalar que en el Plan Nacional de Electrificación Rural del Ministerio de Energía y Minas (MEM) se contempla ejecutar electrificaciones rurales en la zona de Caravelí; para ello, el MEM tiene contemplado construir una nueva LT 60 kV Camaná - Ocoña e implementar una nueva subestación AT/MT. Para atender las nuevas demandas, SEAL propone tres alternativas:
Alternativa 1: Interconexión de la SET Ático y SET Caravelí con líneas de transmisión en cascada
- En el 2014, implementar una nueva subestación 138/60/33 kV ubicada en Ocoña y la LT 138 kV Camaná – Ocoña de 50 Km de longitud. - En el 2016, implementar dos nuevas subestaciones 60/10 kV ubicadas
en Ático y Caravelí, la LT 60 kV Camaná – Ático y la LT 60 kV Ático – Caravelí; la longitud aproximada de ambas líneas es de 60 Km.
Alternativa 2: Interconexión de la SET Ático y SET Caravelí con líneas de transmisión independientes
- En el 2014, implementar una nueva subestación 138/60/33 kV ubicada en Ocoña y la LT 138 kV Camaná – Ocoña de 50 Km de longitud, - En el 2016, implementar dos nuevas subestaciones 60/10 kV ubicadas
en Ático y Caravelí, la LT 60 kV Camaná – Ático y la LT 60 kV Camaná – Caravelí, cuyas longitudes son 60 Km y 85 Km respectivamente.
Alternativa 3: Mantener la condición de Sistemas Aislados
En esta alternativa se considera la situación de mantener la condición de sistemas aislados y para atender las nuevas demandas se propone incrementar la capacidad de generación eléctrica.
Cabe señalar, que se ha evaluado la propuesta del MEM, que consiste en interconectar el sistema aislado de Ocoña en 60 kV desde la SET Camaná. Dicha alternativa no cumple con los criterios técnicos establecidos porque presenta problemas de caída de tensión cuando se interconectan los sistemas aislados de Ático y Caravelí a la barra 60 kV de la SET Ocoña. Por lo mencionado, la alternativa propuesta por el MEM se desestima.
Del análisis efectuado a las alternativas propuestas por SEAL, se valida la Alternativa 1 debido a que cumple con los criterios técnicos establecidos en el horizonte de 10 años y porque presenta el menor costo.
Cuadro Nº 6-4
PROPUESTA OSINERGMIN - ÁREA DE DEMANDA 9 Análisis de alternativas – Sistema Camaná- Chuquibamba - Majes
Alternativas Inversión (MUS$) O y M (MUS$) Costo Pérdidas (MUS$) Costo Energía (MUS$) Costo Total (MUS$) Alternativa 1 9 904,17 1 824,80 2 317,66 21 212.33 35 258,96 Alternativa 2 10 536,33 1 924,01 1 881,78 21 212.33 35 554,44 Alternativa 3 112 161.79 112 161,79
6.2.3.3 Sistema Eléctrico Islay
En base al diagnóstico efectuado a las instalaciones de SEAL, se ha detectado problemas de sobrecargas en los transformadores 33/10 kV de la SET Mollendo (104%) y Matarani (145%) y así como la necesidad de mejorar los niveles de tensión en la zona de Islay.
Asimismo, en la etapa de opiniones y sugerencias, SEAL solicita se reemplace el transformador existente de la SET Base Islay debido a que dicho equipo superó su vida útil y no cuenta con regulación bajo carga. Del análisis efectuado por OSINERGMIN dicha opinión fue acogida (ver Anexo A del presente documento).
En base a lo mencionado se plantean las siguientes reformas:
- En la SET Base Islay, reemplazar el transformador de potencia 138/33 kV - 3x7.5 MVA por uno nuevo 138/33/10 kV – 25 MVA con regulación bajo carga. Con la implementación de este nuevo transformador se desactiva la SET Mollendo 33/10 kV y se mejora la regulación de tensión en la zona de Islay.
- Ejecutar la rotación de transformadores existentes. Los detalles de la rotación propuesta se señalan en el siguiente cuadro:
Equipo de Reserva origen SET destino SET Observaciones Transformador
33/10 kV – 10 MVA Camaná Matarani
La rotación se realiza el
año 2014 y el
transformador retirado de Matarani pasa a reserva
- Instalar bancos de capacitores en las SET´s La Curva (1,5 MVAR) y Churacapi (1 MVAR), a fin de mejorar los niveles de tensión en la zona de Islay.
Con la reforma propuesta se logra eliminar la sobrecarga, mejorar los niveles de tensión y representa para este sistema el menor costo,
6.2.3.4 Sistema Eléctrico Puquina – Omate – Ubina
ELECTROSUR propone instalar una segunda terna entre la SET Socabaya y SET Polobaya, a fin de mejorar los perfiles de tensión y atender los incrementos de carga de clientes mayores.
Del análisis efectuado a la propuesta de ELECTROSUR, se valida dicha propuesta, debido a que se mejora los niveles de tensión, se reduce las pérdidas técnicas y se logra atender los incrementos de carga de Usuarios Mayores cumpliendo con los criterios de calidad establecidos.
En el Anexo C se muestran los diagramas unifilares correspondientes a las alternativas de mínimo costo, de los sistemas eléctricos analizados por OSINERGMIN.
6.2.4 Modificación del Plan de Inversiones 2009-2013
6.2.4.1 Ejecución de proyectos no incluidos en el Plan de
Inversiones 2009-2013 vigente
SEAL incluyó en su propuesta del Plan de Inversiones 2013-2017, las siguientes instalaciones, que sin estar consideradas en el Plan de Inversiones vigente (2009-2013), han sido puestas en operación o prevé ponerlas en operación antes de mayo del año 2013:
Cuadro Nº 6-5
INVERSIONES NO APROBADAS EN PLAN DE INVERSIONES 2009-2013 EJECUTADAS O PREVISTAS EJECUTAR HASTA ANTES DE MAYO 2013
Año Titular Nombre Elemento Instalación Código de Módulo
Estándar
Observación OSINERGMIN 2011 SEAL Celda de Alimentador SET MAT/AT/MT SOCABAYA CE-010SIU2MCISBAL1 Se requiere 2011 SEAL Transformador de Potencia 33/10 kV, 25 MVA SET MAT/AT/MT SOCABAYA TP-033010-025SI2I Se requiere 2012 SEAL Celda de Línea SET AT/MT PORONGOCHE CE-033SIU2C1ISBLI2 Implementado, se requiere el 2015 2012 SEAL Celda de Línea SET AT/MT LAMBRAMANI CE-033SIU2C1ISBLI2 Implementado, se requiere el 2015 2012 SEAL Celda de Transformador SET AT/MT LAMBRAMANI CE-033SIU2C1ISBTR2 Implementado, se
requiere el 2015 2012 SEAL Celda de Transformador SET AT/MT LAMBRAMANI CE-010SIU2MCISBTR1 Implementado, se requiere el 2015 2012 SEAL Celda de Alimentador SET AT/MT LAMBRAMANI CE-010SIU2MCISBAL1 Implementado, se requiere el 2015 2012 SEAL Celda de Alimentador SET AT/MT LAMBRAMANI CE-010SIU2MCISBAL1 Implementado, se requiere el 2015 2012 SEAL Celda de medición SET AT/MT LAMBRAMANI CE-010SIU2MCISBMD1 Implementado, se requiere el 2015 2012 SEAL Transformador de Potencia 33/10 kV, 15 MVA ONAF SET AT/MT LAMBRAMANI TP-033010-015SI2I Implementado, se requiere el 2015 2012 SEAL Celda de Línea SET AT/MT REAL PLAZA CE-033SIU2C1ISBLI2 Implementado, se requiere el 2014 2012 SEAL Celda de Transformador SET AT/MT REAL PLAZA CE-033SIU2C1ISBTR2 Implementado, se requiere el 2014 2012 SEAL Celda de Transformador SET AT/MT REAL PLAZA CE-010SIU2MCISBTR1 Implementado, se requiere el 2014
