GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA
AV. CANADA N°°°° 1460 - SAN BORJA
224 0487 224 0488 - FAX 224 0491
Informe N° 0286-2012-GART
Estudio para la Determinación del
Plan de Inversiones en Transmisión
para el Área de Demanda 13
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 131, 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 13 presentó Electrosur S.A. (en adelante “ELECTROSUR”) en las etapas anteriores y, las opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN que al respecto sólo ha presentado 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 consistente o no ha sido debidamente sustentada, OSINERGMIN ha
1 Área de Demanda 13: Abarca el departamento de Tacna, donde existen instalaciones de transmisión de
Electrosur S.A., Egesur S.A. y Red Eléctrica del Sur S.A.
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.
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 ELECTROSUR:
♦ La proyección de la demanda eléctrica incluye la demanda total del Área de Demanda 13.
♦ Se ha reducido el número de transformadores nuevos propuestos, mediante una eficiente rotación de transformadores y considerando la posibilidad de transferir carga entre subestaciones a través de las redes en media tensión.
♦ Los estudios eléctricos abarcan todas las instalaciones comprendidas en el Área de Demanda 13.
♦ Se ha considerado el criterio N-1 para los sistemas eléctricos que atienden demandas mayores a 30 MW.
Como consecuencia de la aplicación de estos cambios, el Plan de Inversiones para el Área de Demanda 13, en el período 2013-2017, se resume en el siguiente cuadro:
Plan de Inversiones en Transmisión del Área de Demanda 13 para el periodo 2013-2017
Propuesta OSINERGMIN Inversión (US$)
Longitud de Línea (km) Potencia de Transformación (MVA) Cantidad de Elementos ELECTROSUR 7 563 177 29,3 41 43 AT Celda 1 862 672 14 Línea 2 910 820 29,3 3 Transformador 1 863 177 41 4 MT Celda 851 709 21 Compensador 74 799 1 MINEM 18 261 420 124,5 60 7 MAT Celda 1 609 624 4 Línea 14 796 946 124,5 1 Transformador 1 734 135 60 1 AT Celda 120 715 1 Total Área de Demanda 13 25 824 597 153,8 101 50
El nominativo “MINEM” está referido a instalaciones que no han sido imputadas a ninguna de las titulares que conforman el Área de Demanda 13 y que el Ministerio de Energía y Minas deberá evaluar y licitar su implementación para garantizar el servicio eléctrico.
Asimismo las inversiones que, sin estar en el Plan de Inversiones 2009-2013 vigente, los TITULARES han reportado como ejecutadas o previstas poner en servicio antes de mayo 2013 en virtud a lo señalado en la Disposición Transitoria Única de la Resolución OSINERGMIN N° 050-2011-OS/CD2 y que
OSINERGMIN ha encontrado como procedentes en el marco de lo establecido en el numeral VII) del Literal d) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE3, son las que se resumen en el siguiente cuadro:
Modificación del Plan de Inversiones 2009-2013
Inversiones justificadas a ponerse en servicio hasta antes de mayo 2013
Proponentes/titulares
Inversiones
hasta abril 2013 Longitud
Potencia de
Transformación Cantidad (US$) (km) (MVA) de Elementos ELECTROSUR 718 090 - 25 1
AT
Celda - - - - Línea - - - - Transformador 718 090 25 1 Total Área de Demanda 13 718 090 - 25 1
Los valores mostrados en los cuadros anteriores se han determinado aplicando la Base de Datos de Módulos Estándar de Inversión para Sistemas de Transmisión vigente y serán posteriormente actualizados de acuerdo con lo establecido en el numeral II del literal d) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE.
2 Única.- Las instalaciones que sin estar consideradas en el Plan de Inversiones aprobado para el
período 2009-2013, fueron puestas en operación comercial para atender el surgimiento de significativas demandas no previstas durante el proceso de aprobación de dicho Plan, excepcionalmente y por única vez, podrán justificarse técnica y económicamente como parte del estudio que sustente la propuesta del nuevo Plan de Inversiones correspondiente al período 2013-2017, a fin de que OSINERGMIN evalúe la procedencia de su inclusión en el cálculo del Peaje a partir de la siguiente fijación de Tarifas y Compensaciones de SST y SCT.
3 VII) En la eventualidad de ocurrir cambios significativos en la demanda proyectada de electricidad, o
modificaciones en la configuración de las redes de transmisión aprobadas por el Ministerio, o en las condiciones técnicas o constructivas, o en las condiciones técnicas o constructivas o por otras razones debidamente justificadas, respecto a lo previsto en el Plan de Inversiones vigente, el respectivo titular podrá solicitar a OSINERGMIN la aprobación de la modificación del Plan de Inversiones vigente, acompañando el sustento técnico y económico debidamente documentado. De aprobarse la modificación del Plan de Inversiones, las modificaciones a las tarifas y compensaciones correspondientes se efectuarán en la Liquidación Anual de ingresos siguiente a la fecha de puesta en operación comercial de cada instalación que conforma dicha modificación del Plan de Inversiones. OSINERGMIN establecerá la oportunidad, los criterios y procedimientos para la presentación y aprobación de las modificaciones al Plan de Inversiones, las cuales deben seguir los mismos principios que los aplicados en la formulación del Plan de Inversiones.
Las instalaciones no incluidas en el Plan de Inversiones aprobado, no serán consideradas para efectos de la fijación del Costo Medio Anual, las tarifas y compensaciones de transmisión.
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... 29
6.2.3.1 Sistema Eléctrico Tacna - Yarada ... 30
6.2.3.2 Sistema Eléctrico Tarata ... 30
6.2.4 Modificación del Plan de Inversiones 2009-2013 ... 31
6.2.4.1 Ejecución de proyectos no incluidos en el Plan de Inversiones 2009-2013 vigente ... 31
6.2.4.2 Reprogramación del Plan de Inversiones vigente ... 32
6.2.5 Plan de Inversiones 2013-2017 ... 32
6.2.5.1 Programación de Bajas ... 33
7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ... 34
8. ANEXOS ... 35
Anexo A Análisis de las Opiniones y Sugerencias a la PREPUBLICACIÓN ... 36
Anexo B Diagrama Unifilar del Sistema Actual según información de Titulares ... 41
Anexo C Diagrama Unifilar de las Alternativas Seleccionadas - según análisis de OSINERGMIN ... 43
Anexo D Modificación del Plan de Inversiones 2009-2013 ... 46
Anexo E Plan de Inversiones 2013-2017 determinado por OSINERGMIN (incluye programación de Bajas) ... 48
Anexo F Cuadros Comparativos ... 51
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 13, 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.
ELECTROSUR, Egesur S.A. y Red Eléctrica del Sur S.A. (en adelante y en conjunto “TITULARES”) son las empresas concesionarias que tienen instalaciones de transmisión en el Área de Demanda 13 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 ELECTROSUR ha presentado su propuesta de Plan de Inversiones 2013-2017 para el Área de Demanda 13.
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 13, sólo la empresa ELECTROSUR ha presentado opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN, mediante carta N° GP-582-2012 de fecha 11 de mayo de 2012; cuyo análisis en detalle se desarrolla en el Anexo A del presente informe.
En ese sentido, para la elaboración del presente informe se han considerado los estudios técnico-económicos presentados por los TITULARES como sustento de sus propuestas de inversión para el período 2013-2017; las 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.
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
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.
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.
• 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.
9 Artículo 139º.-
(…)
Las compensaciones y las tarifas de transmisión a que se refieren los artículos 44° y 62° de la Ley; así como, las compensaciones y tarifas del Sistema Complementario de Transmisión a que se refiere el Artículo 27° de la Ley N° 28832, serán fijadas por OSINERGMIN, teniendo presente lo siguiente: a) Criterios Aplicables
(…)
V) El Plan de Inversiones está constituido por el conjunto de instalaciones de transmisión requeridas que entren en operación dentro de un periodo de fijación de Peajes y Compensaciones. Será revisado y aprobado por OSINERGMIN y obedece a un estudio de planificación de la expansión de transmisión considerando un horizonte mínimo de diez (10) años, hasta un máximo establecido por OSINERGMIN, que deberá preparar obligatoriamente cada concesionario de las instalaciones de transmisión remuneradas exclusivamente por la demanda.
OSINERGMIN podrá elaborar y aprobar el Plan de Inversiones ante la omisión del concesionario correspondiente.
La ejecución del Plan de Inversiones y de sus eventuales modificaciones, ambos aprobados por OSINERGMIN, es de cumplimiento obligatorio.
(…)
d) Frecuencia de Revisión y Actualización (…)
VI) En cada proceso regulatorio se deberá prever las siguientes etapas: VI.1) Aprobación del Plan de Inversiones.
• Norma de Procedimiento para la Asignación de Responsabilidad de Pago de los SST y SCT, aprobada con Resolución OSINERGMIN N° 383-2008-OS/CD.
1.2
Proceso de Aprobación del Plan de
Inversiones
El presente proceso se viene desarrollando según lo establecido en la norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados” aprobada mediante Resolución OSINERG N° 001-2003-OS/CD, cuyo Texto Único Ordenado (TUO) aprobado por Resolución OSINERGMIN N° 775-2007-OS/CD ha sido modificado con Resolución OSINERGMIN N° 049-2011-OS/CD, donde en su Anexo B1 se señala específicamente las etapas a seguirse para la aprobación del Plan de Inversiones en Transmisión (en adelante “PROCEDIMIENTO”).
OSINERGMIN, en aplicación del principio de transparencia contenido en la Ley N° 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas, ha incluido como parte del PROCEDIMIENTO la realización de audiencias públicas, estableciendo de esta manera un ambiente abierto de participación para que la ciudadanía y los interesados en general puedan, en su oportunidad, expresar sus opiniones a fin de que éstas sean consideradas tanto por el correspondiente Titular como por el regulador antes que adopte su decisión.
Asimismo, toda la información disponible relacionada con el PROCEDIMIENTO, incluyendo la correspondiente a las Audiencias Públicas,
se viene publicando en la página Web:
http://www2.osinerg.gob.pe/gart.htm, en la sección que resulta de ingresar a los vínculos siguientes: “Procedimientos Regulatorios”, “Procedimiento para fijación de Peajes y Compensaciones para SST y SCT”, “Procedimiento para aprobación del Plan de Inversiones en Transmisión Período 2013-2017”.
Inicio del Proceso
A sugerencia de algunas empresas concesionarias, mediante la Única Disposición Transitoria de la Resolución OSINERGMIN N° 049-2011-OS/CD se dispuso excepcionalmente que los Estudios Técnico Económicos que sustenten las propuestas del Plan de Inversiones en Transmisión, sean presentados a más tardar el 01 de setiembre de 2011.
Así, el 01 de setiembre de 2011 se inició el presente proceso con la presentación de los “Estudios Técnico Económicos que sustentan las Propuestas del Plan de Inversiones en Transmisión correspondiente al período 2013-2017”, preparados por los Titulares de las instalaciones de transmisión y presentados a OSINERGMIN para su evaluación.
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, 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 publicar 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.
Dichas opiniones y preguntas así como el acta de la Audiencia Pública, que se encuentran publicadas en la página Web de OSINERGMIN, en lo pertinente, son consideradas en el presente proceso regulatorio.
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:
Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en Transmisión
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 13, está circunscrita al departamento de Tacna, 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: ELECTROSUR, Egesur S.A. (en adelante “EGESUR”), Red Eléctrica del Sur S.A. (en adelante “REDESUR”), en conjunto llamadas “TITULARES”.
Según información proporcionada por ELECTROSUR, actualmente el Área de Demanda 13 está conformada por los sistemas eléctricos:
• Tacna – Yarada. • Tarata.
• Tomasiri.
En el siguiente Gráfico N° 2.1 se muestra la ubicación geográfica del Área de Demanda 13.
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 13.
3. Propuesta Inicial
Dentro del plazo establecido para el presente proceso, mediante carta GP-997-2011, el 01 de setiembre de 2011, ELECTROSUR 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 13.
Cabe señalar, que las empresas EGESUR Y REDESUR no presentaron los estudios correspondientes al Área de Demanda 13.
Se ha considerado como parte de la propuesta inicial, la información complementaria que presentó ELECTROSUR el 04 de octubre de 2011, mediante carta GP-1125-2011, a requerimiento de OSINERGMIN (en adelante y en conjunto “PROPUESTA INICIAL”) – [Ver Referencia 1].
3.1
Proyección de la Demanda
En la PROPUESTA INICIAL se señala que la proyección de la demanda de los Usuarios Menores se ha realizado como la evolución de las ventas de energía, desglosada por sistema eléctrico y por nivel de tensión, aplicando tanto el método econométrico como el tendencial, para luego realizar el ajuste final según pruebas estadísticas de resultados y apreciaciones cualitativas de los analistas.
Asimismo, se explica que dicha proyección de demanda se ha corregido considerando las cargas puntuales o concentradas, especialmente de los llamados Usuarios Mayores tanto existentes como nuevos, teniendo presente sus planes de incremento de carga futuros y/o la oportunidad de su interconexión.
Finalmente, se indica haber recombinado anualmente las proyecciones de los componentes o tipos de carga, para obtener el pronóstico de la demanda de toda la zona de estudio.
La proyección global de la demanda de energía eléctrica, presentada en la PROPUESTA INICIAL, se resume en el siguiente cuadro:
Cuadro Nº 3-1
PROPUESTA INICIAL - ÁREA DE DEMANDA 13 Proyección de la Demanda (GWh) AÑO ELECTROSUR (1) REDESUR (2) EGESUR (3) 2010 209,2 2011 209,2 2012 209,2 2013 356,4 2014 368,4 2015 380,8 2016 393,5 2017 405,7 2018 420,3 2019 434,2 2020 448,5 2021 463,2 2022 478,4 Tasa Promedio 7.13% Notas:
(1) La propuesta del Titular no abarca todas las cargas comprendidas en el Área de Demanda 13.
(2) REDESUR no presentó estudio.
(3) EGESUR no presenta demanda para el Área de Demanda 13.
En cuanto a la proyección de la demanda de potencia, ELECTROSUR 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
ELECTROSUR 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. ELECTROSUR propone la implementación de nuevas subestaciones 66/10 kV, tales como: Viñani, Ceticos, así como la construcción de 20,1 Km. de líneas en 60 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 que formarían parte del SCT, en el período setiembre 2011 – abril 2017 propuesta por ELECTROSUR, son los que se resumen en el siguiente cuadro:
Cuadro Nº 3-2
PROPUESTA INICIAL ELECTROSUR - ÁREA DE DEMANDA 13 PLAN DE INVERSIONES SCT)
Proponentes/titulares Inversión (US$) Longitud (km)
Potencia de Transformación (MVA) Cantidad De Elementos ELECTROSUR(1) 20,1 5 AT Celda Línea 20,1 2 Transformador 54 3 MAT Celda Línea Transformador MT Celda Compensador
Total Área de Demanda 13 20,1 54 5
Notas:
(1) ELECTROSUR presentó los formatos de valorizaciones sin datos de costos.
4. Observaciones a los
Estudios Técnico
Económicos
A través del Oficio N° 0790-2011-GART, el 24 de noviembre de 2011 OSINERGMIN remitió a ELECTROSUR las observaciones al Estudio Técnico Económico presentado por esta empresa como sustento de su PROPUESTA INICIAL – [Ver referencia 2].
Las observaciones realizadas por OSINERGMIN al Estudio Técnico-Económico que sustenta la propuesta 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 ELECTROSUR, son las siguientes:
- No se han evaluado las suficientes alternativas que permitan concluir que la configuración presentada corresponde efectivamente a la alternativa de mínimo costo.
- No se han presentado todos los archivos que sustentan el cálculo de la proyección de la demanda.
- Para el caso de las instalaciones nuevas propuestas, no se ha realizado la determinación de la capacidad óptima de transformadores ni de la sección óptima de conductores.
- En varios formatos los datos han sido consignados como valores, lo cual no permite su trazabilidad y validación.
- En varios formatos no se han sido consignados datos.
- No se han presentado los cálculos de sustento sobre las ubicaciones propuestas para las subestaciones nuevas.
- 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 carta GP-126-2012, la empresa ELECTROSUR presentó las respuestas a las observaciones efectuadas por OSINERGMIN a su PROPUESTA INICIAL, las mismas que conjuntamente con la información complementaria que se acompañó a dichas respuestas, para efectos del presente proceso, se consideran como la PROPUESTA FINAL.
El análisis de dichas respuestas se ha realizado en el Anexo A del Informe N° 0125-2012-GART.
Al igual que en el caso de la PROPUESTA INICIAL y las observaciones a la misma, toda la documentación entregada como PROPUESTA FINAL ha sido consignada en la página Web de OSINERGMIN , con el propósito de que los agentes del mercado e interesados, tengan acceso a los documentos mencionados y cuenten con la información necesaria que les permita en su oportunidad expresar sus comentarios y puntos de vista relacionados con los temas observados. – [Ver Referencia 3].
A continuación se resumen los valores contenidos en la PROPUESTA FINAL.
5.1
Proyección de la Demanda
La proyección de la demanda de la PROPUESTA FINAL se resume en el siguiente cuadro:
Cuadro Nº 5-1
PROPUESTA FINAL ELECTROSUR - ÁREA DE DEMANDA 13 Proyección de la Demanda (GWh) Año ELECTROSUR (1) REDESUR (2) EGESUR (3) 2010 209,2 2011 209,2 2012 209,2 2013 357,0 2014 369,2 2015 382,1 2016 395,6 2017 409,9 2018 424,8 2019 440,5 2020 457,0 2021 474,3 2022 492,5 Tasa Promedio 7,39% Notas
(1) La propuesta de ELECTROSUR no abarca todas las cargas e instalaciones comprendidas en el Área de Demanda 13.
(2) REDESUR no presentó demanda para el Área de Demanda 13. (3) EGESUR no presentó demanda para el Área de Demanda 13.
Cabe señalar que la proyección de demanda presentada por ELECTROSUR 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. Tan es así que la Tasa de Crecimiento (TC) promedio global, se incrementa de 7,13% a 7,39%.
5.2
Plan de Inversiones 2013 - 2017
Con relación a la PROPUESTA INICIAL, es del caso destacar que ELECTROSUR en su PROPUESTA FINAL desestima la implementación de la nueva SET Ceticos. Asimismo, adicionalmente propone dos alternativas para darle confiabilidad en MAT a la ciudad de Tacna, debido a que actualmente toda la demanda eléctrica de la ciudad de Tacna es abastecida desde la subestación Los Heroes 220/66 kV, la cual está conectada al SEIN a través de una línea de simple terna de 220 kV. Ante una contingencia o mantenimiento programado de dicha línea, la ciudad de Tacna se ve afectada con recortes del suministro eléctrico, debido a que la línea de 66 kV que interconecta Aricota con Los Heroes no puede soportar toda la demanda de la ciudad de Tacna.
Así, los montos de inversión en instalaciones del SCT que conforman la PROPUESTA FINAL de ELECTROSUR, correspondiente al período setiembre 2011 – abril 2017 son los que se señalan en el siguiente cuadro:
Cuadro Nº 5-2
PROPUESTA FINAL ELECTROSUR - ÁREA DE DEMANDA 13 PLAN DE INVERSIONES SCT Proponentes/titulares Inversión (US$) Longitud (km) Potencia de Transformación (MVA) Cantidad de Elementos ELECTROSUR 18 972 489 118,5 151 34 MAT Celda 1 158 142 4 Línea 7 414 627 90,0 1 Transformador 3 855 636 120 1 AT Celda 2 032 157 11 Línea 2 135 830 28,5 3 Transformador 1 630 793 31 3 MT Celda 745 305 11 Compensador
6. Análisis de OSINERGMIN
OSINERGMIN ha evaluado las premisas y cálculos presentados por la empresa 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 13 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 del Área de Demanda 13, en estricto cumplimiento del marco normativo vigente y con base en la mejor información disponible debido a que en el Estudio presentado por ELECTROSUR:
• La proyección de la demanda es sólo del mercado eléctrico que atiende 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 13.
Es del caso resaltar que para la determinación del Sistema Eléctrico a Remunerar (SER), en el período de análisis, es necesario que 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 ELECTROSUR 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 ELECTROSUR, 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
6.1.1.2 Variables explicativas
PBI
El PBI empleado en la proyección de la demanda eléctrica efectuada por ELECTROSUR 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 ELECTROSUR, debido a que es consistente y porque presenta valores de los estadísticos t y F aceptables.
6.1.3 Proyección Ventas-Usuarios Mayores
De acuerdo a la NORMA TARIFAS, la proyección de la demanda de estos usuarios se realiza según lo informado por los propios clientes libres en base a las encuestas realizadas por los correspondientes suministradores. Para el caso del Área de Demanda 1, la empresa no ha presentado proyecciones de los actuales Usuarios Mayores, por lo cual OSINERGMIN ha considerado que el consumo de energía del año 2011, de estos usuarios, se mantiene constante durante el período de análisis.
6.1.4 Nuevas Demandas en Bloque
En el caso que se informen sobre nuevas demandas en bloque, éstas son incorporadas a la proyección de demanda en tanto y en cuanto hayan sido debidamente sustentadas según lo señala la NORMA TARIFAS.
En el caso del Área de Demanda 13 se incorporan las nuevas demandas que se indican a continuación.
Cuadro Nº 6-1
PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 13 NUEVAS DEMANDAS (MW)
SET Tensión
(KV) Cliente 2012 2013 2014 2015 2016 2017 Observación TACNA (ELS) 10 PROMUVI 0 0.62 2.00 3.38 4.77 6.15 Prep. TACNA (ELS) 10 MARTORELL 0 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80 Prep. TACNA (ELS) 10 RIPLEY (GTA Ing y Cont) 0 0.50 1.63 2.75 3.88 5.00 Prep. EL AYRO 10 POZOS DE BOMBEO DEL AYRO 0 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 Prep. TACNA (ELS) 10 MADIRESA 0 3.35 3.35 3.35 3.35 3.35 Opin.& Sug. TACNA (ELS) 10 LADRILLOS MAX 0 3.50 3.50 3.50 3.50 3.50 Opin.&Sug. TACNA (ELS) 10 INVERSIONES GAETE 0 1.73 1.73 1.73 1.73 1.73 Opin.&Sug.
Nota: A partir del año 2018, se mantienen los mismos valores.
Prep.:Cargas justificadas en la etapa de PREPUBLICACIÓN
La proyección de la demanda de energía de estas nuevas demandas se determina considerando sus correspondientes factores de carga, de simultaneidad y/o coincidencia, según nivel de tensión en cada barra de SET´s.
6.1.5 Proyección Global
Luego de efectuar la integración de la proyección de las demandas de Usuarios Menores Usuarios Mayores y Demandas Adicionales según el procedimiento establecido en la NORMA TARIFAS se obtiene la proyección global de la demanda de energía eléctrica correspondiente al Área de Demanda 13, la cual se muestra en el siguiente cuadro:
Cuadro Nº 6-2
PROPUESTA OSINERGMIN - ÁREA DE DEMANDA 13 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA (GWh)
Año GWh Tasa Anual
% 2010 209,2 2011 219,8 5,1% 2012 230,9 5,1% 2013 267,0 15,6% 2014 294,4 10,3% 2015 322,4 9,5% 2016 351,1 8,9% 2017 380,4 8,4% 2018 395,3 3,9% 2019 411,0 4,0% 2020 427,5 4,0% 2021 444,8 4,0% 2022 463,0 4,1% Tasa Promedio 6,84%
6.2
Definición del Plan de Inversiones en
Transmisión
OSINERGMIN ha procedido a determinar el Plan de Inversiones en Transmisión del Área de Demanda 13, en estricto cumplimiento del marco normativo vigente y con base a la mejor información disponible debido a que en el estudio presentado por ELECTROSUR:
• No considera todas las instalaciones de SST y/o SCT que alimentan la misma Área de Demanda.
• Se ha optado, 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 incluye un análisis completo de alternativas, según lo establece la NORMA TARIFAS, lo cual no permite verificar si la alternativa planteada representa la solución de mínimo costo en el Área de Demanda.
• No se sustenta el dimensionamiento de los nuevos elementos de transmisión que conforman el SER.
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.
6.2.2 Diagnóstico de la Situación Actual
Según la información reportada por las Titulares de transmisión, las instalaciones del SST y SCT del Área de Demanda 13 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 Tomasiri TOMAS066 TOMAS011 3 118,22
tr2 Tacna 1 TACNA066 TACNA011A 10 243,12
tr2 Tacna 2 TACNA066 TACNA011A 13 231,70
tr2 Sarita SARIT066 SARIT033 2 326,97
tr2 Alto Toquela ATOQU033 ATOQU010 0.25 129,16
tr2 El Ayro EAYRO033 EAYRO010 0.8 227,23
Los transformadores de tres arrollamientos que presentan sobrecarga en el año 2022 son los siguientes:
Nombre Lado HV Lado MV Lado LV Pot.Nom. HV
Pot.Nom. MV
Pot.Nom.
LV Factor de Factor de Factor de Barras Barras Barras MVA MVA MVA Utilización
(HV)
Utilización (MV)
Utilización (LV) tr3 Los Heroes LHERO220 LHERO066 LHERO011 60 60 12 169,15 157,89 0,00 tr3 Parque
Industrial PQELS066 PQELS011 PQELS010 25 25 6,25 211,62 183,91 0,00
• Sobrecargas en las líneas de transmisión
Durante el horizonte estudio se presenta sobrecarga en las líneas de transmisión siguientes:
Nombre Terminal i Terminal j Tensión.
Nom. Long. Corr. Nom. Factor de Barras Barras kV km kA Utilización lne Aricota-Tomasiri ARI2_066 TOMAS066 66 58,3 0,219 103,99
• Otros aspectos
Mediante una visita a las instalaciones de ELECTROSUR se constató que en el departamento de Tacna existe una línea de simple terna en 66 kV que se encuentra fuera de servicio; dicha línea se encuentra ubicada entre las subestaciones Los Héroes y Tacna.
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 13, se ha identificado la necesidad de afianzar el suministro eléctrico a la ciudad de Tacna bajo el criterio N-1 debido a la configuración radial en el nivel de MAT, planteándose para ello tres alternativas:
Alternativa 1: Nueva LT 138 kV Aricota – Los Héroes y un nuevo
transformador de potencia 220/138/66 kV – 100 MVA en la SET Los Héroes.
Alternativa 2: Nueva LT 220 kV Moquegua – Los Héroes y un nuevo
transformador de potencia 220/66 kV – 60 MVA en la SET Los Héroes.
Alternativa 3: Nueva LT 138 kV Aricota – Tacna y un nuevo transformador de
potencia 138/66/10 kV – 80 MVA en la SET Tacna.
De los estudios eléctricos realizados, se concluye que las Alternativas 1 y 3 cumplen con el criterio N-1 en un horizonte de mediano plazo (año 2016), luego del cual, se necesita implementar la segunda LT 220 kV Moquegua – Los Héroes y la ampliación de la capacidad de transformación 220/66 kV en la SET Los Héroes.
Considerando lo señalado anteriormente, las tres alternativas se han evaluado bajo el criterio de mínimo costo, obteniéndose los siguientes resultados:
OSINERGMIN F-205 SELECCIÓN DE ALTERNATIVA OPTIMA
Sistema: Tacna (instalaciones externas)
Valor Presente (US$) Alternativa Transmisión Transformación Total
OYM Pérdidas Costo Total MAT AT MAT/AT AT/MT Inversión
Alternativa 1 17 676 343 5 537 294 23 213 636 3 351 734 760 872 27 326 242 Alternativa 2 13 211 569 2 735 037 15 946 596 2 561 147 178 830 18 686 573
Alternativa 3 18 016 439 4 250 112 22 266 551 3 172 071 775 635 26 214 257 Alternativa Seleccionada :3 8 57 Alternativa 2 580 390
De los resultados obtenidos, se recomienda la implementación de la Alternativa 2 para mejorar la continuidad de suministro eléctrico a la ciudad de Tacna.
A continuación se realiza el análisis y planteamiento de alternativas para cada sistema eléctrico que está bajo responsabilidad de ELECTROSUR.
6.2.3.1 Sistema Eléctrico Tacna - Yarada
Actualmente la ciudad de Tacna se abastece eléctricamente desde la SET Tacna y SET Parque Industrial, estando pendiente de implementar las instalaciones previstas en el Plan de Inversiones vigente: 1) LT 60 kV Los Heroes-Parque Industrial para dar mayor confiabilidad al suministro eléctrico en la ciudad de Tacna y, 2) incremento de la capacidad de transformación en la SET Tacna.
ELECTROSUR en su PROPUESTA INICIAL propone dos nuevas subestaciones Ceticos y Viñani, sin embargo en su PROPUESTA FINAL descarta la subestación Ceticos y mantiene su propuesta de implementar la nueva SET Viñani.
Los argumentos que sustentan esta nueva SET Viñani son los siguientes: - La excesiva caída de tensión que se tendrá en la red de media tensión si
se atiende las nuevas demandas desde la red actual; para respaldar esta afirmación, el Titular adjunta los reportes del programa de flujo de carga, en donde se observa que los porcentajes de caída de tensión sobrepasan el 10%, excediendo los límites permisibles.
- La ubicación de las nuevas demandas correspondientes a empresas inmobiliarias se encuentra a 9 Km. de la subestación más cercana. Asimismo, en la etapa de opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN, ELECTROSUR ha señalado que debido a los nuevos requerimientos de carga eléctrica en la zona de influencia de la SET Tacna, resulta necesario implementar un nuevo transformador 66/10 kV – 25 MVA en la nueva SET Viñani, a fin de descargar dicha SET. Dicha opinión ha sido acogida de acuerdo al análisis efectuado por OSINERGMIN en el Anexo A del presente informe.
Por lo mencionado, se desestima utilizar el transformador existente retirado de la SET Tacna debido a que su capacidad nominal no es la adecuada para atender la nueva demanda proyectada y se valida la PROPUESTA FINAL DE ELECTROSUR.
6.2.3.2 Sistema Eléctrico Tarata
ELECTROSUR en su PROPUESTA FINAL propone ampliar la capacidad de transformación de la SET El Ayro, a fin de atender la demanda de 2 MW de los pozos de bombeo de agua; sin embargo, el Titular no considera la cargabilidad de la SET Sarita, la cual se vería afectada por sobrecarga del 300% si se atiende la demanda de los pozos de bombeo. Además no prevé solución para la excesiva caída de tensión en barras 10 kV de la SET El Ayro.
Asimismo, en la etapa de opiniones y sugerencias, ELECTROSUR menciona que debe desactivarse la SET Sarita y considerar la ampliación de transformación 66/33 kV en la SET Caserío Aricota, debido a que la SET Sarita no está bajo su responsabilidad. Dicha opinión ha sido acogida de acuerdo al análisis efectuado por OSINERGMIN en el Anexo A del presente informe.
En base a lo mencionado, se debe de complementar la PROPUESTA FINAL de ELECTROSUR con la desactivación de la SET Sarita; la instalación de un nuevo transformador 66/33/10 kV – 10 MVA en la SET Caserío Aricota y la implementación de compensación reactiva en la SET El Ayro a fin de mejorar los niveles de tensión.
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
ELECTROSUR 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 6-3
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 2010 ELECTROSUR Transformador 60/10 kV, 25 MVA SET PARQUE INDUSTRIAL TP-060010-0250CO1E Implementado Justificado
Al respecto, ELECTROSUR presenta la justificación técnica y económica requerida según lo establecido en la Disposición Transitoria Única de la Resolución OSINERGMIN N° 050-2011-OS/CD; no obstante, OSINERGMIN ha procedido a analizar este caso a fin de determinar si amerita su implementación en el contexto de lo establecido en el numeral VII) del literal d) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE, agregado mediante el D.S. N° 014-2012-EM, publicado el 22 de mayo de 2012.
Los resultados de este análisis se indican en la columna “Observación OSINERGMIN” del cuadro anterior y 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 ELECTROSUR 718 090 - 25 1
AT
Celda - - - - Línea - - - - Transformador 718 090 - 25 1 Total Área de Demanda 13 718 090 - 25 1
En el Anexo D se muestra esta instalación aprobada, en cuadro separado de las demás modificaciones del Plan de Inversiones 2009-2013.
6.2.4.2 Reprogramación del Plan de Inversiones vigente
Asimismo, en el mismo Anexo D, se señalan en cuadro separado las inversiones aprobadas en el Plan de Inversiones vigente (julio 2006 - abril 2013), que según los resultados del análisis realizado por OSINERGMIN para esta etapa del proceso, se requiere sean culminadas o implementadas posteriormente a abril 2013.
Sin embargo, es del caso señalar que respecto a estas instalaciones que se mantienen como necesarias, las consecuencias por su no ejecución en la oportunidad indicada en el Plan de Inversiones 2009-2013 vigente, son de exclusiva responsabilidad del Titular correspondiente.
6.2.5 Plan de Inversiones 2013-2017
Como resultado del análisis realizado por OSINERGMIN, en el Anexo E se detallan las inversiones requeridas para el período 2013-2017, que formarían parte del SCT a ser remunerado por la demanda, donde también se listan en cuadro aparte las instalaciones del Plan de Inversiones 2009-2013 que se han reprogramado para ser ejecutadas en el período 2013-2017.
En resumen, el Plan de Inversiones en transmisión del Área de Demanda 13, que se requiere implementarse en el período 2013-2017, se muestra en el siguiente cuadro:
Cuadro Nº 6-4
PROPUESTA OSINERGMIN - ÁREA DE DEMANDA 13 PLAN DE INVERSIONES SCT
Propuesta OSINERGMIN Inversión (US$)
Longitud de Línea (km) Potencia de Transformación (MVA) Cantidad de Elementos ELECTROSUR 7 563 177 29,3 41 43 AT Celda 1 862 672 14 Línea 2 910 820 29,3 3 Transformador 1 863 177 41 4 MT Celda 851 709 21 Compensador 74 799 1 MINEM 18 261 420 124,5 60 7 MAT Celda 1 609 624 4 Línea 14 796 946 124,5 1 Transformador 1 734 135 60 1 AT Celda 120 715 1
Total Área de Demanda 13 25 824 597 153,8 101 50
6.2.5.1 Programación de Bajas
Las instalaciones que quedan en desuso como resultado del planeamiento de la expansión de la transmisión, pasan a reserva en caso sean requeridas para tal fin y tengan un tiempo de vida menor a 30 años, caso contrario se considera su Baja para el año en que quedaría en desuso. Las Bajas resultantes también se listan en cuadro aparte en el Anexo E del presente documento.
7. Conclusiones y
Recomendaciones
Del análisis realizado por OSINERGMIN al estudio presentado por la empresa ELECTROSUR así como a los análisis de oficio correspondientes a las instalaciones de las Titulares que no han presentado propuesta y que pertenecen al Área de Demanda 13 se concluye lo siguiente:
a) Se ha obtenido el valor de 6,84% como tasa de crecimiento de la demanda global de energía eléctrica en el Área de Demanda 13, menor que el valor de 7,39% presentado por ELECTROSUR.
b) La inversión total considerada para el Área de Demanda 13, en el periodo comprendido entre el 01 de mayo de 2013 al 30 de abril de 2017 asciende al monto de US$ 25 824 597 según los valores de inversión por elemento de transmisión que se muestran en el Anexo E del presente documento.
c) Las inversiones 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 LCE (modificación del Plan de Inversiones 2009-2013 vigente) asciende al monto de US$ 718 090.
d) Se recomienda la emisión de una resolución que apruebe el Plan de Inversiones en Transmisión del Área de Demanda 13 correspondiente al período mayo 2013 - abril de 2017, según lo señalado en el acápite b), así como la modificación del Plan de Inversiones 2009-2013 vigente según lo indicado en la acápite c) anterior.
8. Anexos
A continuación se presentan los siguientes anexos al informe:
Anexo A Análisis de las Opiniones y Sugerencias a la
PREPUBLICACIÓN.
Anexo B Diagrama Unifilar del Sistema Actual según información de
Titulares.
Anexo C Diagrama Unifilar del SER 2013-2017, según análisis de
OSINERGMIN.
Anexo D Modificación del Plan de Inversiones 2009-2013.
Anexo E Plan de Inversiones 2013-2017, determinado por
OSINERGMIN (incluye programación de Bajas).
Anexo A
Análisis de las Opiniones y Sugerencias a
la PREPUBLICACIÓN
Análisis de las Opiniones y Sugerencias a la PREPUBLICACIÓN
presentadas por ELECTROSUR
1. Sistema Eléctrico Tacna:
OPINIÓN 1.
Como parte del Informe N° 0125-2012-GART "Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en Transmisión para el Área de Demanda 13", OSINERGMIN ha propuesto para el año 2013 la ejecución de la línea de transmisión en 66 kV SET Tacna — SET Viñani y Subestación Viñani, considerando la reubicación del transformador de 10 MVA de la subestación de transformación Tacna a la nueva subestación de transformación Viñani. Posteriormente en el año 2016, adquirir un transformador de 66/10 kV – 25 MVA y, rotar el transformador de 10 MVA a la subestación Parque Industrial; sugiere que dicha propuesta pueda ser reconsiderada con la adquisición de un nuevo transformador de 25 MVA en el año 2013, en razón a los siguientes argumentos:
a. En el mes de febrero del 2012; las empresas ubicadas en la Zona Franca de Tacna — ZOFRATACNA: Madiresa, Ladrillos & Bloquetas Maxx, Inversiones Gaete SAC y Transportes Alameda World SAC, han presentado sus requerimientos de demanda, tal como puede observarse en el Cuadro No. 01.
Demanda Proyectada 5 años [Kw]
Almacén 50
Planta de Prefabricados 800 Planta de Molienda y Ensacado 2500
3500 1736 850 9436 Cuadro No.01 Nuevas Demandas de ZOFRATACNA
Empresa
Total Demanda Madiresa
Ladrillos Max Inversiones Gaete Transportes Alameda World
Las demandas anteriormente señaladas, serán suministradas de energía eléctrica a través de la nueva subestación de transformación Viñañi. En ese sentido, considera que resulta insuficiente el transformador de 10 MVA, 66/10 kV para la puesta en servicio en el año 2013, debiendo adquirirse el transformador de 25 MVA en el mencionado periodo, a fin de garantizar el suministro eléctrico de las demandas existentes en el sector Viñani, nuevas asociaciones de vivienda, así como nuevas demandas solicitadas por las empresas ubicadas en ZOFRATACNA.
b. No se está tomando en cuentan el criterio N-1, para Sistemas Eléctricos que atienden demandas superiores a los 30 MW (que es el caso del Sistema Eléctrico Tacna). En el sentido de que ante la falla de un transformador de potencia de la Subestación Tacna o Parque Industrial, no es posible restablecer el suministro eléctrico a través de transferencias de cargas entre subestaciones existentes, considera que el transformador de 10 MVA existente de la subestación Tacna, asuma la mayor demanda posible del transformador siniestrado.
c. Asimismo, la rotación del transformador de 10 MVA, 66/10 kV, de la subestación Tacna a la subestación Viñani, imposibilitaría cumplir con lo establecido en el literal d. del numeral 5 del Procedimiento para la Supervisión y Fiscalización del Performance de los Sistemas de Transmisión, aprobado mediante Resolución del Concejo Directivo del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería OSINERGMIN N° 091-2006-OS/CD y sus modificatorias, cuyo literal establece textualmente que "Las empresas, con el propósito de mejorar las deficiencias y/o mitigar los efectos de las interrupciones de servicio registradas en su sistema de transmisión eléctrica, implementarán los Programas de Mejoramiento de Instalaciones y/o Reemplazo de equipos; y Planes de Contingencias Operativos". d. Del boletín 2009 — 1 de OSINERGMIN en su gráfico No. 12.1; puede apreciarse los
tiempos históricos de reposición de subestaciones de alta tensión, ocurridos en el país en los últimos años; de cuyo boletín se ha extraído el siguiente gráfico No. 01 y Cuadro No.02:
Grafico No. 01 - Tiempos de Reposición de Subestaciones de Alta Tensión
SET's Siniestro MVA
Reposición Parcial
(Hrs)
Total (Hrs)
Huallanca 26/06/2001 15 2 días 10 días
Huánuco 26/09/2003 23.3 4 días 21 días
Tacna 10/02/2005 7 4 horas 1.6 días
Cerro de Pasco 15/03/2005 9 9.5 horas 3.4 días
Huancavelica 26/06/2005 30 1 días 7 días
Ica 15/08/2007 36 1.3 días
Independencia 15/08/2007 46 1 días
San Nicolas 15/08/2007 52 19.1 horas 20.8 horas
Marcona 15/08/2007 69 1.29 días
Cerro de Pasco 01/04/2008 12 9.5 horas 5 días
Fuente: Boletín 2009-1 Osinergmin.
