Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en Transmisión para el Área de Demanda 10

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GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA

AV. CANADA N°°°° 1460 - SAN BORJA

224 0487 224 0488 - FAX 224 0491

Informe N° 0283-2012-GART

Estudio para la Determinación del

Plan de Inversiones en Transmisión

para el Área de Demanda 10

Regulación para el período 2013-2017

(Publicación)

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Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en Transmisión

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 101_{, 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 10 presentaron Electro Sur Este S.A. (en adelante “ELSE”) y Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu S.A. (en adelante “EGEMSA”) en las etapas anteriores y, las opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN que al respecto han presentado por separado ELSE y EGEMSA 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 como parte de las opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN no es

1_{Área de Demanda 10: Abarca los departamentos de Apurímac, Cusco y Madre de Dios. En esta Área}

de Demanda existen instalaciones de transmisión de Electro Sur Este S.A., Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu S.A. y Red de Energía del Perú 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.

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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 ELSE:

♦ La proyección de la demanda eléctrica incluye la demanda total del Área de Demanda 10.

♦ Se ha reducido el número de nuevas SET´s propuestas.

♦ Se justifica la conveniencia de utilizar banco de condensadores en el sistema eléctrico de Cusco.

♦ Los estudios eléctricos abarcan todas las instalaciones comprendidas en el Área de Demanda 10.

♦ Se justifica la conexión que la nueva SET Llusco sea mediante una LT 60 kV.

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

Como consecuencia de la aplicación de estos cambios, el Plan de Inversiones para el Área de Demanda 10, en el período 2013-2017, es:

Plan de Inversiones en Transmisión del Área de Demanda 10 para el periodo 2013-2017

Propuesta OSINERGMIN Inversión (US$) Longitud de Línea (km) Potencia de Transformación (MVA) Cantidad de Elementos ELSE 10 998 813 88,0 99 18 MAT Celda 182 344 1 Línea Transformador 2 138 689 60 2 AT Celda 546 190 3 Línea 5 658 526 88,0 1 Transformador 2 037 967 39 3 MT Celda 435 097 8 EGEMSA 1 233 708 30 4 MAT Transformador 961 853 30 1 MT Celda 107 555 2 Compensador 164 300 1 Total Área de Demanda 10 12 232 521 88,0 129 22

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

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INDICE

1. INTRODUCCIÓN ... 5

1.1 ASPECTOS REGULATORIOS Y NORMATIVOS ...6

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

2. UBICACIÓN ... 12

3. PROPUESTA INICIAL ... 15

3.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA ... 15

3.2 PLAN DE INVERSIONES 2013-2017 ... 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 ... 23

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

6.2 DEFINICIÓN DEL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN ... 26

6.2.1 Consideraciones ... 26

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 La Convención ... 29

6.2.3.2 Sistema Eléctrico Puerto Maldonado - Mazuco ... 29

6.2.3.3 Sistema Eléctrico Sicuani - Combapata ... 30

6.2.3.4 Sistema Eléctrico Valle Sagrado 1- 3 ... 30

6.2.3.5 Sistema Eléctrico Abancay... 31

6.2.3.6 Sistema Eléctrico Andahuaylas ... 31

6.2.3.7 Sistema Eléctrico Cusco ... 31

6.2.3.8 Sistema Eléctrico Valle Sagrado 2 ... 32

6.2.4 Modificación del Plan de Inversiones 2009-2013 ... 32

6.2.4.1 Ejecución de proyectos no incluidos en el Plan de Inversiones 2009-2013 vigente ... 33

6.2.4.2 Reprogramación del Plan de Inversiones 2009-2013 vigente ... 33

6.2.4.3 Instalaciones del Plan de Inversiones 2009-2013 vigente, que ya no se requieren en el período 2013-2017 ... 33

6.2.5 Plan de Inversiones 2013-2017 ... 33

6.2.5.1 Programación de Bajas ... 34

7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ... 35

8. ANEXOS ... 36

Anexo A Análisis de las Opiniones y Sugerencias a la PREPUBLICACIÓN ... 37

Anexo B Diagrama Unifilar del Sistema Actual según información de Titulares ... 52

Anexo C Diagrama Unifilar de 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 ... 70

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1. Introducción

El presente informe describe el estudio realizado por OSINERGMIN, como sustento para la determinación del Plan de Inversiones en Transmisión del Área de Demanda 10, 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.

ELSE, EGEMSA 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 10 y que forman parte del Sistema Secundario de Transmisión (en adelante “SST”) y Sistema Complementario de Transmisión (en adelante “SCT”) remunerados por la demanda. De las TITULARES, sólo ELSE y EGEMSA han presentado sus propuestas de Plan de Inversiones para el Área de Demanda 10.

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 10, sólo las empresas ELSE y EGEMSA han presentado opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN, mediante cartas N° G-584-2012 de fecha 10 de mayo de 2012 y N° G-225-2011 de fecha 10 de mayo de 2012, respectivamente; 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

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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 LCE2_.

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° 288323_.

Según lo señalado en el Artículo 44° de la LCE4_{, 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 20.25_{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)6_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

2_{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.

3_{Artículo 43º.- Estarán sujetos a regulación de precios:}

(...)

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

4_{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.

(...)

5_{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.

6_{27.2 Para las instalaciones del Sistema Complementario de Transmisión se tendrá en cuenta lo}

siguiente: (…)

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

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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 Inversiones7_.

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

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

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

7_{Artículo 139º.-}

(…)

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

(…)

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

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

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

(…)

d) Frecuencia de Revisión y Actualización (…)

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

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• 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.

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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 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 2012y; 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 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

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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:

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para el Área de Demanda 10 (publicación) Página 11 de 72

Figura 1.1

Proceso de Aprobación del Plan de Inversiones en Transmisión (Período 2013-2017)

01-Sep 08-Sep 22-Sep 28-Nov 26-Ene 02-Feb 11-Abr 25-Abr 11-May 23-Jul 14-Ago 21-Ago 28-Ago 13-Sep 27-Sep 02-Oct

NOTA: Cronograma actualizado, considerando los días declarados no laborables mediante el Decreto Supremo N° 099-2011-PCM, publicado el 29/12/2011.

11-Abr-12 22-Sep-11

Publicación del Proyecto de Resolución que aprueba los Planes de Inversión, la Relación de

Información que la sustenta y convocatoria a Audiencia Pública

Presentación de los Estudios Técnico Económicos del Plan

de Inversiones en Transmisión.

Publicación en página Web de OSINERGMIN y convocatoria a

audiencia pública

Respuestas a las observaciones

Observaciones a los Estudios Técnico Económicos de los Titulares de los SST y SCT

Audiencia Pública de OSINERGMIN-GART

Opiniones y sugerencias de los interesados respecto a la

Prepublicación

Publicación de las Resoluciones que aprueban el Plan de Inversiones

Publicación de los recursos de reconsideración

convocatoria a Audiencia Pública

Audiencia Pública para sustentar Recursos de Reconsideración. Audiencia Pública de los Titulares

de los SST y SCT.

10d 45d 40d 5d 8d 10d 50d 15d 5d

Publicación en página Web de OSINERGMIN de las respuestas a

las observaciones

45d 5d

Interposición de Recursos de Reconsideración (de ser el caso).

1 4 6 8 10 12 3 5 7 9 11 13 10d 10d 3d

Publicación de las Resoluciones que resuelven Recursos de Reconsideración.

16

Opiniones y sugerencias sobre los Recursos de Reconsideración.

14

Resolución de Recursos de Reconsideración.

15

25-Abr-12 23-Jul-12 28-Ago-12

10d

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2. Ubicación

El Área de Demanda 10 está circunscrita a los departamentos de Apurímac, Cusco y Madre de Dios, los cuales se ubican en la región Sur Este del Perú. En dicha Área de Demanda se encuentran instalaciones de transmisión remuneradas por la demanda, pertenecientes a las empresas concesionarias: ELSE, EGEMSA, Red de Energía del Perú S.A. (en adelante “REP”), en conjunto llamadas “TITULARES”.

Según información proporcionada por ELSE, actualmente el Área de Demanda 10 está conformada por los sistemas eléctricos:

• Abancay, Abancay Rural, Andahuaylas, Valle Sagrado 1, Valle Sagrado 3, Combapata, Sicuani, Sicuani Rural, Cusco, Valle Sagrado 2, La Convención, La Convención Rural, Yauri, Puerto Maldonado, Puerto Maldonado Rural, Mazuko, Machupicchu, Chuquibambilla, Chacapuente, Chumbivilcas.

En el siguiente Gráfico N° 2.1 se muestra la ubicación geográfica del Área de Demanda 10.

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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 10.

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3. Propuesta Inicial

Dentro del plazo establecido para el presente proceso, mediante cartas N° G-914-2011 y N° G-521-2011, el 31 de agosto de 2011, ELSE y EGEMSA respectivamente presentaron los Estudios Técnicos-Económicos que sustentan su propuesta de Plan de Inversiones en Transmisión para el periodo 2013-2017, en el Área de Demanda 10.

REP, 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.

Se ha considerado como parte de la propuesta inicial, la información complementaria que presentó ELSE el 19 de setiembre de 2011, mediante carta N° G-978-2011, 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.

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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 10 Proyección de la Demanda (GWh) AÑO ELSE (1) EGEMSA (2) REP (3) 2010 - 445,42 2011 543,61 482,46 2012 592,58 521,89 2013 655,24 563,94 2014 647,47 608,47 2015 697,09 655,51 2016 721,42 705,03 2017 748,68 757,07 2018 784,19 811,59 2019 810,73 868,61 2020 788,11 928,13 2021 792,56 - 2022 - - Tasa Promedio 3,84% 7,62% Notas:

(1) La propuesta del Titular no abarca todas las cargas comprendidas en el

Área de Demanda 10.

(2) EGEMSA presenta demanda sólo a nivel de sus instalaciones de

transmisión.

(3) REP no presenta demanda para el Área de Demanda 10.

En cuanto a la proyección de la demanda de potencia, ELSE 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

ELSE en su PROPUESTA INICIAL no señala la reprogramación de determinados proyectos que forman parte del Plan de Inversiones vigente (julio 2006 - abril 2013).

Como inversiones nuevas, además de considerarse el reforzamiento de la capacidad de transformación en algunas SET´s existentes, ELSE propone la implementación de nuevas subestaciones 60/23/10 kV y 138/23 kV, tales como: Llusco e Iberia, así como la construcción de 160 Km de líneas en 138 kV y 86 Km. de líneas en 60 kV, adicionales a las que ya están aprobadas en

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el Plan de Inversiones vigente y cuya implementación propone sea reprogramada.

Cabe señalar, que la concesionaria EGEMSA, en su PROPUESTA INICIAL, no presenta nuevas inversiones para el período abril 2013 – mayo 2017, Así, los montos de inversión en instalaciones del SCT que conforman la PROPUESTA INICIAL de ELSE, son los que se señalan en el siguiente cuadro:

Cuadro Nº 3-2

PROPUESTA INICIAL ELSE - ÁREA DE DEMANDA 10 PLAN DE INVERSIONES SCT Proponentes/titulares Inversión (US$) Longitud (km) Potencia de Transformación (MVA) Cantidad De Elementos ELSE 6 369 200 246 107 24 AT Celda 392 146 2 Línea 58 651 86 1 Transformador 2 282 750 52 4 MAT Celda 773 396 2 Línea 74 076 160 1 Transformador 2 007 385 55 2 MT Celda 780 796 12 Compensador

(19)

4. Observaciones a los

Estudios Técnico

Económicos

A través de los Oficios N° 0787-2011-GART y N° 0788-2011-GART, el 24 de noviembre de 2011 OSINERGMIN remitió a ELSE y EGEMSA respectivamente las observaciones a los Estudios Técnicos Económicos presentados 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.

(20)

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 ELSE, son las siguientes:

- Algunos de los formatos presentados están vacíos; sin justificar adecuadamente las razones por las cuales no se han consignado los valores correspondientes.

- 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.

- No se ha presentado el análisis de alternativas para definir el Plan de Inversiones propuesto.

- En varios formatos los datos han sido consignados como valores, lo cual no permite su trazabilidad y validación.

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

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5. Propuesta Final

Dentro del plazo establecido para el efecto, con Oficios N° G-114-2012 y N° G-035-2011, las empresas ELSE y EGEMSA 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° 0126-2012-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].

Cabe señalar que EGEMSA no ha presentado las respuestas a las observaciones formuladas, sólo adjuntó un nuevo informe.

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:

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Cuadro Nº 5-1

PROPUESTA FINAL ÁREA DE DEMANDA 10 Proyección de la Demanda (GWh)

Año ELSE ₍₁₎ EGEMSA ₍₂₎ REP ₍₃₎

2010 - - - 2011 509,90 509,90 - 2012 582,37 582,37 - 2013 655,52 655,52 - 2014 734,09 734,09 - 2015 764,69 764,69 - 2016 796,55 796,55 - 2017 838,44 838,44 - 2018 873,02 873,02 - 2019 859,86 859,86 - 2020 877,16 877,16 - 2021 916,30 916,30 - 2022 956,13 956,13 Tasa Promedio 6,49% 6,49% Notas

(1) La propuesta de ELSE abarca todas las cargas e instalaciones comprendidas en el Área de Demanda 10.

(2) La demanda presentada por EGEMSA consigna los mismos datos de ELSE. (3) REP no presentó demanda para el Área de demanda 10.

Cabe señalar que la proyección de demanda presentada por ELSE 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

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

Cuadro Nº 5-2

PROPUESTA FINAL ELSE - ÁREA DE DEMANDA 10 PLAN DE INVERSIONES SCT Proponentes/titulares Inversión (US$) Longitud (km) Potencia de Transformación (MVA) Cantidad de Elementos ELSE 5 875 907 246 97 23 AT Celda 392 146 2 Línea 58 651 86 1 Transformador 1 652 226 37 3 MAT Celda 773 396 2 Línea 74 076 160 1

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Proponentes/titulares Inversión (US$) Longitud (km) Potencia de Transformación (MVA) Cantidad de Elementos Transformador 2 144 617 60 2 MT Celda 780 796 12 Compensador

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6. Análisis de OSINERGMIN

OSINERGMIN ha evaluado las premisas y cálculos presentados por las empresas ELSE y EGEMSA 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 10 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 10 en estricto cumplimiento del marco normativo vigente y con base en la mejor información disponible, debido a que en el Estudio presentado por ELSE y EGEMSA:

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• 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 10, no habiendo dado cumplimiento a lo establecido en el nuevo marco regulatorio en el sentido que la proyección de la demanda debe efectuarse por área de demanda. • ELSE no presenta los sustentos de los incrementos de demanda

significativos que correspondiente a la zona de Iberia.

Por las razones expuestas, OSINERGMIN procedió a proyectar la demanda del Área de Demanda 10 en estricto cumplimiento del marco normativo vigente.

6.1.1 Datos Históricos e Información Base

6.1.1.1 Ventas de energía

Las ventas históricas de energía que ha presentado ELSE 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 ELSE, 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 ELSE ha sido verificado con los datos históricos del PBI por departamento, que son 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,

(26)

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 ELSE, 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 10 se incorporan las nuevas demandas que se indican a continuación:

Cuadro Nº 6-1

PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 10 NUEVAS DEMANDAS (MW)

SET Cliente 2012 2013 2014 2015 2016 2017 CHUQUIBAMBILLA PNER CHUQUIBAMBILLA 0,00 0,00 0,00 0,12 0,12 0,12 CHALHUANCA CATALINA HUANCA SOCIEDAD MINERA 3,77 3,77 3,77 3,77 3,77 3,77 ABANCAY PROYECTO MINERO "ANUBIA" 0,00 1,00 3,50 12,00 12,00 12,00 ABANCAY PNER ABANCAY 0,00 0,03 0,03 0,35 0,35 0,35 CHALHUANCA PNER CHALHUANCA 0,00 0,02 0,02 0,06 0,17 0,17 ANDAHUAYLAS PNER ANDAHUAYLAS 0,38 0,43 0,43 0,57 0,61 0,61 QUENCORO CC PLAZA SAN ANTONIO (1) 0,00 4,00 4,00 4,00 4,00 4,00 DOLORESPATA PNER DOLORESPATA 0,00 0,00 0,00 0,00 0,17 0,17 CHAHUARES PNER ABANCAY 0,00 0,03 0,03 0,35 0,35 0,35 MAZUCO PNER MAZUCO 0,00 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 PTO MALDONADO PNER PTO MALDONADO 0,00 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 COMBAPATA MINA ANABI 1,49 1,49 1,49 1,49 1,49 1,49 COMBAPATA PNER COMBAPATA 0,00 0,00 0,00 0,21 0,33 0,33 SICUANI PNER SICUANI 0,00 0,00 0,12 0,29 0,52 0,52 PAUCARTAMBO PNER PAUCARTAMBO 0,00 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 PISAC PNER PISAC 0,00 0,00 0,00 0,15 0,25 0,25 URUBAMBA PNER URUBAMBA 0,00 0,02 0,02 0,02 0,08 0,08 HUARO PNER HUARO 0,00 0,07 0,07 0,21 0,32 0,32 TINTAYA PNER TINTAYA 0,00 0,40 0,40 0,69 0,69 0,69

Nota: A partir del año 2018, se mantienen los mismos valores. (1) Carga sustentada en la etapa de Opiniones y Sugerencias.

(27)

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 siguiente proyección de la demanda correspondiente al Área de Demanda 10:

Cuadro Nº 6-2

PROPUESTA OSINERGMIN - ÁREA DE DEMANDA 10 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA (GWh)

Año GWh Tasa Anual

% 2010 906,8 2011 957,7 5,62% 2012 990,9 3,46% 2013 1 032,5 4,20% 2014 1 081,7 4,76% 2015 1 174,6 8,59% 2016 1 217,1 3,62% 2017 1 257,6 3,33% 2018 1 307,6 3,98% 2019 1 351,3 3,34% 2020 1 351,2 0,00% 2021 1 379,3 2,08% 2022 1 427,5 3,50% Tasa Promedio 3,85%

6.2 Definición del Plan de Inversiones en

Transmisión

OSINERGMIN ha procedido a determinar el Sistema Eléctrico a Remunerar (SER) del Área de Demanda 10, con base en la mejor información disponible debido a que en el estudio presentado por ELSE:

• No se han considerado todas las instalaciones de SST y/o SCT que alimentan la misma Área de Demanda.

• 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.

Por las razones expuestas OSINERGMIN ha procedido a determinar el SER del Área de Demanda 10, según los criterios y metodología establecidos en el marco normativo vigente.

6.2.1 Consideraciones

Para la determinación del SER se ha tenido presente los siguientes criterios generales de planeamiento:

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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 10, 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.

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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 oropeza OROPE033 OROPE010 1,5 167,17

tr2 dol_171 DOLOR138 DOLOR012 12,2 226,69

tr2 sic_671 SICUA066 SICUA010 7 116,59

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 machup_8001 MACHU138 MACHU060 MACHU010 7 7 3 253,89 213,65 79,55 tr3 Pto-Mdo PMALD138 PMALD023 PMALD010 12,5 4 10 236,72 241,62 172,80

tr3 andy_8001 ANDHU060 ANDHU023 ANDHU013 13 5 9 139,00 117,02 112,30

tr3 urpipata QUILL060 QUILL023 QUILL010 7 2 7 140,27 47,55 112,43

tr3 pisac PISAC060 PISAC023 PISAC010 7 7 2 136,27 90,88 110,22

tr3 huaro HUARO033 HUARO023 HUARO010 4 2 2 134,56 99,96 155,54

tr3 com_1671 COMBA138 COMBA066 COMBA024 15 7 8 130,65 113,43 136,64

tr3 abancay_else ABANC138 ABANC060 ABAN13A 50 35 15 115,88 90,69 135,24

tr3 pucart_8001 URUBA060 URUBA023 URUBA011 7 7 2 113,75 56,78 164,49

• Sobrecargas en las líneas de transmisión

Durante el horizonte estudio no se tiene presencia de sobrecarga en las líneas de transmisión correspondiente al Área de Demanda 10.

• Otros aspectos

Mediante una visita a las instalaciones de ELSE se verificó que en el departamento de Cusco se ha desactivado la subestación Paucartambo, sin embargo ELSE plantea reactivarla para atender las demandas de los nuevos

(30)

proyectos de electrificación rural que viene ejecutando el Ministerio de Energía y Minas y de otras obras de electrificación que viene ejecutando el Gobierno Regional de Cusco y las Municipalidades Distritales.

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 10, se ha identificado algunos refuerzos 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 ELSE:

6.2.3.1 Sistema Eléctrico La Convención

De los resultados del diagnóstico, en el año 2013, se observa que el transformador 138/60/10 kV – 7/7/2 MVA de la SET Machupicchu presentará sobrecarga de 128%. A fin de solucionar la sobrecarga, ELSE en su PROPUESTA FINAL propone ampliar la capacidad de transformación de la SET Machupicchu.

La solución propuesta consiste en instalar un nuevo transformador 138/60/10 kV – 25/25/5 MVA y retirar el transformador existente.

Asimismo, en la etapa de opiniones y sugerencias, ELSE solicita que la ampliación de la SET Urpipata sea incluida en el Plan de Inversiones 2013-2017 debido al crecimiento de la demanda que existe en la zona, opinión que ha sido acogida de acuerdo al análisis efectuado por OSINERGMIN en el Anexo A del presente informe.

Cabe señalar que el transformador 60/22,9/10 kV – 7/2/7 MVA de la SET Urpipata presentará sobrecarga de 102% en el año 2017. A fin de solucionar la sobrecarga, ELSE en su PROPUESTA FINAL propone ampliar la capacidad de transformación de la SET Urpipata. Dicha ampliación consiste en instalar un nuevo transformador 60/22,9/10 kV – 15/5/15 MVA y retirar el transformador existente.

De los estudios eléctricos realizados, se validan las propuestas de ELSE, dado que en el período de 10 años, la capacidad nominal de los nuevos transformadores no se ve superada por la demanda eléctrica. Asimismo, las alternativas sugeridas presentan el menor costo.

6.2.3.2 Sistema Eléctrico Puerto Maldonado - Mazuco

De los resultados del diagnóstico, en el 2014, se observa que el transformador 138/22,9/10 kV – 16/5/14 MVA de la SET Puerto Maldonado presentará sobrecarga de 110%. A fin de solucionar la sobrecarga, ELSE en su PROPUESTA FINAL propone ampliar la capacidad de transformación de la SET Puerto Maldonado.

La solución propuesta consiste en instalar un nuevo transformador 138/60/10 kV -35/15/25 MVA y retirar el existente.

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De los estudios eléctricos realizados, se valida la propuesta de ELSE, dado que en el período de 10 años, la capacidad instalada del nuevo transformador no se ve superada por la demanda eléctrica. Asimismo, la alternativa sugerida presenta el menor costo.

6.2.3.3 Sistema Eléctrico Sicuani - Combapata

Actualmente, el alimentador CO-04 de la SET Combapata tiene una longitud aproximada de 140 Km, debido a ello, se viene presentando excesivas caídas de tensión (mayor al 5%). Además, el Ministerio de Energía y Minas viene ejecutando obras de electrificación rural en la zona de Chumbivilcas; dichas obras se encuentran en la zona de influencia del alimentador CO-04.

ELSE en su PROPUESTA FINAL presenta dos alternativas para solucionar el problema descrito, las cuales se describen a continuación:

Alternativa 1: Implementar la LT 60 kV Combapata – Llusco de 88 Km de longitud y una subestación 60/22,9/10kV – 9/9/4 MVA denominada Llusco Alternativa 2: Implementar la LT 138 kV Combapata – Llusco de 88 Km de longitud y una subestación 138/22,9/10 kV, 9/9/4 MVA denominada Llusco. En base a los cálculos eléctricos efectuados, se justifica la necesidad de implementar la nueva subestación Llusco y su línea conexa para el 2014. Asimismo, las dos alternativas se han evaluado bajo el criterio de mínimo costo, obteniéndose los siguientes resultados:

OSINERGMIN F-205 SELECCIÓN DE ALTERNATIVA OPTIMA

Sistema: Combapata

Valor Presente (US$) Alternativa Transmisión Transformación Total

OYM Pérdidas Costo Total MAT AT MAT/AT AT/MT Inversión

Alternativa 1 5 052 255 1 149 932 6 202 187 1 063 967 70 047 7 336 202 Alternativa 2 6 782 827 1 588 750 8 371 577 1 327 768 2 370 9 701 716 Alternativa Seleccionada :3 8 57 Alternativa 1 580 390

De los resultados obtenidos, se recomienda la implementación de la Alternativa 1.

6.2.3.4 Sistema Eléctrico Valle Sagrado 1- 3

De los resultados del diagnóstico, en el 2013 se observa que el transformador 60/23/10 kV – 7/7/2 MVA de la SET Urubamba presentará sobrecarga de 107% en el devanado 10 kV. A fin de solucionar la sobrecarga, ELSE en su PROPUESTA FINAL propone ampliar la capacidad de transformación de la SET Urubamba.

(32)

La solución propuesta consiste en instalar un nuevo transformador 60/23/10 kV - 15/15/7 MVA y retirar el existente.

La propuesta de ELSE recién se justifica para el año 2015, dado que es posible disminuir la sobrecarga detectada mediante traslados carga del devanado 10 kV hacia el devanado 22,9 kV. Por tanto, la implementación del nuevo transformador en la SET Urubamba se considerará para el año 2015. Cabe mencionar, que la capacidad nominal del nuevo transformador no se ve superada por la demanda eléctrica en el período de 10 años. Asimismo presenta el menor costo de inversión.

6.2.3.5 Sistema Eléctrico Abancay

De los resultados del diagnóstico, en el 2013 se observa que se tiene problemas de caídas de tensión en la barra MAT de la SET Abancay y en barras AT de las subestaciones adyacentes (Andahuaylas, Chuquibambilla y Chacapuente).

Asimismo es importante señalar, que con la implementación de la LT 220 kV Cotaruse – Abancay – Machupicchu, se mejoran los niveles de tensión en la zona de Abancay. Sin embargo, dicho proyecto ya cuenta con retrasos en su cronograma de ejecución, lo que hace avizorar que no entrará en operación el año 2013, tal como estaba previsto.

A fin de mitigar los efectos de los bajos niveles de tensión en la zona de Abancay, se propone maximizar el uso de los conmutadores bajo carga de los transformadores existentes. Con esta solución se logra mantener los niveles de tensión dentro de los márgenes establecidos hasta fines del 2015, año en el cual se hace necesario la entrada en operación de la LT 220 kV Cotaruse – Abancay - Machupicchu.

6.2.3.6 Sistema Eléctrico Andahuaylas

En el año 2015, el transformador 60/22,9/13,2 kV - 10/4/7 MVA de la SET Andahuaylas presenta sobrecarga de 113%. Sin embargo, ELSE en su PROPUESTA FINAL no presentó alternativas para solucionar la sobrecarga detectada.

Posteriormente, en la etapa de opiniones y sugerencias, ELSE señala que el transformador existente de la SET Andahuaylas tiene la posibilidad de implementar refrigeración forzada, con lo cual, dicho transformador tendría una mayor capacidad. Por tanto, ELSE indica que la ampliación de capacidad en dicha SET se postergaría hasta el año 2018.

De acuerdo al análisis efectuado por OSINERGMIN en el Anexo A del presente informe, se da por acogida dicha opinión. Por lo mencionado, la ampliación de la SET Andahuaylas queda postergada para el año 2018 y, por tanto, no será incluida en el Plan de Inversiones 2013-2017.

6.2.3.7 Sistema Eléctrico Cusco

Actualmente la ciudad de Cusco se abastece eléctricamente desde la SET Dolorespata y SET Quencoro, estando pendiente de implementar el incremento de la capacidad de transformación en la SET Dolorespata, incluyendo la implementación de nuevas celdas en 10 kV. Dichas instalaciones se encuentran previstas en el Plan de Inversiones vigente.

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Cabe señalar que dicho proyecto estaba programado entrar en operación el año 2011, sin embargo, hasta la fecha no se tiene información sobre el estado de avance de obras.

Al respecto, EGEMSA en su PROPUESTA FINAL propone la redistribución de cargas entre la SET Dolorespata y Quencoro a fin de solucionar la sobrecarga detectada. Sin embargo, no se demuestra que dicha alternativa resulta ser la de menor costo.

Asimismo, en base a los resultados del diagnóstico, en el año 2013, se observa que los tres (3) transformadores existentes 138/11,5 kV – 12,2 MVA de la SET Dolorespata se sobrecargan con 118%.

Por lo mencionado, la ampliación de la capacidad de transformación de la SET Dolorespata, contemplada en el Plan de Inversiones vigente, se justifica a fin de seguir atendiendo el crecimiento de la demanda eléctrica en la ciudad del Cusco.

Además, en base al análisis efectuado por OSINERGMIN a las opiniones y sugerencias presentadas por EGEMSA (ver Anexo A del presente informe), se considera necesario implementar un banco de capacitores de 10 MVAR en la SET Dolorespata.

En el año 2018, la capacidad instalada de la SET Dolorespata se ve superada por la demanda eléctrica, la sobrecarga detectada es de 112%. Por tanto, se propone ampliar la capacidad de transformación de dicha subestación, la cual consiste en reemplazar un transformador existente 138/10 kV – 12,2 MVA por otro de mayor potencia 138/10 kV – 30 MVA.

6.2.3.8 Sistema Eléctrico Valle Sagrado 2

ELSE en su PROPUESTA FINAL no presenta alternativas para solucionar la sobrecarga detectada en el transformador 33/22,9/10 kV - 3,5/2/1,5 MVA de la SET Huaro. El nivel de sobrecarga del transformador afectado es de 108%.

Para solucionar la sobrecarga de la SET Huaro, en el 2018, se propone instalar un nuevo transformador 33/22,9/10 kV – 8/4/4 MVA y retirar el existente.

Por otro lado, la SET Oropesa presenta sobrecarga de 107% en el 2015, para solucionar el problema, ELSE propone utilizar un transformador existente 33/10 kV – 2,5 MVA, el cual fue retirado de la SET Urubamba. Con este planteamiento se logra eliminar la sobrecarga y se evita la compra de un nuevo transformador.

Finalmente, se verifica que los cambios propuestos representan para este sistema el menor costo de inversión.

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6.2.4.1 Ejecución de proyectos no incluidos en el Plan de

Inversiones 2009-2013 vigente

ELSE en su PROPUESTA FINAL no reporta listado de proyectos que fueron ejecutados y que no estaban aprobados en el Plan de Inversiones vigente (2006-2013).

6.2.4.2 Reprogramación del Plan de Inversiones 2009-2013

vigente

ELSE en su PROPUESTA FINAL no presenta reprogramación de proyectos del Plan de Inversiones vigente (2006-2013); sin embargo, para la definición del Plan de Inversiones se considera como proyecto reprogramado la ampliación de capacidad de la SET Dolorespata.

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.

6.2.4.3 Instalaciones del Plan de Inversiones 2009-2013

vigente, que ya no se requieren en el período 2013-2017

Las instalaciones aprobadas en el Plan de Inversiones vigente que no han sido implementadas y que no están siendo incluidas para el período 2013-2017, son aquellas que según el análisis realizado por OSINERGMIN para el presente proceso, ya no resultan necesarias en las condiciones actuales. Éstas también se listan en cuadro aparte en el Anexo D del presente documento.

No se incluyen en este cuadro las instalaciones aprobadas en el Plan de Inversiones 2009-2013 y que la empresa concesionaria tiene previsto poner en servicio antes de mayo 2013.

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 10, que se requiere implementarse en el período 2013-2017, se muestra en el siguiente cuadro:

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Cuadro Nº 6-3

PROPUESTA OSINERGMIN - ÁREA DE DEMANDA 10 PLAN DE INVERSIONES SCT

Propuesta OSINERGMIN Inversión _(US$)

Longitud de Línea (km) Potencia de Transformación (MVA) Cantidad de Elementos ELSE 10 998 813 88,0 99 18 MAT Celda 182 344 1 Línea Transformador 2 138 689 60 2 AT Celda 546 190 3 Línea 5 658 526 88,0 1 Transformador 2 037 967 39 3 MT Celda 435 097 8 EGEMSA 1 233 708 30 4 MAT Transformador 961 853 30 1 MT Celda 107 555 2 Compensador 164 300 1 Total Área de Demanda 10 12 232 521 88,0 129 22

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.

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7. Conclusiones y

Recomendaciones

Del análisis realizado por OSINERGMIN a los estudios presentados por las empresas ELSE y EGEMSA así como a los análisis de oficio correspondiente a las instalaciones de las Titulares que no han presentado propuesta y que pertenecen al Área de Demanda 10 se concluye lo siguiente:

a) Se ha obtenido el valor de 3,85% como tasa de crecimiento de la demanda global de energía eléctrica en el Área de Demanda 10, menor que el valor de 6,49% presentado por ELSE.

b) La inversión total en transmisión considerada para el Área de Demanda 10, en el periodo comprendido entre el 01 de mayo de 2013 al 30 de abril de 2017, asciende al monto de US$ 12 232 521 según los valores de inversión por elemento de transmisión que se muestran en el Anexo E del presente documento. De dicho monto corresponde US$ 10 998 813 lo asignado a ELSE y US$ 1 233 708 lo asignado a EGEMSA.

c) Se recomienda la emisión de una resolución que apruebe el Plan de Inversiones en transmisión para el Área de Demanda 10, correspondiente al período mayo 2013-abril 2017.

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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).

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