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Timestamp: 2017-01-22 06:44:54+00:00

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Informe-No.0120-2012-GART-Area9
BrowseInterestsBiography & MemoirBusiness & LeadershipFiction & LiteraturePolitics & EconomyHealth & WellnessSociety & CultureHappiness & Self-HelpMystery, Thriller & CrimeHistoryYoung AdultBrowse byBooksAudiobooksArticlesSheet MusicBrowse allUploadSign inJoinGERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA AV.CANADA N° 1460 - SAN BORJA ° 224 0487 224 0488 - FAX 224 0491
Informe N° 0120-2012-GART
Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en Transmisión para el Área de Demanda 9
Regulación para el período 2013-2017 (Prepublicación)
El presente informe describe el estudio realizado por OSINERGMIN como sustento para la determinación del Plan de Inversiones en Transmisión del Área de Demanda 91, para el período mayo 2013 - abril 2017. Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A. (en adelante “SEAL”), Electrosur S.A. (en adelante “ELECTROSUR”), Empresa de Generación Eléctrica de Arequipa S.A., Consorcio Energético Huancavelica S.A. y Red de Energía del Perú S.A. (en adelante y en conjunto “TITULARES”) son las empresas concesionarias que tienen instalaciones de transmisión en el Área de Demanda 9 y que forman parte del Sistema Secundario de Transmisión (en adelante “SST”) y Sistema Complementario de Transmisión (en adelante “SCT”) remunerados por la demanda. De los Titulares, sólo SEAL Y ELECTROSUR han presentado los estudios que sustenta su propuesta de Plan de Inversiones para el Área de Demanda 9, correspondiente al período 2013-2017. Para la elaboración del presente informe se han considerado los estudios técnico - económicos presentados por los TITULARES, las respuestas e información complementaria que presentaron para absolver las observaciones formuladas por OSINERGMIN, así como los estudios desarrollados sobre el particular por la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria de OSINERGMIN (en adelante “GART”) y/o estudios encargados por OSINERGMIN a consultores especializados. En ese sentido, para los casos en los que no se han subsanado adecuadamente dichas observaciones o la información presentada como parte de la subsanación no es consistente o no ha sido debidamente sustentada, OSINERGMIN ha procedido a determinar el Plan de Inversiones correspondiente con base en lo dispuesto en la Ley de Concesiones Eléctricas (en adelante “LCE”) y su Reglamento; en la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica (Ley N° 28832) y su
Área de Demanda 9: Abarca el departamento de Arequipa. 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° 0582009-OS/CD.
Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en Transmisión para el Área de Demanda 9 (prepublicación)
Informe N° 0120-2012-GART Reglamento de Transmisión; así como, en las normas emitidas por OSINERGMIN para tal fin. De acuerdo con el análisis realizado por OSINERGMIN, de manera general, se han efectuado los siguientes cambios con relación a la propuesta presentada por SEAL: ♦ La proyección de la demanda eléctrica incluye la demanda total del Área de Demanda 9. ♦ Se 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 de media tensión. ♦ Se justifica la conveniencia de utilizar transformadores de tres devanados 138/33/10kV para el sistema eléctrico de Arequipa. ♦ Se justifica la conveniencia de enlazar las subestaciones Challapampa y Chilina mediante una línea de transmisión en 138 kV. ♦ Se ha considerado el criterio N-1 para afianzar el sistema eléctrico de Arequipa. ♦ La responsabilidad de implementación de las inversiones complementarias a instalaciones existentes, se ha asignando a quien tiene la concesión de las mismas.
Como consecuencia de la aplicación de estos cambios, el Plan de Inversiones para el Área de Demanda 9, en el período 2013-2017, se resumen en el siguiente cuadro: Plan de Inversiones en Transmisión del Área de Demanda 9 para el periodo 2013-2017
Proponentes/titulares Total Área de Demanda 9 SEAL AT Celda Línea Transformador MAT Celda Línea Transformador MT Celda Compensador ELECTROSUR AT Transformador Línea 1 804 380 22,7 1 1 589 329 538 134 1 804 380 22,7 37 7 1 3 433 204 6 924 720 9 957 099 62,4 450 13 3 6 3 305 392 7 612 728 2 633 210 146,6 62 28 8 4 Inversión (US$) 37 798 198 35 993 818 Longitud (km) 231,7 209,0 Potencia de Cantidad Transformación De (MVA) Elementos 512 512 107 106
Única. 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
. como resultado de su análisis. fueron puestas en operación comercial para atender el surgimiento de significativas demandas no previstas durante el proceso de aprobación de dicho Plan. podrán justificarse técnica y económicamente como parte del estudio que sustente la propuesta del nuevo Plan de Inversiones correspondiente al período 2013-2017.OSINERGMIN
En el cuadro anterior están incluidas.Las instalaciones que sin estar consideradas en el Plan de Inversiones aprobado para el período 2009-2013. ha encontrado procedentes en virtud a lo señalado en la Disposición Transitoria Única de la Resolución OSINERGMIN N° 050-2011-OS/CD2 Los valores mostrados en el cuadro anterior se han determinado aplicando la Base de Datos de Módulos Estándar de Inversión para Sistemas de Transmisión vigente y serán posteriormente actualizados de acuerdo con lo establecido en el numeral II del literal d) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE. además. las inversiones que los TITULARES han implementado desde setiembre 2011 o prevén poner en servicio antes de abril 2013 y que OSINERGMIN. excepcionalmente y por única vez..
.........3............Majes ......................................................................................................................................................................................2..........................................4 Plan de Inversiones 2013-2017 .1.................1 Consideraciones .......................... 76
9.........................................2017 ......................... 69 Anexo E Cuadros Comparativos ............4... 30 Sistema Eléctrico Islay ......Usuarios Menores ....... 37 Anexo A Análisis de las Respuestas a las Observaciones formuladas a la PROPUESTA INICIAL ...................................................1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA ...................................... 17 PROPUESTA FINAL ..........3 6..................................4 6.....................2...........7 UBICACIÓN ........... 34
6........................................ 5..........................................2...........................................................................................................................................2 PLAN DE INVERSIONES 2013 .................según análisis de OSINERGMIN ..................1............ 22 6....26 6...1................................................1 6...................................................................................
4.............................3........................ 29 Sistema Eléctrico Camaná – Chuquibamba ................................ 5 1......1.............................................3...........................................1.......................1 Datos Históricos e Información Base .....................5 1..........4................
6......... 23 Variables explicativas ..24 6...................................1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA . 23
.......................................................1 REVISIÓN DE LA DEMANDA ..................... 67 Anexo D Plan de Inversiones 2013-2017 determinado por OSINERGMIN .......2................................................................................... 74 REFERENCIAS ..........................2 Diagnóstico de la situación Actual ......1.....2 PROCESO DE APROBACIÓN DEL PLAN DE INVERSIONES ..................14 3...2...................2.......... 14 3..................2 Proyección Ventas .................................................................... 38 Anexo B Diagrama Unifilar del Sistema Actual según información de Titulares .....26 6......................2.................................... 32 Ejecución de proyectos no aprobados en el Plan de Inversiones vigente ...2 Sistema Eléctrico Arequipa ............................................1...............................2...2017 ...3 Alternativas de expansión de la transmisión......1 6....................... 11 PROPUESTA INICIAL ............. 3...
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ..............29
6..........25 6..........................19 5.............2 PLAN DE INVERSIONES 2013 ...................2... 19 5............................OSINERGMIN
1.15 OBSERVACIONES A LOS ESTUDIOS TÉCNICO ECONÓMICOS .........3 Proyección Ventas-Usuarios Mayores........................ INTRODUCCIÓN ........1 ASPECTOS REGULATORIOS Y NORMATIVOS ....................................1..........
6............................. 36 ANEXOS .24 6....................................................................................3...5 Proyección Global ..................................................................... 8.......32
7.................................................23
6...........................2 Ventas de energía ............................................................. 65 Anexo C Diagrama Unifilar de las Alternativas Seleccionadas ........25 6....................................... 33 Reprogramación del Plan de Inversiones vigente .24 6........2 DEFINICIÓN DEL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN .......4 Nuevas Demandas en Bloque ..................................... 32 Sistema Eléctrico Puquina – Omate – Ubina .................2..............1..........................................................................................................................22 6..............................................................................1 6............................2 6..............................20 ANÁLISIS DE OSINERGMIN .
El sistema de precios debe ser estructurado sobre la base de la eficiencia económica de acuerdo con lo señalado por los Artículos 8° y 42° de la LCE3. y un sistema de precios regulados en aquellos suministros que por su naturaleza lo requieran. Introducción
El presente informe describe el estudio realizado por OSINERGMIN para la determinación del Plan de Inversiones en Transmisión para el Área de Demanda 9. Para la elaboración del presente informe se han considerado los estudios técnico-económicos presentados por los titulares de instalaciones de transmisión como sustento de sus propuestas de inversión para el período 2013-2017.
Artículo 43º..abril 2017.Estarán sujetos a regulación de precios: (...Los precios regulados reflejarán los costos marginales de suministro y estructurarán de modo que promuevan la eficiencia del sector. reconociendo costos de eficiencia según los criterios contenidos en el Título V de la presente Ley. (. las respuestas e información complementaria que presentaron para absolver las observaciones a dichos estudios formuladas por OSINERGMIN... Las tarifas y compensaciones correspondientes a los sistemas de transmisión y distribución.
1. el cual incluye además las Bajas que se identifican como resultado del planeamiento de expansión de la red de transmisión.)
. modificado por la Ley N° 288324. correspondiente al período mayo 2013 . así como los estudios desarrollados sobre el particular por la GART y/o estudios encargados por OSINERGMIN a consultores especializados. deberán ser reguladas en cumplimiento del Artículo 43° de la LCE.) Artículo 42º.La Ley establece un régimen de libertad de precios para los suministros que puedan efectuarse en condiciones de competencia.OSINERGMIN
1) Aprobación del Plan de Inversiones. la regulación de la transmisión será efectuada por OSINERGMIN. OSINERGMIN podrá elaborar y aprobar el Plan de Inversiones ante la omisión del concesionario correspondiente. (. según lo establezca el Reglamento de la Ley. que deberá preparar obligatoriamente cada concesionario de las instalaciones de transmisión remuneradas exclusivamente por la demanda. las compensaciones y tarifas del Sistema Complementario de Transmisión a que se refiere el Artículo 27° de la Ley N° 28832. (…) d) Frecuencia de Revisión y Actualización (…) VI) En cada proceso regulatorio se deberá prever las siguientes etapas: VI...OSINERGMIN
Informe N° 0120-2012-GART Según lo señalado en el Artículo 44° de la LCE5..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. los precios de generación se obtendrán por acuerdo de partes.(…) Las compensaciones y las tarifas de transmisión a que se refieren los artículos 44° y 62° de la Ley. El numeral 20. Para cumplir con estos aspectos regulatorios. 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.26 de la Ley Nº 28832. Para éstos últimos. En el Artículo 139° del Reglamento de la LCE (modificado mediante el Decreto Supremo N° 027-2007-EM y posteriormente mediante los Decretos Supremos N° 010-2009-EM y N° 021-2009-EM) se establecen los criterios para la regulación de los SST y SCT. Será revisado y aprobado por OSINERGMIN y obedece a un estudio de planificación de la expansión de transmisión considerando un horizonte de diez (10) años.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.. establece que las instalaciones del SCT son aquellas cuya puesta en operación comercial se produce en fecha posterior a la promulgación de esta Ley. así como. serán fijadas por OSINERGMIN. (…)
Artículo 139º. 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. 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. (…)
. mientras que en el literal b)7 del numeral 27.2 Para las instalaciones del Sistema Complementario de Transmisión se tendrá en cuenta lo siguiente: (…) b) (…). 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. (. conforme se establece en los artículos siguientes.) 20. con Resolución OSINERGMIN N° 023-2008-OS/CD (modificada mediante Resolución OSINERGMIN N° 050-
c) Las tarifas y compensaciones de Sistemas de Transmisión y Distribución..)
Artículo 44º. donde se incluye lo concerniente al proceso de aprobación del Plan de Inversiones8.
metodología y formatos para la presentación de los estudios que sustenten las propuestas de regulación de los SST y SCT (en adelante “NORMA TARIFAS”).SCT. Norma de Porcentajes para determinar los Costos de Operación y Mantenimiento para la Regulación de los SST .
1.OSINERGMIN
Informe N° 0120-2012-GART 2011-OS/CD). aprobada con la Resolución OSINERGMIN N° 634-2007-OS/CD. Posteriormente. se aprobaron las siguientes normas.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. toda la información disponible relacionada con el PROCEDIMIENTO. aprobada mediante la Resolución OSINERGMIN N° 022-2008-OS/CD. ha incluido como parte del PROCEDIMIENTO la realización de audiencias públicas. se aprobaron los criterios. estableciendo de esta manera un ambiente abierto de participación para que la ciudadanía y los interesados en general puedan. Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas. N° 016-2009-OS/CD y N° 058-2009OS/CD. expresar sus opiniones a fin de que éstas sean consideradas tanto por el correspondiente Titular como por el regulador antes que adopte su decisión. donde en su Anexo B1 se señala específicamente las etapas a seguirse para la aprobación del Plan de Inversiones en Transmisión (en adelante “PROCEDIMIENTO”). Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en Transmisión para el Área de Demanda 9 (prepublicación)
. cuya última modificación se ha aprobado mediante Resolución OSINERGMIN N° 226-2011-OS/CD. las cuales tienen relación vinculante con la NORMA TARIFAS: • Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica. cuyo Texto Único Ordenado aprobado por Resolución OSINERGMIN N° 775-2007-OS/CD ha sido modificado con Resolución OSINERGMIN N° 049-2011-OS/CD. incluyendo la correspondiente a las Audiencias Públicas. Norma de Altas y Bajas. en aplicación del principio de transparencia contenido en la Ley N° 27838. OSINERGMIN. en su oportunidad. aprobada mediante la Resolución OSINERGMIN N° 635-2007-OS/CD. Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión. modificada mediante Resoluciones OSINERGMIN N° 487-2008-OS/CD. aprobada mediante la Resolución OSINERGMIN N° 024-2008-OS/CD. Asimismo. Asimismo. aprobada con Resolución OSINERGMIN N° 383-2008OS/CD. dentro de la cual está comprendido el proceso de aprobación del Plan de Inversiones. Norma de Procedimiento para la Asignación de Responsabilidad de Pago de los SST y SCT. Norma de Áreas de Demanda.
el 26 de enero de 2012 los respectivos Titulares presentaron las respuestas y/o subsanación a las observaciones realizadas por OSINERGMIN a sus estudios. 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”. se desarrolla detalladamente en el Anexo A del presente informe.
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. preparados por los Titulares de las instalaciones de transmisión y presentados a OSINERGMIN para su evaluación.
Observaciones al Estudio
El 28 de noviembre de 2011. El análisis de dichas respuestas y/o subsanación de las observaciones.pe/gart. “Procedimiento para aprobación del Plan de Inversiones en Transmisión Período 2013-2017”. 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. tanto por el respectivo Titular como por OSINERGMIN. “Procedimiento para fijación de Peajes y Compensaciones para SST y SCT”.htm.
En cumplimiento del cronograma establecido para el PROCEDIMIENTO. 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.gob.osinerg.OSINERGMIN
Informe N° 0120-2012-GART se viene publicando en la página Web: http://www2.
. deben en lo pertinente ser consideradas en el presente proceso regulatorio. Dichas opiniones y preguntas así como el acta de la Audiencia Pública. las mismas que fueron respondidas por el correspondiente expositor.
A sugerencia de algunas empresas concesionarias. sean presentados a más tardar el 01 de setiembre de 2011. Algunos de los asistentes a esta Audiencia Pública expresaron sus opiniones y preguntas. en la sección que resulta de ingresar a los vínculos siguientes: “Procedimientos Regulatorios”. que se encuentran publicadas en la Web de OSINERGMIN.
donde se pueden interponer cuestionamientos a las decisiones adoptadas. los interesados podrán presentar a OSINERGMIN sus opiniones y sugerencias sobre el proyecto de resolución publicado. hasta el 11 de mayo de 2012. para esta publicación. el 11 de abril de 2012 OSINERGMIN debe publicar el proyecto de resolución que aprobaría el Plan de Inversiones en Transmisión del período 2013-2017 y.1 se muestra el cronograma del PROCEDIMIENTO. convocar a una segunda Audiencia Pública. donde se señaliza la etapa en la que nos encontramos:
. a fin de que sean analizados con anterioridad a la publicación de la resolución que apruebe el Plan de Inversiones 2013-2017. Asimismo. en el PROCEDIMIENTO también se prevé la instancia de los recursos de reconsideración. en la que OSINERGMIN expondrá los criterios. metodología y modelos económicos utilizados. como siguiente etapa del PROCEDIMIENTO. En la siguiente figura 1. Con posterioridad a la decisión de OSINERGMIN.OSINERGMIN
Publicación del Proyecto de Resolución
Según el mismo cronograma. prevista para el 25 de abril de 2012.
Publicación en página Web de OSINERGMIN y convocatoria a audiencia pública
Publicación en página Web de OSINERGMIN de las respuestas a las observaciones
Publicación de las Resoluciones que aprueban el Plan de Inversiones
Opiniones y sugerencias sobre los Recursos de Reconsideración. Resolución de Recursos de Reconsideración.
22-Sep 22-Sep-11
11-Abr 11-Abr-12
25-Abr 25-Abr-12
23-Jul 23-Jul-12
28-Ago 28-Ago-12
Audiencia Pública de los Titulares de los SST y SCT.
Opiniones y sugerencias de los interesados respecto a la Prepublicación
NOTA: Cronograma actualizado. considerando los días declarados no laborables mediante el Decreto Supremo N°099-2011-PCM.OSINERGMIN
Figura 1. la Relación de Información que la sustenta y convocatoria a Audiencia Pública
Interposición de Recursos de Reconsideración (de ser el caso). publicado el 29/12/2011.
Audiencia Pública para sustentar Recursos de Reconsideración.
Publicación del Proyecto de Resolución que aprueba los Planes de Inversión. Presentación de los Estudios Técnico Económicos del Plan de Inversiones en Transmisión.1
Proceso de Aprobación del Plan de Inversiones en Transmisión (Período 2013-2017)
Observaciones a los Estudios Técnico Económicos de los Titulares de los SST y SCT
Audiencia Pública de OSINERGMINGART
Publicación de los recursos de reconsideración convocatoria a Audiencia Pública
Publicación de las Resoluciones que resuelven Recursos de Reconsideración.
ELECTROSUR. el cual se ubica en la región Sur-Oeste del Perú. Islay. (en adelante “CONEHUA”). en conjunto llamadas “TITULARES”.A. (en adelante “EGASA”) y Consorcio Energético de Huancavelica S.
En el siguiente Gráfico N° 2. (en adelante “REP”). Orcopampa y Valle del Colca. Ubicación
El Área de Demanda 9 está circunscrita al departamento de Arequipa.A.A. pertenecientes a las empresas concesionarias: SEAL.Majes. En dicha Área de Demanda se encuentran instalaciones de transmisión remuneradas por la demanda. Camana .1 se muestra la ubicación geográfica del Área de Demanda 9. Red de Energía del Perú S.
.OSINERGMIN-GART
2. Actualmente el Área de Demanda 9 está conformada por los sistemas eléctricos: • • SEAL: Arequipa. ELECTROSUR: Puquina – Omate – Ubina. Repartición – La Cano. Empresa de Generación Eléctrica de Arequipa S.
Asimismo.2 se muestra el trazo aproximado de las principales instalaciones del sistema de transmisión que corresponden al Área de Demanda 9. en el siguiente Gráfico N° 2.
para luego realizar el ajuste final según pruebas estadísticas de resultados y apreciaciones cualitativas de los analistas. teniendo presente Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en Transmisión para el Área de Demanda 9 (prepublicación)
. en el Área de Demanda 9.OSINERGMIN-GART
3. Se ha considerado como parte de la propuesta inicial. desglosada por sistema eléctrico y por nivel de tensión. no hace referencia al Área de Demanda 9. se explica que dicha proyección de demanda se ha corregido considerando las cargas puntuales o concentradas. sin embargo en el anexo 2 presenta la valorización de la ampliación de capacidad de instalaciones existentes correspondiente al Área de Demanda 9. el 01 de setiembre de 2011.1
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. mediante carta SEAL-GG/PY-1344-2011. Propuesta Inicial
Dentro del plazo establecido para el presente proceso. Red de Energía del Perú S. a requerimiento de OSINERGMIN (en adelante y en conjunto “PROPUESTA INICIAL”) – [Ver Referencia 1]. mientras que la concesionaria CONEHUA en su Propuesta presentada mediante carta CONEHUA-GO-120-2011.A.
3. 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. mediante cartas SEAL-GG/PY-1223-2011 y GP-997-2011. aplicando tanto el método econométrico como el tendencial. con carta CS-117-110311142 recibida el 01 de setiembre de 2011. Asimismo. especialmente de los llamados Usuarios Mayores tanto existentes como nuevos. SEAL y ELECTROSUR respectivamente presentaron los Estudios TécnicoEconómicos que sustentan su propuesta de Plan de Inversiones en Transmisión para el periodo 2013-2017. el 01 de setiembre del 2011. la información complementaria que presentó SEAL el 21 de setiembre de 2011.
En cuanto a la proyección de la demanda de potencia. La proyección global de la demanda de energía eléctrica.11 1 483.OSINERGMIN-GART
sus planes de incremento de carga futuros y/o la oportunidad de su interconexión.22% ELECTROSUR (2) 25.ÁREA DE DEMANDA 9 Proyección de la Demanda (GWh)
AÑO 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Tasa Promedio SEAL (1) 1 049.16 26.39 1 436.54 1 337.23 68.03 55.
3.12 1 459.57 1 242.78 62.12 1 374.89 57.19 72. se indica haber recombinado anualmente las proyecciones de los componentes o tipos de carga.35 66. para obtener el pronóstico de la demanda de toda la zona de estudio.49 1 393. (2) ELECTROSUR presenta demanda sólo a nivel de sus instalaciones de transmisión. (3) CONEHUA no presenta demanda para el Área de Demanda 9.44 1 509. algunos de los cuales prevé sean puestos en servicio antes de abril 2013.57 28.21 1 536.36 1 356. SEAL señala que con base a los resultados de la proyección de la demanda de energía a nivel de barras y los registros de demanda de potencia de las mismas en el año 2010.27 9. se resume en el siguiente cuadro:
Cuadro Nº 3-1
PROPUESTA INICIAL .
.09 60. realiza la proyección de la Máxima Demanda de potencia de cada sistema eléctrico hasta el nivel de subestaciones de distribución.17 70.2
Plan de Inversiones 2013 .19% CONEHUA (3)
Notas: (1) La propuesta del Titular no abarca todas las cargas comprendidas en el Área de Demanda 9.87 1 414. Finalmente.abril 2013) y que aún no han sido implementados.56 3.46 59.86 1 131.2017
SEAL ha considerado en su PROPUESTA INICIAL la reprogramación de determinados proyectos que forman parte del Plan de Inversiones vigente (julio 2006 . presentada en la PROPUESTA INICIAL.54 64.
Atico. Así. tales como: Ocoña. son los que se señalan en el siguiente cuadro:
PROPUESTA INICIAL . de líneas en 33 kV.4 Km. los montos de inversión en instalaciones del SCT que conforman la PROPUESTA INICIAL de SEAL. así como la construcción de 61.7 63 11 1 4 886 085 4 178 763 9 769 145 67. adicionales a las que ya están aprobadas en el Plan de Inversiones vigente y cuya implementación sea reprogramada.7 1 4 422 310 570 037 22.1 287 16 4 7 4 886 417 11 282 318 10 548 038 143.OSINERGMIN-GART
Como inversiones nuevas.6 Potencia de Cantidad Transformación De (MVA) Elementos 534 509 159 157
Nota (1): ELECTROSUR presentó los formatos de valorización sin datos de costos
.9 Km de líneas en 138 kV.3 210. ELECTROSUR y CONEHUA. SEAL propone la implementación de nuevas subestaciones 138/60/10 kV y 60/10 kV. 120 Km.ÁREA DE DEMANDA 9 PLAN DE INVERSIONES SCT
Proponentes/titulares Total Área de Demanda 9 SEAL AT Celda Línea Transformador MAT Celda Línea Transformador MT Celda Compensador ELECTROSUR (1) AT Transformador Línea MT Celda CONEHUA MAT Celda Transformador 869 147 25 1 869 147 25 1 22. Caraveli y la SET 138/33 kV Jesús. además de considerarse el reforzamiento de la capacidad de transformación en algunas SET´s existentes.5 222 30 12 14 Inversión (US$) 51 412 260 50 543 113 Longitud (km) 233. de líneas en 60 kV y 5.
4. Las observaciones realizadas por OSINERGMIN a los Estudios TécnicoEconómicos que sustentan las propuestas del Plan de Inversiones 20132017. en cumplimiento de la etapa señalada en el ítem “g” del Anexo B1 del PROCEDIMIENTO. se han formulado tomando en cuenta lo establecido en la NORMA TARIFAS y. Se señaló. 2° el Estudio debidamente corregido acompañado de ) los archivos electrónicos con los cálculos reformulados y correctamente vinculados. además. el 24 de noviembre de 2011 OSINERGMIN remitió a SEAL y ELECTROSUR respectivamente las observaciones a los Estudios Técnicos Económicos presentado por estas empresas como sustento de su PROPUESTA INICIAL – [Ver Referencia 2]. Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en Transmisión para el Área de Demanda 9 (prepublicación)
. podrían constituirse en razones para la no aprobación de la Propuesta. pues de detectarse éstos en las siguientes etapas del proceso regulatorio. debiendo más bien las absoluciones de las observaciones específicas sujetarse. precisándose que las observaciones generales tienen jerarquía sobre las específicas. Observaciones a los Estudios Técnico Económicos
A través de los Oficios N° 0786-2011-GART y N° 0790-2011-GART. 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. por lo que estas últimas no deben ser consideradas como limitativas. con la misma organización y secuencia como han sido formuladas y. en lo que corresponda. Tales observaciones se clasificaron en generales y específicas. que el Titular revise completamente sus cálculos y metodologías aplicadas. a fin de subsanar errores que no necesariamente puedan haberse detectado en esta revisión. a lo absuelto en las observaciones generales.
se precisó que en el presente proceso de aprobación del Plan de Inversiones. no se ha realizado la determinación de la capacidad óptima de transformadores. las observaciones relevantes formuladas por OSINERGMIN a la PROPUESTA INICIAL de SEAL.
. 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.OSINERGMIN-GART
Asimismo. Existen incoherencias y errores en el equipamiento progresivo de las subestaciones de potencia y la valorización de los mismos en lo que respecta a la aplicación de la Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión en Transmisión. Falta sustento de las demandas ingresadas al programa de flujo de carga (digsilent). Entre otras. No se han evaluado las suficientes alternativas que permitan concluir que la configuración presentada corresponde efectivamente a la alternativa de mínimo costo. No se ha presentado el listado de las instalaciones existentes que se darán de baja durante el horizonte de estudio. como resultado del planeamiento realizado. No se ha efectuado el diagnóstico integral de los sistemas eléctricos pertenecientes al Área de Demanda 9. 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. Para el caso de las instalaciones nuevas propuestas. son las siguientes: La propuesta presentada no abarca todas las instalaciones comprendidas en el Área de Demanda 9.
– [Ver Referencia 3]. A continuación se resumen los valores contenidos en la PROPUESTA FINAL.
5.OSINERGMIN-GART
5. presentaron las respuestas a las observaciones efectuadas por OSINERGMIN a sus PROPUESTAS INICIALES.1
La proyección de la demanda de la PROPUESTA FINAL se resume en el siguiente cuadro:
. para efectos del presente proceso. Al igual que en el caso de la PROPUESTA INICIAL y las observaciones a la misma. con cartas SEAL-GG/TE-01392012 y GP-126-2012. 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. Propuesta Final
Dentro del plazo establecido para el efecto. las mismas que conjuntamente con la información complementaria que se acompañó a dichas respuestas. El análisis de dichas respuestas se ha realizado en el Anexo A del presente informe. con el propósito de que los agentes del mercado e interesados. las empresas SEAL y ELECTROSUR respectivamente. se consideran como la PROPUESTA FINAL. 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.
13 4 495. correspondiente al período setiembre 2011 – abril 2017.63 71.20 29.78 68.99 81. son los que se señalan en el siguiente cuadro:
.16 27.38 58.87 5 059.2
Plan de Inversiones 2013 .49% ELECTROSUR (2) 25.56 4 680. los montos de inversión en instalaciones del SCT que conforman la PROPUESTA FINAL de SEAL y ELECTROSUR.
5.72 4 820.99 10.OSINERGMIN-GART
PROPUESTA FINAL ÁREA DE DEMANDA 9 Proyección de la Demanda (MWh)
Año 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Tasa Promedio SEAL (1) 4 234. es del caso destacar que SEAL en su PROPUESTA FINAL disminuye la compra de transformadores 33/10 kV de cinco (5) a tres (3) unidades.59 4 439.67% CONEHUA (3) -
(1) La propuesta de SEAL abarca todas las cargas e instalaciones comprendidas en el Área de Demanda 9.06 65.64 4 896. (2) La proyección de la demanda presentada por ELECTROSUR corresponde a la demanda que atiende en el Área de Demanda 9.74 4 554.59 1. y desactiva la subestación Paucarpata.2017
Con relación a la PROPUESTA INICIAL.38 4 313.
Cabe señalar que la proyección de demanda presentada por SEAL en la etapa de PROPUESTA FINAL difiere de los valores presentados en la etapa de PROPUESTA INICIAL siendo estos valores mayores en todos los años de proyección.03 60. (3) CONEHUA no presentó demanda para el Área de Demanda 9.62 74.38 84.48 63.41 4 748. desestima la implementación de la tercera línea subterránea de 33 kV entre Challapampa y Parque Industrial. Así.73 77.29 4 975.57 4 385.06 4 615.
7 1 5 933 573 1 250 727 1 286 455 22.OSINERGMIN-GART
Cuadro Nº 5-2
PROPUESTA FINAL ÁREA DE DEMANDA 9 PLAN DE INVERSIONES SCT
Proponentes/titulares Total Área de Demanda 9 SEAL AT Celda Línea Transformador MAT Celda Línea Transformador MT Celda Compensador ELECTROSUR AT Transformador Línea MT Celda 1 286 455 22.7 84 16 1 3 549 552 3 535 561 9 395 120 59.9 223.6 251 44 16 14 Inversión (US$) 55 203 333 53 916 878 Longitud (km) 245.2 Potencia de Cantidad Transformación De (MVA) Elementos 566 566 196 195
.6 315 12 2 7 6 331 388 12 176 046 11 744 911 163.
htm [Ver Referencia 4]
6.gob. OSINERGMIN ha procedido a evaluar la proyección de la demanda y a determinar el SER correspondiente.1
OSINERGMIN ha procedido a determinar la proyección de demanda eléctrica del Área de Demanda 9.pe/gart. en estricto cumplimiento del marco normativo vigente y con base a la mejor información disponible debido a que: • SEAL y ELECTROSUR presentaron la proyección de la demanda sólo del mercado eléctrico que atienden dentro de su área de concesión sin incluir la proyección de la demanda atendida por otras titulares que también suministran energía eléctrica en el Área de Demanda 9.OSINERGMIN-GART
6. dentro del marco regulatorio vigente. 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. para los casos en los que no se han subsanado adecuadamente las observaciones o la información presentada ha resultado inconsistente o no ha sido debidamente sustentada. 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. En ese sentido. Análisis de OSINERGMIN
OSINERGMIN ha evaluado las premisas y cálculos presentados por las empresas SEAL y ELECTROSUR tanto en la PROPUESTA INICIAL como en la PROPUESTA FINAL.osinerg. A continuación se presenta un resumen de la PROPUESTA OSINERGMIN.
. Para esta evaluación ha tomado en cuenta el análisis de las respuestas a las observaciones formuladas a la PROPUESTA INICIAL que se desarrolla en el Anexo A del presente informe.
presentada por SEAL. la proyección de la demanda que se describe a continuación. se realiza por devanado de cada transformador. 18). éstas se han revisado con base a la demanda de cada cliente libre. registrada cada 15 minutos. En cuanto a las ventas de energía a Usuarios Mayores. pág. que son los publicados por la División Nacional de Cuentas Nacionales del Instituto Nacional de Estadísticas e Informática (INEI).1.1
Las ventas históricas de energía que ha presentado SEAL como parte de su PROPUESTA FINAL.
6.OSINERGMIN-GART
Es del caso resaltar que para la determinación del Sistema Eléctrico a Remunerar (SER).
. CLIENTES La cantidad de clientes por Área de Demanda ha sido verificada con la Base de Datos SICOM 1996-2010 que dispone OSINERGMIN.1. en el período de análisis. 2007.1.1. POBLACIÓN Los datos históricos de población han sido corroborados con los datos de los Censos Nacionales de Población de los años 1993. que forma parte de la Base de Datos “SICLI 2010-2011”. de cada SET. 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.2
El PBI empleado en la proyección de la demanda eléctrica efectuada por SEAL ha sido verificado con los datos históricos del PBI por departamento.
6. y por sistema eléctrico. las cuales están organizadas con información proporcionada periódicamente por las propias empresas concesionarias que suministran energía eléctrica. en el documento denominado: “Producto Bruto Interno por Departamentos 2001 – 2010”. 2005 y 2007 publicados por el INEI (Fuente del último censo: Documento Primeros Resultados Perú: Crecimiento y Distribución de la Población. Cuadro nº 3. Al igual que la energía vendida.1. Es decir. es necesario que la proyección de la demanda se realice espacialmente. se han revisado teniendo como referencia la información de las Bases de Datos que dispone OSINERGMIN: “SICOM_1996_2010” y “SICLI 2010-2011”.1.1
Datos Históricos e Información Base
6. la cual se mantiene actualizada con la información reportada por las mismas empresas concesionarias del sector eléctrico.
00 3. se mantiene constante durante el período de análisis.58 1.28 1.82 0. por lo cual OSINERGMIN ha considerado que el consumo de energía del año 2011.88 5.25 0.00 5.38 2.93 0.59 2015 5.Usuarios Menores
Para la proyección de las ventas de energía de los Usuarios Menores se utilizó el modelo econométrico de SEAL.50 0.40 0.25 0.ATICO TISUR CAMPOSUR Y GRUPO NAJAR PSE CHUQUIBAMBA II Y III MINERA PAMPA DE COBRE 2012 0.80 2017 8. se incorporaron las nuevas demandas que se indican en el cuadro siguiente:
Cuadro Nº 6-1
PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 9 NUEVAS DEMANDAS (MW)
SET PORONGOCHE SOCABAYA CHALLAPAMPA CONO NORTE CHALLAPAMPA CONO NORTE LAMBRAMANI REAL PLAZA CONO NORTE OCOÑA OCOÑA CARAVELÍ CARAVELÍ CARAVELÍ ATICO MATARANI COCACHACRA HUANCARAMA POLOBAYA Tensión 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 22.30 4.56 1.12 0.00 2013 2.77 0.40 2.00 4.49 2.25 0. 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.75 2.2
Proyección Ventas .00 2. debido a que es consistente y porque presenta valores de los estadísticos t y F aceptables.00 3.15 1.04 3.70 1.3
Proyección Ventas-Usuarios Mayores
De acuerdo a la NORMA TARIFAS.70 0.30 2.YURA QUIMERA CENTER CC Y PROYECTOS AUTOPISTA AREQUIPA-LA JOYA PARQUE LAMBRAMANI REAL PLAZA PARQUE INDUSTRIAL CONTINENTAL CFG LA PLANCHADA PESQUERA NATALIA-PESCADORES GRUPO 15 MINERA SAN JUAN DE CHORUNGA MINERA CARAVELÍ TASA .49 2014 3.65 0. Para el caso del Área de Demanda 9.63 1.53 3.50 6.08 1.12 1.00 3.05 2.00 3.OSINERGMIN-GART
6.06 2.00 2.26 4.84 1.50 2.1.75 0.00 0.78 1. la empresa no ha presentado proyecciones de los actuales Usuarios Mayores.04 1.15 1.52 1.50 4.50 0.56 1.20 1.40 1.34 1.70 2016 6.44 0.88 0.52 2.04 0.54 2.4
Nuevas Demandas en Bloque
En el caso que se informen sobre nuevas demandas en bloque.00 5.60 1.78 3.25 0.30 0.04 2.03 0.62 1.25 0.47 1.88 2.45 0.85 0.75 0.
6.75 0.28 2.26 2.60 2.02 2.00 0.60 0.9 33 Cliente MALL AVENTURA PLAZA MINERA DAVID 2007 TRES PALMERAS PARQUE INDUSTRIAL MYPES . en tanto y en cuanto hayan sido debidamente sustentadas según lo señala la NORMA TARIFAS.06 2.75 0.64 3.90 2.04 2.50 1.1.56 2.00 1.
6.35 2.60 3.52 3.03 0.98 0.33 2.00 3. En el caso del Área de Demanda 9. éstas son incorporadas a la proyección de la demanda.1.50 2.04 4.05 3.60 0.50 4.45 0.40 0. se mantienen los mismos valores
.48 1.50 4.59 1.90 0.72 0. de estos usuarios.80 0.90
Nota: A partir del año 2018.
3.4% 2.
. según el procedimiento establecido en la NORMA TARIFAS se obtiene la proyección global de la demanda de energía eléctrica correspondiente al Área de Demanda 9.4 3 441.2% 4. lo cual no permite verificar si la alternativa planteada representa la solución de mínimo costo en el Área de Demanda.1% 4.7% 4.5 3 037.8 3 291.1.5 3 522. según lo establece la NORMA TARIFAS. según nivel de tensión en cada barra de SET´s.5 3 697. de simultaneidad y/o coincidencia. No incluye un análisis completo de alternativas.4% 4.2 de la NORMA TARIFAS.2 2 572.3% 2.5 3 607. a nivel de devanados de cada transformador. Usuarios Mayores y Demandas Adicionales.0 2 916.3% 4.9 3 162.2% 2.0 Tasa Anual % 0.1% 2.1 2 680.13%
6.1 2 797.2% 4.3 3 364.4% 2.OSINERGMIN-GART
La proyección de la demanda de energía de estas nuevas demandas se determina considerando sus correspondientes factores de carga.5
Luego de efectuar la integración de la proyección de las demandas de Usuarios Menores. en estricto cumplimiento del marco normativo vigente y con base a la mejor información disponible debido a que en el estudio presentado por SEAL: • No considera todas las instalaciones de SST y/o SCT que alimentan la misma área de demanda según lo establece el numeral 12.
Definición del Plan de Inversiones en Transmisión
OSINERGMIN ha procedido a determinar el Plan de Inversiones en Transmisión del Área de Demanda 9. la cual se muestra por nivel de tensión en el siguiente cuadro:
Cuadro Nº 6-2
PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 9 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA (GWH)
Año 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Tasa Promedio GWh 2 554.
Las líneas de transmisión se dimensionan considerando los máximos valores de potencia que fluyen a través de las mismas. antes de añadir instalaciones o equipamiento adicional. bajo condiciones de operación máxima. se evaluó el comportamiento de los distintos componentes del sistema en condiciones de operación normal y en contingencia. Para la instalación de nuevos transformadores de potencia.2. siempre que estas soluciones resulten más eficientes que la construcción de nuevas instalaciones. 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 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. antes de optar por nuevas inversiones en transformación. Se ha considerado el criterio N-1. las instalaciones del SST y SCT del Área de Demanda 9 a diciembre de 2011.2. son las que figuran en el Anexo B. Para el efecto. 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. verificando el cumplimiento de las normas técnicas de calidad y seguridad vigentes. es la que resulte necesaria para la operación del sistema integral.
6. la transferencia de carga entre SET´s.
. La configuración de barras de las nuevas SET’s. para sistemas eléctricos que atienden demandas superiores a los 30 MW.2
Según la información reportada por las Titulares de transmisión. se consideran las características y tamaños de los módulos estándares aprobados por OSINERGMIN. permitiendo ello prever una eficiente rotación de transformadores (teniendo presente sus características para definir si pueden operar en paralelo o con barras secundarias separadas). No se sustenta el dimensionamiento de los nuevos elementos de transmisión que conforman el SER.1
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.OSINERGMIN-GART • •
Informe N° 0120-2012-GART No optimiza el uso transformadores existentes mediante rotaciones en todas las alternativas analizadas.
De esta manera.5 4.5 Factor de Utilización 198 198 260 200 145 336 154 128 150 150 309 168 142 171 107 127 111 116
.5 2 4 10 22.Nom.OSINERGMIN-GART
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. se identifica la situación actual y el nivel de sobrecarga que pueden experimentar las SET’s en el futuro. MVA 60 60 60 25 25 10 25 25 25 25 12.5 6 1. Para este fin se utilizan los resultados de la proyección de la demanda a nivel de SET. El diagnóstico de estas instalaciones está referido al comportamiento de las mismas para atender la demanda en el año 2022. 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. para realizar a partir de éstos un balance entre la potencia instalada existente en las SET’s y sus demandas proyectadas correspondientes. 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 Barras tr2 Socabaya T1 tr2 Socabaya T2 tr2 Chilina T1 tr2 Challapampa T7-31 tr2 Chilina T3-2-31 tr2 Cono Norte T8-32 tr2 Jesus T5-31 tr2 San Lázaro T2-31 tr2 Pque Industrial T41-31 tr2 Pque Industrial T42-31 tr2 Socabaya T6-31 tr2 Puquina tr2 Corire T15-61 tr2 Camana T40-31 tr2 Base Islay T30-103 tr2 Mollendo T31-31 tr2 Matarani T35-31 tr2 Chucarapi T38-31 SOCAB138 SOCAB138 CHILI138 CHALP033 CHILI033 CONOR033 JESUS033 SLAZA033 PQSEA033 PQSEA033 SOCAB033 PUQUI033 CORIR060 CAMAN033 BISLA138 MOLLE033 MATAR033 CHUCA033 Lado LV Barras SOCAB033 SOCAB033 CHILI033 CHALP010 CHILIO10 CONOR010 JESUS010 SLAZA010 PQSEA010 PQSEA010 SOCAB010 PUQUI023 CORIR013 CAMAN010 BISLA033 MOLLE010 MATAR010 CHUCA010 Pot.
64 123.91 123.331 0.331 0.00 30 136. por tanto. Además se constató que se han construido dos nuevas subestaciones Real Plaza y Lambramani. Al respecto. Nom. se desestima la posibilidad de colocar un segundo transformador en dicha subestación.545 0. en el momento de la visita.37 2.331 0.Challapampa-Challapampa L3060A SANTU138 PQSEA033 PQSEA033 JESUS033 JESUS033 CHILI033 CHILI033 SOCAB033 PQSEA033 deriv.00 0.17 8. Por otro lado. MV MVA 150 150 9 10 Pot. LV MVA Factor de Factor de Factor de
Barras tr3 Socabaya T1 tr3 Socabaya T2 tr3 Repartición T26-121 tr3 Camana T40163 SOCABA220 SOCABA220 REPAR138 CAMAN138
Barras SOCAB138 SOCAB138 REPAR023 CAMAN060
Barras SOCAB010a SOCAB010b REPAR010 CAMAN033
Utiliz.97 2.00 0.331 Factor de Utilización 119. Utiliz.93 123.98 101.Cono Norte L-3061 lne Socabaya-Paucarpata L-3070 lne Pque Ind-Paucarpata L-3072 lne deriv.98 0.71 3.6 8
Sobrecargas en las líneas de transmisión
Las líneas que resultan sobrecargadas en el año 2022 son las siguientes:
Nombre Terminal i Barras lne Santuario-Chilina L-1126 lne Pque Ind-Socabaya L-3080 lne Pque Ind-Socabaya L-3081 lne Jesus-Socabaya L-3090 lne Jesus-Socabaya L-3091 lne Chilina-deriv. Nom. SEAL mencionó que la situación era temporal debido a que el transformador 33/10 kV de Real Plaza estaba en pleno proceso de montaje electromecánico y el transformador de Lambramani estaba en proceso de fabricación.81 142. se verificó que en el departamento de Arequipa se ha retirado la subestación San Luis.331 0.1 0. Nom. HV MVA 150 150 9 15 Pot.91 101.331 0.03 Corr.36
2.331 0.79 122.00 213.84 203.81 203.Challapam deriv. Utiliz. se constató que la línea aérea de doble terna de 33 kV Challapampa – Chilina tiene problemas en la faja de servidumbre y su Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en Transmisión para el Área de Demanda 9 (prepublicación)
.41 0.Challapa m Terminal j Barras CHILI138 SOCAB033 SOCAB033 SOCAB033 SOCAB033 deriv.Challapampa L-3060 lne Chilina-deriv. (HV) (MV) (LV) 30 136. kA 0.97 6.84 122. kV 138 33 33 33 33 33 33 33 33 33 km 17. se verificó in situ que la subestación Porongoche fue diseñada para albergar a un solo transformador 33/10 kV.10 142.12 284. Nom.67 8. Long.331 0.37 8.17 8.331 0. Nom. las cargas de dichas subestaciones eran atendidas en el nivel de 10 kV sin problemas de caída de tensión.39
Mediante una visita a las instalaciones de SEAL.OSINERGMIN-GART
Los transformadores de tres arrollamientos que presentan sobrecarga en el año 2022 son los siguientes:
Nombre Lado HV Lado MV Lado LV Pot.Cono Norte PAUCP033 PAUCP033 CHALP033 Tensión.79 174. Asimismo.91 174.
2. SEAL plantea el soterramiento de dichas líneas a fin de evitar posibles accidentes por caída de conductores.3
Alternativas de expansión de la transmisión
Sobre la base del diagnóstico del sistema eléctrico actual y de acuerdo a la evolución de la demanda eléctrica en el Área de Demanda 9. y reforzar algunas líneas existentes de 33 kV. Sin embargo.
6.Parque Industrial con cable subterráneo de 400 mm2. a continuación se analizan las alternativas que se han identificado como técnicamente viables para el afianzamiento del suministro eléctrico a la ciudad de Arequipa Alternativa 1: (Propuesta SEAL) Implementación de nueva subestación Parque Industrial con transformador 138/33 kV – 80 MVA y reforzamiento del enlace entre las subestaciones de Chilina y Challapampa en 33 kV con cable subterráneo de doble terna 240 mm2.3. incluyendo la implementación de nuevas celdas en 10 kV. Al respecto.1
Sistema Eléctrico Arequipa
Actualmente la ciudad de Arequipa se abastece eléctricamente desde la SET Socabaya y SET Chilina. Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en Transmisión para el Área de Demanda 9 (prepublicación)
. 2) nueva SET Parque Industrial 138/33/10 kV para dar mayor confiabilidad al suministro eléctrico en la ciudad de Arequipa y. se ha identificado algunos refuerzos en líneas existentes e incremento en la capacidad de transformación que serán necesarios realizar en el horizonte al año 2022.OSINERGMIN-GART
reubicación no es posible debido a que las dimensiones de las calles colindantes no es el adecuado. A fin de evaluar esta reformulación. consiste en contar con transformadores de respaldo para atender cualquier contingencia de los transformadores existentes 138/33 kV. SEAL en su PROPUESTA FINAL ha reformulado el Plan de Inversiones vigente y propone la implementación de la nueva SET Parque Industrial con transformadores de dos devanados 138/33 kV.2. estando pendiente de implementar las instalaciones previstas en el Plan de Inversiones vigente: 1) LT 138 kV Socabaya-Parque Industrial. El principal argumento de SEAL para esta reformulación del Plan de Inversiones vigente. Adicionalmente se implementa la LT 138 kV Chilina . y por el menor costo que representa la alternativa mencionada.
6. la ampliación de capacidad de transformación de las subestaciones existentes 33/10 kV. Alternativa 2: (Propuesta SEAL) Implementación de nueva subestación Parque Industrial con transformador 138/33/10 kV – 100 MVA y reforzamiento del enlace entre las subestaciones de Chilina y Challapampa en 33 kV con cable subterráneo de doble terna 240 mm2. A continuación se realiza el análisis y planteamiento de alternativas para cada sistema eléctrico que están bajo responsabilidad de SEAL y ELECTROSUR. Alternativa 3: (Propuesta SEAL) Implementación de nueva subestación Parque Industrial con transformador 138/33 kV – 80 MVA y reforzamiento del enlace entre las subestaciones de Chilina y Challapampa en 33 kV con cable subterráneo de doble terna 240 mm2. 3) nueva SET Tiabaya y su línea conexa.
Adicionalmente se considera la rotación de los transformadores 33/10kV retirados de las subestaciones Parque Industrial y Jesús.2.3. debido principalmente a que tiene nuevas demandas que no pueden ser atendidas desde la red existente y por la poca capacidad disponible de generación eléctrica que existe en cada sistema aislado.1 740 324 -3 050 948 Pérdidas Costo Total 19 970 319 18 589 024 25 178 393 16 753 012 15 073 477 F-205
Alternativa Seleccionada :3 8 57 Alternativa 5 580 390
Del cuadro anterior. obteniéndose los siguientes resultados:
Cuadro Nº 6-3
PROPUESTA OSINERGMIN . Adicionalmente se considera la rotación de los transformadores 33/10kV retirados de las subestaciones Parque Industrial y Jesús. Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en Transmisión para el Área de Demanda 9 (prepublicación)
. los sistemas eléctricos aislados de Ocoña. Alternativa 5: Implementación de nueva subestación Parque Industrial con transformador 138/33/10 kV – 100 MVA y LT 138 kV Chilina y Challapampa con cable subterráneo de 400 mm2.ÁREA DE DEMANDA 9 Análisis de alternativas – Sistema Eléctrico Arequipa
OSINERGMIN SELECCIÓN DE ALTERNATIVA OPTIMA Sistema: Arequipa Valor Presente (US$) Alternativa Transmisión MAT Alternativa 1 Alternativa 2 Alternativa 3 Alternativa 4 Alternativa 5 1 208 912 1 208 912 5 549 178 1 208 912 3 628 783 AT 4 358 765 4 441 337 4 441 337 4 358 765 1 442 525 Transformación MAT/AT 6 485 536 7 760 651 6 485 536 7 760 651 8 073 243 AT/MT 5 591 210 4 412 984 5 598 668 2 712 357 2 575 884 Total OYM Inversión 17 644 423 17 823 883 22 074 719 16 040 685 15 720 435 2 797 962 2 722 569 3 588 627 2 452 651 2 403 990 -472 066 -1 957 428 -484 952 .OSINERGMIN-GART
Alternativa 4: Implementación de nueva subestación Parque Industrial con transformador 138/33/10 kV – 100 MVA y reforzamiento del enlace entre las subestaciones de Chilina y Challapampa en 33 kV con cable subterráneo de doble terna 240 mm2. se puede notar que la Alternativa 5 es la de menor costo en un horizonte de análisis de 10 años debido a que logra reducir pérdidas y presenta la menor inversión.
6. Tales alternativas se han evaluado bajo el criterio de mínimo costo.2
Sistema Eléctrico Camaná – Chuquibamba . Atico y Caravelí.Majes
SEAL propone interconectar al SEIN.
para ello.33 21 212. se valida la Alternativa 1 debido a que cumple con los criterios técnicos establecidos en el horizonte de 10 años y porque presenta el menor costo. la longitud aproximada de ambas líneas es de 60 Km. implementar dos nuevas subestaciones 60/10 kV ubicadas en Ático y Caravelí.Chuquibamba . En el 2016.80 1 924.Ocoña e implementar una nueva subestación AT/MT. que se ha evaluado la propuesta del MEM.33 112 161. implementar una nueva subestación 138/60/33 kV ubicada en Ocoña y la LT 138 kV Camaná – Ocoña de 50 Km de longitud.
Alternativa 3: Mantener la condición de Sistemas Aislados En esta alternativa se considera la situación de mantener la condición de sistemas aislados y para atender las nuevas demandas se propone incrementar la capacidad de generación eléctrica.ÁREA DE DEMANDA 9 Análisis de alternativas – Sistema Camaná. Del análisis efectuado a las alternativas propuestas por SEAL. Dicha alternativa no cumple con los criterios técnicos establecidos porque presenta problemas de caída de tensión cuando se interconectan los sistemas aislados de Ático y Caravelí a la barra 60 kV de la SET Ocoña.Majes
Alternativas Alternativa 1 Alternativa 2 Alternativa 3 Inversión (MUS$) 9 904.
Cuadro Nº 6-4
PROPUESTA OSINERGMIN .44 112 161.96 35 554.78 Costo Energía (MUS$) 21 212. el MEM tiene contemplado construir una nueva LT 60 kV Camaná .79
.33 OyM (MUS$) 1 824. Para atender las nuevas demandas. cuyas longitudes son 60 Km y 85 Km respectivamente. la LT 60 kV Camaná – Ático y la LT 60 kV Ático – Caravelí. la alternativa propuesta por el MEM se desestima. SEAL propone tres alternativas: Alternativa 1: Interconexión de la SET Ático y SET Caravelí con líneas de transmisión en cascada En el 2014. Cabe señalar. En el 2016.
Alternativa 2: Interconexión de la SET Ático y SET Caravelí con líneas de transmisión independientes En el 2014. que consiste en interconectar el sistema aislado de Ocoña en 60 kV desde la SET Camaná. implementar una nueva subestación 138/60/33 kV ubicada en Ocoña y la LT 138 kV Camaná – Ocoña de 50 Km de longitud.79 Costo Total (MUS$) 35 258. implementar dos nuevas subestaciones 60/10 kV ubicadas en Ático y Caravelí.01 Costo Pérdidas (MUS$) 2 317. la LT 60 kV Camaná – Ático y la LT 60 kV Camaná – Caravelí.17 10 536.OSINERGMIN-GART
Cabe señalar que en el Plan Nacional de Electrificación Rural del Ministerio de Energía y Minas (MEM) se contempla ejecutar electrificaciones rurales en la zona de Caraveli. Por lo mencionado.66 1 881.
2. En el Anexo C se muestran los diagramas unifilares correspondientes a las alternativas de mínimo costo. se valida dicha propuesta.3. Los detalles de la rotación propuesta se señalan en el siguiente cuadro:
Equipo de Reserva Transformador 33/10 kV – 10 MVA SET origen Camaná SET destino Matarani Observaciones La rotación se realiza el año 2014 y el transformador retirado de Matarani pasa a reserva La rotación se realiza el año 2015 y el transformador retirado de Mollendo pasa a reserva
Transformador 33/10 kV – 6 MVA
Instalar bancos de capacitores en las SET´s La Curva (1.4
Plan de Inversiones 2013-2017
Como resultado del análisis realizado por OSINERGMIN.
Sistema Eléctrico Puquina – Omate – Ubina
ELECTROSUR propone instalar una segunda terna entre la SET Socabaya y SET Polobaya.
Con la reforma propuesta se logra eliminar la sobrecarga. a fin de mejorar los niveles de tensión en la zona de Islay.2.2.
6. de los sistemas eléctricos analizados por OSINERGMIN. debido a que se mejora los niveles de tensión.3
Sistema Eléctrico Islay
En base al diagnóstico efectuado a las instalaciones de SEAL. que formarían parte del SCT a ser remunerado por la demanda.5 MVAR) y Churacapi (1 MVAR). planteándose para ello las siguientes reformas: Ejecutar la rotación de transformadores existentes. a fin de mejorar los perfiles de tensión y atender los incrementos de carga de clientes mayores. se reduce las pérdidas técnicas y se logra atender los incrementos de carga de Usuarios Mayores cumpliendo con los criterios de calidad establecidos. en el Anexo D se detallan las inversiones requeridas para el período 2013-2017.3. Del análisis efectuado a la propuesta de ELECTROSUR. se ha detectado problemas de sobrecargas en los transformadores 33/10 kV de la SET Mollendo (104%) y Matarani (145%) y además de la necesidad de mejorar los niveles de tensión en la zona de Islay.OSINERGMIN-GART
6. mejorar los niveles de tensión y representa para este sistema el menor costo.
que sin estar consideradas en el Plan de Inversiones vigente (2006-2013). 12 MVA ONAF Celda de Alimentador Celda de Alimentador Celda de Línea a Real Plaza Celda de Alimentador Celda de Línea a Challapampa Celda de Transformador Celda de Transformador Celda de Alimentador Celda de Alimentador Celda de Alimentador Instalación SET MAT/AT/MT SOCABAYA SET MAT/AT/MT SOCABAYA SET AT/MT PORONGOCHE SET AT/MT PORONGOCHE SET AT/MT PORONGOCHE SET AT/MT PORONGOCHE SET AT/MT LAMBRAMANI SET AT/MT LAMBRAMANI SET AT/MT LAMBRAMANI SET AT/MT LAMBRAMANI SET AT/MT LAMBRAMANI SET AT/MT LAMBRAMANI SET AT/MT LAMBRAMANI SET AT/MT LAMBRAMANI SET AT/MT LAMBRAMANI SET AT/MT CHILINA SET AT/MT PARQUE INDUSTRIAL SET AT/MT CHALLAPAMPA SET AT/MT CHALLAPAMPA SET AT/MT REAL PLAZA SET AT/MT REAL PLAZA SET AT/MT REAL PLAZA SET AT/MT REAL PLAZA SET AT/MT REAL PLAZA SET AT/MT REAL PLAZA Código de Módulo Estándar CE-010SIU2MCISBAL1 TP-033010-025SI2I CE-033SIU2C1ISBLI2 CE-010SIU2MCISBAL1 CE-010SIU2MCISBAL1 CE-010SIU2MCISBAL1 CE-033SIU2C1ISBLI2 CE-033SIU2C1ISBTR2 CE-010SIU2MCISBTR1 CE-010SIU2MCISBAL1 CE-010SIU2MCISBAL1 CE-010SIU2MCISBAL1 CE-010SIU2MCISBAL1 CE-010SIU2MCISBAL1 TP-033010-015SI2I CE-010SIU2MCISBAL1 CE-010SIU2MCISBAL1 CE-033SIU2C1ESBLI2 CE-010SIU2MCISBAL1 CE-033SIU2C1ISBLI2 CE-033SIU2C1ISBTR2 CE-010SIU2MCISBTR1 CE-010SIU2MCISBAL1 CE-010SIU2MCISBAL1 CE-010SIU2MCISBAL1 Inversión US$ 45432 726572 232902 109913 109913 109913 292513 242736 176033 138045 138045 138045 138045 138045 1546603 44245 44245 111574 44245 292513 242736 176033 138045 138045 138045 Observación OSINERGMIN Se requiere Se requiere Implementado No justifica Implementado No justifica Implementado No justifica Implementado No justifica Implementado No justifica Implementado No justifica Implementado No justifica Implementado No justifica Implementado No justifica Implementado No justifica Implementado No justifica Implementado No justifica Implementado No justifica Implementado No justifica Implementado No justifica Implementado No justifica Implementado No justifica Implementado No justifica Implementado No justifica Implementado No justifica Implementado No justifica Implementado No justifica Implementado No justifica
Cuadro Nº 6-5
6. han sido puestas en operación o prevé ponerlas en operación antes de mayo del año 2013:
INVERSIONES NO APROBADAS EN PLAN DE INVERSIONES 2009-2013 EJECUTADAS O PREVISTAS EJECUTAR HASTA ANTES DE MAYO 2013
Año 2011 2011 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 Titular SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL Nombre Elemento Celda de Alimentador Transformador de Potencia 33/10 kV. las siguientes instalaciones. 25 MVA Celda de Línea a Lambramani Celda de Alimentador Celda de Alimentador Celda de Alimentador Celda de Línea a Porongoche Celda de Transformador Celda de Transformador Celda de Alimentador Celda de Alimentador Celda de Alimentador Celda de Alimentador Celda de Alimentador Transformador de Potencia 33/10 kV.2.1
Ejecución de proyectos no aprobados en el Plan de Inversiones vigente
SEAL incluyó en su propuesta del Plan de Inversiones 2013-2017.4.
Los resultados de este análisis se indican en la columna “Observación OSINERGMIN” del cuadro anterior. en el mismo Anexo D. se señalan en cuadro separado las inversiones aprobadas en el Plan de Inversiones vigente (julio 2006 . SEAL no presenta la justificación técnica y económica requerida según lo establecido en la Disposición Transitoria Única de la Resolución OSINERGMIN N° 050-2011-OS/CD. el Plan de Inversiones en transmisión del Área de Demanda 9.Lambramani Ln Porongoche .OSINERGMIN-GART
Código de Módulo Estándar CE-010SIU2MCISBAL1 CE-010SIU2MCISBAL1 TP-033010-015SI2I LT033SIU0XXS0C3120S LT033SIU0ACS0C1150A LT033SIU0XXS0C3120S CE-033COR1C1ESBLI2 CE-033COR1C1ESBLI2 CE-033COR1C1ESBTR2 CE-010COR1C1ESBTR1 CE-010COR1C1ESBAL1 CE-010COR1C1ESBAL1 TP-033010-002CO1E Inversión US$ 138045 138045 1546603 748919 56452 279597 155474 155474 124049 37061 43851 43851 210310 Observación OSINERGMIN Implementado No justifica Implementado No justifica Implementado No justifica Implementado No justifica Implementado No justifica Implementado No justifica Implementado No justifica Implementado No justifica Implementado No justifica Implementado No justifica Implementado No justifica Implementado No justifica Implementado No justifica
Año 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011
Titular SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL
Nombre Elemento Celda de Alimentador Celda de Alimentador Transformador de Potencia 33/10 kV.abril 2013). no obstante. 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.Lambramani Celda de Línea 33 kV a SE La Curva Celda de Línea 33 kV a SE Churacapi Celda de Transformador 33 kV Celda de Transformador 10 kV Celda de Alimentador 10 kV Celda de Alimentador 10 kV Transformador de Potencia 33/10 kV
Instalación SET AT/MT REAL PLAZA SET AT/MT REAL PLAZA SET AT/MT REAL PLAZA Ln Challapampa Plaza Vea Ln Porongoche Lambramani Ln Porongoche Lambramani SET AT/MT COCACHACRA SET AT/MT COCACHACRA SET AT/MT COCACHACRA SET AT/MT COCACHACRA SET AT/MT COCACHACRA SET AT/MT COCACHACRA SET AT/MT COCACHACRA
Al respecto. Por tanto. en cuadro separado de las nuevas inversiones requeridas para el período 2013-2017.2
Reprogramación del Plan de Inversiones vigente
Asimismo. OSINERGMIN ha procedido a analizar cada uno de estos casos a fin de determinar si amerita su implementación en el contexto de la mencionada disposición normativa.Plaza Vea Ln Porongoche . que se requiere sean culminadas o implementadas posteriormente a abril 2013. En el Anexo D también se incluyen estas instalaciones aprobadas. son aquellas que según el análisis realizado por OSINERGMIN para el presente proceso.4.
6. que se requiere implementarse en el período 2013-2017. se muestra en el siguiente cuadro:
. 12 MVA Ln Challapampa . ya no resultan necesarias para el sistema eléctrico en las condiciones actuales.2. En resumen.
6 62 28 8 4 Inversión (US$) 37 798 198 35 993 818 Longitud (km) 231.OSINERGMIN-GART
Cuadro Nº 6-6
PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 9 PLAN DE INVERSSIONES SCT
Proponentes/titulares Total Área de Demanda 9 SEAL AT Celda Línea Transformador MAT Celda Línea Transformador MT Celda Compensador ELECTROSUR AT Transformador Línea 1 804 380 22. ha encontrado procedentes en virtud a lo señalado en la Disposición Transitoria Única de la Resolución OSINERGMIN N° 050-2011-OS/CD9
.. podrán justificarse técnica y económicamente como parte del estudio que sustente la propuesta del nuevo Plan de Inversiones correspondiente al período 2013-2017. excepcionalmente y por única vez.7 209.0 Potencia de Cantidad Transformación De Elementos (MVA) 512 512 107 106
En el cuadro anterior están incluidas. como resultado de su análisis. las inversiones que los TITULARES han implementado desde setiembre 2011 o prevén poner en servicio antes de abril 2013 y que OSINERGMIN. además.7 1 1 589 329 538 134 1 804 380 22. fueron puestas en operación comercial para atender el surgimiento de significativas demandas no previstas durante el proceso de aprobación de dicho Plan.7 37 7 1 3 433 204 6 924 720 9 957 099 62.4 450 13 3 6 3 305 392 7 612 728 2 633 210 146.Las instalaciones que sin estar consideradas en el Plan de Inversiones aprobado para el período 2009-2013.
correspondiente al período mayo 2013 .13% como tasa de crecimiento de la demanda global de energía eléctrica en el Área de Demanda 9. se han incluido como parte del Plan de Inversiones 2013-2017. b) La inversión total en transmisión considerada para el Área de Demanda 9. Conclusiones y Recomendaciones
Del análisis realizado por OSINERGMIN a los estudios presentados por las empresas SEAL y ELECTROSUR 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 9 se concluye lo siguiente: a) Se ha obtenido el valor de 3.abril 2017. en tanto y en cuando hayan sido justificadas bajo el contexto de lo establecido en la Disposición Transitoria Única de la Resolución OSINERGMIN N° 050-2011-OS/CD. en el periodo comprendido entre el 01 de mayo de 2013 al 30 de abril de 2017.
7. asciende al monto de US$ 37 798 198 según los valores de inversión por elemento de transmisión que se muestran en el Anexo D del presente documento.49% presentado por SEAL. d) Las inversiones que han sido ejecutadas por los Titulares. mayor que el valor de 1. sin estar consideradas en el Plan de Inversiones vigente. c) Se recomienda la emisión de una resolución que apruebe el Plan de Inversiones en transmisión para el Área de Demanda 9.
Diagrama Unifilar del SER 2013-2017. Cuadros Comparativos 2013-2017. determinado por
A continuación se presentan los siguientes anexos al informe: Anexo A Anexo B Anexo C Anexo D Anexo E Análisis de las Respuestas a las Observaciones formuladas a la PROPUESTA INICIAL. Plan de Inversiones OSINERGMIN. según análisis de OSINERGMIN.OSINERGMIN-GART
8. Diagrama Unifilar del Sistema Actual según información de Titulares.
Anexo A Análisis de las Respuestas a las Observaciones formuladas a la PROPUESTA INICIAL
Coelvisac. Las ventas de energía de SEAL cubren casi toda el Área de Demanda 9 y una parte del Área de Demanda 8 (solo el sistema eléctrico Bella Unión – Chala). SEAL debe presentar dicha proyección.
No se presenta el detalle necesario sobre la proyección de la demanda. Respuesta La proyección de demanda fue realizada siguiendo los criterios y metodologías establecidas en la NORMA TARIFAS (Resolución OSINERGMIN N° 0050-2011OS/CD). Al respecto. que permita establecer la idoneidad de los resultados obtenidos.Térmico Sistema Aislado Hidráulico Área de demanda 8 (Electro Dunas. Asimismo. de acuerdo a lo establecido en la NORMA TARIFAS.MAJES Sistema de Transmisión AREQUIPA ISLAY Adicionan grupos hidráulicos Observaciones
(*) Actualmente estos sistemas de distribución no poseen sistemas de transmisión asociados.VALLE DEL COLCA Adicionan grupos hidráulicos CAMANÁ .7% con respecto a las ventas del 2010 (no se tiene información de ventas del PSE Chiquibamba).
Respecto al Área de Demanda 9. tal como se muestra en el Cuadro 1.
. Respecto a este proceso se pueden mencionar los siguientes puntos: • Para conseguir acompañar los lineamientos de la NORMA TARIFAS la proyección de demanda fue realizada usando la estructura del área comercial de SEAL.OSINERGMIN-GART
Análisis de las Respuestas a las Observaciones formuladas a la Propuesta Inicial de SEAL
1. la evolución de la población. a parte de los sistemas mostrados en el Cuadro 1 se tienen los sistemas eléctricos siguientes: SE0114 Puquina-Omate-Ubinas (Electrosur) y PSE Chuquibamba (Adinelsa).2. en cumplimiento de lo establecido en la Norma Tarifas. En el Cuadro 2 se muestra que la participación de SEAL en el Área de Demanda 9 es el 96. REP) ORCOPAMPA .2 en el que se establece que las proyecciones deben ser elaboradas de manera sustentada y documentada mediante métodos y modelos de proyección que tomen en cuenta las estadísticas de consumo histórico de electricidad.CHUQUIBAMBA .CHALA REPARTICION . en su acápite 7.LA CANO ATICO (*) HUANCA (*) OCOÑA (*) CARAVELÍ (*) COTAHUASI (*) Sistema Aislado Térmico Sistema Aislado Hidráulico Sistema Aislado Térmico Sistema Aislado Hidráulico .
Cuadro 1 – Sistemas eléctricos de SEAL
Ítem 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 Código SE0134 SE0135 SE0249 SE0138 SE0141 SE0250 SE0252 SE0146 SE0152 SR0043 SE0248 SE0251 SE0136 SE0142 SE0144 SE0145 SE0147 Sistema Eléctrico de Distribución Arequipa Mollendo-Matarani Islay Camaná Chuquibamba Majes-Siguas Valle de Majes Valle del Colca Orcopampa Ser Valle del Colca Bella Unión-Chala Repartición-La Cano Atico Huanca Ocoña Caravelí Cotahuasi Sector Típico ST2 ST2 ST3 ST3 ST4 ST4 ST4 ST4 ST4 SER ST4 ST4 ST3 ST5 ST4 ST4 ST5 Interconexión SEIN SEIN SEIN SEIN SEIN SEIN SEIN SEIN SEIN SEIN SEIN SEIN SIA SIA SIA SIA SIA Área de demanda 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 8 9 9 9 9 9 9 BELLA UNIÓN . la información histórica y proyección de la demanda debe presentarse de manera separada para los Usuarios Menores y Mayores. la evolución del número de clientes y complementariamente aplicarse metodologías que consideren otros valores explicativos como índices macroeconómicos relevantes y de desarrollo urbano y otras variables que expliquen el comportamiento de la demanda eléctrica.
Cuadro 2 – Ventas de SEAL y Electrosur en el Área de Demanda 9
Ventas SICOM 2010 - Empresa SEAL - Área de Demanda 9 Suma de MW.h SE Arequipa Atico Camaná Caravelí Chuquibamba Cotahuasi Huanca Islay Mollendo-Matarani Majes-Siguas Ocoña Orcopampa Repartición-La Cano Valle de Majes Valle del Colca Ser Valle del Colca Total general SEAL CSE SE0134 SE0136 SE0138 SE0145 SE0141 SE0147 SE0142 SE0249 SE0135 SE0250 SE0144 SE0152 SE0251 SE0252 SE0146 SR0043 Sector ST2 ST3 ST3 ST4 ST4 ST5 ST5 ST3 ST2 ST4 ST4 ST4 ST4 ST4 ST4 SER Interconexion SEIN SIA SEIN SIA SEIN SIA SIA SEIN SEIN SEIN SIA SEIN SEIN SEIN SEIN SEIN Mercado Tension Libre Departamento AT MAT AREQUIPA 27428.4 AREQUIPA AREQUIPA AREQUIPA AREQUIPA AREQUIPA AREQUIPA AREQUIPA AREQUIPA 414.279 AREQUIPA AREQUIPA AREQUIPA 14.433 AREQUIPA AREQUIPA AREQUIPA 463.075 AREQUIPA 27842.68 477.508 Regulado MT BT 14495.59 401542.3 1172.325 15115.95 869.521 2289.269 1500.499 141.784 2661.188 21894.46 14391.58 691.343 1953.444 7366.069 5713.759 2868.487 476.852 17156.78 477987.6 Total general MT 169551.5 67.202 3811.089 12.542 2342.033 60.697 8925.208 11833.39 133.345 9326.637 1017.997 1010.729 67.891 208160.3 613017.8 1239.5 18927.0 882.1 4631.3 1561.2 141.8 33480.9 414.3 26225.0 691.3 2101.2 16692.7 6731.8 4342.3 544.7 731624.9 96.7%
Ventas SICOM 2010 - Empresa ELECTROSUR - Área de Demanda 9 Puquina-Omate-Ubinas SE0114 ST4 SEIN TACNA
2149.449 22514.72 Total área de demanda 9 (incluido Puquina-Omate-Ubinas) =
24664.2 756289.1
3.3% 100%
El Área de Demanda 8 está conformada por las empresas ElectroDunas, Coelvisac, REP, etc., y la participación de SEAL es pequeña respecto al total del área de demanda. No existe la posibilidad de completar la proyección en toda el Área de Demanda 8 ya que estos sistemas eléctricos pertenecen a otras empresas y no se tiene la suficiente información histórica al respecto. El tratamiento especial que se da en este problema corresponde a realizar la proyección de demanda usando la información comercial de la empresa SEAL. Después se realiza la proyección por sistema eléctrico y se establece un ajuste a la proyección global de la empresa. Esto permite disociar la proyección de demanda del sistema Bella Unión – Chala del Área de Demanda 8. • En la proyección de demanda se ha puesto énfasis a las cargas de los sistemas eléctricos de SEAL y se incorporan las otras cargas correspondientes a otras empresas (Edegel, Egasa, Egemsa, Enersur, Kallpa, San Gabán, Sudamericana de Fibras, Shouguesa, Electrosur, Adinelsa) que influyen en el comportamiento eléctrico visto en cada sistema. La proyección de demanda clasifica solo a los usuarios de SEAL como menores y mayores. Los clientes libres solo tienen la posibilidad de ser usuarios mayores, debido a que su demanda máxima podría ser superior a 2.5 MW. En el cuadro 3 se muestran los clientes libres considerados en el Estudio. Se considera como único usuario mayor de SEAL al cliente libre CL0005 CORPORACIÓN ACEROS AREQUIPA (AREQUIPA). Los clientes libres que no pertenecen a la empresa son considerados como cargas adicionales, debido que, en caso sean menores, estos no pueden ser incorporados en la proyección porque no existen datos históricos al respecto.
Informe N° 0120-2012-GART Cuadro 3 – Clientes libres considerados en el estudio
SICOM - Clientes Libres Solo instalaciones de las empresas incorporadas al estudio, ubicadas en las áreas de demanda 9 y 8. Sistema Eléctrico de Distribución (SE) Código Nombre Sector Típico _ _ _ _ _ _ SE0135 Mollendo-Matarani ST2 _ _ _ SE0134 Arequipa ST2 _ _ _ SE0134 Arequipa ST2 SE0134 Arequipa ST2 SE0134 Arequipa ST2 SE0134 Arequipa ST2 SE0134 Arequipa ST2 SE0134 Arequipa ST2 SE0134 Arequipa ST2 SE0135 Mollendo-Matarani ST2 SE0146 Valle del Colca ST4 SE0146 Valle del Colca ST4 SE0152 Orcopampa ST4 SE0249 Islay ST3 _ _ _ _ _ _ Cliente Libre Nombre MOLY-COP ADESUR (AREQUIPA) MINERA CERRO VERDE TECNOLOGICA DE ALIMENTOS (MOLLENDO) CONENHUA EGEMSA MINERA BATEAS YURA MANUFACTURAS DEL SUR CORPORACIÓN ACEROS AREQUIPA (AREQUIPA) ALICORP (AREQUIPA) CERVESUR (AREQUIPA) COORPORACIÓN JOSE R. LINDLEY 5 Consorcio Const Alto Cayma y Chilina Consorcio Const Alto Cayma y Chilina POLYSIUS DEL PERU Centro Poblado de Arcata Municipalidad de Caylloma Grupo Buenaventura Conenhua TERMINAL INTERNACIONAL DEL SUR MINERA ARES 2 SHOUGANG HIERRO PERÚ (JAHUAY) (13)
Departamento AREQUIPA AREQUIPA AREQUIPA AREQUIPA AREQUIPA AREQUIPA AREQUIPA AREQUIPA AREQUIPA AREQUIPA AREQUIPA AREQUIPA AREQUIPA AREQUIPA AREQUIPA AREQUIPA AREQUIPA AREQUIPA AREQUIPA ICA
Empresa Edegel Egasa Egasa Egemsa Enersur Kallpa San Gabán Seal Seal Seal Seal Seal Seal Seal Seal Seal Seal Seal Sudamericana de Fibras Shougesa
Código CL0275 CL0046 CL0440 CL0353 CL0416 CL0239 CL0161 CL0005 CL0145 CL0255 CL0455 CL0X10 CL0XX9 CL0429 CL0XX2 CL0XXX CL0XX4 CL0358 CL0258 CL0368
Tarifa MAT MAT MT AT MT MT MT AT MT AT MT MT AT AT MAT MAT MAT MT MAT MT
Usuario Adicional Adicional Adicional Adicional Adicional Adicional Adicional Mayor Menor Menor Menor Menor Menor Menor Menor Menor Menor Menor Adicional Adicional
Las demandas de los sistemas eléctricos de Puquina-Omate-Ubinas (Electrosur) y PSE Chuquibamba (Adinelsa) son consideradas como cargas adicionales. Las nuevas cargas de SEAL que superen un demanda máxima de 2.5 MW son consideradas como usuarios mayores. La proyección de demanda llega a nivel de alimentador debido a que se necesitaba realizar traspasos de carga entre alimentadores como parte de la solución realizada por la empresa (traspasos de carga en el año 2011) y como solución de planeamiento (optimización del uso de las SETs). Se utilizan los métodos de tendencias y econométricos para la proyección global de energía para MT y BT. Se utilizan métodos de tendencias para la proyección de energía por sistema eléctrico. La caracterización de la carga de los usuarios menores y mayores fue realizada usando los perfiles de carga de SEAL. La caracterización de la carga de los clientes libres que no son de la empresa se realizó usando los perfiles de carga del SICLI. La caracterización de la carga de los sistemas eléctricos de PuquinaOmate-Ubinas (Electrosur) y PSE Chuquibamba (Adinelsa) se realizó asumiendo factores usados en distribución en función de sector típico de cada sistema. La caracterización de las cargas nuevas fue asumida según el tipo de carga y consumo de los mismos.
Los cálculos y resultados de la proyección de demanda son mostrados en los siguientes archivos: • 1_Ventas de Energía Históricas.xlsx Archivo con la información de las ventas históricas de energía de los usuarios menores y mayores, por empresa (SEAL) y sistema eléctrico. 2_Proyección de Demanda Global.xlsx Archivo con la información del Producto Bruto Interno por Departamentos, Población por Departamentos, Ventas Históricas de Energía de Usuarios Menores (del archivo: 1_Ventas de Energía Históricas.xlsx), Proyección del número de clientes (método de tendencias), Precio Medio de Energía, Proyección de las Ventas de Energía para Usuarios Menores (método de tendencias y econométrico), Proyección de las Ventas de Energía para Usuarios Menores (MT + BT), Proyección de las Ventas de Energía para Usuarios Mayores y Cargas Adicionales (calculados a partir de factibilidades de suministro).
3_Proyección por Sistemas Electricos.xlsx Archivo con la información de la Proyección de las Ventas de Energía para Usuarios Menores por sistema eléctrico (método de tendencias), Proyección de las Ventas de Energía para Usuarios Menores por sistema eléctrico ajustado de acuerdo a la proyección global. 4_Proyección por SEDs y Alimentador.xlsx Archivo con la información de la caracterización de la carga (factor de carga, coincidente por SET, sistema eléctrico y SEIN), estructura de la demanda del año base 2010 (sistema eléctrico, centro de transformación, alimentador, subestación de distribución), proyección de energía más pérdidas (con traspasos de carga en los años 2010 y 2011), proyección de potencia no coincidente y coincidente por SET (por barra, alimentador). 5_Proyección por Barras.xlsx Archivo con la información de la proyección de demanda de energía y potencia con los cálculos realizados para los formatos del OSINERGMIN. 01-Demanda SEAL.xlsx Archivo con los formatos de demanda señalados en la NORMA TARIFAS.
Para evitar que sigan existiendo diferencias de apreciación de los cálculos realizados en la proyección de demanda entre el OSINERGMIN y los estudios de las empresas, se recomienda que el OSINERGMIN sistematice el proceso de proyección de demanda mediante el uso de programas computacionales con tratamiento de base de datos y dirigido a cumplir todas las exigencias de la NORMA TARIFAS. Análisis de OSINERGMIN Los datos históricos de ventas de energía de los sistemas eléctricos que no pertenecen a SEAL, pueden ser obtenidos de la base de datos del OSINERGMIN o del estudio que presentó ELECTROSUR, el cual se encuentra publicado en la página Web de OSINERGMIN. Conclusión La observación se considera subsanada parcialmente. 2. La propuesta presentada no abarca todas las instalaciones comprendidas en el Área de Demanda 9, según lo establecido en el numeral 12.2 de la NORMA TARIFAS. Al respecto, se debe corregir el planeamiento de la expansión de la transmisión considerando las instalaciones de otras empresas ubicadas en el área de Demanda 9. Respuesta En el área de demanda 9 fueron incluidos los sistemas eléctricos SE0114 PuquinaOmate-Ubinas (Electrosur) y PSE Chuquibamba (Adinelsa). Análisis de OSINERGMIN SEAL consideró al sistema eléctrico de Puquina-Omate-Ubinas como una carga puntual; sin embargo, esta situación no permite conocer las condiciones de operación de las instalaciones de Puquina-Omate-Ubinas. Conclusión La observación se considera no subsanada. Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en Transmisión para el Área de Demanda 9 (prepublicación)
Los sistemas pequeños no permiten definir un número grande de alternativas pues son de tipo radial. se recomienda que. las alternativas que cumplan con las características antes identificadas se deben evaluar y comparar conforme a la NORMA TARIFAS para determinar la de mínimo costo en un período de 10 años. dicha alternativa resulta tener el menor costo. SEAL debe incluir en la propuesta los resultados obtenidos para el año base. además de presentar problemas de servidumbre. sin embargo. Respuesta De acuerdo. la observación se considera no subsanada.9. entre otros). La rotación de dichos transformadores hacia las subestaciones Cono Norte. Respuesta Se está incluyendo el Diagnóstico del Sistema Eléctrico.
No se ha evaluado el diagnóstico integral del sistema eléctrico en operación según lo estipulado en el numeral 5. Se puede hacer para 25 años manteniendo congelada la demanda el último año o bién 20 años considerando el valor remanente de las inversiones. se emplee. Así mismo se evaluó un enlace en 220 Kv entre la Set Socabaya y Pque Industrial lo que resultaría más costoso. para identificar las características de la alternativas a evaluar (tensión. Respuesta Para la evaluación económica de las alternativas se ha considerado un periodo de 20 años. módulos óptimos de transformación y de línea. Por lo tanto se concluye que SEAL no ha presentado todas las alternativas factibles que permitan concluir la configuración de menor costo. Chilina y Socabaya evitaría la compra de 3 nuevos transformadores. lo cual no permite atender el crecimiento del consumo en el área por la limitada capacidad en dicho nivel de tensión. Luego de ello. Conclusión Por lo mencionado en el análisis anterior.1 de la NORMA TARIFAS.
4. como criterio. Al respecto. Si consideramos las rotaciones mencionadas a la Alternativa 2. cuyos resultados indican que la Alternativa 1 tiene el menor costo.
. se observa que en la Alternativa 2 no se reutilizan los transformadores 33/10 kV retirados de las subestaciones Parque Industrial y Jesús. Análisis de OSINERGMIN SEAL presenta la evaluación técnica y económica de tres alternativas para el horizonte de 10 años. en el caso del sistema Arequipa se analizó seguir con el sistema en 33 kV. es lo que se ha hecho. la evaluación para un período de 25 años.OSINERGMIN-GART
3. Análisis de OSINERGMIN Se ha verificado la inclusión de los resultados del diagnóstico en el informe presentado.
No se han evaluado las suficientes alternativas que permitan concluir que la configuración presentada corresponde efectivamente a la alternativa de mínimo costo Respuesta En cada sistema se han evaluado alternativas factibles.
Los resultados de la evaluación se señalan en los siguientes cuadros:
Alimentación de nuevas cargas de Real Plaza
Alternativas Alimentación en 33 kV y nueva subestación 33/10 kV Alimentación en 10 kV desde SET Challapampa Inversión (US$) 3 400 538.55 312 611.77 171 870. Análisis de OSINERGMIN SEAL ha presentado la evaluación de las subestaciones Real Plaza y Lambramani. debido a que presentan el menor costo.74 1 839 201. en dicha evaluación no se ha incluido la alternativa sugerida. Es necesario que SEAL detalle sobre la disponibilidad presupuestal para la ejecución de las obras previstas en el horizonte de estudio.16 2 420 526. sin embargo. la observación se considera no subsanada.31 Costo Total (US$) 3 869 044. debe presentar la justificación técnica y económica de la implementación de instalaciones no previstas en el Plan de Inversiones 2009-2013.31 Costo Pérdidas (US$) 195 022.79 OyM (US$) 533 749.87 268 713. Conclusión Por lo mencionado en el análisis anterior. con especial énfasis para el año 2013 donde propone una inversión de US$ 29 491 487.10 OyM (US$) 577 993. SEAL debe señalar en la Propuesta aquellas instalaciones del Plan de Inversiones 2009-2013 que no han sido ejecutadas así como las razones por la no ejecución.17 Costo Pérdidas (US$) 499 765. Se trata de las Instalaciones de las subestaciones Real Plaza y Lambramani.17
Alimentación de nuevas cargas de Lambramani
Alternativas Alimentación en 33 kV y nueva subestación 33/10 kV Alimentación en 10 kV desde SET Porongoche Inversión US$) 3 140 232. 5. Respuesta Se está incluyendo los sustentos de las instalaciones no previstas en el Plan de Inversiones 2009-2013. la implementación de las nuevas subestaciones Real Plaza y Lambramani no está justificada para atender los nuevos incrementos de demanda.42 1 752 314.64 1 424 444. asimismo.41
Por lo expuesto. 6. se concluye que las nuevos incrementos de demanda pueden ser atendidos desde las subestaciones existentes con alimentadores de 10 kV. la cual consiste en atender los nuevos incrementos de demanda en el nivel de 10 kV desde las subestaciones existentes.00 155 999.89 Costo Total (US$) 4 478 298.OSINERGMIN-GART
Conclusión La observación se considera subsanada. Esto es importante debido a que en la Página 44 de 76
. De las evaluaciones efectuadas por OSINERGMIN. Los sustentos de dichas instalaciones se encuentran en el “Anexo I” del presente documento.
regulación 2009-2013.3 MWh pero para el cálculo del FC se utiliza una energía de 43 180. Respuesta Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en Transmisión para el Área de Demanda 9 (prepublicación)
. se requiere la revisión de estos formatos y su debida conciliación. Los factores de Carga. ya sea a través de recursos propios de la empresa. Por lo tanto. Análisis de OSINERGMIN La respuesta presentada por SEAL absuelve la observación. OBSERVACIONES ESPECÍFICAS Proyección de la Demanda
7. sólo ha invertido US$ 2 494 795 conforme se muestra en la Figura N° 1. de los US$ 10 716 808 aprobados en los 4 años. aportes de capital del mem o del fonafe y/o financiamiento interno.7 MWh). Por otro lado. el cálculo del factor de carga “FC” consignado en el formato F-101 no concuerda con los cálculos efectuados en el formato F-103 (por ejemplo en el formato F-103 se señala que la energía del año típico de la SET Socabaya es de 28 753.
Respuesta SEAL cuenta con disponibilidad presupuestal para ejecutar los proyectos indicados en el plan de inversiones 2013 – 2017. Conclusión La observación se considera subsanada. Simultaneidad y Contribución a la Punta correspondientes al formato F-101 presentan inconsistencias
Los valores de los factores de simultaneidad “FS” y factor de contribución a la punta “FCP” presentados por SEAL no son consistentes con la información presentada en el formato F-102.
Asimismo dicho formato solamente debe incluir información de Usuarios Menores existentes al año 2010. que se corrija. Respuesta En el formato F-103 la columna de máxima potencia anual coincidente del sistema eléctrico está vinculada con una hoja auxiliar “Aux Menores”. Según la estructura optada en el estudio. de ser necesario.7 MWh) en los perfiles de carga que energía del SICOM (28 753. la cual contiene la información de los factores de carga. La información del formato F-103 no se encuentra debidamente presentada La información presentada en el formato F-103 no está correctamente vinculada. el cual pertenece a la empresa San Gabán. El valor de 606 432 MWh corresponde a la energía de los usuarios menores de Arequipa incluyendo el cliente libre CL0161 MANUFACTURAS DEL SUR. Para este caso en particular se realizo la separación de los perfiles de carga para cada SET (Socabaya y La Campiña). Los montantes de energía al año 2010 obtenidos de los perfiles de carga no coinciden exactamente con las energías reportadas en el SICOM porque se entiende que los registros pueden contener errores de medición o agrupan una o más SETs. Por otro lado. La información del formato F-101 fue corregida y ahora es consistente con el formato F-102. no así las energías obtenidas en los perfiles de carga. está vinculada erróneamente con la máxima potencia anual de la SET. según el SICOM. tomada del formato F102. La vinculación fue revisada y es correcta. La proyección de demanda se realizó usando solamente la Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en Transmisión para el Área de Demanda 9 (prepublicación)
. Debido que no se cuenta con información histórica de este cliente. En el caso de la SET Socabaya. Se requiere que SEAL revise la información presentada y. 8. la misma que es publicada por OSINERGMIN a través de la Base de Datos del SICOM. En estos casos se hizo una separación de los perfiles en función de información de la empresa. la energía del año típico coincide con la energía de la Base de Datos SICOM. no fue incluido en el estudio como usuario menor. Un ejemplo de ello es que para el año 2010 las ventas del sistema Arequipa (sin considerar pérdidas). Análisis de OSINERGMIN Se ha verificado los cambios efectuados en los formatos F-101 y F-102. puesto que la máxima potencia anual coincidente del sistema eléctrico. existen sistemas eléctricos que no poseen registros en barra MT sino en la barra de referencia de compra (Bella Unión y sistemas aislados). En la columna “Energía del año típico” del formato F-103 fueron ingresadas las energías del SICOM. se tiene una energía mayor (43 180. la energía del año típico debe ser resultante de la información comercial de la empresa. En el caso del formato F-101 se procesaron los perfiles de carga a nivel de barra separando los usuarios menores de los usuarios mayores. fue de 606 432 MWh mientras que en el formato F-103 se registra un consumo de 596 748 MWh. Adicionalmente a esto.OSINERGMIN-GART
La caracterización de la carga de los usuarios menores que corresponde a los formatos F-101 y F-102 fue realizada haciendo un procesamiento de los perfiles de carga de SEAL. contribución a la punta. Conclusión La observación se considera subsanada.3 MWh) debido a que este registro incluye la información de la SET La Campiña. de coincidencia y simultaneidad obtenida de los perfiles de carga.
Análisis de OSINERGMIN Se ha revisado los cambios efectuados y las vinculaciones en el formato F-103.
9. no es coincidente con la información comercial publicada por OSINERGMIN (SICOM). fueron considerados como usuarios menores los siguientes clientes libres: • • • • • • • • • • CL0145 CL0255 CL0455 CL0X10 CL0XX9 CL0429 CL0XX2 CL0XXX CL0XX4 CL0358 ALICORP (AREQUIPA) CERVESUR (AREQUIPA) COORPORACIÓN JOSE R. LINDLEY 5 Consorcio Const Alto Cayma y Chilina Consorcio Const Alto Cayma y Chilina POLYSIUS DEL PERU Centro Poblado de Arcata Municipalidad de Caylloma Grupo Buenaventura Conenhua TERMINAL INTERNACIONAL DEL SUR
Considerando los clientes libres anteriores y los clientes regulados se tiene una energía total de usuarios menores de 596 748 MWh. Se puede notar una diferencia mínima y considerando el número total de clientes no afecta los resultados obtenidos. debido que en caso sean considerados como menores no pueden ser incorporados en la proyección porque no existen datos históricos al respecto. No es consistente el número de clientes declarados con el número de clientes del Anuario Estadístico de OSINERGMIN
El número de clientes declarado en el formato F-104. la cual también fue validada con la base de datos SICOM. es decir.97.
. En el siguiente cuadro se muestra la comparación entre el número total de clientes de SEAL obtenidos de los anuarios estadísticos del OSINERGMIN y lo reportado por SEAL. Conclusión La observación se considera subsanada. Respuesta La información de clientes del formato F-104 corresponde a la consignada por la empresa SEAL.OSINERGMIN-GART
información comercial de la empresa SEAL. Se solicita revisar y de ser el caso corregir. También se pide justificar la razón de rechazar el modelo lineal cuyo factor de ajuste R2 es menor a 0. Los clientes libres que no pertenecen a la empresa son considerados como cargas adicionales. sin considerar la valoración de los estadísticos t y F.
727. Conclusión La observación se considera subsanada.842 206.208 242. Respuesta Para conseguir acompañar los lineamientos de la NORMA TARIFAS la proyección de demanda fue realizada usando la estructura del área comercial de SEAL.7932 0. Clientes SEAL
175.68 2.9863 3.032
MERCADO LIBRE MT BT
133 165 180 195 205 220 243 264 290 334 387 438 462 514
189 303 192 485 202 653 206 763 211 411 220 710 228 042 236 940 242 645 251 344 264 419 281 437 294 612 310 685
189 437 192 650 202 833 206 958 211 616 220 930 228 285 237 204 242 935 251 678 264 806 281 875 295 074 311 199
2 3 5 4 3 3 2 2 3 3 4 3 3 4
2 4 3 2 2 1 1 2 4 4 4 2 3 4
TOTAL 0 0 5 5 8 9 7 5 4 3 4 7 7 9 6 6 11
AT 0 0 2 2 1 1 1 0 0 0 0 0 0 1 1 0 3
POR NIVEL DE TENSIÓN MT BT TOTAL 0 0 0 0 0 0 116 174 919 175 037 135 189 305 189 442 168 192 489 192 658 185 202 656 202 842 199 206 765 206 965 208 211 413 211 621 223 220 711 220 934 245 228 043 228 288 266 236 942 237 208 293 242 649 242 942 337 251 348 251 685 391 264 423 264 815 441 281 439 281 881 465 294 615 295 080 518 310 689 311 210
Nro.97.8463 0.Anuarios Estadísticos del OSINERGMIN
AÑO AT 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 MERCADO REGULADO MT BT TOTAL 0 0
114 174.442 192. la cual se encuentra disponible para cualquier agente interesado.
Lineal Logarítmico Modelos Comparados Exponencial Potencial Polinómica
R2 TASA DE CRECIMIENTO CONDICIÓN ECUACIÓN ESTADISTICO t: Valor Prob.
.965 211. ESTADISTICO F: Valor Prob.34% ACEPTADO
Tasa de Crec.75
20.621 220.15 4.73 4. No se presenta sustento adecuado de las variables Población Regional y PBI utilizado en el estudio La información histórica de las variables independientes debe calcularse por área de demanda tal como lo exige la NORMA TARIFAS.880 295.65 4.917 175.06 2.038 189.67
75. En este caso se observa que en todos los modelos los estadísticos t y F son significativos. Las ventas de energía de SEAL cubren casi toda el área de demanda 9 y una parte del área de demanda 8 (solo el sistema eléctrico Bella Unión – Chala).16
5.080 311.16
1 0 2 0 0 0 0 0 0 1 1 2 1 0 0
En el siguiente cuadro se muestra los resultados de los modelos usados para la proyección del número de clientes.86 4. Considerado 4.OSINERGMIN-GART
NÚMERO CLIENTES POR AÑO DE SEAL .10%
414.65% RECHAZADO
31.33% RECHAZADO
0.85% ACEPTADO
0.35 2.67
49.9696 2.288 237.16
7.27 4.67
1019.941 251.934 228.684 264.9918 4.83% RECHAZADO
Análisis de OSINERGMIN Se ha verificado la inclusión del cálculo de los estadísticos t y F en el informe.93 2. Al respecto se optó por considerar los modelos que tengan un R2 mayor a 0. Análisis de OSINERGMIN Los datos históricos de otras empresas se pueden obtener de la base de datos SICOM de OSINERGMIN.71 2.813 281. No se puede realizar la proyección por área de demanda debido que no se tiene suficiente información histórica de la demanda de las otras empresas. 10.656 202.
03% 1.01% 0.29% 0.35% 0.
Sector Típico: Media Tensión Baja Tensión Técnicas SEDs MT/BT Redes BT Acometidas Medidores No Técnicas 1 1.08% 3.95 para BT (a partir del 2013).25% 2.85% Especial 1.80% 2.72% 2.40% 1.49% 2.10% 0. Respuesta Los estadísticos t-student y F-statistic fueron incluidos en los formatos de demanda respectivos.91% 0.85% 3 2.49% 2.30% 7. Las pérdidas utilizadas por la empresa no coinciden con las pérdidas estándar aprobadas por OSINERGMIN Las pérdidas informadas en el formato F-109 no coinciden con las pérdidas estándar aprobadas por OSINERGMIN.24% 8.86% 2.07% 0.13% 0. Análisis de OSINERGMIN SEAL ha presentado el cálculo de los estadísticos t-student y F-statistic en el formato F106.72% 8. que dichos factores corresponden a los datos publicados en la Resolución OSINERGMIN N° 181-2009OS/CD.85% SER 3.07% 3.20% 9.47% 2.OSINERGMIN-GART Conclusión La observación se considera no subsanada.10% 2.
12.94% 2.40% 2. Conclusión La observación se considera no subsanada.52% 9.10% 0.36% 7.23% 2. En el estudio se asumieron las pérdidas estándar del cuadro anterior constantes en todo el período de planeamiento.65% 3. Se solicita completar la información.76% 1.95% 6.87% 3.80% 0.21 para MT y 9.99% 10. No se presentan los estadísticos t y F en el formato F-106 No se puede evaluar la validez de los modelos tendenciales propuestos puesto que no se muestran los estadísticos t-student y F-statistic a fin de calificar si son significativos. 0433-2009-GART “Fijación de las Tarifas de Distribución Eléctrica” Periodo Noviembre 2009 – Octubre 2003.40% 3.69% 0.85% 2 1.10% 1.84% 4. Conclusión La observación se considera subsanada.
11.10% 7.03% 2.45% 2.85% 5 2.00% 10. Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en Transmisión para el Área de Demanda 9 (prepublicación)
.27% 0.34% 6.93% 7.01% 2. Análisis de OSINERGMIN No existe coherencia entra la respuesta y los cálculos efectuados. SEAL indica que ha utilizado los factores del cuadro anterior pero en los cálculos utilizan los factores de 1.40% 11. Cabe señalar.85% 4 0. Respuesta En el siguiente cuadro se muestran las pérdidas estándar de energía obtenidas del Informe No. Se solicita su revisión y corrección.69% 4.85%
En la Resolución OSINERGMIN N° 181-2009-OS/CD se presentan los factores de expansión de pérdidas de energía.
Se presentan errores e inconsistencias en la interpretación de los estadísticos de los modelos econométricos En el formato F-105 se presentan las ventas totales de energía distintas a las utilizadas para efectuar la proyección global de energía tal como muestra el archivo “2_Proyección de Demanda Global. que dichos términos carezcan de problemas de autocorrelación. El criterio de selección de los modelos se basa en los estadísticos R². es decir. Este Test nos indica que el modelo elegido no es estable a largo plazo. se siguieron los métodos de tendencias y econométricos. el elegir el modelo descartando los demás por reflejar un R2 inferior a 0. Análisis de OSINERGMIN La NORMA TARIFAS especifica. Se solicita complementar los criterios de selección de los modelos y no basarse únicamente en los estadísticos R². Finalmente. SEAL no ha evaluado a largo plazo la estabilidad de los modelos elegidos.
13. Por otro lado. heterocedasticidad y la no normalidad. la empresa estima modelos de proyección con los métodos de tendencia y econométrico. Por ello. t-student y test F. Es preciso agregar que no conviene valorar un modelo tan solo por su R2 ya que un modelo con un elevado coeficiente de determinación puede presentar problemas graves en otros órdenes. si los residuos se salen de la banda de confianza del 95%. tal como lo sugiere la metodología usada en la NORMA TARIFAS. Conclusión Por lo mencionado en el análisis anterior. Por ejemplo. por ejemplo en materia de autocorrelación y/o multicolinealidad. utiliza una tasa de proyección que resulta del promedio de las tasas de crecimiento surgidas de modelos econométricos o tendenciales preseleccionados. el cual incluye la revisión de los estadísticos a los que se refiere SEAL. y elige el modelo que no resulta ser el más representativo del comportamiento de las ventas de energía. algunos criterios básicos para determinar la validez de un determinado modelo. Respuesta La proyección de demanda fue realizada siguiendo los criterios y metodologías establecidas en la NORMA TARIFAS. se solicita la justificación de esta metodología.90. t-student y test F. es decir.xls”. por lo que se optó por consideran un promedio de resultados entre los modelos aceptados. sin embargo. existiendo para el efecto recursos que brinda la teoría econométrica para efectuar todas las pruebas de rigor a fin de concluir que estadísticamente las variables del modelo econométrico elegido son significativas tanto individual como de manera grupal para explicar la variable endógena. En todos los casos no existe un único modelo que permita definir el comportamiento total de crecimiento de la demanda. obliga a comprobar que el modelo elegido es estable en el tiempo y que permite efectuar proyecciones tanto para el corto como para el largo plazo. la observación se considera no subsanada. sin ser limitativo. bajo el criterio de los residuos recursivos mediante el Test Cusum y Cusum Squares.
Análisis de OSINERGMIN Para el año base. La información del formato F-102 fue corregida y ahora existe correspondencia con el formato F-122.5 MW
De los diez (10) Usuarios Mayores presentados en el formato F-115. de ser el caso. la proyección de la potencia máxima es menor a la registrada durante el año base.OSINERGMIN-GART
14.88 MW.9 MW). se entiende que esta demanda considera las pérdidas reales en MT y BT. Se presentan inconsistencias en el formato F-111
Comparando la información presentada en los formatos F-102 y F-111. de ser el caso. se observa que. las demandas de las subestaciones deben corresponder a datos registrados. para la mayoría de subestaciones.
. esto debido que en los medidores se estaban incorporando la demanda de otros clientes.
16. la corrección pertinente. la demanda debe corresponder a valores proyectados. es decir. tal como lo menciona SEAL en la respuesta anterior. su corrección donde corresponda. Se presentan inconsistencias en el formato F-102
En los registros mostrados en el formato F-102. Conclusión La observación se considera subsanada. Conclusión La observación se considera no subsanada. Se requiere la sustentación de esta consideración o. Sin embargo.5 MW. SET Parque Industrial y SET Socabaya (que incluye la SET La Campiña). La información básica de los Usuarios Mayores incluye cargas con demanda
máxima menor a 2. en el formato F. dos (2) presentan una demanda máxima inferior a 2. Respuesta El formato F-102 registra la demanda obtenida de los perfiles de carga. La proyección de potencia mostrada en los formatos F-111 al F-114 incorpora las pérdidas estándares. Análisis de OSINERGMIN Se ha verificado los cambios efectuados en el formato F-102. Respuesta Existieron incongruencias en los perfiles de carga de la SET Challapampa. que son menores a las pérdidas reales. a partir del año 2011. Se requiere la revisión y el sustento de estas diferencias o. se aprecia que la máxima demanda de la SET Challapampa es de 24.
15. La empresa debe aclarar esta diferencia y tomar en cuenta que en dicho formato sólo debe incluirse la información de los Usuarios Menores.122 se considera para el año “0” una demanda mucho menor (13. Eso explica porque los valores de potencia obtenidos en los formatos F-111 al F-114 son menores al formato F-102. por lo que pertenecen al grupo de Usuarios Menores.
Como parte de las modificaciones se incluye el cliente libre (CL0413) Minera Cerro Verde. Análisis de OSINERGMIN Los datos históricos de otras empresas se pueden obtener de la base de datos SICOM de OSINERGMIN. Conclusión La observación se considera no subsanada. Respuesta Las fechas y valores para las máximas demandas coincidente con el sistema eléctrico serán revisadas y corregidas de acuerdo con el procesamiento de los perfiles de carga. Conclusión La observación se considera subsanada.5 MW. a pesar que pueden tener una demanda máxima menor a 2. los clientes libres CL0161 MANUFACTURAS DEL SUR (San Gabán) y CL0368 SHOUGANG HIERRO PERÚ – JAHUAY (Shougesa) tienen demanda menor a 2. No se incluye al cliente libre Minera Cerro Verde en el formato F-115
No se ha presentado la información del cliente libre (CL0413) Minera Cerro Verde perteneciente al Área de Demanda 9. El registro de máxima demanda coincidente para los Usuarios Mayores no
corresponde al día de máxima demanda del sistema eléctrico
En el formato F-115 se muestran los valores de máxima demanda coincidente con el sistema eléctrico para cada Usuario Mayor. el cual se encuentra disponible para cualquier agente interesado. Se requiere la corrección pertinente. Este mismo formato fue usado para incorporar a los clientes libres de otras empresas como cargas adicionales.OSINERGMIN-GART Respuesta
En el formato F-115 se incorporaron estrictamente los usuarios mayores de la empresa SEAL.5 MW. Por ejemplo. Respuesta Inicialmente no fue considerado el cliente libre (CL0413) Minera Cerro Verde debido a que se conecta en la subestación Mina Cerro Verde 220 kV (conexión con la SE Socabaya 220 kV) y las instalaciones de 220 kV se encontraban contenidas en un equivalente de red. Análisis de OSINERGMIN Se ha verificado los cambios efectuados en el formato F-115. La incorporación de estas cargas en este formato se debe a que en caso sean considerados como menores no pueden ser incorporados en la proyección porque no existen datos históricos al respecto.
17. los que a su vez están vinculados con la hoja “Aux-Mayores”.
18. cuando lo correcto es asociar a cada Usuario Mayor con el día máxima demanda coincidente del sistema eléctrico al que pertenece. Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en Transmisión para el Área de Demanda 9 (prepublicación)
. En esta hoja se señala que dicho registro corresponde a las 17 horas del día 01/12/2010.
La demanda F-111 representa la Demanda de Potencia Coincidente con la SET del Usuario Menor y fue calculada mediante la máxima demanda no coincidente del usuario menor (punto A) multiplicado por su FCP. En el caso de Yura. son de magnitud menor que los registros del formato F-118. usuario mayor y la demanda total de la SET son mostrados en la figura. Se observan inconsistencias en la demanda máxima de potencia coincidente. La demanda F-118 representa la Máxima Demanda de Potencia No coincidente del Usuario Mayor y para obtener la coincidente con la SET (Punto B) se debe multiplicar por su respectivo FCP. la demanda F-122 es la suma del Formato F-111 más el formato F-118 multiplicado por su factor de contribución a la punta (FCP). esta carga tiene un FCP igual a 0.84.OSINERGMIN-GART
Análisis de OSINERGMIN Se ha verificado la inclusión del cliente Cerro Verde en los formatos de demanda. Por lo tanto. Análisis de OSINERGMIN La respuesta presentada por SEAL absuelve la observación. así su demanda coincidente con la SET será menor que la consignada en el formato F-118. como por ejemplo en las SET’s Cerro Verde y Yura.
20. Se presentan inconsistencias en el formato F-122
El formato F-122 se construye a partir de la suma de los valores consignados en los formatos F-111 y F-118. la corrección pertinente. de ser el caso. Conclusión La observación se considera subsanada. Se requiere la sustentación de esta consideración o. se aprecia que las magnitudes de potencia del formato F-122.
19. Respuesta La metodología y cálculos realizados pueden ser explicados considerando la siguiente figura. Se tiene una subestación con un usuario menor (agrupación de alimentadores de clientes regulados o libres) y un usuario mayor.
histórica y proyectada
. No obstante. Conclusión La observación se considera subsanada. Los perfiles de carga del usuario menor.
Esto eleva el costo de la Alternativa.T.
22. Falta de análisis para la determinación del SER
. sin embargo se debe precisar que la línea 138 kV Chilina – Parque Industrial tiene que ser subterránea debido a que en esa zona de la ciudad hay problemas de servidumbre. con respecto a la demanda máxima de potencia coincidente con el sistema. a partir del año 2011.OSINERGMIN-GART
De acuerdo con la información presentada por la empresa. Conclusión La observación se considera subsanada. Parque Industrial y Socabaya. Se solicita revisión y sustento de estas diferencias. Sistema Eléctrico a Remunerar 21. se observa que para algunas SET la demanda de potencia proyectada es inferior a la registrada durante el año base. Análisis de OSINERGMIN Para el año base las demandas coincidentes de las subestaciones deben corresponder a datos registrados. con el consiguiente mayor costo. Conclusión La observación se considera no subsanada. SEAL debe analizar la alternativa planteada anteriormente y compararla con la que se presentó en el estudio y determinar la solución de menor costo.Socabaya en 138 kV) precisando la L. en los formatos F-102 y F123. Falta evaluar otras alternativas de alimentación a la nueva subestación Parque Industrial 138/33 kV La nueva SET Parque Industrial 138/33 kV podría ser alimentada desde las barras 138 kV de las subestaciones Socabaya y Chilina a través de dos líneas de simple terna. Análisis de OSINERGMIN SEAL ha incluido en su informe la evaluación de la alternativa solicitada. Respuesta Ídem observación 15. con dicha alternativa se podría crear un anillo en 138 kV entre las subestaciones Chilina. Respuesta En atención a la observación.138kV Chilina – Parque Industrial tiene problemas de servidumbre por lo cual dicha línea tienen que ser subterránea. la demanda debe corresponder a valores proyectados. En esta oportunidad si se analizó la alternativa (Chilina – Parque Industrial . se ha incluido la alternativa de alimentar a la SET Parque Industrial desde las barras 138 kV de las subestaciones Socabaya y Chilina a través de dos líneas de simple terna.
Al respecto. El cambio del nivel de distribución en Media Tensión. Respuesta El sistema de 33 kV estaría siendo tratado como Media Tensión y se mantiene en Arequipa por este motivo. se ha considerado la posibilidad de traslados de transformadores de una SET a otra.
. se trata del archivo Aux-F-203. debido a que efectuaron transferencias de carga entre subestaciones AT/MT. Respuesta La información solicitada está contenida en el archivo Excel de los formatos de la Serie 200. que no ha sido materia del presente estudio. solo externamente. sin embargo en el informe se resalta la falta de capacidad de transporte de las líneas existentes de 33 kV y la dificultad que se tiene para instalar nuevas líneas. Debemos indicar que en la primera presentación del Estudio. Al respecto.9 kV está dentro de la problemática de distribución. en el informe no se observa la evaluación de dicha alternativa. debe entregarse el detalle de la forma en que se efectuado la rotación de transformadores entre las subestaciones nuevas y existentes. dado que no es posible introducir otro nivel de tensión al interior del sistema. a fin de optimizar el aprovechamiento del equipamiento existente.
23. Análisis de OSINERGMIN SEAL menciona que ha evaluado la alternativa de utilizar transformadores 138/10 kV. De otro lado. correspondiente a la alternativa seleccionada. también fue incluido el archivo Aux-F-203. SEAL debe analizar la alternativa de instalar transformadores 138/22.9/10 kV en las subestaciones que cuentan con la tensión de 138 kV en reemplazo de los transformadores 33/10 kV y atender el crecimiento de la demanda en 22.OSINERGMIN-GART
Según el formato F-203 se observa que en el año 2013 se incorporan 5 nuevos transformadores 33/10 kV – 25 MVA. en esta oportunidad en el 2013 sólo se incorporarán 3 nuevos transformadores 33/10 kV – 25 MVA. de 10 kV a 22.9 kV a fin de reducir los radios de cobertura de las subestaciones existentes 33/10 kV y disminuir la cargabilidad de las líneas de 33 kV. cuando ésta es una solución técnicamente viable. sin embargo. El tema de los transformadores 138/10kV y 138 /33 kV está dentro del análisis de alternativas del sistema de transformación MAT/ AT que se analiza en el estudio. Conclusión La observación se considera no subsanada. Análisis de OSINERGMIN Se ha verificado la rotación de transformadores en el archivo Aux-F-203. No se presenta el detalle de la rotación de transformadores entre las
subestaciones existentes y nuevas
Se indica que en el caso de las SET del sistema. SEAL debió presentar la rotación de transformadores para todas las alternativas analizadas. Más precisamente.
Para el caso de 138/33 kV la potencia resulta ser 75/60 MVA. está resultando que para 33/10 kV la potencia debe ser 20/25 MVA. ver la metodología utilizada en el estudio del Área de Demanda 6. en una evaluación económica que incluya los costos de transmisión y distribución de las distintas alternativas viables que puedan plantearse. Se debe detallar con ilustraciones y fotos las restricciones encontradas en las subestaciones en lo referente a espacio para nuevas celdas. es necesario que SEAL realice sus cálculos para determinar la potencia óptima de las subestaciones teniendo en cuenta la evolución de la demanda y densidad de la carga a cubrirse con el nuevo transformador durante el horizonte de análisis. Respuesta De acuerdo a la proyección de la demanda y por la disponibilidad de espacios en las subestaciones. Respuesta Los sustentos de planos de planta y fotos panorámicas de SEAL se encuentran en el “Anexo II” del presente documento. sino también. Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en Transmisión para el Área de Demanda 9 (prepublicación)
. Como referencia. Análisis de OSINERGMIN Se ha verificado la existencia de los archivos de los planos. Al respecto. así como las posibles modificaciones en la infraestructura de la misma. sólo se ha desarrollado el análisis del trazo de ruta correspondiente. y además dos nuevos transformadores de 33/10 kV – 50 MVA. para determinar la factibilidad y conveniencia de la misma.
25. SEAL debe presentar el sustento de la capacidad óptima de la subestación 33/10 kV y 138/33 kV. Falta sustentar la capacidad óptima de los nuevos transformadores MAT/AT y
En la Propuesta se incorpora en la nueva SET Parque Industrial dos nuevos transformadores 138/33 kV – 80 MVA.OSINERGMIN-GART Conclusión La observación se considera subsanada parcialmente. En el caso de líneas de transmisión nuevas. que resulten necesarias por incrementos en la capacidad instalada o en el nivel de tensión.
24. que están contenidos en el “Anexo II”. Análisis y Conclusión de OSINERGMIN El análisis de la capacidad óptima no debe basarse sólo en los resultados de flujo de potencia. Falta detalle de restricciones de espacios para la instalación de nuevas Celdas
En el informe se indica que se ha tomado en cuenta las restricciones de espacios disponibles en las subestaciones para la incorporación de nuevas celdas de líneas y transformación. Conclusión La observación se considera no subsanada. A partir de estos resultados se puede definir la capacidad óptima de las subestaciones de transformación.
31 Costo Total (US$) 3 869 044. en dicha evaluación no se ha incluido la alternativa sugerida. y que serán conectadas mediante circuitos de 33 kV. Respuesta Ver respuesta a Observación N° 5.55 312 611. Sustento de la inclusión de Subestaciones AT/MT no incluidas en el Plan de
Inversiones vigentes
En la visita técnica efectuada a las instalaciones de SEAL.77 171 870.42 1 752 314. la observación se considera no subsanada. se concluye que las nuevos incrementos de demanda pueden ser atendidos desde las subestaciones existentes con alimentadores de 10 kV. sin embargo.10 OyM (US$) 577 993.16 2 420 526. En ese sentido.OSINERGMIN-GART
Conclusión La observación se considera subsanada.64 1 424 444. y que pueden ser alimentadas con circuitos de 10 kV. se ha podido observar que las nuevas SETs Real Plaza y Lambramani están ubicadas a poca distancia de las SETs Challapampa y Porongoche respectivamente. la cual consiste en atender los nuevos incrementos de demanda en el nivel de 10 kV desde las subestaciones existentes.00 155 999.41
Por lo expuesto. Análisis de confiabilidad
.31 Costo Pérdidas (US$) 195 022.87 268 713. Conclusión Por lo mencionado en el análisis anterior.
26.17 Costo Pérdidas (US$) 499 765. la implementación de las nuevas subestaciones Real Plaza y Lambramani no está justificada para atender los nuevos incrementos de demanda. SEAL debe sustentar técnica y económicamente la necesidad de implementar dichas subestaciones. Dichas subestaciones alimentan cargas concentradas de relativa poca magnitud.79 OyM (US$) 533 749. Los resultados de la evaluación se señalan en los siguientes cuadros:
Alternativas Alimentación en 33 kV y nueva subestación 33/10kV Alimentación en 10 kV desde SET Challapampa Inversión (US$) 3 400 538. De las evaluaciones efectuadas por OSINERGMIN. Cabe señalar que las subestaciones Real Plaza y Lambramani no están contempladas en el Plan de Inversiones vigente (2009-2013). Análisis de OSINERGMIN SEAL ha presentado la evaluación de las subestaciones Real Plaza y Lambramani. debido a que presenta el menor costo.74 1 839 201.17
Alternativas Alimentación en 33 kV y nueva subestación 33/10kV Alimentación en 10 kV desde SET Porongoche Inversión US$) 3 140 232.
27.89 Costo Total (US$) 4 478 298.
es necesario revisar los análisis efectuados y considerar la redundancia bajo el criterio N-1 en el sistema eléctrico de Arequipa.T. Esto permitió realizar los traspasos de carga entre alimentadores como parte de la solución realizada por la empresa (traspasos de carga en el año 2011). analizar. Respuesta Se incorporó el análisis de los alimentadores MT en la proyección de demanda (ver archivo 4_Proyección por SEDs y Alimentador. 138 kV Santuario – Chilina. cuando se aplica el criterio N-1 en la L. Conclusión Por lo mencionado anteriormente. Las soluciones de planeamiento consideran la optimización del uso de Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en Transmisión para el Área de Demanda 9 (prepublicación)
.a de la NORMA TARIFAS la Propuesta debe presentar el diagnóstico de la situación actual de los alimentadores en MT existentes.xlsx) y en el equipamiento progresivo (ver hoja auxiliar Aux. cuando se aplica el criterio N-1 en la L. por la magnitud de la demanda (circuito radial con demanda menor a 30 MW).T. Respuesta En el año 2014 se soluciona la sobrecarga en la L. • En el año 2014 no se presentan problemas de caídas de tensión por debajo del límite permisible en barras 33 kV. 138 kV Santuario – Chilina. ver si la capacidad de los alimentadores actuales permite atender la carga. F-203). a continuación se cita algunos casos: • • • En el año 2014 no se soluciona la sobrecarga (139%) en la L.8. 33 kV Chillina – Challapampa L1 cuando se aplica el criterio N-1 en la L. Tomar en cuenta que el estudio es de planificación de la transmisión y no es un estudio de distribución. • Henry.
28. debe señalar la forma en que se ha considerado las redes MT en el dimensionamiento y configuración de las instalaciones de transmisión.OSINERGMIN-GART
En la Propuesta se observa que SEAL no está considerando la redundancia en los análisis de sus sistemas eléctricos. En el año 2014 no se solucionan los problemas de caídas de tensión por debajo del límite permisible en barras 33 kV. Poner el análisis de la carga de los alimentadores y los traspasos de carga considerados (Manfred?).T.T.T. 33 kV Chilina – Challapampa L2. 33 kV Chillina – Challapampa L1 instalando el 2014 un doble circuito subterráneo entre Chilina y Challapampa en 33 kV cuya capacidad de transmisión es de 25 MVA por circuito obteniendo en total 50 MVA el cual reemplazaría a la doble terna existente. La Derivación “PI” en Jesús y la instalación de Banco de Capacitores en Subestaciones con alta demanda permiten mantener un perfil de tensiones dentro del margen aceptable ante dicha contingencia. Al respecto. debido a que influyen en la determinación y ubicación óptima de las nuevas instalaciones. No se muestra la forma en que se ha considerado las redes MT
De acuerdo a lo establecido en el acápite 13. la observación se considera subsanada. La línea de alimentación a la nueva SET Tiabaya es de simple terna. asimismo. Análisis de OSINERGMIN Se ha verificado la inclusión de compensación reactiva para solucionar los problemas de contingencia N-1 en el sistema eléctrico de Arequipa.1. No se aplico el criterio N-1 a la nueva SET Tiabaya.
F-203 contiene los traslados de carga realizados entre alimentadores MT. por tanto. tal como está configurado el sistema actualmente. Instalación de la línea Socabaya – Parque Industrial en 138 kV con transformadores de tres devanados 138/33/10 kV en la SET Parque Industrial. con los consiguientes problemas de servidumbre y derecho de paso (sobre todo al atravesar zonas urbanas) y su consiguiente alto costo. Esta alternativa fue considerada no factible debido a la limitación de capacidad de transporte de las líneas 33 kV y el crecimiento esperado de la demanda.
29. dicha subestación se encuentra fuera del período regulatorio vigente. SEAL debe sustentar técnicamente porque no tiene previsto implementar la subestación Independencia. Continuar con el desarrollo de la red en 33 kV.OSINERGMIN-GART
las SETs mediante la realización de traspasos de carga entre alimentadores de diferentes SETs y esto se realizó usando la información GIS de los alimentadores y SETs de la empresa. Instalación de la línea Socabaya – Parque Industrial en 138 kV con transformadores en cascada 138/33 kV y 33/10 kV en la SET Parque Industrial. c. Conclusión La respuesta se considera subsanada parcialmente. Conclusión La observación se considera subsanada. Respuesta La SET Independencia no se encuentra contemplada en el plan de inversiones 20092013 aprobado por OSINERGMIN. la implementación de la SET Independencia está considerada para fines del año 2013. Análisis de OSINERGMIN En el informe del Plan de Inversiones vigente. dicha SET fue planteada como un posible proyecto por SEAL para el suministro a la zona de Cono Norte en la ciudad de Arequipa sin embargo en el detalle de proyectos aprobados por OSINERGMIN no figura. se debió analizar su permanencia o su desestimación en el nuevo Plan de Inversiones. falta sustentar
las alternativas consideradas
En la Propuesta se plantean las siguientes alternativas: a. lo cual exigiría el trazado de varios circuitos en paralelo y/o líneas subterráneas. Todos los cálculos realizados al respecto pueden ser vistos en la hoja auxiliar Aux. sin embargo en la Propuesta dicha subestación no está considerada en la determinación del SER para el período de estudio.
30. Sin embargo. Falta justificación de la no ejecución de la SET Independencia
La implementación de la subestación Independencia está contemplada en el Plan de Inversiones vigente. En la determinación del sistema eléctrico a remunerar de Arequipa. F-203. Análisis de OSINERGMIN Se ha comprobado que la hoja auxiliar Aux. b.
tal como lo menciona en el informe. cabe indicar que en este archivo ya se están considerando las transferencias de carga entre las SET’s y así evitar la sobrecarga de los transformadores 33/10kV. ello debido a que la demanda coincidente a nivel de sistema eléctrico (formato F-123) no coincide con la demanda cargada en el Digsilent.
32. por tanto es necesario conocer su factor de uso a fin de detectar las posibles sobrecargas en el horizonte de estudio. Falta información de las subestaciones 138/33 kV
No se tiene información sobre las demandas (lado 138 kV) correspondientes a las subestaciones Chilina. así como la consideración de la línea en 138 kV entre las SETs Socabaya y Parque Industrial.OSINERGMIN-GART
Se debe presentar un mayor sustento técnico y económico de la imposibilidad de continuar con la tensión 33 kV. Parque Industrial y Jesús.Formatos del SER”. Las tres alternativas restantes analizadas en el Sistema Eléctrico de Arequipa son precisamente estudios previos para determinar la capacidad de los transformadores en Parque Industrial según los flujos de carga que se transmitirían por los transformadores de 2 o 3 devanados durante el horizonte de análisis. Sistema SEAL”.
31. Socabaya. Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en Transmisión para el Área de Demanda 9 (prepublicación)
. Falta sustento de las demandas que son ingresadas al programa de flujo de carga
(Digsilent)
SEAL deberá indicar qué demanda ha utilizado para la simulación de los flujos de carga. dichas subestaciones alimentan al sistema eléctrico de Arequipa. Al respecto. Análisis de OSINERGMIN SEAL no presenta los resultados de la evaluación económica que permitan concluir que la alternativa “a” resulta ser la más costosa. Análisis de OSINERGMIN Se ha verificado que los datos de demandas del archivo “Demanda DigSILENT-SEAL por alimentador Coinc Sistema SEAL” corresponden a los datos de demanda del digsilent. Conclusión La observación se considera no subsanada. Respuesta Se adjunta el archivo Excel de nombre “Demanda DIgSILENT-SEAL por Alimentador Coinc.3 . Conclusión La observación se considera subsanada. dicho archivo se adjunta en “Vol III\FORMATOS OSINERGMIN\ANEXO III. Respuesta La alternativa “a” sÍ se menciona en el estudio. se requiere la presentación de los datos de demanda referidas al lado 138 kV de las subestaciones mencionadas. con lo cual algunos valores de demanda no coincidirán plenamente con la demanda coincidente a nivel de sistema eléctrico (Formato F-123). dado que en este formato se muestra la proyección de demanda sin considerar las transferencias de carga mencionadas.
Análisis de OSINERGMIN Se ha comprobado que no se han incluido los datos de demanda de los transformadores 138/33 kV correspondientes al sistema eléctrico de Arequipa. Conclusión La observación se considera no subsanada. dado que en dicho año se debe de considerar las demandas registradas. Henry. Se solicita completar los datos faltantes. Falta completar datos de capacidad de líneas en el formato F-207
No se tiene información sobre la sección y capacidad máxima de las líneas del sistema eléctrico Orcopampa – Valle del Colca. se entiende que esta demanda considera las pérdidas reales en MT y BT. Se debe corregir los cálculos correspondientes al formato F-204.
33. La diferencia de los valores de demanda es sustancial.86MW (columna Potencia Activa – PAS). En el sistema de Arequipa faltan los datos de pérdidas en el Cobre (Cu) y Fierro (Fe) de los nuevos transformadores 138/33 kV. Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en Transmisión para el Área de Demanda 9 (prepublicación)
. La proyección de potencia mostrada en los formatos F-204 incorpora las pérdidas estándares. por tanto no se llega a reflejar la cargabilidad real de los transformadores. revisar y ver si es necesario que Manfred participe en la respuesta. Bajo esta situación se corre el riesgo de que algunos transformadores con sobrecarga no sean detectados y su solución sea omitida en el estudio. Por ejemplo.23 MW (según formato F-204) y del formato F-102 se obtiene un valor de 9. Respuesta El formato F-102 registra la demanda obtenida de los perfiles de carga. Análisis de OSINERGMIN La respuesta de SEAL no aplica para el año base. ambos valores están referidos al año 0. revisar 02-SER Rev – SEAL. Conclusión La observación se considera no subsanada.OSINERGMIN-GART Respuesta
En esta oportunidad si se presentan los datos de demanda referidas al lado 138 Kv. para la SET Socabaya se tiene una demanda de 7. Incongruencia de datos de la demanda entre los formatos F-102 y F-204
Los datos de demanda consignados en el formato F-204 deben coincidir con los valores de la máxima demanda contenidos en el formato F-102 (columna Potencia Activa – PAS). que son menores a las pérdidas reales. según lo solicitado en la observación. Respuesta Se presenta el formato F-207 actualizado.
34. Eso explica porque los valores de potencia obtenidos en el formato F-204 son menores al formato F-102. es decir. Análisis de OSINERGMIN Se verificó que el formato F-207 ha sido completado con los datos faltantes.
37. Respuesta En el F-211 estamos incluyendo los resultados de la evaluación del cumplimiento de las normas de calidad. Se solicita el sustento respectivo. por lo cual se debe incluir la información para verificar el cumplimiento de NTCSE.
35. Análisis de OSINERGMIN Se ha verificado la inclusión de los datos faltantes en los formatos F-208. F-209 y F-210. así como los archivos que sustentan los cálculos efectuados. Falta de información que sustente los indicadores SAIDI y SAIFI
El formato F-212 no contiene ninguna información. Al respecto. sólo indica que no aplica. Conclusión La observación se considera subsanada. Conclusión La observación se considera subsanada parcialmente. Análisis y de OSINERGMIN El formato F-211 ha sido llenado parcialmente dado que no se ha incluido los valores de los niveles de tensión en las barras MT. Análisis de OSINERGMIN Se ha verificado la consignación de datos en el formato F-212. se requiere la presentación de dichos formatos. Conclusión Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en Transmisión para el Área de Demanda 9 (prepublicación)
36. Sobre el cumplimiento de la NTCSE
En el formato F-211 no se muestran los resultados de la evaluación del cumplimiento de las normas de calidad. F-209 y F-210. Respuesta En esta oportunidad estamos presentando los formatos F-208. No se han presentado los valores de tasas de falla y tiempos de interrupción
No se han presentado los formatos F-208 a F-210 sobre los índices relacionados con las tasas de falla y tiempos de interrupciones estándares con el respectivo sustento de dichos índices.OSINERGMIN-GART
Conclusión La observación se considera subsanada. así como el respectivo sustento de los índices adoptados. Respuesta En esta oportunidad estamos incluyendo el Formato F-212 en el que se han consignado los valores SAIFI y SAIDI.
40. en la visita técnica a las instalaciones de SEAL se pudo comprobar que la subestación San Luis aprobada en el Plan de Inversiones vigente. No se analizan las bajas en el horizonte
No se ha presentado el análisis mediante el cual se determinen las instalaciones que se requiera dar de baja.
39. Respuesta
. sin embargo según el diagrama unifilar no existe un vínculo entre la SET Porongoche y Real Plaza. Conclusión La observación se considera subsanada. Falta información en el formato F-215
En la información presentada por SEAL no se ubicó el formato F-215. Por tanto. Análisis de OSINERGMIN SEAL ha efectuado las correcciones del caso. Respuesta Se han efectuado las correcciones pertinentes. ha sido desactivada porque era una subestación temporal. En la SET Camaná se está consignando un transformador rebobinado como un transformador nuevo 138/22. Los transformadores rebobinados no se consideran como parte del formato F-213 debido a que no es un elemento nuevo en su integridad.
Se debe corregir los códigos de los módulos y verificar la coherencia de las instalaciones en el formato F-213.
38. Se debe incluir el formato 215 con la información correspondiente al resumen del sistema eléctrico. se observan los siguientes casos: • • En la SET Porongoche se consigna una celda de línea a Real Plaza. Análisis de OSINERGMIN Se ha verificado la consignación de datos en el formato F-215. Conclusión La observación se considera subsanada.9/10 kV. Incoherencias en la información consignada en el formato F-213
De la información consignada en el formato F-213. Respuesta En esta oportunidad se presenta el formato F-215. se solicita a SEAL que se presente el análisis y la relación de instalaciones que se darán de baja.OSINERGMIN-GART La observación se considera subsanada.
06. La SET AT/MT Paucarpata se encuentra desactivada temporalmente por efecto de congestión en las líneas de subtransmisión que van de la SET Socabaya al de Parque Industrial en 33 kV. la empresa debe proponer nuevos costos modulares para dichas instalaciones. Se debe corregir las valorizaciones presentadas en el estudio utilizando los códigos apropiados.2011. a fin de evaluar y comparar económicamente las alternativas propuestas. Costos de Inversión 41.
. Conclusión La observación se considera subsanada.025CO1E para valorizar transformadores 33/10 kV. se tomará en cuenta lo mencionado por SEAL. Conclusión La observación se considera subsanada.OSINERGMIN-GART
La SET AT/MT San Luis fue propuesta en el plan de inversiones 2009-2013 como subestación temporal a fin de repotenciar la SET Chilina con un nuevo transformador. • En el formato F-303 se observa que se ha utilizado el código TP-060010. los cuales han sido utilizados en esta versión del Estudio. Respuesta En la última versión de los Módulos (Dic.2010 por consiguiente la SET San Luis fue desactivada el 30.Uso incorrecto de módulos estándar para valorizar las instalaciones De la información presentada en la Propuesta se tienen las siguientes observaciones: • En el formato F-301 se observa que se ha utilizado el código LT060COUOXXSOC3500S para valorizar líneas de transmisión subterráneas de 33 kV.07. es necesario que dicha SET no sea dada de baja en el Plan de Inversiones.-2011). el transformador Chilina fue instalado el 04. Análisis de OSINERGMIN Se ha verificado que SEAL ha utilizado la última versión de los Módulos en la valorización de las nuevas instalaciones.Parque Industrial. Estaría volviendo a asumir carga al entrar en operación la LT 138 kV Socabaya .. Asimismo. En caso existan nuevas instalaciones que no puedan ser valorizadas con los módulos estándares vigentes. Análisis de OSINERGMIN Para la elaboración del listado de Bajas. se incluyeron nuevos módulos. se valoriza transformadores de dos devanados 138/33 kV con códigos que corresponden a transformadores de tres devanados (TP-138033010-080SI2E).
Anexo B Diagrama Unifilar del Sistema Actual según información de Titulares
Anexo C Diagrama Unifilar de las Alternativas Seleccionadas .según análisis de OSINERGMIN
u.83 Mvar
2.76 MW -2. 20.16 MW 0.77 % -1
2013 Rotado (Pque Ind)
36. 82.50 MW 1.90 Mvar
2.135MVA 49.66 MW -20. 2.49 kV 1.44 % 13.62 MW -11.43 Mvar 25.
AGUAL010
-1.95 kV 1.68 MW -5. -16.00 km
-0.46 Mvar 132.56 Mvar 13.06 MW 4.u.27 Mvar 66.67 % 0 -5.04 Mvar 9.63 % -1 -0.15MVA 10.u.72 Mvar 54.72 Mvar 18.88 % -2 -1.51 MW 1.60 %
-2.9MVA .11 %
61.98 p.77 MW 8.01 p.1%
-7.54 kV 0.62 kV 1.20 MW -0.60 Mvar
2019 Reserva
-1.01 p.u.32 Mvar 41.
PORON010
9.53 MW 10.01 p.5.04 Mvar 1.37 Mvar 13.29 MW 45.98 p.08 kV 1.02 p.31 MW 0.43%
SOCAB010
10.97 p.64 %
PQSEA010
67.88 MW 1.00 %
2015-Rotado (Pque Ind)
AAAC 120mm² .20 kV 1.3%
Moll GD2
22.90 MW -0.93 MW 4.17 MW 6.u.37 Mvar
PORON033
32.u.03 p.99 Mvar 54.4MW 19.66 MW 2.78 MW 132.37 Mvar 5.92 Mvar 18.31 Mvar 109.60 MW 8. 4.49 MW -17.
AASC 125mm² .65 % 100MVA .u.70 km
-14.00 p.08 kV 1.24 Mvar 19.u.40 % 44.22 kV 1.72 Mvar 37.1%
25MVA .
-77.73 MW 0.87 Mvar 34.
22.31 MW -0.16 Mvar 21.69 % 13. 7.30 Mvar 1.00 km
JOYA010
10.96 p.90 %
16.01 kV 1.92 Mvar 47.84 %
AAAC 70mm² .88 MW 0.50 MW -1.38 MW 17.30 MW 10.
4.u.82 km XXX 240mm² . 5.39 Mvar 8.61 Mvar 24.36 % 2 -1.99 p.99 p.78 MW -67.11 %
14.70 km AAAC 500mm² .u.17 % 47.14 MW 4.7mm² .01 p.46 Mvar
25MVA .38 MW 6. 5.u.45 % 7.83 Mvar 2.95 kV 1.78 %
SLAZA033
-15.55 MW 3.23 % 70.21 MW 0.00 MW 5.33 %
PAUCP033
-60.42 km
-35.87 MW -4.00 MW 6 0.41 Mvar 0.76 Mvar 44.u.74 %
-79.12 MW -0.92 kV 1.66 kV 0.26 Mvar 53.20 km
-44.5MVA .40 Mvar 1
MEJIA010
23.u.26.80 km ALMEMEC 240mm² .45 % 39.11% 109.94 Mvar -2.36 %
2015-Rotado (San Luis)
CAMAN138
30.32 % 7.u.00 km
-4.70 km AAAC 120mm² .80MVA.11.29 Mvar
1.50 Mvar -0.70 km ALMEMEC 240mm² .15MVA 2.32 %
SOCAB138
140.64 % 0 42.40 %
2017 Reserva
57MVA .42 Mvar 50.71 % 19.12 kV 0.31 % 0 -8.33 %
AGUAL033
MOLLE033
4.20 MW 0.72 Mvar 66.18MVA 1.34 MW -3.
TIABA033
32.00 p.18 Mvar 4.5MVA .7%
128.87 Mvar 89.61 % -1 1 6.84 MW -15.40 Mvar 48.95 kV 1.95 %
-4.72 Mvar 66.10 Mvar-14.63 Mvar
LAMBR010
9.13.70MVA 10.00 % 10.32 Mvar 89.33 MW 16.52 kV 1.36 Mvar -2.79 Mvar 85.6%
61.41.99 MW 17.37 Mvar 6.04 Mvar 109.68 Mvar 2.87 kV 0.u.84 % -2 61.45 MW -8.02 MW 1. 33.42 Mvar 56.63 MW -2.u.65 %
-22.18MVA 8.69 % 2.26 %
138. -0.26 Mvar
3.u.47 %
-0.6.00 MW 2.9.87 % 40.91 Mvar 3.13 Mvar 44.79 MW 4.45 %
-10.54 MW 22. -21.36 Mvar 50.u.98 kV 0.19 Mvar 53.04 Mvar 0.50
AAAC 185mm² .u.53 %
-2.58 Mvar 89.2%
4.87 MW 3.u.50 Mvar 0.u.u.65 %
AAAC 70mm² .82 MW -22. 1.39 % 24.97 p.72 Mvar 66.90 MW 1.15MVA 6.87 MW -10.37 Mvar 6.06 MW -7.94 MW -55.09 % 32.66 MW -4.18 kV 0. 8.u.17 %
-4.55 MW -1.93 MW 2.6%
YURA_004
6MVA .04 kV 0.00 MW 93.12 MW 0.71 MW 9.80 MW -1.3MW AASC 125mm² 19MVA 5.12.%
4MVA .19 Mvar -2.98 Mvar 2.97 p.47 Mvar 96.30 Mvar 8.01 p.4MW 22.98 % -16.33 % 21.50 %
-0.24 Mvar 67.10 km
6.79 MW 6.9.01 p.66 kV 1.6%
12MVA .u. -4.61 .53 % -2 -2.13 MW -6.73 Mvar 69.
CVERD138
139.70 Mvar 3.30 km
ALMEMEC 240mm² .83 MW -5.27 %
ALMEMEC 240mm² .87 Mvar 1. -10.135MVA 20.5.7%
2016 Reserva
22.97 p.35MVA 46.84 MW -1.78 MW 3.08 km
1.u.19 Mvar 17.18MVA 8.00 p.70 Mvar 36.65 % -3
-9.u.65 Mvar -4.4.22 MW -7.37 km
ALMEMEC 240mm² .06 % 41.09 Mvar 17.02 p.20 MW 49.62 % 17.53 Mvar 70.50 km
-10.50 km
32.54 Mvar 47.48 Mvar 78.27 Mvar 66.93 p.24.76 MW 15.12 Mvar 65.67 %
-67.60 Mvar 25.50 Mvar 22.98 p.30 MW 10.72 Mvar -14.92 Mvar
CHUCA010
COCAC010
LCURV010
ARES_022
ARES_066
OCOÑA033
33.36 MW -3.31 %
LAMBR033
6MVA .u.30 Mvar -1.51 MW 0.00 Mvar 8.61 %
-0.04 MW -16.01 p.u.15MVA 45.10.00 %
COCAC033
30.6MW 10.82 Mvar -0.53 kV 0.u.u.80 MW 5.78 % 0.68 MW 0.20 MW 4.92 Mvar 21.u.74 Mvar 5.30 MW 10.00 MW 0.39 %
78.92 p.83 km
1.58 kV 1.00 p.94 Mvar 35.08 %
-14.99 p.60 MW -2.30 MW 0.97 Mvar 38.98 % 45.15MVA 14.80 % 23.18 MW 0.80 %
AAAC 70mm² .8%
-59.04 kV 0.95 p.80 MW -0.29 Mvar 53.95 MW -0.36 %
POLOB033
11.18MVA 3.20 MW 0.30 MW 10.41 Mvar 93.u.39 Mvar 17.u.43%
150MVA .63 MW -7.72 Mvar 66.00 kV 0.44 %
AAAC 70mm² .84 %
5.77 Mvar 98.29 Mvar 63.43 %
-2.88 MW -55.05 %
ACSR 107mm² .09 kV 0.23 Mvar 89.58 Mvar 8.61 Mvar
15MVA .41 Mvar -2.
CHUQU060
57.29 MW -5.35MVA 46.18MVA 0.
150MVA .83 Mvar 78.
REPAR023
REALP010
CHALP010
CHALP138
CONOR010
2013 Rotado 0 (Jesus)
34.OSINERGMIN-GART
AAAC 185mm² -.
BISLA033
32.87 % 40.89 MW -9.16 MW -0.39 %
25MVA .01 %
CHILI033
33.15 % 63.u.
9.94 MW 36.8.92 p.71 Mvar 96.51 % 0.10% 066_ares_huanc_81 25.35%
10.38 Mvar 66.10.68 Mvar 70.51 %
58.02 % 17.8.96 km
6.44 Mvar 88.48 Mvar 41.13 Mvar 3.5MVA .00 MW 93.02 Mvar 2.21 MW 5.09 Mvar 79.91 Mvar 14.38 %
2013-Nuevo
-7.12.93 % 19.32 %
2012-Nuevo
AAAC 185mm² .5%
AAAC 240mm² .75 Mvar 85.27 %
AAAC 120mm² .92 Mvar 5.45 MW 8.24 Mvar 94.
30.83 Mvar 65.98 p.12.77 MW -61.66 %
10.53 Mvar 1.365MVA 9.19.41 Mvar 86.25 kV 1.82 MW 22.70MVA 10.95 Mvar 2.
CVERD220
ALMEMEC 240mm² . 66.66 % 8.69 Mvar 24.56 Mvar 15.45 % -1
AAAC 70mm² .03 p. 5.96 MW 1.23 kV 1.57 MW -1.55 MW -2.40 %
14.01 p.91 p.93 Mvar 1.83 Mvar 70.00 MW -3.
TIABA010
-3.u.43 Mvar
1.92 Mvar 40.70 km
57MVA .00 MW -0.60 MW -3.
CARAV060
56.15 Mvar 60.50 km ACSR 283mm² . 6.22 MW -10.56 Mvar 69.33 % 21.80 Mvar 13.u.3MW 4.30 MW -4.u.60 MW -3. 8.75 MW -5.u.12% 6MVA .72 MW -0.16 kV 0.11 % 44.90MVA 89.69 MW -25.38 Mvar
Charcani-V_G1Charcani-V_G2Charcani-V_G3
SOCAB033
41.80 MW 0.u.
SANTU138
2.58 kV 0.u.5MVA .22% 8MVA .
12MVA .u.39 % 0 -1.09 Mvar 17.78 MW 7.31 MW -1.00 MW 0.23 MW 2.
MAJES060
-3.98 p.01 p.00 %
2014-Repot.88 MW -0.94 Mvar 24.30 MW 0.34 kV 0.8%
CHALP033
-16.98 MW -8.78 MW 7.56 Mvar 15.21 MW 6.74 %
-1.50 km
PQSEA033
12.109MVA 63.91 Mvar 47.
-2.92 kV 1.29 Mvar-18.66 MW 3.02 p.6%
11.37 Mvar 90.72 Mvar 66.7%
CVER138
2MVA .39 %
2017-Nuevo
61.51 MW 0.u.82 MW -1.01 % 1
YURA_138
137.18MVA 9.52 MW -0.82 Mvar 47.61 %
15.61 Mvar 33.01 %
-1.51 MW -2.05 Mvar 33.82 Mvar 47.73 %
36MVA .97 km
9.44 Mvar 8.61 kV 0.83 MW 1.77 Mvar -18.5MVA .00 p.12% 67.98 MW 2.36 Mvar 56.90 MW 9.36 Mvar
2020-Reserva (Trafo Repotenciado)
29.u.13 Mvar 17.18MVA 1.02 p.39 MW 6.35MW 60.
10.50 Mvar 39.91 p.97 % 1.u.35 Mvar 3
25MVA .21 Mvar 25MVA .15 kV 1.15.6.2MVA .7mm² .%
1.68 MW -3.92 Mvar 79.91 kV 1.21 kV 0.68 Mvar 50.85 Mvar 5.51 MW -0.69 % 13.89 MW -0.71 Mvar 44.00 kV 1.38 MW -6.28 %
SOCABA220
220.84 kV 0.21 Mvar 1.94 %
2021-Nuevo
REALP033
32.15MVA 3.39 %
ARES_138
134.44 Mvar 37.1%
1 -0.47 %
2 -2.93 %
CHAVI033
33.63 MW 2.66 Mvar 82.97 % -1.72 Mvar 85.95 Mvar 25.78 % 56.u.6.64 Mvar 41.98 kV 0.31 Mvar 44.98 Mvar 24.45 kV 0.94 p.40 %
CORIR013
13. 22.29 Mvar
JESUS033
ACSR 126.3%
PQSA138
AAAC 120mm² .33 %
2019-Nuevo
10MVA .18 MW 3.
JOYA138
136. 80.46 kV 1.
2016-Nuevo
HRAMA066
66. -0.00 MW 0.87 MW 0.10.26 Mvar 96. 0.97 Mvar 0.82 Mvar 132.11 MW 10.90 %
ATICO060
charcani VI 7.00 p.12 kV 1.98 p.55 MW 1.47 km 138_Callalli-Ares_L1040 103.u.12 km
-9.91 MW -2.72 Mvar
MEJIA033
12.40 % 44.53 Mvar 33.96 p.27 % 175.04 kV 1.03 km
AAAC 240mm² . 36.11.u.26. 64.07 kV 1.02 p.23 Mvar 50.52 %
-6. 8.u.60 Mvar 60.13 MW 14.00 Mvar -174.97 p.96 Mvar -3.80MVA 23.41 Mvar 96.45 km
AAAC 70mm² .34 MW 13.4MW 22.26 % 0
31.60 Mvar 77.24 km 17.29 Mvar 100MVA .01 p.12.00 p.15 MW 55.38 Mvar 88.70 Mvar 50.6.9.02 km
Moll GD1 Moll GD3
AAAC 70mm² .22 MW 2.86 MW 1.u.11%
25MVA .01 Mvar 36.13 MW -0.80 %
MATAR010
MOLLE010
CAMAN023
10.01 p.0.77 MW 1.16 MW -4. 1.
60MVA .u.7MVA 4.40 Mvar -1.36 MW 3.39 kV 1.98 p.77 %
23.87 Mvar 13.3MW 9.u.u.u.53 % 0.21 Mvar 94.05 % 0 20.02 p.35 MW -1.03 %
CAMAN010
4MVA .u. -31.52 Mvar 7.5.37 Mvar 41.03 Mvar 0. 4.5%. 5.
Santuario-Yura 31.u.93 MW -0.44 MW 12.71 km
139.12 kV 0.
HRAMA022
-0.25 kV 1.55 MW -4.74 %
PUQUI033
10.18MVA 8.06 MW -7.32 % 12.86%
60MVA .98 kV 0.09 MW 4.10%
219.14 Mvar
2.39 Mvar-18.72 MW -21.00 p.u.86 MW -1.80 %
2014-Rotado (Camana)
CARAV010
PLAN DE INVERSIONES 2013-2017 ALTERNATIVA 5 AÑO 2022 PowerFactory 14.28 MW 0.7MVA 0.
10.13.46 MW -4.13 Mvar 21.00 MW 5.17 %
9MVA .60 Mvar
2.86 Mvar -1.03 p.66 MW -20.79 MW -0.60MVA 0.22%
57MVA .
-12.63 MW 14.52 MW 0.99 p.11 % 84.00 p.84 %
CHILIO10
10.39 kV 0.u.44 Mvar 8.u.00 MW -1.43 Mvar 50.25 MW -4.92 kV 0.03 kV 1.84 MW 15. 45.88 %
LCURV033
0.48 Mvar
AAAC 185mm² .u.60 %
4.69 Mvar 7.07 % 33.37 Mvar 61.79 Mvar 85.82 Mvar
6MVA .10 km
-44.u.09 Mvar 35.u.97 p.77 km
-5.95 p.41 Mvar
26.36 % 9.
5.96 p.46 MW 5.07 kV 1.81 MW -34.
7.66 MW 3.81 kV 0.
CHAVI005
Cu 400mm² 2.29 MW -61.94 p.65 Mvar 52.61 % -15.06 % 84.52 Mvar -0.00 MW -2.46 MW 4.22 kV 1.20 MW 4.70 Mvar
-43.73 MW 2.72 Mvar 63.92 Mvar 61.03 % 0.13 Mvar -3.7.52 % 0
12MVA .
60MVA .17 kV 0.36 km
10MVA .92 p.99 p.22 MW 2.4%
22.98 MW 0.u.1%
25MVA .0.
-12.36 Mvar -4.60 km
33.99 p.55 kV 1.15MVA 9.23 %
Charcani-VI_G1
30MVA .40 %
-36.65 Mvar 63.76 MW -41.53 MW 100MVA .5MVA .28 km
CTMOL013
20MVA .50 km
ALMELEC 240mm² .05 kV 1.58 Mvar
CORIR060
-12.39 % 24.u.63 Mvar 35.00 MW 0. 4.21 Mvar
7MVA .12 Mvar 3.33 MW -5.9.5MVA .04 Mvar 96. -8.82 MW 1.59 Mvar 1.68 km AAAC 70mm² .05 MW 2.
10.26.98 %
-44.15MVA 4.99 p.27 MW -0.24.00 km
10.90 kV 1.1%
-12.46 Mvar 132.
MAJES023
22.38 Mvar 39.28 % -16.56 kV 1.02 MW 2.89 Mvar 48.82 kV 0.51 % 69.45 %
22.15MVA 4.65 Mvar 13.17 MW -0.00 Mvar 132.52 %
24.09 Mvar 39.40 % 14.7.00 MW -2.02 MW 3.30 Mvar 13.92 Mvar 1
9.56 MW -2.36 % 4.8%
2013 2013 Reserva Reserva
CALLI138
136.91 MW 1.10.55 % 0 -4.46 Mvar 87.94 MW 0.09 % -1 -10.47 MW 2.97 p.52 MW -0.92 Mvar 18.99 kV 1.56 Mvar 2.63 MW -7.69 % 49.52 Mvar 96.47 Mvar 4.32 % 18.u.99 MW 2.79 MW 0.00 p.00 MW -4.98 p. 1.00 p.7mm² .130MW 50.34 MW 6.90 %
-6.17 MW -3.13 kV 0.00 km
OCOÑA060
12.00 MW -9.80 MW 1.15 MW 41.01 p.11 % 84.49 MW 17.17 %
2021 Reserva
-26.54 Mvar 13.64 kV 0.60 MW 2. 10.21 Mvar 2
AAAC 120mm² .
6MVA .
33.u.97 Mvar 2
9.01 p.69 MW -7.75 Mvar 48.u.06 kV 0.18 MW -3. 8.17 MW 0.92%
AAAC 120mm² .89 %
2021-Repot
ACERS033
XXX 240mm²(1) 13.
AAAC 120mm² .91 %
BISLA138
12MVA .89 MW -4.86%
MAJES010
-9 9.40 %
CHUCA033
30. 60.4%
AASC 125mm² .20 MW -0.98 %
2011-Reserva 12.82 kV 0.01 kV 1.18MVA 8.u.36 kV 1.39 %
36.26.91 MW 0.5MVA .91 Mvar 77.u.
12MVA .99 p.69 MW 2.u.39 %
22.63 Mvar 37.02 % 175.04 MW -1.01 kV 0.65 % 67.49 Mvar 36.17 km
AASC 125mm² .u.u.48 MW 6. 2.14 MW -14.01 p.57 MW 1.08 % 44.42 Mvar 21.46 kV 1.13.49 Mvar -3.75 Mvar 85.13 MW 2.
ATICO010
10.19.95 p.58 MW 2.87 kV 1.86%
2011-Nuevo
111.14 MW 6.93 MW 12.41 Mvar 85.31 Mvar
1.78 Mvar 37.
SLAZA010
MAJES001
AAAC 185mm² .51 %
21.49 kV 0.39 % -10 2.28 km
2014-Nuevo
charcani VI 7.36 Mvar
-49.20 kV 1.31 Mvar 45.97 p.11.30 Mvar -1.77 %
10.42 kV 0.u.67 Mvar 6.25.7.97 p.82 MW -3.83 MW -1.
-8.18MVA 9.99 Mvar 91.12% AAAC 120mm² .9.u.02 % 17.65 MW -6.76 MW 13.60 MW -2.97 % 34.
CHUQU023
9.49 MW 4.77 km AASC 125mm² .00 Mvar 49.00 MW 6.62 Mvar 91.88 MW -1.74 %
40MVA .01 p.8%
2015-Reserva
2 4.49 Mvar 100.33 %
JESUS138
139.27 MW 7.66 MW -55.96 MW 4.00 MW 0.28 MW 15.98 %
Proyecto:--Gráfica: AREA 09 Fecha: 4/04/2012 Anexo: ---
.u.9.70 km
N2XSY 120mm 1.98 MW -0.90 % 37.72 Mvar 66.50 %
10.13.8.55 Mvar 14.07 kV 0.98 MW -0.79 %
MAJES138
131.10 Mvar 69.15 MW 6.51 % 67.01 %
OCOÑA138
126.11 Mvar 33.11 kV 0.
AAAC 185mm² .01 p.47 MW 4.60 MW 4.90 MW 2.04 MW 11.13% 20MVA .19.u.00 MW -0.58 MW 7.87 % 14.25 MW 1.76 MW 4.30 MW 2.40 %
25MVA . 0.5.9%
2.73 kV 0.76 kV 0.99 MW -2.91 % 18.33 % 21.65 % -3 -0.22 % 6.76 MW -4.u.40 %
36.37 Mvar 49.20 kV 0.43 Mvar 1.18 MW -3.22%
ACSR 126.18 MW -5.56 Mvar 70.32 % 9.39 % 3.36 % -4 -2.25 kV 1.17 km
ACSR 126.99 MW 55.u.91 % -10 -22.68 Mvar 70.70 km
6 -174.13 Mvar 90.35MW 60.26 MW 25.95 Mvar 40.02 MW -3..18 MW -6.40 %
9.27 % -67.17 MW 0.135MVA 11.85 MW 0.79 %
CHILI138
AAAC 70mm² .23 % 0 -19.52 MW 0.50 MW 13.u.45 %
AAAC 500mm² .37 Mvar 35.38 %
12MVA .94 MW 0.25 kV 1.31 MW -5.84 % 8.09 Mvar 8.%
25MVA .28 % 0 -0.9.
PUQUI023
36.26 kV 0.130MW 17. 1.4.18 MW 15.84 %
-7.27 Mvar 66.30 kV 1.42 Mvar 9.71 % 19.3%
AAAC 240mm² .16 Mvar 53.64 %
-6.18 MW 5.50 km
AAAC 185mm² .99 p.u.01 Mvar 36.56 km
AAAC 70mm² .50 km
REPAR138
136.13.00 p.65 MW
-4.67 km
CALLI024
CALLI066
MATAR033
30. 31.32 % 7.40 %
36.29 MW 13.3MW 6.23 %
ALMELEC 240mm² .03 kV 1.135MVA 9.u.89 %
-4.36 % 1.32 Mvar 22.00 p.62 %
2.90 MW 2.u.90 km
AAAC 120mm² .01 % -4
43.u.52 MW 0.65 %
2012-Nuevo MW 1.65 MW 6.94 Mvar 7.94 %
CONOR033
32.u.03 p.40 %
36.42 Mvar 100.40 %
-0.u.37 kV 0.365MVA 9.18MVA 6.140MW 9.77 % -2 1.93 MW 9.03 Mvar
0 8.78 Mvar 49.31 Mvar 15.69 Mvar 90.9.00 p.82 MW 1.89 MW 0.54 Mvar 49.96 MW -1.98 p.56 % 13.u.6.36 % -14.12 MW 0.14 Mvar
ACSR 107mm² .70 km
-20.94 p.81 MW 14.03 p.7.59 MW -6.01 p.30 MW 10.33 % 2 -5.79 %
-33.93 Mvar 66.u.42 kV 1.11 %
AAAC 330mm² .39 Mvar -3.10%
LaJoya G1 LaJoya G2
2011-Reserva
139.02 %
25MVA .15 MW -7.30 MW 10.42 MW 1.00 p. 55.98 p.u.87 MW -0.57 Mvar 37.79 Mvar 25.65 %
30MVA .09 km
32.14.33 %
21.5.67 kV 0.41 MW 0.u.06 MW -7.00 p.90 Mvar 52.73 Mvar -13.u.31 kV 1.55 Mvar 84.74 kV 0.01 p.54 MW 1.16 Mvar 3.20 MW -0.14.89 kV 0.99 p.19 kV 1.95 % 4.30 Mvar 7.63 % 2.
20MVA .26 MW 25.33 % 2 -4.73 Mvar 12.43 km 4.63 MW 61.64 % 15.18 MW 0.78 % 56.u.44 kV 0.42 Mvar 4.73 Mvar 0.17 Mvar 98.64 Mvar 18.73 Mvar 87.35 MW 3.6%
YURA_030
25MVA .01 p.82 Mvar 132.11% -10.15MVA -1.60 Mvar 93. 1.
Anexo D Plan de Inversiones 2013-2017 determinado por OSINERGMIN
25 MVA SET AT/MT TIABAYA ONAF Ln Socabaya . 100 MVA ONAF (RESERVA) Celda de Línea a Tiabaya Ln Socabaya .Parque Industrial Industrial Ln Socabaya . 25 MVA Instalación SET MAT/AT/MT SOCABAYA SET MAT/AT/MT SOCABAYA Código de Módulo Estándar CE-010SIU2MCISBAL1 TP-033010-025SI2I Inversión US$ 33 317 707 746
INVERSIONES APROBADAS EN PLAN DE INVERSIONES 2009-2013 REPROGRAMADAS PARA EL PERÍODO 2013-2017
Año 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 Titular SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL Nombre Elemento Celda de Línea a SE Socabaya Celda de Línea a SE Parque Industrial Celda de Transformador Celda de Transformador Instalación Código de Módulo Estándar Inversión US$ 298 231 366 761 84 087 135 041 48 889 1 038 548 1 353 982 863 757 175 196 1 845 233 1 845 233 110 553 SET MAT/AT/MT CE-138SIU2C1ESBLI3 PARQUE INDUSTRIAL SET MAT/AT/MT CE-138SIU2C1EDBLI3 SOCABAYA SET AT/MT TIABAYA CE-010SIU2MCISBTR1 SET AT/MT TIABAYA CE-033SIU2C1ESBLT2 CE-010SIU2MCISBAL1 TP-033010-025SI2I LT138SIU0ACS1C1240A LT033SIU0ACS0C1150A CE-138SIU2C1ESBTR3 TP-138033010-100SI2E TP-138033010-100SI2E CE-033SIU2C1IDBLI2
Celda de Alimentador SET AT/MT TIABAYA Transformador de Potencia 33/10 kV.Parque Ln Socabaya .Tiabaya Celda de Transformador 138 kV (de trafo 100 MVA) Transformador de Potencia de 138/33/10 kV.OSINERGMIN-GART
INVERSIONES NO APROBADAS EN PLAN DE INVERSIONES 2009-2013 PREVISTAS EJECUTARSE HASTA ANTES DE MAYO 2013
Año 2011 2011 Titular SEAL SEAL Nombre Elemento Celda de Alimentador Transformador de Potencia 33/10 kV. 100 MVA ONAF Transformador de Potencia de 138/33/10 kV.Tiabaya SET MAT/AT/MT PARQUE INDUSTRIAL SET MAT/AT/MT PARQUE INDUSTRIAL SET MAT/AT/MT PARQUE INDUSTRIAL SET MAT/AT/MT SOCABAYA
PLAN DE INVERSIONES 2013-2017 (NUEVAS INSTALACIONES)
Año 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 Titular SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL Nombre Elemento Celda de Transformador 33kV Celda de Transformador 10kV Celda de Alimentador Celda de Alimentador Celda de Alimentador Celda de Línea 33 kV Celda de Línea 33 kV Celda de Línea 33 kV Celda de Línea 33 kV Celda de Línea 33 kV Celda de Línea 33 kV Celda de Línea 33 kV Instalación SET AT/MT CHILINA SET AT/MT CHILINA SET AT/MT TIABAYA SET AT/MT TIABAYA SET AT/MT TIABAYA SET AT/MT PARQUE INDUSTRIAL SET AT/MT PARQUE INDUSTRIAL SET AT/MT PARQUE INDUSTRIAL SET AT/MT PARQUE INDUSTRIAL SET AT/MT PARQUE INDUSTRIAL SET AT/MT PARQUE INDUSTRIAL SET AT/MT PARQUE Código de Módulo Estándar CE-033SIU2C1IDBTR2 CE-010SIU2MCISBTR1 CE-010SIU2MCISBAL1 CE-010SIU2MCISBAL1 CE-010SIU2MCISBAL1 CE-033SIU2C1ISBLI2 CE-033SIU2C1ISBLI2 CE-033SIU2C1ISBLI2 CE-033SIU2C1ISBLI2 CE-033SIU2C1ISBLI2 CE-033SIU2C1ISBLI2 CE-033SIU2C1ISBLI2 Inversión US$ 80 331 56 019 48 889 48 889 48 889 95 249 95 249 95 249 95 249 95 249 95 249 95 249
20 CE-010COR1C1ESBCC1 SC-010CO1BPEF-1.Parque Industrial AT/MT Ln Jesus MAT/ATJesus AT/MT SOCABAYA POLOBAYA SET MAT/AT CHARCANI SET AT/MT CHILINA SET AT/MT CONO NORTE SET AT/MT CONO NORTE SET AT/MT CONO NORTE SET AT/MT CONO NORTE SET AT/MT CHALLAPAMPA SET AT/MT CHALLAPAMPA SET AT/MT CHALLAPAMPA SET MAT/AT CAMANÁ
2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013
SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL
Celda de Línea 33 kV Celda de Transformador 33 kV (de trafo 100 MVA) Celda de Transformador 33 kV Celda de Transformador 33 kV Celda de Alimentador Celda de Transformador (Trafo 138/33/10 kV) Celda de Alimentador Celda de Línea 138 kV (para el PI) Celda de Línea 138 kV (para el PI) Celda de Transformador 138 kV Transformador de Potencia de 138/33/10 kV.OSINERGMIN-GART
Código de Módulo Estándar CE-033SIU2C1ISBLI2 CE-033SIU2C1ISBTR2 CE-033SIU2C1ISBTR2 CE-033SIU2C1ISBTR2 CE-010SIU2MCISBAL1 CE-033SIU2C1IDBTR2 CE-010SIU2MCISBAL1 CE-138SIU2C1ESBLI3 CE-138SIU2C1ESBLI3 CE-138SIU2C1ESBTR3 TP-138033010-100SI2E CE-023COU1MCISBAL1 CE-010COR1C1ESBCC1 SC-010CO1BPEF-1.80 LT033SIU0XXS0C3120S LT033SIU0XXS0C3120S LT033SIU0ACS0C1150A CE-033SIU2C1ISBLI2 CE-138SIU2C1ESBLI3 CE-033SIR2C1ESBLI2 CE-010SIU2MCISBAL1 CE-010SIU2MCISBCC1 SC-010SI2BPEF-0003 CE-138SIU2C1ESBLT3 TP-138033010-100SI2E CE-010SIU2MCISBAL1 CE-010COU1MCISBAL1 Inversión US$ 95 249 69 890 69 890 69 890 34 302 80 331 32 570 298 231 298 231 175 196 1 845 233 33 675 33 234 41 887 33 234 48 150 13 968 41 904 1 804 380 98 067 298 231 105 563 33 317 33 317 64 220 220 376 1 845 233 32 570 30 928 30 928 285 029 285 029 168 956
Instalación INDUSTRIAL SET AT/MT PARQUE INDUSTRIAL SET AT/MT PARQUE INDUSTRIAL SET AT/MT PARQUE INDUSTRIAL SET AT/MT PARQUE INDUSTRIAL SET MAT/AT/MT SOCABAYA SET AT/MT JESUS SET AT/MT JESUS SET MAT/AT/MT JESÚS SET MAT/AT/MT JESÚS SET MAT/AT/MT JESÚS SET MAT/AT/MT JESÚS SET MAT/AT MAJES SET AT/MT CHUCARAPI SET AT/MT CHUCARAPI SET AT/MT LA CURVA SET AT/MT LA CURVA Ln Parque Industrial MAT/AT. 100 MVA ONAF Celda de Alimentador Celda de Alimentador Celda de Alimentador Celda de Línea a SE Ocoña Celda de Línea a Majes 138 kV (por baja de celda LT) Celda de Transformador 138 kV (por baja de celda LT)
SET MAT/AT CAMANÁ CE-010COU1MCISBAL1 SET MAT/AT CAMANÁ CE-138COU1C1ESBLI3 SET MAT/AT CAMANÁ CE-138COU1C1ESBLI3 SET MAT/AT CAMANÁ CE-138COU1C1ESBTR3
.POLOBAYA 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL Celda de Línea 33 kV Celda de Línea 138 kV Celda de Línea 33 kV Celda de Alimentador Celda Compensador Compensador Celda de Transformador 138 kV (de trafo 100 MVA) Transformador de Potencia de 138/33/10 kV. 100 MVA ONAF Celda de Alimentador Celda Compensador 10 kV Compensador Capacitivo 1 MVAR Celda Compensador Compensador Capacitivo Fijo 1.5 MVAR Ln Parque Industrial MAT/AT.Jesus AT/MT
2013 ELETROSUR SOCABAYA .Parque Industrial AT/MT Ln Jesus MAT/AT.
Transformador a Atico Celda Compensador 33 kV Compensador Capacitivo 33 kV 2x2 MVAR variable Ln Chilina .Transformador a Atico Celda de Alimentador Celda de Alimentador
Instalación SET MAT/AT MAJES SET MAT/AT OCOÑA SET MAT/AT OCOÑA SET MAT/AT OCOÑA SET MAT/AT OCOÑA SET MAT/AT OCOÑA SET MAT/AT OCOÑA SET MAT/AT OCOÑA SET MAT/AT OCOÑA SET MAT/AT OCOÑA SET MAT/AT OCOÑA SET MAT/AT OCOÑA
CE-023COU1MCISBCC1 SC-023CO1BPEV-0002SET MAT/AT OCOÑA 2 Ln Chilina LTChallapampa 138COU0XXS0C3400S Ln Challapampa .Challapampa Ln Challapampa . 6 MVA Compensador Capacitivo 3 MVAR variable Celda de Transformador Celda de Línea .Transformador a Atico Celda Compensador 33 kV Compensador Capacitivo 33 kV 2x2 MVAR variable Celda de Línea Celda de Línea Celda de Línea .Cono LTNorte 033SIU0ACS0C1150A Ln CAMANÁ 138 KV .Cono Norte Ln CAMANÁ 138 KV .Transformador a Camaná Celda de Línea .Cono Norte Ln Charcani .LTOCOÑA 138 KV 138COR0PMS0C5240A SET AT/MT TIABAYA CE-010SIU2MCISBAL1 SET MAT/AT/MT CE-033SIU2C1ESBTR2 SOCABAYA SET MAT/AT/MT CE-010SIU2MCISBTR1 SOCABAYA SET AT/MT JESUS CE-010SIU2MCISBAL1 SET AT/MT SAN CE-010SIU2MCISBAL1 LAZARO SET MAT/AT/MT CE-010SIU2MCISBAL1 SOCABAYA SET MAT/AT CAMANÁ CE-010COU1MCISBAL1 SET MAT/AT CAMANÁ CE-010COU1MCISBAL1 SET MAT/AT OCOÑA SET AT/MT ATICO SET AT/MT ATICO SET AT/MT ATICO SET AT/MT ATICO SET AT/MT ATICO SET AT/MT ATICO SET AT/MT ATICO SET AT/MT ATICO SET AT/MT ATICO TP-138060023-025CO1E CE-060COU1C1ESBLI2 CE-060COU1C1ESBLI2 CE-060COU1C1ESBTR2 CE-010COU1MCISBTR1 CE-010COU1MCISBAL1 CE-010COU1MCISBAL1 CE-010COU1MCISBAL1 CE-010COU1MCISBCC1
TP-060010-006CO1E SC-010CO1BPEV-0001SET AT/MT ATICO 3 SET AT/MT CARAVELI CE-010SIU2MCISBTR1 SET AT/MT CARAVELI CE-060SIU2C1ESBLT2 SET AT/MT CARAVELI CE-010COU1MCISBAL1 SET AT/MT CARAVELI CE-010COU1MCISBAL1
.Transformador a Camaná Celda de Línea .OSINERGMIN-GART
Código de Módulo Estándar CE-023COU1MCISBAL1 CE-033COU1C1ESBLT2 CE-033COU1C1ESBLT2 CE-138COU1C1ESBLT3 CE-060COU1C1ESBLT3 CE-023COU1MCISBCC1 SC-023CO1BPEV-00022 CE-033COU1C1ESBLT2 CE-033COU1C1ESBLT2 CE-138COU1C1ESBLT3 CE-060COU1C1ESBLT3 Inversión US$ 33 675 109 404 109 404 281 869 200 383 44 056 99 760 109 404 109 404 281 869 200 383 44 056 99 760 3 035 486 515 084 721 118 2 535 253 48 889 83 202 58 998 32 570 33 317 34 302 30 928 30 928 1 288 084 208 013 208 013 161 730 71 074 41 436 41 436 41 436 41 436 425 927 89 586 83 619 224 502 43 835 43 835
Año 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2015 2015 2015 2015 2015 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2016
Titular SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL
Nombre Elemento Celda de Alimentador Celda de Línea Celda de Línea Celda de Línea .Cono LTNorte 033SIU0ACS0C1150A Ln Charcani .OCOÑA 138 KV Celda de Alimentador Celda de Transformador 33 kV Celda de Transformador 10 kV Celda de Alimentador 10 kV Celda de Alimentador Celda de Alimentador Celda de Alimentador Celda de Alimentador Transformador de Potencia 138/60/33 25/16/9 MVA Celda de Línea Celda de Línea Celda de Transformador Celda de Transformador Celda de Alimentador Celda de Alimentador Celda de Alimentador Celda Compensador Transformador de Potencia 60/10 kV.
CARAVELÍ 60 KV .Tramo 1 Ln ATICO 60 KV .CARAVELÍ 60 KV .ATICO 60 KV Ln ATICO 60 KV .OSINERGMIN-GART
Código de Módulo Estándar SET AT/MT CARAVELI CE-010COU1MCISBAL1 Instalación SET AT/MT CARAVELI CE-010SIU2MCISBCC1 SET AT/MT CARAVELI TP-060010-006SI2E SC-010CO1BPEV-0001SET AT/MT CARAVELI 3 SET MAT/AT OCOÑA Ln OCOÑA 60 KV ATICO 60 KV Ln ATICO 60 KV CARAVELÍ 60 KV Tramo 1 Ln ATICO 60 KV CARAVELÍ 60 KV Tramo 2 TP-138060023-025CO1E LT060COR0PMS0C5120A LT060COR0PMS0C5120A LT-060SIR0TAS1C1120A Inversión US$ 43 835 48 617 460 990 94 771 1 288 084 2 077 624 519 406 2 859 867
Año 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2016
Titular SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL
Nombre Elemento Celda de Alimentador Celda Compensador Transformador de Potencia 60/10 kV. 6 MVA Compensador Capacitivo 3 MVAR variable Transformador de Potencia 138/60/33 25/16/9 MVA Ln OCOÑA 60 KV .Tramo 2
Anexo E Cuadros Comparativos
35% 1.95 3 162.44 3 441.78 12 062.98 2 916.68% Prepublicación OSINERGMIN GWh (C) 2 554.41 4 748.97 (%)∆GWh 0.29% 2.92
14 975.86% 1.88 4 313.51% 1.2017 COMPARACIÓN DE LA PROYECCIÓN GLOBAL DE LA DEMANDA ÁREA DE DEMANDA 9 SEAL Año 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2021 GWh (A) 4 234.3%
-8.5% 58.67% 1.72 4 820.48 3 607.14 2016 91.70% 4.74 4 554.27% 4.24 2014 3 811.TOTAL ÁREA DE DEMANDA 9 (Miles US$) Año Propuesta Propuesta OSINERGMIN Inicial Final Prepublicación (A) (B) (C) C/A -1 C/B -1
2011 2012 2013 25 084.31
-40.57 4 385.56 4 680.59 4 439.06% 2.58 (%)∆GWh 1.9% 24.20% 4.28% 1.22% 2.27 3 364.51 3 037.98 10 503.2017 COMPARACIÓN DE INVERSIONES ANUALES (SCT).3% 11375.48%
Aprobación del Plan de Inversiones 2013 .41% 2.23 2 572.08 2 796.29 4 975.63% 1.0%
.46 3 522.06 4 615.36% 4.40% 1.46 2015 162.13 256.87 5 059.81 3 291.35% 2.52 3 696.16% 4.14 2 680.13 4 495.1% -75.64 4 896.11% 4.99 1 028.46% 1.0% 11.77 9 722.30% 1.53 2017
16 439.57% 1.OSINERGMIN-GART
Informe N° 0120-2012-GART Aprobación del Plan de Inversiones 2013 .30 9 465.22% 1.3% 216.
Diversos archivos de cálculo desarrollados por OSINERGMIN para la prepublicación del Plan de Inversiones 2013 – 2017.
Cabe señalar que la mayor parte de estos documentos se encuentran publicados en la página Web de OSINERGMIN: www2.osinerg. “Procedimiento para aprobación del Plan de Inversiones en Transmisión Período 2013-2017”.gob.pe en la ruta “Procedimientos Regulatorios”.
. Respuestas a Observaciones formuladas a los Estudios (enero 2011). Referencias
[1] Estudios Técnico Económicos presentados por los Titulares como sustento de sus Propuestas de Plan de Inversiones en Transmisión para el período 2013 – 2017 (01 de setiembre de 2011). Observaciones al Estudio presentado por los Titulares – OSINERGMIN (noviembre 2011).OSINERGMIN-GART
9. “Procedimiento para fijación de Peajes y Compensaciones para SST y SCT”.
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References: Resolución 
 Resolución 
 Artículo 139

Artículo 43
 Artículo 43
 Artículo 42
 Artículo 27
 Artículo 44
 Artículo 139

Artículo 139
 Artículo 27
 Resolución 
 Resolución 

Artículo 44
 Resolución 
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