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GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA

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Informe N° 0279-2012-GART

Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en Transmisión

para el Área de Demanda 6 Regulación para el período 2013-2017

(Publicación)

Lima, julio 2012

OSINERGMIN Informe N° 0279-2012-GART

Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en Transmisión 2013-2017 para el Área de Demanda 6 (Publicación) Página 1 de 98

Resumen Ejecutivo

El presente informe describe el estudio realizado por OSINERGMIN como sustento para la determinación del Plan de Inversiones en Transmisión del Área de Demanda 61, para el período mayo 2013 - abril 2017, el cual incluye además las Bajas que se identifican como resultado del planeamiento de expansión de la red de transmisión.

A la fecha se han llevado a cabo las etapas de presentación de propuestas de Plan de Inversiones 2013-2017; audiencia pública para que los agentes expongan sus propuestas de Plan de Inversiones 2013-2017; observaciones de OSINERGMIN a los estudios que sustentan tales propuestas; la respuesta a las mismas; la prepublicación por parte de OSINERGMIN del proyecto de Plan de Inversiones 2013-2017 (en adelante “PREPUBLICACIÓN”); la audiencia pública en la que OSINERGMIN expuso los criterios, metodología y procedimiento utilizados para dicha PREPUBLICACIÓN; así como la presentación de opiniones y sugerencias a la misma; correspondiendo como siguiente etapa la aprobación y publicación del Plan de Inversiones 2013-2017.

Edelnor S.A.A. (en adelante “EDELNOR”), Electro Norte Medio S.A (en adelante “HIDRANDINA”), SN POWER S.A. (en adelante “SN POWER”), Red de Energía del Perú S.A. (en adelante “REP”) y Empresa de Administración de Infraestructura Eléctrica S.A. son las empresas concesionarias que tienen instalaciones de transmisión en el Área de Demanda 6 y que forman parte del Sistema Secundario de Transmisión (en adelante “SST”) y Sistema Complementario de Transmisión (en adelante “SCT”) remunerados por la demanda. De las mencionadas empresas, sólo EDELNOR y SN POWER han presentado el estudio que sustenta su propuesta de Plan de Inversiones para el Área de Demanda 6, correspondiente al período 2013-2017; adicionalmente, las empresas EDEGEL S.A.A y Consorcio Energético de Huancavelica S.A. también presentaron estudios económicos, dentro de este proceso, relacionados con el Plan de Inversiones en el Área de Demanda 6.

1 Área de Demanda 6: Abarca las provincias del norte de Lima y la provincia de Huarmey de la región Ancash.

Las Áreas de Demanda fueron establecidas mediante la Resolución OSINERGMIN Nº 634-2007-OS/CD y modificadas por las Resoluciones OSINERGMIN N° 487-2008-OS/CD, N° 016-2009-OS/CD y N° 058-2009-OS/CD.



Para la elaboración del presente informe se han considerado los estudios técnico - económicos presentados por las mencionadas empresas, las respuestas e información complementaria que presentaron para absolver las observaciones formuladas por OSINERGMIN, el análisis de las opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN, 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 las observaciones realizadas por OSINERGMIN a los estudios que sustentan las propuestas presentadas por los titulares de transmisión, o la información presentada como parte de dicha subsanación de observaciones o como parte de las opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN no es consistente o no ha sido debidamente sustentada, OSINERGMIN ha procedido a revisar y aprobar el Plan de Inversiones, considerando lo establecido en el marco regulatorio vigente.

De acuerdo con el análisis realizado por OSINERGMIN, de manera general, se han efectuado los siguientes cambios con relación a la propuesta presentada por las titulares:

♦ No se han incluido instalaciones que no están justificadas por el crecimiento de la demanda, tales como: los transformadores 220/60 kV de la SE Paramonga Nueva, las líneas 60 kV Barsi – Pershing, Barsi – Maranga y Chillón – Oquendo.

♦ No se han considerado las modificaciones y soterramientos de tramos de líneas que se sustentan en el hecho que no cumplen con las distancias mínimas de seguridad y se ubican zonas de alta afluencia de público, dado que no está previsto en el alcance del Plan de Inversiones.

♦ No se ha considerado el cambio de celdas motivadas por el incremento de la corriente de cortocircuito, en los casos que las celdas existentes ya cuentan con la capacidad requerida.

♦ No se ha incluido instalaciones que forman parte del SCT de libre negociación, tales como la línea en 60 kV Rio Seco – Plan de Sulfato.

♦ No se ha considerado celdas alimentadoras adicionales que sirven para atender exclusivamente a Usuarios Libres.

♦ No se han considerado las instalaciones que se encuentran aprobadas en el Plan de Inversiones 2009-2013 y que están pendientes de ejecución, pero que se han vuelto a proponer en el Plan de Inversiones 2013-2017.

♦ La capacidad del transformador 220/60/20 kV para alimentar a la zona de Huaral –Chancay debe ser 50 MVA en lugar de 85 MVA, dado que la demanda no justifica un transformador de mayor tamaño.

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



Como consecuencia de la aplicación de estos cambios, el Plan de Inversiones para el Área de Demanda 6, en el período 2013-2017, se resume en el siguiente cuadro:

Plan de Inversiones en Transmisión del Área de Demanda 6

para el periodo 2013-2017

Titular Inversión

(US$)

Longitud de Línea

(km)

Potencia de Transformación

(MVA)

Cantidad de

Elementos

CONENHUA 5 015 775 0,3 50 9

MAT

Celdas 2 506 424 0,0 5

Líneas 31 714 0,3 1

Transformación 2 188 410 0,0 50 1

AT

Celdas 203 662 0,0 1

MT

Celdas 85 564 0,0 1

EDELNOR 171 849 474 127,6 1 240 293

MAT

Celdas 24 882 698 0,0 20

Líneas 26 714 712 33,5 3


AT

Celdas 20 794 423 0,0 93

Líneas 53 504 934 94,1 23

Transformación 18 313 527 0,0 550 16

MT

Celdas 6 084 372 0,0 133

Total general 176 865 249 127,9 1 290 302

Asimismo las inversiones que, sin estar en el Plan de Inversiones 2009-2013 vigente, los TITULARES han reportado como ejecutadas o previstas poner en servicio antes de mayo 2013 y que el OSINERGMIN ha encontrado como procedentes en el marco de lo establecido en el numeral VII) del Literal d) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE2, son las que se resumen en el siguiente cuadro:

2 VII) En la eventualidad de ocurrir cambios significativos en la demanda proyectada de electricidad, o modificaciones en la configuración de las redes de transmisión aprobadas por el Ministerio, o en las condiciones técnicas o constructivas, o por otras razones debidamente justificadas, respecto a lo previsto en el Plan de Inversiones vigente, el respectivo titular podrá solicitar a OSINERGMIN la aprobación de la modificación del Plan de Inversiones vigente, acompañando el sustento técnico y económico debidamente documentado. OSINERGMIN deberá emitir pronunciamiento, sustentado técnica y económicamente, en un plazo máximo de sesenta (60) días hábiles de presentada la solicitud de modificación, De aprobarse la modificación del Plan de Inversiones, las modificaciones a las tarifas y compensaciones correspondientes se efectuarán en la Liquidación Anual de Ingresos siguiente a la fecha de puesta en operación comercial de cada instalación que conforma dicha modificación del Plan de Inversiones.

OSINERGMIN establecerá la oportunidad, los criterios y procedimientos para la presentación y aprobación de las modificaciones al Plan de Inversiones, las cuales deben seguir los mismos Principios que los aplicados en la formulación del Plan de Inversiones.



Modificación del Plan de Inversiones 2009-2013 Inversiones justificadas a ponerse en servicio hasta antes de mayo 2013

Propuesta OSINERGMIN

Inversión (US$)

Longitud de Línea

(km)


(MVA)

Cantidad de

Elementos

EDELNOR 818 386 0,0 29

MT

Celdas 818 386 0,0 29

Total general 818 386 0,0 29

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

Adicionalmente, se ha verificado la necesidad de retirar del Plan de Inversiones 2009-2013 elementos que a la fecha no han sido ejecutados y que de acuerdo al sustento contenido en los estudios actuales, se deben cambiar sus características. Estas instalaciones son: Subestación Nueva Jicamarca 220 kV (se cambió de ubicación y se reprogramó para el año 2013), Transformador 220/60 kV en la SE Chillón y sus celdas asociadas, líneas en 220 kV Deriv. Sta. Rosa – Jicamaraca y Deriv. Huinco – Jicamarca y; líneas en 60 kV Zapallal REP- Derv. Chancay, Zapall REP – Derv. Huaral y Nueva Jicamarca – Jicamarca.

Se precisa que se mantiene la vigencia del Plan 2009-2013 con las modificaciones que se aprueben en este proceso y es responsabilidad de los correspondientes titulares las consecuencias por su no ejecución en la oportunidad indicada en dicho plan.

Las instalaciones no incluidas en el Plan de Inversiones aprobado, no serán consideradas para efectos de la fijación del Costo Medio Anual, las tarifas y compensaciones de transmisión.



INDICE

1. INTRODUCCIÓN ......................................................................................................... 6

1.1 ASPECTOS REGULATORIOS Y NORMATIVOS ..............................................................7 1.2 PROCESO DE APROBACIÓN DEL PLAN DE INVERSIONES .............................................9

2. UBICACIÓN ............................................................................................................... 13

3. PROPUESTA INICIAL ............................................................................................... 16

3.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA ............................................................................... 17 3.2 PLAN DE INVERSIONES 2013-2017 ......................................................................... 18

4. OBSERVACIONES A LOS ESTUDIOS TÉCNICO ECONÓMICOS ........................... 20

5. PROPUESTA FINAL ................................................................................................. 22

5.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA ............................................................................... 23 5.2 PLAN DE INVERSIONES 2013-2017 ......................................................................... 24

6. ANÁLISIS DE OSINERGMIN ..................................................................................... 26

6.1 REVISIÓN DE LA DEMANDA ..................................................................................... 26 6.2 DEFINICIÓN DEL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN ........................................ 28

6.2.1 Análisis de las propuestas ........................................................................ 28 6.2.2 Modificación del Plan de Inversiones 2009-2013 ..................................... 37

6.2.2.1 Ejecución de proyectos no incluidos en Plan de Inversiones 2009-2013 vigente ........................................................................................... 37

6.2.2.2 Reprogramación del Plan de Inversiones 2009-2013 vigente ............... 37 6.2.2.3 Instalaciones del Plan de Inversiones 2009-2013 vigente, que ya no

se requieren en el período 2013-2017: .................................................. 37 6.2.3 Plan de Inversiones 2013-2017 ................................................................ 38

6.2.3.1 Instalaciones del SCT que pasan a Reserva y Programación de Bajas ....................................................................................................... 38

7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................................. 40

8. ANEXOS .................................................................................................................... 41

Anexo A Análisis de Opiniones y Sugerencias a la PREPUBLICACIÓN................. 42 Anexo B Diagrama Unifilar del Sistema Actual según información de Titulares ...... 75 Anexo C Diagrama Unifilar del ser 2013-2016 según análisis de OSINERGMIN .... 78 Anexo D Modificación del Plan de Inversiones 2009-2013 ..................................... 83 Anexo E Plan de Inversiones 2013-2017 determinado por OSINERGMIN (Incluye

Programación de Bajas) ........................................................................... 86 Anexo F Cuadros Comparativos ............................................................................ 96

9. REFERENCIAS ......................................................................................................... 98



1. Introducción

El presente informe describe el estudio realizado por OSINERGMIN para la determinación del Plan de Inversiones en Transmisión para el Área de Demanda 6, correspondiente al período mayo 2013 - abril 2017, el cual incluye además las Bajas que se identifican como resultado del planeamiento de expansión de la red de transmisión y las modificaciones del Plan de Inversiones 2009-2013.

A la fecha se han llevado a cabo las etapas de presentación de propuestas de Plan de Inversiones 2013-2017; audiencia pública para que los agentes expongan sus propuestas de Plan de Inversiones 2013-2017; observaciones de OSINERGMIN a los estudios que sustentan tales propuestas; la respuesta a las mismas; la PREPUBLICACIÓN por parte de OSINERGMIN del proyecto de Plan de Inversiones 2013-2017; la audiencia pública en la que OSINERGMIN expuso los criterios, metodología y procedimiento utilizados para dicha PREPUBLICACIÓN; así como la presentación de opiniones y sugerencias a la misma; correspondiendo como siguiente etapa la aprobación y publicación del Plan de Inversiones 2013-2017.

Edelnor S.A.A. (en adelante “EDELNOR”), Electro Norte Medio S.A (en adelante “HIDRANDINA”), SN POWER S.A. (en adelante “SN POWER”), Red de Energía del Perú S.A. (en adelante “REP”) y Empresa de Administración de Infraestructura Eléctrica S.A. (en adelante “ADINELSA”) son las empresas concesionarias que tienen instalaciones de transmisión en el Área de Demanda 6 y que forman parte del Sistema Secundario de Transmisión (en adelante “SST”) y Sistema Complementario de Transmisión (en adelante “SCT”) remunerados por la demanda.

De las mencionadas empresas, sólo EDELNOR y SN POWER han presentado el estudio que sustenta su propuesta de Plan de Inversiones para el Área de Demanda 6, correspondiente al período 2013-2017; adicionalmente, las empresas EDEGEL S.A.A (en adelante “EDEGEL”) y Consorcio Energético de Huancavelica S.A. (en adelante “CONENHUA”) también presentaron estudios económicos, dentro de este proceso, relacionados con el Plan de Inversiones en el Área de Demanda 6.



En lo que resta del presente informe se refiere en conjunto a todas las empresas anteriores como las “TITULARES”.

Con relación al Área de Demanda 6, cabe señalar que las empresas EDELNOR y CONENHUA, han presentado opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACION, mediante cartas GTyGE-120-2012 y CONENHUA-GG-042-2012, respectivamente; cuyo análisis en detalle se desarrolla en el Anexo A del presente informe.

En ese sentido, para la elaboración del presente informe se han considerado los estudios técnico-económicos presentados por los TITULARES como sustento de sus propuestas de inversión en transmisión para el período 2013-2017; las respuestas e información complementaria que presentaron los TITULARES para absolver las observaciones formuladas por OSINERGMIN a dichos estudios; las opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN; así como, los estudios desarrollados sobre el particular por la GART y/o estudios encargados por OSINERGMIN a consultores especializados.

1.1 Aspectos Regulatorios y Normativos

El sistema de precios debe ser estructurado sobre la base de la eficiencia económica de acuerdo con lo señalado por los Artículos 8° y 42° de la LCE3.

Las tarifas y compensaciones correspondientes a los sistemas de transmisión y distribución, deberán ser reguladas en cumplimiento del Artículo 43° de la LCE, modificado por la Ley N° 288324.

Según lo señalado en el Artículo 44° de la LCE5, la regulación de la transmisión será efectuada por OSINERGMIN, independientemente de si las tarifas corresponden a ventas de electricidad para el servicio público o para aquellos suministros que se efectúen en condiciones de competencia.

3 Artículo 8º.- La Ley establece un régimen de libertad de precios para los suministros que puedan efectuarse en condiciones de competencia, y un sistema de precios regulados en aquellos suministros que por su naturaleza lo requieran, reconociendo costos de eficiencia según los criterios contenidos en el Título V de la presente Ley.

(...)

Artículo 42º.- Los precios regulados reflejarán los costos marginales de suministro y estructurarán de modo que promuevan la eficiencia del sector.

4 Artículo 43º.- Estarán sujetos a regulación de precios:

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

5 Artículo 44º.- Las tarifas de transmisión y distribución serán reguladas por la Comisión de Tarifas de Energía independientemente de si éstas corresponden a ventas de electricidad para el servicio público o para aquellos suministros que se efectúen en condiciones de competencia, según lo establezca el Reglamento de la Ley. Para éstos últimos, los precios de generación se obtendrán por acuerdo de partes. (...)



El numeral 20.26 de la Ley Nº 28832, establece que las instalaciones del SCT son aquellas cuya puesta en operación comercial se produce en fecha posterior a la promulgación de esta Ley, mientras que en el literal b)7 del numeral 27.2 del Artículo 27° de la misma Ley Nº 28832 se establece que los SCT se regulan considerando los criterios establecidos en la LCE para el caso de los SST.

En el Artículo 139° del Reglamento de la LCE (modificado mediante el Decreto Supremo N° 027-2007-EM y posteriormente mediante los Decretos Supremos N° 010-2009-EM y N° 021-2009-EM y y N° 014-2012-EM) se establecen los criterios para la regulación de los SST y SCT, donde se incluye lo concerniente al proceso de aprobación del Plan de Inversiones8.

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

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

• Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica, aprobado mediante la Resolución OSINERGMIN

6 20.2 Las instalaciones del Sistema Garantizado de Transmisión y del Sistema Complementario de Transmisión son aquellas cuya puesta en operación comercial se produce en fecha posterior a la promulgación de la presente Ley, conforme se establece en los artículos siguientes.

7 27.2 Para las instalaciones del Sistema Complementario de Transmisión se tendrá en cuenta lo siguiente: (…)

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

(…) 8 Artículo 139º.-

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

a) Criterios Aplicables

(…) V) El Plan de Inversiones está constituido por el conjunto de instalaciones de transmisión requeridas

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

OSINERGMIN podrá elaborar y aprobar el Plan de Inversiones ante la omisión del concesionario correspondiente. La ejecución del Plan de Inversiones y de sus eventuales modificaciones, ambos aprobados por OSINERGMIN, es de cumplimiento obligatorio.

(…)

d) Frecuencia de Revisión y Actualización

(…) VI) En cada proceso regulatorio se deberá prever las siguientes etapas:

VI.1) Aprobación del Plan de Inversiones.

(…)



N° 022-2008-OS/CD, modificado por Resolución OSINERGMIN N° 269-2010-OS/CD.

• Norma de Altas y Bajas, aprobada mediante la Resolución OSINERGMIN N° 024-2008-OS/CD, la cual fue sustituida por Resolución OSINERGMIN N° 244-2010-OS/CD.

• Norma de Áreas de Demanda, aprobada con la Resolución OSINERGMIN N° 634-2007-OS/CD. Posteriormente, modificada mediante Resoluciones OSINERGMIN N° 487-2008-OS/CD, N° 016-2009-OS/CD y N° 058-2009-OS/CD.

• Norma de Porcentajes para determinar los Costos de Operación y Mantenimiento para la Regulación de los SST - SCT, aprobada mediante la Resolución OSINERGMIN N° 635-2007-OS/CD.

• Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión, cuya última modificación se ha aprobado mediante Resolución OSINERGMIN N° 226-2011-OS/CD.

• Norma de Procedimiento para la Asignación de Responsabilidad de Pago de los SST y SCT, aprobada con Resolución OSINERGMIN N° 383-2008-OS/CD.

1.2 Proceso de Aprobación del Plan de Inversiones

El presente proceso se viene desarrollando según lo establecido en la norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados” aprobada mediante Resolución OSINERG N° 001-2003-OS/CD, cuyo Texto Único Ordenado (TUO) aprobado por Resolución OSINERGMIN N° 775-2007-OS/CD ha sido modificado con Resolución OSINERGMIN N° 049-2011-OS/CD, donde en su Anexo B1 se señala específicamente las etapas a seguirse para la aprobación del Plan de Inversiones en Transmisión (en adelante “PROCEDIMIENTO”).

OSINERGMIN, en aplicación del principio de transparencia contenido en la Ley N° 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas, ha incluido como parte del PROCEDIMIENTO la realización de audiencias públicas, estableciendo de esta manera un ambiente abierto de participación para que la ciudadanía y los interesados en general puedan, en su oportunidad, expresar sus opiniones a fin de que éstas sean consideradas tanto por el correspondiente Titular como por el regulador antes que adopte su decisión.

Asimismo, toda la información disponible relacionada con el PROCEDIMIENTO, incluyendo la correspondiente a las Audiencias Públicas, se viene publicando en la página Web: http://www2.osinerg.gob.pe/gart.htm, en la sección que resulta de ingresar a los vínculos siguientes: “Procedimientos Regulatorios”, “Procedimiento para fijación de Peajes y Compensaciones para SST y SCT”, “Procedimiento para aprobación del Plan de Inversiones en Transmisión Período 2013-2017”.



Inicio del Proceso

A sugerencia de algunas empresas concesionarias, mediante la Única Disposición Transitoria de la Resolución OSINERGMIN N° 049-2011-OS/CD se dispuso excepcionalmente que los Estudios Técnico Económicos que sustenten las propuestas del Plan de Inversiones en Transmisión, sean presentados a más tardar el 01 de setiembre de 2011.

Así, el 01 de setiembre de 2011 se inició el presente proceso con la presentación de los “Estudios Técnico Económicos que sustentan las Propuestas del Plan de Inversiones en Transmisión correspondiente al período 2013-2017”, preparados por los Titulares de las instalaciones de transmisión y presentados a OSINERGMIN para su evaluación.

Primera Audiencia Pública

La primera Audiencia Pública se desarrolló entre los días 22 y 23 de setiembre de 2011, cuyo objetivo fue que los Titulares de los Sistemas de Transmisión expongan el sustento técnico económico de sus propuestas del Plan de Inversiones en Transmisión.

Algunos de los asistentes a esta Audiencia Pública expresaron sus opiniones y preguntas, las mismas que fueron respondidas por el correspondiente expositor.

Dichas opiniones y preguntas así como el acta de la Audiencia Pública, que se encuentran publicadas en la página Web de OSINERGMIN, deben en lo pertinente ser consideradas en el presente proceso regulatorio, tanto por el respectivo Titular como por OSINERGMIN.

Observaciones al Estudio

El 28 de noviembre de 2011, OSINERGMIN notificó a los Titulares correspondientes las observaciones a los estudios presentados por éstos como sustento de sus propuestas de Plan de Inversiones en Transmisión.

Respuesta a Observaciones

En cumplimiento del cronograma establecido para el PROCEDIMIENTO, el 26 de enero de 2012 los respectivos Titulares presentaron las respuestas y/o subsanación a las observaciones realizadas por OSINERGMIN a sus estudios.

El análisis de dichas respuestas y/o subsanación de las observaciones, se desarrolla detalladamente en el Anexo A de los informes que sustentaron la decisión de prepublicar el Plan de Inversiones 2013-2017.

Publicación del Proyecto de Plan de Inversiones 2013-2017

El 11 de abril de 2012, mediante Resolución OSINERGMIN N° 065-2012-OS/CD, se publicó el proyecto de resolución que aprobaría el Plan de Inversiones en Transmisión del período 2013-2017; convocó a una segunda Audiencia Pública para el 25 de abril de 2012 y; fijó como plazo hasta el 11 de mayo 2012 para que los interesados puedan presentar sus opiniones y sugerencias.



Segunda Audiencia Pública

La segunda Audiencia Pública se desarrolló el 25 de abril de 2012, en la que OSINERGMIN expuso los criterios, metodología y modelos económicos utilizados, para la publicación del proyecto de Plan de Inversiones en Transmisión 2013-2017.

Algunos de los asistentes a esta Audiencia Pública expresaron sus opiniones y preguntas, las mismas que fueron respondidas por el expositor.

Dichas opiniones y preguntas así como el acta de la Audiencia Pública, que se encuentran publicadas en la página Web de OSINERGMIN, en lo pertinente, son consideradas en el presente proceso regulatorio.

Opiniones y sugerencias

Hasta el 11 de mayo de 2012, los interesados presentaron a OSINERGMIN sus opiniones y sugerencias sobre el proyecto de resolución publicado, a fin de que sean analizadas con anterioridad a la publicación de la resolución que apruebe el Plan de Inversiones 2013-2017. Dicho análisis de opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN se desarrolla detalladamente en el Anexo A del Informe N° 0116-2012-GART (en adelante “INFORME 116”).

Publicación del Plan de Inversiones 2013-2017

Según el PROCEDIMIENTO, luego de realizar el análisis de las opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN, materia del presente informe, corresponde que OSINERGMIN a más tardar el 23 de julio de 2012, publique la resolución que apruebe el Plan de Inversiones en Transmisión para el período 2013-2017.

Con posterioridad a la decisión de OSINERGMIN, en el PROCEDIMIENTO también se ha previsto la instancia de los recursos de reconsideración, donde se pueden interponer cuestionamientos a las decisiones adoptadas.

En la siguiente Figura 1.1 se muestra el cronograma del PROCEDIMIENTO, donde se señaliza la etapa en la que nos encontramos:



Figura 1.1 Proceso de Aprobación del Plan de Inversiones en Transmisión (Período 2013-2017)

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

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

11-Abr-1222-Sep-11

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

Información que la sustenta y convocatoria a Audiencia Pública

Presentación de los Estudios Técnico

Económicos del Plan de Inversiones en

Transmisión.

Publicación en página Web de OSINERGMIN y convocatoria a

audiencia pública

Respuestas a las observaciones

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

Audiencia Pública de OSINERGMIN-GART

Opiniones y sugerencias de los interesados respecto a la

Prepublicación

Publicación de las Resoluciones que aprueban el Plan de Inversiones

Publicación de los recursos de reconsideración

convocatoria a Audiencia Pública

Audiencia Pública para sustentar Recursos de Reconsideración.

Audiencia Pública de los Titulares de los SST y SCT.

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

Publicación en página Web de OSINERGMIN de las respuestas a

las observaciones

45d 5d

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

1

4

6

8

10

12

3

5

7

9

11

13

10d 10d 3d

Publicación de las Resoluciones que resuelven Recursos de Reconsideración.

16

Opiniones y sugerencias sobre los Recursos de Reconsideración.

14

Resolución de Recursos de Reconsideración.

15

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

10d

2

OSINERGMIN-GART Informe N° 0279-2012-GART


2. Ubicación

El Área de Demanda 6 está ubicada en la parte norte de la ciudad de Lima y comprende las localidades del Norte de la Región de Lima y la provincia de Huarmey de la Región Ancash.

En dicha Área de Demanda se encuentran instalaciones de transmisión remuneradas por la demanda, pertenecientes a las empresas concesionarias: EDELNOR, HIDRANDINA, SN POWERREP y ADINELSA; así mismo, como parte del presente proceso, las empresas EDEGEL y CONENHUA también presentaron estudios económicos, dentro de este proceso, relacionados con el Plan de Inversiones en el Área de Demanda 6.

El Área de Demanda 6 está conformada por los sistemas eléctricos:

• Huarmey

• Paramonga

• Andahuasi

• Huacho

• Sayán-Humaya

• Huaral-Chancay

• Lima Norte

• Supe-Barranca

• Pativilca.

En el siguiente Gráfico N° 2.1 se muestra la ubicación geográfica del Área de Demanda 6.



Gráfico N° 2.1

Asimismo, en el siguiente Gráfico N° 2.2 se muestra el trazo aproximado de las principales instalaciones del sistema de transmisión que corresponden al Área de Demanda 6.



Gráfico N° 2.2 Trazo de las Principales Instalaciones de Transmisión del

Área de Demanda 6

Sistema Lima Norte Sistemas Huarmey, Paramonga, Huacho, Sayán y Chancay - Huaral (de Norte a Sur)



3. Propuesta Inicial

Dentro del plazo establecido las TITULARES presentaron sus Estudios Técnicos Económicos, como sigue:

- EDELNOR, con carta GTyGE-191-2011. Su propuesta incluye elementos para el Plan de Inversiones.

- SN POWER, con carta SNPP/GC-738-2011. Concluyó que no se requiere nuevos elementos en el Plan de Inversiones en sus instalaciones (sistema Paramonga).

- HIDRANDINA, con carta GG-371-2011. Concluyó que no se requiere nuevos elementos en el Plan de Inversiones en sus instalaciones (sistema Huarmey).

- CONENHUA, con carta CONENHUA-GO-120-2011. Su propuesta incluye elementos para el Plan de Inversiones (sistema Huaral –Chancay).

- EDEGEL, con carta GGEyC-106-2011. Su propuesta no incluye elementos para el Plan de Inversiones.

Por su parte REP, mediante carta CS-117-110311142, comunicó que no le corresponde presentar el Plan de Inversiones por cuanto contraviene su Contrato de Concesión ha previsto nuevas inversiones en transmisión en esta Área de Demanda.

Se ha considerado como parte de la propuesta inicial, la información complementaria que presentaron las TITULARES:

- EDELNOR, con carta GTyGE-2010-2011.

- HIDRANDINA, con carta GCT-113-2011.

- CONENHUA, con carta CONENHUA-GO-166-2011.

- EDEGEL, con carta GGEyC-119-2011.

En adelante se hace referencia a todos estos documentos en conjunto o en forma independiente, como “PROPUESTA INICIAL” – [Ver Referencia 1].



3.1 Proyección de la Demanda

Los únicos que presentaron estudios detallados de proyección de demanda fueron EDELNOR y SN POWER. Al respecto, SN POWER señaló que ha considerado la información de EDELNOR, no obstante conforme se muestra en los cuadros siguientes, los valores presentados son distintos. Por otro lado, en la PROPUESTA INICIAL de EDELNOR, la proyección de demanda global de energía para los Usuarios Menores se ha realizado por el método de tendencias y por nivel de tensión, determinándose una tasa de crecimiento distinta para cada sistema del Área de Demanda.

Asimismo, se agrega a dicha proyección las cargas puntuales o concentradas, especialmente de los llamados Usuarios Mayores tanto existentes como nuevos, teniendo presente sus planes de incremento de carga futuros y/o la oportunidad de su interconexión.

La proyección global de la demanda de energía eléctrica, presentada en la PROPUESTA INICIAL, se resume en el siguiente cuadro:

Cuadro Nº 3-1 PROPUESTA INICIAL EDELNOR - ÁREA DE DEMANDA 6

Proyección de la Demanda (GWh) AÑO MAT AT MT TOTAL

2010 0,00 326 838,75 6 466 516,00 6 793 354,75

2013 0,00 473 999,00 7 516 133,42 7 990 132,42

2014 0,00 582 770,63 7 850 551,60 8 433 322,24

2015 0,00 611 803,01 8 225 800,12 8 837 603,13

2016 0,00 611 803,01 8 589 184,35 9 200 987,37

2017 0,00 611 803,01 8 971 071,22 9 582 874,23

2018 0,00 611 803,01 9 373 859,74 9 985 662,76

2019 0,00 611 803,01 9 795 953,11 10 407 756,12

2020 0,00 611 803,01 10 238 326,74 10 850 129,75

2021 0,00 611 803,01 10 702 005,32 11 313 808,33

2022 0,00 611 803,01 11 184 037,77 11 795 840,78 Notas: (1) La TC promedio en el período 2011-2022, resulta 4,7%.

Cuadro Nº 3-2 PROPUESTA INICIAL SN POWER - ÁREA DE DEMANDA 6

Proyección de la Demanda (GWh) AÑO MAT AT MT TOTAL

2010 0,00 392 605,33 6 767 945,39 7 160 550,72

2013 0,00 392 605,33 7 737 588,17 8 130 193,49

2014 0,00 392 605,33 7 677 565,73 8 070 171,06

2015 0,00 392 605,33 8 100 358,10 8 492 963,42

2016 0,00 392 605,33 8 463 762,74 8 856 368,07

2017 0,00 392 605,33 8 845 544,59 9 238 149,92

2018 0,00 392 605,33 9 255 654,84 9 648 260,16

2019 0,00 392 605,33 9 677 819,63 10 070 424,96



AÑO MAT AT MT TOTAL

2020 0,00 392 605,33 10 120 263,62 10 512 868,95

2021 0,00 392 605,33 10 583 942,21 10 976 547,53

2022 0,00 392 605,33 11 065 974,66 11 458 579,98

Notas: (2) La TC promedio en el período 2011-2022, resulta 4%.

En cuanto a la proyección de la demanda de potencia, EDELNOR con base a los resultados de la proyección de la demanda de energía y los registros de demanda de potencia de las barras del año 2010, realiza la proyección de la potencia de cada sistema eléctrico hasta el nivel de MT de las subestaciones de transmisión.

3.2 Plan de Inversiones 2013-2017

Las únicas TITULARES que presentan elementos para el Plan de Inversiones 2013-2017 son EDELNOR y CONENHUA. EDELNOR consideró en su PROPUESTA INICIAL la reprogramación de determinados proyectos que forman parte del Plan de Inversiones vigente (julio 2006 - abril 2013) y que aún no han sido implementados.

Cabe señalar que la propuesta de CONENHUA consiste en una nueva subestación 220/10 kV para alimentar a un nuevo usuario libre (Procesadora Industrial Río Seco) en la parte norte de Huaral, el cual también podría servir como punto de alimentación para el servicio público.

En el total, la PROPUESTA INICIAL de EDELNOR asciende a 390,6 Millones US$ y la de CONENHUA asciende a 3,4 Millones US$. Destacan por su magnitud las siguientes instalaciones:

- Líneas 220 kV: Jicamarca – Colonial, con un tramo subterráneo de 23 km; Carabayllo – Colonial con tramo subterráneo de 11,8 km; Carabayllo – Comas con tramo subterráneo de 8,7 km; y Barsi – Colonial con 6 km subterráneo. El costo de inversión de estos proyectos totaliza 214 Millones US$

- Nuevas subestaciones 220 kV Colonial, Jicamarca y Comas, donde el costo de estas subestaciones asciende a 62,15 Millones de US$

Así, los montos de inversión en instalaciones que formarían parte del SCT, en el período mayo 2013 – abril 2017, propuestos por CONENHUA Y EDELNOR, son los que se resumen en el siguiente cuadro:

Cuadro Nº 3-3 PROPUESTA INICIAL ÁREA DE DEMANDA 6

PLAN DE INVERSIONES SCT

Proponentes/titulares Inversión

(US$) Longitud

(km)


(MVA)

Cantidad De

Elementos

CONENHUA 3 437 473 1,0 50 7

AT




(US$) Longitud

(km)


(MVA)

Cantidad De

Elementos

Celda 296 293 1

MAT

Celda 947 298 2

Transformador 1 934 878 50 1

Línea 171 986 1,0 1

MT

Celda 87 018 2

EDELNOR 390 639 067 257,6 1 190 418

AT

Celda 9 499 688 51


Línea 54 216 378 131,9 42

MAT

Celda 28 401 829 24


Línea 236 023 324 125,7 13

MT

Celda 11 479 775 258

Compensador 724 986 12

Total general 394 076 540 258,6 1 240 425



4. Observaciones a los Estudios Técnico Económicos

OSINERGMIN remitió observaciones a la PROPUESTA INICIAL de las TITULARES mediante los siguientes oficios [Ver Referencia 2]:

- A CONENHUA con Oficio Nº 0777-2011-GART.

- A EDELNOR con Oficio Nº 0779-2011-GART.

- A EDEGEL con Oficio Nº 0780-2011-GART.

- A SN POWER con Oficio Nº 0783-2011-GART.

Las observaciones realizadas por OSINERGMIN a los Estudios Técnico-Económicos que sustentan las propuestas del Plan de Inversiones 2013-2017, se han formulado tomando en cuenta lo establecido en la NORMA TARIFAS y, en cumplimiento de la etapa señalada en el ítem “g” del Anexo B1 del PROCEDIMIENTO.

Tales observaciones se clasificaron en generales y específicas, precisándose que las observaciones generales tienen jerarquía sobre las específicas, por lo que estas últimas no deben ser consideradas como limitativas, debiendo más bien las absoluciones de las observaciones específicas sujetarse, en lo que corresponda, a lo absuelto en las observaciones generales.

Se indicó también que la absolución de las observaciones debe presentarse tanto en medio impreso como electrónico y conformada por: 1°) las respuestas a cada observación, con la misma organización y secuencia como han sido formuladas y, 2°) el Estudio debidamente corregido acompañado de los archivos electrónicos con los cálculos reformulados y correctamente vinculados.



Se señaló, además, que el Titular revise completamente sus cálculos y metodologías aplicadas, a fin de subsanar errores que no necesariamente puedan haberse detectado en esta revisión, pues de detectarse éstos en las siguientes etapas del proceso regulatorio, podrían constituirse en razones para la no aprobación de la Propuesta.

Asimismo, se precisó que en el presente proceso de aprobación del Plan de Inversiones, las valorizaciones de inversión y COyM sólo se realizan para efectos de determinar la alternativa de mínimo costo y no constituyen la valorización para la fijación del Costo Medio Anual correspondiente, ya que esto corresponde al proceso de fijación de Tarifas y Compensaciones de los SST y SCT previsto iniciarse a continuación de la aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017.

Entre otras, las observaciones relevantes formuladas por OSINERGMIN a los a la PROPUESTA INICIAL de los TITULARES, son las siguientes:

- Se debe presentar la propuesta de manera coordinada con los demás TITULARES del Área de Demanda.

- Se requiere una revisión de la proyección de la demanda tomando en cuenta los métodos econométricos y no solo los métodos de tendencia.

- Los elementos propuestos no reflejan necesariamente el criterio de eficiencia y se requiere evaluar diversas alternativas para determinar la configuración óptima de expansión.

- No se han presentado los cálculos de sustento sobre las ubicaciones de las nuevas subestaciones AT/MT.



5. Propuesta Final

Dentro del plazo establecido para el efecto, las TITULARES presentaron las respuestas a las observaciones efectuadas por OSINERGMIN a su PROPUESTA INICIAL, del siguiente modo:

- EDELNOR, con carta GTyGE-027-2012. - SN POWER, con carta SNPP/GC-088-2012. Confirmó que no se requiere

nuevos elementos en el Plan de Inversiones en sus instalaciones (sistema Paramonga).

- HIDRANDINA, con carta GCPI-002-2012. Confirmó que no se requiere nuevos elementos en el Plan de Inversiones en sus instalaciones (sistema Huarmey).

- CONENHUA, con carta CONENHUA-GO-014-2012. Su propuesta incluye elementos para el Plan de Inversiones (sistema Huaral –Chancay).

- EDEGEL, con carta GGEyC-024-2012, Confirmó que su propuesta no incluye elementos para el Plan de Inversiones.

El análisis de dichas respuestas se ha realizado en el Anexo A del INFORME 116.

Toda la información anterior conjuntamente con la información complementaria que se acompañó a dichas respuestas, para efectos del presente proceso, se consideran como la PROPUESTA FINAL.

Así mismo, se tiene en cuenta la información complementaria presentada por EDELNOR con carta GTyGE-035-2012 del 3 de febrero de 2012.

Al igual que en el caso de la PROPUESTA INICIAL y las observaciones a la misma, toda la documentación entregada como PROPUESTA FINAL ha sido consignada en la página Web de OSINERGMIN, con el propósito de que los agentes del mercado e interesados, tengan acceso a los documentos mencionados y cuenten con la información necesaria que les permita en su oportunidad expresar sus comentarios y puntos de vista relacionados con los temas observados. – [Ver Referencia 3].



A continuación se resumen los valores contenidos en la PROPUESTA FINAL.

5.1 Proyección de la Demanda

La proyección de la demanda de la PROPUESTA FINAL se resume en el siguiente cuadro:

Cuadro Nº 5-1 PROPUESTA FINAL EDELNOR - ÁREA DE DEMANDA 6

Proyección de la Demanda (MWh)

AÑO MAT AT MT TOTAL 2010 0,00 326 838,39 6 471 297,35 6 798 135,74

2011 0,00 357 498,39 6 804 666,86 7 162 165,25

2012 0,00 400 514,93 7 426 959,98 7 827 474,91

2013 0,00 745 349,67 7 794 313,57 8 539 663,24

2014 0,00 895 971,30 8 213 145,38 9 109 116,68

2015 0,00 897 432,94 8 662 366,39 9 559 799,33

2016 0,00 935 772,94 9 070 347,90 10 006 120,83

2017 0,00 935 772,94 9 479 549,55 10 415 322,49

2018 0,00 935 772,94 9 891 461,92 10 827 234,86

2019 0,00 935 772,94 10 303 546,09 11 239 319,03

2020 0,00 935 772,94 10 715 779,09 11 651 552,03

2021 0,00 935 772,94 11 128 134,90 12 063 907,84


A pesar de mencionar haber coordinado con EDELNOR, las proyecciones de demanda presentadas por SN POWER, contienen pequeñas diferencias como se muestra en el cuadro siguiente:

Cuadro Nº 5-2 PROPUESTA FINAL SN POWER - ÁREA DE DEMANDA 6

Proyección de la Demanda (MWh)


2013 0,00 787 567,29 8 107 592,37 8 895 159,66

2014 0,00 938 188,92 8 456 572,87 9 394 761,79

2015 0,00 939 650,55 8 981 604,81 9 921 255,36

2016 0,00 977 990,55 9 393 032,09 10 371 022,64

2017 0,00 977 990,55 9 806 052,08 10 784 042,63

2018 0,00 977 990,55 10 229 760,56 11 207 751,12

2019 0,00 977 990,55 10 646 997,69 11 624 988,25

2020 0,00 977 990,55 11 065 049,00 12 043 039,56

2021 0,00 977 990,55 11 483 883,18 12 461 873,73




La proyección de demanda presentada por CONENHUA se refiere sólo al sistema Huaral - Chancay y es la misma que la contenida en la propuesta de EDELNOR. Cabe señalar que EDELNOR al ser el titular de distribución en el Área de Demanda 6, es el que tiene la información primaria para efectuar la distribución espacial de la demanda en términos de potencia. En línea con ello la información presentada por EDELNOR, en general contiene mayor información de sustento que la presentada por los demás TITULARES.

5.2 Plan de Inversiones 2013-2017

Con relación a la PROPUESTA INICIAL, se destacan los siguientes cambios:

- Ya no se incluye las líneas 220 kV Carabayllo – Comas y Barsi – Colonial y; se minimizan los tramos subterráneos de las líneas 220 kV Jicamarca - Colonial y Carabayllo – Colonial.

- Se reemplaza la subestación Comas 220 kV por otra en 60 kV alimentada desde la SE Zapallal REP y se propone un nuevo transformador de 220/60 kV en la subestación Paramonga Nueva.

- Se confirma una nueva subestación en 220 kV en la zona de Huaral Chancay, pero EDELNOR propone que sea de 85 MVA, mientras que CONENHUA propone que sea de 50 MVA. Así mismo, se hace notar que en el Formato F-308 CONENHUA valoriza un transformador de 120 MVA y no uno de 50 MVA.

En el total, la PROPUESTA FINAL de EDELNOR asciende a 193,48 Millones US$ y la de CONENHUA asciende a 18,9 Millones US$.

Así, los montos de inversión en instalaciones del SCT que conforman la PROPUESTA FINAL, correspondiente al período mayo 2013 – abril 2017, son los que se señalan en el siguiente cuadro:

Cuadro Nº 5-3 PROPUESTA FINAL - ÁREA DE DEMANDA 6

PLAN DE INVERSIONES SCT


(US$) Longitud

(km)


(MVA)

Cantidad De

Elementos

CONENHUA 18 940 005 22,0 120 19

AT

Celda 1 379 943 7

Línea 2 526 637 17,6 4

MAT

Celda 5 261 005 3

Línea 963 316 4,4 1

MT

Celda 118 090 3

MAT/AT




(US$) Longitud

(km)


(MVA)

Cantidad De

Elementos


EDELNOR 193 468 653 142,6 1 415 347

CONENHUA 1 402 957 9,5 1

AT

Línea 1 402 957 9,5 1

EDELNOR 192 065 696 133,1 1 415 346

AT

Celda 13 784 325 64

Celda_Rev 699 367 8

Línea 71 964 111 100,1 34

MAT

Celda 18 749 507 22

Celda_Rev 766 702 6

Línea 27 798 502 33,0 4

MT

Celda 8 015 286 183

MAT/AT


AT/MT


Total general 212 408 657 164,6 1 535 366



6. Análisis de OSINERGMIN

OSINERGMIN ha evaluado las premisas y cálculos presentados por las TITULARES tanto en su PROPUESTA INICIAL como en su PROPUESTA FINAL así como las opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN que con respecto al Área de Demanda 6 han sido presentadas y cuyo análisis en detalle se desarrolla en el Anexo A del presente informe.

En ese sentido, para los casos en los que no se han subsanado adecuadamente las observaciones realizadas por OSINERGMIN a los estudios que sustentan las propuestas presentadas por los TITULARES, o la información presentada como parte de dicha subsanación de observaciones o como parte de las opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN no es consistente o no ha sido debidamente sustentada, OSINERGMIN ha procedido a revisar y aprobar el Plan de Inversiones con base a lo dispuesto en la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento; en la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica y su Reglamento de Transmisión; así como, en las normas emitidas por OSINERGMIN para tal fin.

Para efectos del presente informe, el análisis efectuado por OSINERGMIN y los resultados obtenidos como producto de dicho análisis se denominarán en adelante PROPUESTA OSINERGMIN.

A continuación se presenta un resumen de la PROPUESTA OSINERGMIN, cuyos resultados se encuentran sustentados en los archivos magnéticos que se han elaborado con tal propósito y que han sido publicados en la página Web http://www2.osinerg.gob.pe/gart.htm [Ver Referencia 4, 5 y 6]

6.1 Revisión de la Demanda

Tal como se mencionó, sólo SN POWER y EDELNOR presentaron proyecciones globales de energía de toda el Área de Demanda, no obstante



la información presentada por SN POWER se basa en información remitida por EDELNOR. Por su parte EDELNOR al ser la empresa concesionaria de distribución, posee la información primaria sobre la demanda del servicio público de electricidad y de los clientes libres en su concesión.

Por los motivos anteriores, para la determinación de la proyección global de energía del Área de Demanda 6 se ha tomado en cuenta la información presentada por EDELNOR.

La PROPUESTA FINAL de EDELNOR recoge las observaciones de OSINERGMIN, en el sentido que corrige la información histórica y emplea un modelo mixto (tendencias y econométrico) para la estimación de futura de la demanda de energía.

Como resultado se obtiene una tasa promedio entre el 2010 y 2022 de 5,21%, la cual es consistente con la tasa de 5,4% determinada por Luz del Sur S.A.A. para el área de Demanda 7 (parte sur de Lima) y también es consistente con la tasa promedio histórica del Área de Demanda 6 de 5,22% (entre 1996 y 2010).

En consecuencia, la proyección global de energía para el Área de Demanda 6, asumida para determinar el Plan de Inversiones 2013-2017 es la siguiente:

Cuadro Nº 6-1 PROPUESTA OSINERGMIN - ÁREA DE DEMANDA 6

Proyección de la Demanda (GWh)


2011 0,00 357 498,39 6 804 666,86 7 162 165,25

2012 0,00 400 514,93 7 426 959,98 7 827 474,91

2013 0,00 745 349,67 7 794 313,57 8 539 663,24

2014 0,00 895 971,30 8 213 145,38 9 109 116,68

2015 0,00 897 432,94 8 662 366,39 9 559 799,33

2016 0,00 935 772,94 9 070 347,90 10 006 120,83

2017 0,00 935 772,94 9 479 549,55 10 415 322,49

2018 0,00 935 772,94 9 891 461,92 10 827 234,86

2019 0,00 935 772,94 10 303 546,09 11 239 319,03

2020 0,00 935 772,94 10 715 779,09 11 651 552,03

2021 0,00 935 772,94 11 128 134,90 12 063 907,84

2022 0,00 935 772,94 11 536 573,74 12 472 346,68 (1) La TC promedio en el período 2011-2022, resulta 5,21%.

Es del caso resaltar que para la determinación del Sistema Eléctrico a Remunerar (SER), en el período de análisis, es necesario que la proyección de la demanda se distribuya espacialmente.

Esta distribución se efectúa con el propósito de obtener los valores de potencia en cada barra de los sistemas eléctricos, para efectos de las simulaciones de flujo de potencia. Para tal fin EDELNOR empleó los factores que reflejan el comportamiento histórico de las demandas de cada barra del Área de Demanda 6.



De la revisión presentada se verificó que la distribución espacial propuesta por EDELNOR es consistente con el comportamiento de la demanda, con excepción de 7 barras cuyos valores se deben reemplazar en los archivos de flujo de potencia (formato Digsilent)


Modificaciones a la demanda para flujos de potencia (Digsilent) Nombre Barra TENSIÓN 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

lod a_anda23 ANDA23 22,9 2,65 2,90 3,17 3,47 3,77 4,10 4,48 4,85 5,31 5,75

lod d_huarm10 HUARM10 10 0,90 0,93 0,97 1,01 1,05 1,09 1,13 1,17 1,22 1,26

lod d_huarm23 HUARM23 23 2,45 2,55 2,66 2,76 2,87 2,98 3,10 3,21 3,33 3,45

lod e_oquendo60 60A 60 8,54 8,54 8,54 8,54 8,54 8,54 8,54 8,54 8,54 8,54

lod e_panta13 9OCT66 66 1,72 1,72 1,72 1,72 1,72 1,72 1,72 1,72 1,72 1,72

lod f_p_exis P_EXIS 13,8 26,47 26,72 26,98 27,23 27,48 27,73 27,97 28,21 28,44 28,66

lod huarl60 HUARAL60 60 3,50 11,37 11,37 11,37 11,37 11,37 11,37 11,37 11,37 11,37

Al respecto:

- La carga en la barra ANDA23 fue omitida por EDELNOR. - Las demandas en las barras HUARM 10 y HUARM 23 se modificaron

conforme a la información presentada por HIDRANDINA. - Las demandas en las barras 60A (Oquendo), 9OCT66 (Puerto Antamina),

P_EXIST (Paramonga Existente) y Huaral (60) se modificaron teniendo en cuenta los perfiles de demanda del año 2010 de los clientes libres, correspondientes a los registros cada 15 minutos.

6.2 Definición del Plan de Inversiones en Transmisión

Únicamente EDELNOR y CONENHUA incluyeron la ejecución de nuevos elementos en el Plan de Inversiones 2013 – 2017. Así mismo EDELNOR incluyó en su propuesta instalaciones que señala han entrado en operación o prevén entrarán en operación antes de mayo de 2013.

6.2.1 Análisis de las propuestas A continuación se presenta el análisis de los componentes que conforman la PROPUESTA FINAL del Plan de Inversiones de EDELNOR y CONENHUA y de las contenidas en sus opiniones a la PREPUBLICACION.

A. ENLACES EN 220 KV Y LAS SUBESTACIONES MAT

Luego de revisar la información remitida por EDELNOR se verificó que ha recogido las observaciones de OSINERGMIN, orientadas a realizar análisis de otras alternativas de expansión y a la optimización de los enlaces de transmisión propuestos. Se verificó que en la PROPUESTA FINAL se ha minimizado la longitud de tramos subterráneos como se muestra en el siguiente cuadro:



Cuadro Nº 6-3 ÁREA DE DEMANDA 6

Revisión de Optimización de Tramos de Líneas

Elemento PROPUESTA INICIAL PROPUESTA FINAL

Línea 220 kV Carabayllo - Comas

9,8 km aérea 8,7 km subterránea

Ya no se incluye

Línea 220 kV Barsi - Colonial

6 km subterránea Ya no se incluye

Línea 220 kV Jicamarca - Colonial

11 km aérea 23 km subterránea

15 km aérea 3,8 km subterránea

Línea 220 kV Carabayllo - Colonial

24 km aérea 11,8 km subterránea

Ya no se incluye todo esta línea, sino una línea aérea Carabayllo – Jicamarca (12, km) desde donde se alimenta a Colonial

Así mismo ya no se incluye la subestación Comas 220 kV, y en su lugar se propone una nueva subestación 60 kV alimentada con líneas en 60 kV desde la subestación Zapallal REP 220/60 kV. Esta opción permite utilizar eficientemente esta subestación recientemente ejecutada.

Por otro lado, EDELNOR como parte de su estudio de planificación presentó un cambio en la configuración topológica de la alimentación a la subestación BARSI. Si bien es cierto que esta configuración no forma parte del alcance del Plan de Inversiones puesto que está prevista en fecha posterior al año 2017, sí es pertinente dar la señal de largo plazo correspondiente. Este cambio de configuración consiste en desconectar de las barras de Chavarría las líneas 220 kV Cajamarquilla – Chavarría (L-2014 y L-2015) y Chavarría – Barsi (L-2006 y L-2006) y, en su lugar, conectar mediante un tramo subterráneo las mencionadas líneas. Con lo cual la subestación la subestación Cajamarquilla estaría directamente conectada con la subestación Barsi a través de las líneas mencionadas. Adicionalmente a ello, EDELNOR propone instalar una nueva línea subterránea entre Chavarría y Barsi. Sobre el particular, se debe señalar que EDELNOR no ha presentado el análisis de otras alternativas factibles que demuestren que esta configuración es la de menor costo.

Una alternativa de mucho menor costo sería reforzar las líneas actuales Chavarría – Barsi (L-2005 y L-2006), mediante el cambio de los conductores del tramo aéreo de estas líneas con conductores de alta temperatura y la instalación de tramos subterráneos paralelos a los tramos subterráneos.

Por lo mencionado, en la PROPUESTA OSINERGMIN se incluye la configuración topológica de la expansión de las redes de MAT y subestaciones MAT para alimentar el crecimiento de Lima hasta abril el año 2017, propuesto por EDELNOR para el sistema Lima Norte. La configuración del sistema para años posteriores no contiene el by pass entre las líneas Chavarría – Barsi y Cajamarquilla - Chavarría ni la línea subterránea 220 kV Chavarría – Barsi, en su lugar se incluye el refuerzo descrito en el párrafo anterior.



B. SOBRE LA ALIMENTACIÓN AL SISTEMA HUARAL - CHANCAY

En cuanto a la alimentación del sistema Huaral – Chancay, EDELNOR y CONENHUA manifiestan haber coordinado la definición del Plan de Inversiones para este sistema. No obstante, si bien ambos titulares proponen la ejecución de un nuevo transformador en 220/60/10 kV ubicado al Norte de Huaral, la propuesta que ambos presentaron, difiere en la potencia del transformador, mientras CONENHUA propone en su informe un transformador de 50 MVA EDELNOR propone uno de 85 MVA.

Luego de la revisión presentada por ambos titulares se verificó que efectivamente la alternativa de desarrollar un nuevo transformador en 220/60/20 kV en dicha zona es más económica que alimentarla mediante la construcción de nuevas líneas en 60 kV desde Zapallal REP 220/60 kV.

Sin embargo, la demanda de la zona de Huaral y Chancay no supera los 45 MVA hacia abril de 2017, por lo que no es necesario implementar un transformador de 85 MVA. En consecuencia en la PROPUESTA OSINERGMIN se incluye un transformador de 50 MVA.

C. SOBRE EL SISTEMA PARAMONGA

En la PROPUESTA FINAL, EDELNOR incluye un nuevo transformador 220/60 kV para ser instalado en la subestación Paramonga Nueva. Luego de la revisión de la información presentada y de la Opinión 1 de EDELNOR, se identificó que es necesario este transformador para garantizar la continuidad del servicio en condiciones N-1. En consecuencia, en la PROPUESTA OSINERGMIN se incluye un transformador adicional de 220/60 kV en la subestación Paramonga Nueva conjuntamente con sus respectivas celdas, asignados a EDELNOR.

D. SOBRE EL SUSTENTO DE OTROS ENLACES Y SUBESTACIONES EN MAT Y AT

Luego de la revisión de la información presentada se ha identificado un total de 06 elementos incluidos en la PROPUESTA FINAL de EDELNOR (en el formato F-308), que no están sustentados:


Revisión de Optimización de Tramos de Líneas Año elemento instalación Módulo Descripción de la Falta de Sustento

2013 Tramo de Línea Pershing - Barsi 220 LT-060COU0XXD0C3500S

No se sustentó su necesidad. No se requiere una línea adicional, dado que en el archivo de flujo de carga (DigSilent) sólo figura una línea Pershing - Barsi con una carga de 37% al 2016

2013 Celda de Línea: a BARSI

PERSHING CE-060COU1C1ISBLI3

No se sustentó su necesidad. En el flujo de carga (DigSilent) presentado por Edelnor sólo se tiene una linea Pershing - Barsi (sin la línea adicional propuesta) con una carga de 37% al 2016

2015 Tramo de Línea Barsi 220 - Maranga LT-060COU0XXS0C3800S No se sustentó su necesidad. La línea no se incluye en archivo Digsilent presentado por EDELNOR.



Año elemento instalación Módulo Descripción de la Falta de Sustento

2015 Tramo de Línea Chillon - Oquendo LT-060COU0XXD0C3500S

No se sustentó su necesidad. Aunque en el informe se menciona que se requiere por condiciones N-1, no se presentaron los cálculos que lo sustenten. Además, en los archivos de flujo de carga se identificó que en condiciones N-1 no se superan los límites de capacidad de las líneas que alimentan a la SE Oquendo 60 kV. El caso más grave se presenta el año 2016: si saliera la línea Chillón - Oquendo, la línea Chavarría - Oquendo quedaría cargada al 72%.

2015 Tramo de Línea Chillon - Oquendo LT-060COU0ACS0C1400A

2013 Trifásico CHANCAY TP-060010-025CO1E

No se sustentó su necesidad. Al 2013 la demanda de 34 MVA no supera la capacidad instalada de 37,5 MVA. En su lugar se propone adelantar al 2014 el transformador de 40 MVA previsto para el 2016.

En consecuencia, debido a la falta de sustento respecto a su necesidad, en la PROPUESTA OSINERGMIN no se incluyen los elementos del cuadro anterior.

E. SOBRE EL CAMBIO DE CELDAS DEBIDO AL INCREMENTO DE LA POTENCIA DE CORTOCIRCUITO

EDELNOR incluye en su propuesta y en sus opiniones a la PREPUBLICACION el reemplazo de un total de 8 celdas en 220 kV y de 35 celdas en 60 kV, por motivo de incremento de potencia de cortocircuito. Para sustentar su pedido, EDELNOR presenta un conjunto de archivos en formato Digsilent con simulaciones de cortocircuito.

Al respecto, cabe señalar que estos archivos no son los mismos archivos presentados por el propio EDELNOR para sustentar la expansión de la transmisión. En ese sentido, conforme al análisis de la respuesta de la observación 31 a EDELNOR (INFORME 116) y al análisis de la Opinión 9 de EDELNOR, no corresponde efectuar el remplazo de las siguientes 8 celdas, dado que ya cuentan con la capacidad de cortocircuito requerida:


Remplazo de Celdas por Capacidad de Cortocircuito NO incluidos Subestación Barra Elemento a remplazar Código Módulo Estándar Cantidad Año

Chavarría 220 kV Celda de línea CE-220COU1C1EDBLI4 2 2013

Santa Rosa Antigua 60 kV Celda de línea CE-060COU1C1IDBLI3 3 2015

Santa Rosa Nueva 60 kV Celda de línea CE-060COU1C1IDBLI3 3 2016

Así mismo, conforme al mencionado análisis, en la subestación Santa Rosa, no corresponde remplazar las celdas de 60 kV por celdas de 138 kV, sino por otras de 60 kV de 31,5 kA.

En consecuencia, en el Plan de Inversiones 2013-2017 se debe incluir el reemplazo de 6 celdas en 220 kV y 29 celdas en 60 kV conforme al cuadro siguiente:


Remplazo de Celdas por Capacidad de Cortocircuito Incluidos Subestación Barra Elemento a remplazar Código Módulo Estándar Cantidad Año



Subestación Barra Elemento a remplazar Código Módulo Estándar Cantidad Año

Chavarría 220 kV Celda de transformador CE-220COU1C1EDBTR4 4 2013

Chavarría 60 kV Celda de transformador CE-060COU1C1IDBTR3 1 2013

Barsi 60 kV Celda de transformador CE-060COU1C1IDBTR3 5 2015

Barsi 60 kV Celda de acoplamiento CE-060COU1C1IDBAC3 1 2015

Barsi 60 kV Celda de línea CE-060COU1C1IDBLI3 8 2015

Santa Rosa Antigua 60 kV Celda de transformador CE-060COU1C1IDBTR3 4 2014

Santa Rosa Antigua 60 kV Celda de acoplamiento CE-060COU1C1IDBAC3 1 2014


Santa Rosa Nueva 220 kV Celda de transformador CE-220COU1C1EDBTR4 2 2013

Santa Rosa Nueva 60 kV Celda de transformador CE-060COU1C1IDBTR3 2 2014

Santa Rosa Nueva 60 kV Celda de acoplamiento CE-060COU1C1IDBAC3 1 2014


Cabe precisar que las celdas a reemplazar pertenecen al SST, por lo que una vez efectuado el reemplazo se deben dar de Baja y corregir el CMA y peajes respectivos en su oportunidad.

F. SOBRE LA INCORPORACION DE NUEVAS CELDAS EN MT

Dentro de la propuesta de EDELNOR se ha identificado un total de 4 celdas de compensación en 10 kV que no corresponden incluir en el Plan de Inversiones debido a que no se proponen compensadores en las subestaciones correspondientes.

Por otro lado, EDELNOR propuso un total de 104 celdas de alimentador. Al respecto, conforme al análisis de la Opinión 11 de EDELNOR, se han identificado un total de 21 celdas que no corresponden incluirse en el Plan de Inversiones; 14 sirven exclusivamente a Usuarios Mayores, por lo que pueden desarrollarse como Sistema Complementario de Transmisión de Libre Negociación; y 7 celdas ya están incluidas en el Plan de Inversiones 2009-2013 pendientes de ejecución. En los cuadros siguientes se muestra la relación de estas celdas:


Celdas de Alimentador para Atender a Usuarios Mayores, No incluidas

IT Subestación Alimentador Tensión

(kV) Año Usuario Mayor

1 Barsi K-53 20 2013 Cormin Callao (3.5 MW - 2013)

2 Maranga MA-14 10 2011 Parque de la Huaca (5 MW - 2011)

3 Oquendo O-54 20 2013 Wenco (3.5 MW - 2013)

4 Pando PA-21 10 2013 Nestle (4.4 MW - 2013)

5 Pershing Q-23 10 2013 Interseguros Centro Comercial (Real Plaza - 4 MW -2013)

6 Pershing Q-24 10 2013 Interseguros Centro Comercial (Real Plaza - 4.2 MW -2013)

7 Puente Piedra PP-01 10 2013 Cerámicos Peruanos (IC 2750 a 4750 kW)

8 UNI UN-51 20 2013 Plaza Lima Norte (5.1 MW - 2013)

9 Huacho H-54 20 2013 Cliente Redondos (3 MW - 2013)

10 Río Seco RS-01 20 2013 Minera Colquisiri (4 MW)

11 Chancay CY-53 20 2013 San Fernando (3.44MW - 2013)

12 Chancay CY-54 20 2013 Copeinca (5 MW - 2013)

13 Huandoy HU-51 20 2014 Sedapal (5 MW)

14 Filadelfia FL-51 20 2015 Taboada (8.5 MW -2013)




Celdas Incluidas en Plan de Inversiones 2009-2013, No incluidas


(kV) Año

1 Barsi K-04 10 2013

2 Caudivilla CV-13 10 2013


4 Industrial ID-13 10 2013



7 Infantas I-53 20 2013

Así mismo, cabe mencionar que dentro de la relación de celdas propuestas por EDELNOR, se incluyen 29 celdas que han entrado en operación o prevén que entrarán en operación antes de mayo de 2013; en ese sentido, corresponde que estas celdas se incluyan como parte del Plan de Inversiones 2009-2013 en el marco de lo establecido en el numeral VII) del Literal d) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE9.

G. INSTALACIONES DE LIBRE NEGOCIACION

EDELNOR incluyó en el formato F-308 la línea 60 kV Rio Seco – Planta de Sulfato” (Huaral Nueva – Planta de Sulfato). Se debe aclarar que esta línea y su respectiva celda servirán para atender únicamente al futuro Usuario Libre Procesadora Industrial Río Seco.

Al respecto, conforme al literal c) del Artículo 27º de la “Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica” (en adelante “Ley Nº 28832”), “en el caso de instalaciones que permiten transferir electricidad hacia los Usuarios Libres o que permiten a los Generadores entregar su energía producida al SEIN, dichos Agentes podrán suscribir contratos para la prestación del servicio de transporte y/o distribución, con sus respectivos titulares, en los cuales la compensación correspondiente será de libre negociación”.

Por lo mencionado en los párrafos precedentes, en la PROPUESTA OSINERGMIN no se incluye la línea 60 kV “Rio Seco - Planta de Sulfato”, la misma que deberá desarrollarse en el marco del literal c) del Artículo 27º de la Ley de Concesiones Eléctricas.

9 VII) En la eventualidad de ocurrir cambios significativos en la demanda proyectada de electricidad, o modificaciones en la configuración de las redes de transmisión aprobadas por el Ministerio, o en las condiciones técnicas o constructivas, o por otras razones debidamente justificadas, respecto a lo previsto en el Plan de Inversiones vigente, el respectivo titular podrá solicitar a OSINERGMIN la aprobación de la modificación del Plan de Inversiones vigente, acompañando el sustento técnico y económico debidamente documentado. OSINERGMIN deberá emitir pronunciamiento, sustentado técnica y económicamente, en un plazo máximo de sesenta (60) días hábiles de presentada la solicitud de modificación, De aprobarse la modificación del Plan de Inversiones, las modificaciones a las tarifas y compensaciones correspondientes se efectuarán en la Liquidación Anual de Ingresos siguiente a la fecha de puesta en operación comercial de cada instalación que conforma dicha modificación del Plan de Inversiones.

OSINERGMIN establecerá la oportunidad, los criterios y procedimientos para la presentación y aprobación de las modificaciones al Plan de Inversiones, las cuales deben seguir los mismos Principios que los aplicados en la formulación del Plan de Inversiones.

Las instalaciones no incluidas en el Plan de Inversiones aprobado, no serán consideradas para efectos de la fijación del Costo Medio Anual, las tarifas y compensaciones de transmisión.



H. INSTALACIONES DE SST QUE NO CUMPLEN CON DISTANCIAS DE SEGURIDAD

EDELNOR propone que se incluya como parte del Plan de Inversiones 2013-2017 la reubicación de 1 tramo de línea aérea en 220 kV y el soterramiento de 10 tramos de líneas en 60 kV debido a que no cumplen con las distancias mínimas de seguridad y se ubican en zonas de alta afluencia de público.

Al respecto, se debe mencionar que lo propuesto por EDELNOR implica modificar o adecuar algunos vanos de líneas existentes del Sistema Secundario de Transmisión.

Sobre el particular el Informe Técnico Nº 015/2009-2012-02-01 E de la Gerencia de Fiscalización Eléctrica de OSINERGMIN, confirma las situaciones de riesgo planteadas por EDELNOR en su propuesta final con excepción la línea Puente Megaplaza – Independencia (L-625/636 y L697/698), cuyos vanos ya fueron saneados.

Este mismo informe señala que el regulador mediante el “Procedimiento de Supervisión de Deficiencias en Seguridad en Líneas de Transmisión y zonas de Servidumbre” aprobado con Resolución OSINERGMIN N° 264-2005-OS/CD, supervisa que las empresas concesionarias de Líneas de Transmisión, corrijan las situaciones de riesgo eléctrico de las líneas de transmisión que operen, sea que cuenten o no con Resolución de Servidumbre o que tengan vanos exceptuados, cumpliendo así con las distancias mínimas de seguridad establecidas en el Código Nacional de Electricidad.

Señala también que en aplicación del citado procedimiento, el estado de todos los vanos de las líneas de transmisión es reportado a OSINERGMIN por las concesionarias y los vanos deficientes deben ser saneados según un programa de saneamiento de tal manera que el 100% se alcance el año 2015.

Por otro lado, el Informe de la Asesoría Legal de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria que sustenta la publicación del Plan de Inversiones 2013 – 2017 concluye que no corresponde incluir en el Plan de Inversiones los trabajos de adecuación (reubicación y soterramiento de tramos de líneas).

En consecuencia, en la PROPUESTA OSINERGMIN no se incluye la reubicación de 1 tramo de línea aérea en 220 kV y el soterramiento de los tramos de líneas en 60 kV propuestos por EDELNOR.

I. INSTALACIONES QUE YA ESTAN CONSIDERADAS EN EL PLAN 2009 - 2013

Luego de la revisión de la PROPUESTA FINAL, se identificaron un total de 02 elementos que ya han sido aprobados en el Plan de Inversiones 2009-2013, por lo que no corresponde incluirlos nuevamente en el Plan de Inversiones 2013-2017. Estos elementos son:




Elementos Aprobados en Plan de Inversiones 2009-2013 que no Corresponden Incluirse en Plan de Inversiones 2013-2017

Año Elemento Instalación Módulo

2013 Celda de Línea: a NUEVA JICAMARCA JICAMARCA CE-060COU1C1ISBLI3

2013 Celda de Línea: a NUEVA JICAMARCA JICAMARCA CE-060COU1C1ISBLI3

J. SUBESTACIONES DE RESPALDO FIJAS Y MÓVILES

EDELNOR en la PROPUESTA FINAL propuso la adquisición de 4 subestaciones de respaldo: 2 SET fijas de 25 MVA, 1 SET fija de 40 MVA y 1 SET móvil de 40 MVA. En la PREPUBLICACION no se incluyeron estas instalaciones dado que en la información remitida como sustento se encontraron inconsistencias en la cantidad asumida de horas de interrupción cuando falla un transformador (literal J del numeral 6.2.1 del INFORME 116).

Posteriormente, como parte de sus opiniones a la PREPUBLICACION, EDELNOR solicitó que se incluya 2 transformadores de reserva fijos: 1 de 40 MVA, 60/20/10 kV y otro de 25 MVA 60/20/10 kV.

Al respecto, conforme al análisis de la Opinión 13 de EDELNOR, se considera procedente incluir en el Plan de Inversiones estos últimos transformadores de reserva, debido a que a la fecha no cuenta con transformadores de reserva de dichas capacidades y que tengan el lado terciario de 20 kV, teniendo en cuenta además que el parque de generadores en operación de EDELNOR está compuesto por ambos tipos de transformadores.

K. INSTALACIONES PROPUESTAS POR CONENHUA

Los elementos propuestos por CONENHUA están circunscritos al sistema Huaral – Chancay; estos se pueden agrupar en dos tipos. 1) Los ubicados en la subestación Huaral Nueva 220 y 2) los elementos ubicados en las subestaciones existentes 60 kV Huaral y Chancay así como los enlaces en 60 kV para alimentar a estas subestaciones.

Respecto a los elementos de la subestación Huaral Nueva, conforme se mencionó en el literal B de la presente sección, el transformador que debe considerarse es uno de 220/60/20 kV de 50 MVA. En cuanto a los demás elementos relacionados con esta subestación, debe tenerse en cuenta el análisis de las opiniones 1 a 6 de CONENHUA, Así mismo, hasta abril de 2017 se deben considerar únicamente 2 celdas de salida en 60 kV para alimentar a las subestaciones Huaral - Chancay.

En relación con los elementos de tipo 2), cabe señalar que el responsable de alimentar al servicio público del sistema Huaral – Chancay es EDELNOR; en ese sentido, para el caso de las instalaciones del sistema Huaral – Chancay, distintas a la subestación Huaral Nueva 220 kV (tipo 2), en el Plan de Inversiones 2013-2017, no se ha considerado lo propuesto por CONENHUA; en su lugar se debe considerar los



elementos de la propuesta presentada por EDELNOR que no han sido materia de observación por parte de OSINERGMIN.

L. EMPLEO ADECUADO DE MÓDULOS ESTÁNDARES

Se ha identificado que en la propuesta de los titulares se ha empleado módulos estándares que no corresponden a las características que definen a los elementos. Al respecto, en la PROPUESTA OSINERGMIN se ha procedido a modificar estas características conforme lo siguiente:


Características corregidas de Elementos Propuestos Año Elemento Instalación Módulo propuesto Módulo corregido

2013 Tramo de Línea

Carabayllo - Nueva Jicamarca

LT-220SIU0PAD1C1500A LT-220SER0TAD2C4600A El módulo propuesto corresponde a zona urbana. El elemento propuesto discurre por los cerros entre Comas y Jicamarca con elevaciones hasta 800 m y con perfil topográfico accidentado, que requiere vanos largos. Por lo que es más eficiente el uso de torres de acero que tienen un rendimiento mejor en este tipo de terrenos. Dado que no existen módulos de costa con torres de acero, se emplean los módulos de selva para alturas hasta 1000 m.


Nueva Jicamarca - Colonial

LT-220COU0PAD0C1600A LT-220SER0TAD2C4600A La corrección se sustenta en los mismos motivos anteriores.


Zapallal Rep 220 - Puente Piedra

LT-060COU0XXD0C3500S

LT-060COU0XXS0C3500S De acuerdo a los archivos de flujo se requiere una sola terna y no dos.

Por otro lado, mediante carta GRyGE -164-2012 del 16 de julio de 2012, EDELNOR solicitó que se incluya en el Plan de Inversiones 2013-2017 el módulo incremental de equipos registradores de fallas, para 20 instalaciones existentes y 9 instalaciones futuras. Al respecto se debe mencionar que conforme a la NORMA TARIFAS se consideran módulos por Elemento. De acuerdo a esta misma norma se define como Elementos a Líneas, Celdas, Transformadores y Compensadores Reactivos. En ese sentido, los equipos a que se refieren EDELNOR no constituyen Elementos por lo que no se podrían incluir como Elementos dentro del Plan de Inversiones. Así mismo, es del caso mencionar que los módulos estándar de celda incluyen un rubro general denominado control, Protección y Medición; no obstante, en el proceso correspondiente de Modificación de la Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión se analizará lo solicitado por EDELNOR.



En el Anexo C se muestran los diagramas unifilares correspondientes a las alternativas de mínimo costo, de los sistemas eléctricos que resultan del análisis de OSINERGMIN.

6.2.2 Modificación del Plan de Inversiones 2009-2013 Luego del análisis efectuado, y en el marco del numeral VII) del Literal d) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE9, se deben efectuar las siguientes modificaciones en el Plan de Inversiones 2009-2013:

6.2.2.1 Ejecución de proyectos no incluidos en Plan de Inversiones 2009-2013 vigente

Un total de 29 Elementos se deben incluir en el Plan de Inversiones 2009-2013, conforme se establece en el Cuadro D-1 del Anexo D.

En resumen el costo de estas instalaciones asciende a US$ 818 386 conforme el siguiente cuadro:


INVERSIONES NO INCLUIDAS EN EL PLAN DE INVERSIONES 2009-2013 JUSTIFICADAS PONERSE EN SERVICIO HASTA ANTES DE MAYO 2013


Inversión (US$)

Longitud de Línea

(km)


(MVA)

Cantidad de

Elementos

EDELNOR 818 386 0,0 29

MT

Celdas 818 386 0,0 29

Total general 818 386 0,0 29

6.2.2.2 Reprogramación del Plan de Inversiones 2009-2013

vigente Debido a su no ejecución dentro del plazo previsto en el Plan de Inversiones 2009-2013, tomando en cuenta su fecha estimada de entrada en operación, se ha previsto la reprogramación de 6 Elementos del Plan de Inversiones 2009-2013 para ser incluidos en el Plan de Inversiones 2013-2017. En el Cuadro D-2 del Anexo D se establece la relación de estos Elementos.

Sin embargo, es del caso señalar que respecto a estas instalaciones que se mantienen como necesarias, las consecuencias por su no ejecución en la oportunidad indicada en el Plan de Inversiones 2009-2013 vigente, son de exclusiva responsabilidad del Titular correspondiente.

6.2.2.3 Instalaciones del Plan de Inversiones 2009-2013 vigente, que ya no se requieren en el período 2013-2017:

En total son 11 Elementos que se deben retirar del Plan de Inversiones 2009-2013, que no han sido ejecutados a la fecha y que ya no resultaría necesaria su ejecución debido a los cambios que se proponen en el Plan de Inversiones 2013-2017. La relación de estos Elementos se establece en el Cuadro D-3 del Anexo D.



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

6.2.3 Plan de Inversiones 2013-2017 Como resultado del análisis realizado por OSINERGMIN, en el Cuadro E-1 del Anexo E se detallan las inversiones requeridas para el período 2013-2017, que formarían parte del SCT a ser remunerado por los Usuarios del Área de Demanda 6. Se debe precisar que esta relación incluye los Elementos que fueron reprogramados del Plan de Inversiones 2009-2013.

En resumen, el Plan de Inversiones en transmisión del Área de Demanda 6, que se requiere implementar en el período 2013-2017, se muestra en el siguiente cuadro:


PLAN DE INVERSIONES 2013-2017


Inversión (US$)

Longitud de Línea

(km)


(MVA)

Cantidad de

Elementos

CONENHUA 5 015 775 0,3 50 9

MAT

Celdas 2 506 424 0,0 5

Líneas 31 714 0,3 1


AT

Celdas 203 662 0,0 1

MT

Celdas 85 564 0,0 1

EDELNOR 171 849 474 127,6 1 240 293

MAT

Celdas 24 882 698 0,0 20

Líneas 26 714 712 33,5 3


AT

Celdas 20 794 423 0,0 93

Líneas 53 504 934 94,1 23

Transformación 18 313 527 0,0 550 16

MT

Celdas 6 084 372 0,0 133

Total general 176 865 249 127,9 1 290 302

6.2.3.1 Instalaciones del SCT que pasan a Reserva y

Programación de Bajas

Como consecuencia de los remplazos y rotación de los transformadores AT/MT, a partir del año 2016 pasa a reserva el transformador de 8,75 MVA ubicado en la subestación Chancay. Este aspecto se debe tener en cuenta para la fijación de peajes y compensaciones de los SST-SCT correspondiente al periodo 2013-2017.



Así mismo, corresponde dar de Baja los Elementos del SST que serán remplazados. Conforme a lo mencionado, en el Cuadro E-2 del Anexo E se programan las Bajas de los Elementos del SST, como parte del Plan de Inversiones 2013-2017.

Esta cambio a reserva y bajas se debe tener en cuenta para la fijación de peajes y compensaciones de los SST correspondiente al periodo 2013-2017.



7. Conclusiones y Recomendaciones

Del análisis realizado por OSINERGMIN a los estudios presentados por las TITULARES, se concluye lo siguiente:

a) Se ha obtenido el valor de 5,21% como tasa de crecimiento de la demanda global de energía eléctrica en el Área de Demanda 6, la misma que fue presentada por EDELNOR.

b) La inversión total en transmisión considerada para el Área de Demanda 6, en el periodo comprendido entre el 01 de mayo de 2013 al 30 de abril de 2017, asciende al monto de US$ 176 865 249 según los valores de inversión por elemento de transmisión que se muestran en el Anexo E del presente documento.

c) Las inversiones que el OSINERGMIN ha encontrado como procedentes en el marco de lo establecido en el numeral VII) del Literal d) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE (modificación del Plan de Inversiones 2009-2013 vigente) ascienden al monto de US$ 818 386.

d) Se recomienda la emisión de una resolución que apruebe el Plan de Inversiones en transmisión para el Área de Demanda 6, correspondiente al período mayo 2013-abril 2017, según lo señalado en el acápite b) , así como la modificación del Plan de Inversiones 2009-2013 vigente según lo indicado en el acápite c) anterior.

e) Se deben retirar 11 elementos del Plan de Inversiones 2009-2013, y se debe reprogramar 6 Elementos del mismo plan para ser incluidos en el Plan de Inversiones 2013-2017.

f) Con la ejecución del Plan de Inversiones 2013-2017, pasará a reserva el transformador de 8,75 MVA ubicado en la subestación Chancay y se programa la Baja de 35 Elementos. Lo cual se debe tener en cuenta para la fijación de peajes y compensaciones de los SST y SCT correspondiente al periodo 2013-2017.



8. Anexos

A continuación se presentan los siguientes anexos al informe:

Anexo A Análisis de Opiniones y Sugerencias a la PREPUBLICACIÓN.

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

Anexo C Diagrama Unifilar del SER 2013-2017, según análisis de OSINERGMIN.

Anexo D Modificación del Plan de Inversiones 2009-2013.

Anexo E Plan de Inversiones 2013-2017, determinado por OSINERGMIN (incluye programación de Bajas).

Anexo F Cuadros Comparativos.



Anexo A Análisis de Opiniones y Sugerencias a

la PREPUBLICACIÓN



Análisis de las Opiniones y Sugerencias a la PREPUBLICACIÓN presentadas por EDELNOR

DEMANDA

Opinión 1. Transformador 220/66 kV, 30 MVA, en Paramonga Nueva

EDELNOR solicita que se incluya un nuevo transformador de 220/60/10 kV, 30 MVA, en la subestación Paramonga Nueva, conforme a su PROPUESTA; manifiesta que la instalación y operación de este transformador debe estar a cargo de REP, ya que esta empresa opera la línea 220 kV vinculada y la subestación Paramonga Nueva.

Como sustento de la necesidad del nuevo transformador, indica que el transformador existente en Paramonga Nueva de 220/60/10 kV, 30 MVA, no sería suficiente para atender el Sistema Huacho – Supe –Barranca en condiciones N-1, en caso de falla de la línea de 66 kV Huacho REP-Huacho Edelnor (L685).

Adjunta la comparación económica de tres alternativas para satisfacer las condiciones N-1:

a) Un nuevo transformador en Paramonga Nueva 220/60/10 kV, 30 MVA, con un costo de US$ 1 626 396.

b) Reemplazo del Transformador Existente por uno de 60 MVA 220/60/10 MVA, con un costo de US$ 1 569 911.

c) Nueva línea de 60 kV Huacho REP – Huacho Edelnor, con un costo de US$ 3 331 593.

Con base en esta comparación, selecciona la alternativa a), la cual, señala, no es la de menor costo pero es la segunda mejor y apenas 4% menor que la primera (reemplazo de transformador existente) y además presenta una mayor confiabilidad.

Análisis de OSINERGMIN

De la revisión de los archivos de flujo de potencia, se verificó que ante la salida de la línea de transmisión 60 kV Huacho REP – Huacho Edelnor, el sistema sólo tiene un punto de alimentación a través del transformador de Paramonga Nueva (como se puede observar en la figura siguiente). Dado que este transformador, no tiene la capacidad suficiente para atender toda la demanda, se requiere reforzar las instalaciones de transmisión de este sistema para satisfacer las condiciones N-1.



De las alternativas evaluadas por EDELNOR, no está dentro de los alcances del Plan de Inversiones 2013-2017 el cambio del transformador existente, dado que es un activo comprendido en el contrato de concesión de REP, cuyas cláusulas establecen un marco específico para la expansión de su sistema de transmisión. No obstante, si se tuviera que comparar esta alternativa no sería exacto valorizarla con los costos de los módulos estándares, dado que los costos de las ampliaciones del sistema de REP se determinan a través de una metodología ad-hoc establecida en el mencionado contrato de concesión, con base a una auditoría de costos.

En consecuencia, de las dos alternativas restantes, la que tiene el menor costo es la alternativa a). Al respecto, no es factible asignar esta instalación a REP por no estar en el alcance del Plan de inversiones, por lo que se asigna a EDELNOR que es la empresa concesionaria de distribución, responsable de atender el suministro de energía en este sistema.

Por lo mencionado en los párrafos anteriores, se debe incorporar en el Plan de Inversiones 2013-2017 un nuevo transformador en la subestación Paramonga Nueva a partir del año 2013, de 220/60/10 kV, 30 MVA (TP-220060010-030CO1E) y sus correspondientes celdas (CE-220COU1C1EDBTR4, CE-060COU1C1ESBTR3, CE-010COU1C1ESBTR1), el mismo que corresponde ser ejecutado por EDELNOR.

Conclusión

Se acoge parcialmente la opinión por las razones expuestas en el análisis anterior.

Opinión 2. Transformador 60/20/10 kV, 40 MVA, en Barsi

Solicita la inclusión de un nuevo transformador de 60/20/10 kV, 40 MVA, en la subestación Barsi, a partir del año 2014.

Para sustentar su pedido, cita el diagrama unifilar publicado en la página web del COES, el diagrama unifilar de EDELNOR incluido en el informe N° 0116-2012-GART (que sustenta la PREPUBLICACION) y el formato F-003 remitido por EDELNOR, para demostrar que la capacidad actual de la subestación Barsi es 50 MVA y no 75 MVA como los consideró OSINERGMIN. Así mismo, menciona que en el Plan de Inversiones 2009-2013 no está prevista la incorporación de ningún transformador adicional en la referida subestación.




Se ha revisado la información citada por EDELNOR, a partir de la cual se ha verificado que la capacidad actual en la subestación Barsi es 50 MVA y no 75 MVA, así mismo la demanda prevista para esta subestación el año 2014 es de 51 MVA, que supera la capacidad instalada.

En consecuencia, resulta necesario incluir en el Plan de Inversiones, a partir del año 2014, un transformador en la subestación BARSI de 40 MVA 60/20/10 kV (TP-060023010-040CO1I) y sus correspondientes celdas de transformador (CE-010COU1MCISBTR1, CE-023COU1MCISBTR1 y CE-060COU1C1ISBTR3).

Conclusión

Se acoge la opinión por las razones expuestas en el análisis anterior.

Opinión 3. Transformador 60/20/10 kV, 40 MVA, en Chancay

Solicita que el transformador incluido en la PREPUBLICACION en la subestación Chancay, de 60/10 kV, 40 MVA, tenga un tercer devanado de 20 kV, es decir sea de 60/20/10 kV, 40 MVA. Así mismo señala que en el Plan de Inversiones se debe incluir las celdas del transformador en 60, 20 y 10 kV correspondientes, las mismas que fueron omitidas en la PREPUBLICACION.

Sustenta su solicitud, debido a que en Chancay ya se alimentan a algunos clientes en 20 kV y que a corto plazo se alimentarán a otros más. Agrega que actualmente la alimentación de los clientes existentes en 20 kV se realiza mediante un transformador elevador 10/20 kV de 10 MVA instalado en Chancay, el cual se prevé que se sobrecargue con la atención de los futuros clientes que ya han solicitado suministro en 20 kV.


Luego de revisar la información de diagramas unifilares y la documentación remitida por EDELNOR, se comprueba que en Chancay se abastece demanda en 20 kV, por lo que, el nuevo transformador deben contar con un tercer devanado para atender el crecimiento de la demanda en dicha tensión.

En consecuencia, el transformador previsto para instalar en la subestación Chancay a partir del año 2013 debe ser de 60/20/10 kV, 40 MVA, TP-060023010-040CO1I y sus correspondientes celdas (CE-010COU1MCISBTR1, CE-023COU1MCISBTR1 y CE-060COU1C1ISBTR3).

Conclusión


Opinión 4. Transformador 220/60/10 kV, 120 MVA, en Nueva Jicamarca

Señala que el transformador de 220/60/10 kV, 120 MVA, en la Subestación Nueva Jicamarca, previsto en la PREPUBLICACION, para el año 2013, será uno rotado de la Subestación Santa Rosa Nueva.

Agrega que, en la subestación Santa Rosa Nueva el 12 de febrero de 2012 se ejecutó un cambio del transformador existente de 120 MVA por otro nuevo de 180 MVA. Cabe indicar también, que este último transformador de 180 MVA está incluido en el plan



ajustado 2013 – 2017 de EDELNOR, como una ampliación de potencia en la SET Santa Rosa Nueva.


Se ha verificado que en la subestación Santa Rosa se instaló un transformador de 220/60/10 kV, 180 MVA, que reemplazó a un transformador de 220/60/10 kV, 120 MVA. En efecto se puede ver en el “Informe Diario de Coordinación de la Operación del Sistema” del 12 de febrero de 2012, publicado por el COES, el reporte de la instalación del nuevo transformador.

Fuente: COES.

Así mismo, se ha revisado la rotación de este transformador y se verifica que el mismo se destina a la subestación Nueva Jicamarca. En consecuencia, al ser un transformador rotado, no corresponde incluir el costo de este Elemento en el Plan de Inversiones 2013-2017.

Conclusión




Opinión 5.

EDELNOR solicita que en el Plan de Inversiones 2013-2017 se incluya los siguientes elementos que fueron omitidos en la PREPUBLICACION:

- 1 celda de línea 60 kV (con código de módulo estándar: CE-060COU1C1ISBLI2) en la Subestación SET Huaral para la conexión de la línea Río Seco-Huaral.

- 1 celda MT de alimentador en 23 kV (módulo estándar CE-023COU1MCISBAL1) en la SET Río Seco para alimentar a clientes regulados en la zona rural de Chancay que actualmente están alimentados desde la SET Huaral mediante alimentadores de 10 kV de gran longitud.


De la revisión de la PREPUBLICACIÓN se verifica que se no se incluyó una celda de llegada en 60 kV en la SE de Huaral, la cual es necesaria para la operación de la futura línea Rio Seco – Huaral. Por otro lado, dado que en la Subestación Rio Seco se ha previsto un nivel de tensión de 20 kV, corresponde implementar una celda alimentadora en 20 kV para suministrar electricidad a las cargas rurales en este nivel de tensión.

En consecuencia se debe agregar una celda 60 kV (CE-060COU1C1ISBLI2) en la subestación Huaral y una celda alimentadora de 23 kV (CE-023COU1MCISBAL1) en la subestación Rio Seco, ambas el año 2014.

Conclusión


Opinión 6. Incluir la línea de 60 kV Nueva Jicamarca – Canto Grande

EDELNOR sugiere que se incluya en el Plan de Inversiones 2013 – 2017 la línea en 60 kV Nueva Jicamacarca – Canto Grande, para evitar sobrecargas en condición de operación N-1. Al respecto, adjunta un anexo de resumen de simulaciones en condiciones N-1, en el que resaltan sobrecargas de 111% a 141% en las líneas en 60 kV, si no existiera la línea Nueva Jicamarca – Canto Grande.

Presenta el siguiente diagrama para ilustrar la configuración final del sistema con la incorporación de la línea sugerida. Así mismo, señala que ésta es la opción de mínimo costo ya que transcurre en su mayor parte en forma aérea por la sierra, e ingresa al área urbana hacia Canto Grande con un mínimo recorrido subterráneo (Adjunta traza en Anexo de sus opiniones y sugerencias).

Fuente: EDELNOR



Fuente: EDELNOR


Se han efectuado simulaciones de flujo de potencia en condición de N -1 para comprobar la opinión de EDELNOR, en la condición sin la línea Nueva Jicamarca – Canto Grande. Los resultados de estas simulaciones se muestran en el cuadro siguiente.

Análisis N-1 SIN la línea Nueva Jicamarca - Canto Grande

Año 2013 Situación Normal N

Situación N-1 Nueva

Jicamarca- Jicamarca

Jicamarca – Canto Grande

Canto Grande – Sta. Rosa

Sta. Rosa - Zarate

Zarate – Nueva.

Jicamarca

Línea de Transmisión 60 kV % Carga % Carga % Carga % Carga % Carga % Carga N Jicamarca Jicamarca 58,6% Falla 17,5% 104,7% 54,6% 66,1% Jicamarca Canto Grande 56,3% 27,0% Falla 118,8% 50,7% 66,7%

Canto Grande Santa Rosa 52,5% 140,4% 111,0% Falla 59,2% 43,9% Santa Rosa Zarate 16,2% 17,6% 12,2% 36,7% Falla 42,2%

Zarate N Jicamarca 25,1% 49,0% 41,7% 12,0% 38,3% Falla

Se comprueba que en el año 2013 en las condiciones N-1, se presentan sobrecargas en las líneas Nueva Jicamarca – Jicamarca, Jicamarca – Canto Grande y Canto grande – Santa Rosa. Dado el crecimiento de la demanda en esta zona se prevé que estas sobrecargas aumenten para los años siguientes.

Por otro lado, en los dos cuadros siguientes se muestran los resultados del análisis en condiciones N-1, para los años 2013 y 2016, con la puesta en servicio de la línea Nueva Jicamarca – Canto Grande:

Análisis N-1 CON línea Nueva Jicamarca - Canto Grande



Jicamarca -

Jicamarca


Nueva Jicmarca – Canto Grande

Canto Grande Santa Rosa

Santa Rosa - Zarate

Zarate – Nueva

Jicamarca Línea de Transmisión 60 kV % Carga % Carga % Carga % Carga % Carga % Carga % Carga N Jicamarca Jicamarca 37,7% Falla 17,8% 58,6% 47,4% 34,6% 40,6% Jicamarca Canto Grande 27,5% 25,5% Falla 56,3% 40,3% 23,1% 31,6%

N Jicamarca Canto Grande 44,2% 74,7% 60,2% Falla 60,7% 38,7% 49,5% Canto Grande Santa Rosa 30,7% 49,0% 39,6% 52,5% Falla 42,7% 23,7%





Jicamarca -

Jicamarca


Nueva Jicmarca – Canto Grande

Canto Grande Santa Rosa

Santa Rosa - Zarate

Zarate – Nueva

Jicamarca Línea de Transmisión 60 kV % Carga % Carga % Carga % Carga % Carga % Carga % Carga Santa Rosa Zarate 22,1% 17,4% 19,6% 16,2% 33,4% Falla 42,2%

Zarate N Jicamarca 18,9% 24,0% 21,6% 25,1% 11,7% 38,6% Falla

Análisis N-1 CON línea Nueva Jicamarca - Canto Grande

Año 2016 Situación Normal N Situación N-1

Línea de Transmisión 60 kV % Carga % Carga % Carga % Carga % Carga % Carga % Carga N Jicamarca Jicamarca 62,9% Falla 28,8% 92,9% 77,7% 61,1% 69,2% Jicamarca Canto Grande 28,3% 25,2% Falla 53,1% 40,0% 26,9% 33,9%

N Jicamarca Canto Grande 47,0% 71,9% 60,2% Falla 60,9% 45,2% 53,1% Canto Grande Santa Rosa 28,6% 52,5% 40,0% 56,6% Falla 33,9% 22,8% Santa Rosa Zarate 13,1% 11,9% 12,1% 11,4% 21,3% Falla 42,1%

Zarate N Jicamarca 29,8% 35,6% 32,9% 36,6% 24,2% 37,6% Falla

Se comprueba que con la entrada en operación de la línea Nueva Jicamarca – Canto Grande, no se presentan sobrecargas en las líneas AT en condiciones N-1.

En consecuencia, es procedente incluir a partir del año 2013 una línea 60 kV Jicamarca – Canto Grande con un tramo aéreo de 9,88 km (LT-060COU0ACS0C1300A) y un tramo subterráneo de 0,83 km (LT-060COU0XXS0C3500S) y sus correspondientes celdas (CE-060COU1C1EDBLI3 y CE-060COU1C1ESBLI3 en Nueva Jicamarca y Canto Grande, respectivamente). Cabe precisar que la longitud mencionada se ha tomado de los planos proporcionados por EDELNOR en formato “.kmz”.

Conclusión


Opinión 7. Incluir la segunda línea Chillón - Oquendo

EDELNOR sugiere que se incluya en el Plan de Inversiones 2013 – 2017 la segunda terna de la línea en 60 kV Chillón – Oquendo, para evitar sobrecargas en condición de operación N-1. Al respecto, adjunta un Anexo de resumen de simulaciones en condiciones N-1, para dos escenarios de demanda: uno con la demanda de la PROPUESTA de Edelnor (demanda EDELNOR) y otro con la demanda del archivo “F-204.xlsx” de la PREPUBLICACION (demanda OSINERGMIN); en dicho anexo resaltan sobrecargas de hasta 107% con la demanda EDELNOR y de hasta 112% con la demanda OSINERGMIN en las líneas en 60 kV, en condiciones N-1, si es que no existiera la línea segunda terna Chillón – Oquendo.

Adicionalmente, señala que ha recibido con posterioridad a la presentación del Plan de Inversiones de transmisión, solicitudes adicionales de demanda en las subestaciones Oquendo y Santa Marina tanto en 60 kV como en 10 kV, de hasta 12 MW y 13 MW respectivamente, hasta el año 2016 (correspondientes al Aeropuerto Jorge Chávez y al terminal APM).




Cabe señalar que en la PREPUBLICACIÓN en el formato F-204 la demanda de la barra AT de la subestación Oquendo incluye las cargas de 30 MW de QUIMPAC que se cuelga de la barra 60 kV de Chillón y la demanda de 13,68 MW de la subestación Pampilla, asignando correctamente estas cargas a sus barras correspondientes, la demanda de la subestación Oquendo en el año 2016 asciende a 66,97 MW. No obstante, se debe preciar que en los archivos de flujo de carga de la PREPUBLICACION estas demandas sí están consignadas en las barras correspondientes.

Tomando en cuenta las precisiones anteriores, las simulaciones N-1 para el año 2016, presentadas por el mismo EDELNOR en sus opiniones, citadas en el gráfico siguiente demuestran que con la implementación del Plan de Inversiones no se presentan sobrecargas el año 2016 en las condiciones N-1.

Fuente: EDELNOR

Se debe tener en cuenta que, de existir sobrecargas en condiciones N-1 en los años anteriores, éstas se verán superadas con la implementación progresiva del Plan de Inversiones.

Así mismo, respecto de la demanda adicional de diversos clientes, ascendente a 12 MW, EDELNOR no ha presentado la documentación que sustente dicha nueva demanda. No obstante, sí se confirmase esta nueva demanda, tampoco se presentarían sobrecargas al año 2016 en las condiciones N-1, dado que la contingencia más desfavorable, sin la línea Chillón – Oquendo existente, la línea Oquendo – Chavarría tendría una cargabilidad de 82% y la línea Oquendo – Tomas Valle de 47%.



En consecuencia no es necesario incluir en el Plan de Inversiones 2013-2017, la segunda terna de la línea en 60 kV Chillón – Oquendo.

Conclusión

No se acoge la opinión por las razones expuestas en el análisis anterior.

Opinión 8. Líneas de 220 y 60 kV con trazas revisadas

EDELNOR solicita que en el Plan de Inversiones 2013-2017 se incorporen modificaciones en las longitudes de las trazas de las líneas en 220 kV y 60 kV incluidas en la PREPUBLICACION. Como sustento, señala que realizó una verificación detallada de las trazas propuestas para las líneas de 220 y 60 kV (adjunta en sus opiniones y sugerencias un Anexo de trazas), a partir de la cual propone las siguientes modificaciones en las longitudes de las trazas de algunas líneas.



Fuente: EDELNOR


Se debe precisar que conforme al numeral II.3) del literal f del Artículo 139º del Reglamento de la LCE, “la diferencia entre las características de las instalaciones aprobadas en el Plan de Inversiones y las características de las instalaciones realmente puestas en servicio. Cuando las diferencias impliquen un mayor costo, deberán ser sustentadas por los titulares y aprobadas por OSINERGMIN”. En ese sentido, las longitudes reales de los tramos previstos en el Plan de Inversiones, una vez ejecutados, se emplearán en el cálculo tarifario, siempre y cuando sean sustentados.

No obstante, para una mejor concordancia con los planos previstos en el presente proceso, se ha revisado la información remitida por EDELNOR en el archivo “AD6 Edelnor - Nuevas trazas líneas.kmz”, luego de lo cual se han obtenido las siguientes longitudes:

Item Instalación

Longitud Prepublicaci

ón ( km)

Opinión Edelnor

(km)

Longitud Revisada para

Publicación (km)

Nueva Jicamarca- Colonial 220 kV- subterráneo, 2T 3,80 3,80 3,82

Nueva Jicamarca- Colonial 220 kV – aéreo, 2T 15,50 17,60 17,02

Carabayllo – Nueva Jicamarca 220 kV – aéreo, 2T 12,40 12,70 12,90

Ítem Instalación Longitud

Prepublicación ( km)

Longitud opinión Edelnor

(km)

Longitud Revisada para Publicación

(km)

Zapallal REP 220 – Puente Piedra, subterráneo 1T, 4,54 4,54 4,50

Zapallal REP 220 - Puente Piedra, aéreo, 1T 1,1 3,10 3,10

Nueva Jicamarca 220 – Jicamarca, subterráneo 2T 0,07 1,20 1,20

Nueva Jicamarca 220 – Jicamarca, aéreo 2T 4,47 4,47 3,79



Huandoy – DT Chavarria- Caudivilla - Pte Piedra, subterráneo, 2T

0,3 0,40 0,42

Huandoy – DT Chavarria- Caudivilla- Pte Piedra, aéreo, 2T 3,5 3,50 3,27

Rio Seco – Chancay, aéreo, 1T 17,5 20,0 20,25

Colonial 220 – Pando, aéreo, 2T 2,4 0,94 0,94

Colonial 220 – Pando, subterráneo, 2T 0 1,13 1,13

Colonial 220 – Mirones, subterráneo, 2 T 1,7 1,81 1,81

Colonial 220 – Mirones, subterráneo, 1T 1,7 1,81 1,81

Colonial 220-Tacna, subterráneo, 2T 2,0 3,70 3,70

Filadelfia – Tomas Valle, subterráneo, 2T 3,70 3,83 3,83

Zapallal REP 220 - Comas, subterráneo, 2T 2,4 3,25 3,25

Zapallal REP 220 –Comas, aéreo, 2T 9,9 10,45 10,45

Comas – DT Puente piedra – Caudivilla, subterráneo, 2T 0 0,45 0,43

Comas – DT Puente piedra – Caudivilla, aéreo, 2T 1,3 0 0,0

Conclusión


Opinión 9. Remplazo de celdas por elevadas corrientes de cortocircuito

EDELNOR solicita que incorpore en el Plan de Inversiones 2013-2017 los equipos que se detallan en la tabla siguiente, por motivo de elevadas corrientes de cortocircuito

Fuente: EDELNOR

Así mismo, se precisa que en el caso de las subestaciones Santa Rosa Nueva y Santa Rosa Antigua los equipos considerados en las barras de 60 kV, son celdas compactas de 138 kV con capacidad de cortocircuito de 40 kA, ya que no existen en el mercado celdas convencionales tipo interior de 60 kV con capacidad de corriente de cortocircuito de 40 kA.

Como sustento de su solicitud, señala lo siguiente:



- Con base en los archivos correspondientes al desarrollo del SER, los resultados del cálculo de las corrientes de cortocircuito supera la corriente máxima de cortocircuito de diseño de 25 kA en la mayoría de las Barras de 60 kV y 220 kV, con excepción de la barra de 220 kV de la subestación Barsi. Presenta el siguiente cuadro de corrientes de cortocircuito:

Fuente: EDELNOR

- Existen diversos documentos antecedentes respecto al reemplazo de equipos en las SET de 220/60 kV en la zona de EDELNOR, por nuevos con capacidad de corriente de cortocircuito de 40 kA:

o Oficio N° 1439-2008-MEM/DGE (Dic-2008): Informa a EDELNOR sobre la superación de las Icc máxima (25 kA) en barras de 220 kV en Lima.

o Carta GRyGE-020-2009 (Ene-2009) de EDELNOR solicitando al MEM la modificación al RLCE que posibilite la incorporación del reemplazo de equipos por Icc en el Plan de Inversiones.

o Oficio N° 2776-2011-OS-GFE (Abr-2011) de OSINERGMIN: Remite copia del contrato de la Ampliación 7 de REP que incluye el cambio de equipos por superación del nivel de Icc en las SET Chavarría, San Juan, Santa Rosa, Ventanilla y Zapallal.

o Carta 957469 (May-2011) de EDELNOR solicitando a OSINERGMIN que se incluya en el Plan de Inversiones de Transmisión el reemplazo de equipos existentes por nuevos con capacidad de Icc de 40 kA.

Adicionalmente, menciona que dentro del Plan de Expansión para el período 2008-2016 de la empresa REP, en su Proyecto de Ampliación 7 que comprende la adecuación integral de la SE Chavarría, San Juan, Santa Rosa, Ventanilla y



Zapallal, se incluye como una de las tareas principales el cambio de equipos de patio bajo operación de REP, para incrementar la capacidad de corriente de cortocircuito a 40 kA.

- Señala que la partición de las barras en 10 o 60 kV produce cortes de carga en caso de falla de líneas N-1 antes de poder efectuar las maniobras de reposición. Así mismo menciona que la apertura de las líneas 220 kV Chavarría – Santa Rosa no es una decisión de EDELNOR que pueda ser incluida como una alternativa de su Plan de Inversiones en transmisión.


Dado que los archivos de flujo de carga elaborados para el estudio de Plan de Inversiones del Área de Demanda 6, no necesariamente reflejan la evolución del resto del SEIN (en vista que influye en los resultados de cálculos de cortocircuito), se ha procedido a validar las corrientes de cortocircuito monofásico presentadas por EDELNOR, con los archivos en formato Digsilent del Plan de Transmisión (PlanTransmisión2013 - CS_2016.pfd) y de los estudios de preoperatividad (BASE_DE_DATOS_SEIN_2012-2016.pfd) publicados por el COES.

Cortocircuito Monofásico en Barra 220 kV Santa Rosa Con Base en Archivo de Preoperatividad de COES – (Es16Max)



Cortocircuito Monofásico en Barra 60 kV Santa Rosa Con Base en Archivo de Preoperatividad de COES – (Es16Max)

Cortocircuito Monofásico en Barra 220 kV Santa Rosa Con Base en Archivo de Plan de Transmisión – (Av16max-MMSM)



Cortocircuito Monofásico en Barra 220 kV Santa Rosa Con Base en Archivo de Plan de Transmisión – (Av16max-MMSM)

Como se puede observar en los cuadros, se comprueba que para el año 2016 las máximas corrientes de cortocircuito monofásico se registran en la base de datos de los estudios de preoperatividad. Así en la Subestación Santa Rosa, en la barra de 220 kV se alcanza una corriente de 34 kA y en la barra 60 kV una corriente de 30 kA.

Por lo que se encuentra procedente incluir celdas con mayor potencia de cortocircuito en las barras solicitadas por EDELNOR. No obstante, no se encuentra procedente incorporar celdas en 138 kV en las barras de 60 kV en la subestación Santa Rosa, toda vez que como se observó las corrientes de cortocircuito no superarían los 31,5 kA de las celdas de 60 kV por lo que no se requieren celdas con capacidad de 40 kA. Por otro lado, en el supuesto caso que las corrientes de cortocircuito fueran mayores, la propuesta de EDELNOR de implementar celdas en 138 kV tampoco soluciona el problema dado que la capacidad de ruptura de estas celdas también es de 31,5 kA. También es necesario precisar que en la carta 957469, citada por EDELNOR en sus opiniones a la PREPUBLICACIÓN, esta misma empresa menciona que al no existir equipos en 60 kV de capacidad de cortocircuito de 40 kA tipo interior, obliga a implementar automatismos de interconexión de las barras de 10 kV que trabajarán normalmente desacopladas por los niveles de cortocircuito.

Respecto a las celdas de línea en 60 kV en Santa Rosa Nueva, se debe precisar que sólo se tienen 6 celdas de línea en operación, reconocidas en los peajes regulados (SST + SCT) pagados por la demanda, de las cuales, dos ya tienen capacidad de 31,5 kA (correspondientes a las líneas L-701 y L-6708 que interconectan con Santa Rosa Antigua), por lo que en esta subestación sólo se debe incluir el reemplazo de 4 celdas de 60 kV en lugar de 7. Así mismo, en la subestación Santa Rosa sólo hay 3 celdas en 60 kV reconocidas en los peajes regulados pagados por la demanda, de los cuales uno ya tienen capacidad de 31,5 kA (de la línea L-6708), por lo que sólo se debe incluir el reemplazo de 2 celdas en lugar de 5.



Del mismo modo, en la subestación Chavarría, las dos celdas de línea 220 kV ya tienen capacidad de 40 kA, por lo que no se debe incluir el remplazo de estas dos celdas.

En consecuencia, corresponde reemplazar las siguientes celdas del SST en las subestaciones Chavarría, Barsi y Santa Rosa, conforme el siguiente cuadro:

Celdas a Remplazar por capacidad de corriente de cortocircuito

Subestación Barra Elemento a remplazar Código Módulo Estándar Cantidad Año

Chavarría 220 kV Celda de transformador CE-220COU1C1EDBTR4 4 2013

Chavarría 60 kV Celda de transformador CE-060COU1C1IDBTR3 1 2013

Barsi 60 kV Celda de transformador CE-060COU1C1IDBTR3 5 2015

Barsi 60 kV Celda de acoplamiento CE-060COU1C1IDBAC3 1 2015

Barsi 60 kV Celda de línea CE-060COU1C1IDBLI3 8 2015

Santa Rosa Antigua 60 kV Celda de transformador CE-060COU1C1IDBTR3 4 2014

Santa Rosa Antigua 60 kV Celda de acoplamiento CE-060COU1C1IDBAC3 1 2014


Santa Rosa Nueva 220 kV Celda de transformador CE-220COU1C1EDBTR4 2 2013

Santa Rosa Nueva 60 kV Celda de transformador CE-060COU1C1IDBTR3 2 2014

Santa Rosa Nueva 60 kV Celda de acoplamiento CE-060COU1C1IDBAC3 1 2014


Conclusión


Opinión 10. Incluir Celdas de Acoplamiento y Medición

Solicita que se incorporen, en el Plan de Inversiones 2013-2017, 13 celdas de acoplamiento MT y 32 celdas de medición MT según se detalla en las tablas siguientes:

Fuente: EDELNOR



Fuente: EDELNOR

Como argumente señala que en la PROPUESTA presentada por EDELNOR se ha omitido la incorporación de las celdas de acoplamiento y medición en las barras de MT de las SET AT/MT, cada vez que se incorpora un nuevo transformador de potencia.

Manifiesta, que la celda de acoplamiento se requiere por la necesidad operativa de poder alimentar ambas barras en MT de la SET AT/MT con un solo transformador de potencia en servicio en caso de fallas o de mantenimiento del otro transformador de potencia o sus equipos asociados. Por otra parte, señala que se requieren además celdas de medición en cada una de las barras de MT.

Adjunta cuatro esquemas de conexión de las celdas de acoplamiento para las distintas configuraciones de barras posibles (simple y doble barra), así mismo, adjunta un Anexo que contiene un cuadro con los argumentos para justificar cada celda.




Respecto a las celdas de acoplamiento, se concuerda la necesidad de contar con las celdas de acoplamiento producto de la implementación de la ampliación de las barras por incorporación de un nuevo transformador o de una nueva línea. En el caso de las celas de medición se requiere incorporar en los casos que no se cuente con dicha celda en la nueva barra.

Con respecto a las celdas de acoplamiento, EDELNOR plantea la necesidad de incorporar 13 celdas; al respecto, se ha verificado que las celdas corresponden a la implementación de un nuevo transformador en las subestaciones involucradas. Por lo tanto corresponde adicionar al Plan de Inversiones correspondiente las siguientes celdas.

ITEM Año SET Celdas MT Modulo

1 2010 Canto Grande Celda Acoplamiento 10 kV CE-010COU1MCISBLA1

2 2010 Maranga Celda Acoplamiento 10 kV CE-010COU1MCISBLA1

3 2010 Mirones Celda Acoplamiento 10 kV CE-010COU1MCISBLA1

4 2010 Pando Celda Acoplamiento 10 kV CE-010COU1MCISBLA1

5 2014 Barsi Celda Acoplamiento 10 kV CE-010COU1MCISBLA1

6 2013 Caudivilla Celda Acoplamiento 10 kV CE-010COU1MCISBLA1

7 2013 Industrial Celda Acoplamiento 10 kV CE-010COU1MCISBLA1

8 2014 Jicamarca Celda Acoplamiento 10 kV CE-010COU1MCISBLA1

9 2013 Oquendo Celda Acoplamiento 20 kV CE-023COU1MCISBLA1

10 2013 Pershing Celda Acoplamiento 10 kV CE-010COU1MCISBLA1

11 2015 Santa Marina Celda Acoplamiento 20 kV CE-023COU1MCISBLA1

12 2015 Ventanilla Celda Acoplamiento 10 kV CE-010COU1MCISBLA1

13 2015 Colonial Celda Acoplamiento 10 kV CE-010COU1MCISBLA1

Dado que no existe el módulo estándar de celda de acoplamiento en 20 kV, se ha estimado su costo, equivalente a la relación del módulo de doble barra 23 kV (CE-023COU1MCIDBAC1) entre el módulo de doble barra 10 kV (CE-010COU1MCIDBAC1).

Con respecto a las celdas de medición EDELNOR, también se ha verificado la necesidad de incluir estas celdas conforme al sustento presentado por EDELNOR, por lo que corresponde incluirlas en el Plan de Inversiones correspondiente, conforme el siguiente detalle:

Ítem Año Subestación Celdas Módulo

1 2010 Chavarría Celda Medición 20 kV CE-023COU1MCISBMD1

2 2010 Chillón Celda Medición 10 kV CE-010COU1MCISBMD1

3 2010 Infantas Celda Medición 20 kV CE-023COU1MCISBMD1

4 2010 Mirones Celda Medición 10 kV CE-010COU1MCISBMD1

5 2010 Pando Celda Medición 10 kV CE-010COU1MCISBMD1

6 2010 Canto Grande Celda Medición 10 kV CE-010COU1MCISBMD1

7 2010 Huacho Celda Medición 20 kV CE-023COU1MCISBMD1

8 2010 Maranga Celda Medición 10 kV CE-010COU1MCISBMD1

9 2010 Oquendo Celda Medición 20 kV CE-023COU1MCISBMD1



Ítem Año Subestación Celdas Módulo

10 2010 Supe Celda Medición 10 kV CE-010COU1MCISBMD1

11 2010 Supe Celda Medición 20 kV CE-023COU1MCISBMD1

12 2011 Santa Marina Celda Medición 20 kV CE-023COU1MCISBMD1

13 2013 Caudivilla Celda Medición 10 kV CE-010COU1MCISBMD1

14 2013 Chancay Celda Medición 20 kV CE-023COU1MCISBMD1

15 2013 Industrial Celda Medición 10 kV CE-010COU1MCISBMD1

16 2013 Industrial Celda Medición 20 kV CE-023COU1MCISBMD1

17 2013 Oquendo Celda Medición 20 kV CE-023COU1MCISBMD1

18 2013 Pershing Celda Medición 10 kV CE-010COU1MCISBMD1

19 2013 Tomás Valle Celda Medición 20 kV CE-023COU1MCISBMD1

20 2014 Barsi Celda Medición 10 kV CE-010COU1MCISBMD1

21 2014 Barsi Celda Medición 20 kV CE-023COU1MCISBMD1

22 2014 Huandoy Celda Medición 10 kV CE-010COU1MCISBMD1

23 2014 Huandoy Celda Medición 20 kV CE-023COU1MCISBMD1

24 2014 Jicamarca Celda Medición 10 kV CE-010COU1MCISBMD1

25 2015 Colonial Celda Medición 10 kV CE-010COU1MCISBMD1

26 2015 Filadelfia Celda Medición 10 kV CE-010COU1MCISBMD1

27 2015 Filadelfia Celda Medición 20 kV CE-023COU1MCISBMD1



30 2015 Ventanilla Celda Medición 10 kV CE-010COU1MCISBMD1

31 2016 Comas Celda Medición 10 kV CE-010COU1MCISBMD1

32 2016 Comas Celda Medición 20 kV CE-023COU1MCISBMD1

Cabe precisar que para efectos de las celdas de los cuadros previos, con fecha anterior a mayo 2013, se deben incorporar como modificación del Plan de Inversiones 2009-2013. En este caso, el año especificado para entrada en operación de estas celdas es referencial, por lo que, para efectos de la correspondiente fijación tarifaria se deberá tener en cuenta la fecha que se establezca conforme el marco normativo y los procedimientos regulatorios correspondientes.

Conclusión

Se acoge la opinión por las razones expuestas en el análisis. Opinión 11. Incluir Celdas de Alimentadores

EDELNOR señala que se prevé la instalación de 104 nuevos alimentadores, conforme su PROPUESTA, con sus correspondientes celdas de MT según se muestra en la siguiente tabla:



Fuente: EDELNOR

Como sustento, señala que el criterio adoptado por OSINERGMIN de incorporar una nueva celda de alimentador por cada 5 MW de crecimiento de la demanda máxima en una subestación AT/MT, no es adecuada por las razones siguientes:

- No toma en cuenta que la distribución de la carga y el crecimiento de la misma no es homogénea para todos los alimentadores

- El crecimiento de la demanda máxima de una subestación puede ser menor a 5 MW/año, sin embargo puede requerirse nuevas celdas para descargar alimentadores que se sobrecarguen en ese año.

- No considera capacidad de respaldo en una zona urbana de alta densidad de carga, como es Lima Norte, donde se requiere la posibilidad de transferir cargas entre alimentadores en casos de fallas.



Al respecto, señala que ha elaborado un análisis detallado del requerimiento de nuevos alimentadores de MT en las distintas SET del sistema de EDELNOR para el período considerado; así mismo, adjunta un Anexo que contiene un cuadro con los argumentos para justificar cada celda solicitada.


A manera de antecedente cabe mencionar que en la PROPUESTA FINAL, EDELNOR incluyó 136 celdas de alimentadores en MT, entre los años 2013 y 2016. Luego del análisis de dicha propuesta, en la PREPUBLICACION no se incluyeron un total de 85 celdas por no tener sustento o por que ya estaban incluidas en el Plan de Inversiones 2009-2013.

En esta oportunidad, EDELNOR replantea su propuesta con un total de 104 celdas. Así mismo, señala que 14 de estas celdas han entrado en operación o tienen previsto poner en operación antes de mayo de 2013.

En ese sentido, se ha revisado la propuesta de EDELNOR y verificado los sustentos que explican la necesidad de implementar nuevos alimentadores para atender a nuevas cargas, para descargar cargas de los transformadores existentes y descongestionar alimentadores sobrecargados por incremento de la demanda en cada alimentador. Del análisis efectuado se ha identificado que 39 celdas se plantean para atender a usuarios con cargas relevantes, 5 celdas por traslados de cargas entre transformadores y 60 celdas para aliviar la saturación de los alimentadores existentes por incremento de la demanda.

En este orden de análisis, de las 39 celdas para atender cargas relativamente mayores, se ha identificado 14 celdas que sirven para alimentar exclusivamente a Usuarios Mayores; en este caso las celdas de alimentación pueden implementarse como Sistema Complementario de Transmisión de Libre Negociación. A continuación se listan estas celdas:


(kV) Año Cliente

1 Barsi K-53 20 2013 Cormin Callao (3.5 MW - 2013)

2 Maranga MA-14 10 2011 Parque de la Huaca (5 MW - 2011)

3 Oquendo O-54 20 2013 Wenco (3.5 MW - 2013)

4 Pando PA-21 10 2013 Nestle (4.4 MW - 2013)

5 Pershing Q-23 10 2013 Interseguros Centro Comercial (Real Plaza - 4 MW -2013)

6 Pershing Q-24 10 2013 Interseguros Centro Comercial (Real Plaza - 4.2 MW -2013)

7 Puente Piedra PP-01 10 2013 Cerámicos Peruanos (IC 2750 a 4750 kW)

8 UNI UN-51 20 2013 Plaza Lima Norte (5.1 MW - 2013)

9 Huacho H-54 20 2013 Cliente Redondos (3 MW - 2013)

10 Río Seco RS-01 20 2013 Minera Colquisiri (4 MW)

11 Chancay CY-53 20 2013 San Fernando (3.44MW - 2013)

12 Chancay CY-54 20 2013 Copeinca (5 MW - 2013)

13 Huandoy HU-51 20 2014 Sedapal (5 MW)

14 Filadelfia FL-51 20 2015 Taboada (8.5 MW -2013)

Por otro lado, se ha identificado que 7 celdas de MT ya han sido consideradas en el Plan de Inversiones 2009-2013; estas celdas son:


(kV) Año

1 Barsi K-04 10 2013







(kV) Año



7 Infantas I-53 20 2013

Luego de retirar dichas celdas se obtiene un total de 83 celdas a incluir en el Plan de Inversiones 2013-2017. Con el fin de verificar la mejora de la eficiencia en el uso de los equipos, se ha estimado la cargabilidad de las celdas (MW/celda) por cada subestación y nivel de tensión, para los años 2011 y 2016. Con esta información se ha elaborado un histograma para cada uno de dichos años, que se muestran en el gráfico siguiente.

Como se puede observar, en el 2016 hay un mayor incremento en las frecuencias iguales o mayores a 4 MW/celda que los incrementos en las frecuencias menores. En ese sentido, se comprueba una evolución a uso más eficiente, cercano al índice de 5MW/celda empleado como criterio en la PREPUBLICACION. Estos resultados permiten validar la inclusión de un total de 83 celdas en MT como parte del Plan de Inversiones, , con módulos CE-010COU1MCISBAL1 y CE-023COU1MCISBAL1 para tensiones de 10 kV y 20 kV, respectivamente, conforme el cuadro siguiente:

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Total

Subestaciones 10 kV 20 kV 10 kV 20 kV 10 kV 20 kV 10 kV 20 kV 10 kV 20 kV 10 kV 20 kV 10 kV 20 kV 10 kV 20 kV

Barsi

2

2

Caudivilla

3

1

4

Chancay

1

2

1 2

Chavarría 1

1

2

Colonial

7

2

9

Comas

4 2 4 2

Filadelfia

5

5

Huacho

2

2

Huandoy

4

2

6

Huaral

2

2

Industrial

2

1

3

Jicamarca

3

3

Maranga

3

1

4

Mirones 1

1

2

Oquendo

1

1

Pando

1

2

3



2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Total

Subestaciones 10 kV 20 kV 10 kV 20 kV 10 kV 20 kV 10 kV 20 kV 10 kV 20 kV 10 kV 20 kV 10 kV 20 kV 10 kV 20 kV

Pershing

1

1

1

2

5

Santa Marina

1

1

Supe

1

1 1

1 2

Tomás Valle

1

1

UNI

3

3

Ventanilla

1

1

1

3

Zapallal 1

2

3

Zárate

6

1

7

Total general 3

4 1 5

22 9 8

20

9 2 71 12

3 5 5 31 8 20 11 83

Cabe precisar que las celdas con fecha anterior a mayo 2013, se deben incorporar como modificación del Plan de Inversiones 2009-2013, en el marco de lo dispuesto en el numeral VII) del Literal d) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE9. En este caso, el año especificado para entrada en operación es referencial, por lo que, para efectos de la correspondiente fijación tarifaria se deberá tener en cuenta la fecha que se establezca conforme el marco normativo y los procedimientos regulatorios correspondientes.

Conclusión


Opinión 12. Módulo de Celdas para Conexión de la Subestación Carabayllo

EDELNOR señala que las dos celdas de línea en 220 kV previstas en la PREPUBLICACION en la subestación Carabayllo, requieren un seccionador adicional de transferencia (adicional al considerado en el módulo de doble barra empleado), debido a que la configuración requerida en la SET Carabayllo 500/220 kV (de Transmantaro), es de doble barra con transferencia, lo que requiere un seccionador adicional (ST) a la celda típica de doble barra, para lo cual presenta el diagrama unifilar siguiente:



Fuente: EDELNOR

Señala dos alternativas para considerar el costo adicional: 1) definir un nuevo módulo estándar de doble barra con seccionador de transferencia y, 2) Ajustar el valor del módulo de celda de línea doble barra con un factor “k” que tome en cuenta el sobrecosto del seccionador de transferencia.

Presenta un anexo con la valorización del referido nuevo módulo, y señala que éste representa un incremento del 7% del módulo doble barra convencional.


Se ha verificado que la disposición de la barra 220 kV en la subestación Carabayllo es de doble barra con barra de transferencia, por lo que es necesario que las celdas de las líneas 220 kV Carabayllo – Jicamarca, previstas en el Plan de Inversiones 2013-2017, estén preparadas para este tipo de disposición.

Dado que en el presente proceso no se define las características de nuevos módulos, para efectos de estimar el costo del mismo se ha tomado como referencia el módulo de celda doble barra al cual se le aplica un factor que refleje el costo de implementar el seccionador adicional para ser una celda doble barra con transferencia.

Luego de incrementar un seccionador en el módulo CE-220COU1C1EDBLI4, el referido costo adicional equivale a un 6,1%.

MODULO DE CELDA TIPO CONVENCIONAL, AL EXTERIOR 220 KV COSTA URBANA (de 0 a 1000 msnm) - DOBLE BARRA - LÍNEA - Corriente de Cortocircuito 40 KA (CE-220COU1C1EDBLI4)

438 125

MODULO DE CELDA TIPO CONVENCIONAL, AL EXTERIOR 220 KV COSTA URBANA (de 0 a 1000 msnm) - DOBLE BARRA CON TRANSFERENCIA- LÍNEA - Corriente de Cortocircuito 40 KA

465 069

Porcentaje de Incremento 6,15%

Por lo que para efectos de la estimación del costo del Plan de Inversiones se empleará un módulo denominado CE-220COU1C1EDTLI4 para la celda de línea doble barra con barra de transferencia, con un costo igual a 106,15% del costo del módulo CE-220COU1C1EDTLI4.

Conclusión


Opinión 13. Inclusión de transformadores de reserva

EDELNOR solicita que en el Plan de Inversiones 2013-2017, se incorpore al menos dos transformadores que cubran las características que no se dispone en los stock de reserva por los niveles de tensión secundaria (MT) o por su capacidad, con la finalidad de respaldar todo el sistema de transmisión:

- 1 transformador de reserva fijo de 60/20/10 kV de 40 MVA para cubrir la falla de un transformador de esa potencia, o inferior, en la zona de Lima Norte y Huaral- Chancay.

- 1 transformador de reserva fijo de 66/20/10 kV de 25 MVA para cubrir la falla de un transformador de esa potencia, o inferior, en la zona de Huacho-Supe

Como sustento señala lo siguiente:



- Los transformadores actualmente en reserva o que se retirarían en el futuro no cubren todas las potencias y tensiones requeridas, ya que se trata de unidades de potencias relativamente bajas (a lo sumo 25 MVA) y dos arrollamientos (una sola tensión de MT, en general 10 kV).

- Aún considerando que la falla mayor de un transformador es un evento de baja probabilidad, sus consecuencias son muy importantes por el elevado tiempo de adquisición y/o reparación que se requieren para su reemplazo.


De acuerdo con el Plan de Inversiones 2009-2013 y la PREPUBLICACION se tiene prevista la implementación de 14 transformadores de 40 MVA y 60/20/10 kV. Por otro lado, EDELNOR cuenta con transformadores de reserva de 60/10 kV de 25 MVA, pero no cuenta con transformadores de reserva de 40 MVA ni con devanado de 20 kV. En ese sentido, dada la cantidad de transformadores de 40 MVA y 60/20/10 kV, se encuentra procedente contar con un transformador de reserva de estas características.

Así mismo, no se cuenta con trasformadores de reserva de 25 MVA con devanado de 20 kV, por lo que también se hace necesario contar con un transformador de reserva de estas características TP-060023010-040CO1I.

En consecuencia, se debe incorporar en el Plan de Inversiones 2013-2017 dos transformadores de reserva:

- Transformador de 60/20/10 kV, 40 MVA, con módulo TP-060023010-040CO1I.

- Transformador de 60/20/10 kV, 25 MVA, con módulo TP-060023010-025CO1E.

Conclusión


Opinión 14. Modificación y Soterramiento de Líneas Existentes

EDELNOR solicita que en el Plan de Inversiones 2013-2017 se incluya la reubicación y soterramiento de los tramos de líneas incluidas en su PROPUESTA, a fin de dar cumplimiento a las exigencias normativas con respecto a las distancias mínimas de seguridad.

Como sustento, adjunta un informe legal con las siguientes conclusiones:

- Las adecuaciones de las líneas de transmisión de EDELNOR cumplen las condiciones establecidas por la regulación eléctrica para que sean incorporadas en el Plan de Inversiones que debe aprobar OSINERGMIN, dentro del proceso de fijación de la tarifas de transmisión.

- Lo indicado en el párrafo anterior se sustenta en que estas nuevas instalaciones, serán puestas en operación en el periodo tarifario 2013 – 2017, responden a un criterio de expansión de las redes producto del crecimiento en densidad de la ciudad y que no existe ninguna restricción regulatoria que impida que por el hecho de haber sido materia de



observaciones por normas de seguridad, no puedan ser incluidas en el Plan de Inversiones.


Conforme al análisis legal que sustenta la Publicación del Plan de Inversiones 2013-2017, no resulta procedente incluir en este plan, las instalaciones solicitadas por EDELNOR en esta opinión.

Conclusión


Opinión 15. Ubicación de la Subestación Colonial 220/60 kV

EDELNOR manifiesta que la ubicación de la subestación Colonial 220/60 kV establecida en la PREPUBLICACION no puede considerarse como definitiva ya que, en el caso que el propietario actual del terreno decida no venderlo, se deberán considerar terrenos alternativos con la consiguiente diferencia en la longitud y costos de los enlaces de 220 y 60 kV.

En ese sentido señala que este proyecto debe ser condicionado a ser ajustado en el plan a ser aprobado por OSINERGMIN, ante un posible cambio de ubicación por la escasa disponibilidad de terreno en la zona de proyecto. Los ajustes están referidos a la composición y longitudes de líneas 220 y 60 kV, y el equipamiento de la nueva subestación teniendo presente que tendrá doble transformación (220/60 kV y 60/20/10 kV).


Conforme se mencionó en el análisis de la Opinión 8 de EDELNOR, el marco establecido en el Artículo 139 ya establece un ajuste de la valorización del costo Medio Anual de las instalaciones por variaciones debidamente sustentadas. Este ajuste se realiza por única vez en la liquidación anual siguiente a la entrada en operación de las líneas.

Ene se sentido ya no es necesario establecer en la resolución que fija el Plan de inversiones, disposiciones adicionales específicas como las requeridas por EDELNOR

Conclusión


Opinión 16. Tratamiento de las Instalaciones Aprobadas en el Plan de Inversiones 2009-2013

Se solicita que aquellos Elementos del Plan de Inversiones 2009-2013 que no resulten necesarios sean identificados explícitamente en el nuevo Plan de Inversiones para que sean retirados del plan anterior. Específicamente solicita que la nueva subestación Jicamarca se retire del plan 2009-2013 y se incluya en el plan 2013-2017.

Así mismo, solicita que se indique explícitamente en el nuevo Plan de Inversiones que las instalaciones que no son eliminadas del Plan de Inversiones 2009-2013, continúan en vigencia.




Respecto al caso general de los Elementos del Plan de Inversiones 2009-2013 que ya no resulten necesarios o que se reprogramen, se debe mencionar que en el Informe que sustenta el proyecto de Resolución de Plan de Inversiones se incluyó la relación de dichos Elementos; así mismo, en el presente informe también se incluye tales Elementos en el Anexo D. Cabe señalar que conforme al proyecto de resolución que aprueba el Plan de Inversiones, este informe se incorpora como parte de la misma resolución.

En el caso particular de la subestación 220/60 kV Jicamarca que estaba incluida en el Plan de Inversiones 2009-2013, para ser alimentada desde una derivación de la línea Huinco – Santa Rosa, cabe precisar que a raíz del análisis seguido en el presente proceso se cambiará su ubicación hacia el lado Nor-Oeste de la comunidad Jicamarca y será alimentada con una línea en 220 kV desde Carabayllo. En ese sentido, se encuentra pertinente retirar dicha subestación del Plan de Inversiones 2009-2013, para incluirse en el Plan de Inversiones 2013-2017, en el año 2013, conforme a la propuesta de EDELNOR.

Así mismo, se ha identificado que en la PREPUBLICACION no se incluyeron celdas de acoplamiento en las tensiones de 220 kV y 60 kV, las cuales son necesarias dada la configuración doble barra en ambos niveles de tensión; lo mismo caso sucede con la celda de medición en el lado de 60 kV. En ese sentido en el Plan de Inversiones correspondiente se debe implementar las respectivas celdas, con módulos: CE-220COU1C1EDBAC4, CE-060COU1C1EDBAC3, CE-060COU1C1ESBMD3.

Al respecto cabe precisar que se mantiene la vigencia del Plan 2009-2013 con las modificaciones resultantes del presente proceso y es responsabilidad de los correspondientes titulares las consecuencias por su no ejecución en la oportunidad indicada en dicho plan.

Conclusión

Se acoge esta opinión por las razones expuestas en el análisis anterior.

Opinión 17. Nuevos clientes AT y MT

EDELNOR solicita que el Plan de Inversiones 2013–2017 sea flexible a ser actualizado en base a nuevas demandas de clientes, no consideradas en la determinación del plan presentado por EDELNOR, cuya atención impliquen ampliaciones del SCT en nuevas líneas y el equipamiento de subestaciones.

A modo de ejemplo se menciona que se han recibido nuevas solicitudes de los clientes 60 kV LAP (7 MW en el año 2014 - punto probable de conexión Oquendo) y APM Terminals Callao (11,34 MW en el año 2013 – punto probable de conexión Santa Marina, usando la misma conexión existente de ENAPU).


Conforme al numeral VII del literal d) del Artículo 139 del Reglamento de la LCE, se tiene previsto que “en la eventualidad de ocurrir cambios significativos en la demanda proyectada de electricidad, o modificaciones en la configuración de las redes de transmisión aprobadas por el Ministerio, o en las condiciones técnicas o constructivas, o por otras razones debidamente justificadas, respecto a lo previsto en el Plan de



Inversiones vigente, el respectivo titular podrá solicitar a OSINERGMIN la aprobación de la modificación del Plan de Inversiones vigente, acompañando el sustento técnico y económico debidamente documentado.

En ese sentido, el marco normativo vigente ya establece cierta flexibilidad para la adaptación del Plan de inversiones entre cada proceso tarifario (4 años). Por lo que no es necesario que se establezca en la resolución que aprueba el Plan de Inversiones, una regulación adicional al respecto.

Conclusión

No se acoge esta opinión por las razones expuestas en el análisis anterior.

Opinión 18. Plan de Inversiones Resultante

Señala que tomando en cuenta todas las observaciones y sugerencias presentadas, el Plan de Inversiones resultante para el período 2013-2017 asciende a un monto total de 185,8 millones de dólares, con el detalle que se muestra en la siguiente tabla:

Fuente: EDELNOR


Conforme al análisis de OSINERGMIN de la PROPUESTA FINAL y de las opiniones de los interesados a la PREPUBLICACIÓN, el costo estimado del Plan de Inversiones asciende a un monto total de 177,7 millones, conforme se detalla en los numerales 6.2.2 y 6.2.3.

Conclusión

Se acoge parcialmente esta opinión por las razones expuestas en el análisis anterior.



Análisis de las Opiniones y Sugerencias a la PREPUBLICACIÓN presentadas por CONENHUA

Opinión 1. Considerar el Tramo de Línea de Transmisión en 220 kV, Deriv. Zapallal Paramonga Nueva – Rio Seco 220 kV

CONENHUA solicita que se debe incluir la inversión de la línea Deriv. Zapallal Paramonga Nueva – Huaral Nueva 220 kV (Rio Seco 220 kV), con código modular LT-220COU0PAD0C1500A, que equivale a una inversión de US$ 81 037.

Señala que para hacer posible la interconexión de la SE Rio Seco es necesario realizar la línea Deriv. Zapallal Paramonga Nueva – Rio Seco 220 kV (S.E. HUARAL NUEVA), caso contrario sería imposible la puesta en servicio de las instalaciones aprobadas, considerando que el terreno de la SE HUARAL NUEVA se encuentra a 0,25 km del eje de la línea Zapallal – Paramonga Nueva. Agrega que si no se considera dicha derivación ocasionaría un perjuicio económico a CONENHUA.


En la PREPUBLICACIÓN no se incluyó un tramo de línea de derivación para conectar a la subestación Rio Seco, sin el cual no podría operar esta subestación. En ese sentido es procedente incluir en el Plan de inversiones 2013-2017 un línea doble terna de 0,25 km. Vale precisar que no corresponde aplicar un módulo de costa urbana con poste acero (propuesto por CONENHUA), por cuanto dicha línea se encuentra en una zona rural, con topología plana, por lo que corresponde el módulo LT-220COR0PMD0C1500A.

Conclusión


Opinión 2. Modificar el Nombre del Elemento: “Banco Monofásico” de la Instalación SET MAT/AT/MT 220, por “Transformador Trifásico”

CONENHUA sugiere que se debe corregir el nombre del Elemento del transformador 220/60 kV en Rio Seco; precisando que el nombre del Elemento debe ser “Transformador Trifásico de la SE HUARAL NUEVA” con código de Modulo Estándar TP-220060023-050CO1E, correspondiente al TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 220/60/20 KV DE 50 MVA, instalado al exterior en Costa de 0 a 1000 msnm.

Señala que en la PROPUESTA de CONENHUA se ha previsto un transformador trifásico con las siguientes características SE 220/60/20 kV, 40/40/15 MVA (ONAN), 50/50/20 MVA (ONAF), mientras que en la PREPUBLICACION se consideró un Elemento con módulo TP-220060010-050CO1E que corresponde a un transformador de potencia trifásico 220/60/10 KV de 50 MVA.

Al respecto señala que en el lado terciario del transformador se requiere el nivel de tensión 20 kV, dado que dicho valor es la tensión de operación en media tensión el Sistema Eléctrico Huaral-Chancay de EDELNOR, y dicha concesionaria tiene previsto alimentar desde la SE HUARAL NUEVA la carga aledaña del Sistema Huaral - Chancay



Por otro lado, observa que en la PREPUBLICACION se señala como nombre del elemento TP-220060010-050CO1E, la nomenclatura “Banco monofásico” en lugar de transformador trifásico.


Con relación a que el nombre de la denominada subestación Rio Seco incluida en la PREPUBLICACION, pase a denominarse Huaral Nueva, no se tiene inconveniente dado que no influye en los resultados del Plan de Inversiones.

Respecto al pedido que el lado terciario del transformador no sea de 10 kV sino de 20 kV, se ha verificado que EDELNOR atiende las cargas rurales de la zona de Huaral en dicha tensión, por lo que resulta procedente efectuar dicho cambio.

Por su parte, respecto a la denominación del transformador, sí corresponde denominar transformador trifásico, conforme a lo solicitado por CONENHUA y no “Banco Monofásico”, por cuanto el módulo incluido en la prepublicación corresponde al primero y no a este último.

En consecuencia, la subestación Rio Seco se denominará Huaral Nueva y se cambia las características del Transformador Trifásico a 220/60/20 kV de 50 MVA con código modular TP-220060023-050CO1E.

Conclusión


Opinión 3. En la SE Rio Seco las instalaciones aprobadas en MT deben tener el valor de 20 kV

Que en la subestación Huaral Nueva (Rio Seco) se considere 20 kV como tensión de media tensión en lugar de 10 kV:

- Lado terciario del Transformador de Potencia de 50 MVA, código TP-220060023-050CO1E.

- Servicios Auxiliares, código SA-023-050COU1.

- Celda de Transformador en MT, código CE-023COU1MCISBTR1.

Al respecto, señala que El Sistema Eléctrico Huaral – Chancay, tiene como nivel de tensión de operación MT 20 kV, el cual es un nivel de tensión reconocido por las normas peruanas e internacionales, pudiéndose emplear en cumplimiento del Código Nacional de Electricidad (Suministro 2011), aprobado con Resolución Ministerial N° 214-2011- MEM/DM.


Conforme a las conclusiones del análisis de la opinión anterior, es procedente incorporar la tensión de 20 kV en lado de MT de la subestación Huaral Nueva (Rio Seco en la PREPUBLICACIÓN).

En consecuencia, se cambia el módulo de servicios auxiliares y de celda de transformación en esta subestación por los siguientes: SA-023-050COU1, CE-023COU1MCISBTR1.



Conclusión


Opinión 4. Sistema de Doble Barra en SE Rio Seco 220 kV

CONENHUA sugiere que es necesario considerar la celda de acoplamiento de 220 kV en la subestación Huaral Nueva (Rio Seco).

Señala que en la PREPUBLICACION, se ha considerado las celdas de línea y transformador de 220 kV con sistema doble barra; sin embargo, no se ha considerado la celda de acoplamiento, principal elemento para el funcionamiento de la doble barra.


Se ha verificado que en la PREPUBLICACION se omitió la celda de acoplamiento en 220 kV para la subestación Huaral Nueva, por lo que se debe incluir en el Plan de Inversiones una celda de acoplamiento con el código modular CE-220COU1C1EDBAC3.

Conclusión


Opinión 5. Instalaciones no consideradas en 60 kV

CONENHUA sugiere que es necesario considerar la celda de acoplamiento y la celda de medición de 60 kV en la subestación Huaral Nueva (Rio Seco).

Al respecto, manifiesta que en la PREPUBLICACION, se ha omitido la incorporación de las celdas de acoplamiento y medición en las barras de AT de la referida subestación, toda vez que se requiere mayor confiabilidad. La celda de acoplamiento se requiere por la necesidad operativa de poder alimentar ambas barras en AT en caso de fallas o de mantenimiento de alguna celda de línea o sus equipos asociados, y en los mantenimientos preventivos. De esta manera se elimina o limita la necesidad de efectuar cortes en las cargas alimentadas por los equipos señalados

Por otra parte, señala que se requiere celdas de medición en cada una de las barras de AT y en la celda de transformador del lado 60 kV. Adjunta esquema unifilar típico de la mencionada subestación.


Se ha identificado que en la PREPUBLICACION se consideró que el lado de 60 kV de la subestación Huaral Nueva (Rio Seco) tendría una configuración simple barra; no obstante por el nivel de carga y al interconectarse esta subestación por el lado de 60 kV con las demás subestaciones 220/60 kV (Zapallal REP, Chavarría), es necesario que la configuración sea doble barra para una confiabilidad adecuada. Esta configuración requiere de la celda de acoplamiento correspondiente.

Por otro lado, también se requiere la celda de medición en el lado de 60 kV, que no se incluyó en la PREPUBLICACIÓN.

En consecuencia se debe incorporar en el Plan de Inversiones en la subestación Huaral Nueva (antes Rio Seco) una celda de acoplamiento en 60 kV con código CE-060COU1C1IDBAC2 y una celda de medición con código CE-060COU1C1ISBMD2. Así



mismo, se debe cambiar el código de las dos celdas de línea incluidas en la PREPUBLICACION por el siguiente CE-060COU1C1IDBLI2.

Conclusión


Opinión 6. Fecha de Ingreso

CONENHUA señala que las instalaciones correspondientes a la subestación Huaral Nueva (Rio seco) tienen previstas su ingreso para mayo 2013.


En el Informe N° 0116-2012-GART que contiene la relación de Elementos de la PREPUBLICACION, no se ha especificado el mes de entrada en operación previsto, solo se ha especificado el año, por lo que no es necesario efectuar lo solicitado por CONENHUA.

Conclusión




Anexo B Diagrama Unifilar del Sistema Actual

según información de Titulares



Anexo C Diagrama Unifilar del ser 2013-2016

según análisis de OSINERGMIN



Anexo D Modificación del Plan de Inversiones

2009-2013



CUADRO D-1 Área de Demanda 6 INVERSIONES NO INCLUIDAS EN EL PLAN DE INVERSIONES 2009-2013

JUSTIFICADAS PONERSE EN SERVICIO HASTA ANTES DE MAYO 2013 (1)

Año Titular Nombre Elemento Instalación Código de Módulo

Estándar Inversión US$(2)

2010 EDELNOR Celda de Medición SET AT/MT CANTO GRANDE CE-010COU1MCISBMD1 19 222,68

2010 EDELNOR Celda Acoplamiento SET AT/MT CANTO GRANDE CE-010COU1MCISBLA1 30 138,02

2010 EDELNOR Celda de Medición SET AT/MT CHAVARRIA CE-023COU1MCISBMD1 29 490,08

2010 EDELNOR Celda de Alimentador SET AT/MT CHAVARRIA CE-010COU1MCISBAL1 30 946,18

2010 EDELNOR Celda de Medición SET AT/MT CHILLON CE-010COU1MCISBMD1 19 738,14

2010 EDELNOR Celda de Medición SET AT/MT HUACHO CE-023COU1MCISBMD1 28 719,95

2010 EDELNOR Celda de Medición SET AT/MT INFANTAS CE-023COU1MCISBMD1 28 719,95

2010 EDELNOR Celda de Medición SET AT/MT MARANGA CE-010COU1MCISBMD1 19 325,77

2010 EDELNOR Celda Acoplamiento SET AT/MT MARANGA CE-010COU1MCISBLA1 30 299,65

2010 EDELNOR Celda de Medición SET AT/MT MIRONES CE-010COU1MCISBMD1 19 325,77

2010 EDELNOR Celda Acoplamiento SET AT/MT MIRONES CE-010COU1MCISBLA1 30 299,65

2010 EDELNOR Celda de Alimentador SET AT/MT MIRONES CE-010COU1MCISBAL1 30 299,65

2010 EDELNOR Celda de Medición SET AT/MT OQUENDO CE-023COU1MCISBMD1 28 719,95

2010 EDELNOR Celda de Medición SET AT/MT PANDO CE-010COU1MCISBMD1 19 222,68

2010 EDELNOR Celda Acoplamiento SET AT/MT PANDO CE-010COU1MCISBLA1 30 138,02

2010 EDELNOR Celda de Medición SET AT/MT SUPE CE-023COU1MCISBMD1 28 719,95

2010 EDELNOR Celda de Medición SET AT/MT SUPE CE-010COU1MCISBMD1 19 222,68

2010 EDELNOR Celda de Alimentador SET AT/MT ZAPALLAL CE-010COU1MCISBAL1 30 057,20

2011 EDELNOR Celda de Alimentador SET AT/MT MARANGA CE-010COU1MCISBAL1 30 299,65



2011 EDELNOR Celda de Alimentador SET AT/MT MIRONES CE-010COU1MCISBAL1 30 299,65

2011 EDELNOR Celda de Medición SET AT/MT SANTA MARINA CE-023COU1MCISBMD1 28 719,95

2011 EDELNOR Celda de Alimentador SET AT/MT SUPE CE-023COU1MCISBAL1 44 444,17

2012 EDELNOR Celda de Alimentador SET AT/MT CHANCAY CE-010COU1MCISBAL1 30 138,02

2012 EDELNOR Celda de Alimentador SET AT/MT PANDO CE-010COU1MCISBAL1 30 138,02

2012 EDELNOR Celda de Alimentador SET AT/MT PERSHING CE-010COU1MCISBAL1 30 138,02

2012 EDELNOR Celda de Alimentador SET AT/MT TOMAS VALLE CE-010COU1MCISBAL1 30 057,20

2012 EDELNOR Celda de Alimentador SET AT/MT VENTANILLA CE-010COU1MCISBAL1 30 946,18 (1) Aprobados en el marco de lo establecido en el numeral VII) del Literal d) del Artículo 139° del

Reglamento de la LCE. El año es referencial, por lo que, para efectos de la correspondiente fijación tarifaria se deberá tener en cuenta la fecha que se establezca conforme el marco normativo y los procedimientos regulatorios correspondientes.

(2) El monto de inversión se ha calculado con los módulos estándares vigentes, este monto se muestra para tener una referencia del orden de magnitud del Plan de Inversiones y no es necesariamente el que se empleará para la fijación de peajes y compensaciones. La determinación de las tarifas y peajes correspondientes deberá resultar del proceso regulatorio correspondiente con base en los módulos vigentes en su oportunidad.



CUADRO D-2 Área de Demanda 6 ELEMENTOS DEL PLAN DE INVERSIONES 2009-2013

REPROGRAMADOS PARA EL PERÍODO 2013-2017 Año Plan

2009-2013

Titular Elemento Instalación Módulo Motivo para reprogramar

2012 EDELNOR Celda de Línea, 220 kV, SET MAT/AT N. JICAMARCA

NUEVA JICAMARCA

220

CE-220COU1C1EDBLI

Debido al cambio de ubicación de la SET Nueva Jicamarca, su entrada en

operación se prevé para el 2013


NUEVA JICAMARCA

220

CE-220COU1C1EDBLI


NUEVA JICAMARCA

220

CE-060COU1C1EDBLI


NUEVA JICAMARCA

220

CE-060COU1C1EDBLI

2012 EDELNOR Celda de Transformador, 220 kV, SET MAT/AT N. JICAMARCA

NUEVA JICAMARCA

220

CE-220COU1C1EDBTR

2012 EDELNOR Celda de Transformador, 60 kV, SET MAT/AT N. JICAMARCA

NUEVA JICAMARCA

220

CE-060COU1C1EDBTR

CUADRO D-3 Área de Demanda 6 ELEMENTOS DEL PLAN DE INVERSIONES 2009-2013

QUE YA NO SON REQUERIDOS EN EL PERÍODO 2013-2017 Año

previsto Titular Elemento Instalación Módulo

Motivo para retirar de Plan 2009-2013

2009 EDELNOR Celda de Transformador, 10 kV, SET MAT/AT/MT CHILLON

CHILLON 220 CE-010COU1MCISBTR

Conforme a los estudios del Plan 2013-2017 ya no se requiere el transformador 220/60/10 kV

2009 EDELNOR Celda de Transformador, 60 kV, SET MAT/AT/MT CHILLON

CHILLON 220 CE-060COU1C1EDBTR

2011 EDELNOR

Banco de Transformador Monofásico de 180 MVA, 220/60/10 kV, SET MAT/AT/MT CHILLON

CHILLON 220 TM-220060010-180CO1E

2012 EDELNOR Celda de Línea, 60 kV, SET MAT/AT ZAPALLAL REP

ZAPALLAL REP CE-060COU1C1ESBLI

Ya no es necesaria con el nuevo transformador Huaral Nueva

220/60, propuesto en Plan 2013-2017

2012 EDELNOR Celda de Línea, 60 kV, SET MAT/AT ZAPALLAL REP

ZAPALLAL REP CE-060COU1C1ESBLI

2012 EDELNOR Línea, 60 kV, ZAPALLAL (REP) - DERV CHANCAY, 16 km

ZAPALLAL (REP) - DERV

CHANCAY LT-060COR0PMD0C1300A

2012 EDELNOR Línea, 60 kV, ZAPALLAL (REP) - DERV HUARAL, 16 km

ZAPALLAL (REP) - DERV HUARAL

LT-060COR0PMD0C1300A

2012 EDELNOR Línea, 60 kV, N. Jicamarca - Jicamarca_01, 1.98 km

N. Jicamarca - Jicamarca_01

LT-060COU0ACD0C1300A

Se cambió la ubicación de la SET Jicamarca 220

2012 EDELNOR Línea, 60 kV, N. Jicamarca - Jicamarca_02, 1.98 km

N. Jicamarca - Jicamarca_02

LT-060COU0ACD0C1300A

2012 EDELNOR Línea, 220 kV, DERV. STA. ROSA - JICAMARCA, 7.6245 km

DERV. STA. ROSA -

JICAMARCA LT-220SIR0TAD2C1600A

2012 EDELNOR Línea, 220 kV, DERV. HUINCO - JICAMARCA, 7.6245 km

DERV. HUINCO - JICAMARCA

LT-220SIR0TAD2C1600A



Anexo E Plan de Inversiones 2013-2017 determinado por OSINERGMIN

(Incluye Programación de Bajas)



CUADRO E-1 Área de Demanda 6 PLAN DE INVERSIONES 2013-2017(1)

(1) Incluye las instalaciones reprogramadas del Plan de Inversiones 2009-2013



2013 EDELNOR Celda de Línea: a PERSHING SET AT/MT BARSI CE-060COU1C1IDBLI3 178 009,97

2013 EDELNOR Celda de Alimentador SET AT/MT BARSI CE-023COU1MCISBAL1 45 635,96

2013 EDELNOR Celda de Alimentador SET AT/MT BARSI CE-023COU1MCISBAL1 45 635,96

2013 EDELNOR Celda de Transformador SET AT/MT CANTO GRANDE CE-010COU1MCISBTR1 51 685,82

2013 EDELNOR Celda de Línea: a Nueva Jicamarca SET AT/MT CANTO GRANDE CE-060COU1C1ESBLI3 156 436,37

2013 EDELNOR Celda de Transformador SET AT/MT CAUDIVILLA CE-010COU1MCISBTR1 53 071,79

2013 EDELNOR Celda de Transformador SET AT/MT CAUDIVILLA CE-060COU1C1ISBTR3 138 769,98

2013 EDELNOR Trifásico SET AT/MT CAUDIVILLA TP-060010-025CO1E 739 796,74

2013 EDELNOR Celda Medición SET AT/MT CAUDIVILLA CE-010COU1MCISBMD1 19 738,14

2013 EDELNOR Celda Acoplamiento SET AT/MT CAUDIVILLA CE-010COU1MCISBLA1 30 946,18

2013 EDELNOR Celda de Alimentador SET AT/MT CAUDIVILLA CE-010COU1MCISBAL1 30 946,18



2013 EDELNOR Celda Medición SET AT/MT CHANCAY CE-023COU1MCISBMD1 28 719,95



2013 EDELNOR Celda de transformador SET AT/MT CHAVARRIA CE-060COU1C1IDBTR3 154 898,37

2013 EDELNOR Celda de Alimentador SET AT/MT CHAVARRIA CE-010COU1MCISBAL1 30 946,18

2013 EDELNOR Celda de Alimentador SET AT/MT HUACHO CE-023COU1MCISBAL1 44 444,17

2013 EDELNOR Celda de Alimentador SET AT/MT HUACHO CE-023COU1MCISBAL1 44 444,17

2013 EDELNOR Celda de Alimentador SET AT/MT HUARAL CE-010COU1MCISBAL1 30 299,65

2013 EDELNOR Celda de Alimentador SET AT/MT HUARAL CE-010COU1MCISBAL1 30 299,65

2013 EDELNOR Celda de Transformador SET AT/MT INDUSTRIAL CE-010COU1MCISBTR1 51 685,82

2013 EDELNOR Celda de Transformador SET AT/MT INDUSTRIAL CE-023COU1MCISBTR1 63 399,21

2013 EDELNOR Celda de Transformador SET AT/MT INDUSTRIAL CE-060COU1C1ISBTR3 135 145,98

2013 EDELNOR Trifásico SET AT/MT INDUSTRIAL TP-060023010-040CO1I 1 092 136,08

2013 EDELNOR Celda Medición SET AT/MT INDUSTRIAL CE-010COU1MCISBMD1 19 222,68

2013 EDELNOR Celda Medición SET AT/MT INDUSTRIAL CE-023COU1MCISBMD1 28 719,95

2013 EDELNOR Celda Acoplamiento SET AT/MT INDUSTRIAL CE-010COU1MCISBLA1 30 138,02

2013 EDELNOR Celda de Alimentador SET AT/MT INDUSTRIAL CE-010COU1MCISBAL1 30 138,02


2013 EDELNOR Trifásico SET AT/MT OQUENDO TP-060023010-040CO1I 1 092 136,08

2013 EDELNOR Celda Medición SET AT/MT OQUENDO CE-023COU1MCISBMD1 28 719,95

2013 EDELNOR Celda Acoplamiento SET AT/MT OQUENDO CE-023COU1MCISBLA1 45 560,97

2013 EDELNOR Celda de Alimentador SET AT/MT OQUENDO CE-023COU1MCISBAL1 44 444,17

2013 EDELNOR Celda de Línea: a PERSHING SET AT/MT PANDO CE-060COU1C1ISBLI3 157 351,54

2013 EDELNOR Transformador trifásico 220/60/10 kV, 30 MVA

SET AT/MT PARAMONGA NUEVA REP 220 TP-220060010-030CO1E 1 164 606,48

2013 EDELNOR Celda de transformador 220 kV SET AT/MT PARAMONGA NUEVA REP 220 CE-220COU1C1EDBTR4 360 749,81

2013 EDELNOR Celda de transformador 60 kV SET AT/MT PARAMONGA NUEVA REP 220 CE-060COU1C1ESBTR3 125 979,21

2013 EDELNOR Celda de transformador 10 kV SET AT/MT PARAMONGA NUEVA REP 220 CE-010COU1C1ESBTR1 28 253,36

2013 EDELNOR Celda de Transformador SET AT/MT PERSHING CE-010COU1MCISBTR1 51 685,82





2013 EDELNOR Celda de Transformador SET AT/MT PERSHING CE-060COU1C1ISBTR3 135 145,98

2013 EDELNOR Trifásico SET AT/MT PERSHING TP-060010-040CO1I 929 955,98

2013 EDELNOR Celda de Línea: a PANDO SET AT/MT PERSHING CE-060COU1C1ISBLI3 157 351,54

2013 EDELNOR Celda Medición SET AT/MT PERSHING CE-010COU1MCISBMD1 19 222,68

2013 EDELNOR Celda Acoplamiento SET AT/MT PERSHING CE-010COU1MCISBLA1 30 138,02


2013 EDELNOR Celda de Línea: a ZAPALLAL REP SET AT/MT PUENTE PIEDRA CE-060COU1C1ISBLI3 161 570,98

2013 EDELNOR Celda de Alimentador SET AT/MT SANTA MARINA CE-023COU1MCISBAL1 44 444,17



2013 EDELNOR Celda de Transformador SET AT/MT TOMAS VALLE CE-010COU1MCISBTR1 51 547,22

2013 EDELNOR Celda de Transformador SET AT/MT TOMAS VALLE CE-060COU1C1ISBTR3 134 783,58

2013 EDELNOR Trifásico SET AT/MT TOMAS VALLE TP-060010-040CO1I 927 462,26

2013 EDELNOR Celda Medición SET AT/MT TOMAS VALLE CE-023COU1MCISBMD1 28 642,93

2013 EDELNOR Celda de Alimentador SET AT/MT UNI CE-010COU1MCISBAL1 30 057,20



2013 EDELNOR Celda de Alimentador SET AT/MT VENTANILLA CE-010COU1MCISBAL1 30 946,18



2013 EDELNOR Celda de Línea: a PUENTE PIEDRA SET AT/MT ZAPALLAL REP CE-060COU1C1IDBLI3 173 361,21

2013 EDELNOR Celda de Alimentador SET AT/MT ZARATE CE-010COU1MCISBAL1 30 138,02






2013 EDELNOR Celda de acoplamiento SET MAT/AT/MT HUARAL NUEVA 220 CE-060COU1C1IDBAC2 239 045,57

2013 EDELNOR Celda de Medición SET MAT/AT/MT HUARAL NUEVA 220 CE-060COU1C1ISBMD2 125 155,25

2013 EDELNOR Celda de Línea: a NUEVA JICAMARCA 220

SET MAT/AT/MT CARABAYLLO REP 220 CE-220COU1C1EDTLI4 534 253,15

2013 EDELNOR Celda de Línea: a NUEVA JICAMARCA 220

SET MAT/AT/MT CARABAYLLO REP 220 CE-220COU1C1EDTLI4 534 253,15

2013 EDELNOR Celda de Transformador SET MAT/AT/MT NUEVA JICAMARCA 220 CE-010COU1MCISBTR1 107 223,70

2013 EDELNOR Celda de Transformador SET MAT/AT/MT NUEVA JICAMARCA 220 CE-220COU1C1EDBTR4 729 374,44

2013 EDELNOR Celda de Transformador SET MAT/AT/MT NUEVA JICAMARCA 220 CE-060COU1C1EDBTR3 336 412,12

2013 EDELNOR Celda de Medición SET MAT/AT/MT NUEVA JICAMARCA 220 CE-220COU1C1ESBMD4 110 571,25

2013 EDELNOR Celda de Acoplamiento SET MAT/AT/MT NUEVA JICAMARCA 220 CE-220COU1C1EDBAC4 885 796,18

2013 EDELNOR Celda de Línea, 220 kV a Carabayllo

SET MAT/AT/MT NUEVA JICAMARCA 220 CE-220COU1C1EDBLI4 1 021 006,63

2013 EDELNOR Celda de Línea, 220 kV a Carabayllo

SET MAT/AT/MT NUEVA JICAMARCA 220 CE-220COU1C1EDBLI4 1 033 911,77

2013 EDELNOR Celda de línea a Canto Grande SET MAT/AT/MT NUEVA JICAMARCA 220 CE-060COU1C1EDBLI3 416 557,29

2013 EDELNOR Celda de Línea, 60 kV, a Jicamarca

SET MAT/AT/MT NUEVA JICAMARCA 220 CE-060COU1C1EDBLI3 417 079,33





2013 EDELNOR Celda de Línea, 60 kV, a Jicamarca


2013 EDELNOR Celda de Acoplamiento SET MAT/AT/MT NUEVA JICAMARCA 220 CE-060COU1C1EDBAC3 457 525,83

2013 EDELNOR Celda de Medición SET MAT/AT/MT NUEVA JICAMARCA 220 CE-060COU1C1ESBMD3 201 683,88

2013 EDELNOR Banco monofásico (rotado de Santa Rosa)

SET MAT/AT/MT NUEVA JICAMARCA 220 TM-220060010-120CO1E 0,00

2013 EDELNOR Celda de transformador SET MAT/AT/MT CHAVARRIA 220 CE-220COU1C1EDBTR4 360 749,81




2013 EDELNOR Banco monofásico SET MAT/AT/MT SANTA ROSA 220 TM-220060010-180CO1E 4 318 432,53

2013 EDELNOR Celda de transformador SET MAT/AT/MT SANTA ROSA 220 CE-220COU1C1EDBTR4 360 749,81

2013 EDELNOR Celda de transformador SET MAT/AT/MT SANTA ROSA 220 CE-220COU1C1EDBTR4 360 749,81

2013 EDELNOR Transformador de reserva de 40 MVA Reserva 40 MVA TP-060023010-040CO1I 1 064 802,42

2013 EDELNOR Transformador de reserva de 25 MVA Reserva 25 MVA TP-060023010-025CO1E 819 543,00

2014 EDELNOR Celda de Transformador SET AT/MT BARSI CE-010COU1MCISBTR1 53 071,79

2014 EDELNOR Celda de Transformador SET AT/MT BARSI CE-060COU1C1ISBTR3 138 769,98

2014 EDELNOR Celda de Transformador SET AT/MT BARSI CE-023COU1MCISBTR1 65 099,29

2014 EDELNOR Transformador Trifásico SET AT/MT BARSI TP-060023010-040CO1I 1 121 422,15

2014 EDELNOR Celda Medición SET AT/MT BARSI CE-010COU1MCISBMD1 19 738,14

2014 EDELNOR Celda Medición SET AT/MT BARSI CE-023COU1MCISBMD1 29 490,08

2014 EDELNOR Celda Acoplamiento SET AT/MT BARSI CE-010COU1MCISBLA1 30 946,18

2014 EDELNOR Trifásico SET AT/MT CHANCAY TP-060023010-040CO1I 1 092 136,08

2014 EDELNOR Celda de Transformador SET AT/MT CHANCAY CE-060COU1C1ISBTR3 135 145,98

2014 EDELNOR Celda de Transformador SET AT/MT CHANCAY CE-023COU1MCISBTR1 63 399,21

2014 EDELNOR Celda de Transformador SET AT/MT CHANCAY CE-010COU1MCISBTR1 51 685,82

2014 EDELNOR Celda de Línea: a HUARAL NUEVA SET AT/MT CHANCAY CE-060COU1C1ISBLI2 152 035,69

2014 EDELNOR Celda de Medición SET AT/MT HUANDOY CE-010COU1MCISBMD1 42 906,61

2014 EDELNOR Celda de Transformador SET AT/MT HUANDOY CE-010COU1MCISBTR1 115 392,80

2014 EDELNOR Celda de Medición SET AT/MT HUANDOY CE-023COU1MCISBMD1 64 166,50

2014 EDELNOR Celda de Transformador SET AT/MT HUANDOY CE-023COU1MCISBTR1 141 917,93

2014 EDELNOR Celda de Transformador SET AT/MT HUANDOY CE-060COU1C1ISBTR3 302 620,40

2014 EDELNOR Trifásico SET AT/MT HUANDOY TP-060023010-040CO1I 2 446 350,83

2014 EDELNOR Celda de Línea SET AT/MT HUANDOY CE-060COU1C1ISBLI3 352 738,42

2014 EDELNOR Celda de Línea SET AT/MT HUANDOY CE-060COU1C1ISBLI3 357 196,90

2014 EDELNOR Celda Medición SET AT/MT HUANDOY CE-010COU1MCISBMD1 43 975,86

2014 EDELNOR Celda Medición SET AT/MT HUANDOY CE-023COU1MCISBMD1 65 785,16

2014 EDELNOR Celda de Alimentador SET AT/MT HUANDOY CE-010COU1MCISBAL1 68 028,81




2014 EDELNOR Celda de Línea: a Huaral Nueva SET AT/MT HUARAL CE-060COU1C1ISBLI2 152 851,07






2014 EDELNOR Celda de Transformador SET AT/MT JICAMARCA CE-010COU1MCISBTR1 51 963,01

2014 EDELNOR Celda de Transformador SET AT/MT JICAMARCA CE-060COU1C1ISBTR3 135 870,78

2014 EDELNOR Trifásico SET AT/MT JICAMARCA TP-060010-025CO1E 724 340,84

2014 EDELNOR Celda Medición SET AT/MT JICAMARCA CE-010COU1MCISBMD1 19 325,77

2014 EDELNOR Celda Acoplamiento SET AT/MT JICAMARCA CE-010COU1MCISBLA1 30 299,65

2014 EDELNOR Celda de Alimentador SET AT/MT JICAMARCA CE-010COU1MCISBAL1 30 299,65



2014 EDELNOR Celda de transformador SET AT/MT SANTA ROSA CE-060COU1C1IDBTR3 150 853,18




2014 EDELNOR Celda de acoplamiento SET AT/MT SANTA ROSA CE-060COU1C1IDBAC3 176 731,26

2014 EDELNOR Celda de Alimentador SET MAT/AT/MT HUARAL NUEVA 220 CE-023COU1MCISBAL1 45 635,96

2014 EDELNOR Celda de Línea: a CHANCAY SET MAT/AT/MT HUARAL NUEVA 220 CE-060COU1C1IDBLI2 173 912,68

2014 EDELNOR Celda de Línea: a HUARAL SET MAT/AT/MT HUARAL NUEVA 220 CE-060COU1C1IDBLI2 175 859,11

2014 EDELNOR Celda de transformador SET MAT/AT/MT SANTA ROSA 220 CE-060COU1C1IDBTR3 154 898,37

2014 EDELNOR Celda de transformador SET MAT/AT/MT SANTA ROSA 220 CE-060COU1C1IDBTR3 154 898,37

2014 EDELNOR Celda de acoplamiento SET MAT/AT/MT SANTA ROSA 220 CE-060COU1C1IDBAC3 181 470,38

2015 EDELNOR Celda de Línea: a MARANGA SET AT/MT BARSI CE-060COU1C1IDBLI3 178 009,97

2015 EDELNOR Celda de transformador SET AT/MT BARSI CE-060COU1C1IDBTR3 154 898,37

2015 EDELNOR Celda de transformador SET AT/MT BARSI CE-060COU1C1IDBTR3 154 898,37

2015 EDELNOR Celda de acoplamiento SET AT/MT BARSI CE-060COU1C1IDBAC3 181 470,38

2015 EDELNOR Celda de línea SET AT/MT BARSI CE-060COU1C1IDBLI3 178 009,97









2015 EDELNOR Celda de Línea: a FILADELFIA SET AT/MT CHAVARRIA CE-060COU1C1IDBLI3 178 009,97

2015 EDELNOR Celda de Línea: a FILADELFIA SET AT/MT CHAVARRIA CE-060COU1C1IDBLI3 178 009,97

2015 EDELNOR Celda de Línea: a OQUENDO SET AT/MT CHILLON CE-060COU1C1ISBLI2 156 112,59

2015 EDELNOR Celda de Medición SET AT/MT COLONIAL CE-010COU1MCISBMD1 30 049,22

2015 EDELNOR Celda de Transformador SET AT/MT COLONIAL CE-010COU1MCISBTR1 80 820,65

2015 EDELNOR Celda de Medición SET AT/MT COLONIAL CE-023COU1MCISBMD1 44 923,16

2015 EDELNOR Celda de Transformador SET AT/MT COLONIAL CE-023COU1MCISBTR1 99 201,37

2015 EDELNOR Celda de Transformador SET AT/MT COLONIAL CE-060COU1C1ISBTR3 211 542,09

2015 EDELNOR Trifásico SET AT/MT COLONIAL TP-060023010-040CO1I 1 711 348,28

2015 EDELNOR Celda de Línea: a PANDO SET AT/MT COLONIAL CE-060COU1C2EDBLI3 553 572,27

2015 EDELNOR Celda de Línea: a PANDO SET AT/MT COLONIAL CE-060COU1C2EDBLI3 554 429,60

2015 EDELNOR Celda de Línea: a MIRONES SET AT/MT COLONIAL CE-060COU1C2EDBLI3 554 553,54







2015 EDELNOR Celda de Línea: a TACNA SET AT/MT COLONIAL CE-060COU1C2EDBLI3 556 200,28

2015 EDELNOR Celda Medición SET AT/MT COLONIAL CE-010COU1MCISBMD1 30 316,37

2015 EDELNOR Celda Acoplamiento SET AT/MT COLONIAL CE-010COU1MCISBLA1 47 251,54

2015 EDELNOR Celda de Alimentador SET AT/MT COLONIAL CE-010COU1MCISBAL1 47 251,54







2015 EDELNOR Celda de Medición SET AT/MT FILADELFIA CE-010COU1MCISBMD1 34 444,06

2015 EDELNOR Celda de Transformador SET AT/MT FILADELFIA CE-010COU1MCISBTR1 92 740,54

2015 EDELNOR Celda de Medición SET AT/MT FILADELFIA CE-023COU1MCISBMD1 51 612,38

2015 EDELNOR Celda de Transformador SET AT/MT FILADELFIA CE-023COU1MCISBTR1 113 959,69

2015 EDELNOR Celda de Transformador SET AT/MT FILADELFIA CE-060COU1C1ISBTR3 243 101,66

2015 EDELNOR Trifásico SET AT/MT FILADELFIA TP-060023010-040CO1I 1 968 295,14

2015 EDELNOR Celda de Línea: a CHAVARRIA SET AT/MT FILADELFIA CE-060COU1C1ISBLI3 283 678,29

2015 EDELNOR Celda de Línea: a CHAVARRIA SET AT/MT FILADELFIA CE-060COU1C1ISBLI3 283 774,27

2015 EDELNOR Celda de Línea: a TOMAS VALLE SET AT/MT FILADELFIA CE-060COU1C1ISBLI3 283 996,39

2015 EDELNOR Celda Medición SET AT/MT FILADELFIA CE-010COU1MCISBMD1 35 132,63

2015 EDELNOR Celda Medición SET AT/MT FILADELFIA CE-023COU1MCISBMD1 52 898,59

2015 EDELNOR Celda de Alimentador SET AT/MT FILADELFIA CE-010COU1MCISBAL1 54 498,11







2015 EDELNOR Celda de Línea: a BARSI SET AT/MT MARANGA CE-060COU1C1ISBLI3 158 195,42

2015 EDELNOR Celda de Línea: a COLONIAL SET AT/MT MIRONES CE-060COU1C1ISBLI3 158 195,42



2015 EDELNOR Celda de Línea: a CHILLON SET AT/MT OQUENDO CE-060COU1C1ISBLI2 152 035,69

2015 EDELNOR Celda de Línea: a COLONIAL SET AT/MT PANDO CE-060COU1C1ISBLI3 157 351,54

2015 EDELNOR Celda de Línea: a COLONIAL SET AT/MT PANDO CE-060COU1C1ISBLI3 157 351,54




2015 EDELNOR Celda de Transformador SET AT/MT SANTA MARINA CE-010COU1MCISBTR1 51 685,82

2015 EDELNOR Celda de Transformador SET AT/MT SANTA MARINA CE-060COU1C1ISBTR3 135 145,98

2015 EDELNOR Trifásico SET AT/MT SANTA MARINA TP-060010-025CO1E 720 476,86

2015 EDELNOR Celda Medición SET AT/MT SANTA MARINA CE-010COU1MCISBMD1 19 222,68

2015 EDELNOR Celda Medición SET AT/MT SANTA MARINA CE-023COU1MCISBMD1 28 719,95

2015 EDELNOR Celda Acoplamiento SET AT/MT SANTA MARINA CE-023COU1MCISBLA1 45 560,97

2015 EDELNOR Celda de línea SET AT/MT SANTA ROSA CE-060COU1C1IDBLI3 173 361,21

2015 EDELNOR Celda de línea SET AT/MT SANTA ROSA CE-060COU1C1IDBLI3 173 361,21





2015 EDELNOR Celda de Línea: a COLONIAL SET AT/MT TACNA CE-060COU1C1ISBLI3 157 351,54

2015 EDELNOR Celda de Línea: a FILADELFIA SET AT/MT TOMAS VALLE CE-060COU1C1ISBLI3 156 929,59

2015 EDELNOR Celda de Transformador SET AT/MT VENTANILLA CE-010COU1MCISBTR1 53 071,79

2015 EDELNOR Celda de Transformador SET AT/MT VENTANILLA CE-060COU1C1ISBTR3 138 769,98

2015 EDELNOR Trifásico SET AT/MT VENTANILLA TP-060010-025CO1E 739 796,74

2015 EDELNOR Celda Medición SET AT/MT VENTANILLA CE-010COU1MCISBMD1 19 738,14

2015 EDELNOR Celda Acoplamiento SET AT/MT VENTANILLA CE-010COU1MCISBLA1 30 946,18

2015 EDELNOR Celda de Alimentador SET AT/MT VENTANILLA CE-010COU1MCISBAL1 30 946,18


2015 EDELNOR Celda de Transformador SET MAT/AT/MT COLONIAL 220 CE-010COU1MCISBTR1 93 883,96

2015 EDELNOR Celda de Transformador SET MAT/AT/MT COLONIAL 220 CE-010COU1MCISBTR1 93 915,73

2015 EDELNOR Celda de Transformador SET MAT/AT/MT COLONIAL 220 CE-060COU1C2EDBTR3 595 684,33

2015 EDELNOR Celda de Transformador SET MAT/AT/MT COLONIAL 220 CE-060COU1C2EDBTR3 603 213,56

2015 EDELNOR Celda de Transformador SET MAT/AT/MT COLONIAL 220 CE-220COU1ENIDBTR4 3 100 302,41

2015 EDELNOR Celda de Transformador SET MAT/AT/MT COLONIAL 220 CE-220COU1ENIDBTR4 3 104 187,83

2015 EDELNOR Banco monofásico SET MAT/AT/MT COLONIAL 220 TM-220060010-180CO1E 7 901 845,78

2015 EDELNOR Banco monofásico SET MAT/AT/MT COLONIAL 220 TM-220060010-180CO1E 8 169 924,85

2015 EDELNOR Celda de Línea: a NUEVA JICAMARCA 220 SET MAT/AT/MT COLONIAL 220 CE-220COU1ENIDBLI4 4 063 986,34

2015 EDELNOR Celda de Línea: a NUEVA JICAMARCA 220 SET MAT/AT/MT COLONIAL 220 CE-220COU1ENIDBLI4 6 221 816,54

2015 EDELNOR Celda de Línea: a COLONIAL 220


2015 EDELNOR Celda de Línea: a COLONIAL 220


2015 EDELNOR Celda de transformador SET MAT/AT/MT BARSI 220 CE-060COU1C1IDBTR3 154 898,37





2016 EDELNOR Celda de Medición SET AT/MT COMAS CE-010COU1MCISBMD1 25 575,44

2016 EDELNOR Celda de Transformador SET AT/MT COMAS CE-010COU1MCISBTR1 68 792,40

2016 EDELNOR Celda de Medición SET AT/MT COMAS CE-023COU1MCISBMD1 38 266,67

2016 EDELNOR Celda de Transformador SET AT/MT COMAS CE-023COU1MCISBTR1 84 589,95

2016 EDELNOR Celda de Transformador SET AT/MT COMAS CE-060COU1C1ISBTR3 180 596,85

2016 EDELNOR Banco monofásico SET AT/MT COMAS TP-060023010-025CO1E 1 123 527,12

2016 EDELNOR Celda de Línea: a ZAPALLAL REP SET AT/MT COMAS CE-060COU1C1ISBLI3 210 471,10

2016 EDELNOR Celda de Línea: a ZAPALLAL REP SET AT/MT COMAS CE-060COU1C1ISBLI3 210 873,09

2016 EDELNOR Celda de Línea SET AT/MT COMAS CE-060COU1C1ISBLI3 210 941,87

2016 EDELNOR Celda de Línea SET AT/MT COMAS CE-060COU1C1ISBLI3 211 013,25

2016 EDELNOR Celda Medición SET AT/MT COMAS CE-010COU1MCISBMD1 25 798,38

2016 EDELNOR Celda Medición SET AT/MT COMAS CE-023COU1MCISBMD1 39 031,66

2016 EDELNOR Celda de Alimentador SET AT/MT COMAS CE-010COU1MCISBAL1 40 198,46













2016 EDELNOR Celda de Línea: a COMAS SET AT/MT ZAPALLAL REP CE-060COU1C1IDBLI3 173 361,21

2016 EDELNOR Celda de Línea: a COMAS SET AT/MT ZAPALLAL REP CE-060COU1C1IDBLI3 173 361,21

2016 EDELNOR Celda de línea SET MAT/AT/MT SANTA ROSA 220 CE-060COU1C1IDBLI3 178 009,97




2013 EDELNOR Carabayllo - Nueva Jicamarca Carabayllo - Nueva Jicamarca LT-220SER0TAD2C4600A 2 920 875,67

2015 EDELNOR Nueva Jicamarca - Colonial Nueva Jicamarca - Colonial LT-220COU0XXD0C312ES 19 879 402,47

2015 EDELNOR Nueva Jicamarca - Colonial Nueva Jicamarca - Colonial LT-220SER0TAD2C4600A 3 914 433,37

2013 EDELNOR Pershing - Pando Pershing - Pando LT-060COU0XXD0C3500S 5 767 921,88

2013 EDELNOR Zapallal Rep 220 - Puente Piedra Zapallal Rep 220 - Puente Piedra LT-060COU0XXS0C3500S 3 530 820,56

2013 EDELNOR Zapallal Rep 220 - Puente Piedra Zapallal Rep 220 - Puente Piedra LT-060COU0ACS0C1300A 340 809,07

2013 EDELNOR Nueva Jicamarca 220 - Jicamarca Nueva Jicamarca 220 - Jicamarca LT-060COU0XXD0C3500S 1 730 376,56

2013 EDELNOR Nueva Jicamarca 220 - Jicamarca Nueva Jicamarca 220 - Jicamarca LT-060COU0ACD0C1300A 691 444,23

2014 EDELNOR Huandoy - DT Chavarría-Caudivilla-Pte.Piedra

Huandoy - DT Chavarría-Caudivilla-Pte.Piedra LT-060COU0XXD0C3500S 605 631,80

2014 EDELNOR Huandoy - DT Chavarría-Caudivilla-Pte.Piedra

Huandoy - DT Chavarría-Caudivilla-Pte.Piedra LT-060COU0ACD0C1300A 596 575,89

2015 EDELNOR Colonial 220 - Pando Colonial 220 - Pando LT-060COU0ACD0C1300A 171 492,76

2015 EDELNOR Colonial 220 - Pando Colonial 220 - Pando LT-060COU0XXD0C3500S 1 629 437,93

2015 EDELNOR Colonial 220 - Mirones Colonial 220 - Mirones LT-060COU0XXD0C312ES 3 915 074,35

2015 EDELNOR Colonial 220 - Mirones Colonial 220 - Mirones LT-060COU0XXS0C312ES 2 083 906,32

2015 EDELNOR Colonial 220 - Tacna Colonial 220 - Tacna LT-060COU0XXD0C3500S 5 335 327,74

2015 EDELNOR Filadelfia - Chavarría 220 Filadelfia - Chavarría 220 LT-060COU0XXD0C3500S 4 037 545,32

2015 EDELNOR Filadelfia - Chavarría 220 Filadelfia - Chavarría 220 LT-060COU0ACD0C1300A 164 195,20

2015 EDELNOR Filadelfia - Tomas Valle Filadelfia - Tomas Valle LT-060COU0XXD0C3500S 5 522 785,20

2016 EDELNOR Zapallal Rep 220 - Comas Zapallal Rep 220 - Comas LT-060COU0XXD0C312ES 7 029 829,63

2016 EDELNOR Zapallal Rep 220 - Comas Zapallal Rep 220 - Comas LT-060COU0ACD0C1500A 2 446 685,04

2016 EDELNOR Comas - DT Puente Piedra-Caudivilla

Comas - DT Puente Piedra-Caudivilla LT-060COU0XXD0C3500S 620 051,60

2014 EDELNOR Huaral Nueva - Chancay Huaral Nueva - Chancay LT-060COU0ACS0C1300A 2 226 252,80

2014 EDELNOR Huaral Nueva - Huaral Huaral Nueva - Huaral LT-060COU0XXS0C3500S 2 353 880,37

2014 EDELNOR Huaral Nueva - Huaral Huaral Nueva - Huaral LT-060COU0ACS0C1300A 967 458,01

2013 EDELNOR Nueva Jicamarca 220 - Canto Grande, tramo aéreo

Nueva Jicamarca 220 - Canto Grande, tramo aéreo LT-060COU0ACS0C1300A 1 086 191,49

2013 EDELNOR Nueva Jicamarca 220 - Canto Grande, tramo subterráneo

Nueva Jicamarca 220 - Canto Grande, tramo subterráneo LT-060COU0XXS0C3500S 651 240,24

2013 CONENHUA Celda de Transformador SET MAT/AT/MT HUARAL NUEVA 220 CE-023COU1MCISBTR1 85 564,45

2013 CONENHUA Celda de Transformador SET MAT/AT/MT HUARAL NUEVA 220 CE-060COU1C1IDBTR3 203 662,42

2013 CONENHUA Celda de Linea SET MAT/AT/MT HUARAL NUEVA 220 CE-220COU1C1EDBLI3 669 092,06

2013 CONENHUA Celda de Linea SET MAT/AT/MT HUARAL NUEVA 220 CE-220COU1C1EDBLI3 677 549,13

2013 CONENHUA Celda de Transformador SET MAT/AT/MT HUARAL NUEVA 220 CE-220COU1C1EDBTR3 488 723,50





2013 CONENHUA Celda de Medición SET MAT/AT/MT HUARAL NUEVA 220 CE-220COU1C1ESBMD3 73 365,84

2013 CONENHUA Celda de acoplamiento SET MAT/AT/MT HUARAL NUEVA 220 CE-220COU1C1EDBAC3 597 693,64

2013 CONENHUA Transformador trifásico SET MAT/AT/MT HUARAL NUEVA 220 TP-220060023-050CO1E 2 188 410,10

2013 CONENHUA Línea Deriv a Huaral Nueva - Huaral Nueva

Línea Deriv a Huaral Nueva - Huaral Nueva LT-220COR0PMD0C1500A 31 714,24

(2) El monto de inversión se ha calculado con los módulos estándares vigentes. Este monto se muestra para tener una referencia del orden de magnitud del Plan de Inversiones y no es el que se empleará para la fijación de peajes y compensaciones. La determinación de las tarifas y peajes correspondientes deberá resultar del proceso regulatorio correspondiente con base en los módulos vigentes en su oportunidad.

CUADRO E-2 Área de Demanda 6 Programación de Bajas

Año Baja

Titular Nombre de Elemento Instalación kV

2015 EDELNOR

Celda Línea BARSI60-INDUS60_I3 (L689) en SET BARSI BARSI

60

2015 EDELNOR

Celda Línea BARSI60-INDUS60_I4 (L690) en SET BARSI BARSI

60

2015 EDELNOR

Celda Línea BARSI60-XBarsi_I9 (L-C615B) en SET BARSI BARSI

60

2015 EDELNOR

Celda Línea BARSI60-XMarangaB_I5 (L-C616) en SET BARSI BARSI

60

2015 EDELNOR

Celda Línea BARSI60-XPandoB_I7 (L-C661) en SET BARSI BARSI

60

2015 EDELNOR

Celda Línea SMARI60-BARSI60_F15 (L-624) en SET BARSI BARSI

60

2015 EDELNOR

Celda Línea XBarsiB-BARSI60_F13 (L-623) en SET BARSI BARSI

60

2015 EDELNOR

Celda Línea XMirones-BARSI60_F36 (L-C662) en SET BARSI BARSI

60

2015 EDELNOR Celdas Transformador en SET BARSI BARSI 60





2015 EDELNOR Celdas Acoplamiento en SET BARSI BARSI 60

2013 EDELNOR Celdas Transformador en SET CHAVARRÍA CHAVARRIA 220 220




2013 EDELNOR Celdas Transformador en SET CHAVARRÍA CHAVARRÍA 60

2015 EDELNOR

Celda Línea SROSN60B-CANTO60_I57 (L695) en SET S. ROSA (EDLN) S. ROSA (EDLN)

60

2015 EDELNOR

Celda Línea SROSN60B-XJicamarca_I66 (C696) en SET S. ROSA (EDLN) S. ROSA (EDLN)

60

2015 EDELNOR

Celda Línea Lne SRosa-Tacna_L607/6008B en SET S. ROSA (EDLN) S. ROSA (EDLN)

60

2015 EDELNOR

Celda Línea TACN60-SROSN60B_F53 (L614) en SET S. ROSA (EDLN) S. ROSA (EDLN)

60

2014 EDELNOR Celdas Transformador en SET S. ROSA (EDLN) S. ROSA (EDLN) 60





Año Baja

Titular Nombre de Elemento Instalación kV


2014 EDELNOR Celdas de Acoplamiento en SET S. ROSA (EDLN) S. ROSA (EDLN) 60

2015 EDELNOR

Celda Línea SROSV60B-SROSN60B_I54 (L701) en SET S.ROSA ANT EDLN S.ROSA ANT EDLN

60

2015 EDELNOR

Celda Línea TACN60-SROSV60B_F52 (L613) en SET S.ROSA ANT EDLN S.ROSA ANT EDLN

60

2014 EDELNOR Celdas Transformador en SET S.ROSA ANT EDLN S.ROSA ANT EDLN 60




2014 EDELNOR Celdas de Acoplamiento en SET S.ROSA ANT EDLN S.ROSA ANT EDLN 60



Anexo F Cuadros Comparativos



Aprobación del Plan de Inversiones 2013 - 2017 COMPARACIÓN DE LA PROYECCIÓN GLOBAL DE LA DEMANDA

ÁREA DE DEMANDA 6

PROPUESTA TITULARES

Prepublicación OSINERGMIN

Publicación OSINERGMIN

Año GWh (A) (%)∆GWh

GWh (B) (%)∆GWh

GWh (C) (%)∆GWh

2010 6 798 136 6 798 136 6 798 136

2011 7 162 165 5,4% 7 162 165 5,4% 7 162 165 5,4%

2012 7 827 475 9,3% 7 827 475 9,3% 7 827 475 9,3%

2013 8 539 663 9,1% 8 539 663 9,1% 8 539 663 9,1%

2014 9 109 117 6,7% 9 109 117 6,7% 9 109 117 6,7%

2015 9 559 799 4,9% 9 559 799 4,9% 9 559 799 4,9%

2016 10 006 121 4,7% 10 006 121 4,7% 10 006 121 4,7%

2017 10 415 322 4,1% 10 415 322 4,1% 10 415 322 4,1%

2018 10 827 235 4,0% 10 827 235 4,0% 10 827 235 4,0%

2019 11 239 319 3,8% 11 239 319 3,8% 11 239 319 3,8%

2020 11 651 552 3,7% 11 651 552 3,7% 11 651 552 3,7%

2021 12 063 908 3,5% 12 063 908 3,5% 12 063 908 3,5%

2021 12 472 347 3,4% 12 472 347 3,4% 12 472 347 3,4%

Aprobación del Plan de Inversiones 2013 - 2017 COMPARACIÓN DE INVERSIONES ANUALES (SCT)- TOTAL ÁREA DE DEMANDA 6

(Miles US$)

Año

Propuesta Inicial

(A)

Propuesta Final (B)

OSINERGMIN Prepublicación

(C)

OSINERGMIN Publicación(1)

(D) D/A -1 D/B -1 D/C -1

2010 473 - - - 2011 194 - - - 2012 151 - - - 2013 41 402 63 628 35 388 47 520 15% -25% 34% 2014 40 617 26 809 13 024 16 892 -58% -37% 30% 2015 235 713 89 933 86 125 98 363 -58% 9% 14% 2016 72 907 11 696 10 718 14 090 -81% 20% 31% (1) EDELNOR no sumó los Elementos de años anteriores de 2013 en sus correspondientes años. En la

Publicación se incluyen instalaciones antes de 2013, con base en el numeral VII) del Literal d) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE9



9. Referencias

[1] Estudios Técnico Económicos presentados por los Titulares como sustento de su propuesta de Plan de Inversiones en Transmisión para el período 2013 – 2017 (01 de setiembre de 2011).

[2] Observaciones al Estudio presentado por los Titulares – OSINERGMIN (noviembre 2011).

[3] Respuestas a Observaciones formuladas a los Estudios (enero 2012).

[4] Resolución OSINERGMIN N° 065-2012-OS/CD, mediante la cual se PREPUBLICÓ el proyecto de resolución que aprobaría el Plan de Inversiones en Transmisión del período 2013-2017 (abril 2012).

[5] Opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN.

[6] Diversos archivos de cálculo desarrollados por OSINERGMIN para la determinación 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.gob.pe en la ruta “Procedimientos Regulatorios”, “Procedimiento para fijación de Peajes y Compensaciones para SST y SCT”, “Procedimiento para aprobación del Plan de Inversiones en Transmisión Período 2013-2017”.

estudio para la determinación del plan de inversiones en ...€¦ · el presente informe describe...

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