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“Año del Centenario de Machu Picchu para el mundo” Lima, 23 de noviembre de 2011 Oficio Nº 0779-2011-GART Sr. Ing. Alfonso Valle Cisneros Gerente Tarifas y Gestión de Energía Edelnor S.A.A. Fax: 271-4277 Jr. César López Rojas # 201, Urb. Maranga, San Miguel Lima- Asunto : Observaciones a Propuesta de Plan de Inversiones 2013-2017 Referencia : 1. Carta GTyGE-191-2011 recibida el 01/09/2011

2. Carta GTyGE-210-2011 recibida el 23/09/2011 3. D. 401-2011-GART

De nuestra consideración: Es grato dirigirme a usted con relación a su propuesta de Plan de Inversiones del Sistema Complementario de Transmisión, para el período 2013-2017, presentada con la carta de la referencia 1 y complementada con la carta de la referencia 2, (en adelante “Propuesta”). Al respecto, como resultado de la revisión de la documentación e información que conforman dicha Propuesta, le remitimos adjunto al presente las observaciones a la misma, las cuales deben ser absueltas a más tardar el 26 de enero de 2012, de acuerdo con lo establecido en el Anexo B.1 del “Texto Único Ordenado y Concordado de la Norma Procedimientos para Fijación de Precios Regulados” aprobado con la Resolución OSINERGMIN N° 775-2007-OS/CD y modificado según la Resolución OSINERGMIN N° 049-2011-OS/CD. Dicha absolución a presentarse tanto en medio impreso como electrónico, debe estar 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. Tales observaciones se han organizado en generales y específicas, teniendo las generales jerarquía sobre las específicas, por lo que estas últimas no deben ser consideradas como limitativas. En ese sentido, las absoluciones de las observaciones específicas deberán sujetarse, en lo que corresponda, a lo absuelto en mérito a las observaciones generales. Se requiere que el titular revise completamente sus cálculos y metodologías aplicadas, a fin de subsanar errores que no necesariamente puedan haberse detectado en esta

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revisión, pues de detectarse éstos en las siguientes etapas del proceso regulatorio, podrían constituirse en razones para la no aprobación de la Propuesta. Cabe precisar 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. Sin otro particular, aprovecho la oportunidad para saludarlo. Atentamente, Victor Ormeño Salcedo Gerente Adjunto de Regulación Tarifaria

OSINERGMIN Adjunto del Oficio N° 0779-2011-GART

Observaciones al Estudio Técnico Económico del Plan de Inversiones 2013-2017 presentado

por Edelnor S.A.A. El presente documento contiene las observaciones al Plan de Inversiones del período 2013-2017 y al Estudio Técnico Económico de Sustento (ambos en adelante la “Propuesta”), propuesto por la empresa Edelnor S.A.A (“Edelnor”) el 1° de setiembre de 2011 y que expuso en Audiencia Pública realizada el 21 de setiembre de 2011 en las oficinas de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria de OSINERGMIN ubicadas en Av. Canadá 1460, San Borja.

Dichas observaciones se han formulado tomando en cuenta lo establecido en la Norma “Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión” aprobada mediante Resolución OSINERGMIN N° 050-2011-OS/CD (“NORMA TARIFAS”) y en cumplimiento de la etapa señalada en el ítem “g” del Anexo B1 “Procedimiento para aprobación del Plan de Inversiones en Transmisión” del “Texto Único Ordenado y Concordado de la Norma Procedimientos para Fijación de Precios Regulados”, aprobado con la Resolución OSINERGMIN N° 775-2007-OS/CD y modificado mediante la Resolución OSINERGMIN N° 049-2011-OS/CD.

1.- Observaciones Generales

Información General

1. La Propuesta presentada no incluye todas las instalaciones comprendidas en el Área de Demanda correspondiente, sólo se limita a los alcances de las instalaciones de Edelnor. Se requiere que, de manera coordinada con los demás titulares del Área de Demanda 6 se analicen las alternativas correspondientes y, de ser el caso, se propongan los proyectos necesarios para el Plan de Inversiones.

2. No se ha presentado la información general conforme a la estructura requerida en los formatos F-001, F-002 y F-003. Se requiere que se presente dicha información conforme a los referidos formatos.

3. No se ha presentado toda la información (archivos de cálculo y memorias) que sustenta la Propuesta. Por ejemplo, no se encuentra el archivo “Formularios EDELNOR 200 300 V1.xlsm”.

Al respecto, el numeral 5.5 de la NORMA TARIFAS dispone que: “Todos los documentos físicos y electrónicos (incluidas hojas de cálculo) que sustenten los valores presentados en los formularios, deben de acompañar al ESTUDIO. Así mismo, se deberá adjuntar una relación de todos los documentos físicos y electrónicos de sustento, con la descripción de su contenido y aplicación”. En ese sentido, se requiere que se presente toda la información de manera ordenada y debidamente vinculada con los formatos y que esté conforme a lo establecido en la NORMA TARIFAS.

Observaciones al Plan de Inversiones 2013-2017, presentado por Edelnor Página 1 de 15


Demanda

4. No se ha presentado el sustento de la proyección de demanda de todos los Usuarios Mayores. Se requiere que se presente dicho sustento conforme a la NORMA TARIFAS.

5. La tasa promedio anual de crecimiento de la demanda de 4,7% es menor en comparación con el crecimiento histórico promedio de 5,0% de Edelnor desde 1996 a 2010. Así mismo, es baja en comparación con el crecimiento de 5,5% propuesto para el Área de Demanda 7 por los correspondientes titulares. Los datos históricos de ventas correspondientes al año 2010 (F-105) no corresponden a los valores de “Procesamiento y Análisis de la Información Comercial de las Empresas de Electricidad – IV Trimestre 2010” publicados por OSINERGMIN.

En ese sentido, se requiere que EDELNOR revise los datos de las variables históricas, los métodos empleados y los resultados de la proyección de demanda.

6. La proyección de la demanda no coincide con lo presentado por otras titulares en el Área de Demanda 6. Por ejemplo, en el Formato F-122 para la barra Huarmey 22,9 kV, año 2017, Edelnor presenta una demanda de 3,33 MW, mientras que Hidrandina presenta un valor 0,82 MW. Se requiere que se coordine con las demás titulares del Área de Demanda, de modo que no se tengan proyecciones de demanda distintas para una misma carga.

Determinación del SER

7. Se recomienda que para identificar las características de las alternativas a evaluar (tensión, módulos óptimos de transformación y de línea, entre otros), se emplee, como criterio, la evaluación para un periodo de 25 años. Luego de ello, las alternativas que cumplan con las características antes identificadas se deben evaluar y comparar conforme a la NORMA TARIFAS para determinar la de mínimo costo en un periodo de 10 años.

8. No se menciona de qué manera se ha considerado la información de planes de desarrollo urbano elaborada por los gobiernos locales y regionales. Al respecto, se requiere que se revise la proyección de la distribución espacial de la demanda y las rutas de los enlaces propuestos con base en la información de planes de desarrollo elaborada por dichas instituciones.

9. En el informe no se observa el traspaso de cargas entre subestaciones y la rotación de transformadores AT/MT con el fin de lograr su uso eficiente. Se requiere se incluya en el informe de manera explícita, detallada y sustentada cuáles son los traspasos de carga y la rotación de los transformadores, que se han efectuado, conforme a lo establecido en el numeral 13.1.8.d de la NORMA TARIFAS.

10. Se observa que la demanda no se encuentra distribuida de forma equilibrada entre las subestaciones MAT/AT, conforme se nota en la figura siguiente. Por ejemplo, al año 2017 la subestación Barsi tiene un uso de 86%, mientras que la subestación Chavarría sólo de 55%.



0.70 0.77

0.90

0.76

0.55

0.86

0.70

0.65

0.57 0.61

0.55

0.00

0.10

0.20

0.30

0.40

0.50

0.60

0.70

0.80

0.90

1.00

CHAVARRIA BARSI SANTA ROSA CHILLON COLONIAL COMAS JICAMARCA

Flujo / Capacidad Instalada (%

)

Cargabilidad de Subestaciones2010

2017

Del mismo modo se observa un incremento en el siguiente indicador:

Indicador Valor 2010

Valor 2017

Incremento

Capacidad de transformadores en MAT/AT / Máxima demanda a nivel AT

1,32 1,46 10%

Se requiere que se efectúe una revisión de la propuesta de subestaciones en 220 kV. La revisión requerida debe incluir, entre otros, los siguientes tópicos: la necesidad de que entren en operación en el horizonte de 4 años (2013-2017), su dimensionamiento y su ubicación. La configuración adoptada también debe permitir que se minimice los costos de los enlaces en AT. Así mismo, se requiere que se sustente la variación de los valores de los indicadores antes señalados, que resulten luego de la revisión.

11. La configuración del SER para las líneas de MAT y subestaciones MAT/AT resulta bastante onerosa, por ejemplo incluye una línea en 220 kV Jicamarca – Colonial Subterránea de 23 km. Se observa también un incremento extraordinario de los siguientes indicadores:


Valor 2017

Incremento

km líneas MAT subterráneas / km líneas MAT aéreas

12% 72% 501%

km líneas MAT / Máxima demanda a nivel de MAT

0,0173 0,1481 755%

Al respecto, se requiere que se analicen otras alternativas de configuración topológica a fin de determinar la que efectivamente sea la de mínimo costo. Así mismo, se requiere que se sustente la variación de los valores de los indicadores antes señalados, que resulten luego de la revisión.

12. No se presenta detalles suficientes sobre la consideración de las redes de distribución en MT, en cumplimiento de lo establecido en la NORMA TARIFAS, en su acápite 13.1.8.a. Este acápite dispone que “para el dimensionamiento y configuración de las instalaciones de transmisión se debe considerar las características de dimensionamiento y



configuración de las redes en MT, tales como, nivel de tensión, longitud de redes, entre otros, que influyan en la ubicación y dimensionamiento de la SET”.

Por otro lado, en el informe no se explican ni presentan los cálculos efectuados para determinar la ubicación de las subestaciones (AT/MT o MAT/MT). Se debe tener en cuenta que esta ubicación debe estar en el centro de carga o, de no ser factible, cercano a este centro.

En ese sentido, se requiere que se presente y exponga cada uno de los cálculos y, de ser el caso, se reubique las nuevas subestaciones AT/MT o MAT/MT, de manera que la alternativa seleccionada corresponda a la de mínimo costo.

13. Se observa que la configuración topológica propuesta de los enlaces y alimentación en AT a las subestaciones AT/MT, refleja una variación significativa de los siguientes indicadores:


Valor 2017

Incremento

km de líneas AT subterráneas / km líneas AT aéreas

7,4% 18,7% 153%

km de líneas AT / Máxima demanda a nivel de AT

0,372 0,405 9%

Así mismo no se ha presentado todos los cálculos efectuados de las alternativas de enlaces en AT evaluadas, que demuestren que la configuración seleccionada para la expansión de la transmisión corresponde a la alternativa de mínimo costo (inversión, operación, mantenimiento y pérdidas).

Por lo anterior, se requiere revisar la configuración topológica para conectar y alimentar a las subestaciones de AT/MT. Para tal fin se debe efectuar el análisis con un método de optimización y una verificación de las rutas en campo para minimizar el uso de tramos subterráneos. Así mismo, se requiere que se sustente la variación de los valores de los indicadores antes señalados, que resulten luego de la revisión.

14. Con respecto a la propuesta de diferir las obras identificadas, se debe aclarar que el titular de la concesión es responsable de la atención de suministro en cumplimiento estricto de la normativa. Por lo tanto, no es factible aprobar una postergación del plazo de entrada de los proyectos mediante el Plan de Inversiones, toda vez que se estaría contraviniendo lo dispuesto en la referida normativa.

15. En el caso de las instalaciones propuestas que impliquen seccionar y efectuar derivaciones de líneas de transmisión de MAT del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, se requiere que se efectúen los análisis eléctricos de confiabilidad y estabilidad, que sustenten su viabilidad técnica.

16. No se ha presentado en el informe los análisis de contingencias y confiabilidad efectuados (criterios, metodología y cálculos), ni los resultados obtenidos de modo que se demuestre que el Plan de Inversiones propuesto permite cumplir el suministro de electricidad en



cumplimiento con el criterio N-1 (en los sistemas que corresponde) y los indicadores establecidos en la normativa.

2.- Observaciones Específicas

2.1 Proyección de la Demanda

17. Se requiere que se valide la proyección del PBI con la información de otras instituciones especializadas y de planificación, tales como el CEPLAN.

18. La información histórica de ventas no corresponde a los datos del SICOM

Los datos históricos de ventas (F-105) no corresponden a los valores de de la base de datos SICOM publicados por OSINERGMIN. Por ejemplo en el sistema Huarmey en la Propuesta se considera una demanda de 6790 MWh para el año 2009 mientras que en el SICOM el valor es de 6079 MWh.

Se requiere que se corrija la proyección de la demanda considerando los valores históricos de demanda del SICOM.

19. No se ha revisado un modelo relevante en el método econométrico

No se ha considerado el modelo econométrico

PBI*POBLACIÓN*PRECIO DE ENERGÍA

Es decir, el que genera la ecuación:

Log Ventas de energía = Log PBI + log Población + Log Precio de energía

Este modelo puede resultar representativo, debido a que produce una consideración más equitativa entre las variables independientes correspondientes.

Se requiere que se considere este modelo, dentro del proceso de determinación de la proyección de la demanda.

20. Para el pronóstico seleccionado, sólo se toma en cuenta el método de tendencias

Edelnor indica que la Resolución OSINERGMIN N° 050-2011-OS/CD establece en su punto 9.1.3.a que “de preferencia se debe aplicar el método de tendencias”. Por estas razones, y debido a la bondad de su ajuste y la reproducción de la tasa histórica de crecimiento promedio, para pronosticar la demanda de los Usuarios Menores se seleccionó al modelo tendencial exponencial.

Al respecto, se debe aclarar que la preferencia no significa que se tome esta ecuación únicamente. Por ello resulta necesario realizar un mayor



análisis de los resultados de los métodos econométrico y de tendencias, a fin de definir del pronóstico final, con mejores elementos de juicio.

Así mismo, en los formatos F-106 y F-107 no se ha indicado los modelos de tendencias aceptados o rechazados, ni los criterios asumidos para aceptar o descartar modelos. Tampoco se indica en los formatos F-100 cuál de los modelos de proyección de los usuarios fue elegido ni tampoco la forma de elección del modelo.

Se requiere que se revise la proyección de la demanda, y se analicen todos los modelos que cumplen con las exigencias estadísticas correspondientes. Así mismo se requiere que se completen los formatos mencionados, conforme a lo requerido en la NORMA TARIFAS.

21. Se debe incluir detalles del procedimiento seguido para la distribución de las ventas a Usuarios Menores

En la Propuesta se indica que los resultados globales se desagregaron por Sistema Eléctrico y por nivel de tensión (BT y MT). Para ello se efectuó el siguiente procedimiento:

Utilizando las series históricas de ventas de energía BT para el Área de Demanda y para cada uno de los Sistemas Eléctricos, se plantearon diferentes modelos tendenciales seleccionando en cada caso aquellos que, presentando buenos ajustes (medido a través del r2 correspondiente), resulten además consistentes con la serie histórica correspondiente.

El pronóstico de ventas BT para el Área de Demanda se restó año a año del total, con lo cual quedo determinado el pronóstico de ventas MT.

Al respecto, se requiere que se proporcione el detalle de este procedimiento para su verificación.

22. La información histórica (Formato F-105) y proyección de la demanda debe presentarse de manera separada para los Usuarios Menores y Mayores, de acuerdo con lo establecido en la NORMA TARIFAS.

23. No se presenta el sustento de los valores de consumo cada 15 minutos de los consumos de Usuarios Mayores y Menores

No se ha ubicado en la información presentada los registros diarios de cada 15 minutos que sustentan los formatos F-101, F-102, F-103 y F-115. Se requiere que se presente los registros de demanda de cada 15 minutos para los días señalados en los formatos mencionados.

24. Los factores de contribución a la punta, simultaneidad y de carga no pueden ser mayores a 1

En el formato F-101 se observan factores mayores a la unidad, los cuales por la definición 3.1 en la NORMA TARIFAS, no deben ser mayores a 1. Por ejemplo, el factor de simultaneidad para la SET Ventanilla es 1,04. Se requiere que se revise y corrija los factores calculados.



25. No se utiliza un mayor número de datos históricos

Las series de las variables históricas presentadas por Edelnor abarcan desde el año 1999, no obstante por la información remitida y disponible en otras instituciones (INEI, BCR, entre otros) sí es factible contar con una mayor cantidad de registros históricos (datos antes de 1999).

26. Los valores de pérdidas del formato F-109 no corresponden exactamente a los fijados

Los valores de pérdidas del formato F-109 no corresponden a los valores vigentes. Se requiere verificar la correcta utilización de los factores y corregir de ser el caso.

27. El número de clientes utilizado no corresponde a lo registrado en el SICOM de OSINERGMIN

El número de clientes utilizado en la serie histórica no concuerda con lo registrado en la información comercial (SICOM) que ha sido reportada a OSINERGMIN. Se requiere la revisión de estos cuadros y, de ser el caso, corregirlos.

28. Demanda de Usuario Libre Quimpac

No se ha considerado el incremento de la demanda del Usuario Libre Quimpac, de aproximadamente 30 MW debido a su proyecto de ampliación.

2.2 Determinación del SER

29. Se ha empleado factor de potencia menor a 0,95

Edelnor ha considerado un factor de potencia menor de 0,95. Al respecto, conforme a la NORMA TARIFAS, se requiere que se emplee un factor de potencia de 0,95 en los análisis de flujo de potencia.

30. Análisis de Alternativas debido a la Ampliación de la Demanda de Quimpac

En caso de confirmarse el incremento de la demanda del Usuario Libre Quimpac (30 MW), se requiere que se evalúen diversas alternativas de configuración para determinar la de mínimo costo.

31. Las conclusiones de Edelnor sobre las condiciones operativas de su sistema actual, implican limitaciones para la demanda actual

Conforme a la Propuesta, en el diagnóstico presentado para el año 2010 aparecen varios casos en que las corrientes de cortocircuito superan los valores de diseño, y se presentan problemas de abastecimiento y caídas de tensión superiores a las admitidas en condición N-1.

Se requiere que EDELNOR explique esta situación. Así mismo se requiere la presentación del archivo Digsilent del diagnóstico del año 2010.



32. No se presentó sustento del valor de los parámetros utilizados en la evaluación de las alternativas de módulos de transformación

Para el análisis de las distintas alternativas de módulos de transformación adaptadas a la demanda de cada zona del mercado (“EDELNOR SST - Optimización Módulos SET v 23.xlsx”), se utilizó un modelo que permite calcular los costos totales capitalizados, incluyendo los costos de inversión, de operación y mantenimiento (OyM), de pérdidas y de compensación por Energía no Suministrada (ENS), para las distintas etapas involucradas:

• La red de Alta Tensión ( Red AT ) • Las Subestaciones de Transmisión ( SET AT/MT ) • La red de Media Tensión asociada a cada SET ( Red MT )

El modelo efectúa el cálculo, basado en determinadas hipótesis, de la cantidad de instalaciones, los costos de pérdidas, los costos de OyM y los costos de compensación por la ENS asociados a cada una de las alternativas planteadas. Estas alternativas consisten en diversas configuraciones y módulos de transformación de las SET AT/MT.

Al respecto, se requiere que se presente el sustento de cada uno de los valores de los parámetros utilizados, como por ejemplo la proporción de redes aéreas y subterráneas en MT, factor de excentricidad de las redes de MT, factor de ajuste por restricciones geográfica, longitud promedio de alimentadores, demanda por alimentador, etc.

33. Se requiere corregir el valor de corriente por alimentador

En el análisis para determinar los módulos óptimos de transformación (“EDELNOR SST - Optimización Módulos SET v 23.xlsx”) se ha empleado una corriente de 0,2 kA por alimentador, para todos las alternativas de módulos.

Se observa que dicho valor no es representativo del régimen de operación real, dado que las corrientes por alimentador superan los 300 Amperios. Así mismo se observa que, para cada tipo de módulo no necesariamente se debe tener la misma capacidad por alimentador dado que ello está en función del radio de acción (por la caída de tensión) que puede atender dicho módulo (a mayor potencia para una misma densidad se atendería un mayor radio de acción con un transformador de mayor potencia).

Se solicita corregir los valores de corriente por cada alimentador, con base a los máximos valores de régimen de operación real en condiciones normales; así mismo se debe diferenciar el valor de esta corriente por cada módulo.

34. Evaluación de alternativas para alimentar Lima

Se han identificado dos alternativas, no necesariamente sustitutas una de la otra, que representan nuevos puntos de alimentación para Lima y que influye en las áreas atendidas por Edelnor y Luz del Sur S.A.A. Estas alternativas son:



Alternativa A: Una subestación 500 kV ubicada en las colinas entre los distritos de Independencia y San Juan de Lurigancho aproximadamente, como se aprecia en la figura. Esta subestación cortaría las líneas en 220 kV Santa Rosa –Chavarría (2003 y 2004) y Cajamarquilla – Chavarría (2014 y 2015), conforme al diagrama unifilar que se muestra en la figura:

220

500

Carabayll

Chavarría220

Sta. Rosa220

Cajamarquilla

Alternativa B: Una subestación 220 kV ubicada a la altura del cruce de las líneas 220 kV La Planicie – Carabayllo (L-2106 y L-2105) con las líneas 220 kV Callahuanca – Cajamarquilla (L-2008 y L-2009) y Huinco – Santa Rosa (L-2001 y L-2002). Las seis líneas mencionadas se cortarían y cada uno de los 12 extremos resultantes se conectarían a las barras de 220 kV de esta subestación.

Se requiere que se analicen estas alternativas, a fin de determinar si corresponden a la alternativa de mínimo costo. Así mismo dada la



implicancia de estas alternativas, el análisis y las conclusiones correspondientes debe efectuarse de manera coordinada con Luz del Sur S.A.A. y el Comité de Operación Económica del Sistema.

35. No se presentan alternativas de alimentación de las SETs AT/MT

Con relación a los enlaces en AT para alimentar a las subestaciones AT/MT se requiere que se analicen otras configuraciones, con los cuales se pueda cumplir con el criterio N-1 y el límite de caída de tensión permitido. Entre estas alternativas se requiere que se incluya las siguientes configuraciones en anillo posibles:

36. Revisión de la Subestación Comas 220 kV y sus conexiones

Se requiere que se efectúe una revisión y un sustento detallado sobre la necesidad de ejecutar la Subestación Comas 220 kV, teniendo en cuenta que se pondrá en servicio la Subestación Zapallal 220 kV. Sin perjuicio de lo anterior, de la visita efectuada en el terreno, se observa que sería conveniente considerar una alternativa de ubicación de la nueva SET Comas más cercana al río Chilón, así mismo se requiere analizar la alternativa de alimentación en 220 kV abriendo la línea Zapallal – Ventanilla, ello en lugar de alimentarla desde la subestación Carabayllo con una línea larga.

Así mismo, se requiere que se revise la repartición de carga de las SETs Huandoy, Filadelfia, Caudivilla e Infantas, entre las SET de MAT adyacentes (Comas, Chillón y Chavarría), de manera que se obtenga la configuración de mínimo costo.

37. No se han considerado los proyectos priorizados por el Ministerio de Energía y Minas

Se requiere que en el análisis se considere el refuerzo de la líneas en concesión de REP, Zapallal – Ventanilla, Ventanilla – Chavarría y Chilca – San Juan, para lo cual se deberá tomar en cuenta, en lo que resulte pertinente, el oficio Nº 1393-2011-MEM/DGE del Ministerio de Energía y Minas (adjunto al presente).

38. Optimización de la ruta de la línea Chavarría – Barsi



Con base a la inspección en campo, se observa que existen alternativas adicionales para la ruta de esta línea, con el fin de minimizar la parte soterrada.

Por lo tanto, que se requiere que se revise y analice otras alternativas de la ruta de la línea Chavarría- Barsi.

39. Se requiere optimizar las modificaciones de los tramos existentes

Edelnor ha presentado como parte del Plan de Inversiones, las modificaciones de tramos de línea existentes y en la mayoría de los casos propone soterrar las líneas.

De la inspección de campo de manera muestral se ha identificado que las modificaciones de las líneas planteadas son ineficientes. Por ejemplo, se propone el soterramiento de 3,15 km de la línea en 220 kV Chavarría – Barsi. No obstante, se ha identificado que no es necesario el soterramiento de la línea sino que se puede efectuar variantes aéreas.

En ese sentido, se requiere que se revise de forma exhaustiva cada una de las modificaciones propuestas de modo que representen la alternativa de mínimo costo, así mismo en el Plan de Inversiones se deben incluir las bajas de los tramos correspondientes.

40. No se ha presentado el sustento de las Celdas MT

En el informe y en el anexo J de la Propuesta, Edelnor solicita que se incluya un número de 43 celdas en MT, varias de las cuales señala que ya entraron en operación. Al respecto, Edelnor no ha presentado el sustento de la necesidad de cada una de las celdas propuestas, tampoco señala en qué fecha entrarán en operación.

Se requiere que se presente el sustento de la necesidad de cada una de las celdas así como la fecha de entrada en operación. Para el caso de las celdas de acoplamiento se debe sustentar además su inclusión, dado que no están consideradas en el Plan de Inversiones vigente. Así mismo para el caso de las celdas de alimentadores se solicita que se justifique su necesidad con base en la demanda atendida.

41. Revisión de la ubicación y alimentación de la subestación Jicamarca

De la inspección de campo se ha identificado que no se han agotado todas la alternativas para la determinar la ubicación de la subestación Jicamarca 220/60 kV. Así mismo, el terreno evaluado como alternativa 1 no corresponde a la ubicación que se identificó durante la regulación de peajes y compensaciones del año 2009, como se muestra en la figura:



Se requiere que se analicen otras alternativas de manera que se garantice que constituye la alternativa de mínimo costo, entre las cuales se debe incluir:

- Terrenos ubicados fuera del límite de las áreas en procesos judiciales, hacia el distrito de Lurigancho.

- Alimentación desde una derivación de la LT 220 kV Cajamarquilla – Chavarría.

- Subestación de tecnología compacta o mixta (220 kV compacta y 60 kV convencional).

La revisión debe abarcar, entre otros:

- El análisis eléctrico que cada una implica. Incluso el análisis eléctrico de la necesidad de derivar las dos ternas de la LT Huinco- Santa Rosa en lugar de una terna.

- Las facilidades de acceso. - Análisis de costos, incluido los costos de terreno, y costos de líneas

en 60 kV para alimentar a las SETs AT/MT.

42. Revisión de la zona de Huaral – Chancay

Como parte del presente proceso de Plan de Inversiones y con el fin de atender la demanda de un cliente libre, la empresa CONENHUA ha propuesto la instalación de un nuevo transformador 220/10 kV. Este transformador estaría ubicado a unos 17 kilómetros hacia el norte de la ubicación propuesta por Edelnor para un transformador 220/60 kV para alimentar la zona de Huaral – Chancay.

Al respecto, se requiere que se evalúe de manera coordinada con la empresa CONENHUA, la configuración de menor costo para alimentar esta zona. Para lo cual se debe analizar diversas alternativas que incluyan la alimentación en 60 kV desde el sistema de Edelnor. Así mismo, en la alternativa de implementar el nuevo transformador 220/60 kV en la zona de Huaral, se debe revisar la necesidad de implementar las líneas en 60 kV desde de la nueva subestación Zapallal 220/60 kV



que refuerzan la transmisión hacia Huaral – Chancay, las mismas que fueron aprobadas en el Plan de Inversiones vigente.

43. Vínculos faltantes con los cálculos de la identificación de las SET’s que superan su capacidad de diseño

El formato F-202 presentado no tiene los vínculos respectivos a la hoja de cálculo de demanda, Así mismo, el factor de utilización tampoco presenta la formulación respectiva. Es necesario que Edelnor presente este formato con las fórmulas y vínculos para verificar el cálculo realizado.

44. Los valores del formato F-202 no corresponden con las proyecciones de demanda

Los valores del formato F-202 no corresponden con los elaborados en la proyección de demanda y los formatos correspondientes. Por ejemplo, los valores reportados en el formato F-202 para la SET Mirones en 10 kV registran un valor de máxima demanda de 102,23 MW en el año 2014, sin embargo, dicho valor para ese nivel de tensión no se encuentra en ninguno de los formatos F-122, F-123 y F-124. Se requiere que se revise y de ser el caso se corrija.

45. No se puede verificar los cálculos en la rotación de las cargas atendidas por las SET’s

Las cifras en los formatos F-203 se encuentran en valores y no contienen fórmulas, tampoco se presentan los vínculos a la tabla auxiliar (F-203 Auxiliar). Se requiere que las celdas contengan las formulaciones debidas y que estén debidamente vinculadas a la hoja auxiliar.

46. Revisión de la ubicación y alimentación de la nueva SET Colonial

Las alternativas del formato F-205 que consideran la nueva SET Colonial deben ser replanteadas y evaluadas nuevamente por la no disponibilidad del terreno utilizado para dicha propuesta. En la visita de campo se comprobó que dicho terreno no se encuentra disponible por lo que las nuevas evaluaciones deben realizarse considerando una alternativa de ubicación de la nueva SET Colonial.

Así mismo, se requiere que se evalúen otras alternativas de alimentación a la SET Colonial 220 kV; entre estas alternativas se requiere que se incluya, una derivación en 220 kV de la línea Santa Rosa - Chavarría. De resultar viable la nueva subestación 500/220 kV planteada en observaciones anteriores, esta derivación iniciaría desde las barras 220 kV de dicha nueva SET.

47. Se observa diferencias entre lo reportado en los formatos F-100 y la información utilizada en el software Digsilent

Los valores de demanda utilizados en las simulaciones de flujo del archivo Digsilent no corresponden a los valores reportados en los formatos F-122, F-123, F-124 y F-203. Por ejemplo, la demanda de la carga cuyo nombre es “lod miron10” en el archivo Digsilent debe de



corresponder a lo calculado para la SET Mirones en 10 kV; sin embargo, los valores del archivo Digsilent y de los formatos F-100 no son los mismos.

Se requiere verificar y de ser el caso corregir, de modo que la información proporcionada en los formatos coincida con la utilizada en las simulaciones de flujo de carga en Digsilent.

48. Se observa diferencias entre los parámetros eléctricos del formato F-207 y los utilizados en el archivo Digsilent

Se observa diferencias entre los parámetros eléctricos del formato F-207 y los utilizados en el archivo Digsilent como en el caso de la línea 220 kV (parte aérea y subterránea) que va de la SET Chavarria a la SET Barsi. Asimismo existen diferencias en los parámetros eléctricos en la línea aérea en 60 kV que va de Chancay a Huaral. Es necesario revisar y de ser necesario corregir los parámetros eléctricos presentados en el formato F-207 y los utilizados en el archivo Digsilent de tal forma que ambos utilicen los mismos valores.

49. No se ha consignado los índices semestrales esperados en el formato F-211.

50. No se ha consignado los índices SAIDI y SAIFI en el formato F-212.

51. Se requiere una optimización de las rutas de líneas AT propuestas

Es necesario que se evalúe más de una ruta alternativa para los enlaces de transmisión AT. Por ejemplo, en la visita de campo realizada se observó la posibilidad de plantear rutas distintas a las propuestas por Edelnor, las cuales permitirían disminuir la cantidad de línea subterránea utilizada. Por ejemplo, para la ruta de la línea Nueva Jicamarca a la SET Lurigancho se podría utilizar un acceso a la avenida “Próceres de la Independencia” de tal forma de minimizar la distancia utilizada para línea subterránea y también menor distancia de línea aérea.

Por lo expuesto, se requiere que se optimice la selección de los trazos de ruta de las líneas propuestas.

52. No se ha presentado toda la información que sustente la selección de la alternativa óptima de expansión de la transmisión

Como parte del sustento de selección de la alternativa óptima de expansión de la transmisión, se requiere la presentación completa de archivos electrónicos que contengan lo siguiente:

• Esquemas unifilares a diciembre de 2010.

• Planos de ubicación de las nuevas subestaciones.

• Planos de ruta de todas las líneas de transmisión planteadas y sus alternativas.




• Mapas que muestren los radios de atención de las subestaciones existentes y proyectadas.

• Planos de planta de las subestaciones existentes, para apreciar la forma en que se van a efectuar las ampliaciones, y/o comprobar la imposibilidad de efectuar las mismas. Se requiere la presentación impresa de esta información así como los archivos CAD correspondientes.

2.3 Costos de Inversión

53. Sustento del costo de terreno por metro cuadrado

Se observa que en la valorización de las subestaciones se ha empleado costos unitarios de terreno idénticos para todas las zonas. Se requiere que se empleen costos unitarios de terreno con base a información de mercado.

54. Aplicación de módulos no estándares

En la Propuesta se incluye la utilización de módulos para subestaciones móviles, las que no se tienen definidas en la base de datos vigente.

Al respecto, se precisa que la definición de módulos estándares corresponde a otro proceso específico y que a la fecha se viene llevando a cabo. En ese sentido para efectos del Plan de Inversiones, se deberá emplear los módulos que resulten aprobados en el proceso mencionado.

oficio nº 0779-2011-gartoficio nº 0779-2011-gart sr. ing. alfonso valle cisneros gerente tarifas y...

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