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GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA

AV. CANADA N 1460 - SAN BORJA 224 0487 224 0488 - FAX 224 0491

Informe N° 0627-2014-GART

Análisis del Recurso de

Reconsideración interpuesto por

LUZ DEL SUR S.A.A. contra la

Resolución N° 206-2014-OS/CD

Lima, diciembre de 2014

Osinergmin Informe N° 0627-2014-GART

Análisis del Recurso de Reconsideración Interpuesto por Luz del Sur S.A.A. contra la Resolución N° 206-2014-OS/CD i

Resumen Ejecutivo

El 21 de octubre de 2014 se publicó la Resolución Nº 206-2014-OS/CD (en adelante “RESOLUCIÓN”), mediante la cual se modifica el Plan de Inversiones en Transmisión del período comprendido entre el 01 de mayo de 2013 y el 30 de abril de 2017, aprobado mediante Resolución N° 151-2012-OS/CD y modificado con Resolución N° 217-2012-OS/CD, en lo correspondiente al Área de Demanda 7.

El 11 de noviembre de 2014 la empresa Luz del Sur S.A.A. (en adelante “Luz del Sur”) interpuso recurso de reconsideración impugnando la RESOLUCIÓN, en el que solicita:

1. Retirar del Plan de Inversiones 2013-2017 el cambio de conductor de la LT 220 kV San Juan - Balnearios.

2. Retirar los siguiente proyectos aprobados en la modificación del Plan de Inversiones 2013-2017: repotenciación de la LT 60 kV Der. Pachacamác – Lurín y el tramo de la LT 60 kV Lurín - Praderas.

3. Proponer una solución a la sobrecarga de la LT 60 kV Huampaní – Ñaña (L-6544) de Edegel S.A.A.

4. Reconfigurar la zona Sur, incluyendo además de las dos (02) celdas de línea en 60 kV en la SET Villa el Salvador, siete (07) tramos entre línea aérea y subterránea.

5. Considerar la topología propuesta por Luz del Sur, contenida en su propuesta de Modificación del Plan de Inversiones 203-2017 para las líneas en 60 kV asociadas a la SET Los Industriales.

6. Considerar cables enductados para las líneas en 60 kV asociadas a la SET Los Industriales.

7. Cambiar la sección aprobada en la modificación del Plan de Inversiones 2013-2017 de la LT 60 kV Derv. a Santa Anita – Huachipa, de 300 a 380 mm

2.

8. Considerar la instalación de un tercer circuito subterráneo de 500 mm2

entre las SET´s Balnearios y Neyra.

9. Considerar que las dos ternas existentes de la LT 60 kV San Juan – Chorrillos, trabajen como una sola y se apruebe una segunda terna conformado por un circuito subterráneo de 500 mm2 entre las SET´s San Juan - Chorrillos.

10. Incluir en el Plan de Inversiones 2013-2017 la segunda terna de la LT 60 kV entre las SET´s Chilca y San Bartolo, así como las celdas asociadas.


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11. Modificar los módulos aprobados para las celdas en 60 kV de las SET´s Alto Pradera, San Luis y Central de 31,5 a 40 kA de capacidad de cortocircuito.

12. Modificar la capacidad de cortocircuito para las celdas en 10 y 22,9 kV de 16 a 31,5 y 25 kA respectivamente.

13. Retirar la celda en 60 kV de acoplamiento en la SET Bujama.

14. Incluir en el Plan de Inversiones 2013-2017, una celda de transformación en 60 kV en la SET Balnearios por ampliación de cortocircuito.

15. Incluir en el Plan de Inversiones 2013-2017, seis (06) celdas en 22,9 kV en reemplazo de las celdas VISAX en la SET Santa Clara.

16. Incluir en el Plan de Inversiones 2013-2017, celdas necesarias para la segunda posición del transformador 60/10 kV en la SET Pachacámac.

17. Incluir en el Plan de Inversiones 2013-2017, dos (02) celdas de alimentador para las SET´s Chorrillos y Planicie para el año 2015.

18. Incluir en el Plan de Inversiones 2013-2017, celdas en 22,9 kV para la SET Neyra para el año 2015.

19. Incluir en el Plan de Inversiones 2013-2017, celdas en 22,9 kV para la SET Villa María para el año 2015.

20. Incluir en el Plan de Inversiones 2013-2017, celdas en 22,9 kV para la SET Chilca en los años 2014 y 2016.

21. Retirar del Plan de Inversiones 2013-2017, una celda de alimentador en 10 kV en la SET Salamanca, aprobada para el año 2015.

22. Retirar del Plan de Inversiones 2013-2017, una celda de alimentador en 10 kV en la SET Barranco, aprobada para el año 2015.

23. Incluir en el Plan de Inversiones 2013-2017, diversas celdas en 10 kV para la barra 1 de la SET Puente, todas para el año 2015.

24. Incluir en el Plan de Inversiones 2013-2017, diversas celdas en 10 kV para la barra 1 de la SET Balnearios, todas para el año 2014.

25. Incluir en el Plan de Inversiones 2013-2017, dos (02) celdas de alimentador y una celda de transformador en 22,9 kV en la SET Monterrico, todas para el año 2014.

26. Reformular el Plan de Inversiones 2013-2017 en las SET´s 60/22,9 kV.

A. Ampliar la capacidad de las subestación Limatambo de 115 a 140

MVA

B. Ampliar la capacidad de las subestación Neyra de 115 a 140 MVA

C. Ampliar la capacidad de las subestación San Isidro de 90 a 115 MVA

D. Ampliar la capacidad de las subestación Santa Anita de 65 a 100 MVA

E. Ampliar la capacidad de las subestación Villa El Salvador de 50 a 65

MVA

F. Ampliar la capacidad de transformación en la SET Puente

G. Ampliar la capacidad de las subestación Balnearios de 115 a 140 MVA

H. Ampliar la capacidad de las subestación Salamanca de 90 a 100 MVA

I. Efectuar traslados en media tensión entre las subestaciones Planicie,

San Juan, San Bartolo y Villa María


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J. Utilizar los transformadores 60/22,9/10 kV, que pasarían a reserva, en

las subestaciones futuras

27. Reconocer los transformadores de dos devanados 60/22,9 kV de 50 MVA en reemplazo de los transformadores de tres devanados para las SET´s Monterrico, Huachipa y el de reserva.

Como resultado del análisis que se realiza en el presente informe, se recomienda declarar infundados los extremos 1, 2 y 26 (literales A, C, D, G y H), fundados en parte los extremos 5, 8, 9, 15, 16, 23, 24 y 25, fundados los extremos 10, 13, 17, 18, 19, 20 y 21, e improcedentes los extremos 3, 4, 6, 7, 11, 12, 14, 22 y 26 (literales B, E, F, I y J) del recurso.


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INDICE

1. INTRODUCCIÓN ......................................................................................................................... 4

1.1. ANTECEDENTES ..................................................................................................................... 4 1.2. ASPECTOS REGULATORIOS Y NORMATIVOS ............................................................................ 5 1.3. PROCESO DE PRONUNCIAMIENTO ............................................................................................ 8

2. RECURSO DE RECONSIDERACIÓN ........................................................................................ 9

2.1. RETIRAR DEL PLAN DE INVERSIONES 2013-2017 EL CAMBIO DE CONDUCTOR DE LA LT 220 KV

SAN JUAN - BALNEARIOS ..................................................................................................... 11 2.1.1. SUSTENTO DEL PETITORIO ................................................................................. 11 2.1.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN .................................................................................. 11 2.1.3. CONCLUSIÓN ......................................................................................................... 12

2.2. RETIRAR LOS PROYECTOS “REPOTENCIACIÓN DE LA LT 60 KV DER. PACHACAMÁC – LURÍN” Y

EL TRAMO DE LA “LT 60 KV LURÍN – PRADERAS”, APROBADOS EN LA MODIFICACIÓN DEL PLAN

DE INVERSIONES 2013-2017 ................................................................................................ 12 2.2.1. SUSTENTO DEL PETITORIO ................................................................................. 12 2.2.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN .................................................................................. 13 2.2.3. CONCLUSIÓN ......................................................................................................... 13

2.3. PROPONER UNA SOLUCIÓN A LA SOBRECARGA DE LA LT 60 KV HUAMPANÍ – ÑAÑA (L-6544) DE

EDEGEL S.A.A..................................................................................................................... 13 2.3.1. SUSTENTO DEL PETITORIO ................................................................................. 13 2.3.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN .................................................................................. 14 2.3.3. CONCLUSIÓN ......................................................................................................... 14

2.4. RECONFIGURAR LA ZONA SUR, INCLUYENDO ADEMÁS DE LAS DOS (02) CELDAS DE LÍNEA EN 60

KV EN LA SET VILLA EL SALVADOR, SIETE (07) TRAMOS ENTRE LÍNEA AÉREA Y SUBTERRÁNEA15 2.4.1. SUSTENTO DEL PETITORIO ................................................................................. 15 2.4.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN .................................................................................. 15 2.4.3. CONCLUSIÓN ......................................................................................................... 16

2.5. CONSIDERAR LA TOPOLOGÍA PROPUESTA POR LUZ DEL SUR, CONTENIDA EN SU PROPUESTA DE

MODIFICACIÓN DEL PLAN DE INVERSIONES 2013-2017 PARA LAS LÍNEAS EN 60 KV ASOCIADAS

A LA SET LOS INDUSTRIALES ............................................................................................... 16 2.5.1. SUSTENTO DEL PETITORIO ................................................................................. 16 2.5.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN .................................................................................. 16 2.5.3. CONCLUSIÓN ......................................................................................................... 17

2.6. CONSIDERAR CABLES ENDUCTADOS PARA LAS LÍNEAS EN 60 KV ASOCIADAS A LA SET LOS

INDUSTRIALES ...................................................................................................................... 18 2.6.1. SUSTENTO DEL PETITORIO ................................................................................. 18 2.6.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN .................................................................................. 18 2.6.3. CONCLUSIÓN ......................................................................................................... 18

2.7. CAMBIAR LA SECCIÓN APROBADA EN LA MODIFICACIÓN DEL PLAN DE INVERSIONES 2013-2017

DE LA LT 60 KV DERV.A SANTA ANITA – HUACHIPA, DE 300 A 380 MM2. ................................ 18

2.7.1. SUSTENTO DEL PETITORIO ................................................................................. 18 2.7.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN .................................................................................. 19 2.7.3. CONCLUSIÓN ......................................................................................................... 19

2.8. CONSIDERAR LA INSTALACIÓN DE UN TERCER CIRCUITO SUBTERRÁNEO DE 500 MM2 ENTRE LAS

SET´S BALNEARIOS Y NEYRA............................................................................................... 19 2.8.1. SUSTENTO DEL PETITORIO ................................................................................. 19 2.8.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN .................................................................................. 20 2.8.3. CONCLUSIÓN ......................................................................................................... 21

2.9. CONSIDERAR QUE LAS DOS TERNAS EXISTENTES DE LA LT 60 KV SAN JUAN – CHORRILLOS,

TRABAJEN COMO UNA SOLA Y SE APRUEBE UNA SEGUNDA TERNA CONFORMADA POR UN

CIRCUITO SUBTERRÁNEO DE 500 MM2 ENTRE LAS SET´S SAN JUAN - CHORRILLOS................ 21 2.9.1. SUSTENTO DEL PETITORIO ................................................................................. 21 2.9.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN .................................................................................. 22 2.9.3. CONCLUSIÓN ......................................................................................................... 22


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2.10. INCLUIR EN EL PLAN DE INVERSIONES 2013-2017 LA SEGUNDA TERNA DE LA LT 60 KV

ENTRE LAS SET´S CHILCA Y SAN BARTOLO, ASÍ COMO LAS CELDAS ASOCIADAS..................... 23 2.10.1. SUSTENTO DEL PETITORIO ............................................................................ 23 2.10.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN .............................................................................. 24 2.10.3. CONCLUSIÓN .................................................................................................... 24

2.11. MODIFICAR LOS MÓDULOS APROBADOS PARA LAS CELDAS EN 60 KV DE LAS SET´S

ALTO PRADERA, SAN LUIS Y CENTRAL DE 31,5 KA A 40 KA POR CAPACIDAD DE

CORTOCIRCUITO ................................................................................................................... 24 2.11.1. SUSTENTO DEL PETITORIO ............................................................................ 24 2.11.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN .............................................................................. 25 2.11.3. CONCLUSIÓN .................................................................................................... 25

2.12. MODIFICAR LA CAPACIDAD DE CORTOCIRCUITO PARA LAS CELDAS EN 10 KV Y 22,9 KV DE

16 KA A 31,5 KA Y 25 KA RESPECTIVAMENTE ....................................................................... 26 2.12.1. SUSTENTO DEL PETITORIO ............................................................................ 26 2.12.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN .............................................................................. 27 2.12.3. CONCLUSIÓN .................................................................................................... 27

2.13. RETIRAR LA CELDA EN 60 KV DE ACOPLAMIENTO EN LA SET BUJAMA ......................... 27 2.13.1. SUSTENTO DEL PETITORIO ............................................................................ 27 2.13.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN .............................................................................. 28 2.13.3. CONCLUSIÓN .................................................................................................... 28

2.14. INCLUIR EN EL PLAN DE INVERSIONES 2013-2017, UNA CELDA DE TRANSFORMACIÓN EN

60 KV EN LA SET BALNEARIOS POR AMPLIACIÓN DE CORTOCIRCUITO .................................... 28 2.14.1. SUSTENTO DEL PETITORIO ............................................................................ 28 2.14.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN .............................................................................. 29 2.14.3. CONCLUSIÓN .................................................................................................... 29

2.15. INCLUIR EN EL PLAN DE INVERSIONES 2013-2017, SEIS (06) CELDAS EN 22,9 KV EN

REEMPLAZO DE LAS CELDAS VISAX EN LA SET SANTA CLARA .............................................. 29 2.15.1. SUSTENTO DEL PETITORIO ............................................................................ 29 2.15.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN .............................................................................. 30 2.15.3. CONCLUSIÓN .................................................................................................... 30

2.16. INCLUIR EN EL PLAN DE INVERSIONES 2013-2017, CELDAS NECESARIAS PARA LA

SEGUNDA POSICIÓN DEL TRANSFORMADOR 60/10 KV EN LA SET PACHACÁMAC ..................... 31 2.16.1. SUSTENTO DEL PETITORIO ............................................................................ 31 2.16.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN .............................................................................. 32 2.16.3. CONCLUSIÓN .................................................................................................... 33

2.17. INCLUIR EN EL PLAN DE INVERSIONES 2013-2017, DOS (02) CELDAS DE ALIMENTADOR

PARA LAS SET´S CHORRILLOS Y PLANICIE PARA EL AÑO 2015 .............................................. 33 2.17.1. SUSTENTO DEL PETITORIO ............................................................................ 33 2.17.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN .............................................................................. 33 2.17.3. CONCLUSIÓN .................................................................................................... 33

2.18. INCLUIR EN EL PLAN DE INVERSIONES 2013-2017, CELDAS EN 22,9 KV PARA LA SET

NEYRA PARA EL AÑO 2015 ................................................................................................... 34 2.18.1. SUSTENTO DEL PETITORIO ............................................................................ 34 2.18.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN .............................................................................. 34 2.18.3. CONCLUSIÓN .................................................................................................... 34


VILLA MARÍA PARA EL AÑO 2015 .......................................................................................... 34 2.19.1. SUSTENTO DEL PETITORIO ............................................................................ 34 2.19.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN .............................................................................. 35 2.19.3. CONCLUSIÓN .................................................................................................... 35


CHILCA EN LOS AÑOS 2014 Y 2016 ....................................................................................... 35 2.20.1. SUSTENTO DEL PETITORIO ............................................................................ 35 2.20.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN .............................................................................. 36 2.20.3. CONCLUSIÓN .................................................................................................... 36

2.21. RETIRAR DEL PLAN DE INVERSIONES 2013-2017, UNA CELDA DE ALIMENTADOR EN 10 KV

EN LA SET SALAMANCA, APROBADA PARA EL AÑO 2015 ........................................................ 36 2.21.1. SUSTENTO DEL PETITORIO ............................................................................ 36 2.21.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN .............................................................................. 36



2.21.3. CONCLUSIÓN .................................................................................................... 37 2.22. RETIRAR DEL PLAN DE INVERSIONES 2013-2017, UNA CELDA DE ALIMENTADOR EN 10 KV

EN LA SET BARRANCO, APROBADA PARA EL AÑO 2015 ......................................................... 37 2.22.1. SUSTENTO DEL PETITORIO ............................................................................ 37 2.22.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN .............................................................................. 37 2.22.3. CONCLUSIÓN .................................................................................................... 38

2.23. INCLUIR EN EL PLAN DE INVERSIONES 2013-2017, DIVERSAS CELDAS EN 10 KV PARA LA

BARRA 1 DE LA SET PUENTE, TODAS PARA EL AÑO 2015 ....................................................... 38 2.23.1. SUSTENTO DEL PETITORIO ............................................................................ 38 2.23.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN .............................................................................. 38 2.23.3. CONCLUSIÓN .................................................................................................... 39

2.24. INCLUIR EN EL PLAN DE INVERSIONES 2013-2017, DIVERSAS CELDAS EN 10 KV PARA LA

BARRA 1 DE LA SET BALNEARIOS, TODAS PARA EL AÑO 2014 ............................................... 39 2.24.1. SUSTENTO DEL PETITORIO ............................................................................ 39 2.24.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN .............................................................................. 39 2.24.3. CONCLUSIÓN .................................................................................................... 40

2.25. INCLUIR EN EL PLAN DE INVERSIONES 2013-2017, DOS (02) CELDAS DE ALIMENTADOR Y

UNA CELDA DE TRANSFORMADOR EN 22,9 KV EN LA SET MONTERRICO, TODAS PARA EL AÑO

2014 40 2.25.1. SUSTENTO DEL PETITORIO ............................................................................ 40 2.25.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN .............................................................................. 40 2.25.3. CONCLUSIÓN .................................................................................................... 41

2.26. REFORMULAR EL PLAN DE INVERSIONES 2013-2017 EN LAS SET´S 60/22,9 KV .......... 41 2.26.1. SUSTENTO DEL PETITORIO ............................................................................ 41 2.26.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN .............................................................................. 45 2.26.3. CONCLUSIÓN .................................................................................................... 51

2.27. RECONOCER LOS TRANSFORMADORES DE DOS DEVANADOS 60/22,9 KV DE 50 MVA EN

REEMPLAZO DE LOS TRANSFORMADORES DE TRES DEVANADOS PARA LAS SET´S MONTERRICO,

HUACHIPA Y EL DE RESERVA ................................................................................................. 51 2.27.1. SUSTENTO DEL PETITORIO ............................................................................ 51 2.27.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN .............................................................................. 51 2.27.3. CONCLUSIÓN .................................................................................................... 52

3. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................................................ 53



1. Introducción

1.1. Antecedentes La Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica – Ley N° 28832, entre otros aspectos, establece que las instalaciones de transmisión implementadas a partir de su emisión formarán parte del Sistema Garantizado de Transmisión (SGT) o del Sistema Complementario de Transmisión (SCT); siendo el SGT conformado por las instalaciones del Plan de Transmisión, elaborado por el COES y aprobado por el Ministerio de Energía y Minas (MINEM) cuya concesión y construcción sean resultado de un proceso de licitación pública y; el SCT conformado, entre otras, por las instalaciones de transmisión aprobadas por Osinergmin en el respectivo Plan de Inversiones y/o modificatorias.

Con Resolución N° 151-2012-OS/CD se aprobó el Plan de Inversiones para el período mayo 2013 – abril 2017; la que respecto al Área de Demanda 7 fue impugnada por la empresa Luz del Sur S.A.A. (en adelante “Luz del Sur”), mediante recurso de reconsideración que se resolvió mediante la Resolución N° 212-2012-OS/CD.

El 30 de junio de 2014 la empresa Luz del Sur mediante Carta GTP – 015/2014, solicitó a Osinergmin la modificación del Plan de Inversiones 2013-2017 correspondiente al Área de Demanda 7, acompañando para tal efecto el “Estudio Técnico Económico para la Modificación del Plan de Inversiones 2013-2017 del Área de Demanda 7” (en adelante “ESTUDIO”). Posteriormente, con fecha 08 de julio 2014, mediante carta SGPR-015/2014, Luz del Sur presentó información complementaria a su ESTUDIO, tales como formularios y anexos.

Con fecha 21 de octubre de 2014, se publicó la Resolución Nº 206-2014-OS/CD (en adelante “RESOLUCIÓN”), mediante la cual se modifica el Plan de Inversiones en Transmisión del período comprendido entre el 01 de mayo de 2013 y el 30 de abril de 2017, aprobado mediante Resolución N° 151-2012-OS/CD y modificado con Resolución N° 217-2012-OS/CD, en lo correspondiente al Área de Demanda 7.



El 11 de noviembre de 2014 la empresa Luz del Sur ha presentado recurso de reconsideración (en adelante el “RECURSO”) impugnando la RESOLUCIÓN, cuyo análisis es materia del presente informe.

1.2. 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 Ley1 de Concesiones Eléctricas (en adelante “LCE”).

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° 288322.

Según lo señalado en el Artículo 44° de la LCE3, la regulación de la transmisión será efectuada por OSINERGMIN, independientemente de si las tarifas corresponden a ventas de electricidad para el servicio público o para aquellos suministros que se efectúen en condiciones de competencia.

El numeral 20.24 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)5 del

1 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.

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

(...)

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

(...)

3 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.

(...)

4 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.

5 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.



numeral 27.2 del Artículo 27° de la misma Ley Nº 28832 se establece que los SCT se regulan considerando los criterios establecidos en la LCE para el caso de los SST.

En el Artículo 139° del Reglamento de la LCE (modificado mediante el Decreto Supremo N° 027-2007-EM y posteriormente mediante los Decretos Supremos N° 010-2009-EM, N° 021-2009-EM y N° 014-2012-EM) se establecen los criterios para la regulación de los SST y SCT, donde se incluye lo concerniente al proceso de aprobación del Plan de Inversiones6.

Sobre el particular, el numeral V) del literal a) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE, señala:

"V) El Plan de Inversiones está constituido por el conjunto de instalaciones de transmisión requeridas que entren en operación comercial dentro de un período de fijación de Peajes y Compensaciones. Será revisado y aprobado por OSINERGMIN y obedece a un estudio de planificación de la expansión del sistema 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.

(…)

6 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.

(…)



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

Asimismo, el numeral VII) del literal d) del Artículo 139 del Reglamento de la LCE, señala:

"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."

Por otro lado, en la Norma Tarifas y Compensaciones para SST y SCT (en adelante “NORMA TARIFAS”), aprobada mediante la Resolución N° 217-2013-OS/CD, se establecen los criterios, metodología y formatos para la presentación de los estudios que sustenten las propuestas de regulación de los SST y SCT, así como lo referente al proceso de aprobación del Plan de Inversiones y de sus eventuales modificaciones, siendo que en su Primera Disposición Transitoria establece:

“De forma transitoria, las solicitudes de modificación del Plan de Inversiones aprobado para el período 2013-2017, se presentarán entre los meses de enero a junio del año 2014. Para los próximos períodos tarifarios, los Titulares deberán tomar en cuenta las fechas establecidas en la Norma “Procedimiento para Fijación de Precios Regulados”, para lo cual OSINERGMIN modificará dicha norma en una próxima oportunidad.

En un plazo máximo de 60 días hábiles, contados desde la presentación de la solicitud, OSINERGMIN emitirá pronunciamiento o formulará observaciones, fijando un plazo de subsanación para cada caso y según la envergadura de las observaciones.”



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 de SST y/o SCT, aprobado por Resolución N° 261-2012-OS/CD.

Norma de Altas y Bajas, aprobada mediante Resolución N° 244-2010-OS/CD y modificada por Resolución N° 018-2014-OS/CD.

Norma de Áreas de Demanda, aprobada con la Resolución N° 634-2007-OS/CD. Posteriormente, modificada mediante Resoluciones 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 N° 635-2007-OS/CD.

Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión, cuya última actualización fue aprobada mediante Resolución N° 017-2014-OS/CD, modificada por las Resoluciones N° 056 y 121-2014-OS/CD.

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

1.3. Proceso de pronunciamiento

De acuerdo con lo señalado en la referida Primera Disposición Transitoria de la Resolución N° 217-2013-OS/CD, para el pronunciamiento de Osinergmin sobre cada solicitud de modificación del Plan de Inversiones vigente, se viene contemplando las siguientes etapas: i) presentación de las solicitudes de modificación del Plan de Inversiones, ii) de ser el caso, formulación de observaciones al estudio de sustento presentado por el solicitante, iii) análisis del levantamiento de observaciones, y iv) pronunciamiento mediante Resolución del Consejo Directivo de Osinergmin.

Para los casos donde resultó necesario, durante la etapa de formulación de observaciones se requirió opinión de otros Titulares del Área de Demanda respectiva, las cuales fueron incluidas en el análisis de sustento del referido pronunciamiento.

Asimismo, conforme lo prevé la Ley, los interesados dispusieron de un plazo de quince (15) días hábiles para interponer recursos de reconsideración contra el pronunciamiento de Osinergmin.



2. Recurso de Reconsideración

Con relación al Área de Demanda 7, el 11 de noviembre de 2014 la empresa Luz del Sur ha presentado RECURSO impugnando la RESOLUCIÓN, cuyo análisis es materia del presente informe.

Luz del Sur en su RECURSO, solicita a OSINERGMIN declarar fundado su RECURSO, que considere los siguientes extremos:

1. Retirar del Plan de Inversiones 2013-2017 el cambio de conductor de la LT 220 kV San Juan - Balnearios.

2. Retirar los siguientes proyectos aprobados en la modificación del Plan de Inversiones 2013-2017: repotenciación de la LT 60 kV Der. Pachacamác – Lurín y el tramo de la LT 60 kV Lurín - Praderas.

3. Proponer una solución a la sobrecarga de la LT 60 kV Huampaní – Ñaña (L-6544) de Edegel S.A.A.

4. Reconfigurar la zona Sur, incluyendo además de las dos (02) celdas de línea en 60 kV en la SET Villa el Salvador, siete (07) tramos entre línea aérea y subterránea.

5. Considerar la topología propuesta por Luz del Sur, contenida en su propuesta de Modificación del Plan de Inversiones 2013-2017 para las líneas en 60 kV asociadas a la SET Los Industriales.

6. Considerar cables enductados para las líneas en 60 kV asociadas a la SET Los Industriales.

7. Cambiar la sección aprobada en la modificación del Plan de Inversiones 2013-2017 de la LT 60 kV Derv. a Santa Anita – Huachipa, de 300 a 380 mm

2.

8. Considerar la instalación de un tercer circuito subterráneo de 500 mm2

entre las SET´s Balnearios y Neyra.

9. Considerar que las dos ternas existentes de la LT 60 kV San Juan – Chorrillos, trabajen como una sola y se apruebe una segunda terna



conformado por un circuito subterráneo de 500 mm2 entre las SET´s San Juan - Chorrillos.

10. Incluir en el Plan de Inversiones 2013-2017 la segunda terna de la LT 60 kV entre las SET´s Chilca y San Bartolo, así como las celdas asociadas.

11. Modificar los módulos aprobados para las celdas en 60 kV de las SET´s Alto Pradera, San Luis y Central de 31,5 a 40 kA de capacidad de cortocircuito.

12. Modificar la capacidad de cortocircuito para las celdas en 10 y 22,9 kV de 16 a 31,5 y 25 kA respectivamente.

13. Retirar la celda en 60 kV de acoplamiento en la SET Bujama.

14. Incluir en el Plan de Inversiones 2013-2017, una celda de transformación en 60 kV en la SET Balnearios por ampliación de cortocircuito.

15. Incluir en el Plan de Inversiones 2013-2017, seis (06) celdas en 22,9 kV en reemplazo de las celdas VISAX en la SET Santa Clara.

16. Incluir en el Plan de Inversiones 2013-2017, celdas necesarias para la segunda posición del transformador 60/10 kV en la SET Pachacámac.

17. Incluir en el Plan de Inversiones 2013-2017, dos (02) celdas de alimentador para las SET´s Chorrillos y Planicie para el año 2015.

18. Incluir en el Plan de Inversiones 2013-2017, nuevas celdas en 22,9 kV para la SET Neyra para el año 2015.

19. Incluir en el Plan de Inversiones 2013-2017, nuevas celdas en 22,9 kV para la SET Villa María para el año 2015.

20. Incluir en el Plan de Inversiones 2013-2017, nuevas celdas en 22,9 kV para la SET Chilca en los años 2014 y 2016.

21. Retirar del Plan de Inversiones 2013-2017, una celda de alimentador en 10 kV en la SET Salamanca, aprobada para el año 2015.

22. Retirar del Plan de Inversiones 2013-2017, una celda de alimentador en 10 kV en la SET Barranco, aprobada para el año 2015.

23. Incluir en el Plan de Inversiones 2013-2017, diversas celdas en 10 kV para la barra 1 de la SET Puente, todas para el año 2015.

24. Incluir en el Plan de Inversiones 2013-2017, diversas celdas en 10 kV para la barra 1 de la SET Balnearios, todas para el año 2014.

25. Incluir en el Plan de Inversiones 2013-2017, dos (02) celdas de alimentador y una celda de transformador en 22,9 kV en la SET Monterrico, todas para el año 2014.

26. Reformular el Plan de Inversiones 2013-2017 en las SET´s 60/22,9 kV.

A. Ampliar la capacidad de las subestación Limatambo de 115 a 140

MVA

B. Ampliar la capacidad de las subestación Neyra de 115 a 140 MVA

C. Ampliar la capacidad de las subestación San Isidro de 90 a 115 MVA

D. Ampliar la capacidad de las subestación Santa Anita de 65 a 100 MVA

E. Ampliar la capacidad de las subestación Villa El Salvador de 50 a 65

MVA

F. Ampliar la capacidad de transformación en la SET Puente



G. Ampliar la capacidad de las subestación Balnearios de 115 a 140 MVA

H. Ampliar la capacidad de las subestación Salamanca de 90 a 100 MVA

I. Efectuar traslados en media tensión entre las subestaciones Planicie,

San Juan, San Bartolo y Villa María

J. Utilizar los transformadores 60/22,9/10 kV, que pasarían a reserva, en

las subestaciones futuras

27. Reconocer los transformadores de dos devanados 60/22,9 kV de 50 MVA en reemplazo de los transformadores de tres devanados para las SET´s Monterrico, Huachipa y el de reserva.

Asimismo, con fecha 14 de noviembre de 2014, Luz del Sur presentó un informe complementario respecto del Informe Técnico presentado como parte de su RECURSO. Al respecto, estos serán considerados en el análisis siempre y cuando en el informe complementario se realicen correcciones (de tipo material, redacción o aritmético) a un extremo que fue presentado oportunamente en los plazos establecidos. Sin embargo, si la corrección es de fondo y distinta en su estructura, se considera que es un nuevo extremo y no se acepta el cambio del mismo; asimismo, si son petitorios nuevos que no llegaron en el plazo, resultan improcedentes por extemporáneos, por lo que no se procederá a su análisis.

2.1. Retirar del Plan de Inversiones 2013-2017 el cambio de

conductor de la LT 220 kV San Juan - Balnearios

22..11..11.. SSUUSSTTEENNTTOO DDEELL PPEETTIITTOORRIIOO

Luz del Sur solicita retirar del Plan de Inversiones 2013-2017 el cambio del conductor de la LT 220 kV San Juan – Balnearios. Como sustento indica que atenderá la recomendación contenida en el numeral 6.3.1 del Informe N° 0489-2014-GART (en adelante “INFORME”), referida a la situación actual y diagnóstico de la zona Este, en el sentido de adelantar para el año 2016 las SET´s San Luis y Central. Indica que este adelanto implicará un traslado de carga de aproximadamente 80 MVA de la SET Balnearios 220/60 kV hacia la SET San Luis 220/60 kV (ello debido al traslado de carga desde las SETs Neyra, Limatambo y San Isidro - las tres alimentadas desde Balnearios hacia la SET Central). La descarga de la SET Balnearios significará una reducción del factor de utilización en cada una de las líneas L-2012/2013 en 0,12, quedando con un margen considerable respecto de su capacidad de transporte. Cabe mencionar que la descarga de 80 MVA se obtiene a partir de los números totales de celdas de alimentador de 10 y 22,9 kV aprobadas para la SET San Luis en la modificatoria del Plan, y el ratio promedio de carga por alimentador en cada nivel de tensión.

En base a lo antes señalado, concluye que resulta innecesaria la ejecución del cambio de conductor en las líneas en mención.

22..11..22.. AANNÁÁLLIISSIISS DDEE OOSSIINNEERRGGMMIINN

Se debe señalar que Luz del Sur solicitó la reprogramación del cambio de conductor en la LT 220 kV San Juan - Balnearios en base a la actualización



de la demanda. En ese sentido, Osinergmin verificó la procedencia de la indicada solicitud y aprobó dicha reprogramación para el año 2016.

Sin embargo, ahora, la recurrente solicita que se retire del Plan de Inversiones 2013-2017, el cambio de conductor de la LT 220 kV San Juan – Balnearios, alegando que se descargará dicha línea con la puesta en operación de la SET San Luis 220/60 kV en el año 2016; sin embargo, la recurrente no ha presentado un cronograma de obras para respaldar su petitorio y asegurar que efectivamente la SET San Luis entrará en operación el año 2016. Como es sabido la construcción de una SET 220/60 kV se realiza en unos 24 meses aproximadamente, por ende la SET San Luis estaría entrando en operación a inicios del 2017, por tal razón no es razonable retirar el proyecto de cambio de conductor de la LT 220 kV San Juan – Balnearios, porque de hacerlo y no entrar a tiempo la SET San Luis se tendría sobrecarga en la línea mencionada, lo cual originaría rechazos de carga.

22..11..33.. CCOONNCCLLUUSSIIÓÓNN

En función a los argumentos señalados en el análisis anterior, este extremo debe considerarse como infundado.

2.2. Retirar los proyectos “repotenciación de la LT 60 kV Der.

Pachacamác – Lurín” y el tramo de la “LT 60 kV Lurín –

Praderas”, aprobados en la modificación del Plan de

Inversiones 2013-2017


Luz del Sur indica que en el numeral 6.3.3 del INFORME, respecto a la repotenciación de la LT 60 kV Der. Pachacámac – Lurín, se menciona que los tramos de la LT 60 kV Pachacámac – Lurín cuentan con secciones diferentes de conductor (304 y 120 mm

2), por lo que resulta adecuado el

repotenciamiento del tramo que cuenta con 120 mm2 de sección de

conductor, a fin de evitar congestión en las líneas de transmisión en dicha zona. Asimismo, indica que respecto al tramo de la LT 60 kV Lurín – Praderas (año 2015), se menciona que este tramo formaría parte de las reconfiguraciones de las líneas asociadas a la entrada de la SET Alto Praderas.

Por ello, solicita retirar los proyectos “repotenciación de la LT 60 kV Der. Pachacamác – Lurín” y el tramo de la “LT 60 kV Lurin – Praderas”, aprobados en la modificación del Plan de Inversiones 2013-2017. Como sustento indica que Luz del Sur ha efectuado cálculos de flujo de carga considerando las proyecciones de demanda por SET obtenidas por Osinergmin, y ha verificado que no se presentan sobrecargas en ninguna de las líneas de la zona hasta el año previo al de la puesta en operación de la SET Alto Praderas. Como es de esperarse, luego de la puesta en operación de esta última se produce una reducción de los niveles de carga en las líneas de 60 kV aledañas.



Agrega que en base a lo antes señalado, resulta innecesaria la ejecución de los dos proyectos.


Se debe señalar que Luz del Sur ha solicitado la incorporación de los proyectos Repotenciación de la LT 60 kV Der. Pachacámac – Lurín y Tramo de la LT 60 kV Lurín – Praderas. Luego de las evaluaciones correspondientes, Osinergmin procedió con aprobar la incorporación de dichos proyectos en el Plan de Inversiones 2013-2017, a fin de disminuir la cargabilidad de las líneas conexas a las SET´s Pachacamac y Lurín.

Sin embargo, ahora, la recurrente solicita que se retire del Plan de Inversiones 2013-2017, los dos proyectos antes mencionados, alegando que con la entrada de la nueva SET Alto Praderas se descargara las líneas 60 kV aledañas a dicha SET.

La desestimación de los proyectos mencionados está supeditada a que la puesta en servicio de la SET Alto Praderas se realice en el año 2016. De retrasarse dicha SET se estaría poniendo en riesgo las instalaciones por las sobrecargas que se originarían; por ello, se considera pertinente no retirar los dos proyectos antes mencionados del Plan de Inversiones.


En función a los argumentos señalados en el análisis anterior, este extremo debe considerarse como infundado.

2.3. Proponer una solución a la sobrecarga de la LT 60 kV

Huampaní – Ñaña (L-6544) de Edegel S.A.A.


Luz del Sur indica que en el INFORME no se hace referencia al nivel de carga de la línea en mención, que al mes de octubre del presente año ha registrado sobrecarga (obtenido en base a registros reales). Agrega que, la sobrecarga en dicha línea ha venido originando restricciones del suministro eléctrico a clientes libres cuyas alimentaciones están asociadas a la referida línea. Por lo que solicita a Osinergmin proponer una solución al problema de sobrecarga expuesto, enfatizando que dicha línea pertenece a otra empresa.

Como sustento indica que ha efectuado cálculos de flujo de carga considerando las proyecciones de demanda por SET obtenidas por Osinergmin, obteniendo que el factor de utilización en la línea L-6554 es 0,92 para el 2014 y 1,06 para el 2017. Sin embargo, al mes de octubre del presente año el factor de utilización promedio en días de semana en dicha línea ha llegado a 0,98 (el máximo factor de utilización de la línea fue 1,04) calculado en base a registros reales de carga, luego de puestas en servicio las líneas asociadas a la SET Los Industriales, como se muestra en el siguiente diagrama.



Gráfico N° 2.1: Máxima demanda por día (L-6544)

Fuente: Gráfico presentado por Luz del Sur

Dicho factor se eleva a 1,13 si se proyecta al año 2017 utilizando la relación entre los dos valores indicados en el primer párrafo de esta sección.

Finaliza indicando que en el archivo “L6544_2014.xlsx” del CD que adjunta a su recurso, se entregan los registros de carga de la línea L-6554.


Se debe de señalar que este petitorio es un nuevo caso que no forma parte de la solicitud de modificación del Plan de Inversiones 2013-2017. Este nuevo caso se presenta de forma extemporánea, razón por la cual no será considerado en el análisis, al resultar un pedido extemporáneo.

Sin perjuicio de lo mencionado, es del caso señalar que luego de la conexión de la SET Los Industriales a la SET Huachipa, la línea LT 60 kV Huampaní– Ñaña no presenta sobrecarga. No obstante, la cargabilidad de la LT 60 kV Huampaní – Ñaña (L-6544) será analizada en el próximo proceso de aprobación del Plan de Inversiones, la cual debe iniciarse en el año 2015.


En función a los argumentos señalados en el análisis anterior, este extremo debe considerarse como improcedente.



2.4. Reconfigurar la zona Sur, incluyendo además de las dos

(02) celdas de línea en 60 kV en la SET Villa el Salvador,

siete (07) tramos entre línea aérea y subterránea


Luz del Sur indica que la sola adición de dos celdas de línea de 60 kV en esta SET es insuficiente para poder reconfigurar las líneas L-619/620 y las líneas L-645/646, de modo tal que permitan trasladar la SET Villa El Salvador hacia el circuito conformado por las línea L-645/646; por lo que solicita, añadir los siguientes tramos de línea en 60 kV.

Tramo aéreo de simple terna de 112 m con conductor de AAAC 304 mm

2, para el ingreso a la SET Villa El Salvador.

Tramo aéreo de simple terna de 51 m con conductor de AAAC 304 mm2,

para el ingreso a la SET Villa El Salvador.


2, para unir las actuales líneas L-645 y L-621 en la Av. Pachacútec.

Tramo subterráneo de simple terna de 45 m con cable de Cu 630 mm2,

para unir las actuales líneas L-646 y L-620 en la Av. Pachacútec.


2, para unir las actuales líneas L-646 y L-620 en la Av. Pachacútec.

Tramo aéreo de doble terna de 38 m con conductor de AAAC 304 mm2,

para unir las actuales líneas L-621/L-620 y L-645/L-646 en la Av. Pachacútec.

Tramo subterráneo de doble terna de 75 m con cable de Cu 630 mm2,

para unir las actuales líneas L-621/L-620 y L-645/L-646 en la Av. Pachacútec.

Como sustento de su solicitud, indica que Luz del Sur omitió involuntariamente solicitar la inclusión de dichos tramos de línea. Asimismo, indica que en el Anexo N° 01 de su Informe Técnico, se muestran los esquemas y planos donde se detallan las modificaciones requeridas tanto en la SET Villa El Salvador como en la Av. Pachacútec. Cabe mencionar que en esta avenida se ha seleccionado un lugar donde se presenta un adecuado acercamiento entre las cuatro líneas, de forma tal que permita efectuar las interconexiones y permutas necesarias para conformar la topología objetivo.


Cabe señalar que en la solicitud de modificación del Plan de Inversiones 2013-2017, Luz del Sur solamente solicitó 02 celdas de línea para realizar el traslado de la SET Villa El Salvador hacia el circuito conformado por las líneas L-645/646. En consecuencia, los nuevos tramos de línea solicitados en el presente recurso, no forman parte de la solicitud de modificación del



Plan de Inversiones, por lo que no corresponde realizar el análisis respectivo al presente extremo, al resultar un pedido extemporáneo.

Sin perjuicio de lo anterior, se aclara que conforme a lo dispuesto en el literal II.3 del literal f) del Artículo 139º del Reglamento de la LCE, cuando se efectúe la valorización definitiva de las instalaciones en la liquidación anual se deberá considerar un monto que refleje “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”. Es decir, se reconocerán los tramos de línea, siempre y cuando estén debidamente sustentados.



2.5. Considerar la topología propuesta por Luz del Sur,

contenida en su propuesta de Modificación del Plan de

Inversiones 2013-2017 para las líneas en 60 kV

asociadas a la SET Los Industriales


Luz del Sur indica que la topología considerada por Osinergmin respecto a dichas líneas difiere de aquélla propuesta por Luz del Sur, por lo que solicita, considerar la topología propuesta por Luz del Sur, contenida en su Propuesta de Modificación del Plan de Inversiones 2013-2017.

Como sustento indica que, en el Anexo N° 02 de su Informe Técnico se presenta una explicación gráfica y detallada de las diferencias entre ambas topologías. Asimismo, menciona que la topología considerada por Osinergmin se contradice con lo mencionado en el tercer punto del rubro “Elementos que se Eliminan” del numeral 6.3.3 del INFORME, donde se afirma que se retiran del Plan de Inversiones 2013-2017 las dos (02) celdas de 60 kV de la SET Los Industriales. Siendo así, la SET Los Industriales quedaría con un total de cuatro (04) celdas de línea de 60 kV, concordante con el esquema propuesto por Luz del Sur; mientras que el esquema topológico considerado por OSINERGMIN contempla seis (06) celdas.


Respecto a las líneas en 60 kV asociadas a la SET Los Industriales, Luz del Sur no presentó en su momento (etapa de solicitud de modificación del Plan de Inversiones 2013-2017) la justificación técnica y el detalle de las reconfiguraciones realizadas en la SET Industriales. Al respecto, cabe señalar que Osinergmin, en la etapa de Observaciones al Estudio, solicitó la justificación técnica respectiva, sin embargo, la solicitante no presentó lo requerido en el levantamiento de Observaciones a su Estudio, así como en el



contenido de su Informe reformulado. Como evidencia, presentamos el análisis realizado a la respuesta a la observación 4.5, formulada por Osinergmin en la etapa de Observaciones:

“Se verifica que en el informe que contiene la propuesta reformulada no se explica el sustento técnico económico de las instalaciones que fueron construidas sin haber sido aprobadas en el Plan de Inversiones 2013-2017 (por ejemplo no se presenta el sustento técnico económico para la implementación de Elementos adicionales en la SET Industriales)”.

Por lo tanto, no corresponde evaluar en esta etapa impugnativa, la inclusión de las líneas en 60 kV asociadas a la SET Los Industriales, cuyo sustento no fue remitido en la oportunidad que fue solicitado, y hubiera ameritado un análisis dentro del procedimiento administrativo;

No obstante, cabe mencionar que conforme a lo dispuesto en el literal II.3 del literal f) del Artículo 139º del Reglamento de la LCE, cuando se efectúe la valorización definitiva de las instalaciones en la liquidación anual se deberá considerar un monto que refleje “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”. Es decir, se reconocerán los nuevos tramos de líneas, siempre y cuando estén debidamente sustentadas.

Por otra parte, conforme a lo expuesto por Luz del Sur, en el cuadro 6.16 del INFORME (Elementos que se eliminan del Plan de Inversiones 2013-2017), no se han considerado dos (02) celdas de 60 kV de la SET Los Industriales, las cuales se mencionan en el numeral 6.3.3 del mismo informe. Dichas celdas son las siguientes:

EMPRESA ELEMENTO SUBESTACIÓNCÓDIGO MÓDULO

ESTÁNDARAÑO

LUZ DEL SURCelda de Línea Industriales -

Ingenieros 2

SET MAT/AT LOS

INDUSTRIALESCE-060COU1ENIDBLI3 2013

LUZ DEL SURCelda de Línea Industriales - Santa

Rosa

SET MAT/AT LOS

INDUSTRIALESCE-060COU1ENIDBLI3 2013

Por lo tanto, corresponde incluir en la modificación del Plan de Inversiones 2013-2017, la eliminación de estas dos (02) celdas de 60 kV de la SET Los Industriales, las cuales fueron aprobadas inicialmente para el año 2013.


En función a los argumentos señalados en el análisis anterior, este extremo debe considerarse como fundado en parte, debido a que debe ser considerado improcedente en cuanto a la solicitud de líneas en 60 kV asociadas a la SET Los Industriales; y debe ser considerado fundado en cuanto al retiro de las dos (02) celdas de 60 kV (SET Los Industriales) del Plan de Inversiones 2013-2017.



2.6. Considerar cables enductados para las líneas en 60 kV

asociadas a la SET Los Industriales


Luz del Sur indica que en la modificatoria del Plan de Inversiones 2013-2017 aprobada por Osinergmin, para todos los tramos subterráneos de las líneas de 60 kV asociadas a la SET Los Industriales se ha considerado instalación tipo directamente enterrada, habiéndose efectuado instalación tipo enductada. Por lo que solicita considerar instalación tipo enductada para los tramos subterráneos correspondientes a dichas líneas.

Como sustento indica que en el Anexo N° 03 de su Informe Técnico, se presenta el sustento detallado, el cual también fue incluido en la propuesta de Modificación del Plan de Inversiones 2013-2017 que presentó Luz del Sur, pero que por error involuntario fue numerado de distinta forma respecto al texto del informe principal desde el cual se le hacía referencia.


Al respecto, cabe aclarar que el proceso regulador en curso corresponde a la modificación del Plan de Inversiones 2013-2017 y no el de definición de Módulos Estándares, considerando que evaluar cables enductados implicaría crear nuevos Módulos, toda vez que dichas instalaciones no se encuentran contemplados en la Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión; razón por la cual, la solicitud de Luz del Sur de considerar cables enductados es improcedente.

Asimismo, puesto que el objetivo del procedimiento administrativo en curso y la materia de la resolución impugnada, tiene una finalidad distinta al planteamiento solicitado por Luz del Sur, se determina que este extremo del recurso impugnatorio bajo análisis, deba ser tratado y solicitado en otro procedimiento administrativo.


En función a los argumentos señalados en el análisis anterior, este extremo deviene en improcedente.

2.7. Cambiar la sección aprobada en la modificación del Plan

de Inversiones 2013-2017 de la LT 60 kV Derv.a Santa

Anita – Huachipa, de 300 a 380 mm2.


Luz del Sur indica que en el Cuadro N° 6.18 del INFORME, relativo a los Elementos que se reprograman del Plan de Inversiones 2013-2017, el Elemento LT 60 kV Drv. a Santa Anita – Huachipa está considerado con



conductor AAAC de 300 mm2, por lo que solicita considerar al Elemento en

mención con conductor AAAC de 380 mm2.

Como sustento indica que en el Anexo N° 04 de su Informe Técnico, presenta la comparación económica entre ambos calibres, donde se demuestra que el conductor AAAC de 380 mm

2 es más conveniente.

Asimismo, indica que el Elemento en cuestión ahora es parte del enlace Los Industriales –Huachipa, en el cual la gran mayoría de sus tramos aéreos - considerando tanto tramos existentes como los tramos nuevos aprobados por Osinergmin – tienen conductor AAAC de 380 mm

2, por lo que con el cambio

solicitado se estaría tendiendo a normalizar el calibre de la parte aérea y consecuentemente la capacidad de todo el enlace.


Cabe precisar que en el Plan de Inversiones 2013-2017, se aprobó para la LT 60 kV Drv. a Santa Anita – Huachipa, un conductor AAAC de 300 mm2 y que en la solicitud de modificación del Plan de Inversiones, Luz del Sur solamente solicitó la reprogramación del mismo. En consecuencia, el conductor mencionado en el presente extremo, se considera como una nueva solicitud, que debió ser incluida en la solicitud de modificación del Plan de Inversiones del 30 de junio de 2014, por lo que no corresponde realizar el análisis respectivo al presente extremo, al resultar un pedido extemporáneo.

Sin perjuicio de lo anterior, se aclara que conforme a lo dispuesto en el literal II.3 del literal f) del Artículo 139º del Reglamento de la LCE, cuando se efectúe la valorización definitiva de las instalaciones en la liquidación anual se deberá considerar un monto que refleje “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”. Es decir, se reconocerán las diferencias en las características, siempre y cuando estén debidamente sustentadas.



2.8. Considerar la instalación de un tercer circuito

subterráneo de 500 mm2 entre las SET´s Balnearios y

Neyra


Luz del Sur indica que en el punto 22 del rubro “Elementos que se Agregan” del numeral 6.3.3 del INFORME (página 70), se menciona que corresponde incluir en el Plan de Inversiones 2013-2017, la ampliación de capacidad de la



LT 60 kV Balnearios – Neyra (L-631/632), con las mismas características de lo ya aprobado en el Plan de Inversiones 2009-2013, es decir, reemplazando el actual conductor de 304 mm

2 AAAC por conductor de 500 mm

2 AAAC.

Ante ello, solicita considerar la instalación de un tercer circuito subterráneo de 500 mm

2 entre las SET´s Balnearios y Neyra.

Como sustento indica que en el Anexo 05 de su Informe Técnico, presenta la inviabilidad técnica de instalar conductor de 500 mm

2 AAAC en las líneas

existentes. Asimismo, indica que en el mismo anexo se presenta una comparación económica de alternativas considerando varias secciones con cables subterráneos. Adicionalmente, agrega que tratándose de otras alternativas de reemplazo de los conductores existentes, por otros de secciones menores a 500 mm

2 AAAC, se presentaría una enorme dificultad

técnica y altos costos asociados a dicho cambio, que no serían reconocidos tarifariamente, dado el alto nivel de carga que tienen las dos líneas y consecuentemente las pocas horas de indisponibilidad por semana de cualquiera de ellas.


De haberse realizado oportunamente el cambio de conductor de 300 mm2 por 500 mm2 en el año 2012, tal como estaba aprobado en el Plan de Inversiones 2009 – 2013, se tendría capacidad suficiente para atender la demanda hasta el año 2018. No obstante, debido al incumplimiento de la recurrente se ha originado que en la actualidad no se pueda realizar el cambio de sección por los elevados niveles de carga y por cuestiones técnicas, ante lo cual para solucionar el problema de sobrecarga, la recurrente propone la solución más cara, la de instalar una nueva línea con cable subterráneo, cuyo costo se tendría que trasladar a los usuarios del Área de Demanda 7.

Cabe señalar que el sustento de la inviabilidad técnica fue presentado recién en esta parte del proceso, por lo que el regulador para su pronunciamiento consideró como válido el cambio de conductor en función a la propuesta presentada por la recurrente.

Ante la situación de no hacer nada, la LT 60 kV Balnearios - Neyra tendría sobrecarga en los años 2015 y 2016, dado que a partir del año 2017 ya se encontraría en operación la SET Central que descargará la SET Neyra en 15 MW aproximadamente.

Por lo mencionado y estando a finales del año 2014, cualquier solución que se elija no eliminará la sobrecarga de la línea oportunamente, ante lo cual la alternativa del cable subterráneo se descarta debido a su mayor costo y por los tiempos prolongados que se necesita para ponerlo en servicio, así como también se descarta el cambio de conductor de 300 mm2 por 500 mm2 por ser inviable técnicamente. Frente a ello se elige el cambio de conductor de 300 mm2 por el de 380 mm2. Dicha solución es una práctica que viene desarrollando Luz del Sur en su red de transmisión y permitirá llegar hasta el año 2017 sin sobrecarga, luego del cual se verá descargada la LT 60 kV Balnearios – Neyra por la entrada de la SET Central.



Por lo expuesto, corresponde reemplazar el código modular asignado a las líneas L-631 y L-632 de LT-060COU0ACD0C1500A por LT-060COU0ACD0C1400A.

No obstante, mientras duren los trabajos de ampliación de capacidad, temporalmente se sugiere realizar traslados de carga a través de la red de media tensión para descargar la SET Neyra y así aliviar la sobrecarga que tendría la LT 60 kV Balnearios - Neyra.


En función a los argumentos señalados en el análisis anterior, este extremo debe considerarse como fundado en parte.

2.9. Considerar que las dos ternas existentes de la LT 60 kV

San Juan – Chorrillos, trabajen como una sola y se

apruebe una segunda terna conformada por un circuito

subterráneo de 500 mm2 entre las SET´s San Juan -

Chorrillos


Luz del Sur indica que en el punto 4 del rubro “Elementos que se Eliminan” del numeral 6.3.3 del INFORME (página 65), se menciona que no se requiere modificar lo aprobado en el Plan de Inversiones 2013-2017 para la LT 60 kV San Juan – Chorrillos (es decir, se debe mantener el reemplazo de los conductores de las dos ternas actuales por conductores de alta temperatura). Añade que al operar en paralelo ambas líneas con diferentes secciones, prácticamente se estaría restringiendo la capacidad de las dos ternas trabajando como una sola, es decir, a una sección de 240 mm2, aproximadamente, sin aprovechar la sección de 400 mm2, propuesta por Luz del Sur.

Ante ello, reitera la solicitud de que las dos ternas existentes trabajen como una sola, pero la segunda terna esté conformada por un circuito subterráneo de 500 mm

2 entre las SETs San Juan y Chorrillos.

Como sustento, indica que la opción de Osinergmin, de reemplazar los conductores de las dos ternas actuales por conductores de alta temperatura, es técnicamente inviable debido a que los fabricantes de los conductores de alta temperatura aún no han desarrollado el producto engrasado para altas temperaturas, lo cual es necesario para protección de los mismos contra la corrosión, teniendo en cuenta que la línea en mención está ubicada dentro de la franja de alta corrosión aceptada por Osinergmin para efectos tarifarios en la parte de distribución. Este aspecto no había sido comunicado por los fabricantes cuando Luz del Sur propuso utilizar este tipo de conductores en su propuesta de Plan de Inversiones 2013-2017.

Agrega que, la línea en cuestión tiene un total de 19 estructuras donde, por razones de distancias de seguridad, las dos ternas están dispuestas de



manera vertical una sobre otra; por lo cual, para cambiar los conductores de la terna superior tendrían que desconectarse ambas ternas (la ubicada en la parte inferior por seguridad), dejando consecuentemente fuera de servicio toda la SET Chorrillos, lo cual tendría que ocurrir varias veces y durante varias horas cada vez hasta completar el cambio de todas las ternas superiores en las mencionadas estructuras.

Añade que, con respecto al nuevo enlace entre las SETs San Juan y Chorrillos, se han explorado varias rutas para instalar una línea aérea, siendo la misma muy compleja por la gran cantidad de afectaciones con redes aéreas de MT existentes que se tendría en todas aquellas vías que por sus dimensiones y características serían propicias para instalar una nueva línea aérea de 60 kV.

Por lo explicado en el anterior párrafo, se propone que el nuevo enlace entre las SETs San Juan y Chorrillos sea subterráneo. En el Anexo N° 06 del Informe Técnico se presenta una comparación económica de alternativas considerando varias secciones con cables subterráneos.

Finaliza indicando que, a fin de evitar un reparto desigual de cargas entre los dos circuitos que quedarían entre las SETs San Juan y Chorrillos, dadas sus impedancias diferentes, se ha previsto que en condiciones normales de operación cada circuito alimente un transformador AT/MT en la SET Chorrillos de manera independiente; es decir, con los acoplamientos abiertos tanto en AT como en MT.


Dado que los conductores de alta ampacidad no están preparados para zonas de alta corrosión, es pertinente analizar la alternativa que propone la recurrente dado que su justificación no es satisfactoria para el regulador, debido a que no adjunta el estudio de rutas que realizó.

En ese sentido, a fin de dar solución a la sobrecarga de la LT 60 KV San Juan – Chorrillos, se considera pertinente restituir la propuesta de la solicitud original de la recurrente, que consiste en cortocircuitar las dos líneas existentes e instalar una tercera línea de composición mixta (0,9 km de red subterránea y 7,62 Km de red aérea). Por lo anterior, corresponde eliminar la repotenciación mediante conductores de alta ampacidad y en su reemplazo aprobar una línea mixta con las siguientes características:

Tramo Aéreo: 7,62 Km; código modular LT-060COU0ACSOC5300A.

Tramo Subterráneo: 0,9 Km; código modular LT-060COU0XXS0C3500S

De otro lado, se debe de señalar que el cambio de la sección del conductor respecto a la propuesta original de la recurrente, es con el fin de obtener un mejor balance de flujos entre las dos líneas cortocircuitadas y la nueva línea.


En función a los argumentos señalados en el análisis anterior, este extremo debe considerarse como fundado en parte.



2.10. Incluir en el Plan de Inversiones 2013-2017 la segunda

terna de la LT 60 kV entre las SET´s Chilca y San Bartolo,

así como las celdas asociadas


Luz del Sur indica que en el punto 10 del rubro “Elementos que se Agregan” del numeral 6.3.3 del INFORME (página 68), se menciona que estos Elementos fueron aprobados en el Plan de Inversiones 2009-2013 para ser puestos en operación hasta abril de 2013; sin embargo, dado que Luz del Sur no ha cumplido con la ejecución de dichos proyectos, y teniendo en cuenta el diagnóstico actual de la Zona Sur, los Elementos asociados a dichos proyectos ya no serían necesarios, por tanto no se incluyen en el Plan de Inversiones 2013-2017.

Ante ello, reitera la solicitud de que se incluya en el Plan de Inversiones 2013-2017 la segunda terna de la LT 60 kV Chilca – San Bartolo, así como las dos celdas asociadas a las SET´s.

Como sustento indica que actualmente la LT de 60 kV existente que conecta ambas SETs (L-639) ha venido presentando una sobrecarga promedio registrada de hasta 23%, valor que obviamente es inaceptable por cuanto no se está cumpliendo con la Norma Tarifas, además que dicho valor se irá incrementando hasta la puesta en servicio de la nueva SET Alto Praderas, prevista para el año 2016. El diagrama siguiente muestra las demandas registradas y la capacidad de transmisión de la mencionada línea.

Gráfico N° 2.2: Máxima demanda por día (L-639)


Indica que en el archivo “L639_2014.xlsx” del CD que adjunta a su recurso, se entregan los registros de carga de la línea L-639.



Añade que en el diagnóstico de la Zona Sur que ha efectuado Osinergmin no ha detectado las sobrecargas reales existentes en la línea en cuestión debido fundamentalmente a que los cálculos de flujo de carga lo ha efectuado considerando las demandas de las SETs a la hora coincidente con la máxima demanda de Luz del Sur; hora que no necesariamente coincide con aquélla a la cual se producen las máximas demandas de las líneas de transmisión.

Por lo antes expuesto, considera que es necesario que Osinergmin incluya en el Plan de Inversiones 2013-2017 la segunda línea de 60 kV entre las SETs Chilca y San Bartolo, así como las dos celdas asociadas en ambas SETs, ya que con ello se evitará la alta sobrecarga existente actualmente.

Finaliza indicando que en el Anexo N° 07 de su Informe Técnico, se incluye el plano de recorrido de esta línea, así como sus principales características.


En base a los registros de carga cada 15 minutos, se ha verificado que la LT 60 kV Chilca – San Bartolo existente (L- 639) presenta sobrecarga. En ese sentido, corresponde incluir, para el año 2015, en el Plan de Inversiones, un tercer circuito LT 60 kV Chilca – San Bartolo, así como las dos celdas de línea en 60 kV para conectar dicha línea y mantener la configuración actual de la L-639 (dos líneas en cortocircuito), a fin de lograr un mejor reparto de carga entre la línea existente y la nueva. Las características de la tercera línea son las siguientes:

Tramo Aéreo: 15.68 Km; código modular LT-060COU0ACS0C1300A.

Tramo Subterráneo: 0.41 Km; código modular LT-060COU0XXS0C3500S

Celda de línea en SET San Bartolo; código modular: CE-060COU1C1ESBLI3

Celda de línea en SET Chilca; código modular: CE-060COU1C1ESBLI3


En función a los argumentos señalados en el análisis anterior, este extremo debe considerarse como fundado.

2.11. Modificar los módulos aprobados para las celdas en 60

kV de las SET´s Alto Pradera, San Luis y Central de 31,5

kA a 40 kA por capacidad de cortocircuito


Luz del Sur indica que, según el Cuadro N° 6.17 “Elementos que se Agregan al Plan de Inversiones 2013-2017”, la capacidad de cortocircuito en 60 kV aprobada para las SETs Alto Pradera, San Luis y Central es de 31,5 kA.



Ante ello, solicita que para las SET´s mencionadas se considere para el dimensionamiento de los equipos e instalaciones de 60 kV una corriente de cortocircuito de 40 kA, de acuerdo a lo propuesto por Luz del Sur.

Como sustento indica que ha realizado una proyección de las corrientes de cortocircuito, considerando la red del año 2024 del COES en conjunto con la red de Luz del Sur resultado de la expansión a 30 años. Luz del Sur presenta el siguiente cuadro de simulación de cortocircuito al año 2043.

Cuadro N° 2.1: Cálculo de Cortocircuito (kA) al año 2043

Fuente: Cuadro presentado por Luz del Sur

Finaliza indicando que en el archivo “ESTUDIO-CC_LARGOPLAZO.pfd” del CD que adjunta su recurso, se tiene el cálculo de cortocircuito en formato Power Factory DigSilent.


Al respecto, se reitera que el proceso regulador en curso corresponde a la modificación del Plan de Inversiones 2013-2017 y no al de definición y/o aplicación de los Módulos Estándares, razón por la cual la solicitud de Luz del Sur no es procedente.

Asimismo, puesto que el objetivo del procedimiento administrativo en curso y la materia de la resolución impugnada, tiene una finalidad distinta al planteamiento solicitado por Luz del Sur, se determina que este extremo del recurso impugnatorio bajo análisis, deba ser tratado y solicitado en otro procedimiento administrativo.





2.12. Modificar la capacidad de cortocircuito para las celdas

en 10 kV y 22,9 kV de 16 kA a 31,5 kA y 25 kA

respectivamente


Luz del Sur indica que en el Plan de Inversiones 2013-2017 aprobado por Osinergmin, se considera 16 kA como única capacidad de cortocircuito para las instalaciones (celdas) de 10 kV y 22,9 kV.

Ante ello, solicita se considere 31,5 kA y 25 kA como capacidad de cortocircuito para las instalaciones de 10 kV y 22,9 kV respectivamente.

Como sustento Luz del Sur presenta los cálculos de cortocircuito para los principales transformadores 60/10 kV y 60/22,9/10 kV, considerando tres niveles de cortocircuito en el equivalente de red conectado al lado de 60 kV de cada transformador. Para el caso de la transformación 60/10 kV más crítica (50 MVA) la corriente de cortocircuito es prácticamente 25 kA, razón por la cual por cuestiones de seguridad se debe implementar equipos en 10 kV con mayor nivel de cortocircuito, en este caso 31,5 kA de acuerdo a lo solicitado por Luz del Sur en su propuesta original. Para el caso de la transformación 60/22,9 kV más crítica (40 MVA) la corriente de cortocircuito es 20 kA, razón por la cual se debe considerar 25 kA para los equipos de 22,9 kV.

Agrega que en el archivo “Corto MT.pfd” del CD que adjunta a su recurso, se tiene el cálculo de cortocircuito en formato Power Factory DigSilent.

Luz del Sur presenta el siguiente cuadro de cálculo de cortocircuito.

Cuadro N° 2.2: Cálculo de Cortocircuito (kA)


En el cuadro anterior, muestra el nivel de cortocircuito para la operación en paralelo de algunos transformadores 60/10 kV, donde señala se podrá observar que en la mayoría de casos se supera la capacidad de cortocircuito de 31,5 kA de los equipos en 10 V. Al respecto, manifiesta que, en este sentido, Osinergmin debe tener especial cuidado en sus análisis en cuanto a



la posibilidad de operación en paralelo de los transformadores 60/10 kV. Algo similar ocurre con la transformación 60/22,9 kV.

Finaliza resaltando el caso de la SET Praderas, indicando que para dicha SET Osinergmin considera erróneamente la operación en paralelo de tres transformadores de tres devanados, y donde el paralelo ocurre tanto en 60/10 kV como en 60/22,9 kV.


El análisis realizado en la sección 2.11.2, es también válido para el presente análisis.


En función a los argumentos señalados en el análisis realizado en la sección 2.11.2, este extremo deviene en improcedente.

2.13. Retirar la celda en 60 kV de acoplamiento en la SET

Bujama


Luz del Sur indica que, según el Cuadro N° 6.18 “Elementos que se Reprograman del Plan de Inversiones 2013-2017”, se reprograma la celda de seccionamiento longitudinal 60 kV. Ante ello, solicita retirar del Plan de Inversiones 2013-2017, el Elemento correspondiente a la celda referida.

Como sustento indica que con el retiro del proyecto de la línea Chilca – Bujama en 60 kV (primer circuito), la celda de seccionamiento longitudinal 60 kV que separaría las barras del transformador 1 y 2 de la SET Bujama no es necesaria.

Asimismo, añade que en el siguiente esquema se aprecia que la referida celda – encerrada en círculo rojo – cumpliría la misma función que la celda de transformador, encontrándose una redundancia. Por lo que, la instalación de la celda de seccionamiento longitudinal 60 kV queda para un futuro no definido en caso se requiera instalar un segundo elemento en la barra del transformador 2.

Gráfico N° 2.3: SET Bujama





Cabe señalar en la solicitud de modificación de Plan de Inversiones 2013-2017, Luz del Sur solicitó reprogramar este elemento para el año 2015, considerando que inicialmente estaba aprobado para el 2013.

No obstante, consideramos como válido lo indicado por Luz del Sur en el presente recurso, en el sentido de que con el retiro del proyecto de la línea Chilca – Bujama en 60 kV (primer circuito), la celda de seccionamiento longitudinal 60 kV que separaría las barras del transformador 1 y 2 de la SET Bujama no es necesaria.


En función a los argumentos señalados en el análisis anterior, este extremo debe considerarse como fundado.

2.14. Incluir en el Plan de Inversiones 2013-2017, una celda de

transformación en 60 kV en la SET Balnearios por

ampliación de cortocircuito


Luz del Sur indica que para el año 2015 se tiene previsto el reemplazo de la celda del transformador N° 1 60/10 kV por incremento de su capacidad de cortocircuito, por lo que solicita incluir dentro del Plan de Inversiones 2013-2017, la referida celda de transformación 60 kV (CE-060COU1C1IDBTR3), y producto de este reemplazo considerar la baja respectiva.




En la solicitud de modificación del Plan de Inversiones 2013-2017, Luz del Sur no solicitó ninguna celda de transformación en 60 kV en la SET Balnearios por ampliación de cortocircuito. En consecuencia, esta celda solicitada en el presente recurso, se considera como un nuevo elemento solicitado; razón por la cual, no corresponde realizar el análisis respectivo al presente extremo, al resultar un pedido extemporáneo.

Sin perjuicio de lo indicado, cabe señalar que este nuevo elemento será analizado en el nuevo Plan de Inversiones 2017-2021, a efectos de evaluar su necesidad. En consecuencia, si la implementación de dicho elemento es técnicamente justificable, la recurrente puede optar por realizar la inversión y solicitar la evaluación de implementación del mismo cuando corresponda (nuevo Plan de Inversiones 2017-2021). Osinergmin, siempre y cuando el sustento sea válido, aprobará e incluirá dicha inversión en el Plan de Inversiones respectivo.



2.15. Incluir en el Plan de Inversiones 2013-2017, seis (06)

celdas en 22,9 kV en reemplazo de las celdas VISAX en

la SET Santa Clara


Luz del Sur indica que el INFORME no resuelve con respecto al reemplazo de las celdas 22,9 kV en la SET Santa Clara, por lo que solicita considerar dentro del Plan de Inversiones 2013-2017, lo siguientes Elementos necesarios para el reemplazo de las celdas de 22,9 kV (VISAX) en la SET Santa Clara.

Gráfico N° 2.3: Elementos de reemplazo de celdas en 22,9 kV




Como sustento indica que el reemplazo de estas celdas ha sido ejecutado el presente año, debido a los diferentes inconvenientes que han venido presentando estas celdas (VISAX) en su operación y mantenimiento.

Agrega que las celdas retiradas quedarán como reserva para las celdas que todavía están operando en subestaciones como Monterrico y Santa Anita.


Es del caso señalar que el cambio de celdas en 22,9 kV de la SET Santa Clara fue ejecutado sin estar aprobada en el Plan de Inversiones 2013 -2017.

El sustento técnico para el cambio de celdas en la SET Santa Clara fue presentado recién en esta parte del proceso. En base a lo cual se considera pertinente realizar el cambio de celdas en 22,9 kV de la SET Santa Clara, tal como lo propone la recurrente.

En ese sentido, las nuevas celdas que se agregan al Plan de Inversiones 2013-2017, son los que se muestran a continuación:

Titular Nombre Elemento Instalación Código de Módulo Estándar Año

LUZ DEL SUR Celda de

Transformador TRF-1

SET AT/MT

SANTA CLARA

CE-023COU1MCISBTR2 2014

LUZ DEL SUR Celda de Alimentador

SC-20

SET AT/MT

SANTA CLARA

CE-023COU1MCISBAL2 2014


SC-21

SET AT/MT

SANTA CLARA



SC-22

SET AT/MT

SANTA CLARA



SC-23

SET AT/MT

SANTA CLARA


LUZ DEL SUR Celda de Medición

MD-1

SET AT/MT

SANTA CLARA

CE-023COU1MCISBMD2 2014

No obstante, se dará de Baja a los 5 elementos retirados (4 celdas de alimentadores y 1 celda de transformador) dado que dichas celdas quedarán en desuso.


En función a los argumentos señalados en el análisis anterior, este petitorio debe considerarse como fundado en parte.



2.16. Incluir en el Plan de Inversiones 2013-2017, celdas

necesarias para la segunda posición del transformador

60/10 kV en la SET Pachacámac


Luz del Sur indica que el INFORME no resuelve con respecto a la instalación de la segunda posición de transformador 60/10 kV en la SET Pachacamac, por lo que solicita considerar dentro del Plan de Inversiones 2013-2017, los siguientes Elementos necesarios para la implementación de la segunda posición de transformación 60/10 kV en la SET Pachacamac.

Cuadro N° 2.4: Elementos para la segunda posición del TP en SET Pachacamac


Como sustento indica que La instalación de un segundo transformador 60/10 kV está aprobada para el año 2014 dentro del Plan de Inversiones 2013-2017. Luz del Sur está programando ejecutar este proyecto para el año 2015. Asimismo, para poder instalar y operar adecuadamente el transformador se requiere incluir en el Plan de Inversiones 2013-2017, una celda de acoplamiento longitudinal de 60 kV, y dos celdas de acoplamiento longitudinal de 10kV, de acuerdo al siguiente esquema.



Gráfico N° 2.4: SET Pachacamac


Para el enlace entre las barras de los transformadores 1 y 2, se requiere de un Elemento adicional, debido a la diferencia de tecnologías.


La solicitud de reprogramación del segundo transformador 60/10 kV de la SET Pachacamac del 2014 para el año 2015, no fue aprobado dado que la nueva demanda exigía que la ampliación de capacidad en dicha SET sea en el año 2014. Sin embargo, se aprobó una celda de acoplamiento longitudinal en 10 kV a fin de otorgar mayor confiabilidad a la SET Pachacamac.

Ahora, la recurrente reitera su pedido de reprogramar para el año 2015 la implementación del segundo transformador en la SET.

No obstante que la postergación de la fecha de implementación de algún Elemento de transmisión, podría poner en riesgo la atención oportuna del crecimiento de la demanda en la zona de influencia de la misma, Luz del Sur no ha presentado la información necesaria para realizar este tipo de análisis, sobre todo los registros cada 15 minutos en devanados de transformadores que permiten realizar un adecuado balance oferta demanda para estimar en el tiempo la cargabilidad de los mismos.

Por tal razón, no es posible validar este pedido de postergación, quedando bajo exclusiva responsabilidad de la recurrente, la mala calidad del suministro o racionamiento del servicio que podría originar este incumplimiento.

De otro lado, resulta pertinente aprobar la solicitud de una celda de acoplamiento en 60 kV a fin de mejorar la confiabilidad en el nivel de 60 kV, sin embargo no se acepta la solicitud de otra celda adicional de acoplamiento



10 kV, debido a que solo es necesario una celda de acoplamiento y en forma complementaria una celda de transición para lograr acoplar las barras de distintas tecnologías.


En función a los argumentos señalados en el análisis anterior, este petitorio deviene en fundado en parte.

2.17. Incluir en el Plan de Inversiones 2013-2017, dos (02)

celdas de alimentador para las SET´s Chorrillos y

Planicie para el año 2015


Luz del Sur indica que en su planeamiento eléctrico de las redes de distribución ha propuesto la implementación de nuevas celdas de alimentador, las cuales surgen como consecuencia de la atención de la demanda creciente de la zona. La no realización de estas inversiones ocasionaría restricciones del servicio eléctrico de distribución, debido al congestionamiento de las redes eléctricas.

Ante ello, solicita que Osinergmin considere dos (02) nuevas celdas en 10 kV, una para las SET´s Chorrillos y la otra para la SET Planicie, ambas para el año 2015.

Agrega que en el Anexo N° 8 y 9 de su Informe Técnico, se adjuntan los sustentos respectivos.


De la revisión del Anexo N° 8, se observa que las dos celdas aprobadas en el Plan servirán para reemplazar dos celdas tipo VISAX, las cuales se darán de Baja. Por ello, el ratio calculado en base a 7 celdas supera los 5MW/celda, en ese sentido se considera pertinente aprobar una nueva celda de alimentador para la SET Chorrillos, a fin de atender la demanda.

En relación a la SET Planicie, se consideró 9 celdas para determinar el ratio, sin embargo del esquema unfilar presentado en el Anexo N° 9, se observa 8 celdas de alimentadores y 1 celda de compensación reactiva. En base a esta información, el ratio por alimentador supera los 5 MW/celda, por tal motivo resulta pertinente aprobar una celda de alimentador en la SET Planicie.


En función a los argumentos señalados en el análisis anterior, este petitorio deviene en fundado.



2.18. Incluir en el Plan de Inversiones 2013-2017, celdas en

22,9 kV para la SET Neyra para el año 2015


Luz del Sur indica que, en su planeamiento eléctrico de las redes de distribución, ha solicitado la implementación de una nueva celda de alimentador en 22,9 kV para la SET Neyra la cual surge como consecuencia de la atención de la demanda creciente de la zona. La no realización de estas inversiones, ocasionaría restricciones del servicio eléctrico de distribución, debido al congestionamiento de las redes eléctricas.

Asimismo, agrega que el nuevo alimentador en 22,9 kV a implementarse va a atender las nuevas demandas (solicitudes de nuevos clientes o incrementos de carga) los cuales consideran todos los compromisos en la zona (mayores o iguales a 2,5 MW y menores a 2,5 MW) los cuales suman una demanda de 17,9 MW en la zona comercial y hotelera de Miraflores.

Ante ello, solicita que Osinergmin considere nuevas celdas en 22,9 kV (una celda de transformador, una celda de alimentador y una celda de medición, todas en la SET Neyra para el año 2015). Finaliza indicando que el sustento respectivo se encuentra en el Anexo N° 10 del Informe Técnico.


De la revisión del Anexo 10 del Informe Técnico de Luz del Sur y en base a la mejor información disponible, se observa que no es posible seguir atendiendo la demanda desde la barra existente de 10 kV, por ello resulta razonable atender las futuras demandas en el nivel de 22,9 kV, para ello se requiere implementar una nueva barra. En ese sentido, se considera pertinente aprobar 3 celdas de 22,9 kV (1 de transformador, 1 de medición y 1 de alimentador).




22,9 kV para la SET Villa María para el año 2015


Luz del Sur indica que, en su planeamiento eléctrico de las redes de distribución, ha propuesto la implementación de una nueva celda de alimentador en 22,9 kV para la SET Villa María la cual surge como consecuencia de la atención de la demanda creciente de la zona. La no realización de estas inversiones, ocasionaría restricciones del servicio eléctrico de distribución, debido al congestionamiento de las redes eléctricas.



Asimismo, agrega que el nuevo alimentador en 22,9 kV a implementarse va a atender las nuevas demandas (solicitudes de nuevos clientes o incrementos de carga) los cuales consideran todos los compromisos en la zona (mayores o iguales a 2,5 MW y menores a 2,5 MW), en especial al cliente Trastiendas Integradas cuya carga solicitada es de 9,6 MW.

Ante ello, solicita que el Osinergmin considere nuevas celdas en 22,9 kV (una celda de transformador, una celda de alimentador y una celda de medición, todas en la SET Villa María para el año 2015). Finaliza indicando que el sustento respectivo se encuentra en el Anexo N° 11 del Informe Técnico.


De la revisión del Anexo 11 y en base a la mejor información disponible, se observa que no es posible atender el crecimiento de la demanda en el nivel de 10 kV, por ello resulta razonable atender las futuras demandas en el nivel de 22,9 kV, para ello se requiere implementar una nueva barra de 22,9 kV, En ese sentido, se considera pertinente aprobar 3 celdas de 22,9 kV (1 de transformador, 1 de medición y 1 de alimentador).




22,9 kV para la SET Chilca en los años 2014 y 2016


Luz del Sur indica que, en su planeamiento eléctrico de las redes de distribución, ha solicitado la implementación de nuevas celdas de alimentador en 22,9 kV para la SET Chilca, lo cual surge como consecuencia de la atención de la demanda creciente de la zona. La no realización de estas inversiones ocasionaría restricciones del servicio eléctrico de distribución, debido al congestionamiento de las redes eléctricas.

Asimismo, agrega que el alimentador CL22 ya se encuentra en servicio desde el mes de marzo del 2014 y debido a las cargas solicitadas por los clientes se requiere un nuevo alimentador en 22,9 kV para el año 2016.

Ante ello, solicita que Osinergmin considere dos (02) nuevas celdas en 22,9 kV para la SET Chilca, una para el año 2014 (servicio) y una para el año 2016. Finaliza indicando que el sustento respectivo se encuentra en el Anexo N° 12 del Informe Técnico y presenta un cuadro de los Elementos requeridos.

Cuadro N° 2.5: Elementos requeridos para la SET Chilca





De la revisión del Anexo 12 y en base a la mejor información disponible, se observa que no es posible atender el crecimiento de la demanda en el nivel de 10 kV, por ello resulta razonable atender las futuras demandas en el nivel de 22,9 kV, En ese sentido, se considera pertinente aprobar 2 celdas de alimentador en 22,9 kV (1 celda para el año 2014 y otro para el año 2016).



2.21. Retirar del Plan de Inversiones 2013-2017, una celda de

alimentador en 10 kV en la SET Salamanca, aprobada

para el año 2015


Luz del Sur indica que Osinergmin ha considerado una celda 10 kV de alimentador para la SET Salamanca en el año 2015, a pesar de que no se requiere para atender la demanda proyectada.

Ante ello, solicita retirar dicha celda de alimentador. Como sustento indica que dicha celda reprogramada no es necesaria debido a que Osinergmin está considerando en su archivo “CeldasMT.xlsx”, 13 celdas de alimentador en 10 kV y una celda en 22,9 kV cuando actualmente existen 15 celdas de alimentador en 10 kV en la SET Salamanca y no existen celdas de 22,9 kV en la misma SET.

Agrega que, realizando la corrección en la cantidad de celdas, no sería necesaria la celda considerada por Osinergmin para el año 2015. Por tanto, considera que es necesario retirar del Plan de Inversiones 2013-2017, la celda de alimentador en 10 kV.


Cabe señalar que, en la solicitud de modificación de Plan de Inversiones 2013-2017, Luz del Sur solicitó la reprogramación de este Elemento (celda de alimentador en 10 kV en la SET Salamanca), argumentando que la reprogramación del mismo se debía fundamentalmente a la actualización de la proyección espacial de la demanda. Al respecto, como resultado de la evaluación realizada por Osinergmin se estableció que dicho Elemento era



necesario a partir del año 2015.

No obstante, considerando el sustento presentado por Luz del Sur respecto a la cantidad de celdas de alimentador instalados actualmente en la SET Salamanca (15 celdas de alimentador en 10 kV y ninguna celda de alimentador en 22.9 kV) se procede a retirar la celda de alimentador en 10 kV considerada en el Cuadro N° 6.18 (elementos que se reprograman del Plan de Inversiones 2013-2017) del INFORME e incluir dicha celda en el Cuadro N° 6.16 (elementos que se eliminan del Plan de Inversiones 2013-2017) del INFORME, toda vez que la cantidad de celdas de alimentador instaladas actualmente permitirán atender la demanda durante la vigencia del Plan de Inversiones 2013-2017.


En función a los argumentos señalados en el análisis anterior, este extremo deviene en fundado.

2.22. Retirar del Plan de Inversiones 2013-2017, una celda de

alimentador en 10 kV en la SET Barranco, aprobada para

el año 2015


Luz del Sur indica que Osinergmin está considerando una celda 10 kV de alimentador para la SET Barranco para el año 2015, a pesar de que no se requiere para atender la demanda proyectada, por lo que solicita retirar dicha celda del Plan de Inversiones 2013-2017.

Como sustento indica que Osinergmin en el Cuadro N° A.7.1 PLAN DE INVERSIONES 2013-2017 (NUEVAS INSTALACIONES) del Informe N° 0460-2012-GART, Informe Complementario en la Etapa de Reconsideración, ha aprobado para el año 2015 una celda de alimentador 10 kV de la SET Barranco; al respecto, dicha celda no es necesaria debido a que la misma se considera para efectos de balance de carga al implementar el tercer transformador en la SET Barranco, situación que ya no se va a dar debido a que ya se amplió la capacidad en dicha SET.


En la solicitud de modificación del Plan de Inversiones 2013-2017, Luz del Sur no solicitó retirar la celda mencionada en el presente recurso (celda de alimentador en 10 kV en la SET Barranco). En consecuencia, el presente extremo se considera como una nueva solicitud; razón por la cual, no corresponde realizar el análisis respectivo al presente extremo.

Sin perjuicio de lo indicado, cabe señalar que no es correcto lo señalado por Luz del Sur en cuanto a que “…dicha celda no es necesaria debido a que la misma se considera para efectos de balance de carga al implementar el tercer transformador en la SET Barranco, situación que ya no se va a dar debido a que ya se amplió la capacidad en dicha SET…”; debido a que en el



numeral 6.3.3 del INFORME, se indica que no se acepta la propuesta de Luz del Sur, respecto al pedido de nuevo transformador de 50 MVA y que se mantiene lo aprobado en el plan vigente. En consecuencia, el sustento presentado por Luz del Sur para este extremo debe basarse en lo aprobado en la modificación del Plan de Inversiones 2013-2017.

No obstante, cabe señalar que este nuevo Elemento será analizado en el nuevo Plan de Inversiones 2017-2021, a efectos de evaluar su retiro en base al sustento del presente extremo. Por lo tanto, si la implementación de dicho elemento no es necesaria, la recurrente podrá optar por solicitar el retiro del mismo. Osinergmin, siempre y cuando el sustento sea válido, retirará dicho Elemento del Plan de Inversiones.


En función a los argumentos señalados, este extremo debe ser declarado improcedente.

2.23. Incluir en el Plan de Inversiones 2013-2017, diversas

celdas en 10 kV para la barra 1 de la SET Puente, todas

para el año 2015


Luz del Sur indica que Osinergmin argumenta en el primer párrafo de la página 69 del INFORME, que la cantidad de celdas requeridas está dada por el ratio de 5MW/celda en 10 kV, y que la cantidad de celdas de la SET Puente es suficiente para atender la demanda. Al respecto, sostiene Luz del Sur que Osinergmin, además de considerar dicho ratio, también debe considerar el factor de diversidad, cuyo sustento técnico parte de los Estudios para el VAD, y se demuestra que para el año 2015 la cantidad de celdas requeridas son en total 27. Ante ello, solicita incluir dentro del Plan de Inversiones 2013-2017 10 celdas de alimentador (para la nueva barra I), una celda de transformador, una celda de medición y una celda de acoplamiento, todas en 10 kV y para el año 2015.

Finaliza indicando que en el Anexo N° 13 de su Informe técnico, se detalla el sustento de dicha solicitud.


Osinergmin aprobó 8 celdas de 10 kV para SET Puente (7 de alimentadores y 1 de transformador), en función al número de Bajas previstas, Sin embargo, la recurrente reitera su solicitud de 13 celdas de 10 kV (10 de alimentador, 1 de transformador, de medición y 1 de acoplamiento). Para el cálculo, la recurrente utilizó un factor que no está considerado en la Norma Tarifas, por tal motivo no corresponde tomar en cuenta una metodología distinta a la que se utiliza en el presente procedimiento, incumpliendo con ello lo previsto en la normativa.

En base al criterio empleado de 5 MW/celda y la demanda no coincidente de



la SET Puente para el año 2016 (114,9 MW) nos da un total de 23 celdas de alimentadores, la cual es coincidente con el número de celdas existentes. Por ello, Osinergmin sólo aprobó 8 celdas que se reemplazarán (1 de transformador y 7 alimentadores). Ahora bien, resulta necesario para el funcionamiento adecuado de la nueva barra, una celda de medición y una celda de acoplamiento, por tal motivo se considera pertinente agregar en el Plan de Inversiones dos celdas de 10 kV (1 de medición y 1 de acoplamiento).


En función a los argumentos señalados, este extremo debe ser declarado fundado en parte.

2.24. Incluir en el Plan de Inversiones 2013-2017, diversas

celdas en 10 kV para la barra 1 de la SET Balnearios,

todas para el año 2014


Luz del Sur indica que el INFORME no resuelve con respecto a lo solicitado para la SET Balnearios, por lo que solicita incluir dentro del Plan de Inversiones 2013-2017, una celda de transformador (conexión Barra TRF-3), dos (02) celdas de alimentadores, una celda de acoplamiento a barra existente y una celda de medición, todas para el año 2014.

Como sustento indica que en el Anexo N° 14 de su Informe Técnico, se detalla la falta de espacio en la sala de celdas 10 kV, con ello se demuestra la necesidad de instalar lo solicitado.

Asimismo, indica que para ejecutar los balances correspondientes, se solicita 02 celdas de alimentador a parte de lo aprobado por Osinergmin; dicha solicitud también se sustenta considerando el factor de diversidad, teniendo en cuenta el aprobado por Osinergmin para el último proceso regulatorio del VAD. Finalmente se demuestra que para el año 2014 la cantidad de celdas requeridas son en total 23, lo cual es conforme con lo solicitado.


Para el cálculo del número de alimentadores, la recurrente utilizó un factor que no está considerado en la Norma Tarifas por tal motivo, por tal motivo no corresponde tomar en cuenta una metodología distinta a la que se utiliza en el presente procedimiento, incumpliendo con ello lo previsto en la normativa.

En base al criterio empleado de 5 MW/celda y la demanda no coincidente de la SET Balnearios para el año 2016 (102,1 MW) nos da un total de 20 celdas de alimentadores en 10 kV, la cual es coincidente con el número de celdas existentes (20). Asimismo, se tiene una celda de 10 kV aprobada en el Plan para el año 2015, que fue reprogramado para el año 2014. Por ello, Osinergmin consideró razonable no aprobar más celdas adicionales. Ahora bien, resulta necesario para enlazar la nueva celda al sistema de barras



existente una celda de acoplamiento, por tal motivo se considera pertinente agregar en el Plan de Inversiones una celda de 10 kV (1 de acoplamiento).



2.25. Incluir en el Plan de Inversiones 2013-2017, dos (02)

celdas de alimentador y una celda de transformador en

22,9 kV en la SET Monterrico, todas para el año 2014


Luz del Sur indica que el INFORME, no resuelve con respecto a lo solicitado para la SET Monterrico, por lo que solicita incluir dentro del Plan de Inversiones 2013-2017, dos (02) celdas de alimentador y una celda de transformador, todas en 22,9 kV y para el año 2014.

Como sustento indica que en el proceso de respuesta a las Observaciones de Osinergmin a la modificatoria del Plan de Inversiones 2013-2017, Luz del Sur adjuntó como anexo 03 una carta enviada por Schneider Electric Perú en el cual este último confirma que no es posible cambiar los transformadores de corriente del Tablero VISAX por valores mayores que los componentes que están en la propia celda, y en dicha carta se hace mención a la SET Santa Clara como uno de los casos que presentan este problema en la barra de 22,9kV. En el Anexo 15 – Monterrico se sustenta que debido a dicha limitación, es necesario agregar lo solicitado.

Por otra parte, con fecha 14 de noviembre de 2014, Luz del Sur presentó un informe complementario respecto del Informe Técnico presentado como parte de su RECURSO. Al respecto, en el ítem 2 de dicho informe, señala que por error material de edición, solicitó una celda de alimentador (CE-023COU1MCISBAL2) como celda de conexión con la antigua barra, cuando debió solicitar una celda de acoplamiento (CE-023COU1MCISBLA2) para dicho fin. En consecuencia, solicita modificar el código de Módulo Estándar considerado para dicha celda.


Osinergmin aprobó 1 celda de 23 kV para SET Monterrico (1 de transformador). Sin embargo, la recurrente reitera su solicitud de 3 celdas de 23 kV (1 de acoplamiento, 1 de alimentador y 1 de transformador). Sin embargo, en el Anexo 15, la recurrente solicita (1 de acoplamiento, 1 de transformador y 1 de medición), debido a las diferencias encontradas, el regulador optara por las celdas que resulten necesarios para el funcionamiento adecuado de la nueva barra en 22,9 kV.

En ese sentido, a fin de que el sistema de barras sea el adecuado para la capacidad del transformador de 50 MVA y funcione adecuadamente se



considera pertinente agregar 2 celdas de 22,9 kV (1 de acoplamiento y 1 de medición).

Sin embargo, cabe señalar que el transformador para el cual se está aprobando las celdas mencionadas, se encuentra aprobado en el Plan de Inversiones 2013-2017 para el año 2015, razón por la cual, adicionalmente corresponde corregir lo indicado en el INFORME, en el sentido que se modifica la fecha de ingreso del elemento Celda de Transformador TRF-1, SET AT/MT MONTERRICO, mencionado en el Cuadro N° 6.17 (elementos que se Agregan al Plan de Inversiones 2013-2017) del INFORME para el año 2015 y se modifica la fecha de baja del elemento Celda de transformador 22,9 kV - SET Monterrico, mencionado en el Cuadro N° 6.19 (elementos que se darían de Baja producto de la modificación del Plan de Inversiones 2013-2017) del INFORME para el año 2015.

Respecto a las características solicitadas para los elementos mencionados (1 de acoplamiento y 1 de medición), cabe aclarar que el proceso regulador en curso corresponde a la modificación del Plan de Inversiones 2013-2017 y no el de definición de Módulos Estándares, razón por la cual la solicitud de Luz del Sur de considerar nuevos Módulos no es procedente.



2.26. Reformular el Plan de Inversiones 2013-2017 en las

SET´s 60/22,9 kV


Luz del Sur indica que el plan de inversiones aprobado por Osinergmin para el período mayo 2013-abril 2017 no cubre la demanda proyectada y estaría ocasionando problemas de sobrecarga en las subestaciones Balnearios, La Planicie, Limatambo, Neyra, Ñaña, Puente, Salamanca, San Bartolo, San Isidro, San Juan, Santa Anita, Villa El Salvador y Villa María.

Luz del Sur presenta el siguiente cuadro de factor de utilización de las SET´s



Cuadro N° 2.6: Factor de Utilización de las SET´s


Ante ello, solicita reformular el Plan de Inversiones en las subestaciones 60/22,9/10kV según lo solicitado en los puntos A) hasta la J), siguientes.

A. Ampliar la capacidad de las subestación Limatambo de 115 a 140 MVA, mediante la instalación de un nuevo transformador de 60/10 kV – 50 MVA que reemplaza al transformador 1 existente de 25 MVA. Dicho proyecto ya fue ejecutado por Luz del Sur en el año en curso.

Sustento:

La subestación Córpac de 220/22,9/10 kV considerada en el plan anterior, tenía como objetivo principal descargar a las subestaciones Limatambo, Neyra y San Isidro. La no ejecución de dicho proyecto previsto para el año 2014, originó incrementos en el nivel de carga de los transformadores instalados en dichas subestaciones.

Para el caso de la subestación Limatambo, según lo mostrado en el cuadro anterior, se presentan sobrecargas a partir del año 2014. Dichos niveles de sobrecarga estarían alcanzando valores de 8% y 16%, en los



años 2015 y 2016, respectivamente; hasta el ingreso de la futura subestación Central 60/22,9/10 kV. Para resolver dichas sobrecargas en los transformadores existentes, Luz del Sur instaló un nuevo transformador de 60/10 kV – 50 MVA en reemplazo del transformador 1 existente de 25 MVA (fecha 27/04/2014). En tal sentido, reitera su solicitud de incluir esta ampliación como parte del plan de inversiones del período mayo 2013-abril 2017.

B. Ampliar la capacidad de las subestación Neyra de 115 a 140 MVA, mediante la instalación de un nuevo transformador de 60/10 kV – 50 MVA que reemplaza al transformador 3 existente de 25 MVA.

Sustento:

Similar al caso anterior, la no ejecución de la SET Córpac estaría ocasionando futuras sobrecargas en la subestación Neyra, 5% el 2015 y 12% el 2016. Para resolver dichas sobrecargas en los transformadores existentes, se plantea reemplazar el transformador 3 existente de 60/10 kV - 25 MVA por uno nuevo de 50 MVA.

Dicha ampliación se requiere que se ejecute el 2015, para evitar las sobrecargas indicadas.

C. Ampliar la capacidad de las subestación San Isidro de 90 a 115 MVA, a través de tercer transformador de 60/10 kV – 25 MVA (rotación de transformador existente).

Sustento:

Similar a los casos anteriores (subestaciones Limatambo y Neyra), la no ejecución de la SET Córpac estaría ocasionando problemas de sobrecarga en los transformadores de la SET San Isidro (1%, 7% y 13%, los años 2014, 2015 y 2016). Para evitar dichas sobrecargas se plantea instalar un tercer transformador de 60/10 kV - 25 MVA (de rotación).

Dado los niveles de sobrecarga mostrados, dicha ampliación se requiere para el año 2015.

D. Ampliar la capacidad de las subestación Santa Anita de 65 a 100 MVA, mediante la instalación de dos nuevos transformadores de 60/10 kV – 50 MVA y 60/22,9 kV – 50 MVA, en reemplazo de los existentes.

Sustento:

Según los resultados de proyección de demanda (cuadro anterior), para el 2015 se tienen una demanda atendida de 32,5 MVA en 10 kV y 34,6 MVA en 22,9 kV. Dicha demanda estaría ocasionando una sobrecarga de 3% en la SET Santa Anita. Para los años 2016 y 2017, dichas sobrecargas se estarían incrementando a 15% y 23%, respectivamente.

En dicha subestación se tienen instalados dos transformadores: (T1) 60/22,9/10 kV – 40/30/20 MVA y (T2) 60/10 kV – 25 MVA. El T1 alimenta toda la carga de 22,9 kV y parte de la carga en 10 kV. Asimismo, la capacidad instalada en 22,9 y 10 kV es de:



22,9 kV : PI = 30 MVA (< 34,6 MVA el 2015) _ 40/30/20 MVA

10 kV : PI = 45 MVA _ 40/30/20+25 MVA

Para resolver la sobrecarga del transformador 40/30/20 MVA, se plantea reemplazar dicho transformador por uno nuevo de 60/22,9 kV – 50 MVA. Esta ampliación efectuaría la operación del transformador 2 de 25 MVA, ya que estaría operando con una sobrecarga de 30%; es decir:

22,9 kV : PI = 50 MVA _ 60/22,9 kV-50 MVA

10 kV : PI = 25 MVA (< 32,5 MVA el 2015) _ 25 MVA

Respecto a esta problemática, Osinergmin plantea un traslado de carga a la SET Los Ingenieros (más de 8 MVA el 2015). La ejecución de la propuesta planteada por Osinergmin requiere la implementación de 02 nuevos alimentadores de 10 kV en la SET Los Ingenieros; sin embargo, esto no sería factible ya que en dicha subestación no se cuenta con más espacio disponible para la instalación de nuevas celdas de 10 kV.

Es por dicho motivo que se plantea un nuevo transformador de 60/10 kV – 50 MVA para atender la carga en 10 kV y su crecimiento en el mediano y largo plazo.

E. Ampliar la capacidad de las subestación Villa El Salvador de 50 a 65 MVA, mediante la instalación de un transformador de 60/22,9/10 kV – 40/40/40 MVA, en reemplazo del transformador 2 existente de 60/10 kV - 25 MVA. El transformador de 40/40/40 MVA es de rotación.

Sustento:

Según los resultados de proyección obtenidos en el cuadro anterior, la subestación Villa El Salvador presenta problemas de sobrecarga de 4% y 14% en los años 2016 y 2017, respectivamente. Para resolver dichas sobrecargas se plantea instalar un tercer transformador de 60/22,9/10 kV – 40/40/40 MVA (de rotación). Dicha ampliación se requiere para el año 2016.

F. Ampliación de la capacidad de transformación en la SET Puente. Se solicita: “Agregar al plan de inversiones un transformador de 50 MVA (60/10kV) con módulo estándar TP-060010-050CO1E y eliminar del plan aprobado la rotación propuesta para el 2016 con el cual se instala un transformador de 40 MVA (60/23/10kV) con módulo estándar TP-060023010-040CO1E”.

Sustento:

El sustento se explica en el Anexo N° 13.

G. Ampliar la capacidad de las subestación Balnearios de 115 a 140 MVA, mediante la instalación de un transformador nuevo de 60/10 kV – 50 MVA, en reemplazo del transformador 2 existente de 60/10 kV - 25 MVA.



Sustento:

Según los resultados de proyección obtenidos en el cuadro anterior, la subestación Balnearios presenta problemas de sobrecarga de 2% el año 2017. Para resolver dicha sobrecarga se plantea instalar un transformador nuevo de 60/10 kV – 50 MVA, en reemplazo del transformador 2 existente de 60/10 kV -25 MVA. Dicha ampliación se requiere para el año 2017.

H. Ampliar la capacidad de las subestación Salamanca de 90 a 100 MVA, mediante la instalación de un transformador nuevo de 60/10 kV – 50 MVA, en reemplazo del transformador 2 existente de 60/10 kV - 40 MVA.

Sustento:

Según los resultados de proyección obtenidos en el cuadro anterior, la subestación Salamanca presenta problemas de sobrecarga de 2% el año 2017. Para resolver dicha sobrecarga se plantea instalar un transformador nuevo de 60/10 kV – 50 MVA, en reemplazo del transformador 2 existente de 60/10 kV -40 MVA. Dicha ampliación se requiere para el año 2017.

I. Para resolver las sobrecargas en las subestaciones Planicie, San Juan, San Bartolo y Villa María se sugiere efectuar traslados en media tensión.

J. Finalmente, respecto a los transformadores 60/22,9/10 kV que pasarían a reserva como consecuencia de la reformulación del plan de inversiones en las subestaciones de 60/22,9/10 kV, éstas serán utilizadas en las subestaciones futuras: El Triunfo, Manchay, Rosales, Cajamarquilla Huaycán y Pachacutec, de 60/22,9/10 kV.


A. Es válido lo señalado por Luz del Sur, en el sentido que a partir del año 2014 la SET Limatambo presentará condiciones de sobrecarga. El resultado del análisis de cargabilidad, determinado por Osinergmin, es el siguiente:

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

NOMBRE DE LA DESCRIPCIÓN TENSIÓN Máxima Demanda y Potencia Instalada (MVA)

SET LADO kV 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

MD (MVA) HV 60 107.37 115.84 123.83 133.34 99.86 103.46 107.09 112.39 104.68 108.05 111.45

MD (MVA) MV 22.9 7.75 11.35 13.91 17.59 17.39 17.69 17.99 18.29 18.60 18.90 19.21

MD (MVA) LV 10 99.61 104.49 109.92 115.75 82.48 85.77 89.10 94.10 86.08 89.15 92.23

HV 60 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00

LV 10 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00

HV 60 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00

SET AT/MT LIMATAMBO MV 22.9 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00

LV 10 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00

HV 60 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00

LV 10 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00

FACTOR DE USO HV 60 93% 101% 108% 116% 87% 90% 93% 98% 91% 94% 97%

FACTOR DE USO MV 22.9 19% 28% 35% 44% 43% 44% 45% 46% 46% 47% 48%

FACTOR DE USO LV 10 87% 91% 96% 101% 72% 75% 77% 82% 75% 78% 80%

POT. INST. (MVA)

TR-1

POT. INST. (MVA)

TR-2

POT. INST. (MVA)

TR-3

No obstante, en el numeral 6.3.3 del INFORME, se argumentó lo siguiente: “Respecto al transformador 60/10 kV para la SET Limatambo, en el año 2013 recién se ha puesto en servicio el transformador nuevo de 50 MVA aprobado en el Plan de Inversiones 2009-2013, para el año



2011. Con ello se tiene en dicha SET, 115 MW de potencia instalada (60/10 kV, 1x50+60/22,9/10 kV, 1x40+60/10 kV, 1x25) y un transformador de 60/22,9/10 kV de 40 MVA que tenía que rotarse a la SET Villa María, Sin embargo, dado que la rotación no fue realizada, de requerirse, podría tomar la posición del transformador de 25 MVA, haciendo un total de 130 MW de potencia instalada solo hasta la puesta en servicio de la SET Central que tomará gran parte de la carga de la SET Limatambo. Asimismo, dado que la demanda en dicha SET ha disminuido cerca de 2% respecto a lo previsto en el Plan de Inversiones 2013-2017, no corresponde modificar el Plan de Inversiones 2013-2017, dado que el mismo fue desarrollado considerando una demanda superior”.

Por consiguiente, Luz del Sur no respetó lo aprobado en el Plan de Inversiones 2013-2017, ya que según indica, implementó un nuevo transformador (60/10 kV – 50 MVA) cuando podía usar el transformador existente (de 40 MVA), que no fue rotado conforme se estableció en el Plan de Inversiones. Además, si consideramos que la SET Central (que ingresará en el año 2017), aliviará la sobrecarga en la SET Limatambo, resulta innecesario implementar un transformador nuevo para solucionar una sobrecarga temporal.

En consecuencia el presente extremo se considera como infundado.

B. En la solicitud de modificación del Plan de Inversiones 2013-2017, Luz del Sur no solicitó la implementación de un nuevo transformador de 60/10 kV – 50 MVA que reemplace al transformador 3 existente de 25 MVA en la SET Neyra. En consecuencia, el transformador mencionado en el presente extremo se considera como un nuevo elemento; razón por la cual, no corresponde realizar el análisis respectivo al presente extremo, al resultar un pedido extemporáneo.

Sin perjuicio de lo indicado, la sobrecarga en el año 2016 podría aliviarse en caso se adelante para el año 2016, la implementación de las SET´s San Luis y Central, conforme indica Luz del Sur en el sustento de su primer extremo.

En consecuencia el presente extremo se considera como improcedente.

C. Es válido lo señalado por Luz del Sur, en el sentido que a partir del año 2014 la SET San Isidro presentará condiciones de sobrecarga. El resultado del análisis de cargabilidad, determinado por Osinergmin, es el siguiente:

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023


SET LADO kV 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

MD (MVA) HV 60 89.03 90.48 96.08 102.02 76.93 79.87 85.02 88.10 91.20 94.33 97.49

MD (MVA) MV 22.9 16.96 14.80 16.39 18.02 8.17 8.29 8.40 8.52 8.64 8.76 8.88

MD (MVA) LV 10 72.07 75.68 79.69 84.00 68.76 71.58 76.62 79.58 82.56 85.57 88.60

HV 60 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00

LV 10 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00

HV 60 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00

SET AT/MT SAN ISIDRO MV 22.9 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00

LV 10 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00

FACTOR DE USO HV 60 99% 101% 107% 113% 85% 89% 94% 98% 101% 105% 108%

FACTOR DE USO MV 22.9 42% 37% 41% 45% 20% 21% 21% 21% 22% 22% 22%

FACTOR DE USO LV 10 80% 84% 89% 93% 76% 80% 85% 88% 92% 95% 98%

POT. INST. (MVA)

TR-1

POT. INST. (MVA)

TR-2



Sin embargo, en el numeral 6.3.3 del INFORME, se señala lo siguiente: “Respecto a la instalación de un transformador adicional 60/22,9/10 kV de 25 MVA (rotado) en la SET San Isidro (60/10 kV,1x50 MVA+60/22,9/10 kV, 1x40 MVA) por el retraso de la puesta en servicio de la SET Córpac, se encuentra razonable instalar un transformador adicional (rotado), para tomar carga en 10 kV, devanado que cuenta con mayor carga en dicha subestación. En ese sentido, se aprueban las celdas necesarias para poner en servicio dicho transformador (celda de transformación en 60 kV y 10 kV)”.

En ese sentido, la implementación de un tercer transformador de 60/10 kV - 25 MVA (de rotación) para la SET San Isidro ya fue aprobado en la modificación del Plan de Inversiones 2013-2014, en la cual se considera para el 2014, año en el que la demanda necesita dicho transformador.


D. En el numeral 6.3.3 del INFORME (cuarto párrafo de la página 69), se señala lo siguiente: “Respecto a la sobrecarga presentada en la SET Santa Anita, esto se soluciona trasladando carga a la SET los Ingenieros cuya potencia instalada sería de 90 MW (desde el año 2014), y la demanda proyectada para el año 2017 sería de 71 MW, y de esta manera postergar la inversión de dichos transformadores, conforme se previó dentro del Plan de Inversiones 2013-2017”.

Al respecto, dado que Luz del Sur señala que no se cuenta con espacio para implementar nuevos alimentadores en la SET Ingenieros, se propone hacer un cambio de transformadores entre la SET Santa Anita y la SET Ingenieros (es decir, el transformador de 40 MVA de la SET Ingenieros se rota a la SET Santa Anita, consiguiendo 80 MW de potencia instalada (2x40 MVA) y el transformador de 25 MVA de la SET Santa Anita se rota a la SET Ingenieros consiguiendo 75 MW de potencia instalada (1x50+1x25 MVA). Esta propuesta permitirá afrontar las condiciones de sobrecarga hasta el año 2017 inclusive, fecha a partir del cual podría evaluarse la ampliación de la capacidad de la Subestación Santa Anita y que formaría parte del nuevo Plan de Inversiones 2017-2021.

Por otra parte, una segunda propuesta es la de trasladar carga en 22,9 kV de la SET Santa Anita a la SET Huachipa, considerando que el problema de sobrecarga se origina en el lado de 22,9 kV de la SET Santa Anita. Al respecto, el ratio en el devanado de 22,9 kV de la SET Huachipa (7,95 MW/Celda para el año 2017) está por debajo del ratio óptimo considerado en el Plan de Inversiones 2013-2017 (10 MW en celdas de 22,9 kV), haciendo viable esta propuesta.


E. En la solicitud de modificación del Plan de Inversiones 2013-2017, Luz del Sur no solicitó la implementación de un transformador de 60/22,9/10 kV – 40/40/40 MVA en reemplazo del transformador 2 existente de 60/10 kV - 25 MVA, correspondiente a la SET Villa El Salvador. En consecuencia, el transformador mencionado en el presente extremo se considera como un nuevo elemento; razón por la cual, no corresponde



realizar el análisis respectivo al presente extremo, al resultar un pedido extemporáneo.

Sin perjuicio de lo indicado, cabe indicar que según lo establecido en la Norma “Procedimiento de Altas y Bajas en Sistemas de Transmisión Eléctrica de SST y/o SCT”, aprobada mediante Resolución N° 018-2014-OS/CD, en lo que respecta a rotaciones de transformadores, estos deberán ser debidamente sustentados e informados para la aprobación de Osinergmin; en ese sentido, cualquier rotación efectuada por Luz del Sur que no haya sido contemplada en el proceso de modificación del Plan de Inversiones 2013-2017, deberá ser sustentada e informada en el proceso de entrega de información de Altas y Bajas, a efectos de conseguir la aprobación de Osinergmin.


F. En la solicitud de modificación del Plan de Inversiones 2013-2017, Luz del Sur no solicitó la implementación de un transformador de 50 MVA (60/10kV) con módulo estándar TP-060010-050CO1E, así como la eliminación de la rotación propuesta para el año 2016 con el cual se instala un transformador de 40 MVA (60/23/10kV) con módulo estándar TP-060023010-040CO1E en la SET Puente. En consecuencia, dicha implementación y retiro de los elementos mencionados en el presente extremo se consideran como nuevas solicitudes; razón por la cual, no corresponde realizar el análisis respectivo al presente extremo, al resultar un pedido extemporáneo.

Sin perjuicio de lo indicado, cabe señalar que el sustento presentado por Luz del Sur (solicitud de factibilidad de suministro presentada por la Sociedad Concesionaria “Metro de Lima Línea 2 S.A.”, el 24 de Septiembre del 2014) será revisado en el nuevo Plan de Inversiones 2017-2021, en razón a que para la solicitud de modificación del Plan de Inversiones 2013-2017, se consideró como fecha de cierre de solicitudes de factibilidad de suministro a diciembre de 2013 (usuarios regulados) y junio de 2014 (usuarios libres).

En consecuencia, si el crecimiento de la demanda lo amerita, la recurrente puede optar por realizar las inversiones necesarias, la cuales serás evaluadas por Osinergmin en el Plan de Inversiones respectivo. En ese sentido, siempre y cuando el sustento sea válido, dichas nuevas inversiones serán aprobadas e incluidas en el Plan de Inversiones. Al respecto, cabe recordar que la demanda no prevista se puede dar en cualquier momento y ésta es evaluada en la oportunidad que corresponde.

Además, según la información de demanda presentada por Luz del Sur como parte del presente extremo, observamos que para el año 2016 se tendrá una demanda de 127.9 MW que se podría abastecer con la rotación propuesta para el año 2016 (40 MVA, haciendo un total de 130 MW) y que para el año 2017 (en el cual la demanda será de 134.2 MW), corresponderá evaluar la ampliación de la capacidad de la SET Puente, como parte del nuevo Plan de Inversiones 2017-2021.




G. Es válido lo señalado por Luz del Sur, en el sentido que a partir del año 2017 la SET Balnearios presentará condiciones de sobrecarga. El resultado del análisis de cargabilidad, determinado por Osinergmin, es el siguiente:

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023


SET LADO kV 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

MD (MVA) HV 60 98.62 103.39 108.71 114.41 117.16 121.84 88.25 91.53 93.21 96.49 99.80

MD (MVA) MV 22.9 6.40 6.56 6.74 6.94 7.14 7.30 7.46 7.63 7.80 7.96 8.13

MD (MVA) LV 10 92.22 96.83 101.96 107.48 110.02 114.54 80.79 83.90 85.41 88.52 91.66

HV 60 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00

LV 10 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00

HV 60 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00

SET AT/MT BALNEARIOS MV 22.9 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00

LV 10 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00

HV 60 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00

LV 10 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00

FACTOR DE USO HV 60 86% 90% 95% 99% 102% 106% 77% 80% 81% 84% 87%

FACTOR DE USO MV 22.9 16% 16% 17% 17% 18% 18% 19% 19% 19% 20% 20%

FACTOR DE USO LV 10 80% 84% 89% 93% 96% 100% 70% 73% 74% 77% 80%

POT. INST. (MVA)

TR-1

POT. INST. (MVA)

TR-2

POT. INST. (MVA)

TR-3

Sin embargo, cabe señalar que uno de los propósitos de la implementación de la SET Central (aprobada para el año 2017) es el de trasladar la carga de las SET´s Limatambo, San Isidro, Neyra y Balnearios, según se indica en el numeral 6.3.1 del INFORME. En ese sentido, la sobrecarga de la SET Balnearios, se aliviará con el traslado de carga a la SET Central.


H. Es válido lo señalado por Luz del Sur, en el sentido que a partir del año 2017 la SET Salamanca presentará condiciones de sobrecarga. El resultado del análisis de cargabilidad, determinado por Osinergmin, es el siguiente:

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023


SET LADO kV 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

MD (MVA) HV 60 67.72 75.84 79.86 87.40 92.09 95.87 99.68 101.89 85.50 88.62 91.76

MD (MVA) LV 10 67.72 75.84 79.86 87.40 92.09 95.87 99.68 101.89 85.50 88.62 91.76

HV 60 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00

SET AT/MT SALAMANCA LV 10 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00

HV 60 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00

LV 10 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00

FACTOR DE USO HV 60 75% 84% 89% 97% 102% 107% 111% 113% 95% 98% 102%

FACTOR DE USO LV 10 75% 84% 89% 97% 102% 107% 111% 113% 95% 98% 102%

POT. INST. (MVA)

TR-1

POT. INST. (MVA)

TR-2

Sin embargo, en el numeral 6.3.1 del INFORME (penúltimo párrafo de la página 58), se menciona lo siguiente: “…de existir sobrecarga en la LT 60 kV Balnearios–Salamanca, conforme presenta Luz del Sur, la solución estaría contemplada en el Plan de Inversiones 2013-2017, la cual consiste en trasladar carga desde la SET Salamanca a la SET Monterrico, donde en esta última se prevé la instalación de dos (02) transformadores de 40 MVA (rotados los años 2013 y 2014) y un transformador de 50 MVA (reemplazo) para el año 2015”.

En ese sentido, para resolver la sobrecarga en la SET Salamanca (año 2017), bastará con trasladar parte de la carga a la SET Monterrico, la cual no tendrá ninguna limitación en alimentar la carga, toda vez que se encuentra aprobado en el Plan de Inversiones, un transformador de 50 MVA en Monterrico (año 2015).




I. Efectivamente, conforme se indica en el numeral 12.1.8.f) de la NORMA TARIFAS; se debe aprovechar las instalaciones mediante la aplicación de medidas alternativas a la construcción de nuevas instalaciones, tales como: rotación de trasformadores, traslado de cargas entre subestaciones, traslado de cargas entre circuitos de transmisión, entre otros; siempre y cuando, se demuestre que se aplica el criterio de mínimo costo.

En ese sentido, lo indicado por Luz del Sur es concordante con lo indicado en el párrafo anterior. No obstante, para efectos de resolver este extremo y obtener un pronunciamiento de fondo, debe considerarse que sólo procede la interposición de recursos de reconsideración, contra un acto administrativo que viola, afecta, desconoce o lesiona un derecho o un interés legítimo. En ese contexto, la RESOLUCIÓN no contiene ninguna decisión que se contraponga con lo alegado por Luz del Sur, siendo que la recurrente se ha limitado a señalar que para resolver las sobrecargas de las subestaciones Planicie, San Juan, San Bartolo y Villa María, se sugiere efectuar traslados en media tensión.

Por lo expuesto, este extremo del recurso de reconsideración interpuesto por Luz del Sur deviene en improcedente.

J. Al respecto, conforme se indica en el numeral 12.1.8.f) de la NORMA TARIFAS; se debe aprovechar las instalaciones mediante la aplicación de medidas alternativas a la construcción de nuevas instalaciones, tales como: rotación de trasformadores, traslado de cargas entre subestaciones, traslado de cargas entre circuitos de transmisión, entre otros; siempre y cuando, se demuestre que se aplica el criterio de mínimo costo.

En ese sentido, lo indicado por Luz del Sur es concordante con lo indicado en el párrafo anterior, toda vez que los transformadores de reserva serán considerados como posibles rotaciones para subestaciones futuras, las cuales serán analizadas en la oportunidad que corresponda y que no necesariamente coincidirá con lo que Luz del Sur propone en este literal J, dado que las subestaciones que menciona no están aprobadas en ningún Plan de Inversiones.

No obstante, para efectos de resolver este extremo y obtener un pronunciamiento de fondo, debe considerarse que sólo procede la interposición de recursos de reconsideración, contra un acto administrativo que viola, afecta, desconoce o lesiona un derecho o un interés legítimo. En ese contexto, la RESOLUCIÓN, no contiene ninguna decisión que se contraponga con lo alegado por Luz del Sur, siendo que la recurrente se ha limitado a señalar que respecto a los transformadores 60/22,9/10 kV que pasarían a reserva como consecuencia de la reformulación del plan de inversiones en las subestaciones de 60/22,9/10 kV, estos serán utilizados en las subestaciones futuras: El Triunfo, Manchay, Rosales, Cajamarquilla Huaycán y Pachacutec, de 60/22,9/10 kV.



Por lo expuesto, este extremo del recurso de reconsideración interpuesto por Luz del Sur deviene en improcedente.


En función a los argumentos señalados, este extremo debe ser declarado infundado respecto a los literales A, C, D, G y H. Asimismo, debe ser declarado improcedente respecto a los literales B, E, F, I y J.

2.27. Reconocer los transformadores de dos devanados

60/22,9 kV de 50 MVA en reemplazo de los

transformadores de tres devanados para las SET´s

Monterrico, Huachipa y el de reserva


Luz del Sur solicita reemplazar el reconocimiento de transformadores de tres devanados de 60/22,9/10 kV – 50 MVA (lado 10 kV no cargable) por transformadores de dos devanados 60/22,9 kV – 50 MVA.

Cuadro N° 2.7: SET´s de 3 devanados

Nombre de Elemento InstalaciónCódigo de Módulo

EstándarAño

Transformador de Reserva de 50

MVA, 60/22,9/10 kVReserva 50 MVA TP-060023010-050CO1I 2015

Transformador de Potencia TRF-1,

lado 10 kV no cargableSET AT/MT MONTERRICO TP-060023010-050CO1E 2015

Transformador de Potencia TRF-1,

lado 10 kV no cargableSET AT/MT HUACHIPA TP-060023010-050CO1E 2016


Como sustento, indica que los transformadores 60/22,9/10 kV (lado 10 kV no cargable) están aprobados en el Plan de Inversiones 2013-2017. De acuerdo a estudios técnicos realizados (remitidos en su oportunidad) se puede prescindir del devanado de compensación 10 kV (no cargable), razón por la cual está proponiendo reemplazar los transformadores 60/22,9/10 kV (lado 10 kV no cargable) por transformadores 60/22,9 kV, por ser más económicos.

Como resultado de este recurso, en las SETs Monterrico (2014) y Huachipa (2016) se tienen instalados dos transformadores de 60/22,9 kV - 50 MVA para alimentar sólo la carga de 22,9 kV.


Respecto al transformador de reserva de 50 MVA, 60/22,9/10 kV, para el cual Luz del Sur solicita el cambio de las características del mismo, cabe señalar que dicha solicitud fue analizado en el INFORME, en el cual se argumentó lo siguiente: “Respecto al Transformador de Reserva de 60/22,9/10 kV de 50 MVA previsto en el Plan de Inversiones 2013-2017, independientemente, sobre las conclusiones del Informe de Consultoría MCIC-13-01, que dicho sea de paso se encuentra en el Anexo 05 y no en el



Anexo 04 conforme indica Luz del Sur, se centra únicamente a indicar que no sería necesario un devanado terciario no cargable; sin embargo, en dicho informe no se presenta el sustento, desde el punto de vista de contar con un transformador de reserva, que dicho transformador tenga dos (2) devanados cargables en vez de tres (3). Al respecto, la necesidad de un transformador de reserva es justamente para suplir cualquier contingencia en los transformadores 60/22,9/10 kV, 60/22,9 kV o 60/10 kV (devanados cargables), para potencias hasta 50 MVA. En ese sentido, no se acepta el sustento presentado por Luz del Sur, para la modificación de la característica del transformador de reserva 60/22,9/10 kV de 50 MVA, aprobado en el Plan de Inversiones 2013-2017”. En consecuencia, este extremo se considera como infundado.

Respecto al transformador de Huachipa, para el cual Luz del Sur solicita el cambio de las características del mismo, cabe señalar que dicho petitorio fue analizado en el numeral 6.3.3 del INFORME, en el cual se argumentó lo siguiente: “Respecto al cambio de características del transformador en la SET Huachipa donde se ha previsto un TP 60/22,9/10 kV de 50 MVA por uno de 60/22,9 kV de 50 MVA; no se acepta el sustento de Luz del Sur, al indicar que este transformador aprobado solo alimentaría a cargas en 22,9 kV, dado que en la SET Huachipa, existen cargas en 10 kV que también podrían alimentar el transformador aprobado en el Plan de Inversiones 2013-2017”. En consecuencia, este extremo se considera como infundado.

Respecto al transformador de Monterrico, para el cual Luz del Sur solicita el cambio de las características del mismo, el análisis es similar al caso del transformador de la SET Huachipa, toda vez que, según la información de demanda determinada por Osinergmin, en la SET Monterrico se cuenta con cargas en 10 kV. En consecuencia, este extremo se considera como infundado.

Sin perjuicio de lo anterior, se aclara que conforme a lo dispuesto en el literal II.3 del literal f) del Artículo 139º del Reglamento de la LCE, cuando se efectúe la valorización definitiva de las instalaciones en la liquidación anual se deberá considerar un monto que refleje “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 función a los argumentos señalados, este extremo debe ser declarado infundado.



3. Conclusiones y

Recomendaciones

Con base en el análisis desarrollado en el presente informe, se recomienda:

1) Declarar infundados los extremos 1, 2 y 26 (literal A, C, D, G y H) del recurso de reconsideración interpuesto por Luz del Sur contra la Resolución N° 206-2014-OS/CD, por las razones señaladas en los numerales 2.1.2, 2.2.2 y 2.26.2 (literales A, C, D, G y H) del presente informe.

2) Declarar fundados en parte los extremos 5, 8, 9, 15, 16, 23, 24 y 25 del recurso de reconsideración interpuesto por Luz del Sur contra la Resolución N° 206-2014-OS/CD, por las razones señaladas en los numerales 2.5.2, 2.8.2, 2.9.2, 2.15.2, 2.16.2, 2.23.2, 2.24.2 y 2.25.2 del presente informe.

3) Declarar fundados los extremos 10, 13, 17, 18, 19, 20 y 21 del recurso de reconsideración interpuesto por Luz del Sur contra la Resolución N° 206-2014-OS/CD, por las razones señaladas en los numerales 2.10.2, 2.13.2, 2.17.2, 2.18.2, 2.19.2, 2.20.2 y 2.21.2 del presente informe.

4) Declarar improcedente los extremos 3, 4, 6, 7, 11, 12, 14, 22 y 26 (literal B, E, F, I y J) del recurso de reconsideración interpuesto por Luz del Sur contra la Resolución N° 206-2014-OS/CD, por las razones señaladas en los numerales 2.3.2, 2.4.2, 2.6.2, 2.7.2, 2.11.2, 2.12.2, 2.14.2, 2.22.2 y 2.26.2 (literales B, E, F, I y J).



La modificación del Plan de Inversiones 2013-2017 por Áreas de Demanda, incorporando las modificaciones correspondientes a lo resuelto como producto del análisis de los recursos de reconsideración, serán consignados en el informe que sustenta la resolución complementaria.

[muribe]

/jcc/lchb

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