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GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA

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Informe N° 0502-2014-GART

Pronunciamiento sobre la solicitud de Modificación del Plan de Inversiones

2013-2017 del Área de Demanda 9, presentada por SEAL

Lima, octubre 2014

Osinergmin Informe N° 0502-2014-GART

Pronunciamiento sobre solicitud de modificación del Plan de Inversiones 2013-2017, presentada por SEAL i

Resumen Ejecutivo

El presente informe describe el estudio realizado por el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (en adelante “Osinergmin”) para sustentar técnica y económicamente su pronunciamiento respecto de la solicitud de modificación del Plan de Inversiones 2013-2017 correspondiente al Área de Demanda 91, presentada el 09 de junio de 2014 por la empresa Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A. (en adelante “SEAL”) mediante carta SEAL-GG/TE-0821-2014.

SEAL acompaña a su solicitud el denominado “Estudio Técnico Económico para la Modificación del Plan de Inversiones 2013-2017 correspondiente al Área de Demanda 9” (en adelante “ESTUDIO”). Asimismo, SEAL motiva su solicitud indicando que las causales para solicitar una modificación al Plan de Inversiones vigente en el Área de Demanda 9 son: 1) condiciones constructivas que dificultan y encarecen la ejecución de los proyecto, y 2) incremento real de la demanda eléctrica que resulta ser mayor al empleado en la aprobación del Plan de Inversiones en el año 2012.

El 30 de junio de 2014, mediante carta SEAL-GG/TE-0905-2014, la solicitante presentó complementariamente un estudio de análisis de alternativas para afianzar el sistema eléctrico Majes–Camaná–Corire–Chuquibamba (en adelante “Estudio Complementario”), proponiendo hacerse cargo de la construcción de las Líneas 60 kV Chuquibamba–Yanaquihua, Yanaquihua-Arirahua y Arirahua–Central Ohysa, para atender los requerimientos de proyectos mineros y una central hidroeléctrica.

Con base en la información revisada, Osinergmin ha procedido a realizar un análisis integral, con el objetivo de sustentar la siguiente propuesta de pronunciamiento de Osinergmin sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones 2013-2017, presentada por SEAL:

1 Área de Demanda 9: Abarca la región de Arequipa.

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


Pronunciamiento sobre solicitud de modificación del Plan de Inversiones 2013-2017, presentada por SEAL ii

Respecto a la solicitud de no desactivación de la SET Mollendo, y mantener el cambio de transformador en la SET Base Islay, de acuerdo a lo señalado por SEAL, la desactivación de la SET Mollendo originaría el incremento de longitud de las redes de distribución de 10kV, esto incrementará las pérdidas de distribución y originará problemas de caídas de tensión superiores a los límites permitidos.

Se ha procedido a revisar la información de sustento, y se ha verificado que la desactivación de la SET Mollendo hará que se incremente la extensión de las redes de distribución de 10 kV originando problemas de caída de tensión. Bajo estas circunstancias resulta razonable mantener la SET Mollendo 33/10 kV, por lo tanto se aprueba el pedido de no desactivación de dicha subestación.

Respecto al reforzamiento de la línea 33 kV Chilina – Challapampa, SEAL ha procedido a presentar cinco (5) alternativas, tres de las cuales consideran la instalación de una línea aérea, otra considera una línea mixta aérea/subterránea y la última considera una línea subterránea. Respecto a las líneas aéreas, SEAL señala que existen dificultades en la ejecución de las líneas aéreas debido a que las rutas atraviesan zonas de alta densidad o zonas que poseen impedimento por parte del Instituto Nacional de Cultura (INC); estas dificultades encarecen la alternativas de línea aérea por cuestiones de servidumbre o por la necesidad de tender líneas muy largas. Respecto a la línea mixta, está alternativa resulta más costosa que la instalación de una línea completamente subterránea debido a que para la implementación de los tramos aéreos se debe buscar vías amplias lo que hace que la longitud total de la línea sea más extensa. Finalmente respecto a la línea subterránea, ésta recorre el trazo de menor distancia y se evita problemas de servidumbre pues usa como servidumbre la vía pública.

Osinergmin ha procedido a evaluar las diferentes alternativas propuestas por SEAL, y de la evaluación técnica-económica se ha visto que la alternativa de mínimo costo corresponde a la línea subterránea. Se debe tener presente que parte del tramo de la línea subterránea (0,5 km) sería de responsabilidad del Gobierno Regional de Arequipa debido a la ejecución del puente Chilina.

Asimismo, con la implementación de la nueva línea subterránea (estimada para el año 2015), la LT 33 kV Chilina-Challapampa existente ya no resulta necesaria y se procederá con su Baja pertinente.

Respecto a la solicitud de nuevos alimentadores de 10 kV, de acuerdo a lo señalado por SEAL, la celda de alimentador de 10 kV en la SET Challapampa estaba asociada al desarrollo de los predios “City Center Quimera” y “Complejo Habitacional La Goyoneche”; al estar retrasada la ejecución de dichos predios, la instalación de la mencionada celda se ha visto postergada del año 2013 al año 2014. Respecto a la celda 10 kV en la SET Parque Industrial, SEAL solicita la reprogramación para el año 2015, debido a que la celda estaba asociada a la ejecución de la línea 138 kV Socabaya–Parque Industrial, por lo que al sufrir retraso dicho proyecto, la celda también ha sido postergada a fin de no sobrecargar los circuitos en 33 kV. Respecto a la celda 10 kV en la SET Real Plaza, la solicitud obedece a la necesidad de atender el crecimiento de la demanda residencial y comercial en la zona de la avenida Ejército.


Pronunciamiento sobre solicitud de modificación del Plan de Inversiones 2013-2017, presentada por SEAL iii

Luego de evaluar los argumentos esgrimidos por SEAL, estos resultan razonables y por tanto se acepta la solicitud de i) reprogramar la celda de 10 kV en la SET Challapampa para el año 2014; ii) reprogramar la celda de 10 kV en la SET Parque Industrial para el año 2015 e; iii) incluir una celda de 10 kV en la SET Real Plaza.

Respecto a la Modificación del Sistema Eléctrico Majes–Camaná–Corire–Chuquibamba, SEAL señala en su propuesta la necesidad de ejecutar líneas en 60 kV desde la SET Chuquibamba para atender los requerimientos de demanda de diversas empresas mineras. Adicionalmente, mediante carta SEAL-GG/TE-1383-2014 solicita retirar del pedido de modificación del Plan de Inversiones el proyecto Chuquibamba que contempla la modificación al Sistema Majes–Corire-Chuquibamba. Al respecto, se debe señalar que dicho proyecto está asociado a la atención de cargas mineras y que la alimentación de dichas cargas debería ser responsabilidad del proyecto minero y no de SEAL. Por tanto, dicho proyecto no es considerado dentro de la modificación del Plan de Inversiones asociadas al Área de Demanda 9.

Respecto a la solicitud de un nuevo transformador en la SET Repartición, señala SEAL que en dicha zona se ha producido un incremento significativo de la demanda y que en el año 2015 el actual transformador se encontrará sobrecargado y que a fin de atender las necesidades futuras de la demanda solicita la instalación de un nuevo transformador de 25/30 MVA (ONAN/ONAF) y el cambio de la celda de 138 kV por razones de capacidad de corriente.

Osinergmin ha procedido a revisar la proyección de la demanda asociada a la SET Repartición, y ha verificado que existe un incremento en la demanda y que del análisis de “Identificación de las SET’s existentes que superan la capacidad de diseño” se prevé una sobrecarga de 10% a partir del año 2016, razón por la cual se acepta el pedido del nuevo transformador de 25/30 MVA (ONAN/ONAF) pero para el año 2016. Por otro lado, respecto al pedido de una nueva celda de 138 kV, dicha solicitud resulta improcedente debido a que con el cambio del transformador en la SET Repartición el valor de la corriente de corto circuito presenta variaciones muy pequeñas que no ameritan el cambio de dicha celda.

Respecto al transformador de potencia en la SET Mejía, señala SEAL que en dicha zona se ha producido un requerimiento de demanda de 559 kW para un conjunto habitacional, y que con dicho incremento, el transformador actual (1,5 MVA) se vería sobrecargado, por esa razón solicita la inclusión de un transformador de 2,5 MVA.

Osinergmin ha procedido a revisar la proyección de la demanda asociada al sistema eléctrico Islay, y ha verificado que existe un incremento en la demanda y que del análisis de “Identificación de las SET’s existentes que superan la capacidad de diseño” se prevé una sobrecarga de 2% a partir del año 2024; adicionalmente cabe señalar que según el ESTUDIO de SEAL, la SET Base Islay alimentará los circuitos lejanos de la SET Mejía con lo cual se debe tener una disminución en la demanda en 10 kV de la SET Mejía. Por las razones expuestas no se acepta el pedido del nuevo transformador de 2,5 MVA.


Pronunciamiento sobre solicitud de modificación del Plan de Inversiones 2013-2017, presentada por SEAL iv

Respecto a la Subestación San Lázaro 2, SEAL señala la necesidad de implementar una nueva subestación próxima a la SET San Lázaro; esta nueva subestación servirá de respaldo a la subestación existente la cual está al 80% de su capacidad y presenta características constructivas que no permiten un rápido reemplazo o reubicación ante fallas. SEAL evalúa dos alternativas de ubicación: 1) en la Av. La Marina a una distancia de 900 metros, 2) en Selva Alegre a una distancia de 600 metros; ambas alternativas están supeditadas a que la Municipalidad Provincial de Arequipa acceda a la sesión de los terrenos. No obstante, mediante carta SEAL-GG/TE-1383-2014, SEAL solicita retirar del pedido de modificación de Plan de Inversiones el proyecto SET San Lázaro 2.

Al respecto, cabe señalar que SEAL efectúa una descripción meramente informativa de las condiciones actuales de la SET San Lázaro, sin embargo no adjunta la estadística de fallas del transformador, ni las condiciones de mantenimiento que se efectúan sobre el equipamiento de la subestación. Cabe señalar que un mantenimiento adecuado de los equipos de la subestación incidirá directamente en su operación, disminuyendo la probabilidad de ocurrencia de una falla. Por otro lado, al no tener una ubicación específica y estar supeditado a la ejecución de proyectos de terceros, no resulta conveniente la ejecución de la SET San Lázaro 2; esto se reafirma con la carta de SEAL en la que solicita el retiro de dicho proyecto.

Respecto a la Subestación Alto Cayma, SEAL señala la necesidad de implementar una nueva SET Alto Cayma; esta nueva subestación servirá para atender la “Planta de Tratamiento de Agua Potable” (1,35 MVA), por lo que de no implementarse esta subestación esta carga importante sería alimentada desde la SET Chilina (alimentador Francisco Bolognesi a 8,5 km) lo cual incidirá en una caída de tensión inaceptable. Además, sostiene SEAL que dicha subestación atenderá la zona norte de la ciudad (Cayma, Cerro Colorado, Yura) y se ubica a 1 km de la SET Charcani I.

Se ha procedido a revisar la información de sustento, y se ha verificado que el alimentador Francisco Bolognesi presentaría caídas de tensión del orden del 5,37%. Con la implementación de la SET Alto Cayma la caída de tensión estaría en el orden de 0,93% mejorando significativamente la calidad de servicio. Asimismo, la implementación de la SET Alto Cayma mejoraría el perfil de tensión de los alimentadores y la consecuente disminución de pérdidas en distribución. En ese sentido, dada la necesidad y los beneficios de contar con dicha subestación, ésta será incluida en el Plan de Inversiones a partir del año 2014. Cabe señalar que SEAL implementó dicha subestación el año 2013 sin estar incluida en el Plan de Inversiones 2013-2017.

Por lo tanto, se recomienda la emisión de una resolución que acepte en parte la solicitud de SEAL, y en consecuencia se modifiquen los elementos aprobados en el Plan de Inversiones 2013-2017 correspondiente al Área de Demanda 9.


Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones 2013-2017, presentada por SEAL Página 1 de 57

INDICE

1. INTRODUCCIÓN ......................................................................................................... 3

1.1 ANTECEDENTES ......................................................................................................3 1.2 ASPECTOS REGULATORIOS Y NORMATIVOS ..............................................................4 1.3 PROCESO DE PRONUNCIAMIENTO .............................................................................7

2. UBICACIÓN ................................................................................................................. 8

3. SOLICITUD DE MODIFICACIÓN DEL PLAN ............................................................ 11

3.1 CAUSALES PARA SOLICITAR LA MODIFICACIÓN DEL PLAN DE INVERSIONES VIGENTE .. 11 3.2 REFORMULACIÓN DEL PLAN DE INVERSIONES ......................................................... 12

3.2.1 Transformador 138/33/10 kV SET Base Islay ........................................... 12 3.2.2 Reforzamiento Línea 33 kV Chilina–Challapampa ................................... 13 3.2.3 Nuevos Alimentadores de 10 kV .............................................................. 15 3.2.4 Modificación del Sistema Eléctrico Majes-Camaná– Corire–

Chuquibamba ........................................................................................... 15 3.3 NUEVOS ELEMENTOS EN EL PLAN DE INVERSIONES ................................................. 17

3.3.1 Transformador de Potencia SET Repartición ........................................... 17 3.3.2 Transformador de Potencia SET Mejía .................................................... 17 3.3.3 Subestación SET San Lázaro 2 ............................................................... 18 3.3.4 Subestación SET Alto Cayma .................................................................. 19

4. OBSERVACIONES AL ESTUDIO DE SUSTENTO ................................................... 21

5. PROPUESTA FINAL ................................................................................................. 23

6. ANÁLISIS DE OSINERGMIN ..................................................................................... 24

6.1 VERIFICACIÓN DE LAS CAUSALES PARA SOLICITAR LA MODIFICACIÓN DEL PLAN DE

INVERSIONES VIGENTE .......................................................................................... 24 6.1.1 Incremento de la Demanda respecto a lo previsto en el Plan de

Inversiones Vigente .................................................................................. 25 6.1.2 Cambios en las condiciones técnicas o constructivas .............................. 30

6.2 REVISIÓN DE LA DEMANDA ..................................................................................... 31 6.2.1 Información Base ..................................................................................... 32 6.2.2 Proyección Ventas - Usuarios Regulados ................................................ 32 6.2.3 Proyección Ventas - Usuarios Libres ....................................................... 32 6.2.4 Proyección Global .................................................................................... 33 6.2.5 Máxima Demanda (MW) Coincidente a nivel Sistema Eléctrico ............... 34

6.3 PLANEAMIENTO DE LA TRANSMISIÓN....................................................................... 36 6.3.1 Situación actual ........................................................................................ 36 6.3.2 Transformador 138/33/10 kV SET Base Islay ........................................... 38 6.3.3 Reforzamiento Línea 33 kV Chilina-Challapampa .................................... 39 6.3.4 Nuevos Alimentadores de 10 kV .............................................................. 41 6.3.5 Modificación del Sistema Eléctrico Majes-Camaná– Corire–

Chuquibamba ........................................................................................... 42 6.3.6 Transformador de Potencia SET Repartición ........................................... 43 6.3.7 Transformador de Potencia SET Mejía .................................................... 43 6.3.8 Subestación SET San Lázaro 2 ............................................................... 44 6.3.9 Subestación SET Alto Cayma .................................................................. 44

6.4 MODIFICACIÓN DEL PLAN DE INVERSIONES 2013-2017 ............................................ 45

7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................................. 48



8. ANEXOS .................................................................................................................... 50

Anexo A Diagrama Unifilar del Sistema Actual ....................................................... 51 Anexo B Diagrama Unifilar del SER 2013-2017 según Osinergmin ........................ 53 Anexo C Cuadros Comparativos ............................................................................ 55

9. REFERENCIAS ......................................................................................................... 57



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 resultados 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 9 fue impugnada por la empresa Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A. y la Empresa de Generación Eléctrica de Arequipa S.A., a través de recursos de reconsideración que se resolvieron mediante las Resoluciones N° 214-2012-OS/CD y N° 215-2012-OS/CD, respectivamente.

Con carta SEAL-GG/TE-0821-2014, el 09 de junio de 2014 la empresa Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A. (en adelante “SEAL”) ha solicitado a Osinergmin la modificación del Plan de Inversiones 2013-2017 correspondiente al Área de Demanda 9, acompañando para el efecto el “Informe Técnico Modificación del Plan de Inversiones de SEAL en SST y SCT para el periodo 2013-2017” (en adelante “ESTUDIO”).

El presente informe desarrolla el estudio realizado por Osinergmin a fin de sustentar técnica y económicamente su pronunciamiento respecto de la referida solicitud. Para lo cual se ha analizado el ESTUDIO y la información que lo sustenta.



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 Ley de Concesiones Eléctricas (LCE)2.

Las tarifas y compensaciones correspondientes a los sistemas de transmisión y distribución, deben ser reguladas en cumplimiento del Artículo 43° de la LCE, modificado por la Ley N° 288323.

Según lo señalado en el Artículo 44° de la LCE4, la regulación de la transmisión será efectuada por Osinergmin, independientemente de si las tarifas corresponden a ventas de electricidad para el servicio público o para aquellos suministros que se efectúen en condiciones de competencia.

El numeral 20.25 de la Ley Nº 28832, establece que las instalaciones del SCT son aquellas cuya puesta en operación comercial se produce en fecha posterior a la promulgación de esta Ley, mientras que en el literal b)6 del numeral 27.2 del Artículo 27° de la misma Ley Nº 28832 se establece que los SCT se regulan considerando los criterios establecidos en la LCE para el caso de los SST.

En el Artículo 139° del Reglamento de la LCE (modificado mediante el Decreto Supremo N° 027-2007-EM y posteriormente mediante los Decretos Supremos N° 010-2009-EM, N° 021-2009-EM y N° 014-2012-EM) se

2 Artículo 8º.- La Ley establece un régimen de libertad de precios para los suministros que puedan

efectuarse en condiciones de competencia, y un sistema de precios regulados en aquellos suministros que por su naturaleza lo requieran, reconociendo costos de eficiencia según los criterios contenidos en el Título V de la presente Ley.

(...)

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

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

(...)

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

(...) 4 Artículo 44º.- Las tarifas de transmisión y distribución serán reguladas por la Comisión de Tarifas de

Energía independientemente de si éstas corresponden a ventas de electricidad para el servicio público o para aquellos suministros que se efectúen en condiciones de competencia, según lo establezca el Reglamento de la Ley. Para éstos últimos, los precios de generación se obtendrán por acuerdo de partes.

(...) 5 20.2 Las instalaciones del Sistema Garantizado de Transmisión y del Sistema Complementario de

Transmisión son aquellas cuya puesta en operación comercial se produce en fecha posterior a la promulgación de la presente Ley, conforme se establece en los artículos siguientes.

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

siguiente:

(…)

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

(…)



establecen los criterios para la regulación de los SST y SCT, donde se incluye lo concerniente al proceso de aprobación del Plan de Inversiones7.

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.

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

7 Artículo 139º.-

(…)

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

a) Criterios Aplicables

(…)

V) El Plan de Inversiones está constituido por el conjunto de instalaciones de transmisión requeridas que entren en operación dentro de un periodo de fijación de Peajes y Compensaciones. Será revisado y aprobado por OSINERGMIN y obedece a un estudio de planificación de la expansión de transmisión considerando un horizonte de diez (10) años, 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.

(…)

d) Frecuencia de Revisión y Actualización

(…)

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

VI.1) Aprobación del Plan de Inversiones.

(…)



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”), actualmente 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 cuenta con las siguientes normas aprobadas por Osinergmin, que tienen relación con la NORMA TARIFAS:

Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica, 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 resulte necesario, durante la etapa de formulación de observaciones se requerirá opinión de otros Titulares del Área de Demanda respectiva, las cuales serán incluidas en el análisis de sustento del referido pronunciamiento.

Cabe señalar que el plazo de 60 días hábiles que dispone Osinergmin para pronunciarse sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones, no incluye el periodo en que se encuentre pendiente la absolución de observaciones, operando así la suspensión del referido plazo durante el período comprendido entre la fecha en que se oficien las observaciones y la fecha fijada como plazo máximo para que la solicitante las absuelva.

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



2. Ubicación

El Área de Demanda 9 está circunscrita al departamento de Arequipa, el cual se ubica en la región Sur-Oeste del Perú.

En dicha Área de Demanda se encuentran instalaciones de transmisión remuneradas por la demanda, pertenecientes a las empresas concesionarias: SEAL, ELECTROSUR, Red de Energía del Perú S.A. (en adelante “REP”), Empresa de Generación Eléctrica de Arequipa S.A. (en adelante “EGASA”) y Consorcio Energético de Huancavelica S.A. (en adelante “CONENHUA”), en conjunto llamadas “TITULARES”.

Actualmente el Área de Demanda 9 está conformada por los sistemas eléctricos:

SEAL: Arequipa, Islay, Camaná-Majes, Repartición–La Cano,

Orcopampa y Valle del Colca.

ELECTROSUR: Puquina–Omate–Ubina.

En el siguiente Gráfico N° 2.1 se muestra la ubicación geográfica del Área de Demanda 9.



Gráfico N° 2.1

Ubicación Geográfica del Área de Demanda 9

Asimismo, en el siguiente Gráfico N° 2.2 se muestra el trazo aproximado de las principales instalaciones del sistema de transmisión que corresponden al Área de Demanda 9.



Gráfico N° 2.2

Trazo de las Principales Instalaciones de Transmisión del Área de Demanda 9



3. Solicitud de modificación del Plan

Dentro del plazo establecido en la Primera Disposición Transitoria de la Resolución N° 217-2013-OS/CD, mediante carta SEAL-GG/TE-0821-2014 del 09 de junio de 2014, y carta SEAL-GG/TE-0905-2014 del 30 de junio de 2014, SEAL presentó a Osinergmin el ESTUDIO que sustenta su solicitud de modificación del Plan de Inversiones 2013-2017 correspondiente al Área de Demanda 9.

Dicha solicitud propone la modificación de los siguientes elementos: i) Transformador 138/33/10 kV de la SET Base Islay y la no desactivación de la SET Mollendo 33/10 kV; ii) Repotenciamiento de la LT 33 kV Chilina–Challapampa; iii) Reprogramación de celdas de alimentadores de 10 kV y; iv) Modificación del sistema eléctrico Majes–Camaná–Corire–Chuquibamba. Así mismo, SEAL solicita la inclusión de nuevos elementos en el Plan de Inversiones 2013-2017: i) Transformador en la SET Repartición; ii) Transformador en la SET Mejía; iii) Nueva subestación San Lázaro 2 y; iv) Nueva subestación Alto Cayma.

Para efectos del análisis, la información presentada como parte del ESTUDIO, se considera como PROPUESTA INICIAL de la solicitante.

3.1 Causales para solicitar la Modificación del Plan de Inversiones Vigente

SEAL manifiesta que su ESTUDIO tiene como propósito sustentar técnica y económicamente la modificación del Plan de Inversiones 2013-2017, en lo concerniente al sistema eléctrico Arequipa del Área de Demanda 9, sobre la base de lo establecido en el numeral VII) del literal d) del Reglamento de la LCE, según el cual se permite la revisión y actualización del Plan de Inversiones en transmisión (aprobado por Osinergmin cada 4 años), debido a: i) cambios significativos en la demanda proyectada de electricidad, o ii)



modificaciones en la configuración de las redes de transmisión aprobadas por el Ministerio, o iii) en las condiciones técnicas o constructivas, o iv) por otras razones debidamente justificadas.

Agrega que las modificaciones de los elementos aprobados en el Plan de Inversiones 2013-2017 para el Área de Demanda 9 obedecen entre otras, a condiciones constructivas que dificultan y encarecen la ejecución de los proyectos (causal iii del numeral VII) del literal d) del Artículo 139 del RLCE). En lo referente a la inclusión de nuevos elementos en el Plan de Inversiones 2013-2017, esta solicitud obedece a un incremento de la demanda eléctrica que resulta ser mayor al empleado en la aprobación del Plan de Inversiones en el año 2012 (causal i del numeral VII) del literal d) del Artículo 139 del RLCE).

3.2 Reformulación del Plan de Inversiones

3.2.1 Transformador 138/33/10 kV SET Base Islay

SEAL señala en su ESTUDIO, que el Plan de Inversiones 2013-2017 aprobó el reemplazo del transformador existente en la SET Base Islay y la desactivación de la SET Mollendo. Al respecto, SEAL indica que dicha propuesta tiene las siguientes implicancias técnicas y económicas:

Inversión de SEAL para la construcción de pórticos, barra 10 kV, salidas subterráneas y aéreas en el espacio existente en la SET Base Islay.

Inversión de SEAL para la desactivación de la SET Mollendo 33/10 kV.

Incremento en las pérdidas de energía en los circuitos de 10 kV por la distribución actual de los mismos así como afectación a la calidad del servicio a los usuarios.

La SET Base Islay no se encuentra ubicada en el centro de carga del sistema eléctrico, condición que se cumple en la SET Mollendo.

Incremento de longitud en el circuito Florida 10 kV incrementando la caída de tensión y pérdidas de energía.

Asimismo, SEAL señala, que con el fin de atender la demanda residencial próxima a la SET Base Islay, ha programado la adquisición de un transformador de potencia de una capacidad de 138/33/10 kV, 25/25/8,75 MVA, el cual permita:

Tomar carga en 10 kV (hasta 6 MVA) que corresponde a la expansión residencial, la expansión de Petroperú y la construcción de la CT Mollendo 500 MW.

Asumir cargas del circuito alimentador Mejía 10 kV, las cuales por extensión implican caídas de tensión considerables.

Por las razones expuestas, SEAL solicita: i) no dar de baja a la línea 33 kV Base Islay–Mollendo, la celda de llegada en la SET Mollendo y el transformador de potencia 33/10 kV – 5,5 MVA; ii) modificar el elemento transformador de potencia 138/33/10 kV de 25/25/25 MVA en la SET Base Islay por un transformador 138/33/10 kV de 25/25/8,75 MVA para el año



2014; iii) incluir en el Plan de Inversiones una celda de transformador en 10 kV y 2 celdas de alimentador para la SET Base Islay.

3.2.2 Reforzamiento Línea 33 kV Chilina–Challapampa

SEAL efectúa una descripción de la línea 33 kV Chilina–Challapampa destacando, entre otros aspectos, que el tiempo de operación de la línea es de 47 años y la línea pasa por los distritos de Yanahuara, Cayma y Cerro Colorado y atiende el suministro de las SET’s Challapampa, Real Plaza y Cono Norte. Para atender el incremento de demanda el Plan de Inversiones 2013-2017 aprobó el repotenciamiento de la línea Chilina–Challapampa con un cable AAAC de 185 mm2 (Informe N° 282-2012-GART).

SEAL señala que el refuerzo propuesto por Osinergmin es imposible de desarrollar y en su ESTUDIO efectúa una “Análisis de Alternativas” para el reforzamiento de la línea 33 kV Chilina-Challapampa, donde luego de describir la situación actual de las instalaciones, se formulan las siguientes alternativas:

Alternativa 01.- Usar la ruta existente con otro tipo de conductor.

Respecto de la alternativa aprobada por Osinergmin, SEAL señala que esta opción es inviable pues las líneas y sus estructuras tienen una antigüedad mayor a 48 años, por lo que el reemplazo del actual conductor por uno de mayor diámetro exigirá un mayor esfuerzo y podría llevar a un colapso durante la operación; para evitar eso se requiere el reemplazo de las estructuras y la implementación de nuevas estructuras en vanos largos, todo lo cual implicaría la necesidad de efectuar jornadas de trabajo superiores a las 6 horas (considerando el reemplazo de 1 estructura por corte) y con la consecuencia de interrupciones de suministro a los usuarios.

Adicionalmente, las estructuras adicionales requieren nueva servidumbre en zonas de chacra (4 estructuras) y se tiene un vano que se encuentra en propiedad privada, esto dificultaría la instalación del nuevo cable, dado el alto valor comercial en la zona de Cayma (1300 US$/m2)

Por otro lado, señala SEAL que las otras alternativas de repotenciación, indicadas por Osinergmin, implican que SEAL asuma un gasto superior al monto de inversión considerado por Osinergmin debido a que no se cuenta con los Módulos indicados.

Alternativa 02.- Línea aérea doble terna con ruta distinta a la actual (trazo óptimo).

SEAL señala que empleando el trazo de menor longitud, en la ruta existen zonas y calles que impedirían la instalación aérea del cable; añade también que al tratarse de una línea de doble terna no se puede extender en un solo lado de la vía, por lo que sería necesario ampliar las aceras, lo que se traduce en una necesidad de implementación de servidumbre y adquisición de terrenos privados (se requieren 744 metros lineales a un precio de US$ 1500) lo que hace que los montos de inversión sean superiores al de una línea subterránea.



SEAL describe las características de la ruta de la línea y señala que existen dificultades en su ejecución debido a que dicha ruta atraviesa una zona agrícola calificada como intangible (declarada por UNESCO como patrimonio de la humanidad) y zonas con alta densidad urbana con calles estrechas; concluye SEAL que la adquisición de terrenos y servidumbres para una línea aérea es económicamente inviable.

Alternativa 03.- Dos líneas aéreas en simple terna utilizando una ruta distinta a la actual (trazo por la zona norte).

Señala SEAL que entre la SET Chilina y SET Challapampa, existe una zona agrícola y otra urbana; la zona agrícola ha sido declarada Patrimonio Cultural y es inviable atravesar dicha zona por impedimentos del INC, por esta razón el trazo debe ser únicamente por la zona urbana. El intentar la instalación de una línea de doble terna resulta técnicamente inviable pues el ancho de las vías no permite su desarrollo. Por esas limitaciones se tendría que instalar 2 líneas de simple terna lo que implicaría incrementar la longitud de la línea (6,59 km) en más de 2 veces su longitud actual con el consiguiente incremento en el monto de inversión, operación y mantenimiento y en las pérdidas de energía.

Alternativa 04.- Dos líneas Aéreas/Subterráneas en Simple Terna utilizando una ruta distinta a la actual (trazo por la zona sur).

Señala SEAL que en la zona sur de las subestaciones Chilina y Challapampa se observa el desarrollo urbano de la ciudad con calles angostas que imposibilitan el tendido de una línea en doble terna, por lo que la alternativa de implementar una línea aérea en doble terna es inviable técnicamente y por tanto no requiere análisis económico.

El trazo propuesto para ambas ternas resultaría en una combinación entre tramos aéreos y subterráneos, con las siguientes características:

Primera terna: longitud total de 3,44 km (aérea 1,39 km y subterránea 2,05 km)

Segunda terna: longitud total de 4,05 km (aérea 1,75 km y subterránea 2,30 km)

Alternativa 05.- Línea Subterránea en Doble Terna utilizando el trazo de ruta óptimo.

En su ESTUDIO, SEAL no presenta una descripción de la alternativa de la línea subterránea doble terna, sólo se limita a hacer mención sobre dicha alternativa.

Adicionalmente, SEAL presenta un cuadro comparativo con las alternativas descritas anteriormente en el cual muestra que la opción más conveniente para el reforzamiento entre la SET Chilina y SET Challapampa es la Alternativa 05.



Finalmente, señala SEAL que los beneficios de instalar la línea subterránea serían entre otras cosas, el uso como servidumbre de vías públicas y no de terceros, evitando la adquisición de terrenos y servidumbres.

3.2.3 Nuevos Alimentadores de 10 kV

Señala SEAL que en el Plan de Inversiones 2013-2017 se considera la implementación de un alimentador en las subestaciones Challapampa y Parque Industrial.

Respecto a la celda de 10 kV en la SET Challapampa (2013), dicha celda atendería el suministro a los predios de “City Center Quimera” y “Complejo Habitacional La Goyoneche”, donde se tiene previsto su puesta en operación para noviembre de 2014, por lo que SEAL solicita su reprogramación del año 2013 al año 2014.

Respecto a la celda de 10 kV en la SET Parque Industrial, señala SEAL que su implementación fue postergada para el año 2015 para evitar sobrecargas en la red de transmisión de 33 kV, debido a que su ejecución está supeditada a la puesta en operación de la línea 138 kV Socabaya–Parque Industrial prevista para el año 2015.

Adicionalmente solicita una celda de 10 kV en la SET Real Plaza, dado que señala que a fin de atender los nuevos requerimientos de demanda (centro comercial en Av. Ejército) se va a implementar un nuevo circuito alimentador desde la SET Real Plaza.

3.2.4 Modificación del Sistema Eléctrico Majes-Camaná– Corire–Chuquibamba

Señala SEAL que para el sistema entre las SET Majes, Corire y Chuquibamba se establece en el Plan de Inversiones la instalación de 2 celdas de 138 kV en la SET Majes con la finalidad de asegurar la confiabilidad de la operación. SEAL indica que diversas empresas han solicitado suministro eléctrico las cuales se resumen a continuación:

Empresa Ocoña Hydro requiere por 5 años un suministro eléctrico de 5 000 kW desde la SET Chuquibamba 60 kV.



Minera Arirahua solicitó suministro de 2 000 kW en el corto plazo y de 4 000 kW en el mediano y largo plazo.

Minera Yanaquihua solicitó suministro de 1 500 kW en el corto plazo y de 3 000 kW en el mediano y largo plazo.

La demanda de las 3 empresas ascendería a 8 500 kW en el corto plazo y 12 000 kW en el mediano y largo plazo, a partir de lo cual SEAL evaluó la capacidad de transmisión desde la SET Repartición hasta la SET Chuquibamba, donde bajo las condiciones aprobadas por el Plan de Inversiones no es factible atender los requerimientos de suministro eléctrico.

Por otro lado, en el marco de la Resolución N° 217-2013-OS/CD, SEAL solicitó una actualización de los requerimientos de demanda y las siguientes empresas enviaron sus requerimientos:

Minera Yanaquihua (unidad Alpacay) solicitó suministro de 700 kW en el corto plazo y de 1 000 kW en el mediano y largo plazo.

Minera Arirahua solicitó suministro de 2 000 kW en el corto plazo y de 4 000 kW en el mediano y largo plazo.

Minera Century Mining Perú solicitó suministro de 2 500 kW en el corto plazo y de 4 000 kW en el mediano y largo plazo.

Minera Chalhuane solicitó suministro de 700 kW en el corto plazo y de 1 000 kW en el mediano y largo plazo.

Minera Ocaña solicitó suministro de 1 500 kW en el corto plazo y de 6 000 kW en el mediano y largo plazo.

Empresa Ocoña Hydro requiere por 5 años un suministro eléctrico de 5 000 kW desde la SET Chuquibamba 60 kV.

Concesionaria Angostura Siguas S.A. solicitó suministro de 4 200 kW en Majes 22,9 kV por un periodo de 4 años.

Señala SEAL que Osinergmin no ha considerado la implementación, refuerzo o cambio de las instalaciones existentes del sistema de transmisión Repartición–Majes–Camaná–Corire–Chuquibamba, por lo que con el fin de otorgar el suministro eléctrico a los interesados, SEAL plantea la implementación del siguiente sistema de transmisión:

Transformador SET Majes 138/60/22,9 kV 25/12,5/15 MVA (ONAF) con las mismas características del transformador actual para su operación en paralelo.

Línea 60 kV Chuquibamba–Yanaquihua, 34 km y 240 mm2 AAAC.

SET Yanaquihua 60/22,9 kV de 15 MVA.

Línea 22,9 kV Yanaquihua–Chalhuani–Chorunga, 20 km y 95 mm2 AAAC.

SET Arirahua 60/22,9 kV de 15 MVA.

Línea 22,9 kV Arirahua–Mina–Ocaña, 3 km y 95 mm2 AAAC.

Línea 60 kV Yanaquihua–Ohysa, 19 km y 240 mm2 AAAC.



3.3 Nuevos Elementos en el Plan de Inversiones

3.3.1 Transformador de Potencia SET Repartición

SEAL señala que la Subestación de Transformación de Repartición posee un transformador de potencia de 138/22,9/10 kV con una capacidad ONAN (ONAF) de 7/7/2 MVA (9/9/2,6 MVA) y que la demanda a la fecha alcanza los 6 400 kW.

Añade SEAL que el Gobierno Regional de Arequipa se encuentra impulsando el proyecto de la carretera Arequipa-La Joya que llega desde la zona del Aeropuerto Alfredo Rodríguez Ballón hasta el kilómetro 48, producto de ello el crecimiento poblacional e industrial de la zona se ha incrementado considerablemente en los últimos años. Esta situación ha propiciado que se presenten diversos requerimientos de demanda entre los que cita:

Molycop Adesur (Productos Minerales) 5,60 MW Año 2015.

Joyglobal (Talleres Mecánicos) 3,00 MW Año 2015.

Gobierno Regional (Túnel Autopista) 1,10 MW Año 2015.

Komatsu (Talleres Mecánicos) 2,30 MW Año 2015.

Yura (Planta de concreto) 1,30 MW Año 2015.

Las cargas puntuales llegarán a los 17 000 kVA (con factor de potencia 0,95) y adicionando la carga actual de 6 400 kVA, se alcanzará los 23 400 kVA, lo que representa más de 2,5 veces la capacidad del transformador actual.

SEAL indica que, de acuerdo al Plan de Inversiones aprobado por Osinergmin, en el año 2021 se requiere el cambio del transformador de potencia 138/22.9 kV, por uno de una potencia de 12 MVA con el cual se cubriría la demanda en el Sistema Repartición (que al año 2022 alcanza los 8,604 MW). Sin embargo, dado el crecimiento de la demanda debido a las nuevas cargas la capacidad del transformador se vería saturada el año 2015, por lo tanto para poder abastecer a las nuevas cargas presentadas así como mantener una capacidad de reserva por un periodo de 10 años, se requiere reemplazar el transformador de potencia en el año 2015 por uno de 25/30 MVA. El requerimiento incluye adicionalmente el reemplazo de la celda de llegada en 138 kV debido a la capacidad de corriente en el mismo; el módulo de inversión propuesto es CE-138COU1C1ESBLT3.

3.3.2 Transformador de Potencia SET Mejía

Señala SEAL que la demanda en la Subestación de Transformación Mejía, perteneciente al Sistema Eléctrico lslay, se encuentra actualmente por el orden de los 1 200 kVA lo cual representa el 85% de la potencia instalada del transformador (1,5 MVA).

De acuerdo al cálculo realizado por Osinergmin aprobado en el Plan de Inversiones 2013-2017, no se prevé el reemplazo del transformador de potencia durante todo el periodo mencionado ya que la carga no llegaría a superar la capacidad del transformador de potencia



Añade SEAL que en el mes de febrero de 2014 se presentó la solicitud del cliente “Carrealdi” para la construcción de un complejo habitacional por una demanda de 560 kW. Dicho requerimiento no podrá ser atendido a través del transformador de potencia existente.

Para poder atender la demanda residencial se requiere la inclusión en el Plan de Inversiones 2013-2017 de un nuevo transformador de potencia de 2,5 MVA para el año 2015, el mismo que reemplazaría al actual y atendería las demandas indicadas; el módulo de inversión propuesto es TP-033010-004C01E.

3.3.3 Subestación SET San Lázaro 2

Señala SEAL que el transformador de potencia de la SET San Lázaro 33/10 kV tiene una potencia instalada de 25 MVA y se encuentra ubicado en la Av. Juan de La Torre N° 102, contiene 08 circuitos alimentadores y brinda el suministro eléctrico al centro histórico de la ciudad de Arequipa, razón por la cual su operatividad es ininterrumpida y su capacidad de atención debe ser monitoreada constantemente.

Añade SEAL que actualmente la SET San Lázaro viene operando a un 80% de su capacidad, sin embargo la infraestructura civil que lo alberga no tiene las características constructivas y físicas necesarias que permitan su rápido reemplazo o reubicación ante una falla o una sobrecarga (la cual puede producirse al corto plazo), representando un alto riesgo en cuanto a confiabilidad del suministro eléctrico. Estas observaciones fueron verificadas por supervisores de Osinergmin quienes sugirieron adoptar medidas necesarias a fin de prever cualquier tipo de contingencia por falta de suministro en dicha zona.

Por lo expuesto, SEAL ha evaluado la habilitación de una subestación denominada San Lázaro 2 con una potencia de 10/12 MVA la misma que podrá aliviar la carga y servirá de respaldo a la actual SET San Lázaro. SEAL plantea dos alternativas:

Alternativa 01: La Marina.

Se propone la ubicación de la SET San Lázaro 2 en la 4ta cuadra de la Av. La Marina la misma que atenderá una carga especial identificada como Estilos (1,60 MW) y recibirá carga de algunos alimentadores de la SET San Lázaro. La distancia aproximada de la línea 33 kV sería de 900 metros entre la SET San Lázaro y SET San Lázaro 2.

Cabe indicar que la empresa Estilos accedió a la instalación de una subestación subterránea en su propiedad, sin embargo los trámites de la licencia de construcción con el Ministerio de Cultura (por tratarse de una zona histórica) están postergando el inicio del proyecto y la obra.

Alternativa 02: Selva Alegre.

Se propone la ubicación de la SET San Lázaro 2 en el Pasaje Selva Alegre, en una propiedad que actualmente pertenece a la Municipalidad Provincial de Arequipa y que se encuentra a una distancia aproximada de 600 metros de la SET San Lázaro.



Actualmente se viene realizando la gestión con la Municipalidad Provincial de Arequipa para la cesión del terreno.

Ambas propuestas están supeditadas a la aceptación por parte de organismos gubernamentales, sin embargo independientemente de la alternativa que se escoja finalmente, SEAL solicita a Osinergmin una modificación al Plan de Inversiones considerando los siguientes elementos:

3.3.4 Subestación SET Alto Cayma

Señala SEAL que la SET Alto Cayma fue concebida para atender la carga de la construcción de la Planta de Tratamiento de Agua Potable “La Tomilla II” y su posterior operación (1,50 MVA) dado que desde las instalaciones existentes dicha carga importante se ubicaría en la cola del alimentador Bolognesi de la SET Chilina a una distancia de 8,5 km aproximadamente de la subestación.

Para aliviar esta situación, SEAL propone la instalación de una nueva subestación en la zona de Alto Cayma que se alimente desde la SET Charcani I (propiedad de EGASA) y que permita además liberar carga del anillo 33 kV Chilina—Challapampa—Parque Industria —Socabaya.

La potencia instalada del transformador de potencia en la SET Alto Cayma es 8/10 MVA de los cuales en la actualidad se está suministrando 6,25 MVA (78% de la capacidad ONAN / 63% de la ONAF) a las cargas existentes en la zona, con un importante crecimiento desde diciembre 2012 (fecha de puesta en servicio).

Añade SEAL que luego de la puesta en servicio de la SET Alto Cayma y de la Planta “La Tomilla II” (alimentada a través del circuito Dean Valdivia), el crecimiento de la demanda en la zona ha generado que se creen 2 nuevos circuitos desde la SET Alto Cayma identificados como Chachani y Las Flores. Adicionalmente a las cargas indicadas anteriormente, existe el requerimiento de demanda de Aeropuertos Andinos para la ampliación del Aeropuerto Rodriguez Ballón por una demanda a corto plazo de 1,80 MW incrementándose a 4,00 MW en el largo plazo.

SEAL solicita a Osinergmin una modificación al Plan de Inversiones considerando los siguientes elementos:



4. Observaciones al Estudio de sustento

A través del Oficio N° 0610-2014-GART, el 24 de junio de 2014 Osinergmin remitió a SEAL las observaciones al ESTUDIO, estableciendo el 14 de julio de 2014 como plazo para la respuesta y correcciones de ser el caso. Asimismo, mediante Oficio N° 690-2014-GART Osinergmin remitió a SEAL las observaciones al ESTUDIO complementario remitido por SEAL, estableciéndose como plazo máximo para absolver las observaciones el 15 de agosto de 2014.

Entre otras, las observaciones relevantes formuladas al ESTUDIO, son las siguientes:

- Se indicó que no ha cumplido con presentar toda la información necesaria para la solicitud de modificación del PI 2013-2017, de conformidad con lo requerido en la NORMA TARIFAS.

- Respecto de la implementación de las nuevas subestaciones SET Alto Cayma y SET San Lázaro 2 que propone, no presenta el sustento técnico y económico de la nueva instalación, debidamente documentado (no incluye el análisis de alternativas que muestren que la implementación de la nueva subestación es la más económica) de conformidad con numeral 5.8.3.d. de la NORMA TARIFAS.

- Respecto a los sistemas eléctricos de Arequipa, Islay y Repartición, se solicitó los archivos de flujo de carga para verificar los resultados de los proyectos propuestos en el ESTUDIO para dichos sistemas.

- Se indicó que no ha cumplido con presentar todos los formatos de demanda (F-100) según lo indicado en la NORMA TARIFAS.

- No se adjuntan los requerimientos de factibilidad de suministro para la SET Repartición y la SET Alto Cayma de acuerdo a lo señalado en la NORMA TARIFAS.



- Se indicó que no se adjuntaron las características (estacionalidad), factores de carga, factores de contribución a la punta y simultaneidad de dichas cargas. Se requiere la presentación de toda la información acorde a lo señalado en la NORMA TARIFAS y la que sustente a cabalidad los tipos de carga previstas.

- Se indicó que SEAL no ha presentado el formato F-202, por tal razón no es posible verificar los niveles de sobrecarga que se presentan en las subestaciones Mejía 33/10 kV y Repartición 138/33 kV.

- Respecto a la capacidad para los nuevos transformadores de 33/10 kV en las SET’s Alto Cayma y San Lázaro 2 no se ha presentado los sustentos requeridos, así mismo al respecto no se muestran los resultados de la ubicación óptima de dichas subestaciones.

- No se ha presentado la evaluación de la sección óptima para las nuevas líneas propuestas por SEAL. Al respecto, se requiere que se incluya dicha evaluación en los formatos correspondientes.

- Respecto al análisis efectuado en el refuerzo de la LT 33 kV Chilina – Challapampa, no se ha evaluado correctamente las pérdidas técnicas debido a que no se consideró para tal efecto el valor presente de las mismas.

- Se indicó que SEAL no ha presentado el sustento técnico que justifique no dar de Baja a la SET Mollendo.

- Se indicó que SEAL no ha demostrado que dentro del parque de transformadores del Área de Demanda 9, no existe un transformador con las características necesarias para la instalación y/o rotación en la SET Mejía, antes de optar por la compra de un nuevo transformador.

- Se indicó que SEAL no indica en tratamiento que dará a los transformadores retirados de las SET’s Mejía y Repartición.

- Se requirió la inclusión de la justificación pertinente sobre la necesidad de nuevos alimentadores, en función a la cargabilidad y caída de tensión.

- Se requirió el sustento técnico económico de las nuevas SET’s pertenecientes al sistema eléctrico Majes–Camaná–Corire–Chuquibamba.



5. Propuesta Final

El 19 de agosto de 2014, con cartas SEAL-GG/TE-1150-2014 y SEAL-GG/TE-1162-2014, SEAL presentó las respuestas a las observaciones efectuadas por Osinergmin, de forma extemporánea.

Al respecto, cabe señalar que los documentos antes citados, no serán considerados para el análisis particular que el Regulador realiza sobre cada respuesta a las observaciones planteadas, debido a que dicha documentación fue presentada fuera del plazo improrrogable que se otorgó, habiéndose perdido tal derecho, conforme se explica en el informe legal respectivo. No obstante, la información pertinente contenida en las mencionadas cartas será tomada en cuenta para el análisis que sustenta el pronunciamiento del Regulador, por tratarse de información disponible, sobre la base del principio administrativo de verdad material, según se indica en el citado informe legal.

Por otra parte, el 30 de setiembre, mediante carta SEAL-GG/TE-1383-2014, SEAL presentó una solicitud para retirar de la solicitud de modificación del Plan de Inversiones los siguientes proyectos:

Subestación San Lázaro 2 33/10 kV.

Proyecto Chuquibamba, que contempla modificación del Sistema Secundario y Complementario de Transmisión Majes–Corire–Chuquibamba.



6. Análisis de Osinergmin

Osinergmin ha evaluado las premisas y cálculos presentados por la empresa SEAL en su PROPUESTA INICIAL (en adelante solo “PROPUESTA”).

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

A continuación se presenta el análisis realizado por Osinergmin para el sustento de su PRONUNCIAMIENTO, cuyos resultados de los cálculos correspondientes se encuentran en los archivos magnéticos que se han elaborado con tal propósito y que han sido publicados en la página Web de Osinergmin, al igual que toda la información presentada por la solicitante e interesados.

6.1 Verificación de las causales para solicitar la modificación del Plan de Inversiones Vigente

Mediante el Decreto Supremo N° 014-2012-EM, se modificó y se agregó, entro otros, el numeral III) y el numeral VII) del literal d) del Reglamento de la LCE, respectivamente; donde el numeral VII) agregado señala que:

“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…”



Asimismo, el numeral 5.8.1) de la NORMA TARIFAS indica que las solicitudes de modificación del Plan de Inversiones vigente deben ceñirse a las razones establecidas en el numeral VII) del Literal d) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE.

En ese sentido, de acuerdo a los considerandos citados precedentemente, el respectivo titular podrá solicitar una modificación al Plan de Inversiones vigente, siempre y cuando ocurra cualquiera de las siguientes causales, respecto al Plan de Inversiones Vigente.

1) Cambios significativos en la demanda proyectada de electricidad.

2) Modificaciones en la configuración de las redes de transmisión aprobadas por el Ministerio.

3) Cambios en las condiciones técnicas o constructivas, o

4) Por otras razones debidamente justificadas.

Al respecto, SEAL como parte de su PROPUESTA indicó que las causales para la modificación del Plan de Inversiones correspondiente al Área de Demanda 9 son: el incremento de la demanda proyectada y los cambios en las condiciones técnicas o constructivas de determinados elementos, ambos asociados a las causales 1) y 3) del párrafo anterior.

Sin embargo, Osinergmin en estricto cumplimiento del marco normativo vigente y con base a la mejor información disponible, ha revisado si las causales que menciona SEAL para justificar su solicitud de modificación del Plan de Inversiones vigente, son válidas. A continuación se analizan cada una de las causales mencionadas por SEAL.

6.1.1 Incremento de la Demanda respecto a lo previsto en el Plan de Inversiones Vigente

Respecto a los incrementos en la demanda, Osinergmin ha revisado la información presentada por SEAL como parte de su PROPUESTA específicamente para los sistemas eléctricos Arequipa, Islay y Repartición:

Sistema Eléctrico Arequipa

La solicitante manifiesta que desde la SET Alto Cayma (10 MVA ONAF) se está suministrando 6,25 MVA a las cargas existentes en la zona de influencia.

Añade un cuadro en donde se aprecia el nivel de cargabilidad de cada uno de los circuitos alimentadores en 10 kV de dicha SET:



Adicionalmente señala la existencia de requerimiento de dos nuevas demandas:

- Aeropuertos Andinos para la ampliación del Aeropuerto Rodriguez Ballón por una demanda a corto plazo de 1,80 MW incrementándose a 4,00 MW en el largo plazo. (Carta N°469-2013-AAP).

- Planta de Tratamiento de Agua Potable La Tomilla II de 1,35 MVA). (Adjunta certificados de conformidad de obra).

Como resultado se ha obtenido la siguiente proyección de la demanda (no coincidente), la misma que es utilizada tanto para identificar qué SET supera su capacidad de diseño (F-202) así como para determinar la cantidad de alimentadores necesarios (F-204):

Cuadro N° 6.1 MÁXIMA DEMANDA NO COINCIDENTE – ALTO CAYMA (MW)

Año 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

Revisión SEAL1 5,59 8,72 9,39 10,40 10,77 11,15 11,56 13,18 13,62 14,09

1) Los valores de demanda no coincidente provienen del archivo “F-100_Actualizado2014.xls” remitido por SEAL.

Sistema Eléctrico Islay

SEAL ha adjuntado la solicitud del cliente Carrealdi (con fecha 03/02/2013) con un requerimiento de 560 kW. Añade SEAL que dicha carga no podrá ser atendida a través del transformador existente en la SET Mejía puesto que su capacidad se vería superada.

Al respecto presenta como resultado la siguiente proyección de demanda (no coincidente); en él se puede apreciar que en promedio la demanda se incrementó (en 36%) con respecto a la demanda aprobada en el Plan de Inversiones vigente:



Cuadro N° 6.2 COMPARACION-MÁXIMA DEMANDA NO COINCIDENTE – SET MEJIA

(MW)

Año 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

Revisado por SEAL1 1,18 1,78 1,83 1,87 1,91 1,96 2,01 2,05 2,10 2,15

PI 2013-20222 1,18 1,22 1,27 1,31 1,35 1,40 1,45 1,49 1,54 1,59

(1-2) 0,0 0,56 0,56 0,56 0,56 0,56 0,56 0,56 0,56 0,56

% 0,0% 45,74% 44,23% 42,77% 41,38% 40,04% 38,75% 37,52% 36,33% 35,20%


2) Los valores provienen del archivo “F-100” publicado como parte de los cálculos del Plan de Inversiones vigente para el Área de Demanda 9.

Sistema Eléctrico Repartición

SEAL refiere que actualmente se viene alimentando una carga aproximada de 6,4 MW desde la SET Repartición (9 MVA). La zona de influencia de dicha subestación abarca zonas agroindustriales y residenciales como San Camilo, La Joya, La Cano, entre otros.

Agrega que debido a la construcción de la carretera Arequipa–La Joya (que impulsa el Gobierno Regional) el crecimiento poblacional e industrial de la zona se ha incrementado considerablemente en los últimos años (61%). Como muestra presenta el siguiente cuadro:

Asimismo, ha adjuntado seis requerimientos de demandas industriales:

- Molycop Adesur con una demanda de 2,25 MW para el año 2015 (Carta S/N del 19/12/2013).

- Joyglobal–Taller Mecánico con una demanda de 1,4 MW en el corto plazo y que luego se incrementa hasta en 2,4 MW para el año 2019 (Carta S/N del 12/02/2014).

- Gobierno Regional–Túnel Autopista con una demanda de 1,12 MW (temporal) para el año 2014 (Carta S/N del 24/09/2013).

- Komatsu–Taller Mecánico con una demanda de 2,3 MW para el año 2015 (Carta S/N del 08/08/2012).

- Yura–Planta de Concreto con una demanda de 1,5 MW para el año 2014 (Carta S/N del 11/06/2013).

- Minera Divino Niño con una demanda de 0,5 MW para el año 2014 (Carta S/N del 16/06/2014).



Añade SEAL que debido al requerimiento de estas nuevas demandas, la capacidad del transformador se vería saturada el año 2015 y no en el año 2021 como se había previsto en el Plan de Inversiones vigente.

Al respecto se presenta como resultado la siguiente proyección de demanda (no coincidente); en él se puede apreciar que en promedio la demanda se incrementó (en 150%) con respecto a la demanda aprobada en el Plan de Inversiones vigente:

Cuadro N° 6.3 COMPARACION-MÁXIMA DEMANDA NO COINCIDENTE – SET REPARTICIÓN

(MW)

Año 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

Revisado por SEAL1 4,95 10,74 14,76 17,02 17,67 20,11 20,65 21,09 21,55 22,04

PI 2013-20222 4,95 5,31 5,66 6,02 6,40 6,80 7,21 7,65 8,12 8,60

(1-2) 0,0 5,43 9,10 11,00 11,27 13,32 13,44 13,44 13,44 13,44

% 0,0% 102,11% 160,69% 182,63% 175,97% 195,86% 186,22% 175,56% 165,56% 156,16%


2) Los valores provienen del archivo “F-100” publicado como parte de los cálculos del Plan de Inversiones vigente para el Área de Demanda 9

Por otro lado, en la sección 6.2 del presente informe “Revisión de la Demanda”, Osinergmin ha desarrollado la proyección de la misma en estricto cumplimiento de la NORMA TARIFAS y con base a los criterios descritos en la sección 6.2 siguiente, donde los resultados obtenidos muestran lo siguiente:

- Para la demanda atendida desde la SET Alto Cayma, se prevé en el horizonte atender una demanda menor (23%) a lo estimado por SEAL, conforme se muestra en el Cuadro N° 6.4.

- Para la demanda atendida desde la SET Mejía, se ha corroborado la estimación efectuada por SEAL, conforme se muestra en el Cuadro N° 6.5.

- Para la demanda atendida desde la SET Repartición, se ha corroborado la estimación efectuada por SEAL, conforme se muestra en el Cuadro N° 6.6. Sin embargo, cabe precisar que se prevé en el horizonte atender una demanda menor (16%) a la estimada por SEAL.



Cuadro N° 6.4 COMPARACION-MÁXIMA DEMANDA NO COINCIDENTE – ALTO CAYMA

(MW)

Año 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

Act. PI 2013-20221 3,71 6,88 7,41 8,28 8,43 8,63 8,82 10,31 10,51 10,71

Revisión SEAL2 5,59 8,72 9,39 10,40 10,77 11,15 11,56 13,18 13,62 14,09

(1-2) -1,89 -1,84 -1,98 -2,12 -2,33 -2,53 -2,74 -2,87 -3,11 -3,38

% -33,74% -21,10% -21,10% -20,40% -21,68% -22,66% -23,68% -21,77% -22,86% -23,98%

(1) Los valores provienen del archivo “01-Demanda_Rev_2013_A9.xls” actualizado al año 2013. (2) Los valores de demanda no coincidente provienen del archivo “F-100_Actualizado2014.xls” remitido por SEAL.

0,0

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

14,0

16,0

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

MW

Comparativo de la Demanda No Coincidente

ALTOC010 - Act. ALTOC010 - SEAL

Cuadro N° 6.5 COMPARACION-MÁXIMA DEMANDA NO COINCIDENTE – MEJÍA (MW)

Año 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

Act. PI 2013-20221 1,16 1,81 1,87 1,92 1,96 2,02 2,09 2,15 2,21 2,27

Revisión SEAL2 1,18 1,78 1,83 1,87 1,91 1,96 2,01 2,05 2,10 2,15

(1-2) -0,02 0,03 0,04 0,05 0,05 0,07 0,08 0,10 0,11 0,12

% -1,57% 1,70% 2,17% 2,49% 2,66% 3,38% 4,03% 4,63% 5,18% 5,66%


0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

MW


MEJIA010 - Act. MEJIA010 - SEAL



Cuadro N° 6.6 COMPARACION-MÁXIMA DEMANDA NO COINCIDENTE – REPARTICIÓN

(MW)

Año 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

Act. PI 2013-20221 5,39 8,37 10,14 13,28 15,09 15,37 17,84 18,13 18,42 18,71

Revisión SEAL2 4,95 10,74 14,76 17,02 17,67 20,11 20,65 21,09 21,55 22,04

(1-2) 0,43 -2,37 -4,62 -3,75 -2,58 -4,74 -2,81 -2,96 -3,14 -3,33

% 8,73% -22,06% -31,29% -22,00% -14,58% -23,57% -13,60% -14,04% -14,55% -15,12%


0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

MW


REPAR023 - Act. REPAR023 - SEAL

En ese sentido, la causal del incremento de la demanda para los sistemas eléctricos Arequipa, Islay y Repartición, conforme lo refiere SEAL, sería válida por los argumentos señalados en los párrafos precedentes.

6.1.2 Cambios en las condiciones técnicas o constructivas

SEAL en su PROPUESTA ha indicado que una de las causales para solicitar modificación del Plan de Inversiones correspondiente al sistema eléctrico Arequipa del Área de Demanda 9, es la dificultad de construcción de líneas aéreas entre la SET Chilina y la SET Challapampa, originado por complejas condiciones constructivas, debido a que la zona entre ambas subestaciones atraviesa zonas declaradas como patrimonio de la humanidad por la UNESCO, además existen áreas con alta densidad urbana y vías muy angostas con lo que se afectaría el tema de las distancias de seguridad. Además señala SEAL que la línea tiene una antigüedad de 47 años y por tanto cualquier repotenciamiento de la línea implicaría el cambio de estructuras dificultando más su ejecución. Por tanto, señala SEAL que resulta más conveniente la ejecución de una línea subterránea como refuerzo entre la SET Chilina y la SET Challapampa y por tanto solicita una modificación del Plan de Inversiones 2013-2017.

De la visita técnica efectuada y de la revisión de la información suministrada por SEAL, se ha verificado que la actual línea de 33 kV Chilina-Challapampa atraviesa zonas de alta densidad urbana, y que en



algunos tramos su servidumbre ha sido invadida. En ese sentido, la ejecución de líneas aéreas presenta las siguientes dificultades: i) para una línea aérea de doble terna, se requeriría una franja de servidumbre más amplia y debido a que no existen vías con el espacio necesario, se tendría la necesidad de compra de terrenos privados y la imposición de servidumbre en algunos tramos de la ruta, encareciendo esta alternativa y, ii) para una línea de simple terna, dada la estrechez de las vías se tendría que ejecutar la instalación de líneas muy largas, encareciendo la obra e incrementando pérdidas. Por tanto, la alta densidad demográfica en la zona, la compra de terrenos o la imposición de servidumbre encarecerían la opción de una línea aérea como indica el Plan de Inversiones vigente.

En ese sentido, resulta valida la motivación presentada por SEAL para solicitar la modificación del Plan de Inversiones.

En efecto, por los motivos descritos en los numerales 6.1.1 y 6.1.2, las causales mencionadas por SEAL para motivar su solicitud de modificación del Plan de Inversiones vigente, son válidas, por lo tanto, queda claro que hay razón que motive la modificación del Plan de Inversiones correspondiente al Área de Demanda 9.

Sin perjuicio de lo anterior, Osinergmin ha desarrollado los análisis correspondientes a fin de sustentar técnica y económicamente el PRONUNCIAMIENTO, sin que ello contradiga o afecte lo indicado en el presente numeral.

6.2 Revisión de la Demanda

Osinergmin ha procedido a revisar la proyección de la demanda eléctrica presentada en la propuesta de SEAL, debido a que en ésta se mantienen aspectos que no han sido evaluados adecuadamente por la solicitante. A continuación se señalan los más importantes:

No se ha tomado en cuenta las modificaciones realizadas mediante la Resolución N° 217-2013-OS/CD que aprueba la versión vigente de la NORMA TARIFAS al momento de presentar los cálculos que sustentan la nueva proyección de la demanda del Área de Demanda 9.

No se ha actualizado la data histórica de demanda, la misma que debe ser actualizada a diciembre 2013, siendo éste el año representativo para efectos de la proyección de la demanda. Tampoco se presentaron los registros cada 15 minutos correspondientes a cada devanado de los transformadores de cada SET del Área de Demanda, según lo establecido en el numeral 8.1.1 de la NORMA TARIFAS.

No se ha proyectado la demanda de los usuarios regulados acorde a los criterios señalados en la NORMA TARIFAS, tan solo se ha tomado en cuenta las tasas de crecimiento previstas en el Plan de Inversiones vigente y se ha considerado un horizonte de análisis hasta el año 2022.

No se han presentado los criterios tomados en cuenta para proyectar la demanda de los futuros clientes, en general se asume que el factor



de contribución con la máxima demanda del sistema es uno (1), lo que generaría una saturación prematura en las instalaciones de transmisión.

6.2.1 Información Base

Ventas de energía

Las ventas históricas de energía se han elaborado tomando en consideración la información de las Bases de Datos que dispone Osinergmin: “SICOM_1996_2013” y “SICLI 2002-2013” las cuales están organizadas con información proporcionada periódicamente por las propias empresas concesionarias que suministran energía eléctrica.

Variables explicativas

Se considera como variables explicativas al comportamiento de la demanda: los datos históricos del PBI por departamento, los cuales son publicados por la División Nacional de Cuentas Nacionales del Instituto Nacional de Estadísticas e Informática (INEI), en el documento denominado: “Producto Bruto Interno por Departamentos 2001 – 2013”, los datos históricos de POBLACIÓN de los Censos Nacionales de Población de los años 1993, 2005 y 2007 publicados por el INEI (Fuente del último censo: Documento Primeros Resultados Perú: Crecimiento y Distribución de la Población, 2007, Cuadro Nº 3.1, pág. 18), la cantidad de CLIENTES que dispone Osinergmin en la Base de Datos SICOM 1996-2013, la cual se mantiene actualizada con la información reportada periódicamente por las mismas empresas concesionarias del sector eléctrico, el PRECIO MEDIO facturado a los usuarios finales del mercado regulado y la ENERGÍA vendida contenida también en la misma base de datos hasta el año 2013.

6.2.2 Proyección Ventas - Usuarios Regulados Se revisa la proyección de la demanda con data histórica al año 2013, a fin de analizar la alternativa aprobada en el Plan de Inversiones 2013-2017 para la dotación de energía del Área de Demanda 9, de manera comparativa con la propuesta de SEAL. De acuerdo a la metodología establecida en la NORMA TARIFAS, para la proyección de las ventas de energía de los Usuarios Regulados se estimaron modelos econométricos que relacionan las ventas de energía con el PBI, la POBLACIÓN, el PRECIO MEDIO y los CLIENTES como variables explicativas y modelos de tendencia donde la única variable explicativa es el TIEMPO.

6.2.3 Proyección Ventas - Usuarios Libres De acuerdo a la NORMA TARIFAS, la proyección de la demanda de estos usuarios se realiza según lo informado por los propios Usuarios Libres en base a las encuestas realizadas por los correspondientes suministradores.



En el caso del Área de Demanda 9, se incorporaron las nuevas demandas que se indican en el cuadro siguiente:

Cuadro N° 6.7 PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 9

NUEVAS DEMANDAS (MW)

SUBESTACIÓN TENSIÓN USUARIO 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

ALTO CAYMA 10 AEROPUERTOS ANDINOS 1,94 2,31 3,02 3,02 3,02 3,02 4,32 4,32 4,32 4,32

ALTO CAYMA 10 LA TOMILLA II 1,08 1,08 1,08 1,08 1,08 1,08 1,08 1,08 1,08 1,08

REAL PLAZA 10 MALL AVENTURA PLAZA_REAL PLAZA

0,00 4,59 4,59 4,59 4,59 4,59 4,59 4,59 4,59 4,59

SAN LAZARO 10 ESTILOS 1,74 1,74 1,74 1,74 1,74 1,74 1,74 1,74 1,74 1,74

MEJIA 10 CARREALDI 0,60 0,60 0,60 0,60 0,60 0,60 0,60 0,60 0,60 0,60

MAJES 22,9 ANGOSTURA 0,00 0,45 0,90 2,25 3,38 4,50 4,50 4,50 4,50 4,50

ARIRAHUA 22,9 MINERA ARIRAHUA 0,00 2,96 5,92 5,92 5,92 5,92 5,92 5,92 5,92 5,92

YANAQUIHUA 22,9 MINERA CENTURY_SAN JUAN

0,00 3,70 5,92 5,92 5,92 5,92 5,92 5,92 5,92 5,92

YANAQUIHUA 22,9 MINERA CHALHUANE 0,00 0,74 1,04 1,48 1,48 1,48 1,48 1,48 1,48 1,48

ARIRAHUA 22,9 MINERA OCAÑA 0,00 0,00 0,00 2,22 8,88 8,88 8,88 8,88 8,88 8,88

OHYSA 60 CASA DE MAQUINAS OHYSA 0,00 0,00 0,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 0,00 0,00

YANAQUIHUA 22,9 MINERA YANAQUIHUA 0,44 1,04 1,48 1,48 1,48 1,48 1,48 1,48 1,48 1,48

REPARTICION 22,9 ALMACÉN YURA 1,22 1,22 1,22 1,22 1,22 1,22 1,22 1,22 1,22 1,22

REPARTICION 22,9 GRA TUNEL 0,80 0,80 0,80 0,80 0,80 0,80 0,80 0,80 0,80 0,80

REPARTICION 22,9 JOYGLOBAL 0,00 1,53 2,18 2,47 2,47 2,60 2,60 2,60 2,60 2,60

REPARTICION 22,9 MOLYCOP 0,00 0,00 2,26 3,56 3,56 5,61 5,61 5,61 5,61 5,61

REPARTICION 22,9 MINERA DIVINO NIÑO 0,74 0,74 0,74 0,74 0,74 0,74 0,74 0,74 0,74 0,74

TOTAL 8,58 23,51 33,49 44,09 51,88 55,19 56,48 56,48 51,48 51,48

6.2.4 Proyección Global

Luego de efectuar la integración de la proyección de las demandas de Usuarios Regulados y Libres, a nivel de barras de cada subestación; según el procedimiento establecido en la NORMA TARIFAS, se obtiene la proyección global de la demanda de energía eléctrica correspondiente al Área de Demanda 9, específicamente de los sistemas eléctricos Arequipa, Islay, Camaná y Repartición, la cual se muestra por nivel de tensión en el Cuadro N° 6.8.

Cuadro N° 6.8 PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 9

PROYECCIÓN DE LA DEMANDA (GWH)

AÑO MAT AT MT TOTAL

2013 1 396 694 58 473 1 049 953 2 505 120

2014 1 396 694 58 473 1 128 771 2 583 938

2015 1 396 694 58 473 1 238 210 2 693 377



AÑO MAT AT MT TOTAL

2016 1 396 694 58 473 1 324 588 2 779 755

2017 1 396 694 91 761 1 388 912 2 877 367

2018 1 396 694 91 761 1 473 735 2 962 190

2019 1 396 694 91 761 1 536 953 3 025 408

2020 1 396 694 91 761 1 591 095 3 079 550

2021 1 396 694 91 761 1 639 994 3 128 448

2022 1 396 694 58 473 1 689 304 3 144 471

2023 1 396 694 58 473 1 739 015 3 194 182

2024 1 396 694 58 473 1 789 114 3 244 281

2025 1 396 694 58 473 1 839 590 3 294 757

2026 1 396 694 58 473 1 890 433 3 345 600

2027 1 396 694 58 473 1 941 634 3 396 801

2028 1 396 694 58 473 1 993 182 3 448 349

2029 1 396 694 58 473 2 045 070 3 500 237

2030 1 396 694 58 473 2 097 289 3 552 456

2031 1 396 694 58 473 2 149 832 3 604 999

2032 1 396 694 58 473 2 202 691 3 657 858

2033 1 396 694 58 473 2 255 859 3 711 026

2034 1 396 694 58 473 2 309 330 3 764 497

2035 1 396 694 58 473 2 363 097 3 818 264

2036 1 396 694 58 473 2 417 155 3 872 322

2037 1 396 694 58 473 2 471 497 3 926 664

2038 1 396 694 58 473 2 526 118 3 981 285

2039 1 396 694 58 473 2 581 013 4 036 180

2040 1 396 694 58 473 2 636 177 4 091 344

2041 1 396 694 58 473 2 691 605 4 146 771

2042 1 396 694 58 473 2 747 292 4 202 458

2043 1 396 694 58 473 2 803 233 4 258 400

Notas: (1) Sumatoria de los valores totales de los formatos F-109 y F-115.

6.2.5 Máxima Demanda (MW) Coincidente a nivel Sistema Eléctrico

La máxima demanda (MW) coincidente a nivel sistema eléctrico, se ha determinado en estricto cumplimiento del marco normativo vigente y con base a la mejor información disponible; en resumen, se parte de los valores obtenidos en el Cuadro N° 6.8, donde se aplican los porcentajes de pérdidas en Baja y Media tensión lográndose así la demanda de energía. Dado que el objetivo final es proyectar la demanda por subestaciones, se hacen uso de los factores de caracterización de cada subestación, estos factores son: Factor de Contribución a la Punta (FCP), Factor de Simultaneidad (FS), Factor de Carga (FC), Factor de participación en potencia a la hora de máxima demanda del sistema eléctrico (FPHMS) y Factor de participación en energía respecto a la demanda de energía total del área de demanda (FPMWHS). Aplicando dichos factores a la demanda de energía se obtiene la proyección de la demanda de potencia coincidente con el sistema eléctrico para los usuarios regulados, y luego, tomando en consideración la metodología



señalada en el acápite 6.2.3 para los usuarios libres, se desarrolló la proyección para dichos usuarios. Finalmente se obtiene la proyección integrada entre usuarios regulados y libres, como se muestra en Cuadro N° 6.9.

Cuadro N° 6.9 MÁXIMA DEMANDA A NIVEL SISTEMA ELÉCTRICO

Proyección de la Demanda (MW)

SUBESTACIÓN TENSIÓN 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

ALTO CAYMA 10 3,4 5,9 6,3 7,0 7,1 7,3 7,5 8,7 8,9 9,0 9,2

CHALLAPAMPA 10,5 16,0 16,6 17,3 18,0 18,7 19,5 20,4 21,2 22,1 22,9 23,8

CHILINA 10 17,6 18,3 19,1 19,9 20,6 21,5 22,5 23,4 24,3 25,3 26,2

CONO NORTE 10 7,5 7,9 8,2 8,5 8,8 9,2 9,6 10,0 10,4 10,8 11,2

JESUS 10 16,5 17,2 17,9 18,6 19,3 20,2 21,1 21,9 22,8 23,7 24,6

LAMBRAMANI 10 3,3 3,5 3,6 3,7 3,9 4,1 4,2 4,4 4,6 4,8 4,9

PARQUE INDUSTRIAL 04 10 32,3 33,6 35,0 36,4 37,7 39,4 41,0 42,7 44,5 46,2 47,9

PORONGOCHE 10 6,6 6,9 7,1 7,4 7,7 8,0 8,4 8,7 9,1 9,5 9,8

REAL PLAZA 10 4,4 4,6 8,3 8,5 8,7 8,9 9,2 9,4 9,6 9,9 10,1

SAN LAZARO 10 16,4 17,1 17,8 18,5 19,2 20,0 20,9 21,8 22,6 23,5 24,4

SOCABAYA 10 16,2 16,8 17,5 18,2 18,9 19,7 20,6 21,4 22,3 23,2 24,1

AGUA LIMA 10 4,0 4,1 4,1 4,2 4,2 4,3 4,3 4,4 4,4 4,5 4,6

COCACHACRA 10 0,5 0,5 0,5 0,6 0,6 0,6 0,6 0,7 0,7 0,7 0,7

CHUCARAPI 10 0,6 0,6 0,7 0,7 0,7 0,7 0,8 0,8 0,8 0,9 0,9

LA CURVA 10 0,9 1,0 1,0 1,0 1,1 1,1 1,2 1,2 1,3 1,3 1,4

MATARANI 10 2,1 2,1 2,1 2,2 2,2 2,3 2,3 2,4 2,4 2,5 2,5

MEJIA 10 0,6 1,1 1,1 1,1 1,2 1,2 1,2 1,3 1,3 1,3 1,4

MOLLENDO 10 2,6 2,8 2,9 3,0 3,1 3,2 3,4 3,5 3,7 3,8 3,9

CAMANA 10 5,7 5,9 6,2 6,4 6,6 6,9 7,2 7,5 7,8 8,2 8,5

CHUQUIBAMBA 22,9 1,1 1,1 1,2 1,2 1,2 1,3 1,4 1,4 1,5 1,5 1,6

MAJES 10 2,0 2,1 2,2 2,3 2,4 2,5 2,6 2,7 2,8 2,9 3,0

MAJES 22,9 3,7 3,8 4,0 4,1 4,3 4,5 4,7 4,9 5,1 5,3 5,5

CORIRE 13,2 1,7 1,8 1,8 1,9 2,0 2,1 2,2 2,2 2,3 2,4 2,5

REPARTICION 23 5,4 7,5 9,0 11,5 13,0 13,3 15,3 15,6 15,9 16,2 16,5

YURA 33 13,5 13,5 13,5 13,5 13,5 13,5 13,5 13,5 13,5 13,5 13,5

PARQUE INDUSTRIAL 04 33 2,2 2,2 2,2 2,2 2,2 2,2 2,2 2,2 2,2 2,2 2,2

SANTUARIO 138 16,4 16,4 16,4 16,4 16,4 16,4 16,4 16,4 16,4 16,4 16,4

CHARCANI I 33 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1

ACERS33 33 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7

MCERROVERDE 220 121,3 121,3 121,3 121,3 121,3 121,3 121,3 121,3 121,3 121,3 121,3

CERRO VERDE 138 47,2 47,2 47,2 47,2 47,2 47,2 47,2 47,2 47,2 47,2 47,2

MAJES 60 0,0 0,0 0,4 0,7 1,8 2,7 3,6 3,6 3,6 3,6 3,6



SUBESTACIÓN TENSIÓN 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

ARIRAHUA 23 0,0 0,0 1,9 3,9 5,4 9,7 9,7 9,7 9,7 9,7 9,7

YANAQUIHUA 23 0,0 0,3 3,6 5,6 5,8 5,8 5,8 5,8 5,8 5,8 5,8

OHYSA 60 0,0 0,0 0,0 0,0 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 0,0 0,0

TOTAL MAT 184,9 184,9 184,9 184,9 184,9 184,9 184,9 184,9 184,9 184,9 184,9

TOTAL AT 16,5 16,5 16,9 17,2 22,3 23,2 24,1 24,1 24,1 20,1 20,1

TOTAL MT 171,1 182,9 200,6 214,5 224,5 237,6 248,1 257,9 266,9 275,9 285,0

TOTAL 372,5 384,3 402,4 416,6 431,6 445,6 457,0 466,9 475,8 480,9 489,9

Fuente: Formato F-121.

6.3 Planeamiento de la Transmisión

En el proceso normal de aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017, Osinergmin procedió a determinar el mejor desarrollo de la transmisión para la atención de la demanda del Área de Demanda 9 en estricto cumplimiento del marco normativo vigente y con base en la mejor información disponible, en donde se analizaron diversas alternativas para los diferentes sistemas eléctricos que conforman el Área de Demanda 9. En aquella oportunidad y dentro de las etapas que corresponden al proceso de aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017, se descartaron aquellas alternativas que no correspondían a la de mínimo costo.

No obstante, bajo las mismas premisas que se han tenido en cuenta en el proceso normal de aprobación del Plan de Inversiones y con las condiciones actuales de demanda y costos, Osinergmin ha procedido nuevamente a determinar el mejor desarrollo de la transmisión para la atención de la demanda del Área de Demanda 9, en estricto cumplimiento del marco normativo vigente y con base en la mejor información disponible, debido a que en el estudio presentado por SEAL:

No se realiza el análisis de mínimo costo en estricto cumplimiento de la normativa vigente.

No se sustenta el dimensionamiento de los nuevos elementos de transmisión que conforman el SER.

6.3.1 Situación actual

La determinación de las condiciones actuales en las que se encuentra el sistema, permite establecer una base a partir de la cual se inicia el proceso de planeamiento del desarrollo de las instalaciones de transmisión.

Conforme ya fue desarrollado en la sección 6.2 “Revisión de la Demanda” del presente informe, la demanda del Área de Demanda 9 ha disminuido respecto a lo previsto en el Plan de Inversiones 2013-2017, excepto en la zona de Mejía, Mollendo y Repartición, donde se tiene proyectada una demanda mayor a la prevista en el Plan de Inversiones 2013-2017.



Tal es así que los años de requerimiento de las nuevas instalaciones para dicho sistema eléctrico determinado en el proceso de aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017 (años 2013-2014) resultaron aliviados.

En el cuadro siguiente se presenta para el año 2013 el nivel de utilización de las líneas de transmisión del Área de Demanda 9. Como se puede apreciar ninguna de las instalaciones ha superado el 100% de factor de utilización:

Cuadro N° 6.10 FACTOR DE UTILIZACIÓN DE LOS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN

Nombre Barras Barras Tensión Factor de

kV

Utilización (%)

lne Socabaya-Paucarpata L-3070 SOCAB033 PAUCP033 33 67,5

lne Socabaya-Polobaya L-3310A SOCAB033 POLOB033 33 33,5

lne deriv. Agua Lima-Agua Lima L-3035-A deriv. Agua Lima AGUAL033 33 29,0

lne deriv. Agua Lima-Matarani L-3035 deriv. Agua Lima MATAR033 33 17,9

lne deriv. La Curva-Cocachacra deriv. La Curva COCAC033 33 8,0

lne deriv. Mejia-Mejia L-3038-A deriv. Mejia MEJIA033 33 4,2

lne deriv. Mejia-deriv. La Curva L-3037 deriv. Mejia deriv. La Curva 33 14,7

lne deriv.Cono Norte-Cervesur L-3061 CHALP033 CERVE033 33 13,4

lne deriv.Cono Norte-Cono Norte L-3062 CHALP033 CONOR033 33 46,1

lne driv. La Curva-La Curva L-3038-B deriv. La Curva LCURV033 33 6,7

lne Alto Cayma-Charcani I CHA33 ACAYMA33 33 18,9

lne Base Islay-Mollendo L-3031 BISLA033 MOLLE033 33 18,7

lne Base Islay-deriv Agua Lima L-3035 BISLA033 deriv. Agua Lima 33 46,8

lne Base Islay-deriv. Mejia L-3036 BISLA033 deriv. Mejia 33 18,8

lne Cervesur-Pque Ind L-3061 CERVE033 PQSEA033 33 13,4

lne Challapampa-Real Plaza CHALP033 REALP033 33 22,6

lne Chilina-Jesus L-3100 CHILI033 JESUS033 33 9,9

lne Chilina-Jesus L-3101 CHILI033 JESUS033 33 9,9

lne Chilina-San Lázaro L-3050 CHILI033 SLAZA033 33 48,0

lne Chilina-San Lázaro L-3051 CHILI033 SLAZA033 33 48,0

lne Chilina-deriv.Challapampa L-3060 CHILI033 CHALP033 33 70,0

lne Chilina-deriv.Cono Norte L-3061 CHILI033 CHALP033 33 70,0

lne Cocachacra-Chucarapi COCAC033 CHUCA033 33 4,4

lne Corire-Chuquibamba L-6550-A CORIR060 CHUQU060 60 3,1

lne Jesus-Porongoche JESUS033 PORON033 33 42,3

lne Jesus-Socabaya L-3090 JESUS033 SOCAB033 33 68,5

lne Jesus-Socabaya L-3091 JESUS033 SOCAB033 33 68,5



Nombre Barras Barras Tensión Factor de

kV

Utilización (%)

lne Majes-Corire L-6550 MAJES060 CORIR060 60 7,7

lne Polobaya-Puquina L-3310B POLOB033 PUQUI033 33 7,9

lne Porongoche-Lambramani PORON033 LAMBR033 33 14,2

lne Pque Ind-Aceros L-3071 PQSEA033 ACERS033 33 4,2

lne Pque Ind-Paucarpata L-3072 PQSEA033 PAUCP033 33 67,5

lne Pque Ind-Socabaya L-3080 PQSEA033 SOCAB033 33 83,0

lne Pque Ind-Socabaya L-3081 PQSEA033 SOCAB033 33 83,0

lne Pque Ind-deriv.Challapampa L-3060 PQSEA033 CHALP033 33 12,7

lne Cerro Verde-Repartición L-1029 CVER138 REPAR138 138 32,1

lne Majes-Camana L-1032 MAJES138 CAMAN138 138 5,4

lne Repartición-La Joya REPAR138 JOYA138 138 4,5

lne Repartición-Majes L-6672 REPAR138 MAJES138 138 10,4

lne Repartición-Mollendo L-1030 REPAR138 BISLA138 138 16,4

lne Santuario-Callalli L-1020 SANTU138 CALLI138 138 50,3

lne Santuario-Chilina L-1126 SANTU138 CHILI138 138 35,8

lne Socabaya-Cerro Verde L-1023 SOCAB138 CVER138 138 51,3

lne Socabaya-Cerro Verde L-1024 SOCAB138 CVER138 138 51,3

6.3.2 Transformador 138/33/10 kV SET Base Islay Osinergmin ha evaluado la información remitida por SEAL y ha podido verificar que la alternativa de desactivar la SET Mollendo originará un incremento en la caída de tensión de los alimentadores de 10 kV debido a la mayor extensión de dichas redes.

En el Cuadro N° 6.11 se puede apreciar que la alternativa de desactivación de la SET Mollendo originaría que el valor de la caída de tensión en los circuitos de 10 kV alcance el 15,16%, por lo que dicho valor resulta inadecuado. Por otro lado, al mantener la SET Mollendo, los valores de caída de tensión en los circuitos de 10 kV serían menores al 2,9%, valores que se encuentran dentro de los límites permisibles de operación.



Cuadro N° 6.11 MÁXIMA CAÍDA DE TENSIÓN DE LOS ALIMENTADORES

Código Nombre Código SET de suministro Código SET de suministro

3101 Cercado 3401 Alto Agua Lima 3101 Mollendo 1.31

3102 Hospital 3401 Alto Agua Lima 3102 Mollendo 0.73

3103 La Florida 3401 Alto Agua Lima 3103 Mollendo 1.73

3401 Alto Agua Lima 3401 Alto Agua Lima 3401 Alto Agua Lima 2.91

Alternativa 1: Desactivación de la SET Mollendo

Alternativa 2: Mantener operativa la SET Mollendo

Alternativa 2 Máxima

Caída de

Tensión %

Alimentador Alternativa 1 Máxima

Caída de

Tensión %

15.16

Bajo las circunstancias expuestas en los párrafos anteriores i) resulta razonable mantener la SET Mollendo 33/10 kV, y por tanto no dar de baja a la línea 33 kV Base Islay–Mollendo, la celda de llegada en la SET Mollendo y el transformador de potencia 33/10 kV – 5,5 MVA, ii) no es necesario modificar el módulo del transformador aprobado para la SET Base Islay, dado que el cambio de características de los elementos aprobados en el Plan de Inversiones está contemplado en el Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica e; iii) incluir en el Plan de Inversiones una celda de transformador de 10 kV y una celda de alimentador de 10 kV para la SET Base Islay para el año 2014, dicha celda de alimentador resulta suficiente para atender la demanda residencial de la zona.

6.3.3 Reforzamiento Línea 33 kV Chilina-Challapampa

Osinergmin ha procedido a evaluar las alternativas propuestas por SEAL, debido a que el análisis presentado no cumple con lo señalado en la NORMA TARIFAS. Al respecto se detalla el análisis de las Alternativas:

Alternativa 01.- Usar la ruta existente con otro tipo de conductor.

De la visita en campo efectuada en setiembre del presente año, se pudo verificar las dificultades constructivas señaladas por SEAL (alta densidad urbana, existencia de vías angostas). En ese sentido, dada la complejidad de la ruta por la cual debería extenderse la línea, en la evaluación económica se tendría que considerar otros factores a los establecidos en la NORMA como por ejemplo el análisis de compensaciones e interrupciones presentado por SEAL, lo cual resulta subjetivo en la valoración del proyecto, por lo que esta alternativa no será parte de la evaluación de mínimo costo.

Reemplazo de conductor de línea de doble terna: longitud total de 2.97 km (conductor AAAC 150 mm2).

Alternativa 02.- Línea aérea doble terna con ruta distinta a la actual (trazo óptimo).

Al igual que en la Alternativa 01, en la visita de campo se pudo verificar que la instalación de una nueva línea de doble terna implicaría emplear una ruta que atraviesa una zona de alta densidad urbana y con vías angostas con espacio insuficiente para la franja de servidumbre, con lo cual la opción



radica en la implantación de servidumbre y adquisición de terrenos privados, con lo cual se incrementa el costo de la línea. Al igual que la alternativa 1 debido a la complejidad en el trazo de ruta de la línea y la necesidad de incluir en la evaluación económica otros factores que no están contemplados en la NORMA, como por ejemplo los valores de compra de servidumbre, lo cual resulta subjetivo en la valoración del proyecto, por lo que esta alternativa no será parte de la evaluación de mínimo costo.

Nueva línea de doble terna aérea: longitud total de 2,97 km (conductor AAAC 150 mm2)

Alternativa 03.- Dos líneas aéreas en simple terna utilizando una ruta distinta a la actual (trazo por la zona norte).

La Alternativa 03 propuesta por SEAL, si bien presenta menos problemas en su ejecución, por la necesidad de contar con menores franjas de servidumbre, origina que el trazo de la ruta sea mayor. Está alternativa presenta en menor medida similares problemas a las alternativas 1 y 2, debido a que al tratarse de una línea aérea requiere de franjas de servidumbre que en muchos tramos de la ruta no cuentan con las distancias mínimas para su instalación lo que conlleva a la necesidad de incluir en la evaluación económica otros factores que no están contemplados en la NORMA, como por ejemplo los temas de imposición de servidumbre o en algunos caso compra de terrenos, lo cual resulta subjetivo en la valoración del proyecto, por lo que esta alternativa no será parte de la evaluación de mínimo costo.

Primera terna y segunda terna: longitud total de 6,59 km cada una (conductor AAAC 150 mm2).

Alternativa 04.- Dos líneas Aéreas/Subterráneas en Simple Terna utilizando una ruta distinta a la actual (trazo por la zona sur).

La Alternativa 04 plantea la combinación tramos aéreos y subterráneos de manera a optimizar la ruta disponible para el tramo aéreo. En la evaluación económica, Osinergmin está considerando el trazo propuesto por SEAL.

Primera terna: longitud total de 3,44 km (aérea 1,39 km y subterránea 2,05 km).

Segunda terna: longitud total de 4,05 km (aérea 1,75 km y subterránea 2,30 km).

Alternativa 05.- Línea Subterránea en Doble Terna utilizando el trazo de ruta óptimo.

La Alternativa 05 plantea la ejecución de una línea subterránea doble terna, dicha línea tendría un trazo directo e implicaría el uso de la vía pública con lo cual se evitaría la posibilidad de compra de servidumbre a terceros. Por otro lado de la visita en campo se ha visto que un tramo de la longitud total de la línea subterránea (0,50 km) estaría a cargo del Gobierno Regional de Arequipa, debido a la ejecución de la obra del Puente Chilina. Para la evaluación económica de esta alternativa se está descontando el tramo de 0,50 km que será de responsabilidad del Gobierno Regional de Arequipa.



Cabe señalar que, dado que no existe un módulo para líneas subterráneas de doble terna de 33 kV, se ha considerado la simulación de un módulo de doble terna; los costos de inversión para este módulo han sido calculados a partir de la relación entre las líneas subterráneas de doble terna y simple terna de 60 kV para costa urbana.

En ese sentido, para la evaluación económica, sólo se han considerado las alternativas 4 y 5, debido a que las alternativas 1, 2 y 3 presentan problemas en su ejecución porque atraviesan zonas de alta densidad urbana con vías muy angosta que no poseen la servidumbre necesaria y la existencia de otras zonas en su recorrido que han sido declaradas por la UNESCO como patrimonio de la humanidad, lo cual hace que la ejecución de estas líneas sea extremamente complicado y su evaluación económica muy subjetiva, razón por la cual se evalúa económicamente aquellas alternativas que no presentan estas dificultades.

Finalmente en el Cuadro N° 6.12 se presenta la evaluación técnico económica de las alternativas, pudiéndose apreciar que la alternativa de menor costo resulta ser la Alternativa 05.

Cuadro N° 6.12 EVALUACIÓN DE MÍNIMO COSTO

Valor PresenteTotal

InversiónOYM Pérdidas TOTAL

MAT AT MAT/AT AT/MT US$ US$ US$ US$

- 1 626 848 - - 1 626 848 309 699 208 921 2 145 468

Alternativa 5: Línea

subterránea doble terna- 1 339 453 - - 1 339 453 254 989 145 144 1 739 586

Transmisión Transformación

Alternativa 4: Líneas mixtas

aérea/subterránea

Alternativas

En ese sentido, se acepta el pedido de SEAL de modificar el proyecto repotenciación de la línea 33 kV Chilina–Challapampa por la de nueva línea subterránea doble terna 33 kV Chilina–Challapampa. Cabe señalar que si bien la longitud del trazo de la línea subterránea doble terna es de 2,81 km, el reconocimiento como parte de la inversión deberá ser sólo por una longitud de 2,31 km debido a que el Gobierno Regional será responsable de la ejecución de 0,5 km, correspondiente al tramo donde se ejecuta el proyecto Puente Chilina.

Adicionalmente se debe señalar que en la oportunidad de la puesta en operación comercial de la línea subterránea (año 2015) deberá darse de baja a la actual línea aérea de doble terna que enlaza las SET Chilina y la SET Challapampa debido a que dicha línea ya no resulta necesaria además de tener una antigüedad de 47 años y que en muchos tramos del recorrido su servidumbre ha sido invadida.

6.3.4 Nuevos Alimentadores de 10 kV

Respecto a la solicitud de nuevos alimentadores de 10 kV se debe señalar lo siguiente:



Respecto a la celda de alimentación de 10 kV en la SET Challapampa, en el Plan de Inversiones vigente se programó su puesta en operación para el año 2013. Según lo señalado por SEAL la implementación de esta celda estaba asociada a los desarrollos de los predios “City Center Quimera” y “Complejo Habitacional La Goyoneche”; debido a la contracción de la demanda estos proyectos han sido postergados y se tiene previsto su puesta en operación para finales del 2014. Los argumentos expuestos por SEAL resultan razonables y por tanto se debe reprogramar la puesta en operación de la celda de alimentador de 10 kV en la SET Challapampa para el año 2014.

Respecto a la celda de alimentación de 10 kV en la SET Parque Industrial, en el Plan de Inversiones vigente estaba prevista su puesta en operación para el año 2013. Según lo indicado por SEAL esta celda estaba asociada a la ejecución del proyecto LT 138 kV Socabaya–Parque Industrial, la cual ha sido reprogramada, por tanto resulta razonable reprogramar la celda de alimentación para el año 2015.

Respecto a la celda de alimentación de 10 kV en la SET Real Plaza, cabe señalar que dada la necesidad de atender los nuevos requerimientos de demanda (centro comercial) se acepta la solicitud de una nueva celda de 10 kV para el año 2015.

En ese sentido, se acepta la solicitud de incluir una celda de alimentación de 10 kV en la SET Real Plaza para el año 2015; y reprogramar las celdas de alimentador de 10 kV para el año 2014 y 2015 en las SET’s Challapampa y Parque Industrial respectivamente.

6.3.5 Modificación del Sistema Eléctrico Majes-Camaná– Corire–Chuquibamba

Respecto al proyecto de modificación del sistema eléctrico Majes–Camaná– Corire–Chuquibamba, este proyecto prevé la construcción de una línea de transmisión 60 kV Chuquibamba–Yanaquihua–Arirahua. Al respecto, se debe señalar que la ejecución de dicho proyecto está asociada íntegramente al desarrollo de proyectos mineros, los cuales podrían ser calificados en su totalidad como Usuarios Libres y por tanto la responsabilidad de ejecución de dicha infraestructura no debería corresponder a SEAL. Por otro lado debemos indicar que la ejecución de proyectos mineros a la fecha presenta un alto grado de incertidumbre tanto en su ejecución como en los plazos de desarrollo. De la información recibida de SEAL se puede apreciar que existen diferencias en los plazos de requerimientos de suministro eléctrico de los clientes y dado que la línea solicitada por SEAL está vinculada en su totalidad a la ejecución de los proyectos mineros no es posible aceptar dicho pedido pues su ejecución tiene un alto grado de incertidumbre en la demanda.

El grado de incertidumbre de los proyectos mineros y por ende la ejecución de la línea se sustenta también en la carta SEAL-GG/TE-1383-2014, en la cual SEAL solicita el retiro de dicho proyecto debido a que la demanda de los proyectos se encuentra en evaluación debido a que los proyectos se encuentran en evaluaciones y tramites de autorización.



En ese sentido, no se acepta la solicitud de modificación del proyecto Chuquibamba que contempla la modificación al Sistema Majes-Corire-Chuquibamba.

6.3.6 Transformador de Potencia SET Repartición

Respecto al incremento de la demanda, conforme indica la solicitante, Osinergmin ha revisado la información presentada por SEAL como parte de su PROPUESTA.

De la información presentada por SEAL se han identificado las siguientes cargas que se muestran en el cuadro siguiente:

Cuadro N° 6.13 NUEVAS DEMANDAS (MW) ASOCIADAS A LAS SET REPARTICIÓN

Cliente 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

ALMACÉN YURA 0.00 0.81 0.81 0.81 0.81 0.81 0.81 0.81 0.81 0.81 0.81 0.81

GRA TUNEL 0.00 0.63 0.63 0.63 0.63 0.63 0.63 0.63 0.63 0.63 0.63 0.63

JOYGLOBAL 0.00 0.00 1.22 1.73 1.96 1.96 2.06 2.06 2.06 2.06 2.06 2.06

MOLYCOP 0.00 0.00 0.00 1.79 2.82 2.82 4.45 4.45 4.45 4.45 4.45 4.45

MINERA DIVINO NIÑO 0.00 0.49 0.49 0.49 0.49 0.49 0.49 0.49 0.49 0.49 0.49 0.49

La inclusión de estos nuevos requerimientos de demanda, hacen necesario la inclusión de un nuevo transformador en la SET Repartición, ya que del análisis de “Identificación de las SET’s existentes que superan la capacidad de diseño” (Formato F-202) se aprecia que el año 2016 se tendría una sobrecarga de 10% por lo que en dicho año tendría que ingresar en operación un nuevo transformador. En ese sentido, see estima que al año 2024 la demanda alcanzará los 17 MW por lo que es necesario la instalación de un nuevo transformador de 25/30 MVA el año 2016.

Por otro lado respecto a la solicitud de reemplazo de una celda de 138 kV por razones de capacidad de corriente, debemos señalar que el valor de la corriente de corto circuito trifásico en la barra Repartición 138 kV es de 3,482 kA, si se efectúa el cambio del transformador considerando una impedancia de 10% el valor de la corriente de corto circuito trifásico, en la barra Repartición 138 kV, es de 3,489 kA. Como se aprecia la variación en la corriente de corto circuito no es significativa, por esta razón el reemplazo de una celda de 138 kV no resulta procedente pues no existe incremento en la potencia de corto circuito en dicha barra.

6.3.7 Transformador de Potencia SET Mejía

Respecto al incremento de la demanda, conforme indica la solicitante, Osinergmin ha revisado la información presentada por SEAL como parte de su PROPUESTA.

De la información presentada por SEAL y la información con la que cuenta Osinergmin se ha efectuado la proyección de demanda asociada al sistema eléctrico Islay, la cual se muestra en el cuadro siguiente:



Cuadro N° 6.14 DEMANDA PROYECTADA PARA LA SET MEJIA

BARRA POTENCIA (MW)

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Potencia Coincidente

con el Sistema0.59 1.09 1.12 1.14 1.17 1.20 1.23 1.26 1.29 1.32 1.36 1.39

Potencia Coincidente

con el SEIN0.61 1.05 1.08 1.11 1.13 1.16 1.19 1.23 1.26 1.29 1.32 1.36

Potencia no

Coincidente1.16 1.81 1.87 1.92 1.96 2.02 2.09 2.15 2.21 2.27 2.34 2.40

Del análisis de “Identificación de las SET’s existentes que superan la capacidad de diseño” (Formato F-202) se observa que el transformador de 33/10 kV de la SET Mejía presentaría una sobrecarga a partir del año 2024 (2% de sobrecarga), por lo que a partir de ese año se requeriría la instalación de un nuevo transformador. Adicionalmente, se debe señalar que según el ESTUDIO presentado por SEAL, la SET Mejía debe tener una disminución en la demanda debido a que parte de la demanda de los circuitos lejanos sería transferida a la SET Base Islay. Por lo tanto, la solicitud de SEAL de un nuevo transformador en la SET Mejía es desestimada.

6.3.8 Subestación SET San Lázaro 2

Al respecto, cabe señalar que SEAL efectúa una descripción informativa de las condiciones actuales de la SET San Lázaro, señalando que las características constructivas no permiten un rápido reemplazo o reubicación ante fallas.

Sin embargo, debemos señalar que SEAL no adjunta la estadística de fallas del transformador; esta información permitiría analizar la probabilidad de ocurrencia de una falla. Por otro lado, se debe señalar que un mantenimiento adecuado de los equipos de la subestación incidiría directamente en su operación, disminuyendo la probabilidad de ocurrencia de una falla.

Por otro lado, al no tener una ubicación específica y estar supeditado a la ejecución de proyectos de terceros, no resulta conveniente la ejecución de la SET San Lázaro 2; esto se reafirma con la carta de SEAL (SEAL-GG/TE-1383-2014) en la que solicita el retiro de dicho proyecto de la propuesta de modificación del Plan de inversiones 2013-2017.

6.3.9 Subestación SET Alto Cayma

Osinergmin ha evaluado la información remitida por SEAL., y ha verificado que los alimentadores que salen de la SET Chilina y que atenderían los requerimientos del proyecto Planta de Tratamiento de Agua Potable “La Tomilla II”, presentan caídas de tensión superiores al 5%. El Cuadro N° 6.15 muestra en resumen los valores de caída de tensión que presentan los circuitos próximos al área de influencia de la SET Alto Cayma; como se aprecia en todos los casos se tienen valores superiores al 5%.



Cuadro N° 6.15 MÁXIMA CAÍDA DE TENSIÓN DE LOS ALIMENTADORES SIN SET ALTO CAYMA

Código Nombre Código SET

306 Francisco Bolognesi 306 Chilina

704 Chachani 704 Chilina

802 Corpac 802 Challapampa

1701 Dean Valdivia 1701 Challapampa

1702 Ciudad de Dios 1702 Cono Norte

1703 Las Flores 1703 Cono Norte

Alimentador Alimentador de traspaso Máxima Caída

de Tensión %

5.37

7.71

5.65

Con la implementación de la SET Alto Cayma el perfil de tensión en los diferentes alimentadores mejora significativamente; los resultados se presentan en el Cuadro N° 6.16:

Cuadro N° 6.16 MÁXIMA CAÍDA DE TENSIÓN DE LOS ALIMENTADORES CON SET ALTO CAYMA

Código Nombre Código SET

306 Francisco Bolognesi 306 Chilina 0.93

802 Corpac 802 Challapampa 2.65

1702 Ciudad de Dios 1702 Cono Norte 4.39

704 Chachani 704 Alto Cayma 2.98

1701 Dean Valdivia 1701 Alto Cayma 2.37

1703 Las Flores 1703 Alto Cayma 6.16

Alimentador Alimentador de traspaso Máxima Caída

de Tensión %

La implementación de la SET Alto Cayma mejora el perfil de tensión de los alimentadores y adicionalmente permite una disminución de pérdidas en distribución. Cabe señalar que la SET Alto Cayma, fue puesta en operación sin estar incluida en el Plan de Inversiones 2013-2017. Luego de la revisión de la información de SEAL y del análisis efectuado por Osinergmin, se acepta la solicitud de inclusión de la SET Alto Cayma como parte del Plan de Inversiones 2013-2017 a partir del año 2014. A dicha Instalación se le asocia una línea de 1 km proveniente de la SET Charcani°I, 3 alimentadores de 10 kV, dos (02) para el año 2014 y uno (01) para el año 2016; respecto al transformador de potencia cabe señalar que haciendo uso óptimo de los recursos de SEAL se rota el transformador de reserva de 10 MVA de la SET Porongoche.

6.4 Modificación del Plan de Inversiones 2013-2017

Como resultado del análisis realizado por Osinergmin, en los siguientes cuadros se detallan, en lo que corresponde al Área de Demanda 9, las



instalaciones que en consecuencia se agregan, mantienen o retiran del Plan de Inversiones 2013-2017.

Instalaciones que se agregarían al Plan de Inversiones 2013-2017

SEAL incluyó en su solicitud de modificación del Plan de Inversiones 2013-2017, las siguientes instalaciones que sin estar consideradas en el Plan de Inversiones vigente (2013-2017) han sido ejecutadas y que con base en el análisis desarrollado en la sección 6.3.9 del presente informe se encuentra procedente incorporarlas en el Plan de Inversiones 2013-2017. Las instalaciones que se agregaran al Plan de Inversiones 2013-2017 son las siguientes:

Cuadro N° 6.17 INSTALACIONES CONSTRUIDAS QUE SE INCORPORAN AL PLAN DE INVERSIONES

2013-2017 – SISTEMA AREQUIPA

Año Titular Nombre Elemento Instalación Código de Módulo Estándar

2014 SEAL Línea Charcani-Alto Cayma Linea Charcani-Alto Cayma LT-033SIR0PCS0C1120A

2014 SEAL Celda Línea 33 kV SET AT/MT CHARCANI I CE-033SIU2C1ESBLI2

2014 SEAL Celda Línea Transformador 33 kV SET AT/MT ALTO CAYMA CE-033SIU2C1ESBLT2

2014 SEAL Celda de Transformador 10 kV SET AT/MT ALTO CAYMA CE-010SIU2MCISBTR1

2014 SEAL Celda de Medición SET AT/MT ALTO CAYMA CE-010SIU2MCISBMD1

2014 SEAL Celda de Alimentador SET AT/MT ALTO CAYMA CE-010SIU2MCISBAL1


Cuadro N° 6.18 INSTALACIONES QUE SE INCORPORAN AL PLAN DE INVERSIONES 2013-2017 –

SISTEMA AREQUIPA y SISTEMA ISLAY

Año Titular Nombre Elemento Instalación Código de Módulo Estándar

2016 SEAL Transformador de Potencia REPARTICIÓN

SET MAT/MT REPARTICION TP-138023-030CO1E

2014 SEAL Celda de Transformador SET MAT/AT/MT BASE ISLAY CE-010COU1C1ESBTR1

2014 SEAL Celda de Alimentador SET MAT/AT/MT BASE ISLAY CE-010COU1C1ESBAL1

2015 SEAL Celda de Alimentador SET AT/MT REAL PLAZA CE-010SIU2MCISBAL1


Instalaciones que se modificarán en el Plan de Inversiones 2013-2017

SEAL incluyó en su solicitud de modificación del Plan de Inversiones 2013-2017 la modificación del proyecto cambio de conductor a 150 mm2 de la línea 33 kV Chilina–Challapampa (repotenciación) por la ejecución de una línea subterránea doble terna, y que con base en el análisis desarrollado en la sección 6.3.3 del presente informe se encuentra procedente incorporarlas en el Plan de Inversiones 2013-2017.



Cuadro N° 6.19 INSTALACIONES QUE SE MODIFICAN DEL PLAN DE INVERSIONES 2013-2017 –

SISTEMA AREQUIPA

Año Titular Nombre Elemento Instalación Código de Módulo Estándar Longitud

(km)

2015 SEAL Rep CHILINA-CHALLAPAMPA-5_1 Rep CHILINA-CHALLAPAMPA-5_1 LT-033SIU0XXS0C3120S-doble 2,31

Programación de Bajas

Con base en el análisis desarrollado en la sección 6.3.2 y 6.3.3 del presente informe se encuentra procedente retirar del cuadro de bajas aprobado en el Plan de Inversiones 2013-2017 los siguientes elementos:

Cuadro N° 6.20

INSTALACIONES A RETIRAR DEL CUADRO DE BAJAS

Titular Nombre Elemento Año

SEAL Celda de Línea Transformador 33 kV, en SET Mollendo 2013

SEAL Transformador de potencia de 33/10 kV - 4,5 MVA, en SET Mollendo 2013

SEAL LT 33 kV Base Islay – Mollendo; 4,68 Km 2013

Cuadro N° 6.21 INSTALACIONES A INCLUIR EN EL CUADRO DE BAJAS

Titular Nombre Elemento Año

SEAL L-3060 PQUE IND – CHILINA (*) 2015

SEAL L-3061 PQUE IND – CHILINA (*) 2015

(*) Sólo corresponde dar de baja al tramo de la línea comprendido entre la SET Chilina y la SET Challapampa

Elementos Reprogramados

Con base en el análisis desarrollado en la sección 6.3.4 del presente informe se encuentra procedente reprogramar los siguientes elementos

Cuadro N° 6.22 ELEMENTOS REPROGRAMADOS

Titular

Nombre Elemento Instalación Código de Módulo

Estándar Reprogramado

para

SEAL Celda de Alimentador SET MAT/AT PARQUE INDUSTRIAL CE-010SIU2MCISBAL1 2015

SEAL Celda de Alimentador SET AT/MT CHALLAPAMPA CE-010SIU2MCISBAL1 2014



7. Conclusiones y Recomendaciones

Del análisis realizado al ESTUDIO, así como en base al análisis de oficio realizado por Osinergmin, se concluye lo siguiente:

a) SEAL como parte de su PROPUESTA motiva su solicitud, indicando que las causales para la modificación del Plan de Inversiones correspondiente al Área de Demanda 9 son: 1) condiciones constructivas que dificultan y encarecen la ejecución de los proyecto y 2) incremento real de la demanda eléctrica que resulta ser mayor al empleado en la aprobación del Plan de Inversiones en el año 2012. Ambas causales las asocia a la primera y tercera razón establecida en el numeral VII) del literal d) del Reglamento de la LCE.

b) De acuerdo a lo verificado por Osinergmin, resulta conveniente la no desactivación de la SET Mollendo y mantener el cambio de transformador en la SET Base Islay, debido a que con esta alternativa se mejora el perfil de tensión de los alimentadores.

c) Luego de la evaluación técnico-económica de las alternativas para el reforzamiento de la línea 33 kV Chilina–Challapampa, la opción de implementar una línea subterránea de doble terna resulta la más económica, por tanto se debe modificar el Plan de Inversiones incluyendo la línea subterránea (el año 2015) y considerar la baja de la actual línea 33 kV Chilina–Challapampa.

d) Respecto a la línea subterránea de 33 kV Chilina–Challapampa, si bien la longitud del trazo es de 2,81 km el reconocimiento como parte de la inversión será sólo por una longitud de 2,31 km debido a que el Gobierno Regional será responsable de la ejecución de 0,5 km correspondiente al tramo donde se ejecuta el proyecto Puente Chilina.

e) Debido a los retrasos en la ejecución de los proyectos (demanda e infraestructura eléctrica) se debe reprogramar, para el año 2014 y 2015, la ejecución de las celdas de 10 kV de las SET’s Challapampa y Parque Industrial respectivamente. Por otro lado, debido al crecimiento de la



demanda asociada a los centros comerciales se acepta la solicitud de una nueva celda de 10 kV en la SET Real Plaza.

f) Respecto a la modificación del proyecto Chuquibamba (L.T. 60 kV Chuquibamba–Yanaquihua–Arirahua) y la implementación de la nueva SET San Lázaro 2, ambas solicitudes son desestimadas debido a que su ejecución está ligada a proyectos con mucha incertidumbre y que a la fecha se encuentran en la etapa de evaluación y trámites de autorización.

g) En cuanto a la solicitud de un nuevo transformador en la SET Repartición, de acuerdo al análisis efectuado por Osinergmin respecto de la evolución de la demanda se ha podido verificar un crecimiento superior al previsto en la aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017, por tanto, bajo ese escenario se acepta la solicitud de un nuevo transformador en la SET Repartición pero para el año 2016.

h) En cuanto a la solicitud de un nuevo transformador en a SET Mejía, de acuerdo al análisis efectuado por Osinergmin respecto de la evolución de la demanda se ha podido verificar un crecimiento superior al previsto en la aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017; sin embargo, dicho crecimiento sólo llegará a sobrecargar el transformador en el año 2024, por tanto se desestima la solicitud de un nuevo transformador en la SET Mejía.

i) En cuanto a la solicitud de una nueva SET Alto Cayma, se ha podido verificar que la implementación de dicha subestación permite mejorar el perfil de tensión de los alimentadores de la zona, permitiendo una disminución en las pérdidas Cabe señalar que SEAL implementó dicha Subestación el año 2013 sin estar incluida en el Plan de Inversiones 2013-2017; sin embargo, dada la necesidad y los beneficios de contar con esta subestación, se acepta la solicitud de incluir la SET Alto Cayma en el Plan de Inversiones, la cual se considerará a partir del año 2014. Asimismo, considerar como parte del proyecto la instalación de una línea 33 kV Charcani I–Alto Cayma de 1 km, tres celdas de alimentadores (dos para el año 2014 y una para el 2016) y finalmente considerar como transformador de potencia de la subestación el elemento rotado de la SET Porongoche (10 MVA de capacidad).

j) Se recomienda la emisión de una resolución que declare procedente la modificación del Plan de Inversiones 2013-2017 del Área de Demanda 9, según lo desarrollado en la sección 6.4 del presente informe.

[jmendoza]

/vhp



8. Anexos

A continuación se presentan los siguientes anexos al informe:

Anexo A Diagrama Unifilar del Sistema Actual.

Anexo B Diagrama Unifilar del Plan de Inversiones 2013-2017 modificado, según análisis de Osinergmin.

Anexo C Cuadros Comparativos.



Anexo A Diagrama Unifilar del Sistema Actual



Actual Sistema Eléctrico Área de Demanda 9

PowerFactory 14.1.3

PLAN DE INVERSIONES 2013 - 2017

Maxima Demanda 2013

Project:

Graphic: AREA 09

Date:

Annex:

Rotado 2013 -10 MVA

Trafo de Reserv a

SET Porongoche

2012-Nuev o

2012

Reserv a

2012

Reserv a

2012

Repotenciado

2012-Nuev o

2012-Nuev o

2011-N

uevo

2011-R

eserv

a

2011

-Res

erva

CHA3333.00 kV

ACAYMA1010.00 kV

ACAYMA3333.00 kV

PUQUI02322.90 kV

PUQUI033

33.00 kV

POLOB033

33.00 kV

CAMAN023

22.90 kV

REALP01010.00 kV

REALP03333.00 kV

LAMBR010

10.00 kV

LAMBR033

33.00 kV

COCAC01010.00 kV

COCAC03333.00 kV

CHUCA03333.00 kV

CHAVI0055.25 kV

CHAVI033

33.00 kV

YURA_03030.00 kV

YURA_004

4.16 kV

YURA_138

138.00 kV

CVERD220220.00 kV

SOCABA220

220.00 kV

HRAMA02222.00 kV

HRAMA066

66.00 kV

ARES_022

21.90 kV

ARES_066

66.00 kV

ARES_138

138.00 kV

CALLI02424.00 kV

CALLI06666.00 kV

CALLI138

138.00 kV

CTMOL013

13.20 kV

JOYA010

10.00 kV

JOYA138

138.00 kV

CHUCA01010.00 kV

LCURV01010.00 kV

LCURV03333.00 kV

MEJIA01010.00 kV

MEJIA03333.00 kV

MATAR01010.00 kV

MATAR03333.00 kV

AGUAL01010.00 kV

AGUAL03333.00 kV

MOLLE01010.00 kV

MOLLE03333.00 kV

BISLA033

33.00 kV

BISLA138

138.00 kV

CAMAN010

10.00 kV

CHUQU023

22.90 kV

CORIR013

13.20 kV

MAJES001

1.00 kV

MAJES02322.90 kV

CHUQU060

60.00 kV

CORIR060

60.00 kV

MAJES01010.00 kV

MAJES06060.00 kV

CAMAN138

138.00 kV

MAJES138

138.00 kV

REPAR02322.90 kV

REPAR01010.00 kV

REPAR138

138.00 kV

CVERD138138.00 kV

CVER138138.00 kV

SOCAB010

10.00 kV

PQSEA010

10.00 kV

PORON010

10.00 kV

SLAZA01010.00 kV

JESUS010

10.00 kV

CONOR010

10.00 kV

CHILIO10

10.00 kV

CHALP010

10.00 kV

PORON033

33.00 kV

CONOR033

33.00 kV

CHALP033

33.00 kV

SLAZA033

33.00 kV

ACERS033

33.00 kV

PAUCP033

33.00 kV

SANTU138138.00 kV

JESUS033

33.00 kV

PQSEA033

33.00 kV

SOCAB033

33.00 kV

CHILI033

33.00 kV

CHILI138

138.00 kV

SOCAB138

138.00 kV

10M

VA

- 8

.1%

33.5

/10.4

kV

0

1.0

0 k

mA

AA

C 1

20m

m²

- 18M

VA

2M

VA

- 7

.5%

33/2

2.9

kV

-2

19.08 kmAAAC 120mm² - 19.4MW

22.7

0 k

mA

AA

C 1

20m

m²

- 19.4

MW

12MVA - 5.12%

138/23/10kV

0

1.50 kmN2XSY 120mm

12M

VA

- 8

%

33.5

/10.4

kV

0

12M

VA

- 8

%

33.5

/10.4

kV

0

0.82 kmAAAC 185mm² - 24.7MVA

4.56 kmAAAC 70mm² - 15MVA


1.5

MV

A -

4.7

%

33/1

0.4

kV

-2

25M

VA

- 1

0%

33.5

/10.4

kV

0

G~

Charcani-VI_G1

11.2

MV

A -

8%

35.6

/5.2

5kV

0

7.5

0 k

mcharc

ani V

I

7.5

0 k

mcharc

ani V

I

G~

Charcani-V_G3

G~

Charcani-V_G2

G~

Charcani-V_G1

57M

VA

- 1

3.2

2%

142/1

3.8

kV

0

57M

VA

- 1

3.2

2%

142/1

3.8

kV

0

57M

VA

- 1

3.2

2%

142/1

3.8

kV

0

36MVA - 12.2% 138/30/4.16kV

0

31.1

0 k

mS

antu

ario-Y

ura



150MVA - 9.43% 220/138/10.5kV

1

150MVA - 9.43% 220/138/10.5kV

1

8M

VA

- 1

0%

62/2

2kV

2

25.4

7 k

m066_are

s_huanc_81

23.9MVA - 10.4%

132/66/21.9kV

1

103.5

0 k

m138_C

alla

lli-A

res_L1040

30MVA - 15.48%

138/66/24kV

-3

89.2

0 k

mA

CS

R 2

83m

m²

- 90M

VA

G~

Moll GD3

G~

Moll GD2

G~

Moll GD1

40M

VA

- 1

2.6

%

0

G~

LaJoya G2

G~

LaJoya G1

12.5

MV

A -

8.3

5%

138/1

0kV

0

13.0

8 k

mX

XX

240m

m²(

1)

1.5

MV

A -

5.%

33/1

0kV

-2

3.5

MV

A -

7.2

5.%

33/1

0kV

-2

1.5

MV

A -

5%

.

33/1

0.5

kV

0

6M

VA

- 6

.92%

31.6

/10.8

5kV

2

6M

VA

- 6

.1%

31.6

/10.8

5kV

2

4.5

MV

A -

7.1

%

33/1

0kV

-1

22.5

MV

A -

7.8

%

138/3

2.1

5kV

-1


0.2

4 k

mA

AA

C 7

0m

m²

- 15M

VA


0.0

3 k

mA

AA

C 7

0m

m²

- 15M

VA

14.0

2 k

mA

AA

C 7

0m

m²

- 15M

VA

0.9

6 k

mA

AA

C 7

0m

m²

- 15M

VA




64.00 kmALMELEC 240mm² - 80MVA.

10M

VA

- 6

.2%

31.6

/10.8

5kV

2

10M

VA

- 6

.2%

31.6

/10.8

5kV

2

15MVA - 5.12%

132/60/33kV

4

9MVA - 6.3% 132/22.9/10kV

0

4M

VA

- 6

.9%

60/2

2.9

kV

0

4M

VA

- 8

%

60/1

3.2

kV

0

20M

VA

- 1

3.8

6%

20M

VA

- 9

.13%

20M

VA

- 0

.36%

30M

VA

- 1

4.3

%

-3

46.4

2 k

mA

AA

C 1

20m

m²

- 35M

VA

46.4

2 k

mA

AA

C 1

20m

m²

- 35M

VA

63.8

3 k

mA

AA

C 1

85m

m²

- 109M

VA

49.0

0 k

mA

AA

C 2

40m

m²

- 135M

VA

23.0

0 k

mA

LM

ELE

C 2

40m

m²

- 80M

VA

0.30 kmALMEMEC 240mm² - 60MVA



12.5

MV

A -

9.7

%

33.5

/10.4

kV

0

25M

VA

- 1

1.6

%

33.5

/10.4

kV

0

25M

VA

- 1

1.6

%

33.5

/10.4

kV

0

25M

VA

- 8

%

33.5

/10.4

kV

0

25M

VA

- 1

1.6

%

33.5

/10.4

kV

0

25M

VA

- 1

2.4

.%

33.5

/10.4

kV

0

10M

VA

- 8

.1%

33.5

/10.4

kV

-2

25M

VA

- 8

.75%

33.5

/10.4

kV

0

25M

VA

- 1

2.4

%

33.5

/10.4

kV

0

12M

VA

- 1

0.3

%

31.6

/10.4

kV

0

60M

VA

- 1

4.4

8%

138/3

5.5

kV

-1

60M

VA

- 1

0.8

6%

138/3

5.5

kV

-1

60M

VA

- 1

0.8

6%

138/3

5.5

kV

-1

4.5

0 k

mA

AA

C 1

85m

m²

- 24.7

MV

A


0.03 kmACSR 107mm² - 18MVA

1.2

8 k

mA

CS

R 1

07m

m²

- 18M

VA

1.2

8 k

mA

CS

R 1

07m

m²

- 18M

VA

0.0

9 k

mA

CS

R 1

26.7

mm

² -

18M

VA

3.1

0 k

mA

AA

C 1

20m

m²

- 18M

VA

6.7

1 k

mA

AA

C 1

20m

m²

- 18M

VA

1.0

0 k

mA

AS

C 1

25m

m²

- 18M

VA

4.4

3 k

mA

AS

C 1

25m

m²

- 18M

VA

2.9

7 k

mA

AS

C 1

25m

m²

- 18M

VA

5.4

3 k

mA

AS

C 1

25m

m²

- 19M

VA

2.9

7 k

mA

AS

C 1

25m

m²

- 18M

VA

9.7

7 k

mA

AS

C 1

25m

m²

- 18M

VA

9.7

7 k

mA

AS

C 1

25m

m²

- 18M

VA

8.3

7 k

mA

AS

C 1

25m

m²

- 18M

VA

8.3

7 k

mA

AS

C 1

25m

m²

- 18M

VA

8.1

7 k

mA

CS

R 1

26.7

mm

² -

18M

VA

8.1

7 k

mA

CS

R 1

26.7

mm

² -

18M

VA

17.6

7 k

mX

XX

240m

m²

- 130M

W



DIg

SIL

EN

T



Anexo B Diagrama Unifilar del SER 2013-2017 según

Osinergmin



PowerFactory 14.1.3

PLAN DE INVERSIONES 2013 - 2017

Maxima Demanda 2016

Project:

Graphic: AREA 09

Date:

Annex:

2015-N

uevo

NUEVO 2015

138/23/10 kV

30/30/30 MVA

Rotado 2013 -10 MVA

Trafo de Reserv a

SET Porongoche

Nuevo_2015

2014

Rotado

(Cono Norte)

2012-Nuev o

2015-Nuev o

2016-Nuev o

2015

Nuev o 2014

Rotado

(Camana)

2015

Nuevo

2015-Nuev o

2015-N

uevo

2015-Repot.

2013-Nuev o

2015-N

uevo

2015-N

uevo

2015-N

uevo

2013-N

uevo

2015-N

uevo

2013-N

uevo

2012

Reserv a

2012

Reserv a

2012

Repotenciado

2012-Nuev o

2012-Nuev o

2011-N

uevo

2022-R

eserv

a

2011

-Res

erva

ISLAY10

10.00 kV

CHA3333.00 kV

ACAYMA1010.00 kV

ACAYMA3333.00 kV

OCOÑA010

10.00 kV

PUQUI02322.90 kV

PUQUI033

33.00 kV

POLOB033

33.00 kV

CARAV01010.00 kV

CARAV060

60.00 kV

ATICO01010.00 kV

ATICO060

60.00 kV

OCOÑA033

33.00 kV

OCOÑA060

60.00 kV

OCOÑA138

138.00 kV

JESUS138138.00 kV

TIABA01010.00 kV

TIABA03333.00 kV

PQSA138138.00 kV

CAMAN023

22.90 kV

REALP01010.00 kV

REALP03333.00 kV

LAMBR010

10.00 kV

LAMBR033

33.00 kV

COCAC01010.00 kV

COCAC03333.00 kV

CHUCA03333.00 kV

CHAVI0055.25 kV

CHAVI033

33.00 kV

YURA_03030.00 kV

YURA_004

4.16 kV

YURA_138

138.00 kV

CVERD220220.00 kV

SOCABA220

220.00 kV

HRAMA02222.00 kV

HRAMA066

66.00 kV

ARES_022

21.90 kV

ARES_066

66.00 kV

ARES_138

138.00 kV

CALLI02424.00 kV

CALLI06666.00 kV

CALLI138

138.00 kV

CTMOL013

13.20 kV

JOYA010

10.00 kV

JOYA138

138.00 kV

CHUCA01010.00 kV

LCURV010

10.00 kV

LCURV03333.00 kV

MEJIA01010.00 kV

MEJIA03333.00 kV

MATAR01010.00 kV

MATAR03333.00 kV

AGUAL01010.00 kV

AGUAL03333.00 kV

MOLLE01010.00 kV

MOLLE03333.00 kV

BISLA033

33.00 kV

BISLA138

138.00 kV

CAMAN010

10.00 kV

CHUQU023

22.90 kV

CORIR013

13.20 kV

MAJES001

1.00 kV

MAJES02322.90 kV

CHUQU060

60.00 kV

CORIR060

60.00 kV

MAJES01010.00 kV

MAJES06060.00 kV

CAMAN138

138.00 kV

MAJES138

138.00 kV

REPAR02322.90 kV

REPAR01010.00 kV

REPAR138

138.00 kV

CVERD138138.00 kV

CVER138138.00 kV

SOCAB010

10.00 kV

PQSEA010

10.00 kV

PORON010

10.00 kV

SLAZA01010.00 kV

JESUS010

10.00 kV

CONOR010

10.00 kV

CHILIO10

10.00 kV

CHALP010

10.00 kV

PORON033

33.00 kV

CONOR033

33.00 kV

CHALP033

33.00 kV

SLAZA033

33.00 kV

ACERS033

33.00 kV

PAUCP033

33.00 kV

SANTU138138.00 kV

JESUS033

33.00 kV

PQSEA033

33.00 kV

SOCAB033

33.00 kV

CHILI033

33.00 kV

CHILI138

138.00 kV

SOCAB138

138.00 kV

30MVA - 1..138/66/24kV

0

2.8

1 k

mX

LP

E 1

20m

m

10M

VA

- 8

.1%

33.5

/10.4

kV

0

1.0

0 k

mA

AA

C 1

20m

m²

- 18M

VA

25MVA - 5.12%(1)

138/23/10kV

-4

60.00 kmAAAC 120mm² - 35MW

22.7

0 k

mA

AA

C 1

20m

m²

- 19.4

MW

2M

VA

- 7

.5%

33/2

2.9

kV

-2

19.08 kmAAAC 120mm² - 19.4MW

22.7

0 k

mA

AA

C 1

20m

m²

- 19.4

MW

1

1

60.0

0 k

mA

AA

C 1

20m

m²

- 35M

W

6M

VA

- 7

%

60/1

0kV

0

6M

VA

- 7

%

60/1

0kV

0

1

50.0

0 k

mA

AA

C 2

40m

m²

- 130M

W

1

9.12 kmAAAC 185mm² - 26.3MW

25M

VA

- 1

0%

33.5

/10.4

kV

0

6.50 kmAAAC 185mm² - 26.3MW

1



75M

VA

- 1

2%

138/3

3.5

kV

0

25M

VA

- 1

0%

33.5

/10.4

kV

0

10.9

0 k

mA

AA

C 3

30m

m²

- 41.6

MW

60M

VA

- 1

4.4

8%

138/3

5.5

kV

-1

25M

VA

- 8

.75%

33.5

/10.4

kV

0

25M

VA

- 1

2.4

.%

33.5

/10.4

kV

0

9.60 kmAAAC 240mm² - 140MW

75M

VA

- 1

2%

138/3

3.5

kV

0

12MVA - 5.12%

138/23/10kV

0

1.50 kmN2XSY 120mm

12M

VA

- 8

%

33.5

/10.4

kV

0

12M

VA

- 8

%

33.5

/10.4

kV

0

0.82 kmAAAC 185mm² - 24.7MVA



1.5

MV

A -

4.7

%

33/1

0.4

kV

-2

25M

VA

- 1

0%

33.5

/10.4

kV

0

G~

Charcani-VI_G1

11.2

MV

A -

8%

35.6

/5.2

5kV

0

7.5

0 k

mcharc

ani V

I

7.5

0 k

mcharc

ani V

I

G~

Charcani-V_G3

G~

Charcani-V_G2

G~

Charcani-V_G1

57M

VA

- 1

3.2

2%

142/1

3.8

kV

0

57M

VA

- 1

3.2

2%

142/1

3.8

kV

0

57M

VA

- 1

3.2

2%

142/1

3.8

kV

0

36MVA - 12.2% 138/30/4.16kV

0

31.1

0 k

mS

antu

ario-Y

ura



150MVA - 9.43% 220/138/10.5kV

1

150MVA - 9.43% 220/138/10.5kV

1

8M

VA

- 1

0%

62/2

2kV

2

25.4

7 k

m066_are

s_huanc_81

23.9MVA - 10.4%

132/66/21.9kV

1

103.5

0 k

m138_C

alla

lli-A

res_L1040

30MVA - 15.48%

138/66/24kV

-3

89.2

0 k

mA

CS

R 2

83m

m²

- 90M

VA

G~

Moll GD3

G~

Moll GD2

G~

Moll GD1

40M

VA

- 1

2.6

%

0

G~

LaJoya G2

G~

LaJoya G1

12.5

MV

A -

8.3

5%

138/1

0kV

0

13.0

8 k

mX

XX

240m

m²(

1)

1.5

MV

A -

5.%

33/1

0kV

-2

3.5

MV

A -

7.2

5.%

33/1

0kV

-2

1.5

MV

A -

5%

.

33/1

0.5

kV

0

6M

VA

- 6

.92%

31.6

/10.8

5kV

2

6M

VA

- 6

.1%

31.6

/10.8

5kV

2

4.5

MV

A -

7.1

%

33/1

0kV

-1

22.5

MV

A -

7.8

%

138/3

2.1

5kV

-1

22.5

MV

A -

7.8

%

138/3

2.1

5kV

-1


0.2

4 k

mA

AA

C 7

0m

m²

- 15M

VA


0.0

3 k

mA

AA

C 7

0m

m²

- 15M

VA


0.9

6 k

mA

AA

C 7

0m

m²

- 15M

VA


6.7

0 k

mA

AA

C 7

0m

m²

- 15M

VA

4.6

8 k

mA

AA

C 7

0m

m²

- 15M

VA

64.00 kmALMELEC 240mm² - 80MVA.

10M

VA

- 6

.2%

31.6

/10.8

5kV

2

10M

VA

- 6

.2%

31.6

/10.8

5kV

2

15MVA - 5.12%

132/60/33kV

4

9MVA - 6.3% 132/22.9/10kV

9MVA - 6.3% 132/22.9/10kV

9MVA - 6.3% 132/22.9/10kV

0

4M

VA

- 6

.9%

60/2

2.9

kV

-2

4M

VA

- 8

%

60/1

3.2

kV

-1

20M

VA

- 1

3.8

6%

20M

VA

- 9

.13%

20M

VA

- 0

.36%

30M

VA

- 1

4.3

%

-4

46.4

2 k

mA

AA

C 1

20m

m²

- 35M

VA

46.4

2 k

mA

AA

C 1

20m

m²

- 35M

VA

63.8

3 k

mA

AA

C 1

85m

m²

- 109M

VA

49.0

0 k

mA

AA

C 2

40m

m²

- 135M

VA

23.0

0 k

mA

LM

ELE

C 2

40m

m²

- 80M

VA




12.5

MV

A -

9.7

%

33.5

/10.4

kV

0

25M

VA

- 1

1.6

%

33.5

/10.4

kV

0

25M

VA

- 1

1.6

%

33.5

/10.4

kV

0

25M

VA

- 8

%

33.5

/10.4

kV

0

25M

VA

- 1

1.6

%

33.5

/10.4

kV

0

25M

VA

- 1

2.4

.%

33.5

/10.4

kV

0

10M

VA

- 8

.1%

33.5

/10.4

kV

-2

25M

VA

- 8

.75%

33.5

/10.4

kV

0

25M

VA

- 1

2.4

%

33.5

/10.4

kV

0

12M

VA

- 1

0.3

%

31.6

/10.4

kV

0

60M

VA

- 1

4.4

8%

138/3

5.5

kV

-1

60M

VA

- 1

0.8

6%

138/3

5.5

kV

0

60M

VA

- 1

0.8

6%

138/3

5.5

kV

0

4.5

0 k

mA

AA

C 1

85m

m²

- 24.7

MV

A

0.03 kmACSR 107mm² - 18MVA

1.2

8 k

mA

CS

R 1

07m

m²

- 18M

VA

1.2

8 k

mA

CS

R 1

07m

m²

- 18M

VA

0.0

9 k

mA

CS

R 1

26.7

mm

² -

18M

VA

3.1

0 k

mA

AA

C 1

20m

m²

- 18M

VA

6.7

1 k

mA

AA

C 1

20m

m²

- 18M

VA

1.0

0 k

mA

AS

C 1

25m

m²

- 18M

VA

4.4

3 k

mA

AS

C 1

25m

m²

- 18M

VA

2.9

7 k

mA

AS

C 1

25m

m²

- 18M

VA

2.9

7 k

mA

AS

C 1

25m

m²

- 18M

VA

5.4

3 k

mA

AS

C 1

25m

m²

- 19M

VA

2.9

7 k

mA

AS

C 1

25m

m²

- 18M

VA

2.9

7 k

mA

AS

C 1

25m

m²

- 18M

VA

9.7

7 k

mA

AS

C 1

25m

m²

- 18M

VA

9.7

7 k

mA

AS

C 1

25m

m²

- 18M

VA

8.3

7 k

mA

AS

C 1

25m

m²

- 18M

VA

8.3

7 k

mA

AS

C 1

25m

m²

- 18M

VA

8.1

7 k

mA

CS

R 1

26.7

mm

² -

18M

VA

8.1

7 k

mA

CS

R 1

26.7

mm

² -

18M

VA

17.6

7 k

mX

XX

240m

m²

- 130M

W



DIg

SIL

EN

T



Anexo C Cuadros Comparativos



COMPARACIÓN DE LA PROYECCIÓN GLOBAL DE LA DEMANDA (ENERGÍA) SISTEMAS ELÉCTRICOS AREQUIPA, ISLAY, CAMANÁ Y REPARTICIÓN –AREQUIPA

SEAL - Propuesta

(A) OSINERGMIN

(B)

Año MWh (%)MWh MWh (%)MWh

2013 2 493 530 2 505 120

2014 2 685 695 7,71% 2 583 938 3,15%

2015 2 861 476 6,55% 2 693 377 4,24%

2016 3 035 174 6,07% 2 779 755 3,21%

2017 3 184 960 4,94% 2 877 366 3,51%

2018 3 263 069 2,45% 2 962 190 2,95%

2019 3 336 427 2,25% 3 025 408 2,13%

2020 3 418 346 2,46% 3 079 550 1,79%

2021 3 465 584 1,38% 3 128 448 1,59%

2022 3 550 350 2,45% 3 144 471 0,51%

COMPARACIÓN DE LA PROYECCIÓN DE LA DEMANDA COINCIDENTE (MW) SISTEMAS ELÉCTRICOS AREQUIPA, ISLAY, CAMANÁ Y REPARTICIÓN

SEAL - Propuesta Inicial

(A) OSINERGMIN

(B)

Año MW (%)W MWh (%)W

2013 497 452

2014 538 8,27% 466 3,19%

2015 576 7,10% 489 4,96%

2016 612 6,29% 507 3,67%

2017 644 5,24% 525 3,62%

2018 662 2,81% 543 3,32%

2019 679 2,57% 556 2,41%

2020 698 2,79% 567 2,01%

2021 712 1,95% 577 1,75%

2022 731 2,75% 582 0,87%



9. Referencias

[1] Estudio Técnico Económico para la Modificación del Plan de Inversiones 2013-2017 del Área de Demanda 9, presentado por SEAL.

[2] Observaciones al Estudio presentado por SEAL.

[3] Respuestas a Observaciones formuladas al Estudio.

[4] Diversos archivos de cálculo desarrollados por Osinergmin para sustentar su pronunciamiento respecto de la solicitud de modificación del plan de Inversiones 2013-2014 presentada por SEAL.

Estos documentos se encuentran publicados en la página Web de Osinergmin: www2.osinergmin.gob.pe en la ruta “Procedimientos Regulatorios”, “Procedimiento para fijación de Peajes y Compensaciones para SST y SCT”, “Solicitudes de modificación del Plan de Inversiones en Transmisión Período 2013-2017”.

http://www.osinerg.gob.pe/

Pronunciamiento sobre la solicitud de Modificación del ... · ejecución del puente Chilina....

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