Pronunciamiento sobre la solicitud de Modificación del ... · Chiclayo-Motupe-Olmos, la parte de...

GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA

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

Informe N° 0333-2014-GART

Pronunciamiento sobre la solicitud de Modificación del Plan de Inversiones

2013-2017 del Área de Demanda 2, presentada por COELVISAC

(Prepublicación)

Lima, junio 2014

Osinergmin Informe N° 0333-2014-GART

Pronunciamiento de Osinergmin sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones 2013-2017, presentada por COELVISAC 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 del Área de Demanda 21, presentada el 19 de febrero de 2014 por la empresa Consorcio Eléctrico de Villacurí S.A.C. (en adelante “COELVISAC”) mediante carta CEV N° 585-2014/GG.GG.

COELVISAC sustenta su solicitud mediante el denominado “Estudio Técnico Económico para la Modificación del Plan de Inversiones 2013-2017 del Área de Demanda 2” (en adelante “ESTUDIO”), donde propone la implementación de una subestación (“SET”) de seccionamiento en 220 kV denominada FELAM, la cual se conectaría a una nueva SET 220/60/22,9 kV de 50/50/50 MVA (ONAN), 60/60/60 MVA (ONAF) llamada Tierras Nuevas, a través de una línea de transmisión en 220 kV de 30 km de longitud. Dicho seccionamiento se realizaría en la línea de transmisión 220 kV Chiclayo Oeste – Piura Oeste (L-2238) existente, a 67 km de distancia de la SET Chiclayo Oeste y a 144 km de la SET Piura Oeste. Instalaciones a través de las cuales se prevé atender la demanda eléctrica en la zona de influencia del proyecto de irrigación Olmos.

A fines del mes de abril de 2014 se verificó in situ que COELVISAC había dado inicio a la construcción del proyecto propuesto, previendo su culminación dentro del cuarto trimestre del mismo año. Al respecto, el director de la concesionaria H2Olmos del proyecto de irrigación Olmos explicó que tomaron esta decisión debido a que durante dos (2) años de coordinaciones con Electronorte S.A. (en adelante “ENSA”), no lograron respuesta definitiva a su requerimiento de suministro eléctrico a la zona del citado proyecto de irrigación, donde por compromiso contractual con los usuarios de las tierras subastadas dicho suministro debe iniciarse a más tardar en octubre de 2014.

1 Área de Demanda 2: Abarca el departamento de Lambayeque y parte de los departamentos de

Cajamarca y Amazonas.

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


Pronunciamiento de Osinergmin sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones 2013-2017, presentada por COELVISAC ii

El 27 de mayo de 2014, mediante carta CEV-1450-2014/G.G., la solicitante presentó complementariamente un estudio de análisis de alternativas para afianzar el sistema Chiclayo-Motupe-Olmos desde la SET Tierras Nuevas (en adelante “Estudio Complementario”), proponiendo hacerse cargo de la construcción de la alternativa que determina como la de mínimo costo: una nueva LT 60 kV Tierras Nuevas-La Viña, de 47,9 Km, con conductor AAAC de 240 mm2. Con este estudio, COELVISAC denota los beneficios que para los usuarios del Área de Demanda 2 originaría la temprana construcción de esta línea.

Por su lado, ENSA, a requerimiento de Osinergmin, mediante carta GR-0678-2014 de fecha 01 de abril de 2014, entre otros aspectos, manifiesta que cuenta con los estudios del proyecto alternativo al propuesto por COELVISAC: LT 60 kV Nueva Motupe – Pampa Pañala, incluido en el Plan de Inversiones 2013-2017 vigente y que viene culminando las autorizaciones necesarias para encargar su construcción mediante concurso público, señalando que su puesta en servicio se daría en el año 2015 (a pesar que según el referido Plan se previó para el año 2014).

Por tratarse de un proceso extraordinario en el que no se tiene contemplada la realización de prepublicaciones ni audiencias públicas, por el corto plazo que establece la Ley para que Osinergmin se pronuncie técnica y económicamente sobre las solicitudes de modificación del Plan de Inversiones que sean presentadas, se convocó a reunión de trabajo a los directamente involucrados con el desarrollo de la transmisión del sistema Chiclayo-Motupe-Olmos: ENSA, Proyecto Especial Olmos Tinajones del Gobierno Regional Lambayeque (en adelante “PEOT”), Sindicato Energético S.A. (en adelante “SINERSA”) y COELVISAC, a fin que tengan la oportunidad de expresar sus opiniones.

Dicha reunión se llevó a cabo a las 15:00 horas del 17 de junio de 2014, conforme fue previsto, elaborándose el acta de lo tratado en la reunión de manera similar a cómo se procede luego de una audiencia pública, no obstante fue cambiada a pedido de ENSA a fin que su opinión puedan presentarla por escrito; en ese sentido, en la nueva acta se señaló un plazo de dos días para el efecto. En el Anexo B del presente documento, se da cuenta sobre esta reunión.

Con base en todo lo cual, Osinergmin ha procedido a realizar un análisis integral para determinar los nuevos requerimientos de instalaciones de transmisión en dicho sistema, bajo condiciones actuales, con el objetivo de sustentar técnica y económicamente la siguiente propuesta de pronunciamiento de Osinergmin sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones 2013-2017, presentada por COELVISAC:

Según la nueva previsión de la demanda eléctrica en la zona del proyecto de irrigación Olmos, resulta técnica y económicamente conveniente un nuevo esquema de desarrollo de la transmisión para el sistema Chiclayo- Motupe-Olmos a partir de las instalaciones que viene construyendo COELVISAC (Alternativa 2 analizada), resultando además no apremiante realizar ciertas inversiones de transmisión que se habían previsto para este sistema en el Pan de Inversiones 2013-2017 vigente, razón por la que se encuentra procedente modificar el Plan de Inversiones 2013-2017 para el sistema Chiclayo-Motupe-Olmos, según lo desarrollado en la sección 6.4 del presente informe, bajo las condiciones que se señalan más adelante.


Pronunciamiento de Osinergmin sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones 2013-2017, presentada por COELVISAC iii

Dado que los representantes de ENSA han manifestado que se encuentran próximos a adjudicar la buena pro para la construcción de la LT 60 kV Nueva Motupe – Pampa Pañala, esta empresa debe adecuar su proyecto armonizándolo con la modificación del Plan de Inversiones que se señala en la citada sección 6.4 del presente informe, a fin de evitar redundancias innecesarias o la subutilización de instalaciones existentes.

Debido a que COELVISAC viene construyendo instalaciones de transmisión sin haber sido previamente incluidas en un proceso de aprobación del Plan de Inversiones o modificatorias; bajo el criterio económico de adaptación a la demanda, las inversiones a reconocerse a COELVISAC deben ser equivalentes a la menor inversión con la que podría haber sido atendida la demanda de la zona del proyecto de irrigación Olmos y la del sistema Chiclayo-Motupe-Olmos (Alternativa 1 analizada), que corresponde a lo previsto en el Plan de Inversiones 2013-2017 adecuado a la nueva proyección de la demanda.

Por tanto, a los costos de inversión de las instalaciones que conforman el proyecto que viene construyendo la solicitante, se les aplica el factor 0,7537; que resulta de dividir el valor presente de la inversión total de la Alternativa 1 entre el valor presente de la inversión total de la Alternativa 2, consignados en el Cuadro 6.3 del presente informe, determinándose así la Inversión a reconocérsele a COELVISAC por cada instalación, cuyos valores se muestran en el siguiente cuadro:

COSTOS A RECONOCERSE A COELVISAC

SISTEMA CHICLAYO-MOTUPE-OLMOS

Año Titular Nombre Instalación Código de Módulo Longitud Inversión

Módulos (*) Inversión a

Reconocerse Elemento (2) Estándar (km) (US$) (US$)

2015 COELVISAC Celda de Línea en FELAM SET MAT/AT FELAM CE-220COR1C1EDBLI3 654 346 493 178


2015 COELVISAC Celda de Acoplamiento en FELAM SET MAT/AT FELAM CE-220COR1C1EDBAC3 603 959 455 201

2015 COELVISAC Celda de Línea a Tierra Nueva SET MAT/AT FELAM CE-220COR1C1EDBLI3 654 346 493 178

2015 COELVISAC Celda de Línea-transformador a FELAM SET MAT/AT TIERRAS NUEVAS CE-220COR1C1ESBLT3 513 069 386 698

2015 COELVISAC Transformador 220/60/23 kV, 50 MVA SET MAT/AT TIERRAS NUEVAS TP-220060023-050CO1E 2 088 798 1 574 319

2015 COELVISAC Celda de Transformador SET MAT/AT TIERRAS NUEVAS CE-023COR1C1ESBTR1 63 313 47 719

2015 COELVISAC Celda Alimentador SET MAT/AT TIERRAS NUEVAS CE-023COR1C1ESBAL1 80 881 60 959


2015 COELVISAC FELAM – TIERRAS NUEVAS LÍNEA LT-220COR0PMS0C1400A 25 5 1 950 538 1 470 113

TOTAL 7 344 475 5 535 501

(*) Sin aplicación de ningún criterio de eficiencia.

Los valores consignados en el cuadro anterior son preliminares, ya que serán actualizados con la Base de Datos de Módulos Estándares vigente a la fecha de puesta en servicio de las instalaciones o a la fecha de su inclusión en el cálculo de Peajes.

Dado el requerimiento de regulación contenido en la solicitud de modificación del Plan de Inversiones presentada por COELVISAC y considerando que a partir de la SET Tierras Nuevas se atenderían no sólo a Usuarios Libres sino también a Usuarios Regulados y además la futura C.H. Olmos de 50 MW prevista conectarse el año 2018 a la SET Nueva Motupe utilizaría todas o parte de estas instalaciones para evacuar su producción hacia el SEIN; bajo el contexto actual y según el marco regulatorio aplicable, en la oportunidad de presentación de las propuestas


Pronunciamiento de Osinergmin sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones 2013-2017, presentada por COELVISAC iv

de fijación de Peajes y Compensaciones de SST y SCT correspondiente, deberá proponerse la asignación de la responsabilidad de pago considerando en el análisis la evaluación del pago de manera compartida entre la demanda y la concesionaria de la C.H. Olmos, no sólo para las instalaciones que viene construyendo COELVISAC, sino también para las futuras LT’s 60 kV Tierras Nuevas-Nueva Motupe y Nueva Motupe-La Viña, conforme a lo establecido en el Capítulo I del Título III de la Norma Tarifas aprobada por Resolución N° 217-2013-OS/CD.

Ante la gran incertidumbre de la demanda eléctrica proyectada por COELVISAC para la zona del proyecto de irrigación Olmos y, siendo el objetivo integral atender esta demanda y a la vez afianzar el sistema Chiclayo-Motupe-Olmos, la parte de las nuevas instalaciones referidas en el punto anterior, que corresponda ser pagada por la demanda, será considerada en el cálculo del Peaje del Área de Demanda 2, a partir de la fecha en que la demanda atendida desde la SET Tierras Nuevas alcance por lo menos 17,5 MW (demanda inicial estimada) o se afiance el sistema Chiclayo-Motupe-Olmos con la puesta en servicio de la LT 60 kV Tierras Nuevas-Nueva Motupe, lo que ocurra primero. Entre tanto, COELVISAC podrá prestar el servicio de transmisión a través de las instalaciones que viene construyendo, dentro de los alcances establecidos en el numeral 27.2 c) del Artículo 27° de la Ley N° 28832.


Pronunciamiento de Osinergmin sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones 2013-2017, presentada por COELVISAC Página 1 de 70

INDICE

1. INTRODUCCIÓN ......................................................................................................... 2

1.1 ANTECEDENTES ......................................................................................................2 1.2 ASPECTOS REGULATORIOS Y NORMATIVOS ..............................................................3 1.3 PROCESO DE PRONUNCIAMIENTO .............................................................................6

2. UBICACIÓN ................................................................................................................. 7

3. SOLICITUD DE MODIFICACIÓN DEL PLAN .............................................................. 9

3.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA .................................................................................9 3.2 REFORMULACIÓN DEL PLAN DE INVERSIONES ......................................................... 13

3.2.1 Análisis de Alternativas ............................................................................ 13 3.2.2 Selección de la Alternativa ....................................................................... 14 3.2.3 Programación de Inversiones ................................................................... 15

4. OBSERVACIONES AL ESTUDIO DE SUSTENTO ................................................... 16

5. PROPUESTA FINAL ................................................................................................. 18

5.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA ............................................................................... 19 5.2 REFORMULACIÓN DEL PLAN DE INVERSIONES ......................................................... 20

5.2.1 Análisis de Alternativas ............................................................................ 20 5.2.2 Selección de la Alternativa ....................................................................... 21 5.2.3 Programación de Inversiones ................................................................... 22

5.3 ASIGNACIÓN DE LA RESPONSABILIDAD DE PAGO ..................................................... 22

6. ANÁLISIS DE OSINERGMIN ..................................................................................... 23

6.1 REVISIÓN DE LA DEMANDA ..................................................................................... 23 6.1.1 Información Base ..................................................................................... 24 6.1.2 Proyección Ventas - Usuarios Regulados ................................................ 24 6.1.3 Proyección Ventas-Usuarios Libres ......................................................... 25 6.1.4 Nuevas Demandas en Bloque .................................................................. 25 6.1.5 Proyección global ..................................................................................... 26

6.2 PLANEAMIENTO DE LA TRANSMISIÓN....................................................................... 27 6.2.1 Situación actual ........................................................................................ 28 6.2.2 Formulación de Alternativas ..................................................................... 31 6.2.3 Análisis de Alternativas ............................................................................ 33 6.2.4 Selección de la Alternativa de Mínimo Costo ........................................... 33 6.2.5 CMA a reconocerse a COELVISAC ......................................................... 35

6.3 RESPONSABILIDAD DE PAGO .................................................................................. 36 6.3.1 Calificación de las instalaciones del proyecto ........................................... 36 6.3.2 Asignación de la responsabilidad del pago .............................................. 36

6.4 MODIFICACIÓN DEL PLAN DE INVERSIONES 2013-2017 ............................................ 37

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

8. ANEXOS .................................................................................................................... 42

Anexo A Análisis de Respuestas a las Observaciones formuladas al ESTUDIO .... 43 Anexo B Reunión de trabajo realizada el 17 de junio de 2014 ................................ 59 Anexo C Diagrama Unifilar del Sistema Actual según COELVISAC ....................... 63 Anexo D Diagrama Unifilar del Plan de Inversiones 2013-2017 modificado según

Osinergmin .............................................................................................. 65 Anexo E Cuadros Comparativos ............................................................................ 67

9. REFERENCIAS ......................................................................................................... 70



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 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 2 fue impugnada por ENSA y el Proyecto Especial Olmos Tinajones (en adelante “PEOT”), recursos de reconsideración que se resolvieron mediante las Resoluciones N° 197 y N° 205-OS/CD, respectivamente.

Con carta CEV N° 585-2014/GG.GG, el 19 de febrero de 2014, COELVISAC ha solicitado a Osinergmin la modificación del Plan de Inversiones 2013-2017 del Área de Demanda 2, acompañando para el efecto el “Estudio Técnico Económico para la Modificación del Plan de Inversiones 2013-2017 del Área de Demanda 2” (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, las respuestas e información complementaria que presentó COELVISAC para absolver las observaciones formuladas por Osinergmin, así como el pronunciamiento de ENSA al respecto, por requerimiento de Osinergmin.



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”), cuya última versión ha sido 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 vinculante con la NORMA TARIFAS:

Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica, aprobada mediante la Resolución N° 022-2008-OS/CD, cuya última versión ha sido aprobada por Resolución N° 261-2012-OS/CD.

Norma de Altas y Bajas, aprobada mediante la Resolución N° 024-2008-OS/CD, sustituida según Resolución N° 244-2010-OS/CD y últimamente 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

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 contemplado 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, en 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.

Con posterioridad al pronunciamiento de Osinergmin, también se prevé la instancia de los recursos de reconsideración, donde se pueden interponer cuestionamientos a la decisión adoptada.



2. Ubicación

El Área de Demanda 2 abarca el departamento de Lambayeque y parte de los departamentos de Cajamarca y Amazonas, los cuales se ubican en la región Norte del Perú.

En dicha Área de Demanda 2 se encuentran instalaciones de transmisión remuneradas por la demanda, pertenecientes a las empresas concesionarias: ENSA, PEOT, Red de Energía del Perú S.A. - REP y Empresa de Administración de Infraestructura Eléctrica S.A. - ADINELSA.

En el siguiente Gráfico N° 2.1 se muestra la ubicación geográfica del Área de Demanda 2.

Gráfico N° 2.1



Asimismo, en el siguiente Gráfico N° 2.2 se muestra el trazo de las principales instalaciones del sistema de transmisión que corresponden al Área de Demanda 2.

Gráfico N° 2.2

En cuanto a la solicitante COELVISAC, otorga suministro eléctrico a un grupo de consumidores finales en 22,9 kV a través de un alimentador en media tensión que parte de la SET Illimo ubicada en el Área de Demanda 2, según se esquematiza en el Gráfico N° 2.3.

Gráfico N° 2.3



3. Solicitud de modificación del Plan

Dentro del plazo establecido en la Primera Disposición Transitoria de la Resolución N° 217-2013-OS/CD, el 19 de febrero de 2014, mediante carta CEV N° 585-2014/GG.GG, COELVISAC presentó a Osinergmin el ESTUDIO que sustenta su solicitud de modificación del Plan de Inversiones 2013-2017 del Área de Demanda 2.

Dicha solicitud propone la implementación de una nueva subestación de seccionamiento en 220 kV denominada FELAM, que a su vez se conectaría a una nueva Subestación 220/60/22,9 kV de 50/50/50 MVA (ONAN), 60/60/60 MVA (ONAF) llamada Tierras Nuevas, a través de una línea de transmisión en 220 kV de 30 km de longitud. El seccionamiento se realizaría en la línea de transmisión 220 kV Chiclayo Oeste – Piura Oeste (L-2238) existente, a 67 km de distancia de la SET Chiclayo Oeste y a 144 km de la SET Piura Oeste.

Instalaciones que COELVISAC prevé ponerlas en servicio dentro del último trimestre del presente año, para atender la demanda eléctrica asociada al proyecto de irrigación Olmos.

3.1 Proyección de la Demanda

La solicitante acompaña a su ESTUDIO los mismos archivos de proyección de la demanda, correspondiente al Área de Demanda 2, publicados por Osinergmin en julio del año 2012 (Resolución N° 151-2012-OS/CD), donde sólo sustituye el nombre de la demanda “Pampa Pañala” por el de “Tierras Nuevas” e incrementa significativamente la proyección de la demanda de energía (por ejemplo para el año 2014 considera 57 816 MWh a cambio de 36 792 MWh) según se muestra en el siguiente cuadro que corresponde a la demanda de Usuarios Libres y Nuevas Cargas Incorporadas:



OSINERGMIN

F-116

AREA DE DEMANDA: 2 MWH

Sistema SET kV 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

Chiclayo LAMBAYEQUE 10 9,701 9,701 9,701 9,701 9,701 9,701 9,701 9,701 9,701 9,701

Chiclayo CHICLAYO NORTE 10.5 209 209 209 515 515 515 515 515 515 515

Chic Baja Dens LA VIÑA 10 7,360 7,360 7,360 7,360 7,360 7,360 7,360 7,360 7,360 7,360

Chic Baja Dens POMALCA 23 7,043 7,043 7,043 7,043 7,043 7,043 7,043 7,043 7,043 7,043

Chic Baja Dens MOTUPE 22.9 712 712 712 712 712 712 712 712 712 712

Chic Baja Dens OLMOS 10 12,123 12,123 12,123 12,123 12,123 12,123 12,123 12,123 12,123 12,123

Chic Baja Dens ILLIMO 23 6,093 6,093 6,093 6,093 6,093 6,093 6,093 6,093 6,093 6,093

Chic Baja Dens MOTUPE 22.9 340 340 553 553 553 553 553 553 553 553

Chic Baja Dens OLMOS 10 238 374 374 374 374 374 374 374 374 374

Chic Baja Dens ILLIMO 23 1,804 1,804 1,804 1,804 1,804 1,804 1,804 1,804 1,804 1,804

Chic Baja Dens CAYALTI 23 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103

Chic Baja Dens LA VIÑA 10 7,884 7,884 7,884 7,884 7,884 7,884 7,884 7,884 7,884 7,884

Chic Baja Dens TIERRAS NUEVAS 22.9 0 57,816 105,397 152,978 200,558 235,460 270,362 305,263 340,165 375,066

Chic Baja Dens MOTUPE 22.9 26,827 26,827 26,827 26,827 26,827 26,827 26,827 26,827 26,827 26,827

Se señala haberse identificado las siguientes zonas de demanda actual y futura que serán atendidas desde la SET Tierras Nuevas:

Se explica que para la estimación de la demanda que será atendida desde la SET Tierras Nuevas se han utilizado los “Métodos de Carácter Subjetivo”, los cuales se basan principalmente en opiniones de expertos con base en la suposición de que el mercado del proyecto que se estudia puede tener un comportamiento similar al de otros mercados en el pasado.



Ello debido a que, según sostiene, las zonas que se electrificarán a partir del proyecto de irrigación Olmos no cuentan con datos históricos de demanda ni información respecto a variables para aplicar los métodos de tendencia ni econométricos, apareciendo el método de la analogía histórica como el mejor de los métodos subjetivos analizados, por lo que el mercado que se toma como referencia puede ser el correspondiente a otra región geográfica.

Para aplicar lo indicado, se señala haberse elaborado mapas de densidad de carga, dividiendo el área de estudio en zonas típicas a fin de establecerles un rango de densidad de carga teniendo como base los resultados obtenidos en casos similares.

Para el efecto, según explica, se han utilizado los valores típicos que se consignan en el siguiente cuadro extraído del libro Spatial Electric Load Forecasting – Second Edition, Revised and Expanded, H. Lee Willis:

Se indica, asimismo, haber procedido a analizar zonas rurales agroindustriales existentes en el Perú, tales como las que se muestran en el siguiente cuadro, para determinar los ratios de demanda aplicables al proyecto de irrigación Olmos:



Como resultado de dicho análisis, según manifiesta, debido a la manera de explotación agrícola tecnificada, el que tiene mayor similitud a la zona evaluada es el sistema eléctrico Villacurí, por lo que al ratio de 1,14 kW/ha se le aplica un factor de corrección de 0,9%, resultando un ratio de 1,03 kW/ha para la zona agroindustrial de Olmos, mientras que para las demás zonas se calcularon áreas a explotar para un horizonte de 10 años y se utilizaron ratios representativos para estas áreas.

Utilizando los ratios obtenidos y las zonas de demanda identificadas dentro de la zona rural agroindustrial Olmos, sostiene haberse obtenido la demanda a largo plazo, considerando un horizonte de 10 años desde el inicio en operación del Proyecto de Irrigación Olmos, según se muestra en la siguiente imagen y Tabla:



Así, concluye la solicitante que partiendo de una demanda inicial de 11 MW, la tasa de crecimiento significa una tasa promedio anual de 21,6 %, valor que considera razonable para el tipo de cargas que estima se presentarán en la zona de estudio, teniendo en cuenta que a la fecha ya se tienen requerimientos de suministro de energía para cargas de regular magnitud y a un ritmo apreciable, lo cual se acelera más, con el ingreso de los lotes pertenecientes al proyecto de irrigación Olmos.

3.2 Reformulación del Plan de Inversiones

3.2.1 Análisis de Alternativas

COELVISAC anexa a su ESTUDIO un informe titulado “Análisis de Alternativas para el Suministro de Energía Eléctrica al Valle de Olmos”, donde luego de describir la zona de influencia del proyecto, se formulan las siguientes alternativas:

Alternativa 01.- Lo aprobado por Osinergmin en el Plan de Inversiones 2013-2017: Una LT 60 kV SET Motupe – SET Pampa Pañala de 29,4 km, con conductor AAAC de 240 mm2; y, para la SET Pampa Pañala un transformador 60/23/10 kV de 30/16/20 MVA para el año 2014 y dos bancos de capacitores de 3 MVAr cada uno para los años 2014 y 2016.

Alternativa 01-B.- Lo aprobado por Osinergmin, considerando los siguientes refuerzos adicionales y variantes en las características del equipamiento a implementarse en la SET Pampa Pañala: tres transformadores 60/23/10 kV de 30/30/10 MVA para los años 2014, 2017 y 2023; así como tres bancos de capacitores de 10 MVAr, dos para el año 2017 y uno para el año 2023.

Alternativa 02.- Para el año 2014: Nueva SET FELAM (doble barra) donde se

seccionará en configuración “PI” una de las ternas de la LT 220 kV Chiclayo Oeste – Piura Oeste, nueva LT 220 kV de 30 km con conductor ACAR de 405 mm2 desde la SET FELAM hasta una nueva SET denominada Tierras Nuevas y un transformador de potencia 220/60/22,9 kV de 50/50/50 MVA en la SET Tierras Nuevas; y, para el año 2018 un segundo transformador en dicha SET de las mismas características.

Alternativa 03.- Para el año 2014: Ampliación de la SET Olmos para la

instalación de un nuevo transformador de Potencia 138/60/22.9 kV de 50/20/40 MVA, LT 138 kV de 83 km con conductor AAAC de 240 mm2 que parte de la SET Carhuaquero y llega a la SET Olmos ampliada y un transformador 60/23/10 kV de 50/50/50 MVA en la SET Pampa Pañala; así como dos bancos de capacitores de 10 MVAr cada uno, en esta última SET, para el año 2016.

Alternativas que son analizadas mediante un cálculo de flujos de potencia en condiciones de máxima demanda, condición hidrológica de estiaje y en estado estacionario; utilizando, según se señala, el archivo “SEIN-GART A2P.pfd” proporcionado por la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria de Osinergmin, a fin de determinar la mejor configuración que permita contar con niveles de carga y perfil de tensiones en la zona de



influencia del proyecto dentro de las condiciones operativas y estándares establecidos en la normativa vigente, para la atención de la nueva demanda proyectada en la zona de influencia del proyecto de irrigación Olmos.

Bajo este escenario de análisis, COELVISAC concluye que:

La Alternativa 01 no es técnicamente adecuada, al evidenciarse sobrecargas en las líneas de 60 kV Chiclayo – La Viña, La Viña – Illimo y La Viña - Motupe el año 2017, las cuales desaparecen en el 2023 debido al ingreso de la CH Olmos, no obstante el bajo perfil de tensiones impide el suministro de energía total requerido en la SET Pampa Pañala. Se enfatiza que con esta alternativa se podría abastecer menos del 50% de la demanda prevista para el año 2017 y 2023 en la SET Pampa Pañala; es decir, con esta alternativa de conexión existiría restricción de carga.

La Alternativa 01-B técnicamente no es viable debido al bajo perfil de tensiones y sobrecargas en el sistema eléctrico de Illimo- La Viña-Motupe-Occidente-Olmos, no obstante los refuerzos considerados y la redistribución de la demanda inherente al proyecto de irrigación Olmos realizada entre las SET’s La Viña, Illimo y Pampa Pañala.

Sin embargo la Alternativa 02 sí se encuentra como técnicamente viable para la atención de toda la nueva demanda proyectada en la zona de influencia del proyecto de irrigación Olmos, ya que refleja niveles de carga en líneas de transmisión y perfil de tensiones adecuados. Esto debido a que la SET Tierras Nuevas tiene como punto de conexión la nueva SET FELAM 220 kV y se ha considerado totalmente desligada del actual sistema radial 60 kV Illimo – La Viña – Motupe – Occidente – Olmos.

En cuanto a la Alternativa 03, que se simula configurando un anillo conformado por las LT’s 60 kV Illimo – La Viña – Motupe – Occidente – Olmos con dos fuentes de suministro principal: Chiclayo Oeste y Carhuaquero a través de una LT 138 kV entre la SET Carhuaquero y la SET Olmos ampliada, para el año 2017 la demanda en la SET Pampa Pañala es restringida al 81% de la demanda prevista (38,158 MW) y se evidencia una ligera sobrecarga en el primer tramo de la línea Motupe – Olmos, así como caídas de tensión en barras de 60 kV de las subestaciones Motupe, Occidente, Olmos y Pampa Pañala. Este escenario se torna más crítico en el año 2023, en el que la demanda es restringida al 45% de la demanda prevista (78 MW) y se evidencian elevadas sobrecargas en la línea Motupe – Olmos, así como elevadas caídas de tensión.

3.2.2 Selección de la Alternativa

Con base en los resultados del análisis expuesto en la sección anterior, COELVISAC concluye que la Alternativa 02 es la adecuada para atender la demanda prevista en la zona de influencia del proyecto de irrigación Olmos.

Agrega que la alternativa seleccionada cuenta con el certificado de Pre-Operatividad emitido por el COES, según documento COES/D/DP-091-2014, de fecha 22 de enero de 2014, que acompaña como anexo a su solicitud de modificación del Plan de Inversiones.



3.2.3 Programación de Inversiones

La programación de inversiones que corresponde a la alternativa seleccionada por COELVISAC como la técnicamente viable para la atención de la nueva previsión de la demanda en la zona de influencia del proyecto de irrigación Olmos, según sostiene, es la que se muestra en el siguiente cuadro:



4. Observaciones al Estudio de sustento

A través del Oficio N° 0307-2014-GART, el 21 de marzo de 2014 Osinergmin remitió a COELVISAC las observaciones al ESTUDIO, estableciendo el 07 de abril de 2014 como plazo para la respuesta y correcciones de ser el caso.

Con carta CEV N° 981-2014/GG.GG recibida el 01.04.2014, COELVISAC solicita una ampliación de 15 días adicionales al plazo establecido, para que se les permita absolver las observaciones formuladas al ESTUDIO, concediéndoles una prórroga hasta el 22 de abril de 2014 mediante el Oficio N° 0338-2014-GART, indicándose que de conformidad con lo previsto en el numeral VII) del literal d) del Artículo 139 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, Osinergmin tiene un plazo de 60 días hábiles para pronunciarse sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones, plazo en el que no se considera el periodo en que se encuentre pendiente la respuesta y absolución de observaciones.

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

- Proyección de la demanda de energía eléctrica sin adecuado sustento, al no justificarse documentadamente las demandas nuevas consideradas, conforme está requerido en la NORMA TARIFAS.

- Implementación de un nuevo proyecto de suministro eléctrico a la zona del proyecto de irrigación Olmos que definitivamente influye sobre el Plan de Inversiones aprobado para la misma zona de interés, sin analizar la forma en que lo afecta.

- No se presentan los cálculos del dimensionamiento de conductores ni la justificación de la capacidad de transformación.

- No se realiza un análisis de alternativas que demuestre que la configuración propuesta corresponda a la alternativa de mínimo costo (inversión + operación + mantenimiento + pérdidas).



- No se presentan todos los formatos relacionados con la solicitud de modificación del Plan de Inversiones, de conformidad con lo requerido en la NORMA TARIFAS.

Por otro lado, mediante Oficio N° 0308-2014-GART se requirió a ENSA informe sobre el avance del proyecto “Línea de Transmisión 60 kV Motupe-Pampa Pañala”, que según el Plan de Inversiones 2013-2017 se previó entre en servicio el año 2014, con el mismo propósito de dotar de energía eléctrica a la zona del proyecto de irrigación Olmos.



5. Propuesta Final

Dentro del plazo establecido para el efecto, el 22 de abril de 2014, con carta CEV N° 1164-2014/GG.GG, la empresa COELVISAC presentó las respuestas a las observaciones efectuadas por Osinergmin, conjuntamente con el ESTUDIO corregido e información complementaria que acompañó como sustento de dichas respuestas.

Luego, el 24 de abril de 2014, con carta CEV N° 1174-2014/GG.GG, COELVISAC remite un nuevo DVD con toda la información de sustento, debido a que no se habían entregado correctamente los Anexos B-3, C-3 y D-2 de su ESTUDIO, según explica, y el 25 de abril, con carta CEV N° 1190-2014/GG.GG, remite el proyecto “Distribución de Red Eléctrica para la Habilitación Urbana La Algodonera” recientemente alcanzado por el Gobierno Regional de Lambayeque, en el que se explica se trata de la reubicación de 30 familias.

Posteriormente, el 27 de mayo de 2014, mediante carta CEV-1450-2014/G.G., COELVISAC presentó un estudio complementario de análisis de alternativas para afianzar el sistema Chiclayo-Motupe-Olmos desde la SET Tierras Nuevas; proponiendo hacerse cargo de la construcción de la alternativa que determina como la de mínimo costo: una nueva LT 60 kV Tierras Nuevas-La Viña, de 47,9 Km, con conductor AAAC de 240 mm2.

Para efectos del análisis, estas respuestas, el informe corregido y así mismo la información complementaria que los sustenta, se considera como PROPUESTA FINAL de la solicitante.

Por su lado, con carta GR-0678-2014 de fecha 01 de abril de 2014, la empresa ENSA da respuesta al Oficio N° 0308-2014-GART, mediante el cual Osinergmin le requirió informe sobre el proyecto que, con el mismo propósito, se aprobó en el Plan de Inversiones vigente.

El análisis de todas las respuestas (de COELVISAC y de ENSA) se desarrolla en el Anexo A del presente informe.

A continuación se resume el contenido de la denominada PROPUESTA FINAL de la solicitante.



5.1 Proyección de la Demanda

COELVISAC reformuló la metodología para la proyección de la demanda, basándose en las nuevas solicitudes de factibilidad de suministro presentadas por los potenciales usuarios en el área del proyecto de irrigación Olmos y que totalizan 35,9 MW tal como se muestra en el siguiente cuadro, lo cual es menos de la mitad de lo que la solicitante consideró en la versión original de su ESTUDIO (78 MW). Señala asimismo, que la demanda de 35,9 MW se presentará en un 50% el año 2015 y el otro 50% en el año 2016, debido a que los usuarios de las tierras subastadas han suscrito con el concesionario del proyecto de irrigación Olmos un contrato tipo Take or Pay por el uso del agua y; a partir del año 2017, esta demanda crecerá a un ritmo similar a la tasa de crecimiento resultante de la proyección que toma como base el consumo de energía en el valle de Villacurí en los últimos 11 años (12,2%). Clientes que han solicitado Factibilidad de

Suministro EléctricoPredio Hectárea a cultivar Potencia kW kw/ha

Pesquera Rosario S.A. Lote B5a 250 240 0.96

Pesquera Rosario S.A. Lote B5b 250 240 0.96

Agrícola Challapampa S.A.C.-Suministro 1 B12b 23 120 5.22











Plantaciones del Sol S.A.C. B11b/b12A 530 2000 3.77

Danper Agrícola Olmos S.A.C. A 7 1000 2500 2.50

Inversiones Y Servicios Fabri S.A.C. Fundo San Martin Olmos 1000 1000 1.00

AQP Olmos S.A.C. Lote C1 1011 1000 0.99

Inagro Olmos S.A. Lote A 3 1000 1200 1.20

Chimu Agropecuaria S.A. Lote A9 1000 4400 4.40

Chimu Agropecuaria S.A. Lote B2a 250 1100 4.40

Chimu Agropecuaria S.A. Lote B2b 250 1100 4.40

Agrícola Pampa Baja S.A.C. Lote B11a 270 250 0.93

Agrícola Pampa Baja S.A.C. Lote C8 1010 2500 2.48

Agrolmos S.A. Lote B3 1000 497.77 0.50

Agrolmos S.A. Lote B4 A 500 336.85 0.67

Agrolmos S.A. Lote B4 B 500 452.77 0.91

Agrolmos S.A. Lote B8b 500 437.77 0.88

Agrolmos S.A. Lote B9 A 500 422.77 0.85

Agrolmos S.A. Lote B9 B 500 60 0.12

Agrolmos S.A. Lote B10A 500 336.85 0.67

Agrolmos S.A. Lote B10B 500 160.92 0.32

Agrolmos S.A. Lote A 8 1100 875.54 0.80











Corporación Agrícola la Hacienda S.A.C. Doña Hilda y Don Oscar 175.95 500 2.84

Total 23,849.95 35,861.78 1.50 Hace notar COELVISAC, que según la demanda total requerida y la correspondiente área a cultivar, se obtiene una densidad de carga promedio



de 1,50 kW/Ha, valor mayor al considerado en el ESTUDIO presentado originalmente, sin embargo en esta ocasión no utiliza este parámetro sino las solicitudes de factibilidad de suministro conforme lo explicado anteriormente, obteniéndose la demanda proyectada que se muestra en el siguiente gráfico considerando una ventana de tiempo de 30 años, según se establece en la norma aprobada por Resolución N° 217-2013-OS/CD en su artículo 3, numeral 3.14:

5.2 Reformulación del Plan de Inversiones


COELVISAC realiza un análisis de alternativas bajo el criterio de mínimo costo, considerando para cada una las instalaciones que permitan atender la demanda de la zona en el horizonte de análisis, cuyo desarrollo lo presenta en los Anexos C-2 y D-1 de su ESTUDIO.

En este nuevo análisis, COELVISAC considera la construcción de una nueva SET Olmos para la alternativa de conexión con la SET Carhuaquero, y el refuerzo de las líneas DMotupe-DOlmos y DOlmos-Olmos mediante el cambio de conductor de 107 mm2 a 120 mm2 a fin de evitar eventuales sobrecargas.

En cuanto al cálculo de la sección del conductor, COELVISAC señala haber elegido el conductor bajo el principio básico de “ampacidad suficiente” para soportar el máximo flujo de potencia que circularía por la línea de transmisión en el año final del horizonte de análisis, de acuerdo a los lineamientos establecidos en el Procedimiento PR-20 aprobado por Resolución N° 035-2013-OS/CD “Procedimiento de Ingreso, Modificación y Retiro de Instalaciones en el SEIN”.

Sobre el dimensionamiento de la capacidad de transformación, COELVISAC señala haber decidido la misma capacidad para los tres devanados 220/60/22,9 kV del transformador, siguiendo el mismo criterio aplicado en todos los planes de inversión de las diferentes áreas de demanda cuando no



se conoce la proporción de la demanda que se alimentará desde cada devanado secundario, lo cual es una práctica común en todas las empresas incluyendo por ejemplo Luz del Sur, Edelnor, etc.

Manifiesta que el proyecto propuesto permitirá en un futuro tener un nuevo punto de suministro para el sistema radial existente Chiclayo – Illimo – La Viña – Motupe – Olmos – Occidente y, de esta manera, darle mayor confiabilidad y mejorar sus perfiles de tensión, lo cual deberá ser evaluado en posteriores estudios del Plan de Inversiones.

Al respecto, posteriormente, presenta un estudio complementario donde analiza tres alternativas de afianzamiento del sistema Chiclayo-Motupe Olmos, a partir de las instalaciones que viene construyendo.

5.2.2 Selección de la Alternativa

Como resultado de su evaluación de alternativas, COELVISAC resume los resultados con el siguiente gráfico:

ITEM ALT 2: FELAM ALT 3: NUEVA OLMOS

Inv. Transm. 17,525,095 20,517,706

COyM Transm. 3,305,667 3,844,308

Pérd. Transm. 19,946,770 24,876,536

TOTALES 40,777,532 49,238,549

RESUMEN DEL VALOR PRESENTE DE LAS ALTERNATIVAS

17.5

20.5

3.3 3.8

19.9

24.9

40.8

49.2

-

10

20

30

40

50

60

ALT 2: FELAM ALT 3: NUEVA OLMOS

Mil

lon

es

US$

VALOR PRESENTE DEL COSTO DE ALTERNATIVAS

Inv. Transm. COyM Transm. Pérd. Transm. TOTALES

Concluye por tanto, que su proyecto resulta técnicamente más eficiente que el aprobado en el Plan de Inversiones 2013-2017, así como técnica y económicamente más eficiente que la alternativa de alimentación desde la SET Carhuaquero.

Con respecto a su estudio complementario, sobre definición de la alternativa de mínimo costo para afianzar el sistema Chiclayo-Motupe-Olmos a partir de las instalaciones que viene construyendo, concluye que la de mínimo costo es el enlace a través de una nueva LT 60 kV Tierras Nuevas-La Viña de 47,9 Km, simple terna, con conductor AAAC de 240 mm2, según lo muestra en el cuadro que se reproduce a continuación:



5.2.3 Programación de Inversiones

COELVISAC ratifica la programación de inversiones propuesta en la versión inicial de su ESTUDIO y agrega lo correspondiente al afianzamiento del sistema Chiclayo-Motupe-Olmos, según lo muestra en el cuadro que se reproduce a continuación:

Al respecto, COELVISAC propone a través de su estudio complementario hacerse cargo de la construcción de la LT 60 kV Tierras Nuevas-La Viña, la que sería puesta en servicio recién el año 2016 por los períodos técnicos que se requieren para la elaboración de los estudios, tramitación de las servidumbres y realización de obras.

5.3 Asignación de la Responsabilidad de Pago

Al respecto COELVISAC sólo manifiesta que, de la información recibida de los potenciales clientes en la zona del proyecto de irrigación Olmos, concluye que en su mayoría han decidido ser clientes regulados; por lo tanto sostiene que la asignación de responsabilidad de pago por las instalaciones propuestas deberá ser en un 100% asignada a la demanda.



6. Análisis de Osinergmin

Osinergmin ha evaluado las premisas y cálculos presentados por la empresa COELVISAC tanto en su PROPUESTA INICIAL como en su PROPUESTA FINAL, así como las respuestas a las observaciones formuladas al ESTUDIO e información complementaria presentada en mérito a las mismas, la opinión recibida por parte de ENSA y las expresadas por ENSA, PEOT, SINERSA y COELVISAC durante la reunión realizada en oficinas de la GART el 17 de junio de 2014.

En ese sentido, para los casos en los que no se han subsanado adecuadamente las observaciones o la información complementaria ha resultado inconsistente o no ha sido debidamente sustentada, Osinergmin ha procedido a definir la proyección de la demanda, a determinar el SER y la inversión correspondiente, dentro del marco regulatorio vigente; a fin de pronunciarse técnica y económicamente sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones 2013-2017 presentada por COELVISAC.

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 Revisión de la Demanda

Osinergmin ha procedido a revisar la proyección de la demanda eléctrica presentada en la PROPUESTA FINAL, 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 justifica a cabalidad el desarrollo, en solo dos años, de la demanda resultante de las solicitudes de factibilidades de suministro que totalizan una carga de 35 MW: 50% el primer año y 50% el segundo año.

No se han incorporado todas las demandas que se exponen en el ESTUDIO.

No se ha presentado un sustento adecuado para asumir que a partir del tercer año el crecimiento de la demanda en el proyecto de irrigación Olmos tendrá un desarrollo con la misma tasa de crecimiento de la zona de irrigación del valle de Villacurí.

6.1.1 Información Base

Ventas de energía

Las ventas históricas de energía que ha presentado COELVISAC como parte de su PROPUESTA FINAL, han sido revisadas teniendo como referencia la información de las Bases de Datos que dispone Osinergmin: “SICOM_1996_2013” y “SICLI 2010-2013”, 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 y la ENERGÍA vendida contenida también en la misma base de datos hasta el año 2013.

6.1.2 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 a la zona del proyecto de irrigación Olmos desde el sistema Chiclayo-Motupe-Olmos, de manera comparativa con la propuesta de COELVISAC. 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 y los CLIENTES como variables explicativas y modelos de tendencia donde la única variable explicativa es el TIEMPO.

6.1.3 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. Dado que COELVISAC no ha presentado proyecciones de los actuales Usuarios Mayores en la zona, Osinergmin ha considerado que el consumo de energía de estos usuarios, se mantiene igual al considerado para la aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017.

6.1.4 Nuevas Demandas en Bloque En el caso de nuevas demandas en bloque, éstas son incorporadas a la proyección de la demanda, en tanto y en cuanto hayan sido debidamente sustentadas según lo señala la NORMA TARIFAS.

Para el caso particular del proyecto de irrigación Olmos, COELVISAC ha presentado solicitudes de factibilidad de suministro de los potenciales usuarios que han ganado la buena pro en la subasta de tierras que se ha realizado como parte del proyecto de irrigación Olmos, las cuales totalizan una carga de 35 MW, estimando la solicitante, sin sustentarlo a cabalidad, que esta carga se alcanzará en los dos primeros años (50% cada año). Al respecto, en consideración al tipo de contrato Take or Pay que han suscrito dichos usuarios por la utilización del agua, Osinergmin ha considerado que el 50% podría ser alcanzado el primer año (2105) y el otro 50% en los siguientes tres años y, a partir del quinto año, se ha considerado un crecimiento progresivo hasta que en el año 10 se alcance el desarrollo de las 43 000 Ha. contempladas como primera etapa del proyecto de irrigación Olmos. El crecimiento en 4 años, de esta demanda, se plantea concordante con la forma en que se hubiera atendido esta nueva magnitud de demanda hasta el año 2018, con base en las instalaciones previstas en el Plan de Inversiones 2013-2017 adecuadas a la nueva previsión de la demanda, ya que en este Plan se previó que a partir del año 2018 se lograría afianzar adecuadamente el sistema Chiclayo-Motupe-Olmos con la puesta en servicio de la C.H. Olmos. Asimismo, se incorporan las cargas que figurando en el estudio de desarrollo elaborado por el Gobierno Regional Lambayeque no fueron tomadas en cuenta por COELVISAC en su ESTUDIO. Por ejemplo, se incorpora en el primer año la demanda del pueblo La Algodonera, según la solicitud de habilitación urbana que se anexó a las respuestas de COELVISAC, la demanda del pueblo Nuevo Olmos a partir del segundo año y el Aeropuerto a partir del cuarto año. En el siguiente cuadro se consignan los valores de estas nuevas cargas:



Cuadro Nº 6-1 PRONUNCIAMIENTO OSINERGMIN – SISTEMA CHICLAYO-MOTUPE-OLMOS

NUEVAS DEMANDAS (MW)

SUBESTACIÓN TENSIÓN NOMBRE POTENCIA (MW) (2)

(kV) USUARIO 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

TIERRAS NUEVAS 22.9 Usuarios tierras Proyecto Olmos 17.50 22.75 29.58 34.01 34.43 34.85 35.27 35.69 36.12 36.54

TIERRAS NUEVAS 22.9 Nuevos centros urbanos “Algodonera” y "Nuevo Olmos"

0.05 0.29 0.57 0.85 1.13 1.42 1.70 1.83 1.97 2.12

TIERRAS NUEVAS 22.9 Aeropuerto Olmos 0.00 0.00 0.00 8.00 8.00 8.00 8.00 8.00 8.00 8.00

La proyección de la demanda de energía de estas nuevas demandas se determina considerando sus correspondientes factores de carga, de simultaneidad y/o coincidencia, según nivel de tensión y en cada barra de las SET´s correspondientes. Asimismo, al no encontrarse similitud entre el sistema de riego del Valle de Villacurí (pozos de bombeo de agua) con el implementado en el proyecto de irrigación Olmos (tuberías de distribución de agua presurizada), se considera a partir del quinto año un crecimiento de la demanda de tal manera que en el año 10 se alcance el desarrollo de las 43 000 Ha. contempladas como primera etapa del proyecto de irrigación Olmos, lo que se cumple con una tasa promedio de crecimiento de 1% anual por el resto del período de análisis. En el siguiente gráfico se muestra los resultados obtenidos por Osinergmin en comparación con la demanda prevista por COELVISAC, que sería atendida desde la SET Tierras Nuevas:

Gráfico N° 6.1

0.00

10.00

20.00

30.00

40.00

50.00

60.00

70.00

20

15

20

16

20

17

20

18

20

19

20

20

20

21

20

22

20

23

20

24

20

25

20

26

20

27

20

28

20

29

20

30

20

31

20

32

20

33

20

34

20

35

20

36

20

37

MW

Periodo

Demanda atendida desde Tierras Nuevas

OSINERGMIN COELVISAC

6.1.5 Proyección global

Luego de efectuar la integración de la proyección de las demandas de Usuarios Menores, Usuarios Mayores y Nuevas Demandas Incorporadas, 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 sistema Chiclayo-Olmos-Motupe, la cual se muestra por nivel de tensión en el siguiente cuadro:



Cuadro Nº 6-2 PRONUNCIAMIENTO OSINERGMIN – SISTEMA CHICLAYO-MOTUPE-OLMOS

Proyección de la Demanda (MWh)

AÑO MAT AT MT TOTAL

2013 641 870 641 870

2014 694 577 694 577

2015 828 055 828 055

2016 913 574 913 574

2017 1 011 130 1 011 130

2018 1 137 352 1 137 352

2019 1 200 237 1 200 237

2020 1 265 457 1 265 457

2021 1 333 018 1 333 018

2022 1 402 216 1 402 216

2023 1 473 797 1 473 797

2024 1 547 764 1 547 764

2025 1 624 122 1 624 122

2026 1 702 875 1 702 875

2027 1 784 027 1 784 027

2028 1 867 583 1 867 583

2029 1 953 548 1 953 548

2030 2 041 929 2 041 929

2031 2 132 730 2 132 730

2032 2 225 960 2 225 960

2033 2 321 624 2 321 624

2034 2 419 730 2 419 730

2035 2 520 287 2 520 287

2036 2 623 303 2 623 303

2037 2 728 789 2 728 789

2038 2 836 753 2 836 753

2039 2 947 208 2 947 208

2040 3 060 165 3 060 165

2041 3 175 637 3 175 637

2042 3 293 637 3 293 637

2043 3 368 544 3 368 544

Notas: (1) Sumatoria de los valores totales de los formatos F-110 y F-117. (2) La TC promedio en el período 2014-2024, resulta 8,41%.

6.2 Planeamiento de la Transmisión

Osinergmin ha procedido a determinar el mejor desarrollo de la transmisión para la atención de la demanda del sistema Chiclayo-Motupe-Olmos y la que se originaría a raíz del proyecto de irrigación Olmos, en estricto cumplimiento del marco normativo vigente y con base en la mejor información disponible, debido a que en el estudio presentado por COELVISAC:

No se realiza el análisis de todas las alternativas técnicamente viables, para determinar de manera integral el mejor desarrollo de la transmisión en la zona.



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

No se considera el grado de avance de los proyectos relacionados con el cumplimiento del Plan de Inversiones vigente.

6.2.1 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.

En este sentido, mediante una visita a las instalaciones del sistema Chiclayo-Motupe-Olmos, realizada a fines de abril 2014, entre otros aspectos, se verificó que ENSA viene culminando la implementación de las celdas 60 kV previstas en el Plan de Inversiones 2013-2017 para las subestaciones de Illimo y La Viña, mientras tanto la nueva línea 60 kV Illimo-La Viña viene operando directamente conectada a barras de la SET Illimo.

En las siguientes tomas fotográficas, se muestra lo indicado:

MONTAJE DE CELDAS 60 kV EN LA SET ILLIMO



CELDAS 60 kV MONTADAS EN LA SET LA VIÑA

Durante la visita, los representantes de ENSA exhibieron esquemas del estudio del proyecto LT 60 kV Nueva Motupe-Pampa Pañala y SET’s asociadas que, según manifestaron, formarían parte del expediente para convocar a concurso público su construcción, para efecto de lo cual indicaron estar culminando las aprobaciones correspondientes.

Manifestaron también que estaban analizando la posibilidad de instalar en la SET La Viña el transformador de 15 MW que según el Plan se había previsto para la SET Illimo, debido a que el mayor crecimiento de la demanda se viene dando dentro del radio de influencia de la SET La Viña. Se verificó que al costado de esta subestación se encuentran dos grupos térmicos que, según manifestaron los representantes de ENSA, operan en horas punta para cubrir el incremento de la demanda que se ha dado últimamente.

En cuanto al proyecto propuesto por COELVISAC se verificó que se han iniciado las obras de las subestaciones FELAM y Tierras Nuevas y se ha realizado el armado de 68 estructuras de madera de las 108, que según informaron los representantes de esta empresa, conforman el proyecto de la línea 220 kV que interconectará a las subestaciones FELAM y Tierras Nuevas.

Asimismo, se verificó que la concesionaria H2Olmos ha culminado el montaje de las redes en 22,9 kV, denominadas Ramal Norte y Ramal Sur, mediante las cuales se alimentarán las válvulas que controlarán la distribución del agua presurizada a través de las redes de tuberías que ya están instaladas (soterradas).

En las siguientes tomas fotográficas, se muestra lo indicado:



MONTAJE DE LT 220 kV FELAM-TIERRAS NUEVAS

INICIOS DE OBRAS SET FELAM

REDES 22,9 KV - RAMAL NORTE



6.2.2 Formulación de Alternativas

Ante la situación actual descrita en la sección anterior, a fin de que Osinergmin emita su pronunciamiento respecto de la solicitud de modificación del Plan de Inversiones 2013-2017 presentada por COELVISAC, es necesario evaluar de manera integral y bajo las actuales condiciones de previsión de la demanda eléctrica en la zona, si el proyecto cuyas obras han sido iniciadas por COELVISAC es o no más eficiente que otras alternativas técnicamente viables. Se incluye en este análisis lo aprobado en el Plan de Inversiones 2013-2017 con las adecuaciones y/o complementos que resulten necesarios.

Para la formulación de estas alternativas, se ha tomado en cuenta las siguientes premisas:

o El planeamiento de la transmisión tiene como uno de sus principales objetivos la atención adecuada y oportuna del incremento de la demanda; en forma integral y eficiente, por lo que se incluye toda la potencial demanda que puede ser atendida a partir de las nuevas instalaciones que se requieran implementar como producto de dicho planeamiento.

o Las sobrecargas en la transformación pueden ser atendidas mediante la rotación de transformadores, con puntuales adquisiciones de nuevas unidades.

o Para la previsión de nuevas líneas de transmisión y nuevos transformadores de potencia, se consideran las características y tamaños de los módulos estándares aprobados por Osinergmin.

o Para efectos de la simulación de flujos de potencia, se toma como base la topología del sistema existente o en actual construcción, sin que esto signifique necesariamente la validación de aquellas que no están consideradas en el Plan de inversiones vigente.

o Las líneas de transmisión se dimensionan considerando los máximos valores de potencia que fluyen a través de las mismas, bajo condiciones de operación máxima. La sección de conductores se determina con base en este requerimiento.

o Se considera el hecho de que ENSA ya cuenta con el proyecto LT 60 kV Nueva Motupe-Pampa Pañala y SET´s asociadas, siendo sólo necesario su adecuación para que esta LT se extienda hasta la SET Tierras Nuevas en actual construcción. También se tiene presente lo manifestado por los representantes de ENSA, de que la empresa concesionaria SINERSA ha requerido espacio en la SET Nueva Motupe para sus dos celdas de llegada de las dos ternas 60 kV provenientes de la C.H. Olmos de 50 MW prevista entrar en servicio el año 2018.

o Por las razones señaladas en el párrafo anterior y debido a que Motupe se mantiene como la principal carga del sistema Chiclayo-Motupe-Olmos, se considera la futura C.H. Olmos conectada a la SET Nueva Motupe mediante dos ternas en 60 kV, conforme fue contemplado en el Plan de Inversiones vigente.



o Debido a que COELVISAC no ha logrado sustentar a cabalidad su asunción de que la demanda de 35 MW, que totalizan las solicitudes de factibilidad de suministro presentadas, se desarrolle en solo dos años y; a fin de posibilitar la comparación de alternativas equivalentes mutuamente excluyentes con el mismo objetivo, Osinergmin ha considerado que los 35 MW indicados se alcanzarán de manera gradual en 4 años, con un valor inicial de 17,5 MW en el año 2015.

o En razón de que lo previsto en el Plan de Inversiones vigente no resulta técnicamente suficiente para atender la nueva proyección de la demanda eléctrica del proyecto de irrigación Olmos, se adecúa dicho Plan considerando una nueva línea 60 kV Nueva Motupe-Tierras Nuevas de más longitud (47,5 km) a cambio de la línea 60 kV Nueva Motupe-Pampa Pañala prevista en el mismo (29,4 km) y, se complementan mayores inversiones en compensación capacitiva para permitir simular la viabilidad operativa de esta opción.

A continuación se formulan las alternativas identificadas como técnicamente viables para atender la demanda del proyecto de irrigación Olmos y afianzar a la vez el sistema Chiclayo-Motupe-Olmos:

Alternativa 1: Esta alternativa toma como base lo aprobado en el Plan de Inversiones 2013-2017 con las obras de adecuación y/o complementarias necesarias: Alimentación de la demanda del proyecto de irrigación Olmos desde el sistema Chiclayo-Motupe-Olmos a través de una nueva línea 60 kV Nueva Motupe-Tierras Nuevas de 47,5 km,

conductor AAAC de 240 mm2 y las nuevas subestaciones SET Nueva Motupe y SET Tierras Nuevas.

Alternativa 2: Alimentación de la demanda del proyecto de irrigación Olmos y afianzamiento del sistema Chiclayo-Motupe-Olmos, a través de la SET FELAM 220 kV, línea 220 kV FELAM-Tierras Nuevas, SET Tierras Nuevas 220/60/23 kV, nueva línea 60 kV Tierras Nuevas-

Nueva Motupe de 47,5 km, con conductor AAAC de 240 mm2 y la SET Nueva Motupe.

Alternativa 3: Alimentación de la demanda del proyecto de iirigación Olmos y afianzamiento del sistema Chiclayo-Motupe-Olmos, a través de la SET FELAM 220/60 kV, SET Tierras Nuevas 60/23/10 kV, línea 60 kV

FELAM-Tierras Nuevas de 25,5 Km con conductor de 240 mm2, nueva línea 60 kV Tierras Nuevas-Nueva Motupe de 47,5 km, con conductor

de 240 mm2 y la SET Nueva Motupe. Esta alternativa es una variante de la Alternativa 2, que se analiza con el único propósito de determinar la opción con el menor valor presente de inversión adaptada a la nueva previsión de la demanda.

Alternativa 4: Alimentación de la demanda del proyecto de irrigación Olmos y afianzamiento del sistema Chiclayo-Motupe-Olmos, a través de una línea 220 kV La Niña-Tierras Nuevas de 45 Km, la nueva SET Tierras Nuevas 220/60/23 kV, nueva LT 60 kV Tierras Nuevas – Nueva

Motupe de 47,5 km, con conductor AAAC de 240 mm2 y la SET Nueva Motupe. Esta alternativa se analiza, en razón que ENSA ha manifestado que en su propuesta inicial del proceso de aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017, planteó la conveniencia de alimentar la zona del proyecto de irrigación Olmos desde barras 220 kV de la SET La Niña.




Con base en un análisis de flujos de potencia, bajo condiciones de máxima demanda, para cada alternativa se determinan las necesidades de inversión en transmisión para el sistema Chiclayo-Motupe-Olmos, dentro del período de análisis (10 años):

Alternativa 1: Bajo esta alternativa, además de la nueva LT 60 kV Nueva Motupe-Tierras Nuevas, se hace necesaria la implementación de una gran compensación capacitiva en las subestaciones Nueva Motupe (25 MVAR) y Tierras Nuevas (20 MVAR), la cual operaría sólo durante las horas de máxima demanda y hasta la puesta en servicio de la C.H. Olmos prevista para el año 2018. De no cumplirse para este año la puesta en servicio de esta central, a partir de este año no podría atenderse una carga mayor a 32 MW en la zona del proyecto de irrigación Olmos.

Además, se debe construir la nueva línea 60 kV Lambayeque-Illimo con conductor AAAC de 240 m2, una segunda LT 60 kV La Viña – Nueva Motupe con conductor AAAC 120 mm2 y reforzar los antiguos tramos de líneas existentes Illimo-La Viña-Motupe mediante el cambio de conductores de 107 mm2 a 120 mm2.

Alternativa 2: Bajo esta alternativa, como complemento a las instalaciones que viene construyendo COELVISAC y la futura LT 60 kV Tierras Nuevas-Nueva Motupe, sólo resulta necesaria para el año 2018 una segunda LT 60 kV en el tramo Nueva Motupe-La Viña con conductor AAAC de 120 m2.

La ventaja de esta alternativa es que reduce significativamente las pérdidas en transmisión y mejora los perfiles de tensión en las barras de todo el sistema sin la necesidad de compensación capacitiva.

Alternativa 3: Esta alternativa es una variante de la anterior, donde la transmisión en 60 kV se desarrollaría desde la SET FELAM 220/60 kV hasta la SET Nueva Motupe (más de 70 Km), con el consiguiente incremento de las pérdidas en transmisión. Asimismo, se requeriría de un segundo transformador 60/23 kV, de 50 MVA, en la SET Tierras Nuevas.

Alternativa 4: Similar a la Alternativa 2, con la diferencia que la alimentación en 220 kV se daría desde una celda 220 kV a implementarse en la SET La Niña y no desde la SET FELAM.

6.2.4 Selección de la Alternativa de Mínimo Costo

Las alternativas descritas en la sección anterior, se han evaluado bajo el criterio de mínimo costo, descrito en el numeral 11.3 de la NORMA TARIFAS, obteniéndose los resultados que se muestran en el siguiente cuadro:



Cuadro Nº 6-3 PRONUNCIAMIENTO OSINERGMIN - ÁREA DE DEMANDA 2

Análisis de Alternativas – Sistema Eléctrico Chiclayo-Motupe-Olmos

OSINERGMIN

F-205

SELECCIÓN DE ALTERNATIVA OPTIMA

SISTEMA ELECTRICO: CHICLAYO-MOTUPE-OLMOS

Valor Presente Costos de Explotación Costo Total US$

Nombre Transmisión Transformación Total OyM Pérdidas

MAT AT MAT/AT AT/MT Inversión

Alternativa 1: SET AT/MT/MT Tierras Nuevas y LT 60 kV Nueva Motupe-Tierras Nuevas (Plan de Inversiones adecuado a nueva previsión de la demanda).

-

4 578 606

-

1 580 664

6 159 270

1 127 230

9 192 143

16 478 643

Alternativa 2: SET MAT FELAM, SET MAT/AT/MT Tierras Nuevas, LT 220 kV FELAM-Tierras Nuevas y LT 60 kV Tierras Nuevas-Nueva Motupe (Propuesta COELVISAC).

4 010 366

2 250 184

1 665 177

246 360

8 172 087

1 434 476

1 480 843

11 087 407

Alternativa 3: SET MAT/AT FELAM, SET AT/MT Tierras Nuevas, LT 60 kV FELAM-Tierras Nuevas y LT 60 kV Tierras Nuevas-Nueva Motupe (Variante de Alternativa. 2)

1 907 522

3 616 188

1 452 901

1 338 054

8 314 666

1 454 697

2 915 681

12 685 044

Alternativa 4: SET MAT La Niña, SET MAT/AT/MT Tierras Nuevas, LT 220 kV La Niña-Tierras Nuevas y LT 60 kV Tierras Nuevas-Nueva Motupe (Propuesta de ENSA).

3 715 845

2 250 184

1 628 838

242 445

7 837 311

1 370 896

2 013 996

11 222 203

Alternativa Seleccionada : Alternativa 2

Según el cuadro anterior, la Alternativa 2 resulta la de mínimo costo (en un período de análisis de 10 años), debido a que la nueva demanda pronosticada para el proyecto de irrigación Olmos es muy superior a la que se consideró en el proceso de aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017 vigente. Los costos de inversión, COyM y CMA, correspondientes a la Alternativa 2, se muestran en el siguiente cuadro:

Cuadro Nº 6-4 COSTO POR ELEMENTO DE LA ALTERNATIVA DE MÍNIMO COSTO – ALTERNATIVA 2


Año Titular Nombre Instalación Código de Módulo Longitud Total

Inversión COyM CMA

Elemento (2) Estándar (km) US$ (US$) (US$)

2015 COELVISAC Celda de Línea SET MAT/AT FELAM CE-220COR1C1EDBLI3 654 346 22 313 103 546

2015 COELVISAC Celda de Línea SET MAT/AT FELAM CE-220COR1C1EDBLI3 654 346 22 313 103 546

2015 COELVISAC Celda de Acoplamiento SET MAT/AT FELAM CE-220COR1C1EDBAC3 603 959 20 595 95 573

2015 COELVISAC Celda de Línea a Tierras Nuevas SET MAT/AT FELAM CE-220COR1C1EDBLI3 654 346 22 313 103 546

2015 COELVISAC Celda Línea-Transformador a FELAM SET MAT/AT TIERRAS NUEVAS CE-220COR1C1ESBLT3 513 069 17 496 81 190

2015 COELVISAC Transformador 220/60/23 kV, 50 MVA SET MAT/AT TIERRAS NUEVAS TP-220060023-050CO1E 2 088 798 71 228 330 539

2015 COELVISAC Celda de Transformador SET MAT/AT TIERRAS NUEVAS CE-023COR1C1ESBTR1 63 313 2 349 10 209

2015 COELVISAC Celda Alimentador SET MAT/AT TIERRAS NUEVAS CE-023COR1C1ESBAL1 80 881 3 001 13 041


2015 COELVISAC FELAM - TIERRAS NUEVAS LÍNEA LT-220COR0PMS0C1400A 25,5 1 950 538 66 513 308 660

2018 ENSA Celda de Línea a Motupe SET AT/MT LA VIÑA CE-060COR1C1ESBLI2 204 649 6 794 32 200

2015* ENSA Celda de Línea a Tierras Nuevas SET AT/MT MOTUPE CE-060COR1C1ESBLI2 204 649 6 794 32 200

2018 ENSA Celda de Línea a La Viña SET AT/MT MOTUPE CE-060COR1C1ESBLI2 204 649 6 794 32 200

2015* ENSA Celda de Línea a Derv. Olmos SET AT/MT MOTUPE CE-060COR1C1ESBLI2 204 649 6 794 32 200

2015* ENSA Celda de Línea-Transformador a Motupe SET MAT/AT TIERRAS NUEVAS CE-060COR1C1ESBLT2 208 720 6 929 32 841





Año Titular Nombre Instalación Código de Módulo Longitud Total

Inversión COyM CMA

Elemento (2) Estándar (km) US$ (US$) (US$)

2015* ENSA MOTUPE - TIERRAS NUEVAS LÍNEA LT-060COR0PMS0C1240A 47.5 2 041 471 67 777 321 213

2018 ENSA LA VIÑA - MOTUPE LÍNEA LT-060COR0PMS0C1120A 21.09 813 936 27 023 128 068

* En consideración al estudio y gestiones realizadas por ENSA, se prevé para el año 2015 la puesta en servicio de estos Elementos

No obstante, es necesario precisar que los costos de la Alternativa 2 consignados en el cuadro anterior, incluyen las inversiones propuestas por COELVISAC sin aplicarles ningún criterio de eficiencia.

6.2.5 CMA a reconocerse a COELVISAC

Según el Cuadro 6.4, la inversión total correspondiente a las obras que viene realizando COELVISAC asciende a US$ 7 344 475, las cuales forman parte de la Alternativa 2 determinada como la de mínimo costo en un período de análisis de 10 años.

No obstante, debido a que COELVISAC viene construyendo instalaciones de transmisión sin haber sido previamente incluidas en un proceso de aprobación del Plan de Inversiones o modificatorias; bajo el criterio económico de adaptación a la demanda, las inversiones a reconocerse a COELVISAC deben ser equivalentes a la menor inversión con la que podría haber sido atendida la demanda de la zona del proyecto de irrigación Olmos y la del sistema Chiclayo-Motupe-Olmos (Alternativa 1 analizada), que corresponde a lo previsto en el Plan de Inversiones 2013-2017 adecuado a la nueva proyección de la demanda.

Por tanto, a los costos de inversión de las instalaciones que conforman el proyecto que viene construyendo la solicitante, se les aplica el factor 0,7537; que resulta de dividir el valor presente de la inversión total de la Alternativa 1 (US$ 6 159 270) entre el valor presente de la inversión total de la Alternativa 2 (US$ 8 172 087), consignados en el anterior Cuadro N° 6.3, determinándose así la Inversión a reconocérsele a COELVISAC por cada instalación, cuyos valores se muestran en el siguiente cuadro:

Cuadro Nº 6-5 COSTOS A RECONOCERSE A COELVISAC – ADAPTADOS A LA DEMANDA


Año Titular Nombre Instalación Código de Módulo Longitud Inversión

Módulos (*) Inversión a

Reconocerse Elemento (2) Estándar (km) (US$) (US$)



2015 COELVISAC Celda de Acoplamiento en FELAM SET MAT/AT FELAM CE-220COR1C1EDBAC3 603 959 455 201

2015 COELVISAC Celda de Línea a Tierra Nueva SET MAT/AT FELAM CE-220COR1C1EDBLI3 654 346 493 178

2015 COELVISAC Celda de Línea-transformador a FELAM SET MAT/AT TIERRAS NUEVAS CE-220COR1C1ESBLT3 513 069 386 698

2015 COELVISAC Transformador 220/60/23 kV, 50 MVA SET MAT/AT TIERRAS NUEVAS TP-220060023-050CO1E 2 088 798 1 574 319

2015 COELVISAC Celda de Transformador SET MAT/AT TIERRAS NUEVAS CE-023COR1C1ESBTR1 63 313 47 719



2015 COELVISAC FELAM – TIERRAS NUEVAS LÍNEA LT-220COR0PMS0C1400A 25 5 1 950 538 1 470 113

TOTAL 7 344 475 5 535 501

(*) Sin aplicación de ningún criterio de eficiencia.



Los valores consignados en el cuadro anterior son preliminares, ya que serán actualizados con la Base de Datos de Módulos Estándares vigente a la fecha de puesta en servicio de las instalaciones o a la fecha de su inclusión en el cálculo de Peajes.

6.3 Responsabilidad de pago

6.3.1 Calificación de las instalaciones del proyecto Habiéndose demostrado que la Alternativa 2 (que incluye las instalaciones que está construyendo COELVISAC) resulta técnica y económicamente más eficiente que las otras alternativas analizadas, las instalaciones que la conforman tendrían que ser incorporadas como parte del Plan de Inversiones del Área de Demanda 2, siendo por tanto instalaciones tipo SCTPI de conformidad con lo definido en el numeral 4.2.2. de la NORMA TARIFAS.

6.3.2 Asignación de la responsabilidad del pago Estando previsto que desde la SET Tierras Nuevas se brindará servicio eléctrico tanto a Usuarios Libres como a Usuarios Regulados, ya que el proyecto de irrigación Olmos contempla la electrificación de tierras destinadas no solo a la producción agrícola sino también al desarrollo de zonas agroindustriales, el surgimiento de nuevos pueblos y la habilitación urbana de pueblos que ya existen dentro del área de influencia del mismo y, en vista del requerimiento de regulación contenido en la solicitud de modificación del Plan de Inversiones presentada por COELVISAC, y dado que la futura C.H. Olmos, prevista se conecte en el año 2018 a la SET Nueva Motupe, utilizará todas o parte de las instalaciones que viene construyendo COELVISAC y las futuras LT’s 60 kV Tierras Nuevas-Nueva Motupe y Nueva Motupe-Tierras Nuevas, para evacuar su producción al SEIN, son instalaciones que formando parte del Plan de Inversiones (SCTPI) deben ser pagadas por la generación y la demanda, de conformidad con lo definido en el numeral 4.2.2 de la NORMA TARIFAS.

En ese sentido, bajo el contexto actual y según el marco regulatorio aplicable, en la oportunidad de presentación de las propuestas de fijación de Peajes y Compensaciones de SST y SCT correspondiente, deberá proponerse la asignación de la responsabilidad de pago considerando en el análisis la evaluación del pago de manera compartida entre la demanda y la concesionaria de la C.H. Olmos, no sólo para las instalaciones que viene construyendo COELVISAC, sino también para las futuras LT’s 60 kV Tierras Nuevas-Nueva Motupe y Nueva Motupe-La Viña, conforme a lo establecido en el Capítulo I del Título III de la NORMA TARIFAS aprobada por Resolución N° 217-2013-OS/CD.

Asimismo, ante la gran incertidumbre del crecimiento de la demanda eléctrica proyectada por COELVISAC para la zona del proyecto de irrigación Olmos y siendo el objetivo integral atender esta demanda y a la vez afianzar el sistema Chiclayo-Motupe-Olmos, la parte de las nuevas instalaciones que



corresponda ser pagada por la demanda, será considerada en el cálculo del Peaje del Área de Demanda 2, a partir de la fecha en que la demanda atendida desde la SET Tierras Nuevas alcance por lo menos 17,5 MW (demanda inicial estimada) o se afiance el sistema Chiclayo-Motupe-Olmos con la puesta en servicio de la LT 60 kV Tierras Nuevas-Nueva Motupe, lo que ocurra primero. Entre tanto, COELVISAC podrá prestar el servicio de transmisión a través de las instalaciones que viene construyendo, dentro de los alcances establecidos en el numeral 27.2 c) del Artículo 27° de la Ley N° 28832.

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 sistema Chiclayo-Motupe-Olmos, las instalaciones que en consecuencia se agregan, mantienen o retiran del Plan de Inversiones 2013-2017.

Instalaciones en construcción que se agregarían al Plan de Inversiones 2013-2017

COELVISAC 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) las viene construyendo y prevé ponerlas en operación dentro del último trimestre del año 2014 y que con base en el análisis desarrollado en las secciones 6.2.4 y 6.2.5 del presente informe se encuentra procedente incorporarlas en el Plan de Inversiones 2013-2017:

Cuadro Nº 6-6 INSTALACIONES EN CONSTRUCCIÓN QUE SE INCORPORAN AL PLAN DE INVERSIONES 2013-2017 – SISTEMA CHICLAYO-MOTUPE-OLMOS

Año Titular Nombre Instalación Código de Módulo Longitud

Elemento (2) Estándar (km)

2015 COELVISAC Celda de Línea en FELAM SET MAT/AT FELAM CE-220COR1C1EDBLI3

2015 COELVISAC Celda de Línea en FELAM SET MAT/AT FELAM CE-220COR1C1EDBLI3

2015 COELVISAC Celda de Acoplamiento en FELAM SET MAT/AT FELAM CE-220COR1C1EDBAC3

2015 COELVISAC Celda de Línea a Tierra Nueva SET MAT/AT FELAM CE-220COR1C1EDBLI3

2015 COELVISAC Celda de Línea-transformador a FELAM SET MAT/AT TIERRAS NUEVAS CE-220COR1C1ESBLT3

2015 COELVISAC Transformador 220/60/23 kV, 50 MVA SET MAT/AT TIERRAS NUEVAS TP-220060023-050CO1E

2015 COELVISAC Celda de Transformador SET MAT/AT TIERRAS NUEVAS CE-023COR1C1ESBTR1

2015 COELVISAC Celda Alimentador SET MAT/AT TIERRAS NUEVAS CE-023COR1C1ESBAL1


2015 COELVISAC FELAM – Tierras Nuevas LÍNEA LT-220COR0PMS0C1400A 25,5

Asimismo, las nuevas instalaciones que se agregan al Plan de Inversiones 2013-2017, son las siguientes:



Cuadro Nº 6-7 NUEVAS INSTALACIONES QUE SE AGREGAN AL PLAN DE

INVERSIONES 2013-2017 – SISTEMA CHICLAYO-MOTUPE-OLMOS Año Titular Nombre Instalación Código de Módulo Longitud


2015* ENSA Celda de Línea a Tierras Nuevas SET AT/MT NUEVA MOTUPE CE-060COR1C1ESBLI2

2015* ENSA Celda de Línea-Transformador a Motupe SET MAT/AT TIERRAS NUEVAS CE-060COR1C1ESBLT2

2015* ENSA MOTUPE - TIERRAS NUEVAS LÍNEA LT-060COR0PMS0C1240A 47.5



(*) ENSA ya cuenta con el estudio del proyecto L.T. Nueva Motupe-Pampa Pañala y nuevas SET’s asociadas, teniendo previsto ponerlo en servicio el año 2015.

Al respecto, es del caso destacar que la implementación de las instalaciones señaladas con (*) se mantienen bajo la responsabilidad de ENSA, toda vez que son a cambio del proyecto LT 60 kV Nueva Motupe-Pampa Pañala y SET’s asociadas, para las cuales ya cuentan con el estudio correspondiente que formará parte del expediente para convocar a concurso público su construcción. Razón por la cual, este proyecto debe ser adecuado por esta empresa para que dicha línea se extienda hasta la nueva SET Tierras Nuevas. Instalaciones que se mantienen en el Plan de Inversiones 2013-2017

Las instalaciones que se mantienen en el Plan de Inversiones 2013-2017, son las que se detallan en el siguiente cuadro:

Cuadro Nº 6-8 INSTALACIONES QUE SE MANTIENEN EN EL PLAN DE

INVERSIONES 2013-2017 – SISTEMA CHICLAYO-MOTUPE-OLMOS Año Titular Nombre Instalación Código de Módulo Longitud


2018 ENSA Celda de Línea a La Viña SET AT/MT NUEVA MOTUPE CE-060COR1C1ESBLI2

2018 ENSA Celda de Línea a Motupe SET AT/MT LA VIÑA CE-060COR1C1ESBLI2

2018 ENSA LA VIÑA - MOTUPE LÍNEA LT-060COR0PMS0C1120A 21.09

2018 ENSA Celda de Línea a Derv. Olmos SET AT/MT NUEVA MOTUPE CE-060COR1C1ESBLI2

Instalaciones que se retiran del Plan de Inversiones 2013-2017

Las instalaciones que, para el sistema Chiclayo-Motupe-Olmos, dejan de formar parte del Plan de Inversiones 2013-2017, son las que se consignan en el siguiente cuadro:

Cuadro Nº 6-9 INVERSIONES QUE SE RETIRAN DEL PLAN DE INVERSIONES 2013-2017

SISTEMA CHICLAYO-MOTUPE-OLMOS Año Titular Nombre de Elemento Instalación Código de Módulo Estándar

2014 ENSA Celda Compensador SET MOTUPE CE-010COR1C1ESBCC1

2014 ENSA Banco Capacitor 10 kV, 3 MVAR SET MOTUPE SC-010CO1BPEV-0001-3

2014 ENSA Celda de Línea a Pampa Pañala SET MOTUPE CE-060COR1C1ESBLI2

2014 ENSA Celda de Línea Tranformador a Motupe SET PAMPA PAÑALA CE-060COR1C1ESBLT2

2014 ENSA Celda Transformador SET PAMPA PAÑALA CE-023COR1C1ESBTR1

2014 ENSA Celda Alimentador SET PAMPA PAÑALA CE-023COR1C1ESBAL1

2014 ENSA Celda Alimentador SET PAMPA PAÑALA CE-023COR1C1ESBAL1



Año Titular Nombre de Elemento Instalación Código de Módulo Estándar

2014 ENSA Celda Compensador SET PAMPA PAÑALA CE-023COR1C1ESBCC1

2014 ENSA Compensador 3 MVAR Pampa Pañala SET PAMPA PAÑALA SC-023CO1BPEV-0001-3

2014 ENSA MOTUPE - PAMPA PAÑALA LÍNEA LT-060COR0PMS0C1240A

2016 ENSA Celda Compensador SET PAMPA PAÑALA CE-023COR1C1ESBCC1

2016 ENSA Compensador 3 MVAR Pampa Pañala SET PAMPA PAÑALA SC-023CO1BPEV-0001-3

Programación de Bajas

Se mantienen las Bajas previstas en el Plan de Inversiones 2013-2017, las cuales se consignan en el siguiente cuadro:

Cuadro Nº 6-10 PROGRAMACIÓN DE BAJAS EN EL PLAN DE INVERSIONES 2013-2017


Titular Nombre Elemento Año

ENSA Celda de Línea Transformador, 60 kV, SET AT/MT ILLIMO 2017

ENSA Transformador de Potencia de 6 MVA, 60/10 kV, SET AT/MT MOTUPE 2019



7. Conclusiones y Recomendaciones

Del análisis realizado al ESTUDIO, a las respuestas de las observaciones formuladas al mismo, al estudio complementario presentado por la solicitante, al pronunciamiento que al respecto ha emitido ENSA, a las opiniones expresadas por los participantes en la reunión de trabajo realizada el 17 de junio de 2014, así como al análisis de oficio realizado por Osinergmin, se concluye lo siguiente:

a) Según la nueva previsión de la demanda eléctrica en la zona del proyecto de irrigación Olmos, resulta técnica y económicamente conveniente un nuevo esquema de desarrollo de la transmisión para el sistema Chiclayo- Motupe-Olmos a partir de las instalaciones que viene construyendo COELVISAC (Alternativa 2 analizada), resultando además no apremiante realizar ciertas inversiones de transmisión que se habían previsto para este sistema en el Pan de Inversiones 2013-2017 vigente, razón por la que se encuentra procedente modificar el Plan de Inversiones 2013-2017 para el sistema Chiclayo-Motupe-Olmos, según lo desarrollado en la sección 6.4 del presente informe, bajo las condiciones que se señalan más adelante.

b) Dado que los representantes de ENSA han manifestado que se encuentran próximos a adjudicar la buena pro para la construcción de la LT 60 kV Nueva Motupe – Pampa Pañala, esta empresa debe adecuar su proyecto armonizándolo con la modificación del Plan de Inversiones que se señala en la sección 6.4 del presente informe, a fin de evitar redundancias innecesarias o la subutilización de instalaciones existentes.

c) Debido a que COELVISAC viene construyendo instalaciones de transmisión sin haber sido previamente incluidas en un proceso de aprobación del Plan de Inversiones o modificatorias, bajo el criterio económico de adaptación a la demanda, las inversiones a reconocerse a COELVISAC deben ser equivalentes a la menor inversión con la que podría haber sido atendida la demanda de la zona del proyecto de irrigación Olmos y la del sistema Chiclayo-Motupe-Olmos (Alternativa 1



analizada), que corresponde a lo previsto en el Plan de Inversiones 2013-2017 adecuado a la nueva proyección de la demanda.

Por tanto, a los costos de inversión de las instalaciones que conforman el proyecto que viene construyendo la solicitante, se les aplica el factor 0,7537; que resulta de dividir el valor presente de la inversión total de la Alternativa 1 (US$ 6 159 270) entre el valor presente de la inversión total de la Alternativa 2 (US$ 8 172 087), determinándose así la Inversión, COyM y CMA a reconocérsele por cada instalación.

d) Dado el requerimiento de regulación contenido en la solicitud de modificación del Plan de Inversiones presentada por COELVISAC y considerando que a partir de la SET Tierras Nuevas se atenderían no sólo a Usuarios Libres sino también a Usuarios Regulados y además la futura C.H. Olmos de 50 MW prevista conectarse el año 2018 a la SET Nueva Motupe podría utilizar todas o parte de estas instalaciones para evacuar su producción hacia el SEIN; bajo el contexto actual y según el marco regulatorio aplicable, en la oportunidad de presentación de las propuestas de fijación de Peajes y Compensaciones de SST y SCT correspondiente deberá proponerse la asignación de la responsabilidad de pago considerando en el análisis la evaluación del pago de manera compartida entre la demanda y la concesionaria de la C.H. Olmos, no sólo para las instalaciones que viene construyendo COELVISAC, sino también para las futuras LT’s 60 kV Tierras Nuevas-Nueva Motupe y Nueva Motupe-La Viña, conforme a lo establecido en el Capítulo I del Título III de la NORMA TARIFAS aprobada por Resolución N° 217-2013-OS/CD.

e) Ante la gran incertidumbre de la demanda eléctrica proyectada por COELVISAC para la zona del proyecto de irrigación Olmos y siendo el objetivo integral atender esta demanda y a la vez afianzar el sistema Chiclayo-Motupe-Olmos, la parte de las nuevas instalaciones referidas en el punto anterior, que corresponda ser pagada por la demanda, será considerada en el cálculo del Peaje del Área de Demanda 2, a partir de la fecha en que la demanda atendida desde la SET Tierras Nuevas alcance por lo menos 17,5 MW (demanda inicial estimada) o se afiance el sistema Chiclayo-Motupe-Olmos con la puesta en servicio de la LT 60 kV Tierras Nuevas-Nueva Motupe, lo que ocurra primero. Entre tanto, COELVISAC podrá prestar el servicio de transmisión a través de las instalaciones que viene construyendo, dentro de los alcances establecidos en el numeral 27.2 c) del Artículo 27° de la Ley N° 28832.

f) Se recomienda la emisión de una resolución que declare procedente la modificación del Plan de Inversiones 2013-2017 del Área de Demanda 2, según lo desarrollado en la sección 6.4 del presente informe, en la que se incluye las instalaciones que viene construyendo COELVISAC y la LT 60 kV Tierras Nuevas-Nueva Motupe, asignándose la responsabilidad del pago a la demanda y generación local.

[jmendoza]

/plm



8. Anexos

A continuación se presentan los siguientes anexos al informe:

Anexo A Análisis de Respuestas a las Observaciones formuladas al ESTUDIO.

Anexo B Reunión de trabajo realizada el 17 de junio de 2014.

Anexo C Diagrama Unifilar del Sistema Actual según la solicitante.

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

Anexo E Cuadros Comparativos.

OSINERGMIN Informe N° 0333-2014-GART


Anexo A Análisis de Respuestas a las Observaciones

formuladas al ESTUDIO



Análisis de las Respuestas de COELVISAC a las Observaciones formuladas al ESTUDIO

1. EVALUACIÓN DE LA DEMANDA

1.1. No se acompaña información de sustento sobre la potencial demanda eléctrica que indican se desarrollaría en la zona de influencia del Proyecto de Irrigación Olmos. Se requiere la presentación de toda la información que se requiere según la NORMA TARIFAS y la que sustente a cabalidad los tipos de carga previstas.

Respuesta Según lo establece la Resolución OSINERGMIN 217-2013-OS/CD, Norma “Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión”, en su numeral 8.1.2.c, Demandas Nuevas:

“Se considerarán las demandas nuevas reconocidas en el Estudio de Fijación de Precios en Barra vigentes y aquellas que cuenten con solicitudes de factibilidad de suministro para nuevas cargas, sustentadas documentadamente”.

Así, en este caso, estamos presentando las solicitudes de factibilidad de suministro para cargas nuevas, por un total de 35,9 MW, las mismas que encontrarán en el Anexo B-2 del Estudio Técnico Económico para la modificación del Plan de Inversiones de los Sistemas Complementarios Transmisión del Área de Demanda 2 – Período 2013-2017. En ese sentido, estamos cumpliendo con la exigencia normativa a nivel de solicitudes de factibilidad de suministro por nuevas cagas a ser conectadas al SEIN.

Análisis

Se han presentado solicitudes de factibilidad de suministro que sustentan la demanda (potencia instalada) considerada en el estudio.

Conclusión

Por las razones expuestas en el análisis anterior, esta observación se considera subsanada.

1.2. No obstante que para este proyecto se considera (sin información de sustento) como potenciales cargas: el desarrollo de 4 nuevas ciudades, un aeropuerto y un parque industrial, además de las zonas de riego, las cuales han sido evaluadas mediante un Método de Carácter Subjetivo que se basa principalmente en opiniones de expertos, según indican; no se encuentra coherente que en sólo 10 años se desarrolle en la zona del Proyecto de Irrigación Olmos una demanda de 78 MW, cuyo orden de magnitud es muy próximo a la actual demanda de la ciudad de Chiclayo (83 MW).

Respuesta Las potenciales cargas a futuro, están sustentadas técnica y documentadamente, siguiendo los requerimientos de la Norma “Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión”, en su numeral 8.1.2.c, Demandas Nuevas de la Resolución



OSINERGMIN 217-2013-OS/CD. Tal es así que, además de lo descrito en el numeral precedente 1.1, donde se sustenta la demanda asociada al Proyecto de Irrigación Olmos, se encontrará el Planeamiento Integral de la Nueva Ciudad de Olmos desarrollada por el Ministerio de Vivienda, Construcción y Saneamiento, la misma que se encuentra en detalle en el Anexo B-4. El Planeamiento Integral de la Nueva Ciudad de Olmos desarrollada por el Ministerio de Vivienda, Construcción y Saneamiento, contempla una muestra del potencial a ser desarrollado en la zona de influencia de nuestra área concesionada por el Gobierno Regional de Lambayeque a través de la Resolución 004-2014-GR.LAMB/GRDP. Asimismo, se ha reformulado la metodología para la proyección de la demanda considerando una ventana de tiempo de 30 años, según se establece en la norma 217-2013-OS/CD en su artículo 3, numeral 3.14, Horizonte de Estudio.

Análisis

La solicitante ha presentado el Anexo B-4, como parte de su sustento, el cual contiene el estudio “Planeamiento Integral de la Nueva Ciudad de Olmos” desarrollado por el Ministerio de Vivienda, Construcción y Saneamiento.

No obstante, no presenta el sustento de la demanda de las otras 3 nuevas ciudades, del aeropuerto, ni específicamente y en forma discriminada la correspondiente a la zona del parque industrial y zonas de riego.

Conclusión

Por las razones expuestas en el análisis anterior, esta observación se considera parcialmente subsanada.

1.3. Se sostiene que la densidad de carga en las zonas agroindustriales del Proyecto Olmos será similar a la de Villacurí en Ica (1,14 kW/Ha), sin sustentar dicha similitud. Al respecto, debiera tenerse presente que además de los pozos de bombeo para la regulación de la napa freática, mientras en Villacurí se utilizan pozos con bombas eléctricas para el abastecimiento del agua, en Olmos se desarrollará un sistema de abastecimiento del agua mediante canales semejante a la de los sistemas de irrigación Chira-Piura, Olmos-Tinajones o Majes en Arequipa que según la misma Tabla N° 02 contenida en el ESTUDIO tiene una densidad de carga de 0,25 kW/Ha.

Además, debe tenerse en cuenta que la máxima demanda que consignan en la referida Tabla N° 02 incluye las cargas tipo residencial, comercial, industrial y de alumbrado público, por lo que no es correcto se aplique a la denominada Poligonal Tierras Nuevas (áreas de riego) una densidad de carga (corregida según señalan) de 1,03 kW/ha.

Respuesta Tal como hemos mostrado en el numeral 1.1, la demanda está sustentada básicamente por las solicitudes de factibilidad. Sin embargo y adicionalmente, se presenta en el Anexo B-7, del Estudio Técnico Económico para la modificación del Plan de Inversiones de los Sistemas Complementarios Transmisión del Área de



Demanda 2 – Período 2013-2017, un informe sobre la necesidad de agua para abastecer el desarrollo de los cultivos, que son adicionales al contemplado en el Proyecto de Irrigación de Olmos, que confirma lo que hemos venido exponiendo. Cabe señalar que el proyecto de Irrigación de Olmos no utilizará canales, ni mucho menos es semejante a los sistemas de irrigación Majes en Arequipa, ya que el agua dotada por este proyecto es presurizada a través de tuberías. Asimismo, se encontrará en el Anexo B-1, la tasa de crecimiento de energía en nuestra zona de concesión en Villacurí que es de 12.2% en promedio de los últimos 11 años. Sin embargo, se debe destacar que el agua proveniente de sistema de irrigación Olmos será insuficiente, como se manifiesta tanto en el referido Estudio, como en la información proporciona por la Concesionaria H2Olmos, sobre la disponibilidad hídrica, en donde concluye que existirá un déficit de 0.5 LPS, que debe ser suministrado por pozos de bombeo de agua subterránea que, en número superior a 500, deben utilizarse para suplir este déficit, considerando el aforo de los pozos actuales en la zona de Olmos.

Análisis

Las áreas del proyecto de Irrigación Olmos que han sido concesionadas tienen garantizada el agua mediante el sistema de dotación presurizada a través de tuberías que parten de válvulas de control que ya han sido implementadas, cuya demanda podría haber sido evaluada con precisión en función a las características de cada una de ellas, mientras que las áreas aledañas a las concesionadas, para las cuales no se dotaría de agua de manera presurizada sino a través de pozos de bombeo, podría haberse estimado su demanda por similitud a otras áreas de riego en el país.

Conclusión

Por las razones expuestas en el análisis anterior, esta observación se considera no subsanada.

1.4. No se sustenta la tasa de crecimiento anual de 21,6 % aplicada para la proyección de la demanda eléctrica en la zona del Proyecto de Irrigación Olmos. Al respecto, debiera tenerse presente que en Perú los Proyectos de Irrigación han tenido períodos largos de maduración, como por ejemplo Majes (9,3 MW de Máx. Dem. en el año 2013) con 57 000 Ha desarrolladas en más de tres décadas e incluso Villacurí (18,3 MW de Máx. Dem. en el año 2013) con 16 900 Ha desarrolladas en casi dos décadas.

Respuesta Con el fin de no entrar en controversias al respecto, se ha reformulado la metodología para la proyección de la demanda, aunque esto implique una posición conservadora respecto a lo que consideramos se va a producir realmente en la zona de estudio en el futuro próximo. Para tal fin, se ha tomado en cuenta en primer lugar las solicitudes de factibilidad de suministro que se han recibido a la fecha y que suman un total de 35.9 MW. Como puede apreciarse de la demanda total requerida y la correspondiente área, se obtiene una densidad de carga promedio de 1.50 kW/Ha, valor mayor al considerado



en el estudio presentado originalmente. Sin embargo en esta ocasión no estamos utilizando este parámetro para la proyección de la demanda. La referida demanda de 35.9 MW se ha considerado que se presentará en un 50% el año 2015 y el otro 50% en el año 2016. A partir del año 2017 se ha considerado que la demanda crecerá a un ritmo similar a la tasa de crecimiento resultante de la proyección que toma como base el consumo de energía en el valle de Villacuri en los últimos 11 años. De esta manera se llega a una demanda de 45.4 MW para el año 2022 que es la mitad de la demanda considera en el estudio anterior; escenario que en nuestro concepto es bastante conservador respecto al desarrollo de la demanda que se presentará en la zona de estudio. Cabe indicar que, el desarrollo de Villacuri fue por iniciativa propia y en una situación coyuntural diferente. La situación económica que venía atravesando el País en ese entonces (1995), no es la misma la que se tiene actualmente (2014). Además, el marco de inicio actual está asociada grandes extensiones de Tierras Subastadas a empresas agrícolas, que tienen la necesidad de desarrollar la explotación de sus terrenos adquiridos.

Análisis

Si bien se entiende que por el sistema de contrato de suministro de agua (Take or Pay) que se ha suscrito con cada usuario de las áreas subastadas, la demanda estimada para la zona de riego podría desarrollarse en el corto plazo; no se encuentra justificado que ello acontezca en sólo 2 años y que a toda la zona de riego (área concesionada y zonas colindantes) se le aplique una sola tasa de crecimiento, similar a la de Villacurí, para que al año 2022 la demanda llegue a 45,4 MW.

Conclusión


1.5. Para las 4 nuevas ciudades que se desarrollarían en la zona de influencia del Proyecto Olmos, se indica haberse asumido la densidad de carga de 1,39 kW/Ha que según señalan se consigna para la categoría residencial rural en el libro “Spatial Electric Load Forescasting –Second Edition, Revised and Expanded, H Lee Willis. Al respecto, se requiere un mayor análisis de la aplicabilidad de esta cifra, teniendo presente que el desarrollo de los poblados en las zonas rurales de Perú es muy diferente a las de EE.UU u otros países desarrollados.

Respuesta En el Anexo B-4, encontrará el Planeamiento Integral de la Nueva Ciudad de Olmos, desarrollada por el Ministerio de Vivienda, Construcción y Saneamiento, que explica detalladamente el futuro desarrollo que tendrá la Nueva Ciudad. Este trabajo es muy completo y rico en información sobre el desarrollo de una nueva ciudad. La demanda de esta ciudad la hemos recogido y proyectado dentro del Horizonte de Estudio.



Análisis

Se ha presentado el Anexo B-4 indicado, el cual está referido sólo a una de las cuatro ciudades que el estudio consideraba en su versión original.

Conclusión


1.6. No se sustenta la densidad de carga considerada para el futuro aeropuerto (12,74 kW/Ha) y Parque Industrial (30,12 kW/Ha) que se desarrollarían en la zona de influencia del proyecto.

Respuesta Según se presenta en el Anexo B-6, el Aeropuerto demandará una capacidad de 8 MW, con instalaciones de Frio y extracción de agua. El parque Industrial está incluido en la proyección del Horizonte de Estudio, el mismo que está contemplado también en la zonificación económica ecológica del Distrito de Olmos, que forma parte del Planeamiento Integral de la Nueva Ciudad de Olmos.

Análisis

Efectivamente, se verifica que en el Anexo B-6 se menciona (sin presentarse los cálculos justificativos) que el aeropuerto de Tierras Nuevas requeriría de 10 MVA. No obstante esta carga no ha sido incluida en los cálculos realizados por COELVISAC.

Conclusión


1.7. No se sustenta la demanda inicial de 11 MW considerada para el año 2014, mediante las correspondientes solicitudes de factibilidad de suministro eléctrico y de los proyectos agroindustriales que se encuentren por lo menos a nivel de factibilidad (sólo se presentan seis casos de solicitudes de factibilidad de suministro).

Respuesta Como hemos explicado en el numeral 1.1, a la fecha tenemos más solicitudes de factibilidad, que afirman no sólo 11MW, sino una demanda inicial mayor. Adicionalmente, considerando vuestra solicitud especial, adjuntamos en el Anexo B-5, del Estudio Técnico Económico para la modificación del Plan de Inversiones de los Sistemas Complementarios Transmisión del Área de Demanda 2 – Período 2013-2017, un Proyecto del sistema de utilización en 22.9 kV del Lote C8 Poligonal Tierras Nuevas, donde podrán apreciar que la demanda requerida es superior al ratio de 1.03 kW/Ha planteada inicialmente. Esto sustenta aún más lo que venimos exponiendo a lo largo del Estudio.



Análisis

Al respecto, es necesario tener presente que en la mayoría de los casos la demanda que se consigna en las solicitudes de factibilidad de suministro están referidas a la potencia de los equipos que prevé instalar el usuario y no necesariamente a la demanda real según su régimen de consumo o producción fabril, siendo por ello necesario aplicar a esta demanda estimada los coeficientes correspondientes para determinar la potencia coincidente a nivel del sistema eléctrico, dado que estos valores permiten un dimensionamiento eficiente de las instalaciones de transmisión requeridas para la atención del crecimiento de la demanda.

Conclusión


2. SELECCIÓN DE LA NUEVA ALTERNATIVA

2.1. Entre otras, la alternativa de expansión de la transmisión aprobada por OSINERGMIN en el Plan de Inversiones 2013-2017 para atender la demanda en la zona del Proyecto Olmos (línea de transmisión en 60 kV de 29,4 Km desde la SET Motupe, con capacidad de 30 MVA), es descartada bajo el argumento de manifestarse sobrecarga en algunas líneas de transmisión y niveles de tensión fuera de las tolerancias permitidas, sobre la base en un análisis de flujos de potencia en estado estacionario simulado para la atención de la nueva previsión de la demanda relacionada con el Proyecto Olmos.

Al respecto, se debe realizar para cada alternativa planteada un planeamiento de las instalaciones de transmisión requeridas en el horizonte de estudio a fin de atender oportuna y adecuadamente la demanda de la zona, para luego evaluar sus costos y comparativamente determinar la de mínimo costo, en estricto cumplimiento de lo establecido en la NORMA TARIFAS.

Respuesta

Se ha actualizado el estudio con la finalidad de realizar el planeamiento de las instalaciones para el horizonte de estudio, buscando en lo posible que cada alternativa atienda oportuna y adecuadamente la demanda de la zona, ver el Anexo C-2 y Anexo D-1 del Estudio Técnico Económico para la modificación del Plan de Inversiones de los Sistemas Complementarios de Transmisión del Área de Demanda 2 – Período 2013-2017.

Análisis

Si bien se considera un plan de obras de transmisión para cada una de las alternativas planteadas, en ningún momento se analiza el impacto que tendría el proyecto propuesto por COELVISAC sobre el Plan de Inversiones 2013-2017 aprobado para el sistema eléctrico Chiclayo-Illimo-La Viña-Motupe-Olmos-Occidente y mucho menos se identifican los elementos de este plan que se modificarían o ya no serían necesarios por la implementación del proyecto de COELVISAC.



Esta observación es absuelta posteriormente, mediante el Estudio Complementario presentado por COELVISAC el 27 de mayo de 2014, mediante carta CEV-1450-2014/G.G.

Conclusión


2.2. La alternativa planteada para atender el suministro eléctrico a la zona de Olmos, desde la SET Carhuaquero, adolece de un error conceptual, puesto que técnicamente no es posible esta conexión con la SET Olmos existente, la cual es alimentada a través de una simple derivación 60 kV en configuración “T”, casi al final del actual sistema Illimo-Motupe-Olmos-Occidente. Este error explica que en el análisis de flujos de potencia se hayan reflejado sobrecargas en los tramos de línea: Dmotupe-Dolmos de 191% y Dolmos-Olmos de 186%.

Respuesta

Se ha actualizado el estudio considerando, para la alternativa que tiene como nuevo punto de suministro la SET Carhuaquero, una SET Nueva Olmos, la cual se enlazaría a través de una línea de transmisión con la SET Olmos existente.

Asimismo para evitar eventuales sobrecargas en las líneas Dmotupe-Dolmos y Dolmos-olmos, se plantea el refuerzo de los mismos con el respectivo cambio de conductor de 107mm2 a 120mm2. Los nuevos cálculos se pueden ver en el Anexo C-2 del Estudio Técnico Económico para la modificación del Plan de Inversiones de los Sistemas Complementarios Transmisión del Área de Demanda 2 – Período 2013-2017.

Análisis

Se ha realizado el análisis de esta alternativa con las modificaciones indicadas.

Conclusión


2.3. Se debe presentar el cálculo de la sección de los conductores y dimensionamiento de la capacidad de transformación, considerados en el ESTUDIO.

Respuesta

Respecto a los conductores empleados para la alternativa de conexión desde la SET FELAM hasta la SET Tierras Nuevas, se consideró la selección de los conductores por el principio básico de ampacidad, es decir se eligió un conductor que tenga la capacidad suficiente para soportar el máximo flujo de potencia que circularía por la línea de transmisión en el año final del horizonte de análisis, de acuerdo a los lineamientos establecidos en el Procedimiento PR-20 aprobada por Resolución OSINERGMIN 035-2013-OS/CD, Procedimiento de Ingreso, Modificación y Retiro de Instalaciones en el SEIN.



Análisis

La metodología utilizada por COELVISAC para seleccionar la sección de conductores no es la adecuada, toda vez que no considera las pérdidas Joule durante la vida útil de la línea de transmisión que son función precisamente de la sección del conductor.

Conclusión


2.4. Se deben explicar y fundamentar las razones por las que se ha considerado la misma capacidad nominal para los tres devanados del transformador que se prevé implementar en la nueva SET Tierras Nuevas.

Respuesta

En todos los planes de inversión de las diferentes áreas de demanda, cuando se prevé que se va requerir la existencia de tres tensiones para atender la demanda correspondiente, especialmente en el caso en que existe una de ellas y se va introducir una nueva, teniendo en cuenta que no se conoce la proporción de la demanda que va ser alimentada en cada uno de los niveles de tensión, se opta por instalar transformadores con la misma capacidad nominal en sus tres devanados a fin de atender la demanda que se presente en cada caso. Esta es una práctica común en todas las empresas incluyendo por ejemplo Luz del Sur, Edelnor, etc.

Por otro lado, dentro de la metodología utilizada por OSINERGMIN para establecer los costos de inversión, en el caso de transformadores de dos o tres devanados, solo toma en cuenta la potencia del devanado de alta para fijar el costo correspondiente.

Análisis

La definición de las capacidades de los devanados secundarios de un transformador están en función de la previsión de su régimen de uso en cada nivel de tensión, sobre todo cuando la diferencia de costos está en función de la diferencia de los niveles de tensión entre ambos devanados secundarios (60 y 22,9 kV en este caso).

Debe tenerse presente que la práctica común de considerar la misma capacidad para los dos devanados secundarios de un transformador se da cuando la diferencia del nivel de tensiones entre ambos no es significativa (22,9 y 10 kV por ejemplo) y por tanto la diferencia de costos tampoco es importante o por lo menos no resulta superior a incorporar un transformador adicional en cascada cuando la demanda de uno de los devanados secundarios crece más de lo previsto mientras que el otro resulta subutilizado.

Conclusión




2.5. Con relación a la carta COES/D/DP-091-2014, que se anexa al ESTUDIO, cabe hacer mención que la conformidad emitida por el COES se refiere a una carga de 28 MW en la SET Tierras Nuevas, valor que dista de los 78 MW considerados en el ESTUDIO. Se requiere la explicación del caso. Al respecto, debe tenerse presente que la conformidad que emite el COES sobre un estudio de operatividad se circunscribe a la certificación de que el proyecto no afectaría operativamente al SEIN, sin tomar en cuenta si la alternativa planteada por el interesado sea la más eficiente económicamente.

Respuesta

El contenido del estudio de pre-operatividad que se presenta al COES, no tiene incidencia ni a favor ni en contra de lo planteado en la solicitud de modificación del plan de inversión; sin embargo, daremos respuesta a la consulta: el COES ha aprobado el Estudio de Pre Operatividad, bajo el mismo nombre que COELVISAC utilizó para solicitar su aprobación; una de las observaciones de esta entidad fue precisamente el del nivel de demanda, la cual se presentó solamente para un horizonte de estudio de dos años; posteriormente, dando cumplimiento a la Resolución OSINERGMIN 217-2013-OS/CD, Norma “Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión”, COELVISAC corrigió este Estudio, pero el nombre no fue modificado.

Análisis

Resulta poco convincente esta respuesta respecto a la demanda estimada. No obstante, COELVISAC manifiesta estar de acuerdo que la conformidad emitida por el COES respecto al estudio de pre-operatividad de un proyecto, no es vinculante con la aprobación del Plan de Inversiones en transmisión.

Conclusión


2.6. En el ESTUDIO se señala que la alternativa propuesta desliga totalmente la opción de atender el suministro eléctrico a la zona Tierras Nuevas desde el sistema radial en 60 kV Chiclayo-Illimo-Motupe-Olmos, por lo que, aunque no se señale expresamente, la alternativa propuesta constituiría un proyecto ajeno al Plan de Inversiones aprobado para afianzar eléctricamente el referido sistema radial, incluyendo la zona de Tierras Nuevas; premisa que, entre otras, ha sido fundamental en el proceso de aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017 del Área de Demanda 2.

Se debe analizar la forma en que la propuesta de COELVISAC influiría en el desarrollo del Plan de Inversiones 2013-2017 vigente para el afianzamiento del actual sistema 60 kV Chiclayo-Illimo-Motupe-Olmos.

Respuesta

Debido a que el Sistema eléctrico radial conformado por las subestaciones Chiclayo- Illimo – Motupe – Olmos – Occidente viene operando cerca de la máxima potencia que este Sistema puede suministrar bajo la configuración actual, la nueva SET Tierras Nuevas permitirá en un futuro tener un nuevo punto de suministro para



este Sistema y de esta manera dar mayor confiabilidad y mejorar los perfiles de tensión de este Sistema.

En el informe presentado se plantea como alternativa una Línea de Transmisión en 220 kV desde la SET FELAM hasta la SET Tierras Nuevas. El enlace entre la subestación Tierras Nuevas y alguna de las subestaciones del Sistema Radial Chiclayo- Illimo – Motupe – Olmos – Occidente, deberá ser evaluado en posteriores estudios del Plan de Inversiones, para el afianzamiento del actual Sistema, conjuntamente con otros refuerzos.

Cabe indicar que la Conexión de la Nueva Línea de Transmisión en 220 kV desde la SET FELAM hasta la SET Tierras Nuevas con el Sistema Radial Chiclayo- Illimo – Motupe – Olmos – Occidente operará en forma segura, armoniosa y mejorará la eficiencia de todo el sistema, garantizando la continuidad del Servicio de Electricidad Pública, beneficiando a toda la Región del Norte del País.

Análisis

El análisis realizado a la respuesta de la observación 2.1 también es válido como análisis de la presente respuesta.

Conclusión

Por las mismas razones expuestas en el análisis de la respuesta a la observación 2.1, esta observación se considera subsanada.

3. ASIGNACIÓN DE LA RESPONSABILIDAD DE PAGO

3.1. Se requiere la presentación del Contrato de Concesión H2Olmos y adendas, u otra información relacionada, que muestre la naturaleza y tratamiento del financiamiento a fin de determinar al beneficiario real de las remuneraciones por el proyecto propuesto, dado que COELVISAC tampoco ha presentado un contrato de concesión de transmisión de las instalaciones propuestas.

Respuesta

El Contrato de Concesión H2Olmos y adendas, u otra información relacionada, al Proyecto de Irrigación Olmos, debe ser solicitado a las entidades que las suscribieron, como son la empresa H2Olmos S.A. y/o el Gobierno Regional de Lambayeque.

De acuerdo al Reglamento de Transmisión, en su Artículo 3 de Instalaciones que Conforman el Sistema Complementario de Transmisión, en su numeral 3.5, los Concesionarios de Distribución no están obligados a solicitar Concesión de Transmisión, para construir y operar Líneas y Subestaciones de transmisión que atienden zonas de concesión de distribución.

COELVISAC, desde el 22 de enero de 2014, merced a la resolución de Gerencia General Regional N° 004-2014-GR.LAM/GGR, es Concesionario de Distribución de la zona de Tierras Nuevas, las mismas que incluyen, en su totalidad, a las instalaciones de transmisión cuya aprobación tarifaria solicita COELVISAC a



OSINERGMIN, bajo la Resolución OSINERGMIN 217-2013-OS/CD, Norma “Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión”.

Análisis

Al margen de lo que se menciona sobre el otorgamiento de la concesión de distribución en la zona de Tierras Nuevas, que no tiene ninguna relación con el pronunciamiento que debe emitir Osinergmin respecto de la solicitud de modificación del Plan de Inversiones en transmisión presentada por COELVISAC. La no entrega de la información requerida a través de esta observación no confirma que la remuneración por el proyecto propuesto por COELVISAC deba ser atribuida 100% a la demanda.

Conclusión


3.2. Es necesario expliquen las condiciones comerciales que se estarían previendo para los futuros usuarios que se atenderían de manera exclusiva a partir de la SET FELAM, a fin de determinar la asignación de responsabilidad del pago por las instalaciones propuestas.

Respuesta

De la información recibida de nuestros clientes, se concluye que en su mayoría, han decidido ser clientes regulados, por lo tanto la asignación de responsabilidad de pago por las instalaciones propuestas será en un 100% asignado a la demanda.

Análisis

En correlación con el análisis de la respuesta a la observación anterior, COELVISAC no demuestra a cabalidad que los potenciales clientes a atenderse desde la SET Tierras Nuevas pertenecerían al mercado regulado en su totalidad.

Conclusión


4. FORMATOS

4.1. Deben presentarse todos formatos relacionados con la solicitud de modificación del Plan de Inversiones, de conformidad con lo requerido en la NORMA TARIFAS.

Respuesta

Se presentan los formatos correspondientes al procedimiento seguido en esta segunda versión del Estudio.

Análisis

Se han completado los formatos según lo requerido en la NORMA TARIFAS.



Conclusión


4.2. No todos los formatos presentados toman en cuenta las modificaciones realizadas mediante la Resolución OSINERGMIN N° 217-2013-OS/CD que aprueba la versión vigente de la NORMA TARIFAS (como por ejemplo los formatos F-117 y F-118). Se requiere la actualización de formatos.

Respuesta

Se presentan los formatos correspondientes al procedimiento seguido en esta segunda versión del Estudio.

Análisis

Se han presentado los formatos según lo establecido en la NORMA TARIFAS.

Conclusión


4.3. Varios de los formatos F-300 que se presentan en el ESTUDIO, muestran la señal de error #¡REF!. Se requiere la corrección correspondiente.

Respuesta

Se presentan los formatos correspondientes al procedimiento seguido en esta segunda versión del Estudio, con la corrección debida.

Análisis

Algunos de los formatos impresos presentados con la nueva versión del ESTUDIO aún presentan la señal de error #¡REF!. No obstante los archivos Excel correspondientes han permitido realizar la revisión de la información presentada.

Conclusión


5. INFORMACIÓN COMPLEMENTARIA REMITIDA

5.1. La resolución de Gerencia General Regional N° 044-2014-GR.LAM/GGR remitida a través de la Carta CEV N° 084-2014/GG (recibida el 11.03.2014), no es precisamente la información requerida en la reunión realizada en la GART el 07 de marzo de 2014, según sostiene COELVISAC, ya que en dicha reunión sólo se manifestó que contribuiría con el análisis contar con el contrato de concesión de transmisión en el Área de Demanda 2 que manifestaron estaban terminando de gestionarlo, así como el estudio en detalle del sistema de riego en la zona del Proyecto Olmos como parte del sustento de la demanda propuesta. Es necesario se presente esta información.



Respuesta

La Resolución de Gerencia General Regional N° 044-2014-GR.LAM/GGR remitida a través de la Carta CEV N° 084-2014/GG, es el fin del trámite en la vía administrativa, donde el Gobierno Regional de Lambayeque otorga a COELVISAC, la Concesion de Distribucion en la Zona Tierras Nuevas; y, de acuerdo al Reglamento de Transmisión, los Concesionarios de Distribución no están obligados a solicitar Concesión de Transmisión, para construir y operar líneas y subestaciones de transmisión que atienden zonas de concesión de distribución.

Adjuntamos en el Anexo B-7 el estudio de la Disponibilidad Hídrica del Proyecto Olmos, donde concluye que el agua proveniente del rio Huancabamba es insuficiente para los cultivos proyectados y es necesario usar aguas subterráneas para completar la necesidad hídrica faltante.

Análisis

El análisis realizado a la respuesta de la observación 3.1 también es válido como análisis de la presente respuesta, por consiguiente para efectos del pronunciamiento de Osinergmin respecto de la solicitud de modificación del Plan de Inversiones en transmisión, no se considera relevante la presentación de la resolución que se indica en respuesta a esta observación.

Conclusión


Análisis de la respuesta dada por Electronorte S.A. respecto de la solicitud de modificación del Plan de Inversiones vigente,

presentada por COELVISAC

Requerimiento

Haciendo referencia a la solicitud de modificación del Plan de Inversiones 2013-2017, presentada por COELVISAC, OSINERGMIN mediante Oficio N° 0308-2014-GART, el 24 de marzo de 2014, requirió a Electronorte S.A. informe sobre el avance del proyecto “Línea de Transmisión 60 kV Motupe-Pampa Pañala”, que según dicho Plan está previsto sea puesto en servicio en el año 2014 con el mismo propósito que el proyecto propuesto por COELVISAC: dotar de energía eléctrica a la zona del proyecto de irrigación Olmos.

Respuesta

Dentro del plazo establecido para el efecto, Electronorte S.A. mediante carta GR-0678-2014 responde al Oficio N° 0308-2014-GART, en la cual muestra un cuadro donde indica que el proyecto Nueva Motupe – Pampa Pañala iniciaría su operación el año 2015 con una inversión total de S/. 34 911 835, manifestando en la misma carta que ya cuenta con el expediente técnico de aprobación de impacto ambiental,



aprobación del COES del estudio de pre-operatividad y procesos logísticos de adjudicación para la ejecución de obra.

Asimismo, en su misma carta, Electronorte S.A. recuerda que como alternativa 02 de su propuesta inicial en el proceso de aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017, planteó una LT 220 kV de 45 Km desde la SET La Niña hasta la futura SET Pampa Pañala y en su respuesta a la observación 26 formulada por OSINERGMIN, mencionó que ninguna de las alternativas planteadas en el corto plazo garantizarían el suministro de energía a este sistema, pues solo la demanda en Pampa Pañala crecería de 3,91 MW a 12,8 MW el 2014 y a 20 MW el 2018, por lo cual sí resulta necesario el enlace en 220 kV desde la S.E. La Niña hacia Pampa Pañala, el mismo que debería ser implementado por el MEM, ya que el proyecto sólo se justificaría con la evacuación de la energía que se generaría en la zona y debería ser invertida por los generadores para que no impacte negativamente en la tarifa a los clientes finales.

Análisis

La primera parte de esta respuesta constituye un reconocimiento de incumplimiento del Plan de Inversiones 2013-2017, por parte de ENSA, toda vez que señala que el proyecto LT 60 kV Nueva Motupe-Pampa Pañala sería puesto en servicio el año 2015 y no el 2014 conforme está aprobado en dicho Plan.

Respecto a la segunda parte de esta respuesta, es necesario precisar que lo manifestado por ENSA, como respuesta a la observación 26 formulada por Osinergmin a su propuesta inicial en el proceso de aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017, es la que se transcribe a continuación:

“Se debe aclarar que en el análisis eléctrico de corto plazo efectuado para este sistema, se evidenció que tanto la alternativa planteada por ENSA y la alternativa planteada por OSINERGMIN garantizaban una correcta operación del sistema, no obstante del análisis económico efectuado resultó que la alternativa propuesta por ENSA resulta más económica tal y como se aprecia en la siguiente figura:

3.49

0.230.58

4.304.67

0.36 0.33

5.36

0

1

2

3

4

5

6

INVERSIÓN COYM PERDIDAS TOTAL

Mill

on

es

US$

Evaluación Económica de Alternativas Corto PlazoValor Presente

ENSA OSINERGMIN 2



Por otro lado, se debe mencionar que ninguna de las alternativas planteadas en el corto plazo garantizarían el suministro de energía a este sistema, pues solo la demanda en Pampa Pañala crecería de 3,91 MW a 12,8 MW el 2014 y a 20 MW el 2018, por lo cual sí resulta necesario el enlace en 220 kV desde la S.E. La Niña hacia Pampa Pañala el 2014, el mismo que debería ser implementado por el MEM, habida cuenta que el uso del mismo sería tanto para la demanda como para la generación. [Subrayado hecho por Osinergmin para fines del presente análisis]

Se adjunta el archivo: ”Eva-Económica_alternativas 12.06.2011.xls”, donde se muestran los cálculos efectuados para la valorización de las alternativas de corto plazo.”

Según esta transcripción, cabe destacar que en aquella oportunidad ENSA señaló que el enlace en 220 kV La Niña-Pampa Pañala debería ser implementado a través del Ministerio de Energía y Minas (MINEM), ya que el uso del mismo sería tanto por la demanda como por la generación y no sólo por la generación como ahora lo señala, toda vez que el proyecto sólo se justificaría con la evacuación de la energía que se generaría en la zona y debería ser invertida por los generadores para que no impacte negativamente en la tarifa a los clientes finales. [subrayado realizado con fines explicativos]

Sin perjuicio de esta aclaración, en el análisis de alternativas bajo condiciones actuales de demanda, que se desarrolla en la sección 6.2 del presente documento, se ha incluido como Alternativa 4 el enlace en 220 kV desde la SET La Niña hasta la SET Tierras Nuevas en actual construcción.

Conclusión

Sobre la posición originaria de ENSA respecto de la responsabilidad de pago que debiera optarse en caso se alimente el sistema Chiclayo-Motupe-Olmos a partir de un enlace en 220 kV, esta posición es concordante con los resultados del análisis desarrollado en la sección 6.3 del presente informe.

En cuanto a la alternativa de que el enlace en 220 kV debiera ser desde la SET La Niña, según el análisis realizado en la sección 6.2 del presente informe, esta alternativa no resulta ser la de mínimo costo.



Anexo B Reunión de trabajo realizada el 17 de junio

de 2014



Reunión de trabajo realizada el 17 de junio de 2014

1. OBJETIVO DE LA REUNIÓN

Recoger de manera directa la opinión de todos los involucrados con el desarrollo de la transmisión del sistema Chiclayo-Motupe-Olmos: ENSA, PEOT, SINERSA y COELVISAC, respecto de la solicitud de modificación del Plan de Inversiones 2013-2017 presentada por COELVISAC.

2. DESARROLLO DE LA REUNIÓN

Se hizo una apertura a la reunión señalándose que por tratarse de un proceso extraordinario en el que no se tiene contemplada la realización de prepublicaciones ni audiencias públicas, debido al corto plazo que se ha establecido en la Ley para que OSINERGMIN se pronuncie técnica y económicamente sobre las solicitudes de modificación del Plan de Inversiones que sean presentadas; se convocó a reunión de trabajo a los directamente involucrados con el desarrollo de la transmisión del sistema Chiclayo-Motupe-Olmos, a fin que tengan la oportunidad de expresar sus opiniones respecto a la solicitud de modificación del Plan de Inversiones 2013-2017 presentada por COELVISAC.

Seguidamente, el representante de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART) de Osinergmin expuso los alcances de la citada solicitud en análisis, en especial lo contenido en el Estudio Complementario presentado por COELVISAC el 27 de mayo de 2014, toda vez que en este estudio se analizan tres alternativas de afianzar el sistema Chiclayo-Motupe-Olmos a partir de las instalaciones de transmisión que viene construyendo la solicitante, determinándose que la de mínimo costo es la implementación de una línea en 60 kV de la SET Tierras Nuevas a la SET La Viña, originando ello el beneficio adicional para los usuarios del Área de Demanda 2 al no ser necesaria la implementación de la LT 60 kV La Viña-Nueva Motupe.

Culminada dicha exposición, los representantes de la empresa Electronorte S.A. manifestaron que ciertas obras previstas en el Plan de Inversiones ya se encuentran en ejecución o próximas a adjudicarse, indicaron asimismo que ya existe un Plan aprobado y el crecimiento de la demanda no justificaría su modificación. Acotaron además que según las resoluciones de Osinergmin, la empresa COELVISAC no es titular del Área de Demanda 2. Al respecto se indicó que la solicitud de COELVISAC se había admitido a trámite en razón que esta empresa atiende el suministro eléctrico a consumidores finales a través de un alimentador en 23 kV desde la SET Illimo, ubicada en el Área de Demanda 2.

Seguidamente, el representante de COELVISAC indicó que no se tiene un mayor crecimiento de la demanda actual debido precisamente a que el sistema existente no lo permite, lo que no implica que no exista potencial de desarrollo, más aún con el impacto positivo que se tendrá en la zona por el proyecto de irrigación Olmos que ya requiere del suministro eléctrico al tenerse culminadas todas las obras de irrigación. Manifestó además que cuenta con diversos estudios de demanda que justifican su solicitud, la cual según las solicitudes de factibilidad de suministro que ha presentado con su solicitud bordea los 35 MW.



Acto seguido, el representante de PEOT indicó que uno de los principales involucrados como la concesionaria H2Olmos, debió estar presente en la reunión en curso, dado que es el obligado del suministro eléctrico a los usuarios de las tierras. Al respecto, el representante de COELVISAC indicó que mantiene un contrato con H2Olmos, por lo que se encuentran debidamente representados.

En su turno, SINERSA indicó que las inyecciones de energía deben efectuarse en un sistema óptimo, que debe basarse en una planificación integral, en la que debe considerarse el ingreso de los 100 MW de generación previstos en las dos etapas del proyecto hidroenergético Olmos. Manifestó que a partir de lo aprobado en el Plan de Inversiones en Transmisión, se decide la ubicación de la generación y no al revés. Indicó que ya tiene avanzadas las coordinaciones y estudios para que la primera C.H. Olmos, de 50 MW, se conecte a la SET Nueva Motupe.

En una segunda intervención, los representantes de ENSA manifestaron que según sus proyecciones de la demanda no les preocupa quién realice las inversiones en transmisión, pero sí los responsables del pago que vendrían a ser los actuales usuarios, puesto que la demanda del proyecto de irrigación Olmos no surgirá de la noche a la mañana. Además indicaron que las obras que viene realizando COELVISAC ya estarían pagadas a través de los contratos que han suscrito los usuarios de las tierras del proyecto Olmos con el concesionario H2Olmos. En ese sentido, opinaron que las obras que viene ejecutando COELVISAC no se justificarían en la actualidad, por lo que la solicitud de modificación del Plan debería evaluarse con mayor detenimiento, de ser posible en el próximo proceso de aprobación del Plan de Inversiones, agregando que en todo caso estarían dispuestos a suministrar hasta 19 MW a la zona del proyecto de irrigación Olmos mediante alimentadores en 23 kV a partir de las subestaciones existentes.

Al respecto, el representante de COELVISAC señaló que no es correcto lo señalado por los representantes de ENSA, respecto al pago anticipado de sus instalaciones por parte de los usuarios de las tierras adjudicadas. Además, según los análisis que han realizado la demanda inicial del proyecto Olmos será de alrededor de 17,5 MW y que el sistema actual no tolera ni siquiera 6 MW adicionales.

Siendo las 17:00 horas del mismo día, se procedió a la elaboración del acta de la reunión, la cual contenía todo lo señalado en los párrafos anteriores, no obstante, en el momento en que se inició la lectura de la misma, los representantes de ENSA indicaron que demandaría mucho tiempo para ponerse de acuerdo en su redacción, por lo que preferían alcanzar sus opiniones por escrito. Razón por la cual se redactó una nueva acta estableciendo un plazo de dos días para tal efecto.

No obstante, ENSA agregó en el acta (de manera manuscrita) que requería de un tiempo prudencial y razonable para analizar la información y hacer llegar su posición a Osinergmin, ante lo cual se les precisó que según el acta sólo se requería que escriban lo que habían expresado durante la reunión, acotándose en el acta que toda la información relacionada con este proceso se encuentra oportunamente publicada en la Web de Osinergmin y el ente regulador debe resolver dentro del plazo establecido en la Ley con base en toda la información disponible.



3. ESCRITOS PRESENTADOS

Mediante carta GR-1296-2014, de fecha 18 de junio de 2014, la empresa ENSA lejos de escribir lo manifestado por sus representantes durante la reunión, entre otros aspectos que tergiversan lo tratado en la misma, expresa su preocupación por los términos y formas de la reunión llevada a cabo, debido a que el representante de la GART realizó afirmaciones y expuso su posición respecto a la modificación del Plan de Inversiones del Área de Demanda 2 planteada por COELVISAC y solicita un mayor tiempo para revisar la información disponible y emitir su opinión al respecto.

Mediante carta GEV N° 1684-2014/GG.AL, de fecha 19 de junio de 2014, COELVISAC resume lo expresado durante la reunión y precisa aspectos con relación a lo opinado por los otros convocados, manifestando su predisposición de mantener el diálogo con los demás involucrados con el desarrollo de la transmisión en la zona para buscar la mayor eficiencia de las inversiones y allanarse a lo que decida Osinergmin con respecto a la llegada al sistema Chiclayo-Motupe-Olmos de la línea proveniente de la SET Tierras Nuevas. Acompaña un informe legal agregando fundamentación a su solicitud de modificación del Plan de Inversiones 2013-217 presentado para evaluación de Osinergmin.

Por su lado, SINERSA mediante carta C.1118/2014-SINERSA, de fecha 19 de junio de 2014, resume lo expuesto en la reunión y enfatiza que la línea 60 kV proveniente de la SET Tierras Nuevas se conecte a la SET Motupe, toda vez que ya cuentan con avances del proyecto de conexión de la primera C.H. Olmos, de 50 MW, a la nueva SET Motupe y el cambio a esta llegada a la SET La Viña les acarrearía un incremento de 20,5 Km más de líneas en 60 kV con el riesgo de un atraso del avance de su proyecto.

PEOT no presentó ningún escrito dentro del plazo establecido para el efecto.

El acta de reunión, los escritos presentados y el Oficio N° 0604-2014-GART que da respuesta a la malintencionada carta de ENSA, se han publicado en la página Web de Osinergmin.

Lo expresado durante la reunión por parte de los convocados, así como el contenido de los escritos presentados, en lo pertinente han sido considerados para la elaboración del presente informe.



Anexo C Diagrama Unifilar del Sistema Actual según

COELVISAC

OSINERGMIN-GART Informe N° 0333—2012-GART


Actual Sistema Eléctrico Chiclayo-Illimo-La viña-Motupe-Olmos-Occidente

SEGUNDO CIRCUITO MONTADO EL AÑO 2007

SISTEMA ELÉCTRICO CHICLAYO-ILLIMO-LA VIÑA-MOTUPE-OLMOS-OCCIDENTE

SITUACIÓN ACTUAL

INSTALACIONES EXISTENTES

INSTALACIONES A DARSE DE BAJA

INSTALACIONES NUEVAS

SET CHICLAYO OESTE

10 kV

22.9 kV

35.47 km, AAAC 107 mm2

SET LAMBAYEQUE

10 kV22.9 kV

SET ILLIMOSET LAMB. SUR

10 kV22.9 kV 10 kV

SET LA VIÑA

SET OLMOS

22.9 kV 10 kV

SET MOTUPE

22.9 kV

SET OCCIDENTE

L-6034 21.63 km, AAAC 107 mm2

L-6035 21.63 km, AAAC 120 mm2 21.09 km, AAAC 107 mm2 17.62 km, AAAC 107 mm2 21.71 km, AAAC 107 mm2

10 kV

7/7/3 MVA

60 kV

L-6037

9.32 km, AAAC 240 mm2

(MARZO 2013)

L-6032/L-6033

2.28 km, AAAC 240 mm2

(2014)

220 kV

100/100/33.3 MVA

50/50/0.25 MVA

50/50/0.25 MVA

10 kV

380 V

380 V

25/16/20 MVA(marzo 20113)

6 MVA

5/5/2.5 MVA

5 MVA

9/9/3 MVA7/7/2 MVA 7/7/3 MVA

10 kV



Anexo D Diagrama Unifilar del Plan de Inversiones 2013-2017 modificado según Osinergmin



Diagrama Unifilar del Plan de Inversiones Modificado – Sistema Tierras Nuevas-Motupe-Olmos

PPAÑALA010

PPAÑALA023

LEYENDA:

* NUEVOS ELEMENTOS INCORPORADOS AL PLAN * ELEMENTOS QUE SE MANTIENEN EN EL PLAN* INVERSIONES QUE SE RETIRAN DEL PLAN * ELEMENTOS EXISTENTES

FELAM 220 kV

LIN

EATN

UEV

AS-

MO

TUP

E2

40

mm

2 4

7.5

km (

20

18

)

LINEA FELAM - TNUEVAS25.5km 400mm2(2015)

LINEA LA VIÑA-MOTUPE120mm2 21.09km (2018)

LAMBS060

LAMB23LAMBS010ILLIMO010 ILLIMO023LAMB010

LAVIÑA010

MOTUPE 60 kV

MOTUPE023 MOTUPE010

CH OLMOS

OLMOS023

OLMOS010

OCCIDENTE060

OCCIDENTE010OCCIDENTE023

SECHO060

SECHO220

SECHO010SECHO010SECHO010

LINEA ILLIMO-VIÑA 120mm2 24km (2012)

60/23/10kV 30 MVA(2014)

PPAÑALA060

LIN

EAS

MO

TUP

E -

PA

MP

A P

AÑ

ALA

24

0 m

m2

29

.4km

(20

14

)

BANCO 3 MVAR(2015)

BANCO 3 MVAR(2014)

BANCO 3 MVAR (2016)

TNUEVAS 220 kV

TNUEVAS060 TNUEVAS023

220/060/23kV50 /50/50MVA

LINEA LAMBAYEQUE - ILLIMO240 mm2 26.12 km (2016)

BANCO 3 MVAR(2015)

LA VIÑA 60 kVILLIMO 60 kVLAMBAYEQUE 60 kV

Hacia SET Piura OesteHacia SET Chiclayo Oeste



Anexo E Cuadros Comparativos



Modificación del Plan de Inversiones 2013 - 2017 COMPARACIÓN DE LA PROYECCIÓN GLOBAL DE LA DEMANDA

SISTEMA CHICLAYO-MOTUPE-OLMOS ÁREA DE DEMANDA 2

COELVISAC OSINERGMIN

Año GWh (A)

(%)GWh GWh (C)

(%)GWh

2013 646,5 641,870

2014 693,2 7,23% 694,577 8,21%

2015 853,8 23,17% 828,055 19,22%

2016 954,1 11,75% 913,574 10,33%

2017 1 017,7 6,67% 1 011,130 10,68%

2018 1 079,9 6,11% 1 137,352 12,48%

2019 1 145,0 6,02% 1 200,237 5,53%

2020 1 212,2 5,87% 1 265,457 5,43%

2021 1 281,5 5,72% 1 333,018 5,34%

2022 1 352,9 5,57% 1 402,216 5,19%

2023 1 426,5 5,44% 1 473,797 5,10%

2024 1 502,2 5,31% 1 547,764 5,02%

2025 1 580,0 5,18% 1 624,122 4,93%

2026 1 659,9 5,06% 1 702,875 4,85%

2027 1 742,0 4,94% 1 784,027 4,77%

2028 1 826,1 4,83% 1 867,583 4,68%

2029 1 912,5 4,73% 1 953,548 4,60%

2030 2 000,9 4,62% 2 041,929 4,52%

2031 2 091,5 4,53% 2 132,730 4,45%

2032 2 184,1 4,43% 2 225,960 4,37%

2033 2 278,9 4,34% 2 321,624 4,30%

2034 2 375,9 4,25% 2 419,730 4,23%

2035 2 474,9 4,17% 2 520,287 4,16%

2036 2 576,1 4,09% 2 623,303 4,09%

2037 2 679,4 4,01% 2 728,789 4,02%

2038 2 784,9 3,93% 2 836,753 3,96%

2039 2 892,4 3,86% 2 947,208 3,89%

2040 3 002,1 3,79% 3 060,165 3,83%



Modificación del Plan de Inversiones 2013 - 2017 COMPARACIÓN DE INVERSIONES

SISTEMA CHICLAYO-MOTUPE-OLMOS y TIERRAS NUEVAS ÁREA DE DEMANDA 2

(US$)

Año Titular Nombre del Elemento Instalación KV Inversión

OSINERGMIN Inversión

COELVISAC (OSI/COV-1)

%

2015 COELVISAC Celda de Línea en FELAM SET MAT/AT FELAM 220 654 346 1 226 834 -47%

2015 COELVISAC Celda de Línea en FELAM SET MAT/AT FELAM 220 654 346 1 226 834 -47%

2015 COELVISAC Celda de Acoplamiento en FELAM SET MAT/AT FELAM 220 603 959 945 758 -36%

2015 COELVISAC Celda de Línea a Tierras Nuevas SET MAT/AT FELAM 220 654 346 945 758 -31%

2015 COELVISAC Celda de Línea-Transformador a FELAM SET MAT/AT TIERRAS NUEVAS 220 513 069 1 154 783 -56%

2015 COELVISAC Transformador de Potencia 220/60/23 kV, 50 MVA SET MAT/AT TIERRAS NUEVAS 220/60/23 2 088 798 2 368 832 -12%

2015 COELVISAC Celda Transformador SET MAT/AT TIERRAS NUEVAS 23 63 313 68 544 -8%

2015 COELVISAC Celda Alimentador SET MAT/AT TIERRAS NUEVAS 23 80 881 78 414 3%

2015 COELVISAC Celda Alimentador SET MAT/AT TIERRAS NUEVAS 23 80 881 78 414 3%

2015 COELVISAC FELAM - TIERRAS NUEVAS FELAM - TIERRAS NUEVAS 220 1 950 538 2 450 846 -20%

7 344 475 10 545 018 -30%



9. Referencias

[1] Estudio Técnico Económico para la Modificación del Plan de Inversiones 2013-2017 del Área de Demanda 2, presentado por COELVISAC (19 de febrero de 2014).

[2] Observaciones al Estudio presentado por COELVISAC (21 de marzo de 2014).

[3] Respuestas a Observaciones formuladas al Estudio (22 de abril de 2014).

[4] Estudio complementario sobre análisis de alternativas para el afianzamiento del sistema Chiclayo-Motupe-Olmos, a partir de las instalaciones que viene construyendo COELVISAC (27 de mayo de 2014).

[5] 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 COELVISAC.

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 ... · Chiclayo-Motupe-Olmos, la parte de...

Documents

Transcript of Pronunciamiento sobre la solicitud de Modificación del ... · Chiclayo-Motupe-Olmos, la parte de...