New Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en … · 2009. 6. 2. · GERENCIA...

GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA

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

Informe N° 0212-2009-GART

Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en Transmisión del

Área de Demanda 11 Regulación para el período 2009-2013

Lima, mayo 2009

OSINERGMIN Informe N° 0212-2009-GART

Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en Transmisión del Área de Demanda 11 Página 1 de 74

Resumen Ejecutivo

El presente informe describe el estudio realizado por OSINERGMIN como sustento para la aprobación del Plan de Inversiones en Transmisión del Área de Demanda 11, lo cual forma parte del proceso de Fijación de Tarifas de los Sistemas Secundarios de Transmisión (en adelante “SST”) y de los Sistemas Complementarios de Transmisión (en adelante “SCT”), para el período de vigencia noviembre 2009 - abril 2013.

El Área de Demanda 11, está conformada por las instalaciones de transmisión de las empresas Electro Puno S.A.A, Electrosur S.A. y Red de Energía del Perú S.A., (en adelante “TITULARES”) y por la demanda de clientes regulados y libres de los sistemas comprendidos en el Área de Demanda 11 establecida mediante la Resolución OSINERGMIN Nº 634-2007-OS/CD y sus modificatorias.

El proceso de fijación de SST y SCT se lleva a cabo en cumplimiento del Anexo B de la norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados” (en adelante el “PROCEDIMIENTO”), aprobada mediante Resolución OSINERG N° 001-2003-OS/CD, la cual fue ordenada y concordada mediante Resolución OSINERGMIN N° 775-2007-OS/CD.

Dentro del plazo establecido en el procedimiento para la presentación de propuestas tarifarias para los SST y SCT, el 29 de mayo de 2008 la empresa titular de transmisión Electro Puno S.A.A. presentó su propuesta, mientras que Electrosur S.A. y Red de Energía del Perú S.A., lo hicieron el 30 de Mayo de 2008.

Hasta la fecha se han llevado a cabo las etapas de revisión de admisibilidad, respuesta a las observaciones de admisibilidad, notificación de admisibilidad, audiencia pública para que los agentes expongan sus propuestas tarifarias, observaciones a los estudios técnicos económicos de los titulares, la respuesta de las mismas, la prepublicación de las tarifas y compensaciones de SST y SCT para el período 2009-2013, así como la presentación de opiniones y sugerencias a dicha prepublicación.

En esta situación, el 01 de abril de 2009 se publicó el Decreto Supremo N° 021-2009-EM, en cuyo Artículo 2° modificó el literal d) del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (en adelante “RLCE”), en el que entre otras modificaciones, le agrega el numeral VI, el cual establece que en cada



proceso regulatorio de los SST y SCT se debe prever una etapa de aprobación del Plan de Inversiones, previa a la fijación de Tarifas y Compensaciones.

OSINERGMIN ha evaluado las premisas y cálculos presentados por los TITULARES en las etapas anteriores y, para la presente etapa de aprobación de los Planes de Inversión, ha tomado en cuenta el análisis de las opiniones y sugerencias a la prepublicación, que fueron presentadas por diversos titulares de transmisión.

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

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

♦ Método de pronóstico de la proyección de la demanda.

♦ Ampliación de la subestación de transformación de Juliaca y Puno, así como la rotación de los transformadores entre Juliaca, Puno y Azángaro.

♦ Se da de baja la línea de transmisión en 60kV Juliaca – Puno existente, debido a que se trata de una instalación antigua y fuera de uso. La ciudad de Puno se alimenta a través de dos líneas de llegada: una, desde la central hidráulica de San Gabán y otra desde la subestación de Moquegua.

♦ El sistema eléctrico Mazuco – Puerto Maldonado fue excluido del Área de Demanda 11 y considerado en el Área de Demanda 10, de conformidad con la Resolución OSINERGMIN Nº 058-2009-OS/CD y debido a que las inversiones y el suministro a dicho sistema es de responsabilidad de Electro Sur Este S.A.A.

Como consecuencia de la aplicación de estos cambios, el Plan de Inversiones para el Área de Demanda 11, correspondiente al período abril 2009-abril 2013, es el que se muestra en el siguiente cuadro:

PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 11 RESÚMEN DEL PLAN DE INVERSIONES, PERIODO 2009-2013

(Miles US$)

Año Electro Puno Electro Sur REP Total General

2009 49,19 0,00 0,00 49,19 2010 9 367,71 0,00 0,00 9 367,71 2011 697,08 0,00 0,00 697,08 2012 227,09 0,00 0,00 227,09 2013 0,00 0,00 0,00 0,00 Total 10 341,07 0,00 0,00 10 341,07



Los valores mostrados en el cuadro anterior han sido determinados con la Base de Datos de Módulos Estándar de Inversión para Sistemas de Transmisión, según lo establecido en el numeral II del literal d) del Artículo 139° del RLCE.

No obstante, estos valores tienen carácter preliminar, toda vez que según el numeral III), literal b) del Artículo 139° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, las instalaciones incluidas en dicho Plan de Inversiones serán valorizadas de manera definitiva en la fijación tarifaria, al determinar el Costo Medio Anual de las instalaciones de transmisión que son remuneradas de forma exclusiva por la demanda.



INDICE

INDICE 4 1. INTRODUCCIÓN ........................................................................................................... 6

1.1 Ubicación ................................................................................................................6 2. ASPECTOS REGULATORIOS ..................................................................................... 9 3. PROCESO DE REGULACIÓN DE LOS SST Y SCT .................................................. 13 4. PROPUESTA INICIAL................................................................................................. 16

4.1 Proyección de la Demanda ...................................................................................16 4.2 Plan de Inversiones...............................................................................................17

5. PRIMERA AUDIENCIA PÚBLICA............................................................................... 21 6. OBSERVACIONES A LOS ESTUDIOS TÉCNICO ECONÓMICOS ........................... 22

6.1 Observaciones de OSINERGMIN a las Propuestas de Regulación de SST y SCT.......................................................................................................................22

6.2 Observaciones Relevantes ...................................................................................23 7. PROPUESTA FINAL ................................................................................................... 25

7.1 Proyección de la Demanda ...................................................................................25 7.2 Plan de Inversiones...............................................................................................26

8. PREPUBLICACIÓN DE TARIFAS .............................................................................. 29 9. SEGUNDA AUDIENCIA PÚBLICA ............................................................................. 30 10. OPINIONES Y SUGERENCIAS A LA PREPUBLICACIÓN........................................ 31 11. ANÁLISIS DE OSINERGMIN ...................................................................................... 32

11.1 Proyección de la Demanda ............................................................................32 11.1.1 METODOLOGÍA........................................................................................33 11.1.2 DATOS HISTÓRICOS Y VARIABLES EXPLICATIVAS............................34

11.1.2.1 DATOS HISTÓRICOS E INFORMACIÓN BASE.................................. 34 a) USUARIOS MENORES .........................................................................................................34 b) USUARIOS MAYORES..........................................................................................................36

11.1.2.2 VARIABLES EXPLICATIVAS ............................................................... 36 11.1.3 PROYECCIÓN DE VARIABLES ...............................................................38

11.1.3.1 Metodología de Proyección .................................................................. 38 11.1.3.2 Proyección de Variables Explicativas ................................................... 39

a) PBI Regional...........................................................................................................................39 b) Población Regional.................................................................................................................40 c) Clientes...................................................................................................................................40 11.1.4 PROYECCIÓN VENTAS-USUARIOS MENORES....................................41 11.1.5 PROYECCIÓN VENTAS-USUARIOS MAYORES ....................................43 11.1.6 DEMANDAS ADICIONALES.....................................................................43 11.1.7 RESULTADOS DE LA PROYECCIÓN DE LA DEMANDA. ......................44

11.2 Sistema Eléctrico a Remunerar .....................................................................45 11.2.1 Criterios Generales....................................................................................46 11.2.2 Criterios Específicos..................................................................................46 11.2.3 Metodología de Planeamiento...................................................................47 11.2.4 Instalaciones del SST................................................................................48



11.2.4.1 Diagnóstico........................................................................................... 48 11.2.4.2 Análisis de Alternativas ........................................................................ 49

11.2.5 Plan de Inversiones ...................................................................................50 12. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .............................................................. 53 13. ANEXOS...................................................................................................................... 54 14. REFERENCIAS ........................................................................................................... 74



1. Introducción

El presente informe describe el estudio realizado por OSINERGMIN para la determinación del Plan de Inversiones en Transmisión correspondiente al Área de Demanda 11, lo cual forma parte del proceso de Fijación de Tarifas de los Sistemas Secundarios de Transmisión (en adelante “SST”) y de los Sistemas Complementarios de Transmisión (en adelante “SCT”), para el período de vigencia noviembre 2009 - abril 2013.

Para su elaboración se ha considerado los estudios técnicos económicos presentados por los TITULARES, así como los estudios desarrollados sobre el particular por la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del OSINERGMIN (en adelante “GART”) y/o estudios encargados por OSINERGMIN a consultores especializados.

1.1 Ubicación

El Área de Demanda 11 se encuentra ubicada en la región Sur Este del Perú y esta conformada por instalaciones pertenecientes a las empresas concesionarias Electro Puno S.A.A. (en adelante “Electropuno”), Electrosur S.A. (en adelante “Electrosur”) y Red de Energía del Perú S.A. (en adelante “REP”).

Actualmente el Área de Demanda 11 está conformada por los siguientes sistemas eléctricos: Antauta, Azángaro, Azángaro Rural, San Gabán, Ayaviri, Juliaca, Juliaca Rural, Ilave-Pomata, Puno, Puno Baja Densidad, Anapia e Ichuña.

En el Gráfico N° 1.1, se muestra la ubicación geográfica del Área de Demanda 11.



GRÁFICO N° 1.1 UBICACIÓN ÁREA DE DEMANDA 11

AREA DE INFLUENCIA

AREA DE DEMANDA 11



Asimismo, en el siguiente Gráfico N° 1.2 se muestra el trazo de las principales instalaciones del sistema de transmisión que corresponden al área de Demanda 11.

GRÁFICO N° 1.2



2. Aspectos Regulatorios

El sistema de precios debe ser estructurado sobre la base de la eficiencia económica de acuerdo con lo señalado por los Artículos 8° y 42° de la Ley1 de Concesiones Eléctricas (en adelante “LCE”).

Las tarifas y compensaciones correspondientes a los sistemas de transmisión y distribución, deberán ser reguladas en cumplimiento del Artículo 43° de la LCE, modificado por la Ley N° 288322.

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

1 Artículo 8º.- La Ley establece un régimen de libertad de precios para los suministros que puedan efectuarse en condiciones de competencia, y un sistema de precios regulados en aquellos suministros que por su naturaleza lo requieran, reconociendo costos de eficiencia según los criterios contenidos en el Título V de la presente Ley. (...) Artículo 42º.- Los precios regulados reflejarán los costos marginales de suministro y estructurarán de modo que promuevan la eficiencia del sector.

2 Artículo 43º.- Estarán sujetos a regulación de precios: (...) c) Las tarifas y compensaciones de Sistemas de Transmisión y Distribución; (...)

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



De forma similar, el Artículo 62° de la LCE modificado con la Ley Nº 288324, establece que las compensaciones del SST deberán ser reguladas por OSINERGMIN.

Por otro lado, para la determinación de las tarifas correspondientes al SST, el Artículo 49° de la LCE, modificado por la Ley N° 288325, establece que en las barras del SST el precio incluirá el correspondiente peaje de dicho sistema, el mismo que será determinado según lo establecido en los Artículos 128° y 139° del Reglamento de la LCE6, modificado mediante el Decreto Supremo N° 027-2007-EM.

4 Artículo 62º.- Las compensaciones y peajes por las redes del Sistema Secundario de Transmisión, o del Sistema de Distribución serán reguladas por OSINERG. (...)

5 Artículo 49º.- En las barras del Sistema Secundario de Transmisión el precio incluirá el correspondiente peaje de dicho sistema.

6 Artículo 128º.- Para la fijación de los precios en Barra de energía, a que se refiere el Artículo 49º de la Ley, el sistema de transmisión a considerar comprenderá todas aquellas instalaciones del SEIN hasta el límite donde se inician las instalaciones que sirven en forma exclusiva a la demanda y hasta el límite donde se inician las instalaciones que sirven de forma exclusiva a la generación. 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 I) El pago mensual que efectúen los generadores por las instalaciones de transmisión se denomina

compensación. II) Las instalaciones de transmisión a que se refiere este artículo comprenden tanto las

pertenecientes al Sistema Secundario de Transmisión como al Sistema Complementario de Transmisión, salvo que se indique lo contrario.

III) El Plan de Transmisión se refiere al definido en el Artículo 21° de la Ley N° 28832. IV) El pago que realicen los consumidores se denomina Peaje que se aplicará como un cargo por

unidad de energía consumida. Para el caso de instalaciones que comprenden el sistema de transmisión, a que se refiere el Artículo 128°, el pago incluirá además del Peaje, la aplicación de los factores nodales de energía y los factores de pérdidas de potencia.

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 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.

VI) El Costo Medio Anual de las instalaciones de transmisión corresponde al monto anual que permite retribuir los costos de inversión, operación y mantenimiento.

VII) Los costos de explotación son los definidos en el Artículo 1° de la Ley N° 28832. VIII) Los Ingresos Esperados Anuales corresponden al monto que se debe liquidar anualmente. IX) La Tasa Mensual para el cálculo de las Tarifas y Compensaciones; así como, para la

actualización de los ingresos mensuales de la liquidación anual, se determina aplicando fórmulas de interés compuesto y la Tasa de Actualización anual establecida en el Artículo 79° de la LCE.

b) (…) c) Responsabilidad de Pago (…) III) Para las instalaciones del Sistema Secundario de Transmisión no contempladas en ninguno de

los casos anteriores, OSINERGMIN definirá la asignación de responsabilidad de pago a la generación o a la demanda, o en forma compartida entre ambas. Para ello, deberá tener en cuenta el uso y/o el beneficio económico que cada instalación proporcione a los generadores y/o demanda, así como, lo dispuesto por el cuarto párrafo de la Sexta Disposición Complementaria Final de la Ley N° 28832.



El concepto de Costo Medio Anual al que hace referencia el Artículo 139° del Reglamento de la LCE, está definido en el literal b) numeral II) del Decreto Supremo N° 027-2007-EM, y corresponde a la suma de la anualidad del Costo de Inversión y el Costo anual de Operación y Mantenimiento, en condiciones de eficiencia (en adelante “aCI” y “COyM”, respectivamente)

El Sistema Económicamente Adaptado (en adelante “SEA”) al que hace referencia el Artículo 139° del Reglamento de la LCE en su literal c) numeral II), también se encuentra definido en el Anexo de la LCE7 y corresponde al sistema eléctrico en el que existe un equilibrio entre la oferta y la demanda.

Por otro lado, todas las nuevas instalaciones que se construyan posteriormente al 23 de julio de 2006 en que se emitió la Ley 28832 y que no forman parte del Plan de Transmisión8, se consideran como instalaciones del SCT definidas en el Artículo 27.1 de la Ley N° 288329, las mismas que en cumplimiento del inciso b) del Artículo 27.2 de dicha Ley10 se regulan según los criterios establecidos en la LCE.

El Sistema Eléctrico a Remunerar (en adelante “SER”) al que hace referencia el literal c) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE, es la configuración del sistema de transmisión considerado para la determinación de los Peajes y Compensaciones de cada titular.

Para la determinación y asignación de los cargos de transmisión, el Artículo 139° del Reglamento de la LCE establece el procedimiento a ser seguido por OSINERGMIN para definir la asignación de compensaciones a la generación o a la demanda o en forma compartida entre la demanda y la generación, tomando en cuenta el uso y/o beneficio económico que cada instalación proporcione a los generadores y/o usuarios.

Con Resolución OSINERGMIN N° 023-2008-OS/CD, publicada el 14 de enero de 2008, se aprobaron los criterios, metodología y formatos para la

7 SISTEMA ECONOMICAMENTE ADAPTADO: Es aquel sistema eléctrico en el que existe una correspondencia de equilibrio entre la oferta y la demanda de energía, procurando el menor costo y mantenimiento de la calidad del servicio. Artículo 48º.- Los factores de pérdida de potencia y de energía se calcularán considerando las Pérdidas Marginales de Transmisión de Potencia de Punta y Energía respectivamente, considerando un Sistema Económicamente Adaptado.

8 Artículo 1° - Definiciones 21. Plan de Transmisión.- Estudio periódico, aprobado por el Ministerio, que identifica, mediante un análisis centralizado, los requerimientos de equipamiento de transmisión necesarios para mantener o mejorar la calidad, fiabilidad, seguridad o economía del sistema para un horizonte no mayor de diez (10) años. Este estudio tiene como producto un plan recomendado de obras de transmisión que considere los diversos escenarios de la expansión de la generación y de crecimiento de la demanda futura, el cronograma de ejecución y la asignación de las compensaciones para su remuneración.

9 27.1 Se consideran como instalaciones del Sistema Complementario de Transmisión aquellas que son parte del Plan de Transmisión y cuya construcción es resultado de la iniciativa propia de uno o varios Agentes. Además, son parte del Sistema Complementario de Transmisión todas aquellas instalaciones no incluidas en el Plan de Transmisión.

10 27.2 Para las instalaciones del Sistema Complementario de Transmisión se tendrá en cuenta lo siguiente: (…) b) OSINERG establecerá el monto máximo a reconocer como costo de inversión, operación y

mantenimiento. 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.

(…)



presentación de los estudios tarifarios que sustenten las propuestas de fijación tarifaria de los titulares de los SST y SCT (en adelante “NORMA TARIFAS”).

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

• Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica, aprobada mediante la Resolución OSINERGMIN N° 022-2007-OS/CD.

• Norma de Altas y Bajas, aprobada mediante la Resolución OSINERGMIN

N° 024-2007-OS/CD. Posteriormente, modificada mediante Resoluciones OSINERGMIN N° 487-2008-OS/CD, N° 016-2009-OS/CD y N° 058-2009-OS/CD.

• Norma de Áreas de Demanda, aprobada con la Resolución OSINERGMIN

N° 634-2007-OS/CD. • Norma de Porcentajes para determinar los Costos de Operación y

Mantenimiento para la Regulación de los SST - SCT, aprobada mediante la Resolución OSINERGMIN N° 635-2007-OS/CD.

• Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de

Transmisión, aprobada con Resolución OSINERGMIN N° 343-2008-OS/CD, cuya primera versión fue aprobada con Resolución OSINERGMIN N° 343-2008-OS/CD y modificada según las Resoluciones OSINERGMIN N° 464-2008-OS/CD N° y 465-2008-OS/CD, así como la segunda versión de la misma aprobada con Resolución OSINERGMIN N° 051-2009-OS/CD, la cual fue publicada el 31 de marzo de 2009.

• Norma de Procedimiento para la Asignación de Responsabilidad de Pago

de los SST y SCT, aprobada con Resolución OSINERGMIN N° 383-2008-OS/CD.



3. Proceso de Regulación de los SST y SCT

Para cumplir con los mandatos de la LCE y, considerando el principio de transparencia que rige el accionar del regulador, de acuerdo con lo establecido en la Ley N° 27838 – Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos, OSINERG (ahora OSINERGMIN) mediante Resolución OSINERG N° 001-2003-OS/CD, publicada el 11 de enero de 2003, se aprobó la norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados”, en cuyo Anexo B se establece el “Procedimiento para la Fijación de Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión”.

Posteriormente, la Resolución OSINERG N° 262-2004-OS/CD, publicada el 21 de setiembre de 2004, modificó el numeral 5.2 del Artículo 5° de la referida Norma y el Anexo B mencionado. Dicha modificación respondía a la necesidad de establecer un período mayor para llevar a cabo la regulación de los SST, a fin de optimizar los requerimientos de información y su procesamiento para el cálculo de las tarifas y compensaciones de los mismos, además del hecho de que las principales variables que intervienen en la determinación de las tarifas de los SST mantienen una tendencia estable en el mediano plazo.

Mediante la Resolución OSINERGMIN N° 775-2007-OS/CD, se aprobó el Texto Único Ordenado y Concordado de la Norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados”, el cual complementariamente a la Resolución OSINERG N° 262-2004-OS/CD, incorpora lo dispuesto en la Ley N° 28832 “Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica”, en concordancia con el Reglamento de la Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos, aprobado mediante Decreto Supremo N° 042-2005-PCM.

Mediante la Primera Disposición Transitoria de la Resolución OSINERGMIN N° 775-2007-OS/CD, se estableció que el PROCEDIMIENTO, correspondiente al período de vigencia 2009-2013, se inicie excepcionalmente antes del 01 de abril de 2008.



A solicitud de diversas empresas concesionarias, mediante Resolución OSINERGMIN N° 198-2008-OS/CD se postergó, hasta antes del 01 de junio de 2008, el plazo para la presentación de los estudios técnicos económicos que sustenten las propuestas de Fijación de Peajes y Compensaciones para los SST y SCT, correspondiente al período de vigencia 2009-2013.

OSINERGMIN, en aplicación del principio de transparencia contenido en la Ley N° 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas, ha incluido como parte del PROCEDIMIENTO la publicación de los proyectos de resolución que fijan las tarifas y compensaciones así como la realización de audiencias públicas, con la finalidad de que los usuarios e interesados puedan manifestarse sobre las propuestas tarifarias respectivas.

Este esquema, que obedece a las disposiciones legales vigentes, establece un ambiente abierto de participación donde pueden expresarse las opiniones de la ciudadanía, y de los interesados en general, a fin de que estas sean consideradas por el regulador antes que adopte su decisión para la aprobación de las tarifas y compensaciones para los SST.

Hasta la fecha se han llevado a cabo las etapas de revisión de admisibilidad, respuesta a las observaciones de admisibilidad, notificación de admisibilidad, audiencia pública para que los agentes expongan sus propuestas tarifarias, observaciones a los estudios técnicos económicos de los titulares, la respuesta de las mismas, la prepublicación de las tarifas y compensaciones de SST y SCT para el período 2009-2013, así como la presentación de opiniones y sugerencias a dicha prepublicación.

En esta situación, el 01 de abril de 2009 se publicó el Decreto Supremo N° 021-2009-EM, cuyo Artículo 2° modificó el literal d) del referido Artículo 139° del Reglamento de la LCE, en el que entre otras modificaciones, le agrega el numeral VI, en el cual se establece que en cada proceso regulatorio de los SST y SCT se debe prever una etapa de aprobación del Plan de Inversiones, previa a la fijación de Tarifas y Compensaciones.

En ese sentido, las etapas siguientes del PROCEDIMIENTO correspondiente al período de vigencia 2009-2013, se han reprogramado mediante la Resolución OSINERGMIN N° 055-2009-OS/CD, a fin de cumplir con la publicación de las tarifas y compensaciones de los SST y SCT a más tardar el 15 de octubre de 2009.

Asimismo, con posterioridad a dicha decisión, se prevé la instancia de los recursos de reconsideración donde se pueden interponer cuestionamientos a las decisiones adoptadas.

En la siguiente figura 3.1 se muestra el cronograma de lo que resta llevar a cabo para la fijación de las Tarifas y Compensaciones de los SST y SCT correspondiente al período de vigencia 2009-2013.



Figura 3.1 Proceso de Fijación de Tarifas y Compensaciones de los SST y SCT (Período 2009-2013)

30-May 22-Jun 23-Jun 30-Jun 07-Jul 31-Jul 03-Ago 03-Sep 07-Sep 14-Sep 24-Sep 15-Oct 05-Nov 12-Nov 19-Nov 26-Nov 29-Dic 05-Ene31-Jul-

0930-May-

09

Resolución de Recursos de Reconsideración

Publicación de la Resolución de

aprobación de Planes de Inversión

Audiencia Pública para sustentar Recursos de Reconsideración

Publicación de los Recursos de Reconsideración y convocatoria a

Audiencia Pública

Publicación de las Resoluciones que resuelven

Recursos de Reconsideración

Prepublicación del Proyecto de Resolución que fija los peajes y compensaciones, la Relación de

Información que la sustenta y convocatoria a Audiencia Pública

Publicación en página WEB de OSINERGMIN del proyecto de Resolución

Opiniones y sugerencias de los interesados respecto a la

Prepublicación

Publicación de las Resoluciones de Peajes y

Compensaciones

Interposición de Recursos de Reconsideración (de

ser el caso)

15d 1d 4d 5d 1d 23d 2d 5d 13d

Opiniones y sugerencias sobre los Recursos de

Reconsideración

15d 8d

Audiencia Pública de OSINERGMIN-GART

m

o

q

s

u

w

n

p

r

t

v

x

15d 5d 5d

Audiencia Pública para sustentar Recursos de Reconsideración

aa

Interposición de Recursos de Reconsideración (de ser el

caso)

y

Publicación de los Recursos de Reconsideración y convocatoria a

Audiencia Pública

z

03-Sep-09

15-Oct-09

5d 20d 3d

Opiniones y sugerencias sobre los Recursos de Reconsideración

Resolución de Recursos de Reconsideración

Publicación de las Resoluciones que resuelven

Recursos de Reconsideración

ab

ac

ad



4. Propuesta Inicial

En cumplimiento del cronograma establecido para la Fijación de Tarifas de los SST y SCT, el 29 de mayo de 2008 la empresa titular de transmisión Electropuno y el 30 de Mayo de 2008, la empresa titular de transmisión REP, presentaron los Estudios Técnicos Económicos que sustentan sus propuestas con relación a la fijación de Tarifas del Área de Demanda 11, para el periodo noviembre 2009-abril 2013 (en adelante y en conjunto “PROPUESTA INICIAL”) – [Ver Referencia 1].

Dichas propuestas fueron evaluadas por OSINERGMIN a fin de determinar su admisibilidad como parte del presente proceso regulatorio, como resultado de lo cual, mediante Oficio N° 0533-2008-GART, de fecha 19 de junio 2008, se notificó a las empresas Electropuno y REP las observaciones relacionadas con la admisibilidad de sus propuestas al proceso regulatorio– [Ver Referencia 2], las mismas que fueron respondidas mediante oficio N° 517-2008-ELPU/GG y carta GN-1606-2008, respectivamente– [Ver Referencia 3].

Con Oficio N° 0632-2008-GART, de fecha 22 de julio 2008, OSINERGMIN notificó a las empresas sobre los resultados de la admisibilidad de sus propuestas al proceso de fijación de tarifas de los SST y SCT para el período 2009-2013, señalando que ello no otorga conformidad del contenido ni de los resultados presentados en dicho estudio, dado que serán materia de revisión en las etapas posteriores del presente proceso– [Ver Referencia 4].

A continuación, para el propósito del presente informe, se presenta el resumen de la PROPUESTA INICIAL en lo referente a la proyección de la demanda y al Plan de Inversiones en transmisión propuesto por los TITULARES.

4.1 Proyección de la Demanda

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



Cuadro Nº 4-1 PROPUESTA INICIAL ÁREA DE DEMANDA 11

Proyección de la Demanda (GWH)

Año ELECTROPUNO (1)

ELECTROSUR (2)

ELECTRO SUR ESTE (3)

REP (4)

2007 350,0 2008 194,7 24,5 387,0 2009 209,7 25,8 436,0 2010 229,5 27,2 460,0 2011 250,8 28,6 494,3 2012 273,5 30,0 532,7 2013 297,7 31,5 571,0 2014 323,3 33,0 609,3 2015 350,4 34,5 647,6 2016 379,0 36,1 686,0 2017 409,0 37,7 724,3 2018 440,5 39,3 762,6 Tasa

Promedio 8,51% 4,84% 7,34%

Notas:

(1) La propuesta de Electro Puno no abarca todas las cargas e instalaciones comprendidas en el Área de Demanda 11.

(2) Electrosur en su propuesta tarifaria de los SST-SCT no desagregó la demanda para el SE Ichuña.

(3) La propuesta de Electro Sur Este corresponde a la demanda del SE Mazuco y SE Puerto Maldonado.

(4) La propuesta de REP considera la demanda global de la Región Sur Este.

4.2 Plan de Inversiones

Las instalaciones del SCT que conforman el Plan de Inversiones correspondiente al período comprendido entre el 24 de julio 2006 y el 30 de abril de 2013, de la PROPUESTA INICIAL, son las que se resumen en los siguientes cuadros:


SCT (Miles US$) TITULAR 1: ELECTROPUNO

Año SETs y LT Elemento Monto de

Inversión Miles de US$

2011 SET Puno TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 60/23/10 KV DE 25 MVA, instalado al interior en Selva de 0 a 1000 msnm

574,98

2009 SET Huancané MODULO DE CELDA TIPO CONVENCIONAL, AL EXTERIOR 60 KV SIERRA RURAL (de 3000 a 4000 msnm) - SIMPLE BARRA - LÍNEA

162,65





2009 SET Huancané MODULO DE CELDA TIPO CONVENCIONAL, AL EXTERIOR 60 KV SIERRA RURAL (de 3000 a 4000 msnm) - SIMPLE BARRA - TRANSFORMACIÓN

131,30

2009 SET Huancané MODULO DE CELDA TIPO CONVENCIONAL, AL EXTERIOR 22,9 KV SIERRA RURAL (de 3000 a 4000 msnm) - SIMPLE BARRA - TRANSFORMACIÓN

49,06

2009 SET Huancané MODULO DE CELDA TIPO CONVENCIONAL, AL EXTERIOR 22,9 KV SIERRA RURAL (de 3000 a 4000 msnm) - SIMPLE BARRA - ALIMENTADOR

185,74

2009 SET Huancané SERVICIOS AUXILIARES 10 KV - 50 KVA SIERRA - RURAL (de 3000 a 4000 msnm) 36,49

2009 SET Huancané TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 60/23/10 KV DE 3 MVA, instalado al exterior en Sierra de 3000 a 4000 msnm

234,65

2009 SET Huancané MODULO DE OBRAS CIVILES GENERALES - SUBESTACION TIPO CONVENCIONAL, AL EXTERIOR -TENSION 60 KV - SIERRA - SISTEMA DE BARRA EN SIMPLE BARRA

98,09

2009 SET Huancané MODULO DE EDIFICIO DE CONTROL TIPO CONVENCIONAL AL EXTERIOR - TENSION 60 KV - EN SIERRA - SIMPLE BARRA

30,66

2009 SET Huancané MODULO DE RED DE TIERRA PROFUNDA - TENSION 60 KV - con Icc De 0 a 10 KA en SIERRA - SISTEMA DE BARRAS SIMPLE BARRA

13,19

2009 SET Huancané MODULO DE INSTALACIONES ELECTRICAS AL EXTERIOR TIPO CONVENCIONAL - TENSION 60 KV en SIERRA - SISTEMA DE BARRAS SIMPLE BARRA

9,31

2009 SET Ananea MODULO DE CELDA TIPO CONVENCIONAL, AL EXTERIOR 60 KV SIERRA RURAL (de 3000 a 4000 msnm) - SIMPLE BARRA - LÍNEA

162,65

2009 SET Ananea MODULO DE CELDA TIPO CONVENCIONAL, AL EXTERIOR 60 KV SIERRA RURAL (de 3000 a 4000 msnm) - SIMPLE BARRA - TRANSFORMACIÓN

131,30

2009 SET Ananea MODULO DE CELDA TIPO CONVENCIONAL, AL EXTERIOR 22,9 KV SIERRA RURAL (de 3000 a 4000 msnm) - SIMPLE BARRA - TRANSFORMACIÓN

49,06

2009 SET Ananea MODULO DE CELDA TIPO CONVENCIONAL, AL EXTERIOR 22,9 KV SIERRA RURAL (de 3000 a 4000 msnm) - SIMPLE BARRA - ALIMENTADOR

371,49

2009 SET Ananea SERVICIOS AUXILIARES 10 KV - 50 KVA SIERRA - RURAL (de 3000 a 4000 msnm) 36,49

2009 SET Ananea TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 60/23/10 KV DE 9 MVA, instalado al exterior en Sierra de 3000 a 4000 msnm

491,68

2009 SET Ananea MODULO DE BANCO CAPACITIVO - 22,9 KV, SIERRA (de 3000 a 4000 msnm) - TIPO VARIABLE - 7.5 MVAR 59,46

2009 SET Ananea MODULO DE OBRAS CIVILES GENERALES - SUBESTACION TIPO CONVENCIONAL, AL EXTERIOR -TENSION 60 KV - SIERRA - SISTEMA DE BARRA EN SIMPLE BARRA

98,09

2009 SET Ananea MODULO DE EDIFICIO DE CONTROL TIPO CONVENCIONAL AL EXTERIOR - TENSION 60 KV - EN SIERRA - SIMPLE BARRA

30,66

2009 SET Ananea MODULO DE RED DE TIERRA PROFUNDA - TENSION 60 KV - con Icc De 0 a 10 KA en SIERRA - SISTEMA DE BARRAS SIMPLE BARRA

13,19

2009 SET Ananea MODULO DE INSTALACIONES ELECTRICAS AL EXTERIOR TIPO CONVENCIONAL - TENSION 60 KV en SIERRA - SISTEMA DE BARRAS SIMPLE BARRA

9,31

2009 SET AZANGARO - DERIV SET HUANCANE

LÍNEA DE TRANSMISIÓN EN 60 KV

1 904,63





2009 DERIV SET HUANCANE - SET HUANCANE

LÍNEA DE TRANSMISIÓN EN 60 KV 2 440,94

2009 DERIV SET HUANCANE - SET ANANEA

LÍNEA DE TRANSMISIÓN EN 60 KV 1 754,27

2010 SET´s CENTRO DE CONTROL - EMPRESA MEDIANA - 5 SETS 552,55

2010 SET´s SISTEMA DE TELECOMUNICACIONES - EMPRESA MEDIANA - 5 SETS 464,76

TOTAL 10 096,65

TITULAR 2: ELECTRO SUR ESTE

Año SETs y LT Elemento Monto de Inversión

Miles de US$

2008 SET MAT/MT SAN GABAN Celda de Línea 212,65 2008 SET MAT/MT N-MAZUCO Celda de Línea 358,67 2008 SET MAT/MT N-MAZUCO Celda de Línea 358,67 2008 SET MAT/MT N-MAZUCO Celda de Transformador 236,92 2008 SET MAT/MT N-MAZUCO Celda de Transformador 62,90 2008 SET MAT/MT N-MAZUCO Celda de Alimentadores 77,28 2008 SET MAT/MT N-MAZUCO Celda de Alimentadores 77,28 2008 SET MAT/MT N-MAZUCO Celda Compensador 230,10 2008 SET MAT/MT N-MAZUCO Celda Compensador 62,68 2008 SET MAT/MT N-MAZUCO Transformador de Potencia 858,36 2008 SET MAT/MT N-MAZUCO Compensador 317,49 2008 SET MAT/MT N-MAZUCO Compensador 111,02 2008 SET MAT/MT N-PUERTO MALDONADO Celda de Transformador 289,51 2008 SET MAT/MT N-PUERTO MALDONADO Celda de Transformador 76,86 2008 SET MAT/MT N-PUERTO MALDONADO Celda de Transformador 70,63 2008 SET MAT/MT N-PUERTO MALDONADO Celda de Alimentadores 55,38 2008 SET MAT/MT N-PUERTO MALDONADO Celda de Alimentadores 55,38 2008 SET MAT/MT N-PUERTO MALDONADO Celda de Alimentadores 55,38 2008 SET MAT/MT N-PUERTO MALDONADO Celda de Alimentadores 98,07 2008 SET MAT/MT N-PUERTO MALDONADO Celda de Alimentadores 98,07 2008 SET MAT/MT N-PUERTO MALDONADO Transformador de Potencia 1.240,07 2008 SAN GABAN - N-MAZUCO Línea de Transmisión 138 kV 4.637,23 2008 N-MAZUCO - PUERTO MALDONADO Línea de Transmisión 138 kV 10 321,79

TOTAL 19 962,43



TITULAR 3: REP

Año Sistema Eléctrico SETs Elemento Monto de


2009 JULIACA SET Juliaca Transformador de Potencia 50 MVA 2 505,96

TOTAL 2 505,96

En esta etapa de la PROPUESTA INICIAL, las demás titulares que conforman el Área de Demanda 11 no presentaron información de inversión para esta Área de Demanda.

En resumen, los costos de inversión por año de la PROPUESTA INICIAL son los que se muestran en el siguiente cuadro:


COSTO DE INVERSIÓN POR AÑO (Miles US$)

Año Electro Puno REP Electro Sur Este TOTAL

2006 0,00 0,00 0,00 0,00 2007 0,00 0,00 0,00 0,00 2008 0,00 0,00 19 962,43 19 962,43 2009 8 504,36 2 505,96 0,00 11 010,33 2010 1 017,30 0,00 0,00 1 017,30 2011 574,98 0,00 0,00 574,98 2012 0,00 0,00 0,00 0,00 2013 0,00 0,00 0,00 0,00



5. Primera Audiencia Pública

Con la finalidad de promover, en un entorno de mayor transparencia, la participación de los diversos agentes (empresas concesionarias, asociaciones de usuarios, usuarios individuales, etc.), como parte del PROCEDIMIENTO OSINERGMIN convocó a una Audiencia Pública que se desarrolló entre los días 05 y 06 de agosto de 2008.

El objetivo de la audiencia fue que los titulares de los Sistemas de Transmisión expongan el sustento técnico - económico de sus propuestas de tarifas y compensaciones para los SST y SCT.

En esta oportunidad, respecto a la exposición por los titulares de transmisión del Área de Demanda 11, que presentaron propuesta tarifaria, surgieron comentarios y/o preguntas de parte de los agentes del mercado e interesados que participaron en dicha Audiencia Pública, las cuales fueron respondidas por los respectivos expositores.



6. Observaciones a los Estudios Técnico Económicos

6.1 Observaciones de OSINERGMIN a las Propuestas de Regulación de SST y SCT

A través del Oficio N° 0764-2008-GART, de fecha 03 de setiembre de 2008, OSINERGMIN remitió a las empresas Electro Sur Este, Electro Puno, Electrosur y REP los Informes N° 0357-2008-GART, Nº 0375-2008-GART, Nº 0376-2008-GART, Nº 0374-2008-GART, respectivamente; los cuales contienen las observaciones a los estudios técnico económicos presentados por las referidas empresas como sustento de su propuesta tarifaria para su SST – [Ver referencia 5].

Los referidos documentos de observaciones han sido consignados en la página Web de OSINERGMIN, al igual que en el caso de la propuesta de los titulares de transmisión, con el propósito de que los agentes del mercado e interesados, tengan acceso al documento mencionado y cuenten con la información necesaria que les permita, en su oportunidad, expresar sus comentarios y puntos de vista relacionados con los temas observados.

Las observaciones hechas a los estudios, se clasificaron en generales y específicas, precisándose que las observaciones generales tienen jerarquía sobre las específicas, por lo que estas últimas no deben ser consideradas como limitativas. Asimismo, se indicó que las absoluciones de las observaciones específicas, deberán sujetarse, en lo que corresponda, a lo absuelto en las observaciones generales.

Las observaciones se organizaron en los rubros siguientes:

o Proyección de la demanda;



o Determinación del Sistema Eléctrico a Remunerar (SER);

o Costos de Inversión;

o Costos Estándar de Operación y Mantenimiento;

o Determinación de los Factores de Pérdidas Medias e Ingresos Tarifarios y;

o Determinación del Costo Medio Anual (CMA), Peajes, Compensaciones y Fórmulas de Actualización.

Se señaló además que los sustentos e información que sean presentados como respuesta a las observaciones, serán evaluados a fin de verificar la consistencia y trazabilidad de la propuesta; así como, el cumplimiento de la normatividad pertinente y del criterio de eficiencia que exige el marco regulatorio para las instalaciones de transmisión.

De igual manera, se señaló que los comentarios y/o preguntas de parte de los agentes del mercado e interesados que participaron en la Audiencia Pública, también sean absueltas, en lo que corresponda, por la respectiva empresa titular de los SST y SCT. Para tal efecto, se consignó el video de la citada Audiencia Pública en la página Web: http://www2.osinerg.gob.pe/gart.htm, y en la sección que resulta de ingresar a los vínculos siguientes “Procedimientos Regulatorios”, “Procedimiento para fijación de Peajes y Compensaciones para SST y SCT”, “Audiencia Pública de Titulares de los SST y SCT”.

6.2 Observaciones Relevantes Entre otras, las observaciones relevantes hechas a la PROPUESTA INICIAL, en lo referente a la proyección de la demanda y Plan de Inversiones, son las siguientes:

- La propuesta presentada no abarca todas las cargas e instalaciones comprendidas en el Área de Demanda correspondiente, sólo se limita a los alcances de las instalaciones de cada titular.

- No se han evaluado las suficientes alternativas que permitan concluir que la configuración presentada corresponde efectivamente a la alternativa de mínimo costo.

- Se observan diversos errores de cálculo en la valorización de las instalaciones.

- Se han cometido diversos errores de cálculo en la determinación de los factores de pérdidas medias, costo medio anual, peajes y fórmulas de actualización.

Se requirió que el titular revise completamente sus cálculos y metodologías aplicadas, a fin de subsanar errores que no necesariamente puedan haberse detectado como parte del informe de observaciones, pues de detectarse en



las siguientes etapas podrían constituirse en razones para modificar la propuesta presentada en su última versión



7. Propuesta Final

Dentro del plazo establecido para el efecto, con cartas Nº 800-2008-ELPU/GG, Nº 785-2008/GG/ELS y GN-5515-2008, las empresas Electro Puno, Electrosur y REP, respectivamente, presentaron las respuestas a las observaciones hechas por OSINERGMIN a sus PROPUESTAS INICIALES, las mismas que para efectos del presente proceso regulatorio se consideran como la PROPUESTA FINAL correspondiente.

Toda la documentación entregada como PROPUESTA FINAL, ha sido consignada en la página Web de OSINERGMIN, al igual que en el caso de la PROPUESTA INICIAL y las observaciones a la misma, con el propósito de que los agentes del mercado e interesados, tengan acceso a los documentos mencionados y cuenten con la información necesaria que les permita, en su oportunidad, expresar sus comentarios y puntos de vista relacionados con los temas observados. – [Ver referencia 6].

Para los propósitos del presente informe, a continuación se resumen los valores contenidos en la PROPUESTA FINAL, en lo referente a la proyección de la demanda y Plan de Inversiones.

7.1 Proyección de la Demanda

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

Cuadro Nº 7-4 PROPUESTA FINAL ÁREA DE DEMANDA 11

Proyección de la Demanda (GWH)

Año ELECTROSUR (1)

ELECTRO PUNO (2)

REP (3)

2007 350,0 2008 194,7 387,0 2009 209,7 436,0



Año ELECTROSUR (1)

ELECTRO PUNO (2)

REP (3)

2010 229,5 460,0 2011 250,8 494,3 2012 273,5 532,7 2013 297,7 571,0 2014 323,3 609,3 2015 350,4 647,6 2016 379,0 686,0 2017 409,0 724,3 2018 440,5 762,6 Tasa

Promedio 8,51% 7,34%

Nota: (1) Electrosur no presenta propuesta de demanda para SE Ichuña.

(2) La propuesta de Electro Puno presenta una tasa de crecimiento ligeramente menor que la PROPUESTA INICIAL.

(3) La propuesta de REP incluye la demanda global de la Región Sur Este.

7.2 Plan de Inversiones

Las instalaciones del SCT que conforman el Plan de Inversiones correspondiente al período 24 de julio 2006 al 30 de abril de 2013, de la PROPUESTA FINAL, son las que se resumen en los siguientes cuadros:

Cuadro Nº 7-5 PROPUESTA FINAL ÁREA DE DEMANDA 11

SCT (Miles US$) TITULAR 1: ELECTRO PUNO

Año Instalaciones de Transmisión Elemento

Monto de Inversión Miles

de US$

2011 SET Puno TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 60/23/10 KV DE 25 MVA, instalado al interior en Selva de 0 a 1000 msnm

575,37

2009 SET Huancané MODULO DE CELDA TIPO CONVENCIONAL, AL EXTERIOR 60 KV SIERRA RURAL (de 3000 a 4000 msnm) - SIMPLE BARRA – LÍNEA

162,70

2009 SET Huancané MODULO DE CELDA TIPO CONVENCIONAL, AL EXTERIOR 60 KV SIERRA RURAL (de 3000 a 4000 msnm) - SIMPLE BARRA - TRANSFORMACIÓN

131,35

2009 SET Huancané MODULO DE CELDA TIPO CONVENCIONAL, AL EXTERIOR 22,9 KV SIERRA RURAL (de 3000 a 4000 msnm) - SIMPLE BARRA - TRANSFORMACIÓN

49,06

2009 SET Huancané MODULO DE CELDA TIPO CONVENCIONAL, AL EXTERIOR 22,9 KV SIERRA RURAL (de 3000 a 4000 msnm) - SIMPLE BARRA - ALIMENTADOR

185,74

2009 SET Huancané SERVICIOS AUXILIARES 10 KV - 50 KVA SIERRA - RURAL (de 3000 a 4000 msnm) 38,44

2009 SET Huancané TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 60/23/10 KV DE 3 MVA, instalado al exterior en Sierra de 3000 a 4000 msnm

234,99

2009 SET Huancané MODULO DE OBRAS CIVILES GENERALES - 99,18



Año Instalaciones de Transmisión Elemento

Monto de Inversión Miles

de US$ SUBESTACION TIPO CONVENCIONAL, AL EXTERIOR -TENSION 60 KV - SIERRA - SISTEMA DE BARRA EN SIMPLE BARRA

2009 SET Huancané MODULO DE EDIFICIO DE CONTROL TIPO CONVENCIONAL AL EXTERIOR - TENSION 60 KV - EN SIERRA - SIMPLE BARRA

30,66

2009 SET Huancané MODULO DE RED DE TIERRA PROFUNDA - TENSION 60 KV - con Icc De 0 a 10 KA en SIERRA - SISTEMA DE BARRAS SIMPLE BARRA

21,79

2009 SET Huancané MODULO DE INSTALACIONES ELECTRICAS AL EXTERIOR TIPO CONVENCIONAL - TENSION 60 KV en SIERRA - SISTEMA DE BARRAS SIMPLE BARRA

9,83

2009 SET Ananea MODULO DE CELDA TIPO CONVENCIONAL, AL EXTERIOR 60 KV SIERRA RURAL (de 3000 a 4000 msnm) - SIMPLE BARRA - LÍNEA

162,70

2009 SET Ananea MODULO DE CELDA TIPO CONVENCIONAL, AL EXTERIOR 60 KV SIERRA RURAL (de 3000 a 4000 msnm) - SIMPLE BARRA - TRANSFORMACIÓN

131,35

2009 SET Ananea MODULO DE CELDA TIPO CONVENCIONAL, AL EXTERIOR 22,9 KV SIERRA RURAL (de 3000 a 4000 msnm) - SIMPLE BARRA - TRANSFORMACIÓN

49,06

2009 SET Ananea MODULO DE CELDA TIPO CONVENCIONAL, AL EXTERIOR 22,9 KV SIERRA RURAL (de 3000 a 4000 msnm) - SIMPLE BARRA - ALIMENTADOR

371,49

2009 SET Ananea SERVICIOS AUXILIARES 10 KV - 50 KVA SIERRA - RURAL (de 3000 a 4000 msnm) 38,44

2009 SET Ananea TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 60/23/10 KV DE 9 MVA, instalado al exterior en Sierra de 3000 a 4000 msnm

492,02

2009 SET Ananea MODULO DE BANCO CAPACITIVO - 22,9 KV, SIERRA (de 3000 a 4000 msnm) - TIPO VARIABLE - 7.5 MVAR 59,42

2009 SET Ananea MODULO DE OBRAS CIVILES GENERALES - SUBESTACION TIPO CONVENCIONAL, AL EXTERIOR -TENSION 60 KV - SIERRA - SISTEMA DE BARRA EN SIMPLE BARRA

99,18

2009 SET Ananea MODULO DE EDIFICIO DE CONTROL TIPO CONVENCIONAL AL EXTERIOR - TENSION 60 KV - EN SIERRA - SIMPLE BARRA

30,66

2009 SET Ananea MODULO DE RED DE TIERRA PROFUNDA - TENSION 60 KV - con Icc De 0 a 10 KA en SIERRA - SISTEMA DE BARRAS SIMPLE BARRA

21,79

2009 SET Ananea MODULO DE INSTALACIONES ELECTRICAS AL EXTERIOR TIPO CONVENCIONAL - TENSION 60 KV en SIERRA - SISTEMA DE BARRAS SIMPLE BARRA

9,83

2009 SET Azangaro - Deriv SET Huancane

LÍNEA DE TRANSMISIÓN EN 60 KV

1.904,63

2009 Deriv SET Huancane - SET Huancane LÍNEA DE TRANSMISIÓN EN 60 KV 2.440,94

2009 Deriv SET Huancane - SET Ananea LÍNEA DE TRANSMISIÓN EN 60 KV 1.754,27

2010 SET´s CENTRO DE CONTROL - EMPRESA MEDIANA - 5 SETS 552,55

2010 SET´s SISTEMA DE TELECOMUNICACIONES - EMPRESA MEDIANA - 5 SETS 464,76

Total 10.122,17

En esta etapa, las demás titulares que conforman el Área de Demanda 11 no presentaron información de inversión.

En el Anexo B se muestra los diagramas unifilares correspondientes al SER (SST y SCT) de la PROPUESTA FINAL.



En resumen, los costos de inversión por año de la PROPUESTA FINAL son los que se muestran en el siguiente cuadro:

Cuadro Nº 7-6

PROPUESTA FINAL ÁREA DE DEMANDA 11 COSTO DE INVERSIÓN POR AÑO

(Miles US$) Año Electro Puno REP TOTAL

2006 2007 2008 2009 8 529,50 2 521,89 11 051,39 2010 1 017,30 1 017,30 2011 575,37 575,37 2012 0,00 2013 0,00

Nota: El año 2013 se considera hasta el mes de abril El año 2006 se considera a partir del mes de agosto Los costos de inversión total de la propuesta final son mayores en 9% respecto de la propuesta inicial.



8. Prepublicación de Tarifas

Con fecha 02 de febrero de 2009 se publicó la Resolución de Consejo Directivo OSINERGMIN Nº 027-2009-OS/CD, mediante la cual se prepublicó el “Proyecto de resolución con la que se fijarían las Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión, aplicables para el periodo comprendido entre el 1° de mayo de 2009 y el 30 de abril de 2013” (en adelante “PREPUBLICACIÓN”). Asimismo, se publicó en la página Web de OSINERGMIN conjuntamente con la información que lo sustenta.

Dicha PREPUBLICACIÓN incluyó la prepublicación de la Proyección de la Demanda Eléctrica y Plan de Inversiones del Área de Demanda 11.



9. Segunda Audiencia Pública

El Consejo Directivo del OSINERGMIN convocó a una segunda audiencia pública, la misma que se llevó a cabo el 10 de febrero de 2009, en la cual OSINERGMIN realizó la exposición y sustento de los criterios, metodología y modelos económicos utilizados en el presente procedimiento de fijación tarifaria para los SST y SCT.

Cabe resaltar que, la realización de esta audiencia pública se produjo de manera descentralizada y simultánea en tres ciudades del país: Lima, Arequipa y Piura, a través de un sistema de multi videoconferencia.

En esta audiencia pública, los consumidores, las empresas concesionarias, las asociaciones de usuarios y demás personas interesadas en la regulación de las tarifas de transmisión secundaria, pudieron dar a conocer sus puntos de vista sobre el procedimiento regulatorio en ejecución y su resultado tarifario, así como plantear sus interrogantes las mismas que se absolvieron en el mismo acto.

El desarrollo de esta audiencia pública ha quedado registrado en los videos y actas, los cuales se encuentran publicados en la página Web de OSINERGMIN, pudiendo acceder a la misma con el siguiente Link:

http://www2.osinerg.gob.pe/ProcReg/FijacionSSTySCT/Audiencia.htm,

conjuntamente con las presentaciones correspondientes.



10. Opiniones y sugerencias a la Prepublicación

El 24 de febrero de 2009 fue la fecha de cierre para que los interesados en la regulación tarifaria de SST y SCT, en curso, presentaran sus opiniones y sugerencias sobre los proyectos de resolución que fijan las Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión.

Con respecto al Área de Demanda 11, dentro del plazo señalado, no se presentaron opiniones y sugerencias.



11. Análisis de OSINERGMIN

OSINERGMIN además de haber evaluado las premisas y cálculos presentados por los TITULARES, tanto en la PROPUESTA INICIAL como en la PROPUESTA FINAL, para la presente etapa del proceso ha tomado en cuenta el análisis de las Opiniones y Sugerencias a la PREPUBLICACIÓN, el cual se desarrolla en el Anexo C del presente informe.

En ese sentido, para los casos en los que no se han subsanado adecuadamente las observaciones hechas a las propuestas regulatorias presentadas por las titulares de transmisión o la información presentada ha resultado inconsistente o no ha sido debidamente sustentada, OSINERGMIN ha procedido a evaluar la proyección de la demanda y a determinar el SER; así como, a establecer los costos de Inversión, a fin de determinar el Plan de Inversiones para el período 2009-2013, en conformidad con el marco regulatorio vigente.

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

11.1 Proyección de la Demanda OSINERGMIN ha procedido a determinar la proyección de demanda del Área de Demanda 11, en base a la mejor información disponible, debido a que:

• Electro Puno presentó la proyección de demanda eléctrica sólo del mercado eléctrico que atiende dentro de su área de concesión, sin incluir la demanda de otras suministradoras que también son atendidas dentro del Área de Demanda 11, no habiéndose así dado cumplimiento a lo establecido en el nuevo marco regulatorio, en el sentido que la proyección de la demanda eléctrica debe efectuarse por toda el área de demanda. Es el caso del cliente libre MINSUR alimentado de la SET San Rafael ubicada en la provincia de Azángaro.



• Existen deficiencias en los cálculos de proyección de la demanda en los sistemas Puno, Puno Rural, Ilave – Pomata y el sistema eléctrico Juliaca y Juliaca rural, por ejemplo para el cliente libre mayor Cemento Sur se ha calculado erróneamente los factores de contribución a la punta por sistema eléctrico y el factor de simultaneidad con el SEIN.

Para la presente etapa, con base en la información que los TITULARES han proporcionado como parte de sus opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN, así como en la información que han presentado como respuesta a lo requerido mediante Oficio N° 0188-2009-GART, de fecha 11 de febrero 2009; se incorporaron las demandas nuevas de Usuarios Menores y Usuarios Mayores para las que cada titular presentó la información de sustento.

Es del caso señalar que la diferencia entre la proyección de la demanda presentada por los TITULARES y lo proyectado por OSINERGMIN para la PREPUBLICACIÓN, se debe fundamentalmente a que dichas titulares no consideraron la demanda de clientes importantes ubicados dentro del Área de Demanda 11, atendidos por otros suministradores, y a la demanda nueva que no cuenta con sustento.

Por las razones expuestas, OSINERGMIN procedió a proyectar la demanda del Área de Demanda 11 en estricto cumplimiento del marco normativo vigente. Los criterios y procedimiento utilizados para la proyección de la demanda eléctrica son los mismos que se explicaron en el Informe N° 047-2009-GART que sustentó la prepublicación de las Tarifas y Compensaciones de SST y SCT del Área de Demanda 11 - [Ver Referencia 7].

11.1.1 METODOLOGÍA Para la proyección de las ventas de energía del Área de Demanda 11, se utilizó la metodología definida en la NORMA TARIFAS, en la que se establece que:

− Las ventas totales de energía de los Usuarios Menores a 2,5 MW, libres y regulados, se proyectan en base a modelos econométricos, con la utilización de variables explicativas independientes, tales como: PBI regional, población regional, clientes y la variable tiempo para los modelos de tendencia.

− La proyección de las ventas de energía de los Usuarios Mayores, cuya demanda es igual o mayor a 2,5 MW, es solicitada a cada cliente libre, la cual debe responder a su propia previsión de demanda de energía.

La proyección de la demanda total de energía y potencia a nivel de subestaciones de cada sistema eléctrico, comprendido en el Área de Demanda 11, se obtiene mediante la agregación de las proyecciones de las demandas de los Usuarios Menores y de los Usuarios Mayores, según el procedimiento establecido en la NORMA TARIFAS.



11.1.2 DATOS HISTÓRICOS Y VARIABLES EXPLICATIVAS

11.1.2.1 DATOS HISTÓRICOS E INFORMACIÓN BASE

a) USUARIOS MENORES

VENTAS DE ENERGÍA

Las ventas históricas de energía de los Usuarios Menores pertenecientes al mercado regulado, se obtienen de la información proporcionada por los propios TITULARES, la cual es corroborada y complementada con los datos “SICOM_1996_2007” de OSINERGMIN que contiene información de clientes por empresa distribuidora y por sistema eléctrico desde el año 1996.

Las ventas históricas de energía a los clientes libres, considerados como Usuarios Menores (< 2,5 MW), se obtienen de la información proporcionada por las mismas empresas, las cuales se corroboran y complementan con la base de datos de Clientes Libres de OSINERGMIN, la cual contiene información de ventas de energía por clientes libres desde el año 1998 hasta 2007, siendo estos tipos de clientes los siguientes:

Cuadro Nº 11-7 PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 11

CLIENTES LIBRES CONSIDERADOS COMO USUARIOS MENORES Cliente MD(MW)

ARASI 1.4

De esta manera, las ventas efectuadas a los mercados libre y regulado por nivel de tensión y total de ventas, de dichos Usuarios Menores son los que se muestran en el siguiente cuadro:




VENTAS HISTÓRICAS DE ENERGÍA A USUARIOS MENORES (MWh)

AÑO Mercado Libre Mercado Regulado MT+BT Totales Por Nivel de

Tensión TOTAL AT MT Sub-Total MT(1) BT(1) Sub-Total AT MT+BT VENTAS 1996 00,00 00,00 00,00 17 730,92 56 999,85 74 730,77 00,00 74 730,77 74 730,77 1997 00,00 00,00 00,00 15 403,19 57 886,36 73 289,55 00,00 73 289,55 73 289,55 1998 00,00 00,00 00,00 16 063,84 59 912,63 75 976,47 00,00 75 976,47 75 976,47 1999 00,00 00,00 00,00 15 901,11 65 099,09 81 000,20 00,00 81 000,20 81 000,20 2000 00,00 00,00 00,00 18 334,79 67 356,94 85 691,73 00,00 85 691,73 85 691,73 2001 00,00 00,00 00,00 18 087,38 69 973,72 88 061,10 00,00 88 061,10 88 061,10 2002 00,00 00,00 00,00 20 422,20 75 018,24 95 440,43 00,00 95 440,43 95 440,43 2003 00,00 00,00 00,00 23 130,50 78 998,03 102 128,53 00,00 102 128,53 102 128,53 2004 00,00 00,00 00,00 27 224,99 87 890,01 115 114,99 00,00 115 114,99 115 114,99 2005 00,00 00,00 00,00 30 335,27 98 441,50 128 776,78 00,00 128 776,78 128 776,78 2006 00,00 00,00 00,00 33 495,12 108 613,29 142 108,41 00,00 142 108,41 142 108,41 2007 00,00 3 223,51 3 223,51 41 020,05 120 732,41 161 752,46 00,00 164 975,96 164 975,96

(1) No incluye pérdidas en media y baja tensión.

Conforme la metodología establecida en la NORMA TARIFAS, para realizar la distribución de las ventas por subestaciones se utiliza el factor de participación calculado en base a la información proporcionada por los TITULARES sobre la energía vendida en cada SET y la energía total del Área de Demanda 11 del año base 2007.

En cuanto a las pérdidas en BT y MT, para su cálculo se utilizan los factores de expansión de pérdidas (calculados respecto a las ventas) aprobados por OSINERGMIN, los cuales se encuentran diferenciados por Sector Típico y por nivel de tensión, tal como se muestran en el siguiente cuadro:


FACTORES DE EXPANSIÓN DE PÉRDIDAS EN MT Y BT

Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 4 Sector 5Media 1.29% 1.52% 1.70% 1.90% 1.90%Baja 9.00% 8.37% 9.33% 10.07% 10.07%

Sector típicoNivel de Tensión

Los Factores de Carga para la demanda correspondiente a los Usuarios Menores de cada SET se calcularon con base en la información de los registros de potencia y energía, del año 2007, informados por las empresas que conforman el Área de Demanda en sus respectivas propuestas de tarifas, a las que se descontó aquella correspondiente a la demanda de Usuarios Mayores. De manera similar se calcularon los Factores de Contribución a la Punta y de Simultaneidad.

Los factores mencionados y la potencia de cada SET coincidente con la máxima anual del sistema eléctrico respectivo, para el año 2007, se muestran en el siguiente cuadro:




FACTORES DE CÁLCULO USUARIOS MENORES – AÑO 2007

Energía del año típico - usuarios

menores

Factor de Participación

[MWh]

Factor de Carga

Factor de Contribución

a la Punta

Factor de Simultaneidad

Max Dem. del Sistema Electrico -

Pmax - usuarios menores

MWh [%] [unid] [unid] [unid] kWJULIAC10 1.01825 1.11212 69,538 42.2% 0.42 1.00 0.90 20,659PUNO10 1.01733 1.12069 42,695 25.9% 0.48 1.00 0.93 9,644AZANG23 1.01746 1.12636 17,714 10.7% 0.37 1.00 0.70 4,225POMAT23 1.01733 1.12069 11,148 6.8% 0.28 1.00 0.62 3,027ILAVE23 1.01733 1.12069 10,053 6.1% 0.28 1.00 0.62 2,730ANTAU23 1.01937 1.13351 7,409 4.5% 0.49 1.00 0.72 1,464AYAV10 1.01937 1.13351 3,755 2.3% 0.41 1.00 0.95 1,088AYAV23 1.01937 1.13351 2,664 1.6% 0.35 1.00 0.72 699

Sistema Eléctrico / Barra

Factor de Pérdidas

demanda de MT (Perdidas

MT)

Factor de Pérdidas

demanda de BT (Perdidas

MT + Perdidas BT)

Fuente: OSINERGMIN y propuesta tarifaria de empresas

b) USUARIOS MAYORES

En cuanto a las ventas de energía efectuadas a los Usuarios Mayores (>2,5 MW), la información histórica presentada por cada empresa suministradora se ha corroborado y complementado con base en la máxima demanda registrada de cada cliente libre en el año 2007, contenida en el Boletín Anual del Mercado Libre del año 2007 publicado por OSINERGMIN.

Los Factores de Carga, de Contribución a la Punta y de Simultaneidad de los clientes libres mayores se calculan mediante el procesamiento de las curvas de carga de cada cliente con registros cada 15 minutos, del año 2007.

Los factores de cálculo correspondiente a los Usuarios Mayores, así como la máxima demanda, demanda coincidente con el SEIN y la energía, correspondientes al año 2007, se muestran en el siguiente cuadro.


FACTORES DE CÁLCULO USUARIOS MAYORES – AÑO 2007 Máxima Demanda

SISTEMA SUBESTACIÓN NOMBRE DEL USU TENSIÓN (1) Demanda Coincidente Energía (2) FCP FScon Max SEIN

(kV) (MW) (MW) (MWh)Antuata SE SAN RAFAEL MINSUR (PUNO) 138.00 14.40 11.84 103482.76 0.90 0.82

Juliaca y Juliaca Rural TAPARACHI CEMENTOS SUR 10.00 3.10 0.52 4488.82 0.14 0.17

DATOS PARA EL AÑO "0"

11.1.2.2 VARIABLES EXPLICATIVAS PBI

El PBI empleado para la proyección de la demanda eléctrica se estimó mediante una ponderación del PBI departamental, en función de las ventas de energía en cada parte de departamento que conforman el Área de Demanda.

Para esto, se identificaron las SET por departamento y sobre esta base se determinó un factor de participación que relaciona la energía vendida en cada departamento, según las SET ubicadas en los mismos, y el total de energía vendida en el Área en el año base 2007. Este factor se utiliza para ponderar



el PBI de cada departamento, conformándose así el PBI del Área de Demanda. Cabe resaltar que al disponer de información de ventas por SET solo para el año base, se supone que esta distribución es la misma para todo el período histórico considerado en este estudio.

En el caso del Área de Demanda 11, el PBI empleado para la proyección de la demanda eléctrica es el PBI del departamento de Puno, cuyos datos provienen de las estadísticas de cuentas nacionales estimadas por el INEI (Instituto Nacional de Estadísticas e Informática) publicadas en los documentos “Perú: Compendio Estadístico 2003” y “Producto Bruto Interno por Departamentos 2001 – 2006”.

POBLACIÓN

Para la determinación de la población por Área de Demanda 11, se utiliza la misma metodología que para la estimación del PBI Regional y el mismo factor de participación.

Los datos de base para esta estimación provienen de los Censos Nacionales de Población de los años 1993 y 2005 publicados por el INEI. Los valores entre esos años fueron interpolados a la tasa de crecimiento promedio anual.

CLIENTES

La cantidad de clientes por Área de Demanda proviene de la base de datos que dispone OSINERGMIN, la cual se mantiene actualizada con información reportada por las mismas empresas concesionarias del sector eléctrico. Al igual que la energía vendida, dicha base de datos contiene también la cantidad de clientes por sistema eléctrico, de manera tal que se consideran los clientes de los sistemas que conforman el Área de Demanda.

En la siguiente tabla se muestran las series históricas del PBI y la población del área de demanda, así como el número de clientes correspondiente.


VARIABLES EXPLICATIVAS – INFORMACIÓN HISTÓRICA PBI del Área Número de Clientes Población del Área

AÑO TASA DE TASA DE TASA DE

(Mio. S/.) CRECIM. (%) CLIENTES CRECIM.

(%) HABITANTES CRECIM. (%)

1996 2 154,00 0,00% 51 931,00 0,00% 1 117 746,07 0,00% 1997 2 353,00 9,24% 58 356,00 12,37% 1 130 671,71 1,16% 1998 2 419,00 2,80% 65 586,00 12,39% 1 143 746,83 1,16% 1999 2 488,00 2,85% 73 086,00 11,44% 1 156 973,14 1,16% 2000 2 631,00 5,75% 84 281,00 15,32% 1 170 352,40 1,16% 2001 2 607,00 -0,91% 95 719,00 13,57% 1 183 886,38 1,16% 2002 2 800,57 7,42% 102 856,00 7,46% 1 197 576,87 1,16% 2003 2 830,07 1,05% 108 263,00 5,26% 1 211 425,68 1,16% 2004 2 945,28 4,07% 113 788,00 5,10% 1 225 434,63 1,16% 2005 3 110,64 5,61% 119 176,00 4,74% 1 239 605,58 1,16% 2006 3 273,89 5,25% 126 474,00 6,12% 1 253 940,41 1,16% 2007 3 498,50 6,86% 134 253,00 6,15% 1 268 441,00 1,16%



11.1.3 PROYECCIÓN DE VARIABLES Para la proyección de las ventas de energía de Usuarios Menores se estimaron modelos econométricos que relacionan las ventas de energía con la proyección del PBI, la población y los clientes como variables explicativas, y modelos de tendencia, de acuerdo a lo explicado en la metodología.

11.1.3.1 Metodología de Proyección Para proyectar las ventas de energía de los usuarios menores se estiman dos clases de modelos:

1. Modelos tendenciales: se proyectan las ventas de energía a partir de curvas determinísticas que reflejen la tendencia global de la serie durante el período histórico. Esto significa que la proyección que resulta de estos modelos dependen de la evolución de la variable en el pasado. Se consideran curvas de tipo lineal, logarítmicas, curvas cuadráticas con y sin logaritmos.

2. Modelos econométricos: están basados en la incorporación de variables explicativas que resulten significativas para representar la evolución de las ventas de energía. Se consideran modelos que incorporen las siguientes variables:

- PBI

- PBI + Población

- PBI + Clientes

- PBI + variables Ventas de energía rezagada un período Ambas clases de modelos, si bien son similares en cuanto a las herramientas de estimación, presentan características diferentes en cuanto a sus resultados. Los modelos tendenciales son más adecuados para representar comportamientos de largo plazo ya que dan por resultado curvas suaves cuya evolución se mantiene estable a través del tiempo. En la modelización de series económicas se utilizan para representar la tendencia de la serie.

Por su parte, los modelos econométricos permiten incorporar la información de otras variables, que se denominan explicativas y que se consideran relacionadas con la variable que se desea proyectar. Esto implica que se deben disponer de proyecciones de las variables auxiliares, las cuales pueden provenir de fuentes oficiales o bien deberán calcularse oportunamente. A su vez, la utilización de estas variables explicativas puede generar que los valores proyectados de la variable de interés presente fluctuaciones de corto plazo que los modelos tendenciales no capturan.

Concretamente, la proyección de la demanda se realiza de la siguiente manera:

1. Hasta el año 2011 se utilizan los resultados del modelo econométrico seleccionado en base a los criterios estadísticos que se explicarán a continuación.

2. Se fija un horizonte de proyección para el período 2012-2018 en base a los resultados del modelo de tendencia seleccionado. De acuerdo a los resultados obtenidos se utilizan dos criterios:



o Se fija como valor horizonte al 2018 las ventas de energía que pronostica el modelo de tendencia para ese año y se realiza una interpolación lineal entre el valor del 2011 y el del 2018;

o Se utilizan las tasas de crecimiento proyectadas que surgen del modelo de tendencia seleccionado.

La selección de los modelos se realiza en base a los criterios estadísticos habituales de bondad del ajuste.

11.1.3.2 Proyección de Variables Explicativas

a) PBI Regional

La proyección del PBI Regional implicó proyectar el PBI de cada departamento que forma parte del área de demanda. Dado que los organismos oficiales solo realizan previsiones de variables macroeconómicas a nivel nacional, es necesario estimar el PBI Regional en base a las estimaciones agregadas.

Para desagregar la proyección del PBI Nacional a nivel de Departamentos, se calculó un factor que relaciona la tasa de crecimiento del PBI departamental con la Nacional durante el período histórico, reflejando así cuáles son los departamentos que presentan un crecimiento del PBI mayor, igual o menor al observado a nivel nacional. Los resultados obtenidos no permiten observar una relación directa entre estas dos series para cada departamento, siendo la relación calculada muy distinta en distintos años para cada uno de ellos. De esta manera, se decidió promediar el factor calculado para los dos últimos años del período histórico, esto es, 2005 y 2006, para estimar la tasa de crecimiento del PBI correspondiente a cada Departamento para el período 2007/2011, suponiendo que dicha estructura se mantiene en el corto plazo.

El factor promedio calculado se aplica a la tasa de crecimiento que estima el Ministerio de Economía y Finanzas (MEF) hasta el año 2010, publicada en el “Plan de Estímulo Económico” de Febrero de 2009. Se utilizan estas estimaciones dado que incluyen los efectos de la crisis financiera y económica mundial en el Perú. La tasa de proyección del año 2011 se estima suponiendo que se mantiene la relación incremental entre el 2009 y 2010, replicándola para el próximo año. A su vez, se verificó que este porcentaje es similar al estimado por el MEF en el “Marco Macroeconómico Multianual 2009-2011 (Actualizado al mes de agosto de 2008)”, en el cual la tasa de crecimiento pronosticada para el último año de esta serie es 7,5%. De esta manera, en el siguiente cuadro se pueden observar las tasas de crecimiento proyectadas que se utilizaron para calcular las proyecciones del PBI Regional.


VARIACIÓN PORCENTUAL REAL PBI A NIVEL NACIONAL 2007 2008 2009 2010 2011

Proyección PBI MEF Febrero 2009 9.0% 9.1% 5.0% 6.0% 7.2%



b) Población Regional

Al igual que los datos históricos de la población regional, se utiliza la proyección estimada por el INEI, la cual se encuentra publicada en la Biblioteca Digital de dicha entidad. Se presentan estimaciones quinquenales entre 1995 y 2015. Para completar la serie de datos entre los quinquenios se realiza una interpolación entre esos años utilizando la tasa de crecimiento promedio de los quinquenios.

c) Clientes

Los clientes se proyectaron en base a un modelo de tendencia lineal cuyos resultados se pueden observar en el siguiente cuadro. El resultado de los estadísticos descriptivos R2, t, y F muestran valores óptimos.


MODELO DE PROYECCIÓN DE CLIENTES Dependent Variable: CLIE_ORIG Method: Least Squares Date: 01/21/09 Time: 18:01 Sample: 1996 2007 Included observations: 12 Variable Coefficient Std. Error t-Statistic Prob. C 52628,31 1549,191 33,97147 0 @TREND 7609,535 238,5725 31,89611 0 R-squared 0,990266 Mean dependent var 94480,75 Adjusted R-squared 0,989293 S.D. dependent var 27571,08 S.E. of regression 2852,912 Akaike info criterion 18,90108 Sum squared resid 8,14E+07 Schwarz criterion 18,9819 Log likelihood -111,4065 F-statistic 1017,362 Durbin-Watson stat 0,535103 Prob(F-statistic) 0

En el siguiente cuadro se muestran los valores proyectados de las variables explicativas de los modelos utilizados para la proyección de las ventas de energía.


VARIABLES EXPLICATIVAS PROYECTADAS

AÑO PBI Regional TC POB Regional TC CLIE TC

Mio. S/. % hab. % # %

2007 3,499 6.9% 1,268,441 1.2% 134,253 6.2%

2008 3,742 6.9% 1,281,766 1.1% 141,746 5.6%2009 3,884 3.8% 1,295,231 1.1% 149,240 5.3%2010 4,062 4.6% 1,308,837 1.1% 156,733 5.0%2011 4,286 5.5% 1,321,280 1.0% 164,227 4.8%2012 1,333,841 1.0% 171,720 4.6%2013 1,346,522 1.0% 179,214 4.4%2014 1,359,323 1.0% 186,707 4.2%2015 1,372,246 1.0% 194,200 4.0%2016 1,385,291 1.0% 201,694 3.9%2017 1,398,461 1.0% 209,187 3.7%2018 1,411,756 1.0% 216,681 3.6%



11.1.4 PROYECCIÓN VENTAS-USUARIOS MENORES Para la proyección de las ventas de energía de Usuarios Menores 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, de acuerdo a lo explicado en la metodología.

A continuación se presentan los valores del coeficiente de correlación R2 y el estadístico t, obtenidos para cada uno de los modelos.


MODELOS ECONOMÉTRICOS R2

1 VEt = C1 + C2 * PBIt 0.9429 C1 -6.21C2 12.86

2 Ln(VEt) = C1 + C2 * Ln(PBIt) 0.9418 C1 -2.64C2 12.73

3 VEt = C1 + C2 * POBt + C3 * PBIt 0.9472 C1 0.43C2 -0.86

3.004 Ln(VEt) = C1 + C2 * Ln(POBt) + C3 * Ln(PBIt) 0.9456 C1 -0.87

C2 0.791.05

5 VEt = C1 + C2 * PBIt + C3 * CLIEt 0.9550 C1 -4.50C2 4.95

-1.556 Ln(VEt) = C1 + C2 * Ln(PBIt) + C3 * Ln(CLIEt) 0.9507 C1 -2.77

C2 4.90C3 -1.27

7 VEt = C1 + C2 * PBIt + C3 * VEt-1 0.9955 C1 -3.31C2 2.10C3 5.22

8 Ln(VEt) = C1 + C2 * Ln(PBIt) + C3 * Ln(VEt-1) 0.9942 C1 -5.70C2 3.36C3 3.95

Estadístico tModelo


MODELOS DE TENDENCIA R2

1 VEt = C1 + C2 * T 0.8838 C1 10.40C2 8.72

2 Ln(Vet) = C1 + C2 * T 0.9390 C1 292.62C2 12.40

3 VEt = C1 + C2 * T + C3 * T^2 0.9937 C1 39.69C2 -2.57

C3 12.554 Ln(Vet) = C1 + C2 * T + C3 * T^2 0.9972 C1 957.74

C2 1.52C3 13.63

Modelo Estadístico t

De acuerdo a los criterios teóricos explicados se seleccionó el modelo 1 de los econométricos, que relaciona la variable ventas de energía con la población y el PBI del área, y el modelo 2 de los de tendencia, los cuales corresponden a los siguientes estadísticos:




EFICIENCIA DEL MODELO ECONOMÉTRICO SELECCIONADO Dependent Variable: VENTAS

Sample: 1996 2007 Included observations: 12

Variable Coefficient Std. Error t-Statistic Prob. C -97485,75 15686,23 -6,214736 0,0001 PBI 72,39672 5,631701 12,85521 0 R-squared 0,942941 Mean dependent var 102274,6 Adjusted R-squared 0,937235 S.D. dependent var 29622,11 S.E. of regression 7421,219 Akaike info criterion 20,81309 Sum squared resid 5,51E+08 Schwarz criterion 20,8939 Log likelihood -122,8785 F-statistic 165,2565 Durbin-Watson stat 0,798113 Prob(F-statistic) 0

Cuadro Nº 11-19

PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 11 EFICIENCIA DEL MODELO DE TENDENCIA SELECCIONADO

Dependent Variable: LOG(VTAS)

Sample: 1996 2007 Included observations: 12

Variable Coefficient Std. Error t-Statistic Prob. C 11,10189 0,03794 292,6206 0

@TREND 0,072477 0,005843 12,40489 0 R-squared 0,93898 Mean dependent var 11,50051 Adjusted R-squared 0,932878 S.D. dependent var 0,269677 S.E. of regression 0,069868 Akaike info criterion -2,333419 Sum squared resid 4,88E-02 Schwarz criterion -2,252602 Log likelihood 16,00052 F-statistic 153,8813 Durbin-Watson stat 0,463327 Prob(F-statistic) 0

Como se puede observar en los cuadros anteriores, el coeficiente de determinación muestra un ajuste óptimo. De acuerdo a los resultados del estadístico t, las variables consideradas de manera individual son significativas para explicar el comportamiento de la variable dependiente. Por otro lado, las variables consideradas en conjunto, también son significativas para explicar las variaciones en las ventas de energía, según el resultado del estadístico F.

Una vez estimados los modelos en base a los cuales se proyectarán las ventas de energía, se calcula la serie de la variable dependiente que resulta de aplicar los valores de las variables explicativas en el modelo especificado. De esta serie ajustada, surge la tasa de crecimiento que se utiliza para pronosticar las ventas futuras.

En la tabla siguiente se presentan los resultados de la proyección de ventas de energía de Usuarios Menores.




PROYECCIÓN VENTAS DE ENERGÍA DE USUARIOS MENORES (MWh)

TOTAL NIVEL DE TENSIÓN: MT+BT(1) TOTAL AÑO VENTAS

(AT) MT BT MT+BT VENTAS

(AT+ MT+BT)

2008 - 49 238,65 134 363,10 183 601,75 183 601,75 2009 - 52 173,27 142 371,14 194 544,41 194 544,41 2010 - 55 830,62 152 351,36 208 181,98 208 181,98 2011 - 60 419,90 164 874,64 225 294,53 225 294,53 2012 - 63 078,37 172 129,12 235 207,49 235 207,49 2013 - 65 733,97 179 375,76 245 109,73 245 109,73 2014 - 68 389,62 186 622,54 255 012,16 255 012,16 2015 - 71 043,14 193 863,49 264 906,63 264 906,63 2016 - 73 700,15 201 113,99 274 814,14 274 814,14 2017 - 76 353,36 208 354,09 284 707,45 284 707,45 2018 - 79 010,46 215 604,81 294 615,27 294 615,27

TASA PROMEDIO (%) 4.84% (1) No incluye pérdidas en MT y BT

Los valores de proyección de la demanda presentados en el cuadro anterior resultan ligeramente inferiores a los de la PREPUBLICACIÓN, debido a que para esta etapa del proceso se han considerado los últimos valores de PBI proyectados por el MEF.

11.1.5 PROYECCIÓN VENTAS-USUARIOS MAYORES Según la NORMA TARIFAS, la proyección de estos usuarios debe ser efectuada por los propios clientes libres por solicitud de las empresas que presentan sus propuestas tarifarias. En el caso que las empresas hayan presentado la encuesta con la proyección de clientes libres se toma esta información como válida. En caso contrario, se mantiene constante la potencia no coincidente del año base 2007 para todo el período de proyección.

En el caso del Área de Demanda 11, la empresa no presenta las proyecciones de los clientes libres, por lo cual, se considera constante el consumo del año 2007.

11.1.6 DEMANDAS ADICIONALES

En el caso que las empresas pertenecientes al Área de Demanda, no sustentan la incorporación de las demandas adicionales propuestas, éstas no fueron incorporadas a la proyección de demanda.

En esta etapa del proceso, Electro Puno ha presentado el sustento correspondiente a las demandas adicionales, por lo cual se han incorporado al estudio las siguientes cargas en Putina, Ananea y Huancané:




DEMANDAS ADICIONALES INCORPORADAS

SET Tensión [kV] 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Azángaro 22,9 0,00 0,00 14,83 14,95 15,41 15,30 15,43 15,55 15,69 15,82 15,96

11.1.7 RESULTADOS DE LA PROYECCIÓN DE LA DEMANDA.

Luego de efectuar la integración de la proyección de las demandas de Usuarios Menores y Usuarios Mayores y Demandas Adicionales, según el procedimiento establecido en la NORMA TARIFAS, se obtiene la siguiente proyección de la demanda de potencia coincidente a nivel de SET, correspondiente al Área de Demanda 11.


PROYECCIÓN DE POTENCIA COINCIDENTE A NIVEL DE SEIN

MÁXIMA DEMANDA (MW)

CodSET Tensión

kV 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Antauta 23,00 1,46 1,55 1,66 1,79 1,87 1,95 2,03 2,11 2,19 2,27 2,35 SE San Rafael 138,00 11,84 11,84 11,84 11,84 11,84 11,84 11,84 11,84 11,84 11,84 11,84 Total: MAT 11,84 11,84 11,84 11,84 11,84 11,84 11,84 11,84 11,84 11,84 11,84 Total: MT 1,46 1,55 1,66 1,79 1,87 1,95 2,03 2,11 2,19 2,27 2,35 Total: Antuata 13,30 13,39 13,50 13,64 13,72 13,79 13,87 13,95 14,03 14,11 14,19 Ayaviri 10,00 1,19 1,26 1,35 1,46 1,53 1,59 1,66 1,72 1,79 1,85 1,92 Ayaviri 22,90 0,76 0,80 0,86 0,93 0,97 1,01 1,05 1,09 1,13 1,17 1,21 Total: MT 1,95 2,07 2,21 2,39 2,50 2,60 2,71 2,81 2,92 3,02 3,13 Total: Ayaviri 1,95 2,07 2,21 2,39 2,50 2,60 2,71 2,81 2,92 3,02 3,13 Azangaro 22,90 4,60 4,87 19,17 19,71 20,40 20,54 20,91 21,27 21,65 22,02 22,40 Total: MT 4,60 4,87 19,17 19,71 20,40 20,54 20,91 21,27 21,65 22,02 22,40 Total: Azangaro y Azangaro Rural 4,60 4,87 19,17 19,71 20,40 20,54 20,91 21,27 21,65 22,02 22,40

Juliaca 10,00 20,67 21,90 23,43 25,36 26,48 27,59 28,71 29,82 30,94 32,05 33,16 Taparachi 10,00 0,52 0,52 0,52 0,52 0,52 0,52 0,52 0,52 0,52 0,52 0,52 Total: MT 21,18 22,42 23,95 25,88 26,99 28,11 29,22 30,34 31,45 32,56 33,68 Total: Juliaca y Juliaca Rural 21,18 22,42 23,95 25,88 26,99 28,11 29,22 30,34 31,45 32,56 33,68

Bellavista-Puno 10,00 11,62 12,31 13,17 14,25 14,88 15,51 16,13 16,76 17,39 18,01 18,64 Ilave 23,00 3,18 3,37 3,61 3,91 4,08 4,25 4,42 4,59 4,76 4,93 5,11 Pomata 23,00 3,53 3,74 4,00 4,33 4,52 4,71 4,90 5,09 5,28 5,47 5,66 Total: MT 18,33 19,42 20,78 22,49 23,48 24,47 25,46 26,44 27,43 28,42 29,41 Total: Puno, Puno Baja Densidad e Ilave - Pomata

18,33 19,42 20,78 22,49 23,48 24,47 25,46 26,44 27,43 28,42 29,41



En el siguiente gráfico se muestra la proyección de la demanda de potencia, correspondiente al Área de Demanda 11, según las propuestas de las TITULARES y los resultados obtenidos por OSINERGMIN.

Gráfico Nº 11-1

Proyección de la demanda coincidente a nivel Sistema: Área 11

0

20

40

60

80

100

120

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

AÑOS

MW

OSINERGMIN

TITULARES

Luego de efectuar la integración de la proyección de las demandas de Usuarios Menores, Usuarios Mayores y Demandas Adicionales, según el procedimiento establecido en la NORMA TARIFAS, se obtiene la siguiente proyección de la demanda correspondiente al Área de Demanda 11:


Proyección de la Demanda (MWH) Año MWh Tasa Anual

% 2007 288 061,83 2008 308 394,02 7,06% 2009 320 339,20 3,87% 2010 463 493,21 44,69% 2011 483 237,60 4,26% 2012 498 046,80 3,06% 2013 507 895,98 1,98% 2014 519 795,64 2,34% 2015 531 686,61 2,29% 2016 543 678,31 2,26% 2017 555 654,53 2,20% 2018 567 681,18 2,16% Tasa

Promedio 6,29%

11.2 Sistema Eléctrico a Remunerar OSINERGMIN ha procedido a determinar el Sistema Eléctrico a Remunerar (SER) del Área de Demanda 11, con base en la propuesta presentada por las



TITULARES, a las opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN que han presentado las mismas y a la mejor información disponible para la evaluación técnica y económica de alternativas, en estricto cumplimiento del marco normativo vigente.

A continuación se señalan los criterios y se desarrolla el análisis para la determinación del SER.

11.2.1 Criterios Generales Para la determinación del SER se ha tenido presente los siguientes criterios generales de planeamiento:

- El dimensionamiento de la capacidad de las instalaciones se efectúa conforme al principio de adaptación a la demanda.

- El estudio de planeamiento comprende todas las subestaciones de transmisión del SST y SCT que alimenten una misma Área de Demanda, incluyendo las MAT/AT, las líneas de transmisión en MAT y AT, así como las SET AT/MT.

- El SER debe determinarse a partir de la evaluación de distintas alternativas técnicamente viables, aplicando el criterio de mínimo costo; el cual considera los costos de inversión, los costos de operación y mantenimiento y las pérdidas de potencia y energía.

- Los elementos que forman parte del sistema se dimensionan considerando los máximos valores de potencia que fluyen a través de los mismos, considerando las condiciones de operación máxima.

- En los años comprendidos hasta el horizonte de planeamiento, se busca optimizar el uso de las instalaciones existentes antes de añadir instalaciones o equipamiento adicional.

11.2.2 Criterios Específicos Los criterios de planeamiento específicos para la determinación del SER que se han tenido presente, son los que se señalan a continuación:

- De acuerdo con lo señalado en la Disposición Transitoria de la NORMA TARIFAS, se toma como base la topología del sistema existente al 23 de julio del 2006 y las instalaciones que se hayan construido y/o puesto en servicio a la fecha.

- Excepcionalmente, para la aprobación del primer Plan de Inversiones se toman en cuenta las instalaciones implementadas desde el 24 de julio 2006 al 30 de marzo de 2009, las cuales son consideradas como altas según lo establecido en el Procedimiento de Altas y Bajas en Sistemas de Transmisión aprobado con Resolución OSINERGMIN N° 024-2008-OS/CD.

- La ubicación de las SET existentes se consideran fijas a lo largo del periodo de planeamiento.

- La configuración de barras de las nuevas SET son las que se consideran necesarias para la operación del sistema integral.



- Para el dimensionamiento de las líneas de transmisión y las SET, se considera un Factor de Utilización (f.u.) máximo de 1,0 en condiciones de operación normal y de máxima demanda.

- Se considera un factor de potencia mínimo de 0,95 para todas las demanda eléctricas a nivel de MT.

- Para la instalación de transformadores de potencia adicionales a los existentes, se consideran las características y tamaños de los módulos estándares aprobados por OSINERGMIN.

- Como parte de la optimización del uso de las instalaciones existentes se considera la rotación de transformadores, la transferencia de carga entre las SET, entre otras medidas, siempre que estas soluciones resulten más eficientes que la construcción de nuevas instalaciones.

- Para la operación del sistema de transmisión se ha considerado el criterio N-1, para ciudades con demandas superiores a los 30 MW. Este criterio se ha considerado a partir del año 2010, a fin que en el presente año se prioricen las inversiones para la expansión de la red de transmisión necesarias para atender el crecimiento de la demanda. Para el efecto, se evaluó el comportamiento de los distintos componentes del sistema en condiciones de operación normal y en contingencia, verificando el cumplimiento de las normas técnicas de calidad y seguridad vigentes.

11.2.3 Metodología de Planeamiento DIAGNÓSTICO DE LA SITUACIÓN ACTUAL

La determinación de las condiciones en las que actualmente opera el sistema, permite establecer una base a partir de la cual se inicia el proceso de planeamiento del desarrollo futuro de las instalaciones del mismo.

Para este fin se utilizan los resultados de la proyección de la demanda a nivel de SET, a partir de lo cual se realiza un balance entre la potencia instalada existente en las SET’s y sus demandas proyectadas correspondientes. De esta manera, se identifica la situación actual y el nivel de sobrecarga que pueden experimentar las SET’s en el futuro.

Mediante un análisis de flujo de potencia para los años 2008 y 2018 se identifican las necesidades de expansión de la transmisión eléctrica mediante nuevas líneas o refuerzo de lo existente, para atender la demanda. Con los resultados del mismo análisis de flujo de potencia se determinan los niveles de sobrecarga en los transformadores.

ANÁLISIS DE ALTERNATIVAS

Una vez efectuado el reconocimiento del nivel de carga de cada uno de los transformadores y líneas existentes, y sus condiciones de carga futuras, se procede con el análisis de las alternativas técnicamente viables que conduzcan a prever las soluciones que permitan la operación del sistema de transmisión en condiciones adecuadas de calidad y seguridad.



SELECCIÓN DE LA ALTERNATIVA ÓPTIMA

La alternativa óptima se selecciona aplicando el criterio de mínimo costo a las alternativas analizadas, el cual consiste en evaluar los costos de inversión, operación y mantenimiento y pérdidas de potencia y energía, determinándose como SER el que resulta con el menor costo total.

11.2.4 Instalaciones del SST Según la información reportada por las titulares de transmisión y validada con la información disponible por OSINERGMIN, las instalaciones del SST del Área de Demanda 11, al 23 de julio de 2006, son las que figuran en el diagrama unifilar del Anexo A del presente informe.

11.2.4.1 Diagnóstico El diagnóstico de estas instalaciones está referido al comportamiento de las mismas para atender la demanda en el año 2018. Este diagnóstico se refleja en los siguientes aspectos:

• Sobrecarga en Transformadores Los transformadores de dos arrollamientos que presentarían sobrecarga en el año 2018, son los siguientes:

Lado HV Lado LV Pot. Nom. Nombre Barras Barras MVA

Factor de Utilización

Tr2 Puno a PUNO60 PUNO10 7 160,516 Tr2 Puno a PUNO60 PUNO10 5,5 160,510 Tr2 jul 61-2 JULIA60 JULIAC 10 5,5 279,587 Tr2 jul 61-1 JULIA60 JULIAC 10 12 240,600

Los transformadores de tres arrollamientos que presentan sobrecarga en el año 2018, son los siguientes:

Lado HV Lado MV Lado LV Pot.Nom.HV Pot.Nom.MV Pot.Nom.LV Nombre

Barras Barras Barras MVA MVA MVA

Factor de Utilización (HV)



tr3 aza 1671 AZANG138 AZANG60 AZANG23 12 12 5 324,81 27,35 640,06 tr3 jul 1671 JULIA138 JULIA60 JULIA10 40 40 10 123,15 110,54 0,00 tr3 pun 2172 PUNO138 TOTO60 CHUCU23 32 32 8 101,46 102,21 0,00

• Sobrecargas en líneas de transmisión

Durante el horizonte de estudio no se presentarían problemas de sobrecarga en las líneas de transmisión.

Asimismo, se presentarían caídas de tensión mayores al 5% en las barras de los sistemas de Azángaro, Antauta, Juliaca, Taparachi, Puno, Ilave y Chucuito.



11.2.4.2 Análisis de Alternativas

A. Alternativa 01 Planteamiento de la Titular

Electro Puno señala que ocurre sobrecarga en la SET Puno a partir del año 4 del horizonte de estudio, por lo que se prevé ampliar su capacidad a 20 MVA el año 2011.

Además, Electro Puno señala que el Sistema de Transmisión Azángaro- Antauta no considera las demandas nuevas de las localidades de Huancané, Ananea y Putina, por lo que ha considerado los siguientes cambios:

Ampliación de Potencia en la SET Huancané 60/22.9 kV. Instalación de un primer transformador en 3 MVA.

Ampliación de Potencia en la SET Ananea 60/22.9 kV. Instalación de un primer transformador de 9 MVA.

Se implementa un Tramo de Línea de Transmisión 60 kV, conductor AAAC 120mm2 SET Azángaro - derivación SET Huancané de simple terna de aproximadamente 38,0 Km de longitud.

Se implementa un Tramo de Línea de Transmisión 60 kV, conductor AAAC 120mm2 derivación SET Huancané - SET Huancané de simple terna de aproximadamente 48.70 Km de longitud.

Se implementa un Tramo de Línea de Transmisión 60 kV, conductor AAAC 120mm2 derivación SET Huancané - SET Ananea de simple terna de aproximadamente 35.0 Km de longitud.

REP por su lado, como parte de sus compromisos de inversión en su contrato BOOT11, tiene prevista la ampliación de la capacidad del transformador 138/22,9/10kV de Juliaca por uno nuevo de 50/30/30 MVA.

Planteamiento de OSINERGMIN

El planteamiento abarca toda el Área de Demanda, dentro del cual se encuentran los Sistemas Eléctricos de Distribución de Ilave – Pomata, Puno, Antauta, Azángaro, Azángaro Rural, San Gabán, Juliaca, Juliaca Rural y Ayaviri.

La solución propuesta para el año 2018, consiste básicamente en la ampliación de la capacidad de transformación de la subestaciones de Azángaro y Puno mediante la rotación de transformadores y el traslado de carga de la barra de 10kV a la barra de 22,9 kV en la subestación Juliaca, con lo cual se eliminan los problemas de sobrecarga y de caída de tensión en las barras AT.

11 Tercera Cláusula adicional por Ampliaciones - Ampliación Nº 3



Para el planteamiento de la alternativa de solución, a la problemática de transmisión del Área de Demanda 11, se consideró los proyectos de inversión ejecutados después del 23 de julio del 2006 y aquellos comprometidos por Electro Puno y REP. Entre estos proyectos se tiene:

Ampliación de las Subestaciones 138/22,9/10 kV de Juliaca (2009) y 60/10kV de Puno a 25 MVA (prevista para el 2011).

Línea de Transmisión Azángaro – Huancané - Ananea.

SET´s de Huancané y Ananea (previstas para el 2010).

La alternativa propuesta difiere de la alternativa planteada por los TITULARES, en que propone el traslado de cargas de 10 kV a 23 kV en Puno y Juliaca, con lo cual se resuelve el problema de sobrecargas y caída de tensión en las barras del sistema.

11.2.5 Plan de Inversiones PROGRAMACIÓN DEL EQUIPAMIENTO DE TRANSMISIÓN Con base en el análisis eléctrico del sistema de transmisión, la programación resultante del equipamiento de transmisión en el Área de Demanda 11 se resume a continuación:

Año 2009

• Ampliación de la capacidad de transformación 138/22,9/10 kV de la SE Juliaca (en actual ejecución por parte de la empresa REP).Traslado de carga del lado de 10 kV a lado de 22,9 kV en la subestación Juliaca.

• Se presentaría una sobrecarga del orden de 3% en el transformador 138/60/22,9kV de Azángaro en horas de máxima demanda.

Año 2010

Reemplazo del transformador 138/60/22,9 kV de la SE Puno por el transformador 138/60/10 kV retirado de la SE Juliaca (en actual ejecución por parte de la empresa REP).

• Ampliación de la capacidad de transformación de la SE Azángaro con el transformador 138/60/22,9 kV retirado de la SE Puno (en actual ejecución por parte de la empresa REP).

• Se presentaría una sobrecarga del orden de 3,5% en el transformador 60/10kV de Puno en horas de máxima demanda.

Año 2011

• Reemplazo del transformador 60/10 kV en la SE Puno, por otro de 25 MVA de capacidad.



Año 2012

• Instalación de celdas de alimentadores MT en las subestaciones Ananea y Huancané.

Durante todo el periodo de análisis se presentarían caídas de tensión en el lado de 60kV de la SE Ananea, controlable a nivel de alta tensión (220 y 138 kV).

El planteamiento en esta Área de Demanda se ha focalizado en las subestaciones de Puno, Juliaca y Azángaro. En este sentido, REP tiene aprobado el reemplazo del transformador en la SE Juliaca, con el cual se logra efectuar rotaciones para ampliar la capacidad de transformación de la SE Azángaro.

En el Anexo C se muestran los diagramas unifilares correspondientes al SER, según los resultados del análisis efectuado por OSINERGMIN.

Por las razones expuestas en el análisis de alternativas y según la programación del equipamiento de transmisión desarrollado en la sección anterior, el Plan de Inversiones por elemento de transmisión para el Área de Demanda 11 se presenta en el Anexo D, el cual gráficamente se resume a continuación en comparación con lo propuesto por cada titular de transmisión que conforma dicha Área de Demanda:

ÁREA DE DEMANDA 11 - Plan de Inversiones Electro Puno

0

1 000 000

2 000 000

3 000 000

4 000 000

5 000 000

6 000 000

7 000 000

8 000 000

9 000 000

10 000 000

2009 2010 2011 2012 2013

Años

US

$/

EMPRESA

OSINERGMIN




COSTO DE INVERSIÓN POR AÑO DE SCT (Miles US$)

Año Electro Puno Electro Sur REP Total General

2006 0,00 0,00 0,00 0,00 2007 0,00 0,00 0,00 0,00 2008 0,00 0,00 0,00 0,00 2009 49,19 0,00 2 562,61 2 611,80 2010 9 367,71 0,00 0,00 9 367,71 2011 697,08 0,00 0,00 697,08 2012 227,09 0,00 0,00 227,09 2013 0,00 0,00 0,00 0,00 Total 10 341,07 0,00 2 562,61 12 903,69

Los valores mostrados en el cuadro anterior se han determinado con la Base de Datos de Módulos Estándar de Inversión para Sistemas de Transmisión, según lo establecido en el numeral II del literal d) del Artículo 139° del RLCE.

No obstante, estos valores tienen carácter preliminar, toda vez que según el numeral III), literal b) del Artículo 139° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, las instalaciones incluidas en dicho Plan de Inversiones serán valorizadas de manera definitiva en la fijación tarifaria, al determinar el Costo Medio Anual de las instalaciones de transmisión que son remuneradas de forma exclusiva por la demanda.



12. Conclusiones y Recomendaciones

Del análisis realizado por OSINERGMIN a los estudios presentados por las empresas Electro Puno y REP, así como los análisis de oficio correspondientes a las titulares que no han presentado propuesta y pertenecen al Área de Demanda 11, se concluye lo siguiente:

a) Se ha obtenido el valor de 4,84% como tasa promedio anual de crecimiento de las ventas de energía eléctrica a Usuarios Menores a 2,5 MW, conforme los resultados mostrados en el Cuadro N° 11-20 del presente informe, mientras que la tasa de crecimiento de la demanda total de energía eléctrica, en el Área de Demanda 11, resulta en 6,29% según lo mostrado en el Cuadro 11-23.

b) La inversión total considerada para el periodo comprendido entre el 24 de julio de 2006 al 30 de abril de 2013, asciende al monto de US$ 12 903,69 según los valores de inversión por año que se muestran en el Cuadro N° 11-25.

c) Se recomienda la emisión de una resolución en la que se incluya la aprobación de los Planes de Inversión en Transmisión del Área de Demanda 11, correspondientes al período del 24 de julio de 2006 hasta el 30 de abril del 2013.



13. Anexos

A continuación se presentan los siguientes anexos al informe:

Anexo A Diagrama Unifilar del Sistema Eléctrico Actual

Anexo B Diagramas Unifilares del SER 2009-2013-Según Propuesta.

Anexo C Diagramas Unifilares del SER 2009-2013-Según análisis de OSINERGMIN.

Anexo D Plan de Inversiones

Anexo E Cuadros Comparativos



Anexo A Diagrama Unifilar del Sistema Actual



Anexo B Diagramas Unifilares del SER 2009-

2013 - Según Propuesta



Año 2010 – SISTEMA AZÁNGARO – ELECTRO PUNO



AÑO 2012 – SISTEMA AZÁNGARO – ELECTRO PUNO



AÑO 2012 – SISTEMA PUNO E ILAVE POMATA – ELECTRO PUNO



AÑO 2013 – SISTEMA PUNO E ILAVE POMATA – ELECTRO PUNO



Año 2009 – 2013 - REP



Anexo C Diagramas Unifilares del SER 2009-

2013-Según análisis de OSINERGMIN.



Baja y Alta Tensión / Nivel de Carga

U < 0.95 p.u.U > 1.05 p.u.Carga > 100. %

OSINERGMIN

PowerFactory 13.2.339

DIAGRAMA DE FLUJO DE POTENCIA

Formato: F-216 Area: 11 Año: 01

Anexo:

Flujo Carga BalanceadaNodosTensión Línea-Línea, Magnitud [kV]Tensión, Magnitud [p.u.]Tensión, Ángulo [deg]

RamasPotencia Activa [MW]Potencia Reactiva [Mvar]Nivel de Carga [%]

Red ExternaPotencia Activa [MW]Potencia Reactiva [Mvar]Factor de Potencia [-]

LíneaPotencia Activa [MW]Potencia Reactiva [Mvar]Nivel de Carga [%]Corriente, Magnitud [kA]

36% de JULIAC 10kV

50/3

0/30

MV

A (2

009)

ROTACIONES Y TRASLADO DE CARGAS

ALTAS Y CAMBIO EN LA TOPOLOGÌA

Der

v_A

ntau

ta

AREA 11Año 01

T-Ayaviri

8.77 MW2.88 Mvar

16.02 MW5.27 Mvar

0.00 %

-16.02 MW-5.27 Mvar

0.00 %

24.96 MW10.96 Mvar

56.83 %

-8.77 MW-2.88 Mvar

56.83 %

-16.02 MW-5.27 Mvar

56.83 %

-4

12.36 MW23.76 Mvar

0.46

12.91 MW4.24 Mvar

-12.20 MW-22.26 ..22.32 %

12.36 MW23.76 Mvar

22.32 %

3

0.42 MW0.14 Mvar

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.49 %

0.00 MW0.00 Mvar

0.49 %

0

-51.68 MW20.78 Mvar

-0.93

1.74 MW0.62 Mvar30.68 %

-1.73 MW-0.57 Mvar

30.68 %

-1

0.21 MW0.07 Mvar

5.23 %0.01 kA

0.21 MW0.07 Mvar

5.23 %0.01 kA

-2.12 MW-0.84 Mvar

3.04 %0.01 kA

-1

0.00 MW19.88 Mvar

1

-3.59 MW-1.39 Mvar

9.61 %0.04 kA

3.66 MW0.95 Mvar

9.61 %0.04 kA

7.15 MW1.95 Mvar17.60 %0.07 kA

-6.90 MW-2.19 Mvar

17.60 %0.07 kA

1.76 MW-0.49 Mvar

3.85 %0.02 kA

11.52 MW4.65 Mvar28.82 %0.12 kA

-11.48 MW-4.63 Mvar

28.82 %0.12 kA

55.12 MW1.39 Mvar36.74 %0.22 kA

-52.52 MW-0.41 Mvar

36.74 %0.22 kA

-41.38 MW5.63 Mvar40.79 %0.18 kA

43.50 MW-7.39 Mvar

40.79 %0.18 kA

6.78 MW1.89 Mvar104.43 %

-4.98 MW-1.64 Mvar104.43 %

-1.76 MW0.49 Mvar104.43 %

-3

1.28 MW0.42 Mvar

0.82 MW0.27 Mvar

54.94 MW-18.97 ..53.96 %0.24 kA

2.12 MW0.84 Mvar35.05 %

-0.82 MW-0.27 Mvar

35.05 %

-1.28 MW-0.42 Mvar

35.05 %

-1

-31.58 MW5.25 Mvar34.79 %0.13 kA

32.18 MW-8.02 Mvar

34.79 %0.14 kA

3.59 MW1.39 Mvar45.48 %

-3.57 MW-1.17 Mvar

45.48 %

-0.00 MW0.00 Mvar45.48 %

-5

1.73 MW0.57 Mvar

-1.74 MW-0.62 Mvar

3.94 %0.02 kA

3.22 MW1.06 Mvar

3.24 MW1.23 Mvar39.92 %

-3.22 MW-1.06 Mvar

39.92 %

-0.00 MW0.00 Mvar39.92 %

-3

0.01 MW0.01 Mvar

0.33 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.33 %

0

G~

56.93 MW5.91 Mvar90.14 %

-56.48 MW0.40 Mvar93.45 %

56.93 MW5.91 Mvar93.45 %

1

4.98 MW1.64 Mvar

0.00 MW-0.00 Mvar

0.00 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.00 %

0

G~Tapar G4

G~BellaV GM

G~BellaV GA

6.43 MW2.58 Mvar98.26 %

-6.38 MW-2.08 Mvar

98.26 %

-1

11.37 MW3.74 Mvar

3.57 MW1.17 Mvar

G~Tapar GS

G~Tapar G1

15.59 MW5.12 Mvar

G~Tapar G3

0.00 MW0.00 Mvar

0.33 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.33 %

0

0.00 MW0.00 Mvar

0.33 %

-0.00 MW0.00 Mvar

0.33 %

0

5.04 MW2.05 Mvar98.25 %

-5.00 MW-1.66 Mvar

98.25 %

-1

-2

1

1

6.61 MW-16.20 ..18.44 %0.07 kA

-6.55 MW14.11 Mvar

18.44 %0.06 kA

G~

56.93 MW5.92 Mvar90.14 %

-56.48 MW0.41 Mvar93.44 %

56.93 MW5.91 Mvar93.44 %

1

57.85 MW-2.21 Mvar

38.42 %0.23 kA

-56.49 MW2.99 Mvar38.42 %0.23 kA

0.07 MW0.16 Mvar

0.57 %

-0.03 MW-0.06 Mvar

0.57 %

0

0.00 MW-0.00 Mvar

0.00 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.00 %

0

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.34 %

0.03 MW0.06 Mvar

0.34 %

0

18.75 MW8.16 Mvar61.12 %

-0.00 MW0.00 Mvar61.12 %

-18.67 MW-6.60 Mvar

61.12 %

1

-0.00 MW0.00 Mvar

0.18 %0.00 kA

JULIAC2322.69 kV0.99 p.u.-5.31 deg

JULIA

9.89 kV0.99 p.u.

-155.87 deg

PUN220220.00 kV1.00 p.u.0.00 deg

ANTAU2323.04 kV1.00 p.u.

-152.30 deg

JULIAC109.89 kV0.99 p.u.

-155.87 deg

TOTO6060.74 kV1.01 p.u.

-154.58 deg

POMAT109.72 kV0.97 p.u.49.05 deg

ILAVE109.78 kV0.98 p.u.50.54 degILAVE23

22.41 kV0.97 p.u.

-159.23 degPOMAT2322.26 kV

0.97 p.u.-160.70 deg

CHUCU23

23.10 kV1.00 p.u.-5.24 deg

ANTAU6060.27 kV1.00 p.u.

-151.27 deg

JULIA138136.99 kV0.99 p.u.-0.18 deg

SGAB138144.98 kV1.05 p.u.16.27 deg

SRAF138142.28 kV1.03 p.u.10.08 deg

AZANG2323.00 kV1.00 p.u.-2.01 deg

AZANG6060.90 kV1.02 p.u.

-150.17 deg

AZANG138137.57 kV1.00 p.u.3.85 deg

AYAV1010.06 kV1.01 p.u.

-153.00 deg

AYAV2323.12 kV1.01 p.u.-2.26 deg

SGAB2322.44 kV0.98 p.u.22.45 deg

PUN10

9.75

kV

0.98

p.u

.-1

50.7

8 de

g

AYAVI138138.00 kV1.00 p.u.-0.00 deg

ALCO2.3

2.31 kV1.00 p.u.

-98.37 deg

SGAB213.52 kV0.98 p.u.

-127.55 deg

PUNO1010.03 kV1.00 p.u.51.63 deg

POMAT6056.46 kV0.94 p.u.

-158.10 deg

ILAVE6057.91 kV0.97 p.u.

-156.92 deg

MAN2.42.37 kV0.99 p.u.

-125.88 degSKD2.42.37 kV0.99 p.u.

-125.88 deg

PUNO6060.46 kV1.01 p.u.

-154.76 deg

TAPAR109.89 kV0.99 p.u.

-155.88 deg

PUNO138138.85 kV1.01 p.u.-0.74 deg

JULIAN10

JULIA60

SGAB113.52 kV0.98 p.u.

-127.54 deg

SRAF2162.23 kV1.03 p.u.70.08 deg

SRAF1010.31 kV1.03 p.u.

-139.92 deg

SRAF6061.84 kV1.03 p.u.10.08 deg

DIg

SILE

NT




U < 0.95 p.u.U > 1.05 p.u.Carga > 100. %

OSINERGMIN




Anexo:





6 M

VA

(201

0)

20 M

VA

(201

0)

120 mm

2 AA

AC

- 48.7 km(2010)

120 mm

2 AA

AC

- 35 km(2010)

120 mm2 AAAC - 38 km(2010)

32/32/8 MVA (2010)Trafo rotadode SE Puno

40/40/10 MVA(2010)Trafo rotado

de SE Juliaca

36% deJULIAC 10kV

21.35% deAZANG 23kV

Traf

o 50

/30/

30 M

VA

51.01% deAZANG 23kV



Der

v_A

ntau

ta

AREA 11Año 02

T-Ayaviri

-3.00 MW1.08 Mvar23.06 %0.08 kA

3.28 MW-1.01 Mvar

23.06 %0.08 kA

-6.84 MW-4.31 Mvar

44.97 %

6.84 MW4.59 Mvar44.97 %

-7

-4.12 MW-1.35 Mvar

76.99 %

4.12 MW1.62 Mvar76.99 %

-2

7.16

MW

4.53

Mva

r23

.84

%0.

08 k

A

-6.84 MW-4.59 Mvar

23.84 %0.09 kA

-4.12 MW-1.62 Mvar

12.24 %0.04 kA

4.18

MW

1.29

Mva

r12

.24

%0.

04 k

A

11.88 MW6.16 Mvar34.58 %0.12 kA

-11.34 MW-5.82 Mvar

34.58 %0.13 kA

9.39 MW3.08 Mvar

4.12 MW1.35 Mvar

9.84 MW3.23 Mvar

-1.64 MW0.50 Mvar55.40 %

1.65 MW-0.42 Mvar

55.40 %

0

-1.64 MW0.50 Mvar55.40 %

1.65 MW-0.42 Mvar

55.40 %

0

G~

1.10 MW-0.28 Mvar

81.12 %

G~

1.10 MW-0.28 Mvar

81.12 %

G~

1.10 MW-0.28 Mvar

81.12 %

26.70 MW11.99 Mvar

61.93 %

-9.39 MW-3.08 Mvar

61.93 %

-17.11 MW-5.63 Mvar

61.93 %

-3

17.11 MW5.63 Mvar

0.00 %

-17.11 MW-5.63 Mvar

0.00 %

17.10 MW26.30 Mvar

0.55

12.91 MW4.24 Mvar

-16.94 MW-24.53 ..26.14 %

17.10 MW26.30 Mvar

26.14 %

3

0.42 MW0.14 Mvar

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.49 %

0.00 MW0.00 Mvar

0.49 %

0

-41.09 MW23.74 Mvar

-0.87

1.86 MW0.66 Mvar31.93 %

-1.85 MW-0.61 Mvar

31.93 %

-1

0.21 MW0.07 Mvar

5.34 %0.01 kA

0.21 MW0.07 Mvar

5.34 %0.01 kA

-2.27 MW-0.90 Mvar

3.25 %0.01 kA

-2

0.00 MW19.58 Mvar

1

-3.84 MW-1.48 Mvar

10.14 %0.04 kA

3.92 MW1.04 Mvar10.14 %0.04 kA

7.67 MW2.16 Mvar18.59 %0.07 kA

-7.39 MW-2.37 Mvar

18.59 %0.08 kA

1.88 MW-0.50 Mvar

4.01 %0.02 kA

12.33 MW5.01 Mvar30.36 %0.12 kA

-12.28 MW-4.98 Mvar

30.36 %0.12 kA

55.03 MW2.63 Mvar36.95 %0.22 kA

-52.42 MW-1.45 Mvar

36.95 %0.22 kA

-41.43 MW4.69 Mvar40.89 %0.18 kA

43.57 MW-6.34 Mvar

40.89 %0.18 kA

5.27 MW2.55 Mvar49.29 %

-1.85 MW-0.62 Mvar

49.29 %

-3.39 MW-1.53 Mvar

49.29 %

-6

1.37 MW0.45 Mvar

0.88 MW0.29 Mvar

44.20 MW-22.82 ..46.53 %0.21 kA

2.27 MW0.90 Mvar37.54 %

-0.88 MW-0.29 Mvar

37.54 %

-1.37 MW-0.45 Mvar

37.54 %

-1

-29.90 MW5.87 Mvar33.49 %0.13 kA

30.45 MW-8.76 Mvar

33.49 %0.13 kA

3.84 MW1.48 Mvar47.99 %

-3.82 MW-1.26 Mvar

47.99 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

47.99 %

-7

1.85 MW0.61 Mvar

-1.86 MW-0.66 Mvar

4.10 %0.02 kA

3.44 MW1.13 Mvar

3.47 MW1.33 Mvar42.11 %

-3.44 MW-1.13 Mvar

42.11 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

42.11 %

-3

0.01 MW0.01 Mvar

0.34 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.34 %

0

G~

56.93 MW7.13 Mvar90.35 %

-56.48 MW-0.78 Mvar

93.67 %

56.93 MW7.13 Mvar93.67 %

1

5.33 MW1.75 Mvar

0.00 MW-0.00 Mvar

0.00 %

-0.00 MW0.00 Mvar

0.00 %

0

G~Tapar G4

G~BellaV GM

G~BellaV GA

6.89 MW2.77 Mvar103.49 %

-6.82 MW-2.23 Mvar103.49 %

-1

12.17 MW4.00 Mvar

3.82 MW1.26 Mvar

G~Tapar GS

G~Tapar G1

16.68 MW5.48 Mvar

G~Tapar G3

0.00 MW0.00 Mvar

0.32 %

-0.00 MW0.00 Mvar

0.32 %

0

0.00 MW0.00 Mvar

0.32 %

-0.00 MW0.00 Mvar

0.32 %

0

5.40 MW2.21 Mvar103.48 %

-5.35 MW-1.78 Mvar103.48 %

-1

-2

1

1

3.20 MW-17.86 ..19.21 %0.08 kA

-3.13 MW15.81 Mvar

19.21 %0.07 kA

20.07 MW8.73 Mvar54.52 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

54.52 %

-19.99 MW-7.17 Mvar

54.52 %

-4

G~

56.93 MW7.13 Mvar90.35 %

-56.48 MW-0.77 Mvar

93.66 %

56.93 MW7.13 Mvar93.66 %

1

57.92 MW-1.07 Mvar

38.54 %0.23 kA

-56.56 MW1.93 Mvar38.54 %0.23 kA

0.07 MW0.16 Mvar

0.57 %

-0.03 MW-0.06 Mvar

0.57 %

0

0.00 MW-0.00 Mvar

0.00 %

-0.00 MW0.00 Mvar

0.00 %

0

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.34 %

0.03 MW0.06 Mvar

0.34 %

0

-3.48 MW-1.13 Mvar

46.06 %

-10.37 MW-4.12 Mvar

46.06 %

13.93 MW6.21 Mvar46.06 %

-3

-0.00 MW0.00 Mvar

0.18 %0.00 kA

ANANEA2322.13 kV0.97 p.u.

-155.02 deg

Huanc2322.38 kV0.98 p.u.

-155.85 deg


-153.37 deg

Huanc6057.45 kV0.96 p.u.

-152.62 deg

SANDIA2323.69 kV1.03 p.u.

-151.09 deg

SANDIA55.12 kV1.02 p.u.61.17 deg

JULIAC2322.25 kV0.97 p.u.-6.20 deg

PUN220220.00 kV1.00 p.u.0.00 deg

ANTAU2323.69 kV1.03 p.u.

-151.70 deg


-156.82 deg

TOTO6061.78 kV1.03 p.u.-4.44 deg

POMAT1010.06 kV1.01 p.u.

-160.92 deg

ILAVE109.92 kV0.99 p.u.

-159.49 degILAVE2322.73 kV0.99 p.u.-9.26 deg

POMAT2323.06 kV1.00 p.u.

-10.67 deg

CHUCU23(10)

10.27 kV1.03 p.u.

-154.78 deg

ANTAU6061.96 kV1.03 p.u.

-150.66 deg

JULIA138136.30 kV0.99 p.u.-0.63 deg

SGAB138144.64 kV1.05 p.u.15.72 deg

SRAF138141.63 kV1.03 p.u.9.51 deg

AZANG2323.79 kV1.04 p.u.-0.33 deg

AZANG6062.63 kV1.04 p.u.

-149.55 deg

AZANG138

136.55 kV0.99 p.u.3.26 deg

AYAV1010.04 kV1.00 p.u.

-153.22 deg

AYAV2323.10 kV1.01 p.u.-2.42 deg

JULIA

9.69 kV0.97 p.u.

-156.82 deg

SGAB2322.44 kV0.98 p.u.21.92 deg

PUN10

9.73

kV

0.97

p.u

.-1

51.0

8 de

g

AYAVI138138.00 kV1.00 p.u.-0.00 deg

ALCO2.3

2.34 kV1.02 p.u.51.63 deg

SGAB213.52 kV0.98 p.u.

-128.09 deg

PUNO1010.19 kV1.02 p.u.

-158.36 deg

POMAT6057.24 kV0.95 p.u.-8.08 deg

ILAVE6058.78 kV0.98 p.u.-6.85 deg

MAN2.42.33 kV0.97 p.u.

-126.84 degSKD2.42.33 kV0.97 p.u.

-126.84 deg

PUNO6061.49 kV1.02 p.u.-4.63 deg

TAPAR109.69 kV0.97 p.u.

-156.84 deg

PUNO138138.49 kV1.00 p.u.-1.02 deg

JULIAN10

JULIA60

SGAB113.52 kV0.98 p.u.

-128.08 deg

SRAF2162.22 kV1.03 p.u.69.51 deg

SRAF1010.26 kV1.03 p.u.

-140.49 deg

SRAF6061.56 kV1.03 p.u.9.51 deg

DIg

SILE

NT




U < 0.95 p.u.U > 1.05 p.u.Carga > 100. %

OSINERGMIN




Anexo:





25MV

A (2011)

6 M

VA

(201

0)

20 M

VA

(201

0)

120 mm

2 AA

AC

- 48.7 km(2010)

120 mm

2 AA

AC

- 35 km(2010)

120 mm2 AAAC - 38 km(2010)



de SE Juliaca

36% deJULIAC 10kV

21.06% deAZANG 23kV

Traf

o 50

/30/

30 M

VA

49.86% deAZANG 23kV



Der

v_A

ntau

ta

AREA 11Año 03

T-Ayaviri

13.27 MW5.15 Mvar55.60 %

-13.18 MW-4.34 Mvar

55.60 %

0

-2.99 MW1.19 Mvar23.26 %0.08 kA

3.28 MW-1.12 Mvar

23.26 %0.08 kA

-6.90 MW-4.44 Mvar

45.50 %

6.90 MW4.73 Mvar45.50 %

-7

-4.18 MW-1.37 Mvar

77.80 %

4.18 MW1.64 Mvar77.80 %

-2

7.23

MW

4.68

Mva

r24

.13

%0.

08 k

A

-6.90 MW-4.73 Mvar

24.13 %0.09 kA

-4.18 MW-1.64 Mvar

12.37 %0.04 kA

4.24

MW

1.32

Mva

r12

.37

%0.

04 k

A

12.02 MW6.34 Mvar34.95 %0.12 kA

-11.47 MW-5.99 Mvar

34.95 %0.13 kA

10.16 MW3.34 Mvar

4.18 MW1.37 Mvar

9.89 MW3.25 Mvar

-1.64 MW0.56 Mvar55.87 %

1.65 MW-0.48 Mvar

55.87 %

0

-1.64 MW0.56 Mvar55.87 %

1.65 MW-0.48 Mvar

55.87 %

0

G~

1.10 MW-0.32 Mvar

81.81 %

G~

1.10 MW-0.32 Mvar

81.81 %

G~

1.10 MW-0.32 Mvar

81.81 %

28.88 MW13.24 Mvar

66.87 %

-10.16 MW-3.34 Mvar

66.87 %

-18.48 MW-6.08 Mvar

66.87 %

-3

18.48 MW6.08 Mvar

0.00 %

-18.48 MW-6.08 Mvar

0.00 %

20.05 MW24.37 Mvar

0.64

12.91 MW4.24 Mvar

-19.89 MW-22.59 ..26.30 %

20.05 MW24.37 Mvar

26.30 %

3

0.42 MW0.14 Mvar

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.49 %

0.00 MW0.00 Mvar

0.49 %

0

-39.56 MW11.41 Mvar

-0.96

2.02 MW0.72 Mvar34.43 %

-2.00 MW-0.66 Mvar

34.43 %

-1

0.21 MW0.07 Mvar

5.33 %0.01 kA

0.21 MW0.07 Mvar

5.33 %0.01 kA

-2.45 MW-0.99 Mvar

3.52 %0.01 kA

-2

1

-4.16 MW-1.62 Mvar

11.08 %0.05 kA

4.25 MW1.22 Mvar11.08 %0.04 kA

8.34 MW2.54 Mvar20.33 %0.08 kA

-8.00 MW-2.67 Mvar

20.33 %0.08 kA

2.04 MW-0.45 Mvar

4.33 %0.02 kA

13.32 MW5.19 Mvar32.62 %0.13 kA

-13.27 MW-5.15 Mvar

32.62 %0.13 kA

55.18 MW0.46 Mvar36.59 %0.22 kA

-52.60 MW0.38 Mvar36.59 %0.22 kA

-41.33 MW6.35 Mvar40.73 %0.17 kA

43.45 MW-8.19 Mvar

40.73 %0.18 kA

5.26 MW0.46 Mvar45.29 %

-2.09 MW-1.10 Mvar

45.29 %

-3.14 MW1.00 Mvar45.29 %

-4

1.49 MW0.49 Mvar

0.95 MW0.31 Mvar

42.66 MW-11.06 ..40.69 %0.18 kA

2.45 MW0.99 Mvar40.68 %

-0.95 MW-0.31 Mvar

40.68 %

-1.49 MW-0.49 Mvar

40.68 %

-1

-30.78 MW1.97 Mvar33.10 %0.13 kA

31.33 MW-4.96 Mvar

33.10 %0.13 kA

4.16 MW1.62 Mvar52.47 %

-4.13 MW-1.36 Mvar

52.47 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

52.47 %

-7

2.00 MW0.66 Mvar

-2.02 MW-0.72 Mvar

4.42 %0.02 kA

3.73 MW1.23 Mvar

3.75 MW1.45 Mvar45.88 %

-3.73 MW-1.23 Mvar

45.88 %

-0.00 MW0.00 Mvar45.88 %

-3

0.01 MW0.01 Mvar

0.33 %

-0.00 MW0.00 Mvar

0.33 %

0

G~

56.93 MW5.00 Mvar90.00 %

-56.48 MW1.30 Mvar93.30 %

56.93 MW5.00 Mvar93.30 %

1

5.77 MW1.90 Mvar

0.00 MW0.00 Mvar

0.00 %

-0.00 MW0.00 Mvar

0.00 %

0

G~Tapar G4

G~BellaV GM

G~BellaV GA

-1

13.17 MW4.33 Mvar

4.13 MW1.36 Mvar

G~Tapar GS

G~Tapar G1

18.06 MW5.93 Mvar

G~Tapar G3

0.00 MW0.00 Mvar

0.32 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.32 %

0

0.00 MW0.00 Mvar

0.32 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.32 %

0

-1

-2

1

1

1.90 MW-15.21 ..16.16 %0.06 kA

-1.86 MW13.05 Mvar

16.16 %0.05 kA

21.75 MW9.53 Mvar59.03 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

59.03 %

-21.66 MW-7.73 Mvar

59.03 %

-4

G~

56.93 MW5.00 Mvar90.00 %

-56.48 MW1.31 Mvar93.30 %

56.93 MW5.00 Mvar93.30 %

1

57.78 MW-3.07 Mvar

38.34 %0.23 kA

-56.44 MW3.79 Mvar38.34 %0.23 kA

0.07 MW0.16 Mvar

0.57 %

-0.03 MW-0.06 Mvar

0.57 %

0

0.00 MW0.00 Mvar

0.00 %

-0.00 MW0.00 Mvar

0.00 %

0

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.34 %

0.03 MW0.06 Mvar

0.34 %

0

-3.68 MW-0.79 Mvar

51.07 %

-10.92 MW-6.89 Mvar

51.07 %

14.68 MW8.83 Mvar51.07 %

-3

-0.00 MW0.00 Mvar

0.18 %0.00 kA


-155.44 deg

Huanc2322.47 kV0.98 p.u.

-156.31 deg


-153.79 deg

Huanc6057.70 kV0.96 p.u.

-153.07 deg


-151.36 deg


JULIAC2322.26 kV0.97 p.u.-6.90 deg

PUN220220.00 kV1.00 p.u.0.00 deg

ANTAU2323.76 kV1.03 p.u.

-152.30 deg


-157.58 deg

TOTO6061.78 kV1.03 p.u.-4.89 deg

POMAT109.96 kV1.00 p.u.

-161.96 deg

ILAVE109.85 kV0.98 p.u.

-160.38 degILAVE2322.56 kV0.98 p.u.

-10.12 degPOMAT2322.81 kV

0.99 p.u.-11.68 deg

CHUCU23(10)

10.27 kV1.03 p.u.

-155.25 deg

ANTAU6062.19 kV1.04 p.u.

-151.18 deg

JULIA138136.92 kV0.99 p.u.-0.91 deg

SGAB138145.23 kV1.05 p.u.15.28 deg

SRAF138142.77 kV1.03 p.u.9.12 deg

AZANG2323.89 kV1.04 p.u.-0.83 deg

AZANG6062.95 kV1.05 p.u.

-150.01 deg

AZANG138

138.34 kV1.00 p.u.2.89 deg

AYAV1010.02 kV1.00 p.u.

-153.49 deg

AYAV2323.06 kV1.01 p.u.-2.63 deg

JULIA

9.70 kV0.97 p.u.

-157.58 deg

SGAB2322.44 kV0.98 p.u.21.46 deg

PUN10

9.75

kV

0.97

p.u

.-1

51.2

7 de

g

AYAVI138138.00 kV1.00 p.u.-0.00 deg

ALCO2.3

2.31 kV1.00 p.u.52.11 deg

SGAB213.52 kV0.98 p.u.

-128.54 deg

PUNO1010.03 kV1.00 p.u.

-157.89 deg

POMAT6056.75 kV0.95 p.u.-8.82 deg

ILAVE6058.45 kV0.97 p.u.-7.49 deg

MAN2.42.33 kV0.97 p.u.

-127.59 degSKD2.42.33 kV0.97 p.u.

-127.59 deg

PUNO6061.46 kV1.02 p.u.-5.10 deg

TAPAR109.70 kV0.97 p.u.

-157.59 deg

PUNO138138.78 kV1.01 p.u.-1.19 deg

JULIAN10

JULIA60

SGAB113.52 kV0.98 p.u.

-128.53 deg

SRAF2162.23 kV1.03 p.u.69.11 deg

SRAF1010.34 kV1.03 p.u.

-140.89 deg

SRAF6062.05 kV1.03 p.u.9.11 deg

DIg

SILE

NT




U < 0.95 p.u.U > 1.05 p.u.Carga > 100. %

OSINERGMIN




Anexo:





25MV

A (2011)

6 M

VA

(201

0)

20 M

VA

(201

0)

120 mm

2 AA

AC

- 48.7 km(2010)

120 mm

2 AA

AC

- 35 km(2010)

120 mm2 AAAC - 38 km(2010)



de SE Juliaca

36% deJULIAC 10kV

21.22% deAZANG 23kV

Traf

o 50

/30/

30 M

VA

49.46% deAZANG 23kV



Der

v_A

ntau

ta

AREA 11Año 04

T-Ayaviri

13.86 MW5.41 Mvar58.31 %

-13.76 MW-4.53 Mvar

58.31 %

0

-3.00 MW1.00 Mvar22.94 %0.08 kA

3.28 MW-0.93 Mvar

22.94 %0.08 kA

-7.15 MW-4.34 Mvar

46.63 %

7.15 MW4.64 Mvar46.63 %

-7

-4.36 MW-1.43 Mvar

81.65 %

4.36 MW1.73 Mvar81.65 %

-2

7.50

MW

4.62

Mva

r24

.72

%0.

09 k

A

-7.15 MW-4.64 Mvar

24.72 %0.09 kA

-4.36 MW-1.73 Mvar

12.99 %0.05 kA

4.43

MW

1.41

Mva

r12

.99

%0.

05 k

A

12.52 MW6.45 Mvar36.25 %0.13 kA

-11.93 MW-6.03 Mvar

36.25 %0.13 kA

10.60 MW3.49 Mvar

4.36 MW1.43 Mvar

10.15 MW3.34 Mvar

-1.64 MW0.47 Mvar55.12 %

1.65 MW-0.39 Mvar

55.12 %

0

-1.64 MW0.47 Mvar55.12 %

1.65 MW-0.39 Mvar

55.12 %

0

G~

1.10 MW-0.26 Mvar

80.71 %

G~

1.10 MW-0.26 Mvar

80.71 %

G~

1.10 MW-0.26 Mvar

80.71 %

30.14 MW14.03 Mvar

70.11 %

-10.60 MW-3.49 Mvar

70.11 %

-19.27 MW-6.34 Mvar

70.11 %

-3

19.27 MW6.34 Mvar

0.00 %

-19.27 MW-6.34 Mvar

0.00 %

21.78 MW25.70 Mvar

0.65

12.91 MW4.24 Mvar

-21.62 MW-23.78 ..28.07 %

21.78 MW25.70 Mvar

28.07 %

3

0.42 MW0.14 Mvar

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.49 %

0.00 MW0.00 Mvar

0.49 %

0

-38.10 MW11.83 Mvar

-0.95

2.10 MW0.75 Mvar36.05 %

-2.09 MW-0.69 Mvar

36.05 %

-1

0.21 MW0.07 Mvar

5.36 %0.01 kA

0.21 MW0.07 Mvar

5.36 %0.01 kA

-2.56 MW-1.04 Mvar

3.68 %0.01 kA

-2

1

-4.34 MW-1.71 Mvar

11.69 %0.05 kA

4.45 MW1.33 Mvar11.69 %0.05 kA

8.73 MW2.80 Mvar21.44 %0.09 kA

-8.36 MW-2.85 Mvar

21.44 %0.09 kA

2.13 MW-0.41 Mvar

4.53 %0.02 kA

13.91 MW5.46 Mvar34.21 %0.14 kA

-13.86 MW-5.41 Mvar

34.21 %0.14 kA

55.17 MW0.62 Mvar36.61 %0.22 kA

-52.58 MW0.25 Mvar36.61 %0.22 kA

-41.34 MW6.23 Mvar40.74 %0.17 kA

43.46 MW-8.05 Mvar

40.74 %0.18 kA

5.48 MW0.55 Mvar47.10 %

-2.18 MW-1.13 Mvar

47.10 %

-3.27 MW0.96 Mvar47.10 %

-4

1.55 MW0.51 Mvar

1.00 MW0.33 Mvar

41.27 MW-11.55 ..39.61 %0.18 kA

2.56 MW1.04 Mvar42.50 %

-1.00 MW-0.33 Mvar

42.50 %

-1.55 MW-0.51 Mvar

42.50 %

-1

-31.31 MW1.66 Mvar33.63 %0.13 kA

31.88 MW-4.56 Mvar

33.63 %0.13 kA

4.34 MW1.71 Mvar55.37 %

-4.32 MW-1.42 Mvar

55.37 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

55.37 %

-7

2.09 MW0.69 Mvar

-2.10 MW-0.75 Mvar

4.62 %0.02 kA

3.89 MW1.28 Mvar

3.92 MW1.53 Mvar48.30 %

-3.89 MW-1.28 Mvar

48.30 %

-0.00 MW0.00 Mvar48.30 %

-3

0.01 MW0.01 Mvar

0.33 %

-0.00 MW0.00 Mvar

0.33 %

0

G~

56.93 MW5.15 Mvar90.02 %

-56.48 MW1.15 Mvar93.33 %

56.93 MW5.15 Mvar93.33 %

1

6.02 MW1.98 Mvar

0.00 MW-0.00 Mvar

0.00 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.00 %

0

G~Tapar G4

G~BellaV GM

G~BellaV GA

-1

13.75 MW4.52 Mvar

4.32 MW1.42 Mvar

G~Tapar GS

G~Tapar G1

18.85 MW6.20 Mvar

G~Tapar G3

0.00 MW0.00 Mvar

0.32 %

-0.00 MW0.00 Mvar

0.32 %

0

0.00 MW0.00 Mvar

0.32 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.32 %

0

-1

-2

1

1

1.16 MW-15.69 ..16.62 %0.07 kA

-1.12 MW13.55 Mvar

16.62 %0.06 kA

22.74 MW10.23 Mvar

62.06 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

62.06 %

-22.64 MW-8.26 Mvar

62.06 %

-4

G~

56.93 MW5.16 Mvar90.02 %

-56.48 MW1.16 Mvar93.32 %

56.93 MW5.16 Mvar93.32 %

1

57.80 MW-2.92 Mvar

38.35 %0.23 kA

-56.45 MW3.65 Mvar38.35 %0.23 kA

0.07 MW0.16 Mvar

0.57 %

-0.03 MW-0.06 Mvar

0.57 %

0

0.00 MW-0.00 Mvar

0.00 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.00 %

0

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.34 %

0.03 MW0.06 Mvar

0.34 %

0

-3.85 MW-0.85 Mvar

53.09 %

-11.37 MW-7.00 Mvar

53.09 %

15.29 MW9.08 Mvar53.09 %

-3

-0.00 MW0.00 Mvar

0.18 %0.00 kA


-156.00 deg

Huanc2322.33 kV0.97 p.u.

-156.88 deg


-154.27 deg

Huanc6057.39 kV0.96 p.u.

-153.45 deg


-152.16 deg


JULIAC2322.15 kV0.97 p.u.-7.34 deg

PUN220220.00 kV1.00 p.u.0.00 deg

ANTAU2323.68 kV1.03 p.u.

-152.61 deg


-158.06 deg

TOTO6061.56 kV1.03 p.u.-5.18 deg

POMAT109.85 kV0.98 p.u.

-162.65 deg

ILAVE109.76 kV0.98 p.u.

-160.97 degILAVE2322.37 kV0.97 p.u.


0.98 p.u.-12.35 deg

CHUCU23(10)

10.23 kV1.02 p.u.

-155.56 deg

ANTAU6062.02 kV1.03 p.u.

-151.43 deg

JULIA138136.64 kV0.99 p.u.-1.05 deg

SGAB138145.18 kV1.05 p.u.15.21 deg

SRAF138142.68 kV1.03 p.u.9.04 deg

AZANG2323.84 kV1.04 p.u.-1.07 deg

AZANG6062.83 kV1.05 p.u.

-150.22 deg

AZANG138

138.21 kV1.00 p.u.2.82 deg

AYAV1010.01 kV1.00 p.u.

-153.64 deg

AYAV2323.04 kV1.01 p.u.-2.74 deg

JULIA

9.65 kV0.96 p.u.

-158.06 deg

SGAB2322.44 kV0.98 p.u.21.39 deg

PUN10

9.74

kV

0.97

p.u

.-1

51.3

8 de

g

AYAVI138138.00 kV1.00 p.u.-0.00 deg

ALCO2.3

2.30 kV1.00 p.u.51.66 deg

SGAB213.52 kV0.98 p.u.

-128.61 deg

PUNO109.98 kV1.00 p.u.

-158.34 deg

POMAT6056.22 kV0.94 p.u.-9.31 deg

ILAVE6058.02 kV0.97 p.u.-7.90 deg

MAN2.42.31 kV0.96 p.u.

-128.07 degSKD2.42.31 kV0.96 p.u.

-128.07 deg

PUNO6061.24 kV1.02 p.u.-5.40 deg

TAPAR109.65 kV0.96 p.u.

-158.07 deg

PUNO138138.59 kV1.00 p.u.-1.30 deg

JULIAN10

JULIA60

SGAB113.52 kV0.98 p.u.

-128.60 deg

SRAF2162.23 kV1.03 p.u.69.04 deg

SRAF1010.34 kV1.03 p.u.

-140.96 deg

SRAF6062.01 kV1.03 p.u.9.04 deg

DIg

SILE

NT




U < 0.95 p.u.U > 1.05 p.u.Carga > 100. %

OSINERGMIN




Anexo:





25MV

A (2011)

6 M

VA

(201

0)

20 M

VA

(201

0)

120 mm

2 AA

AC

- 48.7 km(2010)

120 mm

2 AA

AC

- 35 km(2010)

120 mm2 AAAC - 38 km(2010)



de SE Juliaca

50% deJULIAC 10kV

20.57% deAZANG 23kV

Traf

o 50

/30/

30 M

VA

46.00% deAZANG 23kV



Der

v_A

ntau

ta

AREA 11Año 10

T-Ayaviri

17.36 MW7.02 Mvar72.92 %

-17.23 MW-5.67 Mvar

72.92 %

0

-3.01 MW0.84 Mvar22.71 %0.08 kA

3.28 MW-0.77 Mvar

22.71 %0.08 kA

-7.38 MW-4.25 Mvar

47.67 %

7.38 MW4.56 Mvar47.67 %

-7

-4.64 MW-1.53 Mvar

87.65 %

4.64 MW1.87 Mvar87.65 %

-2

7.74

MW

4.57

Mva

r25

.27

%0.

09 k

A

-7.38 MW-4.56 Mvar

25.27 %0.09 kA

-4.64 MW-1.87 Mvar

13.94 %0.05 kA

4.72

MW

1.57

Mva

r13

.94

%0.

05 k

A

13.11 MW6.65 Mvar37.82 %0.14 kA

-12.46 MW-6.15 Mvar

37.82 %0.14 kA

18.45 MW6.06 Mvar

4.64 MW1.53 Mvar

10.38 MW3.41 Mvar

-1.64 MW0.39 Mvar54.59 %

1.65 MW-0.31 Mvar

54.59 %

0

-1.64 MW0.39 Mvar54.59 %

1.65 MW-0.31 Mvar

54.59 %

0

G~

1.10 MW-0.21 Mvar

79.93 %

G~

1.10 MW-0.21 Mvar

79.93 %

G~

1.10 MW-0.21 Mvar

79.93 %

37.79 MW19.10 Mvar

86.60 %

-18.45 MW-6.06 Mvar

86.60 %

-18.87 MW-6.21 Mvar

86.60 %

-5

18.87 MW6.21 Mvar

0.00 %

-18.87 MW-6.21 Mvar

0.00 %

31.72 MW34.05 Mvar

0.68

12.91 MW4.24 Mvar

-31.56 MW-31.09 ..38.78 %

31.72 MW34.05 Mvar

38.78 %

3

0.42 MW0.14 Mvar

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.49 %

0.00 MW0.00 Mvar

0.49 %

0

-31.06 MW14.50 Mvar

-0.91

2.63 MW0.96 Mvar45.46 %

-2.61 MW-0.86 Mvar

45.46 %

-1

0.21 MW0.07 Mvar

5.42 %0.01 kA

0.21 MW0.07 Mvar

5.42 %0.01 kA

-3.21 MW-1.35 Mvar

4.63 %0.01 kA

-2

1

-5.44 MW-2.23 Mvar

15.07 %0.06 kA

5.61 MW1.97 Mvar15.07 %0.06 kA

11.14 MW4.26 Mvar27.59 %0.11 kA

-10.52 MW-3.94 Mvar

27.59 %0.11 kA

2.67 MW-0.17 Mvar

5.74 %0.02 kA

17.44 MW7.11 Mvar42.78 %0.18 kA

-17.36 MW-7.02 Mvar

42.78 %0.18 kA

55.11 MW1.47 Mvar36.75 %0.22 kA

-52.52 MW-0.47 Mvar

36.75 %0.22 kA

-41.38 MW5.58 Mvar40.79 %0.18 kA

43.51 MW-7.33 Mvar

40.79 %0.18 kA

6.12 MW0.06 Mvar58.44 %

-2.67 MW-1.45 Mvar

58.44 %

-3.42 MW1.86 Mvar58.44 %

-4

1.94 MW0.64 Mvar

1.25 MW0.41 Mvar

34.73 MW-14.35 ..34.91 %0.16 kA

3.21 MW1.35 Mvar53.49 %

-1.25 MW-0.41 Mvar

53.49 %

-1.94 MW-0.64 Mvar

53.49 %

-1

-35.00 MW-0.47 Mvar

37.54 %0.15 kA

35.72 MW-1.79 Mvar

37.54 %0.15 kA

5.44 MW2.23 Mvar71.36 %

-5.41 MW-1.78 Mvar

71.36 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

71.36 %

-9

2.61 MW0.86 Mvar

-2.63 MW-0.96 Mvar

5.83 %0.03 kA

4.87 MW1.60 Mvar

4.91 MW1.97 Mvar61.50 %

-4.87 MW-1.60 Mvar

61.50 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

61.50 %

-5

0.01 MW0.01 Mvar

0.33 %

-0.00 MW0.00 Mvar

0.33 %

0

G~

56.93 MW5.99 Mvar90.15 %

-56.48 MW0.33 Mvar93.46 %

56.93 MW5.99 Mvar93.46 %

1

7.55 MW2.48 Mvar

0.00 MW0.00 Mvar

0.00 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.00 %

0

G~Tapar G4

G~BellaV GM

G~BellaV GA

-1

17.22 MW5.66 Mvar

5.41 MW1.78 Mvar

G~Tapar GS

G~Tapar G1

18.45 MW6.06 Mvar

G~Tapar G3

0.00 MW0.00 Mvar

0.32 %

-0.00 MW0.00 Mvar

0.32 %

0

0.00 MW0.00 Mvar

0.32 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.32 %

0

-1

-2

1

1

-2.79 MW-18.63 ..20.15 %0.08 kA

2.86 MW16.65 Mvar

20.15 %0.07 kA

28.70 MW14.44 Mvar

80.67 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

80.67 %

-28.58 MW-11.37 ..80.67 %

-6

G~

56.93 MW5.99 Mvar90.15 %

-56.48 MW0.34 Mvar93.45 %

56.93 MW5.99 Mvar93.45 %

1

57.85 MW-2.14 Mvar

38.43 %0.23 kA

-56.50 MW2.92 Mvar38.43 %0.23 kA

0.07 MW0.16 Mvar

0.57 %

-0.03 MW-0.06 Mvar

0.57 %

0

0.00 MW0.00 Mvar

0.00 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.00 %

0

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.34 %

0.03 MW0.06 Mvar

0.34 %

0

-4.88 MW-1.03 Mvar

61.53 %

-12.37 MW-8.35 Mvar

61.53 %

17.32 MW10.98 Mvar

61.53 %

-4

-0.00 MW0.00 Mvar

0.18 %0.00 kA


-157.08 deg

Huanc2322.17 kV0.97 p.u.

-158.10 deg


-155.28 deg

Huanc6057.08 kV0.95 p.u.

-154.40 deg


-153.47 deg



-10.22 deg

PUN220220.00 kV1.00 p.u.0.00 deg

ANTAU2323.48 kV1.02 p.u.

-153.93 deg


-160.68 deg

TOTO6062.04 kV1.03 p.u.-6.67 deg

POMAT109.77 kV0.98 p.u.

-166.01 deg

ILAVE109.80 kV0.98 p.u.

-163.80 degILAVE2322.45 kV0.98 p.u.


0.97 p.u.-15.63 deg

CHUCU23(10)

10.30 kV1.03 p.u.

-157.15 deg

ANTAU6061.65 kV1.03 p.u.

-152.44 deg

JULIA138134.93 kV0.98 p.u.-1.84 deg

SGAB138144.96 kV1.05 p.u.14.89 deg

SRAF138142.24 kV1.03 p.u.8.71 deg

AZANG2323.80 kV1.04 p.u.-1.99 deg

AZANG6062.79 kV1.05 p.u.

-150.97 deg

AZANG138

137.51 kV1.00 p.u.2.47 deg

AYAV109.94 kV0.99 p.u.

-154.59 deg

AYAV2322.91 kV1.00 p.u.-3.45 deg

JULIA

9.55 kV0.95 p.u.

-160.68 deg

SGAB2322.44 kV0.98 p.u.21.08 deg

PUN10

9.65

kV

0.96

p.u

.-1

52.0

2 de

g

AYAVI138138.00 kV1.00 p.u.-0.00 deg

ALCO2.3

2.30 kV1.00 p.u.49.40 deg

SGAB213.52 kV0.98 p.u.

-128.93 deg

PUNO109.99 kV1.00 p.u.

-160.60 deg

POMAT6054.93 kV0.92 p.u.

-11.79 deg

ILAVE6057.32 kV0.96 p.u.

-10.00 deg

MAN2.42.29 kV0.95 p.u.

-130.70 degSKD2.42.29 kV0.95 p.u.

-130.70 deg

PUNO6061.63 kV1.03 p.u.-6.94 deg

TAPAR109.55 kV0.95 p.u.

-160.70 deg

PUNO138137.43 kV1.00 p.u.-1.91 deg

JULIAN10

JULIA60

SGAB113.52 kV0.98 p.u.

-128.92 deg

SRAF2162.23 kV1.03 p.u.68.70 deg

SRAF1010.30 kV1.03 p.u.

-141.30 deg

SRAF6061.82 kV1.03 p.u.8.70 deg

DIg

SILE

NT



Anexo D Plan de Inversiones



Fijación Tarifas y Compensaciones en SST y SCT – Periodo 2009 - 2013 PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 11

PLAN DE INVERSIONES Por excepción, el primer Plan de Inversiones se considera a partir del 24 de julio de 2006, fecha que entró en vigencia la Ley N° 28832 (según Tercera Disposición Transitoria del D.S. 027-2007-EM)

Titular 1: ELECTROPUNO

ELEMENTO Fecha de entrada en

operación Inversión

Total Modulo Empleado Año Mes Día US$ Celda de Alimentador, SET MAT/AT JULIACA 2009 10 30 49 186,67 CE-023SIU3MCISBAL

Celda de Línea, SET MAT/AT AZANGARO 2010 10 30 225 604,64 CE-060SIU3C1ESBLI

Celda de Línea, SET AT/MT ANANEA 2010 10 30 338 026,61 CE-060SIR3C1ESBLI

Celda de Transformador, SET AT/MT ANANEA 2010 10 30 234 357,83 CE-060SIR3C1ESBTR

Celda de Transformador, SET AT/MT ANANEA 2010 10 30 85 348,10 CE-023SIR3C1ESBTR

Celda de Alimentador, SET AT/MT ANANEA 2010 10 30 109 486,22 CE-023SIR3C1ESBAL


Transformador de Potencia, SET AT/MT ANANEA 2010 10 30 900 498,48 TP-060023-020SI3E

Celda de Línea, SET AT/MT HUANCANÉ 2010 10 30 363 097,48 CE-060SIR3C1ESBLI

Celda de Transformador, SET AT/MT HUANCANÉ 2010 10 30 251 739,76 CE-060SIR3C1ESBTR

Celda de Transformador, SET AT/MT HUANCANÉ 2010 10 30 91 678,22 CE-023SIR3C1ESBTR

Celda de Alimentador, SET AT/MT HUANCANÉ 2010 10 30 117 606,63 CE-023SIR3C1ESBAL

Transformador de Potencia, SET AT/MT HUANCANÉ 2010 10 30 464 377,24 TP-060023-006SI3E

Línea, AZANGARO - DERIVACIÓN, 38 km 2010 10 30 1 897 316,82 LT-060SIR1TAS1C1120A

Línea, DERIVACIÓN - ANANEA, 48,7 km 2010 10 30 2 431 561,29 LT-060SIR1TAS1C1120A

Línea, DERIVACIÓN - HUANCANÉ, 35 km 2010 10 30 1 747 528,65 LT-060SIR1TAS1C1120A

Transformador de Potencia, SET AT/MT PUNO 2011 10 30 697 078,52 TP-060010-025SI3E


Celda de Alimentador, SET AT/MT HUANCANÉ 2012 10 30 117 606,63 CE-023SIR3C1ESBAL



Titular 1: REP

ELEMENTO Fecha de entrada en

operación Inversión

Total Modulo Empleado Año Mes Día US$ Transformador+celdas, SET MAT/MT JULIACA 2009 2 16 2 562 612,82 ADENDAS



Anexo E Cuadros Comparativos



Fijación Tarifas y Compensaciones en SST y SCT – Periodo 2009 - 2013 COMPARACIÓN DE LA PROYECCIÓN DE LA DEMANDA – ÁREA DE DEMANDA 11

AÑO ELECTRO PUNO REP OSINERGMIN GWh (%)ΔGWh GWh (%)ΔGWh GWh (%)ΔGWh

2007 0,00 350,00 288,06 2008 194,70 387,00 10,57% 308,39 7,10% 2009 209,70 7,70% 436,00 12,66% 320,34 3,90% 2010 229,50 9,44% 460,00 5,50% 463,49 44,70% 2011 250,80 9,28% 494,30 7,46% 483,24 4,30% 2012 273,50 9,05% 532,70 7,77% 498,05 3,10% 2013 297,70 8,85% 571,00 7,19% 507,90 2,00% 2014 323,30 8,60% 609,30 6,71% 519,80 2,30% 2015 350,40 8,38% 647,60 6,29% 531,69 2,30% 2016 379,00 8,16% 686,00 5,93% 543,68 2,30% 2017 409,00 7,92% 724,30 5,58% 555,65 2,20% 2018 440,50 7,70% 762,60 5,29% 567,68 2,20% Tasa

Promedio 8,51% 7,02% 6,29%

Fijación Tarifas y Compensaciones en SST y SCT – Periodo 2009 - 2013

COMPARACIÓN DE INVERSIONES ANUALES (SCT)- TOTAL ÁREA DE DEMANDA 11 (Miles US$)

Propuesta Propuesta OSINERGMIN Año Inicial Final Prepublicación Publicación D/A -1 D/B -1 D/C -1

(A) (B) (C) (D) 2006 0,0 0,0 0,0 0,0 - - - 2007 0,0 0,0 0,0 0,0 - - - 2008 0,0 0,0 0,0 0,0 - - - 2009 11 010,3 11 051,4 0,0 2 611,8 -76% -76% - 2010 1 017,3 1 017,3 2 151,4 9 367,7 821% 821% 335% 2011 575,0 575,4 809,2 697,1 21% 21% -14% 2012 0,0 0,0 0,0 227,1 - - - 2013 0,0 0,0 0,0 0,0 - - - Total 12 602,6 12 644,1 2 960,6 12 903,7



14. Referencias

[1] Estudios Técnico Económicos presentados por las empresas Electro Puno, Electrosur, y REP que sustentan sus Propuestas de Tarifas y/o Compensaciones-Junio 2008.

[2] Evaluación de la admisibilidad de las propuestas tarifarias – OSINERGMIN - Junio 2008.

[3] Respuestas a Observaciones de Admisibilidad-Julio 2008

[4] Notificación de Admisibilidad de Propuestas-Julio 2008

[5] Informes de Observaciones al Estudio Tarifario presentado por las titulares – OSINERGMIN – Setiembre 2008.

[6] Respuestas a observaciones formuladas a los Estudios Tarifarios-Octubre 2008.

[7] Informes de Estudios Tarifarios para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión, por Áreas de Demanda – Enero 2009, los cuales sustentan la prepublicación de la resolución que fijaría las Tarifas de los indicados sistemas para el período 2009-2013.

Cabe señalar que la mayor parte de estos documentos se encuentran publicados en la página Web del OSINERGMIN: www2.osinerg.gob.pe, en la ruta “Procedimientos Regulatorios\Procedimiento para fijación de Peajes y Compensaciones para SST y SCT”, conjuntamente con los archivos magnéticos de cálculos y análisis eléctricos que los sustentan.

New Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en … · 2009. 6. 2. · GERENCIA...

Documents

Transcript of New Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en … · 2009. 6. 2. · GERENCIA...