Oficio Nº 0783-2011-GART · demanda 0,29 kW) figura con tensión de 4,16 kV en el archivo...
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__________________________________ Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria Av, Canadá 1460 San Borja Telèfono 224‐0487 Fax 224‐0491 “Año del Centenario de Machu Picchu para el mundo” Lima, 23 de noviembre de 2011 Oficio Nº 0783-2011-GART Sr. Juan Antonio Rozas Mory Gerente Comercial SN Power Perú S.A. Fax: 422-0348 Av. Víctor Andrés Belaunde 280, Piso 2, San Isidro Lima.- Asunto : Observaciones a Propuesta de Plan de Inversiones 2013-2017 Referencia : 1. Carta SNPP/GC-738-2011 recibida el 01/09/2011 2. D. 401-2011-GART De nuestra consideración: Es grato dirigirme a usted con relación a su propuesta del Plan de Inversiones del Sistema Complementario de Transmisión, para el período 2013-2017, presentada con la carta de la referencia 1 (en adelante “Propuesta”). Al respecto, como resultado de la revisión de la documentación e información que conforman dicha Propuesta, le remitimos adjunto al presente las observaciones a la misma, las cuales deben ser absueltas a más tardar el 26 de enero de 2012, de acuerdo con lo establecido en el Anexo B.1 del “Texto Único Ordenado y Concordado de la Norma Procedimientos para Fijación de Precios Regulados” aprobado con la Resolución OSINERGMIN N° 775-2007-OS/CD y modificado según la Resolución OSINERGMIN N° 049-2011-OS/CD. Dicha absolución a presentarse tanto en medio impreso como electrónico, debe estar conformada por: 1°) las respuestas a cada observación, con la misma organización y secuencia como han sido formuladas y, 2°) el estudio debidamente corregido acompañado de los archivos electrónicos con los cálculos reformulados y correctamente vinculados. Tales observaciones se han organizado en generales y específicas, teniendo las generales jerarquía sobre las específicas, por lo que estas últimas no deben ser consideradas como limitativas. En ese sentido, las absoluciones de las observaciones específicas deberán sujetarse, en lo que corresponda, a lo absuelto en mérito a las observaciones generales. Se requiere que el titular revise completamente sus cálculos y metodologías aplicadas, a fin de subsanar errores que no necesariamente puedan haberse detectado en esta revisión, pues de detectarse éstos en las siguientes etapas del proceso regulatorio, podrían constituirse en razones para la no aprobación de la Propuesta.
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__________________________________ Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria Av, Canadá 1460 San Borja Telèfono 224‐0487 Fax 224‐0491
“Año del Centenario de Machu Picchu para el mundo” Lima, 23 de noviembre de 2011 Oficio Nº 0783-2011-GART Sr. Juan Antonio Rozas Mory Gerente Comercial SN Power Perú S.A. Fax: 422-0348 Av. Víctor Andrés Belaunde 280, Piso 2, San Isidro Lima.- Asunto : Observaciones a Propuesta de Plan de Inversiones 2013-2017 Referencia : 1. Carta SNPP/GC-738-2011 recibida el 01/09/2011
2. D. 401-2011-GART
De nuestra consideración: Es grato dirigirme a usted con relación a su propuesta del Plan de Inversiones del Sistema Complementario de Transmisión, para el período 2013-2017, presentada con la carta de la referencia 1 (en adelante “Propuesta”). Al respecto, como resultado de la revisión de la documentación e información que conforman dicha Propuesta, le remitimos adjunto al presente las observaciones a la misma, las cuales deben ser absueltas a más tardar el 26 de enero de 2012, de acuerdo con lo establecido en el Anexo B.1 del “Texto Único Ordenado y Concordado de la Norma Procedimientos para Fijación de Precios Regulados” aprobado con la Resolución OSINERGMIN N° 775-2007-OS/CD y modificado según la Resolución OSINERGMIN N° 049-2011-OS/CD. Dicha absolución a presentarse tanto en medio impreso como electrónico, debe estar conformada por: 1°) las respuestas a cada observación, con la misma organización y secuencia como han sido formuladas y, 2°) el estudio debidamente corregido acompañado de los archivos electrónicos con los cálculos reformulados y correctamente vinculados. Tales observaciones se han organizado en generales y específicas, teniendo las generales jerarquía sobre las específicas, por lo que estas últimas no deben ser consideradas como limitativas. En ese sentido, las absoluciones de las observaciones específicas deberán sujetarse, en lo que corresponda, a lo absuelto en mérito a las observaciones generales. Se requiere que el titular revise completamente sus cálculos y metodologías aplicadas, a fin de subsanar errores que no necesariamente puedan haberse detectado en esta revisión, pues de detectarse éstos en las siguientes etapas del proceso regulatorio, podrían constituirse en razones para la no aprobación de la Propuesta.
__________________________________ Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria Av, Canadá 1460 San Borja Telèfono 224‐0487 Fax 224‐0491
Cabe precisar que en el presente proceso de aprobación del Plan de Inversiones, las valorizaciones de inversión y COyM sólo se realizan para efectos de determinar la alternativa de mínimo costo y no constituyen la valorización para la fijación del Costo Medio Anual correspondiente, ya que esto corresponde al proceso de fijación de Tarifas y Compensaciones de los SST y SCT previsto iniciarse a continuación de la aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017. Sin otro particular, aprovecho la oportunidad para saludarlo. Atentamente, Victor Ormeño Salcedo Gerente Adjunto de Regulación Tarifaria
OSINERGMIN Adjunto del Oficio N° 0783-2011-GART
Observaciones al Estudio Técnico Económico del Plan de Inversiones 2013-2017 presentado
por SN Power S.A. El presente documento contiene las observaciones al Plan de Inversiones del período 2013-2017 y al Estudio Técnico Económico de Sustento (ambos en adelante la “Propuesta”), presentado por la empresa SN Power S.A. (“SN Power”) el 1° de setiembre de 2011 y que expuso en Audiencia Pública realizada el 21 de setiembre de 2011 en las oficinas de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria de OSINERGMIN ubicadas en Av. Canadá 1460, San Borja.
Dichas observaciones se han formulado tomando en cuenta lo establecido en la Norma “Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión”, aprobada mediante Resolución OSINERGMIN N° 050-2011-OS/CD (“NORMA TARIFAS”), y en cumplimiento de la etapa señalada en el ítem “g” del Anexo B1 “Procedimiento para aprobación del Plan de Inversiones en Transmisión” del “Texto Único Ordenado y Concordado de la Norma Procedimientos para Fijación de Precios Regulados”, aprobado con la Resolución OSINERGMIN N° 775-2007-OS/CD y modificado mediante la Resolución OSINERGMIN N° 049-2011-OS/CD.
1.- Observaciones Generales
1. La Propuesta no abarca todas las cargas e instalaciones comprendidas en el Área de Demanda correspondiente, sólo se limita a los alcances de las instalaciones de SN Power. Se requiere que, de manera coordinada con los demás titulares de dichas Áreas de Demanda se analicen las alternativas correspondientes y, de ser el caso, se propongan los proyectos necesarios para el Plan de Inversiones.
2. No se ha presentado toda la información (archivos de cálculo) que sustenta la Propuesta. Por ejemplo, no se ha presentado el archivo “Demanda A06 – EDELNOR.xls”.
Al respecto, el numeral 5.5 de la NORMA TARIFAS dispone que: “Todos los documentos físicos y electrónicos (incluidas hojas de cálculo) que sustenten los valores presentados en los formularios, deben de acompañar al ESTUDIO. Así mismo, se deberá adjuntar una relación de todos los documentos físicos y electrónicos de sustento, con la descripción de su contenido y aplicación”. En ese sentido, se requiere que se presente toda la información de manera ordenada y debidamente vinculada con los formatos y que esté conforme a lo establecido en la NORMA TARIFAS.
3. No se han evaluado las alternativas posibles para determinar la configuración de mínimo costo. Se requiere que se identifiquen y se analicen otras alternativas adicionalmente a las incluidas en la Propuesta.
4. Se recomienda que para identificar las características de las alternativas a evaluar (tensión, módulos óptimos de transformación y de línea, entre
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otros), se emplee, como criterio, la evaluación para un periodo de 25 años. Luego de ello, las alternativas que cumplan con las características antes identificadas se deben evaluar y comparar conforme a la NORMA TARIFAS para determinar la de mínimo costo en un periodo de 10 años.
5. Se requiere que en el análisis se considere los proyectos priorizados por el Ministerio de Energía y Minas, para lo cual se deberá tomar en cuenta, en lo que resulte pertinente, el oficio Nº 1393-2011-MEM/DGE, adjunto al presente. Al respecto, se debe precisar que la Ampliación N° 11, se refiere a la Línea 220 kV Pomacocha – Pachachaca y no Carhuamayo – Pomacocha.
6. Los valores de pérdidas del formato F-109 no corresponden a los valores vigentes. Se requiere verificar la correcta utilización de los factores y corregir de ser el caso.
7. No se ha presentado los archivos de cálculo de evaluaciones económicas de las alternativas analizadas. Se requiere que se presenten dichos archivos de tal forma que se pueda revisar dicho cálculo y verificar los criterios asumidos y los valores utilizados.
8. Los valores utilizados en el archivo de simulación de flujo de potencia (Digsilent) no coinciden con lo presentado en los formatos de información general y los formatos F-100 de demanda. Por ejemplo la subestación Bellavista figura en el formato F-123 con una tensión de 10 kV, sin embargo en el gráfico del Anexo A se observa a una tensión de 2,4 kV (Mina Antuquito). Del mismo modo la S.E. Antuquito (con demanda 0,29 kW) figura con tensión de 4,16 kV en el archivo Digsilent mientras que en el formato F-123 figura como Antuquito 2.4 kV. Se requiere que se corrija las incoherencias entre los formatos y los archivos Digsilent.
2.- Observaciones Específicas Área de Demanda 5
2.1 Proyección de la Demanda
9. La información de demanda no coincide con la empleada con otro titular
Si bien la mayor parte de la información base presentada por SN Power en los formatos de demanda (F-100 a F-126) coincide con la elaborada por Electrocentro S.A., se requiere que, todo cambio se efectúe de manera coordinada con dicha empresa de modo que se cuente con una proyección para el Área de Demanda 5. Así mismo se requiere que las modificaciones, cambios y ajustes estén vinculados con sus respectivas fórmulas de tal forma que se pueda revisar los cálculos elaborados.
10. Los factores de contribución a la punta, simultaneidad y de carga no deben ser mayores que 1
En el formato F-101 se observan factores mayores a la unidad, los cuales por la definición contenida en el numeral 3.1 en la NORMA TARIFAS, no deben ser mayores a 1. Por ejemplo el factor de
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simultaneidad para la SET Machahuay es 1,03. Se requiere que se corrija los valores de estos factores.
11. Los valores del formato F-102 no corresponden al año 2010
Los valores del formato F-102 no corresponden al año 2010. La información de los registros cada 15 minutos por SET y nivel de tensión debe ser coordinada con Electrocentro S.A.
12. No se ha completado los formatos F-106 y F-107
SN POWER ha presentado vacíos los formatos F-106 y F-107. Se requiere que se complete dichos formatos conforme lo indica la NORMA TARIFAS.
13. No se ha presentado el sustento de demanda de Usuarios Mayores
No se ha presentado el sustento de la proyección de demanda de todos los Usuarios Mayores. Se requiere que se presente dicho sustento conforme a la NORMA TARIFAS.
2.2 Determinación del SER
14. No se han evaluado alternativas respecto al Caso C - Subestación Oroya Nueva
SN POWER propone la instalación de un nuevo transformador 220/50/13,8 de 45 MVA en la subestación Oroya Nueva, no obstante no ha efectuado el análisis de diversas alternativas. Se requiere que se analicen otras alternativas para solucionar esta problemática; entre las alternativas a evaluar se debe incluir posibles traspasos de carga o variaciones en la configuración topológica del sistema.
15. Observaciones respecto al Caso D - Sistema Eléctrico Cobriza
SN POWER ha propuesto la ejecución de una nueva línea de transmisión en 69 kV Cobriza I – Cobriza II y de un nuevo transformador 220/69/10 kV en Cobriza I. Al respecto, se observa que el Plan de Inversiones vigente ya contempla una solución integral para ese sistema mediante una línea 138 kV Friaspata – Mollepata.
No obstante, se requiere que se evalúe, de manera coordinada con Electrocentro S.A. la posibilidad de que la mencionada línea se postergue al año 2013. Con base en esa posibilidad se debe analizar otras alternativas de alimentación a este sistema, que incluya:
• Línea en 220 kV Friaspata - Mollepata y subestación 220/60 kV en Mollepata.
• Línea en 220 kV Cobriza I - Mollepata y subestación 220/60 kV en Mollepata.
Par cada una de las alternativas se requiere evaluar adicionalmente, la construcción de una línea preparada para doble terna con sólo un
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circuito tendido. Así mismo, es necesario considerar en el análisis la facilidad de accesos que hagan viable las alternativas.
16. En el formato F-202 no se ha presentado la situación de las SET’s MAT/AT.
17. No se ha consignado los índices semestrales esperados en el formato F-211 y F-212.
18. En el formato F-205 se consigna valores sin sustento
Se requiere que los formatos estén debidamente vinculados y formulados de forma tal que sea factible su revisión, además se deben presentar todas las hojas y archivos de cálculo auxiliares.
19. No se ha presentado toda la información que sustente la selección de las alternativas óptimas de expansión de la transmisión.
Como parte del sustento de elección de las alternativas de expansión de la transmisión, se requiere la presentación completa de archivos electrónicos que contengan lo siguiente:
• Esquemas unifilares a diciembre de 2010 de la red de SN POWER.
• Planos de ruta de todas las líneas de transmisión planteadas y sus alternativas.
2.3 Costos de Inversión, Operación y Mantenimiento
20. No se ha presentado los formatos de Inversión ni Operación y Mantenimiento
No se ha presentado los formatos de costos de inversión (F-301 a F-309) ni el de costos de operación y mantenimiento (F-401) de tal forma de revisar los valores y cálculos elaborados para la evaluación de las alternativas. Se requiere que se presenten dichos formatos debidamente completados.
21. Sustento del costo de terreno por metro cuadrado
No se ha presentado el sustento de los costos unitarios de terreno empleados para la valorización de las subestaciones nuevas. Se requiere que se presente el sustento de dichos costos con base a información de mercado.
22. No se ha completado los formatos F-211 y F-212
No se ha consignado los índices semestrales esperados en los formatos F-211 y F-212. Se requiere que se presenten dichos formatos debidamente completados.
23. No se ha presentado toda la información que sustente la selección de las alternativas óptimas de expansión de la transmisión
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Como parte del sustento de elección de las alternativas de expansión de la transmisión, se requiere la presentación completa de archivos electrónicos que contengan lo siguiente:
• Esquemas unifilares a diciembre de 2010 de la red de SN POWER.
• Planos de ruta de todas las líneas de transmisión planteadas y sus alternativas.
3.- Observaciones Específicas Área de Demanda 6
3.1 Información General
24. Los formatos de información general no están completos
La información de los formatos F-101, F-102 y F-103 no está completa. En particular se observa que faltan los valores de las características eléctricas de las líneas de transmisión y transformadores como por ejemplo parámetros eléctricos, tipo de regulación, coordenadas UTM, pérdidas y otros. Se requiere que se presente los formatos completos.
3.2 Proyección de la Demanda
25. Diferencias en demanda de SET Paramonga Existente
La proyección de la demanda no coincide con lo presentado por otras titulares en el Área de Demanda 6. Por ejemplo, en el Formato F-122 para la barra Paramonga Existente 13,2 kV año 2017, Edelnor S.A.A. obtiene una demanda de 57,51 MW, mientras que SN Power obtiene un valor 48,28 MW. Se requiere que se coordine con las demás titulares del Área de Demanda 6, de modo que se tenga una proyección de demanda para todas las cargas del Área de Demanda y no distintas proyecciones.
26. Los factores de contribución a la punta, simultaneidad y de carga no deben ser mayores que 1
En el formato F-101 se observan factores mayores a la unidad, los cuales por la definición contenida en el numeral 3.1 en la NORMA TARIFAS, no deben ser mayores a 1. Por ejemplo, el factor de simultaneidad para la SET Ventanilla es 1,04. Se requiere que se corrija los valores de estos factores.
27. Falta completar el análisis de los formatos de demanda
En los formatos F-106 y F-107 no se ha indicado los modelos de tendencias aceptados o rechazados, ni los criterios asumidos para aceptar o descartar modelos. Tampoco se indica en los formatos F-100 cuál de los modelos de proyección de los usuarios fue elegido ni tampoco la forma de elección del modelo.
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Se requiere que se completen los formatos mencionados, conforme a lo requerido en la NORMA TARIFAS.
28. Valores atípicos en el Formato F-110.
Se observa que en el Formato F-110 de proyección de demanda del Sistema Andahuasi se consignan valores atípicos. Para el año 2010 y 2013 se consigna una demanda de 278 976,35 MWh y 324 960,87 MWh respectivamente, mientras que, para los años 2014 a 2022 la demanda cae entre 3 155 MWh y 5 152. Se requiere revisar y corregir los valores.
3.3 Determinación del SER
29. No se analizó la ampliación de la transformación en la SET Paramonga Existente
En la Propuesta no se ha presentado los cálculos ni el análisis sobre la ampliación de la capacidad de transformación en la subestación Paramonga Existente 138/13,8 kV.
Por otro lado, conforme a la propuesta presentada por Edelnor S.A.A., la demanda coincidente a nivel de SET sobrepasaría la capacidad del transformador 138/13,8 de Paramonga Existente, en el horizonte 2013 - 2017.
En ese sentido, se requiere que de manera coordinada con todos los titulares en dicho sistema se analice y, de ser el caso, se proponga los elementos correspondientes en el Plan de Inversiones.
