Respuestas a los Comentarios y Observaciones a la ...

Título: Respuestas a los Comentarios y Observaciones Estudio del Primer Plan de Transmisión

a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión Fecha : 16 de Setiembre de 2010

COES-SINAC Página 1 de 8

Dirección de Planificación de Transmisión

Respuestas a los Comentarios y Observaciones a la Prepublicación y Audiencia Pública del Primer Plan de

Transmisión

Presentación

1. Introducción

A fin de promover la participación y transparencia en la elaboración y aprobación del

Primer Plan de Transmisión, como lo señala el Reglamento de Transmisión en el

Artículo N° 19, numeral 19.3, COES, desde el 08.08. 2010, prepublicó en su portal de

Internet la Versión Preliminar del Primer Plan de Transmisión.

Acorde a la referida norma, COES recibió comentarios y observaciones al informe vía

correo electrónico, y/o por mesa de partes.

Asimismo, COES, para exponer la Versión Preliminar del Primer Plan de Transmisión,

convocó y llevó a cabo una Audiencia Pública Descentralizada, con base en Lima y

enlaces virtuales con Cusco y Trujillo, realizada el 09.09.2010. En este evento se

presentaron comentarios y observaciones, que en su mayor parte se absolvieron en

esa oportunidad, quedando algunos para ser respondidos posteriormente por escrito.

Los comentarios y observaciones recibidas tanto vía correo electrónico, por mesa de

partes, o en la Audiencia Pública, han sido analizados y respondidos por COES y

expuestos en los documentos que se incluyen en la presente entrega vía el portal de

Internet COES.

2. Objeto

El presente documento tiene por objeto dar respuesta a los comentarios y

observaciones a la Versión Preliminar del Primer Plan de Transmisión prepublicado

desde el 08.08.2010 y presentado en Audiencia Pública llevada a cabo el 09.09.2010,

dando cumplimiento al Artículo 19° del Reglamento d e Transmisión (D.S. N° 027-

2007-EM),

3. Comentarios y Observaciones Recibidos

Se recibieron por escrito comentarios y observaciones de las siguientes personas

naturales o jurídicas:

791

mcolorado

Typewritten Text

ANEXO M





• OSINERGMIN - GART

• RED DE ENERGÍA DEL PERÚ

• ENERSUR

• MINERA YANACOCHA

• ELECTROPERU

• ENERGÍA AZUL

• LUZ DEL SUR

• EDELNOR

• XSTRATA TINTAYA

• CERRO VERDE

• COMPAÑÍA ENERGÉTICA DEL CENTRO

• SOUTHERN COPPER

• ABENGOA

• Sr. ROBERTO GUERRA

Nota: El ingeniero Roberto Guerra presentó en mesa de la Audiencia Pública un

documento que a su vez lo remitió por escrito, vía correo electrónico.

4. Respuestas Generales por Temas

Con la finalidad de dar más claridad a las respuestas a cada una de las observaciones

y/o comentarios recibidos, en la presente sección se exponen de manera mas amplia

respuestas generales por temas.

4.1. Alcances del Estudio del Primer Plan de Transmisión

El Reglamento de Transmisión (D.S. N° 027-2007-EM), norma los alcances del Plan

de Transmisión, como sigue: “Artículo 14°.- Alcance del Plan de Transmisión

El Plan de Transmisión incluye:

14.1 Todas aquellas instalaciones del SEIN hasta el límite donde se inician las

instalaciones que sirven en forma exclusiva a los Usuarios y hasta el límite donde se

inician las instalaciones que sirven de forma exclusiva a la generación.

14.2 Las instalaciones en Alta o Muy Alta Tensión que permitan la conexión del

SEIN con los Sistemas Eléctricos de países vecinos o la integración de Sistemas

Aislados al SEIN.

14.3 Cualquier instalación que a criterio del COES resulte de importancia

fundamental para el mantenimiento de la seguridad, calidad y fiabilidad del SEIN.”

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La normativa legal fija diferentes procesos de planificación, y en consecuencia

diferentes criterios y metodología, para la expansión de las instalaciones que sirven

exclusivamente a los Usuarios, y para las instalaciones que sirven tanto a la

generación como a los Usuarios, como sigue:

a) Para las Instalaciones que sirven exclusivamente a los Usuarios (Artículo 139°

del Reglamento de la Ley de Concesiones):

i) Se establece una metodología de planificación determinística, con un

horizonte de 10 años y una vigencia de 4 años

ii) Las propuestas de los planes son presentados por los concesionarios

de transmisión ante el OSINERGMIN, para su aprobación.

iii) Como producto final se obtienen planes de Inversión para cada

concesionario, con proyectos de expansión comprometidos y de

donde se determinan las tarifas de transmisión del área de demanda

comprendida.

b) Para las Instalaciones que sirven tanto a los Usuarios como a los

generadores:

i) Estas instalaciones están comprendidas en el Plan de Transmisión.

ii) Los criterios y metodología están definidos en: “Criterios y

Metodología Para la Elaboración del Plan de Transmisión” (R.M. 129-

2009-MEM/DM), siguiendo la Metodología “Trade-off/Risk”, con un

horizonte de planificación de10 años, y una vigencia de 2 años.

iii) Presenta un Plan Robusto y un Plan Vinculante

iv) La propuesta del Plan de Transmisión la presenta COES, es revisada

por OSINERGMIN, y aprobada por el MEM.

c) Para los proyectos de generación como de Grandes Usuarios, que

implementen enlaces de transmisión para conectar sus instalaciones al SEIN,

ésos son definidos por los mismos titulares, acorde a sus propios criterios de

planificación.

d) El Plan de Transmisión incluyen los enlaces de interconexiones

internacionales o de conexión de sistemas aislados.

e) El Plan de Transmisión también incluye, instalaciones que por razones de

seguridad, calidad o fiabilidad del servicio deban ser incluidas, a criterio del

COES.

Los alcances del Plan de Transmisión se presentan gráficamente en la Figura N° 1.

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Figura N° 1.- Alcance del Estudio del Plan de Trans misión .

4.2. Proceso del Plan de Transmisión

El proceso del Plan de Transmisión es un proceso continuo, que toma en cuenta el

avance de acontecimientos, materialización de decisiones, y eventos que día a día

definen el desarrollo del subsector tanto en aspectos de demanda como de oferta

proyectadas al futuro.

Esa línea continua de evolución del SEIN en el tiempo, señala la fuente que genera

información que debe ser considerada en el proceso de planificación.

Sin embargo, dado que el proceso del plan de transmisión, es complejo, extenso y

exhaustivo (se analizaron 26 568 futuros distintos que corresponden a permutaciones

posibles de nueve incertidumbres y planes importantes), requiere de tiempo en su

preparación, modelación y ejecución, por lo que los datos básicos de entrada deben

ser definidos a una fecha de cierre que permita con la antelación suficiente realizar el

modelamiento, las simulaciones y el análisis.

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Figura N° 2.- Proceso del Plan de Transmisión - Cro nograma Secuencial

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En la Figura N° 2 se presenta el cronograma secuenc ial del proceso del PPT, y en él

se identifica una “etapa crítica” de modelamiento, simulaciones y análisis, lapso en el

cual no puede incluirse información adicional.

En la misma figura del cronograma secuencial del proceso se puede apreciar en la

parte superior, la línea de continua evolución del SEIN, con eventos que se presentan

día a día.

También, en la parte inferior se indica el inicio del nuevo ciclo del proceso de

actualización del Plan de Transmisión, que comienza con el Informe de Diagnóstico.

En la Figura N° 3 se presenta un acercamiento de la “etapa crítica” del cronograma

secuencial donde se presenta con mayor detalle las actividades que la comprenden.

Figura N° 3.- Alcance del Estudio del Plan de Trans misión .

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Del cronograma secuencial se desprende lo siguiente:

a) Debido a la complejidad de los análisis que se tiene una “etapa crítica” de

desarrollo del estudio que demanda bastante tiempo para realizar el

modelamiento, simulaciones y análisis, por lo que se debe tener una fecha de

cierre que permita concluir con los análisis en los plazos establecidos por la

norma.

b) Un plan de transmisión “robusto”, el que se obtiene con la metodología “TOR”

de la norma, debe cubrir hasta los casos extremos de generación y oferta, así

como la distribución de éstas, razón por lo que las variaciones menores

coyunturales no deban afectar la solidez de la propuesta, porque de lo

contrario su validez sería muy limitada.

c) Dado que el proceso del plan de transmisión define el “traslape” de un estudio

del Plan de Transmisión con el inicio de la actualización siguiente, esto lleva a

que en todo momento se está recopilando la información del continuo de

eventos de evolución del SEIN. La información no considerada en los

Estudios del Primer Plan de Transmisión es tomada en cuenta en el siguiente

Estudio de la Actualización, que se inicia antes de que el primer estudio

concluya.

d) Se observa que los Planes de Transmisión se realizan en paralelo con el Plan

Bienal de REP, conforme a compromisos contractuales de su concesión. Sin

embargo, es recomendable que los estudios de ambos planes sean alternos,

de modo que en todos los años se tendría una visión de la evolución de la

Transmisión del SEIN.

4.3. Proyecciones de demanda

En la metodología de planificación convencional determinística la proyección de

demanda debe tener mayor certidumbre.

Para la metodología Trade-Off/Risk la proyección de la demanda determinística es

orientativa mas no clave, interesa más el rango de valores en el que se pueda

materializar la demanda, por lo que no es necesario realizar ajustes finos, mas sí

considerar variaciones en sus componentes de mayor impacto (grandes proyectos y

demanda vegetativa, en total y por zonas) en el largo plazo.

Para el presente estudio del Plan de Transmisión se han considerado tasas del 2% al

10%. En la Figura N° 4 se muestra esquemáticamente la comparación entre las

proyecciones de demanda determinísticas y la considerada en el Trade-Off/Risk.

797





Figura N° 4.- Comparaciones de demanda

Otro aspecto tanto o más importante que el crecimiento de la demanda en sí es la

distribución de ésta por zonas, que puede apreciarse en la Figura N° 4, donde se

presenta la evolución de futuros de demanda considerados entre la zona central del

país y las zonas Norte y Sur, se puede apreciar que los futuros optimistas son mas

amplios que los pesimistas, ya que si se tiene un escenario de crecimiento pesimista

lo será para todo el país y no por zonas.

Figura N° 5.- Futuros de demanda

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Respuestas a las Observaciones y Comentarios a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión

Referencia: Carta Cerro Verde SMCV-VL&RG-1670-2010, recibida el

25/08/2010 Consulta u Observación N° 1:

En el plan, se percibe el reto que el vigoroso crecimiento de la economía peruana

impone al SEIN para atender apropiadamente la demanda, especialmente en lo

relacionado con la ampliación de las capacidades de la generación y transmisión. El

sector minero es parte importante de esa demanda y sus inversiones son

dependientes de que el SEIN pueda atender oportunamente sus crecientes

demandas. Un reto adicional proviene de la orografía del territorio peruano, por la

altitud que impone al recorrido de las líneas de transmisión.

La minería utiliza sistemas de producción seguros y eficientes, apropiados para

operaciones mineras de largo plazo. En el diseño de sus procesos y en la

construcción y equipamiento de sus plantas, la minería utiliza maquinaria y

equipamiento de última tecnología, con instalaciones que constituyen grandes

inversiones.

En concordancia con lo expresado, como característica de la demanda del SEIN,

consideramos que el Plan de Transmisión que se Ileve a cabo debe analizar

cuidadosamente las particularidades de la demanda y oferta del SEIN, pues los

grandes centros de consumo de electricidad no están cerca de los centros de

generación, por lo que la presencia de líneas de transmisión, a veces muy radiales,

puede acarrear severas deficiencias.

Dado que el COES viene formulando este Plan, es aconsejable que, desde sus

etapas más tempranas, incorpore el análisis de las particularidades que señalamos

para asegurar la capacidad de transmisión, así Como calidad y confiabilidad del

suministro eléctrico, con la instalación de protecciones, pararrayos con capacidad y en

cantidad suficiente en líneas de transmisión que funcionan en altura, caso muy

especial de Perú. Por otro lado, el COES debe revisar muy profundamente la

topología de la red de transmisión con la finalidad de mejorar los niveles de la

potencia de corto circuito para usuarios que consumen gran potencia y equipados con

maquinaria con ciclos conversores, muy sensibles a la calidad de energía.

Respuesta N° 1:

Respecto a que la minería utiliza sistemas de producción seguros y eficientes:

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Es auspicioso saber que los proyectos de la gran minería, se van a construir utilizando

equipamiento de última tecnología, para conseguir un sistema de producción seguros

y eficientes.

Al respecto, se debe remarcar que la mayoría de Molinos SAG conectados al SEIN

mediante Ciclo Convertidores, han mostrado que su tecnología no es apropiada para

sistemas con líneas largas, ya que el proceso de conducción de los tiristores se ve

afectado por las caídas de tensión provocadas, inclusive por las fallas monofásicas

(fallas de gran frecuencia en el SEIN) y son desconectados del sistema por sus

protecciones propias. Sin embargo, es importante añadir que los Molinos SAG con

Ciclo Convertidores de última tecnología que pueden ser utilizados en todos los

nuevos proyectos mineros, no se desconectan ante los eventos indicados, ya que han

superado la sensibilidad a los cambios bruscos de tensión que tienen los de

tecnología antigua.

Respecto a las particularidades de la demanda y oferta del SEIN:

Se debe mencionar que en los estudios de planificación, las cargas se representan

mediante consumos de potencia activa y reactiva a ser tomados de la subestación en

el Punto de Conexión previsto. Por tal razón, es preocupación del Plan de Transmisión

que a estas cargas le “lleguen los MW y los MVAr que exige para su operación a una

tensión adecuada”. Para cumplir con este requerimiento y considerando que los

grandes centros de consumo de electricidad no están cerca de los centros de

generación, las líneas de transmisión resultantes proveen la Capacidad de

Transmisión requerida a una Tensión de operación adecuada dentro de los rangos de

operación.

Se debe resaltar que estas particularidades del SEIN, de tener una estructura radial

con la generación muy lejos de los grandes centros de consumo, están representadas

en el Modelo del SEIN, que considera toda la topología del Sistema Troncal de

Transmisión (STT), sin simplificaciones, así como la ubicación de las centrales de

generación.

En ese sentido, al considerar todas las demandas, vegetativas y las que corresponden

a los grandes proyectos mineros se obtienen los proyectos de transmisión requeridos

para obtener:

(1) En cada subestación del STT la fortaleza natural definida por la ubicación de

las centrales de generación en el SEIN,

800





(2) La calidad de la tensión y la confiabilidad expresada por las redundancias que

resultan de la aplicación de criterios técnico-económicos.

Por lo tanto, con la estructura resultante del STT del SEIN, en el momento que las

grandes cargas ingresen al SEIN estarán aseguradas tanto la capacidad transmisión

como la confiabilidad de suministro, requerida por estos proyectos.

Respecto de la calidad, se debe remarcar que:

(1) Los resultados de las simulaciones indican el cumplimiento de los criterios de

operación y que esta las tensiones estarán dentro de los márgenes establecidos para

la operación normal y ante las contingencias factibles de presentarse en el SEIN.

(2) Por otro lado, como se ha mencionado que estos proyectos se van a construir

utilizando equipamiento de última tecnología, estos equipos no se desconectan ante

los eventos indicados, con ello se asegura la calidad interna de recepción de la

energía eléctrica de los grandes proyectos mineros.

De otro lado, es pertinente mencionar que el objetivo de un Plan de Transmisión es

encontrar un conjunto de instalaciones que resuelven los problemas futuros del

sistema de transmisión, asignándoles un costo referencial, con un apropiado grado de

aproximación. Posteriormente, los concesionarios o los que decidan invertir en estas

instalaciones emprenderán sus estudios de factibilidad y los correspondientes

estudios definitivos, en los cuales, recién se tendrá el detalle de las especificaciones

técnicas de cada equipo en particular.

Por ello es necesario remarcar que en el Estudio de Pre Operatividad, que cada futuro

titular (concesionario o inversor) debe presentar al COES, estarán consignadas las

especificaciones en detalle de los equipos de protección y maniobra, que serán

revisadas por el COES para otorgar la conformidad correspondiente.

La conformidad del COES se emite luego que se ha verificado que las instalaciones

están completas y que las especificaciones técnicas sean las apropiadas para su

instalación en las zonas que cubre el proyecto, que podría ser una de gran altitud

sobre el nivel del mar.

Respecto a la topología de la red de transmisión:

Como se ha explicado en párrafos anteriores, en el estudio del Primer Plan de

Transmisión, se ha Modelado el SEIN considerando toda la topología del Sistema

801





Troncal de Transmisión, sin simplificaciones, así como la ubicación de todas las

centrales de generación existentes y las consideradas en los futuros de generación.

Es importante resaltar que los niveles de cortocircuito de un sistema de potencia están

definidos por su Parque de Generación (número de centrales de generación y su

ubicación en el sistema), con lo cual a su vez se define una estructura y fortaleza del

sistema de potencia. En ese sentido a mayor número de centrales, serán mayores los

niveles de cortocircuito y por ende el sistema de potencia tendrá mayor fortaleza.

Por lo mencionado, en el estudio para el Plan de Transmisión se ha considerado toda

la topología del SEIN y se han obtenido los niveles de cortocircuito definidos por las

centrales de generación en operación en el horizonte de análisis. Por lo tanto, con la

incorporación de los proyectos de transmisión que obedecen a criterios técnico-

económicos definidos en la Norma se obtiene solamente muy pequeñas mejoras en

los niveles de cortocircuito. Por lo tanto, para que el SEIN tenga mayores niveles de

cortocircuito y por ende mayor fortaleza, es necesario se propicie la construcción de

nuevas centrales de generación, ya que la red de transmisión solo se encarga de

dotar al sistema de potencia de Capacidad de Transmisión, Calidad y Confiabilidad.

Se debe indicar que las pérdidas de producción en plantas mineras de gran tamaño

están asociadas a:

(1) Las fallas en el sistema, las cuales no pueden ser eliminadas completamente,

ya que dependen de los niveles isoceraunicos en las fajas de servidumbres de las

líneas de transmisión y de las inversiones a ser realizadas en ellas para mitigar sus

efectos.

(2) A equipamientos mineros que utilizan Ciclo Convertidores (por ejemplo, los

molinos SAG), con una tecnología no apropiada para sistemas con líneas largas, tal

que, inclusive ante recierres exitosos en fallas monofásicas son desconectados del

sistema por sus protecciones propias.

Se debe enfatizar que los Ciclo Convertidores de última tecnología, han superado la

sensibilidad a los cambios bruscos de tensión que tienen los de tecnología antigua.

Finalmente se debe mencionar que luego de implementarse todos los proyectos del

Plan Transitorio de Transmisión, se van a superar las congestiones actuales y se

mejorará sustancialmente la fortaleza del SEIN.

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DOCUMENTO ORIGINAL RECIBIDO

803






Referencia: Correo electrónico de Minera Yanacocha, Cesar Coronado Isasiga, recibido el 27/08/2010.

Consulta u Observación N° 1: Como cliente libre y gran consumidor, siempre es nuestra preocupación la estabilidad

del sistema, en particular para suministros radiales como el nuestro de ahí nuestra

preocupación en el análisis incorpore los parámetros de calidad de energía y

estabilidad a líneas y subestaciones de esta naturales.

Respuesta N° 1: La calidad de la energía del estudio se refiere a la tensión de operación en estado

estacionario en condiciones normales y en condición de contingencia factibles de

ocurrir. La estabilidad del sistema con los proyectos se verifica inspeccionado el

comportamiento de los ángulos entre las barras del sistema, tanto en estado

estacionario, como ante fallas factibles de ocurrir.

Se debe indicar que se ha verificado que la tensión resultante de las simulaciones se

encuentre en los rangos de operación normal y contingencia aceptados por la Norma.

Asimismo, se ha cumplido con los criterios de estabilidad exigidos por la Norma.

Por lo tanto, las líneas de transmisión del plan, en número y capacidad nominal

aseguran la transmisión adecuada de la energía eléctrica para cubrir las demandas

previstas para el horizonte de análisis, cumpliendo con la calidad y las exigencias de

estabilidad.

Consulta u Observación N° 2: Si bien considera los nuevos proyectos de la selva de acuerdo al convenio Brasileño

no precisa si será necesario elevar el nivel de tensión de transmisión o solo quedará

en el nivel de 500kV.

Respuesta N° 2: En el estudio se plantean alternativas con dobles circuitos en 500 kV y nuevas

estaciones transformadoras cuyo objetivo es proveer los nodos de conexión para

colectar la potencia producida por las centrales hidroeléctricas.

Sin embargo, considerando que la decisión y desarrollo de la red colectora podría

tomar varios años, se recomienda se realicen previamente estudios e investigaciones

en este sistema abarcando, entre otros, la conversión futura para operación en

corriente continua. Dichos estudios técnicos deben investigar la factibilidad de

utilización de sistemas de transmisión a corriente continua, en la red de transmisión de

806





Oriente, en el largo plazo, a fin de que amerite que inicialmente se instale el

aislamiento dimensionado para al menos 600 kV DC. Esta investigación deberá

también tomar en cuenta que parte de la ruta de los circuitos de la red colectora estará

operando en zonas de gran altitud (>4000 msnm).

Consulta u Observación N° 3: No precisa si se incorpora los criterios previstos por MEM, en su norma de desarrollo

energético del Perú al 2040.

Respuesta N° 3: Se entiende que en la observación se está haciendo referencia a la “Propuesta de

Política Energética de Estado - Perú 2010-2040”. Al respecto indicamos que el

mencionado documento aún no ha sido aprobado.

Por otro lado, de acuerdo a la Resolución Ministerial N° 129-2009-MEM/DM, dicha

norma tiene como objetivo establecer los criterios y metodología para la elaboración y

actualizaciones del Plan de Transmisión. Por tanto, es una norma expresa del MEM

para la elaboración del Plan de Transmisión.

Consulta u Observación N° 4: No se incorporan las corrientes de corto circuito en la subestación Cajamarca Norte,

considerando la nueva conexión de la línea interandina, siendo importante por

desarrollo minero previsto en la zona.

Respuesta N° 4: En la Tabla 5.30 (página 177) se muestran los valores máximos calculado para las

corrientes de cortocircuito en kA de un conjunto de barras de 220 kV y 500 kV del

SEIN para los escenarios del estudio en el año 2020.

Las corrientes de cortocircuito en barras que no figuran en esta tabla pueden

considerarse similares a los valores de la barra próxima y que están consignados en

la Tabla 5.30. Para el caso de Cajamarca Norte se utiliza los valores Trujillo Norte,

que están comprendidos entre 7.7 kA y 8.3 kA.

Se ampliará los cálculos de cortocircuito para incluir la barra de Cajarmarca Norte.

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Referencia: Carta Energía Azul C/66-2010-EA/GG, recibida el 27/08/2010

Consulta u Observación N° 1: En relación al numeral 3.4. Futuros de Oferta, Importación y Exportación del Estudio,

se señala que la oferta de generación se clasificó por tipos de proyectos, entre los que

se cuenta el grupo 4 -Hidroeléctricas con Concesión Temporal (tablas 3.36 y 3.43). Al

respecto le mencionamos que la C.H. Santa María es un proyecto de 750 MW que

cuenta con Concesión Temporal y cuyos estudios desarrollados a la fecha han llevado

a completar la factibilidad y el Estudio de Impacto Ambiental como ha sido informado

al MEM con carta que se adjunta. (Ver anexo 1).

Respuesta N° 1: Efectivamente, el proyecto C.H. Santa María contaba con concesión temporal, en el

momento de inicio del estudio del Primer Plan de Transmisión (PPT) y se mantiene

hasta la fecha, razón por la que se envió al titular la carta COES/D-1351-2009 de

fecha 27.08.2009 solicitando la información correspondiente para la elaboración del

estudio del PPT. Sin embargo, la mencionada carta no tuvo respuesta, por lo que no

fue posible considerar el proyecto en los análisis del estudio indicado.

Asimismo, como es de su conocimiento, actualmente se viene elaborando el Informe

de Diagnóstico para el periodo 2013-2022, como parte del proceso de actualización

del Plan de Transmisión, en cuya elaboración se está considerando la información del

proyecto C.H. Santa María remitida por Energía Azul con carta C/33-2010-EA/GG de

fecha 10.06.2010 en respuesta a un requerimiento del COES. Cabe notar que la

información recibida con esta comunicación, es suficiente para realizar los análisis

requeridos. Asimismo, en esta carta indican que la fecha prevista de pruebas de la

central es junio del año 2018, con lo cual habría tiempo suficiente para analizar, y de

ser el caso, plantear proyectos de reforzamiento de la transmisión, que atiendan los

requerimientos de una central de esa envergadura en los próximos Estudios de

Actualización del Plan de Transmisión.

Consulta u Observación N° 2: Dado que el Estudio realizado considera el diagnostico del SEIN post año 2015. sería

relevante considerar el proyecto C.H. Santa María dentro de los escenarios de análisis

de oferta e identificar si el Plan Robusto para el año 2020 tiene capacidad de

transmisión para evacuar la generación de esta central o si la ejecución de este

proyecto sugeriría nuevas líneas de transmisión dentro de las Opciones Condicionales

año 2020 como plantea el Estudio.

811





Respuesta N° 2: La información del proyecto C.H. Santa María será considerada en el Informe de

Diagnóstico y en la actualización del Plan de Transmisión correspondientes al periodo

2013-2022. Ver respuesta N° 1.

Consulta u Observación N° 3: En relación al numeral 3.6 Plan Transitorio de Transmisión del Estudio, se observa

que el proyecto de transmisión en 500 kV Mantaro-Caravelí-Montalvo no tiene fecha

de puesta en servicio definida, no obstante que dicho proyecto ha sido concesionado

por el MEM y forma parte del Plan Garantizado de Transmisión. En ese sentido se

comenta la importancia de su inclusión dentro del análisis de escenarios para el Plan

Robusto de Transmisión al 2020.

Respuesta N° 3: El proyecto L.T. en 500 kV Mantaro-Caravelí-Montalvo si fue considerado en el

Estudio, y el análisis de planificación confirma que se requieren dos enlaces entre el

Centro y Sur del SEIN, en 500 kV, por lo que da validez a los enlaces en 500 kV:

Chilca – Marcona – Montalvo y Mantaro – Carvelí – Montalvo, considerados en el Plan

Transitorio.

812


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Referencia: Carta Edelnor GT-027-2010, recibida el 27/08/2010. Consulta u Observación N° 1: El cambio en la forma de operación mallada a radial restará la confiabilidad de

suministro de la zona de Lima, ya que para disminuir los niveles de carga y del

cortocircuito a nivel de 220 kV se plantea que esta zona sea alimentada desde cuatro

nodos principales: Chilca, Zapallal, La Planicie y el Mantaro.

En esta nueva condición de operación, ante un evento de simple contingencia

(condición N-1) de las líneas 220 kV; se producirá la sobrecarga de líneas, lo que

obligara a las distribuidoras a tener que efectuar un mayor rechazo de la demanda

para descargarlas. Este mayor rechazo de demanda afectaría la estabilidad del

sistema y degradaría la calidad del servicio eléctrico.

Esta propuesta no concuerda con la exigencia del Osinergmin, en la cual considera

que para la expansión de los Sistemas Complementarios de Transmisión de las

empresas se cumplan con el criterio N-1 para las líneas de transmisión, a fin de

garantizar la confiabilidad en el suministro de energía y la seguridad del sistema para

nuestros clientes.

Las interrupciones del servicio a los clientes por la probable ocurrencia de estos

eventos, deberán ser consideradas como de causa de "Fuerza Mayor", por lo que no

debería ser contabilizados para el pago de compensaciones y multas.

Respuesta N° 1: El desarrollo de las redes de subtransmisión en el área de Lima depende en gran

medida de los planes de expansión de las dos empresas concesionarias de

distribución existentes. Sin embargo, en el planteamiento de estos planes de

expansión de las redes de subtransmisión, las empresas concesionarias de

distribución tienen en cuenta la reconfiguración de sus redes y la redistribución de sus

cargas entre sus subestaciones de MAT/AT, constituyendo esta una variable

gravitante que está fuera del control del Plan de Transmisión.

La planificación de las redes de subtransmisión de la zona de Lima debe ser abordada

de manera conjunta entre las empresas concesionarias de distribución y transmisión

involucradas, dentro del proceso de formulación del Plan de Inversiones en

Transmisión de las áreas de demanda 6 y 7, plan que se formula en otras instancias,

bajo otros criterios, otra metodología y otros horizontes, diferentes al del Estudio del

Plan de Transmisión

Lo que se muestra en el estudio es una alternativa de posible solución del

abastecimiento de la zona de Lima, solo a título indicativo. Sin embargo, esta

823





propuesta requiere una evaluación detallada de factibilidad técnica, incluyendo

estudios de confiabilidad.

Consulta u Observación N° 2: Con el objetivo de mitigar los efectos ante este tipo de falla, se recomienda evaluar la

conveniencia de considerar la implementación de mecanismos para la transferencia

automática de carga entre barras 220 kV y adecuar las líneas vinculadas para que

soporten una mayor carga.

Respuesta N° 2: Ver respuesta N° 1.

Consulta u Observación N° 3: Una alternativa de alimentación en 220 kV de la zona Lima, que no implica tener que

modificar la operación tipo mallada a una radial, está planteada en el Plan de

Expansión del Sistema de Transmisión de REP 2010-2019, presentado ante el MEM.

Solicitamos que esta alternativa sea evaluada para que forme parte del Plan de

Transmisión prepublicado. En el Anexo Nro 1 se muestra el esquema unifilar de la

configuración para la alimentación de la zona de Lima propuesta para el largo plazo

2012-2019

Respuesta N° 3: En el estudio del Primer Plan de Transmisión (PPT) se tomó en cuenta el Plan de

Expansión del Sistema de Transmisión de REP 2008-2016, el cual estaba disponible

antes del 31 de diciembre de 2009, fecha de cierre de información básica del estudio

del PPT.

El Plan de Expansión del Sistema de Transmisión de REP 2010-2019 fue recibido en

el COES el 26 de mayo de 2010, es decir después de la fecha de cierre de

información, por lo que no fue posible considerar sus datos en todos los análisis. Cabe

destacar que actualmente se está trabajando en el Informe de Diagnóstico para el

periodo 2013-2022 que es parte de la actualización del Plan de Transmisión, en el

cual se está considerando la información del nuevo Plan de Expansión de REP.

Consulta u Observación N° 4: Con relación a lo antes indicado, sabemos que el MEM aprobó la ejecución el

"Proyecto Ampliación 7", (que es parte del plan presentado por REP), el cual se

encuentra en proceso de ejecución, que considera el cambio de todos los equipos del

patio 220 kV bajo su responsabilidad, repotenciación y adecuación de las estructuras,

pórticos y fundaciones según análisis, cambio de conectores de los equipos a

reemplazar y el suministro y obras necesarias para controlar el nivel GPR a valores

permitidos por el CNE, en la zona de los equipos REP. El cambio se realizará hasta el

824





mes de diciembre del año 2011. Este mismo criterio debe ser considerado por el

OSINERGMIN en los planes respectivos de los actores del sistema complementario

y/o secundario.

Respuesta N° 4: La información respecto a la aprobación del “Proyecto Ampliación 7” no era conocida

a la fecha de cierre de información básica (31 de diciembre de 2009), y por lo tanto no

fue considerada en el desarrollo del estudio del Primer Plan de Transmisión. Esta

información será considerada en la elaboración del Informe de Diagnóstico para el

periodo 2013-2022, en el que actualmente se está trabajando.

Consulta u Observación N° 5: Asimismo, con la finalidad de reducir los niveles del corto circuito, les planteamos

evaluar el efecto de abrir los terciarios de los bancos de los transformadores de

potencia 220/60 kV instalados en las subestaciones de Lima.

Respuesta N° 5: Ver respuesta N°1.

Consulta u Observación N° 6: Solicitamos que el consultor considere en su análisis a la futura subestación Colonial

220/60 kV, la cual forma parte del plan de expansión de la transmisión de Edelnor

correspondiente al periodo 2009-2019, aprobado por Osinergmin.

Asimismo, solicitamos que evalúe y proponga como debería interconectarse en 220

kV con las demás subestaciones de Lima.

Respuesta N° 6: El estudio del Plan de Transmisión se enmarca en el alcance indicado en el artículo

N° 14 del Reglamento de Transmisión. En ese sentido , no corresponde definir en el

mencionado estudio la forma de conexión de la subestación Colonial. La solución que

se adopte debe ser definida dentro del proceso de planificación que lleve a la

determinación del Plan de Inversiones de Transmisión.

Consulta u Observación N° 7: Solicitamos además, que en el informe del Primer Plan de Transmisión por el COES,

se incluya un anexo que contenga las observaciones efectuadas por las empresas al

informe correspondiente a la etapa anterior y actual, indicando en estas la forma en

que fueron absueltas por el consultor del estudio.

Respuesta N° 7: Las observaciones recibidas durante la prepublicación, así como las respuestas

correspondientes serán incluidas como un anexo del estudio.

825


826






Referencia: Carta de Luz del Sur GIP.10.175, recibida el 27/08/2010.

Consulta u Observación N° 1: En el desarrollo del estudio del Plan de Transmisión el consultor debe considerar los

Planes de Transmisión aprobados por el Osinergmin para los Sistemas

Complementarios de Transmisión el año 2009 y el Plan de Expansión del Sistema de

Transmisión de REP 2010-2019.

Nuestra observación se enmarca en los numerales 13.3 y 13.4 del Artículo 13 del

Reglamento de Transmisión (aprobado mediante Decreto Supremo N° 027-2007-EM),

en los cuales se señalan como objetivos generales del Plan de Transmisión: (1)

propiciar el desarrollo armónico de las instalaciones de transmisión; y, (2) que las

instalaciones de transmisión satisfagan los requerimientos de seguridad y calidad de

servicio establecidas en las normal pertinentes. Por ello, existiendo ya los Planes de

Inversiones en Transmisión aprobados por el Regulador para todos los Sistema

Secundarios y Complementarios del Perú; y un Plan de Expansión del Sistema de

Transmisión de REP, consideramos necesario que todos estos planes sean

considerados en el Plan de Transmisión prepublicado por el COES.

Cabe además indicar que los citados Planes de Inversiones en Transmisión para

todos los Sistema Secundarios y Complementarios del Perú fueron aprobados por el

Osinergmin mediante Resolución 141-2009-OS/CD del 2 de agosto de 2009, habiendo

estado disponibles para todos los interesados desde esa fecha; la cual es anterior a la

fecha de inicio del estudio del Plan de Transmisión por parte del COES.

Respuesta N° 1: En el estudio del Primer Plan de Transmisión (PPT) ha sido considerada la

información del Plan de Inversiones de Transmisión, correspondiente al período julio

2006 - abril 2013, aprobado por OSINERGMIN. También se consideró el Plan de

Expansión del Sistema de Transmisión de REP 2008-2016, el cual estaba disponible

antes del 31 de diciembre de 2009, fecha de cierre de información básica del estudio

del PPT.

El Plan de Expansión del Sistema de Transmisión de REP 2010-2019 fue recibido en

el COES el 26 de mayo de 2010, es decir después de la fecha de cierre de

información, por lo que no fue posible considerar sus datos en todos los análisis. Cabe

destacar que actualmente se está trabajando en el Informe de Diagnóstico para el

periodo 2013-2022 que es parte de la actualización del Plan de Transmisión, en el

cual se está considerando la información del nuevo Plan de Expansión de REP.

830





Consulta u Observación N° 2: En el informe del consultor, se sigue recomendando operar en barras separadas las

cargas en la subestación Balnearios; al respecto, actualmente trabajamos en una

barra y al tener un problema en una de las líneas de alimentación (L2012 o L2013),

solo tendríamos restricciones en el suministro entre las 17:30 a 20:00 en los días de

semana. Los sábados y domingos no tendríamos restricciones de carga.

Al tener barras separadas, coma propone el consultor, tendríamos que dividir la

alimentación y ante una falla en cualquiera las líneas mencionadas en el párrafo

anterior, ocasionaría una interrupción del 50% de la demanda de la SET Balnearios,

para Luz del Sur es la subestación mas importante por la magnitud de la carga que

atiende.

En todo caso, con el objetivo de mitigar los efectos de este tipo de falla, se

recomienda que el consultor evalué la conveniencia de considerar la instalación de

mecanismos de transferencia automática de carga entre barras 220 kV y los refuerzos

necesarios en las líneas vinculadas para que soporten las cargas en tales

contingencias.

La solicitud que estamos formulando tiene coma objetivo cumplir con la exigencia del

Osinergmin en cuanto a que la expansión de los Sistemas Complementarios de

Transmisión de las empresas cumplan con el criterio N-1, a fin de garantizar la

confiabilidad en el suministro de energía y la seguridad del sistema. Cabe indicar que

dicho criterio también está considerado en el Artículo 11° de la resolución N° 129-

2009-MEM/DM "Criterios y Metodología para la Elaboración del Plan de Transmisión";

por lo que es necesario que la planificación de ambos sistemas se realice en forma

unificada y coherente, a fin de poder cumplir con las normas aplicables a ambos

sistemas, en lo que respecta at mencionado criterio.

Además, de esta manera el Plan de Transmisión prepublicado cumpliría con lo

señalado en su anexo "E", donde textualmente se menciona que debe haber una

adecuada coordinación entre la planificación del SEIN y las redes de Lima.

Respuesta N° 2: El desarrollo de las redes de subtransmisión en el área de Lima depende en gran







La planificación de las redes de subtransmisión de la zona de Lima debe ser abordada

de manera conjunta entre las empresas concesionarias de distribución y transmisión

involucradas, dentro del proceso de formulación del Plan de Inversiones en

Transmisión de las áreas de demanda 6 y 7, plan que se formula en otras instancias,

831





bajo otros criterios, otra metodología y otros horizontes, diferentes al del Estudio del

Plan de Transmisión.

Lo que se muestra en el estudio es una posible solución del abastecimiento de la zona

de Lima, solo a título indicativo. Sin embargo, esta propuesta requiere una evaluación

detallada de factibilidad técnica, incluyendo estudios de confiabilidad.

Consulta u Observación N° 3: La subestación Balnearios 220/60 kV de Luz del Sur no cuenta con espacio disponible

para la instalación de dos nuevas celdas de 220 kV. Por tal motivo, la propuesta

contenida en el Plan de Transmisión de implementar un doble circuito en 220 kV entre

las subestaciones Industriales y Balnearios no es técnicamente factible.

Respuesta N° 3: Ver respuesta N°2.

Consulta u Observación N° 4: Complementando el punto anterior, previo a la construcción de la futura subestación

Industriales, es importante para Luz del Sur que el Plan defina la cantidad de circuitos

de 220 kV que debe tener dicha subestación en el horizonte de estudio (año 2025).

Respuesta N° 4: El estudio del Plan de Transmisión se enmarca en el alcance indicado en el artículo

N° 14 del Reglamento de Transmisión. En ese sentido , no corresponde definir en el

mencionado estudio la configuración de la subestación Industriales. La configuración

que se adopte debe ser definida dentro del proceso de planificación que lleve a la

determinación del Plan de Inversiones de Transmisión.

Complementariamente, ver respuesta N°2.

Consulta u Observación N° 5: Debido a la concentración de generación y al crecimiento de la red transmisión de

Lima, el estudio debe evaluar los niveles de cortocircuito máximos (proyectados al

2025 y en las barras de 220 kV de todas sus subestaciones de Lima) aun

considerando contingencias si fuera el caso; evaluando la conveniencia de instalar

dentro del Sistema Garantizado reactores en serie u otras soluciones con el fin de

reducir los niveles de cortocircuito.

Alternativamente, puede recomendar un plan de reemplazo de equipos en las

subestaciones donde se identifiquen problemas, a fin de que las empresas

concesionarias adecuen sus equipamientos a los mayores requerimientos de

corrientes de cortocircuito.

832





Esta solicitud la hacemos debido a que el incremento de los niveles de cortocircuito en

el sistema Centro (Lima) obligará a operar las subestaciones en barras separadas y

con líneas radiales, perdiéndose de ese modo las condiciones de respaldo y/o

confiabilidad que tenemos actualmente.

Respuesta N° 5: El informe incluyó la evaluación de los valores de cortocircuito máximos para tres

escenarios diferentes, para el año 2020. Evaluar niveles de cortocircuito en escenarios

de contingencias, como se pide en la observación, daría como resultado menores

valores que los obtenidos en los casos ya estudiados.

Complementariamente, ver la Respuesta N°1.

Consulta u Observación N° 6: Solicitamos que el consultor considere en su análisis a la futura subestación

Limatambo 220/60 kV, la cual forma parte del plan de expansión de la transmisión de

Luz del Sur correspondiente al periodo 2009-2019, aprobado por Osinergmin.

Asimismo, solicitamos que evalué y proponga como debería interconectarse en 220

kV con las demás subestaciones de Lima.

Al respecto, cabe indicar que en el Plan de Inversiones en Transmisión para el

Sistema Secundario y Complementario de Luz del Sur aprobado por el Osinergmin

mediante Resolución 141-2009-OS/CD, está considerada la referida subestación

Limatambo 220/60 kV. Dicha Resolución fue publicada el 2 de agosto de 2009,

habiendo estado disponible para todos los interesados desde esa fecha; la cual es

anterior a la de inicio del estudio del Plan de Transmisión por parte del COES.

Respuesta N° 6: En el estudio del Primer Plan de Transmisión (PPT) ha sido considerada la

información del Plan de Inversiones de Transmisión, correspondiente al período julio

2006 - abril 2013, aprobado por OSINERGMIN mediante Resolución 141-2009-

OS/CD, sin embargo en dicho documento no se incluye la subestación Limatambo

220/60 kV.

Complementariamente, ver la respuesta N° 1.

Consulta u Observación N° 7: La CH Santa Teresa no ha sido ha incluida en el Plan de Transmisión para el año

2015, sin embargo:

• De acuerdo con el resultado de la licitación efectuada en el mes de julio, debe

estar en operación el 2014.

• No se incluye en los resultados de los flujos al 2015 (ver anexos), y recién se

incluye en los resultados de los flujos al 2020.

833





• En el esquema del plan vinculante (Figura 6.9) no aparece la CH Santa

Teresa; sin embargo, aparece Pucará, cuyo ingreso es incierto ya que aun no

tiene fecha de ingreso definida.

Dada la cercanía de la CH en mención con la línea de 220 kV Onocora - Quencoro -

Machupicchu, estando esta ultima incluida en el Plan Vinculante, consideramos

necesario la inclusión de la CH Santa Teresa con el fin de verificar la suficiencia de los

requerimientos técnicos de la referida línea y de los demás circuitos conformantes del

anillo en 220 kV Cotaruse - Socabaya - Tintaya - Onocora - Quencoro - Machupicchu -

Abancay.

Además, cabe indicar que el inciso "a" del artículo 8° de la resolución N° 129-2009-

MEM/DM "Criterios y Metodología para la Elaboración del Plan de Transmisión"

señala que se debe tener en consideración las centrales eléctricas que se encuentran

en servicio, las nuevas instalaciones de generación que se encuentran en proceso de

construcción o licitación, por lo que corresponde considerar a la CH Santa Teresa

para el año 2014.

Respuesta N° 7: La fecha de cierre de información básica del estudio del PPT fue 31 de diciembre de

2009, fecha en la cual no se contaba con información de la licitación indicada.

Al margen de lo anterior, se aclara que la L.T. Machupicchu – Quencoro – Onocora en

220 kV fue incluida en el PPT por confiabilidad, y en su análisis se consideró la

operación de la C.H. Santa Teresa en todos los escenarios de simulación en

PERSEO.

834


835






Referencia: Correo electrónico de ELECTROPERÚ S.A.,Ronald Gonzales, recibido el 27/08/2010

Consulta u Observación N° 1: El equipamiento, tanto de CCHH como de unidades de generación térmica, no es el

vigente a la fecha de presentación de esta prepublicación. Al respecto, se identifican

plantas fuera de servicio en el sistema norte (Piura, Trujillo, Chimbote), así como en el

sur (Dolorespata), etc. Por otro lado, se ha considerado a unidades que tienen fecha

límite en el SEIN.

Respuesta N° 1: El Primer Plan de Transmisión (PPT) tuvo como fecha de cierre de información básica

el 31 de diciembre de 2009. En ese sentido, no fue posible incorporar en el estudio

toda la información posterior a la fecha indicada, debido al avance de las simulaciones

y análisis.

Se debe tener en cuenta que en la elaboración del Estudio se tiene una etapa crítica,

la cual encierra tres puntos importantes: 1) modelamiento del sistema, 2) simulaciones

energéticas y, 3) análisis de los resultados, los cuales significan un tiempo importante

en el Estudio, por lo cual no es posible repetir dicha etapa para considerar nueva

información.

Consulta u Observación N° 2: Las potencias efectivas de las unidades de generación no están actualizadas a la

fecha de presentación de esta prepublicación (caso C.H.Mantaro, etc.)

Respuesta N° 2: Ver la Respuesta N° 1.

Complementariamente indicamos que en el estudio de Plan de Transmisión la

generación es considerada una incertidumbre, y por lo tanto puede tomar valores

desconocidos pero acotados. De igual forma, la hidrología también es considerada

una incertidumbre. A partir de la generación, la hidrología, las demás incertidumbres

indicada en al Norma y los planes de transmisión propuestos se han considerado

miles de escenarios, dentro de los cuales cualquier pequeño cambio en una de las

incertidumbre no tendría mayor efecto sobre la planificación de la transmisión.

Consulta u Observación N° 3:

840





Los consumos específicos de las unidades de generación térmica no están

actualizados a la fecha de presentación de esta prepublicación.


Consulta u Observación N° 4: Sólo han elegido a 3 años representativos de series hidrológicas; 1980, 1995 y 2001.

Respuesta N° 4: En el estudio se ha considerado tres series hidrológicas representativas, de cuatro

años cada una: la serie correspondiente a los años 1995-1998 (seca), la serie 1980-

1983 (mediana) y la serie 2001-2004 (húmeda). Estas series hidrológicas

corresponden a las simulaciones en Perseo que resultaron en costos de producción

máximo, medio y mínimo, respectivamente.

Consulta u Observación N° 5: El horizonte de la demanda es de 2020 a 2023, no verificándose los años específicos

del estudio (anteriores a 2020).

Respuesta N° 5: En el estudio se han hecho análisis energéticos de los años 2013, 2016, 2020 y 2025,

así como los correspondientes análisis Trade-Off/Risk – Minimax. Asimismo, se han

hecho análisis eléctricos al año 2015 y 2020.

Consulta u Observación N° 6: Los archivos de mantenimientos, de todas las alternativas, no contienen información

alguna.

Respuesta N° 6: Para fines de la planificación de la transmisión, considerando la metodología Trade-

Off/Risk – Minimax, no tiene mayor efecto considerar los mantenimientos en las

centrales de generación, pues la oferta de generación y la hidrología son tratadas

como incertidumbres.

Consulta u Observación N° 7: El volumen del lago Junín no tiene el acotamiento máximo de 376 millones de m3.

Asimismo, en este aspecto, los embalses del resto del SEIN no están actualizados

(caso vigencia de Parón).

Respuesta N° 7: El volumen máximo del lago Junín utilizado fue el de la Fijación Tarifaría de mayo

2009, que era el dato disponible a la fecha de cierre de información básica del estudio

841





(31/12/2010). Por otro lado se observa que en la última Fijación Tarifaría de Mayo

2010, se está considerando el mismo valor utilizado en la fijación anterior.

Complementariamente, ver la Respuesta N° 2.

Consulta u Observación N° 8: Los costos de combustibles deberían ser los vigentes a la fecha de la presentación de

esta prepublicación.

Respuesta N° 8: Ver Respuesta N° 1.

Consulta u Observación N° 9: Los factores de planta de las centrales eólicas consideradas son elevados, como se

puede apreciar con la central de Marcona (53%).

Respuesta N° 9: Se ha considerado la información de la adjudicación de la Subasta de Suministro de

Electricidad con Energías Renovables, en la cual se indica que el factor de planta para

la central eólica Marcona es 53%.

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Referencia: Correo Enersur, Freddy Delgado, recibido el 27/08/2010.

Consulta u Observación N° 1: El consultor que viene elaborando el Primer Plan de Transmisión recomendó revisar el

enlace Pomacocha-Pachachaca-Oroya-Carhuamayo 220kV vía un estudio especial y

evitar la presencia de congestión en esta zona. El COES cuando iniciaría a tomar

acción sobre esta recomendación realizada por el consultor para evitar la congestión

de este sistema?.

Respuesta N° 1: El enlace indicado será analizado nuevamente en el Informe de Diagnóstico y en la

actualización del Plan de Transmisión 2013 – 2022. Cabe destacar que ya se han

iniciado las actividades del Informe de Diagnóstico indicado.

Consulta u Observación N° 2: En el estudio no se ha considera los proyectos de reserva fría en ILO 2 (400 MW),

Trujillo (200MW) y Talara (200MW) que entraran en operación a partir del año 2013.

Respuesta N° 2: La fecha de cierre de información básica del estudio del Primer Plan de Transmisión

(PPT) fue 31 de diciembre de 2009, fecha en la cual no se contaba con la información

indicada. Esta información será tomada en cuenta en la elaboración del Informe de

Diagnóstico y en la actualización del Plan de Transmisión 2013 – 2022.

Al margen de lo anterior, indicamos que en el estudio del PPT con la información que

se contaba antes del cierre, se consideraron centrales de generación térmica de ciclo

simple, adicionales a las unidades comprometidas o con concesión temporal, para

simular la instalación de unidades de reserva fría en las zonas Norte y Sur del SEIN

(del orden de 400 MW tabla 3.33 del estudio). También se consideraron centrales

térmicas de ciclo combinado en base a gas natural, para simular el desarrollo de

gasoductos hacia las mencionadas zonas (CC de 520 MW cada uno tabla 3.37 del

estudio).

Consulta u Observación N° 3: Un nuevo “futuro” es considerar la conversión de las plantas de reserva fría de Ilo

(400MW) en base al Gas Natural con el gasoducto de Kuntur, en este futuro debería

considerarse la CT de Quillabamba.

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Consulta u Observación N° 4: No ha sido posible visualizar como es que se está considerando la disponibilidad de

Gas Natural para las Centrales Térmicas hacia los escenarios de futuro, se solicita

explicar cómo ha sido considerado el suministro de Gas Natural a las plantas

térmicas.

Respuesta N° 4: Para efectos de planificar la transmisión, importan más los futuros de generación que

los escenarios de gas natural. En ese sentido, indicamos que en el estudio de Plan de

Transmisión la generación es considerada una incertidumbre, y por lo tanto puede

tomar valores desconocidos pero acotados. De igual forma, la hidrología también es

considerada una incertidumbre. A partir de la generación, la hidrología, las demás

incertidumbres indicada en la Norma y los planes de transmisión propuestos se han

considerado miles de escenarios, por lo que se considera que se ha hecho un análisis

suficientemente amplio de escenarios.

Complementariamente ver la Respuesta N° 2.

Consulta u Observación N° 5: En la tabla 5.26 no se ha considerado como proyectos con alta factibilidad la CH

Quitaracsa que será construido por ENERSUR, CH Santa Teresa que será construido

por Luz del Sur y las centrales que suministrarán energía como parte de Energías

Renovables RER que se encuentran comprometidas. Requiriéndose la comprobación

para que estos proyectos al ingresar no se presenten situaciones de congestión por

transmisión eléctrica en el SEIN.

Respuesta N° 5: Las CC.HH. Quitaracsa y Santa Teresa, así como las centrales RER fueron

consideradas dentro de los futuros de generación. Se sugiere revisar las Tablas 3.32 a

3.37 del estudio.

Para complementar el análisis, se llevarán a cabo simulaciones eléctricas adicionales.

Consulta u Observación N° 6: En la tabla 5.31 se muestra las Corrientes de Cortocircuito Máximas de la red Lima

Mallada y Abierta; en el cual se evidencia que para el caso cerrado las Icc en Lima

superan los 30kA, para el caso Abierto se aprecia que las Icc no superan los 20kA; la

consulta es si esto mismo se presenta para los escenarios de los años 2013 y 2016, o

recién en el 2020? Para el cálculo de esta Icc el 2020 ya se considera las

846





recomendaciones que hace REP en sus planes de transmisión de considera

Reactancias entre barras y que los transformadores posean 20% de Zcc?.

Respuesta N° 6: Se completaran los cálculos de corriente de cortocircuito para años intermedios.

Consulta u Observación N° 7: En el plan de expansión de corto plazo debería considerarse los proyectos de CH

Quitaracsa y CH Santa Teresa y confirmar que el sistema de expansión de

transmisión planteado es suficiente para el 2013 al 2016.

Respuesta N° 7: Las CC.HH. de Quitaracsa y Santa Teresa si fueron consideradas en las simulaciones

energéticas, y consecuentemente en el análisis Trade-Off/Risk – Minimax, que sirvió

para definir los planes robustos y condicionales para los años 2013, 2016 y 2020.

Para complementar el análisis, se llevarán a cabo simulaciones eléctricas adicionales.

Consulta u Observación N° 8: El estudio debe incluir el análisis actualizado del periodo 2011 al 2015, para identificar

las condiciones operativas del plan en ese periodo, por ejemplo no queda claro cuáles

son las corrientes de cortocircuito para este periodo, solo se muestra este análisis

para el año 2020.


Consulta u Observación N° 9: El enlace en LT 500 kV Mantaro-Caravelí-Moquegua y LT 220kV Machupicchu

Cotaruse debe ser considerado en el estudio debido a que aun está vigente, o en todo

caso confirmar con el MINEM la vigencia de estos proyectos con la finalidad de

conocer con más claridad el esquema de transmisión en el corto plazo.

Respuesta N° 9: El proyecto de 500 kV indicado ha sido considerado en el Estudio, y el análisis de

planificación confirma que se requieren dos enlaces entre el Centro y Sur del SEIN, en

500 kV, por lo que da validez a los enlaces en 500 kV: Chilca – Marcona – Montalvo y

Mantaro – Caravelí – Montalvo, considerados en el Plan Transitorio. En cuanto a la

LT. 220 kV Machupicchu - Cotaruse también ha sido considerada en el estudio.

Consulta u Observación N° 10: Como se está considerando, en el esquema de conexión eléctrica las plantas de Ciclo

Combinado de Kallpa y Enersur en el corto plazo 2013 y 2016?.

847





Respuesta N° 10: Como para fines de planificación de transmisión no es relevante el detalle de la

conexión física de las unidades de generación, en los análisis eléctricos se ha

considerado la conexión de las centrales indicadas en una sola barra.

Consulta u Observación N° 11: Considera el informe del Primer Plan de Transmisión suficiente el proyecto de

expansión del plan transitorio de las LT 220 kV Chilca – La Planicie - Zapallal y LT

500kV Chilca – La Planicie para evacuar toda la capacidad de generación de la zona

de Chilca compuesta por: Chilca Uno (Incluye CC)+Kallpa(Incluye CC)+Las

Flores+Platanal+Termo Chilca+Fenix?

Respuesta N° 11: Los resultados del estudio muestran que el flujo en el eje Chilca - La Planicie –

Zapallal depende de la generación en Chilca y además del flujo proveniente de las

centrales del Oriente (Inambarí, Mainique, Paquitzapango, etc), y que se evacúa

adecuadamente. En algunos escenarios se requerirá ampliar la capacidad del enlace,

cambiando la tensión de operación a 500 kV.

Se debe tener en cuenta que adicionalmente a las líneas de transmisión

mencionadas, también está prevista una L.T. de 500 kV Chilca – Marcona – Montalvo,

que ayudará a evacuar la energía generada en Chilca.

Consulta u Observación N° 12: Confirmar con el MINEM si el proyecto LT 220 Socabaya-Tintaya-Onocora será

construido hasta Onocora 220kV ó solo llega a Tintaya 220kV en su primera etapa; de

solo llegar a Tintaya 220kV, el proyecto del plan vinculante debería ser Línea Nueva

220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya / SE Quencoro 220/138kV.

Respuesta N° 12: El proyecto Onocora-Tintaya-Socabaya es parte del Plan Transitorio de Transmisión, y

por lo tanto su construcción está comprometida. El anteproyecto que se presenta en el

estudio considera la línea Machupicchu hasta Tintaya.

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Referencia: Oficio OSINERGMIN Nº0578-2010-GART, recibido el 27/08/2010. Consulta u Observación N° 1: Respecto a ASPECTOS NORMATIVOS relacionados con el Alcance del Plan de

Transmisión, se hacen las siguientes observaciones:

Es necesario tener presente que, según lo establecido en el numeral 15.1 del

Reglamento de Transmisión, el Plan de Transmisión (PT) debe incluir una relación de

instalaciones del SISTEMA DE TRANSMISIÓN cuya construcción se recomienda en

el horizonte de estudio, en concordancia con lo establecido en el numeral 14.3 del

referido Reglamento de Transmisión donde se señala que el Plan de Transmisión

debe incluir cualquier instalación que a criterio del COES resulte de importancia

fundamental para el mantenimiento de la seguridad, calidad y fiabilidad del Sistema

Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN).

Asimismo, con relación a los numerales 15.3 y 15.4 del Reglamento de Transmisión,

referidos a obras de renovación y reposición de instalaciones de transmisión como a

las que deberían salir de servicio, esto tampoco ha sido tomado en cuenta para la

formulación del PT.

En ese sentido, el informe no debe limitarse a la determinación de las instalaciones

del Sistema Garantizado de Transmisión, sino incluir el análisis de todas las

instalaciones del SEIN (de Alta o Muy Alta Tensión), indicando las que no formarían

parte del PT debido a que resultan de uso exclusivo de la Demanda o de la

Generación.

Por otro lado, se observa que el PT no ha tomado en cuenta íntegramente el Plan de

Inversiones aprobado por OSINERGMIN y se han omitido algunas instalaciones que

forman parte del Plan Transitorio de Transmisión.

Por ejemplo: i) el Plan Bienal de REP contiene un análisis bastante detallado de los

problemas del Área de Lima y alternativas de solución, sin que en el PT se haya

abordado dicho análisis. Muchos de los problemas observados están a nivel de 220

kV por lo que el Plan de Transmisión debería analizar lo presentado por REP como

alternativas de solución; ii) en los flujos de potencia realizados para la formulación del

PT no se han considerado las instalaciones en 220 kV consideradas en el Plan de

Inversiones para el Área de Demanda 6 (Edelnor-Lima Norte); iii) asimismo, tampoco

se han considerado las líneas Cajamarca – Caclic en 220 kV, Caclic-Moyobamba en

138 kV y la subestación Abancay 220/138 kV, que ya forman parte del Plan Transitorio

de Transmisión.

853





Respuesta N° 1: A continuación se resumen los aspectos observados indicando la respuesta

correspondiente a cada uno de los puntos:

a) El contenido del Plan de Transmisión (PT) establecido en el numeral 15.1 del

Reglamento de Transmisión (RT) debe interpretarse dentro de los alcances

indicados en el artículo N° 14 del mismo dispositiv o.

b) Obras de renovación, reposición y que deben salir de servicio.- Las obras de

renovación de equipamiento existente son las indicadas como repotenciación

en el Plan de Transmisión. No se identificaron necesidades de reposición de

equipamiento de transmisión existente como así tampoco la necesidad de

sacar del servicio equipamiento de transmisión existente a la fecha.

c) Identificar ampliaciones que no forman parte del Sistema Garantizado.- El Plan

de Transmisión incluye el conjunto de obras que se consideran necesarias

para atender el crecimiento de la demanda cumpliendo con lo establecido al

respecto por la Norma, de acuerdo a los alcances del PT indicados en el RT.

d) Tomar en cuenta las obras del Plan de Inversiones aprobado por el

OSINERGMIN.- Se incluyeron las obras del Plan de Inversiones de

Transmisión relevantes para fines del Plan de Transmisión.

e) Tomar en cuenta la totalidad de las obras incluidas en el Plan Transitorio de

Transmisión.- Se consideraron la totalidad de las obras del Plan Transitorio

que eran conocidas hasta la fecha de cierre de la información básica para el

desarrollo del estudio.

f) Tomar en cuenta el nuevo Plan Bienal del REP sobre el problema de

abastecimiento en el área Lima.- El abastecimiento de áreas de distribución no

es parte del Plan de Transmisión. El Plan Bienal de REP fue recibido el

26/05/2010, siendo la fecha de cierre de información básica del estudio el

31/12/2009. Es importante tener en cuenta que la presentación del Plan Bienal

de REP es coincidente con la del Plan de Transmisión, por lo que se

recomienda que el cronograma de presentación del Plan Bienal sea variado de

tal manera que haya alternancia de un año entre ellos.

g) Considerar las instalaciones en 220 kV incluidas en el Plan de Inversiones

para el Área de Demanda 6 (Edelnor-Lima Norte).- Ver respuestas 1.d y1.f.

h) Considerar las líneas Cajamarca - Caclic en 220 kV, Caclic - Moyobamba en

138 kV y la subestación Abancay 220/138 kV, que ya forman parte del Plan

Transitorio de Transmisión.- La inclusión de la mencionada línea en el Plan

Transitorio de Transmisión fue posterior a la fecha de cierre de información

básica del estudio. Si se ha considerado la subestación Abancay 220/138.

854





Consulta u Observación N° 2: Respecto a la PROYECCIÓN DE LA DEMANDA se hacen las siguientes

observaciones:

a) Modelo de Proyección - Año Base

Dado que a la fecha, la demanda del año 2009 corresponde a una demanda histórica,

el COES deberá considerar en su propuesta la demanda del año 2009 como punto de

partida de sus pronósticos y no la demanda del año 2008 como se menciona en el

INFORME.

En ese sentido, el COES debe considerar la demanda histórica real y ejecutada del

año 2009 y no la obtenida del modelo ARIMA, la cual proviene de su Informe de

Diagnóstico, el cual data de mediados del año pasado.

b) Revisión de datos del Modelo de Proyección

Con relación al PBI, para los años 2010 a 2013, el COES ha tomado la proyección del

crecimiento del PBI basada en la información de la empresa Apoyo y Consultoría y

Encuestas de Expectativas elaborado por el Banco Central Reserva del Perú (BCRP),

reproducido en el Cuadro 1.

Cuadro B1.3 - Proyección del PBI en escenarios

Cuadro 1

En ese sentido, corresponde actualizar las proyecciones de PBI en base a los

informes más recientes del BCRP (ver Cuadro 2).

Cuadro 2

855





De otro lado, para el año 2013, el COES ha tomado la proyección del crecimiento del

PBI, según las consideraciones del estudio de la empresa APOYO, igual a la del año

2011 al no tener otra referencia. En este caso, también se debe actualizar esta

proyección de acuerdo con los informes más recientes del BCRP.

Por lo expuesto, el COES debe tomar la información de la referida publicación para la

proyección del PBI de los años 2010 a 2012.

En relación a la Tarifa del Año 2009, se debe actualizar el valor de la tarifa promedio

considerada en el Estudio para el año 2009 y siguientes, considerando el informe

“Procesamiento y Análisis de la Información Comercial de las Empresas de

Electricidad al Primer Trimestre de 2010”, elaborado por la Gerencia Adjunta de

Regulación Tarifaria de OSINERGMIN.

Asimismo, respecto a la Participación de las Ventas por Nivel de Tensión, se deben

modificar los factores a utilizar en la estimación de las ventas de los distribuidores en

AT y MAT, las pérdidas por transmisión, el porcentaje de consumo propio de las

centrales, las pérdidas de distribución y las de subtransmisión; así como, las ventas

correspondientes a las cargas incorporadas y especiales para el año 2009,

considerando el indicado informe “Procesamiento y Análisis de la Información

Comercial de las Empresas de Electricidad al Primer Trimestre de 2010”.

c) Pérdidas de Transmisión

El COES debe revisar el valor propuesto por pérdidas de transmisión, como

consecuencia de las correcciones que impliquen, en el modelo de demanda del

Estudio, la incorporación de las observaciones anteriores; en virtud de que las

pérdidas de energía en el sistema de transmisión resultan de la diferencia entre las

ventas medidas y la producción del sistema.

d) Pérdidas de Distribución

Los porcentajes de pérdidas de distribución para los años del 2009 al 2012 se han

estimado en base a una tendencia lineal considerando los valores históricos de los

últimos ocho años (2001-2008). Al respecto, se recomienda que, para fines de una

mejor predicción, el tamaño de la serie considere, además, la pérdida de distribución

real del año 2009.

Respuesta N° 2: La fecha de cierre de información básica del estudio fue el 31/12/2009, en ese sentido

y siendo que los datos finales del año 2009 no existían, se utilizó la mejor información

disponible.

Además, en la metodología Trade-Off/Risk, se ha modelado un rango de tasas de

crecimiento bastante amplio, que abarcan inclusive las modificaciones sugeridas por

el OSINERGMIN en cuanto a PBI, ventas y pérdidas.

856





Consulta u Observación N° 3: Respecto a la PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE CARGAS INCORPORADAS Y

CARGAS ESPECIALES se hacen las siguientes observaciones:

Como observación general es necesario que el COES considere información

actualizada de los proyectos mineros que se encuentran en desarrollo, proveniente de

las empresas que están a cargo y/o tome como referencia la demanda de aquellos

proyectos considerados en la última Fijación Tarifaria de Precios en Barra.

Así mismo, el COES debe presentar el sustento de las cargas especiales

consideradas, tomando también como referencia la información de la última Fijación

Tarifaria de Precios en Barra.

Se recomienda que se evalúe adicionalmente el ingreso en el horizonte de estudio, de

los siguientes proyectos mineros:

� Proyecto Berenguela de la empresa Silver Standard Perú S.A.

� Proyecto El Galeno de la empresa Lumina Copper S.A.C.

� Proyecto Invicta de la empresa Invicta Mining Corp. S.A.C.

� Proyecto La Zanja de la empresa Minera La Zanja S.R.L. V

� Proyecto Pucamarca de la empresa Minsur S.A.

Respuesta N° 3: En el estudio se ha considerado la información actualizada tanto de las fijaciones

tarifarias como de los agentes a la fecha de cierre de información básica del estudio

(30/12/2009). Asimismo, la evaluación de las cargas tales como Berenguela, Invicta o

Pucamarca, se realizará en el Informe de Diagnostico del período 2013 -2022 que es

parte de la actualización del Plan de Transmisión con la nueva información de dichos

proyectos y de acuerdo a la cantidad de MW que cada una ellas informe. (En el caso

de La Zanja y Pucamarca serán modeladas dentro del modelo econométrico por tener

un tamaño menor a 15 MW).

Consulta u Observación N° 4: Respecto a la OFERTA DE GENERACIÓN considerada, se tiene las siguientes

observaciones:

a) Actualización de fechas estimadas de ingreso en operación

En la Tabla 5.26 del capítulo 5.9 Estudios Eléctricos, el COES muestra una serie de

proyectos de generación con alta factibilidad; sin embargo, se observa que algunos

proyectos considerados tienen fecha incierta de ingreso en operación. Si bien es cierto

que para el año horizonte esta incertidumbre estaría despejada, sin embargo para los

análisis de las etapas intermedias, la secuencia de ingreso en operación si resulta

relevante. A continuación se presenta mayor detalle referido a este aspecto:

I. La C.H. Pías I entrará en operación comercial antes del 24 de febrero de 2012,

acorde lo estipulado en el Artículo 1° de la R.M. N º161-2010-MEM/DM, lo cual

857





también se corrobora con lo estimado por los directivos de la empresa. Por lo

expuesto, el COES deberá modificar la fecha de ingreso dentro del plan de

obras propuesto.

II. La C.T. Las Flores entró en operación comercial en mayo de 2010, pero con

contrato de gas interrumpible. El principal problema que tiene la central es la

falta de suministro de gas natural, por lo que mientras no solucione este

problema con su proveedor CALIDDA debe considerarse como ingreso de

operación efectiva el primer trimestre del año 2011. Por lo expuesto, el COES

deberá modificar la fecha de ingreso dentro del plan de obras propuesto.

III. El proyecto de la C.T. Santo Domingo de Olleros consiste en la instalación de

una central de ciclo combinado en la zona de Chilca que se abastecerá del gas

natural de Camisea. El proyecto inicial está previsto con dos turbinas a gas y

una turbina a vapor (550 MW); no obstante, en la actualidad sólo se instalará

una turbina a gas (280 MW) debido a la falta de suministro del gas natural. La

empresa TERMOCHILCA tiene la autorización de generación del proyecto,

R.M. N° 552-2009-EM (01.01.2010), sólo para la cent ral a ciclo simple,

previéndose su ingreso en mayo de 2012. Al no tener asegurado el

abastecimiento de gas natural para el proyecto de ciclo combinado, la empresa

aún no define la fecha de ingreso en operación. Por lo expuesto, el COES

deberá modificar la fecha de ingreso dentro del plan de obras propuesto.

IV. El proyecto de conversión a ciclo combinado de la C.T. Chilca I implica el

ingreso de una unidad TURBOVAPOR de 300 MW, que operará

conjuntamente con las tres turbinas a gas ya instaladas en la central.

Cumplimiento de acuerdo con el cronograma en las actividades de las obras

de construcción, se estima que entrará en operación en el segundo semestre

de 2013. Por lo expuesto, el COES deberá modificar la fecha de ingreso dentro

del plan de obras propuesto.

V. El proyecto de la C.H. La Virgen que contará con una potencia instalada de 64

MW, y que aprovechará las aguas turbinadas de la C.H. Yanango, cuenta

actualmente con contratos de construcción y supervisión, por lo que se prevé

su ingreso en operación el segundo semestre del año 2012. Por lo expuesto, el

COES deberá sustentar los motivos por los cuales no se ha considerado este

proyecto en el programa de obras de generación del Estudio.

VI. La empresa SN POWER a cargo del proyecto C.H. Cheves I (168 MW) informó

que en diciembre de 2010 iniciará los trabajos de construcción de dicha

central, estimando su ingreso en operación para el mes de julio del año 2014.

858





Por lo expuesto, el COES deberá modificar la fecha de ingreso dentro del plan

de obras propuesto.

VII. La Empresa de Generación Huanza S.A. a cargo del proyecto C.H. Huanza (86

MW), manifiesta que se tiene la confirmación del avance en contratos y

autorizaciones para empezar las obras preliminares de construcción de

campamentos y la construcción de accesos hacia las ventanas, por lo que se

prevé su puesta en operación para el mes de febrero de 2013. Por lo expuesto,

el COES deberá sustentar los motivos por los cuales no se ha considerado

este proyecto en el programa de obras de generación del Estudio.

VIII. El proyecto de la C.T. Fénix (590 MW) incluye la implementación de una

central a ciclo combinado (dos turbinas a gas y una turbina a vapor), siendo la

primera etapa del proyecto la instalación de las dos turbinas a gas para operar

a ciclo simple. Al no tener asegurado el abastecimiento de gas natural para el

proyecto de ciclo combinado, la empresa FENIX POWER PERÚ S.A aún no

determina concretar el financiamiento ni los plazos del proyecto. Por lo


obras propuesto.

IX. El proyecto de la C.T. El Faro (260 MW) consiste en la instalación de una

central de ciclo combinado en la zona de Marcona, aprovechando el tendido de

ducto de distribución de gas natural que se realizará en el departamento de

Ica. La primera etapa de proyecto es la operación a ciclo simple con

combustible diesel, hasta la instalación de ducto de gas natural a Ica, la

segunda etapa es la conversión a gas natural y finalmente la conversión a ciclo

combinado de la central. Al no tener asegurado el abastecimiento de gas

natural para el proyecto de ciclo combinado, la empresa SHOUGESA aún no

determina concretar el financiamiento ni los plazos del proyecto. Por lo


obras propuesto.

X. El COES debe precisar la información acerca de los proyectos C.T. Turbo Gas

Dual Norte y Sur.

b) Proyectos que no se han considerado

Al respecto, también es preciso señalar que en el programa de obras no se han

considerado proyectos cuya ejecución ya está decidida y que tienen compromisos de

inversión con el Estado Peruano y otros cuyos contratos de ejecución ya han sido

suscritos como, por ejemplo, los proyectos adjudicados en las dos subastas de

Energías Renovables. En ese sentido, el COES deberá efectuar la correspondiente

859





evaluación de factibilidad, presentando el análisis que incluya información técnica y

económica, plazos de ejecución y diagnóstico de cada proyecto como parte del

programa de obras, poniendo énfasis en el análisis de la disponibilidad de centrales

basadas en gas natural del proyecto Camisea, tanto en ciclo abierto como en ciclo

combinado, de sus actuales integrantes como es el caso de las centrales de la

empresa Edegel o de los nuevos actores, sobre todo teniendo en cuenta que la

expectativa de crecimiento de la demanda eléctrica no sería sostenible, ni viable, sin

la expansión de la generación.

Respuesta N° 4: a) En relación a las fechas estimadas de ingreso en operación, indicamos lo

siguiente:

• CH. Pias I: En el PT se ha considerado toda la información que las empresas

integrantes del SEIN enviaron oportunamente al COES a solicitud de éste, en ese

sentido se ha utilizado la información disponible del proyecto en mención.

• CT. Las Flores: En el PT se ha considerado que esta central ingresa en una fecha

posterior a mayo 2010.

• CT. Santo Domingo de Olleros: Se actualizará la Tabla 5.26 de la página 169 del

informe. En el estudio del PT se ha considerado que esta central ingresa en ciclo

simple con una sola unidad TG y posteriormente se convierte a ciclo combinado.

Tal como se muestra en la Tabla 3.32 de la página 79.

• Ciclo combinado de la C.T. Chilca I: A la fecha de cierre de información del PT

éste proyecto no contaba con autorización aprobada, dicha autorización ha sido

publicada en abril 2010 en la pagina web del Ministerio (Relación de Proyectos de

Generación con Autorizaciones otorgadas por el MINEM de fecha 30.04.2010), no

obstante éste proyecto sí ha sido considerado en el PT.

• CH. La Virgen: Éste proyecto fue considerado como alternativa de generación en

el PT. Tal como se muestra en la Tabla 3.43 del capítulo 3.5.

• CH. Cheves: El proyecto en mención fue considerado en el PT en las simulaciones

eléctrica y energética del año 2015 y 2016 respectivamente.

• CH. Huanza: El proyecto en mención fue considerado en el PT. Tal como se

muestra en la Tabla 3.34 del Informe.

• CT. Fenix: De acuerdo a la información disponible a la fecha de cierre de

información del PT, se consideró que el proyecto en mención ingresaría en la

fecha indicada en la Tabla 5.26, ésta consideración es aceptable, pues

actualmente esta empresa tiene contrato de suministro de gas natural con

Pluspetrol.

860





• CT. El Faro: Se ha considerado adecuadamente en el estudio. Si bien la

información disponible del proyecto a la fecha de cierre de información del PT

consideraba una primera etapa con diesel 2, ésta no se tomo en cuenta, por

considerarla incierta. Por otro lado, recientemente se ha solicitado información

para el estudio del Informe de Diagnóstico 2013 – 2022 y se ha constatado que la

empresa ya no considera la primera etapa a diesel 2.

• CCTT. Turbo Gas Dual Norte y Sur: La información disponible sobre las centrales

duales de Reserva Fría a la fecha de cierre de información del PT consideraba dos

centrales de aproximadamente 200 MW cada una en las zonas Norte y Sur del

SEIN. Sin embargo con fecha 11 de mayo 2010 Proinversión publicó en su página

web una nueva versión del contrato de concesión de las centrales duales de

reserva fría, la cual consistía en adicionar una central de 200 MW en la zona Norte

e incrementar la potencia a 400 MW de la central ubicada en la zona Sur, y se

tiene información de que se está cambiando nuevamente. En todo caso, estas

centrales de generación no serán críticas para las simulaciones, puesto que en

todos los casos se consideran márgenes de reserva adecuados que las pueden

absorber.

b) Respecto a los proyectos de generación indicados en la Tabla 5.26 del Capítulo 5.9

Estudios Eléctricos, se aclara lo siguiente: se consideraron todos los generadores

existentes (centrales hidroeléctricas y térmicas) y los proyectos en construcción y/o

comprometidos para el periodo 2009-2014 de acuerdo con información disponible.

Para el largo plazo (periodo 2015-2020) se consideraron los proyectos más factibles

(con concesión definitiva, los renovables (Solar, Eólicas y Pequeñas Centrales), más

los proyectos de Inambari, Paquitzapango y Mainique – dependiendo del año

considerado) de forma tal de lograr un adecuado balance de generación / demanda

permitiendo además verificar la operación de la red colectora y del SEIN en su

conjunto. Se entiende que el escenario asumido es uno de los posibles dentro de la

incertidumbre que existe sobre la real evolución del sistema en el largo plazo. El

escenario asumido de ingreso de nueva generación permite además verificar la

operación del SEIN para situaciones que en principio se consideran que pueden

requerir la máxima capacidad de transporte.

Se entiende que no es parte del Plan de Transmisión evaluar la factibilidad técnica y

económica, plazos de ejecución y diagnóstico de cada proyecto de generación.

Consulta u Observación N° 5: Respecto a los COSTOS UTILIZADOS, se tiene las siguientes observaciones:

En el numeral 3.7.7 del Estudio Publicado por el COES, en lo que respecta a los

costos unitarios de construcción se observa que en la Tabla 3.48 (Costos unitarios de

861





líneas), el costo unitario de una línea de transmisión de 220 kV se encuentra dentro

del rango de US$/km 80 841 - 163 436; asimismo, se tiene un factor igual a 1.5

indicado en la Tabla 3.49 - Factores geográficos de ajuste para líneas, para la sierra

(montaña) y selva. Al respecto, dichos valores no han sido justificados, por lo que se

requiere que sean adecuadamente sustentados.

En la Tabla 3.50 del numeral 3.7.7 - Costos Unitarios de Equipos Mayores, no se

encuentra diferencia de costos con respecto a la sierra y selva, por lo que se debe

considerar algún factor a ser aplicado, o de lo contrario justificar la no aplicación de

factores.

En cuanto a los costos en general, el estudio debe considerar los costos de otros

proyectos ejecutados en el país, tomando en cuenta las diversas zonas geográficas o,

de lo contrario, utilizar los costos de módulos estándares que OSINERGMIN ha

establecido por zona geográfica y nivel de tensión.

Respuesta N° 5: En el estudio se presentará un sustento de los costos de inversión considerados y su

afectación por condiciones del terreno donde se realizan las obras. Se hace notar que

los costos de las opciones son inciertos, y que las conclusiones obtenidas del estudio

son bastante robustas ante materializaciones distintas de estas incertidumbres. Ver,

por ejemplo, las Figuras 5.21 y 5.22 del Informe por lo que el real valor de los costos

de inversión dentro del amplio rango asumido no modificarán las conclusiones del

estudio.

En cuanto al criterio N-1, las Tabla 5.13 – 5.15 indican que incrementos de 50% o

decrementos de 25% en costos de opciones generalmente no afectarán las

conclusiones.

Las Tablas 5.9 y 5.10 del Informe indican que variaciones significativas en costos de

opciones no afectarán conclusiones basadas en VPCT (costos anuales de despacho,

energía no servida, y capital). Hay que considerar las columnas “con Redespacho.”

Añadiendo costos capitales a los costos operacionales generalmente lleva a la misma

conclusión, para costos capitales optimistas, pesimistas, o medianos. Por ejemplo, la

Tabla que sigue considera planes: fuerte, medio, y liviano en el futuro 3b5, con

hidrología mediano. El plan medio minimiza el VPCT, no importa el costo de las

opciones.

CostosPlan Despacho Medianos Optimistas Pesimistas Medianos Optimistas Pesimistas

f (fuerte) 445.74 89.33 67.00 134.00 535.07 512.74 579.74m (medio) 472.97 13.48 10.11 20.22 486.45 483.08 493.19l (liviano) 1759.53 11.43 8.57 17.14 1770.96 1768.1 1776.67

Costos Capitales Anualizados Costos TotalesValor Presente de Costos Totales - Futuro 3b5 (Tablas 5.9 y 5.10)

862





Consulta u Observación N° 6: En el numeral 5.9.2 Escenarios de simulación, se indica que la demanda utilizada para

la simulación de flujo de potencia, corresponde a lo propuesto por el COES; sin

embargo, no se indican ni se muestran las demandas por barra utilizadas y los

factores de coincidencia a nivel del SEIN, que se han empleado para dicha

simulación. Asimismo, es necesario se sustenten los factores de potencia utilizados en

dicha simulación, ello debido a que existen diferentes valores del cos Ø entre 0,83 y

0,99.

Respuesta N° 6: En el Informe se incluirá la información adicional solicitada.

Consulta u Observación N° 7: Respecto a los archivos “PFD” utilizados para la simulación de flujos de potencia, el

COES se ha limitado únicamente a presentar las simulaciones de los años 2020 y

2025. Al respecto, se requiere que se incluyan las simulaciones referentes al periodo

2011-2013 y periodo 2014-2020, a fin de verificar las conclusiones a las que se llega

en el Informe PPT-COES.

Respuesta N° 7: Se entregaron los archivos de Flujo de Potencia para los casos simulados

correspondientes a los años 2015, 2020 y 2025. Los estudios realizados muestran

que los resultados del plan de transmisión propuesto permiten una operación del

sistema eléctrico adecuada, conforme los criterios definidos en la Norma, para todo el

período de evaluación.

Consulta u Observación N° 8: El numeral 2.3.2 del Informe PPT-COES menciona que el consultor (del COES)

efectuó estudios para determinar si las tres zonas propuestas del SEIN actual exhiben

coherencia y que, los estudios se basaron en un caso base PERSEO utilizado en la

“Fijación Tarifaria 2009” y el análisis de todos los nodos del sistema de 220 kV,

usando valores de la serie “hidro 000” (un promedio de todas las series “hidro”) para el

año 2009. Asimismo, se señala que el consultor llevó a cabo también un estudio de

los ángulos eléctricos de las zonas propuestas, y cuyas conclusiones fueron parecidas

a los resultados para precios marginales.

Sin embargo, falta indicar la referencia exacta al anexo o documento en el cual se

encuentran los estudios efectuados por el consultor que muestran que los nodos de

dichas áreas mantienen coherencia en el comportamiento eléctrico y angular que se

reflejan en una uniformidad de precios marginales.

863





Asimismo, cabe señalar que, respecto al establecimiento de las zonas del SEIN, se

requiere contar con la información detallada, puesto que OSINERGMIN debe aprobar

tales zonas o áreas eléctricas, de conformidad con lo establecido en el numeral 13.2

de la R.M. N° 129-2009-MEM/DM.

Respuesta N° 8: En la publicación del Informe se incluirá los archivos de cálculo realizados para el

análisis de coherencia entre nodos y zonas.

Consulta u Observación N° 9: En el numeral 3.2.1, columna derecha de la Tabla 3.19 que muestra la Tasa Media de

crecimiento de la demanda para el periodo 2009-2020, se señala que los porcentajes

de Tasa Media que corresponden a la Demanda Total (GWh) son congruentes con las

demandas anuales señaladas; sin embargo, la Tasa Media indicada para los

componentes: Cargas Vegetativas, Cargas Especiales, Cargas Incorporadas y otras

demandas, no son congruentes con las demandas anuales señaladas.

Respuesta N° 9: Existe un error en el texto de la tabla 3.19, por lo que se corregirá reemplazando

“Tasa media 2009-2020” por “Tasa media 2010-2020”.

Consulta u Observación N° 10: 10) En el numeral 3.2.2 del INFORME, se señala que el rango de variación de las

tasas de crecimiento de la demanda proyectada por el COES (de 5,7% a 8,3%), es

demasiado estrecho, por lo que puede limitar indebidamente el análisis de los riesgos,

por lo que los consultores plantean un rango más amplio de variación de la demanda.

Al respecto, se requiere que este planteamiento sea justificado de manera detallada,

es decir, se debe conocer cómo se obtuvieron los límites finales.

Respuesta N° 10: Respecto al crecimiento de la demanda se hace notar, que de acuerdo con la

experiencia del Consultor:

1. El crecimiento exponencial no puede seguir para siempre. Es imposible. Todo

se tiene que saturar.

2. Los modelos econométricos, por muy buenos que sean, se basan en

suposiciones. Entre ellas la suposición que las relaciones históricas entre

variables independientes y variables a pronosticar perdurarán.

864





3. Los pronósticos pueden diferir por mucho de las materializaciones de las

incertidumbres. Pronósticos pueden ser muy malos.

Por esto, el consultor considera que los planes deben tener en cuenta futuros

extremos, aunque poco probables, para evitar sorpresas desafortunadas en el futuro.

El objetivo no es llegar a saber cuál será el futuro – esto es imposible – sino procurar

desarrollar planes robustos ante cualquier futuro.

Se observó además en el estudio actual que dos factores determinantes en el Perú

son muy inciertos – la demanda por zona y por barra, y la ubicación y naturaleza de

centrales nuevas, especialmente por incertidumbres relacionadas con el desarrollo en

el oriente y con la disponibilidad futura del gas natural. Debido a esto, llegó a ser claro

que para el Perú lo importante no es un plan basado en un calendario sino un plan

basado en la materialización de ciertos niveles de incertidumbres, no importa cuando

ocurran.

Teniendo en cuenta lo antes indicado se consideró una banda más amplia de la

pronosticada. Por tratarse de un proceso exponencial, consideró especialmente

futuros más pesimistas.

El desarrollo de los pronósticos por zona se documenta en el archivo “Futuros de

Demanda (Resumen).” Se empezó con valores pesimistas, medianos, y optimistas de

cinco familias de pronósticos, también documentadas en el mismo archivo. Se

analizaron muchos futuros en los rangos así determinados. Se consideró un espectro

amplio para cada año – por ejemplo, se consideró que 7,500 MW de demanda punta

(a nivel del SEIN) podría ocurrir en 2016, 2020, o 2025.

Los resultados se presentaron por año, pero más importante, por la materialización de

las incertidumbres. Ver, por ejemplo, la sección 5.7.3 del Informe.

Consulta u Observación N° 11: La Tabla 3.23 del INFORME considera las tasas de crecimiento por tipos de cargas;

de las cuales, las que corresponden a Cargas Vegetativas y Cargas de Grandes

Proyectos requieren mayor sustento o, en todo caso, señalar la referencia de donde

se ha tomado (entendiéndose que en la referencia se encontrará el sustento). Es

conveniente, que si se hace mención a la experiencia de los consultores, se deben

mostrar dichas experiencias o casos, basados en otros proyectos analizados.

Respuesta N° 11: La estimación de la demanda total y mencionada en la observación 10 es

consecuencia de la modificaciones realizadas a los diversos componentes de la

demanda (Vegetativas, Cargas especiales, incorporadas grandes proyectos y otras

demandas).

865





Por lo cual las respuestas indicadas en la observación 10 también son aplicables para

esta observación, no obstante como se puede revisar en el informe, si existe el detalle

de los criterios adoptados para cada estimación,

Finalmente, para la metodología TOR no es necesario realizar ajustes finos en la

demanda, sino más bien considerar variaciones en sus componentes de mayor

impacto (grandes proyectos y demanda vegetativa, en total y por zonas) en el largo

plazo.

Consulta u Observación N° 12: En el numeral 2.3.1 del Informe PPT-COES se propone cuatro zonas:

• Norte (de Chimbote hacia el norte, incluyendo la región aislada San Martín),

• Centro (de Paramonga hacia el sur, hasta Mantaro/Restitución y San Nicolás,

incluyendo los circuitos radiales que dependen de ellos),

• Sur (de Cotaruse hacia el sur), y

• Oriente (la zona de proyectos nuevos binacionales, incluyendo las líneas

futuras).

Sin embargo, respecto a la región San Martín, en el penúltimo párrafo de este numeral

se propone que la región aislada de San Martín se incorpore en la zona Centro para

efectos del estudio de planificación actual, considerando que dicha región será

vinculada al SEIN vía la construcción de la L.T. 138 kV entre las subestaciones

Tocache y Bellavista; por otro lado, adicionalmente el MEM también está

considerando la construcción de una línea en 220 kV entre las estaciones de

Cajamarca y Moyobamba. En ese sentido, se requiere que en el INFORME se defina

a qué zona corresponde finalmente la región San Martín y la fecha prevista de ingreso

de esta interconexión.

Respuesta N° 12: Cuando se incluyó la línea Cajamarca – Caclic - Moyobamba al Plan Transitorio de

Transmisión (06/07/2010) ya se habían concluido todos los análisis del estudio. En los

análisis realizados para la conexión de San Martín al SEIN, se consideró que formaba

parte de la zona Centro, dado que a este se conectaba su enlace de transmisión. Con

la inclusión de la línea en 220kV del plan transitorio, el sistema San Martín se

encontrará enlazado al norte.

Adicionalmente, cabe mencionar que las simulaciones de PERSEO y de DigSilent

ignoran las zonas. El concepto de zonas se usa mayormente para considerar futuros

con distintos desarrollos de generación y demanda. La zona San Martín, por el

tamaño de la oferta y de la demanda que hay en ella, no afectará las conclusiones si

se cambia la zona.

866





Consulta u Observación N° 13: En el primer párrafo del numeral 3.2.1 del Informe PPT-COES el texto señala:

“Siguiendo el procedimiento antes indicado el COES proyectó las demandas

correspondientes a cada año del periodo 2010 – 2020, discriminadas en los siguientes

componentes:”

Debe indicarse en qué numeral, anexo o documento, se ubica el procedimiento que

ha seguido el COES para la proyección de la demanda, correspondiente a cada año

del periodo 2010-2020.

Respuesta N° 13: Existe un error de escritura el cual se debe mejorar reemplazando el texto “Siguiendo

el procedimiento antes indicado” por: “Siguiendo el procedimiento indicado en el

Articulo 14 de la RM.N° 129-2009-MEM/DM - CRITERIOS Y METODOLOGÍA PARA

LA ELABORACIÓN DEL PLAN DE TRANSMISIÓN...”.

Consulta u Observación N° 14: En el penúltimo párrafo del numeral 3.2.1, el texto señala: “Las siguientes tablas

presentan las proyecciones realizadas por el COES para los casos Base, Optimista y

Pesimista. Como se puede apreciar en la Tabla 2.5, la demanda proyectada en los

tres casos difiere principalmente en la tasa de crecimiento de las cargas

correspondientes a Grandes Proyectos.”

Al parecer, la Tabla 2.5 indicada, no corresponde al número, o corresponde a alguna

tabla de otro capítulo, anexo y otro documento.

Respuesta N° 14: Existe un error de escritura el cual se debe mejorar reemplazando el texto “Tabla 2.5”

por “Tabla 3.19”.

Consulta u Observación N° 15: En las Tablas 3.15 a la 3.21 faltan indicar los anexos o documentos tomados como

referencia.

Respuesta N° 15: Se indicará la información de referencia (Tablas 3.15 a 3.2) en el estudio.

Consulta u Observación N° 16: En el numeral 3.2.2, respecto a los futuros de demanda, el párrafo previo a la Tabla

3.22, requiere mayor aclaración, puesto que se entiende que, la Tabla 3.22 es el

resultado de la aplicación de las tasas de crecimiento dadas en la Tabla 3.23, y que

867





comprende la Demanda Total incluyendo los correspondientes futuros de la demanda

de los grandes proyectos mineros.

Respuesta N° 16: El detalle de la tabla 3.22 se encuentra en las tablas 3.24 al 3.28, los futuros de

demanda de los grandes proyectos son el resultado de la aplicación de los

porcentajes indicados en la tabla 3.23.

Consulta u Observación N° 17: En general, se recomienda corregir el término "proyectos mineros" por "grandes

proyectos".

Respuesta N° 17: El Informe será corregido para considerar el texto “grandes proyectos” y no “proyectos

mineros”.

Consulta u Observación N° 18: Según indica el COES, para realizar el diagnóstico de la operación del SEIN en el

periodo 2011-2013 se ha tomado como punto de partida los resultados operativos del

año 2008 y los resultados proyectados hasta el año 2010. Al respecto cabe indicar

que en el Artículo 18° del Reglamento de Transmisió n se menciona que: "Todos los

Agentes del SEIN y de los Sistemas Aislados, así como interesados en desarrollar

proyectos de inversión en generación, transmisión, distribución o demanda, están

obligados a entregar la información existente y que esté a su disposición, que el

COES requiera para elaborar el Informe de Diagnóstico y el Plan de Transmisión, en

la ocasión y con la frecuencia que el COES señale". En consecuencia, el COES

deberá tomar información actualizada al año 2009 como punto de partida.

Respuesta N° 18: Es importante destacar que la metodología utilizada para la planificación considera la

demanda por medio de futuros que tienen implícita una significativa variación en la

tasa de crecimiento resultante lo cual refleja la incertidumbre existente en este

parámetro. Esto permite garantizar que la demanda que efectivamente ocurrirá en el

futuro esté considerada en los análisis. En función de lo antes indicado se puede

concluir que la demanda del año inicial a partir del cual se proyectó la demanda (2008

o 2009) no tiene efecto relevante sobre las conclusiones y recomendaciones de los

proyectos indicados en los estudios del Primer Plan de Transmisión.

Complementariamente ver la Respuesta N° 2.

868





Consulta u Observación N° 19: Dentro de la Tabla B.22 “Plan de Expansión de la transmisión – Escenario de

Demanda Base” del Informe PPT-COES, no se han considerado proyectos que han

resultado del Plan Transitorio de Transmisión (PTT), el Plan de Inversiones o las

Adendas de REP, tales como:

• Segunda terna L.T. 220 KV Chiclayo Oeste - Piura Oeste de 211 km (prevista

para setiembre 2011 en la sexta adenda de REP).

• L.T. 220 kV Pomacocha - Carhuamayo de 110 km.(prevista para mayo 2012 y

cuya buena pro fue otorgada a la empresa ISA).

• L.T. 220 kV Piura Oeste - Talara de 102 km (prevista para junio 2012).

• L.T. 220 kV Tintaya -Socabaya de 207 km (prevista para diciembre 2012, cuya

buena pro fue otorgado al consorcio hispano peruano REI-AC).

• L.T. 220 kV Planicie - Los Industriales de 5 km (aprobada dentro del Plan de

Inversiones para octubre 2012)

• L.T.500 kV Trujillo Norte - Chiclayo Oeste de 190 km (Con R.M. No 285-2010-

MEM/DM, se ha incluido en el PTT).

• L.T.220 kV Cajamarca-Caclic y SE Caclic para el año 2012 (estimado) y

L.T.138 kV Caclic-Moyobamba, ampliaciones de las SET Cajamarca y

Moyobamba (Con R.M. N° 285-2010-MEM/DM, se ha inclu ido en el PTT).

Respuesta N° 19: Las líneas indicadas fueron consideradas en el estudio. Por otro lado, la Tabla B.22 a

la que hacen referencia, corresponde al Plan Referencial de Electricidad 2008-2017

(como el mismo cuadro lo indica) y no al del estudio por lo que el comentario no es

aplicable.

Consulta u Observación N° 20: Asimismo, en la Tabla B.22 “Plan de Expansión de la Transmisión – Escenario de

Demanda Base”, las fechas estimadas de puesta en operación dadas por el COES no

coinciden con las fechas de ingreso estipuladas en los contratos. En el caso de la L.T.

500 kV Chilca - Marcona - Montalvo, el COES sólo indica el tramo Chilca – Marcona;

es decir, está considerando un tramo de 380 km de los 872 km que corresponde a la

longitud total de la línea en mención.

869





Respuesta N° 20: Las líneas indicadas fueron consideradas en el estudio. Por otro lado, la Tabla B.22 a

la que hacen referencia, corresponde al Plan Referencial de Electricidad 2008-2017

(como el mismo cuadro lo indica) y no al del estudio por lo que el comentario no es

aplicable.

870


871






Referencia: Correo electrónico de REP, Alberto Muñante, recibido el 27/08/2010

Consulta u Observación N° 1: Se solicita que en el informe se presente el detalle de cómo se obtiene el resultado de

las ampliaciones recomendadas (¿se tiene un proceso de selección óptima entre

varias alternativas?, cómo influyen en la definición de los proyectos los valores de los

atributos?). La metodología y resultados no presentan de forma clara cuál es la

secuencia en el tiempo de los proyectos y como éstos afectan el resultado al 2020.

Respuesta N° 1: El estudio del año horizonte (2020), de los años anteriores (2013, 2016) y posterior

(2025) se llevó a cabo mediante los siguientes pasos:

1. Se hizo un diagnóstico del sistema “base” para un conjunto de posibles futuros

extremos para el año 2020. El sistema base es el sistema actual más los

proyectos comprometidos. Este diagnóstico se hizo con PERSEO y consideró

sobrecargas, sin redespacho de generación para aliviarlas, en el estado

normal (sin contingencias).

2. Se notó que las sobrecargas podían agruparse en más o menos seis áreas. Se

analizó cada área para determinar si la topología y/o la operación del SEIN

causaban las sobrecargas.

3. En un proceso iterativo se identificaron posibles soluciones. Se hizo una

selección entre varias opciones para solucionar cada problema. En base a los

problemas encontrados se evaluaron posibles soluciones a partir de las cuales

se desarrollaron opciones formales considerando costos, flexibilidad, etc.

4. Se identificaron cuatro planes, compuestos de combinaciones de las opciones,

y los nudos de futuros evaluados y se organizó para simular cada plan ante

todos los nudos de futuros para calcular los atributos HDN, MFI, N-1, VPCT, y

VPPD por nudos de escenarios.

5. Hechas las simulaciones, se usó el software TO/R para interpolar entre los

nudos para crear de 292 simulaciones de PERSEO una base de datos de unos

26,000 escenarios.

6. Entonces se usó TO/R otra vez para efectuar análisis de trade-off, riesgos, y

MINIMAX para el año 2020. Además se hicieron estudios eléctricos para

verificar el comportamiento del sistema en el año 2020 y para determinar

detalles importantes de compensación, transformación, etc.

882





7. Para marcar ciertos pasos en la evolución del SEIN entre 2010 y 2020, y para

asegurar que el sistema del año horizonte proveía una base fuerte para el

desarrollo más allá del 2020, se hicieron estudios similares pero menos

extensos para los años 2013, 2016, y 2025.

Otras tres actividades se llevaron a cabo en paralelo a lo que se acaba de describir:

1. Se prepararon y afinaron bases de datos para análisis eléctricos y de PERSEO

y se hizo un estudio para definir las zonas del SEIN.

2. Se hizo un análisis eléctrico del sistema del año 2015 para identificar proyectos

vinculantes. Esto lógicamente debería seguir a los estudios del paso 7 (arriba).

3. Se diseñó posibles redes colectoras para la zona Oriente, junto con dos

conexiones Centro-Oriente. Los detalles de la colectora y de las conexiones y

la planificación del resto del SEIN son bastante independientes y permitieron

desacoplar los problemas.

En cuanto a la secuencia de proyectos, año por año, se ruega ver la observación 42 a

continuación.

Consulta u Observación N° 2: Con relación a los Futuros de Demanda, se sugiere que en el informe se presente el

detalle de la proyección de la Demanda realizada por el COES; así mismo, se solicita

que se presente un mayor detalle de la forma como se definen los futuros de

demanda, debido a que en el informe no se puede apreciar con claridad cuál es el

criterio para incrementar las tasas de crecimiento. Consideramos que los futuros de

demanda son de vital importancia para la definición del Plan Vinculante.

Un criterio para definir los futuros de demanda podría ser el considerar el atraso o

adelanto de los grandes proyectos en función a la información disponible y las

incertidumbres que se tenga. Dentro de las cuales también debería considerarse el

desarrollo del gas en las zonas norte y sur.

Respuesta N° 2: En el informe del PPT incluirá lo solicitado.

La definición de los futuros de demanda deberá conseguir planes robustos ante

cualquier materialización, siendo que los pronósticos determinísticos para años futuros

pueden diferir mucho debido a las incertidumbres y por consiguiente afectar los planes

seleccionados, se ha considerado futuros extremos, aunque poco probables. El

objetivo no es llegar a saber cuál será el futuro – esto es imposible – sino procurar

desarrollar planes robustos ante cualquier futuro.

Se observó además en el estudio actual que dos factores determinantes en el Perú

son muy inciertos – la demanda por zona/barra, y la ubicación y naturaleza de

883





centrales nuevas, especialmente por incertidumbres relacionadas con el desarrollo en

el oriente y con la disponibilidad futura del gas natural. Debido a esto, llegó a ser claro

que para el Perú lo importante no es un plan basado en un calendario sino un plan

basado en la materialización de ciertos niveles de incertidumbres, no importa cuando

ocurra.

Teniendo en cuenta lo antes indicado se consideró una banda más amplia de la

pronosticada basada en la experiencia del consultor.

El desarrollo de los pronósticos por zona se documenta en el archivo “Futuros de

Demanda (Resumen).” Se empezó con valores pesimistas, medianos, y optimistas de

cinco familias de pronósticos, también documentadas en el mismo archivo, Se

analizaron muchos futuros en los rangos así determinados. Se consideró un espectro

amplio para cada año – por ejemplo, se consideró que 7,500 MW de demanda punta

(a nivel del SEIN) podría ocurrir en 2016, 2020, o 2025.

Los resultados se presentaron por año, pero más importante, por la materialización de

las incertidumbres. Ver, por ejemplo, la sección 5.7.3 del Informe

Consulta u Observación N° 3: Para el caso de los Futuros de Oferta (Importación y Exportación), se sugiere que

también se incluya el año de ingreso de las centrales de generación, debido a que

esto resulta importante para los análisis a realizar en un año en particular que podría

coincidir con un año intermedio necesario de estudio, según lo mencionado en la

Norma.

Respuesta N° 3: La metodología de planificación bajo incertidumbre no se basa en secuencias

cronológicas de expansión de la oferta, y sí en un conjunto de “estados” del sistema

(oferta, demanda etc.) para el año 2020, el año 2016 etc. Solamente en un horizonte

de más corto plazo es que se define un plan tradicional, esto es, una secuencia

cronológica de entrada en operación de los generadores.

La oferta de generación es tratada como una incertidumbre. En ese sentido, en

general las fechas de entrada en servicio de los proyectos de generación no son fijas,

como sí podrían serlo dentro de un enfoque determinístico.

En los primeros años del periodo del estudio se tiene mayor certeza de la entrada en

servicio, pues se consideran los proyectos que están en ejecución o licitación, sin

embargo en la medida que vamos avanzando en el tiempo, se va considerando los

proyectos que tienen menor certidumbre, como los proyectos con concesión definitiva,

luego los que tienen concesión temporal y los que no tienen concesión. Inclusive en el

largo plazo se han considerado proyectos de CC.TT. a gas natural en el Norte y Sur

884





del País, para abarcar los casos en los que se desarrollen gasoductos hacia dichas

zonas.

Adicionalmente, para la formulación de los futuros de generación se han considerado

dos variables, que son la proporción térmica/hidráulica de la oferta y el desarrollo de

las CC.HH. en convenio con Brasil (zona Oriente). La proporción térmica/hidráulica

puede tomar dos valores objetivo: 40/60 y 60/40. Se indica que son valores objetivo,

pues para algunos futuros de demanda alta no se cumplen totalmente debido a la

escasa oferta térmica. Respecto al desarrollo de las CC.HH. en convenio con Brasil,

se han considerado tres hipótesis: 0%, 50% y 100% de desarrollo de las cinco CC.HH.

que actualmente son materia de negociación con Brasil (Inambari, Mainique,

Paquitzapango, Tambo 40 y Tambo 60).

Como se puede deducir de la explicación anterior, los futuros de oferta de generación

han abarcado una gran cantidad de situaciones de desarrollo de la oferta de

generación, que cubran los futuros de demanda, considerando los márgenes de

reserva.

Consulta u Observación N° 4: En el numeral 3.4.2 Procedimiento, para la definición de los nudos de generación y

exportación, se menciona:

…“el consultor identificó nudos bastante diferentes de futuros de generación. Se cree

que estos nudos abarquen lo que con el tiempo efectivamente se materializará.

El consultor desarrolló dos “familias” de nudos de oferta, basadas en las siguientes

metas:

• Generación 60% térmica, 40% hidro, con reserva mínima 20% y,

• Generación 40% térmica, 60% hidro, con reserva mínima 30%.”…

Al respecto, se solicita que se presente el detalle de por qué se considera dicho

criterio, que podría resultar subjetivo. Se sugiere que se aplique un criterio basado en

el retraso o adelanto del año de ingreso de una o más centrales de generación, lo cual

sería en función al manejo de incertidumbres.

Respuesta N° 4: El desarrollo futuro de la generación estará ligado con el crecimiento de la demanda.

Por ejemplo, si la demanda no crece, habrá poco incentivo para construir nuevas

centrales. Entonces el primer determinante de los futuros de generación son los

futuros de demanda.

Para un futuro de demanda, puede haber futuros distintos de generación,

dependiendo del desarrollo o no de centrales grandes en el Oriente y la proporción de

su producción que será dedicada al mercado peruano. Esto determinará las

inyecciones de las conectoras Oriente-Centro. También afectará el mercado, y

885





entonces el desarrollo de la generación en el resto del SEIN. Las inyecciones del

Oriente y el desarrollo de la generación en el resto del SEIN afectarán los flujos en la

red y la necesidad para refuerzos.

El desarrollo de la generación (ubicación y tamaño para un año dado) en el resto del

SEIN dependerá de varias incertidumbres, incluyendo la disponibilidad y el precio del

gas natural, la seriedad de atacar el problema invernadero, incentivos que podrá

haber para proyectos RER, etc.

Las permutaciones y combinaciones de posibles futuros de generación son

astronómicas. En concepto, se podría haber hecho un análisis Monte Carlo – pero

esto requeriría asignar probabilidades a las materializaciones de las varias

incertidumbres fundamentales. No se conocen las probabilidades, y aún si se

conocieran, por razones teóricas, un análisis probabilístico no es válido por este

problema. Además, estudios Monte Carlo para seleccionar futuros de demanda

requerirían una cantidad impráctica de simulaciones PERSEO y DigSilent.

Por todas estas razones se determinó seleccionar, en forma subjetiva, futuros de

generación que parecían razonables en el contexto peruano, especialmente en el

contexto de posibles proyectos ya identificados y con ciertos grados de supuesta

factibilidad. Para que los futuros seleccionados no tuvieran tendencias de prejuicios o

inclinaciones indebidas, y para procurar representar materializaciones bien diferentes

de la evolución de la generación, se aplicaron las reglas descritas en el Informe Final

para desarrollar futuros de generación.

Hay una evidencia fuerte que indica que esto es válido: por cada futuro de demanda,

los flujos y los atributos son bastante diferentes por distintos futuros de generación.


Consulta u Observación N° 5: Se parte de la premisa que el ingreso de las centrales del Oriente, se efectuarán

siguiendo una secuencia de ingreso, primero la C.H. Inambarí, lo cual no podría

resultar óptimo si no existiera exportación de energía a Brasil.

En este sentido, encontramos que se ha hecho bastante énfasis a las conexiones de

las centrales del Oriente, según una secuencia definida de ingreso; sin embargo,

hacemos notar que podría haber otras alternativas de implementación de las centrales

del Oriente y un sistema de transmisión óptimamente diferente para atender estas

conexiones. Así mismo, que podría haber un desarrollo de generación para atender el

mercado peruano diferente al planteado, como por ejemplo el desarrollo de centrales

ligadas al gas natural en la zona sur del SEIN.

Los análisis se basan enteramente en la posibilidad de desarrollo de las centrales

hidráulicas en el Oriente peruano descuidando otros futuros como el desarrollo de la

886





generación del área Norte y Sur en base al gas de Camisea o plantas hidráulicas en

dichas zonas. Así como, analizar el desarrollo minero en el área Norte y Sur.

Respuesta N° 5: De acuerdo al estado de maduración de los proyectos, la secuencia de desarrollo de

las CC.HH se iniciaría con la C.H. de Inambari y posteriormente las demás CC.HH:

Paquitzapango, Tambo 40, Tambo 60 y Mainique.

Respecto al sistema de transmisión, se destaca que la red colectora recomendada es

condicional a cuales centrales hidroeléctricas del oriente serán desarrolladas. Aún así,

las redes colectoras para los casos de desarrollo parcial de las CC.HH. del Oriente,

han sido planteadas de manera tal que sean parte de la red “completa”

correspondiente al desarrollo total de las cinco centrales actualmente en estudio en

conjunto con Brasil (Inambarí, Paquitzapango, Mainique, Tambo 40 y Tambo 60).

Respecto a la posibilidad de desarrollo de generación a gas natural en la zona Sur,

esta si está considerada en algunos futuros, en los que se contempla la

implementación de los gasoductos regionales hacia el Norte y al Sur, en cuyos

extremos se consideran CC.TT. a gas.

Se debe tener en cuenta que el presente estudio es de planificación de transmisión y

no de generación, esta última variable es tratada como una incertidumbre, y como tal

se considera que el planificador no tiene control sobre ella. Esta incertidumbre puede

tomar valores desconocidos pero acotados, es decir, moverse dentro de un rango

máximo y mínimo.


Consulta u Observación N° 6: Consideramos que el estudio debería presentar un análisis similar al efectuado a la

interconexión del Perú con Brasil, a la interconexión con Ecuador, Bolivia y Chile.

Respuesta N° 6: Todas las interconexiones internacionales tienen que ser respaldadas por acuerdos

binacionales, que definen su alcances. Actualmente se tiene un acuerdo a nivel del

CAN con Ecuador, pero no está operativo por falta de acuerdo regulatorio.

Además se encuentra en implementación el acuerdo binacional Perú-Brasil que podrá

permitir la construcción de grandes centrales en la amazonía peruana para el mercado

interno del Perú, exportando excedentes a Brasil.

Por lo anterior, en presente plan solo se ha analizado la infraestructura básica para

una posible futura interconexión con Brasil.


887





En el numeral 3.7 Opciones de Transmisión, se menciona:

“el consultor identificó seis problemas importantes que pueden ocurrir para el año de

horizonte, dependiendo del futuro.”;

Al respecto, consideramos que no se abarcan todos los problemas que podrían

presentarse en el SEIN.

Se sugiere que los análisis se complementen con el análisis de la red de Lima que es

el mayor centro de carga del SEIN, que no necesariamente son responsabilidad de las

empresas distribuidoras. Igualmente en el área Este se prevé problemas de

congestión en las zonas de Pomacocha-Pachachaca-Oroya Nueva-Carhuamayo,

Pargsha-Huánuco y Aguaytía-Pucallpa y en el área Norte, el tramo Trujillo-Guadalupe-

Trujillo, que deben ser analizados.

También, en el SEIN, se debe analizar los requerimientos de equipos de:

a) Compensación reactiva,

b) Ampliación de capacidad de los transformadores de potencia,

c) Equipos para el control del incremento del nivel de cortocircuito de las

instalaciones existentes,

d) Refuerzos en la transmisión en el período previo al ingreso de los proyectos

recomendados para el 2015 (Plan Vinculante).

Lo cuales deben estar sustentados debidamente mediante análisis técnico-

económicos.

Respuesta N° 7: Respecto a la observación de analizar la zona de Lima, se sugiere revisar la

Respuesta N° 18.

Respecto a los problemas de congestión en la zona de Pomacocha – Pachachaca -

Oroya Nueva - Carhuamayo, se propuso el seccionamiento de la nueva línea

Pomacocha-Carhuamayo en la Oroya y Pachachaca, como un proyecto condicional

para el año 2020, es decir que su necesidad deberá ser revisada nuevamente en la

actualización del Plan de Transmisión para el periodo 2013-2022.

Respecto a las LL.TT. Paragsha-Huánuco y Aguaytía-Pucallpa, en los análisis no se

ha detectado problemas de congestión.

El área de Trujillo-Guadalupe-Chiclayo si fue analizada. Esto se puede comprobar en

el informe del estudio, en el cual hay varias referencias a la carga en la línea Trujillo-

Guadalupe y a la opción de repotenciarla.

Respecto a requerimientos de compensación reactiva, se sugiere revisar el numeral

1.13 del informe.

Respecto al control del incremento del nivel de cortocircuito, en el estudio se

menciona la necesidad de limitar las corrientes de cortocircuito en la zona de Lima, y

se presenta a título indicativo una posible solución mediante la reconfiguración de las

888





redes de transmisión. Sin embargo esta solución requiere una evaluación detallada de

factibilidad técnica que está fuera del alcance del presente estudio.

Respecto a la necesidad de refuerzos en la transmisión hasta el año 2015, estos

precisamente son los que abarca el Plan Vinculante, habiéndose encontrado que solo

se requiere una refuerzo por confiabilidad: LT en 220 kV Onocora – Quencoro –

Machupicchu (simple terna).

Todos los proyectos incluidos en el Plan de Transmisión han sido sustentados de

acuerdo a lo indicado en la Norma.

Consulta u Observación N° 8: En el numeral 3.7.1 Sistema de transmisión base; se sugiere que se presente un

cuadro resumen con los proyectos considerados y su año de ingreso. En el informe no

se aprecia que proyectos están siendo considerados.

Por ejemplo, bajo licitación pública internacional un concesionario ganó la

construcción de la línea 500 kV Mantaro-Caravelí-Montalvo y la línea 220 kV

Machupicchu-Cotaruse así como su operación durante 30 años; sin embargo, no se

tiene la certeza de los avances del proyecto y no se aprecia en los diagramas los

flujos de carga que estarían tomando estas líneas, por lo que solicitamos se confirme

el año en que ha sido considerado este proyecto dada su implicancia en la definición

del Plan Vinculante del Sur.

De igual manera en la zona norte, no se tiene certeza del avance del tramo de línea

Cerro Corona-Carhuaquero, siendo que en este caso si se tienen flujos de carga en la

línea. La consulta es, para cuándo se está considerando que esté concluido este

proyecto, ya que tiene mucha importancia en la definición del Plan Vinculante del

Norte.

También, no queda claro en el Plan Vinculante del Sur cómo se evacúa la nueva

generación de San Gabán y cómo queda la operación frente a contingencias y

requerimientos de nuevas redes en el corredor entre Socabaya y Montalvo.

Respuesta N° 8: Se ha considerado los proyectos del Plan Transitorio de Transmisión, de acuerdo a la

información alcanzada por el Ministerio de Energía y Minas.

El proyecto de L.T. Mantaro – Caravelí – Montalvo 500 kV indicado ha sido

considerado en el Estudio, y el análisis de planificación confirma que se requieren dos

enlaces entre el Centro y Sur del SEIN, en 500 kV, por lo que da validez a los enlaces

en 500 kV: Chilca – Marcona – Montalvo y Mantaro – Caravelí – Montalvo,

considerados en el Plan Transitorio. En cuanto a la LT. 220 kV Machupicchu Cotaruse

también ha sido considerada en el estudio.

889





Respecto a la L.T. 220 kV Cerro Corona – Carhuaquero, esta no tiene una fecha

definida de puesta en servicio, sin embargo el MINEM están evaluando cambiarla por

el enlace Cajamarca – Carhuaquero, que topológicamente es equivalente. En

cualquiera de los dos casos, el resultado del estudio, es decir el Plan de Transmisión,

no variará.

Consulta u Observación N° 9: En el numeral 3.7.6 opciones y planes de transmisión, se menciona que;

“se identificaron las siguientes cuatro opciones generales para resolver los problemas:

• Repotenciar menor (30%),

• Repotenciar mayor (60%),

• Redirigir flujos con transformadores cambiadores de fases (“phase-shifting

transformers,” PST), u otros aparatos FACTS.

• Circuitos nuevos.”

Al respecto, consideramos que cada caso debe ser analizado en función a su

factibilidad física y comparación de su beneficio costo.

Respuesta N° 9: Las repotenciaciones de LL.TT. existentes son casos individuales que tendrían que se

analizados uno por uno. Estos exceden a los alcances a un estudio de planificación.

Las repotenciaciones serán analizadas con más detalle, pero a nivel de anteproyecto,

cuando formen parte del Plan Vinculante, en las futuras revisiones del Plan de

Transmisión.

Consulta u Observación N° 10: En los proyectos de nuevas líneas de transmisión en 500 kV, se recomienda evaluar

la necesidad de incluir subestaciones intermedias y requerimientos de compensación

serie y shunt requerida.

Así mismo, evaluar las implicancias que tendría en caso se considere implementar

estos circuitos en forma paralela a los ductos de gas. Se sugiere que se evalúen

alternativas independientes de la servidumbre de los ductos de gas, que podrían

resultar más convenientes para la seguridad energética; recordemos que nuestro país

vivió en el pasado de atentados a las instalaciones.

Respuesta N° 10: Respecto a las subestaciones intermedias y compensación reactiva se sugiere revisar

los numerales 1.13, 4.4, 5.9.4 y 9.9 del estudio.

Las rutas de las LL.TT. planteadas son referenciales, y no llegan al detalle de la

servidumbre, que es una etapa posterior del desarrollo de cada proyecto.

890





Consulta u Observación N° 11: Para la definición del Plan Vinculante, se debe tomar en cuenta los análisis de

contingencia de la generación y transmisión del SEIN para el estado estacionario y

dinámico.

Respuesta N° 11: Situaciones de contingencias de la generación como criterios de planificación de

transmisión no están consideradas en la Norma.

El análisis de contingencia en estado estacionario, bajo esta metodología, esta

considerado en el análisis Trade-Off/Risk. El análisis dinámico está considerado en la

verificación de los Criterios Técnicos de Desempeño (análisis eléctrico).

Se sugiere leer el anexo A del estudio.

Consulta u Observación N° 12: Considerando que la implementación de las obras recomendadas en el Plan

Vinculante pueden tomar más de dos años, se recomienda que para el corto plazo el

Plan considere una alternativa de expansión de la transmisión.

Respuesta N° 12: En el Reglamento de Transmisión se indica que el Plan Vinculante corresponde a los

proyectos nuevos y Refuerzos incluidos en el Plan de Transmisión, cuyas actividades

para su ejecución deben iniciarse dentro del Período de Vigencia del Plan de

Transmisión, siendo este periodo del 1/05/2011 al 31/12/2012. En el mismo

Reglamento, considerando la modificación introducida por el D.S. 010-2009-EM, se

indica que las instalaciones de transmisión cuya construcción se requiera iniciar antes

del 1 de mayo de 2011, serán incluidas en la actualización del Plan Transitorio de

Transmisión, elaborado y aprobado por el Ministerio.

Como se puede ver, las necesidades de necesidades de transmisión en el corto plazo

deben estar incluidas en el Plan Transitorio de Transmisión y en el Plan de

Transmisión, específicamente en el Plan Vinculante.

Consulta u Observación N° 13: En el numeral 3.7.7, también se menciona:

“2. Incluir en el sistema relés de corte de carga de forma tal de que ante la salida de

un circuito se corte carga en forma controlada hasta restablecer el equilibrio post-falla

a valores razonables hasta que se realice el redespacho de generación. Con este

criterio se podría maximizar el uso de la capacidad de transporte entre zonas,

minimizando el costo operativo del sistema.

3. No tomar acciones correctivas dejando que llegado el caso sean las sobrecargas

y/o niveles bajos de tensión las que desconecten circuitos y/o demandas, y el sistema

891





vuelva al equilibrio, permitiendo inclusive la desvinculación de zonas y la actuación de

relés de sub-frecuencia que retiren carga.”

Al respecto, se solicita presentar las experiencias de la aplicación de estos esquemas

en el planeamiento de la transmisión y su efectividad en su aplicación física, toda vez

que se está poniendo en riesgo la continuidad del servicio.

Respuesta N° 13: Se incluirá experiencias de aplicación de estos esquemas en la planificación de la

transmisión.

Consulta u Observación N° 14: Consideramos que los proyectos que defina este primer plan de transmisión para el

año 2015 en adelante son referenciales y dada la cantidad de incertidumbres

asociadas no definen un plan bien fundamentado. Consideramos que lo importante de

este Plan está en la definición de proyectos de corto y mediano plazo, que determinan

las inversiones que efectivamente se van a desarrollar para solucionar los problemas

operativos reales de la red, y verificar que siguen siendo válidos en el largo plazo para

diferentes escenarios. Aunque metodológicamente esto se indica en la Norma,

encontramos que este Plan no refleja ese tipo de verificaciones.

Respuesta N° 14: La Norma indica analizar primero el año horizonte (año 2020) para luego analizar los

años intermedios, contrariamente a lo indicado en la observación. Adicionalmente se

indica que se debe comprobar que los proyectos del año horizonte se mantienen

como soluciones consistentes en el tiempo, para lo cual se evalúan en el quinto año

adicional al horizonte del estudio (año 2025). El estudio se ha hecho de acuerdo a lo

indicado en la Norma.

Complementariamente, se sugiere revisar la Respuesta N° 1.

Consulta u Observación N° 15: En el estudio se plantea un futuro de exportación del 50% de la capacidad de las

centrales del oriente; sin embargo, el acuerdo bilateral de desarrollo energético entre

Perú y Brasil no establece valores de importación ni exportación y sí define que

prioritariamente se abastecerá la demanda interna del Perú. En este sentido, se

recomienda que se evalúen la red necesaria para atender los diferentes escenarios

posibles para la atención de la demanda del SEIN, según lo referido en dicho acuerdo.

Respuesta N° 15: Efectivamente en el estudio se han analizado futuros de exportación del 50% de la

capacidad de las centrales del oriente, así como futuros en los que toda la producción

de las centrales indicadas sirve a la demanda del SEIN.

892





Por otro lado, los futuros de oferta considerados en los estudios de planificación de la

transmisión se construyeron con el objetivo de lograr una reserva de potencia, que es

la diferencia entre la demanda pronosticada y la oferta de potencia. Considerando que

la exportación al sistema de Brasil se representa como una demanda y que toda

demanda se modela como interrumpible, se concluye que, bajo el punto de vista

energético, está garantizado lo que se sugiere, es decir, que el suministro de la

demanda del sistema Peruano tenga un tratamiento prioritario.

Respecto al sistema de transmisión, se destaca que la red colectora recomendada es

condicional a cuales centrales hidroeléctricas del oriente serán desarrolladas. Aún así,

las redes colectoras para los casos de desarrollo parcial de las CC.HH. del Oriente,

han sido planteadas de manera tal que sean parte de la red “completa”

correspondiente al desarrollo total de las cinco centrales actualmente en estudio en

conjunto con Brasil (Inambarí, Paquitzapango, Mainique, Tambo 40 y Tambo 60).

Consulta u Observación N° 16: Se recomienda que también se presenten los cálculos de los atributos por lo menos

para los años 2013 y 2016 de los planes: liviano, medio y fuerte con la finalidad de

verificar que con los proyectos recomendados al 2020 se resuelven los problemas de

congestión para todo el horizonte del estudio.

También, se solicita explicar la aplicación del criterio N-1 de la norma en el caso de los

refuerzos en redes enmalladas.

Respuesta N° 16: Los cálculos solicitados se encuentran en el capítulo 6 del estudio.

El criterio N-1 de la Norma no se aplica a redes malladas. Para una mayor explicación,

se recomienda revisar el numeral 5.2.2 del estudio.

Consulta u Observación N° 17: Se recomienda analizar la posibilidad de la conexión directa de las centrales

hidráulicas del Oriente hacia el sistema Sur mediante línea(s) de 500 ó 200 kV, debido

a que en la propuesta de expansión se observa que la generación de estas centrales

es llevada hacia la zona Centro mediante líneas de 500 kV y luego esta energía es

retornada hacia el Sur mediante una línea adicional paralela a la existente en 500 kV.

Respuesta N° 17: La propuesta de vincular la central Inambari al SEIN a través de la zona Sur fue

analizada al inicio del estudio, sin embargo primó la idea de conectarla directamente a

la zona Centro, debido a que ahí se encuentra el centro de carga del SEIN (ceca a

Lima). Otro punto a favor de la decisión adoptada, fue el hecho de que las redes

planteadas también debían permitir la vinculación al SEIN de las otras centrales

893





hidroeléctricas ubicadas en la zona oriental (Paquitzapango, Mainique, Tambo 40 y

Tambo 60).

Asimismo hay que tomar en cuenta también, que geográficamente el centro de carga

de la zona Sur (entre Moquegua y Socabaya) se encuentra al sur de Inambari (hay

que tener en cuenta que esta central está en una latitud cercana a la correspondiente

a Pisco), por lo que la longitud, así como la impedancia de línea, pasando por la zona

Sur hasta el centro de carga de la zona Centro, sería mayor que en la configuración

adoptada.

Se incluirá en el informe una justificación, de forma conceptual, de las razones para la

traza propuesta para el sistema de conexión para las centrales del oriente.

Consulta u Observación N° 18: Se recomienda que la sugerencia de la Consultora de atender Lima en forma radial

sea debidamente sustentada de forma técnica y económica. Consideramos que las

recomendaciones que se derivan de los análisis del anexo E, deben ser efectuadas

luego de efectuar un análisis más completo del sistema.

Por otra parte, consideramos que el estudio debe contemplar el análisis del desarrollo

de la red de Lima; no estamos de acuerdo con transferir la responsabilidad del

planeamiento de esta parte tan importante de la red a los agentes en esta zona y

siendo que se debe buscar soluciones integrales y que el área operativa de Lima

representa el 60% de la demanda del Perú.

Se sugiere que los análisis se complementen con análisis de contingencias; en la

zona de Lima en particular la contingencia de la LT 500 kV Chilca – Carabayllo y la LT

220 kV Chilca-La Planicie-Carabayllo. También, se sugiere que se realicen análisis de

contingencias N-1 de los transformadores 500/220 kV en las subestaciones de

Montalvo, Chilca, Carabayllo, Trujillo y Chiclayo.

Respuesta N° 18: La planificación de expansión de las redes de Lima no es parte del Plan de

Transmisión. Es un tema que debe ser desarrollado principalmente por las empresas

distribuidoras del área. Lo que se presentó en el Informe Final es sólo a título

indicativo como una posible solución que requiere una evaluación detallada de

factibilidad técnica.

El desarrollo de las redes de subtransmisión en el área de Lima depende en gran







894





Por las razones indicadas, la planificación de las redes de subtransmisión de la zona

de Lima debe ser abordado de manera conjunta entre las empresas concesionarias

de distribución y transmisión involucradas, y dentro del proceso de planificación que

corresponde al Plan de Expansión del Sistema Complementario de Transmisión, plan

que se formula en otras instancias, bajo otros criterios, otra metodología y otros

horizontes, diferentes al del Estudio del Plan de Transmisión.

El criterio N-1 de la Norma fue diseñado para ser aplicado a opciones y planes

compuestos principalmente por líneas de transmisión. Esto se puede verificar en los

estudios previos llevados a cabo por OSINERGMIN que concluyeron con la emisión

de la Norma. En ese sentido, el criterio mencionado no sería aplicable a

transformadores.

Consulta u Observación N° 19: Se solicita que en el informe se presenten el cálculo de los atributos de las obras

recomendadas para el área de Lima.

La propuesta de operar en barras separadas Chavarría y Balnearios; así como, el

operar abiertas las LT 220 kV Chavarría – Santa Rosa y San Juan – Industriales –

Santa Rosa (que no está planeada) disminuyen la confiabilidad de las subestaciones

frente a una falla; por lo que, se recomienda analizar otras alternativas que no

degraden la confiabilidad del SEIN.

También, se recomienda que las propuestas de expansión tomen en cuenta los

planes de inversiones de Luz del Sur, Edelnor y el Plan de Inversiones en Transmisión

publicadas por el Osinerming para el 2009-2013.

Respuesta N° 19: Respecto a la recomendación de tomar en cuenta el Plan de Inversiones en

Transmisión, indicamos que en el estudio ha sido considerada toda la información que

las empresas integrantes del SEIN enviaron oportunamente al COES a solicitud de

este. En ese sentido, la información relevante del Plan de Inversiones en Transmisión,

aprobado por OSINERGMIN, así como los proyectos de REP que se encontraban

aprobados fueron considerados hasta la fecha en que fueron informados, teniendo en

cuenta que la fecha de cierre de información básica del estudio fue el 31 de diciembre

de 2009. Adicionalmente, se consideró la información de proyectos que fueron

aprobados durante el desarrollo del estudio, en la medida en que fue posible

incorporarla.

Respecto a los otros puntos de la observación, ver la respuesta N° 18.

Consulta u Observación N° 20: En las propuestas de expansión de la transmisión del área de Lima, en el informe se

consideran nuevas líneas de 220 kV Industriales – Balnearios, Zapallal – Chavarría,

895





Santa Rosa – Industriales – San Juan. Al respecto, se solicita que se estudie la

viabilidad de la ejecución de dichos proyectos tomando en cuenta las dificultades

actuales de faja de servidumbre y de áreas requeridas para su conexión a las

subestaciones existentes y para una nueva subestación.

Respuesta N° 20: Ver respuestas N° 18 y N° 19.

Consulta u Observación N° 21: El estudio recomienda una tercera terna de 220 kV Zapallal – Huacho – Paramonga

Nueva. Al respecto, se recomienda verificar si con este refuerzo se cubren

contingencias de la LT 500 kV Carabayllo – Chimbote; así mismo, se recomienda

analizar alternativamente que el refuerzo sea en 500 kV.

Respuesta N° 21: De los estudios eléctricos, para el escenario analizado, surge la necesidad de un

tercer circuito en 220 kV entre las estaciones transformadoras Zapallal y Paramonga

Nueva. La capacidad de transporte resultante no permite cubrir una contingencia en el

circuito de 500 kV Zapallal – Chimbote – Trujillo – Chiclayo, por lo que una falla en

dicho circuito producirá cortes de demanda en la zona norte.

Es necesario aclarar que esta opción, de una tercera terna de 220 kV Zapallal -

Huacho – Paramonga Nueva, surge del análisis eléctrico, para un escenario particular,

por lo que su necesidad está condicionada a la evolución de las incertidumbres, entre

ellas el crecimiento de la demanda y la oferta de generación. En ese sentido, el

proyecto en mención no puede ser considerado como parte del Plan Robusto, sino

que será planteado de acuerdo a la evolución de la oferta y la demanda cercana a su

puesta en servicio, y por tanto mayormente será definida en el Plan Vinculante en su

oportunidad.

Consulta u Observación N° 22: Se observa que las líneas de 220 kV Conococha – Huallanca – Cajamarca tienen bajo

flujo de carga en comparación con las líneas de 220 kV de la costa; de nuestros

análisis encontramos que ante contingencias de las líneas de la costa igualmente

permanecen con baja carga. Al respecto, se recomienda analizar la posibilidad de

implementar alguna acción para cargarlas más, como por ejemplo la implementación

de una compensación serie.

Respuesta N° 22: La propuesta de incluir compensación serie en las líneas de 220 kV Conococha -

Huallanca – Cajamarca podría ser una alternativa válida para distribuir flujos sólo en el

caso de que los circuitos de la costa presenten sobrecargas significativas, sin

embargo de los estudios realizados no surgió esta necesidad.

896





En general la compensación serie se utiliza en tramos largos en donde con una única

compensación se logra el efecto pretendido. Este no es el caso del circuito antes

indicado donde existen varias subestaciones transformadoras y cargas en cada una

de ellas lo que encarece, dificulta la operación y hace menos efectiva la

compensación serie del corredor de transmisión.

Consulta u Observación N° 23: Se recomienda que se evalúe técnica y económicamente la factibilidad de una red

colectora en 750 kV u otro nivel de tensión para la transferencia de energía desde las

centrales hidráulicas del Oriente peruano al SEIN, e inclusive en un escenario de

Brasil exportador de energía al Perú considerando el Plan de Expansión de Brasil.

También, se recomienda que se presente la justificación de la necesidad de la

estación back to back en la interconexión con Brasil y la barra en que se instalaría

dicho equipo.

Respuesta N° 23: Considerando que la decisión y desarrollo de la red colectora podría tomar todavía

unos años, se ha recomendado que se realicen previamente los estudios e

investigaciones en este sistema en, al menos, dos temas:

• Altitud: Estudios técnicos de investigación y diseño de líneas en EAT a gran altitud.

Este tema es importante pues no se cuenta con experiencia conocida en esta área en

el mundo para circuitos que operen en tensión de 500 kV o superior;

• Conversión futura para operación en CC: Estudios técnicos para investigar la

factibilidad de utilización de sistemas de transmisión a corriente continua, en la red de

transmisión de Oriente, en el largo plazo, a fin de que amerite que inicialmente se

instale el aislamiento dimensionado para al menos 600 kV DC. Esta investigación

deberá también tomar en cuenta que parte de la ruta de los circuitos de la red

colectora estará operando en locales de gran altitud.

Se considera que se ha hecho un análisis suficiente del tema de la red colectora,

teniendo en cuenta que el acuerdo con Brasil aún está es negociación. En ese

sentido, no se considera necesario aún analizar alternativas en otros niveles de

tensión.

Consulta u Observación N° 24: En el informe se menciona:

“Para cada uno de los casos se determinan corrientes de cortocircuito para

condiciones de demanda máxima en Avenida y Estiaje. Para mayor claridad los

resultados se presentan en cuatro figuras: red 500 kV; Zona Norte, Zona Centro; Zona

Sur. Los valores de corriente de cortocircuito permitirán oportunamente verificar si

897





resulta necesario realizar modificaciones en las estaciones transformadoras para

adaptarlas a las nuevas condiciones operativas resultantes del efectivo desarrollo a

futuro del SEIN”.

Al respecto, se recomienda complementar este análisis con la verificación de la

capacidad de cortocircuito de las subestaciones previo a concluir si es necesario

realizar modificaciones.

Respuesta N° 24: Como parte del Plan de Transmisión se calcularon los niveles de cortocircuito a los

efectos de permitir su comparación con los niveles de cortocircuito de diseño de las

instalaciones.

En la versión final del estudio se incluirá la información de las capacidades de

cortocircuito de diseño recomendadas para las nuevas instalaciones.

Consulta u Observación N° 25: En los análisis de contingencias (N-1) se recomienda que se presente los flujos de

carga de las líneas de la zona de influencia de la contingencia, con la finalidad de

verificar que éstas operen dentro de sus capacidades nominales.

Respuesta N° 25: No se ha hecho análisis de contingencias en el sentido tradicional del criterio N-1. El

criterio N-1, indicado en la Norma, está enfocado en las conexiones de áreas radiales

con el SEIN, no en los flujos internos a las áreas radiales o áreas malladas.

Consulta u Observación N° 26: Para la expansión del sistema de transmisión del área Norte se debe considerar el

ingreso reciente de la S.E La Niña y la carga de Miskimayo.

Respuesta N° 26: La carga de Miskimayo, que se suministra a través de una derivación de la línea de

transmisión de Piura a Talara, está representada de forma agregada en la barra Piura.

Esta representación simplificada es adecuada para los estudios de expansión de la

transmisión, pues el sistema que abastece a la demanda de Miskimayo (S.E. La Niña)

es un sistema radial, y por lo tanto, los resultados obtenidos en los modelos de

simulación se consideran adecuados.

Consulta u Observación N° 27: Se recomienda que en el informe se mencione como se considera la generación de

energías renovables (eólicas, solar, cogeneración, pequeñas hidráulicas) en el Plan

de Expansión de la Transmisión.

Respuesta N° 27:

898





La generación de las plantas renovables (RER), listadas a continuación, se representó

en el modelo de despacho energética (PERSEO) como una planta equivalente con

una determinada potencia instalada, que corresponde a la potencia nominal de la

RER, y un factor de planta asociado. Los factores de planta fueron informados por los

inversionistas en cada proyecto. La relación de proyectos renovables considerados es:

Nombre Tipo Pot. (MW) Fator Planta (p.u.)

STA ROSA Hidro 1.8 0.71

PETRAMAS Hidro 4.4 0.73

STACRUZ II Hidro 8 0.71

EOL_TALARA Eólica 30 0.46

EOL_CUPIS Eólica 80 0.43

SOL_PANAM Solar 20 0.29

SOL_MAJES Solar 20 0.22

SOL_REP Solar 20 0.21

SOL_TACNA Solar 20 0.27

STACRUZ I Hidro 7.8 0.7

SHIMA Hidro 5 0.75

EOL_MARC Eólica 32 0.53

YANAPAMP Hidro 4.13 0.77

SINERSA Hidro 19.2 0.85

ANGEL I Hidro 20 0.75

ANGEL II Hidro 20 0.75

ANGEL III Hidro 20 0.75

Paramonga I Hidro 23 0.57

También se representaron pequeños proyectos centrales hidroeléctricos, por ejemplo

la C.H. N. Imperial (4 MW) está representada en el modelo de simulación como una

central hidroeléctrica. La justificativa para tal fue la disponibilidad de datos que

permitió una representación más detallada de esta central.

Consulta u Observación N° 28: En el estudio se presenta que en el 2020 las líneas de 220 kV Chilca – La Planicie –

Carabayllo ya están convertidas y operando en 500 kV como una línea de simple

circuito; así mismo la línea de 500 kV Chilca - Carabayllo tiene una entrada y salida en

la subestación La Planicie 500 kV. Al respecto, se solicita que se precise si esto es

una recomendación, debido a que el proyecto original no ingresa a la S.E La Planicie.

También, se recomienda que en el estudio se precise la necesidad y año en la que se

requiere que la LT de 220 kV Chilca – La Planicie – Carabayllo se convierta a 500 kV,

según lo previsto por el MEM.

Respuesta N° 28:

899





La fecha de conversión a 500 KV de la LT de 220 kV Chilca – La Planicie – Carabayllo

depende de la configuración que adquiera la red de Lima conforme crezca la

demanda. Para complementar ver la respuesta N° 18.

Se incluirá en el estudio una justificación, en forma conceptual, para la recomendación

de conversión de tensión del doble circuito 220 kV Chilca – La Planicie – Carabayllo a

500 kV. También se justificará la recomendación de conexión en La Planicie para la

línea en 500 kV de Chilca a Carabayllo.

Consulta u Observación N° 29: Se observa que la propuesta de 2da LT 500 kV Chilca-Independencia-Marcona-

Socabaya-Montalvo ingresa a Independencia y Marcona. Al respecto, se solicita que

se presente la justificación de la necesidad de ambas subestaciones intermedias.

La línea de 500 kV Chilca–Marcona-Ocoña-Montalvo de Abengoa tiene una entrada y

salida en la subestación Independencia 500 kV. Al respecto, se solicita que se precise

si esto es una recomendación, debido a que el proyecto original no ingresa a la S.E

Independencia.

No queda claro, si en las simulaciones se ha considerado compensaciones serie en

las líneas recomendadas; se hace notar, que la línea de Abengoa según la respectiva

convocatoria debería estar compensada al menos con el 50% de la reactancia total.

Respuesta N° 29: La línea Chilca – Montalvo está prevista en el Plan Transitorio con una subestación de

transformación en Marcona. El planteamiento de la subestación Independencia está

asociado al sistema de conexión de las centrales del Oriente, en el que se plantea la

conexión de Inambari a través de una línea en 500 kV, doble circuito, por la ruta del

gasoducto (Camisea – Lima). En una zona próxima a la subestación Independencia

existente, se plantea que la conexión de Inambari seccione la línea del Plan

Transitorio (Chilca – Marcona – Montalvo) a través de una nueva subestación en 500

kV, a la cual también hemos denominado S.E. Independencia.

Las simulaciones consideraron la compensación serie de 50% de la reactancia total,

tanto en el circuito del Plan Transitorio, como también en las ampliaciones propuestas.

Consulta u Observación N° 30: Se sugiere que también se realice el análisis de la conexión radial de la carga de

Machala (Ecuador) al sistema peruano, como una sensibilidad.


900





Consulta u Observación N° 31: La determinación de los nodos es muy importante, puesto que del conjunto escogido

se expande los futuros de demanda para el estudio.

En este sentido, se solicita:

a) Especificar el criterio de selección del número de nodos y que indicador de

calidad fue elaborado o utilizado en la determinación de cada nodo.

b) Informar el sustento de los valores límites utilizados en el proceso de relajación

de los nodos extremos (futuros de demanda) de manera que no se introduzca

inexactitudes en los resultados.

c) Presentar el detalle de cómo se determina los nodos utilizados en la

interpolación o expansión de datos y precisar cómo se realiza la expansión de

los mismos.

Respuesta N° 31: Los nudos son escenarios elegidos para ser simulados en detalle con el programa

Perseo, y a partir de ellos y de los resultados de sus simulaciones, proceder a

interpolar los resultados para los escenarios intermedios.

Primeramente se debe tener claro los rangos de las incertidumbres y de la

combinación de estas, es decir, el espacio de los escenarios para los cuales se quiere

elaborar un Plan de Transmisión que sea robusto, entendiéndose como “robusto” la

propiedad de que sea válido en todos escenarios.

Luego se pueden elegir los nudos. La cantidad de estos debe ser tal que sea práctico

simularlos en Perseo, y la elección de los mismos debe ser tal que estos “encierren” el

espacio de los escenarios intermedios que se quieren analizar, y permitan interpolar

estos últimos con una aceptable precisión. Si se eligen pocos nudos sería muy fácil

simularlos en Perseo, pero quizás no abarquen todo el posible espacio de escenarios

que se quieren analizar, o en caso lo hagan podrían estar tan “separados” unos de

otros que se pierda precisión en la interpolación. Por otro lado, si se eligen muchos

nudos, tendríamos mayor precisión en la interpolación, sin embargo sería poco

práctico simular todos ellos con Perseo.

En otras palabras, se busca un balance entre la mayor cantidad de nodos posibles

con el cual se encierre el espacio de los escenarios intermedios a estudiar y la menor

cantidad de escenarios a simular, considerando la característica combinatoria de la

adición de incertidumbres.

Para mayor información, se puede revisar el informe “The Trade-off/Risk Method: A

Strategic Approach to Power Planning”, Enrique Crousillat and Hyde Merrill, 1992, The

World Bank Industry and Energy Department, OSP. Disponible en: http://www-

wds.worldbank.org/external/default/WDSContentServer/WDSP/IB/1999/08/15/0000092

65_3961003130119/Rendered/PDF/multi_page.pdf

901






En la Figura 3.16 se especifica la región importante y la región de interpolación. Se solicita explicar la diferencia (características) de los futuros que se encuentran en estas regiones

Respuesta N° 32: La región de interpolación se refiere a todo el espacio dentro del cual se puede

interpolar cualquier escenario, sobre la base de los escenarios simulados. La región

“mas importante” se refiere al área en que los futuros tienen mayor posibilidad relativa

de materializarse. Esta última área se ha dibujado solo a efectos de ilustrar el

concepto de que existe un área “central” que contiene los escenarios con mayor

posibilidad de materializarse, a partir de la cual, conforme nos vamos alejando, estas

posibilidades van disminuyendo. Solo se habla de “posibilidades” más no de

“probabilidades” pues estas últimas no son conocidas ni en valor ni en distribución.

Consulta u Observación N° 33: Se solicita justificar porque no se consideró el proyecto la línea de interconexión

Tocache-Bellavista 138kV, el cual se encuentra en construcción.

Respuesta N° 33: Si se analizó el caso de la conexión de la región San Martín mediante el enlace

Tocache – Bellavista 138KV, concluyendo que se trata de un enlace débil, y en

consecuencia la región indicada se mantendría prácticamente aislada. Para mayor

detalle, revisar el numeral 5.2.2 del estudio.

Consulta u Observación N° 34: Consideramos se debe tener en cuenta que los trabajos de repotenciación deben

ejecutarse con anticipación para evitar corte del servicio de energía a grandes áreas

por periodos largos. Así por ejemplo, la repotenciación de la línea en 500 kV al Norte

podrá implicar problemas para la atención de la demanda en el Norte, ya que entra en

operación con una carga importante y su salida para los trabajos de repotenciación

podría ser inviable.

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Respuesta N° 34: Las magnitudes de repotenciación y las fechas en que se necesitan resultan del

mayor requerimiento de capacidad de los enlaces en las simulaciones energéticas y

eléctricas.

Se debe tener en cuenta que los resultados obtenidos corresponden a un conjunto

grande de escenarios, entre los que se encuentran escenarios extremos (máximos y

mínimos) de crecimiento de demanda, por lo que, si bien se obtiene un Plan Robusto

para el largo plazo, este debe ser revisado cada dos años, y junto con esta revisión se

obtiene un Plan Vinculante que corresponde a las obras cuyas actividades para su

ejecución deben iniciarse durante el periodo de vigencia del Plan de Transmisión. En

ese sentido, se espera que las fechas de las repotenciaciones se vayan afinando en

las siguientes revisiones del Plan, de manera que las obras necesarias sean

advertidas con la suficiente anticipación.

Para los casos en que se indica una repotenciación en circuitos que cuya ejecución se

está iniciando, se recomienda que se amplíe los alcances de los contratos de

concesión para que la línea, cuando entre en operación, ya considere los límites

térmicos repotenciados incluyendo bahías de salida y llegada. Equipos

complementarios, como por ej. compensación serie, será decidida en oportunidad de

ser requeridos.

Consulta u Observación N° 35: En el Informe se recomienda que las subestaciones colectoras se construyan con

aislamiento para el paso a 600 kV DC. Al respecto, se solicita presentar alguna

experiencia de este tipo instalaciones en la altura y comentar acerca del impacto en la

estabilidad del sistema eléctrico.

Respuesta N° 35: Como experiencia internacional, se puede mencionar el caso de la L.T. en 500 kV

Meade/Marketplace – Westwing (USA), que se construyó con aislamiento en 600 kV

DC, aunque a una altitud inferior a la que enfrenta el sistema peruano.

Desde el punto de vista de la estabilidad del sistema eléctrico la transmisión DC es un

elemento estabilizante adicional del sistema, dado que:

• El generador remoto, en este caso la C.H. Inambarí, presenta para el SEIN un

ángulo de transmisión del terminal de llegada de la transmisión DC, y por lo

tanto mucho menor al ángulo que tendría dicho generador si la transmisión

fuera en AC.

• Es posible, por medio de la lógica de disparo de los tiristores de las estaciones

de conversión AC/DC, que forman parte de la transmisión DC, cambiar

rápidamente el flujo de potencia activa en la transmisión DC. Esto permite

amortiguar oscilaciones y con esto estabilizar el sistema.

903





Consulta u Observación N° 36: En el Informe Final se presenta un plan robusto (Plan Medio) a pesar que se uso el

método MINIMAX; de acuerdo a las definiciones, un plan robusto domina todos los

futuros. Al respecto se solicita la aclaración de esta interpretación.

Respuesta N° 36: Se dice que un Plan es Robusto cuando este no es dominado por ningún otro Plan, de

acuerdo a los atributos utilizados. Se mostró en el Informe que no existe Plan

Robusto, para todos los futuros/atributos, de acuerdo a la definición estricta de la

palabra Robustez, en el “Análisis de Decisión”.

Lo anterior ocurre porque el Plan Medio fue mejor que los otros para unos

futuros/atributos, el Liviano fue el mejor de acuerdo a otros futuros/atributos, y el

Fuerte también resultó ser el mejor de acuerdo a otros futuros/atributos. El único Plan

que fue dominado por los otros fue el Base (Plan Transitorio). El resultado indicado

para la expansión, el Plan Medio, fue denominado Robusto porque, de acuerdo al

análisis Trade Off/Risk y Minimax, fue el Plan que tuvo el mejor desempeño

considerando todos los futuros.

Consulta u Observación N° 37: El Plan de Expansión considera como determinada la línea Trujillo-Chiclayo 500 kV,

dado que se incluyó en el Plan Transitorio; al respecto, consideramos que el estudio

del Plan de Expansión de la Transmisión del COES debería analizar la alternativa de

implementar más bien la línea Trujillo-Piura en 500 kV.

Considerando que se justifica la implementación de línea en 500 kV Trujillo-Chiclayo,

se solicita analizar la operación del SEIN para casos de contingencias, en especial la

contingencia de la misma línea en 500 kV; así mismo, se debe tener en cuenta que

está línea estaría disponible, en el mejor de los casos, para el estiaje del 2013.

De nuestros análisis encontramos que se tendría mucho riesgo de atención de la

demanda del área norte en el 2012; por lo que se recomienda la repotenciación de las

líneas Trujillo-Guadalupe-Chiclayo Oeste de 220 kV de 152 a 180 MVA y la instalación

de la segunda terna paralela en 220 kV, cuyas torres ya están preparadas. Cabe

agregar que estas obras también permitirán atender contingencias de la línea en 500

kV. Esta situación se agravaría si se produjera retraso en la puesta en servicio de la

línea 220 kV Cerro Corona-Carhuaquero, que según tenemos conocimiento presenta

problemas para su construcción.

Respuesta N° 37: La mayor parte de la carga en la zona Norte se encuentra concentrada en eje

Cajamarca-Trujillo, por lo que extensión de una línea de Trujillo a Piura llevaría a que

los flujos por las líneas de 220 kV se inviertan de Norte a Sur para poder abastecer la

904





zona de Trujillo-Cajamarca, e inclusive podría requerir refuerzos, lo que haría

ineficiente al sistema. Por esa razón no se consideró esta opción.

Consulta u Observación N° 38: En el plan robusto al 2020 se recomienda la repotenciación de la línea Zapallal-

Paramonga 220 kV; sin embargo, precisamos que esta línea fue repotenciada de 152

MVA a 180 MVA en el 2008; por lo que se recomienda precisar cuál es la nueva

potencia recomendada, para qué año se requiere esta repotenciación y qué

alternativas técnica-económicas ha evaluado el consultor, así mismo, se presente los

análisis eléctricos realizados, incluyendo los análisis de confiabilidad del SEIN.

De la misma manera, se recomienda revisar y determinar la potencia objetivo que se

requiere para las siguientes líneas:

• Carhuaquero-Cajamarca

• Pachachaca-Oroya-Carhuamayo

• Trujillo-Santa Rita

• Tingo María-Paragsha-Conococha-Paramonga

• Ica-Marcona

• Onocora-Tintaya

Respuesta N° 38: En el estudio se precisará lo solicitado, dentro de los alcances indicadas en la Norma.

Se entiende que por “Tingo Maria-Paragsha” se quiere decir “Tingo María-Vizcarra.”

Consulta u Observación N° 39: Se solicita al Consultor explicar cómo definió los valores para la repotenciación de las

líneas y las fechas de operación de las mismas.

Consideramos se debe tener en cuenta que los trabajos de repotenciación deben

ejecutarse con anticipación para evitar corte del servicio de energía a grandes áreas

por periodos largos. Así por ejemplo, la repotenciación de la línea en 500 kV al Norte

podrá implicar problemas para la atención de la demanda en el Norte, ya que entra en

operación con una carga importante y su salida para los trabajos de repotenciación

podría ser inviable.

Así mismo, evaluar la necesidad de repotenciar otras líneas del SEIN, como las líneas

de Lima, las de 138 kV en las zonas este y sur del SEIN, etc.

Respuesta N° 39: Los límites recomendados para las repotenciaciones de las líneas, indicadas en los

Capítulos 5, 6, y 7 del estudio para los años 2013, 2016, 2020 y 2025, se calcularon

con base en resultados de flujo de carga considerando diversos escenarios

(combinación de futuros de demanda, de generación, de exportación, etc.).

Complementariamente ver Respuestas N° 34 y 18.

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Consulta u Observación N° 40: Sugerimos especificar para qué año se requieren los proyectos recomendados por

congestión y por confiabilidad que se muestran a continuación; así mismo, se

presente mayores detalles sobre los seccionamientos recomendados en la LT 220kV

Pomacocha - Carhuamayo. También, se solicita que se presenten: las alternativas

técnica-económicas que ha evaluado el consultor, y los análisis eléctricos realizados,

incluyendo los análisis de confiabilidad del SEIN.

► Por Congestión

Línea nueva Pachachaca – Oroya

Línea nueva Conococha – Paramonga

Seccionar Pomacocha – Carhuamayo en Oroya

Seccionar Pomacocha – Carhuamayo en Pachachaca

► Por confiabilidad (N-1)

Línea nueva Chiclayo – Piura 220 (#3)

Línea nueva Moquegua – Los Heroes 220

Línea nueva Independencia – Socabaya 500 (#2)

Línea nueva Montalvo – Socabaya 500 kV.

Respuesta N° 40: Los años para cuando se necesitan los proyectos se presentan en los Capítulos 5, 6,

y 7 del estudio. Hay que notar que se necesitan cuando el desarrollo del sistema lo

indica, y los años pueden ser inciertos. Por lo tanto, algunos de estos proyectos se

consideran “robustos” en ciertos años, y “condicionales” para años anteriores. Ver

también la respuesta a la observación No. 42.

Consulta u Observación N° 41: Se sugiere que en el estudio se precise la potencia recomendada para las líneas de

transmisión del 2016, debido a que en el estudio se propone repotenciaciones en

líneas que todavía no se construyen; por ejemplo la línea 220 kV Tintaya - Onocora

que permitirá la conexión de la CH Pucará. Se recomienda que el estudio recomiende

la capacidad con la que debe ser diseñadas las nuevas líneas de transmisión evitando

su repotenciación, trabajos que podrían afectar la operación del SEIN.

Respuesta N° 41: Cuando el límite de una línea nueva tiene que ser incrementado poco después de

entrar en servicio, es conveniente que desde el inicio se dimensione para su límite

máximo.

En particular para la Línea Onocora – Quencoro – Machupicchu que forma parte del

Plan Vinculante se contempla en el anteproyecto una capacidad de transmisión

(térmica) de 474 MVA para evitar que se produzca el problema mencionado.

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Se hace notar que para un mejor aprovechamiento del sistema se debería adoptar un

valor similar de capacidad de transmisión para la línea Tintaya – Onocora que forma

parte del Plan Transitorio y que está supeditada a la concreción del proyecto C. H.

Pucará.

Consulta u Observación N° 42: Se solicita incluir en el estudio, el año de entrada de los proyectos del plan

denominado robusto y del único proyecto del plan vinculante.

Respuesta N° 42: El estudio analizó posibles necesidades vinculantes para el año 2015. El estudio

también analizó los años 2013, 2016, 2020, y 2025.

Es importante destacar que el año exacto recomendado para la entrada en servicio de

estos nuevos proyectos depende de cómo evolucionan las incertidumbres, y

particularmente la demanda y la oferta. La sección 5.7.3 indica como se puede

monitorear esta evolución en tiempo real, de forma que sea posible, con la debida

antecedencia, determinar el año exacto que se requiere la entrada en operación de

los proyectos indicados.

Consulta u Observación N° 43: Se solicita explicar cómo se definieron las inversiones asociadas a la compensación

de reactivos capacitivos e inductivos en el SEIN, así mismo, las inversiones de

repotenciación de equipos en las subestaciones por niveles importantes de corriente

de cortocircuito o por confiabilidad (cambio de simple barra para doble).

Con relación a las recomendaciones de implementar SVC en Guadalupe y Piura se

recomienda que se presente la justificación técnico-económico del dimensionamiento

de dichos SVC; así como de su ubicación óptima (mostrar las simulaciones de

estabilidad de tensión curvas V-Q).

Respuesta N° 43: Los requerimientos de potencia reactiva surgen de los estudios eléctricos. La

metodología de planificación utilizada no incluye una evaluación de costo / beneficio

de las obras de compensación y/o de su ubicación óptima, pues estos resultados no

afectaría las recomendaciones que surgen en el Plan de Transmisión propuesto. Por

último la necesidad de reactivo depende fuertemente del crecimiento de la demanda

siendo por lo tanto obras que serán decididas como Planes Vinculantes en su debida

oportunidad en función de la materialización de los futuros.

Consulta u Observación N° 44: En las simulaciones de cortocircuito para el año 2020 presentadas en el estudio, se

observa valores de cortocircuito superiores a la máxima capacidad de cortocircuito de

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la subestación SE Chilca_REP 220kV (40 kA), llegando incluso a valores por encima

de los 53 kA; de manera similar para la barra Kallpa 220 kV. Al respecto, se sugiere

que se verifiquen los resultados obtenidos con la máxima capacidad de diseño de las

subestaciones y se recomienden las acciones necesarias para superar esta situación;

por ejemplo controlar el incremento del cortocircuito mediante reactores de núcleo de

aire, FACTS, superconductores, elementos pirotécnicos, etc. y adecuación de la

subestación.

Respuesta N° 44: Para las situaciones operativas típicas esperadas para el año 2020 se observa

efectivamente que hay valores de potencia de cortocircuito mayores a 40 kA en

algunas subestaciones del área Lima. En tales situaciones será oportunamente

necesario limitar los valores de corriente de cortocircuito a valores compatibles con el

diseño de las instalaciones. A tal efecto se podrán implementar un conjunto de

soluciones que permitan una operación segura tales como: repotenciación de

instalaciones existentes (tierra, interruptores, pórticos, barras), operar con barras

separadas, organizar la conexión de nuevos generadores, incluir elementos limitantes.

Consulta u Observación N° 45: El las simulaciones de flujo de carga para el año 2015, se observan sobrecargas en

las líneas de transmisión; por ejemplo en algunos casos se presentan:

a) Línea de 220 kV Chilca REP – San Juan (L-2093) con flujos superiores a 385

MW, siendo su máxima capacidad de 360 MVA. Incluso en algunos casos se

presenta un flujo de 433 MW.

b) Línea de 220 kV Santa Rosa – Chavarría (L-2003 o L-2204) con flujos

superiores a 227 MW, siendo su máxima capacidad de 152 MVA (aún

operando en forma radial).

c) Líneas de 220 kV Mantaro – Cotaruse (L-2051 y L-2052) con flujos total

superiores a 512 MW, siendo su máxima capacidad de 505 MVA.

De manera similar para las simulaciones de flujo de carga para el año 2020, se

observan sobrecargas en las líneas de transmisión; por ejemplo en algunos casos se

presentan:

d) Línea de 500 kV Zapallal – Chimbote y Chimbote – Trujillo con flujos

superiores a 600 MW que es su máxima capacidad de transmisión en

condiciones de operación normal e incluso en algunos casos con flujos de

carga superiores a su capacidad de emergencia que es de 700 MVA (se

observa un flujo por encima de los 1000 MW).

e) Líneas de 220 kV Zapallal – Ventanilla y Ventanilla – Chavarría con flujos

superiores a su máxima capacidad de transmisión (aún operando en forma

radial).

Al respecto, se solicita que se revisen y modifiquen los flujos de carga obtenidos para

todas las instalaciones del SEIN y se eviten las sobrecargas.

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Se recomienda considerar los límites de capacidad en estado normal y de emergencia

establecidos en cada contrato de concesión incluyendo los de las nuevas líneas de

500 kV. En ese sentido, se solicita la revisión y modificación de lo mencionado en el

numeral 3.7.7 que dice:

“…limitando la transferencia por las líneas de 500 kV a límites típicos para corredores

de 500 kV de gran extensión. El valor propuesto de límite es de 1,400 MVA por

circuito de 500 kV valor que coincide con el adoptado en el Plan Transitorio de

Transmisión para el circuito Chilca- Zapallal.”

Respuesta N° 45: Los circuitos comprendidos dentro del alcance del Plan de Transmisión, que muestran

sobrecargas en las simulaciones realizadas con Dig-Silent son circuitos que deben ser

repotenciados conforme propone el Plan de Transmisión. Estas repotenciaciones no

modifican los resultados de los estudios eléctricos realizados.

Consulta u Observación N° 46: Cabe resaltar que para los casos en que se recomienda repotenciación de líneas se

debe analizar cómo operar el SEIN durante el período en que se encuentre fuera de

servicio la línea a repotenciar, así como la viabilidad de efectuar la repotenciación a la

capacidad recomendada.


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GERENCIA DE OPERACIÓN DEL SISTEMA

DEPARTAMENTO DE ANÁLISIS OPERATIVO

Coordinación de Estudios Eléctricos

ESTUDIO DEL PRIMER PLAN DE TRANSMISIÓN DEL COES

Revisión : 1 PRIMER PLAN DE TRANSMISIÓN DEL COES Pág. 1 Fecha: Ago. 2010

COMENTARIOS Y RECOMENDACIONES AL ESTUDIO DEL PRIMER PLAN DE TRANSMISIÓN DEL COES

1. Se solicita que en el informe se presente el detalle de cómo se obtiene el resultado de las ampliaciones recomendadas (¿se tiene un proceso de selección óptima entre varias alternativas?, cómo influyen en la definición de los proyectos los valores de los atributos?). La metodología y resultados no presentan de forma clara cuál es la secuencia en el tiempo de los proyectos y como éstos afectan el resultado al 2020.

2. Con relación a los Futuros de Demanda, se sugiere que en el informe se presente el detalle de la proyección de la Demanda realizada por el COES; así mismo, se solicita que se presente un mayor detalle de la forma como se definen los futuros de demanda, debido a que en el informe no se puede apreciar con claridad cuál es el criterio para incrementar las tasas de crecimiento. Consideramos que los futuros de demanda son de vital importancia para la definición del Plan Vinculante.

Un criterio para definir los futuros de demanda podría ser el considerar el atraso o adelanto de los grandes proyectos en función a la información disponible y las incertidumbres que se tenga. Dentro de las cuales también debería considerarse el desarrollo del gas en las zonas norte y sur.

3. Para el caso de los Futuros de Oferta (Importación y Exportación), se sugiere que también se incluya el año de ingreso de las centrales de generación, debido a que esto resulta importante para los análisis a realizar en un año en particular que podría coincidir con un año intermedio necesario de estudio, según lo mencionado en la Norma.

4. En el numeral 3.4.2 Procedimiento, para la definición de los nudos de generación y exportación, se menciona:

…“el consultor identificó nudos bastante diferentes de futuros de generación. Se cree que estos nudos abarquen lo que con el tiempo efectivamente se materializará.

El consultor desarrolló dos “familias” de nudos de oferta, basadas en las siguientes metas:

• Generación 60% térmica, 40% hidro, con reserva mínima 20% y,

• Generación 40% térmica, 60% hidro, con reserva mínima 30%.”…

Al respecto, se solicita que se presente el detalle de por qué se considera dicho criterio, que podría resultar subjetivo. Se sugiere que se aplique un criterio basado en el retraso o adelanto del año de ingreso de una o más centrales de generación, lo cual sería en función al manejo de incertidumbres.

5. Se parte de la premisa que el ingreso de las centrales del Oriente, se efectuarán siguiendo una secuencia de ingreso, primero la C.H. Inambarí, lo cual no podría resultar óptimo si no existiera exportación de energía a Brasil.

En este sentido, encontramos que se ha hecho bastante énfasis a las conexiones de las centrales del Oriente, según una secuencia definida de ingreso; sin embargo, hacemos notar que podría haber otras alternativas de implementación de las

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centrales del Oriente y un sistema de transmisión óptimamente diferente para atender estas conexiones. Así mismo, que podría haber un desarrollo de generación para atender el mercado peruano diferente al planteado, como por ejemplo el desarrollo de centrales ligadas al gas natural en la zona sur del SEIN.

Los análisis se basan enteramente en la posibilidad de desarrollo de las centrales hidráulicas en el Oriente peruano descuidando otros futuros como el desarrollo de la generación del área Norte y Sur en base al gas de Camisea o plantas hidráulicas en dichas zonas. Así como, analizar el desarrollo minero en el área Norte y Sur.

6. Consideramos que el estudio debería presentar un análisis similar al efectuado a la interconexión del Perú con Brasil, a la interconexión con Ecuador, Bolivia y Chile.

7. En el numeral 3.7 Opciones de Transmisión, se menciona:

“el consultor identificó seis problemas importantes que pueden ocurrir para el año de horizonte, dependiendo del futuro.”;

Al respecto, consideramos que no se abarcan todos los problemas que podrían presentarse en el SEIN.

Se sugiere que los análisis se complementen con el análisis de la red de Lima que es el mayor centro de carga del SEIN, que no necesariamente son responsabilidad de las empresas distribuidoras. Igualmente en el área Este se prevé problemas de congestión en las zonas de Pomacocha-Pachachaca-Oroya Nueva-Carhuamayo, Pargsha-Huánuco y Aguaytía-Pucallpa y en el área Norte, el tramo Trujillo-Guadalupe-Trujillo, que deben ser analizados.

También, en el SEIN, se debe analizar los requerimientos de equipos de: a. Compensación reactiva, b. Ampliación de capacidad de los transformadores de potencia, c. Equipos para el control del incremento del nivel de cortocircuito de las

instalaciones existentes, d. Refuerzos en la transmisión en el período previo al ingreso de los proyectos

recomendados para el 2015 (Plan Vinculante). Lo cuales deben estar sustentados debidamente mediante análisis técnico-económicos.

8. En el numeral 3.7.1 Sistema de transmisión base; se sugiere que se presente un cuadro resumen con los proyectos considerados y su año de ingreso. En el informe no se aprecia que proyectos están siendo considerados.

Por ejemplo, bajo licitación pública internacional un concesionario ganó la construcción de la línea 500 kV Mantaro-Caravelí-Montalvo y la línea 220 kV Machupicchu-Cotaruse así como su operación durante 30 años; sin embargo, no se tiene la certeza de los avances del proyecto y no se aprecia en los diagramas los flujos de carga que estarían tomando estas líneas, por lo que solicitamos se confirme el año en que ha sido considerado este proyecto dada su implicancia en la definición del Plan Vinculante del Sur.

De igual manera en la zona norte, no se tiene certeza del avance del tramo de línea Cerro Corona-Carhuaquero, siendo que en este caso si se tienen flujos de carga en la línea. La consulta es, para cuándo se está considerando que esté concluido este proyecto, ya que tiene mucha importancia en la definición del Plan Vinculante del Norte.

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También, no queda claro en el Plan Vinculante del Sur cómo se evacúa la nueva generación de San Gabán y cómo queda la operación frente a contingencias y requerimientos de nuevas redes en el corredor entre Socabaya y Montalvo.

9. En el numeral 3.7.6 opciones y planes de transmisión, se menciona que;

“se identificaron las siguientes cuatro opciones generales para resolver los problemas:

• Repotenciar menor (30%),

• Repotenciar mayor (60%),

• Redirigir flujos con transformadores cambiadores de fases (“phase-shifting transformers,” PST), u otros aparatos FACTS.

• Circuitos nuevos.”

Al respecto, consideramos que cada caso debe ser analizado en función a su factibilidad física y comparación de su beneficio costo.

10. En los proyectos de nuevas líneas de transmisión en 500 kV, se recomienda evaluar la necesidad de incluir subestaciones intermedias y requerimientos de compensación serie y shunt requerida.

Así mismo, evaluar las implicancias que tendría en caso se considere implementar estos circuitos en forma paralela a los ductos de gas. Se sugiere que se evalúen alternativas independientes de la servidumbre de los ductos de gas, que podrían resultar más convenientes para la seguridad energética; recordemos que nuestro país vivió en el pasado de atentados a las instalaciones.

11. Para la definición del Plan Vinculante, se debe tomar en cuenta los análisis de contingencia de la generación y transmisión del SEIN para el estado estacionario y dinámico.

12. Considerando que la implementación de las obras recomendadas en el Plan Vinculante pueden tomar más de dos años, se recomienda que para el corto plazo el Plan considere una alternativa de expansión de la transmisión.

13. En el numeral 3.7.7, también se menciona:

“2. Incluir en el sistema relés de corte de carga de forma tal de que ante la salida de un circuito se corte carga en forma controlada hasta restablecer el equilibrio post-falla a valores razonables hasta que se realice el redespacho de generación. Con este criterio se podría maximizar el uso de la capacidad de transporte entre zonas, minimizando el costo operativo del sistema.

3. No tomar acciones correctivas dejando que llegado el caso sean las sobrecargas y/o niveles bajos de tensión las que desconecten circuitos y/o demandas, y el sistema vuelva al equilibrio, permitiendo inclusive la desvinculación de zonas y la actuación de relés de sub-frecuencia que retiren carga.”

Al respecto, se solicita presentar las experiencias de la aplicación de estos esquemas en el planeamiento de la transmisión y su efectividad en su aplicación física, toda vez que se está poniendo en riesgo la continuidad del servicio.

14. Consideramos que los proyectos que defina este primer plan de transmisión para el año 2015 en adelante son referenciales y dada la cantidad de incertidumbres asociadas no definen un plan bien fundamentado. Consideramos que lo importante

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de este Plan está en la definición de proyectos de corto y mediano plazo, que determinan las inversiones que efectivamente se van a desarrollar para solucionar los problemas operativos reales de la red, y verificar que siguen siendo válidos en el largo plazo para diferentes escenarios. Aunque metodológicamente esto se indica en la Norma, encontramos que este Plan no refleja ese tipo de verificaciones.

15. En el estudio se plantea un futuro de exportación del 50% de la capacidad de las centrales del oriente; sin embargo, el acuerdo bilateral de desarrollo energético entre Perú y Brasil no establece valores de importación ni exportación y sí define que prioritariamente se abastecerá la demanda interna del Perú. En este sentido, se recomienda que se evalúen la red necesaria para atender los diferentes escenarios posibles para la atención de la demanda del SEIN, según lo referido en dicho acuerdo.

16. Se recomienda que también se presenten los cálculos de los atributos por lo menos para los años 2013 y 2016 de los planes: liviano, medio y fuerte con la finalidad de verificar que con los proyectos recomendados al 2020 se resuelven los problemas de congestión para todo el horizonte del estudio.

También, se solicita explicar la aplicación del criterio N-1 de la norma en el caso de los refuerzos en redes enmalladas.

17. Se recomienda analizar la posibilidad de la conexión directa de las centrales hidráulicas del Oriente hacia el sistema Sur mediante línea(s) de 500 ó 200 kV, debido a que en la propuesta de expansión se observa que la generación de estas centrales es llevada hacia la zona Centro mediante líneas de 500 kV y luego esta energía es retornada hacia el Sur mediante una línea adicional paralela a la existente en 500 kV.

18. Se recomienda que la sugerencia de la Consultora de atender Lima en forma radial sea debidamente sustentada de forma técnica y económica. Consideramos que las recomendaciones que se derivan de los análisis del anexo E, deben ser efectuadas luego de efectuar un análisis más completo del sistema.

Por otra parte, consideramos que el estudio debe contemplar el análisis del desarrollo de la red de Lima; no estamos de acuerdo con transferir la responsabilidad del planeamiento de esta parte tan importante de la red a los agentes en esta zona y siendo que se debe buscar soluciones integrales y que el área operativa de Lima representa el 60% de la demanda del Perú.

Se sugiere que los análisis se complementen con análisis de contingencias; en la zona de Lima en particular la contingencia de la LT 500 kV Chilca – Carabayllo y la LT 220 kV Chilca-La Planicie-Carabayllo. También, se sugiere que se realicen análisis de contingencias N-1 de los transformadores 500/220 kV en las subestaciones de Montalvo, Chilca, Carabayllo, Trujillo y Chiclayo.

19. Se solicita que en el informe se presenten el cálculo de los atributos de las obras recomendadas para el área de Lima.

La propuesta de operar en barras separadas Chavarría y Balnearios; así como, el operar abiertas las LT 220 kV Chavarría – Santa Rosa y San Juan – Industriales – Santa Rosa (que no está planeada) disminuyen la confiabilidad de las subestaciones frente a una falla; por lo que, se recomienda analizar otras alternativas que no degraden la confiabilidad del SEIN.

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También, se recomienda que las propuestas de expansión tomen en cuenta los planes de inversiones de Luz del Sur, Edelnor y el Plan de Inversiones en Transmisión publicadas por el Osinerming para el 2009-2013.

20. En las propuestas de expansión de la transmisión del área de Lima, en el informe se consideran nuevas líneas de 220 kV Industriales – Balnearios, Zapallal – Chavarría, Santa Rosa – Industriales – San Juan. Al respecto, se solicita que se estudie la viabilidad de la ejecución de dichos proyectos tomando en cuenta las dificultades actuales de faja de servidumbre y de áreas requeridas para su conexión a las subestaciones existentes y para una nueva subestación.

21. El estudio recomienda una tercera terna de 220 kV Zapallal – Huacho – Paramonga Nueva. Al respecto, se recomienda verificar si con este refuerzo se cubren contingencias de la LT 500 kV Carabayllo – Chimbote; así mismo, se recomienda analizar alternativamente que el refuerzo sea en 500 kV.

22. Se observa que las líneas de 220 kV Conococha – Huallanca – Cajamarca tienen bajo flujo de carga en comparación con las líneas de 220 kV de la costa; de nuestros análisis encontramos que ante contingencias de las líneas de la costa igualmente permanecen con baja carga. Al respecto, se recomienda analizar la posibilidad de implementar alguna acción para cargarlas más, como por ejemplo la implementación de una compensación serie.

23. Se recomienda que se evalúe técnica y económicamente la factibilidad de una red colectora en 750 kV u otro nivel de tensión para la transferencia de energía desde las centrales hidráulicas del Oriente peruano al SEIN, e inclusive en un escenario de Brasil exportador de energía al Perú considerando el Plan de Expansión de Brasil. También, se recomienda que se presente la justificación de la necesidad de la estación back to back en la interconexión con Brasil y la barra en que se instalaría dicho equipo.

24. En el informe se menciona:

“Para cada uno de los casos se determinan corrientes de cortocircuito para condiciones de demanda máxima en Avenida y Estiaje. Para mayor claridad los resultados se presentan en cuatro figuras: red 500 kV; Zona Norte, Zona Centro; Zona Sur. Los valores de corriente de cortocircuito permitirán oportunamente verificar si resulta necesario realizar modificaciones en las estaciones transformadoras para adaptarlas a las nuevas condiciones operativas resultantes del efectivo desarrollo a futuro del SEIN”.

Al respecto, se recomienda complementar este análisis con la verificación de la capacidad de cortocircuito de las subestaciones previo a concluir si es necesario realizar modificaciones.

25. En los análisis de contingencias (N-1) se recomienda que se presente los flujos de carga de las líneas de la zona de influencia de la contingencia, con la finalidad de verificar que éstas operen dentro de sus capacidades nominales.

26. Para la expansión del sistema de transmisión del área Norte se debe considerar el ingreso reciente de la S.E La Niña y la carga de Miskimayo.

27. Se recomienda que en el informe se mencione como se considera la generación de energías renovables (eólicas, solar, cogeneración, pequeñas hidráulicas) en el Plan de Expansión de la Transmisión.

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28. En el estudio se presenta que en el 2020 las líneas de 220 kV Chilca – La Planicie – Carabayllo ya están convertidas y operando en 500 kV como una línea de simple circuito; así mismo la línea de 500 kV Chilca - Carabayllo tiene una entrada y salida en la subestación La Planicie 500 kV. Al respecto, se solicita que se precise si esto es una recomendación, debido a que el proyecto original no ingresa a la S.E La Planicie.

También, se recomienda que en el estudio se precise la necesidad y año en la que se requiere que la LT de 220 kV Chilca – La Planicie – Carabayllo se convierta a 500 kV, según lo previsto por el MEM.

29. Se observa que la propuesta de 2da LT 500 kV Chilca-Independencia-Marcona-Socabaya-Montalvo ingresa a Independencia y Marcona. Al respecto, se solicita que se presente la justificación de la necesidad de ambas subestaciones intermedias.

La línea de 500 kV Chilca–Marcona-Ocoña-Montalvo de Abengoa tiene una entrada y salida en la subestación Independencia 500 kV. Al respecto, se solicita que se precise si esto es una recomendación, debido a que el proyecto original no ingresa a la S.E Independencia.

No queda claro, si en las simulaciones se ha considerado compensaciones serie en las líneas recomendadas; se hace notar, que la línea de Abengoa según la respectiva convocatoria debería estar compensada al menos con el 50% de la reactancia total.

30. Se sugiere que también se realice el análisis de la conexión radial de la carga de Machala (Ecuador) al sistema peruano, como una sensibilidad.

31. La determinación de los nodos es muy importante, puesto que del conjunto escogido se expande los futuros de demanda para el estudio.

En este sentido, se solicita:

a. Especificar el criterio de selección del número de nodos y que indicador de calidad fue elaborado o utilizado en la determinación de cada nodo.

b. Informar el sustento de los valores límites utilizados en el proceso de relajación de los nodos extremos (futuros de demanda) de manera que no se introduzca inexactitudes en los resultados.

c. Presentar el detalle de cómo se determina los nodos utilizados en la interpolación o expansión de datos y precisar cómo se realiza la expansión de los mismos.

32. En la Figura 3.16 se especifica la región importante y la región de interpolación. Se solicita explicar la diferencia (características) de los futuros que se encuentran en estas regiones.

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33. Se solicita justificar porque no se consideró el proyecto la línea de interconexión

Tocache-Bellavista 138kV, el cual se encuentra en construcción.

34. Consideramos se debe tener en cuenta que los trabajos de repotenciación deben ejecutarse con anticipación para evitar corte del servicio de energía a grandes áreas por periodos largos. Así por ejemplo, la repotenciación de la línea en 500 kV al Norte podrá implicar problemas para la atención de la demanda en el Norte, ya que entra en operación con una carga importante y su salida para los trabajos de repotenciación podría ser inviable.

35. En el Informe se recomienda que las subestaciones colectoras se construyan con aislamiento para el paso a 600 kV DC. Al respecto, se solicita presentar alguna experiencia de este tipo instalaciones en la altura y comentar acerca del impacto en la estabilidad del sistema eléctrico.

36. En el Informe Final se presenta un plan robusto (Plan Medio) a pesar que se uso el método MINIMAX; de acuerdo a las definiciones, un plan robusto domina todos los futuros. Al respecto se solicita la aclaración de esta interpretación.

37. El Plan de Expansión considera como determinada la línea Trujillo-Chiclayo 500 kV, dado que se incluyó en el Plan Transitorio; al respecto, consideramos que el estudio del Plan de Expansión de la Transmisión del COES debería analizar la alternativa de implementar más bien la línea Trujillo-Piura en 500 kV.

Considerando que se justifica la implementación de línea en 500 kV Trujillo-Chiclayo, se solicita analizar la operación del SEIN para casos de contingencias, en especial la contingencia de la misma línea en 500 kV; así mismo, se debe tener en cuenta que está línea estaría disponible, en el mejor de los casos, para el estiaje del 2013.

De nuestros análisis encontramos que se tendría mucho riesgo de atención de la demanda del área norte en el 2012; por lo que se recomienda la repotenciación de las líneas Trujillo-Guadalupe-Chiclayo Oeste de 220 kV de 152 a 180 MVA y la instalación de la segunda terna paralela en 220 kV, cuyas torres ya están preparadas. Cabe agregar que estas obras también permitirán atender contingencias de la línea en 500 kV. Esta situación se agravaría si se produjera retraso en la puesta en servicio de la línea 220 kV Cerro Corona-Carhuaquero, que según tenemos conocimiento presenta problemas para su construcción.

38. En el plan robusto al 2020 se recomienda la repotenciación de la línea Zapallal-Paramonga 220 kV; sin embargo, precisamos que esta línea fue repotenciada de 152 MVA a 180 MVA en el 2008; por lo que se recomienda precisar cuál es la nueva potencia recomendada, para qué año se requiere esta repotenciación y qué

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alternativas técnica-económicas ha evaluado el consultor, así mismo, se presente los análisis eléctricos realizados, incluyendo los análisis de confiabilidad del SEIN.

De la misma manera, se recomienda revisar y determinar la potencia objetivo que se requiere para las siguientes líneas: • Carhuaquero-Cajamarca • Pachachaca-Oroya-Carhuamayo • Trujillo-Santa Rita • Tingo María-Paragsha-Conococha-Paramonga • Ica-Marcona • Onocora-Tintaya

39. Se solicita al Consultor explicar cómo definió los valores para la repotenciación de las líneas y las fechas de operación de las mismas.

Consideramos se debe tener en cuenta que los trabajos de repotenciación deben ejecutarse con anticipación para evitar corte del servicio de energía a grandes áreas por periodos largos. Así por ejemplo, la repotenciación de la línea en 500 kV al Norte podrá implicar problemas para la atención de la demanda en el Norte, ya que entra en operación con una carga importante y su salida para los trabajos de repotenciación podría ser inviable.

Así mismo, evaluar la necesidad de repotenciar otras líneas del SEIN, como las líneas de Lima, las de 138 kV en las zonas este y sur del SEIN, etc.

40. Sugerimos especificar para qué año se requieren los proyectos recomendados por congestión y por confiabilidad que se muestran a continuación; así mismo, se presente mayores detalles sobre los seccionamientos recomendados en la LT 220kV Pomacocha - Carhuamayo. También, se solicita que se presenten: las alternativas técnica-económicas que ha evaluado el consultor, y los análisis eléctricos realizados, incluyendo los análisis de confiabilidad del SEIN.

► Por Congestión Línea nueva Pachachaca – Oroya Línea nueva Conococha – Paramonga Seccionar Pomacocha – Carhuamayo en Oroya Seccionar Pomacocha – Carhuamayo en Pachachaca

► Por confiabilidad (N-1) Línea nueva Chiclayo – Piura 220 (#3) Línea nueva Moquegua – Los Heroes 220 Línea nueva Independencia – Socabaya 500 (#2) Línea nueva Montalvo – Socabaya 500 kV

41. Se sugiere que en el estudio se precise la potencia recomendada para las líneas de transmisión del 2016, debido a que en el estudio se propone repotenciaciones en líneas que todavía no se construyen; por ejemplo la línea 220 kV Tintaya - Onocora que permitirá la conexión de la CH Pucará. Se recomienda que el estudio recomiende la capacidad con la que debe ser diseñadas las nuevas líneas de transmisión evitando su repotenciación, trabajos que podrían afectar la operación del SEIN.

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42. Se solicita incluir en el estudio, el año de entrada de los proyectos del plan denominado robusto y del único proyecto del plan vinculante.

43. Se solicita explicar cómo se definieron las inversiones asociadas a la compensación de reactivos capacitivos e inductivos en el SEIN, así mismo, las inversiones de repotenciación de equipos en las subestaciones por niveles importantes de corriente de cortocircuito o por confiabilidad (cambio de simple barra para doble).

Con relación a las recomendaciones de implementar SVC en Guadalupe y Piura se recomienda que se presente la justificación técnico-económico del dimensionamiento de dichos SVC; así como de su ubicación óptima (mostrar las simulaciones de estabilidad de tensión curvas V-Q).

44. En las simulaciones de cortocircuito para el año 2020 presentadas en el estudio, se observa valores de cortocircuito superiores a la máxima capacidad de cortocircuito de la subestación SE Chilca_REP 220kV (40 kA), llegando incluso a valores por encima de los 53 kA; de manera similar para la barra Kallpa 220 kV. Al respecto, se sugiere que se verifiquen los resultados obtenidos con la máxima capacidad de diseño de las subestaciones y se recomienden las acciones necesarias para superar esta situación; por ejemplo controlar el incremento del cortocircuito mediante reactores de núcleo de aire, FACTS, superconductores, elementos pirotécnicos, etc. y adecuación de la subestación.

45. El las simulaciones de flujo de carga para el año 2015, se observan sobrecargas en las líneas de transmisión; por ejemplo en algunos casos se presentan:

a. Línea de 220 kV Chilca REP – San Juan (L-2093) con flujos superiores a 385 MW, siendo su máxima capacidad de 360 MVA. Incluso en algunos casos se presenta un flujo de 433 MW.

b. Línea de 220 kV Santa Rosa – Chavarría (L-2003 o L-2204) con flujos superiores a 227 MW, siendo su máxima capacidad de 152 MVA (aún operando en forma radial).

c. Líneas de 220 kV Mantaro – Cotaruse (L-2051 y L-2052) con flujos total superiores a 512 MW, siendo su máxima capacidad de 505 MVA.

De manera similar para las simulaciones de flujo de carga para el año 2020, se observan sobrecargas en las líneas de transmisión; por ejemplo en algunos casos se presentan:

d. Línea de 500 kV Zapallal – Chimbote y Chimbote – Trujillo con flujos superiores a 600 MW que es su máxima capacidad de transmisión en condiciones de operación normal e incluso en algunos casos con flujos de carga superiores a su capacidad de emergencia que es de 700 MVA (se observa un flujo por encima de los 1000 MW).

e. Líneas de 220 kV Zapallal – Ventanilla y Ventanilla – Chavarría con flujos superiores a su máxima capacidad de transmisión (aún operando en forma radial).

Al respecto, se solicita que se revisen y modifiquen los flujos de carga obtenidos para todas las instalaciones del SEIN y se eviten las sobrecargas.

Se recomienda considerar los límites de capacidad en estado normal y de emergencia establecidos en cada contrato de concesión incluyendo los de las

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nuevas líneas de 500 kV. En ese sentido, se solicita la revisión y modificación de lo mencionado en el numeral 3.7.7 que dice:

“…limitando la transferencia por las líneas de 500 kV a límites típicos para corredores de 500 kV de gran extensión. El valor propuesto de límite es de 1,400 MVA por circuito de 500 kV valor que coincide con el adoptado en el Plan Transitorio de Transmisión para el circuito Chilca- Zapallal.”

46. Cabe resaltar que para los casos en que se recomienda repotenciación de líneas se debe analizar cómo operar el SEIN durante el período en que se encuentre fuera de servicio la línea a repotenciar, así como la viabilidad de efectuar la repotenciación a la capacidad recomendada.

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Referencia: Carta Xstrata XSLT-654/10, recibida el 31/08/2010 Consulta u Observación N° 1: Le dirigimos la presente para expresar nuestra satisfacción por la publicación del

Primer Plan de Transmisión Eléctrica que muestra la situación del sistema

interconectado de electricidad de Perú y cuyo objetivo son los planes, así como las

opciones, para mejorar aspectos fundamentales de manera sostenida del suministro

eléctrico como son la capacidad de transmisión, calidad de la energía y confiabilidad.

En particular, para los grandes consumidores de energía, este objetivo debe analizar

muy profundamente las particularidades del sistema Peruano, pues los grandes

centros de consumo de electricidad no están cerca de los centros de generación, por

tanto, la presencia de líneas de transmisión, a veces muy radiales, muestran severas

deficiencias cuyos efectos se observan en la calidad de energía suministrada a las

instalaciones de la gran minería. Esta exigencia es muy notoria cuando está asociada

a las pérdidas de producción.

Respuesta N° 1: Es importante resaltar que estas particularidades del SEIN, de tener una estructura

radial con la generación muy lejos de los grandes centros de consumo, están

representadas en el Modelo del SEIN, que considera toda la topología del Sistema

Troncal de Transmisión (STT), sin simplificaciones, así como la ubicación de las

centrales de generación.

En ese sentido, al considerar todas las demandas, vegetativas y las que corresponden

a los grandes proyectos mineros se obtienen los proyectos de transmisión requeridos

para obtener:

(1) En cada subestación del STT la fortaleza natural definida por la ubicación de

las centrales de generación en el SEIN,

(2) La calidad de la tensión y la confiabilidad expresada por las redundancias que

resultan de la aplicación de criterios técnico-económicos.

Se debe indicar que las pérdidas de producción en plantas mineras de gran tamaño

están asociadas a:

(1) Las fallas en el sistema, las cuales no pueden ser eliminadas completamente,

ya que dependen de los niveles isoceraunicos en las fajas de servidumbres de las

líneas de transmisión y de las inversiones a ser realizadas en ellas para mitigar sus

efectos.

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(2) A equipamientos mineros que utilizan Ciclo Convertidores (por ejemplo, los

molinos SAG), con una tecnología no apropiada para sistemas con líneas largas, tal

que, inclusive ante recierres exitosos en fallas monofásicas son desconectados del

sistema por sus protecciones propias.

Consulta u Observación N° 2: Por otro lado en Perú, todos los futuros proyectos de la gran minería, el diseño y

construcción de plantas e instalaciones mineras, considera maquinaria y equipos de

última tecnología para conseguir un sistema de producción seguro, competitivo y

eficiente.

Considerando que el COES ha formulado el Primer Plan de Transmisión, deseamos

comunicarle que hemos observado que el tema de calidad de energía no ha tenido

una valoración apropiada para las exigencias de los modernos equipos mineros. Para

caso de nuestros Proyectos Antapaccay (90 MW) y las Bambas (150 MW). Es

indispensable que el Primer Plan de Transmisión analice e incluya estas

particularidades para asegurar capacidad de transmisión, calidad y confiabilidad del

suministro eléctrico, e incluya modernas instalaciones de protección como pararrayos

con características apropiadas y en cantidad suficiente para las líneas de transmisión,

caso muy especial de Perú, que funcionan en gran altitud sobre el nivel del mar.

Respuesta N° 2: Es auspicioso saber que todos los futuros proyectos de la gran minería, se van a

construir utilizando equipamiento de última tecnología, para conseguir un sistema de

producción seguro, competitivo y confiable.

Al respecto, se debe remarcar que la mayoría de Molinos SAG conectados al SEIN

mediante Ciclo Convertidores, han mostrado que su tecnología no es apropiada para

sistemas con líneas largas, ya que el proceso de conducción de los tiristores se ve

afectado por las caídas de tensión provocadas, inclusive por las fallas monofásicas

(fallas de gran frecuencia en el SEIN) y son desconectados del sistema por sus

protecciones propias. Sin embargo, es importante añadir que los Molinos SAG con

Ciclo Convertidores de última tecnología que van a ser utilizados en todos los nuevos

proyectos mineros, no se desconectan ante los eventos indicados, ya que han

superado la sensibilidad a los cambios bruscos de tensión que tienen los de

tecnología antigua. Con ello se evitarán futuras desconexiones de estos equipos, que

implican pérdidas de producción.

Consulta u Observación N° 3: Adicionalmente, observamos que el Primer Plan de Transmisión no ha considerado

profundamente la topología de la red de transmisión con la finalidad de mejorar los

niveles de la potencia de corto circuito para usuarios que consumen gran potencia y

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equipados con maquinaria con ciclo conversores, muy sensibles a la calidad de

energía. Respuesta N° 3: Como se ha explicado en la respuesta N°1, en el est udio del Primer Plan de

Transmisión, se ha Modelado el SEIN considerando toda la topología del Sistema

Troncal de Transmisión, sin simplificaciones, así como la ubicación de todas las

centrales de generación existentes y las consideradas en los futuros de generación.

Por otro lado, es importante resaltar que los niveles de cortocircuito de un sistema de

potencia están definidos por el número de centrales de generación y su ubicación en

el sistema. En ese sentido a mayor número de centrales, serán mayores los niveles de

cortocircuito y por ende el sistema de potencia tendrá mayor fortaleza.

Por lo mencionado, si en el estudio para el Plan de Transmisión se ha considerado

toda la topología del SEIN y se han obtenido los niveles de cortocircuito definidos por

las centrales de generación en operación en el horizonte de análisis. Estos niveles

resultan solamente mejorados por la incorporación de los proyectos de transmisión

que obedecen a criterios técnico-económicos definidos en la Norma. Por lo tanto, para

que el SEIN tenga mayor fortaleza y por ende mayores niveles de cortocircuito, es

necesario se propicie la construcción de nuevas centrales de generación, ya que la

red de transmisión se encarga de dotar de capacidad de transmisión, calidad y

confiabilidad.

Se debe enfatizar que los Ciclo Convertidores de última tecnología, han superado la

sensibilidad a los cambios bruscos de tensión que tienen los de tecnología antigua.

Finalmente se debe mencionar que luego de implementarse todos los proyectos del

Plan Transitorio de Transmisión, se van a superar las congestiones actuales y se

mejorar sustancialmente la fortaleza del SEIN.

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Referencia: Carta SOUTHERN COOPER, recibida el 06/09/2010. Consulta u Observación N° 1: Compartimos con Ustedes, que el determinar los requerimientos del plan de

transmisión que el SEIN requiere a futuro para atender la demanda del suministro de

la energía es bastante dificultoso. Sin embargo consideramos que es una

responsabilidad del COES que con cualquiera de las metodologías o de los modelos

que emplee se determine los requerimientos de las Líneas de transmisión y

subestaciones para las demandas de los próximos 4 a 5 anos. Por lo tanto, para los

proyectos indicados en el estudio hasta el 2016, se debe recomendar que se consigne

la fecha de inicio de su proceso e implementación y evitar incertidumbres posteriores

en la puesta en servicio del proyecto como viene ocurriendo con la línea Mantaro

Caravelí Montalvo de 500kV que no tiene fecha de inicio de operación hasta el

momento.

Respuesta N° 1: La definición de fechas de ingreso de las nuevas instalaciones de transmisión en

especial todas las referidas al Plan Transitorio de Transmisión y aquellas definidas en

los contratos de concesión de las empresas de transmisión , han sido tomadas hasta

la fecha de cierre del estudio (31.12.2009), de información oficial recibida para el

estudio.

La metodología del estudio ha permitido determinar las instalaciones del Plan

Vinculante que deben estar disponibles al año 2015 y los planes robustos para los

años 2015 y 2020, con cargo a que las actualizaciones del Plan de Transmisión

seguirán monitoreando las fechas de ingreso de las nuevas instalaciones.

Consulta u Observación N° 2: Si bien es cierto que el estudio del primer plan de transmisión presenta un horizonte

de 10 anos, consideramos que el estudio debe recomendar un nivel de revisión

periódica anual, siempre que el caso lo amerite, para incluir los impactos de las

nuevas cargas, altas y bajas de generación, inversiones de los clientes libres o de

casos especiales que serían implementadas en el corto plazo.

Respuesta N° 2: El desarrollo de las actualizaciones respectivas del Plan de Transmisión esta normado

por los Artículos 16 y 17 del Reglamento de Transmisión.

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Cabe precisar que en la fecha, ya se han iniciado las actividades de la elaboración del

Informe de Diagnóstico , que es parte de la actualización del Plan de Transmisión para

el período 2013 -2022.

Consulta u Observación N° 3: En la parte técnica se recomienda que en este plan de transmisión indique la

capacidad de potencia de cortocircuito mínima de diseño que deben adoptar las

nuevas subestaciones de 220 kV, y 138 kV que los clientes libres deben diseñar en su

punto de conexión.

Respuesta N° 3: En la Tabla 5.30 (página 177) se muestran los valores máximos calculados de las

corrientes de cortocircuito en kA para un conjunto de barras de 220 kV y 500 kV del

SEIN para los escenarios del estudio en el año 2020. En la versión final del informe,

serán añadidos los valores obtenidos para las barras de 138 kV y se incluirá una

columna con los valores de diseño recomendados en el estudio.

Consulta u Observación N° 4: Estimamos que el desarrollo de este plan cuenta con un financiamiento respaldado en

la venta de la energía. En el estudio se debe indicar el impacto en la facturación del

peaje por KW de potencia a los Clientes Libres por cada uno de los proyectos. Esta

información nos permitirá analizar el impacto de este costo en los proyectos de

inversión internos que tenemos en SOUTHERN PERU.

Respuesta N° 4: De acuerdo con el Reglamento de Transmisión en su Título V – Artículo 22

“Compensación Tarifaria del Sistema Garantizado (SGT)”, es el OSINERGMIN la

entidad que establecerá la base tarifaria inicial antes del inicio de operación comercial

de las instalaciones del SGT.

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Referencia: Carta Compañía Energética del Centro CEC – 173 – VIII, recibida el 06/09/2010.

Consulta u Observación N° 1: Después de efectuar una lectura al Estudio del Primer Plan de Transmisión, hemos

podido comprobar que en dicho estudio no han considerado ningún reforzamiento de

transmisión para la zona Centro del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN),

lo cual se contradice con las comunicaciones recibidas del Ministerio de Energía y

Minas (MINEM), en el sentido de que para poder evacuar la producción de la CH Belo

Horizonte y de atender el suministro de energía para el SEIN de manera confiable

sería necesario el reforzamiento del sistema de transmisión mediante el enlace en 220

kV Tingo María - Paragsha, la misma que adjuntamos las comunicaciones remitidas

por el MINEM al respecto.

En tal sentido, mucho agradeceremos efectuar las coordinaciones con el MINEM, con

la finalidad de que puedan informarse acerca de este reforzamiento que había

obtenido dicho Ministerio dentro de los estudios efectuados en relación a este tema.

Por tal motivo, mediante esta comunicación, solicitamos a Ud. considerar dentro del

Plan de Transmisión el reforzamiento de la LT 220 kV Tingo María - Paragsha, a fin de

garantizar la evacuación de la energía de la CH Belo Horizonte, al igual que han

tenido a bien considerar para otros casos, como las Líneas Colectoras para proyectos

de centrales hidroeléctricas que desarrollará Electrobras y otros casos similares.

De acuerdo a los planes de inversión de nuestra empresa, debemos de manifestarle

que la CH Belo Horizonte tiene programado su puesta en operación comercial para el

2015, motivo por el cual se requiere que dicho reforzamiento este implementada en

dicho año, fecha en la cual les fue informada mediante nuestra comunicación CEC-

157-VI, del 14 de junio del 2010.

Respuesta N° 1: Aclaramos que en el Plan de Transmisión sí se han considerado repotenciamientos en

la zona Centro del SEIN. En ese sentido, sugerimos revisar la tabla 5.22,

correspondiente al Plan Robusto al año 2020, y la tabla 6.5, correspondiente al Plan

Robusto al año 2016.

Respecto a las comunicaciones entre la Compañía Energética del Centro y el

Ministerio de Energía y Minas, adjuntas a su carta de la referencia, indicamos que

éstas no han sido de conocimiento del COES.

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También es pertinente indicar que a la fecha su proyecto no cuenta con Concesión

Definitiva, por lo que la fecha de puesta en operación, indicada para el año 2012,

según consta en la ficha de su proyecto, que nos hicieran llegar con carta CEC-092-IX

del 07.09.2009, no es consistente con los plazos viables de desarrollo de una central

hidroeléctrica.

En cuanto al esquema de conexión de las centrales hidroeléctricas de la zona Oriente,

al que entendemos hacen referencia, les manifestamos que las líneas que lo

componen no forman parte del plan de transmisión, pero sí son parte importante para

viabilizar la interconexión Perú –Brasil, que está contemplada en el acuerdo binacional

Perú-Brasil. Hay que recordar que el alcance del Plan de Transmisión contempla las

interconexiones internacionales (Artículo 14°, nume ral 14.2 del Reglamento de

Transmisión, D.S. N° 027-2007-EM).

El estudio del Primer Plan de Transmisión tuvo como fecha de cierre de información

básica el 31 de diciembre de 2009. En tal sentido, la información de su proyecto,

contenida en su comunicación CEC-157-VI, del 14 de junio del 2010, responde a la

solicitud que les hicimos para la elaboración del Informe de Diagnóstico y la

actualización del Plan de Transmisión para el periodo 2013-2022, y en ese contexto

se va a tomar en cuenta la información entregada.

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Referencia: Coreo electrónico de Abengoa Perú, Roberto Guerra, recibido el

09/09/2010 Informe de diagnóstico 2011 – 2020 Consulta u Observación N° 1: Página 6 de 72, Análisis de sensibilidad

De los proyectos no concesionados, Chilca-Marcona en 500 kV y Zapallal-Trujillo en

500 kV resultan importantes. Chilca-Marcona 500 kV constituiría la vía principal de

abastecimiento a Marcona. En caso contrario será necesario un segundo circuito Ica-

Marcona en 220 kV mas equipamiento de compensación reactiva variable (SVC). Un

proyecto de generación a gas natural en Marcona del orden de 260 MW, haría que

uno u otro proyecto pierda importancia y se requiera solo un circuito adicional de 220

kV para mantener la confiabilidad de suministro.

Pregunta/ Comentario: En este análisis debe indicarse que la medida de mitigación cubre un determinado

horizonte.

Un proyecto de transmisión de gas debe analizarse como reemplazo de la generación

de energía para proceso térmico y no para generación de energía eléctrica, pues lo

hace ineficiente, 30% solamente. Versus 100% para uso en forma térmica o de

proceso.

Debe hacerse una competencia aditiva no una competencia sustractiva. Ese es el rol

de los planificadores.

Respuesta N° 1: Con fecha 30 de junio 2009 se publicó el Informe de Diagnóstico de las Condiciones

Operativas del SEIN 2011-2020, y según lo establecido en el Reglamento de

Transmisión y en su Modificatoria aprobada con Decreto Supremo N° 010-2009-EM,

la fecha límite de recepción de observaciones a dicho Informe era el 30 de octubre de

2009. En ese sentido, el comentario ya no es aplicable.

Consulta u Observación N° 2: Página 6 de 72, Análisis de sensibilidad

El retraso del proyecto Zapallal-Trujillo de 500 kV por 6 meses provocaría mayor

generación térmica en la zona Norte para limitar el flujo en la línea Zapallal-

Paramonga-Chimbote-Trujillo a su capacidad máxima. En el mediano y largo plazo,

esta línea será la principal vía de conexión entre el Centro y el Norte.

Pregunta/ Comentario:

942





En este análisis debe indicarse si los efectos demora incluye la existencia de la línea

Carhuamayo – Cajamarca en servicio o no.


Consulta u Observación N° 3: Página 6 de 72, Análisis de sensibilidad

El requerimiento de transmisión asociado al incremento de la capacidad de

generación en base a gas natural en la zona de Chilca, lo conforman las líneas de

220/500 kV Chilca-La Planicie-Zapallal, de 220 kV Mantaro-Cotaruse-Socabaya

repotenciada, de 500 kV Zapallal-Trujillo y Mantaro-Caravelí-Montalvo en 500 kV..

Pregunta/ Comentario: En este análisis debe añadirse la Línea Chilca Marcona Ocoña Montalvo 500 kv, y la

real situación del proyecto Mantaro-Caravelí-Montalvo en 500 kV.


Consulta u Observación N° 4: Página 6 de 72, Niveles de Cortocircuito

NIVELES DE CORTOCIRCUITO

Mientras se desarrollan los proyectos que resuelvan de manera definitiva los efectos

del incremento de las corrientes de cortocircuito en las subestaciones Chavarría,

Santa Rosa y San Juan de Miraflores, se deberá adoptar medidas transitorias para

reducirlas a valores permisibles. Entre estas medidas se puede mencionar la

separación de barras y/o la instalación de reactancias en los neutros de los

transformadores.

Pregunta/ Comentario: ¿Cuales son las alternativas visualizadas por el planeador del sistema para atender

esta situación?

Los incrementos son obvios debido al aumento de la capacidad de generación y de la

capacidad de transmisión.

Tienen entre sus opciones la instalación de líneas de transmisión en Corriente

Continua? Flexible alternating current transmission systems (FACTS)?

¿Están incluidas en las conclusiones?

Se ha considerado trabajar en condiciones de anillos abiertos con posibilidades de

enlaces solo en condiciones de emergencia.


943





Consulta u Observación N° 5: Página 8 de 72, Conclusiones

L.T. de 500 kV Chilca-Marcona o un proyecto de transmisión alternativo en 220 kV,

que es dependiente de los desarrollos de generación local y nuevas cargas minero-

industriales en la zona de Marcona.

Pregunta/ Comentario: No se menciona la proyecto concesionado Chilca Marcona Ocoña Montalvo 500 kv.



Proyecto de Compensación Reactiva en la zona Norte, principalmente en el eje Piura-

Talara-Zorritos.

Pregunta/ Comentario: No se menciona compensaciones en la zona Sur y Sur - Este.

Incluirlas en este plan pues son actualmente restricciones que no se atienden con los

nuevos proyectos. Las compensaciones reactivas son para los propios sistemas de

transmisión pero no para las cargas propiamente dichas.


Consulta u Observación N° 7: Página 20 de 72, Previsiones

2.2.2 PREVISIONES PARA EL PERIODO JUNIO 2010– DICIEMBRE 2010 El período

junio 2010 - Diciembre 2010 se torna particularmente crítico por las siguientes

razones:

_ No estará presente el proyecto NOR1 (líneas Carhuamayo-Paragsha- Conococha-

Huallanca-Cajamarca-Carhuaquero en 220 kV), motivo por el cual, la transmisión

centro-norte estará limitada por la capacidad de la línea Paramonga-Chimbote-Trujillo,

que es de aproximadamente 330 MW por estabilidad de tensión.

_ La disponibilidad de potencia hidroeléctrica disminuye sustancialmente en el periodo

de estiaje (junio-octubre) y ello se manifiesta de manera especial en el área norte,

donde la disponibilidad hidráulica puede descender hasta en 240 MW en el periodo

más crítico.

Pregunta/ Comentario: No se indica que la presencia de esta línea no ayudaría si no se refuerza la conexión

desde el Mantaro hacia Carhuamayo. Hay elementos que forman cuello de botella en

dicha transmisión.

944







Cuadro N° 3.2 Proyectos Principales considerados en la Demanda

Pregunta/ Comentario: No se menciona a proyectos importantes en la Zona Sur.

Quellaveco, Las Bambas, Apurimac Ferrum.

¿Se tendrán que auto abastecer?

Estos proyectos son de tamaño considerable a Antamina o Toromocho.

En especial el de Las Bambas que con una inversión de 4,200 Millones de Dólares

podría estar requiriendo alrededor de 300 MW solo ella.


Consulta u Observación N° 9: Página 27 de 72,

3.2.1. PROGRAMA DE OBRAS DE GENERACIÓN

Pregunta/ Comentario: No se debe incluir como Generación nueva los Traslados de Centrales, pues esas ya

están atendiendo cargas en barras que todas tienen restricciones.

Tampoco las conversiones de tipo de combustible.

En los casos de las Centrales Térmicas de Electro Oriente que son muy antiguas, no

cuentan con repotenciación y elevarán los costos de todos los demás generadores al

tener una eficiencia muy baja. Considerar en su lugar una línea de transmisión alterna

por una ruta distinta para mejorar la confiabilidad de esa zona del país. Eliminando la

necesidad de transporte caro de combustible hacia dichas centrales.


Consulta u Observación N° 10: Página 29 de 72, Transmisión

Página 66 de 72

Jun-2012 L.T. Chilca - Marcona - Caravelí 500 kV

Pregunta/ Comentario: Esta incorrecta la fecha de entrada en servicio de dicho proyecto. Es Julio 2013.


945





Consulta u Observación N° 11: Página 29 de 72, Transmisión




Informe Final, Plan de expansión y Futuro Consulta u Observación N° 1: Se han olvidado de considerar la implementación de compensación serie en las líneas

de ATN en Kiman Ayllu- estarían al límite de capacidad y se requiere la compensación

Respuesta N° 1: Los análisis indican que no se espera congestión en las líneas de transmisión

indicadas. La implementación de compensación serie cargaría más las líneas

mencionadas.

Consulta u Observación N° 2: Considerar los siguientes comentarios de importancia:

• La SE Conococha crecerá con la prevista implementación de nueva Línea

Tingo Maria- Paragsha - Conococha - Paramonga.

• Nota el enlace Paragsha - Conococha no es aprovechado.

• Consideran la necesidad reforzar el enlace Carhuaquero - Cajamarca

• Consideran previsto entrar en dic 2010. Cerro Corona - Carhuaquero- este

proyecto está con problemas de Licencia Social, los Comuneros no permiten

ningún trabajo.

El planteamiento de la integración de la Generación del Oriente:

Crea los siguientes inconvenientes.

a) vuelve a concentrar el suministro en Lima y en Pisco.

Necesitamos atender a las cargas de crecimiento explosivo: que son las cargas de los

proyectos mineros que se encuentran al sur cerca de Abancay, Cuzco, Arequipa,

Moquegua, Tacna. Los del norte Cajamarca, Ancash, La Libertad, Piura. En la zona

Centro están Junin, Lima.

b) Sobre carga a las líneas existentes para llevar la energía a los extremos del

país. Es decir volver hacia las fronteras. Muchas pérdidas.

946





c) No es conveniente económicamente construir líneas nuevas de AC 500 KVac

para después usarlas como Líneas de 600 KVdc, pues se elimina la ventaja de la

primera construcción, pues se instalarán las tres fases (con sub conductores 3 o 4 por

fase) que es lo más caro más el costo de la estructura para soportar las tres fases,

parte muy costosa en el precio de suministro, construcción y mantenimiento. Para en

el futuro añadir el costo de las estaciones rectificadoras y dejar instalada una fase

completa solo para retorno de corriente cero durante todo el tiempo de operación

normal, tampoco es conveniente pues los aisladores de corriente continua deben

estar preparados para CC y los aisladores de 500 KVac no lo estarían, salvo que se

añada más costos innecesarios en la primera etapa.

Se recomienda lo siguiente:

a) Establecer en CC líneas de un Bipolo +/-600 KVcc, en cada dirección hacia el

norte y al sur, hacia una carga de crecimiento importante actual, sugerencia al norte:

Chiclayo o Trujillo y al sur: La Joya, Arequipa o Moquegua.

b) La interconexión entre estos Centros de Carga alejados de Lima se realiza por

la costa hacia Lima (Chilca) y por la sierra hacia Huancavelica (Mantaro)

de esa manera el anillo de 600 KVcc es N-1 y une las cargas y las generaciones de

manera confiable.

947





c) Esta alternativa disminuye las longitudes de las primeras líneas para llevar la

energía a los consumidores. Las Líneas existentes pueden cambiar la dirección de su

flujo, ayudando a las existentes generadoras de atender la demanda del centro.

d) Respecto a los reforzamientos de líneas existentes se observa que no están

analizando las otras opciones de reforzamiento, como son los cambios de conductor

de Alta Temperatura ACSS (“Aluminium conductor Steel supported”), los conductores

de tipo Compuesto ACCC (“Aluminum conductor composite).

Respuesta N° 2: Respecto a los comentarios de la parte inicial, indicamos que el proyecto de L.T. 220

kV Cerro Corona – Carhuaquero, si bien no tiene una fecha definida de puesta en

servicio, el MINEM están evaluando cambiarla por el enlace Cajamarca –

Carhuaquero, que topológicamente es equivalente. En cualquiera de los dos casos, el

resultado del estudio, es decir el Plan de Transmisión, no variará.

La propuesta de vincular la central Inambari al SEIN a través de la zona Sur fue analizada al inicio del estudio, sin embargo primó la idea de conectarla directamente a

1 Etapa

2 Etapa

3 Etapa

Inambari

Paquitzapango Paquitzapango

Chilca

La Joya

Mantaro

948





la zona Centro, debido a que ahí se encuentra el centro de carga del SEIN (cerca a Lima). Otro punto a favor de la decisión adoptada, fue el hecho de que las redes planteadas también debían permitir la vinculación al SEIN de las otras centrales hidroeléctricas ubicadas en la zona oriental (Paquitzapango, Mainique, Tambo 40 y Tambo 60).

Asimismo hay que tomar en cuenta también, que geográficamente el centro de carga de la zona Sur (entre Moquegua y Socabaya) se encuentra al sur de Inambari (hay que tener en cuenta que esta central está en una latitud cercana a la correspondiente a Pisco), por lo que la longitud, así como la impedancia de línea, pasando por la zona Sur hasta el centro de carga de la zona Centro, sería mayor que en la configuración adoptada.

Se incluirá en el informe una justificación, de forma conceptual, de las razones para la traza propuesta para el sistema de conexión para las centrales del oriente.

Respecto al nivel de tensión de la red colectora, indicamos que se ha recomendado

realizar estudios de ingeniería para analizar la conveniencia y factibilidad de utilizar

aislamiento de 600 kV DC y operar inicialmente en 500 kV DC.

Teniendo en cuenta que el acuerdo con Brasil aún está es negociación, y que la red

colectora recomendada es condicional a cuales centrales hidroeléctricas del oriente

serán desarrolladas, se considera que se ha hecho un análisis suficiente del tema de

la red colectora para las circunstancias actuales.

949


950

Documento: Informe de diagnóstico 2011 - 2020 Preguntas sobre el Plan de Transmisión Perú

1. Afirmación del Plan: Página 6 de 72, Análisis de sensibilidad De los proyectos no concesionados, Chilca-Marcona en 500 kV y Zapallal-Trujillo en 500 kV resultan importantes. Chilca-Marcona 500 kV constituiría la vía principal de abastecimiento a Marcona. En caso contrario será necesario un segundo circuito Ica- Marcona en 220 kV mas equipamiento de compensación reactiva variable (SVC). Un proyecto de generación a gas natural en Marcona del orden de 260 MW, haría que uno u otro proyecto pierda importancia y se requiera solo un circuito adicional de 220 kV para mantener la confiabilidad de suministro. Pregunta/ Comentario: En este análisis debe indicarse que la medida de mitigación cubre un determinado horizonte. Un proyecto de transmisión de gas debe analizarse como reemplazo de la generación de energía para proceso térmico y no para generación de energía eléctrica, pues lo hace ineficiente, 30% solamente. Versus 100% para uso en forma térmica o de proceso. Debe hacerse una competencia aditiva no una competencia sustractiva. Ese es el rol de los planificadores.

2. Afirmación del Plan: Página 6 de 72, Análisis de sensibilidad El retraso del proyecto Zapallal-Trujillo de 500 kV por 6 meses provocaría mayor generación térmica en la zona Norte para limitar el flujo en la línea Zapallal- Paramonga-Chimbote-Trujillo a su capacidad máxima. En el mediano y largo plazo, esta línea será la principal vía de conexión entre el Centro y el Norte. Pregunta/ Comentario: En este análisis debe indicarse si los efectos demora incluye la existencia de la línea Carhuamayo – Cajamarca en servicio o no.

3. Afirmación del Plan: Página 6 de 72, Análisis de sensibilidad El requerimiento de transmisión asociado al incremento de la capacidad de generación en base a gas natural en la zona de Chilca, lo conforman las líneas de 220/500 kV Chilca-La Planicie-Zapallal, de 220 kV Mantaro-Cotaruse-Socabaya repotenciada, de 500 kV Zapallal-Trujillo y Mantaro-Caravelí-Montalvo en 500 kV.. Pregunta/ Comentario: En este análisis debe añadirse la Línea Chilca Marcona Ocoña Montalvo 500 kv, y la real situación del proyecto Mantaro-Caravelí-Montalvo en 500 kV.

951

4. Afirmación del Plan: Página 6 de 72, Niveles de Cortocircuito NIVELES DE CORTOCIRCUITO Mientras se desarrollan los proyectos que resuelvan de manera definitiva los efectos del incremento de las corrientes de cortocircuito en las subestaciones Chavarría, Santa Rosa y San Juan de Miraflores, se deberá adoptar medidas transitorias para reducirlas a valores permisibles. Entre estas medidas se puede mencionar la separación de barras y/o la instalación de reactancias en los neutros de los transformadores. Pregunta/ Comentario: ¿Cuales son las alternativas visualizadas por el planeador del sistema para atender esta situación? Los incrementos son obvios debido al aumento de la capacidad de generación y de la capacidad de transmisión. Tienen entre sus opciones la instalación de líneas de transmisión en Corriente Continua? Flexible alternating current transmission systems (FACTS)? ¿Están incluidas en las conclusiones? Se ha considerado trabajar en condiciones de anillos abiertos con posibilidades de enlaces solo en condiciones de emergencia.

5. Afirmación del Plan: Página 8 de 72, Conclusiones L.T. de 500 kV Chilca-Marcona o un proyecto de transmisión alternativo en 220 kV, que es dependiente de los desarrollos de generación local y nuevas cargas minero-industriales en la zona de Marcona. Pregunta/ Comentario: No se menciona la proyecto concesionado Chilca Marcona Ocoña Montalvo 500 kv.

6. Afirmación del Plan: Página 8 de 72, Conclusiones Proyecto de Compensación Reactiva en la zona Norte, principalmente en el eje Piura-Talara-Zorritos. Pregunta/ Comentario: No se menciona compensaciones en la zona Sur y Sur - Este. Incluirlas en este plan pues son actualmente restricciones que no se atienden con los nuevos proyectos. Las compensaciones reactivas son para los propios sistemas de transmisión pero no para las cargas propiamente dichas.

7. Afirmación del Plan: Página 20 de 72, Previsiones 2.2.2 PREVISIONES PARA EL PERIODO JUNIO 2010– DICIEMBRE 2010 El período junio 2010 - Diciembre 2010 se torna particularmente crítico por las siguientes razones:

952

_ No estará presente el proyecto NOR1 (líneas Carhuamayo-Paragsha- Conococha-Huallanca-Cajamarca-Carhuaquero en 220 kV), motivo por el cual, la transmisión centro-norte estará limitada por la capacidad de la línea Paramonga-Chimbote-Trujillo, que es de aproximadamente 330 MW por estabilidad de tensión. _ La disponibilidad de potencia hidroeléctrica disminuye sustancialmente en el periodo de estiaje (junio-octubre) y ello se manifiesta de manera especial en el área norte, donde la disponibilidad hidráulica puede descender hasta en 240 MW en el periodo más crítico. Pregunta/ Comentario: No se indica que la presencia de esta línea no ayudaría si no se refuerza la conexión desde el Mantaro hacia Carhuamayo. Hay elementos que forman cuello de botella en dicha transmisión.

8. Afirmación del Plan: Página 26 de 72, Conclusiones Cuadro N° 3.2 Proyectos Principales considerados en la Demanda Pregunta/ Comentario: No se menciona a proyectos importantes en la Zona Sur. Quellaveco, Las Bambas, Apurimac Ferrum. ¿Se tendrán que auto abastecer? Estos proyectos son de tamaño considerable a Antamina o Toromocho. En especial el de Las Bambas que con una inversión de 4,200 Millones de Dólares podría estar requiriendo alrededor de 300 MW solo ella.

9. Afirmación del Plan: Página 27 de 72, 3.2.1. PROGRAMA DE OBRAS DE GENERACIÓN Pregunta/ Comentario: No se debe incluir como Generación nueva los Traslados de Centrales, pues esas ya están atendiendo cargas en barras que todas tienen restricciones. Tampoco las conversiones de tipo de combustible. En los casos de las Centrales Térmicas de Electro Oriente que son muy antiguas, no cuentan con repotenciación y elevarán los costos de todos los demás generadores al tener una eficiencia muy baja. Considerar en su lugar una línea de transmisión alterna por una ruta distinta para mejorar la confiabilidad de esa zona del país. Eliminando la necesidad de transporte caro de combustible hacia dichas centrales.

10. Afirmación del Plan: Página 29 de 72, Transmisión

953

de 72 Jun-2012 L.T. Chilca - Marcona - Caravelí 500 kV Pregunta/ Comentario: Esta incorrecta la fecha de entrada en servicio de dicho proyecto. Es Julio 2013.

11. Afirmación del Plan: Página 29 de 72, Transmisión Jun-2012 L.T. Chilca - Marcona - Caravelí 500 kV Pregunta/ Comentario: Esta incorrecta la fecha de entrada en servicio de dicho proyecto. Es Julio 2013.

Documento: Informe Final, Plan de expansión y Futuro

1. Tema 1: Comentario: Se han olvidado de considerar la implementacion de compensacion serie en las lineas de ATN en Kiman Ayllu- estarian al limite de capacidad y se requiere la compensacion

2. Tema 2: Comentario: Considerar los siguientes comentarios de importancia:

• La SE Conococha crecerá con la prevista implementación de nueva Línea Tingo Maria- Paragsha - Conococha - Paramonga .

• Nota el enlace Paragsha - Conococha no es aprovechado • Consideran la necesidad reforzar el enlace Carhuaquero - Cajamarca • Consideran previsto entrar en dic 2010. Cerro Corona- Carhuaquero- este

proyecto esta con problemas de Licencia Social, los Comuneros no permiten ningún trabajo.

El planteamiento de la integración de la Generación del Oriente:

954

Crea los siguientes inconvenientes. a) vuelve a concentrar el suministro en Lima y en Pisco.

Necesitamos atender a las cargas de crecimiento explosivo: que son las cargas de los proyectos mineros que se encuentran al sur cerca de Abancay, Cuzco, Arequipa, Moquegua, Tacna. Los del norte Cajamarca, Ancash, La Libertad, Piura. En la zona Centro están Junin, Lima.

b) Sobre carga a las líneas existentes para llevar la energía a los extremos del país. Es decir volver hacia las fronteras. Muchas pérdidas.

c) No es conveniente económicamente construir líneas nuevas de AC 500 KVac para después usarlas como Líneas de 600 KVdc, pues se elimina la ventaja de la primera construcción, pues se instalarán las tres fases (con sub conductores 3 o 4 por fase) que es lo más caro más el costo de la estructura para soportar las tres fases, parte muy costosa en el precio de suministro, construcción y mantenimiento. Para en el futuro añadir el costo de las estaciones rectificadoras y dejar instalada una fase completa solo para retorno de corriente cero durante todo el tiempo de operación normal, tampoco es conveniente pues los aisladores de corriente continua deben estar preparados para CC y los aisladores de 500 KVac no lo estarían, salvo que se añada más costos innecesarios en la primera etapa.

Se recomienda lo siguiente:

a) Establecer en CC líneas de un Bipolo +/-600 KVcc, en cada dirección hacia el norte y al sur, hacia una carga de crecimiento importante actual, sugerencia al norte: Chiclayo o Trujillo y al sur: La Joya, Arequipa o Moquegua.

b) La interconexión entre estos Centros de Carga alejados de Lima se realiza por la costa hacia Lima (Chilca) y por la sierra hacia Huancavelica (Mantaro) de esa manera el anillo de 600 KVcc es N-1 y une las cargas y las generaciones de manera confiable.

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c) Esta alternativa disminuye las longitudes de las primeras líneas para llevar la energía a los consumidores. Las Líneas existentes pueden cambiar la dirección de su flujo, ayudando a las existentes generadoras de atender la demanda del centro.

d) Respecto a los reforzamientos de líneas existentes se observa que no están analizando las otras opciones de reforzamiento, como son los cambios de conductor de Alta Temperatura ACSS (“Aluminium conductor Steel supported”), los conductores de tipo Compuesto ACCC (“Aluminum conductor composite

Inambari

Paquitzapango Paquitzapango

Chilca

La Joya

Mantaro

1 Etapa

2 Etapa

3 Etapa

956

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Referencia: Correo electrónico de Roberto Guerra, recibido el 07/09/2010 Informe de Diagnóstico Consulta u Observación N° 1: Pagina 6 de 72, Análisis de sensibilidad

De los proyectos no concesionados, Chilca-Marcona en 500 kV y Zapallal-Trujillo en

500 kV resultan importantes. Chilca-Marcona 500 kV constituiría la vía principal de

abastecimiento a Marcona. En caso contrario será necesario un segundo circuito Ica-

Marcona en 220 kV mas equipamiento de compensación reactiva variable (SVC). Un

proyecto de generación a gas natural en Marcona del orden de 260 MW, haría que

uno u otro proyecto pierda importancia y se requiera solo un circuito adicional de 220

kV para mantener la confiabilidad de suministro.


En este análisis debe indicarse que la medida de mitigación cubre un determinado

horizonte.

Un proyecto de transmisión de gas debe analizarse como reemplazo de la generación

de energía para proceso térmico y no para generación de energía eléctrica, pues lo

hace ineficiente, 30% solamente. Versus 100% para uso en forma térmica o de

proceso.

Debe hacerse una competencia aditiva no una competencia sustractiva. Ese es el rol

de los planificadores.

Respuesta N° 1: Con fecha 30 de junio 2009 se publicó el Informe de Diagnóstico de las Condiciones

Operativas del SEIN 2011-2020, y según lo establecido en el Reglamento de

Transmisión y en su Modificatoria aprobada con Decreto Supremo N° 010-2009-EM,

la fecha límite de recepción de observaciones a dicho Informe era el 30 de octubre de

2009. En ese sentido, el comentario ya no es aplicable.

Consulta u Observación N° 2: Pagina 6 de 72, Análisis de sensibilidad

El retraso del proyecto Zapallal-Trujillo de 500 kV por 6 meses provocaría mayor

generación térmica en la zona Norte para limitar el flujo en la línea Zapallal-

Paramonga-Chimbote-Trujillo a su capacidad máxima. En el mediano y largo plazo,

esta línea será la principal vía de conexión entre el Centro y el Norte.


959





En este análisis debe indicarse si los efectos demora incluye la existencia de la línea

Carhuamayo – Cajamarca en servicio o no.


Consulta u Observación N° 3: Pagina 6 de 72, Análisis de sensibilidad

El requerimiento de transmisión asociado al incremento de la capacidad de

generación en base a gas natural en la zona de Chilca, lo conforman las líneas de

220/500 kV Chilca-La Planicie-Zapallal, de 220 kV Mantaro-Cotaruse-Socabaya

repotenciada, de 500 kV Zapallal-Trujillo y Mantaro-Caravelí-Montalvo en 500 kV..


En este análisis debe añadirse la Línea Chilca Marcona Ocoña Montalvo 500 kv, y la

real situación del proyecto Mantaro-Caravelí-Montalvo en 500 kV.


Consulta u Observación N° 4: Pagina 6 de 72, Niveles de Cortocircuito

NIVELES DE CORTOCIRCUITO

Mientras se desarrollan los proyectos que resuelvan de manera definitiva los efectos

del incremento de las corrientes de cortocircuito en las subestaciones Chavarría,

Santa Rosa y San Juan de Miraflores, se deberá adoptar medidas transitorias para

reducirlas a valores permisibles. Entre estas medidas se puede mencionar la

separación de barras y/o la instalación de reactancias en los neutros de los

transformadores.


¿Cuales son las alternativas visualizadas por el planeador del sistema para atender

esta situación?

Los incrementos son obvios debido al aumento de la capacidad de generación y de la

capacidad de transmisión.

Tienen entre sus opciones la instalación de líneas de transmisión en Corriente

Continua? Flexible alternating current transmission systems (FACTS)?

¿Están incluidas en las conclusiones?

Se ha considerado trabajar en condiciones de anillos abiertos con posibilidades de

enlaces solo en condiciones de emergencia.


960





Consulta u Observación N° 5: Pagina 8 de 72, Conclusiones

L.T. de 500 kV Chilca-Marcona o un proyecto de transmisión alternativo en 220 kV,

que es dependiente de los desarrollos de generación local y nuevas cargas minero-

industriales en la zona de Marcona.


No se menciona la proyecto concesionado Chilca Marcona Ocoña Montalvo 500 kV.



Proyecto de Compensación Reactiva en la zona Norte, principalmente en el eje Piura-

Talara-Zorritos.


No se menciona compensaciones en la zona Sur y Sur - Este.

Incluirlas en este plan pues son actualmente restricciones que no se atienden con los

nuevos proyectos. Las compensaciones reactivas son para los propios sistemas de

transmisión pero no para las cargas propiamente dichas.


Consulta u Observación N° 7: Pagina 20 de 72, Previsiones

2.2.2 PREVISIONES PARA EL PERIODO JUNIO 2010– DICIEMBRE 2010 El período

junio 2010 - Diciembre 2010 se torna particularmente crítico por las siguientes

razones:

- No estará presente el proyecto NOR1 (líneas Carhuamayo-Paragsha- Conococha-

Huallanca-Cajamarca-Carhuaquero en 220 kV), motivo por el cual, la transmisión

centro-norte estará limitada por la capacidad de la línea Paramonga-Chimbote-Trujillo,

que es de aproximadamente 330 MW por estabilidad de tensión.

_ La disponibilidad de potencia hidroeléctrica disminuye sustancialmente en el periodo

de estiaje (junio-octubre) y ello se manifiesta de manera especial en el área norte,

donde la disponibilidad hidráulica puede descender hasta en 240 MW en el periodo

más crítico.


No se indica que la presencia de esta línea no ayudaría si no se refuerza la conexión

desde el Mantaro hacia Carhuamayo. Hay elementos que forman cuello de botella en

dicha transmisión.

961







Cuadro N° 3.2 Proyectos Principales considerados en la Demanda


No se menciona a proyectos importantes en la Zona Sur.

Quellaveco, Las Bambas, Apurimac Ferrum.

¿Se tendrán que auto abastecer?

Estos proyectos son de tamaño considerable a Antamina o Toromocho.

En especial el de Las Bambas que con una inversión de 4,200 Millones de Dólares

podría estar requiriendo alrededor de 300 MW solo ella.


Consulta u Observación N° 9: Pagina 27 de 72,

3.2.1. PROGRAMA DE OBRAS DE GENERACIÓN


No se debe incluir como Generación nueva los Traslados de Centrales, pues esas ya

están atendiendo cargas en barras que todas tienen restricciones.

Tampoco las conversiones de tipo de combustible.

En los casos de las Centrales Térmicas de Electro Oriente que son muy antiguas, no

cuentan con repotenciación y elevarán los costos de todos los demás generadores al

tener una eficiencia muy baja. Considerar en su lugar una línea de transmisión alterna

por una ruta distinta para mejorar la confiabilidad de esa zona del país. Eliminando la

necesidad de transporte caro de combustible hacia dichas centrales.


Consulta u Observación N° 10: Pagina 29 de 72, Transmisión



Esta incorrecta la fecha de entrada en servicio de dicho proyecto. Es Julio 2013.


962


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Informe de diagnóstico Preguntas sobre el Plan de Transmisión Peru

1. Afirmación del Plan: Pagina 6 de 72, Análisis de sensibilidad De los proyectos no concesionados, Chilca-Marcona en 500 kV y Zapallal-Trujillo en 500 kV resultan importantes. Chilca-Marcona 500 kV constituiría la vía principal de abastecimiento a Marcona. En caso contrario será necesario un segundo circuito Ica- Marcona en 220 kV mas equipamiento de compensación reactiva variable (SVC). Un proyecto de generación a gas natural en Marcona del orden de 260 MW, haría que uno u otro proyecto pierda importancia y se requiera solo un circuito adicional de 220 kV para mantener la confiabilidad de suministro. Pregunta/ Comentario: En este análisis debe indicarse que la medida de mitigación cubre un determinado horizonte. Un proyecto de transmisión de gas debe analizarse como reemplazo de la generación de energía para proceso térmico y no para generación de energía eléctrica, pues lo hace ineficiente, 30% solamente. Versus 100% para uso en forma térmica o de proceso. Debe hacerse una competencia aditiva no una competencia sustractiva. Ese es el rol de los planificadores.

2. Afirmación del Plan: Pagina 6 de 72, Análisis de sensibilidad El retraso del proyecto Zapallal-Trujillo de 500 kV por 6 meses provocaría mayor generación térmica en la zona Norte para limitar el flujo en la línea Zapallal- Paramonga-Chimbote-Trujillo a su capacidad máxima. En el mediano y largo plazo, esta línea será la principal vía de conexión entre el Centro y el Norte. Pregunta/ Comentario: En este análisis debe indicarse si los efectos demora incluye la existencia de la línea Carhuamayo – Cajamarca en servicio o no.

3. Afirmación del Plan: Pagina 6 de 72, Análisis de sensibilidad El requerimiento de transmisión asociado al incremento de la capacidad de generación en base a gas natural en la zona de Chilca, lo conforman las líneas de 220/500 kV Chilca-La Planicie-Zapallal, de 220 kV Mantaro-Cotaruse-Socabaya repotenciada, de 500 kV Zapallal-Trujillo y Mantaro-Caravelí-Montalvo en 500 kV.. Pregunta/ Comentario: En este análisis debe añadirse la Línea Chilca Marcona Ocoña Montalvo 500 kv, y la real situación del proyecto Mantaro-Caravelí-Montalvo en 500 kV.

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4. Afirmación del Plan: Pagina 6 de 72, Niveles de Cortocircuito NIVELES DE CORTOCIRCUITO Mientras se desarrollan los proyectos que resuelvan de manera definitiva los efectos del incremento de las corrientes de cortocircuito en las subestaciones Chavarría, Santa Rosa y San Juan de Miraflores, se deberá adoptar medidas transitorias para reducirlas a valores permisibles. Entre estas medidas se puede mencionar la separación de barras y/o la instalación de reactancias en los neutros de los transformadores. Pregunta/ Comentario: ¿Cuales son las alternativas visualizadas por el planeador del sistema para atender esta situación? Los incrementos son obvios debido al aumento de la capacidad de generación y de la capacidad de transmisión. Tienen entre sus opciones la instalación de líneas de transmisión en Corriente Continua? Flexible alternating current transmission systems (FACTS)? ¿Están incluidas en las conclusiones? Se ha considerado trabajar en condiciones de anillos abiertos con posibilidades de enlaces solo en condiciones de emergencia.

5. Afirmación del Plan: Pagina 8 de 72, Conclusiones L.T. de 500 kV Chilca-Marcona o un proyecto de transmisión alternativo en 220 kV, que es dependiente de los desarrollos de generación local y nuevas cargas minero-industriales en la zona de Marcona. Pregunta/ Comentario: No se menciona la proyecto concesionado Chilca Marcona Ocoña Montalvo 500 kv.

6. Afirmación del Plan: Pagina 8 de 72, Conclusiones Proyecto de Compensación Reactiva en la zona Norte, principalmente en el eje Piura-Talara-Zorritos. Pregunta/ Comentario: No se menciona compensaciones en la zona Sur y Sur - Este. Incluirlas en este plan pues son actualmente restricciones que no se atienden con los nuevos proyectos. Las compensaciones reactivas son para los propios sistemas de transmisión pero no para las cargas propiamente dichas.

7. Afirmación del Plan: Pagina 20 de 72, Previsiones 2.2.2 PREVISIONES PARA EL PERIODO JUNIO 2010– DICIEMBRE 2010 El período junio 2010 - Diciembre 2010 se torna particularmente crítico por las siguientes razones:

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_ No estará presente el proyecto NOR1 (líneas Carhuamayo-Paragsha- Conococha-Huallanca-Cajamarca-Carhuaquero en 220 kV), motivo por el cual, la transmisión centro-norte estará limitada por la capacidad de la línea Paramonga-Chimbote-Trujillo, que es de aproximadamente 330 MW por estabilidad de tensión. _ La disponibilidad de potencia hidroeléctrica disminuye sustancialmente en el periodo de estiaje (junio-octubre) y ello se manifiesta de manera especial en el área norte, donde la disponibilidad hidráulica puede descender hasta en 240 MW en el periodo más crítico. Pregunta/ Comentario: No se indica que la presencia de esta línea no ayudaría si no se refuerza la conexión desde el Mantaro hacia Carhuamayo. Hay elementos que forman cuello de botella en dicha transmisión.

8. Afirmación del Plan: Pagina 26 de 72, Conclusiones Cuadro N° 3.2 Proyectos Principales considerados en la Demanda Pregunta/ Comentario: No se menciona a proyectos importantes en la Zona Sur. Quellaveco, Las Bambas, Apurimac Ferrum. ¿Se tendrán que auto abastecer? Estos proyectos son de tamaño considerable a Antamina o Toromocho. En especial el de Las Bambas que con una inversión de 4,200 Millones de Dólares podría estar requiriendo alrededor de 300 MW solo ella.

9. Afirmación del Plan: Pagina 27 de 72, 3.2.1. PROGRAMA DE OBRAS DE GENERACIÓN Pregunta/ Comentario: No se debe incluir como Generación nueva los Traslados de Centrales, pues esas ya están atendiendo cargas en barras que todas tienen restricciones. Tampoco las conversiones de tipo de combustible. En los casos de las Centrales Térmicas de Electro Oriente que son muy antiguas, no cuentan con repotenciación y elevarán los costos de todos los demás generadores al tener una eficiencia muy baja. Considerar en su lugar una línea de transmisión alterna por una ruta distinta para mejorar la confiabilidad de esa zona del país. Eliminando la necesidad de transporte caro de combustible hacia dichas centrales.

10. Afirmación del Plan: Pagina 29 de 72, Transmisión Jun-2012 L.T. Chilca - Marcona - Caravelí 500 kV

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Referencia: AUDIENCIA PÚBLICA DESCENTRALIZADA PREGUNTAS REALIZADAS EN CUSCO: Consulta u Observación N° 1: Clemente Cuba (Docente de la Universidad San Antonio del Cusco Facultad Ing.

eléctrica) Horizonte del Plan

¿Cuál es el razonamiento lógico que permite la discrepancia entre el Horizonte del 2015 y Horizonte del 2020 de los planes sur y norte, no es recomendable unificar a un solo horizonte? Respuesta N° 1: El horizonte del estudio es de 10 años para todo el SEIN, solo que en el estudio se

señala que para el proyecto del plan vinculante Machupicchu - Quencoro - Onocora

estaría para el 2015.

Consulta u Observación N° 2: Verónica Gonzales Saldaña (EGEMSA) Con relación a la tecnología de Corriente Continua, en el estudio se dice que en un

futuro se va aplicar esta tecnología. ¿Por qué no se pensó aplicar antes esta tecnología?; ¿Cuánto es el costo de esta tecnología frente a la de 500 kV AC? Respuesta N° 2: El planteamiento que se hace en el estudio es una propuesta inicial, no significa que

es una definición determinante, porque hay muchos aspectos de ingeniería de diseño

que dependerán de la magnitud y dimensión, éste es un planteamiento inicial en 500

kV y con capacidad de ser expandida en un futuro más allá del horizonte a corriente

continua. Por la particularidad que tiene la configuración de la red se tienen muchos

puntos y se considera la transmisión de corriente continua punto a punto, lo cual no se

puede adelantar y básicamente solo es un planteamiento inicial.

Respuesta Complementaria:

Considerando que la decisión y desarrollo de la red colectora podría tomar todavía

unos años, se ha recomendado que se realicen previamente los estudios e

investigaciones en este sistema en, al menos, dos temas:

• Altitud: Estudios técnicos de investigación y diseño de líneas en EAT a gran altitud.

Este tema es importante pues no se cuenta con experiencia conocida en esta área en

el mundo para circuitos que operen en tensión de 500 kV o superior;

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• Conversión futura para operación en CC: Estudios técnicos para investigar la

factibilidad de utilización de sistemas de transmisión a corriente continua, en la red de

transmisión de Oriente, en el largo plazo, a fin de que amerite que inicialmente se

instale el aislamiento dimensionado para al menos 600 kV DC. Esta investigación

deberá también tomar en cuenta que parte de la ruta de los circuitos de la red

colectora estará operando en locales de gran altitud.

Consulta u Observación N° 3: Carlos Menéndez Deza (EGEMSA)

Sobre el análisis de la demanda, en el estudio se ha simplificado de tal manera que se

tenga un análisis bidimensional, unificando la proyección de la demanda del área

norte con el área sur, lo que nos da una simplificación que hace que el colector

proyectado para el área sur sea muy cercano al colector del área centro, simplificando

el estudio. Si se considera tres centros de demanda se tendría un análisis

tridimensional, ¿Que exacto es el resultado del Estudio con el análisis bidimensional de la demanda? ¿Que tanto se puede hacer para que el Estudio considere un análisis tridimensional con las tres áreas de demanda? Respuesta N° 3: El estudio considera las tres áreas de demanda, Centro, Norte y Sur, y todo el

desarrollo se ha hecho en esa base, por eso se discrimina los crecimientos por zonas

y también de otros tipos de proyectos.

Respecto a la colectora (la ubicación de la colectora es en Cusco)

Ese enlace del Oriente es independiente de las áreas de demanda porque es

generación que va a ingresar a todo el sistema.


La ubicación de la subestación Colectora Sur es aún muy preliminar, su ubicación

dependerá de estudios posteriores.

PREGUNTAS REALIZADAS EN TRUJILLO: Consulta u Observación N° 4: Mario Azañero (CIP, la Libertad – Presidente Capítulo de Ingeniería Mecánica –

Eléctrica)

Con respecto a las Grandes inversiones en generación por ejemplo en el sur tenemos

6000 MW en la zona de Inambari para exportación de energía a Brasil ¿De dónde se va a obtener el dinero para efectuar estas inversiones de gran magnitud para el país?

Respuesta N° 4: Este estudio tiene un ámbito que es el de transmisión. El ámbito de la generación del

país es un sector que esta movido por el libre mercado de los agentes, por lo tanto las

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decisiones, tanto de la definición de la magnitud y de oportunidades de inversión de

generación, dependen de los agentes.

Consulta u Observación N° 5: Roger León (Hidrandina)

Con respecto a las consideraciones que se ha tomado en el estudio para darle mayor

robustez al servicio eléctrico, a la calidad y a la continuidad; considerando que en

Trujillo se tiene 2 centrales térmicas, una instalada en Trujillo norte de 60 MW y otra

en Trujillo sur de 20 MW que esta inoperativa, lo cual debilita al sistema, por ejemplo

cuando ocurre alguna interrupción en la zona sur de Trujillo tenemos 95000 clientes

sin servicio eléctricos porque la central térmica que nos apoyaba esta inoperativa,

también por ejemplo si alguna línea de transmisión en el norte colapsa se va todo el

sistema norte y se queda sin energía eléctrica como ha ocurrido últimamente en

Chiclayo durante varias horas toda la zona de Chiclayo se queda sin energía eléctrica.

¿El estudio ha tomado en cuenta estos criterios para darle mayor robustez a la zona de norte del Perú? Respuesta N° 5: Una es la imagen que se tiene actualmente del sistema norte que es muy débil y tiene

solamente un circuito en gran parte de la zona del norte peruano, y otro va ser el

panorama cuando se implementan los proyectos del plan transitorio.

Consulta u Observación N° 6: Domingo Callupe (Hidrandina)

En el Perú tenemos líneas de transmisión en 220 kV, al pasar a 500kV probablemente

las pérdidas se van a incrementar por el efecto joule y efecto corona, como en la zona

costera del norte tenemos interrupciones y teniendo que desarrollar la transmisión en

toda la zona costera. Se deben desarrollar troncales en corriente continua que se

puedan interconectar desde la zona sur hasta Tumbes donde las interrupciones

disminuirían y las perdidas también.

Respuesta N° 6: El crecimiento de la zona norte es bastante agresivo, sobretodo en la zona minera de

Cajamarca. Pero hay que tener en cuenta que las actuales líneas de transmisión de

220 kV tienen capacidad de 150 MW y las líneas en 500 kV tienen 700 MW y una

capacidad final de 1000 MW, y actualmente se está construyendo 2 circuitos mas por

la sierra que van a llegar al norte en 220 kV con una capacidad total de 360 MW en

total. Por lo tanto la capacidad que se tiene para el norte es muy amplia y si esto

cambiara, hay que tomar en cuenta que el estudio se hace cada 2 años y estos

cambios se tomarían en cuenta en próximos estudios.

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PREGUNTAS REALIZADAS EN LIMA: Consulta u Observación N° 7: Rodolfo Zamalloa (Cerro Verde)

… La decisión y ejecución temprana de obras es la fortaleza de un plan…

Los analistas señalan que el Perú podría crecer hasta el 10% y es muy probable que

se llegue a un 7 % por lo cual la agroindustria va a crecer tanto en el norte como el sur

también hay algunos proyectos que van a demandar energía como es el caso de la

minera las Bambas con una inversión de más de 4000 millones de dólares en la zona

sur en el departamento de Apurímac, estos son avisos de proyectos que requieren de

un suministro eléctrico.

Un ejemplo de este plan señala la implementación de la línea Independencia -

Marcona - Socabaya para el 2020 un futuro bastante largo, cuando lo que la

tecnología moderna con la que se están ocupando los centros de producción

requieren confiabilidad y calidad, probablemente esta línea permita mejorar en el sur

estos parámetros ¿Por qué mirar hasta el 2020 para desarrollar esta línea y no programarlo antes del 2015?

Respuesta N° 7: La demanda no se restringe a una proyección determinística sino es mucho más

amplio por ejemplo se llega a 15 % anual de crecimiento durante 10 años y además

se considera las concentraciones de demanda de los proyectos mineros. Además el

plan robusto para el 2020 se monitorea en el proceso de planificación que está en

marcha.

Consulta u Observación N° 8: Hugo Acosta (REP)

¿Se estudio la necesidad de refuerzos previos al 2015 y adicionales a proyectos del plan transitorio de transmisión algunos de los cuales ya están en ejecución? Respuesta N° 8: Se ha hecho una evaluación de todo esto y como resultado salió el plan vinculante.


En el Reglamento de Transmisión se indica que el Plan Vinculante corresponde a los

proyectos nuevos y Refuerzos incluidos en el Plan de Transmisión, cuyas actividades

para su ejecución deben iniciarse dentro del Período de Vigencia del Plan de

Transmisión, siendo este periodo del 1/05/2011 al 31/12/2012. En el mismo

Reglamento, considerando la modificación introducida por el D.S. 010-2009-EM, se

indica que las instalaciones de transmisión cuya construcción se requiera iniciar antes

del 1 de mayo de 2011, serán incluidas en la actualización del Plan Transitorio de

Transmisión, elaborado y aprobado por el MINEM.

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Como se puede ver, las necesidades de necesidades de transmisión en el corto plazo

deben estar incluidas en el Plan Transitorio de Transmisión y en el Plan de

Transmisión, específicamente en el Plan Vinculante.

Consulta u Observación N° 9: Carlos Cárdenas (independiente)

Si bien la incertidumbre es parte del dialogo mismo, los requerimientos de energía

siempre son rentables tanto para como el consumo interno como para el negocio de

exportación, esta es la certidumbre que se tiene que considerar.

El tamaño de la demanda define el tamaño de la transmisión. Se debe tener cuidado

para que siempre esté disponible al largo plazo.

¿Es necesario considerar la promoción de pronóstico de demandas propias en el país? Respuesta N° 9: Se ha considerado un gran número de escenarios de demanda, partiendo de un

extremo pesimista, para llegar a un lado optimista, con lo cual se cubren en mayor

parte los casos optimistas con mayor cantidad de futuros.

Consulta u Observación N° 10: César Aguilar (Consultores Asociados)

• Un planeamiento a largo plazo se hace a 20 años y mínimo a 15 años

¿Porque un horizonte de 10 años y no de 20 años? • En la demanda un escenario del de 15% de crecimiento anual es muy amplio

pero se podría cometer un error en el tema de hacer un promedio global, así como se

considera la demanda de Lima, el crecimiento de La Libertad, Cajamarca,

Lambayeque y Cusco no son iguales, se recomienda contactar con las empresas

distribuidoras que conocen el crecimiento de su economía por zona para tener una

mejor proyección de la demanda por zonas.

No se puede planificar por separado la transmisión de la distribución, la distribución es

la que fija donde poner una subestación y la transmisión lo único que hace es llevar la

energía hasta las subestaciones.

• ¿Si el estudio sugiere no exportar energía a Brasil eso se tomaría en cuenta o se tomaría en cuenta la decisión de Estado? Respuesta N° 10: Respecto al horizonte de estudio se consideró lo que indica la norma, el cual es 10

años.

No solo hay que ver la demanda sino también la oferta. En nuestro sistema tenemos

mayor incertidumbre en la oferta en comparación con otros países.

Si se tiene en cuenta el crecimiento por zonas tal como se ve en los futuros

planteados como en los casos donde se tiene un crecimiento mayor fuera de Lima.

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En el estudio de las centrales del oriente el estudio se enfocó hacia dentro del país y

no hacia la exportación.


En el estudio se han analizado futuros de exportación del 50% de la capacidad de las

centrales del oriente, así como futuros en los que toda la producción de las centrales

indicadas sirve a la demanda del SEIN.

Consulta u Observación N° 11: Wilfredo Sifuentes (OSINERGMIN):

El informe no reproduce lo que se ha desarrollado en la parte eléctrica y en el Perseo,

se pide que se actualice el Informe con los datos que se han empleado en las

simulaciones.

No se ha encontrado en el Informe el análisis de uso de las líneas. La norma dice que

se tiene que identificar cuáles son de uso exclusivo de la demanda o de la generación

para ver qué es lo que queda como parte del Plan de Transmisión.

No se observa una coherencia en los datos usados para los modelos, es el caso de

las RER, si considerado en Perseo y no en el DIgSILENT, por lo tanto se tiene que

establecer una coherencia entre ambas simulaciones.

Las RER solares, se ha observado que estas centrales se han modelado como CCTT

en el PERSEO, y éste los ha despachado en los tres bloques. Los solares solo

despachan en el día, si se modelara de manera más adecuada (restándole de la

demanda simplemente) los resultados de los atributos podrían ser diferentes.

Respuesta N° 11: Respecto a las simulaciones PERSEO y DIgSILENT, hay muchas cosas que se han

simplificado. La resolución del PERSEO es diferente al del Análisis Eléctrico, pero

obviamente se ha conservado lo principal, podemos clarificar esto en el informe. Para

fines de Planificación estas simplificaciones son adecuadas, todo esto se va a aclarar

en el informe.


El Plan de Transmisión incluye el conjunto de obras que se consideran necesarias

para atender el crecimiento de la demanda cumpliendo con lo establecido al respecto

por la Norma, de acuerdo a los alcances del PT indicados en el RT.

La generación de las plantas renovables (RER) fue modelada en PERSEO como

plantas equivalentes con una determinada potencia instalada, que corresponde a la

potencia nominal de la RER, y un factor de planta asociado. Se considera que esta

aproximación es suficiente para fines de un estudio de planificación de largo, a

diferencia de un estudio tarifario en el cual se requiere mayor precisión, pero inclusive

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en este caso se hacen simplificaciones como el restar la generación menor localizada

del total de la demanda.

Consulta u Observación N° 12: Roberto Guerra:

En los análisis de sensibilidad debe indicarse en que medida se cubre un determinado

Horizonte. Los proyectos de transmisión de gas deben analizarse como reemplazo de

la generación eléctrica para el proceso térmico y no para generación de energía

eléctrica, porque ello hace competir la tubería de gas con una línea, debe hacerse una

competencia aditiva y no sustractiva.

Retraso del proyecto L.T. Zapallal – Trujillo por 6 meses, que provocaría una

generación térmica en la zona norte para limitar el flujo de la L.T. Zapallal -

Paramonga - Chimbote, ¿Debe indicarse si estos efectos de demora incluyen la

existencia de la línea Carhuamayo - Cajamarca en servicio, o no?, pues dicha línea

esta congestionada.

También se menciona el requerimiento de transmisión asociado a la zona de Chilca

en base a GN con líneas hacia la Planicie, Zapallal y la línea de Zapallal - Trujillo y

Mantaro Caravelí – Montalvo (con restricciones de construcción). En este análisis

debe añadirse la línea Chilca – Marcona – Ocoña – Montalvo en la situación real del

proyecto que mencione (retrasado).

Los niveles de cortocircuito ¿Cuales serian las alternativas visualizadas por el Planificador del sistema para atender esta situación?. Los incrementos son obvios

debido a la mayor capacidad de generación y capacidad transmisión.

La Chilca – Marcona como un proyecto alternativo de 220 kV que es dependiente del

desarrollo de la generación local, no están considerando que ya esta concesionado la

L.T. Chilca – Marcona – Montalvo de 500 kV.

No se menciona compensación en la zona sur y sur-este que sabemos que tienen

problemas de compensación reactiva.

Las líneas que vienen de las centrales del Oriente debieran venir a nuevos polos, que

el polo no siga siendo Lima. Si Lima está lejos de Inambari, aprovechar que esta

central está en el Sur para hacer otro polo (Arequipa, Moquegua) y hacer otro con las

centrales que están en la zona centro del oriente llevándolos hacia la zona de Trujillo

y tener tres polos unidos mediante líneas de DC, lo cual no tendrían problemas de

distancia eléctrica, eso ayudaría a mejorar la estabilidad del sistema y ayudaría mucho

a Lima, y las líneas que actualmente están soportando el traslado de potencia hacia el

sur y hacia el norte, servirían para llevar energía de los nuevos polos sur y norte hacia

Lima.

Respuesta N° 12: Esta es una propuesta de conexión de las líneas del Oriente que atienden a las

necesidades que se perciben ahora, el centro de carga del sistema está en la zona

central y eso no variará en los diez años, por lo tanto eléctricamente, técnicamente la

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distancia eléctrica tienen que ser las mejores. Ese tipo de definiciones a este nivel no

tienen lugar ahora, pues existen muchos aspectos técnicos que tienen que tenerse en

cuenta. Hay una serie de problemas, que no se puede decir, que lo que dice en el

informe se va hacer, hay una serie de estudios que tienen que realizarse de acuerdo

se va presentando la evolución del sistema.

Respecto a la competencia del gas natural y de la generación, ese es un aspecto que

se ve desde el punto de vista de transmisión, si bien la generación es incierta, en

cualquier sitio puede haber, esta sumado a eso los problemas del gas (llega al norte o

no). Los extremos tomados en cuenta fueron 60% de generación térmica a GN y otro

40% de generación térmica a GN. Esta restringido únicamente a la parte de

transmisión.


La propuesta de vincular la central Inambari al SEIN a través de la zona Sur fue

analizada, sin embargo la idea de conectarla directamente a la zona Centro se debe a

que allí se encuentra el centro de carga del SEIN (ceca a Lima). Otro punto a favor de

la decisión adoptada, fue el hecho de que las redes planteadas también debían

permitir la vinculación al SEIN de las otras centrales hidroeléctricas ubicadas en la

zona oriental (Paquitzapango, Mainique, Tambo 40 y Tambo 60).

Asimismo hay que tomar en cuenta también, que geográficamente el centro de carga

de la zona Sur (entre Moquegua y Socabaya) se encuentra al sur de Inambari (esta

central está en una latitud cercana a la Pisco), por lo que la longitud, así como la

impedancia de línea, pasando por la zona Sur hasta el centro de carga del SEIN, sería

mucho mayor que en la configuración adoptada.

Nota.- El ingeniero Roberto Guerra presentó en la mesa de la Audiencia sus

comentarios por escrito, los mismos que también remitió previamente al COES por

correo electrónico, y estos han sido contestados en un documento de respuesta que

está disponible en el portal de Internet del COES.

Consulta u Observación N° 13: Jaime Luyo

Comentó que el periodo de estudio no le parece el adecuado (2020), pues el estudio

se ha visto acotado a incluir a las cinco centrales del oriente en ese periodo, lo cual no

parece posible, y que eso será posible a mediados de la siguiente década, pues esas

cinco centrales no serán capaces de cubrir la demanda interna. Poner la cota al 2020

ha limitado el análisis, pues se quisiera saber si ¿Habrá exportación? y ¿Son necesarias las centrales del oriente?.

No se ha considerado (en magnitudes) el aporte progresivo de las centrales de

fuentes renovables, considera que no es despreciable, pero eso se hubiera visto en

forma más útil si se hubiera cubierto hasta el 2030.

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Respuesta N° 13: Hay que focalizarnos donde estamos. Dentro de una pirámide de planificación o de

enfoque de desarrollo del sector eléctrico, hay varias etapas, etapa estratégica donde

están los estudios de planeamiento estratégico y del cual se definen las políticas,

etapa intermedia donde se determinan los planes del sector, como el Plan Referencial

de Electricidad, y otras de nivel más operativo. El estudio está en el nivel operativo,

por lo tanto no es posible ir a otro nivel, pues el nivel operativo se nutre de los otros

niveles.

La generación para nosotros es una incertidumbre.

Consulta u Observación N° 14: Luis Mejía Regalado (CIP- Lima- Presidente Capítulo de Ingeniería Eléctrica)

El Decreto Legislativo N° 1010 (aprobó la ley de la s energías renovables) dice que

cada quinquenio tiene que haber un incremento de hasta de 5% adicional de la

componente de energía renovable. En el PPT deberían de precisarse cuáles podrían ser los efectos en la estabilidad del sistema si es que se incrementara los márgenes, y que márgenes de incremento serían razonables de modo que las decisiones de política puedan tener más consistencia.

Respuesta N° 14: COES: Tener en cuenta respecto a este punto, que una situación es tener los

proyectos RER bajo la configuración actual y otro bajo un sistema de 500 kV,

prácticamente casi desde Chiclayo hasta Moquegua, entonces es una situación

diferente.

Consultor del COES (ingeniero Daniel Llarens): Estos proyectos de RER reducen

costos, y la realidad es que los países están promoviendo el desarrollo de estos

proyectos, pero desde el punto de vista de ingeniería se debería buscar la forma de

resolver los problemas operativos en el sistema que traen consigo los proyectos RER.

Consulta u Observación N° 15: Alfredo Román

Una vez implementada la transmisión en 500 kV en Trujillo ¿Se ha previsto reforzar la transmisión en 220 kV hacia Cajamarca Norte? considerando que antes del 2015

entrarán y se ampliarán proyectos mineros grandes. ¿La línea de transmisión Carhuaquero – Cajamarca que considera el Plan, se implementará de Carhuaquero a Cerro Corona o de Carhuaquero a Cajamarca Norte? Respuesta N° 15: Obviamente con el reforzamiento hasta Chiclayo, la transmisión a Cajamarca es

mucho más solida y está previsto que si ante un incremento que pueda ver en el

futuro con el esquema de 220 kV un reforzamiento adicional sería adecuado, eso está

sustentado en el Plan.

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Lo de Carhuaquero – Cajamarca es un problema coyuntural del sistema, pero se

entiende que de todas maneras topológicamente se cerrará el circuito.

Fin de la audiencia: 13:10 horas, del 09 de setiembre 2010.

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Respuestas a los Comentarios y Observaciones a la ...

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