Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en Transmisión para el Área de Demanda 1

Transcripción

1 GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA AV. CANADA N SAN BORJA FAX Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en Transmisión para el Área de Demanda 1 Regulación para el período (Prepublicación) Lima, abril 2012

2 OSINERGMIN Resumen Ejecutivo El presente informe describe el estudio realizado por OSINERGMIN como sustento para la determinación del Plan de Inversiones en Transmisión del Área de Demanda 1 1, para el período mayo abril Electronoroeste S.A. (en adelante ENOSA ), Adinelsa, Electroperú S.A. y Red de Energía del Perú S.A. (en adelante y en conjunto TITULARES ) son las empresas concesionarias que tienen instalaciones de transmisión en el Área de Demanda 1 y que forman parte del Sistema Secundario de Transmisión (en adelante SST ) y Sistema Complementario de Transmisión (en adelante SCT ) remunerados por la demanda. Para la elaboración del presente informe se han considerado los estudios técnico - económicos presentados por los TITULARES, las respuestas e información complementaria que presentaron para absolver las observaciones formuladas por OSINERGMIN, así como los estudios desarrollados sobre el particular por la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria de OSINERGMIN (en adelante GART ) y/o estudios encargados por OSINERGMIN a consultores especializados. En ese sentido, para los casos en los que no se han subsanado adecuadamente dichas observaciones o la información presentada como parte de la subsanación no es consistente o no ha sido debidamente sustentada, OSINERGMIN ha procedido a determinar el Plan de Inversiones correspondiente con base en lo dispuesto en la Ley de Concesiones Eléctricas (en adelante LCE ) y su Reglamento; en la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica (Ley N 28832) y su Reglamento de Transmisión; así como, en las normas emitidas por OSINERGMIN para tal fin. De los TITULARES, sólo ENOSA ha presentado el estudio que sustenta su propuesta de Plan de Inversiones para el Área de Demanda 1, correspondiente al período Área de Demanda 1: Abarca los departamentos de Tumbes y Piura. Las Áreas de Demanda fueron establecidas mediante la Resolución OSINERGMIN Nº OS/CD y modificadas por las Resoluciones OSINERGMIN N OS/CD, N OS/CD y N OS/CD. para el Área de Demanda 1 (prepublicación) Página 1 de 90

3 OSINERGMIN De acuerdo con el análisis realizado por OSINERGMIN, de manera general, se han efectuado los siguientes cambios con relación a la propuesta presentada por ENOSA: Se ha incluido sólo las nuevas demandas que cuentan con el sustento correspondiente. Se ha considerado la nueva demanda que originará el Plan de Electrificación Rural aprobado por el Ministerio de Energía y Minas. Para efectos de determinar el Plan de Inversiones en Transmisión, se ha efectuado la proyección espacial de la demanda de potencia a nivel de cada barra de subestación. Para el análisis se consideran las inversiones que están previstas sean realizadas a través de PROINVERSIÓN, Dirección de Electrificación Rural del MINEM o las encargadas a la empresa REP. Sin embargo, éstas no son incluidas en el Plan de Inversiones cuya responsabilidad de implementación serán asignadas a los Titulares del Área de Demanda 1. Se han incluido los elementos del SST que pasarán a reserva o se darán de Baja, en el horizonte del Plan de Inversiones Como consecuencia de la aplicación de estos cambios, se verifica la conveniencia de implementar: una nueva subestación 220/60/10 kv para atender la demanda de la zona sur de Piura y a partir de ésta una nueva línea 60 kv hacia Chulucanas, la subestación Cancas 60/22,9 kv, a cambio de continuar atendiendo nuevas cargas a 22,9 kv desde la subestación Máncora y abastecer la demanda eléctrica de la Bahía de Bayóvar, a partir de la barra 60 kv de la subestación existente Bayóvar. En resumen, el Plan de Inversiones del Área de Demanda 1, para el período , se muestra en el siguiente cuadro: Plan de Inversiones en Transmisión del Área de Demanda 1 para el periodo Proponentes/titulares Inversión (US$) Longitud (km) Potencia de Transformación (MVA) Cantidad de Elementos Total Área de Demanda , ENOSA , AT Celda Línea ,9 3 Transformador MAT MT Celda Transformador Celda Compensador ELECTROPERU AT Celda Transformador MT Celda para el Área de Demanda 1 (prepublicación) Página 2 de 90

4 OSINERGMIN En el cuadro anterior están incluidas, además, las inversiones que los TITULARES han implementado desde setiembre 2011 o prevén poner en servicio antes de abril 2013 y que OSINERGMIN, como resultado de su análisis, ha encontrado procedentes en virtud a lo señalado en la Disposición Transitoria Única de la Resolución OSINERGMIN N OS/CD 2. Los valores mostrados en el cuadro anterior se han determinado aplicando la Base de Datos de Módulos Estándar de Inversión para Sistemas de Transmisión vigente y serán posteriormente actualizados de acuerdo con lo establecido en el numeral II del literal d) del Artículo 139 del Reglamento de la LCE. 2 Única.- Las instalaciones que sin estar consideradas en el Plan de Inversiones aprobado para el período , fueron puestas en operación comercial para atender el surgimiento de significativas demandas no previstas durante el proceso de aprobación de dicho Plan, excepcionalmente y por única vez, podrán justificarse técnica y económicamente como parte del estudio que sustente la propuesta del nuevo Plan de Inversiones correspondiente al período , a fin de que OSINERGMIN evalúe la procedencia de su inclusión en el cálculo del Peaje a partir de la siguiente fijación de Tarifas y Compensaciones de SST y SCT para el Área de Demanda 1 (prepublicación) Página 3 de 90

5 OSINERGMIN INDICE 1. INTRODUCCIÓN ASPECTOS REGULATORIOS Y NORMATIVOS PROCESO DE APROBACIÓN DEL PLAN DE INVERSIONES UBICACIÓN PROPUESTA INICIAL PROYECCIÓN DE LA DEMANDA PLAN DE INVERSIONES OBSERVACIONES A LOS ESTUDIOS TÉCNICO ECONÓMICOS PROPUESTA FINAL PROYECCIÓN DE LA DEMANDA PLAN DE INVERSIONES ANÁLISIS DE OSINERGMIN REVISIÓN DE LA DEMANDA Datos Históricos e Información Base Ventas de energía Variables explicativas Proyección Ventas - Usuarios Menores Proyección Ventas-Usuarios Mayores Nuevas Demandas en Bloque Proyección Global PLANEAMIENTO DE LA TRANSMISIÓN Diagnóstico de la situación Actual Análisis de Alternativas Sistema Eléctrico Piura Chulucanas Loma Larga Sistema La Unión Sechura Bayóvar Sistema Eléctrico Zorritos Cancas Máncora Plan de Inversiones Ejecución de proyectos no aprobados en el Plan de Inversiones vigente Reprogramación del Plan de Inversiones vigente Programación de Bajas CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ANEXOS Anexo A Análisis de las Respuestas a las Observaciones formuladas a la PROPUESTA INICIAL Anexo B Diagrama Unifilar del Sistema Actual según información de Titulares Anexo C Diagrama Unifilar de las Alternativas Seleccionadas - según análisis de OSINERGMIN Anexo D Plan de Inversiones determinado por OSINERGMIN Anexo E Cuadros Comparativos REFERENCIAS para el Área de Demanda 1 (prepublicación) Página 4 de 90

6 OSINERGMIN 1. Introducción El presente informe describe el estudio realizado por OSINERGMIN para la determinación del Plan de Inversiones en Transmisión para el Área de Demanda 1, correspondiente al período mayo abril 2017, el cual incluye además las Bajas que se identifican como resultado del planeamiento de expansión de la red de transmisión. Para la elaboración del presente informe se han considerado los estudios técnico-económicos presentados por los titulares de instalaciones de transmisión como sustento de sus propuestas de inversión para el período , las respuestas e información complementaria que presentaron para absolver las observaciones a dichos estudios, formuladas por OSINERGMIN, así como los estudios desarrollados sobre el particular por la GART y/o estudios encargados por OSINERGMIN a consultores especializados. 1.1 Aspectos Regulatorios y Normativos El sistema de precios debe ser estructurado sobre la base de la eficiencia económica de acuerdo con lo señalado por los Artículos 8 y 42 de la LCE 3. Las tarifas y compensaciones correspondientes a los sistemas de transmisión y distribución, deberán ser reguladas en cumplimiento del Artículo 43 de la LCE, modificado por la Ley N Artículo 8º.- La Ley establece un régimen de libertad de precios para los suministros que puedan efectuarse en condiciones de competencia, y un sistema de precios regulados en aquellos suministros que por su naturaleza lo requieran, reconociendo costos de eficiencia según los criterios contenidos en el Título V de la presente Ley. (...) Artículo 42º.- Los precios regulados reflejarán los costos marginales de suministro y estructurarán de modo que promuevan la eficiencia del sector. Artículo 43º.- Estarán sujetos a regulación de precios: (...) para el Área de Demanda 1 (prepublicación) Página 5 de 90

7 OSINERGMIN Según lo señalado en el Artículo 44 de la LCE 5, la regulación de la transmisión será efectuada por OSINERGMIN, independientemente de si las tarifas corresponden a ventas de electricidad para el servicio público o para aquellos suministros que se efectúen en condiciones de competencia. El numeral de la Ley Nº 28832, establece que las instalaciones del SCT son aquellas cuya puesta en operación comercial se produce en fecha posterior a la promulgación de esta Ley, mientras que en el literal b) 7 del numeral 27.2 del Artículo 27 de la misma Ley Nº se establece que los SCT se regulan considerando los criterios establecidos en la LCE para el caso de los SST. En el Artículo 139 del Reglamento de la LCE (modificado mediante el Decreto Supremo N EM y posteriormente mediante los Decretos Supremos N EM y N EM) se establecen los criterios para la regulación de los SST y SCT, donde se incluye lo concerniente al proceso de aprobación del Plan de Inversiones 8. Para cumplir con estos aspectos regulatorios, con Resolución OSINERGMIN N OS/CD (modificada mediante Resolución OSINERGMIN N c) Las tarifas y compensaciones de Sistemas de Transmisión y Distribución; (...) Artículo 44º.- Las tarifas de transmisión y distribución serán reguladas por la Comisión de Tarifas de Energía independientemente de si éstas corresponden a ventas de electricidad para el servicio público o para aquellos suministros que se efectúen en condiciones de competencia, según lo establezca el Reglamento de la Ley. Para éstos últimos, los precios de generación se obtendrán por acuerdo de partes. (...) 20.2 Las instalaciones del Sistema Garantizado de Transmisión y del Sistema Complementario de Transmisión son aquellas cuya puesta en operación comercial se produce en fecha posterior a la promulgación de la presente Ley, conforme se establece en los artículos siguientes Para las instalaciones del Sistema Complementario de Transmisión se tendrá en cuenta lo siguiente: ( ) b) ( ). Las compensaciones y tarifas se regulan considerando los criterios establecidos en la Ley de Concesiones Eléctricas para el caso de los Sistemas Secundarios de Transmisión. ( ) Artículo 139º.- ( ) Las compensaciones y las tarifas de transmisión a que se refieren los artículos 44 y 62 de la Ley; así como, las compensaciones y tarifas del Sistema Complementario de Transmisión a que se refiere el Artículo 27 de la Ley N 28832, serán fijadas por OSINERGMIN, teniendo presente lo siguiente: a) Criterios Aplicables ( ) V) El Plan de Inversiones está constituido por el conjunto de instalaciones de transmisión requeridas que entren en operación dentro de un periodo de fijación de Peajes y Compensaciones. Será revisado y aprobado por OSINERGMIN y obedece a un estudio de planificación de la expansión de transmisión considerando un horizonte de diez (10) años, que deberá preparar obligatoriamente cada concesionario de las instalaciones de transmisión remuneradas exclusivamente por la demanda. OSINERGMIN podrá elaborar y aprobar el Plan de Inversiones ante la omisión del concesionario correspondiente. ( ) d) Frecuencia de Revisión y Actualización ( ) VI) En cada proceso regulatorio se deberá prever las siguientes etapas: VI.1) Aprobación del Plan de Inversiones. ( ) para el Área de Demanda 1 (prepublicación) Página 6 de 90

8 OSINERGMIN 2011-OS/CD), se aprobaron los criterios, metodología y formatos para la presentación de los estudios que sustenten las propuestas de regulación de los SST y SCT (en adelante NORMA TARIFAS ), dentro de la cual está comprendido el proceso de aprobación del Plan de Inversiones. Asimismo, se aprobaron las siguientes normas, las cuales tienen relación vinculante con la NORMA TARIFAS: Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica, aprobada mediante la Resolución OSINERGMIN N OS/CD. Norma de Altas y Bajas, aprobada mediante la Resolución OSINERGMIN N OS/CD. Norma de Áreas de Demanda, aprobada con la Resolución OSINERGMIN N OS/CD. Posteriormente, modificada mediante Resoluciones OSINERGMIN N OS/CD, N OS/CD y N OS/CD. Norma de Porcentajes para determinar los Costos de Operación y Mantenimiento para la Regulación de los SST - SCT, aprobada mediante la Resolución OSINERGMIN N OS/CD. Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión, cuya última modificación se ha aprobado mediante Resolución OSINERGMIN N OS/CD. Norma de Procedimiento para la Asignación de Responsabilidad de Pago de los SST y SCT, aprobada con Resolución OSINERGMIN N OS/CD. 1.2 Proceso de Aprobación del Plan de Inversiones El presente proceso se viene desarrollando según lo establecido en la norma Procedimientos para Fijación de Precios Regulados aprobada mediante Resolución OSINERG N OS/CD, cuyo Texto Único Ordenado (TUO) aprobado por Resolución OSINERGMIN N OS/CD ha sido modificado con Resolución OSINERGMIN N OS/CD, donde en su Anexo B1 se señala específicamente las etapas a seguirse para la aprobación del Plan de Inversiones en Transmisión (en adelante PROCEDIMIENTO ). OSINERGMIN, en aplicación del principio de transparencia contenido en la Ley N 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas, ha incluido como parte del PROCEDIMIENTO la realización de audiencias públicas, estableciendo de esta manera un ambiente abierto de participación para que la ciudadanía y los interesados en general puedan, en su oportunidad, expresar sus opiniones a fin de que éstas sean consideradas tanto por el correspondiente Titular como por el regulador antes que adopte su decisión. Asimismo, toda la información disponible relacionada con el PROCEDIMIENTO, incluyendo la correspondiente a las Audiencias Públicas, para el Área de Demanda 1 (prepublicación) Página 7 de 90

9 OSINERGMIN se viene publicando en la página Web: en la sección que resulta de ingresar a los vínculos siguientes: Procedimientos Regulatorios, Procedimiento para fijación de Peajes y Compensaciones para SST y SCT, Procedimiento para aprobación del Plan de Inversiones en Transmisión Período Inicio del Proceso A sugerencia de algunas empresas concesionarias, mediante la Única Disposición Transitoria de la Resolución OSINERGMIN N OS/CD se dispuso excepcionalmente que los Estudios Técnico Económicos que sustenten las propuestas del Plan de Inversiones en Transmisión, sean presentados a más tardar el 01 de setiembre de Así, el 01 de setiembre de 2011 se inició el presente proceso con la presentación de los Estudios Técnico Económicos que sustentan las Propuestas del Plan de Inversiones en Transmisión correspondiente al período , preparados por los Titulares de las instalaciones de transmisión y presentados a OSINERGMIN para su evaluación. Primera Audiencia Pública La primera Audiencia Pública se ha desarrollado entre los días 22 y 23 de setiembre de 2011, cuyo objetivo fue que los Titulares de los Sistemas de Transmisión expongan el sustento técnico económico de sus propuestas del Plan de Inversiones en Transmisión. Algunos de los asistentes a esta Audiencia Pública expresaron sus opiniones y preguntas, las mismas que fueron respondidas por el correspondiente expositor. Dichas opiniones y preguntas así como el acta de la Audiencia Pública, que se encuentran publicadas en la Web de OSINERGMIN, deben en lo pertinente ser consideradas en el presente proceso regulatorio, tanto por el respectivo Titular como por OSINERGMIN. Observaciones al Estudio El 28 de noviembre de 2011, OSINERGMIN notificó a los Titulares correspondientes las observaciones a los estudios presentados por éstos como sustento de sus propuestas de Plan de Inversiones en Transmisión. Respuesta a Observaciones En cumplimiento del cronograma establecido para el PROCEDIMIENTO, el 26 de enero de 2012 los respectivos Titulares presentaron las respuestas y/o subsanación a las observaciones realizadas por OSINERGMIN a sus estudios. El análisis de dichas respuestas y/o subsanación de las observaciones, se desarrolla detalladamente en el Anexo A del presente informe. para el Área de Demanda 1 (prepublicación) Página 8 de 90

10 OSINERGMIN Publicación del Proyecto de Resolución Según el mismo cronograma, como siguiente etapa del PROCEDIMIENTO, el 11 de abril de 2012 OSINERGMIN debe publicar el proyecto de resolución que aprobaría el Plan de Inversiones en Transmisión del período y; convocar a una segunda Audiencia Pública, prevista para el 25 de abril de 2012, en la que OSINERGMIN expondrá los criterios, metodología y modelos económicos utilizados, para esta publicación. Asimismo, hasta el 11 de mayo de 2012, los interesados podrán presentar a OSINERGMIN sus opiniones y sugerencias sobre el proyecto de resolución publicado, a fin de que sean analizados con anterioridad a la publicación de la resolución que apruebe el Plan de Inversiones Con posterioridad a la decisión de OSINERGMIN, en el PROCEDIMIENTO también se prevé la instancia de los recursos de reconsideración, donde se pueden interponer cuestionamientos a las decisiones adoptadas. En la siguiente Figura 1.1 se muestra el cronograma del PROCEDIMIENTO, donde se señaliza la etapa en la que nos encontramos: para el Área de Demanda 1 (prepublicación) Página 9 de 90

11 OSINERGMIN Figura 1.1 Proceso de Aprobación del Plan de Inversiones en Transmisión (Período ) 2 Publicación en página Web de OSINERGMIN y convocatoria a audiencia pública Observaciones a los Estudios Técnico Económicos de los Titulares de los SST y SCT 4 6 Publicación en página Web de OSINERGMIN de las respuestas a las observaciones 8 Audiencia Pública de OSINERGMIN- GART 10 Publicación de las Resoluciones que aprueban el Plan de Inversiones 12 Publicación de los recursos de reconsideración convocatoria a Audiencia Pública 14 Opiniones y sugerencias sobre los Recursos de Reconsideración. 16 Publicación de las Resoluciones que resuelven Recursos de Reconsideración. 01-Sep 08-Sep 22-Sep Nov 26-Ene 02-Feb 11-Abr Abr May 23-Jul Ago 21-Ago 28-Ago Sep 27-Sep 02-Oct 10d 10d 45d 40d 5d 45d 8d 10d 50d 15d 5d 5d 10d 10d 3d Presentación de los Estudios Técnico Económicos del Plan de Inversiones en Transmisión. 1 Audiencia Pública de los Titulares de los SST y SCT. 3 Respuestas a las observaciones 5 Publicación del Proyecto de Resolución que aprueba los Planes de Inversión, la Relación de Información que la sustenta y convocatoria a Audiencia Pública 7 Opiniones y sugerencias de los interesados respecto a la Prepublicación 9 Interposición de Recursos de Reconsideración (de ser el caso). 11 Audiencia Pública para sustentar Recursos de Reconsideración. 13 Resolución de Recursos de Reconsideración. 15 NOTA: Cronograma actualizado, considerando los días declarados no laborables mediante el Decreto Supremo N PCM, publicado el 29/12/2011. para el Área de Demanda 1 (prepublicación) Página 10 de 90

12 2. Ubicación El Área de Demanda 1 está circunscrita en los departamentos de Tumbes y Piura, los cuales se ubican en la región Nor-Oeste del Perú. En dicha Área de Demanda se encuentran instalaciones de transmisión remuneradas por la demanda, pertenecientes a las empresas concesionarias: ENOSA, Red de Energía del Perú S.A. (en adelante REP ), Electroperú S.A. (en adelante ELECTROPERÚ ) y Empresa de Administración de Infraestructura Eléctrica S.A. (en adelante ADINELSA ), en conjunto llamadas TITULARES. Según información proporcionada por ENOSA, actualmente el Área de Demanda 1 está conformada por los sistemas eléctricos: Piura Bajo Piura. Zarumilla, Tumbes, Tumbes Rural y Máncora Talara. Sullana El Arenal - Paita. Chulucanas, Morropón (Santo Domingo-Chalaco) y Loma Larga (Huancabamba-Huarmaca-Canchaque). En el siguiente Gráfico N 2.1 se muestra la ubicación geográfica del Área de Demanda 1. para el Área de Demanda 1 (prepublicación) Página 11 de 90

13 Gráfico N 2.1 Asimismo, en el siguiente Gráfico N 2.2 se muestra el trazo aproximado de las principales instalaciones del sistema de transmisión que corresponden al Área de Demanda 1. para el Área de Demanda 1 (prepublicación) Página 12 de 90

14 Gráfico N 2.2 para el Área de Demanda 1 (prepublicación) Página 13 de 90

15 3. Propuesta Inicial Dentro del plazo establecido para el presente proceso, mediante carta GG , el 01 de setiembre de 2011, ENOSA presentó el Estudio Técnico Económico que sustenta su propuesta de Plan de Inversiones en Transmisión para el periodo , en el Área de Demanda 1. ELECTROPERU, mediante carta C recibida el 31 de agosto de 2011, comunicó que no ha previsto nuevas inversiones en transmisión en esta Área de Demanda; por su lado, REP con carta CS recibida el 01 de setiembre de 2011, señala que según su Contrato de Concesión no corresponde que presente una propuesta de Plan de Inversiones para este proceso e informa resumidamente sobre las Ampliaciones que se han establecido vía Adendas al referido Contrato de Concesión; mientras que la concesionaria ADINELSA no se ha pronunciado al respecto. Se ha considerado como parte de la propuesta inicial, la información complementaria que presentó ENOSA el 29 de setiembre de 2011, mediante carta GCT , a requerimiento de OSINERGMIN (en adelante y en conjunto PROPUESTA INICIAL ) [Ver Referencia 1]. 3.1 Proyección de la Demanda En la PROPUESTA INICIAL se señala que la proyección de la demanda de los Usuarios Menores se ha realizado como la evolución de las ventas de energía, desglosada por sistema eléctrico y por nivel de tensión, aplicando tanto el método econométrico como el tendencial, para luego realizar el ajuste final según pruebas estadísticas de resultados y apreciaciones cualitativas de los analistas. Asimismo, se explica que dicha proyección de demanda se ha corregido considerando las cargas puntuales o concentradas, especialmente de los llamados Usuarios Mayores tanto existentes como nuevos, teniendo presente sus planes de incremento de carga futuros y/o la oportunidad de su interconexión. para el Área de Demanda 1 (prepublicación) Página 14 de 90

16 Finalmente, se indica haber recombinado anualmente las proyecciones de los componentes o tipos de carga, para obtener el pronóstico de la demanda de toda la zona de estudio. La proyección global de la demanda de energía eléctrica, presentada en la PROPUESTA INICIAL, se resume en el siguiente cuadro: Cuadro Nº 3-1 PROPUESTA INICIAL ENOSA - ÁREA DE DEMANDA 1 Proyección de la Demanda (GWh) AÑO MAT (1) AT (1) MT (1) TOTAL ,00 161,17 872, , ,00 161,17 944, , ,00 161, , , ,00 161, , , ,00 161, , , ,00 161, , , ,00 161, , , ,00 161, , , ,00 161, , , ,00 161, , , ,00 161, , , ,00 161, , , ,00 161, , ,93 Notas: (1) Sumatoria de los valores totales de los formatos F-110 y F-117, presentados. (2) La TC promedio en el período , resulta 7,02%. En cuanto a la proyección de la demanda de potencia, ENOSA señala que con base a los resultados de la proyección de la demanda de energía a nivel de barras y los registros de demanda de potencia de las mismas en el año 2010, realiza la proyección de la Máxima Demanda de potencia de cada sistema eléctrico hasta el nivel de subestaciones de distribución. 3.2 Plan de Inversiones ENOSA ha considerado en su PROPUESTA INICIAL la reprogramación de determinados proyectos que forman parte del Plan de Inversiones vigente (julio abril 2013) y que aún no han sido implementados, algunos de los cuales prevé sean puestos en servicio antes de abril También propone que determinadas instalaciones, incluso algunas que según el Plan de Inversiones vigente deben ser implementadas por ENOSA, sean ejecutadas por otras empresas de transmisión, como por ejemplo: lo que había sido previsto para la SET Zarumilla, SET Zorritos y SET Máncora. Como inversiones nuevas, además de considerarse el reforzamiento de la capacidad de transformación en algunas SET s existentes, ENOSA propone la implementación de nuevas subestaciones 60/10 kv ó 60/22,9/10 kv, tales para el Área de Demanda 1 (prepublicación) Página 15 de 90

17 como: Nueva Ejidos, Piura Sur, Paita Industrial, Cancas y la SET Los Hornillos, así como la construcción de 1 Km de línea en 138 kv y 20,3 Km. de líneas en 60 kv, adicionales a las que ya están aprobadas en el Plan de Inversiones vigente y cuya implementación propone sea reprogramada. Así, los montos de inversión en instalaciones que formarían parte del SCT, en el período setiembre 2011 abril 2017, propuestos por ENOSA, son los que se resumen en el siguiente cuadro: Cuadro Nº 3-2 PROPUESTA INICIAL ENOSA - ÁREA DE DEMANDA 1 Proponentes/titulares PLAN DE INVERSIONES SCT Inversión (US$) Longitud (km) Potencia de Transformación (MVA) Cantidad De Elementos Total Área de Demanda , ENOSA , AT MAT MT Celda Línea ,3 2 Transformador Celda Línea ,0 1 Transformador Celda Compensador NNNN AT MT Transformador Celda Compensador REP AT MAT Celda Celda Transformador para el Área de Demanda 1 (prepublicación) Página 16 de 90

18 4. Observaciones a los Estudios Técnico Económicos A través del Oficio N GART, el 28 de noviembre de 2011 OSINERGMIN remitió a ENOSA las observaciones al Estudio Técnico Económico presentado por esta empresa como sustento de su PROPUESTA INICIAL [Ver Referencia 2]. Las observaciones realizadas por OSINERGMIN a los Estudios Técnico- Económicos que sustentan las propuestas del Plan de Inversiones , se han formulado tomando en cuenta lo establecido en la NORMA TARIFAS y, en cumplimiento de la etapa señalada en el ítem g del Anexo B1 del PROCEDIMIENTO. Tales observaciones se clasificaron en generales y específicas, precisándose que las observaciones generales tienen jerarquía sobre las específicas, por lo que estas últimas no deben ser consideradas como limitativas, debiendo más bien las absoluciones de las observaciones específicas sujetarse, en lo que corresponda, a lo absuelto en las observaciones generales. Se indicó también que la absolución de las observaciones debe presentarse tanto en medio impreso como electrónico y conformada por: 1 ) las respuestas a cada observación, con la misma organización y secuencia como han sido formuladas y, 2 ) el Estudio debidamente corregido acompañado de los archivos electrónicos con los cálculos reformulados y correctamente vinculados. Se señaló, además, que el Titular revise completamente sus cálculos y metodologías aplicadas, a fin de subsanar errores que no necesariamente puedan haberse detectado en esta revisión, pues de detectarse éstos en las siguientes etapas del proceso regulatorio, podrían constituirse en razones para la no aprobación de la Propuesta. para el Área de Demanda 1 (prepublicación) Página 17 de 90

19 Asimismo, se precisó que en el presente proceso de aprobación del Plan de Inversiones, las valorizaciones de inversión y COyM sólo se realizan para efectos de determinar la alternativa de mínimo costo y no constituyen la valorización para la fijación del Costo Medio Anual correspondiente, ya que esto corresponde al proceso de fijación de Tarifas y Compensaciones de los SST y SCT previsto iniciarse a continuación de la aprobación del Plan de Inversiones Entre otras, las observaciones relevantes formuladas por OSINERGMIN a la PROPUESTA INICIAL de ENOSA, son las siguientes: - No hay compatibilidad entre la demanda consignada en los formatos F- 123 y la demanda utilizada para el cálculo de los flujos de carga con el software DigSilent. - Se ha optado, sin mayor sustento, por la implementación de nuevos transformadores de potencia en vez de la aplicación de otras medidas alternativas que permitan utilizar eficientemente la infraestructura existente. - No se ha efectuado un análisis de alternativas que demuestre que la configuración propuesta para la expansión de la transmisión, corresponda a la alternativa de mínimo costo (inversión + operación + mantenimiento + pérdidas). - Para el caso de las instalaciones nuevas propuestas, no se ha realizado la determinación de la ubicación óptima de subestaciones, capacidad de transformadores y sección óptima de conductores. - Incoherencias y errores en el equipamiento progresivo de las subestaciones de potencia y la valorización de los mismos respecto a la aplicación de la Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión en Transmisión, elementos faltantes y sobrantes, prorrata de los costos comunes y en la asignación de los costos incrementales de los centros de control y telecomunicaciones. - No se ha presentado el listado de las instalaciones existentes que se darán de baja durante el horizonte de estudio, como resultado del planeamiento realizado. para el Área de Demanda 1 (prepublicación) Página 18 de 90

20 5. Propuesta Final Dentro del plazo establecido para el efecto, con carta GCPI , la empresa ENOSA presentó las respuestas a las observaciones efectuadas por OSINERGMIN a su PROPUESTA INICIAL, las mismas que conjuntamente con la información complementaria que se acompañó a dichas respuestas, para efectos del presente proceso, se consideran como la PROPUESTA FINAL. Al igual que en el caso de la PROPUESTA INICIAL y las observaciones a la misma, toda la documentación entregada como PROPUESTA FINAL ha sido consignada en la página Web de OSINERGMIN, con el propósito de que los agentes del mercado e interesados, tengan acceso a los documentos mencionados y cuenten con la información necesaria que les permita en su oportunidad expresar sus comentarios y puntos de vista relacionados con los temas observados. [Ver Referencia 3]. El análisis de dichas respuestas se ha realizado en el Anexo A del presente informe. A continuación se resumen los valores contenidos en la PROPUESTA FINAL. 5.1 Proyección de la Demanda La proyección de la demanda de la PROPUESTA FINAL se resume en el siguiente cuadro: Cuadro Nº 5-1 PROPUESTA FINAL ENOSA - ÁREA DE DEMANDA 1 Proyección de la Demanda (MWh) AÑO MAT (1) AT (1) MT (1) TOTAL ,00 165,33 890, , ,00 165,33 963, , ,00 165, , , ,00 193, , ,13 para el Área de Demanda 1 (prepublicación) Página 19 de 90

21 AÑO MAT (1) AT (1) MT (1) TOTAL ,00 207, , , ,00 207, , , ,00 165, , , ,00 165, , , ,00 165, , , ,00 165, , , ,00 165, , , ,00 165, , , ,00 165, , ,51 Notas: (1) Sumatoria de los valores totales de los formatos F-110 y F-117, presentados. (2) La TC promedio en el período , resulta 7,85%. Cabe señalar que la proyección de demanda presentada por ENOSA en su PROPUESTA FINAL, en todos los años, es superior a los valores que presentó en su PROPUESTA INICIAL, habiendo considerado en AT un incremento en la demanda sólo para el período Tan es así que la Tasa de Crecimiento (TC) promedio global, se incrementa de 7,02% a 7,85%. 5.2 Plan de Inversiones Con relación a la PROPUESTA INICIAL, es del caso destacar que ENOSA en su PROPUESTA FINAL desestima la implementación de las SET s Nueva Ejidos, Paita Industrial y Los Hornillos, mientras que considera que la SET Cancas debe ser implementada por el Cliente Libre interesado (Hotel Decameron). Sin embargo, incrementa el desarrollo de líneas en AT de 20,3 Km a 155,3 Km. Así, los montos de inversión en instalaciones del SCT que conforman la PROPUESTA FINAL de ENOSA, correspondiente al período setiembre 2011 abril 2017, son los que se señalan en el siguiente cuadro: Cuadro Nº 5-2 PROPUESTA FINAL ENOSA - ÁREA DE DEMANDA 1 Proponentes/titulares PLAN DE INVERSIONES SCT Inversión (US$) Longitud (km) Potencia de Transformación (MVA) Cantidad de Elementos Total Área de Demanda , ENOSA , AT MT Celda Línea ,3 4 Transformador Celda Compensador NNNN AT Celda para el Área de Demanda 1 (prepublicación) Página 20 de 90

22 Proponentes/titulares MT Inversión (US$) Longitud (km) Potencia de Transformación (MVA) Cantidad de Elementos Transformador Celda REP AT MAT Celda Celda Transformador ELECTROPERU AT MT Celda Transformador Celda para el Área de Demanda 1 (prepublicación) Página 21 de 90

23 6. OSINERGMIN ha evaluado las premisas y cálculos presentados por la empresa ENOSA tanto en su PROPUESTA INICIAL como en su PROPUESTA FINAL. Para esta evaluación ha tomado en cuenta el análisis de las respuestas a las observaciones formuladas a la PROPUESTA INICIAL, el cual se desarrolla en el Anexo A del presente informe. En ese sentido, para los casos en los que no se han subsanado adecuadamente las observaciones o la información presentada ha resultado inconsistente o no ha sido debidamente sustentada, OSINERGMIN ha procedido a evaluar la proyección de la demanda y a determinar el SER correspondiente, dentro del marco regulatorio vigente. Es del caso señalar que ENOSA no ha presentado, como parte de su PROPUESTA FINAL, un nuevo informe donde se incluyan todas las correcciones y análisis complementarios efectuados como resultado de la subsanación de las observaciones realizadas a la PROPUESTA INICIAL. Para efectos del presente informe, el análisis efectuado por OSINERGMIN y los resultados obtenidos como producto de dicho análisis se denominarán en adelante PROPUESTA OSINERGMIN. A continuación se presenta un resumen de la PROPUESTA OSINERGMIN, cuyos resultados se encuentran sustentados en los archivos magnéticos que se han elaborado con tal propósito y que han sido publicados en la página Web [Ver Referencia 4] 6.1 Revisión de la Demanda OSINERGMIN ha procedido a determinar la proyección de la demanda eléctrica del Área de Demanda 1, en estricto cumplimiento del marco para el Área de Demanda 1 (prepublicación) Página 22 de 90

24 normativo vigente y con base en la mejor información disponible, debido a que en el Estudio presentado por ENOSA: La demanda histórica no concuerda con lo reportado periódicamente por la propia empresa y que se encuentra organizada en la Base de Datos SICOM de OSINERGMIN. No considera la demanda prevista en el Plan Nacional de Electrificación Rural (PNER), en lo que corresponde a proyectos considerados dentro del Área de Demanda 1. Sin explicación alguna, utiliza factores en la proyección de la demanda que no están considerados en la metodología y el procedimiento, establecidos en la NORMA TARIFAS. A la potencia registrada en barras MT de las subestaciones, erróneamente se les ha aplicado los factores de pérdidas estándares de energía. Es del caso resaltar que para la determinación del Plan de Inversiones en Transmisión, en el período de análisis, es necesario que la proyección de la demanda de potencia se realice espacialmente. Es decir, la proyección de la demanda que se describe a continuación, se realiza a nivel de cada barra de subestación, y por sistema eléctrico Datos Históricos e Información Base Ventas de energía Las ventas históricas de energía que ha presentado ENOSA como parte de su PROPUESTA FINAL, se han revisado teniendo como referencia la información de las Bases de Datos que dispone OSINERGMIN: SICOM_1996_2010 y SICLI , las cuales están organizadas con información proporcionada periódicamente por las propias empresas concesionarias que suministran energía eléctrica. En cuanto a las ventas de energía a Usuarios Mayores, presentada por ENOSA, éstas se han revisado con base a la demanda de cada cliente libre, registrada cada 15 minutos, que forma parte de la Base de Datos SICLI Variables explicativas PBI El PBI empleado para la proyección de la demanda eléctrica ha sido estimado mediante una ponderación del PBI por departamentos, en función de las ventas de energía en cada parte de los departamentos que conforma el Área de Demanda, para lo cual se identificaron las ventas por SET y por departamento correspondientes al año En el siguiente cuadro se muestran los factores de participación, en cuanto a las ventas de energía, de cada departamento que conforma el Área de Demanda 1: para el Área de Demanda 1 (prepublicación) Página 23 de 90

25 Cuadro Nº 6-1 PROPUESTA OSINERGMIN - ÁREA DE DEMANDA 1 Los datos históricos del PBI por departamento, son los publicados por la División Nacional de Cuentas Nacionales del Instituto Nacional de Estadísticas e Informática (INEI), en el documento denominado: Producto Bruto Interno por Departamentos POBLACIÓN Para la determinación de la población por Área de Demanda, se utiliza la misma metodología que para la estimación del PBI por Área de Demanda y los mismos factores de participación por departamentos en cuanto a las ventas de energía. Los datos históricos de base para esta estimación provienen de los Censos Nacionales de Población de los años 1993, 2005 y 2007 publicados por el INEI (Fuente del último censo: Documento Primeros Resultados Perú: Crecimiento y Distribución de la Población, 2007, Cuadro nº 3.1, pág. 18). Los valores entre esos años fueron interpolados a la tasa de crecimiento promedio anual. CLIENTES FACTOR VENTAS DE ENERGÍA POR DEPARTAMENTOS Departamento Ventas por SET ( MWh) Factor de participación PIURA ,84% TUMBES ,16% TOTAL ,00% La cantidad de clientes por Área de Demanda proviene de la Base de Datos SICOM que dispone OSINERGMIN, la cual se mantiene actualizada con la información reportada por las mismas empresas concesionarias del sector eléctrico. Al igual que la energía vendida, dicha base de datos contiene también la cantidad de clientes por sistema eléctrico, de manera tal que se consideran los clientes de los sistemas que conforman el Área de Demanda Proyección Ventas - Usuarios Menores De acuerdo a la metodología establecida en la NORMA TARIFAS, para la proyección de las ventas de energía de los Usuarios Menores se estimaron modelos econométricos que relacionan las ventas de energía con el PBI, la población y los clientes como variables explicativas y modelos de tendencia donde la única variable explicativa es el tiempo Proyección Ventas-Usuarios Mayores De acuerdo a la NORMA TARIFAS, la proyección de la demanda de estos usuarios se realiza según lo informado por los propios clientes libres en base a las encuestas realizadas por los correspondientes suministradores. Para el caso del Área de Demanda 1, la empresa no ha presentado proyecciones de los actuales Usuarios Mayores, por lo cual OSINERGMIN ha considerado que el consumo de energía del año 2011, de estos usuarios, se mantiene constante durante el período de análisis. para el Área de Demanda 1 (prepublicación) Página 24 de 90

26 6.1.4 Nuevas Demandas en Bloque En el caso que se informen sobre nuevas demandas en bloque, éstas son incorporadas a la proyección de la demanda, en tanto y en cuanto hayan sido debidamente sustentadas según lo señala la NORMA TARIFAS. En el caso del Área de Demanda 1, se incorporaron las nuevas demandas que se indican en el cuadro siguiente: Cuadro Nº 6-2 PROPUESTA OSINERGMIN - ÁREA DE DEMANDA 1 NUEVAS DEMANDAS (MW) SET TENSION CLIENTE SULLANA 60 COMISA 4,00 6,00 6,00 PAITA 10 TERM. PORTUARIOS EUROAND. 2,00 3,00 4,00 7,00 7,00 7,00 PIURA CENTRO 10 MINKA - PLAZA LA LUNA 1,20 2,00 2,00 4,40 4,40 4,40 SULLANA 22,9 MAI SHI GROUP SAC 1,00 2,00 3,00 4,00 5,00 5,00 PUERTO RICO 23 COPEINCA 0,90 1,80 2,70 3,60 PUERTO RICO 23 EPPRISAC 0,52 1,04 1,56 2,08 CANCAS 22,9 HOTEL ROYAL DECÁMERON 0,50 1,00 2,00 3,00 4,50 4,50 PIURA OESTE 10 CEMENTO PACASMAYO (ELNO) 0,50 1,00 2,00 5,00 5,00 5,00 CONSTANTE 22,9 CEMENTO PACASMAYO (FOSF. PACÍFICO) 2,00 2,00 2,00 PUERTO RICO 23 CARGAS ADICIONALES (PUERTO RICO) 1,50 1,50 1,50 Nota: A partir del año 2018, se mantienen los mismos valores. La proyección de la demanda de energía de estas nuevas demandas se determina considerando sus correspondientes factores de carga, de simultaneidad y/o coincidencia, según nivel de tensión en cada barra de SET s Proyección Global Luego de efectuar la integración de la proyección de las demandas de Usuarios Menores, Usuarios Mayores y Demandas Adicionales, a nivel de barras de cada subestación, según el procedimiento establecido en la NORMA TARIFAS se obtiene la proyección global de la demanda de energía eléctrica correspondiente al Área de Demanda 1, la cual se muestra por nivel de tensión en el siguiente cuadro: Cuadro Nº 6-3 PROPUESTA OSINERGMIN - ÁREA DE DEMANDA 1 Proyección de la Demanda (GWh) AÑO MAT (1) AT (1) MT (1) TOTAL ,6 73,8 872, , ,2 127,6 970, , ,2 127, , , ,2 111, , , ,2 125, , , ,2 125, , , ,2 83, , , ,2 83, , , ,2 84, , , ,2 84, , , ,2 84, , , ,2 84, , , ,2 84, , ,3 Notas: (1) Sumatoria de los valores totales de los formatos F-110 y F-117. (2) La TC promedio en el período , resulta 6,60%. para el Área de Demanda 1 (prepublicación) Página 25 de 90

27 6.2 Planeamiento de la Transmisión OSINERGMIN ha procedido a determinar el Plan de Inversiones en Transmisión del Área de Demanda 1, en estricto cumplimiento del marco normativo vigente y con base en la mejor información disponible, debido a que en el estudio presentado por ENOSA: No se presenta el sustento del análisis de alternativas técnicamente viables, lo cual no permite verificar si la alternativa planteada representa la solución de mínimo costo. No se sustenta el dimensionamiento de los nuevos elementos de transmisión que conforman el SER. No se justifica la capacidad de los transformadores seleccionados, ni se utilizan los módulos estándares de transformadores aprobados por OSINERGMIN. No se han presentado los archivos electrónicos que permitan la trazabilidad de lo propuesto por ENSA Diagnóstico de la situación Actual Según la información reportada por los Titulares de transmisión, las instalaciones del SST y SCT del Área de Demanda 1, a diciembre de 2011, son las que figuran en el Anexo B. La determinación de las condiciones en las que actualmente opera el sistema permite establecer una base a partir de la cual se inicia el proceso de planeamiento del desarrollo futuro de las instalaciones de transmisión. En este sentido, mediante visita a las instalaciones de ENOSA en octubre de 2011, se verificó entre otros aspectos, que la SET El Arenal ha sido completamente remodelada; mientras que las subestaciones Los Cerezos y La Cruz, ambas de 33/10 kv, son de tipo rural sin ningún equipamiento de protección y control; y en la subestación Zorritos vienen operando dos transformadores: 33/22,9 kv de 5 MVA y 33/10 kv de 0, 4 MVA, en un estado de precariedad. Asimismo, se verificó in situ que en la SET Puerto Pizarro no se utiliza el devanado en 10 kv del transformador 60/22,9/10 kv de 9/9/2,5 MVA ONAF y en la SET Sullana no se estaba aún utilizando el devanado de 22,9 kv del transformador 60/22,9/10 kv de 35/9/26 MVA ONAF; mientras que el transformador 60/22,9/10 kv de 10/4/7 MVA ONAF, traído de la SET Chulucanas, se encontraba en proceso de instalación. También se ha verificado que las dos ternas de la LT 60 kv Piura Oeste-Piura Centro, de conductor de cobre de 70 mm 2, continúan operando puenteadas antes de la llegada a ambas subestaciones, tales llegadas se realizan con un solo circuito de conductor AAAC 240 mm 2. En este contexto, se ha realizado el diagnóstico de las instalaciones existentes, mediante un cálculo de flujos de potencia al año 2011, resultando para el Área de Demanda 1 (prepublicación) Página 26 de 90

28 que los transformadores con mayor nivel de cargabilidad son los de las SET s: Piura Centro (83,4%), Paita (86,8%), Chulucanas (71,2%) y Sullana (70,4%) cuyo devanado de 10 kv tiene una cargabilidad de 95%; mientras que las líneas 60 kv aún se mantienen con un adecuado factor de utilización, siendo el de la LT Piura Oeste-Piura Centro el mayor, con un valor de 0,78. En cambio, para que converja el programa de cálculo de flujos de potencia del año 2017, además de considerar en operación la planta Sudamericana de Fibras de 30 MW, se ha supuesto la carga de Piura Centro al 50%. De esta manera se ha podido diagnosticar el sistema al año 2017, teniéndose como resultado lo siguiente: sobrecarga en el transformador 33/10 kv de la SET Loma de Viento (160,43%) y en el transformador 60/22,9 kv de la SET Morropón, así como en los transformadores 60/22,9/10 kv de las SET s Piura Centro (155,83%), Chulucanas (144,39%), Máncora (131,95%), Paita (170,06%) y Sullana (137,73%). Otro aspecto que cabe destacar es que las líneas de transmisión existentes, al año 2017, tendrían aún un factor de cargabilidad menor a 1, siendo el mayor el de la LT 60 kv Piura-Ejidos con un valor de 0,87. Asimismo, determinadas barras resultan con tensiones bajas, tales como: Chulucanas (0,89 p.u.), Constante (0,88 p.u.), Zarumilla (0,84 p.u.), Morropón (0,86 p.u.), El Arenal (0,93 p.u.) La Huaca (0,94 p.u.), Loma Larga (0,90 p.u.), La Unión (0,94 p.u.), Paita (0,95 p.u.), Puerto Pizarro (0,94 p.u.), Sechura (0,90 p.u.), Sullana (0,95 p.u.), Tierra Colorada (0,94 p.u.) y Tumbes (0,95 p.u.). En este contexto, el planeamiento de la expansión de la transmisión está referido a la atención de la demanda proyectada al año Análisis de Alternativas Sobre la base del diagnóstico del sistema eléctrico actual y de acuerdo a la evolución de la demanda eléctrica en el Área de Demanda 1, se ha identificado que el mayor crecimiento de la demanda se dará en las zonas de Piura, Sullana, Paita y Chulucanas; frente a lo cual, se toma en cuenta lo siguiente: o Las sobrecargas en la transformación pueden ser atendidas mediante la rotación de transformadores, con puntuales adquisiciones de nuevas unidades. Para el efecto se realiza la proyección espacial de la potencia, en lo posible con base en los pulsos registrados en los medidores ubicados en cada devanado de los transformadores, a fin de identificar el nivel de sobrecarga que puede experimentar cada devanado de los transformadores de las SET s durante el horizonte de estudio, permitiendo ello prever una eficiente rotación de transformadores (teniendo presente sus características para definir si pueden operar en paralelo o con barras secundarias separadas), antes de optar por nuevas inversiones en transformación. o Para la previsión de nuevas líneas de transmisión y nuevos transformadores de potencia, se consideran las características y tamaños de los módulos estándares aprobados por OSINERGMIN. o Para efectos de la simulación de flujos de potencia, se toma como base la topología del sistema existente al 30 de diciembre del 2011 y las instalaciones que se hayan construido y/o se prevea su entrada en servicio antes de mayo 2013, sin que esto signifique necesariamente la para el Área de Demanda 1 (prepublicación) Página 27 de 90

29 validación de aquellas que no están consideradas en el Plan de inversiones vigente. o Las líneas de transmisión se dimensionan considerando los máximos valores de potencia que fluyen a través de las mismas, bajo condiciones de operación máxima. o La configuración de barras de las nuevas SET s, es la que resulte necesaria para la operación del sistema integral. o El anillo existente en 60 kv entre las subestaciones de Piura Oeste, Paita, El Arenal, Sullana, tendrá un incremento en la oferta de generación local mediante las centrales térmicas de 30 MW a ser instaladas por Sudamericana de Fibras y la de 17 MW a ser puesta en operación por la empresa Agrícola del Chira, por lo que al año 2022 este anillo no requerirá de refuerzos adicionales a los ya efectuados. Por tanto, a continuación se analizan las alternativas de expansión de la transmisión, bajo el criterio de mínimo costo, para atender el crecimiento de la demanda de los sistemas eléctricos Piura-Chulucanas-Loma Larga, La Unión- Sechura-Bayóvar y Zorritos-Cancas-Máncora: Sistema Eléctrico Piura Chulucanas Loma Larga El enlace puenteado provisionalmente entre las SET s Piura Oeste y Piura Centro, es suficiente sólo durante los primeros años del horizonte de análisis, siendo luego necesario complementarlo a fin de cubrir el crecimiento de la demanda sobre todo de la zona sur de Piura. Actualmente la ciudad de Piura y anexos se abastece eléctricamente desde la SET Piura Oeste (SET Coscomba), SET Piura Centro y SET Castilla, estando pendiente de implementar las instalaciones previstas en el Plan de Inversiones vigente: 1) LT 60 kv Los Ejidos-Piura Centro para dar mayor confiabilidad al suministro eléctrico en la ciudad de Piura y, 2) incremento de la capacidad de transformación en la SET Piura, incluyendo la implementación de nuevas celdas en 10 y 22,9 kv. Sin embargo, ENOSA en su PROPUESTA FINAL ha reformulado el Plan de Inversiones vigente y propone a cambio la implementación de una nueva subestación 60/22,9/10 kv denominada SET Miguel Grau a ubicarse en la zona sur de la ciudad de Piura. Los principales argumentos de ENOSA para esta reformulación del Plan de Inversiones vigente, es la no disponibilidad de espacio en la SET Piura Centro para la implementación de tres celdas 60 kv, un nuevo transformador 60/22,9/10 kv y un mayor número de celdas de alimentadores en 10 kv y 22,9 kv, conforme había sido previsto en el Plan de Inversiones vigente; así como la extensa longitud de los actuales alimentadores 10 kv que cubren la demanda de la zona sur de Piura (72,2 Km hasta La Legua-Catacaos). A fin de evaluar esta reformulación y dado que ENOSA no ha presentado los cálculos de análisis de alternativas, a continuación se analizan las alternativas que se han identificado como técnicamente viables para el afianzamiento del suministro eléctrico a la ciudad de Piura, conjuntamente con la expansión de la transmisión para atender el incremento de la demanda en el sistema para el Área de Demanda 1 (prepublicación) Página 28 de 90