Pronunciamiento sobre la solicitud de Modificación del Plan de Inversiones del Área de Demanda 1, presentada por Electronoroeste S.A.

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1 GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA AV. CANADA N SAN BORJA FAX Informe N GART Pronunciamiento sobre la solicitud de Modificación del Plan de Inversiones del Área de Demanda 1, presentada por Electronoroeste S.A. Lima, noviembre 214

2 Informe N GART Resumen Ejecutivo El presente informe describe el estudio realizado por el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (en adelante Osinergmin ) para sustentar técnica y económicamente su pronunciamiento respecto de la solicitud de modificación del Plan de Inversiones correspondiente al Área de Demanda 1 1, presentada el 3 de junio de 214 por la empresa de Electronoroeste S.A. (en adelante ENOSA ) mediante carta R /ENOSA. ENOSA acompaña a su solicitud el informe denominado Estudios de los Sistemas Eléctricos de Electronoroeste para Modificación del Plan de Inversiones en Transmisión (en adelante ESTUDIO ). Asimismo, ENOSA motiva su solicitud indicando que las causales para solicitar una modificación al Plan de Inversiones vigente en el Área de Demanda 1 son: - Cambios significativos en la demanda proyectada. - Cambios en las condiciones técnicas o constructivas. - Por otras razones debidamente justificadas. Con base en la información revisada, Osinergmin ha procedido a realizar un análisis integral, con el objetivo de sustentar la siguiente propuesta de pronunciamiento de Osinergmin sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA: SET Charán.- De acuerdo a lo señalado por ENOSA, las características técnicas del transformador (6/33/1 kv 3 MVA), aprobado en el PI , para SET Charán, no es el más adecuado para la zona de Tumbes; en razón a ello solicita el cambio de características. Como sustento señala que no se daría uso al devanado de 1 kv debido a que la red en este nivel de tensión es mínima y que el crecimiento de la demanda se está dando en el nivel de 22,9 kv. 1 Área de Demanda 1: Abarca las regiones de Tumbes y Piura. Las Áreas de Demanda fueron establecidas mediante la Resolución Nº OS/CD y han sido modificadas por las Resoluciones N OS/CD, N OS/CD y N OS/CD. Pronunciamiento sobre solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA i

3 Informe N GART Al respecto, Osinergmin ha procedido a revisar la información de sustento y ha corroborado que existen mayormente cargas en 22,9 kv que están próximas a la SET Charán, por lo cual resulta razonable efectuar el cambio de las características técnicas (6/33/1 kv por 6/33/22,9 kv) del nuevo transformador que se aprobó para la SET Charán. Retiro de la nueva SET Piura Sur.- ENOSA solicita retirar del Plan de Inversiones la nueva SET Piura Sur debido a que se tiene problemas técnicos relacionados con la interconexión de dicha subestación con la red de 22 kv; en su reemplazo ENOSA solicita una nueva SET Grau. Al respecto, el regulador no puede pronunciarse sobre este pedido, toda vez que se trata de una causa pendiente de resolver por el órgano jurisdiccional. El Informe Legal correspondiente, desarrolla con mayor amplitud lo indicado. Nueva SET Paita Industrial.- ENOSA solicita retirar del Plan de Inversiones vigente la ampliación de la SET Paita; en su reemplazo solicita una nueva SET Paita Industrial, debido a que se tiene problemas de espacio físico para instalar nuevos alimentadores de MT. Al respecto, producto de las observaciones efectuadas por Osinergmin, ENOSA desistió de este pedido. Segunda LT 6 kv Piura Oeste Los Ejidos.- ENOSA solicita retirar del Plan de Inversiones la instalación de la segunda LT 6 kv Piura Oeste Los Ejidos de 1,8 km, debido a que dicho proyecto resulta más oneroso que una segunda terna en la actual línea. Además, señala que para atender el incremento de carga significativa en la SET Ejidos, SET Castilla y SET del Alto Piura, en el PIT se aprobó, para el año 215, la segunda LT 6 kv Piura Sur Chulucanas, la cual no podría ejecutarse por la desestimación de la SET Piura Sur. Al respecto, el regulador no puede pronunciarse sobre este pedido, toda vez que se trata de una causa pendiente de resolver por el órgano jurisdiccional. El Informe Legal correspondiente, desarrolla con mayor amplitud lo indicado. Nueva Set Puerto Rico.- De acuerdo a lo señalado por ENOSA, la nueva SET Puerto Rico debería reprogramarse para el año 218, debido a que la empresa Miski Mayo manifestó mediante carta BAY- GEOPB-19-13, que la capacidad disponible de sus instalaciones es cero (), lo cual imposibilita la ejecución del proyecto desde las instalaciones de dicha empresa. Al respecto, los sustentos presentados por ENOSA no resultan válidos para postergar la construcción de la SET Puerto Rico para el año 218, toda vez que ENOSA no ha presentado los documentos que prueben que el mandato de conexión, en barras 6 kv de la SET Bayóvar, ha sido denegada. Por lo mencionado, se desestima el pedido de postergación. Pronunciamiento sobre solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA ii

4 Informe N GART Nuevas celdas MT en SET Los Ejidos.- ENOSA solicita retirar del Plan de Inversiones dos celdas en 1 kv (1 de transformador y 1 de alimentador); en su reemplazo solicita aprobar 3 celdas de alimentador en 22,9 kv, debido a que en la zona de influencia de la SET Ejidos no hay cargas en 1 kv sólo se tiene redes en 22,9 kv. Al respecto, el regulador no puede pronunciarse sobre este pedido, toda vez que se trata de una causa pendiente de resolver por el órgano jurisdiccional. El Informe Legal correspondiente, desarrolla con mayor amplitud lo indicado. SET Chulucanas.- ENOSA solicita, entre otros, retirar del Plan de Inversiones vigente el transformador de potencia de 3 MVA 6/22,.9/1 kv asignado a la SET Chulucanas. Al respecto, el regulador no puede pronunciarse sobre este pedido, toda vez que se trata de una causa pendiente de resolver por el órgano jurisdiccional. El Informe Legal correspondiente, desarrolla con mayor amplitud lo indicado. Postergar Otros Elementos.- De acuerdo a lo señalado por ENOSA, la demanda proyectada por el Osinergmin fue mayor que la real, por lo que no se ha requerido instalar bancos de capacitadores; por tal motivo solicita reprogramar la instalación de los bancos proyectados correspondientes a las subestaciones Constante, Morropón, Loma Larga y Piura Centro para los años 214 y 215. Al respecto, Osinergmin ha procedido a revisar la información de sustento y ha corroborado que la demanda real es menor a la prevista en el Plan de Inversiones, para las subestaciones Constante, Morropón, Loma Larga y Piura Centro; la disminución en promedio ha sido de -43%, por lo cual se aprueba el pedido de reprogramar los bancos de capacitores para los años 214 y 215. Transformador de Reserva para el Área de Demanda 1.- De acuerdo a lo señalado por ENOSA, en el Plan de Inversiones vigente no se contempló transformadores de reserva para las zonas de Piura y Tumbes, por lo cual solicita que se incluya en el Plan de Inversiones , cuatro (4) transformadores de potencia como reserva. Al respecto, el regulador no puede pronunciarse sobre este pedido, toda vez que se trata de una causa pendiente de resolver por el órgano jurisdiccional. El Informe Legal correspondiente, desarrolla con mayor amplitud lo indicado. SET Tumbes 1.- De acuerdo a lo señalado por ENOSA, el transformador de potencia 33/22,9 kv 4 MVA de la SET Tumbes 1 presentará sobrecarga en el año 215, razón por la que resulta necesario ampliar la capacidad de transformación en dicha subestación, para lo cual se utilizará un transformador que se retirará de la subestación Zorritos, por lo que para su instalación solicita 2 celdas de transformador (uno en 33 kv y otro en 22,9 kv). Al respecto, Osinergmin ha procedido a revisar la proyección de la demanda asociada a la SET Tumbes 1 y ha verificado que existe Pronunciamiento sobre solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA iii

5 Informe N GART incremento de la demanda y que del análisis de Identificación de las SET s Existentes que superan su capacidad de diseño se observa que el transformador de potencia de la SET Tumbes 1 presenta sobrecarga en el en el año 216; por tal motivo se aprueba el pedido de 2 celdas de transformador (uno en 33 kv y otro en 22,9 kv). SET Puerto Pizarro.- De acuerdo a lo señalado por ENOSA, el transformador de potencia de la SET Puerto Pizarro presentará sobrecarga en el año 215, razón por la que resulta necesario ampliar la capacidad de transformación en dicha subestación, para lo cual solicita un nuevo transformador 6/22,9/1 kv 3 MVA con sus correspondientes celdas de transformador. Al respecto, Osinergmin ha procedido a revisar la proyección de la demanda asociada a la SET Puerto Pizarro y ha verificado que existe incremento de la demanda y que del análisis de Identificación de las SET s Existentes que superan su capacidad de diseño se observa que el transformador de potencia de la SET Puerto Pizarro presenta sobrecarga en el año 215; por tal motivo se aprueba un nuevo transformador 6/22,9/1 kv 3 MVA que reemplazará al existente. SET Zarumilla.- De acuerdo a lo señalado por ENOSA, la SET Zarumilla presentará sobrecarga en el año 216, razón por la que resulta necesario ampliar la capacidad de transformación en dicha subestación, para lo cual se utilizará un transformador existente, por lo que para su instalación en paralelo solicita 3 celdas de transformador de 6 kv, 22,9 kv y 1 kv. Al respecto, Osinergmin ha procedido a revisar la proyección de la demanda asociada a la SET Zarumilla y ha verificado que existe un incremento de la demanda y que del análisis de Identificación de las SET s Existentes que superan su capacidad de diseño se observa que los transformadores de potencia de la SET Zarumilla presentan sobrecarga en el año 216; por tal motivo se aprueba el pedido de 3 celdas de transformador de 6 kv, 22,9 kv y 1 kv. Además se aprueba una celda de línea 6 kv en la SET Zarumilla, que resulta necesaria para implementar el segundo transformador y formar un sistema de barras en el nivel de 6 kv que mejorará la operación de la subestación. SET Lomas de Viento.- De acuerdo a lo señalado por ENOSA, la red de transmisión en 33 kv que alimenta a la SET Lomas de Viento, presentará excesivas caídas de tensión debido a la entrada de una carga en 33 KV de 7,5 MW, por lo cual solicita un banco de capacitores de 1x3 MVAR de 1 kv con su respectiva celda Al respecto, Osinergmin ha evaluado la información remitida por ENOSA y en base a los flujos de potencia efectuados por Osinergmin se ha podido verificar que los problemas de caída de tensión recién se presentan a partir del año 218. Por lo tanto, la solicitud de banco de capacitores de 1x3 MVAR de 1 kv en la SET Lomas de Viento es desestimada. Pronunciamiento sobre solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA iv

6 Informe N GART SET Nueva Zorritos.- De acuerdo a lo señalado por ENOSA, del análisis de flujo de potencia para el horizonte de estudio, se ha identificado la necesidad de ampliar la capacidad de transformación en dicha subestación, debido a que se presenta sobrecarga de 112% en el año 216. Por ello solicita un nuevo transformador 22/6/1 kv de 65/65/12 MVA y tres celdas de transformación. Al respecto, Osinergmin ha evaluado la información remitida por ENOSA y en base a la flujos de carga efectuada por Osinergmin se ha verificado que el transformador de potencia de la SET Nueva Zorritos presenta sobrecarga a partir del año 217; no obstante dado que dicha subestación está bajo responsabilidad de REP, corresponde incluir la ampliación de capacidad en el próximo Plan de REP, el cual será revisado en su oportunidad por el regulador. Por lo mencionado, no corresponde incluir las instalaciones solicitadas en el Plan de Inversiones vigente. LT 33 kv Malacas - Talara.- De acuerdo a lo señalado por ENOSA, la LT 33 kv Malacas Talara se encuentra en mal estado de conservación por el constante hurto de conductor y dado que ENOSA asumirá como nuevo cliente a la carga de la Refinería de Talara (Petroperú), solicita que se incluya en el Plan de Inversiones , una nueva línea Malacas Talara en 33 kv, de doble terna y 6 Km de longitud, con la finalidad de renovar la línea existente. Al respecto, producto de las observaciones efectuadas por el regulador, ENOSA desistió de este pedido. LT 6 kv Nueva Zorritos Tumbes.- Al respecto ENOSA solicita la instalación de un nueva LT 6 kv Nueva Zorritos Tumbes (24 Km, 24 mm2 AAAC) con sus respectivas celdas de línea, sin embargo no incluye los sustentos que avalen tal pedido. No obstante, Osinergmin ha evaluado la información remitida por ENOSA y en base a los flujos de potencia con la proyección de demanda efectuada por Osinergmin se ha podido verificar que la línea existente en 6 kv entre la SET Nueva Zorritos y la SET Tumbes (L- 6665A) presenta sobrecarga a partir del año 217. Por lo tanto, resulta pertinente aprobar la solicitud de una segunda LT 6 kv Nueva Zorritos Tumbes (24 Km, 24 mm2 AAAC) con sus respectivas celdas de línea para el año 217. Por lo tanto, se recomienda la emisión de una resolución que declare procedente la modificación del Plan de Inversiones del Área de Demanda 1, correspondiente a las instalaciones de ENOSA según lo desarrollado en la sección 6.4 del presente informe. Pronunciamiento sobre solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA v

7 Informe N GART INDICE 1. INTRODUCCIÓN ANTECEDENTES ASPECTOS REGULATORIOS Y NORMATIVOS PROCESO DE PRONUNCIAMIENTO UBICACIÓN SOLICITUD DE MODIFICACIÓN DEL PLAN CAUSALES PARA SOLICITAR LA MODIFICACIÓN DEL PLAN DE INVERSIONES VIGENTE REFORMULACIÓN DEL PLAN DE INVERSIONES Proyección de la Demanda SET Charán (ELECTROPERÚ) Retiro de la nueva SET Piura Sur Nueva SET Paita Industrial Segunda LT 6 kv Piura Oeste Los Ejidos Nueva SET Puerto Rico Nuevas Celdas MT en SET Los Ejidos SET Chulucanas Postergar Otros Elementos Transformador de Reserva para el Área de Demanda NUEVOS ELEMENTOS EN EL PLAN DE INVERSIONES SET Tumbes SET Puerto Pizarro SET Zarumilla SET Lomas de Viento SET Nueva Zorritos (REP) LT 33 kv Malacas Talara OBSERVACIONES AL ESTUDIO DE SUSTENTO PROPUESTA FINAL CAUSALES PARA SOLICITAR LA MODIFICACIÓN DEL PLAN DE INVERSIONES VIGENTE REFORMULACIÓN DEL PLAN DE INVERSIONES Proyección de la Demanda SET Charán (ELECTROPERÚ) Retiro de la nueva SET Piura Sur Nueva SET Paita Industrial Segunda LT 6 kv Piura Oeste Los Ejidos Nueva SET Puerto Rico Nuevas Celdas MT en SET Los Ejidos SET Chulucanas Postergar Otros Elementos Transformador de Reserva para el Área de Demanda NUEVOS ELEMENTOS EN EL PLAN DE INVERSIONES SET Tumbes SET Puerto Pizarro SET Zarumilla SET Lomas de Viento SET Nueva Zorritos (REP) Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 1 de 88

8 Informe N GART LT 33 kv Malacas - Talara LT 6 kv Nueva Zorritos Tumbes ANÁLISIS DE OSINERGMIN VERIFICACIÓN DE LAS CAUSALES PARA SOLICITAR LA MODIFICACIÓN DEL PLAN DE INVERSIONES VIGENTE Incremento de la Demanda respecto a lo previsto en el Plan de Inversiones Vigente REVISIÓN DE LA DEMANDA Información Base Proyección Ventas - Usuarios Regulados Proyección Ventas-Usuarios Libres Proyección Global Máxima Demanda (MW) Coincidente a nivel Sistema Eléctrico PLANEAMIENTO DE LA TRANSMISIÓN Situación actual SET Charán (ELECTROPERÚ) Retiro de la nueva SET Piura Sur Segunda LT 6 kv Piura Oeste Los Ejidos Nueva SET Puerto Rico Nuevas Celdas MT en SET Los Ejidos SET Chulucanas Postergar Otros Elementos Transformador de Reserva para el Área de Demanda SET Tumbes SET Puerto Pizarro SET Zarumilla SET Lomas de Viento SET Nueva Zorritos (REP) LT 6 kv Nueva Zorritos - Tumbes MODIFICACIÓN DEL PLAN DE INVERSIONES CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ANEXOS Anexo A Análisis de Respuesta a las observaciones formuladas al ESTUDIO Anexo B Diagrama Unifilar del Sistema Actual Anexo C Diagrama Unifilar del SER según Osinergmin Anexo D Cuadros Comparativos REFERENCIAS Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 2 de 88

9 Informe N GART 1. Introducción 1.1 Antecedentes La Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica Ley N 28832, entre otros aspectos, establece que las instalaciones de transmisión implementadas a partir de su emisión formarán parte del Sistema Garantizado de Transmisión (SGT) o del Sistema Complementario de Transmisión (SCT); siendo el SGT conformado por las instalaciones del Plan de Transmisión, elaborado por el COES y aprobado por el Ministerio de Energía y Minas (MINEM), cuya concesión y construcción sean resultados de un proceso de licitación pública y; el SCT conformado, entre otras, por las instalaciones de transmisión aprobadas por Osinergmin en el respectivo Plan de Inversiones y/o modificatorias. Con Resolución N OS/CD se aprobó el Plan de Inversiones para el período mayo 213 abril 217; la que respecto al Área de Demanda 1 fue impugnada por la empresa Electronoroeste S.A., a través de recursos de reconsideración que se resolvió mediante la Resolución N OS/CD. Con carta R /ENOSA, el 3 de junio de 214, la empresa Electronoroeste S.A. (en adelante ENOSA ) ha solicitado a Osinergmin la modificación del Plan de Inversiones de ENOSA correspondiente al Área de Demanda 1, acompañando para el efecto el informe Estudios de los Sistemas Eléctricos de Electronoroeste para Modificación del Plan de Inversiones en Transmisión (en adelante ESTUDIO ). El presente informe desarrolla el estudio realizado por Osinergmin a fin de sustentar técnica y económicamente su pronunciamiento respecto de la referida solicitud. Para lo cual se ha analizado el ESTUDIO y la información que lo sustenta, las respuestas e información complementaria que presentó ENOSA para absolver las observaciones formuladas por Osinergmin. Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 3 de 88

10 Informe N GART 1.2 Aspectos Regulatorios y Normativos El sistema de precios debe ser estructurado sobre la base de la eficiencia económica de acuerdo con lo señalado por los Artículos 8 y 42 de la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) 2. Las tarifas y compensaciones correspondientes a los sistemas de transmisión y distribución, deben ser reguladas en cumplimiento del Artículo 43 de la LCE, modificado por la Ley N Según lo señalado en el Artículo 44 de la LCE 4, 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) 6 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 1-29-EM, N EM y N EM) se 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: (...) 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. (...) 2.2 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. ( ) Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 4 de 88

11 Informe N GART establecen los criterios para la regulación de los SST y SCT, donde se incluye lo concerniente al proceso de aprobación del Plan de Inversiones 7. Sobre el particular, el numeral V) del literal a) del Artículo 139 del Reglamento de la LCE, señala: "V) El Plan de Inversiones está constituido por el conjunto de instalaciones de transmisión requeridas que entren en operación comercial dentro de un período de fijación de Peajes y Compensaciones. Será revisado y aprobado por OSINERGMIN y obedece a un estudio de planificación de la expansión del sistema de transmisión considerando un horizonte mínimo de diez (1) años, hasta un máximo establecido por OSINERGMIN, que deberá preparar obligatoriamente cada concesionario de las instalaciones de transmisión remuneradas exclusivamente por la demanda. OSINERGMIN podrá elaborar y aprobar el Plan de Inversiones ante la omisión del concesionario correspondiente. La ejecución del Plan de Inversiones y de sus eventuales modificaciones, ambos aprobados por OSINERGMIN, es de cumplimiento obligatorio." Asimismo, el numeral VII) del literal d) del Artículo 139 del Reglamento de la LCE, señala: "VII) En la eventualidad de ocurrir cambios significativos en la demanda proyectada de electricidad, o modificaciones en la configuración de las redes de transmisión aprobadas por el Ministerio, o en las condiciones técnicas o constructivas, o por otras razones debidamente justificadas, respecto a lo previsto en el Plan de Inversiones vigente, el respectivo titular podrá solicitar a 7 Artículo 139º.- ( ) Las compensaciones y las tarifas de transmisión a que se refieren los artículos 44 y 62 de la Ley; así como, las compensaciones y tarifas del Sistema Complementario de Transmisión a que se refiere el Artículo 27 de la Ley N 28832, serán fijadas por OSINERGMIN, teniendo presente lo siguiente: a) Criterios Aplicables ( ) V) El Plan de Inversiones está constituido por el conjunto de instalaciones de transmisión requeridas que entren en operación dentro de un periodo de fijación de Peajes y Compensaciones. Será revisado y aprobado por OSINERGMIN y obedece a un estudio de planificación de la expansión de transmisión considerando un horizonte de diez (1) 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. ( ) Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 5 de 88

12 Informe N GART OSINERGMIN la aprobación de la modificación del Plan de Inversiones vigente, acompañando el sustento técnico y económico debidamente documentado. OSINERGMIN deberá emitir pronunciamiento, sustentado técnica y económicamente, en un plazo máximo de sesenta (6) días hábiles de presentada la solicitud de modificación. De aprobarse la modificación del Plan de Inversiones, las modificaciones a las tarifas y compensaciones correspondientes se efectuarán en la Liquidación Anual de ingresos siguiente a la fecha de puesta en operación comercial de cada instalación que conforma dicha modificación del Plan de Inversiones. OSINERGMIN establecerá la oportunidad, los criterios y procedimientos para la presentación y aprobación de las modificaciones al Plan de Inversiones, las cuales deben seguir los mismos principios que los aplicados en la formulación del Plan de Inversiones. Las instalaciones no incluidas en el Plan de Inversiones aprobado, no serán consideradas para efectos de la fijación del Costo Medio Anual, las tarifas y compensaciones de transmisión." Por otro lado, en la Norma Tarifas y Compensaciones para SST y SCT (en adelante NORMA TARIFAS ), aprobada mediante la Resolución N OS/CD, se establecen los criterios, metodología y formatos para la presentación de los estudios que sustenten las propuestas de regulación de los SST y SCT, así como lo referente al proceso de aprobación del Plan de Inversiones y de sus eventuales modificaciones, siendo que en su Primera Disposición Transitoria establece: De forma transitoria, las solicitudes de modificación del Plan de Inversiones aprobado para el período , se presentarán entre los meses de enero a junio del año 214. Para los próximos períodos tarifarios, los Titulares deberán tomar en cuenta las fechas establecidas en la Norma Procedimiento para Fijación de Precios Regulados, para lo cual OSINERGMIN modificará dicha norma en una próxima oportunidad. En un plazo máximo de 6 días hábiles, contados desde la presentación de la solicitud, OSINERGMIN emitirá pronunciamiento o formulará observaciones, fijando un plazo de subsanación para cada caso y según la envergadura de las observaciones. Asimismo, se cuenta con las siguientes normas aprobadas por Osinergmin, que tienen relación con la NORMA TARIFAS: Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica, aprobado por Resolución N OS/CD. Norma de Altas y Bajas, aprobada mediante Resolución N OS/CD y modificada por Resolución N OS/CD. Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 6 de 88

13 Informe N GART Norma de Áreas de Demanda, aprobada con la Resolución N OS/CD. Posteriormente, modificada mediante Resoluciones 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 N OS/CD. Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión, cuya última actualización fue aprobada mediante Resolución N OS/CD, modificada por las Resoluciones N 56 y OS/CD. Norma de Procedimiento para la Asignación de Responsabilidad de Pago de los SST y SCT, aprobada con Resolución N OS/CD. 1.3 Proceso de pronunciamiento De acuerdo con lo señalado en la referida Primera Disposición Transitoria de la Resolución N OS/CD, para el pronunciamiento de Osinergmin sobre cada solicitud de modificación del Plan de Inversiones vigente, se viene contemplando las siguientes etapas: i) presentación de las solicitudes de modificación del Plan de Inversiones, ii) de ser el caso, formulación de observaciones al estudio de sustento presentado por el solicitante, iii) análisis del levantamiento de observaciones, y iv) pronunciamiento mediante Resolución del Consejo Directivo de Osinergmin. Para los casos donde resulte necesario, durante la etapa de formulación de observaciones se requerirá opinión de otros Titulares del Área de Demanda respectiva, las cuales serán incluidas en el análisis de sustento del referido pronunciamiento. Cabe señalar que el plazo de 6 días hábiles que dispone Osinergmin para pronunciarse sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones, no incluye el periodo en que se encuentre pendiente la absolución de observaciones, operando así la suspensión del referido plazo durante el período comprendido entre la fecha en que se oficien las observaciones y la fecha fijada como plazo máximo para que la solicitante las absuelva. Asimismo, conforme lo prevé la Ley, los interesados disponen de un plazo de quince (15) días hábiles para, en caso lo consideren pertinente, interponer recursos de reconsideración contra el pronunciamiento de Osinergmin. Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 7 de 88

14 Informe N GART 2. Ubicación El Área de Demanda 1 está circunscrita en los departamentos de Tumbes y Piura, el cual se ubica 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. 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. Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 8 de 88

15 Informe N GART Gráfico N 2.1 Ubicación Geográfica del Área de Demanda 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. Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 9 de 88

16 Informe N GART Gráfico N 2.2 Trazo de las Principales Instalaciones de Transmisión del Área de Demanda 1 Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 1 de 88

17 Informe N GART 3. Solicitud de modificación del Plan Dentro del plazo establecido en la Primera Disposición Transitoria de la Resolución N OS/CD, mediante carta dentro del plazo establecido para el presente proceso, mediante carta R /ENOSA, el 3 de junio de 214, ENOSA presentó a Osinergmin el ESTUDIO que sustenta su solicitud de modificación del Plan de Inversiones correspondiente al Área de Demanda 1. Dicha solicitud propone la modificación de los siguientes elementos: i) Modificación de las características técnicas del transformador de la SET Charán; ii) Retiro de la nueva SET Piura Sur; iii) Retiro de la Nueva SET Paita Industrial; iv) Retiro de la segunda LT 6 kv Piura Oeste Los Ejidos; Postergación para el año 218 de la nueva SET Puerto Rico; Nuevas Celdas MT en SET Los Ejidos; iv) Retirar el nuevo transformador 6/22,9/1 kv - 3 MVA de la SET Chulucanas; v) Postergar ostros elementos y vi) Transformador de reserva. Asimismo, ENOSA solicita la inclusión de nuevos elementos en el Plan de Inversiones : i) Ampliar la capacidad de transformación de la SET Tumbes1; ii) Nuevo transformador en la SET Puerto Pizarro; iii) Ampliar la capacidad de transformación en la SET Zarumilla; iv) Compensación Reactiva en la SET Lomas de Viento y iv) Renovación de la LT 33 kv Malacas - Talara. Para efectos del análisis, la información presentada como parte del ESTUDIO, se considera como PROPUESTA INICIAL de la solicitante. 3.1 Causales para solicitar la Modificación del Plan de Inversiones Vigente ENOSA manifiesta que su ESTUDIO tiene como propósito desarrollar el sustento técnico para la solicitud de modificatoria del Plan de Inversiones Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 11 de 88

18 Informe N GART , en lo concerniente al Área de Demanda 1, sobre la base de lo establecido en el numeral VII) del literal d) del Reglamento de la LCE, según el cual se permite la revisión y actualización del Plan de Inversiones en transmisión (aprobado por Osinergmin cada 4 años), debido a: i) cambios significativos en la demanda proyectada de electricidad, o ii) modificaciones en la configuración de las redes de transmisión aprobadas por el Ministerio, o iii) en las condiciones técnicas o constructivas, o iv) por otras razones debidamente justificadas. Agrega que en el caso de las modificaciones de los elementos aprobados y la inclusión de nuevos elementos en el Plan de Inversiones para el Área de Demanda 1, obedece a: i) cambios significativos de la demanda proyectada; ii) cambios en las condiciones técnicas o constructivas y iii) por otras razones debidamente justificadas (causales i, iii y iv del numeral VII) del literal d) del Artículo 139 del RLCE). 3.2 Reformulación del Plan de Inversiones Proyección de la Demanda Los criterios tomados para la actualización de la demanda del Área de Demanda 1 por parte de la solicitante fueron los siguientes: - Verificación que el crecimiento de la demanda del Área de Demanda 1 y por Sistemas Eléctricos para los años 211, 212 y 213 con respecto a lo aprobado en el PIT El cálculo de la demanda considerará la normativa vigente, NORMA TARIFAS, aprobada mediante Resolución N OS/CD. - Se considera las solicitudes de factibilidades de demanda. - Usuarios Menores: De acuerdo a la metodología establecida en la NORMA TARIFAS, para la proyección de las ventas de energía de los Usuarios Regulados se estimaron modelos econométricos que relacionan las ventas de energía con el PBI, la población, los clientes y precio medio como variables explicativas para el Área de Demanda 1 y modelos de tendencia donde la única variable explicativa es el tiempo para los Sistemas Eléctricos, para luego ser ajustados según lo indica la norma, obteniéndose los siguientes resultados: Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 12 de 88

19 Informe N GART - 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, obteniéndose los siguientes resultados: Finalmente, luego de efectuar la integración de la proyección de las demandas de Usuarios Regulados, Usuarios Libres y Demandas Adicionales, se obtiene la proyección global de la demanda de energía eléctrica, por nivel de tensión, la cual muestra en el siguiente cuadro: Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 13 de 88

20 Informe N GART SET Charán (ELECTROPERÚ) ENOSA, para el año 216, solicita el cambio de las características técnicas del transformador aprobado en el PI Las nuevas especificaciones consistirían en un transformador de 3/2/2 MVA y 6/33/22,9 kv y sus respectivas celdas de transformador; con esto se evitará continuar ampliando la capacidad de los transformadores en cascada en la SET Tumbes. Además, como sustento la solicitante señala que las redes de distribución de 1 kv de la localidad más cercana a la SET Charán (La Cruz) tiene una demanda de 1,4 MW sin crecimiento significativo por lo que un devanado de 1 kv en el nuevo transformador estaría subutilizado; sin embargo las redes de distribución de 22,9 kv más cercanas (Zorritos) tienen una demanda de 2,5 MW y solicitudes de incremento de carga por 2,9 MW, por lo que resulta más conveniente considerar el cambio en las especificaciones técnicas del transformador Retiro de la nueva SET Piura Sur ENOSA, para el año 215, solicita retirar del PIT la instalación de la nueva SET 22/6 kv Piura Sur y en su reemplazo solicita aprobar, la construcción de la nueva SET Grau 6/22,9/1 kv -5/5/5 MVA, una nueva línea Piura Oeste Grau en 6 kv de 9,2 km con conductor AAAC 24mm2 y reforzar la SET Piura Oeste 22/6 kv. Los sustentos se basan en que uno de los criterios establecidos para el seccionamiento de líneas del Sistema de Transmisión Troncal (STTR) es la distancia mínima de 3 km entre nodos de STTR. Por lo cual, la línea Piura Oeste-La Niña 22kV se encuentra dentro de esta clasificación; por consiguiente no sería posible partir ésta línea a 9 km de la subestación Piura Oeste, tal como se tenía previsto en el PIT aprobado para el Área de Demanda 1. Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 14 de 88

21 Informe N GART Nueva SET Paita Industrial ENOSA, para el año 215, solicita aprobar la instalación de la nueva SET Paita Industrial que estaría ubicada a 6 km al norte de la SET Paita existente, conectándose en PI a la Línea 6 kv Paita - El Arenal. La nueva SET Paita Industrial 6/22.9/1 kv 3/3/3 MVA se construiría en lugar de realizar la ampliación de la SET Paita existente, la cual está aprobada en el PIT Los motivos del cambio se basan en que la única salida para los alimentadores se encuentra saturada (una sola vía que ya cuenta con cinco alimentadores) y no existe otras rutas de salida hacia la zona industrial Tablazo y además por la concentración cada vez más alejada de las cargas futuras (distribuidas longitudinalmente en la carretera Paita-Sullana, a distancias entre 2 y 1 Km) Segunda LT 6 kv Piura Oeste Los Ejidos ENOSA, para el año 214, solicita retirar del PIT la instalación de la segunda LT 6 kv Piura Oeste Los Ejidos de 1,8 km, debido a que dicho proyecto resulta más oneroso que una segunda terna en la actual línea. Además, señala que para atender el incremento de carga significativa en la SET Ejidos, SET Castilla y SET del Alto Piura, en el PIT se aprobó, para el año 215, la segunda LT 6 kv Piura Sur Chulucanas, la cual no podría ejecutarse por la desestimación de la SET Piura Sur. En su reemplazo, para el año 215, ENOSA solicita aprobar la instalación de la línea Piura Centro Castilla 6 kv de 3,4 km. Cabe precisar que la línea estaría conformada por dos tramos, un primer tramo con una nueva línea que partiría desde la SET Piura Centro hasta intersectar la línea Castilla Los Ejidos a la altura de la Av. Universitaria (Derivación), a partir del cual se enlazaría a la SET Castilla por medio de un segundo tramo de línea existente hacia Castilla de 1,2 km; además se desconectaría el tramo de línea existente entre la nueva Derivación hacia Los Ejidos Nueva SET Puerto Rico ENOSA solicita postergar para el año 218 la nueva SET Puerto Rico y todos sus elementos asociados incluyendo la LT 6 kv Bayóvar Puerto Rico, en razón a que la empresa Miski Mayo manifestó mediante carta BAY-GEOPB , que la capacidad disponible de sus instalaciones es cero (), lo cual imposibilita la ejecución del proyecto desde las instalaciones de dicha empresa Nuevas Celdas MT en SET Los Ejidos ENOSA solicita retirar del PIT dos celdas en 1 kv (1 de transformador y 1 de alimentador); en su reemplazo solicita aprobar 3 celdas de alimentador en 22,9 kv, debido a que en la zona de influencia de la SET Ejidos no hay cargas en 1 kv sólo se tiene redes en 22,9 kv. Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 15 de 88

22 Informe N GART SET Chulucanas ENOSA, para el año 213, solicita retirar del PIT el transformador de potencia de 3 MVA 6/22,9/1 kv asignado a la SET Chulucanas, la celda de línea en 6 kv a Piura Sur y la LT 6 kv Piura Sur Chulucanas. Para el año 216, se solicita postergar la celda de alimentador en 1 kv, que había sido aprobada para el año 214; además solicita un banco de capacitores de 3x5 MVA de 6 kv con su respectiva celda y celdas de transformador en 6 kv, 22.9 kv y 1 kv. Las razones que motivan el cambio se fundamentan en que, de acuerdo a la evaluación de la demanda actualizada, para el Sistema Tumbes, resulta óptimo rotar, para el año 216, el transformador de 9/9/2,5 MVA desde la SET Puerto Pizarro hacia la SET Chulucanas. Además señala que debido a que no es posible instalar la SET Piura Sur por los motivos ya detallados en la sección 3.2.3, no sería factible construir la línea Piura Sur Chulucanas en 6 kv. Respecto al banco de condensadores de 3x5 MVAR en 6 kv, la solicitante no presenta los sustentos que originan la necesidad de dicho banco en la red de transmisión Postergar Otros Elementos ENOSA señala que la demanda proyectada por el Osinergmin fue mayor que la real, por lo que no se ha requerido instalar bancos de capacitadores, en base a lo cual solicita reprogramar las siguientes instalaciones: En la SET Constante, para el año 214, se solicita postergar el banco de capacitores de 3,75 MVAR en 22,9 kv con su respectiva celda, que había sido aprobado para el año 213. En la SET Morropón, para el año 214, se solicita postergar el banco de capacitores de 3x1,25 MVAR en 22,9 kv con su respectiva celda, que había sido aprobado para el año 213. En la SET Loma Larga, para el año 215, se solicita postergar el banco de capacitores de 2x1,25 MVAR en 22.9 kv con su respectiva celda, que había sido aprobado para el año 212. En la SET Piura Centro, para el año 214, se solicita postergar el banco de capacitores de 2x1,25 MVAR en 22,9 kv con su respectiva celda, que había sido aprobado para el año 212. En la SET Paita, para el año 214, se solicita postergar el banco de capacitores de 4x1,25 MVAR en 1 kv con su respectiva celda, que había sido aprobado para el año 212. Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 16 de 88

23 Informe N GART Transformador de Reserva para el Área de Demanda 1 ENOSA señala que en el PIT , Osinergmin no ha aprobado la adquisición de ningún nuevo transformador de reserva para el Área de Demanda 1. Al respecto, ENOSA ha elaborado un análisis técnico económico para sustentar la necesidad de contar con unidades de transformación de reserva, a fin de atender eventuales fallas y correspondientes interrupciones del servicio en los transformadores que se encuentran en operación. En base a dicho estudio, ENOSA solicita que se incluya en el PIT tres transformadores de potencia, cuyos detalles se muestra en el cuadro siguiente: 3.3 Nuevos Elementos en el Plan de Inversiones SET Tumbes 1 Señala ENOSA que, de acuerdo al crecimiento de demanda, se evidencia que la sobrecarga del transformador se presentará en el año 215, razón por la cual en dicho año se requiere instalar un transformador existente de 5 MVA 33/22,9 kv con sus correspondientes celdas de transformador (uno en 33 kv y el otro en 22,9 kv), con el fin de atender una mayor demanda. Además indica que la rotación del transformador de 5 MVA está condicionada a la aprobación de cambio de especificaciones técnicas del nuevo transformador de la SET Charán SET Puerto Pizarro Señala ENOSA que, de acuerdo al crecimiento de demanda, se evidencia que la sobrecarga del transformador se presentará en el año 215, razón por la cual en dicho año se requiere instalar un nuevo transformador de 3 MVA 6/22,9/1 kv con sus correspondientes celdas de transformador, con el fin de atender una mayor demanda. Asimismo, solicita la instalación del banco de capacitores de 3x5 MVAR de 1 kv con su respectiva celda, para el año 216, sin embargo no presenta los sustentos del caso. Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 17 de 88

24 Informe N GART SET Zarumilla ENOSA solicita adelantar la instalación del banco de capacitores de 2,5 MVAR de 1 kv con su respectiva celda, del año 216 para el año 215. Sin embargo, no presenta los sustentos que motiven el adelanto solicitado. Para el año 216, además solicita tres celdas de transformador de 6 kv, 22,9 kv y 1 kv para instalar el transformador existente de 1/4/7 MVA 6/22,9/1 kv rotado desde la SET Chulucanas, el cual será instalado en paralelo con el transformador existente a fin de solucionar la sobrecarga que se presentaría en dicho año. Para el año 216, solicita una celda de línea en 6 kv en la SET Zarumilla, sin embargo no presenta los motivos que sustenten dicho pedido SET Lomas de Viento ENOSA, para el año 216, solicita un banco de capacitores de 1x3 MVAR de 1 kv con su respectiva celda, sin embargo no señala los motivos que justifiquen la implementación de la instalación solicitada SET Nueva Zorritos (REP) ENOSA solicita, para el año 216, un nuevo transformador 22/6/1 kv de 65/65/12 MVA y tres celdas de transformación, debido a que el transformador existente en la SET Nueva Zorritos presentará sobrecarga de 112% en el año LT 33 kv Malacas Talara ENOSA señala en su ESTUDIO, que asumirá como nuevo cliente a la carga de la Refinería de Talara (Petroperú), por lo que solicita que se incluya en PIT , una nueva línea Malacas Talara en 33 kv, de doble terna y 6 Km de longitud, con la finalidad de renovar la línea existente debido a que dicha línea se encuentra en mal estado por el constante hurto y así cumplir con los estándares de calidad de servicio establecidos en la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos. Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 18 de 88

25 Informe N GART 4. Observaciones al Estudio de sustento A través del Oficio N GART, el 17 de julio de 214 Osinergmin remitió a ENOSA las observaciones al ESTUDIO, estableciendo el 8 de setiembre de 214 como plazo para la respuesta y correcciones de ser el caso. Entre otras, las observaciones relevantes formuladas al ESTUDIO, son las siguientes: - Se indicó que el ESTUDIO debe estar organizado y contener todo lo establecido en el numeral de la NORMA TARIFAS. - ENOSA debe efectuar la evaluación de alternativas bajo el criterio de mínimo costo, considerando como una de las alternativas lo aprobado en el Plan y como otra lo que se propone modificar. - Respecto de los proyectos cuya construcción aún no ha sido iniciada, debe estimarse la reprogramación de las respectivas puestas en servicio, teniendo presente los períodos técnicos necesarios para el efecto. - Se indicó que la data histórica de demanda debe ser actualizada a diciembre 213, siendo éste el año representativo para efectos de su proyección. En ese sentido, debe presentarse también los registros cada 15 minutos correspondientes a cada devanado de los transformadores de cada SET del Área de Demanda, según lo establecido en el numeral de la NORMA TARIFAS. - Se indicó que debe sustentarse el requerimiento, para el año 215, de un nuevo transformador 6/22,9/1 kv de 3 MVA y sus respectivas celdas para la SET Puerto Pizarro, teniendo presente que el devanado de 1 kv del actual transformador 6/23/1 kv de 5 MVA no es utilizado. Debe revisarse el requerimiento de tres devanados y la capacidad estimada Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 19 de 88

26 Informe N GART para el nuevo transformador ya que al año 224 la demanda estimada por ENOSA no alcanza ni 15 MW. - Con respecto a la SET Zarumilla, ENOSA debe presentar la justificación técnica y económica del requerimiento de adelantar para el año 215 la instalación de los capacitores de 2,5 MVAR con su respectiva celda 1 kv, prevista en el Plan para el año Se indicó que toda vez que existe demanda no atendida en la bahía de Sechura, ENOSA debe realizar la evaluación costo-beneficio de la postergación que solicita respecto del proyecto 6 kv Bayóvar-Puerto Rico aprobado en el Plan; ya que de no justificarse técnica y económicamente esta postergación, ENOSA debería reformular de inmediato su solicitud de mandato de conexión basándose en lo aprobado en el Plan (desde barras 6 kv de la SET Bayóvar y no en 22,9 kv desde la SET Descarga conforme lo planteó en su primer pedido de mandato de conexión que fue denegado por la Gerencia de Fiscalización Eléctrica GFE de Osinergmin). - Sobre la postergación de la implementación de los bancos de condensadores previstos para los años 212 y 213, en las subestaciones Constante, Morropón, Loma Larga, Piura Centro y Paita; para los años 214 y 215, ENOSA debe explicar las razones por las que no se han realizado las justificaciones ante la GFE de Osinergmin, para los casos en que han sido puestos en servicio o serán puestos en servicio el año 214, conforme lo señalan. - Con relación a la obsolescencia y las condiciones en las que se encuentra la LT 33 kv Malacas - Talara, ENOSA se debe realizar un análisis en detalle para determinar la alternativa técnica y económica más eficiente que garantice el suministro de energía eléctrica a la Refinería de Talara, considerando el incremento de su demanda que implicará su modernización en curso. Dependiendo de la demanda futura de esta refinería, se debe contemplar en el análisis la alternativa de continuar atendiendo esta demanda en 33 kv o en otro nivel de tensión (ubicada a sólo 6 km de la SET Malacas). Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 2 de 88

27 Informe N GART 5. Propuesta Final El 8 de setiembre de 214, con carta R /ENOSA, ENOSA presentó las respuestas a las observaciones efectuadas por Osinergmin, conjuntamente con el ESTUDIO corregido e información complementaria que acompañó como sustento de dichas respuestas. Para efectos del presente análisis, estas respuestas, el informe corregido y la información complementaria que los sustenta, se considera como PROPUESTA FINAL de la solicitante. El análisis de todas las respuestas se desarrolla en el Anexo A del presente informe. A continuación se resume el contenido de la denominada PROPUESTA FINAL de la solicitante. 5.1 Causales para solicitar la Modificación del Plan de Inversiones Vigente ENOSA manifiesta que su ESTUDIO, al igual que en su PROPUESTA INICIAL, tiene como propósito desarrollar el sustento técnico para la solicitud de modificatoria del Plan de Inversiones , en lo concerniente al Área de Demanda 1, sobre la base de lo establecido en el numeral VII) del literal d) del Reglamento de la LCE, según el cual se permite la revisión y actualización del Plan de Inversiones en transmisión (aprobado por Osinergmin cada 4 años), debido a: i) cambios significativos en la demanda proyectada de electricidad, o ii) modificaciones en la configuración de las redes de transmisión aprobadas por el Ministerio, o iii) en las condiciones técnicas o constructivas, o iv) por otras razones debidamente justificadas. Agrega que en el caso de las modificaciones de los elementos aprobados y la inclusión de nuevos elementos en el Plan de Inversiones para el Área de Demanda 1, obedece a: i) cambios significativos en la demanda Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 21 de 88

28 Informe N GART eléctrica; ii) cambios en las condiciones técnicas o constructivas y iii) por otras razones debidamente justificadas (causales i, iii y iv del numeral VII) del literal d) del Artículo 139 del RLCE). 5.2 Reformulación del Plan de Inversiones Proyección de la Demanda La proyección de demanda presentada por ENOSA como parte de su PROPUESTA FINAL, resulta mayor a los valores presentados antes de la formulación de observaciones al ESTUDIO. Usuarios Regulados: De acuerdo a la metodología establecida en la NORMA TARIFAS, para la proyección de las ventas de energía de los Usuarios Regulados se estimaron modelos econométricos que relacionan las ventas de energía con el PBI, la población, los clientes y precio medio como variables explicativas para el Área de Demanda 1 y modelos de tendencia donde la única variable explicativa es el tiempo para los Sistemas Eléctricos, para luego ser ajustados según lo indica la norma, obteniéndose los siguientes resultados: 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, obteniéndose los siguientes resultados: Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 22 de 88

29 Informe N GART Finalmente, luego de efectuar la integración de la proyección de las demandas de Usuarios Regulados, Usuarios Libres y Demandas Adicionales, obtiene la proyección global de la demanda de energía eléctrica, por nivel de tensión, la cual muestra en el siguiente cuadro: SET Charán (ELECTROPERÚ) En la PROPUESTA FINAL, ENOSA mantiene los argumentos de su PROPUESTA INICIAL donde, para el año 216, solicita el cambio de las características técnicas del transformador aprobado en el PIT Las nuevas especificaciones consistirían en un transformador de 3/2/2 MVA y 6/33/22,9 kv y sus respectivas celdas de transformador; manifiesta Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 23 de 88

30 Informe N GART que con esto se evitará continuar ampliando la capacidad de los transformadores en cascada en la SET Zorritos. Además, la solicitante señala que las redes de distribución de 1 kv de la localidad más cercana a la SET Charán (La Cruz) tiene una demanda de 1,4 MW sin crecimiento significativo por lo que un devanado de 1 kv en el nuevo transformador estaría subutilizado; sin embargo las redes de distribución de 22,9 kv más cercana (Zorritos) tienen una demanda de 2,5 MW y solicitudes de incremento de carga por 2,9 MW, por lo que resulta más conveniente considerar el cambio en las especificaciones técnicas del transformador Retiro de la nueva SET Piura Sur En la PROPUESTA FINAL, ENOSA mantiene los argumentos de su PROPUESTA INICIAL donde, para el año 215, solicita retirar del PIT la instalación de la nueva SET 22/6 kv Piura Sur y en su reemplazo solicita aprobar, la construcción de la nueva SET Grau 6/22,9/1 kv - 5/5/5 MVA, una nueva línea Piura Oeste Grau en 6 kv de 9,2 km con conductor AAAC 24 mm2 y reforzar la SET Piura Oeste 22/6 kv. Los sustentos se basan en que uno de los criterios establecidos para el seccionamiento de líneas del Sistema de Transmisión Troncal (STTR) es la distancia mínima de 3 km entre nodos de STTR. Por lo cual, la línea Piura Oeste-La Niña 22 kv se encuentra dentro de esta clasificación; por consiguiente manifiesta que no sería posible partir ésta línea a 9 km de la subestación Piura Oeste, tal como se tenía previsto en el PIT aprobado para el Área de Demanda Nueva SET Paita Industrial ENOSA no aborda este tema en la PROPUESTA FINAL, dado que desiste de este pedido en la absolución de observaciones Segunda LT 6 kv Piura Oeste Los Ejidos ENOSA, para el año 214, solicita retirar del PIT la instalación de la segunda LT 6 kv Piura Oeste Los Ejidos de 1,8 km, en base a las observaciones del regulador; ENOSA presenta cuatro alternativas para atender el incremento de carga significativa en la SET Ejidos, para el año 215. Alternativa 1: Consiste en el refuerzo del tramo Textil Piura Centro con cables AAAC 24 mm2 independizando las ternas, construir la nueva línea Piura Centro Derivación Castilla 6 kv con cable AAAC 24 mm2 de 2.2 km de longitud y reforzar el tramo de línea Derivación Castilla Castilla en 6 kv con cable AAAC 24 mm2 y la nueva SET Grau y la línea Piura Oeste Grau. Alternativa 2: Consiste en la instalación de la segunda terna de la línea Piura Oeste Los Ejidos, y la nueva SET Grau y la línea Piura Oeste Grau. Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 24 de 88

31 Informe N GART Alternativa 3: Consiste en el refuerzo del tramo de línea Textil Piura Centro, independizando las ternas, construir la nueva línea Piura Centro Derivación Castilla 6 kv y reforzar el tramo de línea Derivación Castilla Castilla y transferir cargas a la SET Castilla y Coscomba (Piura Oeste 1). Alternativa 4: Consiste en la segunda terna de la línea Piura Oeste Los Ejidos, y transferir cargas a la SET Castilla y Coscomba (Piura Oeste 1). Las alternativas 3 y4 no consideran la instalación de la nueva SET Grau, ni la nueva línea Piura Oeste Grau. ENOSA descarta las alternativas 3 y 4 por no ser solución de largo plazo; en base a la evaluación económica de las alternativas 1 y 2, se aprecia que la alternativa 1 es la de menor costo Nueva SET Puerto Rico En la PROPUESTA FINAL, ENOSA mantiene los argumentos de su PROPUESTA INICIAL, donde solicita postergar para el año 218 la nueva SET Puerto Rico y todos sus elementos asociados incluyendo la LT 6 kv Bayóvar Puerto Rico, en razón a que la empresa Miski Mayo manifestó mediante carta BAY-GEOPB-19-13, que la capacidad disponible de sus instalaciones es cero (), lo cual imposibilita la ejecución del proyecto desde las instalaciones de dicha empresa Nuevas Celdas MT en SET Los Ejidos En la PROPUESTA FINAL, ENOSA mantiene los argumentos de su PROPUESTA INICIAL; sin embargo producto de las observaciones del regulador, presenta dos alternativas: Alternativa 1: Consiste en aprobar celdas en 22,9 kv. Alternativa 2: Consisten en mantener las celdas en 1 kv; adicionalmente se consideran transformadores elevadores 1/22,9 kv para conectar cargas en el lado 1 kv. De la evaluación económica mostrada en su ESTUDIO, la alternativa 1 resulta ser la de mínimo costo SET Chulucanas En la PROPUESTA FINAL, ENOSA mantiene los argumentos de su PROPUESTA INICIAL donde, para el año 213, solicita retirar del PIT el transformador de potencia de 3 MVA 6/22,9/1 kv asignado a la SET Chulucanas, la celda de línea en 6 kv a Piura Sur y la LT 6 kv Piura Sur Chulucanas. Para el año 216, se solicita postergar la celda de alimentador en 1 kv, que había sido aprobada para el año 214; además solicita un banco de Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 25 de 88

32 Informe N GART capacitores de 3x5 MVAR de 6 kv con su respectiva celda y celdas de transformador en 22,9 kv y 1 kv. Las razones que motivan el cambio se fundamentan en que, de acuerdo a la evaluación de la demanda actualizada, para el Sistema Tumbes, resulta óptimo rotar, para el año 216, el transformador de 9/9/2,5 MVA desde la SET Puerto Pizarro hacia la SET Chulucanas. Además señala que debido a que no es posible instalar la SET Piura Sur por los motivos ya detallados en la sección 5.2.3, no sería factible construir la línea Piura Sur Chulucanas en 6 kv. Respecto al banco de capacitores de 3x5 MVAR, indica que este se requiere para evitar caídas de tensiones muy por debajo de los límites establecidos en las normas de calidad de la energía eléctrica para las barras del sistema Chulucanas, que podrían provocar un colapso por tensión en dicho sistema Postergar Otros Elementos En la PROPUESTA FINAL, ENOSA mantiene los argumentos de su PROPUESTA INICIAL, donde señala que la demanda proyectada por Osinergmin fue mayor que la real, por lo que no se ha requerido instalar de bancos de capacitadores, en base a lo cual solicita reprogramar las siguientes instalaciones: En la SET Constante, para el año 214, se solicita postergar el banco de capacitores de 3,75 MVAR en 22,9 kv con su respectiva celda, que había sido aprobado para el año 213. En la SET Morropón, para el año 214, se solicita postergar el banco de capacitores de 3x1,25 MVAR en 22,9 kv con su respectiva celda, que había sido aprobado para el año 213. En la SET Loma Larga, para el año 215, se solicita postergar el banco de capacitores de 2x1,25 MVAR en 22,9 kv con su respectiva celda, que había sido aprobado para el año 212. En la SET Piura Centro, para el año 214, se solicita postergar el banco de capacitores de 2x1,25 MVAR en 22,9 kv con su respectiva celda, que había sido aprobado para el año Transformador de Reserva para el Área de Demanda 1 En la PROPUESTA FINAL, ENOSA mantiene los argumentos de su PROPUESTA INICIAL, en donde señala que en el PIT , Osinergmin no ha aprobado la adquisición de ningún nuevo transformador de reserva para el Área de Demanda 1. Al respecto, ENOSA ha elaborado un análisis técnico económico para sustentar la necesidad de contar con unidades de transformación de reserva, a fin de atender eventuales fallas y las correspondientes interrupciones del servicio en los transformadores que se encuentran en operación. Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 26 de 88

33 Informe N GART En base a dicho estudio, ENOSA solicita que se incluya en el PIT cuatro transformadores de potencia, cuyo detalle se muestra en el cuadro siguiente: 5.3 Nuevos Elementos en el Plan de Inversiones SET Tumbes 1 En la PROPUESTA FINAL, ENOSA mantiene los argumentos de su PROPUESTA INICIAL, donde señala que de acuerdo al crecimiento de demanda, se evidencia que la sobrecarga del transformador se presentará en el año 215, razón por la cual en dicho año se requiere instalar un transformador existente de 5 MVA 33/22,9 kv con sus correspondientes celdas de transformador (uno en 33 kv y el otro en 22,9 kv), con el fin de atender una mayor demanda. Además indica que la rotación del transformador de 5 MVA está condicionada a la aprobación de cambio de especificaciones técnicas del nuevo transformador de la SET Charán. Sin embargo, producto de las observaciones del regulador, ENOSA presenta dos alternativas, a fin de validar su propuesta: Alternativa 1: Consiste en instalar un nuevo transformador de 3 MVA 6/33/23 kv en la SET Charán y ampliar la SET Tumbes 1 con el transformador de 5 MVA de la SET Zorritos. Alternativa 2: Consiste en instalar un nuevo transformador de 15 MVA en la SET Tumbes 1, ampliar la SET Zorritos con el transformador de 4 MVA saliente de la SET Tumbes 1 e instalar un nuevo transformador de 3 MVA 6/33/1 kv en la SET Charán. En base a los resultados de la evaluación económica mostrados en su ESTUDIO, la Alternativa 1 resulta de menor costo SET Puerto Pizarro En la PROPUESTA FINAL, ENOSA mantiene los argumentos de su PROPUESTA INICIAL, donde señala que de acuerdo al crecimiento de demanda, se evidencia que la sobrecarga del transformador se presentará en el año 215, razón por la cual en dicho año se requiere instalar un nuevo Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 27 de 88

34 Informe N GART transformador de 3 MVA 6/22,9/1 kv con sus correspondientes celdas de transformador, con el fin de atender una mayor demanda. Sin embargo, producto de las observaciones del regulador, ENOSA presenta dos alternativas, a fin de validar su propuesta: Alternativa 1: Consiste en instalar un nuevo transformador de 3 MVA en la SET Puerto Pizarro, ampliar la SET Zarumilla con el transformador rotado de 1/4/7 MVA de la SET Chulucanas y ampliar la SET Chulucanas con el transformador de 9/9/2,5 MVA saliente de la SET Puerto Pizarro. Alternativa 2: Consiste en instalar un nuevo transformador de 3 MVA en la SET Chulucanas, ampliar la SET Zarumilla con el transformador de 1/4/7 MVA de la SET Chulucanas y ampliar la SET Puerto Pizarro con el transformador de 13/1/5 MVA de la SET Chulucanas. En base a los resultados de la evaluación económica mostradas en su ESTUDIO, la Alternativa 1 resulta de menor costo. Respecto a la instalación del banco de capacitores de 3x5 MVAR de 1 kv con su respectiva celda, para el año 216, señala que para atender el incremento significativo de la demanda resulta necesaria dicha instalación a fin de evitar excesivas caídas de tensión SET Zarumilla En la PROPUESTA FINAL, ENOSA mantiene los argumentos de su PROPUESTA INICIAL, donde solicita adelantar la instalación del banco de capacitores de 2,5 MVAR de 1 kv con su respectiva celda, del año 216 para el año 215. Para el año 216, además solicita tres celdas de transformador de 6 kv, 22,9 kv y 1 kv para instalar el transformador existente de 1/4/7 MVA 6/22,9/1 kv rotado desde la SET Chulucanas, el cual será instalado en paralelo con el transformador existente a fin de solucionar la sobrecarga que se presentaría en dicho año. Es del caso señalar, que el sustento de la rotación fue evaluado conjuntamente con la SET Puerto Pizarro. Para el año 216, solicita una celda de línea en 6 kv en la SET Zarumilla; sin embargo no presenta los sustentos del caso SET Lomas de Viento En la PROPUESTA FINAL, ENOSA mantiene los argumentos de su PROPUESTA INICIAL donde, para el año 216, solicita un banco de capacitores de 1x3 MVAR de 1 kv con su respectiva celda, a fin de evitar excesivas caídas de tensión debido a la entrada de una carga en 33 kv de 7,5 MW. Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 28 de 88

35 Informe N GART SET Nueva Zorritos (REP) En la PROPUESTA FINAL, ENOSA mantiene los argumentos de su PROPUESTA INICIAL donde solicita, para el año 216, un nuevo transformador 22/6/1 kv de 65/65/12 MVA y tres celdas de transformación, debido a que el transformador existente en la SET Nueva Zorritos presentará sobrecarga de 112% en el año LT 33 kv Malacas - Talara En la PROPUESTA FINAL, ENOSA desiste de este requerimiento LT 6 kv Nueva Zorritos Tumbes En la PROPUESTA FINAL, ENOSA agrega un caso adicional referido a la instalación de un nueva LT 6 kv Nueva Zorritos Tumbes (24 km, 24 mm2 AAAC) con sus respectivas celdas de línea. Sin embargo, no incluye los sustentos que avalen tal pedido. Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 29 de 88

36 Informe N GART 6. Análisis de Osinergmin Es del caso mencionar que, con respecto al Plan de Inversiones , ENOSA ha presentado una demanda contenciosa administrativa contra Osinergmin (Expediente N JR-CI-5), pidiendo se declare la NULIDAD PARCIAL de la Resolución N OS/CD, con relación a las siguientes decisiones administrativas: a) Implementación de una nueva sub estación de transformación Piura Sur (22 kv), en el cruce de la carretera Piura Catacaos. b) Instalación en la sub estación de transformación Ejidos de un transformador de 15 MVA con niveles de tensión de 6/22,9/1 kv. c) Implementación de un nuevo transformador en la sub estación Chulucanas. d) Decisión de no establecer una reserva física (transformador) en la sub estación Piura Centro. En ese sentido, aquellos aspectos que fueron materia de controversia en vía administrativa y posteriormente impugnados judicialmente por ENOSA, han salido del ámbito administrativo y, por tanto, están fuera de la competencia de Osinergmin, en aplicación de lo previsto en el numeral 2 del Artículo 139 de la Constitución Política del Perú. Dicho precepto constitucional establece que ninguna autoridad puede avocarse a causas pendientes ante el órgano jurisdiccional ni interferir en el ejercicio de sus funciones. Esto es, mientras las materias controvertidas se encuentren pendientes de decisión judicial, Osinergmin no puede emitir pronunciamiento alguno sobre las mismas, puesto que la forma de dar por terminada la controversia deberá ser en la instancia judicial. Considerando lo anterior, Osinergmin ha evaluado las premisas y cálculos presentados por la empresa ENOSA tanto en su PROPUESTA INICIAL como en su PROPUESTA FINAL, así como las respuestas a las observaciones formuladas al ESTUDIO e información complementaria presentada en mérito a las mismas. Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 3 de 88

37 Informe N GART En ese sentido, para los casos en los que no se han subsanado adecuadamente las observaciones o la información complementaria ha resultado inconsistente o no ha sido debidamente sustentada, Osinergmin ha procedido a definir la proyección de la demanda, a determinar el SER y la inversión correspondiente, dentro del marco regulatorio vigente; a fin de pronunciarse técnica y económicamente sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones presentada por ENOSA. Para efectos del presente informe, el análisis efectuado por Osinergmin y los resultados obtenidos como producto de dicho análisis se denominarán en adelante PRONUNCIAMIENTO. A continuación se presenta el análisis realizado por Osinergmin para el sustento de su PRONUNCIAMIENTO, cuyos resultados de los cálculos correspondientes se encuentran en los archivos magnéticos que se han elaborado con tal propósito y que han sido publicados en la página Web de Osinergmin, al igual que toda la información presentada por la solicitante e interesados. 6.1 Verificación de las causales para solicitar la modificación del Plan de Inversiones Vigente Mediante el Decreto Supremo N EM, se modificó y se agregó, entro otros, el numeral III) y el numeral VII) del literal d) del Reglamento de la LCE, respectivamente; donde el numeral VII) agregado señala que: VII) En la eventualidad de ocurrir cambios significativos en la demanda proyectada de electricidad, o modificaciones en la configuración de las redes de transmisión aprobadas por el Ministerio, o en las condiciones técnicas o constructivas, o por otras razones debidamente justificadas, respecto a lo previsto en el Plan de Inversiones vigente, el respectivo titular podrá solicitar a OSINERGMIN la aprobación de la modificación del Plan de Inversiones vigente, acompañando el sustento técnico y económico debidamente documentado Asimismo, el numeral 5.8.1) de la NORMA TARIFAS indica que las solicitudes de modificación del Plan de Inversiones vigente deben ceñirse a las razones establecidas en el numeral VII) del Literal d) del Artículo 139 del Reglamento de la LCE. En ese sentido, de acuerdo a los considerandos citados precedentemente, el respectivo titular podrá solicitar una modificación al Plan de Inversiones vigente, siempre y cuando ocurra cualquiera de las siguientes causales, respecto al Plan de Inversiones Vigente. 1) Cambios significativos en la demanda proyectada de electricidad. 2) Modificaciones en la configuración de las redes de transmisión aprobadas por el Ministerio. Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 31 de 88

38 Informe N GART 3) Cambios en las condiciones técnicas o constructivas, o 4) Por otras razones debidamente justificadas. Al respecto, ENOSA como parte de su PROPUESTA FINAL indicó que las causales para la modificación del Plan de Inversiones correspondiente al Área de Demanda 1 son: el incremento de la demanda proyectada, cambios en las condiciones técnicas o constructivas de determinados elementos y otras razones debidamente justificadas, asociados a las causales 1), 3) y 4) del párrafo anterior. En ese sentido, Osinergmin en estricto cumplimiento del marco normativo vigente y con base a la mejor información disponible, ha revisado si las causales que menciona ENOSA, para justificar su solicitud de modificación del Plan de Inversiones vigente, son válidas. A continuación se analizan las causales mencionadas por ENOSA Incremento de la Demanda respecto a lo previsto en el Plan de Inversiones Vigente Respecto al incremento en la demanda, Osinergmin ha revisado la información presentada por ENOSA como parte de su PROPUESTA. En la PROPUESTA, la solicitante sostiene que el pronóstico de la demanda ha seguido la metodología establecida en la NORMA TARIFAS, empleando los métodos de tendencia y econométrico sobre la base de la información histórica de demanda (ventas de energía). Al respecto, como resultado se presenta la comparación de las demandas coincidentes a nivel sistema eléctrico; en él se puede apreciar que en promedio la demanda se incrementó (en 37,8%) con respecto a la demanda aprobada en el Plan de Inversiones vigente: Cuadro N 6.1 COMPARACION-MÁXIMA DEMANDA COINCIDENTE (Propuesta ENOSA) Sistema Tumbes - (MW) Año Revisión ENOSA 1 38,8 49, 65,3 81,1 84,9 9,1 94,2 98,4 PI ,8 45,3 49,4 52,3 55,3 58,4 61,6 64,9 (1-2) -2, 3,6 15,9 28,8 29,6 31,7 32,6 33,5 % -4,9% 8,% 32,1% 55,% 53,4% 54,2% 52,9% 51,7% (1) Los valores provienen del archivo 1-Demanda_Rev_213_A remitido por ENOSA. (2) Los valores provienen del archivo F-1 publicado como parte de los cálculos del Plan de Inversiones vigente para el Área de Demanda 1. Por otro lado, en la sección 6.2 siguiente del presente informe Revisión de la Demanda, Osinergmin ha desarrollado la proyección de la misma en estricto cumplimiento de la NORMA TARIFAS y con base a los criterios descritos en dicha sección, donde los resultados obtenidos muestran que la demanda correspondiente al Sistema Eléctrico Tumbes ha aumentado en promedio (en 21,3%) respecto a lo previsto en el Plan de Inversiones , conforme se muestra en el siguiente cuadro: Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 32 de 88

39 Informe N GART Cuadro N 6.2 COMPARACION-MÁXIMA DEMANDA COINCIDENTE (Revisión Osinergmin) Sistemas Tumbes - (MW) Año Revisión ENOSA 1 38,8 49, 65,3 81,1 84,9 9,1 94,2 98,4 PI _Act 2 38,8 42, 5,2 58,5 66,9 75,4 79,1 82,8 (1-2), 7, 15,1 22,7 18, 14,7 15,1 15,6 %,% 16,7% 3,1% 38,8% 27,% 19,5% 19,2% 18,9% (1) Los valores provienen del archivo 1-Demanda_Rev_213_A remitido por ENOSA. (2) Los valores provienen del archivo 1-Demanda_Rev_213_A1.xls actualizado al año 213. En efecto, por los motivos descritos en esta sección, la causal mencionada por ENOSA para motivar su solicitud de modificación del Plan de Inversiones vigente, es válida; por lo tanto, queda claro que existen razones que motiven la modificación del Plan de Inversiones correspondiente al Área de Demanda 1. Sin perjuicio de lo anterior, Osinergmin ha desarrollado los análisis correspondientes a fin de sustentar técnica y económicamente el PRONUNCIAMIENTO, sin que ello contradiga o afecte lo indicado en la presente sección. 6.2 Revisión de la Demanda Osinergmin ha procedido a revisar la proyección de la demanda eléctrica presentada en la propuesta de ENOSA, debido a que en ésta se mantienen aspectos que no han sido evaluados adecuadamente por la solicitante. A continuación se señalan los más importantes: No se ha tomado en cuenta las modificaciones realizadas mediante la Resolución N OS/CD que aprueba la versión vigente de la NORMA TARIFAS al momento de presentar los cálculos que sustentan la nueva proyección de la demanda del Área de Demanda 1. Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 33 de 88

40 Informe N GART No se ha actualizado la data histórica de demanda, la misma que debe ser actualizada a diciembre 213, siendo éste el año representativo para efectos de la proyección de la demanda. Tampoco se presentaron los registros cada 15 minutos correspondientes a cada devanado de los transformadores de cada SET del Área de Demanda, según lo establecido en el numeral de la NORMA TARIFAS Información Base Ventas de energía Las ventas históricas de energía que ha presentado ENOSA como parte de su PROPUESTA FINAL, han sido revisadas teniendo como referencia la información de las Bases de Datos que dispone Osinergmin: SICOM_1996_213 y SICLI las cuales están organizadas con información proporcionada periódicamente por las propias empresas concesionarias que suministran energía eléctrica. Variables explicativas Se considera como variables explicativas al comportamiento de la demanda: los datos históricos del PBI por departamento, los cuales son publicados por la División Nacional de Cuentas Nacionales del Instituto Nacional de Estadísticas e Informática (INEI), en el documento denominado: Producto Bruto Interno por Departamentos , los datos históricos de POBLACIÓN de los Censos Nacionales de Población de los años 1993, 25 y 27 publicados por el INEI (Fuente del último censo: Documento Primeros Resultados Perú: Crecimiento y Distribución de la Población, 27, Cuadro Nº 3.1, pág. 18), la cantidad de CLIENTES que dispone Osinergmin en la Base de Datos SICOM , la cual se mantiene actualizada con la información reportada periódicamente por las mismas empresas concesionarias del sector eléctrico, el PRECIO MEDIO facturado a los usuarios finales del mercado regulado y la ENERGÍA vendida contenida también en la misma base de datos hasta el año Proyección Ventas - Usuarios Regulados Se revisa la proyección de la demanda con data histórica al año 213, a fin de analizar la alternativa aprobada en el Plan de Inversiones para la dotación de energía del Área de Demanda 1, de manera comparativa con la propuesta de ENOSA. De acuerdo a la metodología establecida en la NORMA TARIFAS, para la proyección de las ventas de energía de los Usuarios Regulados se estimaron modelos econométricos que relacionan las ventas de energía con el PBI, la POBLACIÓN, el PRECIO MEDIO y los CLIENTES como variables explicativas y modelos de tendencia donde la única variable explicativa es el TIEMPO. Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 34 de 88

41 Informe N GART Proyección Ventas-Usuarios Libres De acuerdo a la NORMA TARIFAS, la proyección de la demanda de estos usuarios se realiza según lo informado por los propios Usuarios Libres en base a las encuestas realizadas por los correspondientes suministradores. En el caso del Área de Demanda 1, se incorporaron las nuevas demandas que se indican en el cuadro siguiente: Cuadro Nº 6.3 PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 1 NUEVAS DEMANDAS (MW) SUBESTACIÓN TENSIÓN NOMBRE POTENCIA (MW) (kv) USUARIO TEXTIL 6 TEXTIL PIURA 1,37 1,37 1,37 1,37 1,37 1,37 1,37 1,37 1,37 1,37 1,37 1,37 MALACAS 33 MALACAS 13,2 BAYOVAR 22 PETROPERÚ REFINERÍA TALARA GRAÑA Y MONTERO PETROLERA COMPAÑÍA MINERA MISKI MAYO 7,68 7,68 7,68 7,68 7,68 7,68 7,68 7,68 7,68 7,68 7,68 7,68 2,84 2,84 2,84 2,84 2,84 2,84 2,84 2,84 2,84 2,84 2,84 2,84 13,75 13,75 13,75 13,75 13,75 13,75 13,75 13,75 13,75 13,75 13,75 13,75 CONSTANTE 22,9 FOSFATOS DEL PACIFICO,24,,,,,,,,,,, PIURA OESTE 1 FERRENERGY,,,,,,,,,,,, CASTILLA 22,9 OPEN PLAZA (PIURA) 2,12 2,12 2,12 2,12 2,12 2,12 2,12 2,12 2,12 2,12 2,12 2,12 LA HUACA 6 AGRÍCOLA CHIRA (LA HUACA) 9,63 9,63 9,63 9,63 9,63 9,63 9,63 9,63 9,63 9,63 9,63 9,63 PIURA OESTE 22 CEMENTOS PIURA,, 5,5 11, 16,5 22, 22, 22, 22, 22, 22, 22, CONSTANTE 22,9 Cargas Adicionales ENOSA,,,61 1,21 1,82 2,42 2,42 2,42 2,42 2,42 2,42 2,42 LA UNIÓN 1 Cargas Adicionales ENOSA,,,1,2,29,39,39,39,39,39,39,39 CHULUCANAS 1 Cargas Adicionales ENOSA,,,13,27,4,54,54,54,54,54,54,54 CHULUCANAS 22,9 Cargas Adicionales ENOSA,,,31,62,93 1,23 1,23 1,23 1,23 1,23 1,23 1,23 LOMA LARGA 22,9 Cargas Adicionales ENOSA,,,11,22,34,45,45,45,45,45,45,45 CASTILLA 1 Cargas Adicionales ENOSA,,,51 1,3 1,54 2,6 2,6 2,6 2,6 2,6 2,6 2,6 CASTILLA 22,9 Cargas Adicionales ENOSA,, 1,4 2,8 4,21 5,61 5,61 5,61 5,61 5,61 5,61 5,61 EJIDOS 22,9 Cargas Adicionales ENOSA,, 1,56 3,11 4,67 6,22 6,22 6,22 6,22 6,22 6,22 6,22 PIURA CENTRO 1 Cargas Adicionales ENOSA,, 1,47 2,94 4,41 5,88 5,88 5,88 5,88 5,88 5,88 5,88 PIURA CENTRO 22,9 Cargas Adicionales ENOSA,,,4,8 1,2 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 PIURA OESTE 1 Cargas Adicionales ENOSA,, 1,85 3,7 5,55 7,4 7,4 7,4 7,4 7,4 7,4 7,4 PAITA 1 Cargas Adicionales ENOSA,,,81 1,63 2,44 3,25 3,25 3,25 3,25 3,25 3,25 3,25 SULLANA 1 Cargas Adicionales ENOSA,,,17,34,5,67,67,67,67,67,67,67 SULLANA 22,9 Cargas Adicionales ENOSA,,,62 1,24 1,87 2,49 2,49 2,49 2,49 2,49 2,49 2,49 MANCORA 22,9 Cargas Adicionales ENOSA,,,18,36,55,73,73,73,73,73,73,73 LOMA DE VIENTO 33 Cargas Adicionales ENOSA,, 1,5 3, 4,5 6, 6, 6, 6, 6, 6, 6, PUERTO PIZARRO 22,9 Cargas Adicionales ENOSA,, 3,9 6,18 9,27 12,36 12,36 12,36 12,36 12,36 12,36 12,36 TUMBES 1 Cargas Adicionales ENOSA,,,37,74 1,11 1,48 1,48 1,48 1,48 1,48 1,48 1,48 TUMBES 22,9 Cargas Adicionales ENOSA,,,53 1,7 1,6 2,13 2,13 2,13 2,13 2,13 2,13 2,13 ZARUMILLA 1 Cargas Adicionales ENOSA,,,22,45,67,9,9,9,9,9,9,9 ZORRITOS 22,9 Cargas Adicionales ENOSA,,,64 1,29 1,93 2,58 2,58 2,58 2,58 2,58 2,58 2, Proyección Global Luego de efectuar la integración de la proyección de las demandas de Usuarios Regulados y Libres, a nivel de barras de cada subestación; según el procedimiento establecido en la NORMA TARIFAS, se obtiene la proyección Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 35 de 88

42 Informe N GART global de la demanda de energía eléctrica correspondiente al Área de Demanda 1, la cual se muestra por nivel de tensión en el Cuadro N 6.4. Cuadro Nº 6.4 PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA (GWH) AÑO MAT AT MT TOTAL Notas: Sumatoria de los valores totales de los formatos F-19 y F Máxima Demanda (MW) Coincidente a nivel Sistema Eléctrico La máxima demanda (MW) coincidente a nivel sistema eléctrico, se ha determinado en estricto cumplimiento del marco normativo vigente y con base a la mejor información disponible; en resumen, se parte de los valores obtenidos en el Cuadro N 6.4, donde se aplican los porcentajes de pérdidas en Baja y Media tensión lográndose así la demanda de energía. Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 36 de 88

43 Informe N GART Dado que el objetivo final es proyectar la demanda por subestaciones, se hacen uso de los factores de caracterización de cada subestación, estos factores son: Factor de Contribución a la Punta (FCP), Factor de Simultaneidad (FS), Factor de Carga (FC), Factor de participación en potencia a la hora de máxima demanda del sistema eléctrico (FPHMS) y Factor de participación en energía respecto a la demanda de energía total del área de demanda (FPMWHS). Aplicando dichos factores a la demanda de energía se obtiene la proyección de la demanda de potencia coincidente con el sistema eléctrico para los usuarios regulados, y luego, tomando en consideración la metodología señalada en el acápite para los usuarios libres, se desarrolló la proyección para dichos usuarios. Finalmente se obtiene la proyección integrada entre usuarios regulados y libres, como se muestra en Cuadro N 6.5. Cuadro Nº 6.5 MÁXIMA DEMANDA A NIVEL SISTEMA ELÉCTRICO Proyección de la Demanda (MW) SUBESTACIÓN TENSIÓN POTENCIA (MW) (kv) CONSTANTE 22,9 2,37 2,31 2,91 3,52 4,14 4,73 4,87 5,1 5,15 5,29 5,44 5,58 SECHURA 1 3,78 4,2 4,27 4,54 4,82 5,6 5,3 5,55 5,8 6,4 6,29 6,55 LA UNIÓN 1 4,8 4,35 4,69 5,6 5,44 5,77 6,3 6,3 6,56 6,83 7,1 7,37 CHULUCANAS 1 2,48 2,64 2,91 3,18 3,47 3,73 3,89 4,5 4,21 4,37 4,54 4,7 CHULUCANAS 22,9 9,1 9,6 1,19 1,84 11,51 12,8 12,66 13,24 13,83 14,42 15,2 15,62 LOMA LARGA 22,9 2,18 2,32 2,55 2,79 3,4 3,26 3,4 3,54 3,68 3,83 3,97 4,12 MORROPON 22,9 3,64 3,87 4,11 4,37 4,64 4,88 5,11 5,34 5,58 5,82 6,6 6,3 CASTILLA 1 14,4 15,31 16,7 18,11 19,51 2,78 21,66 22,54 23,42 24,3 25,18 26,6 CASTILLA 23 3,33 3,42 4,57 5,73 6,88 8,1 8,1 8,19 8,27 8,36 8,44 8,53 PIURA CENTRO 1 42,83 45,54 49,62 53,76 57,9 61,61 64,23 66,85 69,46 72,8 74,69 77,31 PIURA CENTRO 22,9 4,72 5,2 5,65 6,29 6,92 7,51 7,8 8,9 8,38 8,66 8,95 9,24 PIURA OESTE 1 7,38 7,85 9,75 11,66 13,57 15,41 15,86 16,31 16,76 17,21 17,66 18,11 EL ARENAL 13,8 5,2 5,35 5,68 6,4 6,41 6,73 7,5 7,38 7,7 8,4 8,37 8,7 PAITA 1 22,22 23,67 25,75 27,94 3,21 32,23 33,66 35,9 36,54 38, 39,48 4,96 PAITA 24 3,14 3,35 3,56 3,78 4,2 4,22 4,42 4,62 4,83 5,3 5,24 5,45 POECHOS 22,9 3,24 3,45 3,67 3,9 4,14 4,35 4,55 4,76 4,97 5,19 5,4 5,62 SULLANA 1 27,23 29,1 3,94 33, 35,16 37,1 38,76 4,52 42,3 44,9 45,9 47,72 SULLANA 22,9 1,41 1,5 2,6 2,63 3,2 3,76 3,85 3,94 4,3 4,13 4,22 4,32 T.COLORADA 1,5 8,56 9,12 9,68 1,29 1,93 11,47 12,2 12,58 13,13 13,7 14,27 14,84 MALACAS 13,2 13,24 14, 14,78 15,62 16,49 17,24 17,99 18,75 19,52 2,29 21,7 21,86 I.CEREZOS 33,22,24,26,28,3,32,34,36,38,4,43,45 INYSA 33,74,8,86,93 1, 1,6 1,13 1,2 1,28 1,35 1,43 1,5 LOS CEREZOS 1,17,19,2,22,24,25,27,28,3,32,34,35 LA CRUZ 1 1,9 1,18 1,27 1,36 1,46 1,56 1,67 1,77 1,88 1,98 2,9 2,21 LOMA DE VIENTO 1 2,49 2,7 2,91 3,13 3,35 3,58 3,82 4,6 4,3 4,55 4,8 5,6 MANCORA 1 2,5 2,22 2,39 2,57 2,76 2,95 3,14 3,34 3,54 3,74 3,95 4,16 Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 37 de 88

44 Informe N GART SUBESTACIÓN TENSIÓN POTENCIA (MW) (kv) MANCORA 22,9 2,81 3,4 3,42 3,8 4,19 4,59 4,85 5,12 5,4 5,68 5,96 6,25 PUERTO PIZARRO 22,9 4,52 4,89 7,59 1,3 13,3 15,76 16,19 16,62 17,6 17,51 17,97 18,44 TUMBES 1 13,32 14,41 15,81 17,26 18,74 2,25 21,51 22,79 24,9 25,42 26,77 28,14 TUMBES 23 2,26 2,44 3,3 3,63 4,23 4,84 5,6 5,27 5,49 5,72 5,95 6,18 ZARUMILLA 1 3,82 4,13 4,62 5,12 5,64 6,16 6,52 6,88 7,26 7,64 8,2 8,42 ZARUMILLA 23 3,2 3,46 3,74 4,2 4,31 4,6 4,91 5,21 5,53 5,85 6,17 6,5 ZORRITOS 1,25,27,29,31,34,36,38,41,43,46,48,51 ZORRITOS 22,9 1,85 2, 2,64 3,29 3,94 4,59 4,77 4,95 5,13 5,31 5,5 5,69 TEXTIL 6 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 MALACAS 33 5,47 5,47 5,47 5,47 5,47 5,47 5,47 5,47 5,47 5,47 5,47 5,47 BAYOVAR ,68 12,68 12,68 12,68 12,68 12,68 12,68 12,68 12,68 12,68 12,68 12,68 LA HUACA 6 6,89 6,89 6,89 6,89 6,89 6,89 6,89 6,89 6,89 6,89 6,89 6,89 PIURA OESTE 22,, 4, 8, 12, 16, 16, 16, 16, 16, 16, 16, LOMA DE VIENTO 33,, 1,13 2,25 3,38 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 CHULUCANAS 22,9,,,23,46,69,93,93,93,93,93,93,93 EJIDOS 22,9,, 1,17 2,33 3,5 4,67 4,67 4,67 4,67 4,67 4,67 4,67 Fuente: Formato F Planeamiento de la Transmisión En el proceso normal de aprobación del Plan de Inversiones , Osinergmin procedió a determinar el mejor desarrollo de la transmisión para la atención de la demanda del Área de Demanda 1 en estricto cumplimiento del marco normativo vigente y con base en la mejor información disponible, en donde se analizaron diversas alternativas para los diferentes sistemas eléctricos que conforman el Área de Demanda 1. En aquella oportunidad y dentro de las etapas que corresponden al proceso de aprobación del Plan de Inversiones , se descartaron aquellas alternativas que no correspondían a la de mínimo costo. No obstante, bajo las mismas premisas que se han tenido en cuenta en el proceso normal de aprobación del Plan de Inversiones y con las condiciones actuales de demanda y costos, Osinergmin ha procedido nuevamente a determinar el mejor desarrollo de la transmisión para la atención de la demanda 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 aprovecha las instalaciones existentes mediante rotación de transformadores, traslados de carga entre subestaciones y traslados de carga entre circuitos de transmisión. No se sustenta el dimensionamiento de los nuevos elementos de transmisión que conforman el SER. Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 38 de 88

45 Informe N GART Situación actual La determinación de las condiciones actuales en las que se encuentra el sistema, permite establecer una base a partir de la cual se inicia el proceso de planeamiento del desarrollo de las instalaciones de transmisión. Conforme ya fue desarrollado en la sección 6.2 Revisión de la Demanda del presente informe, la demanda del Área de Demanda 1 se ha incrementado levemente respecto a lo previsto en el Plan de Inversiones En los cuadros siguientes se presenta para el año 213 el nivel de utilización de los transformadores y líneas de transmisión del Área de Demanda 1: Cuadro Nº 6.6 FACTOR DE UTILIZACIÓN DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA NOMBRE DE LA DESCRIPCIÓN TENSIÓN Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 39 de 88 Año Máxima Demanda y Potencia Instalada (MVA) SET LADO kv Fabricación 213 MD (MVA) HV 22 94,41 MD (MVA) HV 6 86,94 SET MAT/AT/MT PIURA OESTE MD (MVA) LV 1 7,47 POT. INST. (MVA) HV 22 5, T POT. INST. (MVA) HV , POT. INST. (MVA) LV 1 3, POT. INST. (MVA) HV 22 5, T POT. INST. (MVA) HV , POT. INST. (MVA) LV 1 3, POT. INST. (MVA) HV 22 1, T POT. INST. (MVA) HV , POT. INST. (MVA) LV 1 6, FACTOR DE USO HV 22 47% FACTOR DE USO HV 6 43% FACTOR DE USO LV 1 25% MD (MVA) HV 6 2,41 MD (MVA) MV 22,9 11,4 MD (MVA) LV 1 16,59 POT. INST. (MVA) HV 58 3, SET AT/MT CASTILLA TP-632 POT. INST. (MVA) MV 22, , SET AT/MT PIURA CENTRO TP-61 POT. INST. (MVA) LV 1 2, FACTOR DE USO HV 6 68% FACTOR DE USO MV 22,9 85% FACTOR DE USO LV 1 83% MD (MVA) HV 6 5,5 MD (MVA) MV 22,9 6,8 MD (MVA) LV 1 45,8 POT. INST. (MVA) HV 6 53, POT. INST. (MVA) MV 22,9 23 8,

46 Informe N GART NOMBRE DE LA DESCRIPCIÓN TENSIÓN Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 4 de 88 Año Máxima Demanda y Potencia Instalada (MVA) SET LADO kv Fabricación 213 POT. INST. (MVA) LV 1,5 45, FACTOR DE USO HV 6 94% FACTOR DE USO MV 22,9 85% FACTOR DE USO LV 1 1% MD (MVA) HV 6, MD (MVA) MV 22,9, MD (MVA) LV 1 POT. INST. (MVA) HV 6 18, SET AT/MT LOS EJIDOS POT. INST. (MVA) MV 22, , POT. INST. (MVA) LV 1,5 18, FACTOR DE USO HV 6 % FACTOR DE USO MV 22,9 % FACTOR DE USO LV 1 MD (MVA) HV 6 34,63 MD (MVA) LV 22,9 7,72 SET AT/MT SULLANA MD (MVA) LV 1 31,21 TP-63 POT. INST. (MVA) HV 58 35, POT. INST. (MVA) LV 22,9 25 9, POT. INST. (MVA) LV 1,5 26, TP-64 POT. INST. (MVA) HV , POT. INST. (MVA) LV 1 7, TP-67 POT. INST. (MVA) HV , POT. INST. (MVA) LV 1 2, TP-634 POT. INST. (MVA) HV 58 3, POT. INST. (MVA) LV 22, , POT. INST. (MVA) LV 1,5 23, TP-635 POT. INST. (MVA) HV 58 25, POT. INST. (MVA) LV , POT. INST. (MVA) LV 14,5-1,5 25, FACTOR DE USO HV 6 41% FACTOR DE USO LV 22,9 3% FACTOR DE USO LV 1 45% MD (MVA) HV 6 7,3 MD (MVA) MV 22,9 SET AT/MT EL ARENAL MD (MVA) LV 13,8 7,3 TP-63 POT. INST. (MVA) HV 6 1, POT. INST. (MVA) MV 22,9 27 1, POT. INST. (MVA) LV 13,8 1, TP-65 POT. INST. (MVA) HV , POT. INST. (MVA) LV 13,2 1, FACTOR DE USO HV 6 35% FACTOR DE USO MV 22,9

47 Informe N GART NOMBRE DE LA DESCRIPCIÓN TENSIÓN Año Máxima Demanda y Potencia Instalada (MVA) SET LADO kv Fabricación 213 FACTOR DE USO LV 13,8 35% MD (MVA) HV 6 26,72 MD (MVA) MV 24 4,21 MD (MVA) LV 1,5 23,63 POT. INST. (MVA) HV 6 3, SET AT/MT PAITA TP-629 POT. INST. (MVA) MV , POT. INST. (MVA) LV 1,5 25, FACTOR DE USO HV 6 89% FACTOR DE USO MV 24 6% FACTOR DE USO LV 1,5 95% MD (MVA) HV 6 1,23 MD (MVA) MV 1 1,23 SET AT/MT TIERRA COLORADA TP-615 POT. INST. (MVA) HV , POT. INST. (MVA) MV 1 2, FACTOR DE USO HV 58 51% FACTOR DE USO MV 1 51% MD (MVA) HV 6 5,1 MD (MVA) MV 22,9 5,1 POT. INST. (MVA) HV , SET AT/MT POECHOS TP-69 POT. INST. (MVA) MV 22,9 6, FACTOR DE USO HV 6 83% FACTOR DE USO MV 22,9 83% MD (MVA) HV 22 15,6 MD (MVA) HV 33 8,8 SET MAT/AT/MT MALACAS MD (MVA) LV 13,2 15,6 TP-221 POT. INST. (MVA) HV 22/13,2 75, TF-1 POT. INST. (MVA) MV 33/13,2 12,5 TF-2 POT. INST. (MVA) LV 33/13,2 12,5 FACTOR DE USO HV 22/13,2 21% FACTOR DE USO MV 33/13,2 32% FACTOR DE USO LV 33/13,2 MD (MVA) HV 6 6,66 MD (MVA) MV 22,9 3,92 MD (MVA) LV 1 2,84 SET AT/MT MANCORA TP- 621 POT. INST. (MVA) HV 6 1, POT. INST. (MVA) MV 22, , POT. INST. (MVA) LV 1 7,5 FACTOR DE USO HV 6 67% FACTOR DE USO MV 22,9 39% FACTOR DE USO LV 1 38% MD (MVA) HV 6 7,74 MD (MVA) MV 33 7,74 Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 41 de 88

48 Informe N GART NOMBRE DE LA DESCRIPCIÓN TENSIÓN Año Máxima Demanda y Potencia Instalada (MVA) SET LADO kv Fabricación 213 MD (MVA) LV 1 SET AT/MT CHARAT T6-2 POT. INST. (MVA) HV 6 3, POT. INST. (MVA) MV , POT. INST. (MVA) LV 1 3, FACTOR DE USO HV 6 26% FACTOR DE USO MV 33 64% FACTOR DE USO LV 1 MD (MVA) HV 33 1,39 MD (MVA) MV 1 1,39 POT. INST. (MVA) HV ,5 SET AT/MT LA CRUZ TP-327 POT. INST. (MVA) MV 1 2,5 FACTOR DE USO HV 33 56% FACTOR DE USO MV 1 56% MD (MVA) HV 33 1,1 MD (MVA) MV 1 1,1 POT. INST. (MVA) HV 33 2,5 SET AT/MT INYSA POT. INST. (MVA) MV 1 2,5 FACTOR DE USO HV 33 44% FACTOR DE USO MV 1 44% MD (MVA) HV 33,44 MD (MVA) MV 1,44 SET AT/MT INVERSIONES CEREZOS POT. INST. (MVA) HV 33,8 POT. INST. (MVA) MV 1,8 FACTOR DE USO HV 33 55% FACTOR DE USO MV 1 55% MD (MVA) HV 33,19 MD (MVA) MV 1,19 SET AT/MT LOS CEREZOS TP- 324 POT. INST. (MVA) HV ,8 POT. INST. (MVA) MV 1,8 FACTOR DE USO HV 33 24% FACTOR DE USO MV 1 24% MD (MVA) HV 33 3,38 MD (MVA) MV 1 3,38 SET AT/MT LOMA DE VIENTO TP-326 POT. INST. (MVA) HV , POT. INST. (MVA) MV 1 1, FACTOR DE USO HV 33 34% FACTOR DE USO MV 1 34% MD (MVA) HV 33 2,33 MD (MVA) MV 22,9 2,33 POT. INST. (MVA) HV , POT. INST. (MVA) MV 22,9 5, FACTOR DE USO HV 33 47% Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 42 de 88

49 Informe N GART NOMBRE DE LA DESCRIPCIÓN TENSIÓN Año Máxima Demanda y Potencia Instalada (MVA) SET LADO kv Fabricación 213 SET AT/MT ZORRITOS FACTOR DE USO MV 22,9 47% TP MD (MVA) HV 33,3 TP - 32 MD (MVA) MV 1,3 SET MAT/AT/MT NUEVA ZORRITOS POT. INST. (MVA) HV 33 24,4 POT. INST. (MVA) MV 1,4 FACTOR DE USO HV 33 75% FACTOR DE USO MV 1 75% MD (MVA) HV 22 4,84 MD (MVA) MV 6 4,84 MD (MVA) LV 1 POT. INST. (MVA) HV 22 65, POT. INST. (MVA) MV , T POT. INST. (MVA) LV 1 12, FACTOR DE USO HV 22 63% FACTOR DE USO MV 6 63% FACTOR DE USO LV 1 MD (MVA) HV 6 16,59 MD (MVA) MV 22,9 2,91 MD (MVA) LV 1 14,32 POT. INST. (MVA) HV 58 3, SET AT/MT TUMBES TP-62 POT. INST. (MVA) MV , POT. INST. (MVA) LV 1 3, FACTOR DE USO HV 6 55% FACTOR DE USO MV 22,9 24% FACTOR DE USO LV 1 48% MD (MVA) HV 6 7,2 MD (MVA) MV 22,9 7,2 MD (MVA) LV 1 SET AT/MT PUERTO PIZARRO TP-616 POT. INST. (MVA) HV 6 9, POT. INST. (MVA) MV 22, , POT. INST. (MVA) LV 1 2,5 FACTOR DE USO HV 6 8% FACTOR DE USO MV 22,9 8% FACTOR DE USO LV 1 MD (MVA) HV 6 7,83 MD (MVA) MV 22,9 3,95 MD (MVA) LV 1 4,4 SET AT/MT ZARUMILLA TP- 617 POT. INST. (MVA) HV 58 1, POT. INST. (MVA) MV 22, , POT. INST. (MVA) LV 1 7,5 FACTOR DE USO HV 6 78% FACTOR DE USO MV 22,9 39% Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 43 de 88

50 Informe N GART NOMBRE DE LA DESCRIPCIÓN TENSIÓN Año Máxima Demanda y Potencia Instalada (MVA) SET LADO kv Fabricación 213 FACTOR DE USO LV 1 59% MD (MVA) HV 33 5,2 MD (MVA) MV 1 5,2 POT. INST. (MVA) HV , SET AT/MT LA UNIÓN TP-614 POT. INST. (MVA) MV 1 9, FACTOR DE USO HV 33 56% FACTOR DE USO MV 1 56% MD (MVA) HV 33 4,2 MD (MVA) MV 1 4,2 POT. INST. (MVA) HV , SET AT/MT SECHURA TP-613 POT. INST. (MVA) MV 1 7, FACTOR DE USO HV 33 57% FACTOR DE USO MV 1 57% MD (MVA) HV 6 3,86 MD (MVA) MV 22,9 3,86 MD (MVA) LV 1 SET AT/MT CONSTANTE TP- 612 POT. INST. (MVA) HV 6 9, POT. INST. (MVA) MV 22, , POT. INST. (MVA) LV 1 2,5 FACTOR DE USO HV 6 43% FACTOR DE USO MV 22,9 43% FACTOR DE USO LV 1 MD (MVA) HV 33 3,83 MD (MVA) MV 1 3,83 SET AT/MT MORROPON TP- 61 POT. INST. (MVA) HV , POT. INST. (MVA) MV 1 9, FACTOR DE USO HV 33 43% FACTOR DE USO MV 1 43% MD (MVA) HV 33 2,52 MD (MVA) MV 1 2,52 SET AT/MT LOMA LARGA TP- 68 POT. INST. (MVA) HV , POT. INST. (MVA) MV 1 9, FACTOR DE USO HV 33 28% FACTOR DE USO MV 1 28% MD (MVA) HV 6 12,96 MD (MVA) MV 22,9 1,86 SET AT/MT CHULUCANAS MD (MVA) LV 1 3,5 Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 44 de 88 11,53 TP-631 POT. INST. (MVA) HV 6 13,, POT. INST. (MVA) MV 22,9 21 1, POT. INST. (MVA) LV 1 5,

51 Informe N GART NOMBRE DE LA DESCRIPCIÓN TENSIÓN Año Máxima Demanda y Potencia Instalada (MVA) SET LADO kv Fabricación 213 TP-611 POT. INST. (MVA) HV , POT. INST. (MVA) MV 22,9 4, POT. INST. (MVA) LV 1 7, FACTOR DE USO HV 6 56% FACTOR DE USO MV 22,9 78% FACTOR DE USO LV 1 25% Cuadro Nº 6.7 CARGABILIDAD DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Sistema Eléctrico Piura - Chulucanas Tumbes - Máncora Línea de Transmisión Tensión Corriente Nominal Corriente, Terminal i Factor de Utilización kv ka ka % L.T. 6kV Piura Oeste - Textil 6,545,1 1,8 L.T. 6kV Piura Oeste - Der. Piura Centro 6,545,425 78,6 L.T. 6kV Der. Piura Centro - Piura Centro 6,596,425 71,42 L.T. 6kV Piura Oeste - Los Ejidos 6,545,41 75,35 L.T. 6kV Los Ejidos - Castilla 6,33,187 56,69 L.T. 6kV Los Ejidos - Chulucanas 6,545,194 35,52 L.T. 6kV Chulucanas - Der. Morropón 6,545,69 12,62 L.T. 6kV Der. Morropón - Loma Larga 6,545,25 4,79 L.T. 6kV Der. Morropón - Morropón 6,545,47 8,67 L.T. 6kV Nueva Zorritos - Tumbes 6,545,325 59,79 L.T. 6kV Tumbes - Der. Zarumilla 6,337,14 41,78 L.T. 6kV Der. Zarumilla - Zarumilla 6,337,87 25,89 L.T. 6kV Der. Zarumilla - Puerto Pizarro 6,337,54 16,7 L.T. 6kV Nueva Zorritos - Charán 6,544,76 13,89 L.T. 33kV Charán - Zorritos 33,54,41 7,71 L.T. 33kV Charán - Der. La Cruz 33,545,94 17,25 L.T. 33kV Der. La Cruz - Der. Iny 33,545,72 13,26 L.T. 33kV Der. Iny - Der. Ice 33,545,58 1,6 L.T. 33kV Der. Ice - Der. Nautilius 33,545,53 9,8 L.T. 33kV Der. Nautilius - Loma de Viento 33,545,5 9,18 L.T. 33kV Der. La Cruz - La Cruz 33,545,22 4, L.T. 33kV Der. Nautilius - Nautilius 33,545,4,65 L.T. 6kV Nueva Zorritos - Máncora 6,548,52 9,9 Como se puede apreciar en los cuadros precedentes, en el año 213, ninguna instalación de transmisión ha superado el 1% de factor de utilización. Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 45 de 88

52 Informe N GART SET Charán (ELECTROPERÚ) Osinergmin ha evaluado la información remitida por ENOSA y ha corroborado que existen mayormente cargas en 22,9 kv que están próximas a la SET Charán, por lo cual resulta razonable efectuar el cambio de las características técnicas (6/33/1 kv por 6/33/22,9 kv) del nuevo transformador que se aprobó para la SET Charán Retiro de la nueva SET Piura Sur Osinergmin no puede pronunciarse sobre este pedido, toda vez que se trata de una causa pendiente de resolver por el órgano jurisdiccional. El Informe Legal correspondiente, desarrolla con mayor amplitud lo indicado Segunda LT 6 kv Piura Oeste Los Ejidos Osinergmin no puede pronunciarse sobre este pedido, toda vez que se trata de una causa pendiente de resolver por el órgano jurisdiccional. El Informe Legal correspondiente, desarrolla con mayor amplitud lo indicado Nueva SET Puerto Rico Al respecto, los sustentos presentados por ENOSA no resultan válidos para postergar la construcción de la SET Puerto Rico para el año 218, toda vez que ENOSA no ha presentado los documentos que prueben que el mandato de conexión, en barras 6 kv de la SET Bayóvar, ha sido denegado. Por lo mencionado, se desestima el pedido de postergación Nuevas Celdas MT en SET Los Ejidos Osinergmin no puede pronunciarse sobre este pedido, toda vez que se trata de una causa pendiente de resolver por el órgano jurisdiccional. El Informe Legal correspondiente, desarrolla con mayor amplitud lo indicado SET Chulucanas Osinergmin no puede pronunciarse sobre este pedido, toda vez que se trata de una causa pendiente de resolver por el órgano jurisdiccional. El Informe Legal correspondiente, desarrolla con mayor amplitud lo indicado Postergar Otros Elementos En la SET Constante, la demanda real ha sido menor (en 66%) a la prevista en el PIT , por lo cual es válido postergar el banco de capacitores de 3,75 MVAR en 22,9 kv con su respectiva celda para el año 214. En la SET Morropón, la demanda real ha sido menor (en 46%) a la prevista en el PIT , por lo cual es válido postergar el banco de capacitores de 3x1,25 MVAR en 22,9 kv con su respectiva celda para el año 214. Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 46 de 88

53 Informe N GART En la SET Loma Larga, la demanda real ha sido menor (en 41%) a la prevista en el PIT , por lo cual es válido postergar el banco de capacitores de 2x1,25 MVAR en 22,9 kv con su respectiva celda para el año 215. En la SET Piura Centro, la demanda real ha sido menor (en 2%) a la prevista en el PIT , por lo cual es válido postergar el banco de capacitores de 2x1,25 MVAR en 22,9 kv con su respectiva celda para el año Transformador de Reserva para el Área de Demanda 1 Osinergmin no puede pronunciarse sobre este pedido, toda vez que se trata de una causa pendiente de resolver por el órgano jurisdiccional. El Informe Legal correspondiente, desarrolla con mayor amplitud lo indicado SET Tumbes 1 NOMBRE DE LA Osinergmin ha evaluado la información remitida por ENOSA y en base a la proyección de demanda efectuada por Osinergmin se ha podido verificar que el transformador de potencia 33/22,9 kv 4 MVA de la SET Tumbes 1 presentará sobrecarga a partir del año 3 (216). Para tal efecto, en el cuadro 6.8 se muestra la cargabilidad del transformador existente. DESCRIPCIÓN TENSIÓN Cuadro N 6.8 CARGABILIDAD DE LA SET TUMBES 1 Año Máxima Demanda y Potencia Instalada (MVA) SET LADO kv Fabricación MD (MVA) HV 33 2,91 3,15 3,96 4,77 5,6 6,43 6,7 6,98 7,27 7,56 7,85 MD (MVA) LV 22,9 2,91 3,15 3,96 4,77 5,6 6,43 6,7 6,98 7,27 7,56 7,85 POT. INST. (MVA) HV 33 4, 4, 4, 4, 4, 4, 4, 4, 4, 4, 4, SET AT/MT TUMBES 1 POT. INST. (MVA) LV 22, , 4, 4, 4, 4, 4, 4, 4, 4, 4, 4, FACTOR DE USO HV 33 73% 79% 99% 119% 14% 161% 168% 175% 182% 189% 196% FACTOR DE USO MV 22,9 73% 79% 99% 119% 14% 161% 168% 175% 182% 189% 196% Por lo tanto, a fin de solucionar la sobrecarga se requiere instalar el transformador existente de 5 MVA 33/22,9 kv (que será retirado de la SET Zorritos) y para lo cual resulta pertinente aprobar para el año 216 dos celdas de transformador (una en 33 kv y otra en 22,9 kv) SET Puerto Pizarro Osinergmin ha evaluado la información remitida por ENOSA y en base a la proyección de demanda efectuada por Osinergmin se ha podido verificar que el transformador de potencia de la SET Puerto Pizarro presentará sobrecarga a partir del año 2 (215). Para tal efecto, en el cuadro 6.9 se muestra la cargabilidad del transformador existente. Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 47 de 88

54 Informe N GART NOMBRE DE LA DESCRIPCIÓN Cuadro N 6.9 CARGABILIDAD DE LA SET PUERTO PIZARRO TENSIÓN Año Máxima Demanda y Potencia Instalada (MVA) SET LADO kv Fabricación MD (MVA) HV 6 7,2 7,79 11,65 15,54 19,44 23,36 24,4 24,73 25,44 26,16 26,89 MD (MVA) MV 22,9 7,2 7,79 11,65 15,54 19,44 23,36 24,4 24,73 25,44 26,16 26,89 MD (MVA) LV 1 POT. INST. (MVA) HV 58 9, 9, 9, 9, 9, 9, 9, 9, 9, 9, 9, SET AT/MT PUERTO PIZARRO TP-616 POT. INST. (MVA) MV 22, , 9, 9, 9, 9, 9, 9, 9, 9, 9, 9, POT. INST. (MVA) LV 1 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 FACTOR DE USO HV 6 8% 87% 129% 173% 216% 26% 267% 275% 283% 291% 299% FACTOR DE USO MV 22,9 8% 87% 129% 173% 216% 26% 267% 275% 283% 291% 299% FACTOR DE USO LV 1 Por lo tanto, a fin de solucionar la sobrecarga resulta pertinente aprobar un nuevo transformador de 3 MVA 6/22,9/1 kv, para el año 215, el cual reemplazará al transformador existente. Respecto a la instalación del banco de capacitores de 3x5 MVAR de 1 kv con su respectiva celda, en base a las simulaciones de flujo de carga no resulta necesario hasta el año 222, por lo tanto desestima el pedido del banco de condensadores 1 kv en la SET Puerto Pizarro SET Zarumilla NOMBRE DE LA Osinergmin ha evaluado la información remitida por ENOSA y en base a la proyección de demanda efectuada por Osinergmin se ha podido verificar que el transformador de potencia de la SET Zarumilla presentará sobrecarga a partir del año 3 (216). Para tal efecto, en el cuadro 6.1 se muestra la cargabilidad del transformador existente. DESCRIPCIÓN TENSIÓN Cuadro N 6.1 CARGABILIDAD DE LA SET ZARUMILLA Año Máxima Demanda y Potencia Instalada (MVA) SET LADO kv Fabricación MD (MVA) HV 6 7,83 8,47 9,36 1,27 11,21 12,16 12,9 13,65 14,42 15,2 15,99 MD (MVA) MV 22,9 3,95 4,27 4,61 4,95 5,31 5,67 6,5 6,43 6,81 7,21 7,61 MD (MVA) LV 1 4,4 4,76 5,36 5,98 6,62 7,26 7,68 8,1 8,53 8,97 9,41 SET AT/MT ZARUMILLA TP-617 POT. INST. (MVA) HV 58 1, 1, 1, 1, 1, 1, 1, 1, 1, 1, 1, POT. INST. (MVA) MV 22, , 1, 1, 1, 1, 1, 1, 1, 1, 1, 1, POT. INST. (MVA) LV 1 7,5 7,5 7,5 7,5 7,5 7,5 7,5 7,5 7,5 7,5 7,5 FACTOR DE USO HV 6 78% 85% 94% 13% 112% 122% 129% 137% 144% 152% 16% FACTOR DE USO MV 22,9 39% 43% 46% 5% 53% 57% 6% 64% 68% 72% 76% FACTOR DE USO LV 1 59% 63% 72% 8% 88% 97% 12% 18% 114% 12% 125% Por lo tanto, para ampliar la capacidad de transformación se propone instalar el transformador de potencia que se retira de la SET Puerto Pizarro, para lo Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 48 de 88

55 Informe N GART cual se aprueba tres nuevas celdas de transformador (6 kv, 22,9 kv y 1 kv) para el año 216. En relación al pedido de una celda de línea en la SET Zarumilla, dicha celda resulta necesaria para implementar el segundo transformador y formar un sistema de barras en el nivel de 6 kv que mejorará la operación de la subestación, por lo cual se aprueba una celda de línea 6 kv en la SET Zarumilla. Respecto a adelantar la instalación del banco de capacitores de 2,5 MVAR de 1 kv con su respectiva celda, del año 216 para el año 215, según las simulaciones de flujo de carga se comprueba que no es necesario adelantar la instalación del banco de condensadores SET Lomas de Viento Osinergmin ha evaluado la información remitida por ENOSA y en base a los flujos de potencia efectuados por Osinergmin se ha podido verificar que los problemas de caída de tensión recién se presentan a partir del año 218. Por lo tanto, la solicitud del banco de capacitores de 1x3 MVAR de 1 kv en la SET Lomas de Viento es desestimada SET Nueva Zorritos (REP) Osinergmin ha evaluado la información remitida por ENOSA y en base a la flujos de carga efectuada por Osinergmin se ha verificado que el transformador de potencia de la SET Nueva Zorritos presentará sobrecarga a partir del año 217, no obstante dado que dicha subestación está bajo responsabilidad de REP, corresponde incluir la ampliación de capacidad en el próximo Plan de REP, el cual será revisado en su oportunidad por el regulador. Por lo mencionado, no corresponde incluir las instalaciones solicitadas en el Plan de Inversiones vigente LT 6 kv Nueva Zorritos - Tumbes Osinergmin ha evaluado la información remitida por ENOSA y en base a los flujo de potencia con la proyección de demanda efectuada por Osinergmin se ha podido verificar que la línea existente en 6 kv entre la SE Nueva Zorritos y la SE Tumbes (L-6665A) presentará sobrecarga a partir del año 217. Por lo tanto, resulta pertinente aprobar la solicitud de una segunda LT 6 kv Nueva Zorritos Tumbes (24 km, 24 mm2 AAAC) con sus respectivas celdas de línea para el año 217. Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 49 de 88

56 Informe N GART 6.4 Modificación del Plan de Inversiones Como resultado del análisis realizado por Osinergmin, en los siguientes cuadros se detallan, en lo que corresponde, las instalaciones asignadas a ENOSA en el Área de Demanda 1 que, en consecuencia, se agregan, mantienen, modifican o retiran del Plan de Inversiones Instalaciones que se modificarán en el Plan de Inversiones El Elemento que se modifica del Plan de Inversiones en mérito al análisis desarrollado en la sección del presente informe, es el siguiente: Cuadro Nº 6.11 INSTALACIÓN QUE SE MODIFICA DEL PLAN DE INVERSIONES TITULAR ELECTROPERÚ Año Titular Nombre Elemento Instalación Código de Módulo Estándar 216 ELECTROPERÚ Transformador de Potencia 6/33/23 kv, 3 MVA SET CHARAN TP CO1E Instalaciones que se agregarían al Plan de Inversiones Los Elementos que se agregan al Plan de Inversiones en mérito al análisis contenido en las secciones 6.3.1, , y del presente informe, son las siguientes: Cuadro Nº 6.12 INSTALACIONES QUE SE INCORPORAN AL PLAN DE INVERSIONES TITULAR ENOSA Año Titular Nombre Elemento Instalación Código de Módulo Estándar 216 ENOSA Celda de Transformador 33 kv SET AT/MT TUMBES 1 CE-33COR1C1ESBTR2 216 ENOSA Celda de Transformador 23 kv SET AT/MT TUMBES 1 CE-23COR1C1ESBTR1 215 ENOSA Transformador 6/22,9/1 kv 3MVA SET AT/MT PUERTO PIZARRO TP CO1E 216 ENOSA Celda de Transformador 6 kv SET AT/MT ZARUMILLA CE-6COR1C1ESBTR2 216 ENOSA Celda de Transformador 23 kv SET AT/MT ZARUMILLA CE-23COR1C1ESBTR1 216 ENOSA Celda de Transformador 1 kv SET AT/MT ZARUMILLA CE-1COR1C1ESBTR1 216 ENOSA Celda de Línea 6 kv SET AT/MT ZARUMILLA CE-6COR1C1ESBLI2 217 ENOSA Celda de Línea 6 kv SET AT/MT TUMBES CE-6COR1C1ESBLI2 217 ENOSA Celda de Línea 6 kv SET MAT/AT NUEVA ZORRITOS CE-6COR1C1ESBLI2 217 ENOSA Línea Nueva Zorritos Tumbes; 24 Km Línea LT-6CORPMSOC524A Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 5 de 88

57 Informe N GART Instalaciones que se reprograman Los Elementos del Plan de Inversiones que se reprograman en mérito al análisis contenido en la sección del presente informe, son los siguientes: Cuadro N 6.13 INSTALACIONES QUE SE REPROGRAMAN PLAN DE INVERSIONES TITULAR ENOSA Año (*) Titular Nombre Elemento Instalación Código de Módulo Estándar 214 ENOSA Celda Compensador SET CONSTANTE CE-23COR1C1ESBCC1 214 ENOSA Banco de capacitores 22,9 kv de 3,75 MVAR SET CONSTANTE SC-23CO1BPEV ENOSA Celda Compensador SET MORROPON CE-23COR1C1ESBCC1 214 ENOSA Banco de capacitores 22,9 kv de 3,75 MVAR SET MORROPON SC-23CO1BPEV ENOSA Celda Compensador SET LOMA LARGA CE-23COR1C1ESBCC1 215 ENOSA Banco de capacitores 22,9 kv de 2,5 MVAR SET LOMA LARGA SC-23CO1BPEV ENOSA Celda Compensador SET PIURA CENTRO CE-23COU1C1ESBCC1 214 ENOSA Banco de capacitores 22,9 kv de 2,5 MVAR SET PIURA CENTRO SC-23CO1BPEV Nota: (*) Corresponde al año reprogramado Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 51 de 88

58 Informe N GART 7. Conclusiones y Recomendaciones Del análisis realizado al ESTUDIO, así como al análisis de oficio realizado por Osinergmin, se concluye lo siguiente: a) ENOSA como parte de su PROPUESTA FINAL motiva su solicitud, indicando que la causal para la modificación del Plan de Inversiones correspondiente al Área de Demanda 1 es: i) incremento demanda; ii) cambio en las condiciones técnicas o constructivas y iii) Por otras razones debidamente justificadas. Dichas causales se asocian a la primera, tercera y cuarta razón establecida en el numeral VII) del literal d) del Reglamento de la LCE. b) De acuerdo a lo verificado por Osinergmin, resulta pertinente modificar la característica técnica del transformador de la SET Charán (6/33/1 kv por 6/33/22,9 kv). c) De acuerdo a lo analizado por Osinergmin, se desestima el pedido de postergación de la nueva SET Puerto Rico por falta de sustento. d) En cuanto a la solicitud de postergar la instalación de los bancos de capacitores en las subestaciones Constante, Morropón, Loma Larga y Piura Centro, en base al análisis efectuado por Osinergmin respecto de la evolución de la demanda se ha podido verificar una disminución con respecto a lo previsto en la aprobación del Plan de Inversiones ; bajo ese escenario resulta pertinente aprobar las postergación de los bancos de capacitores para los años 214 y 215. e) En cuanto a la solicitud de ampliar la capacidad de transformación en la SET Tumbes 1, debido a la sobrecarga que se presentará en el año 216, resulta pertinente aprobar la inclusión de 2 celdas de transformador (uno de 33 kv y otro de 22,9 kv) en el Plan de Inversiones vigente. f) En cuanto a la solicitud de un nuevo transformador en la SET Puerto Pizarro, de acuerdo al análisis efectuado por Osinergmin respecto de la Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 52 de 88

59 Informe N GART evolución de la demanda se ha podido verificar un crecimiento superior al previsto en la aprobación del Plan de Inversiones ; con dicho crecimiento se tendrá sobrecarga en el año 215, por tanto corresponde aprobar la solicitud de un nuevo transformador en la SET Puerto Pizarro. g) En cuanto a la solicitud de ampliar la capacidad de transformación en la SET Zarumilla, debido a la sobrecarga que se presentará en el año 216, resulta pertinente aprobar la inclusión de 1 celda de línea 6 kv y 3 celdas de transformador de 6 kv, 22,9 kv y 1 kv en el Plan de Inversiones vigente. h) De acuerdo a lo analizado por Osinergmin, se desestima el pedido de compensación reactiva en la SET Lomas de Viento. i) En cuanto al pedido de un nuevo transformador 22/6/1 kv 5 MVA con sus correspondientes celdas de transformador en la SET Nueva Zorritos, no corresponde incluir las instalaciones solicitadas en el Plan de Inversiones vigente debido a que dicha subestación está bajo responsabilidad de REP, por lo cual dicha ampliación debe ser canalizado a través del Plan de REP. j) En cuanto a la inclusión de la LT 6kV Nueva Zorritos Tumbes en el Plan de Inversiones , se ha verificado que debido a la sobrecarga que presentará, en el año 217, la línea existente en 6 kv entre la SET Nueva Zorritos y la SET Tumbes (L-6665A), resulta pertinente aprobar la solicitud de una segunda LT 6 kv Nueva Zorritos Tumbes (24 km, 24 mm2 AAAC) con sus respectivas celdas de línea para el año 217, a fin de eliminar la sobrecarga detectada. k) En cuanto al Retiro de la nueva SET Piura; Seguna LT 6 kv Piura Oeste Los Ejidos; Nuevas Celdas MT en SET Los Ejidos; SET Chulucanas y Transformador de reserva, considerando lo señalado en el Informe Legal correspondiente, el regulador no puede pronunciarse sobre estos pedidos, toda vez que se trata de causas pendientes de resolver por el órgano jurisdiccional, l) Se recomienda la emisión de una resolución que declare procedente la modificación del Plan de Inversiones del Área de Demanda 1, correspondiente a las instalaciones de ENOSA según lo desarrollado en la sección 6.4 del presente informe. [jmendoza] /lchb Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 53 de 88

60 Informe N GART 8. Anexos A continuación se presentan los siguientes anexos al informe: Anexo A Anexo B Análisis de Respuesta a las observaciones formuladas al ESTUDIO. Diagrama Unifilar del Sistema Actual. Anexo C Diagrama Unifilar del Plan de Inversiones modificado, según análisis de Osinergmin. Anexo D Cuadros Comparativos. Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 54 de 88

61 Informe N GART Anexo A Análisis de Respuesta a las observaciones formuladas al ESTUDIO Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 55 de 88

62 Informe N GART Análisis de las Respuestas de ENOSA a las Observaciones formuladas al ESTUDIO OBSERVACIONES GENERALES 1. El Estudio debe estar organizado y contener todo lo establecido en el numeral de la Norma Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión (en adelante "NORMA TARIFAS"). Respuesta: Se ha incluido lo establecido en la NORMA TARIFAS, actualizando la proyección de la demanda de todos los sistemas eléctricos y evaluando alternativas en las siguientes solicitudes: - Sistema Tumbes. - Sistema Piura (integra dos solicitudes: nueva SET Grau y nueva Línea de enlace Piura Centro Castilla, en reemplazo de 2da Línea SEPO Los Ejidos). - Celdas en SER Piura. - Transformador de reserva para el Área de demanda 1. Se ha desestimado las solicitudes de la SET Paita industrial y Línea Malacas-Talara en 33 kv. En las tres restantes solicitudes, se solicita actualizar equipamiento en sistema Chulucanas por cambios en los sistemas de Tumbes y Piura; postergar la SET Pto. Rico por nula disponibilidad en redes de terceros; y actualizar fecha de compensación por demanda sobre estimada. Análisis Se ha verificado que el ESTUDIO ha incluido todo los aspectos requeridos en el numeral de la NORMA TARIFAS. Conclusión Por las razones expuestas en el análisis anterior, esta observación se considera subsanada. 2. Se debe presentar un resumen ejecutivo del ESTUDIO y no transcribir el desarrollo de gran parte de los capítulos que se desarrollan en el mismo. Respuesta: De acuerdo a lo definido en la NORMA TARIFAS se ha corregido el resumen ejecutivo incluyendo los resultados del estudio de demanda, las propuestas y selección de la alternativa de óptimo desarrollo, para cada caso y la propuesta de inversiones. Análisis Se verifica que ENOSA ha modificado su resumen ejecutivo pero no necesariamente en el sentido de lo solicitado. Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 56 de 88

63 Informe N GART Conclusión Por las razones expuestas en el análisis anterior, esta observación se considera subsanada parcialmente. 3. Debe efectuarse la evaluación de alternativas bajo el criterio de mínimo costo, considerando como una de las alternativas lo aprobado en el Plan y como otra lo que se propone modificar Respuesta: Como se indica en el numeral 1.1 de las diez modificaciones solicitadas, la evaluación bajo el criterio de mínimo costo correspondería a cinco casos. En el ESTUDIO se adjuntan las simulaciones y resultados obtenidos del análisis técnico-económico. En el caso del sistema de Tumbes se ha propuesto alternativas maximizando la rotación de transformadores con la SET Chulucanas, y en Zorritos se propone optimizar la relación de tensión del nuevo transformador de la SET Charan. La modificación solicitada para el sistema Piura, propone una solución óptima integrando una de las alternativas evaluadas por Osinergmin en el proceso de aprobación del PIT (SET Grau) y una nueva alternativa de transmisión bajo el criterio de mínimo costo, asociados al sistema Piura y Alto Piura (transferir la SET Castilla al sistema Piura). La modificación del proyecto de ampliación de SE Paita es por los inconvenientes de los nuevos Alimentadores asociados a esta opción, proponiendo considerar la alternativa de nueva SET, evaluada por Osinergmin en el proceso de aprobación del PIT. La modificación solicitada para las celdas de los sistemas Piura y Chulucanas es en concordancia con la tensión de los nuevos alimentadores y la demanda real; Y el ajuste de los banco de condensadores es acorde con la demanda actual. La postergación del proyecto Bayóvar, es por nueva declaración de la empresa Miski Mayo, indicando que la potencia disponible en sus instalaciones es cero, por tener proyectos de ampliación en curso. La modificación solicitada para el reconocimiento de transformadores de reserva, es en concordancia con lo indicado por Osinergmin, en el proceso de aprobación del PIT. Análisis Se ha verificado que ENOSA ha incluido en su ESTUDIO la evaluación de alternativas. Conclusión Por las razones expuestas en el análisis anterior, esta observación se considera subsanada. 4. Debe considerarse el año 224 como el último del periodo de análisis para la evaluación de alternativas bajo el criterio de mínimo costo. Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 57 de 88

64 Informe N GART Respuesta: Para la comparación de alternativas en el sistema Piura se ha considerado el equipamiento al 224. Análisis Se ha verificado que el período de evaluación abarca hasta el año 224. Conclusión Por las razones expuestas en el análisis anterior, esta observación se considera subsanada. 5. Respecto de los proyectos cuya construcción aún no ha sido iniciada, debe estimarse la reprogramación de las respectivas puestas en servicio, teniendo presente los periodos técnicos necesarios para el efecto. Respuesta: Se ha tomado en cuenta esta consideración, reprogramando los proyectos con los periodos técnicos de ejecución usuales. Análisis ENOSA no presenta los sustentos que permitan validar las solicitudes de reprogramación, como por ejemplo, cronograma de obras (Diagrama de Gantt). No obstante, se tomará en cuenta para el análisis lo señalado en la respuesta a la presente observación. Conclusión Por las razones expuestas en el análisis anterior, esta observación se considera subsanada parcialmente. 6. ENOSA, como cuestión previa, deberá sustentar las razones y fundamentos para que los pedidos de modificación del Plan que están relacionados con los temas pendientes de resolver en la vía judicial (Expediente N JR Cl-5), puedan atenderse en el presente proceso administrativo. Los puntos identificados son los siguientes: - Requerimiento de un nuevo transformador de 3 MVA en la SET Puerto Pizarro a cambio de la rotación del transformador de 13 MVA proveniente de la SET Chulucanas previsto para el año 214 según el Plan de inversión vigente. - Solicitud de retirar la nueva SET Piura Sur 22/6/1 kv de 5 MVA, del Plan de lnversiones e implementar a cambio la nueva SET Grau. - No requerimiento del devanado y celdas de alimentadores 1 kv en la SET Los Ejidos. - Requerimiento en la SET Chulucanas de compensación capacitiva de 3X5 MVAR, en 6 kv, así como la rotación de un transformador proveniente de la SET Puerto Pizarro, a cambio de lo que se previó en el Plan. Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 58 de 88

65 Informe N GART - Requerimiento de transformador de reserva en la SET Piura Centro. Respuesta: Son cuatro los proyectos en cuestión, que fueron desestimados en el recurso de reconsideración del PIT (212), y no habiendo proceso de apelación, ni norma para la modificación del PIT, la única vía de acuerdo a la normatividad vigente, fue el proceso contencioso (la norma que incluyó el procedimiento para modificación del PIT fue emitido el ). En tal sentido: a) El proceso contencioso se formuló el para evitar sanciones por incumplimiento del PIT en los proyectos: - Transformador de 3 MVA para SET Chulucanas (213). - Devanado de 1 kv en transformador de SET Los Ejidos (213). - SET Piura Sur de 22 kv (215). - No aprobar transformador de reserva para SET Piura Centro. b) A la fecha, no se ha adquirido un nuevo transformador de 3 MVA para la SET Chulucanas, por considerarlo excesivo (la demanda actual es 13 MW y se atiende con dos unidades de 13 y 1 MVA). c) Se ha adquirido el transformador de SET Los Ejidos con devanado de 1 kv, elevando la inversión, solo para facilitar su alta. No hay Alimentador de 1 kv en su entorno. d) ENOSA consideró la SE Piura Sur inapropiado y fuera de su alcance; y la norma PR-2 del COES lo inhabilita actualmente. e) Se solicitó transformador de reserva para SET Piura Centro por su alta demanda e importancia en el desarrollo de la región. Se ha presentado un Estudio integral para el sistema eléctrico. Como se puede apreciar, con la ejecución de la SET Los Ejidos y la inhabilitación de la SET Piura Sur, se reducirían los temas pendientes, pudiendo en el actual proceso administrativo corregirse los dos restantes, no habiendo razón para mantener el proceso contencioso; en tal sentido ENOSA expresa su compromiso de desistir del proceso contencioso. Siendo la gestión de desistimiento de mayor plazo que el actual proceso de modificación del PIT, se evita en la selección de óptima alternativa incluir los proyectos en cuestión: - Transformador de 3 MVA para SET Chulucanas. - Nueva SET Piura Sur. - Transformador de reserva para SET Piura Centro.. Análisis Se tomará en cuenta para el análisis lo señalado en la respuesta a la presente observación. Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 59 de 88

66 Informe N GART Conclusión Por las razones expuestas en el análisis anterior, esta observación se considera subsanada. EVALUACIÓN DE LA DEMANDA 7. La data histórica de demanda debe ser actualizada a diciembre 213, siendo éste el año representativo para efectos de su proyección. En ese sentido, debe presentarse también los registros cada 15 minutos correspondientes a cada devanado de transformadores de cada SET del Área de Demanda, según lo establecido en el numeral de la NORMA TARIFAS. Respuesta: La data histórica del Expediente se ha actualizado a Diciembre del 213. Al respecto, en la carpeta Registros de potencia se incluye los archivos magnéticos de los registros de potencia cada 15 minutos, correspondiente a cada devanado de los transformadores de cada SET del Área de Demanda 1. Asimismo, se han realizado ajustes en los cálculos de factores descontando meses en los que han ocurridos eventos atípicos (transferencia de carga temporal, pulsos de arranque). Análisis Se ha verificado en la carpeta en mención la existencia de los registros de potencia para cada 15 minutos por devanado secundario de cada uno de los transformadores pertenecientes al Área de Demanda 1; así también se ha verificado el tratamiento de aquellos datos que resultaron atípicos. Conclusión Por las razones expuestas en el análisis anterior, esta observación se considera subsanada. 8. En cuanto a las demandas en bloque (nuevas que se incorporan o que se incrementan significativamente a partir del año 215), no se acompaña la información que las justifique según lo señalado en el numeral de la NORMA TARIFAS. Al respecto, las solicitudes de factibilidad de suministro con antigüedad mayor a un (1) año deben ser actualizadas o retiradas de la evaluación de la demanda. Respuesta: Se adjunta en Anexo A la información sustentatoria de las demandas en bloque. Respecto a la antigüedad de las solicitudes de factibilidad, de acuerdo a la norma R.D. N EM/DGE su vigencia es de dos años, y no se podría obligar a los interesados a actualizar sus solicitudes antes del vencimiento de dicho periodo, dentro del cual la mayoría a gestionado la aprobación del Estudio e inicio de Obra. Análisis Se ha verificado en la carpeta en mención las solicitudes de factibilidad de la nueva demanda a incorporarse en el horizonte de estudio y que suman un total de 59,8 MW. Dicha información se tomará en cuenta para el presente análisis. Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 6 de 88

67 Informe N GART Conclusión Por las razones expuestas en el análisis anterior, esta observación se considera subsanada. 9. Se debe sustentar el incremento de la demanda en 86,7 MW, para el año 215; puesto que ENOSA únicamente ha presentado solicitudes de factibilidad de suministro de cargas ubicadas en el sistema eléctrico Tumbes, que totalizan solo 18,6 MW. Respuesta: Como se indica en el numeral anterior se adjunta copia de las factibilidades vigentes de todos los sistemas eléctricos y asimismo, la información del COES sobre proyección de demanda de los principales proyectos (en barras de transmisión) actualizado al registrado para los estudios de preoperatividad. En este último cuadro se hayan registrados los proyectos de Ampliación Miski Mayo y Cementos Piura. No se ha conseguido documentación sustentatoria sobre la demanda de los proyectos de la Nueva refinería de Talara, Fosfatos del Pacífico y Salmueras de Sechura, por lo que se suprimirán del cuadro de demandas. Sobre las cargas de la zona industrial de Bayóvar (litoral) se cuentan con cartas de las empresas Copeinca y Pesquera El Diamante, los mismos que se adjuntan en este mismo Anexo. Asimismo, se adjunta el contrato con Terminales Portuarios Euroandinos, del presente año, que migró de la barra de 6 kv de la SET Paita a la barra de 1 kv de la misma. Análisis La respuesta se ciñe a los criterios establecidos en el numeral c de la NORMA TARIFAS por lo que para el presente análisis se considerará las demandas nuevas que cuenten con solicitudes de factibilidad de suministro, sustentadas documentadamente. Conclusión Por las razones expuestas en el análisis anterior, esta observación se considera subsanada. MODIFICACION DEL PLAN POR CAMBIOS SIGNIFICATIVOS DE LA DEMANDA 1. Debe explicarse las razones por las que se propone la rotación del transformador 33/22,9 kv de 5 MVA de la SET Zorritos a la SET Tumbes 1, sin sus correspondientes celdas 33 y 22,9 kv, toda vez que éstas figuran en las alícuotas de Elementos que forman parte del SST del Área de Demanda 1. Asimismo, con relación al cambio de especificaciones técnicas del nuevo transformador previsto implementarse en la SET Charán, respecto a que el tercer devanado sea en 22,9 kv y no en 1 kv, es necesario un análisis en detalle para demostrar si resultaría conveniente tener en dicha SET dos valores de tensión muy próximos (33 y 22,9 kv), para la atención de la demanda, tomando en cuenta que se mantiene pendiente la implementación de las celdas 33 kv que, según las alícuotas del SST, están incluidas en el CMA que viene siendo pagado por todos los usuarios del Área de Demanda 1. En este análisis debe tomarse en cuenta, también, que desde el devanado en 1 kv del nuevo transformador a implementarse en la SET Charán podría atenderse la demanda de los pueblos de La Cruz y Zorritos, sin necesidad de Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 61 de 88

68 Informe N GART una adecuación de las cargas de 1 a 22,9 kv y que adicionalmente permitiría liberar algunos transformadores 33/1 kv. Respuesta: Las celdas de la SET Zorritos se darían de baja por antigüedad y daños por corrosión salina. La implementación en la SET Charán, del tercer devanado en 22.9 kv y no en 1 kv (programado) se sustenta en su optimización: Con devanado en 22,9 kv, no se requiere inversión en SET Zorritos, ni en Tumbes1: - Se suprime las cascada de 33/23 y 33/1 kv en SET Zorritos (2,4 MW). - Se rota transformador de 33/23 kv a SET Tumbes1. Con devanado en 1 kv, se requiere inversión en SET Zorritos, ni en Tumbes1: - Se suprime la cascada de 33/1 kv de 2 MVA en SET La Cruz (1,4 MW). - Se requiere ampliar cascada de 33/22,9 kv en SET Zorritos. - Se requiere ampliar cascada de 33/22,9 kv en SET Tumbes1. Asimismo, el devanado de 1 kv estaría siendo subutilizado ya que las redes aledañas (La Cruz y Caleta Grau) tienen una demanda de 1,4 MW sin crecimiento significativo; sin embargo las redes de 22,9 kv (Zorritos) tienen una demanda de 2,5 MW y solicitudes adicionales por 2,9 MW (sector langostinero). Se incluye en el Estudio la evaluación económica de estas alternativas que confirma la conveniencia de solicitar cambio en la especificación del transformador hacia 6/33/23 kv y potencias de 3/2/2 MVA. Análisis Se verificado que se ha incluido la evaluación económica de las alternativas planteadas, las cuales se tomarán como referencia en el análisis. Conclusión Por las razones expuestas en el análisis anterior, esta observación se considera subsanada. 11. Debe sustentarse el requerimiento, para el año 215, de un nuevo transformador 6/22,9/1 kv de 3 MVA y sus respectivas celdas para la SET Puerto Pizarro, teniendo presente que el devanado de 1 kv del actual transformador 6/23/1 kv de 5 MVA no es utilizado. Debe revisarse el requerimiento de tres devanados y la capacidad estimada para el nuevo transformador ya que al año 224 la demanda estimada por ENOSA no alcanza ni 15 MW. Asimismo, debe explicarse las razones por las que se requiere un nuevo transformador de 3 MVA a cambio de la rotación del transformador de 13 MVA proveniente de la SET Chulucanas previsto para el año 214 según el Plan de Inversiones vigente. En cuanto al requerimiento, para el año 216, de un banco de capacitores de 3x5 MVAR en 1 kv con su respectiva celda, debe justificarse este dimensionamiento mediante cálculos que demuestren que su implementación es la mejor alternativa Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 62 de 88

69 Informe N GART técnica y económica para la atención del crecimiento de la demanda a partir de esta SET y que implicaría además una menor inversión en transmisión o por lo menos un beneficio por la postergación de inversiones, toda vez que en el Plan vigente se tiene previsto un banco de capacitores de 4x1,25 MVAR. Por la magnitud del banco de capacitores propuesto (3x5 MVAR) debe realizarse un análisis operativo en condiciones de mínima demanda. Respuesta: Respecto a la capacidad, en la SET Puerto Pizarro para el año 215 se tiene una demanda proyectada de 18,9 MW y para el año 224 una demanda de 29,5 MW impulsado por nuevas cargas y ampliaciones de empresas langostineras. El tercer devanado en 1 kv se utilizará para conectar la compensación requerida en la SET Pto. Pizarro para elevar la tensión en ese punto, desmejorada por el incremento de la demanda. La demanda menor a 15 MW al que se refiere, corresponde al Estudio anterior presentado en el 211. Como se indica en el párrafo anterior, la demanda proyectada en la SET Pto. Pizarro no puede ser cubierto con un transformador de 13 MVA, ni adicionarse al actual por no haber espacio para una ampliación en la actual SET. Sin embargo, se incluyó esta alternativa dentro de la evaluación y se desestimó por su alto costo y limitada capacidad. Además, se aprecia en el cuadro de proyección de demanda de esta SET, hay un incremento significativo a partir del año 215 que provoca caídas de tensión considerables. En el Ítem del Volumen III (Pág. 18) se ha incluido los cálculos de la necesidad de un banco de 3x5 MVAR en la SET Pto. Pizarro para ayudar a mantener el perfil de tensiones y postergar la instalación de la segunda terna de Nueva Zorritos Tumbes en 6 kv. El banco de condensadores contará con pasos que se conectarían en concordancia con el diagrama de carga reactiva según el ingreso de nuevas cargas. Es del caso señalar que el análisis en mínima demanda no forma parte de la metodología de la NORMA TARIFAS. Análisis Se tomará en cuenta para el análisis los sustentos que presenta como parte de la respuesta a la presente observación. Conclusión Por las razones expuestas en el análisis anterior, esta observación se considera subsanada. 12. Con respecto a la SET Zarumilla, debe presentarse la justificación técnica y económica del requerimiento de adelantar para el año 215 la instalación de los capacitores de 2,5 MVAR con su respectiva celda 1 kv, prevista en el Plan para el año 216. En correlación a la observación anterior, debe explicarse las razones por las que se propone que la rotación del transformador de 13 MVA, proveniente de la SET Chulucanas, sea rotado a esta SET y no a la SET Puerto Pizarro conforme está aprobado en el Plan de Inversiones vigente, incluyendo nuevas celdas de transformación en 6, 33 y 1 kv. Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 63 de 88

70 Informe N GART Se debe justificar el requerimiento de una nueva celda 6 kv en esta SET. Respuesta: Como se aprecia en el cuadro de proyección de demanda de las SET de Pto. Pizarro y Tumbes, hay incremento significativo a partir del año 215 lo cual ocasiona caída de tensión excesiva en la SET Zarumilla, por lo cual se requiere adelantar la instalación del banco de capacitores de 2,5 MVAR para ayudar a mantener el perfil de tensiones. En el expediente de la solicitud se ha incluido los cálculos del banco de capacitores de 3, MVAR en la SET Zarumilla para el año 215. Como se indica en la respuesta de la observación anterior, para cubrir la proyección de demanda de la SET Pizarro se requiere de una unidad mayor que el de 13 MVA propuesto en el Plan de Inversiones. Asimismo, el incremento de demanda de Zarumilla a partir del año 215 podrá ser atendido adicionando una unidad de 1 MVA (216), puesto que se cuenta con unidad similar (de Baja). Así, el transformador de 13 MVA de la SET Chulucanas se mantendría en adición a la unidad de 9 MVA procedente de la SET Pto. Pizarro; con ello se evitaría solicitar un nuevo transformador en Chulucanas. Actualmente en el lado de 6 kv de la SET Zarumilla existe una Celda de línea transformador y con la instalación del transformador de 1 MVA rotado desde Chulucanas, se instalaría una barra y esta celda de línea transformador pasaría a ser una celda de transformador, por lo cual se requiere una celda de Línea adicional. Análisis Se tomará en cuenta para el análisis lo señalado en la respuesta a la presente observación. Conclusión Por las razones expuestas en el análisis anterior, esta observación se considera subsanada. 13. Se debe presentar la justificación de un banco de capacitores de 1X3 MVAR y su celda 1 kv, para la SET Lomas de Viento. Respuesta: A la barra de 33 kv de la SET Lomas de Viento además de su demanda proyectada se conectaría una nueva carga de 7,5 MW de la zona langostinera, que ocasionará una excesiva caída de tensión en dicha barra, a partir del año 215, por lo cual se requiere adelantar la instalación del banco de capacitores de 1x3 MVAR y su celda de 1 kv para ayudar a mantener el perfil de tensiones. En el expediente de la solicitud se ha incluido los cálculos del banco de capacitores de 3. MVAR en la barra de 1 kv de la SET Loma de Viento. Análisis Se ha verificado que ENOSA ha presentado cálculos de flujo de potencia para validar su pedido, los cuales se tomarán como referencia en el análisis. Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 64 de 88

71 Informe N GART Conclusión Por las razones expuestas en el análisis anterior, esta observación se considera subsanada. 14. En cuanto al requerimiento de un nuevo transformador 65/65/12 MVA, 22/6/1 kv en la SET Nueva Zorritos, para que sea implementado por la empresa REP, debe analizarse la conveniencia de que el tercer devanado sea en 22,9 kv, siendo consecuentemente innecesario pedir que ELECTROPERÚ cambie las características del tercer devanado del transformador que implementará en la SET Charán. Además debe analizarse de manera integral si este requerimiento resulta eficiente, teniendo presente la implementación del nuevo transformador en la SET Charán o viceversa. Respuesta: Un devanado de 22,9 kv en el nuevo transformador de 65/65/12 MVA de 22/6/1 kv en la SET Nueva Zorritos, para tomar suministro del sistema de distribución, elevaría el nivel de cortocircuito en el sistema eléctrico, obligando al cambio de celdas de transformación y de alimentadores. Esta condición de cortocircuito se incrementaría aún más con el proyecto de nueva generación de BPZ aledaña a la SET de REP. De otro lado, ENOSA consultó a ELECTROPERÚ su disposición para cambiar la relación de transformación a 6/33/22,9 kv y potencias de 3/2/2 MVA, indicando que se solicite a la GART formalizar las modificaciones planteadas. Análisis No adjunta los cálculos que corroboren si la corriente de cortocircuito en 22,9 kv es mayor a la de 1 kv. No obstante, se tomará en cuenta para el análisis lo señalado en esta respuesta a la presente observación. Conclusión Por las razones expuestas en el análisis anterior, esta observación se considera subsanada parcialmente. MODIFICACION DEL PLAN POR CONDICIONES TÉCNICAS 15. Sobre la propuesta de retirar la nueva SET Piura Sur 22/6/1 kv de 5 MVA, considerada para el año 215 en el Plan de Inversiones , e implementar a cambio la nueva SET Grau, sin perjuicio de lo señalado respecto de su estado de solución de controversia en la vía judicial, ameritaría que ENOSA realice el análisis integral de alternativas bajo los criterios establecidos en la NORMA TARIFAS, considerando comparativamente en dicho análisis los proyectos de reforzamiento de la transmisión en 6 kv para atender el crecimiento de la demanda en la ciudad de Piura, propuestos en el ESTUDIO: refuerzo del tramo de línea Textil-Piura Centro y línea de enlace Piura Centro-Castilla a cambio de la segunda línea 6 kv Piura Oeste-Los Ejidos y, posterior enlace Castilla-Grau; además debe tenerse presente la descarga de la SET Piura Centro a través de la implementación de la transformación considerada en Los Ejidos conforme se aprobó en el citado Plan. Respuesta: Se ha considerado la evaluación de cuatro alternativas para atender la demanda: - Línea SEPC-Castilla, Reforzam. Línea Textil-SEPC y Línea SEPO-Grau y SE Grau. - 2da terna SEPO-Los Ejidos; y Línea SEPO-Grau y SE Grau. - Línea SEPC-Castilla, reforzamiento Línea Textil-SEPC y transferencia de carga. Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 65 de 88

72 Informe N GART - 2da terna SEPO-Los Ejidos y transferencia de carga. En el expediente de la solicitud se ha incluido la comparación de alternativas. El refuerzo del tramo de Línea Textil Piura Piura Centro y Línea de enlace Piura Centro Castilla, desplazaría la segunda terna 6 kv Piura Oeste Los Ejidos, por mejores condiciones técnico-económicas. La transferencia de cargas de la SET Piura centro a las SET Castilla y Coscomba (Piura Oeste 1) daría tiempo para ejecutar la SET Grau y su Línea. La SET Los Ejidos no es opción por no tener capacidad disponible (los 15 MVA han sido superados por la demanda actual) y por no existir Alimentador para dicha transferencia. La subestación Piura Sur es desestimada por el proceso contencioso e incumplir con la normatividad vigente. Análisis No corresponde realizar el análisis dado que, de acuerdo al Informe Legal correspondiente, este es un tema pendiente de resolver en la vía judicial. Conclusión No corresponde. 16. Similarmente, en cuanto a la propuesta de implementar la nueva SET Paita Industrial a cambio de la ampliación de la existente SET Paita, debe presentarse el correspondiente análisis de alternativas ciñéndose a los criterios establecidos en la NORMA TARIFAS y tomando en cuenta la proximidad de la nueva SET Paita Industrial con el patio de llaves (seccionamiento de línea 6 kv en configuración π ) al que se conecta la C.T. Tablazos. Respuesta: En concordancia con lo indicado en el numeral a) de la NORMA TARIFAS, que indica: para la determinación técnica del óptimo desarrollo de la Transmisión, se deberá evaluar en forma conjunta los diferentes componentes del sistema de MAT, AT y MT, la alternativa de nueva SET se propuso. Sin embargo, no habiendo procedimiento para esta consideración y reiterando Osinergmin el análisis de alternativas por comparación de costos de transmisión, no será posible demostrar que una nueva SET tenga menor costo total que una ampliación de SET. Por lo cual se desiste de este proyecto en la presente solicitud. Análisis Se tomará en cuenta para el análisis lo señalado en la respuesta a la presente observación. Conclusión Por las razones expuestas en el análisis anterior, esta observación se considera subsanada. Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 66 de 88

73 Informe N GART 17. Se deben explicar las razones por las que se propone el retiro de un tramo de la línea existente Castilla-Los Ejidos, desde el punto de derivación a la SET Piura Centro hasta Los Ejidos. Respuesta: El tramo de línea Derivación Castilla Los Ejidos no se retirará, solo se desconectará en operación normal y servirá de reserva en caso de contingencias. Análisis Se tomará en cuenta para el análisis esta respuesta a la presente observación. Conclusión Por las razones expuestas en el análisis anterior, esta observación se considera subsanada. MODIFICACION DEL PLAN POR OTRAS RAZONES 18. Toda vez que existe demanda no atendida en la bahía de Sechura, ENOSA debe realizar la evaluación costo-beneficio de la postergación que solicita respecto del proyecto 6 kv Bayóvar-Pto. Rico aprobado en el Plan; ya que de no justificarse técnica y económicamente esta postergación, ENOSA debería reformular de inmediato su solicitud de mandato de conexión basándose en lo aprobado en el Plan (desde barras 6 kv de la SET Bayóvar y no en 22,9 kv desde la SET Descarga conforme lo planteó en su primer pedido de mandato de conexión que fue denegado por la Gerencia de Fiscalización Eléctrica GFE de Osinergmin). Respuesta: Se adjunta en Anexo 5.1 la evaluación técnico económica solicitada que sustenta la postergación. Asimismo, cabe anotar que Miski Mayo ha informado al COES su proyección de ampliación de su demanda en 21 MW en el periodo ( ), con lo cual confirmaría su declaración de nula capacidad disponible en sus redes, expresada mediante carta BAY-GEOPB Por lo cual, ENOSA no tiene ninguna otra opción más que solicitar una postergación de este proyecto con la esperanza que en el siguiente periodo se pueda definir alguna alternativa más viable. Análisis Se tomará en cuenta para el análisis los sustentos presentados como parte de la respuesta a la presente observación. Conclusión Por las razones expuestas en el análisis anterior, esta observación se considera subsanada. 19. En cuanto al no requerimiento del devanado y celdas de alimentadores 1 kv, en la SET Los Ejidos, sin perjuicio de lo señalado respecto de su estado de solución de controversia en la vía judicial, ENOSA debería precisar a través de qué subestación se Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 67 de 88

74 Informe N GART descargará parte de la carga en 1 kv de la SET Piura Centro que según el Plan vigente se previó realizar a través de la SET Los Ejidos 6/23/1 kv. Respuesta: Como se indica en la respuesta a la observación 15, la SET Los Ejidos no es opción por no tener capacidad disponible y no existir Alimentador para dicha transferencia. Como figura en la rotación del Estudio, parte de la demanda de Piura Centro sería trasladada a la SET Castilla y a la SE Piura Oeste 1 (Coscomba). Análisis No corresponde realizar el análisis dado que, de acuerdo al Informe Legal correspondiente, este es un tema pendiente de resolver en la vía judicial. Conclusión No corresponde. 2. Respecto a la SET Chulucanas, sin perjuicio de lo señalado respecto de su estado de solución de controversia en la vía judicial, debería presentarse un análisis en detalle que demuestre que la compensación capacitiva de 3X5 MVAR, en 6 kv, resulta ser la alternativa técnica y económicamente más conveniente en comparación a lo que se previó en el Plan para cubrir el incremento de la demanda a partir de dicha SET y que ahora se solicita retirar del mismo. Sobre la rotación del transformador proveniente de la SET Puerto Pizarro, ésta estará supeditada a lo que se determine para esta última. Asimismo, por la magnitud del banco de capacitores propuesto (3X5 MVAR), debería realizarse un análisis operativo en condiciones de mínima demanda. Respuesta: En el expediente de la solicitud se ha incluido los cálculos del banco de capacitores demostrando la necesidad del banco de 3x5MVAR, considerando la conexión de la SET Castilla al sistema Piura. Asimismo, cabe mencionar que en el PIT , se tenía previsto la implementación de la línea Piura Sur Chulucanas lo cual contribuía a mejorar el perfil de tensiones en el sistema Chulucanas retrasando la necesidad de colocar compensación en la barra de 6 kv de la SET Chulucanas. La rotación del transformador 9 MVA desde la SET Pto. Pizarro hacia la SET Chulucanas, es con el fin de evitar la compra de un transformador de 3 MVA, por otro lado habría que considerar que algunas demanda históricas han sido sobre estimadas por registros de demanda temporal por transferencias de cargas, lo cual se está corrigiendo, para consideración. El banco de condensadores contaría con pasos que se conectarían en concordancia con el diagrama de carga reactiva por el ingreso de las nuevas cargas. El análisis en mínima demanda no forma parte de la metodología de la NORMA TARIFAS. Análisis No corresponde realizar el análisis dado que, de acuerdo al Informe Legal correspondiente, este es un tema pendiente de resolver en la vía judicial. Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 68 de 88

75 Informe N GART Conclusión No corresponde. 21. Sobre la postergación de la implementación de los bancos de condensadores previstos para los años 212 y 213, en las subestaciones Constante, Morropón, Loma Larga, Piura Centro y Paita; para los años 214 y 215, debe explicarse las razones por las que no se han realizado las justificaciones ante la GFE de Osinergmin, para los casos en que han sido puestos en servicio o serán puestos en servicio el año 214, conforme lo señalan. Respuesta: Conforme se indica en el ESTUDIO, la demanda proyectada fue mayor que la real, por lo que no se ha requerido sino hasta el 214 la instalación de bancos de capacitores en Piura Centro, Paita, Constante y Morropón. Lo mismo ocurre, para el año 215, en la SET Loma Larga. Los Bancos de Condensadores de las SET Constante, Morropón, Paita y Piura Centro se encuentran en ejecución para su puesta en operación en el presente año. En la SET Loma Larga se presenta una saturación de energía reactiva (línea asociada de 8 km genera potencia reactiva que supera la demanda, y no es recomendable incrementarlo). En el Anexo 5.4 se adjunta copia de los contratos de los bancos de condensadores programados por el Plan de Inversiones. Análisis Se tomará en cuenta para el análisis los sustentos presentados como parte de la respuesta a la presente observación. Conclusión Por las razones expuestas en el análisis anterior, esta observación se considera subsanada. SOBRE LA LINEA MALACAS - TALARA 22. Con relación a la obsolescencia y las condiciones en las que se encuentra esta línea, según lo señalado por ENOSA, se debe realizar un análisis en detalle para determinar la alternativa técnica y económica más eficiente que garantice el suministro de energía eléctrica a la Refinería de Talara, considerando el incremento de su demanda que implicará su modernización en curso. Dependiendo de la demanda futura de esta refinería, se debe contemplar en el análisis la alternativa de continuar atendiendo esta demanda en 33 kv o en otro nivel de tensión (ubicada a sólo 6 km de la SET Malacas). Respuesta: La demanda de la Refinería nueva se estima en 45 MW y sería atendida desde una nueva SET de 22/33kV, ubicada en la refinería. Asimismo, la reciente Resolución Ministerial N MEM/DM designa a ENOSA como administrador provisional de la LT 33 kv CT Malacas SE Refinería, sin transferencia, por lo cual se desiste de la inclusión de este proyecto, en esta solicitud. Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 69 de 88

76 Informe N GART Análisis Se tomará en cuenta para el análisis lo señalado en la respuesta a la presente observación. Conclusión Por las razones expuestas en el análisis anterior, esta observación se considera subsanada. SOBRE LOS TRANSFORMADORES DE RESERVA 23. En la lista de transformadores existentes que presenta ENOSA, se debe señalar los que están en calidad de excedente o en reparación, según lo señala ENOSA en su ESTUDIO (pág. 66) y explicar las razones por las que estos no han sido considerados como parte de la reserva requerida. Respuesta: Se adiciona a la relación de transformadores existentes, un cuadro con las unidades excedentes. Actualmente no se tiene unidades en reparación. Al respecto, cabe precisar que en un análisis de justificación técnica económica de unidades de transformación de reserva, no se debe considerar las unidades excedentes pues no tienen reconocimiento tarifario. El Estudio define las unidades necesarias, y para su implementación se revisará si existen unidades excedentes, con dichas características o se deberán adquirir nuevas unidades. Muchas veces las unidades excedentes son antiguas y de potencias menores u obsoletas con respecto a lo considerado estándar (que permitirán en el futuro ventajas para la rotación de unidades y para la logística en la adquisición, proyectos y almacenamiento). Análisis No corresponde realizar el análisis dado que, de acuerdo al Informe Legal correspondiente, este es un tema pendiente de resolver en la vía judicial. Conclusión No corresponde. 24. Para la determinación de la reserva de transformación debe considerarse los criterios señalados en el punto del Informe N GART que sustenta la Resolución N OS/CD, la cual resuelve el recurso de reconsideración presentado por ENOSA impugnando la Resolución 151 que aprobó el Plan de Inversiones Respuesta: En el citado informe de Osinergmin se indica: Por otro lado, dada la indefinición respecto de la reserva de transformación más adecuada para el Área de Demanda 1, ENOSA deberá determinarla en la brevedad, mediante un estudio técnico-económico, que incluya el respectivo plan de Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 7 de 88

77 Informe N GART contingencia, donde se definan las posibles alternativas de solución para restablecer el servicio en el menor tiempo posible y con el menor racionamiento que técnica y económicamente se justifiquen, ante la falla de algún transformador operativo. Como por ejemplo: Identificación de algún transformador que cubra los requerimientos de capacidad a respaldarse y que pueda disponerse durante el tiempo de reparación del transformador fallado. Transferencias de carga en MT entre SET s AT/MT contiguas. Coordinaciones para el alquiler de grupos térmicos que puedan ser colocados en los lugares más apropiados de la red. Estos lugares deben estar plenamente identificados en el plan de contingencias, así como el procedimiento para su rápida instalación. Intensificar el control de operación y el mantenimiento predictivo del parque de transformadores a fin de reducir al mínimo las probabilidades de fallas. Al respecto, se indica lo siguiente: El Plan de Contingencias se elabora con las unidades de reserva, es decir que dicho plan no constituye el sustento, sino la aplicación de la reserva definida en su Estudio, para verificar su efectividad. Por lo indicado, al final se adjunta un cuadro resumen de las SET, cada una con las opciones más conveniente para afrontar la contingencia de falla de su transformador. Sobre las alternativas de solución para restablecer el servicio en el menor tiempo y racionamiento posible, como por ejemplo: Unidades que cubran los requerimientos durante el tiempo de reparación del transformador fallado. Transferencias de carga en MT entre SET s AT/MT contiguas. Generación distribuida. En el Estudio se ha analizado las alternativas de restablecimiento del servicio, considerando la existencia de un transformador de reserva, con y sin la posibilidad de efectuar transferencia de carga entre SET contiguas, y el resultado es que en ambos escenarios se requiere las unidades de reserva resultantes. En lo referente a alquiler de grupos térmicos que puedan ser colocados en lugares previamente identificados, para su rápida instalación, cabe recordar que las SET son en su mayoría de 15 y 3 MVA y aún en los casos que puedan transferir cargas, se requiere atender en la emergencia demandas del orden de 1 a 25 MVA. Lo indicado hace impracticable el alquiler de grupos térmicos móviles para estas potencias y la instalación de los fijos demandaría varios meses. Sin embargo, se ha evaluado la opción de generación térmica de centrales existentes, de terceros (DEI Egenor Piura) y propio (Chulucanas y Sechura), siendo de muy alto costo en comparación con la adquisición de un transformador de reserva, como se muestra en el siguiente cuadro, por lo cual fue desestimado. - Costo promedio de compra al SEIN 75 $/MWh. Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 71 de 88

78 Informe N GART - Costo de generación térmica de terceros (24 MW) 464 $/MWh. - Costo de generación térmica propia (3 MW) 945 $/MWh. Considerando un periodo de reparación de 6 meses para un transformador de 25 MVA, reemplazado por generación térmica para una demanda con un factor de carga de.5 y; un periodo de reparación de 4 meses para un transformador de 1 MVA, reemplazado por generación térmica para una demanda con un factor de carga de.4-.5 se obtienen los siguientes costos con generación térmica local: Localidad Oferta CT (MW) f.c. Periodo (meses) Energía (MWh) Costo generación CT (M$) Costo transf y compra SEIN (M$) Piura 24, Chulucanas 2, Sechura 1,4, Análisis No corresponde realizar el análisis dado que, de acuerdo al Informe Legal correspondiente, este es un tema pendiente de resolver en la vía judicial. Conclusión No corresponde. 25. Debe demostrarse la representatividad de la estadística de fallas utilizada para la propuesta de la reserva de transformación de toda el Área de Demanda 1, ya que se presentan 4 ocurrencias, de las cuales tres están referidas a pequeños transformadores. Al respecto, debe tenerse presente que el hurto de conductores como causal de las fallas en bobinas, que se señala, es una variable controlable y por tanto superable. Respuesta: La estadística es muy representativa, pues los tres pequeños transformadores del rango hasta 1 MVA, corresponden a dieciséis unidades que viene operando actualmente; y del rango de transformadores mayores de 1 MVA se cuentan con diez unidades. En el Anexo de este estudio se muestra la relación de transformadores existentes bajo administración de ENOSA. Al respecto, cabe señalar que las SET aún con pequeñas potencias, atienden ciudades y centros poblados con servicio eléctrico declarado de utilidad pública. Asimismo, en el estudio se ha considerado también la estadística de falla a nivel internacional, lo que puede tomarse en cuenta, a la par de la estadística real de ENOSA. En ambos casos se demuestra la necesidad de unidades de reserva. Respecto al hurto de conductores, sería una variable controlada cuando su frecuencia es reducida, pero el hurto de cables en Alimentadores relacionados al transformador de la SET Sullana, fueron en 466 ocasiones durante su periodo de operación (25-212); y también fue esta la causa de falla del transformador de la SET El Arenal. Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 72 de 88

79 Informe N GART En el Anexo 7.3 se adjunta el registro de fallas por hurto de conductor o intento de hurto con cortocircuito o falla a tierra en Alimentadores de Sullana, que repercutió en el transformador de potencia. Análisis No corresponde realizar el análisis dado que, de acuerdo al Informe Legal correspondiente, este es un tema pendiente de resolver en la vía judicial. Conclusión No corresponde. 26. Se requiere expliquen las razones por las que se toma como premisa para la determinación de la capacidad de respaldo entre SET s que cada SET está dimensionada ajustada a su demanda, sin tener presente que el criterio de SEA no aplica para la determinación del CMA de los SCT. Respuesta: Se ha corregido esta premisa, sin embargo, la reserva de cada SET es limitada y cada año se reduce por el incremento de su propia demanda, y es en general la situación real de la mayoría de SET. Análisis No corresponde realizar el análisis dado que, de acuerdo al Informe Legal correspondiente, este es un tema pendiente de resolver en la vía judicial. Conclusión No corresponde. 27. Deben explicarse las razones por las que las limitaciones que señalan se puedan producir en la carretera y que no pueden ser previstas ni cuantificadas, justificarían una evaluación de la reserva de transformación de manera independiente para los sistemas de Piura y Tumbes. Respuesta: El periodo de lluvias anual de la región norte y el incremento de comercio con la frontera norte, afecta a los puentes de la carretera Panamericana, obligando a su refuerzo y desvíos durante su ejecución, lo cual genera atrasos o bloquea el transporte por largos periodos. En Anexo 7.5 se adjuntan fotos de los actuales desvíos por estas causas en la carretera Panamericana de Tumbes, desde hace más de seis meses. Asimismo, es conocido la recurrencia del fenómeno del Niño en Piura y Tumbes, lo cual generan torrentes en las quebradas que inundan la carretera Panamericana desde Talara hasta Zarumilla, impidiendo su acceso por periodos prolongados que pueden llegar a seis meses. Al respecto, se adjunta Oficio N INDECI/25.1 del en el que coincide en recomendar un Plan de contingencia ante la eventualidad de un aislamiento confirmando puntos críticos en la Panamericana norte. Por estas condiciones se requiere la evaluación de reserva de manera independiente para cada región. Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 73 de 88

80 Informe N GART Análisis No corresponde realizar el análisis dado que, de acuerdo al Informe Legal correspondiente, este es un tema pendiente de resolver en la vía judicial. Conclusión No corresponde. SOBRE FORMATOS 28. Se observa que el formato F-11 presentado por ENOSA, ha sido elaborado con base a información del año 21, por lo que corresponde actualizar a diciembre 213 los datos de demanda, acompañando asimismo los registros cada 15 minutos correspondientes a cada devanado de transformadores de las SET s del Área de Demanda 1 según lo establecido en la NORMA TARIFAS. Asimismo, se debe incluir los formatos F-12 y F-13 omitidos (impresos y en archivos electrónicos). Respuesta: Se ha corregido la data y asimismo, se han determinado los factores de las barras y subestaciones de potencia de todos los sistemas eléctricos con los registros del 213. Se incluye en archivos magnéticos los registros de potencia cada 15 minutos correspondiente a cada devanado de los transformadores de cada SET del Área de Demanda 1. Se han incluido los formatos F-12 y F-13 impresos y en magnético. Análisis Se ha verificado que ENOSA ha alcanzado los registros de potencia para cada 15 minutos por devanado secundario de cada uno de los transformadores pertenecientes al Área de Demanda 1. Con respecto al formato F-12, que corresponde a información solamente del mercado regulado, ENOSA no ha descontado la participación de los clientes libres atendidos desde los devanados Castilla 23 kv, Constante 23 kv y Piura Oeste 1 kv. Con respecto al formato F-13, la demanda del año base no corresponde al total de ventas registrados en la base de datos del SICOM. Conclusión Por las razones expuestas en el análisis anterior, esta observación se considera subsanada parcialmente. 29. Se solicita a ENOSA explicar las razones por las que la demanda no coincidente de los usuarios regulados del año 213, consignados en el formato F-12, no coincide con las máximas demandas reportadas por la misma empresa a la GFE de Osinergmin, acorde con el Procedimiento N OS/CD, conforme se aprecia en el siguiente cuadro: DEMANDA NO COINCIDENTE (MW) SET P-91 ENOSA Variación (F-12) (%) CASTILLA 26,78 26,34 2% CHULUCANAS 12,99 13,14-1% Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 74 de 88

81 Informe N GART DEMANDA NO COINCIDENTE (MW) CONSTANTE 3,66 3,66 % EL ARENAL 6,68 6,68 % LA CRUZ 1,4 1,4 % LA UNIÓN 4,6 4,81-4% LOMA LARGA 2,39 2,39 % MORROPON 5,76 3,66 57% PAITA 25,38 27,3-7% PIURA CENTRO 48,17 46,65 3% PUERTO PIZARRO 6,84 6,84 % LOMA DE VIENTO 3,21 3,59-11% I.CEREZOS,18,42-57% POECHOS 4,8 4,8 % SECHURA 3,82 3,45 11% SULLANA 23,86 38,59-38% T.COLORADA 9,69 9,69 % TUMBES 15,76 15,58 1% ZARUMILLA 7,44 7,93-6% ZORRITOS 2,22 2,5-11% Respuesta: Se ha corregido considerando la información contenida en los registros cada 15 minutos. En cuadro adjunto se comentan los casos de demanda que no coinciden: Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones , presentada por ENOSA Página 75 de 88