Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en Transmisión para el Área de Demanda 3

Transcripción

1 GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA AV. CANADA N SAN BORJA FAX Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en Transmisión para el Área de Demanda 3 Regulación para el período (Publicación) Lima, julio 2012

2 OSINERGMIN Resumen Ejecutivo El presente informe describe el estudio realizado por OSINERGMIN como sustento para la determinación del Plan de Inversiones en Transmisión del Área de Demanda 3 1, correspondiente al período mayo abril 2017, el cual incluye además las Bajas que se identifican como resultado del planeamiento de expansión de la red de transmisión. A la fecha se han llevado a cabo las etapas de presentación de propuestas de Plan de Inversiones ; audiencia pública para que los agentes expongan sus propuestas de Plan de Inversiones ; observaciones de OSINERGMIN a los estudios que sustentan tales propuestas; la respuesta a las mismas; la prepublicación por parte de OSINERGMIN del proyecto de Plan de Inversiones (en adelante PREPUBLICACIÓN ); la audiencia pública en la que OSINERGMIN expuso los criterios, metodología y procedimiento utilizados para dicha PREPUBLICACIÓN; así como la presentación de opiniones y sugerencias a la misma; correspondiendo como siguiente etapa la aprobación y publicación del Plan de Inversiones Para la elaboración de este informe, OSINERGMIN ha evaluado las premisas y cálculos que para el Área de Demanda 3 presentaron por separado Electro Norte Medio S.A. (en adelante Hidrandina ) y Consorcio Energético Huancavelica S.A. (en adelante CONENHUA ) en las etapas anteriores y, las opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN que al respecto han presentado por separado las mismas, y cuyo análisis se desarrolla en el Anexo A del presente informe. En ese sentido, para los casos en los que no se han subsanado adecuadamente las observaciones realizadas por OSINERGMIN a los estudios que sustentan las propuestas presentadas por los titulares de transmisión, o la información presentada como parte de dicha subsanación de observaciones o como parte de las opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN no es consistente o no ha sido debidamente sustentada, 1 Área de Demanda 3: Abarca los departamentos de La Libertad y Ancash, así como parte del departamento de Cajamarca, donde existen instalaciones de transmisión de Hidrandina S.A., Red de Energía del Perú S.A., Duke Energy Egenor S. en C. por A., Compañía Transmisora Andina S.A. y Consorcio Energético Huancavelica S.A. Las Áreas de Demanda fueron establecidas mediante la Resolución OSINERGMIN Nº OS/CD y modificadas por las Resoluciones OSINERGMIN N OS/CD, N OS/CD y N OS/CD. para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 1 de 113

3 OSINERGMIN OSINERGMIN ha procedido a revisar y aprobar el Plan de Inversiones, considerando lo establecido en el marco regulatorio vigente. De acuerdo con el análisis realizado por OSINERGMIN, de manera general, se han efectuado los siguientes cambios con relación a la propuesta presentada por Hidrandina y CONENHUA Se ha incluido sólo las nuevas demandas que cuentan con el sustento correspondiente. Se ha considerado la nueva demanda que originará el Plan de Electrificación Rural aprobado por el Ministerio de Energía y Minas. Para efectos de determinar el Plan de Inversiones en Transmisión, se ha efectuado la proyección espacial de la demanda de potencia a nivel de cada barra de subestación. Para el análisis se consideran las inversiones que están previstas sean realizadas a través de PROINVERSIÓN, Dirección de Electrificación Rural del MINEM o las encargadas a la empresa REP. Sin embargo, éstas no son asignadas como responsabilidad de implementación a los actuales Titulares del Área de Demanda 3. Se han incluido los elementos del SST que pasarán a reserva o se darán de Baja, en el horizonte del Plan de Inversiones Como consecuencia de la aplicación de estos cambios, se verifica que: o Para el sistema eléctrico de Trujillo es indispensable, entre otras, la implementación de una nueva subestación 138/23/10 kv a fin de descargar la subestación Trujillo Sur, mientras que el eje Moche-Salaverry sería alimentado desde una nueva SET 60/33/10 kv. o Las inversiones en el sistema Santiago de Cao-Malabrigo, no realizadas según estaban previstas en el Plan de Inversiones vigente, pueden ser convenientemente desplazadas hasta el año o Con respecto a la modificación del Plan de Inversiones , solicitada por Hidrandina, OSINERGMIN de oficio ha incluido en esta modificación la conformación de un sistema de barras y celdas 138 kv en la SET Trapecio a fin que la empresa pueda poner en servicio en el presente año el transformador que tiene en calidad de reserva. o Para el afianzamiento del sistema eléctrico del Callejón de Huaylas, adicionalmente resulta necesario implementar en el año 2014 una nueva línea 60 kv Huaraz-Ticapampa a fin de atender el incremento de la demanda minera en esta zona, además del incremento de la capacidad de transformación en la SET Ticapampa. o Con las obras previstas mediante Resolución Ministerial N MEM/DM, se afianza adecuadamente el servicio eléctrico del sistema eléctrico de Cajamarca, en particular del sistema eléctrico Cajamarca- San Marcos-Cajabamba-Huamachuco, donde de incluirse las cargas mineras que reporta Hidrandina se tendría que la LT 60 kv Cajabamba- Huamachuco y la correspondiente transformación 60/22,9 kv en la SET Huamachuco, se requerirían para el año 2014 y no para el año 2015 como está programado en el Plan de Electrificación Rural de la DGER del MINEM. En resumen, el Plan de Inversiones en el Área de Demanda 3, para el período , se muestra en el siguiente cuadro: para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 2 de 113

4 OSINERGMIN Plan de Inversiones en Transmisión del Área de Demanda 3 para el periodo Potencia de Inversión Longitud Cantidad Proponentes/titulares Transformación de (US$) (km) (MVA) Elementos HIDRANDINA , MAT Celdas Líneas ,2-4 Transformación AT Celdas Líneas Transformación MT Celdas Compensación MINEM ,0-7 AT Celdas Líneas MT Celdas Compensación Total Área de Demanda , Asimismo las inversiones que, sin estar en el Plan de Inversiones vigente, los TITULARES han reportado como ejecutadas o previstas poner en servicio antes de mayo 2013 en virtud a lo señalado en la Disposición Transitoria Única de la Resolución OSINERGMIN N OS/CD 2 y que OSINERGMIN ha encontrado como procedentes en el marco de lo establecido en el numeral VII) del Literal d) del Artículo 139 del Reglamento de la LCE 3, son las que se resumen en el siguiente cuadro: 2 Única.- Las instalaciones que sin estar consideradas en el Plan de Inversiones aprobado para el período , fueron puestas en operación comercial para atender el surgimiento de significativas demandas no previstas durante el proceso de aprobación de dicho Plan, excepcionalmente y por única vez, podrán justificarse técnica y económicamente como parte del estudio que sustente la propuesta del nuevo Plan de Inversiones correspondiente al período , a fin de que OSINERGMIN evalúe la procedencia de su inclusión en el cálculo del Peaje a partir de la siguiente fijación de Tarifas y Compensaciones de SST y SCT. 3 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 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. 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. para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 3 de 113

5 OSINERGMIN Modificación del Plan de Inversiones Inversiones justificadas a ponerse en servicio hasta antes de mayo 2013 Potencia de Inversión Longitud Cantidad Proponentes/titulares Transformación de (US$) (km) (MVA) Elementos HIDRANDINA MAT Celdas Transformación AT Celdas Transformación MT Celdas Total Área de Demanda Los valores mostrados en los cuadros anteriores se han determinado aplicando la Base de Datos de Módulos Estándar de Inversión para Sistemas de Transmisión vigente y serán posteriormente actualizados de acuerdo con lo establecido en el numeral II del literal d) del Artículo 139 del Reglamento de la LCE. 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. para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 4 de 113

6 OSINERGMIN INDICE 1. INTRODUCCIÓN ASPECTOS REGULATORIOS Y NORMATIVOS PROCESO DE APROBACIÓN DEL PLAN DE INVERSIONES UBICACIÓN PROPUESTA INICIAL PROYECCIÓN DE LA DEMANDA Propuesta de Hidrandina Propuesta de CONENHUA PLAN DE INVERSIONES Propuesta de Hidrandina Propuesta de CONENHUA OBSERVACIONES A LOS ESTUDIOS TÉCNICO ECONÓMICOS Observaciones al estudio presentado por Hidrandina Observaciones al estudio presentado por CONENHUA PROPUESTA FINAL PROYECCIÓN DE LA DEMANDA Propuesta de Hidrandina Propuesta de CONENHUA PLAN DE INVERSIONES Propuesta de Hidrandina Propuesta de CONENHUA ANÁLISIS DE OSINERGMIN REVISIÓN DE LA DEMANDA Datos Históricos e Información Base Ventas de energía Variables explicativas Proyección Ventas - Usuarios Menores Proyección Ventas - Usuarios Mayores Nuevas Demandas en Bloque Proyección Global PLANEAMIENTO DE LA TRANSMISIÓN Diagnóstico de la situación Actual Análisis de Alternativas Sistema Eléctrico Trujillo Sistema Eléctrico Cajamarca-Cajabamba-Huamachuco Sistema Eléctrico Huaraz-Ticapampa Otros Sistemas Eléctricos Modificación del Plan de Inversiones Ejecución de proyectos no incluidos en el Plan de Inversiones vigente Reprogramación del Plan de Inversiones vigente Instalaciones del Plan de Inversiones vigente, que ya no se requieren en el período Plan de Inversiones Programación de Bajas CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ANEXOS Anexo A Análisis de las Respuestas a las Observaciones formuladas a la PROPUESTA INICIAL Anexo B Diagrama Unifilar del Sistema Actual según información de Titulares Anexo C Diagrama Unifilar del SER según análisis de OSINERGMIN 101 para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 5 de 113

7 OSINERGMIN Anexo D Modificación del Plan de Inversiones Anexo E Plan de Inversiones , determinado por OSINERGMIN (Incluye programación de Bajas) Anexo F Cuadros Comparativos REFERENCIAS para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 6 de 113

8 OSINERGMIN 1. Introducción El presente informe describe el estudio realizado por OSINERGMIN, como sustento para la determinación del Plan de Inversiones en Transmisión para el Área de Demanda 3, correspondiente al período mayo abril 2017, el cual incluye además las Bajas que se identifican como resultado del planeamiento de expansión de la red de transmisión. Hidrandina, Red de Energía del Perú S.A., Duke Energy Egenor S. en C. por A., Compañía Transmisora Andina S.A. y CONENHUA (en adelante y en conjunto TITULARES ) son las empresas concesionarias que tienen instalaciones de transmisión en el Área de Demanda 3 y que forman parte del Sistema Secundario de Transmisión (en adelante SST ) y Sistema Complementario de Transmisión (en adelante SCT ) remunerados por la demanda, de las cuales sólo Hidrandina y CONENHUA presentaron por separado su propuesta de Plan de Inversiones para el Área de Demanda 3. A la fecha se han llevado a cabo las etapas de presentación de propuestas de Plan de Inversiones ;audiencia pública para que los agentes expongan sus propuestas de Plan de Inversiones ; observaciones de OSINERGMIN a los estudios que sustentan tales propuestas; la respuesta a las mismas; la PREPUBLICACIÓN por parte de OSINERGMIN del proyecto de Plan de Inversiones ; la audiencia pública en la que OSINERGMIN expuso los criterios, metodología y procedimiento utilizados para dicha PREPUBLICACIÓN; así como la presentación de opiniones y sugerencias a la misma; correspondiendo como siguiente etapa la aprobación y publicación del Plan de Inversiones Con relación al Área de Demanda 3, sólo las empresas Hidrandina y CONENHUA han presentado opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN, mediante cartas GOHN de fecha 11 de mayo de 2012 y CONENHUA-GG de fecha 11 de mayo de 2012, respectivamente; cuyo análisis en detalle se desarrolla en el Anexo A del presente informe. En ese sentido, para la elaboración del presente informe se han considerado los estudios técnico-económicos presentados por los TITULARES como sustento de sus propuestas de inversión en transmisión para el período ; las respuestas e información complementaria que presentaron los para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 7 de 113

9 OSINERGMIN TITULARES para absolver las observaciones formuladas por OSINERGMIN a dichos estudios; el análisis de las opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN; así como los estudios desarrollados sobre el particular por la GART y/o estudios encargados por OSINERGMIN a consultores especializados. 1.1 Aspectos Regulatorios y Normativos El sistema de precios debe ser estructurado sobre la base de la eficiencia económica de acuerdo con lo señalado por los Artículos 8 y 42 de la LCE 4. Las tarifas y compensaciones correspondientes a los sistemas de transmisión y distribución, deberán ser reguladas en cumplimiento del Artículo 43 de la LCE, modificado por la Ley N Según lo señalado en el Artículo 44 de la LCE 6, 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) 8 del numeral 27.2 del Artículo 27 de la misma Ley Nº se establece que los SCT se regulan considerando los criterios establecidos en la LCE para el caso de los SST. En el Artículo 139 del Reglamento de la LCE (modificado mediante el Decreto Supremo N EM y posteriormente mediante los Decretos Supremos N EM, 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. (...) 20.2 Las instalaciones del Sistema Garantizado de Transmisión y del Sistema Complementario de Transmisión son aquellas cuya puesta en operación comercial se produce en fecha posterior a la promulgación de la presente Ley, conforme se establece en los artículos siguientes Para las instalaciones del Sistema Complementario de Transmisión se tendrá en cuenta lo siguiente: ( ) b) ( ). Las compensaciones y tarifas se regulan considerando los criterios establecidos en la Ley de Concesiones Eléctricas para el caso de los Sistemas Secundarios de Transmisión. ( ) para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 8 de 113

10 OSINERGMIN establecen los criterios para la regulación de los SST y SCT, donde se incluye lo concerniente al proceso de aprobación del Plan de Inversiones 9. Para cumplir con estos aspectos regulatorios, con Resolución OSINERGMIN N OS/CD (modificada mediante Resolución OSINERGMIN N OS/CD), se aprobaron los criterios, metodología y formatos para la presentación de los estudios que sustenten las propuestas de regulación de los SST y SCT (en adelante NORMA TARIFAS ), dentro de la cual está comprendido el proceso de aprobación del Plan de Inversiones. Asimismo, se aprobaron las siguientes normas, las cuales tienen relación vinculante con la NORMA TARIFAS: Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica, aprobado mediante la Resolución OSINERGMIN N OS/CD y modificado por Resolución OSINERGMIN N OS/CD. Norma de Altas y Bajas, aprobada mediante la Resolución OSINERGMIN N OS/CD, la cual fue sustituida por Resolución OSINERGMIN N OS/CD. Norma de Áreas de Demanda, aprobada con la Resolución OSINERGMIN N OS/CD. Posteriormente, modificada mediante Resoluciones OSINERGMIN N OS/CD, N OS/CD y N OS/CD. Norma de Porcentajes para determinar los Costos de Operación y Mantenimiento para la Regulación de los SST - SCT, aprobada mediante la Resolución OSINERGMIN N OS/CD. Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión, cuya última modificación se ha aprobado mediante Resolución OSINERGMIN N OS/CD y OS/CD. 9 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 mínimo de diez (10) 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. ( ) d) Frecuencia de Revisión y Actualización ( ) VI) En cada proceso regulatorio se deberá prever las siguientes etapas: VI.1) Aprobación del Plan de Inversiones. ( ) para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 9 de 113

11 OSINERGMIN Norma de Procedimiento para la Asignación de Responsabilidad de Pago de los SST y SCT, aprobada con Resolución OSINERGMIN N OS/CD. 1.2 Proceso de aprobación del Plan de Inversiones El presente proceso se viene desarrollando según lo establecido en la norma Procedimientos para Fijación de Precios Regulados aprobada mediante Resolución OSINERG N OS/CD, cuyo Texto Único Ordenado aprobado por Resolución OSINERGMIN N OS/CD ha sido modificado con Resolución OSINERGMIN N OS/CD (en adelante TUO ), donde en su Anexo B1 se señala específicamente las etapas a seguirse para la aprobación del Plan de Inversiones en Transmisión (en adelante PROCEDIMIENTO ). OSINERGMIN, en aplicación del principio de transparencia contenido en la Ley N 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas, ha incluido como parte del PROCEDIMIENTO la realización de audiencias públicas, estableciendo de esta manera un ambiente abierto de participación para que la ciudadanía y los interesados en general puedan, en su oportunidad, expresar sus opiniones a fin de que éstas sean consideradas tanto por el correspondiente Titular como por el regulador antes que adopte su decisión. Asimismo, toda la información disponible relacionada con el PROCEDIMIENTO, incluyendo la correspondiente a las Audiencias Públicas, se viene publicando en la página Web: en la sección que resulta de ingresar a los vínculos siguientes: Procedimientos Regulatorios, Procedimiento para fijación de Peajes y Compensaciones para SST y SCT, Procedimiento para aprobación del Plan de Inversiones en Transmisión Período Inicio del Proceso A sugerencia de algunas empresas concesionarias, mediante la Única Disposición Transitoria de la Resolución OSINERGMIN N OS/CD se dispuso excepcionalmente que los Estudios Técnico Económicos que sustenten las propuestas del Plan de Inversiones en Transmisión, sean presentados a más tardar el 01 de setiembre de Así, el 01 de setiembre de 2011 se inició el presente proceso con la presentación de los Estudios Técnico Económicos que sustentan las Propuestas del Plan de Inversiones en Transmisión correspondiente al período , preparados por los Titulares de las instalaciones de transmisión y presentados a OSINERGMIN para su evaluación. Primera Audiencia Pública La primera Audiencia Pública se desarrolló entre los días 22 y 23 de setiembre de 2011, cuyo objetivo fue que los Titulares de los Sistemas de Transmisión expongan el sustento técnico económico de sus propuestas del Plan de Inversiones en Transmisión. para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 10 de 113

12 OSINERGMIN Algunos de los asistentes a esta Audiencia Pública expresaron sus opiniones y preguntas, las mismas que fueron respondidas por el correspondiente expositor. Dichas opiniones y preguntas así como el acta de la Audiencia Pública, que se encuentran publicadas en la página Web de OSINERGMIN, en lo pertinente, son consideradas en el presente proceso regulatorio, tanto por el respectivo Titular como por OSINERGMIN. Observaciones al Estudio El 28 de noviembre de 2011, OSINERGMIN notificó a los Titulares correspondientes las observaciones a los estudios presentados por éstos como sustento de sus propuestas de Plan de Inversiones en Transmisión. Asimismo, publicó en su página Web dichos informes de observaciones. Respuesta a Observaciones En cumplimiento del cronograma establecido, hasta el 26 de enero de 2012 los respectivos Titulares presentaron las respuestas y/o subsanación a las observaciones realizadas por OSINERGMIN a sus estudios. El análisis de dichas respuestas y/o subsanación de las observaciones, se desarrolló detalladamente en el Anexo A de los informes que sustentaron la decisión de prepublicar el Plan de Inversiones Publicación del Proyecto de Resolución El 11 de abril de 2012, mediante Resolución OSINERGMIN N OS/CD, se publicó el proyecto de resolución que aprobaría el Plan de Inversiones en Transmisión del período ; convocó a una segunda Audiencia Pública para el 25 de abril de 2012 y; fijó como plazo hasta el 11 de mayo 2012 para que los interesados puedan presentar sus opiniones y sugerencias. Segunda Audiencia Pública La segunda Audiencia Pública se desarrolló el 25 de abril de 2012, en la que OSINERGMIN expuso los criterios, metodología y modelos económicos utilizados, para la publicación del proyecto de Plan de Inversiones en Transmisión Algunos de los asistentes a esta Audiencia Pública expresaron sus opiniones y preguntas, las mismas que fueron respondidas por el expositor. Dichas opiniones y preguntas así como el acta de la Audiencia Pública, que se encuentran publicadas en la página Web de OSINERGMIN, en lo pertinente, son consideradas en el presente proceso regulatorio. Opiniones y sugerencias Hasta el 11 de mayo de 2012, los interesados presentaron a OSINERGMIN sus opiniones y sugerencias sobre el proyecto de resolución publicado, a fin de que sean analizadas con anterioridad a la publicación de la resolución que apruebe el Plan de Inversiones Dicho análisis de opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN se desarrolla detalladamente en el Anexo A del presente informe. para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 11 de 113

13 OSINERGMIN Publicación del Plan de Inversiones Según el PROCEDIMIENTO, luego de realizar el análisis de las opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN, materia del presente informe, corresponde que OSINERGMIN a más tardar el 23 de julio de 2012, publique la resolución que apruebe el Plan de Inversiones en Transmisión para el período Con posterioridad a la decisión de OSINERGMIN, en el PROCEDIMIENTO también se ha previsto la instancia de los recursos de reconsideración, donde se pueden interponer cuestionamientos a las decisiones adoptadas. En la siguiente Figura 1.1 se muestra el cronograma del PROCEDIMIENTO, donde se señaliza la etapa en la que nos encontramos: para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 12 de 113

14 OSINERGMIN Figura 1.1 Proceso de Aprobación del Plan de Inversiones en Transmisión (Período ) 2 Publicación en página Web de OSINERGMIN y convocatoria a audiencia pública Observaciones a los Estudios Técnico Económicos de los Titulares de los SST y SCT 4 6 Publicación en página Web de OSINERGMIN de las respuestas a las observaciones Audiencia Pública de OSINERGMIN- GART 8 10 Publicación de las Resoluciones que aprueban el Plan de Inversiones 12 Publicación de los recursos de reconsideración convocatoria a Audiencia Pública 14 Opiniones y sugerencias sobre los Recursos de Reconsideración. 16 Publicación de las Resoluciones que resuelven Recursos de Reconsideración. 01-Sep 08-Sep 22-Sep Nov 26-Ene 02-Feb 11-Abr Abr May 23-Jul Ago 21-Ago 28-Ago Sep 27-Sep 02-Oct 10d 10d 45d 40d 5d 45d 8d 10d 50d 15d 5d 5d 10d 10d 3d Presentación de los Estudios Técnico Económicos del Plan de Inversiones en Transmisión. 1 Audiencia Pública de los Titulares de los SST y SCT. 3 Respuestas a las observaciones 5 Publicación del Proyecto de Resolución que aprueba los Planes de Inversión, la Relación de Información que la sustenta y convocatoria a Audiencia Pública 7 Opiniones y sugerencias de los interesados respecto a la Prepublicación 9 Interposición de Recursos de Reconsideración (de ser el caso). 11 Audiencia Pública para sustentar Recursos de Reconsideración. 13 Resolución de Recursos de Reconsideración. 15 NOTA: Cronograma actualizado, considerando los días declarados no laborables mediante el Decreto Supremo N PCM, publicado el 29/12/2011. para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 13 de 113

15 2. Ubicación El Área de Demanda 3 abarca los departamentos de Ancash, La Libertad y parte del departamento de Cajamarca, los cuales se ubican en la región norte medio del Perú. En dicha Área de Demanda se encuentran instalaciones de transmisión remuneradas por la demanda, pertenecientes a las empresas concesionarias: Hidrandina, Red de Energía del Perú S.A. (en adelante REP ), Duke Energy Egenor S. en C. por A. (en adelante ETENORTE ), Compañía Transmisora Andina S.A. (en adelante CTA ) y Consorcio Energético Huancavelica S.A. (en adelante CONENHUA ), en conjunto llamadas TITULARES. Según información proporcionada por Hidrandina, actualmente el Área de Demanda 3 está conformada por los sistemas eléctricos: Trujillo, Trujillo Baja Densidad, Trujillo Rural, Guadalupe, y Guadalupe Rural. Cajamarca, Cajamarca Baja Densidad, Cajamarca Rural, Celendín, Tayabamba, Namora y Catilluc. Chimbote, Chimbote Rural, Huarmey, Tortugas, Huallanca, Huari, Caraz-Carhuaz-Huaraz, Ticapampa, Chiquián y Pomabamba. En el siguiente Gráfico N 2.1 se muestra la ubicación geográfica del área de Demanda 3. para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 14 de 113

16 GRÁFICO N 2.1 Asimismo, en el siguiente Gráfico N 2.2 se muestra el trazo de las principales instalaciones del sistema de transmisión que corresponden al Área de Demanda 3. para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 15 de 113

17 GRÁFICO N 2.2 para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 16 de 113

18 3. Propuesta Inicial Dentro del plazo establecido para el presente proceso, mediante carta GG , el 01 de setiembre de 2011, Hidrandina presentó el Estudio Técnico-Económico que sustenta su propuesta de Plan de Inversiones en Transmisión para el periodo , en el Área de Demanda 3. Asimismo, mediante carta CONENHUA-GO recibida el 01 de setiembre de 2011, la empresa CONENHUA presentó su propuesta de inversiones en transmisión, destinando algunas de ellas para el Área de Demanda 3; por su lado, la empresa REP mediante carta CS , recibida el 01 de setiembre de 2011, señaló que según su Contrato de Concesión no corresponde que presente una propuesta de Plan de Inversiones para este proceso e informa resumidamente sobre las ampliaciones en la red de transmisión que se han establecido vía Adendas al referido Contrato de Concesión; mientras que los Titulares ETENORTE y CTA, no se han pronunciado al respecto. Se ha considerado como parte de la propuesta inicial, la información complementaria que presentó Hidrandina el 29 de setiembre de 2011, mediante carta GCT , a requerimiento de OSINERGMIN (en adelante y en conjunto PROPUESTA INICIAL ) [Ver Referencia 1]. 3.1 Proyección de la Demanda Propuesta de Hidrandina Hidrandina señala que la proyección de la demanda eléctrica de los Usuarios Menores, se ha realizado como la evolución de las ventas de energía, desglosada por sistema eléctrico y por nivel de tensión (BT y MT), aplicando tanto el método econométrico como el tendencial, para luego realizar el ajuste final según pruebas estadísticas de resultados y apreciaciones cualitativas de los analistas. Asimismo, explica que dicha proyección se ha corregido considerando las cargas puntuales o concentradas, especialmente de los llamados Usuarios Mayores tanto existentes como nuevos, teniendo presente sus planes de incremento de carga y/o la oportunidad de su interconexión, habiendo para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 17 de 113

19 recombinado anualmente las proyecciones de los componentes o tipos de carga, para obtener el pronóstico de la demanda global de la zona de estudio. La proyección global de la demanda de energía eléctrica, presentada por Hidrandina en su PROPUESTA INICIAL, se resume en el siguiente cuadro: Cuadro Nº 3-1 PROPUESTA INICIAL DE HIDRANDINA - ÁREA DE DEMANDA 3 Proyección de la Demanda (GWh) AÑO MAT (1) AT (1) MT (1) TOTAL ,67 978, , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,75 Notas: (1) Sumatoria de los valores totales de los formatos F-110 y F-117, presentados (2) La Tasa de Crecimiento (TC) promedio en el período , resulta 5,14% En cuanto a la proyección de la demanda de potencia, Hidrandina señala que con base a los resultados de la proyección de la demanda de energía a nivel de barras y los registros de demanda de potencia de las mismas en el año 2010, realiza la proyección de la Máxima Demanda de potencia de cada sistema eléctrico hasta el nivel de subestaciones de distribución Propuesta de CONENHUA CONENHUA señala que a las proyecciones de energía en MT y BT informadas por los suministradores, se ha sumado la proyección de las ventas en AT (con tasa de crecimiento cero) y las ventas de los clientes nuevos según información proporcionada por los correspondientes suministradores. Así, la proyección de la demanda de energía presentada por CONENHUA, es la que se resume en el siguiente cuadro: para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 18 de 113

20 Cuadro Nº 3-2 PROPUESTA INICIAL DE CONENHUA - ÁREA DE DEMANDA 3 Proyección de la Demanda (GWh) AÑO MAT (1) AT (1) MT (2) TOTAL TC (%) ,9 431,9 0,0 757, ,3 450,0 0,0 772,3 1,91% ,4 450,0 0, ,4 34,20% ,4 450,0 0, ,4 67,54% ,4 450,0 0, ,4 11,52% ,4 450,0 0, ,4 0,00% ,4 450,0 0, ,4 0,00% ,4 450,0 0, ,4 0,00% ,4 450,0 0, ,4 0,00% ,4 450,0 0, ,4 0,00% Notas: (1) Los formatos F-110 y F-117, correspondientes al Área de Demanda 3, no fueron presentados. (2) No se ha considerado la demanda en MT. (3) La TC promedio en el período , resulta 10,99% CONENHUA indica, en su estudio, que las demandas de potencia en AT se agregan de manera directa, sin adicionar pérdidas y las demandas de los clientes nuevos se agregan a la demanda de la SET de acuerdo con sus características de crecimiento propias. 3.2 Plan de Inversiones Propuesta de Hidrandina Hidrandina luego de señalar la puesta en servicio de diversos elementos de transmisión últimamente implementados, por ella misma y otros titulares, así como la rotación de ciertos transformadores que ha realizado entre los años 2010 y 2011; expone las condiciones operativas en las que se encuentran sus instalaciones. En base a esta evaluación, Hidrandina considera la reprogramación de algunos proyectos que forman parte del Plan de Inversiones vigente (julio abril 2013) y que aún no han sido implementados y, como proyectos nuevos, principalmente la implementación de las SET s Huamachuco 220/60/23 kv de 35 MVA, Cajamarca Nueva 60/23/10 kv de 25 MVA, Conococha 220/60/10 kv de 40 MVA, Trujillo Sur Oeste 138/60/10 kv de 60 MVA y el incremento de la capacidad de transformación en la SET Cajamarca Norte mediante la implementación de un transformador adicional 220/60/23 kv de 50 MVA; así como las líneas 60 kv Ticapampa-Conococha, Deriv. Cajamarca-Cajamarca Nueva y las líneas 138 kv Trujillo Nor Oeste-Trujillo Sur Oeste-Trujillo Sur. También ha incluido proyectos que considera deben ser puestos en servicio antes de abril 2013, algunos de los cuales no están considerados en el Plan de Inversiones vigente, como por ejemplo: la implementación de la SET Conococha 220/60/22,9 kv a cambio del incremento de la capacidad de transformación en la SET Pierina 138/60 kv. para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 19 de 113

21 Menciona asimismo haber tenido en cuenta para su análisis, las instalaciones de transmisión que serían ejecutadas por otras empresas de transmisión, como por ejemplo: las líneas 220 kv Cajamarca Norte Conga y Cajamarca Norte Galeno. Así, los montos de inversión en instalaciones que formarían parte del SCT, en el período setiembre 2011 abril 2017, propuestos por Hidrandina para el Área de Demanda 3, son los que se resumen en el siguiente cuadro: Cuadro Nº 3-3 PROPUESTA INICIAL HIDRANDINA - ÁREA DE DEMANDA 3 Proponentes/titulares PLAN DE INVERSIONES SCT Inversión (US$) Longitud (km) Potencia de Transformación (MVA) Cantidad de Elementos Total propuesto por HDNA para Área de Demanda , HIDRANDINA , AT MAT MT Celda Línea ,8 5 Transformador Celda Línea ,9 6 Transformador Celda Compensador Propuesta de CONENHUA El Plan de Inversiones propuesto por CONENHUA para el Área de Demanda 3, considera la implementación de la línea 220 kv Cajamarca Norte Conga, para atender la demanda del proyecto minero Conga de 144 MW, perteneciente al mismo grupo económico que la empresa Minera Yanacocha S.R.L.; así como un transformador adicional 220/60 kv de 75 MVA en su SET Cajamarca Norte, a fin de garantizar un nivel de confiabilidad adecuado en el servicio ante la ocurrencia de fallas en el transformador existente, según explica. Así, los montos de inversión en instalaciones de transmisión para el Área de Demanda 3, que forman parte de la PROPUESTA INICAL de CONENHUA, son los que se resumen en el siguiente cuadro: para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 20 de 113

22 Proponentes/titulares Cuadro Nº 3-4 PROPUESTA INICIAL CONENHUA - ÁREA DE DEMANDA 3 PLAN DE INVERSIONES SCT Inversión (US$) Longitud (km) Potencia de Transformación (MVA) Cantidad de Elementos Total propuesto por CONENHUA para Área de Demanda , CONENHUA , MAT Celda Línea ,7 1 Transformador para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 21 de 113

23 4. Observaciones a los Estudios Técnico Económicos Las observaciones realizadas por OSINERGMIN a los Estudios Técnico- Económicos que sustentan las propuestas del Plan de Inversiones , se han formulado tomando en cuenta lo establecido en la NORMA TARIFAS y, en cumplimiento de la etapa señalada en el ítem g del Anexo B1 del PROCEDIMIENTO. Tales observaciones se clasificaron en generales y específicas, precisándose que las observaciones generales tienen jerarquía sobre las específicas, por lo que estas últimas no deben ser consideradas como limitativas, debiendo más bien las absoluciones de las observaciones específicas sujetarse, en lo que corresponda, a lo absuelto en las observaciones generales. Se indicó también que la absolución de las observaciones debe presentarse tanto en medio impreso como electrónico y conformada por: 1 ) las respuestas a cada observación, con la misma organización y secuencia como han sido formuladas y, 2 ) el Estudio debidamente corregido acompañado de los archivos electrónicos con los cálculos reformulados y correctamente vinculados. Se señaló, además, que el Titular revise completamente sus cálculos y metodologías aplicadas, a fin de subsanar errores que no necesariamente puedan haberse detectado en esta revisión, pues de detectarse éstos en las siguientes etapas del proceso regulatorio, podrían constituirse en razones para la no aprobación de la Propuesta. Asimismo, se precisó que en el presente proceso de aprobación del Plan de Inversiones, las valorizaciones de inversión y COyM sólo se realizan para efectos de determinar la alternativa de mínimo costo y no constituyen la valorización para la fijación del Costo Medio Anual correspondiente, ya que esto corresponde al proceso de fijación de Tarifas y Compensaciones de los para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 22 de 113

24 SST y SCT previsto iniciarse a continuación de la aprobación del Plan de Inversiones Observaciones al estudio presentado por Hidrandina A través del Oficio N GART, el 28 de noviembre de 2011 OSINERGMIN remitió a Hidrandina las observaciones al Estudio Técnico Económico presentado por esta empresa como sustento de su PROPUESTA INICIAL [Ver Referencia 2]. Entre otras, las observaciones relevantes formuladas por OSINERGMIN a la PROPUESTA INICIAL de Hidrandina, son las siguientes: - Proyección de la demanda de energía eléctrica sin adecuado sustento, al no haberse presentado todos los archivos de cálculo correspondientes, no incorporarse todas las cargas especiales que se mencionan en el estudio, utilizar valores que no concuerdan con los históricos reportados y no justificarse documentadamente las demandas nuevas consideradas. - Incompatibilidad entre la demanda consignada en los formatos F-100 y F- 200 y la demanda utilizada para el cálculo de los flujos de carga con el software DigSilent. - Se ha optado, sin mayor sustento, por la implementación de nuevos transformadores de potencia en vez de la aplicación de otras medidas alternativas que permitan utilizar eficientemente la infraestructura existente. - No se ha efectuado un análisis de alternativas que demuestre que la configuración propuesta para la expansión de la transmisión, corresponda a la alternativa de mínimo costo (inversión + operación + mantenimiento + pérdidas). - Para el caso de las instalaciones nuevas propuestas, no se ha realizado la determinación de la ubicación óptima de subestaciones, capacidad de transformadores, ni de la sección óptima de conductores. - Incoherencias y errores en el equipamiento progresivo de las subestaciones de potencia y la valorización de los mismos en lo que respecta a la aplicación de la Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión en Transmisión, elementos faltantes y sobrantes, prorrata de los costos comunes y en la asignación de los costos incrementales de los centros de control y telecomunicaciones. - No se ha presentado el listado de las instalaciones existentes que se darán de baja durante el horizonte de estudio, como resultado del planeamiento realizado Observaciones al estudio presentado por CONENHUA A través del Oficio N GART, el 28 de noviembre de 2011 OSINERGMIN remitió a CONENHUA las observaciones al Estudio Técnico Económico presentado por esta empresa como sustento de su PROPUESTA INICIAL [Ver Referencia 2]. para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 23 de 113

25 Entre otras, las principales observaciones formuladas por OSINERGMIN a la PROPUESTA INICIAL de CONENHUA, en lo que corresponde al Área de Demanda 3, son las siguientes: - La proyección de la demanda no considera todas las cargas que corresponden al Área de Demanda 3. - El plan de desarrollo de la transmisión propuesto, no ha sido coordinado a cabalidad con los demás titulares del Área de Demanda ni se sustenta la necesidad de implementar las instalaciones de transmisión propuestas. - No se determina la responsabilidad de pago por los servicios que se presten a través del proyecto L.T. 220 kv Cajamarca Norte-Conga y del transformador 220/60 kv adicional al existente en la SET Cajamarca Norte. - No se ha presentado la totalidad de los formatos requeridos según la NORMA TARIFAS y entre los formatos presentados existen incoherencias e incompatibilidades, así como una incorrecta formulación y falta de vinculación a las fuentes correspondientes. para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 24 de 113

26 5. Propuesta Final Dentro del plazo establecido para el efecto, con carta GCPI y GO , las empresas Hidrandina y CONENHUA, respectivamente, presentaron las respuestas a las observaciones efectuadas por OSINERGMIN a sus propuestas iniciales, las mismas que conjuntamente con la información complementaria que acompañaron a dichas respuestas, para efectos del presente proceso, se consideran como la PROPUESTA FINAL. El análisis de dichas respuestas se realizó en el Anexo A del Informe N GART. Al igual que en el caso de la PROPUESTA INICIAL y las observaciones a la misma, toda la documentación entregada como PROPUESTA FINAL ha sido consignada en la página Web de OSINERGMIN, con el propósito de que los agentes del mercado e interesados, tengan acceso a los documentos mencionados y cuenten con la información necesaria que les permita en su oportunidad expresar sus comentarios y puntos de vista relacionados con los temas observados. [Ver Referencia 3]. A continuación se resumen los valores contenidos en la PROPUESTA FINAL. 5.1 Proyección de la Demanda Propuesta de Hidrandina La proyección de la demanda presentada por Hidrandina en la PROPUESTA FINAL, se resume en el siguiente cuadro: para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 25 de 113

27 Cuadro Nº 5-1 PROPUESTA FINAL HIDRANDINA - ÁREA DE DEMANDA 3 Proyección de la Demanda (GWh) AÑO MAT (1) AT (1) MT (1) TOTAL ,67 978, , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,81 Notas: (1) Sumatoria de los valores totales de los formatos F-110 y F-117, presentados (2) La TC promedio en el período , resulta 5,20% La proyección de demanda presentada por Hidrandina en su PROPUESTA FINAL, en términos globales prácticamente no difiere de los valores presentados en su PROPUESTA INICIAL; sin embargo, cabe señalar que la TC de la demanda en AT se incrementa de 4,09% a 7,56%, mientras que en MT se reduce de 5,94% a 4,84% Propuesta de CONENHUA CONENHUA en su PROPUESTA FINAL, de manera impresa presenta la misma proyección de la demanda que presentó en la PROPUESTA INICIAL, sin acompañar nuevos archivos Excel al respecto. Se entiende, por tanto, que como PROPUESTA FINAL, dicho titular de transmisión mantiene la proyección de la demanda contenida en su PROPUESTA INICIAL. 5.2 Plan de inversiones Propuesta de Hidrandina Con relación a su PROPUESTA INICIAL, es del caso destacar que Hidrandina en su PROPUESTA FINAL desestima la implementación de la SET Huamachuco 220/60/23 kv de 35 MVA, en consideración a que la Compañía Minera Sulliden implementará la SET Shahuindo 220/60 kv desde la cual se alimentaría la actual SET Huamachuco 22,9 kv; plantea asimismo que la SET Conococha 220/60/10 kv de 40 MVA sea implementada por la Compañía Minera Pachapaqui; reformula la implementación de la transformación 138/60 kv en la SET Pierina, aprobada en el Plan de Inversiones vigente; e incluye las nuevas SET s: Huaca del Sol 60/33 kv que para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 26 de 113

28 se conectará abriendo la línea 60 kv Trujillo Sur-Virú, y Trujillo Centro 138/22,9/10 kv a conectarse abriendo la línea 138 kv Trujillo Nor Oeste- Trujillo Sur. Así, los montos de inversión en instalaciones del SCT que conforman la PROPUESTA FINAL de Hidrandina, son los que se resumen en el siguiente cuadro: Cuadro Nº 5-2 PROPUESTA FINAL HIDRANDINA - ÁREA DE DEMANDA 3 Proponentes/titulares PLAN DE INVERSIONES SCT Inversión (US$) Longitud (km) Potencia de Transformación (MVA) Cantidad de Elementos Total propuesto por HDNA para Área de Demanda , HIDRANDINA , AT , MAT MT Celda Línea ,3 10 Transformador Celda Compensador MINA PACHAPAQUI MAT MT Celda Transformador Celda Propuesta de CONENHUA Con relación a la PROPUESTA INICIAL, es del caso destacar que CONENHUA en su PROPUESTA FINAL desestima la implementación de la línea 220 kv Cajamarca Norte Conga y mantiene la propuesta de implementar el transformador adicional 220/60 kv de 75 MVA en su SET Cajamarca Norte. Así, los montos de inversión en instalaciones de transmisión para el Área de Demanda 3, que forman parte de la PROPUESTA FINAL de CONENHUA, son los que se resumen en el siguiente cuadro: Cuadro Nº 5-3 PROPUESTA FINAL CONENHUA - ÁREA DE DEMANDA 3 Proponentes/titulares PLAN DE INVERSIONES SCT Inversión (US$) Longitud (km) Potencia de Transformación (MVA) Cantidad de Elementos Total propuesto por CONENHUA para Área de Demanda CONENHUA MAT Celda Transformador para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 27 de 113

29 6. Análisis de OSINERGMIN OSINERGMIN ha evaluado las premisas y cálculos presentados por las empresas Hidrandina y CONENHUA tanto en la PROPUESTA INICIAL como en la PROPUESTA FINAL, así como las opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN que con respecto al Área de Demanda 3 han sido presentadas y cuyo análisis en detalle se desarrolla en el Anexo A del presente informe. En ese sentido, para los casos en los que no se han subsanado adecuadamente las observaciones realizadas por OSINERGMIN a los estudios que sustentan las propuestas presentadas por los TITULARES, o la información presentada como parte de dicha subsanación de observaciones o como parte de las opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN no es consistente o no ha sido debidamente sustentada, OSINERGMIN ha procedido a revisar y determinar el Plan de Inversiones con base a lo dispuesto en la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento; en la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica y su Reglamento de Transmisión; así como, en las normas emitidas por OSINERGMIN para tal fin. Es del caso señalar que Hidrandina y CONENHUA no han presentado un nuevo informe donde se incluyan todas las correcciones y análisis complementarios efectuados como resultado de la subsanación de las observaciones a la PROPUESTA INICIAL o de las opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN. Para efectos del presente informe, el análisis efectuado por OSINERGMIN y los resultados obtenidos como producto de dicho análisis se denominarán en adelante PROPUESTA OSINERGMIN. A continuación se presenta un resumen de la PROPUESTA OSINERGMIN, cuyos resultados se encuentran sustentados en los archivos magnéticos que se han elaborado con tal propósito y que han sido publicados en la página Web [Ver Referencia 4, 5 y 6]. para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 28 de 113

30 6.1 Revisión de la Demanda OSINERGMIN ha procedido a determinar la proyección de la demanda eléctrica del Área de Demanda 3, en estricto cumplimiento del marco normativo vigente y con base en la mejor información disponible, debido a que en el Estudio presentado por Hidrandina: La demanda histórica no concuerda con lo reportado periódicamente por la propia empresa y que se encuentra organizada en la Base de Datos SICOM de OSINERGMIN. No considera la demanda prevista en el Plan Nacional de Electrificación Rural (PNER), en lo que corresponde a proyectos considerados dentro del Área de Demanda 3. Sin explicación alguna, utiliza factores en la proyección de la demanda que no están considerados en la metodología y el procedimiento, establecidos en la NORMA TARIFAS. Importantes demandas en MAT, Hidrandina las ha reportado a nivel MT. A la potencia registrada en barras MT de las subestaciones, erróneamente se les ha aplicado los factores de pérdidas estándares de energía. Es del caso resaltar que para la determinación del Plan de Inversiones en Transmisión, es necesario que para el horizonte de análisis la proyección de la demanda de potencia se realice espacialmente. Es decir, la proyección de la demanda que se describe a continuación, se realiza a nivel de cada barra de subestación, y por sistema eléctrico Datos Históricos e Información Base Ventas de energía Las ventas históricas de energía que han presentado Hidrandina y CONENHUA, como parte de la PROPUESTA FINAL, se han revisado teniendo como referencia la información de las Bases de Datos que dispone OSINERGMIN: SICOM_1996_2010 y SICLI , las cuales están organizadas con información proporcionada periódicamente por las propias empresas concesionarias que suministran energía eléctrica. En cuanto a las ventas de energía a Usuarios Mayores, presentada por Hidrandina y CONENHUA, éstas se han revisado con base a la demanda de cada cliente libre, registrada cada 15 minutos, que forman parte de la Base de Datos SICLI Variables explicativas PBI El PBI empleado para la proyección de la demanda eléctrica ha sido estimado mediante una ponderación del PBI por departamentos, en función de las ventas de energía en cada parte de los departamentos que conforma el Área de Demanda, para lo cual se identificaron las ventas por SET y por departamento correspondientes al año para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 29 de 113

31 En el siguiente cuadro se muestran los factores de participación, en cuanto a las ventas de energía, de cada parte de departamento que conforman el Área de Demanda 3: Cuadro Nº 6-1 PROPUESTA OSINERGMIN - ÁREA DE DEMANDA 3 Los datos históricos del PBI por departamento, son los publicados por la División Nacional de Cuentas Nacionales del Instituto Nacional de Estadísticas e Informática (INEI), en el documento denominado: Producto Bruto Interno por Departamentos POBLACIÓN Para la determinación de la población por Área de Demanda, se utiliza la misma metodología que para la estimación del PBI por Área de Demanda y los mismos factores de participación por departamentos en cuanto a las ventas de energía. Los datos históricos de base para esta estimación provienen de los Censos Nacionales de Población de los años 1993, 2005 y 2007 publicados por el INEI (Fuente del último censo: Documento Primeros Resultados Perú: Crecimiento y Distribución de la Población, 2007, Cuadro Nº 3.1, pág. 18). Los valores entre esos años fueron interpolados a la tasa de crecimiento promedio anual. CLIENTES FACTOR VENTAS DE ENERGÍA POR DEPARTAMENTOS Departamento Ventas por SET ( MWh) Factor de participación La Libertad ,34% Ancash ,84% Cajamarca ,82% TOTAL ,00% La cantidad de clientes por Área de Demanda proviene de la Base de Datos SICOM que dispone OSINERGMIN, la cual se mantiene actualizada con la información reportada periódicamente por las mismas empresas concesionarias del sector eléctrico. Al igual que la energía vendida, dicha base de datos contiene también la cantidad de clientes por sistema eléctrico, de manera tal que se consideran los clientes de los sistemas que conforman el Área de Demanda Proyección Ventas - Usuarios Menores De acuerdo a la metodología establecida en la NORMA TARIFAS, para la proyección de las ventas de energía de los Usuarios Menores se estimaron modelos econométricos que relacionan las ventas de energía con el PBI, la población y los clientes como variables explicativas y modelos de tendencia donde la única variable explicativa es el tiempo Proyección Ventas - Usuarios Mayores De acuerdo a la NORMA TARIFAS, la proyección de la demanda de estos usuarios se realiza según lo informado por los propios clientes libres en base a las encuestas realizadas por los correspondientes suministradores. Para el para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 30 de 113

32 caso del Área de Demanda 3, sólo se ha presentado las proyecciones de demanda de 4 Usuarios Mayores existentes; por lo que OSINERGMIN ha considerado que el consumo del año 2011, de los demás Usuarios Mayores, se mantiene constante durante el período de análisis. Cuadro Nº 6-2 PROPUESTA OSINERGMIN - ÁREA DE DEMANDA 3 NUEVAS DEMANDAS (MW) SET TENSION CLIENTE GUADALUPE 60 CEMENTOS NORTE PACASMAYO 23,12 16,00 34,00 29,50 29,50 36,00 42,00 36,00 44,50 57,50 57,50 57,50 STGO DE CAO 13,2 TRUPAL 11,33 12,00 12,00 14,00 14,00 14,00 14,00 14,00 14,00 14,00 14,00 14,00 TRUJILLO SUR 10 COORPORACIÓN LINDLEY 4,00 6,00 6,00 12,00 12,00 12,00 12,00 12,00 12,00 12,00 12,00 12,0 CAJABAMBA 60 COMPAÑÍA MINERA PODEROSA 5,99 6,00 7,97 8,44 9,74 10,88 11,46 11,80 12,40 12,60 12,69 12, Nuevas Demandas en Bloque En el caso que se informen sobre nuevas demandas en bloque, éstas son incorporadas a la proyección de la demanda, en tanto y en cuanto hayan sido debidamente sustentadas según lo señala la NORMA TARIFAS. En el caso del Área de Demanda 3, se incorporaron las nuevas demandas que se indican en el cuadro siguiente: Cuadro Nº 6-3 PROPUESTA OSINERGMIN - ÁREA DE DEMANDA 3 NUEVAS DEMANDAS (MW) SET kv CLIENTE CAJABAMBA 23 PROYECTO MINERO "LA ARENA" 4,60 4,60 4,60 4,60 4,60 4,60 4,60 4,60 4,60 4,60 CAJABAMBA 23 MINERA MINASPAMPA 0,60 2,50 2,50 2,50 2,50 2,50 2,50 2,50 2,50 2,50 2,50 CARHUAZ 13 PNER CARHUAZ 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 CONOCOCHA 23 EMPRESA MINERA PACHAPAQUI 2,50 2,50 4,00 4,00 4,00 8,00 8,00 8,00 8,00 MINERA HUALLANCA S.A. - 4,00 4,00 4,00 4,00 4,00 4,00 4,00 4,00 4,00 4,00 4,00 CONOCOCHA 23 CONTONGA - SAN MARCOS CARAZ 13 PNER CARAZ 0,40 0,40 0,40 0,40 0,51 0,51 0,51 0,51 0,51 0,51 0,51 TICAPAMPA 23 CIA. MINERA LINCUNA SAC 2,50 2,50 2,50 7,00 7,00 7,00 14,00 14,00 14,00 14,00 14,00 HUALLANCA 13 PNER HUALLANCA 0,28 0,28 0,28 0,28 0,28 0,28 0,28 0,28 0,28 0,28 0,28 HUARAZ 13 PNER HUARAZ 0,11 0,11 0,11 0,11 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 PALLASCA 23 PNER PALLASCA 0,09 0,09 0,09 0,09 0,14 0,14 0,14 0,14 0,14 0,14 0,14 HUARI 23 HUARI 1,90 2,06 2,22 2,40 2,60 2,81 3,04 3,29 3,56 3,85 4,16 HUARI 23 PNER HUARI 0,10 0,10 0,10 0,38 0,38 0,38 0,38 0,38 0,38 0,38 0,38 LA PAMPA 13 PNER LA PAMPA 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 POMABAMBA 23 PNER POMABAMBA 0,17 0,28 0,28 0,45 0,76 0,76 0,76 0,76 0,76 0,76 0,76 TICAPAMPA 13 PNER TICAPAMPA 0,01 0,01 0,01 0,01 0,16 0,16 0,16 0,16 0,16 0,16 0,16 SIHUAS 23 PNER SIHUAS 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 ALTEKTRADING (TOTTUS, SAGA, 0,79 3,85 5,09 5,49 5,49 5,49 5,49 5,49 5,49 5,49 5,49 TRAPECIO 13 RIPLEY) CHIMBOTE SUR 13 INMOBILIARIA LOS PORTALES 0,53 2,10 2,50 2,90 3,21 3,21 3,21 3,21 3,21 3,21 3,21 CASMA 10 PNER CASMA 0,23 0,23 0,23 0,23 0,33 0,33 0,33 0,33 0,33 0,33 0,33 CASMA 10 AGRICOLA CHAPI 0,0 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 CASMA 10 PESQUERA VENECIA 0,0 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 31 de 113

33 SET kv CLIENTE CASMA 10 FONDEPES 0,0 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 CHIMBOTE SUR 13 PNER CHIMBOTE SUR 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 SAN JACINTO 13 PNER SAN JACINTO 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 NEPEÑA 13 PNER NEPEÑA 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 NEPEÑA 13 PESQUERA DIAMANTE S.A. 0,0 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 NEPEÑA 13 AGROINDUSTRIA SAN JACINTO 0,0 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 NEPEÑA 13 CULTIMARINE SAC 0,0 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 NEPEÑA 13 COMINCAL 0,0 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 NEPEÑA 13 CORPORACIÓN JVA SAC 0,0 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 GUADALUPE 10 CERRO PRIETO - HUACA BLANCA 0,40 0,40 0,40 0,40 0,40 0,40 0,40 0,40 0,40 0,40 0,40 GUADALUPE 10 AGROINDUSTRIAL DANPER 0,52 0,52 0,52 0,52 0,52 0,52 0,52 0,52 0,52 0,52 0,52 AGROINDUSTRIALES CERRO 0,30 0,30 0,30 0,30 0,30 0,30 0,30 0,30 0,30 0,30 0,30 GUADALUPE 10 COLORADO GUADALUPE 10 AGRICOLA ELOY NOCEDA 0,67 0,67 0,67 0,67 0,67 0,67 0,67 0,67 0,67 0,67 0,67 PACASMAYO 10 TÉCNICA AVICOLA 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 GUADALUPE 10 AGROINDUSTRIA SOLIMANO 0,10 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 GUADALUPE 10 CAÑA DULCE - PACANGUILLA 2,00 2,00 2,00 2,00 2,00 2,00 2,00 2,00 2,00 2,00 GUADALUPE 10 CAÑA DULCE - CHEPEN 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 GUADALUPE 10 CERRO PRIETO - PACANGUILLA 0,50 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 PACASMAYO 10 AGROINDUSTRIAL GANDULES 0,30 0,71 1,12 1,53 1,94 2,35 2,76 3,17 3,58 3,99 4,40 4,81 PACASMAYO 10 AGRICOLA SECTOR DURO BAJO 0,90 0,90 0,90 0,90 0,90 0,90 0,90 0,90 0,90 0,90 0,90 JUAN MANUEL VARILLAS 0,41 0,82 1,23 1,64 2,05 2,46 2,87 3,28 3,69 4,10 4,51 PACASMAYO 10 VELÁSQUEZ MALABRIGO 10 PESQUERA EXALMAR S.A. 1,44 2,50 2,50 2,50 2,50 2,50 2,50 2,50 2,50 2,50 2,50 2,50 TRUJILLO 3,80 4,09 4,44 4,82 5,20 5,61 6,03 6,47 6,94 7,42 7,93 8,45 NOROESTE 23 MALL PLAZA+CORTIJO MALABRIGO 10 COPEINCA S.A.C. 1,00 4,00 4,50 4,50 4,50 4,50 4,50 4,50 4,50 4,50 4,50 4,50 MALABRIGO 10 PESQUERA DIAMANTE S.A. 0,75 2,25 3,50 3,50 3,50 3,50 3,50 3,50 3,50 3,50 3,50 3,50 MALABRIGO 10 PACIFICO CENTRO S.A. 0,10 1,70 1,70 1,70 1,70 1,70 1,70 1,70 1,70 1,70 1,70 1,70 La proyección de la demanda de energía de estas nuevas demandas se determina considerando sus correspondientes factores de carga, de simultaneidad y/o coincidencia, según nivel de tensión en cada barra de SET s Proyección Global Luego de efectuar la integración de la proyección de las demandas de Usuarios Menores, Usuarios Mayores y Demandas Adicionales, a nivel de cada barra de subestación; según el procedimiento establecido en la NORMA TARIFAS se obtiene la proyección global de la demanda de energía eléctrica correspondiente al Área de Demanda 3, la cual se muestra por nivel de tensión en el siguiente cuadro: para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 32 de 113

34 Cuadro Nº 6-4 PROPUESTA OSINERGMIN - ÁREA DE DEMANDA 3 Proyección de la Demanda (MWh) AÑO MAT (1) AT (1) MT (1) TOTAL Notas: (1) Sumatoria de los valores totales de los formatos F-110 y F-117. (2) La TC promedio en el período , resulta 4,83%. 6.2 Planeamiento de la Transmisión OSINERGMIN ha procedido a determinar el Plan de Inversiones en Transmisión del Área de Demanda 3, en estricto cumplimiento del marco normativo vigente y con base en la mejor información disponible, debido a que en el estudio presentado por Hidrandina: No se presenta el sustento del análisis de alternativas técnicamente viables, lo cual no permite verificar si la alternativa planteada representa la solución de mínimo costo. No se sustenta el dimensionamiento de los nuevos elementos de transmisión que conforman el SER. No se justifica la capacidad de los transformadores seleccionados, ni se utilizan los módulos estándares de transformadores aprobados por OSINERGMIN. No se han presentado los archivos electrónicos que permitan la trazabilidad de lo propuesto por Hidrandina. No se consideran las inversiones que están previstas sean realizadas a través de PROINVERSIÓN, Dirección de Electrificación Rural del MINEM o las encomendadas a la empresa REP. para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 33 de 113

35 6.2.1 Diagnóstico de la situación Actual Según la información reportada por los Titulares de transmisión, las instalaciones del SST y SCT del Área de Demanda 3, a diciembre de 2011, son las que figuran en el Anexo B. La determinación de las condiciones en las que actualmente opera el sistema permite establecer una base a partir de la cual se inicia el proceso de planeamiento del desarrollo futuro de las instalaciones de transmisión. En este sentido, mediante visita a las instalaciones de Hidrandina, en octubre 2011, se verificó entre otros aspectos, que: Ancash Con relación al sistema Huallanca-Huaraz-Ticapampa, se comprobó que la línea 220 kv Conococha-Kiman Ayllu enfrentaba problemas de servidumbre que evitaban su culminación según el cronograma establecido en el respectivo Contrato de Concesión, se tomó conocimiento también que Hidrandina venía coordinando con la concesionaria ATN Abengoa la instalación provisional de un transformador 10/66 kv de 18 MVA ONAF para abastecer la demanda eléctrica de la zona La Pampa-Pallasca y descargar así en aproximadamente 7 MVA el transformador 138/66 kv de 15/20 MVA ONAN/ONAF, de la SET Huallanca, desde el cual se atiende la demanda del Callejón de Huaylas; en la SET Ticapampa se había instalado un transformador 66/22,9/13,8 kv de 9/5/7 MVA ONAF, en coordinación con la empresa minera Lincuna y, el transformador 66/13,8 kv de 5 MVA retirado sería trasladado a la SET Carhuaz según manifestaron los representantes de Hidrandina. Por otro lado, según los cuadernos de operación se verificó que la demanda en las localidades de Nepeña, Casma y San Jacinto es muy reducida respecto a la capacidad del antiguo (año 1974) sistema 138 kv Chimbote Sur- Nepeña-Casma-San Jacinto, a través del cual se atiende eléctricamente dichas localidades; en la SET Trapecio se dispone de un transformador de respaldo del año 2006 que no puede utilizarse en esta SET por no existir condiciones técnicas para que operen los dos transformadores en paralelo; en la SET Santa se ha instalado un nuevo transformador 138/22,9/13,8 kv, 25/13/18 MVA ONAF y la nueva LT 138 kv Chimbote 1-Santa se encontraba próxima a ponerse en servicio, faltando sólo la habilitación de la celda de línea 138 kv en la SET Chimbote 1; también se observó que las obras de las instalaciones en 500 kv que llegarán a la SET Chimbote 1 se encuentran en plena ejecución, tan es así que el equipamiento principal ya se encontraba en cancha; aún se mantienen algunos alimentadores 13,8 kv que parten de la SET Chimbote 2 y; en la SET Chimbote Sur no se está usando el devanado 66 kv del transformador 138/66/13,8 kv y algunos alimentadores 13,8 kv vienen operando con sobrecarga. La Libertad Se visitó la SET Chao 60/22,9/10 kv, 15/15/5 MVA ONAF, con 4 celdas de alimentador en 10 kv y 8 celdas de alimentador en 22,9 kv, totalmente nueva, próxima a ponerse en servicio a través de la nueva LT 60 kv Viru-Chao de 20,8 Km, con conductor AAAC 120 mm 2. Según manifestó el representante de Hidrandina, se tiene previsto trasladar toda la carga que actualmente se atiende de la SET Chao 33/10 kv existente, la cual está bajo la administración del Proyecto Especial Chavimochic (proyecto de riego). para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 34 de 113

36 En la SET Trujillo Sur operan 2 transformadores 138/10 kv de 30 MVA ONAF cada uno (uno de los cuales es del año 1969) y un transformador 138/60/10 kv de 60/24/36 MVA ONAF, que alimentan por separado 3 sistemas de barras en 10 kv que totalizan 20 celdas de alimentadores, a través de una de las cuales y un transformador 10/22,9 kv de 12 MVA ONAN se alimenta al Cliente Libre Lindley y a través de otra y un transformador 10/33 kv de 10 MVA ONAF se alimenta a las localidades de Moche y Salaverry. Se visitó también la SET Trujillo Nor Oeste 138/23,8/10,5 kv de 60/24/36 MVA ONAF, puesta en servicio en diciembre de 2010 según mencionó el representante de Hidrandina como equivalente a la nueva SET Trujillo Oeste que se aprobó en el Plan de Inversiones vigente, desde la cual se viene alimentando sobre todo nuevas cargas en 22,9 kv y 10 kv, de la zona nor oeste de la ciudad de Trujillo. En cuanto al anillo 34,5 kv Santiago de Cao-Casagrande-Paijan-Malabrigo, sólo se visitaron las SET s Santiago de Cao y Malabrigo, observándose que a través de dicho anillo se alimentan principalmente cargas tipo agroindustrial, ya que los poblados que también se alimentan a través del mismo son de pequeña magnitud con respecto a dichas cargas agroindustriales. Cajamarca Se visitó la SET Huamachuco conformada sólo por celdas al exterior de 22,9 kv, donde la Compañía Minera Minaspampa ha instalado un Banco de Condensadores en 22,9 kv, de 2,5 MVAR, a fin de mejorar el perfil de tensiones a este nivel; la SET Cajabamba 60/22,9/10 kv, donde se comprobó que habían llegado los componentes del Banco de Condensadores (estaban encajonados) próximos a instalarse en esta SET según está aprobado en el Plan de Inversiones vigente; la SET Cajamarca donde viene operando desde el año 2010 un transformador 60/10 kv de 28 MVA ONAF, que ha sustituido a uno de 20 MVA ONAF y que aún está en esta SET sin uso, verificándose además que recientemente se han culminado las obras de las nuevas barras 60 kv (que pueden acoplarse a las barras existentes mediante un interruptor y dos seccionadores), implementadas con la finalidad de atender temporalmente parte de la carga de esta subestación a través de la línea 60 kv existente Cajamarca Norte-Cajamarca cuyo interruptor en la SET Cajamarca Norte normalmente se mantiene abierto. Se observó que en la SET Cajamarca se implementó el indicado transformador 60/10 kv de 28 MVA, sin tener presente que se requería contar con el nivel de tensión 22,9 kv, tan es así que a partir de una celda 10 kv se alimenta un transformador elevador 10/22,9 kv para atender a través de una línea en 22,9 kv las localidades de Cospan, San Juan, Namora y Matará, entre otras. En la SET Cajamarca Norte de CONENHUA, opera un transformador de 220/60/10 kv de 75/75/12,5 MVA ONAF, mediante el cual se atiende la demanda eléctrica de la Compañía Minera Yanacocha. Asimismo, se visualizó en esta SET el lugar (zona de las instalaciones 220 kv de la concesionaria ATN Abengoa) donde Hidrandina tiene previsto instalar un transformador 220/66/22,9 kv de 50/40/20 MVA ONAF para atender de manera definitiva la carga de los sistemas Cajamarca-San Marcos- Cajabamba y Cajamarca-Celendín. Se prevé atender del devanado en 22,9 kv de dicho nuevo transformador, la carga de Porcón que actualmente se alimenta a través de un transformador elevador 10/22.9 kv, el que a su vez se alimenta provisionalmente del devanado de 10 kv del actual transformador 220/60/10 kv de 75 MVA de propiedad de CONENHUA. para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 35 de 113

37 Bajo esta situación, se ha realizado el diagnóstico de las instalaciones existentes, mediante un cálculo de flujos de potencia al año 2011, resultando que los transformadores de dos devanados con mayor nivel de cargabilidad son los de las SET s: Chao (137,84%), Moche (103,46%), Carhuaz (105,60%), Porvenir (118,40%) y Trujillo Sur (109,29%); mientras que los transformadores de tres devanados aún se mantienen con una adecuada cargabilidad, siendo los de las SET s: Chimbote Sur (74,47%) y Trujillo Sur (60,30%) los de mayor valor. Asimismo, todas las líneas de transmisión reflejan un adecuado factor de utilización, siendo las de las líneas LT 138 kv Trujillo Norte-Porvenir y LT 220 kv Guadalupe-Trujillo Norte los mayores, con 0,94 y 0,59 respectivamente. En cambio, para que converja el programa de cálculo de flujos de potencia del año 2017, además de considerar la operación continua de la central térmica de emergencia de Electroperú S.A. (ubicada en la SET Trujillo Norte), la puesta en operación de la nueva SET Chao (asumiendo 75% de carga de la actual SET Chao), cambio de posición de Tap s en las SET Huallanca (+8) y Chimbote (+8); se ha supuesto un rechazo de carga en las SET s Cajamarca (10%), Trapecio (50%) y Ticapampa (60% en devanado de 22,9 kv). De esta manera se ha podido diagnosticar el sistema al año 2017, teniéndose como resultado lo siguiente: sobrecarga en los transformadores 33/MT kv de las SET s Moche (213%), Salaverry (104,59%), Trujillo Sur (118%), Virú (137%), Casagrande 1 (172,84%), Guadalupe 2 (105%), La Florida (120%) y Otuzco (129%); en los transformadores 60/MT kv de las SET s Carhuaz (188%), Pacasmayo (169%); en los transformadores 138/MT kv de las SET s Porvenir (221%) y Trujillo Sur (201%); en los transformadores 138/60/23 kv de las SET s Sihuas (110% en el devanado 60 kv), Trujillo Sur (122% en el devanado 138 kv y 153% en el devanado 10 kv), Chimbote Sur (135% en el devanado 13,8 kv) y Huallanca (188% en el devanado 138 kv y 173% en el devanado 66 kv); en los transformadores 66/23/10 kv de las SET s Cajabamba (140% en el devanado 60 kv y 114% en el devanado 23 kv), Ticapampa (172% en el devanado 66 kv y 187% en el devanado 13,8 kv) y Huaraz (119% en el devanado 66 kv y 113% en el devanado 13,2 kv). Aparte de la sobrecarga que en este año se refleja en las SETs de cabecera 220 kv Guadalupe (138%) y Trujillo Norte (122%). En cuanto a los niveles de tensión, según los resultados del análisis de flujos de potencia del año 2017, se identifican las siguientes barras con valores fuera de la banda ± 5% o al límite de la tensión nominal: Cajabamba60 (0,79 p.u.), Cajamarca60 (0,94 p.u.), Caraz66 (0,87 p.u.), Carhuaz66 (0,78 p.u.), Casagrande35 (0,85 p.u.), Casma138 (0,87 p.u.), Celendín60 (0,94 p.u.), Chao34 (0,94 p.u.), Chimbote Norte138 (0,89 p.u.), Chimbote Sur138 (0,88 p.u.), Derv. San Marcos60 (0,85 p.u.), Huamachuco23 (0,80 p.u.), Huari60 (0,85 p.u.), Huaraz66 (0,71 p.u.), Malabrigo35 (0,87 p.u.), Moche33 (0,83 p.u.), Motil138 (0,94 p.u.), Otuzco33 (0,90 p.u.), Nepeña138 (0,87 p.u.), Pacamayo10 (0,90 p.u.), Paijan35 (0,86 p.u.), Pallasca66 (0,91 p.u.), Pomabamba60 (0,89 p.u.), Porvenir138 (0,91 p.u.), Salaverri33 (0,83 p.u.), Santa138 (0,89 p.u.), San Marcos60 (0,85 p.u.), Ticapampa66 (0,65 p.u.), Trapezio138 (0,88 p.u.), Trujillo Sur138 (0,88 p.u.) y Virú60 (0,82 p.u.). En este contexto, el planeamiento de la expansión de la transmisión está referido a la atención de la demanda proyectada al año para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 36 de 113

38 6.2.2 Análisis de Alternativas Sobre la base del diagnóstico del sistema eléctrico actual y de acuerdo a la evolución de la demanda eléctrica en el Área de Demanda 3, se ha identificado que el mayor crecimiento de la demanda se dará en las zonas de Trujillo, Cajamarca-Cajabamba y Huaraz-Ticapampa; frente a lo cual, se toma en cuenta lo siguiente: o Las sobrecargas en la transformación pueden ser atendidas mediante la rotación de transformadores, con puntuales adquisiciones de nuevas unidades. Para el efecto se ha realizado la proyección espacial de la potencia, en lo posible con base en los pulsos registrados en los medidores ubicados en cada devanado de los transformadores, a fin de identificar el nivel de sobrecarga que puede experimentar cada devanado de los transformadores de las SET s durante el horizonte de estudio, permitiendo ello prever una eficiente rotación de transformadores (teniendo presente sus características para definir si pueden operar en paralelo o con barras secundarias separadas), antes de optar por nuevas inversiones en transformación. o Para la previsión de nuevas líneas de transmisión y nuevos transformadores de potencia, se consideran las características y tamaños de los módulos estándares aprobados por OSINERGMIN. o Se toma como base la topología del sistema existente al 30 de diciembre del 2011 y las instalaciones que se hayan construido y/o se prevea su entrada en servicio antes de mayo 2013, sin que esto signifique necesariamente la validación de aquellas que no están consideradas en el Plan de Inversiones vigente. o Las líneas de transmisión se dimensionan considerando los máximos valores de potencia que fluyen a través de las mismas, bajo condiciones de operación máxima. o La configuración de barras de las nuevas SET s, es la que resulte necesaria para la operación del sistema integral. Por tanto, a continuación se analizan bajo el criterio de mínimo costo, las alternativas de expansión de la transmisión para atender el crecimiento de la demanda en los sistemas eléctricos: Trujillo, Cajamarca y Huaraz-Ticapampa: Sistema Eléctrico Trujillo En la SET Trujillo Sur se concentra la mayor distribución de carga a la ciudad de Trujillo, sin que se cuente aún con el anillo 138 kv que por aplicación del criterio N-1 se aprobó en el Plan de Inversiones vigente, mediante la LT 138 kv entre la SET Trujillo Sur y la nueva SET Trujillo Oeste (denominada por Hidrandina como Trujillo Nor Oeste ). Además esta inversión se torna indispensable por la sobrecarga que se refleja en la LT 138 kv Trujillo Norte- Porvenir. Por tanto, dado que en la PROPUESTA INICIAL de Hidrandina se propuso el desarrollo de una nueva SET denominada Trujillo Sur Oeste y cerrar el anillo 138 kv mediante las líneas Trujillo Sur-Trujillo Sur Oeste-Trujillo Nor Oeste, y sin mayor sustento en su PROPUESTA FINAL propone a cambio la implementación de una nueva SET 138/60/10 kv denominada Trujillo Centro y las líneas 138 kv Trujillo Sur-Trujillo Centro-Trujillo Nor Oeste; a continuación se analizan ambas alternativas bajo el criterio de mínimo costo. para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 37 de 113

39 Alternativa 1: (PROPUESTA INICIAL de Hidrandina) Implementación en el año 2013 de la LT 138 kv Trujillo Nor Oeste-Trujillo Sur de 22 km, con conductor AAAC 240 mm² para cerrar el anillo previsto según el Plan de Inversiones vigente. Implementación en el año 2015 de la nueva SET Trujillo Sur Oeste 138/60/10 kv, 60 MVA, la cual se alimentaría seccionando la LT 138 kv Trujillo Nor Oeste-Trujillo Sur a 15,4 km de la SET Trujillo Nor Oeste. Por otro lado, la carga del eje Moche-Salaverry se atendería directamente desde la nueva SET Trujillo Sur Oeste. Alternativa 2: (PROPUESTA FINAL de Hidrandina) Implementación de la LT 138 kv Trujillo Sur-Trujillo Nor Oeste (año 2013) con una sección de conductor de 240 mm²; en el año 2015 se secciona esta línea a 4,4 Km de Trujillo Nor Oeste y se conecta a la nueva SET denominada Trujillo Centro, para cerrar nuevamente el anillo con el tramo de LT 138 kv Trujillo Centro-Trujillo Sur, de 4,8 Km. Bajo esta alternativa se plantea para el año 2013 atender la carga del eje Moche-Salaverry desde una nueva SET denominada La Huaca 60/33/10 kv de 30 MVA, la cual se alimentaria seccionando la actual LT 60 kv Trujillo Sur-Virú a 6,8 Km de la SET Trujillo Sur. Tales alternativas se han evaluado bajo el criterio de mínimo costo, obteniéndose los siguientes resultados: Cuadro Nº 6-5 PROPUESTA OSINERGMIN - ÁREA DE DEMANDA 3 Análisis de alternativas Sistema Eléctrico Trujillo OSINERGMIN F-205 SELECCIÓN DE ALTERNATIVA OPTIMA Sistema: Trujillo Valor Presente (US$) Alternativa Transmisión Transformación Total OYM Pérdidas Costo Total MAT AT MAT/AT AT/MT Inversión Alternativa Alternativa Alternativa Seleccionada : Alternativa En el cuadro anterior, se puede notar que a pesar que la Alternativa 1 es la de mínimo costo (en un período de análisis de 10 años), es la Alternativa 2 la que se torna más atractiva en el horizonte de largo plazo, ya que la diferencia de US$ con respecto a la Alternativa 1 será ampliamente superada por los beneficios que se obtendrán debido a las menores pérdidas eléctricas durante el resto de vida de la instalación. En ese sentido, la alternativa que formará parte del Plan de Inversiones a aprobarse, es la Alternativa Sistema Eléctrico Cajamarca-Cajabamba-Huamachuco El sistema eléctrico de Cajamarca se ha analizado considerando que en el año 2012 se implementarán las instalaciones previstas en cumplimiento a lo dispuesto por Resolución Ministerial N MEM/DM: Transformador 220/60/22,9 kv de 50 MVA, en la SET Cajamarca, adicional al existente. para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 38 de 113

40 Ante esta situación, no amerita realizar un análisis de alternativas respecto a la propuesta de Hidrandina de utilizar la futura SET 220/60 kv denominada Sahuindo (a ser implementada por la Compañía Minera Sulliden según explica Hidrandina) para alimentar la actual SET Huamachuco 22,9 kv, no solo por la incertidumbre de la oportunidad en que se implemente la referida SET Sahuindo sino porque las obras previstas en mérito a la indicada Resolución Ministerial N MEM/DM, están por iniciarse. Además, según los resultados del análisis de flujos de potencia realizados, se verifica que en el horizonte de análisis (10 años) con las indicadas obras previstas a punto de iniciarse, se logra afianzar adecuadamente el sistema eléctrico de Cajamarca, en particular el del sector Cajamarca-San Marcos- Cajabamba-Huamachuco donde se afrontan perfiles de tensión debajo de los estándares. Por otro lado, es del caso señalar que de incorporarse a este sistema Cajamarca-Cajabamba-Huamachuco las cargas mineras que reporta Hidrandina, sería necesario que la LT 60 kv Cajabamba-Huamachuco y la correspondiente transformación 60/22,9 kv en la SET Huamachuco, programadas para el año 2015 en el Plan de Electrificación Rural de la DGER del MINEM, sean adelantadas para el año En ese sentido, se está considerando para efectos de determinación del Plan de Inversiones , que dichas instalaciones serán implementadas en el año 2014, por lo que Hidrandina deberá efectuar las gestiones ante el MINEM a fin que se realice el adelanto de obra indicado. Por otro lado, sobre la propuesta de Hidrandina de implementar una nueva SET 60/10 kv denominada Moyococha, para atender el crecimiento de la demanda eléctrica hacia la zona norte de la ciudad de Cajamarca; según los resultados del análisis realizado por OSINERGMIN, se determina que dicha SET es necesaria implementarla en el año 2015, donde se instalaría el transformador 60/10 kv de 20 MVA ONAF que se encuentra sin uso en la SET Cajamarca. Esta nueva SET se alimentaría mediante una derivación T de 2,6 Km, con conductor AAAC 150 mm², de la actual LT 60 kv Cajamarca- Cajamarca Norte Sistema Eléctrico Huaraz-Ticapampa Para la etapa de PREPUBLICACIÓN, mediante un análisis de flujos de potencia del sistema eléctrico Huallanca-Caraz-Carhuaz-Huaraz-Ticapampa (Callejón de Huaylas), se comprobó que con la instalación del transformador 10/66 kv de 18 MVA ONAF en la SET Kiman Ayllu, prevista por Hidrandina para abastecer provisionalmente la demanda eléctrica de la zona La Pampa- Pallasca, se lograría descargar en aproximadamente 7 MW el transformador 138/66 kv de 15/20 MVA ONAN/ONAF de la SET Huallanca, desde el cual se abastece a todo el Callejón de Huaylas. Con esta medida la implementación de la interconexión entre la SET Pierina y la SET Huaraz aprobada en el Plan de Inversiones vigente, podría desplazarse hasta el año Asimismo, dado que Hidrandina propuso (sin justificación) la reformulación de la interconexión entre la SET Pierina y la SET Huaraz aprobada en el Plan de Inversiones vigente, para dicha etapa de PREPUBLICACIÓN se realizó el análisis de las siguientes dos alternativas bajo el criterio de mínimo costo: Alternativa 1: (Plan de Inversiones vigente) LT 60 kv Pierina- Huaraz, 9 km, AAAC 240 mm² de sección de conductor (año 2014) e instalación de un Transformador 138/60 kv de 40 MVA en la SET Pierina (año para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 39 de 113

41 2014). El año 2019 se requiere un segundo transformador 138/60 kv de 40 MVA en la SET Pierina. Alternativa 2: (Reformulación Hidrandina) Nueva SET Der_Pierina 138/60/10 kv de 40 MVA, a 3 km de la SET Pierina Actual, alimentada en configuración π seccionando la LT 138 kv Huallanca-Pierina existente. Asimismo, se contempla la LT 60 kv Der_Pierina - Der_Huaraz - Huaraz, de 6,7km, AAAC 240 mm² de sección de conductor (año 2014). El año 2019 se requiere un segundo transformador 138/66/10 kv, de 40 MVA en la SET Der. Pierina. No obstante que con el análisis señalado líneas arriba se confirmó que la Alternativa 1 se mantenía como la de mínimo costo, en la etapa de opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN Hidrandina manifestó que desistía de la implementación provisional del transformador 10/60 kv en la SET Kiman Ayllu por lo que solicitó prever el proyecto de interconexión Pierina-Huaraz para el año 2013 y presentó documentos mediante los cuales sostiene la no disponibilidad de espacio en la SET Pierina existente para la instalación del nuevo transformador 138/66 kv conforme se aprobó en el Plan de Inversiones , así como lo referente a las restricciones que se presentarían para su implementación y posterior operación, la condición de instalación privada de la SET Pierina perteneciente a la Compañía Minera Barrick Misquichilca y estar ubicada dentro del área de concesión de Beneficio Minero otorgada a la misma. En consideración a estos argumentos y a la critica situación actual del servicio eléctrico en el Callejón de Huaylas (ver análisis de Opinión 22) se considera para la etapa de publicación del Plan de Inversiones el proyecto propuesto por Hidrandina y, considerando los plazos que se requieren para este tipo de proyectos, se estima su puesta en servicio para el tercer trimestre del año Es del caso mencionar que también se analizó la alternativa de implementar una nueva SET 220/66/22,9 kv de 40 MVA alimentada en configuración π seccionando la actual LT 220 kv Conococha Kiman Ayllu, para interconectarla con la SET Huaraz a través de un tramo de LT 60 kv de 4 Km aproximadamente, con conductor AAAC 240 mm², resultando según el análisis de flujos de potencia realizado, que por el efecto capacitivo de los tramos de LT 220 kv Conococha-Derv Huaraz y Derv Huaraz-Kiman Ayllu, y la aún reducida carga en el Callejón de Huaylas, se requeriría de un reactor compensador superior a 100 MVAR, haciendo que esta alternativa resulte más costosa que las otras. Asimismo, como resultado del mismo análisis, resulta necesario implementar en el año 2014 una nueva línea 60 kv Der. Pierina-Ticapampa con conductor de 240 mm 2, a fin de atender el incremento de la demanda minera en esta zona, además de requerirse en la SET Ticapampa un transformador 60/22,9/10 kv de 30 MVA en el año 2015 y un banco de condensadores 2X3,75 MVAR en el año Otros Sistemas Eléctricos Chimbote Para este sistema, mediante el análisis de flujos de potencia realizado, se confirma que es necesaria la implementación de la LT 138 kv Chimbote para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 40 de 113

42 Norte Trapecio, prevista en el Plan de Inversiones vigente por aplicación del criterio N-1. Asimismo, según el comportamiento de la demanda en la ciudad de Chimbote resulta necesario implementar en el año 2013 un nuevo transformador 138/23/13,8 kv de 30 MVA en la SET Chimbote Sur dando de Baja uno antiguo del año 1978, e implementar un transformador 138/23/13,8 kv de 30 MVA en el año 2014 en la SET Chimbote Norte. Nepeña- San Jacinto-Casma En cuanto a este sistema, mediante el análisis para identificar las subestaciones que superan la capacidad de diseño y los de flujos de potencia realizados, en la etapa de PREPUBLICACIÓN se comprobó que debido a la depresión de la demanda eléctrica en esta zona, el sistema actual es suficiente para atender la evolución de la demanda eléctrica durante el periodo de estudio (10 años). No obstante, según los requerimientos de demanda que Hidrandina ha presentado como parte de sus opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN, se verifica la necesidad de instalar en el año 2013 un nuevo transformador 138/23/13,8 kv de 15 MVA en la SET Nepeña hasta el año 2018 en que se implementaría un nuevo transformador de 138/23/13,8 kv de 30 MVA quedando disponible el de 15 MVA para ser rotado a la SET San Jacinto en el año Asimismo, para la SET Casma se ha determinado la necesidad de prever para el año 2016 la instalación de un nuevo transformador 138/23/13.8 kv de 15 MVA. Cabe indicar que los devanados en 22,9 kv previstos en los nuevos transformadores a implementarse, serán para atender las cargas que actualmente se alimentan a través de transformadores elevadores 10/22,9 kv en operación en las subestaciones de Casma y San Jacinto. En consecuencia, el transformador del año 1976 ubicado en la SET Nepeña se dará de Baja el año 2013, el transformador del año 1974 ubicado en la SET Casma se dará de Baja el año 2016 y el transformador del año 1976 ubicado en la SET San Jacinto se dará de Baja el año Sin embargo, aún con el requerimiento de atender las nuevas demandas señaladas por Hidrandina en sus opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN, el reforzamiento de las LT s en 138 kv Chimbote Sur Nepeña, Nepeña - San Jacinto y Nepeña Casma, no se requiere durante el horizonte (ver análisis de Opinión 45). Santiago de Cao-Malabrigo En cuanto a este sistema, lo previsto para el año 2010 en el Plan de Inversiones vigente, fue reprogramado en la PREPUBLICACIÓN para el año 2015 en función a los resultados de la proyección de la demanda realizada con base en la información proporcionada por la propia empresa concesionaria, sin embargo de acuerdo a la nueva demanda presentada por Hidrandina en la etapa de opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN (ver análisis de opinión 33), se requeriría su implementación de inmediato, sin embargo se reprograma la puesta en servicio de este proyecto para el año 2014 según lo solicitado por Hidrandina que indica requiere de tiempo para su implementación. Al respecto, cabe señalar que como producto de la incorporación de nuevos requerimientos de demanda presentados por Hidrandina como parte de sus para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 41 de 113

43 opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN (ver análisis de Opinión 34), se origina la necesidad de un nuevo transformador 138/10 kv de 30 MVA en la SET Malabrigo hasta el año 2018 donde se considera adicionalmente la implementación del transformador 138/10 kv de 26 MVA rotado de la SET Porvenir con sus respectivas celdas de transformación y la restructuración de barras en 138 kv. Guadalupe Según los resultados del análisis de flujos de potencia realizado, se ha verificado que es procedente la propuesta de Hidrandina, en el sentido de posponer la implementación de la LT 60 kv Guadalupe 1-Guadalupe 2 y del transformador 66/23/10 kv de 15 MVA en la SET Guadalupe 2, previstos para el año 2011 según el Plan de Inversiones vigente. Sin embargo, de acuerdo a los nuevos requerimientos de demanda presentados por Hidrandina como parte de sus opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN (ver análisis de Opinión 46), se ha verificado la necesidad de implementar este proyecto en el año Asimismo, dado que en sus opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN Hidrandina explica que es conveniente implementar una nueva SET Guadalupe 2 a 5,1 km de la SET Guadalupe 2 existente, debido a que el centro de carga se ha reubicado en función al crecimiento industrial de la zona de Pachanguilla (ver análisis de Opinión 48), se considerará el nuevo esquema propuesto por Hidrandina en la etapa de publicación del Plan de Inversiones : nueva SET Guadalupe 2 con nuevo transformador 60/23/10kV de 30 MVA y nueva LT 60 kv Guadalupe-N Guadalupe de 13,2 km de longitud, en remplazo de lo previsto en el Plan de Inversiones vigente: implementación en la SET Guadalupe 2 existente del transformador 60/10 kv de 20 MVA rotado de la SET Cajamarca y la LT 60 kv Guadalupe-Guadalupe2 de 8,08 km de longitud. En ese sentido, para la etapa de publicación del Plan de Inversiones se considerará este proyecto como nuevo y no reprogramado como fue considerado en la PREPUBLICACIÓN, mientras que el transformador de 20 MVA ubicado en la SET Cajamarca como reserva se ha previsto rotarlo el año 2015 a la nueva SET Moyococha Modificación del Plan de Inversiones Ejecución de proyectos no incluidos en el Plan de Inversiones vigente Hidrandina incluyó en su propuesta del Plan de Inversiones , las siguientes instalaciones, que sin estar consideradas en el Plan de Inversiones vigente ( ), han sido puestas en operación o prevé ponerlas en operación antes de mayo del año 2013, incorporando otras en la etapa de opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN: para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 42 de 113

44 Cuadro Nº 6-6 INVERSIONES NO APROBADAS EN PLAN DE INVERSIONES EJECUTADAS O PREVISTAS EJECUTARSE HASTA ANTES DE MAYO 2013 Código de Módulo Inversión Año Titular Nombre Elemento Instalación Estándar US$ Observación OSINERGMIN 2011 Hidrandina Celda de Alimentador SET PORCÓN CE-023SIR3C1ESBAL No justificado 2011 Hidrandina Celda de Alimentador SET TRUJILLO NORTE (REP) CE-010COU1MCISBAL No justificado 2011 Hidrandina Transformador de 33/13,8 kv, 3MVA SET LA FLORIDA TP SI3E Hidrandina Celda de Alimentador SET PORVENIR Módulo no propuesto Se requiere en el año 2012 Se requiere en el año Hidrandina Celda de Alimentador SET SALAVERRY No propuesto No justificado 2012 Hidrandina Celda de Transformador SET CAJAMARCA NORTE CE-220SIR3C1ESBTR Dispuesto por RM Hidrandina Celda de Transformador SET CAJAMARCA NORTE CE-023SIR3C1ESBTR Dispuesto por RM Hidrandina Celda de Línea-Transformador a Dispuesto por SET CAJAMARCA NORTE CE-060SIR3C1ESBLT Cajamarca RM Hidrandina Transformador de 220/60/22,9 Dispuesto por SET CAJAMARCA NORTE TP SI3E kv, de 50/40/20 MVA RM Hidrandina Celda de Alimentador SET PACASMAYO CE-010COU1MCISBAL No justificado 2012 Hidrandina Transformador 138/22,9/13,8 kv, de 25/13/18 MVA SET TRAPECIO TP CO1E Hidrandina Celda de Alimentador SET NEPEÑA CE-010COU1MCISBAL No se requiere, existe transfo. disponible de 12 MVA Se requiere en el año Hidrandina Celda de Transformador SET TICAPAMPA CE-023SIR3C1ESBTR Justificado 2012 Hidrandina Celda de Alimentador SET TICAPAMPA CE-023SIR3C1ESBAL Justificado 2012 Hidrandina Celda de Alimentador SET PACASMAYO Módulo no propuesto Se requiere en el año 2014 Al respecto, Hidrandina no presenta la justificación técnica y económica requerida según lo establecido en la Disposición Transitoria Única de la Resolución OSINERGMIN N OS/CD; no obstante, OSINERGMIN ha procedido a analizar cada uno de estos casos a fin de determinar si amerita su implementación en el contexto de lo establecido en el numeral VII) del Literal d) del Artículo 139 del Reglamento de la LCE, agregado mediante el Decreto Supremo N EM, publicado el 22 de mayo de Los resultados de este análisis se indican en la columna Observación OSINERGMIN del cuadro anterior. Donde se indica no justificado, se debe a que la empresa no presenta la justificación requerida y según los resultados del análisis de OSINERGMIN no se requieren las instalaciones indicadas. Sobre el transformador 138/22,9/13,8 kv de 25/13/18 MVA ONAF, que según Hidrandina ya está comprado, éste no se requiere en la SET Trapecio donde se ha verificado in situ que existe un transformador 138/10 kv de 12 MVA, en calidad de reserva y que Hidrandina tiene previsto ponerlo en operación en el presente año. Para la puesta en operación de éste transformador de reserva no sólo se ha considerado lo requerido por Hidrandina en la etapa de opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN, sino todo lo necesario para para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 43 de 113

45 la conformación de un sistema de barras y celdas necesarias en 138 kv (ver análisis de Opinión 44). Además, también se ha verificado in situ que el nuevo transformador que Hidrandina indica haber comprado, está dispuesto para ser instalado en la SET Santa en remplazo del que viene operando con defectos técnicos. Asimismo, tomando en cuenta la última información presentada por Hidrandina en la etapa de opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN, OSINERGMIN ha identificado las subestaciones que superan su capacidad de diseño, resultando que el transformador de la SET Florida es necesario a partir del año 2012 (ver análisis de Opinión 26). En cuanto a la celda de Alimentador 22,9 kv que Hidrandina señala haber implementado en el año 2011 para atender la carga de Porcón, se ha verificado in situ que dicha carga se viene atendiendo provisionalmente a través de un transformador elevador 10/22,9 kv, por lo que en el Plan de Inversiones se está previendo que esta carga sea alimentada en 22,9 kv desde el nuevo transformador 220/60/22,9 a instalarse en la SET Cajamarca Norte. Por otro lado, se ha revisado los requerimientos de celdas de Alimentadores en MT, resultando necesario implementar la celda de Alimentador 22,9 kv requerida en la SET Ticapampa (ver análisis de Opinión 20), mientras que la celda de Alimentador 10 kv para la SET Nepeña se requiere recién para el año 2013 (ver análisis de Opinión 43). Los resultados de este análisis se indican en la columna Observación OSINERGMIN del cuadro anterior y se resumen en el siguiente cuadro: Modificación del Plan de Inversiones Inversiones justificadas a ponerse en servicio hasta antes de mayo 2013 Potencia de Inversión Longitud Cantidad Proponentes/titulares Transformación de (US$) (km) (MVA) Elementos HIDRANDINA MAT Celdas Transformación AT Celdas Transformación MT Celdas Total Área de Demanda En el Anexo D se muestran estas instalaciones requeridas en los años 2011 y 2012, en cuadro separado de las demás modificaciones del Plan de Inversiones para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 44 de 113

46 Reprogramación del Plan de Inversiones vigente Asimismo, en el mismo Anexo D, se señala en cuadro separado las inversiones aprobadas en el Plan de Inversiones vigente ( ), que se requiere sean culminadas o implementadas posteriormente a abril Sin embargo, es del caso señalar que respecto a estas instalaciones que se mantienen como necesarias, las consecuencias por su no ejecución en la oportunidad indicada en el Plan de Inversiones vigente, son de exclusiva responsabilidad del Titular correspondiente Instalaciones del Plan de Inversiones vigente, que ya no se requieren en el período Las instalaciones aprobadas en el Plan de Inversiones vigente ( ), que no han sido implementadas y que no están siendo incluidas para el período , son aquellas que según el análisis realizado por OSINERGMIN para el presente proceso, ya no resultan necesarias para el sistema eléctrico en las condiciones actuales. Éstas también se listan en cuadro aparte en el Anexo D del presente documento. No se incluyen en este cuadro las instalaciones aprobadas en el Plan de Inversiones y que la empresa concesionaria tiene previsto poner en servicio antes de mayo Plan de Inversiones Como resultado del análisis realizado por OSINERGMIN, en el Anexo E se detallan las inversiones requeridas para el período , que formarían parte del SCT a ser remunerado por la demanda. En resumen, el Plan de Inversiones en transmisión del Área de Demanda 3, que se requiere implementar en el período , se muestra en el siguiente cuadro: Cuadro Nº 6-7 PROPUESTA OSINERGMIN - ÁREA DE DEMANDA 3 PLAN DE INVERSIONES SCT Potencia de Inversión Longitud Proponentes/titulares Transformación (US$) (km) (MVA) HIDRANDINA , MAT Cantidad de Elementos Celdas Líneas ,2-4 Transformación AT Celdas Líneas Transformación MT Celdas Compensación para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 45 de 113

47 Potencia de Inversión Longitud Cantidad Proponentes/titulares Transformación de (US$) (km) (MVA) Elementos MINEM ,0-7 AT Celdas Líneas MT Celdas Compensación Total Área de Demanda , Lo mismo, pero de manera cronológica se resume en el siguiente cuadro: Titular Total HIDRANDINA MINEM Total general Los valores mostrados en los dos cuadros anteriores se han determinado aplicando la Base de Datos de Módulos Estándar de Inversión para Sistemas de Transmisión vigente y serán posteriormente actualizados de acuerdo con lo establecido en el numeral II del literal d) del Artículo 139 del Reglamento de la LCE Programación de Bajas Las instalaciones que quedan en desuso como resultado del planeamiento de la expansión de la transmisión, pasan a reserva en caso sean requeridas para tal fin y tengan un tiempo de vida menor a 30 años, caso contrario se considera su Baja para el año en que quedaría en desuso. Las Bajas resultantes también se listan en cuadro aparte en el Anexo E del presente documento. para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 46 de 113

48 7. Conclusiones y Recomendaciones Del análisis realizado por OSINERGMIN a los estudios presentados por las empresas Hidrandina y CONENHUA, así como a los análisis de oficio correspondiente a las instalaciones de los Titulares que no han presentado propuesta y que pertenecen al Área de Demanda 3, se concluye lo siguiente: a) Se ha obtenido el valor de 4,83% como tasa de crecimiento de la demanda global de energía eléctrica en el Área de Demanda 3, menor que el valor de 5,20% presentado por Hidrandina en su PROPUESTA FINAL. b) La inversión total en transmisión considerada para el Área de Demanda 3, en el periodo comprendido entre el 01 de mayo 2013 al 30 de abril de 2017, asciende al monto de US$ según los valores de inversión por elemento de transmisión que se muestran en el Anexo E del presente documento. De tal monto corresponde US$ lo asignado a Hidrandina y US$ lo que el Ministerio de Energía y Minas ha previsto realizar en esta Área de Demanda a través de la Dirección de Electrificación Rural. c) Las inversiones realizadas por Hidrandina que OSINERGMIN ha encontrado como procedentes en el marco de lo establecido en el numeral VII) del Literal d) del Artículo 139 del Reglamento de la LCE (modificación del Plan de Inversiones vigente) ascienden al monto de US$ d) Se recomienda la emisión de una resolución que apruebe el Plan de Inversiones en Transmisión para el Área de Demanda 3, correspondiente al período mayo 2013-abril 2017 según lo señalado en el acápite b), así como la modificación del Plan de Inversiones vigente según lo indicado en el acápite c) anterior. para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 47 de 113

49 8. Anexos A continuación se presentan los siguientes anexos al informe: Anexo A Anexo B Anexo C Análisis de las Respuestas a las Observaciones formuladas a la PROPUESTA INICIAL. Diagrama Unifilar del Sistema Actual según información de Titulares. Diagrama Unifilar de las Alternativas Seleccionadas, según análisis de OSINERGMIN. Anexo D Modificación del Plan de Inversiones Anexo E Plan de Inversiones , determinado por OSINERGMIN (incluye programación de Bajas) Anexo F Cuadros Comparativos. para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 48 de 113

50 Anexo A Análisis de las Respuestas a las Observaciones formuladas a la PROPUESTA INICIAL para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 49 de 113

51 Análisis de las Opiniones y Sugerencias a la PREPUBLICACIÓN presentadas por Hidrandina 1. OPINIONES GENERALES Opinión 1. Como observaciones generales que afectan al conjunto y a los criterios aplicados en los estudios, Hidrandina señala lo siguiente. De la revisión efectuada a los archivos correspondientes a la Proyección de la Demanda no se evidencia que OSINERGMIN haya analizado diferentes modelos para la aplicación del método de tendencia y econométrico para establecer la proyección de demandas del Área de Demanda 3. No se ha considerado lo estipulado en el Decreto de Urgencia N Medidas necesarias para asegurar el abastecimiento oportuno de energía eléctrica al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) en el tratamiento del proyecto ampliación de la SET Cajamarca Norte. OSINERGMIN ha aprobado la implementación de nuevas Subestaciones de potencia, pero no ha considerado la implementación de celdas de Alimentadores en 10 kv y 22,9 kv. OSINERGMIN ha aprobado, según los esquemas unifilares, diversas rotaciones de transformadores de potencia considerando el mínimo costo para garantizar la cobertura de la demanda, sin embargo, no reconoce la inversión que demanda el transporte, carga y descarga, adecuación, obras civiles y pruebas eléctricas para la puesta en servicio. Análisis de OSINERGMIN Al respecto, guardando el mismo orden de estas opiniones generales, es del caso señalar lo siguiente: OSINERGMIN desarrolla supletoriamente lo que el TITULAR presenta en su propuesta de manera incompleta o incorrecta, por lo que OSINERGMIN no está obligado a incorporar en su informe todos los formatos de demanda. No obstante, es del caso mencionar que OSINERGMIN ha desarrollado diversos modelos de proyección de demanda, los cuales están contenidos en los archivos ProyPorSistemaA1.xlsx y Modelos_14_Areas.xlsx, mientras que los criterios estadísticos que sustentan la selección de determinados modelos se encuentran en el archivo Eviews área1.wf1 ; todos ellos debidamente publicados en la página Web de OSINERGMIN. OSINERGMIN toma en cuenta todo lo que pertinentemente es aplicable en cada etapa de los procesos regulatorios. Así, con relación al Decreto de Urgencia N Medidas necesarias para asegurar el abastecimiento oportuno de energía eléctrica al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) que menciona Hidrandina, en la PREPUBLICACIÓN del Plan de Inversiones del Área de Demanda 3 sí se ha considerado lo dispuesto por la Resolución Ministerial N MEM/DM respecto a la ampliación de la SET Cajamarca Norte. Para la implementación de alimentadores en subestaciones nuevas y existentes, se ha tenido en cuenta la PROPUESTA FINAL de la empresa. No obstante se revisará para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 50 de 113

52 lo referente a la implementación de Celdas en MT en el Área de Demanda 3 y se incluirán donde resulten necesarias. En cuanto al reconocimiento de los costos incurridos por la rotación de transformadores, debe tenerse presente que la remuneración de todo transformador en operación, que forma parte de los SST y SCT, involucra no sólo el costo de suministro del equipo, transporte, montaje, materiales para su conexionado, control y protección, y pruebas correspondientes; sino también las obras civiles y eléctricas necesarias para su puesta en servicio. Por consiguiente, todos estos costos continúan siendo remunerados indiferentemente de una eventual rotación del transformador. Conclusión Se acoge parcialmente esta opinión, en el sentido que se revisará lo referente a la implementación de Celdas en MT en el Área de Demanda 3 y se incluirán donde resulten necesarias. 2. OPINIONES ESPECIFICAS 1.1 DEMANDA Opinión 2. Hidrandina señala que la información de las ventas de energía que utiliza OSINERGMIN para el Mercado Libre AT y MT, difiere sustancialmente con la que ha presentado, por lo que solicita que OSINERGMIN revise adecuadamente la metodología empleada para el tratamiento del Mercado Libre, específicamente para los años 2006 a Agrega Hidrandina que la Proyección para los años 2011 hacia delante, en el archivo Proy PorSistem A3, según se observa en el cuadro del Área de Demanda 3, se ha efectuado en la totalidad de la demanda (Mercado Regulado y Libre), sin que aparezcan las Proyecciones por Nivel de Tensión. En ese sentido y en vista que se cuenta con la información de los registros de las ventas de energía del año 2011, solicita se utilicen los datos reales y se realice la proyección por cada nivel de tensión y por subestación base. Análisis de OSINERGMIN Respecto a la solicitud de revisión de las ventas del mercado libre, de los años 2006 al 2010, es del caso señalar que conforme lo señala el artículo 3.29 de la NORMA TARIFAS, OSINERGMIN ha tomado en cuenta a aquellos Usuarios Libres cuya capacidad no supera los kw, los cuales se muestran a continuación: Usuarios Libres Menores Código VLACAR CL APR ENERGY LLC SUCURSAL DEL PERÚ CL CAMPOSOL CL MESSER GASES DEL PERU CL MINERA ANTAMINA (SVC) CL Nota: Ventas en MWh Ver archivo ClientesLibres xlsx En cuanto a las ventas estimadas por nivel de tensión, estas serán incluidas en los formatos de demanda para la presente etapa. para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 51 de 113

53 Asimismo, de conformidad con lo señalado en la NORMA TARIFAS, OSINERGMIN ha considerado la información histórica desde el año 1996 hasta el año 2010, no obstante para la etapa de publicación del Plan de Inversiones se ha revisado la proyección de la demanda, incorporando aquellas demandas nuevas que como parte de sus opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN ha proporcionado el Titular de manera justificada. Conclusión Se acoge parcialmente esta opinión, por las razones expuestas en el análisis anterior. Opinión 3. Hidrandina opina que las ventas proyectadas para el 2011 de Usuarios Menores del Área de Demanda 3 ( MWh) difieren significativamente con las ventas reales ( MWh) a nivel de sistemas eléctricos. Para el Sistema Chimbote se proyecta una tasa de crecimiento de 5,2% siendo la tasa de crecimiento real 17,7%, en el Sistema Caraz-Huaraz se proyecta 7,4% habiendo crecido 14,5% y finalmente para el sistema Guadalupe se proyecta 5,5% siendo su crecimiento 11,4%. Por tanto recomienda que OSINERGMIN considere las ventas de energía del año 2011 como información histórica. Análisis de OSINERGMIN Para todas las Áreas de Demanda, OSINERGMIN ha considerado la información histórica desde el año 1996 hasta el año 2010, de conformidad con lo señalado en la NORMA TARIFAS. Si bien es cierto, el Titular dispone de la información del año 2011, se debe precisar que al inicio del presente proceso regulatorio (setiembre 2011), los Titulares reportaron información histórica completa sólo hasta el año 2010, siendo por tanto esta información la que se ha procesado para efectos de la prepublicación del Plan de Inversiones No obstante, para la etapa de publicación del Plan de Inversiones , se ha revisado la proyección de la demanda incorporando aquellas demandas nuevas que como parte de sus opiniones a la prepublicación ha proporcionado el Titular de manera justificada. Conclusión Se acoge parcialmente la opinión, por las razones expuestas en el análisis anterior. para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 52 de 113

54 Opinión 4. Opina Hidrandina que, en la proyección de la nueva demanda en bloque (numeral del Informe N GART), OSINERGMIN no ha considerado todos los requerimientos de clientes potenciales en las subestaciones de Malabrigo, Guadalupe 2 y Pacasmayo. Asimismo, informa que desde diciembre 2011 a la fecha se han presentado mayores requerimientos de demanda, requiriéndose su incorporación. Agrega que de acuerdo a lo establecido por OSINERGMIN en la presente regulación y en anteriores, se considera el incremento de las cargas mayores en función a solicitudes de nuevas cargas, las mismas que normalmente se solicitan con un año de anticipación, siendo en casos especiales que la efectúan con dos años de anticipación; mientras que el periodo de regulación es de 10 años, lo que origina que no se consideren proyectos de nuevas cargas para el mediano y largo plazo, pero que por lo general inciden directamente en la definición de los refuerzos y/o ampliaciones de los sistemas de transmisión. Lo antes indicado, continúa, ha dado lugar a que no se hayan considerado los nuevos requerimientos de factibilidades de suministros que se han venido presentando desde diciembre de 2011 hasta abril de 2012, cargas que no fueron reportadas por Hidrandina en la propuesta presentada en enero de 2012, debido a que no se contaba con el sustento correspondiente. En tal sentido, solicita a OSINERGMIN que se incluya en la proyección de la demanda del Área de Demanda 3, las nuevas cargas solicitadas. Así como incluir las solicitudes que son reiterativas, que por lo general se ven obligadas a autogenerar con diesel. Asimismo, requiere a OSINERGMIN revise y/o modifique la proyección de la demanda considerando estas nuevas solicitudes, a fin de garantizar el suministro a las cargas actuales y futuras de los sistemas eléctricos. De igual modo que revise y/o modifique los criterios y procedimientos empleados en relación a los sustentos que deberán presentar las empresas para la inclusión de nuevas cargas especiales en la proyección de la demanda, para esta o el siguiente proceso regulatorio. Señala lo siguiente como resumen de las nuevas cargas e indica que en el ANEXO N 1 presenta el sustento correspondiente. SET Malabrigo Sostiene Hidrandina que seis de las ocho plantas pesqueras existentes en la SET Malabrigo han solicitado ampliación de carga. La proyección de potencia y energía adicional es la siguiente. Indica que en la proyección de energía ha tenido en cuenta el factor de carga reducido de las empresas pesqueras, así como su estacionalidad. SET Guadalupe 2 Asimismo, señala que el incremento de la agroindustria en el Valle de Jequetepeque, con fines de exportación, ha dado lugar a que a la fecha se presenten algunas para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 53 de 113

55 restricciones operativas para atender los requerimientos, más aún si estos están a considerable distancia de la subestación, como es el caso de Agrícola Cerro Prieto, quedando claro que no basta disponibilidad de potencia sino también un adecuado nivel de tensión. Indica que en la proyección de energía se ha tenido en cuenta el factor de carga de las empresas agroindustriales. SET Pacasmayo Señala que el transformador de esta subestación viene operando actualmente con cierto nivel de sobrecarga, por lo que para atender las nuevas demandas se hace necesario y urgente el remplazo del transformador de potencia por uno de mayor capacidad y que disponga de los devanados en 10 kv y 22,9 kv. Precisa que en la proyección de energía se ha tenido en cuenta el factor de carga de las empresas agroindustriales y avícolas. Análisis de OSINERGMIN Para la etapa de publicación del Plan de Inversiones, se tomarán en cuenta aquellas solicitudes de factibilidad no mayor a un año de anterioridad y que cuenten con el sustento debidamente documentado, presentadas por el Titular como parte de sus opiniones y sugerencias a la prepublicación. Al respecto, cabe precisar que se han incluido únicamente aquellas demandas puntuales que por su dimensión relativa no estarían consideradas en la proyección vegetativa de la demanda, al igual que las nuevas cargas de los proyectos de electrificación. La proyección de tales cargas adicionales, para las cuales Hidrandina ha presentado el sustento correspondiente, es la que se muestra en el siguiente cuadro: SET CLIENTE Observación CAJABAMBA MINERA MINASPAMPA 0,0 0,6 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 Pre. CAJABAMBA PROYECTO MINERO "LA ARENA" 0,0 0,0 4,6 4,6 4,6 4,6 4,6 4,6 4,6 4,6 4,6 4,6 Pre. CONOCOCHA MINERA HUALLANCA S.A. - CONTONGA - SAN MARCOS 0,0 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 Pre. CONOCOCHA EMPRESA MINERA PACHAPAQUI 0,0 0,0 0,0 2,5 2,5 4,0 4,0 4,0 8,0 8,0 8,0 8,0 Pre. TICAPAMPA CIA. MINERA LINCUNA SAC 0,0 2,5 2,5 2,5 7,0 7,0 7,0 14,0 14,0 14,0 14,0 14,0 Pre. CHIMBOTE SUR INMOBILIARIA LOS PORTALES 0,0 0,5 2,1 2,5 2,9 3,2 3,2 3,2 3,2 3,2 3,2 3,2 Pre. TRAPECIO ALTEKTRADING (TOTTUS, SAGA, RIPLEY) 0,0 0,8 3,9 5,1 5,5 5,5 5,5 5,5 5,5 5,5 5,5 5,5 Pre. para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 54 de 113

56 SET CLIENTE Observación GUADALUPE CERRO PRIETO - PACANGUILLA 0,0 0,5 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 Nueva GUADALUPE CERRO PRIETO - HUACA BLANCA 0,0 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 Nueva GUADALUPE CAÑA DULCE - CHEPEN 0,0 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 Nueva GUADALUPE CAÑA DULCE - PACANGUILLA 0,0 0,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 Nueva GUADALUPE AGROINDUSTRIAL DANPER 0,0 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 Nueva GUADALUPE AGROINDUSTRIA SOLIMANO 0,0 0,1 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 Nueva GUADALUPE AGRICOLA ELOY NOCEDA 0,0 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 Nueva GUADALUPE AGROINDUSTRIALES CERRO COLORADO 0,0 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 Nueva PACASMAYO AGRICOLA SECTOR DURO BAJO 0,0 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 Nueva PACASMAYO AGROINDUSTRIAL GANDULES 0,3 0,7 1,1 1,5 1,9 2,4 2,8 3,2 3,6 4,0 4,4 4,8 Nueva PACASMAYO JUAN MANUEL VARILLAS VELÁSQUEZ (AGRICOLA) 0,0 0,4 0,8 1,2 1,6 2,1 2,5 2,9 3,3 3,7 4,1 4,5 Nueva PACASMAYO TÉCNICA AVICOLA 0,0 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 Nueva MALABRIGO PESQUERA DIAMANTE S.A.* 0,8 2,3 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 Nuevo Valor MALABRIGO PESQUERA EXALMAR S.A.* 1,4 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 Nuevo Valor MALABRIGO COPEINCA S.A.C.* 1,0 4,0 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 Nuevo Valor MALABRIGO PACIFICO CENTRO S.A.* 0,1 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 Nuevo Valor TRUJILLO SUR COORPORACIÓN LINDLEY* 0,0 4,0 6,0 6,0 12,0 12,0 12,0 12,0 12,0 12,0 12,0 12,0 Pre. NEPEÑA PESQUERA DIAMANTE S.A. 0,0 0,0 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 Nuevo Valor NEPEÑA AGROINDUSTRIA SAN JACINTO 0,0 0,0 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 Nuevo Valor NEPEÑA CULTIMARINE SAC 0,0 0,0 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 Nuevo Valor NEPEÑA COMINCAL 0,0 0,0 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 Nuevo Valor NEPEÑA CORPORACIÓN JVA SAC 0,0 0,0 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 Nuevo Valor CASMA AGRICOLA CHAPI 0,0 0,0 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 Nuevo Valor CASMA PESQUERA VENECIA 0,0 0,0 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 Nuevo Valor *Cargas existentes Prep.: Cargas justificadas en la etapa de la PREPUBLICACIÓN. Conclusión Se acoge parcialmente esta opinión, por las razones expuestas en el análisis anterior. Opinión 5. Observa Hidrandina que la demanda en el día de la máxima de la SET de Usuarios Menores (F-102), correspondiente a algunas barras de Hidrandina, difiere de lo registrado en los pulsos cada 15 minutos. Como ejemplo muestra la potencia activa (kw) registrada por OSINERGMIN y la registrada en los pulsos de Hidrandina, de las barras de SET Cajabamba y Porvenir 10 kv, requiriendo que OSINERGMIN revise esta parte de la proyección, habida cuenta que traería distorsiones en la definición del Plan de Inversiones en Transmisión (PIT) para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 55 de 113

57 Análisis de OSINERGMIN Se ha revisado el registro de pulsos correspondientes a dichas SET s, verificándose que son correctas las cifras señaladas por Hidrandina en esta opinión. Por tanto se ha procedido a realizar las correcciones correspondientes. Conclusión Se acoge esta opinión, por las razones expuestas en el análisis anterior. Opinión 6. Observa Hidrandina que la proyección de la demanda de potencia coincidente de Usuarios Menores (F-111), correspondiente a algunas barras de Hidrandina, no tiene el mismo crecimiento que la calculada para el sistema. Muestra en la siguiente tabla la potencia coincidente de usuarios menores de algunas barras, con crecimiento que difiere de la tasa de crecimiento del sistema. En razón a lo cual, solicita se revise la proyección de la demanda de potencia coincidente del Área de Demanda 3. Análisis de OSINERGMIN Se ha procedido a revisar las proyecciones de demanda de aquellos Usuarios Menores cuyo nivel de tensión AT o MAT, a fin de corregir las diferencias similares a las indicadas. Conclusión Se acoge esta opinión, por las razones expuestas en el análisis anterior. Opinión 7. El valor de las variables independientes Población y PBI del Área de Demanda 3, se encuentra subestimado. Las variables econométricas de Población y PBI para el Área de Demanda 3 deben corresponder a la suma del resultado de multiplicar el valor de la variable por el % de ventas de cada departamento en el Área de Demanda 3. Por ejemplo, la población estimada por el INEI para el 2011 en el departamento de La Libertad es de , en Ancash y en Cajamarca Sin embargo OSINERGMIN ha considerado en el modelo una población del Área de Demanda 3 de para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 56 de 113

58 Indica que en el cuadro siguiente muestra que la población considerada para el Área de Demanda 3, se encuentra subestimada. Razón por la que, opina que resulta fundamental que OSINERGMIN revise la información de estas variables. Análisis de OSINERGMIN Conforme se explicó en la sección del Informe N GART, las variables explicativas PBI y POBLACIÓN del Área de Demanda se estiman ponderando los valores correspondientes a cada departamento que la conforman en función de las ventas de energía efectuadas en cada uno de ellos, por lo que no es correcto que deba determinarse mediante simple suma. Conclusión No se acoge esta opinión, por las razones expuestas en el análisis anterior. Opinión 8. Señala Hidrandina que de los cálculos efectuados por OSINERGMIN se llega a la conclusión que sólo ha empleado un modelo para la aplicación del método de tendencia para la proyección de energía en cada sistema del Área de Demanda 3, el lineal. Habiendo verificado que el modelo polinómico presenta mejores indicadores estadísticos en el Sistema Caraz - Carhuaz - Huaraz, Huallanca, Tayabamba, Ticapampa, Pomabamba y Aija - Cotaparaco III Etapa. para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 57 de 113

59 En tal sentido, solicita a OSINERGMIN emplear en la evaluación a todos los modelos desarrollados en todos los sistemas e indicar el criterio de selección del mismo. Análisis de OSINERGMIN Al respecto, cabe precisar que OSINERGMIN desarrolla supletoriamente lo que el TITULAR presenta en su propuesta de manera incompleta o incorrecta, por lo que OSINERGMIN no está obligado a incorporar en el informe todos los formatos de demanda. Asimismo, cabe indicar que los diversos modelos de proyección de demanda desarrollados por el OSINERGMIN, están contenidos en los archivos ProyPorSistemaA3.xlsx y Modelos_14_Areas.xlsx, mientras que los criterios estadísticos que sustentan la selección de determinados modelos 10 se encuentran en el archivo Eviews área3.wf1 ; todos ellos debidamente publicados en la página Web de OSINERGMIN. No obstante, para la publicación del Plan de Inversiones , se ha considerado la nueva información presentada por el Titular como parte de sus opiniones y sugerencias a la prepublicación de dicho Plan, por lo que a fin de obtener el mejor modelo de Tendencia el OSINERGMIN ha realizado lo siguiente: a. Comparar los estimadores de cada modelo, como son los coeficientes de correlación (R²) y los estadísticos tanto de significancia individual (t) y conjunta (F) b. Tomar en cuenta sus tasas de crecimiento promedio anual. Así, para el caso específico de las proyecciones de ventas de energía del sistema eléctrico Caraz-Cahuaz-Huaraz, se han evaluado los siguientes modelos: 10 Para los modelos tendenciales se utilizaron Modelos ARMA (con componentes autorregresivos y medias móviles) para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 58 de 113

60 LINEAL LOGARÍTMICA EXPONENCIAL POLINÓMICA Mean , , , ,2 Median Maximum , , , ,3 Minimum Std. Dev , , , ,3 Skewness 0, , , , Kurtosis 1, , , , R 2 Adjusted F-Statistic Probability T-students > 5% No significativa >5% No significativa Tasa Promedio % 4,8% 1,7% 12,7% 8,1% Observations Según estos resultados, el modelo que mejor expresaría las ventas de energía es el modelo lineal, dado que tiene un Factor de Correlación de 0,9651, con significancia individual mayor al 5% y cuya tasa de crecimiento es 4,8% promedio anual; por tanto para la proyección de la demanda de este sistema eléctrico se utilizan los resultados del modelo lineal. El modelo polinómico en cambio no supera la prueba t-student o de significancia individual. Conclusión No se acoge esta opinión, por las razones expuestas en el análisis anterior. Opinión 9. Señala Hidrandina que OSINERGMIN sólo ha presentado un modelo para la aplicación del método de tendencia en la proyección de energía del Área de Demanda 3. Por lo que solicita a OSINERGMIN emplear en la evaluación la aplicación de las diversas tendencias (lineal, polinómica, logarítmica, exponencial, etc.) que se tienen para el método de tendencia y escoger la mejor de éstas para su aplicación final. Asimismo, señala que resulta necesario se indique el criterio de selección del mismo. Como sustento, argumenta que el inciso 9.1.3a de la NORMA TARIFAS aprobada por Resolución OSINERGMIN N OS/CD indica: Se deberán evaluar diversos modelos, con base en los métodos econométricos y de tendencia Análisis de OSINERGMIN Para todos los sistemas eléctricos pertenecientes al Área de Demanda 3, OSINERGMIN ha aplicado la misma metodología y criterios de selección del modelo tendencial, según lo descrito en el análisis de la anterior Opinión 8. Conclusión No se acoge esta opinión, por las razones expuestas en el análisis anterior. para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 59 de 113

61 Opinión 10. Hidrandina sostiene que OSINERGMIN sólo ha presentado un modelo en la aplicación del método econométrico para la proyección de energía del Área de Demanda 3, que corresponde al siguiente: Ln (Ventas) = A * Ln (PBI) + B. Por lo que solicita a OSINERGMIN presentar la evaluación de todos los modelos econométricos desarrollados e indicar el criterio de selección del mismo. Como sustento de su solicitud indica que en el inciso 9.1.3a de la NORMA TARIFAS y Compensaciones para SST y SCT, Resolución OSINERGMIN N OS/CD, se indica: El modelo econométrico se efectuará para diferentes combinaciones de las variables independientes y su correlación con el comportamiento de la demanda. Análisis de OSINERGMIN Contrario a lo manifestado por el titular, el OSINERGMIN procedió a evaluar hasta 8 modelos econométricos distintos (ver hoja Modelos_14_Areas.xlsx ), finalmente se seleccionó el modelo que explica las ventas de energía en función a las variables PBI y Clientes del Área cuyos resultados se plasmaron en los formatos 100 debidamente prepublicados en la página Web de OSINERGMIN. Para la selección del modelo econométrico tal como lo exige la NORMA TARIFAS, se tomó inicialmente en cuenta los estimadores de los modelos (R² Ajustado), significancia individual (t), significancia conjunta (F) y por último se tomó en cuenta sus tasas de crecimiento; estas comparaciones permitieron elegir el mejor modelo. Otros análisis estadísticos que se emplearon para dar validez a dichos modelos fueron las siguientes pruebas: Correlograma de residuos, Correlación entre las Variables (Test Breusch- Godfrey), Normalidad de los residuos (probabilidad del estadístico Jarque Bera) y de Heterocedasticidad (Test White Heteroskedasticity). Como resultado de dicho análisis para el Área de Demanda 3 se obtuvo el siguiente cuadro: MODELO A MODELO B MODELO C MODELO D MODELO E MODELO F MODELO G MODELO H Mean Median Maximum Minimum Std. Dev Skewness 0,62 0,60 0,62 0,60 0,55 0,61 0,47 0,58 Kurtosis 2,16 2,10 2,14 2,10 2,01 2,11 1,93 2,07 R 2 Adjusted F-Statistic Probability t-statistic de las Var. Ind. Tasas de crecimiento promedio % No significativas No significativas No significativas significativas No significativas Significativa s No significativas No significativas 7,6% 7,6% 7,7% 7,6% 7,3% 7,7% 6,5% 7,4% Observations Donde: Modelo A: Ln(Vet) = C1 + C2 *Ln(CLt)+C3* Ln(PBIt)+C4*Ln(POB)+Ln(Precio)*C4 Modelo B: Ln(VEt) = C1 + C2 * Ln(PBI)+ Ln(Precio) Modelo C: Ln(VEt) = C1 + C2 * Ln(PBI)+ Ln(Clit) para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 60 de 113

62 Modelo D: Ln(VEt) = C1 + C2 * Ln(PBIt) Modelo E: VEt = C1 + C2 * PBIt + C3 * POBt Modelo F: VEt = C1 + C2 * Ln(PBIt)+ C3*Ln(POBt) Modelo G: VEt = C1 + C2 * PBIt + C3 * Clit Modelo H: Ln(Vet) = C1 + C2 * Ln(PBIt)+C3*Ln(POB)+C4*Ln(Precio) Por tanto, los modelos que mejor expresan las ventas de energía son los modelos D y F, pero el primero cuenta con un alto nivel de significancia como modelo global (R²=0,9786 y F=641) y supera las cuatro pruebas de validación (ver archivo área3.wf1 ). Notar que dicho Modelo arroja una tasa promedio anual de crecimiento de 7,6%. Se reitera que los diversos modelos de proyección de demanda desarrollados por OSINERGMIN, están contenidos en los archivos ProyPorSistemaA3.xlsx y Modelos_14_Areas.xlsx, mientras que los criterios estadísticos que sustentan la selección de determinados modelos se encuentran en el archivo Eviews área3.wf1 ; todos ellos debidamente publicados en la página Web de OSINERGMIN. Conclusión No se acoge esta opinión, por las razones expuestas en el análisis anterior. Opinión 11. Opina Hidrandina que la información de población consignada por OSINERGMIN no corresponde a la información que el INEI publica en su página web. Solicita por tanto que OSINERGMIN considere los datos de población según publicaciones recientes del INEI. A continuación, según señala, se aprecia que la información de Población considerada por OSINERGMIN no corresponde a lo publicado por el INEI. Análisis de OSINERGMIN Para la prepublicación OSINERGMIN tomó como base los resultados oficiales de los censos nacionales publicados por el INEI en los documentos Primeros Resultados Perú: Crecimiento y Distribución de la Población, 2007 y luego, para completar la serie de datos al año 2022 utilizó las tasas promedio de crecimiento quinquenales previstas para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 61 de 113

63 en el estudio Estimaciones y Proyecciones de Población Departamental, por Años Calendario y Edades Simples también elaborado por el INEI. No obstante, para la etapa de publicación del Plan de Inversiones , para la proyección de la demanda se ha tomado en cuenta los últimos valores que el MEF 11 y el INEI 12 han publicado respecto de las variables PBI y POBLACIÓN. Conclusión Se acoge parcialmente esta opinión, por las razones expuestas en el análisis anterior. 1.2 SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR Sistema Eléctrico Cajamarca y Cajamarca Rural Opinión 12. Hidrandina manifiesta que el transformador de potencia 220/60/22,9 kv a instalarse en la S.E. Cajamarca Norte se adquirió en el año 2010 y se encuentra ubicado en Huaraz, pero no se puede transportar a la SET. Cajamarca Norte, debido a los problemas sociales que se presentarían, ya que la población ha manifestado su rechazo a la salida del referido transformador de Huaraz, aduciendo que dicho transformador es para Huaraz ya que permitirá solucionar el problema del suministro del Callejón de Huaylas, versión errada debido a que este transformador no es compatible con la solución de mediano y largo plazo adoptada en su oportunidad. Señala que este hecho es de público conocimiento, lo cual dio lugar a la intervención directa del Ministro de Energía y Minas, disponiéndose que temporalmente se instale un transformador de potencia 220/60/22,9 kv prestado de una compañía minera, el cual sería alquilado por Hidrandina, previéndose para el año 2013 la instalación en la SET Cajamarca Norte del transformador 220/60/22,9 kv almacenado en Huaraz, una vez entre en operación comercial la LT 66 kv SET Derivación Huaraz. Por otro lado, señala el Artículo 3 de la Resolución Ministerial N MEM/DM faculta a HIDRANDINA S.A. para que, al amparo del Artículo 3 del Decreto de Urgencia N , efectúe las contrataciones y adquisiciones de obras, bienes y servicios que sean necesarias para instalar un Transformador 220/60 kv en la zona de Cajamarca y otras instalaciones complementarias; y aún más de acuerdo al Artículo 2 del Decreto Supremo N EM, que reglamenta el Decreto de Urgencia N , OSINERGMIN determinará sin realizar ningún tipo de evaluación previa ni posterior el cargo adicional a que se refiere el Artículo 5 del Decreto de Urgencia Nº sobre la base de los costos que le sean informados por la empresa estatal mediante un Informe, que tendrá carácter de declaración jurada y cuyos valores no estarán sujetos a modificación por parte del regulador. Por lo anterior, considera Hidrandina que debe someterse a evaluación el tratamiento que se le dará a este proyecto, ya que según la normatividad descrita este proyecto no esta sometido al reconocimiento tarifario en base a la valorización de costos estándares, sino al amparo del Decreto de Urgencia N Al respecto, solicita que la totalidad de los costos que incurra la implementación de este proyecto se reconozca de acuerdo a lo establecido en el Artículo 3 de la Resolución 11 Marco Macroeconómico Multianual Estimaciones y Proyecciones de Población Departamental, por Años calendario y Edades Simples para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 62 de 113

64 Ministerial N MEM, publicado el Asimismo se debe tener en cuenta lo establecido en el Decreto de Urgencia (DU) N , Decreto Supremo (DS) N EM, DU N y DS N EM. Análisis de OSINERGMIN Al respecto, es del caso precisar que no es materia del presente proceso de aprobación del Plan de Inversiones evaluar el tratamiento que se le dará a lo dispuesto en el Artículo 3 de la Resolución Ministerial N MEM/DM, en relación al proyecto de instalar un Transformador 220/60 kv en la zona de Cajamarca y otras instalaciones complementarias. Según los resultados del análisis de expansión de la red de transmisión, en esta zona del Área de Demanda 3, resulta necesario que dicho proyecto sea implementado en el presente año, el cual será remunerado a partir de su puesta en operación comercial y de conformidad con los dispositivos legales aplicables para este caso específico. Conclusión No se acoge esta opinión por las razones expuestas en el análisis anterior. Opinión 13. Señala Hidrandina que en el formato F-308, tanto la descripción como el código del módulo estándar indican la implementación en la SET Cajamarca Norte de un Transformador de Potencia de 50 MVA, 220/60/10 kv, sin embargo en el informe N GART se plantea el uso de un transformador de 50 MVA, 220/60/22,9 kv tal como Hidrandina lo ha previsto implementar. En ese sentido, solicita corregir el error, ya que existe contradicción con la prepublicación del Estudio para la determinación del PIT en el informe N GART. Además es necesario el devanado en 22,9kV del transformador, ya que permitirá la alimentación del alimentador en 22,9 kv a Porcón. Análisis de OSINERGMIN El transformador necesario en la SET Cajamarca Norte corresponde a un transformador 220/60/22,9 kv de 50 MVA, debido a que el devanado en 22,9 kv alimentaría, entre otras nuevas cargas, la zona de Porcón que actualmente se alimenta del devanado de 10 kv del transformador existente a través de un transformador elevador 10/22,9 kv. Al respecto, es del caso mencionar que Hidrandina en su PROPUESTA FINAL, planteó el módulo 220/60/10 kv, induciendo al error indicado en esta opinión. No obstante se está procediendo a efectuar la corrección correspondiente. Conclusión Hecha la aclaración a la opinión de Hidrandina, se acoge esta opinión. Opinión 14. Opina Hidrandina que OSINERGMIN ha considerado para el año 2013 la implementación del Banco de Condensadores 22,9 kv de 4 MVAr en la SET CAJABAMBA, sin embargo ya ha adquirido un banco 22,9 kv de 5,5 MVAr que prevé instalarlo el año para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 63 de 113

65 Al respecto, solicita considerar el banco de 5,5 MVAR (en dos etapas: 1,9 MVAR y 3,6 MVAR), 3x22,9 kv que ya ha adquirido, en lugar del banco de 4 MVAR considerado por OSINERGMIN en el Plan de Inversiones vigente, en el ANEXO N 10 que forma parte de sus opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN, adjunta contrato, adenda y factura. Análisis de OSINERGMIN Al respecto, cabe indicar que el banco de condensadores de 4 MVAr fue aprobado en el Plan de Inversiones , para el año 2010, sin embargo debido a que dicho elemento no fue puesto en servicio en dicha fecha, según el análisis realizado por OSINERGMIN para el presente proceso, con la implementación del Transformador de Potencia de 50 MVA, 220/60/10 kv en la SET Cajamarca Norte, dispuesto por la mencionada RM N MEM/DM, resulta que el indicado banco de condensadores de 4 MVAr es posible reprogramarlo para el año 2013, con la finalidad de afrontar la caída de tensión por el ingreso en este año de las cargas mineras Minaspampa y La Arena. Por otro lado, Hidrandina no ha presentado la justificación de cambiar el Banco de Condensadores de 4 MVAR, aprobado en el Plan de Inversiones vigente, por otro de 5,5 MVAR que según señala ya lo compró. Conclusión Por las razones expuestas en el análisis anterior, no se acoge esta opinión. Opinión 15. Señala Hidrandina que OSINERGMIN ha aprobado para el año 2014 el proyecto de implementación de la SET Huamachuco y la nueva LT en 60 kv Cajabamba Huamachuco, como inversión a cargo del MINEM, en remplazo de la propuesta de Hidrandina de implementar la SET Shahuindo y LT en 60 kv Shahuindo Huamachuco, considerando para esto la rotación del transformador de potencia de reserva SET Porvenir 12,5 MVA, 60/22,9 kv, a la SET Huamachuco; pero no se reconoce la inversión para su traslado, adecuación, obras civiles y pruebas, ni el reconocimiento de costos de operación y mantenimiento. Asimismo, indica que tal como lo manifiesta OSINERGMIN, este proyecto será implementado por el MINEM; sin embargo, por error se asigna a Hidrandina la responsabilidad de implementar la LT 60 kv Cajabamba Huamachuco, cuando debió considerar al MINEM esta titularidad. Agrega que en vista que la totalidad de las instalaciones que abarque este proyecto serán entregadas a Hidrandina en su oportunidad, se solicita que se considere el reconocimiento incurrido para la operación y mantenimiento de dichas instalaciones. Reitera asimismo que el reconocimiento de los costos incurridos para efectuar la rotación de transformadores de una subestación a otra fue solicitada en la propuesta de enero de 2012 con el sustento correspondiente, sin embargo OSINERGMIN simplemente señala que esto debe corresponder a costos de operación y mantenimiento sin presentar algún sustento debido, al parecer está, erróneamente considerando que estos transformadores tienen el mismo tratamiento que se hace con la rotación de los transformadores de distribución. Al respecto, Hidrandina indica que debe tenerse en cuenta que la rotación de los transformadores de potencia de una subestación a otra, permite optimizar las para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 64 de 113

66 inversiones en los sistemas de transmisión. Como referencia, a continuación se listan las actividades principales que se efectúan para realizar esta labor, la cual no representa una actividad específica de operación y mantenimiento. a) Desensamble y embalaje de Transformador: Prever el desplazamiento del personal técnico, materiales, herramientas y equipos desde Lima a la Subestación y viceversa, instalación de equipos, inspección externa del Transformador y accesorios, pruebas eléctricas de recepción, evacuación de aceite a cilindros limpios, desmontaje de accesorios (tanque conservador, radiadores, bushing, etc.) con apoyo de grúa, colocación de bridas ciegas en radiadores (suministro de bridas), suministro de material de embalaje de accesorios, embalaje de accesorios, suministro y colocación de tanque de nitrógeno para transporte, colocación de registrador de impactos. b) Carga, Descarga con maniobras y Transporte del transformador de potencia y accesorios: Carga, descarga con maniobras y transporte del Transformador y accesorios en camión cama baja especiales, además de los permisos de transporte y seguros correspondientes. c) Evaluación, revisión y/o refuerzos de la base estructural del transformador. Por lo general se efectúan refuerzos en la base del transformador. d) Armado total del Transformador en su nueva ubicación y pruebas eléctricas finales: Movilización del personal técnico, materiales, herramientas y equipos de prueba, Inspeccionar y analizar el registrador de impactos, inspección, verificación y checklist de partes y desempaque de los mismos, armado de accesorios con grúa, pruebas de punto de rocío del transformador, aplicación de proceso de alto vacío a la cuba del Transformador, proceso de termo vacío y llenado de aceite dieléctrico mediante evacuación de humedad, gases, acidez y sustanciales volátiles presentes en el aceite, pruebas de hermeticidad, pruebas eléctricas finales, pruebas funcionales accesorios y cableados, extracción y análisis de aceite (Fisicoquímico y Cromatográfico) del transformador y elaboración de informe técnico. e) Cableado y codificación del enlace entre el transformador de potencia y del tablero de regulación automática del conmutador bajo carga y replanteo de planos as built. f) Estudios de Ajuste y coordinación de protecciones propias y eléctricas del Transformador, incluye pruebas eléctricas de puesta en servicio. g) Adecuaciones de Instalaciones-Obras metalmecánicas -Suministro de materiales y mano de obra de terceros para el tendido del cable de energía, y conexionado de cable de alta tensión para alimentar al Transformador. Al respecto, solicita a OSINERGMIN definir en coordinación con el MINEM la fecha más apropiada para la puesta en operación comercial de este proyecto, aunque sería recomendable que este proyecto se adelante para el año Así como, considerar el reconocimiento de los costos de inversión del traslado, adecuación, obras civiles y pruebas del transformador rotado de 12,5 MVA 60/22,9kV y sus costos de operación y mantenimiento del transformador de 12,5 MVA, junto a las celdas e instalaciones que implementará el MINEM en el sistema Cajabamba - Huamachuco. para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 65 de 113

67 De igual modo, señala Hidrandina, que se asigne al MINEM la titularidad de la LT 60 kv Cajabamba Huamachuco. Análisis de OSINERGMIN En efecto, se ha verificado que el proyecto L.T. 60 kv Cajabamba-Huamachuco forma parte del Plan de Electrificación Rural a cargo de la DGER/MINEM, por lo que no corresponde asignarle la responsabilidad de la inversión de este proyecto a Hidrandina. Po otro lado, es correcto lo señalado por Hidrandina en el sentido que de transferirse a título gratuito las instalaciones del proyecto LT 60 kv Cajabamba-Huamachuco, en la fijación de Tarifas y Compensaciones de SST y SCT se reconozcan a favor del Titular que recibe los activos, los Costos de Operación y Mantenimiento correspondientes. En cuanto a los costos incurridos por la rotación de transformadores, según lo ya señalado en el análisis de la Opinión 1, la remuneración de todo transformador en operación, que forma parte de los SST y SCT, involucra no sólo el costo de suministro del equipo, transporte, montaje, materiales para su conexionado, control y protección, y pruebas correspondientes; sino también las obras civiles y eléctricas necesarias para su puesta en servicio. Por consiguiente, todos estos costos continúan siendo remunerados indiferentemente de una eventual rotación del transformador. Asimismo, la rotación de transformadores en función a la evolución de la demanda, es práctica común en la operación de las redes de transmisión a fin de dar una eficiente utilización al transformador durante su vida útil, con el consecuente beneficio no sólo de optimizar nuevas inversiones sino, principalmente, de reducir las pérdidas en la transformación cuando se mantienen algunos de estos equipos innecesariamente sobrecargados cuando pueden ser rotados con otros que podrían estar siendo subutilizados en otra parte de la red. Obviamente que el transformador rotado deberá ser sometido a las pruebas correspondientes antes de ser conexionado en su nueva ubicación y complementariamente verificar la coordinación de la protección; actividades típicas y usuales propias de la operación y mantenimiento de la transmisión eléctrica. Las cuales definitivamente no constituyen nueva inversión, pues como está dicho en el primer párrafo de esta sección, estas actividades ya fueron consideradas en la valorización del módulo de transformación en la oportunidad en que se implementó como nueva inversión. Además, conforme al Artículo 139º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, el Plan de Inversiones esta constituido por el conjunto de instalaciones de transmisión requeridas que entren en operación comercial dentro de un período de fijación de Peajes y Compensaciones. Por lo que no correspondería incluir como costo del Plan de Inversiones las rotaciones de los transformadores que ya se encuentren en operación. Por tanto, los costos por la rotación de transformadores no forman parte de los costos para la implementación de una nueva instalación, en consecuencia no corresponde establecer un módulo estándar de inversión para esta actividad. Conclusión Se acoge parcialmente esta opinión, por las razones expuestas en el análisis anterior. para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 66 de 113

68 Opinión 16. Opina Hidrandina que OSINERGMIN ha aprobado para el año 2015 el proyecto de implementación de la nueva SET Moyococha y la nueva LT en 60kV Moyococha Deriv. Cajamarca, planteando para ello la rotación a la SET Moyococha del transformador de potencia de reserva 20/25MVA, 60/10kV ubicado en la SET Cajamarca, sin embargo no reconoce la inversión para su traslado y adecuación. Agrega Hidrandina que actualmente la tarifa no reconoce gastos para la adecuación y puesta en operación de equipos en reserva como el indicado, su adecuación en el 2015 implicaría gastos actualmente no reconocidos. Ver sustento de la anterior observación. En ese sentido, solicita considerar los costos de inversión para el traslado, adecuación y obras civiles del transformador de 20/25MVA, 60/10kV, y reconocimiento de los costos de operación y mantenimiento de dicho equipamiento. Análisis de OSINERGMIN Respecto a los costos que supuestamente no se estarían reconociendo al poner en servicio un transformador de reserva, el análisis realizado a la Opinión 15 también es válido como análisis para esta parte de la presente opinión. Además, el costo de los transformadores de reserva de los SST y SCT se ha determinado mediante la aplicación del módulo estándar de transformación correspondiente, el cual incluye los costos de obras civiles, eléctricas y pruebas necesarias para su adecuada puesta en servicio. Conclusión No se acoge esta opinión por las razones explicadas en el análisis anterior. Opinión 17. Observa Hidrandina que OSINERGMIN ha aprobado como parte del Plan de Inversiones la nueva SET Moyococha, pero no incluye en ella la implementación de 04 celdas de Alimentadores 10 kv necesarias para la adecuación de las salidas en MT que alimentarían la zona norte de la ciudad de Cajamarca. Agrega que, la falta de reconocimiento de las celdas de Alimentadores 10 kv, para la adecuación de las salidas, imposibilitaría la conexión de las redes de distribución que alimentan la zona norte de Cajamarca, lo que OSINERGMIN por error no ha considerado. Análisis de OSINERGMIN Es necesario indicar que HIDRANDINA como parte de su propuesta final del Plan de Inversiones , ha propuesto la implementación de la Nueva SET Moyococha, considerando para ello la rotación del transformador de la SET Cajamarca con sus respectivas celdas de transformación, sin proponer Celdas de Alimentadores en 10 kv, entendiéndose también que dichas celdas serían rotadas al igual que el transformador. Al respecto, es del caso indicar que el estudio para la aprobación del Plan de Inversiones se basa en la propuesta de los TITULARES, donde el no considerar elementos como las celdas de alimentadores que menciona Hidrandina, inducen a error a OSINERGMIN. Por otro lado, es necesario mencionar que, no fue posible verificar la cantidad de celdas de alimentadores debido a que Hidrandina no presentó el diagnóstico requerido mediante la Observación 5 del Oficio Nº GART. para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 67 de 113

69 No obstante, debido a que Hidrandina está solicitando se aprueben 04 celdas de Alimentadores en 10 kv para la conexión de las redes de distribución desde la nueva SET Moyococha, éstas se consideran en el Plan de Inversiones a publicarse. Conclusión Se acoge esta opinión por las razones expuestas en el análisis anterior. Opinión 18. Observa Hidrandina que OSINERGMIN ha aprobado para el año 2016 la implementación de una Celda de Alimentador 10 kv en la SET Cajamarca, cuyo código de módulo estándar es CE-010SIR2C1ESBAL1, que corresponde a una celda tipo convencional al exterior, cuya implementación demandaría mayor espacio físico en el patio de llaves de la SET Cajamarca, complicando la configuración actual, además la tendencia actual de Hidrandina es la de implementar celdas interiores en 10 kv como las existentes contándose con espacio para ello en la Sala de Control. En ese sentido, solicita se considere una celda Metal Clad tipo interior con código de módulo estándar CE-010SIU2MCISBAL. Análisis de OSINERGMIN De la misma manera que en el análisis de la opinión anterior, cabe mencionar que Hidrandina propuso como parte de su propuesta final del Plan de Inversiones , una celda de alimentador 10 kv tipo convencional de módulo CE- 010SIR2C1ESBAL, siendo aceptado por OSINERGMIN. No obstante, habiéndose visitado la SET Cajamarca, se ha verificado que es conveniente implementar la celda de alimentador 10 kv tipo Metal Clad de módulo CE-010SIU2MCISBAL, similar a las existentes. Conclusión Se acoge esta opinión por las razones expuestas en el análisis anterior. Opinión 19. Sistema Eléctrico Callejón de Huaylas, Sihuas, La Pampa, Pallasca Hidrandina manifiesta que el transformador de potencia 66/22,9/13,2 kv, 9/5/7 MVA, puesto en operación en la SET Ticapampa el en reemplazo del existente de 66/13,8 kv, 5MVA, debido al incremento de la demanda, no ha sido considerado por OSINERGMIN, por lo que la incluyó como inversión ejecutada y no aprobada en el PI en su propuesta del PIT para su reconocimiento según lo estipulado en la Disposición Transitoria de la Resolución OSINERGMIN N OS/CD. Aclara que este transformador había sido adquirido para la SET Carhuaz según el PIT , pero fue instalado en SET Ticapampa por el mayor crecimiento de la demanda en esta zona. Como sustento de su solicitud, menciona que en el Anexo N 2 que forma parte de sus opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN, adjunta el Informe Técnico que sustenta la implementación del transformador. Adicionalmente, precisa que OSINERGMIN ha considerado la rotación a la SET Carhuaz, para el año 2012, del transformador de potencia 5MVA, 66/13,8 kv que quedó de reserva en la SET Ticapampa, lo que denota que no se ha efectuado adecuadamente el análisis de la rotación de los transformadores. para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 68 de 113

70 Las siguientes solicitudes de conexión se describen en el referido Anexo N 2: Cía. Minera Lincuna (Minera): 14,00 MW Minera Vancouver SAC(Minera): 0,79 MW Minera Huinac (Ampliación de Potencia): 0,30 MW S.M.R.L. Magistral de Huaraz: 0,60 MW MTZ SAC (Minera, Grupo Magistral): 8,00 MW Aclara que no incluye el crecimiento por efecto de obras de electrificación establecidas por el MINEM y Terceros. Al respecto, solicita incluir en el PIT el transformador de potencia 66/22,9/13,2 kv, 9/5/7 MVA, puesto en operación por Hidrandina en la SET Ticapampa el ; así como la celda de transformador 23 kv para utilizar este devanado del transformador y atender nuevos clientes en este nivel de tensión, eliminando el transformador elevador 13,8/22,9 kv existente, que resulta ineficiente. Análisis de OSINERGMIN En el Plan de Inversiones vigente, se aprobó un transformador de potencia 60/10 kv de 9 MVA para la SET Carhuaz (año 2009), sin embargo Hidrandina manifestó que dicho transformador fue instalado en la SET Ticapampa con la finalidad de priorizar el mayor crecimiento de la demanda en dicha zona y que el transformador existente de 5 MVA sería rotado a la SET Carhuaz Al respecto, debido a que el transformador de 9 MVA ha sido puesto en servicio el 24 de junio 2011, conforme indica Hidrandina en su opinión, éste debe ser informado como parte de las Altas con la debida justificación del requerimiento del devanado en 22,9 kv, según lo establecido en la normativa vigente. Por lo expuesto en el párrafo anterior, no corresponde aprobar en el Plan de Inversiones un elemento que ya fue aprobado en el Plan de Inversiones Conclusión No se acoge esta opinión, por las razones expuestas en el análisis anterior. Opinión 20. Sostiene Hidrandina que OSINERGMIN no ha aprobado la implementación de una Celda de Alimentador 22,9 kv en la SET Ticapampa, para atender las nuevas cargas. Como sustento de su solicitud menciona el incremento de la demanda en la zona de influencia de la SET Ticapampa, cuya solicitud de incremento se adjunta en el ya mencionado Anexo N 2. Al respecto, solicita incluir en el PIT la celda de Alimentador 22,9kV en la SET Ticapampa, para atender las nuevas cargas cuyas solicitudes de conexión o incremento de carga también forman parte del Anexo N 2. Análisis de OSINERGMIN La Celda de Alimentador requerida ahora por Hidrandina, para octubre 2012, no fue aprobada por OSINERGMIN debido a que esta empresa concesionaria no presentó la justificación respectiva. para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 69 de 113

71 Sin embargo, en consideración a que la Única Disposición Transitoria de la Resolución OSINERGMIN OS/CD, establece: Las instalaciones que sin estar consideradas en el Plan de Inversiones aprobado para el período , fueron puestas en operación comercial para atender el surgimiento de significativas demandas no previstas durante el proceso de aprobación de dicho Plan, excepcionalmente y por única vez, podrán justificarse técnica y económicamente como parte del estudio que sustente la propuesta del nuevo Plan de Inversiones correspondiente al período , a fin de que OSINERGMIN evalúe la procedencia de su inclusión en el cálculo del Peaje a partir de la siguiente fijación de Tarifas y Compensaciones de SST y SCT. Se ha revisado los requerimientos de Celdas de Alimentadores en MT, resultando necesario implementar la Celda de Alimentador 22,9 kv requerida en la SET Ticapampa, para la alimentación de las cargas mostradas en el Anexo 2 (información adjuntada por Hidrandina como parte de su opinión), por lo que se acepta esta solicitud. Conclusión Se acoge esta opinión, por las razones expuestas en el análisis anterior. Opinión 21. Señala Hidrandina que OSINERGMIN ha aprobado para el año 2015 la implementación del transformador de potencia de 30 MVA, 60/23/10 kv en la SET Ticapampa, mientras Hidrandina ha planteado su implementación para el año 2013 considerando la atención de la mayor demanda requerida por Minera Lincuna. Por tanto, solicita adelantar la fecha de implementación de este transformador para su reconocimiento en la tarifa desde el año Como sustento de su solicitud menciona el incremento de la demanda en la zona de influencia de la SET Ticapampa y adjunta documentos de incremento de carga de clientes existentes, así como solicitudes de clientes potenciales (Anexo N 2). Análisis de OSINERGMIN OSINERGMIN ha tomado en cuenta la propuesta de Hidrandina que prevé atender la carga de la minera Lincuna de manera escalonada de 2,5 MW en el año 2012 hasta llegar a los 14 MW para el año Teniendo en cuenta dicha demanda se ha procedido a identificar el año donde se requeriría el nuevo transformador de 30 MVA cuyos resultados se muestran en el siguiente cuadro. Ticapampa Tensión TICAP TICAP TICAP Potencia Potencia Potencia Factor de Uso para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 70 de 113

72 Como se aprecia en el cuadro anterior, el nuevo transformador resultaría necesario a partir del año Conclusión No se acoge esta opinión, por las razones expuestas en el análisis anterior. Opinión 22. Hidrandina manifiesta que OSINERGMIN persiste en su planteamiento de ampliación de la SET Pierina existente y la nueva LT en 60kV Pierina Huaraz, para el año La propuesta de Hidrandina es la de implementar una nueva SET Derivación a 2 km de la SET Pierina, con 02 celdas de Línea en 138 kv, 01 celda Línea-Transformador en 138 kv y 01 trafo de 40MVA, 138/66kV; una nueva LT en 66 kv y 01 nueva celda de Línea en 66 kv en la SET Huaraz existente, debido a que no se dispone de autorización de uso ni espacio físico por parte de la Minera Barrick propietaria de la SET Pierina existente y que está dentro de la zona de concesión minera. Agrega que debido a que la SET Pierina se encuentra ubicada dentro de la zona de concesión minera de la empresa Minera Barrick Mishquichilca S.A. y considerando que la SET Pierina no es de propiedad de la Concesionaria CTA, agregando a ello las limitaciones de terreno para ampliar la SET Pierina, no resulta factible la implementación del proyecto aprobado por OSINERGMIN en el PIT Asimismo, sostiene que esta implementación tendría que estar supeditada a las condiciones técnicas que establezca la minera Barrick Mishquichilca S.A., empresa que no es concesionaria en el sector eléctrico, es decir lo mínimo que exigirán sería un equipamiento de similares características o mejores a la que tienen instalados, lo cual resulta una práctica usual en estos tipos de instalaciones, ya que se preocupan, con justa razón, que las nuevas instalaciones no pongan en riesgo a la operación minera. Otro aspecto importante es que Hidrandina no podría disponer libremente del acceso a las instalaciones de la SET Pierina, ya que estarán siempre supeditadas a las condiciones de la mina, que es práctica común en las instalaciones mineras. Continúa Hidrandina indicando que su propuesta es la construcción de una subestación de derivación de la línea de 138 kv, antes del ingreso a la zona de concesión minera, cuya derivación sería con una línea en 138 kv de 0,44 km de longitud y conexión en configuración PI, con dos bahías en 138 kv, una bahía de transformación de 138 kv, instalación de un transformador de 138/66/13,8 kv, 30/30/10 MVA y bahía de salida en 66kV con la línea hacia la SE Huaraz y una bahía de llegada en 66 kv en la SET Huaraz. Agrega que constructivamente, la propuesta de Hidrandina requiere de una bahía adicional en 138 kv para la conexión Pi respecto a lo aprobado por OSINERGMIN, porque de todas maneras en la propuesta aprobada por OSINERGMIN se ha omitido una bahía de llegada en la SET de Pierina, esta sería la diferencia real respecto de la alternativa aprobada por OSINERGMIN planteada en el Plan de Inversiones de Transmisión consistente en la habilitación de una conexión de la línea 138 kv, desde las barras de la SET Pierina de propiedad de la minera Barrick Mishquichilca S.A., que por las restricciones de terreno no disponibles, hace no viable su implementación. Ante todas estas restricciones, Hidrandina indica que ya ha dispuesto la implementación del mencionado proyecto, que fue lo que se propuso en el proceso de regulación del PIT , pero que fue modificado por OSINERGMIN, sin haber previsto estas restricciones. Los detalles de los sustentos se presentan en el Anexo N 3 de sus opiniones y sugerencias. para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 71 de 113

73 Asimismo, informa Hidrandina que a la fecha se encuentra en proceso el Concurso de Precios Nº para la ejecución de la obra: Suministro, Transporte, Montaje, Obras Civiles, Pruebas y Puesta en Servicio de la Nueva S.E. Derivación 138/66KV (Pierina) y L.T. 66KV S.E. Derivación S.E. Huaraz, cuya puesta en operación comercial se prevé para el segundo semestre del año Como prueba presenta el cronograma del Concurso de Precios de su Aviso de Convocatoria. Reitera Hidrandina que por la urgencia de dar solución al problema de suministro de energía al Callejón de Huaylas, la implementación de esta propuesta se iniciará en el presente año de tal manera de concluirla y ponerla en servicio comercial a más tardar el segundo semestre del año 2013, habiendo tomado esta decisión en vista que no implementará la instalación provisional de un transformador de potencia de 10/60 kv en la SET Kiman Ayllu (que OSINERGMIN consideró en su análisis para postergar el proyecto de Pierina para el año 2014), debido a que la diferencia de tiempos para su ejecución respecto a la ejecución de la Nueva SET Derivación 138/66 kv (Pierina) y L.T. 66 kv S.E. Derivación S.E. Huaraz se reduce a solo 02 meses, tal como se aprecia en el cronograma que se adjunta. para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 72 de 113

74 El balance de energía para el sistema del Callejón de Huaylas, que se adjunta al informe técnico que sustenta la propuesta de Hidrandina (Anexo Nº 3), demuestra la necesidad de disponibilidad de potencia para poder atender la demanda creciente; por lo que es conveniente adelantar la puesta en servicio comercial de la propuesta de Hidrandina (Nueva S.E. Derivación 138/66/13.8 kv Pierina y L.T. 66 kv S.E. Derivación S.E. Huaraz) para el año 2013, en lugar del año 2014 como lo propone OSINERGMIN. En ese sentido, Hidrandina solicita modificar el proyecto aprobado en el PIT , por el proyecto SET Derivación que se conectará en configuración PI a la LT 138 kv Huallanca Pierina, a 2 km de la SET Pierina y la LT 66 kv Derivación Huaraz, así como reprogramar su puesta en operación comercial para el año 2013, en lugar del año Análisis de OSINERGMIN Si bien es cierto que inicialmente Hidrandina propuso el proyecto indicado en esta opinión, en la etapa final de aprobación del Plan de Inversiones cambió su propuesta por la implementación de un transformador 220/66/22,9 kv en la SET Conococha y su enlace en 66 kv con la SET Ticapampa, alternativa que fue descartada por OSINERGMIN ya que la implementación de un transformador 138/66 kv en la SET Pierina y el enlace 66 kv con la SET Huaraz resultaba ser la alternativa de mínimo costo. Es más, en la etapa de presentación de recursos de reconsideración contra la Resolución OSINERGMIN N OS/CD que aprobó el Plan de Inversiones , Hidrandina insistió con su proyecto a partir de la SET Conococha, petitorio que fue declarado infundado. Asimismo, es del caso precisar que la instalación de un transformador de potencia de 10/60 kv en la SET Kiman Ayllu fue iniciativa de Hidrandina, como medida provisional para atender el déficit de oferta en el sistema eléctrico del Callejón de Huaylas; por lo que no es correcto lo señalado en esta opinión en el sentido que OSINERGMIN consideró en su análisis esta medida temporal para postergar hasta el año 2014 el proyecto de la SET Pierina. Al respecto, debe tenerse presente que para el análisis de la expansión de redes de transmisión se considera la implementación de todo elemento de transmisión que el Titular declare realizará en el corto plazo, siendo el resultado en este caso particular, que de haberse instalado el transformador 10/60 kv en la SET Kiman Ayllu, la instalación del transformador 138/66 kv en la SET Pierina y su enlace 66 kv con la SET Huaraz podía postergarse hasta el año para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 73 de 113

75 Ahora, Hidrandina manifiesta que desiste de la implementación provisional del transformador 10/60 kv en la SET Kiman Ayllu y presenta algunas cartas con las que sostiene la no disponibilidad de espacio en la SET Pierina existente para la instalación del nuevo transformador 138/66 kv conforme se aprobó en el Plan de Inversiones y las restricciones que se presentarían para su implementación y posterior operación, la condición de instalación privada de la SET Pierina perteneciente a la Compañía Minera Barrick Misquichilca y estar ubicada dentro del área de concesión de Beneficio Minero otorgada a la misma. Sin embargo, lo argumentado por Hidrandina no ha sido respaldado con documentos que demuestren una gestión oportuna ante la Compañía Minera Barrick Misquichilca sobre la implementación del proyecto aprobado en el Plan de Inversiones , con la respuesta expresa de esta compañía minera conteniendo los argumentos que ahora expone Hidrandina como impedimento. No obstante, en consideración a las continuas restricciones del suministro eléctrico que vienen sufriendo los usuarios del Callejón de Huaylas como consecuencia de la no implementación del proyecto Pierina 138/66 kv, en octubre del año 2010 conforme fue previsto en el Plan de Inversiones y; al inminente sobrecosto del suministro eléctrico en esta zona, al haberse autorizado mediante Resolución Ministerial N MEM/DM la instalación temporal de generación térmica local para cubrir el déficit de oferta eléctrica en el Callejón de Huaylas; en la etapa de publicación del Plan de Inversiones se está incluyendo el proyecto SET Derivación Pierina y su enlace con la SET Huaraz, considerando la reformulación propuesta por Hidrandina en esta opinión. Por otro lado, considerando el tiempo que se requeriría para la implementación de la nueva SET Derivación Pierina y siendo de conocimiento que la convocatoria a concurso para la ejecución de obras que indica Hidrandina ha sido declarada Desierta, se estima la puesta en servicio de esta SET para el tercer trimestre del año 2013, sin embargo, de implementarse antes la empresa podrá gestionar su Alta según el procedimiento establecido para el efecto. Conclusión Se acepta esta opinión por las razones expuestas en el análisis anterior. Opinión 23. Opina Hidrandina que en la nueva SET Derivación, OSINERGMIN dentro del Plan de inversiones debe incluir la implementación de una celda de transformación en 13,8 kv necesaria para los Servicio Auxiliares inicialmente y en el futuro para atender cargas rurales. Agrega que el proyecto que comprende la SET Derivación que incluye 01 Transformador de Potencia de 40 MVA, 138/66/13,8 kv ha sido propuesto por el requerimiento sustentado de atención de la demanda en el Callejón de Huaylas, sin embargo la falta de reconocimiento de las celda de transformación en 13,8 kv imposibilitaría la implementación de los Servicios Auxiliares, para alimentar los sistemas de control, protección y medición de esta SET. En ese sentido, solicita incluir la aprobación de una celda de transformación en 13,8kV en SET Derivación. para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 74 de 113

76 Análisis de OSINERGMIN En el Plan de Inversiones , se aprobó el proyecto de una nueva alimentación al Callejón de Huaylas a través de la LT 60 kv Pierina Huaraz, el cual incluye el transformador 138/66 kv en la SET Pierina, sin necesidad de celdas en 13,8 kv ni otros costos comunes propios de una nueva subestación, debido a que la SET Pierina existente ya cuenta con tales Servicios Auxiliares. Sin embargo, debido a que se está aprobando el proyecto SET Derivación Pierina el cual viene a ser una nueva subestación, se considera un transformador de 138/66/13,8 kv con sus respectivas celdas de transformación, de cuyo tercer devanado se implementaría los SS.AA. Asimismo, por tratarse de una nueva subestación se consideran los costos comunes e indirectos de acuerdo a los criterios de aplicación de los Módulos Estándares de Inversión en Transmisión establecidos en la NORMA TARIFAS. Conclusión Se acoge esta opinión, por las razones expuestas en el análisis anterior. Opinión 24. Hidrandina sostiene que OSINERGMIN ha aprobado la implementación de un transformador de potencia de 15 MVA, 138/60/23 kv en la SET Sihuas para el año 2016, mientras Hidrandina plantea la implementación de un transformador de 20 MVA para el año 2014 considerando la proyección de la demanda. Considera Hidrandina que debido al incremento de la demanda en la zona de influencia de la SET Sihuas, resulta necesario un transformador de 20 MVA y que el año de su puesta en operación comercial se programe para el año Indica que en el Anexo N 4, adjunta las solicitudes de clientes potenciales en la zona de Huarique, que inciden en la definición de la capacidad nominal del transformador de la SET Sihuas, lado de 60 kv, donde no se ha incluido el crecimiento de la demanda por efecto de las obras de electrificación previstas por el MINEM y Terceros. Análisis de OSINERGMIN OSINERGMIN ha determinado el ingreso de un nuevo transformador de 15 MVA, 138/60/23 kv en la SET Sihuas, sobre la base de la proyección de la demanda informada por Hidrandina y en estricto cumplimiento de lo que al respecto establece la NORMA TARIFAS. Así, se identificó los transformadores que superan su capacidad de diseño y se consideró la rotación de transformadores y/o la redistribución de la carga entre SET s, producto de lo cual se determinó la necesidad en la SET Sihuas del indicado transformador, a partir del año 2016, según se muestra en el siguiente cuadro. Año Pomabamba Huari Sihuas Sihuas Potencia Potencia Potencia Factor de Uso para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 75 de 113

77 Por otro lado, se ha verificado que en el Anexo N 4 que presenta Hidrandina como parte de sus opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN, incluye la solicitud de suministro de la minera Huallanca (Contonga) desde la SET Sihuas. Al respecto Hidrandina en su PROPUESTA FINAL planteó atenderla desde la nueva SET Conococha al igual que la demanda de la Minera Pachapaque, donde planteó que dicha SET sería implementada por la Minera Pachapaque, por lo que considerando que la mina Huallanca (Contonga) se ubica más próxima a la futura SET Conococha no se consideró atender la demanda de esta minera desde la SET Sihuas. Conclusión No se acoge esta opinión, por las razones expuestas en el análisis anterior. Opinión 25. OSINERGMIN aprueba para el 2012 la rotación del transformador de potencia en reserva 5 MVA, 66/13,8 kv, de la SET Ticapampa a la SET Carhuaz, pero no reconoce los gastos para el transporte, adecuación, obras civiles y pruebas eléctricas. Actualmente la tarifa no reconoce gastos para la adecuación y puesta en operación de equipos en reserva como el indicado. Ver sustento de la Observación N 4 del numeral correspondiente al sistema Eléctrico Cajamarca y Cajamarca Rural. En ese sentido, se solicita considerar los gastos de inversión para el traslado, adecuación, pruebas y obras civiles del transformador de 5MVA, 66/13,8 kv. Análisis de OSINERGMIN El análisis realizado a la anterior Opinión 16, es válido como análisis para esta opinión. Conclusión No se acoge esta opinión, por las mismas razones expuestas en el análisis de la Opinión 16. Opinión 26. Sistema Eléctrico Trujillo Hidrandina manifiesta que el transformador de potencia 33/13,8 kv, 3 MVA de SET La Florida entró en servicio el 03 de julio de 2011, sin embargo OSINERGMIN está considerando su implementación desde octubre 2012; se adjunta Acta de puesta en servicio con el fabricante EPLI SAC (Anexo N 11). Agrega Hidrandina que, en virtud a lo estipulado en las disposiciones transitorias de la Resolución OSINERGMIN N OS/CD incluyó este proyecto en su propuesta del PIT , habiéndolo OSINERGMIN considerado pero sin tener en cuenta la fecha real de su puesta en operación comercial. En ese sentido, solicita reprogramar la puesta en operación comercial para el 03 de julio de 2011, en lugar de octubre Análisis de OSINERGMIN El transformador de potencia 33/13,8 kv, 3 MVA instalado en la SET Florida, no fue aprobado en el Plan de Inversiones , por lo que en concordancia con la única para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 76 de 113

78 disposición transitoria de la Resolución OSINERGMIN OS/CD, estas inversiones deben justificarse técnica y económicamente, a fin de que OSINERGMIN evalúe la procedencia de su inclusión en el cálculo del Peaje a partir de la siguiente fijación de Tarifas y Compensaciones de SST y SCT. Al respecto, debido a que Hidrandina no presentó la justificación respectiva, OSINERGMIN según la proyección de la demanda realizada con base en la información proporcionada por la propia empresa, determinó su necesidad recién a partir del año 2012, tal como figura en la PREPUBLICACIÓN. Asimismo, tomando en cuenta la última información presentada por Hidrandina en la etapa de opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN, OSINERGMIN ha identificado las subestaciones que superan su capacidad de diseño, resultando que el transformador de la SET Florida es necesario a partir del año 2012, tal como se muestra en el cuadro siguiente. Florida Potencia Factor de Uso En ese sentido, el nuevo transformador implementado en la SET Florida, será reconocido desde octubre 2012 conforme se prepublicó. Conclusión No se acoge esta opinión, por las razones expuestas en el análisis anterior. Opinión 27. Señala Hidrandina que propuso 02 Celdas de Alimentador 10 kv en la SET Trujillo Sur para su implementación en los años 2012 y 2013, que no han sido consideradas por OSINERGMIN en la PREPUBLICACIÓN del PIT Argumenta que lo señalado se sustenta en el incremento de la demanda prevista para la zona de influencia del sistema Trujillo. Indica que los detalles del sustento se presentan en el Anexo N 5 que forma parte de sus opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN. Análisis de OSINERGMIN Respecto a las dos Celdas de Alimentación 10 kv para la SET Trujillo, que según indica Hidrandina son requeridas en octubre 2012, no fueron incluidas en el Plan de Inversiones prepublicado debido a que dichos elementos ya fueron aprobados en el Plan de Inversiones para el año 2010, por lo que una vez sean puestas en servicio será materia que Hidrandina solicite el Alta respectiva según el procedimiento establecido para el efecto. En cuanto a la Celda de Alimentación 10 kv propuesta por Hidrandina para octubre 2013 en la misma SET, ésta sí se ha considerado para dicho año en el Plan de Inversiones prepublicado. Conclusión No se acoge esta opinión, por las razones expuestas en el análisis anterior. para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 77 de 113

79 Opinión 28. Manifiesta Hidrandina que OSINERGMIN ha considerado en la SET Porvenir la implementación de un Transformador de Potencia de 60 MVA, 138/23/10 kv y 01 celda de transformador 22,9 kv, pero no incluye la aprobación de 2 Celdas de Alimentador 22,9 kv tipo interior, una para la adecuación de la salida TPO-006 al Valle Santa Catalina y la otra para atender el crecimiento de la demanda vegetativa. Indica que no considerar las Celdas de Alimentador en 22,9 kv imposibilitaría la conexión de la carga en el lado del devanado 22,9 kv del nuevo transformador, considerado por OSINERGMIN en el PIT En ese sentido, solicita la inclusión en el PIT de las dos Celdas de Alimentador en 22,9 kv, tipo interior, indicadas. Análisis de OSINERGMIN Al respecto, es necesario hacer notar que Hidrandina en su PROPUESTA FINAL, consideró el transformador de potencia de 60 MVA, 138/23/10 kv y la celda de transformación en 22,9 kv, sin embargo no propuso celdas de alimentación en 22,9 kv; por lo que OSINERGMIN no consideró dichos elementos en la PREPUBLICACIÓN. No obstante, en el entendido que se trata de una omisión involuntaria, para la etapa de publicación del Plan de Inversiones se ha verificado la necesidad de las 2 Celdas de Alimentador en 22,9 kv requeridas por Hidrandina para la SET Porvenir. Conclusión Se acoge parcialmente esta opinión, por las razones expuestas en el análisis anterior. Opinión 29. Señala Hidrandina que OSINERGMIN ha aprobado para el año 2013 el cambio del transformador existente de 30 MVA por otro de la misma capacidad de 30 MVA, 138/23/10 kv en la SET Trujillo Sur, sin embargo el nuevo transformador debe ser de 60 MVA para cubrir el crecimiento de la demanda y atender la carga en 22,9 kv (cliente Lindley) que se alimenta a través de la barra en 10 kv del Transformador Bruce Pebbles y transformador elevador de 10/22,9 kv. Por lo que solicita modificar el transformador considerado por OSINERGMIN en el PIT , teniendo en cuenta lo siguiente: El Transformador de Potencia de 30 MVA, 138/23/10 kv aprobado para la SET Trujillo Sur, debe considerase como transformador de reserva para la SET Trujillo Nor Oeste y el Transformador de Potencia de 60 MVA, 138/23/10 kv (reserva) aprobado para SET Trujillo Nor Oeste considerarlo para su instalación en la SET Trujillo Sur. La solicitud se sustenta en el crecimiento de la demanda en la ciudad de Trujillo, específicamente en la zona de influencia de la SET Trujillo Sur, tal como se muestra en el Anexo N 5. Análisis de OSINERGMIN Al respecto es necesario hacer notar que Hidrandina como parte de su propuesta inicial consideró para la SET Trujillo Sur un transformador de 30 MVA 138/23/10 kv en reemplazo del transformador de 30 MVA 138/10 kv existente. Asimismo, como parte de las respuestas a las observaciones formuladas por OSINERGMIN a tal PROPUESTA INICIAL, Hidrandina responde lo siguiente: para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 78 de 113

80 En el 2013, se retira y por obsolescencia se da de baja el transformador de 138/10 kv de 30 MVA de la SET Trujillo Sur barra C. Entra nuevo transformador de 138/22,9/10 kv de 30/30/30 MVA (ONAF), los nuevos clientes industriales se atienden en 22,9 kv. Con base en esta respuesta, OSINERGMIN consideró el transformador 138/23/10 KV, de 30 MVA ONAF, en reemplazo del transformador 138/10 kv de 30 MVA (año 1969) de la SET Trujillo Sur para el año 2013, dándose de baja al transformador obsoleto. Asimismo, con la finalidad de identificar el factor de uso del mencionado transformador, OSINERGMIN realizó la identificación de la subestaciones que superan la capacidad de diseño, resultando que el transformador de 30 MVA tiene un factor de uso de 0,80 y 0,91 en los años 2017 y 2022 respectivamente, por lo que no justificaría considerar un transformador de 60 MVA en dicha SET. Conclusión No se acoge esta opinión, por las razones expuestas en el análisis anterior. Opinión 30. OSINERGMIN ha considerado para la SET Trujillo Sur la implementación de un nuevo Transformador de Potencia de 30 MVA, 138/23/10 kv, pero no incluye la celda de transformador 22,9 kv ni 01 Celda de Alimentador 22,9kV para la adecuación de la actual alimentación al cliente Lindley. La indisponibilidad de la celda de transformador 22,9kV y la Celda de Alimentador 22,9 kv, imposibilitaría la conexión de la carga en el lado del devanado 22,9 kv del nuevo transformador aprobado por OSINERGMIN. Análisis de OSINERGMIN Hidrandina en su PROPUESTA INICIAL y PROPUESTA FINAL, no incluyó la celda de transformador y de un alimentador en 22,9 kv, lo cual indujo a incurrir en el error que ahora señalan como parte de sus opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN. No obstante, debido a que actualmente la carga Lindley se alimenta a través de un transformador elevador 10/22,9 kv; al implementarse el nuevo transformador 138/23/10 kv, de 30 MVA ONAF se ha considerado la alimentación de esta carga desde el devanado 22,9 kv de este transformador, por lo que se justifica considerar una celda de transformación en el año 2013 y 02 celdas de alimentador en 22,9 kv a implementarse en los años 2013 y Conclusión Se acoge esta opinión, por las razones expuestas en el análisis anterior. Opinión 31. Solicita Hidrandina que la celda de transformación 33 kv considerada por OSINERGMIN para el año 2013 en la nueva SET Huaca del Sol, sea cambiada a celda línea transformador en 33 kv, desde donde se conectará parte de la ex línea L-3330/3331 que alimentará al eje Moche - Salaverry, ya que la SET Huaca del Sol es nueva y no existe celda de línea. En ese sentido, solicita cambiar el tipo de módulo estándar, de CE-033COU1C1ESBTR a CE-033COU1C1ESBLT. para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 79 de 113

81 Análisis de OSINERGMIN Al respecto, es del caso señalar que lo prepublicado coincide con lo propuesto por Hidrandina que consideró una celda de transformación en 33 kv y no la celda líneatransformador. No obstante, debido a la opinión presentada, es necesario notar que en la SET Trujillo Sur existe una celda línea-transformador en 33 kv desde donde se alimenta actualmente el eje Moche-Salaverry. En ese sentido, ya no es necesario considerar una nueva celda línea-transformador en 33 kv, debido a que la existente será rotada a la nueva SET Huaca del Sol. Conclusión Se acoge parcialmente esta opinión, por las razones expuestas en el análisis anterior. Opinión 32. Hidrandina observa que OSINERGMIN ha aprobado en la nueva SET Huaca del Sol la implementación de un Transformador de Potencia de 30 MVA, 60/33/10 kv, pero no incluye la aprobación de celdas de Alimentador en 10kV para la adecuación de salidas en MT. Argumenta que la indisponibilidad de celdas de Alimentador en 10 kv imposibilitaría la conexión de la carga en el lado del devanado 10kV del nuevo transformador aprobado por OSINERGMIN. En ese sentido, solicita incluir 03 Celdas de Alimentador en 10 kv en la nueva SET Huaca del Sol. Análisis de OSINERGMIN Cabe mencionar que HIDRANDINA no consideró Celdas de Alimentador 10 kv para la SET Huaca del Sol, como parte de su propuesta del Plan de Inversiones , lo que hizo suponer que dichas celdas serían rotadas desde la SET Moche. No obstante, a raíz de esta opinión OSINERGMIN ha determinado la cantidad de celdas de alimentador necesarias en el horizonte de planeamiento, resultando solo 02 celdas de alimentador considerando una carga de 4 MW por alimentador. En ese sentido, dichas celdas son requeridas en los años 2013 y 2014, respectivamente. Por otro lado, debido a que se están aprobando 02 celdas de alimentador en 10 kv para la nueva SET Huaca del Sol, se considera la Baja de las 02 celdas de alimentador existentes en la SET Moche conjuntamente con la subestación. Conclusión Se acoge esta opinión, por las razones expuestas en el análisis anterior. Opinión 33. Hidrandina señala que OSINERGMIN ha reprogramado la implementación del proyecto LT 138 kv Santiago de Cao Malabrigo para el año 2015, proyecto que forma parte del PIT ; el cual debe adelantarse para el año 2014 en consideración a la proyección de la demanda y los plazos para su ejecución. Al respecto, argumenta Hidrandina que el proyecto fue aprobado por OSINERGMIN en el PIT para el año 2010, pero no se llegó a implementar debido a la para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 80 de 113

82 postergación de las nuevas cargas. Sin embargo, con los requerimientos que se tiene, este proyecto se requeriría para el año 2013, sin embargo por el tiempo que se toma para la implementación de este tipo de proyecto se considera su puesta en operación comercial para el año Indica que este proyecto es necesario para atender la demanda requerida por las empresas pesqueras ubicadas en el puerto, pues con el sistema eléctrico actual no es posible alimentarlas debido a limitaciones técnicas de la actual LT 34,5 KV Santiago de Cao -Malabrigo y la capacidad misma de la subestación existente (34,5/10 KV de 12 MVA). Agrega que la demanda actualmente atendida supera los 11 MW, sin posibilidad de atender la demanda potencial adicional (7,16 MW para el 2012 y 1,75 MW adicionales para el 2013), siendo imposible atender la demanda total de la zona que supera los 20 MW aproximadamente. Actualmente, la demanda potencial viene siendo atendida con autogeneración térmica utilizando el Diesel como combustible. Además, continúa Hidrandina, este proyecto disminuye considerablemente los flujos de potencia por el transformador de la SET Santiago de Cao de 30 MVA, 138/34,5/13,8 kv, toda vez que la demanda requerida por Malabrigo estaría siendo atendida directamente desde la barra 138 kv de la SET Santiago de Cao, debiéndose tener en cuenta asimismo que en periodos de pesca la demanda máxima de la subestación Santiago de Cao ha superado ya los 28 MW, llegándose al límite de la capacidad del transformador de dicha subestación. También señala la existencia de extensas áreas de terreno en la zona de influencia de esta nueva subestación, que podrían ser utilizadas con fines agrícolas, de manera que a lo largo de todo el año, se podría alcanzar tanto un factor de utilización como un factor de carga apropiados, a pesar de las vedas pesqueras que periódicamente se disponen para cuidar los recursos del mar. Muestra el siguiente cuadro de registros de máxima demanda, donde según argumenta, se evidencian los periodos de pesca (5 meses) y de veda (7 meses) que se vienen presentando durante el año, llegando a superar la potencia instalada de transformación, actualmente de 12 MVA; y, que alcanza valores de hasta 11,24 MW en los periodos de pesca. En ese sentido, solicita adelantar la fecha de la puesta en operación comercial del proyecto LT 138 kv Santiago de Cao Malabrigo, para el año 2014 en lugar del año para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 81 de 113

83 Análisis de OSINERGMIN La reprogramación de la Nueva SET Malabrigo para el año 2015, se ha determinado según los resultados de la proyección de la demanda realizada con base en la información proporcionada por la propia empresa concesionaria, según se muestra en el siguiente cuadro: Malabrigo MALAB Potencia Factor de uso No obstante, de acuerdo a la nueva demanda presentada por Hidrandina con relación a esta opinión, se requeriría implementar dicha subestación de inmediato conforme se muestra en el siguiente cuadro, sin embargo se reprograma para el año 2014 según lo solicitado por Hidrandina que indica requiere de tiempo para su implementación. Malabrigo Tensión MALAB Potencia Factor de uso Conclusión Se acoge esta opinión, por las razones expuestas en el análisis. Opinión 34. Hidrandina observa que OSINERGMIN ha aprobado para el año 2015 la rotación del transformador de potencia 138/10 kv de 26 MVA, de la SET Porvenir a la SET Malabrigo, en reemplazo de la propuesta de Hidrandina en el sentido de adquirir un nuevo transformador 138/22,9/10 kv de 30 MVA para esta subestación; lo que incluso es incoherente pues OSINERGMIN aprueba la celda de transformador 22,9 kv. Indica asimismo, que la propuesta de OSINERGMIN implicaría la no disponibilidad del nivel en 22,9 kv para la atención de los clientes pesqueros cuyos niveles de tensión en 10 kv se ven afectados en períodos de producción. En ese sentido, solicita reconsiderar la propuesta de Hidrandina para la adquisición de un nuevo transformador 138/22,9/10 kv. Análisis de OSINERGMIN En el Plan de Inversiones , se aprobó la Nueva SET Malabrigo 138/10 kv de 50 MVA para el año 2010, sin embargo dicha inversión no fue concretada en dicho año, por lo que OSINERGMIN en la etapa de la PREPUBLICACIÓN revisó la evolución de la demanda y como resultado reprogramó esta inversión para el año 2015, habiendo determinado que en el horizonte de estudio es suficiente la rotación del transformador 138/10 kv de 26 MVA procedente de la SET Porvenir con sus respectivas celdas de transformación. Sin embargo, producto de la incorporación de nuevos requerimientos de demanda que ha presentado Hidrandina con relación a esta opinión, existe la necesidad de implementar en el año 2014 un nuevo transformador 138/10 kv de 30 MVA hasta el año 2018 donde se implementaría adicionalmente el transformador 138/10 kv de 26 MVA para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 82 de 113

84 rotado de la SET Porvenir con sus respectivas celdas de transformación y la restructuración de barras en 138 kv. Por otro lado, no es correcto considerar el devanado en 22,9 kv, debido a que el sistema actual de distribución en Malabrigo es en 10 kv, pudiéndose atender a los clientes pesqueros en el mismo nivel actual de tensión al ubicarse a distancias adecuadas. Conclusión Se acoge parcialmente esta opinión en el sentido que ha permitido corregir la consideración de un nivel de tensión que no corresponde a la SET Malabrigo, según lo expuesto en el análisis anterior. Opinión 35. Señala Hidrandina que OSINERGMIN ha aprobado en la nueva SET Malabrigo la rotación de un Transformador de Potencia 138/10 kv de 26 MVA, pero no incluye la aprobación de Celdas de Alimentador en 10 kv para la adecuación de las salidas en MT ni Celdas de Alimentador 22,9kV, según la propuesta de Hidrandina. La indisponibilidad de celdas de Alimentador 22,9 kv y 10 kv imposibilitaría la conexión de la carga al nuevo transformador aprobado por OSINERGMIN. En ese sentido, se solicita incluir dos (02) celdas de Alimentador en 22,9kV y dos (02) celdas en10 kv en la nueva SET Malabrigo. Análisis de OSINERGMIN Respecto a esta opinión, cabe mencionar que Hidrandina no consideró Celdas de Alimentador en 22,9 kv en su propuesta del Plan de Inversiones, lo cual es concordante con lo expuesto en el análisis de la opinión anterior. En cuanto a las Celdas de Alimentador en 10 kv, OSINERGMIN ha determinado la cantidad necesaria de los alimentadores considerando para ello que cada alimentador toma hasta 5 MW por tratarse de cargas próximas a la SET, producto de dicho cálculo se ha obtenido la necesidad de implementar 2 celdas de alimentador en 10 kv para el año 2014 las cuales son reprogramadas del plan de inversiones y 1 celda de alimentador en 10 kv para el año 2019 conforme se muestra en el siguiente cuadro. Tensión Malbrigo Cant.Alimen Existentes Cant. Necesarias PI Conclusión Se acoge parcialmente esta opinión, por las razones expuestas en el análisis anterior. Opinión 36. Propone Hidrandina que el Transformador de Potencia 33/10 kv de 15 MVA, considerado por OSINERGMIN para el año 2013 en la SET Casagrande 2, debe para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 83 de 113

85 posponerse para más adelante, pues la máxima demanda que sustentaba el cambio del transformador existente con uno de mayor capacidad se registró por un valor pico de un solo día provocado por la toma de carga en Agroindustrias Casagrande. Señala al respecto que Hidrandina requiere priorizar inversiones que ameritan su atención en el período En ese sentido, solicita postergar la implementación de este proyecto para el período de regulación Análisis de OSINERGMIN La necesidad del transformador de 15 MVA señalado, se ha determinado como resultado del procesamiento de la demanda histórica al año 2010 y no en base a un solo valor pico. Asimismo, considerando el reajuste de la demanda producto de los cambios presentados por Hidrandina en la etapa de opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN, sigue resultando necesaria para el año 2013 la implementación del transformador de 15 MVA en dicha SET. En ese sentido, para la etapa de publicación del Plan de Inversiones , se está considerando la implementación del transformador en la SET Casagrande 2, a partir del año Conclusión No se acoge esta opinión, por las razones expuestas en el análisis anterior. Opinión 37. Manifiesta Hidrandina que según el Oficio N GART, OSINERGMIN incluye como Baja para el año 2014 al transformador de potencia 34,5/13,8 kv de 8,4 MVA, de la SET Casagrande 2; sin embargo según la opinión anterior este transformador continuará operando en la SET Casagrande 2. Señala que la inclusión como Baja de dicho transformador, implicaría la indisponibilidad para la SET Casagrande 2. En ese sentido, solicita no considerar la Baja del transformador de potencia de 8,4 MVA, 34,5/13,8 kv hasta el próximo período tarifario. Análisis de OSINERGMIN Al estarse considerado en el año 2013 un nuevo transformador 34/13,8 kv de 15 MVA para la SET Casagrande 2, el transformador 34,5/13,8 kv de 8,4 MVA está previsto rotarlo a la SET Otuzco en el año Conclusión Se acoge parcialmente esta opinión, por las razones expuestas en el análisis anterior. Opinión 38. Propone Hidrandina que el transformador 34,5/10 kv de 6,5 MVA de la SET Trujillo Sur 1 que OSINERGMIN ha considerado rotar en el año 2012 hacia la SET Moche, sea rotado a la SET Casagrande 1 y se reconozcan los gastos para el transporte, adecuación, obras civiles y pruebas eléctricas. para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 84 de 113

86 Explica Hidrandina que con la implementación de la SE La Huaca del Sol en el año 2013, ya no es necesaria la rotación del indicado transformador a la SET Moche; por lo que propone considerar su rotación para la SET Casagrande 1. Además, sostiene Hidrandina, con el incremento de la demanda la SET Casagrande 1 en el presente año viene operando a plena carga. Actualmente la tarifa no reconoce gastos para la adecuación y puesta en operación de equipos en reserva como el indicado, su adecuación en el 2012 implicaría gastos que actualmente no son reconocidos. En ese sentido, solicita que el transformador 34,5/10kV de 6,5 MVA de la SET Trujillo Sur 1, sea rotado a la SET Casagrande 1 y se reconozca todos los gastos que se incurra por esta actividad, tal como ha sido sustentado en anteriores solicitudes. Análisis de OSINERGMIN La rotación efectuada por OSINERGMIN fue la que Hidrandina planteó como parte de su PROPUESTA FINAL. No obstante, en base a esta opinión se considera procedente la modificación de la rotación de transformadores para la SET Casagrande 1 según lo propuesto por Hidrandina. En cuanto al reconocimiento de los gastos por la rotación de transformadores, el análisis a la Opinión 15 es también válido como análisis para esta parte de la presente opinión. Conclusión Se acoge parcialmente esta opinión, por las razones expuestas en el análisis anterior. Opinión 39. Observa Hidrandina que OSINERGMIN considera para el año 2014 la rotación del transformador 33/10kV de 3 MVA, de la SET Moche a la SET Casagrande 1, sin embargo con la implementación de la SET La Huaca del Sol el año 2013, considera que no es necesaria esta rotación. En ese sentido, solicita a OSINERGMIN modificar esta propuesta y en su lugar implementar lo propuesto por Hidrandina en la opinión anterior, en el sentido de rotar directamente el transformador 34,5/10 kv de 6,5 MVA, de la SET Trujillo Sur 1 a la SET Casagrande 1. Análisis de OSINERGMIN De acuerdo al análisis de la opinión anterior, se procederá a modificar la rotación de transformadores. Conclusión Se acoge esta opinión, por las razones expuestas en el análisis anterior. Opinión 40. Señala Hidrandina que OSINERGMIN ha considerado la implementación de la nueva SET Trujillo Centro y la implementación del Transformador de Potencia de 30 MVA, 138/23/10 kv, pero no incluye Celdas de Alimentador en 22,9 kv y 10 kv para la adecuación de las salidas en MT. para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 85 de 113

87 Agrega que la indisponibilidad de Celdas de Alimentador 22,9 kv y 10 kv imposibilitaría la conexión de la carga de la zona centro de la ciudad de Trujillo al nuevo transformador aprobado por OSINERGMIN. En ese sentido, solicita que se incluya en el PIT dos (02) Celdas de Alimentador 22,9 kv y cuatro (04) de 10 kv en nueva SET Trujillo Centro, a partir del año de la puesta en operación de la subestación. Análisis de OSINERGMIN Al respecto es del caso mencionar que Hidrandina no consideró en su propuesta del Plan de Inversiones , celdas de alimentadores en 10 y 22,9 kv para la SET Trujillo Centro, habiendo ello inducido a este error de omisión. Por otro lado, Hidrandina no presenta el sustento técnico que fundamente el requerimiento de 02 celdas de alimentadores en 22,9 kv y 04 celdas de alimentadores en 10 kv, por lo que de acuerdo a la demanda trasladada desde las barras A y B de la subestación Trujillo Sur, se confirma el requerimiento de 2 celdas de alimentación en 22,9 kv y 4 celdas de alimentación en 10 kv desde el año Conclusión Se acoge esta opinión, por las razones expuestas en el análisis anterior. Opinión 41. Hidrandina manifiesta que, por necesidad del servicio para atención de la demanda durante el año 2011, ha puesto en servicio 01 Celda de Alimentador 10 kv en la SET Porvenir y 01 celda de Alimentador 10 kv en la SET Salaverry. En ese sentido, solicita a OSINERGMIN se incluya en el PIT , el reconocimiento de las celdas de alimentador indicadas, las cuales han entrado en operación el año Señala que el sustento del incremento de la demanda se detalla en el Anexo N 5 de sus opiniones y sugerencias. Análisis de OSINERGMIN Los alimentadores en 10 kv puestos en servicio en la SET Porvenir y Salaverry, durante el año 2011, conforme indica Hidrandina, no formaron parte de la propuesta del Plan de Inversiones presentada por Hidrandina, como correspondía en mérito a lo establecido en la Única Disposición Transitoria de la Resolución OSINERGMIN N OS/CD. No obstante, se ha procedido a analizar si existe la necesidad de nuevos alimentadores en las subestaciones de Porvenir y Salaverry conforme lo solicita Hidrandina en sus opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN, considerando para dicho fin la demanda reajustada según los sustentos presentados por Hidrandina en el Anexo N 5 mencionado. Para dicho análisis, según el mapa de densidad de carga, se ha considerado que cada alimentador toma hasta 4 MW, resultando la necesidad de una nueva celda de alimentador en 10 kv a partir del año 2012 para la SET Porvenir; sin embargo, debido a que el año 2013 se prevé la implementación del nuevo transformador 138/23/10 kv y se consideran 02 celdas de alimentador en 22,9 kv para el mismo año, recién en el año 2015 resultaría necesario la celda de alimentador en 10 kv conforme se muestra en el para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 86 de 113

88 siguiente cuadro. En ese sentido, el año 2012 una de las celdas en 10 kv puede tomar hasta 4,67 MW de la demanda con la finalidad de desplazar para el año 2013 el inicio de estas nuevas inversiones. Tensión Porvenir 10 24,35 26,57 28,67 24,75 26,87 29,17 30,89 32,65 34,45 36,29 38,17 40,08 42,03 Cant.Alimen Existentes Cant. Necesarias 6,09 6,64 7,17 6,19 6,72 7,29 7,72 8,16 8,61 9,07 9,54 10,02 10,51 PI Respecto a la celda implementada en la SET Salaverry, no existe la necesidad de alimentadores adicionales para dicha SET, conforme se muestra en el siguiente cuadro. Tensión Salaverry 10 1,72 1,88 2,02 2,18 2,37 2,57 2,73 2,88 3,04 3,20 3,37 3,54 3,71 Cant.Alimen Existentes Cant. Necesarias 0,43 0,47 0,51 0,55 0,59 0,64 0,68 0,72 0,76 0,80 0,84 0,88 0,93 PI Conclusión Se acoge parcialmente esta opinión, por las razones expuestas en el análisis anterior. Sistema Eléctrico Chimbote Opinión 42. Señala Hidrandina que propuso para el año 2012 la implementación de una nueva Celda de Alimentador 13,8 kv en la SET Chimbote Sur, aprobada por OSINERGMIN para el año 2011 en el PI , no siendo aceptado por OSINERGMIN. Esto implica que el proyecto quedaría desechado a pesar de estar aprobado en el PI según el item del Informe N GART. Agrega que debido al incremento de la demanda en la zona de influencia de la SET Chimbote Sur, se requiere urgente la implementación de un nuevo alimentador en media tensión, ya que actualmente los 02 alimentadores, 7ma Sur y 8va Sur, que atienden la demanda de todo el Distrito de Nuevo Chimbote, tienen como máxima demanda 6,45 MW y 5,69 MW respectivamente, y, todo el crecimiento poblacional (invasiones de terrenos) de Chimbote se da en el sur de este Distrito. Adjunta crecimiento de máxima demanda de AMT 7ma Sur y 8va Sur. Inmobiliaria Los Portales: 2,76MW Plaza Vea (Ampliación de Potencia): 0,4MW Tiendas Metro: 0,4 MW Asociación Micro y Pequeñas Empresas: 1,0MW URBI, Propiedades Innovación Urbana: 2,00MW Anota que esto no incluye el crecimiento por efecto de obras de electrificación establecidas por el MINEM y Terceros. para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 87 de 113

89 En ese sentido, solicita a OSINERGMIN que se incluya en el PIT una (01) celda MT adicional en la SET Chimbote Sur. Análisis de OSINERGMIN La celda de alimentador 10 kv para la SET Chimbote Sur, aprobada para el año 2011 en el Plan de Inversiones , formó parte de la propuesta de Plan de Inversiones presentada por Hidrandina, donde se indicó que dicho elemento sería puesto en servicio en octubre 2012 (antes de mayo 2013). En ese sentido, de implementarse dicho elemento en la fecha que señala Hidrandina, formará parte de las Altas a ser reconocidas desde el momento de su puesta en servicio siendo reconocido en la siguiente liquidación anual de ingresos por el servicio de transmisión de los SST y SCT. Por otro lado, con la finalidad de evitar confusiones, se está incluyendo explícitamente un cuadro donde figuren aquellos elementos que fueron aprobados en el Plan de Inversiones y que ya no resultan necesarios en el horizonte de análisis del Plan de Inversiones Conclusión No se acoge esta opinión, por las razones expuestas en el análisis anterior. Opinión 43. Hidrandina argumenta que propuso para el año 2012 la implementación de una nueva Celda de Alimentador 13,8 kv en la SET Nepeña, no siendo aceptada por OSINERGMIN. Sin embargo, debido al incremento de la demanda en la zona de influencia de la SET Nepeña, indica que se requiere urgente la implementación de un nuevo alimentador en media tensión para atender la demanda de la Zona Industrial del Distrito de Samanco, ya que actualmente no se atiende las solicitudes de factibilidades de los siguientes clientes: Pesquera Diamante(Congelados): 3,5 MW Pesquera Diamante (Ampliación de Potencia): 0,50 MW Agroindustria San Jacinto(Fundo las Dunas): 0,50 MW Cultimarine SAC: 0,90 MW Fernando Medina Mercado: 0,50 MW Corporación JVA SAC: 1,20 MW Anota que esto no incluye el crecimiento por efecto de obras de electrificación establecidas por el MINEM y Terceros. Indica que en el Anexo N 6, adjunta los documentos que sustentan estas solicitudes. En ese sentido, solicita a OSINERGMIN que incluya en el PIT esta Celda de Alimentador 13,8 kv. Análisis de OSINERGMIN La Celda de Alimentador propuesta por Hidrandina en la SET Nepeña, para el año 2012, no fue aprobada en el Plan de Inversiones para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 88 de 113

90 En ese sentido, si Hidrandina identificó la necesidad de que dicha celda entre en operación el año 2012, debió presentar el sustento respectivo de conformidad con lo establecido en la Única Disposición Transitoria de la Resolución OSINERGMIN N OS/CD. Por tal razón OSINERGMIN no consideró dicha celda de alimentador en la PREPUBLICACIÓN, no obstante, se ha procedido a determinar la necesidad de alimentadores en esta SET durante el horizonte de estudio, considerando para ello que cada alimentador toma hasta 5 MW, producto de lo cual resulta necesario una Celda de Alimentador en el año 2013 conforme se muestra en el siguiente cuadro. Tensión Nepeña 13,8 4,75 5,13 5,54 12,52 12,97 13,46 13,82 14,18 14,55 14,92 15,31 15,70 16,09 Cant.Alimen Existentes Cant. Necesarias 0,95 1,03 1,11 2,50 2,59 2,69 2,76 2,84 2,91 2,98 3,06 3,14 3,22 PI En efecto, la Celda de Alimentador en 13,8 kv, se requiere el año Conclusión Se acoge parcialmente esta opinión, por las razones expuestas en el análisis anterior. Opinión 44. OSINERGMIN considera la implementación para el año 2012 de las celdas de transformador 138 y 10 kv para la puesta en operación del transformador de reserva de la SET Trapecio 138/22,9-13,8-10kV, 12/12/4 MVA, pero no reconoce los gastos para la adecuación, obras civiles y pruebas eléctricas. Actualmente la tarifa no reconoce gastos para la adecuación y puesta en operación de equipos en reserva como el indicado, aunque su adecuación en el 2012 implicaría gastos actualmente no reconocidos. En ese sentido, se solicita considerar los gastos de inversión para la adecuación, pruebas, obras civiles y estudios para la puesta en servicio del transformador de 138/22,9-13,8-10 kv, 12/12/4 MVA. Análisis de OSINERGMIN Para la puesta en paralelo del transformador de reserva en la SET Trapecio no sólo se ha considerado las celdas que señala Hidrandina en esta opinión, sino todo lo necesario para la conformación de un sistema de celdas en 138 kv. Por otro lado, debe tenerse presente que el costo de los transformadores de reserva de los SST y SCT, se ha determinado aplicando el costo del módulo estándar correspondiente; el cual incluye todos los costos de suministro, transporte, puesta en servicio, obras civiles (base, poza, muros separadores), cables de energía, cables de control, etc. Conclusión No se acoge esta opinión, por las razones expuestas en el análisis anterior. para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 89 de 113

91 Opinión 45. Observa Hidrandina que propuso la postergación del reforzamiento de las LT s en 138 kv Nepeña - San Jacinto (2013), Chimbote Sur - Nepeña (2014) y Nepeña Casma (2014), inversiones que habían sido aprobadas por OSINERGMIN para el 2011 en el PIT , sin embargo estas LT s no han sido consideradas por OSINERGMIN en la prepublicación del Plan de Inversiones Esto implica que estos proyectos quedarían desechados a pesar de estar aprobados en el PIT según el item del Informe N GART. Sin embargo, explica Hidrandina, el incremento de la demanda en la zona de influencia de las SET Nepeña, Casma y San Jacinto y la disminución de las actuales pérdidas técnicas, justifican la implementación de este proyecto. Señala que en el Anexo N 6 adjunta el informe técnico que sustenta la implementación de estas remodelaciones. Influencia SET Nepeña Pesquera Diamante(Congelados): 3,5 MW Pesquera Diamante (Ampliación de Potencia): 0,50 MW Agroindustria San Jacinto(Fundo las Dunas): 0,50 MW Cultimarine SAC: 0,90 MW Fernando Medina Mercado: 0,50 MW Corporación JVA SAC: 1,20 MW Influencia SET Casma Agrícola Chapi (Agroindustria): 0,90 MW ODISA, Chimú Agropecuaria Las Yuntas: 0,63 MW Alimentos Naturales: 0,50 MW Pesquera Venecia: 1,20 MW FONDEPES: 0,31 MW ACUAPESCA (Ampliación de Potencia): 0,20 MW Terrenos Agrícolas (Proyecto Chinecas):0,35MW, sin sustento proyectado Influencia SET San Jacinto Agroindustria San Jacinto(Fundo Motocachi): 0,40 MW Anota que en esto no se incluye el crecimiento por efecto de obras de electrificación establecidas por el MINEM y Terceros En ese sentido, solicita a OSINERGMIN incluir las LT s indicadas en el PIT según la propuesta de Hidrandina. Análisis de OSINERGMIN En efecto, los reforzamientos de las LT s Chimbote Sur-Ñepeña, Nepeña-Casma y Ñepena-San Jacinto, no han sido implementados por Hidrandina en el año 2011 conforme fue previsto en el Plan de Inversiones vigente, habiéndose para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 90 de 113

92 determinado en la etapa de PREPUBLICACIÓN, según la proyección de la demanda realizada con base en la información proporcionada por Hidrandina, que no resultaban necesarias en el horizonte Ahora, con base en la información sobre nuevas demandas a atenderse desde este sistema eléctrico, que ha presentado Hidrandina como parte de sus opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN, se ha revisado este requerimiento resultando que aún con los incrementos de demanda recientemente indicados por Hidrandina, no se justifica el reforzamiento de dichas LT s 138 kv dentro del período Conclusión No se acoge esta opinión, por las razones expuestas en el análisis anterior. Opinión 46. Sistema Eléctrico Guadalupe Hidrandina opina que se debe prever para el año 2013, la implementación del nuevo sistema en 60 kv Guadalupe Guadalupe 2 Nueva que OSINERGMIN ha considerado para el año 2016, tomando en cuenta la proyección de la demanda. Explica que con la ejecución de esta nueva infraestructura podrá atenderse los requerimientos de las empresas agroindustriales que se vienen instalando en el valle Jequetepeque, especialmente al norte de Chepén. Señala que con este proyecto se superarían las siguientes deficiencias: La forzada necesidad de elevar la tensión de 10 a 34,5 kv para transmitir energía a las principales localidades del Valle Jequetepeque como son Guadalupe, Chepén y Pacanga. La vulnerabilidad excesiva de la actual línea de transmisión en 34,5 KV, situación que se refleja en los constantes atentados que realizan terceras personas con fines delictivos en general y hurto de cables eléctricos en particular. Las considerables pérdidas de energía en las redes de media tensión motivadas por las grandes longitudes que han alcanzado éstas con la implementación del PSE Rural Guadalupe Chepén, Etapas I y II. Nivel de tensión inapropiado para atender requerimientos de cargas importantes ubicadas un tanto alejadas de la actual subestación Guadalupe 2, mas aún si muchos tramos de la red de media tensión existente fueron ejecutados como parte de los programas de electrificación rural. Agrega que, de mantenerse la tendencia de crecimiento de la demanda de la SET Guadalupe 2, pronto alcanzará su plena capacidad, existiendo a la fecha limitaciones técnicas para atender cargas del orden de 1 MW como la solicitada por Agrícola Cerro Prieto SAC en sus terrenos agrícolas que están a más de 16 km de la subestación. Señala como evolución de la demanda (MW) en la SET Guadalupe: para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 91 de 113

93 En ese sentido, solicita a OSINERGMIN incluir en el PIT la propuesta de Hidrandina. Análisis de OSINERGMIN OSINERGMIN luego de realizar los análisis respectivos sobre el tratamiento de la demanda y la identificación de las SET s sobrecargadas, en la PREPUBLICACIÓN reprogramó las inversiones para la LT 60 kv Guadalupe-Guadalupe 2 (incluyendo nueva transformación) para el año 2016, en concordancia con la propuesta de Hidrandina quien también lo propuso para el mismo año. Sin embargo, de acuerdo a la inclusión de los nuevos requerimientos presentados por Hidrandina como parte de sus opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN, se verifica que es necesaria la implementación de dicha SET en el año 2013, el cual se considerará como nuevo proyecto y no reprogramado como fue considerado en la PREPUBLICACIÓN, debido a que las características del proyecto aprobado en el PI , son muy diferentes a lo sustentado por Hidrandina: Nueva SET Guadalupe 2 con transformador 60/23/10 kv, 30 MVA y LT 60 kv Guadalupe-N Guadalupe de 13,2 km de longitud entre otros aspectos. Conclusión Se acoge esta opinión, por las razones expuestas en el análisis anterior. Opinión 47. Hidrandina indica que propuso la implementación en el 2012 de la nueva Celda de Alimentador 10 kv en la SET Pacasmayo, no siendo aceptada por OSINERGMIN. Por lo que solicita a OSINERGMIN incluya en el PIT esta Celda de Alimentador 10 kv. Análisis de OSINERGMIN La Celda de Alimentador propuesta por Hidrandina en la SET Pacasmayo, para octubre 2012, no fue aprobada en el Plan de Inversiones En ese sentido, si Hidrandina identificó la necesidad de que dicha celda entre en operación el año 2012, debió presentar el sustento respectivo de conformidad con lo establecido en la Única Disposición Transitoria de la Resolución OSINERGMIN N OS/CD, motivo por el cual OSINERGMIN no consideró dicha celda de alimentador en la PREPUBLICACIÓN. No obstante, se ha revisado la necesidad de alimentadores en el horizonte de estudio considerando para ello que cada alimentador toma hasta 5 MW, producto de lo cual resulta necesaria una Celda de Alimentador en el año 2014 conforme se muestra en el siguiente cuadro. para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 92 de 113

94 Tensión Pacasmayo Cant.Alimen Existentes Cant. Necesarias PI Por tanto, la celda de alimentador en 10 kv será considerada para el año 2014, conforme se muestra en el cuadro anterior. Conclusión Se acoge parcialmente esta opinión, por las razones expuestas en el análisis anterior. Opinión 48. Observa Hidrandina que OSINERGMIN aprobó el proyecto de una nueva LT 60 kv Guadalupe Guadalupe 2 en el PIT , sin embargo esta línea ha sido aprobada considerando una longitud de 8,08 km, inferior a la longitud total de 13,2 km determinada según el estudio definitivo correspondiente. Explica Hidrandina que la necesaria reubicación de la nueva SET Guadalupe 02 a 5,1 km de la SET Guadalupe 02 existente, se debe al nuevo centro de carga (crecimiento agroindustrial de la zona de Pachanguilla). Al respecto, señala que acompaña trazo de LT y sustento del nuevo centro de carga en el Anexo N 7 de sus opiniones y sugerencias. En ese sentido, solicita a OSINERGMIN reconsiderar la propuesta de Hidrandina y cambiar la longitud de la LT aprobada. Análisis de OSINERGMIN Con base en la documentación presentada al respecto por Hidrandina, para la etapa de publicación del Plan de Inversiones se considerará la longitud de 13,2 Km para la futura LT 60 kv Guadalupe Nueva Guadalupe 2 y la implementación de una nueva SET Guadalupe 2 ubicada según el nuevo centro de carga determinado por Hidrandina. Conclusión Se acoge esta opinión, por las razones expuestas en el análisis anterior. Opinión 49. Señala Hidrandina que OSINERGMIN ha aprobado en la nueva SET Guadalupe 2 la implementación del Transformador de Potencia de 15 MVA, 60/23/10 kv, pero no incluye la aprobación de Celdas de Alimentador en 22,9 kv y 10 kv, para la adecuación de las salidas en MT. Sostiene que la indisponibilidad de Celdas de Alimentador 22,9 kv y 10 kv imposibilitaría la conexión de la carga de la zona de Guadalupe y Chepén al nuevo transformador aprobado por OSINERGMIN, considerando que la nueva SET será desplazada a 5,1 km de la subestación existente. En ese sentido, solicita a OSINERGMIN Incluir dos (02) Celdas de Alimentador 22,9 kv y tres celdas (03) de 10 kv en la nueva SET Guadalupe 2. para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 93 de 113

95 Análisis de OSINERGMIN OSINERGMIN no ha aprobado para la SET Guadalupe 2 celdas de Alimentador en MT, debido a que HIDRANDINA no propuso dichas celdas en su propuesta de Plan de Inversiones , induciendo ello a un error por omisión en la PREPUBLICACIÓN. No obstante, para la etapa de publicación del Plan de Inversiones se ha determinado la cantidad de celdas adicionales para dicha SET considerando una carga de 4 MW por alimentador. Producto de dicho cálculo se ha obtenido que para el año 2013 (fecha donde ingresa la Nueva SET Guadalupe 2), es necesario una celda de transformación y alimentador en 22,9 kv, otra Celda de Alimentador en 10 kv en el año 2015 y otra Celda de Alimentador en 22,9 kv en el año Conclusión Se acoge esta opinión, por las razones expuestas en el análisis anterior. Opinión 50. Señala Hidrandina que OSINERGMIN considera para el año 2012 la rotación del transformador de potencia 60/22,9-13,8-10 kv de 18/18/6 MVA, de la SET Virú a la SET Pacasmayo, pero no reconoce los gastos para el transporte, adecuación, obras civiles y pruebas eléctricas. Asimismo, debido a que este transformador sólo puede trabajar en un solo nivel de tensión en el lado secundario y siendo necesario por aspectos técnicos el uso del nivel de 22,9 kv para los nuevos clientes agroindustriales de la zona, Hidrandina propone la rotación del transformador 10/22,9 kv 2,6 MVA, de la SET Casma a la SET Pacasmayo, luego que el transformador 10/22,9 kv de 15 MVA, se rote de la SET Trujillo Sur (ex Mega Plaza) a la SET Casma. Explica Hidrandina que el transformador existente de 5,0 MVA, 60/10 kv, está trabajando por encima de su potencia nominal, siendo urgente su cambio, no sólo para evitar alguna contingencia, sino para atender los requerimientos de potencia que se presentan generalmente en el distrito de San Pedro de Lloc. Agrega que, a la fecha se presentan serias limitaciones para atender algunas cargas ya comprometidas, más aún si estas son considerables y ubicadas a una gran distancia de la SET existente; de allí la necesidad de contar con un nivel de atención en 22,9 KV, teniendo como efecto positivo adicional la reducción de las pérdidas técnicas en las redes de media tensión. Asimismo, indica que actualmente esta SET opera en condiciones de sobrecarga en relación a la capacidad actual de transformación de 5 MVA. Argumenta que el devanado en 22,9 kv se sustenta en el crecimiento agroindustrial al sur de San Pedro de LLoc. Actualmente la tarifa no reconoce gastos para la adecuación y puesta en operación de equipos en reserva como el indicado, aunque su adecuación en el 2012 implicaría gastos actualmente no reconocidos. La Evolución de la demanda (MW) la muestra en los siguientes cuadros: para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 94 de 113

96 En ese sentido, solicita a OSINERGMIN reconocer los gastos de inversión para el transporte, adecuación, pruebas eléctricas y obras civiles del transformador 60/22,9-13,8/10 kv de 18/18/6 MVA rotado de la SET Virú y del transformador 10/22,9 kv de 2,6 MVA de la SET Casma. Análisis de OSINERGMIN OSINERGMIN consideró la rotación del transformador de la SET Virú a la SET Pacasmayo al tener en cuenta que HIDRANDINA propuso dicha rotación. En cuanto al costo incurrido por la rotación de transformadores, el análisis realizado a la anterior Opinión 15 también es válido como análisis para esta parte de la presente opinión. Conclusión Se acoge parcialmente esta opinión, por las razones expuestas en el análisis anterior. Sistemas Eléctricos en General Opinión 51. Observa Hidrandina que en el Área de Demanda 3 OSINERGMIN no ha considerado la instalación de celdas de medición, sin embargo en las Áreas de Demanda 6 y 7 éstas sí fueron incluidas en el Plan de Inversiones. Argumenta que estas celdas son importantes para la operación de las instalaciones por lo que resulta necesario que se incluyan. En ese sentido, solicita a OSINERGMIN considerar celdas de medición en el Plan de Inversiones de Transmisión para el Área de Demanda 3. Análisis de OSINERGMIN Hidrandina en las etapas anteriores del presente proceso, no ha requerido específicamente celdas de medición para alguna de sus subestaciones, siendo muy general esta opinión al indicar que se le aplique lo mismo que lo considerado en las Áreas de Demanda 6 y 7. Al respecto, es del caso señalar que las celdas de medición se consideran sólo en SET s netamente nuevas o cuando de manera justificada se requiere en una SET existente la implementación de un nuevo sistema de barras en MT que normalmente opere desacoplada de la barra MT existente. para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 95 de 113

97 En ese sentido, no obstante Hidrandina no precisa este requerimiento, para la etapa de publicación del Plan de Inversiones se revisará si existen casos en el Área de Demanda 3 donde aplique el criterio al que se refiere el párrafo anterior. Conclusión Se acoge parcialmente esta opinión, por las razones expuestas en el análisis anterior. Opinión 52. Sistemas Eléctricos en General Manifiesta Hidrandina haber identificado errores en los códigos de los módulos de inversión asignados a los elementos del Plan de Inversiones prepublicado. Mediante el siguiente cuadro muestra algunas de las inconsistencias encontradas en la asignación de módulos: En ese sentido, solicita revisar todos los códigos de módulos usados en la valorización de las instalaciones del Plan de Inversiones de Transmisión del Área de Demanda 3. Análisis de OSINERGMIN Para la etapa de publicación del Plan de Inversiones se procederá a la revisión de la aplicación de los módulos estándares de inversión aprobados por OSINERGMIN y se efectuarán las correcciones donde corresponda. Conclusión Se acoge esta opinión, por las razones expuestas en el análisis anterior. para el Área de Demanda 3 (Publicación) Página 96 de 113