Luz-del-Sur-Oficio-0778-2011

“Año del Centenario de Machu Picchu para el mundo”
Lima, 23 de noviembre de 2011
Oficio Nº 0778-2011-GART
Sra. Ing. Doris Ramírez C.
Subgerente de Planeamiento Regulación
Luz del Sur S.A.A.
Fax: 271-4277
Av. Intihuatana 290, Surquillo
Lima.Asunto
:
Referencia
:
Observaciones a Propuesta de Plan de Inversiones 2013-2017
1.
2.
3.
4.
Carta SGPR-051/2011 recibida el 01/09/2011
Carta SGPR-052/2011 recibida el 09/09/2011
Carta EDECA-3002-2011 recibida el 05/09/2011
D.401-2011-GART
De nuestra consideración:
Es grato dirigirme a usted con relación a la propuesta de Plan de Inversiones del
Sistema Complementario de Transmisión del Área de Demanda 7 para el período
2013-2017, presentada con la carta de la referencia 1, complementada con la carta de
la referencia 2 y confirmada con la carta de la referencia 3 (en adelante “Propuesta”).
Al respecto, como resultado de la revisión de la documentación e información que
conforman dicha Propuesta, le remitimos adjunto al presente las observaciones a la
misma, las cuales deben ser absueltas a más tardar el 26 de enero de 2012, de
acuerdo con lo establecido en el Anexo B.1 del “Texto Único Ordenado y Concordado
de la Norma Procedimientos para Fijación de Precios Regulados” aprobado con la
Resolución OSINERGMIN N° 775-2007-OS/CD y modificado según la Resolución
OSINERGMIN N° 049-2011-OS/CD.
Dicha absolución a presentarse tanto en medio impreso como electrónico, debe estar
conformada por: 1°) las respuestas a cada observación, con la misma organización y
secuencia como han sido formuladas y, 2°) el estudio debidamente corregido
acompañado de los archivos electrónicos con los cálculos reformulados y
correctamente vinculados.
Tales observaciones se han organizado en generales y específicas, teniendo las
generales jerarquía sobre las específicas, por lo que estas últimas no deben ser
consideradas como limitativas. En ese sentido, las absoluciones de las observaciones
específicas deberán sujetarse, en lo que corresponda, a lo absuelto en mérito a las
observaciones generales.
Se requiere que el titular revise completamente sus cálculos y metodologías aplicadas,
a fin de subsanar errores que no necesariamente puedan haberse detectado en esta
__________________________________ Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria Av, Canadá 1460 San Borja Telèfono 224‐0487 Fax 224‐0491
revisión, pues de detectarse éstos en las siguientes etapas del proceso regulatorio,
podrían constituirse en razones para la no aprobación de la Propuesta.
Cabe precisar que en el presente proceso de aprobación del Plan de Inversiones, las
valorizaciones de inversión y COyM sólo se realizan para efectos de determinar la
alternativa de mínimo costo y no constituyen la valorización para la fijación del Costo
Medio Anual correspondiente, ya que esto corresponde al proceso de fijación de
Tarifas y Compensaciones de los SST y SCT previsto iniciarse a continuación de la
aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017.
Sin otro particular, aprovecho la oportunidad para saludarlo.
Atentamente,
Victor Ormeño Salcedo
Gerente Adjunto de Regulación Tarifaria
C.c.
Alfredo Melly Esquivel, Jefe Edecañete S.A., Av. 28 de Julio 386 Cañete.
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OSINERGMIN
Adjunto al Oficio N° 0778-2011-GART
Observaciones al Estudio Técnico Económico
del Plan de Inversiones 2013-2017 presentado
por Luz del Sur S.A.A. y Edecañete S.A.
El presente documento contiene las observaciones al Plan de Inversiones del Área de
Demanda 7 para el período 2013-2017 y al Estudio Técnico Económico de Sustento
(ambos en adelante la “Propuesta”), propuesto de manera conjunta por las empresas
Luz del Sur S.A.A. y Edecañete S.A. (las “Titulares”) el 1° de setiembre de 2011 y que
se expuso en Audiencia Pública realizada el 21 de setiembre de 2011 en las oficinas
de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria de OSINERGMIN ubicadas en Av.
Canadá 1460, San Borja.
Dichas observaciones se han formulado tomando en cuenta lo establecido en la
Norma “Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión y
Sistemas Complementarios de Transmisión” aprobada mediante Resolución
OSINERGMIN N° 050-2011-OS/CD (“NORMA TARIFAS”) y en cumplimiento de la
etapa señalada en el ítem “g” del Anexo B1 “Procedimiento para aprobación del Plan
de Inversiones en Transmisión” del “Texto Único Ordenado y Concordado de la Norma
Procedimientos para Fijación de Precios Regulados”, aprobado con la Resolución
OSINERGMIN N° 775-2007-OS/CD y modificado mediante la Resolución
OSINERGMIN N° 049-2011-OS/CD.
1.-
Observaciones Generales
Información General
1.
No se ha presentado la información requerida en los formatos F-001,
F-002 y F-003. Se requiere que se presente de manera completa los
formatos observados.
2.
No se ha presentado toda la información (archivos de cálculo y
memorias) que sustenta la Propuesta. Por ejemplo, en el Anexo A se
muestra una relación de los archivos que no se han incluido en la
información presentada o están mal vinculados a las fórmulas.
Al respecto, el numeral 5.5 de la NORMA TARIFAS dispone que:
“Todos los documentos físicos y electrónicos (incluidas hojas de
cálculo) que sustenten los valores presentados en los formularios,
deben de acompañar al ESTUDIO. Así mismo, se deberá adjuntar una
relación de todos los documentos físicos y electrónicos de sustento, con
la descripción de su contenido y aplicación”.
En ese sentido, se requiere que se presente toda la información de
manera ordenada y debidamente vinculada con los formatos y que esté
conforme a lo establecido en la NORMA TARIFAS.
Demanda
3.
Se observa las siguientes tasas de crecimiento mostradas en los
cuadros 3.1 y 3.3 del Volumen 3 de la Propuesta:
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•
•
•
Tasa de 16,1% para el año 2013 en Edecañete, la cual resulta
muy superior del resto de los años.
La tasa anual promedio de Edecañete es del orden de 7,9%
mientras que la tasa de Luz del Sur es de 5,7%.
La tasa de crecimiento constante de los usuarios nuevos de
18,9% en Edecañete, resulta elevada.
Se requiere que se presente el sustento explícito de estas tasas de
crecimiento.
4.
No se ha presentado el sustento de la proyección de demanda de todos
los Usuarios Mayores. Se requiere que se presente dicho sustento
conforme a la NORMA TARIFAS.
Determinación del SER
5.
El Resumen General de Plan de Inversiones presentado en el Volumen
1 (Resumen Ejecutivo) no contiene toda la información relevante ni
contiene todas las instalaciones propuestas. Así mismo se aclara, que el
Plan de Inversiones no incluye únicamente la compra de los equipos,
como se describe en el citado resumen, sino que comprende hasta su
puesta en operación comercial.
Al respecto, se requiere que en el informe y en el resumen ejecutivo se
incluya la lista completa de los elementos propuestos en el Plan de
Inversiones, con la fecha de entrada en operación, el costo estimado y
el código de módulo correspondiente.
6.
Se recomienda que para identificar las características de las alternativas
a evaluar (tensión, módulos óptimos de transformación y de línea, entre
otros), se emplee, como criterio, la evaluación para un periodo de 25
años. Luego de ello, las alternativas que cumplan con las características
antes identificadas se deben evaluar y comparar conforme a la NORMA
TARIFAS para determinar la de mínimo costo en un periodo de 10 años.
7.
No se menciona de qué manera se ha considerado la información de
planes de desarrollo urbano elaborada por los gobiernos locales y
regionales. Al respecto, se requiere que se revise la proyección de la
distribución espacial de la demanda y las rutas de los enlaces
propuestos con base en la información de planes de desarrollo
elaborada por dichas instituciones.
8.
Se observa que la demanda no se encuentra distribuida de forma
equilibrada entre las subestaciones MAT/AT, conforme se nota en la
figura siguiente. Por ejemplo, al año 2017 la subestación Santa Rosa
tiene un uso de 92%, mientras que la subestación Nicolás Ayllón sólo de
60%.
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Carga de Subestaciones
0.60
0.69
0.75
2017
0.86
0.73
0.80
0.78
0.77
1.00
2012
0.84
1.00
0.88
0.92
Flujo / Capacidad Instalada (%)
1.20
0.60
0.40
0.20
0.00
Santa Rosa Balnearios San Juan
Chilca
Corpac
Industriales Nicolas Ayllon
Del mismo modo se observa un incremento en el siguiente indicador:
Indicador Capacidad de transformadores en MAT/AT / Máxima demanda a nivel AT Valor 2010 1,14
Valor Incremento
2017 1,16 2%
Se requiere que se efectúe una revisión de la propuesta de
subestaciones en 220 kV. La revisión requerida debe incluir, entre otros,
los siguientes tópicos: la necesidad de que entren en operación en el
horizonte de 4 años (2013-2017), su dimensionamiento y su ubicación.
La configuración adoptada también debe permitir que se minimice los
costos de los enlaces en AT. Así mismo, se requiere que se sustente la
variación de los valores de los indicadores antes señalados, que
resulten luego de la revisión.
9.
No se ha realizado el análisis de diversas alternativas de líneas en MAT
para alimentar a las subestaciones MAT/AT(MT). Se observa también
un incremento elevado de los siguientes indicadores:
Indicador km líneas MAT subterráneas / km líneas MAT aéreas km líneas MAT / Máxima demanda a nivel de MAT Valor 2010 0%
Valor Incremento
2017 40% Indeterm.
0,0273
0,0529 94%
Al respecto, se requiere que se analicen otras alternativas de
configuración topológica MAT, en la que se minimice la longitud de los
tramos subterráneos, a fin de determinar la que efectivamente sea la de
mínimo costo. Así mismo, se requiere que se sustente la variación de
los valores de los indicadores antes señalados, que resulten luego de la
revisión.
10.
No se presenta detalles suficientes sobre la consideración de las redes
de distribución en MT, en cumplimiento de lo establecido en la NORMA
TARIFAS, en su acápite 13.1.8.a. Este acápite dispone que “para el
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dimensionamiento y configuración de las instalaciones de transmisión
se debe considerar las características de dimensionamiento y
configuración de las redes en MT, tales como, nivel de tensión, longitud
de redes, entre otros, que influyan en la ubicación y dimensionamiento
de la SET”.
Por otro lado, en el informe no se explican ni presentan los cálculos
efectuados para determinar la ubicación de las subestaciones (AT/MT o
MAT/MT). Se debe tener en cuenta que esta ubicación debe estar en el
centro de carga o, de no ser factible, cercano a este centro.
En ese sentido, se requiere que se presente y exponga cada uno de los
cálculos y, de ser el caso, se reubique las nuevas subestaciones AT/MT
o MAT/MT, de manera que la alternativa seleccionada corresponda a la
de mínimo costo.
11.
Se observa que la configuración topológica propuesta de los enlaces y
alimentación en AT a las subestaciones AT/MT, refleja una variación
significativa de los siguientes indicadores:
Indicador km de líneas AT subterráneas / km líneas AT aéreas km de líneas AT / Máxima demanda a nivel de AT Valor 2010 10,8%
0,527
Valor Incremento 2017 11,7% 8%
0,434 ‐18%
Así mismo no se ha presentado todos los cálculos efectuados de las
alternativas de enlaces en AT evaluadas, que demuestren que la
configuración seleccionada para la expansión de la transmisión
corresponde a la alternativa de mínimo costo (inversión, operación,
mantenimiento y pérdidas).
Por lo anterior, se requiere que se presente de manera detallada y
sustentada cada uno de los pasos seguidos para determinar la
alternativa de mínimo costo de la configuración de las redes para
alimentar a las subestaciones AT/MT o MAT/MT. Así mismo, se
requiere que se sustente la variación de los valores de los indicadores
antes señalados, que resulten luego de la revisión.
12.
En el caso de las instalaciones propuestas que impliquen seccionar y
efectuar derivaciones de líneas de transmisión de MAT del Sistema
Eléctrico Interconectado Nacional, se requiere que se efectúen los
análisis eléctricos de confiabilidad y estabilidad, que sustenten su
viabilidad técnica.
13.
No se ha presentado en la Propuesta los análisis de contingencias y
confiabilidad efectuados (criterios, metodología y cálculos), ni los
resultados obtenidos de modo que se demuestre que el Plan de
Inversiones propuesto permite cumplir el suministro de electricidad en
cumplimiento con el criterio N-1 (en los sistemas que corresponde) y los
indicadores establecidos en la normativa.
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2.-
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Observaciones Específicas
2.1
Proyección de la Demanda
14.
Se requiere que se valide la proyección del PBI con la información de
otras instituciones especializadas y de planificación, tales como el
CEPLAN.
15.
La información histórica de ventas no es compatible con los datos
del SICOM
Los datos históricos de ventas (F-105) no corresponden a los valores de
de la base de datos SICOM publicados por OSINERGMIN.
Se requiere que se corrija la proyección de la demanda considerando
los valores históricos de demanda del SICOM.
16.
No se ha presentado sustento de la proyección de los nodos y
subestaciones
Se requiere que se presente los archivos que muestren, de manera
detallada y con las fórmulas y los vínculos correctos, los cálculos
seguidos para realizar la proyección de demanda de los nodos, así
como de cada subestación AT/MT.
17.
Valores errados de factores en Formato F-101
En el formato F-101 se ha presentado valores de factores de carga
mayores a uno (Ejem: Ñaña, Puente Villa el Salvador) o valores
demasiado bajos (Ejem: Chorrillos 0,113, Chosica 0,101). Se requiere
que se revise y se consignen los valores correctos, calculados conforme
a la NORMA TARIFAS.
18.
La información histórica (Formato F-105) y proyección de la demanda
debe presentarse de manera separada para los Usuarios Menores y
Mayores, de acuerdo con lo establecido en la NORMA TARIFAS.
19.
El número de clientes utilizado no corresponde a lo registrado en el
SICOM de OSINERGMIN
El número de clientes utilizado en la serie histórica no concuerda con lo
registrado en la información comercial (SICOM) que ha sido reportada a
OSINERGMIN. Se requiere la revisión de estos cuadros y, de ser el
caso, corregirlos.
20.
La proyección de demanda de Usuarios Mayores no está
debidamente sustentada
Se tiene las siguientes observaciones con relación a la proyección de la
demanda de los Usuarios Mayores:
•
No se ha presentado el sustento de la proyección de la demanda
de todos los Usuarios Mayores contenida en los formatos F-115
a F-120.
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•
•
•
•
La proyección consignada no coincide con la información de
sustento adjunta. Por ejemplo, en el caso de la barra San Mateo
22,9 kV la demanda del usuario Enersur es diferente a la
reportada en el archivo “enersur U_Lima - Record - Minera San
Juan.xls”.
Para ciertos Usuarios Mayores su demanda disminuye en el
tiempo (Ejem. Hipemercados Metro).
No se ha considerado la demanda de todos los Usuarios
Mayores, por ejemplo Universidad de Lima, Cerámica San
Lorenzo, Corporación Miyasato, entre otros.
En los formatos F-115 a F-120, en la columna nombre se debe
colocar el nombre del Usuario Mayor y no el nombre del
suministrador (generador).
Se requiere que se corrija la proyección de la demanda de todos los
Usuarios Mayores con base a las indicaciones anteriores y conforme a
la NORMA TARIFAS.
21.
En el Formato de Usuarios Mayores se ha colocado a Usuarios
Menores
En el formato F-115 se reporta información de usuarios con demandas
máximas menores a 2,5 MW, los cuales no corresponde que sean
incluidos en este formato. Se requiere la presentación de la información
en los formatos donde corresponda, de acuerdo con lo establecido en la
NORMA TARIFAS.
22.
Observaciones específicas en la presentación de formatos
Se han encontrado observaciones específicas a los formatos de
demanda, las mismas que se listan en el Anexo B. Se requiere que se
subsane cada una de estas observaciones.
Así mismo, se observa que en varios de los formatos las cifras
mostradas están pegadas como valores. Se requiere que en lugar de
valores pegados se coloquen las fórmulas correspondientes que dan
origen a cada cifra y que se adjunten todas las hojas de cálculo
auxiliares.
2.2
Determinación del SER
23.
Se ha empleado factor de potencia menor a 0,95
En los archivos de flujo de carga (en formato de Digsilent) se ha
considerado un factor de potencia menor de 0,95, para algunas cargas,
(Ejem. Balnearios, Lurín Santa Clara). Conforme a la NORMA TARIFAS,
se requiere que se emplee un factor de potencia de 0,95 en los análisis
de flujo de potencia.
24.
No se presentó sustento del valor de los parámetros utilizados en
la evaluación de las alternativas de potencia óptima de
transformación
Para el análisis de las distintas alternativas de potencia óptima de
transformación se utilizó un modelo cuyos cálculos están contenidos en
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los archivos “01 REDES MT_SCU4.xls” y “02 REDES AT_v5.xlsx”. Se
observa que no se ha presentado el sustento de cada uno de los
valores de entrada para este modelo, tales como: “factor de corrección
de longitud de los alimentadores de MT”, “Carga M.T/Carga B.T”, entre
otros.
Al respecto, se requiere que se presente el sustento de cada uno de los
valores de los datos de entrada utilizados en el modelo.
25.
No se presentó sustento de la capacidad por alimentador
En el análisis para determinar los módulos óptimos de transformación
(“01 REDES MT_SCU4.xls”) se ha empleado una carga nominal
admisible de los alimentadores radiales de 3,9 MVA para 10 kV y 7,8
MVA para 22,9 kV, para todas las alternativas de potencia de
transformación.
Se observa que dicho valor no es representativo del régimen de
operación real de hasta 6 MVA en 10 kV. Así mismo se observa que,
para cada tipo de módulo no necesariamente se debe tener la misma
capacidad por alimentador dado que ello está en función del radio de
acción (por la caída de tensión) que puede atender dicho módulo (a
mayor potencia para una misma densidad se atendería un mayor radio
de acción con un transformador de mayor potencia).
Se solicita corregir los valores de corriente por cada alimentador, con
base a los máximos valores de régimen de operación real en
condiciones normales; así mismo se debe diferenciar el valor de esta
corriente de manera diferenciada por cada módulo.
26.
Evaluación de alternativas para alimentar Lima
Se han identificado dos alternativas, no necesariamente sustitutas una
de la otra, que representan nuevos puntos de alimentación para Lima y
que influyen en los sistemas atendidos por Luz del Sur y Edelnor S.A.A.
Estas alternativas son:
Alternativa A: Una subestación 500 kV ubicada en las colinas entre los
distritos de Independencia y San Juan de Lurigancho aproximadamente,
como se aprecia en la figura. Esta subestación cortaría las líneas en
220 kV Santa Rosa –Chavarría (2003 y 2004) y Cajamarquilla –
Chavarría (2014 y 2015), conforme al diagrama unifilar que se muestra
en la figura:
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Carabayllo
500
220
220
Chavarría
Cajamarquilla
220
Sta. Rosa
Alternativa B: Una subestación 220 kV ubicada a la altura del cruce de
las líneas 220 kV La Planicie – Carabayllo (L-2106 y L-2105) con las
líneas 220 kV Callahuanca – Cajamarquilla (L-2008 y L-2009) y Huinco
– Santa Rosa (L-2001 y L-2002). Las seis líneas mencionadas se
cortarían y cada uno de los 12 extremos resultantes se conectarían a
las barras de 220 kV de esta subestación.
Se requiere que se analicen estas alternativas, a fin de determinar si
corresponden a de mínimo costo. Así mismo dada la implicancia de
estas alternativas, el análisis y las conclusiones correspondientes debe
efectuarse de manera coordinada con Edelnor S.A.A. y el Comité de
Operación Económica del Sistema.
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27.
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Observaciones al método “branch and bound”
Con relación al modelo “branch and bound” utilizado para la
determinación de la configuración de las redes de transmisión, se
observa lo siguiente:
-
En la función objetivo se busca minimizar únicamente los costos de
inversión. Se debe considerar también los costos de operación,
mantenimiento y pérdidas.
-
La función objetivo sólo toma en cuenta los costos incrementales de
la red adicional. Al respecto se debe tener en cuenta que los costos
para cada configuración alternativa deben incluir los costos de las
pérdidas en el sistema base, común a cada alternativa.
-
Por cada enlace entre nodos, se ha propuesto una sola ruta
candidata. Se requiere evaluar diversas rutas alternativas entre
nodos, las mismas que se deben validar con información de campo,
de modo que se minimice el riesgo de variación de la ruta en su
eventual ejecución.
-
No se ha presentado el sustento del costo de cada circuito
candidato. Se requiere que se presente el sustento de dicho costos.
Por otro lado, no se ha presentado el detalle de las alternativas de
configuración topológica que se generan con el método mencionado. Se
requiere que se presente dicha información, que incluya los costos
asociados a cada una de las alternativas.
Se requiere revisar la definición de la configuración topológica de la red
de transmisión que tome en cuenta las observaciones precedentes.
28.
No se presenta el detalle para hallar la configuración óptima al año
10
En la Propuesta se menciona que la configuración que se obtenga para
el año 10 debe guardar coherencia con las redes óptimas obtenidas
para el año 20. Además se menciona que para cumplir con los criterios
de confiabilidad se han añadido modificaciones necesarias al año 10.
Al respecto se observa lo siguiente:
-
No se han presentado la evaluación técnica económica de todas las
alternativas de configuración para determinar la de mínimo costo al
año 2010. Se requiere que se presente la lista de alternativas
evaluadas y la evaluación correspondiente.
-
No se ha presentado los cálculos de contingencias, sus resultados
ni la memoria correspondiente. Se requiere que se presente dicha
información de modo que se demuestre que la configuración
seleccionada permite cumplir con los criterios de confiabilidad
establecidos en la normativa.
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29.
Adjunto al Oficio N° 0778-2011-GART
No se sustenta los traspasos de carga efectuados
No se ha presentado los archivos de cálculo ni la memoria que sustente
los traspasos de carga entre subestaciones AT/MT que se han
efectuado. Se requiere que se presente dicha información. Esta debe
incluir el sustento de porqué desarrollar una nueva SET versus
ampliación de SETs existentes, de modo que se seleccione la
alternativa de mínimo costo.
30.
No se presenta el sustento de la rotación de transformadores
Se ha presentado el archivo “Rotaciones AT-MT (220kV).xlsx”; sin
embargo, no se ha presentado una descripción ni el sustento de cada
una de las rotaciones de transformadores de AT/MT efectuadas, con el
fin de lograr el uso eficiente de los mismos.
31.
Optimización de la ruta de línea entre las SETs Industriales y
Nicolás Ayllón
Como resultado de la inspección en campo, se ha visto que existen
otras alternativas para el recorrido de la línea planteada entre las SETs
Industriales y Nicolás Ayllón.
Se requiere que analicen diversas alternativas de ruta para este enlace,
a fin de determinar la de mínimo costo.
32.
No se presentan alternativas para el caso de la nueva SET Lurin
Se observa que las Titulares plantean la instalación de una nueva SET
Lurín de 220/60 kV sin efectuar una comparación con otras alternativas.
Se requiere evaluar diversas alternativas para determinar la de mínimo
costo. Entre estas alternativas se debe incluir redes en 60 kV o una
nueva línea 220 kV desde la subestación Chilca.
33.
No se han considerado los proyectos priorizados por el Ministerio
de Energía y Minas
Se requiere que en el análisis se considere el refuerzo de la líneas en
concesión de REP, Zapallal – Ventanilla, Ventanilla – Chavarría y Chilca
– San Juan, para lo cual se deberá tomar en cuenta, en lo que resulte
pertinente, el oficio Nº 1393-2011-MEM/DGE del Ministerio de Energía y
Minas (adjunto al presente).
34.
Capacidad de los alimentadores MT
En el Volumen 4 de la Propuesta se menciona que para determinar la
cantidad de celdas se considera una demanda promedio de 3,3 MVA en
10 kV y 6,6 MVA en 22,9 kV, por cada alimentador. Se observa que
dichas potencias son menores a las cargas que actualmente se registra
en los alimentadores de 10 kV, los cuales llegan a 6 MVA.
Se requiere que se revise la capacidad de cada alimentador y conforme
a ello se redimensione la cantidad de celdas requeridas.
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35.
Adjunto al Oficio N° 0778-2011-GART
Se observa diferencias entre lo reportado en los formatos F-100 y
la información utilizada en el software Digsilent
Los valores de demanda utilizados en las simulaciones de flujo en el
archivo Digsilent no corresponden a los valores reportados en los
formatos F-122, F-123, F-124 y F-203.
Se requiere verificar y de ser el caso corregir, de modo que la
información proporcionada en los formatos coincida con la utilizada en
las simulaciones de flujo de carga en Digsilent.
36.
No se presentó de manera explícita el sustento de porqué no se
ejecutarán ciertas obras aprobadas en el Plan de Inversiones vigente.
Se requiere que se presente el sustento correspondiente para cada uno
de los proyectos.
37.
Sustento de cambio de titular de línea Planicie REP - Industriales
Como parte de la Propuesta se ha incluido la línea Planicie REP –
Industriales. Al respecto, en el Plan de Inversiones vigente ya se
encuentra aprobada esta línea con asignación (NNNN). Se requiere que
se sustente el cambio de titular propuesto.
38.
Configuración de la conexión de la línea L-6060 a la SET Salamaca
En la Propuesta no se ha considerado la configuración de la conexión
de la línea L-6060 de Edegel a la barra de 60 kV en la subestación
Salamanca. Se requiere que en los cálculos se incluya esta
configuración alternativa.
39.
Enlace Industriales – Huachipa propuesto por Edegel
Se requiere que se analice la propuesta de Edegel de construir el
enlace en 60 kV entre Industriales y Huachipa y dejar en posición
normalmente abierta la línea Huachipa- Santa Clara, a fin de que
permita descargar el flujo por la línea Huampaní – Ñaña.
40.
Observaciones a los archivos de flujo de potencia
Los parámetros eléctricos de los elementos modelados en los archivos
Digsilent y los parámetros presentados en el formato F-207 muestran
ciertas diferencias (Ejem: línea 220 kV Industriales – Corpac). Se
requiere que se uniformice la información presentada en el archivo
Digsilent con la información reportada en los formatos de elementos
existentes (F-002 y F-003) y proyectados (F-207), tanto los valores de
los parámetros como los nombres de los elementos.
Los parámetros de los transformadores MAT/AT de Balnearios, Santa
Rosa y San Juan, son distintos a los publicados en la base de datos de
COES. Se requiere revisar los parámetros y colocar los correctos.
Para un seguimiento que permita validar los flujos efectuados, se
requiere que en los archivos Digsilent, se presente en una misma
“pestaña” todas las instalaciones del área de demanda o del sistema
eléctrico (MAT/AT, AT y AT/MT). Se recomienda usar los nombres de
las subestaciones de tal manera que se identifiquen rápidamente.
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41.
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No se ha presentado toda la información que sustente la selección
de la alternativa óptima de expansión de la transmisión
Como parte del sustento de elección de la alternativa óptima de
expansión de la transmisión, se requiere la presentación completa de
archivos electrónicos que contengan lo siguiente:
2.3
•
Esquemas unifilares a diciembre de 2010.
•
Planos de ubicación de las nuevas subestaciones.
•
Planos de ruta de todas las líneas de transmisión planteadas y
sus alternativas.
•
Mapas que muestren los radios de
subestaciones existentes y proyectadas.
•
Planos de planta de las subestaciones existentes, para apreciar
la forma en que se van a efectuar las ampliaciones, y/o
comprobar la imposibilidad de efectuar las mismas. Se requiere
la presentación impresa de esta información así como los
archivos CAD correspondientes.
atención
de
las
Costos de Inversión
42.
Sustento del costo de terreno por metro cuadrado
No se ha presentado el sustento de los costos unitarios de terreno
empleados para la valorización de las subestaciones nuevas. Se
requiere que se presente el sustento de dichos costos con base a
información de mercado.
43.
Aplicación de módulos no estándares
En el archivo “RESUMEN_MODULOS_11.xls”, se ha propuesto la
creación de diversos módulos que se listan a continuación:
ƒ
ƒ
ƒ
ƒ
ƒ
ƒ
ƒ
ƒ
ƒ
ƒ
ƒ
ƒ
ƒ
ƒ
CE-010COU1C1ISBAL
CE-010COU1C1ISBTR
CE-010COU1C1ISBMD
CE-010COU1C1ISBLA
CE-010COU1C1IDBAL
CE-060COU1ENISBLI
CE-060COU1ENISBTR
CE-060COU1ENIDBAC
CE-138COU1ENISBLI
CE-138COU1ENISBTR
CE-138COU1ENIDBAC
TM-220060010-240CO1E
TM-220060010-240CO1E/3
TM-220138010-300CO1E/3
Al respecto, se precisa que la definición de módulos estándares
corresponde a otro proceso específico y que a la fecha se viene
llevando a cabo. En ese sentido para efectos del Plan de Inversiones,
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se deberá emplear los módulos que resulten aprobados en el proceso
mencionado.
44.
Observaciones específicas en la presentación de formatos
Se han encontrado observaciones específicas a los formatos de
determinación del SER, las mismas que se listan en el Anexo B. Se
requiere que se subsane cada una de estas observaciones.
Así mismo, se observa que en varios de los formatos las cifras
mostradas están pegadas como valores. Se requiere que en lugar de
valores pegados se coloquen las fórmulas correspondientes que dan
origen a cada cifra y que se adjunten todas las hojas de cálculo
auxiliares.
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Anexo A
Relación de Archivos que no han sido entregados y que son llamados desde
fórmulas o no están ubicados conforme lo indicado en las fórmulas
\Formularios\I‐401 (Mont LLTT).xls \Formularios\I‐401 (Mont LLTT).xls \MOD_INV_2011\MODULO DE LINEAS DE TRANSMISION\EQUIPAMIENTO ELECTROMECANICO_LLTT.xls \MOD_INV_2011\MODULO DE LINEAS DE TRANSMISION\EQUIPAMIENTO ELECTROMECANICO_LLTT.xls \MOD_INV_2011\VALORIZACION DE LINEAS DE TRANSMISION.xls \Trabajo\Estudios\Regulación\AT\2011\Plan de Inversiones 2013‐2017\Potencia Optima\Al 2011.06.22\MOD_INV_2011 20110401\Calculos Justificativos\Aux 9 L.T., Diseños y Metrados LT Subterraneas.xls \Trabajo\Estudios\Tarifas‐2008\ModEst\10 20110401\MOD_INV_2011\BASE DE DATOS\COSTOS INDIRECTOS Y OTROS COSTOS DIRECTOS.xls \Trabajo\Estudios\Tarifas‐2008\ModEst\10 20110401\MOD_INV_2011\BASE DE DATOS\I‐403‐LLTT.xls \Formularios\CinterInterc.CC y TEL.xls \Formularios\CintersIntercalario.LT.xls \Formularios\Cintersintercalario.set.xls \Formularios\I‐402 (Res Recursos OC y Mont).xls \Formularios\RsmPerdidas.xlsx \Formularios\TIPO DE CAMBIO.xls \Formularios\CinterInterc.CC y TEL.xls \Formularios\CintersIntercalario.LT.xls \Formularios\Cintersintercalario.set.xls \Formularios\I‐402 (Res Recursos OC y Mont).xls \Formularios\Plan de Inv SETs_220.xlsm \Formularios\RsmPerdidas.xlsx \Formularios\TIPO DE CAMBIO.xls \Vol 04 (SER)\Anexos\PotOpt\MOD_INV_2011 20110401\RESUMEN MODULOS ESTANDAR.xls \MOD_INV_2011\Archivos Comunes\CODIGOS.xls \MOD_INV_2011\Calculos Justificativos\Aux 1.xls \MOD_INV_2011\Calculos Justificativos\Aux 1.xls \MOD_INV_2011\Calculos Justificativos\Aux 1.xls \MOD_INV_2011\Calculos Justificativos\Aux 2 L.T., Clase y Tamaño Postes de Madera y Vano.xls \MOD_INV_2011\Calculos Justificativos\Aux 2 L.T., Clase y Tamaño Postes de Madera y Vano.xls \MOD_INV_2011\Calculos Justificativos\Aux 4 L.T., Esfuerzos Postes de Acero y Concreto.xls \MOD_INV_2011\Calculos Justificativos\Aux 4 L.T., Esfuerzos Postes de Acero y Concreto.xls \MOD_INV_2011\Calculos Justificativos\Aux 4 L.T., Esfuerzos Postes de Acero y Concreto.xls \MOD_INV_2011\MODULO DE LINEAS DE TRANSMISION\Obras Civiles de Lineas de Transmisión\Analisis de Precios Lineas Aereas.xls \MOD_INV_2011\MODULO DE LINEAS DE TRANSMISION\Obras Civiles de Lineas de Transmisión\LONGITUD DE LINEA, FAJA DE SERV. Y CAMINOS DE ACCESO.xls \Regulacion\AT\2011 Plan Inv\Demanda\Formulario\Ventas_NTension_1995‐2010 HChavez.xls \Trabajo\Estudios\Regulación\AT\2008\Peaje\ModEst\10 20110401\MOD_INV_2011\BASE DE DATOS\I‐403‐SSEE.xls \Trabajo\Estudios\Tarifas‐2008\ModEst\10 20110401\MOD_INV_2011\BASE DE DATOS\ANALISIS DE COSTOS DE ARMADO DE ESTRUCTURAS.xls \Trabajo\Estudios\Tarifas‐2008\ModEst\10 20110401\MOD_INV_2011\BASE DE DATOS\ANALISIS DE COSTOS DE ARMADO DE ESTRUCTURAS.xls \Trabajo\Estudios\Tarifas‐2008\ModEst\10 20110401\MOD_INV_2011\BASE DE DATOS\ARANCEL.xls Observaciones al Plan de Inversiones 2013-2017, presentado por Luz del Sur
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\Trabajo\Estudios\Tarifas‐2008\ModEst\10 20110401\MOD_INV_2011\BASE DE DATOS\AUXILIARES\COSTO DEL ACERO 2009.xls \Trabajo\Estudios\Tarifas‐2008\ModEst\10 20110401\MOD_INV_2011\BASE DE DATOS\BASE ADUANAS\LLTT\POSTE MADERA.xls \Trabajo\Estudios\Tarifas‐2008\ModEst\10 20110401\MOD_INV_2011\BASE DE DATOS\I‐402 (Res Recursos OC y Mont).xls \Trabajo\Estudios\Tarifas‐2008\ModEst\10 20110401\MOD_INV_2011\BASE DE DATOS\I‐404 (Fuente Precios Sum LL.TT.).xls \Trabajo\Estudios\Tarifas‐2008\ModEst\10 20110401\MOD_INV_2011\BASE DE DATOS\TIPO DE CAMBIO.xls \Trabajo\Estudios\Tarifas‐2008\ModEst\10 20110401\MOD_INV_2011\BASE DE DATOS\TIPO DE CAMBIO.xls \Trabajo\Estudios\Tarifas‐2008\ModEst\10 20110401\MOD_INV_2011\BASE DE DATOS\TIPO DE CAMBIO.xls \Trabajo\Estudios\Tarifas‐2008\ModEst\10 20110401\MOD_INV_2011\MODULO DE LINEAS DE TRANSMISION\Obras Civiles de Lineas de Transmisión\Analisis de Precios Lineas Aereas.xls \Trabajo\Estudios\Tarifas‐2008\ModEst\10 20110401\MOD_INV_2011\MODULO DE LINEAS DE TRANSMISION\Obras Civiles de Lineas de Transmisión\Analisis de Precios Lineas Subterraneas.xls \Trabajo\Estudios\Tarifas‐2008\ModEst\10 20110401\MOD_INV_2011\MODULO DE LINEAS DE TRANSMISION\Obras Civiles de Lineas de Transmisión\LONGITUD DE LINEA, FAJA DE SERV. Y CAMINOS DE ACCESO.xls \Trabajo\Estudios\Tarifas‐2008\ModEst\10 20110401\MOD_INV_2011\MODULO DE LINEAS DE TRANSMISION\Obras Civiles de Lineas de Transmisión\LONGITUD DE LINEA, FAJA DE SERV. Y CAMINOS DE ACCESO.xls \Trabajo\Estudios\Tarifas‐2008\ModEst\10 20110401\MOD_INV_2011\MODULO DE LINEAS DE TRANSMISION\Obras Civiles de Lineas de Transmisión\METRADOS\Metrado de Cimentaciones de Lineas Aéreas.xls \Resultados220.xlsx Observaciones al Plan de Inversiones 2013-2017, presentado por Luz del Sur
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Anexo B
Observaciones Específicas a los Formatos
FORMATOS Demanda OBSERVACIONES F‐101 Falta considerar el sistema Lunahuaná. Sólo se ha considerado los sistemas Lima Sur y Cañete. No se ha aplicado correctamente las definiciones establecidas en la NORMA TARIFAS, tal es así que: (1) El factor de carga en cada barra MT hace referencia en su denominador a la demanda coincidente con la máxima demanda del sistema. Debe ser la máxima demanda anual de cada barra MT. (2) El factor de contribución a la punta se ha calculado como la relación entre la demanda MT coincidente con el sistema y la máxima demanda total del sistema, lo cual no aplica con la definición. Debe ser la relación entre la demanda coincidente con la MD de la SET y la máxima demanda de la carga. (3) El factor de simultaneidad se ha calculado como la relación entre la demanda MT coincidente con el SEIN y la demanda MT coincidente con la SET, lo cual no aplica con la definición. Debe ser igual al cociente de la potencia de cada SET o Usuario Mayor a la hora de máxima demanda de potencia del SEIN entre la máxima demanda de potencia de la SET o Usuario Mayor. F‐102 Faltan los registros de demanda correspondientes a San Mateo en 22,9 kV. F‐103 Los factores FPHMS y FPMWHS deben calcularse de acuerdo a lo establecido en la NORMA TARIFAS. (1) El FPHMS corresponde a potencias coincidentes con el sistema, sin embargo se está considerando en el numerador la potencia máxima de cada SET en el día de MD del sistema. Cabe anotar que por cada sistema eléctrico la sumatoria de este factor debe ser igual a 1,0. (1) El FPMWHS debe calcularse considerando la energía total del Área de Demanda y no por sistema eléctrico. Por cada área de demanda la sumatoria de estos factores es igual a 1,0. El cálculo de la extrapolación debe presentarse desde el año 1980 hasta 1993. El Libro Estadístico de Electrolima para el periodo 1980‐1993 debe presentarse como sustento de la información histórica. Falta completar la información de Luz del Sur. En los archivos complementarios el formulario ha sido completado. Las ventas corresponden a Usuarios Mayores y Usuarios Menores, no estando de acuerdo a la NORMA TARIFAS. Los datos de ben corresponder a los Usuarios Menores. F‐104 F‐105 F‐107 y F‐108 La información está incompleta. No se ha presentado los archivos electrónicos del modelo de proyección. F‐111 Las cifras están sólo en valores, no tienen fórmulas ni sustento. F‐112 Las cifras están sólo en valores, no tienen fórmulas ni sustento. La máxima demanda coincidente con la SET (F‐111) y coincidente con el Sistema (F‐112) son iguales, lo cual no es correcto debido a que dichas demandas ocurren en diferentes instantes (fecha y hora) del año. Las cifras están sólo en valores, no tienen fórmulas ni sustento. La máxima demanda coincidente con el Sistema (F‐112) y coincidente con el SEIN (F‐114) son iguales, lo cual no es correcto debido a que dichas demandas ocurren en diferentes instantes (fecha y hora) del año. F‐114 F‐115 La información de clientes libres tiene diferencias con lo reportado por los suministradores al Sistema SICLI. F‐116 No se ha presentado el sustento del factor de carga utilizado para Luz del Sur y Edecañete F‐118 Las cifras están sólo en valores, no tienen fórmulas ni sustento. F‐119 Las cifras están sólo en valores, no tienen fórmulas ni sustento. F‐120 Las cifras están sólo en valores, no tienen fórmulas ni sustento. En algunos usuarios se ha considerado los mismos valores del formato F‐119 (Ejem. Productos Tissue en San Vicente). Las cifras están sólo en valores, no tienen fórmulas ni sustento. En algunos casos se ha considerado al formato F‐119 en lugar de F‐118 tal como lo indica la NORMA TARIFAS (Ejem. San Vicente 10). F‐122 F‐123 Las cifras están sólo en valores, no tienen fórmulas ni sustento. F‐124 Las cifras están sólo en valores, no tienen fórmulas ni sustento. F‐125 No se adjuntaron los planos directores o similares. No se ha presentado la base de datos de sustento. Determinación SER F‐201 F‐202 Las cifras están sólo en valores, no tienen fórmulas. Falta vincular las cifras obtenidas con las hojas de cálculo auxiliares de sustento. Lo valores de demanda F‐202 no coinciden con la proyección del formato F‐122 (coincidente a nivel de SET) y tampoco se ha sustentado la tasa de crecimiento que se ha usado en este formato F‐202. Observaciones al Plan de Inversiones 2013-2017, presentado por Luz del Sur
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FORMATOS OBSERVACIONES F‐203 F‐204 La demanda total no es la misma que el formato F‐202. Deberían ser lo mismo dado que únicamente se ha redistribuido la carga con el ingreso de las nuevas SETs
Se debe usar el factor de potencia igual a 0,95. La carga total por niveles de tensión no es igual que la del formato F‐203. Deberían ser iguales dado que únicamente se ha convertido la potencia aparente en sus componentes activa y reactiva
F‐206 Falta indicar la tensión de cortocircuito de los transformadores y datos de las líneas de transmisión. F‐208 No se han presentado datos en el formulario. F‐209 No se han presentado datos en el formulario. F‐210 No se han presentado datos en el formulario. F‐211 No se han presentado datos en el formulario. F‐212 No se han presentado datos en el formulario. F‐213 Se requiere aclarar si el transformador monofásico de reserva 220/60kV‐240/3MVA en la SET Corpac es de rotación proveniente de Lurin2 o es un elemento nuevo que debe considerarse en la valorización. F‐214 Debe ser coherente con el resumen de plan de inversiones presentado en el informe. F‐216 Se requiere se presente los diagramas de flujo de potencia en formato imagen, con los datos solicitados. En los archivos complementarios se ha detectado que la demanda del formato F‐123 no coincide con la demanda modelada en el Digsilent. Se debe sustentar los parámetros de los equivalentes Thévenin pues de ello también depende el flujo por los elementos del sistema. Se recomienda usar una codificación de subestaciones de fácil identificación por cualquier usuario. Observaciones al Plan de Inversiones 2013-2017, presentado por Luz del Sur
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