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Título: Respuestas a los Comentarios y Observaciones Estudio del Primer Plan de Transmisión
a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión Fecha : 16 de Setiembre de 2010
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Dirección de Planificación de Transmisión
Respuestas a los Comentarios y Observaciones a la Prepublicación y Audiencia Pública del Primer Plan de
Transmisión
Presentación
1. Introducción
A fin de promover la participación y transparencia en la elaboración y aprobación del
Primer Plan de Transmisión, como lo señala el Reglamento de Transmisión en el
Artículo N° 19, numeral 19.3, COES, desde el 08.08. 2010, prepublicó en su portal de
Internet la Versión Preliminar del Primer Plan de Transmisión.
Acorde a la referida norma, COES recibió comentarios y observaciones al informe vía
correo electrónico, y/o por mesa de partes.
Asimismo, COES, para exponer la Versión Preliminar del Primer Plan de Transmisión,
convocó y llevó a cabo una Audiencia Pública Descentralizada, con base en Lima y
enlaces virtuales con Cusco y Trujillo, realizada el 09.09.2010. En este evento se
presentaron comentarios y observaciones, que en su mayor parte se absolvieron en
esa oportunidad, quedando algunos para ser respondidos posteriormente por escrito.
Los comentarios y observaciones recibidas tanto vía correo electrónico, por mesa de
partes, o en la Audiencia Pública, han sido analizados y respondidos por COES y
expuestos en los documentos que se incluyen en la presente entrega vía el portal de
Internet COES.
2. Objeto
El presente documento tiene por objeto dar respuesta a los comentarios y
observaciones a la Versión Preliminar del Primer Plan de Transmisión prepublicado
desde el 08.08.2010 y presentado en Audiencia Pública llevada a cabo el 09.09.2010,
dando cumplimiento al Artículo 19° del Reglamento d e Transmisión (D.S. N° 027-
2007-EM),
3. Comentarios y Observaciones Recibidos
Se recibieron por escrito comentarios y observaciones de las siguientes personas
naturales o jurídicas:
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• OSINERGMIN - GART
• RED DE ENERGÍA DEL PERÚ
• ENERSUR
• MINERA YANACOCHA
• ELECTROPERU
• ENERGÍA AZUL
• LUZ DEL SUR
• EDELNOR
• XSTRATA TINTAYA
• CERRO VERDE
• COMPAÑÍA ENERGÉTICA DEL CENTRO
• SOUTHERN COPPER
• ABENGOA
• Sr. ROBERTO GUERRA
Nota: El ingeniero Roberto Guerra presentó en mesa de la Audiencia Pública un
documento que a su vez lo remitió por escrito, vía correo electrónico.
4. Respuestas Generales por Temas
Con la finalidad de dar más claridad a las respuestas a cada una de las observaciones
y/o comentarios recibidos, en la presente sección se exponen de manera mas amplia
respuestas generales por temas.
4.1. Alcances del Estudio del Primer Plan de Transmisión
El Reglamento de Transmisión (D.S. N° 027-2007-EM), norma los alcances del Plan
de Transmisión, como sigue: “Artículo 14°.- Alcance del Plan de Transmisión
El Plan de Transmisión incluye:
14.1 Todas aquellas instalaciones del SEIN hasta el límite donde se inician las
instalaciones que sirven en forma exclusiva a los Usuarios y hasta el límite donde se
inician las instalaciones que sirven de forma exclusiva a la generación.
14.2 Las instalaciones en Alta o Muy Alta Tensión que permitan la conexión del
SEIN con los Sistemas Eléctricos de países vecinos o la integración de Sistemas
Aislados al SEIN.
14.3 Cualquier instalación que a criterio del COES resulte de importancia
fundamental para el mantenimiento de la seguridad, calidad y fiabilidad del SEIN.”
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La normativa legal fija diferentes procesos de planificación, y en consecuencia
diferentes criterios y metodología, para la expansión de las instalaciones que sirven
exclusivamente a los Usuarios, y para las instalaciones que sirven tanto a la
generación como a los Usuarios, como sigue:
a) Para las Instalaciones que sirven exclusivamente a los Usuarios (Artículo 139°
del Reglamento de la Ley de Concesiones):
i) Se establece una metodología de planificación determinística, con un
horizonte de 10 años y una vigencia de 4 años
ii) Las propuestas de los planes son presentados por los concesionarios
de transmisión ante el OSINERGMIN, para su aprobación.
iii) Como producto final se obtienen planes de Inversión para cada
concesionario, con proyectos de expansión comprometidos y de
donde se determinan las tarifas de transmisión del área de demanda
comprendida.
b) Para las Instalaciones que sirven tanto a los Usuarios como a los
generadores:
i) Estas instalaciones están comprendidas en el Plan de Transmisión.
ii) Los criterios y metodología están definidos en: “Criterios y
Metodología Para la Elaboración del Plan de Transmisión” (R.M. 129-
2009-MEM/DM), siguiendo la Metodología “Trade-off/Risk”, con un
horizonte de planificación de10 años, y una vigencia de 2 años.
iii) Presenta un Plan Robusto y un Plan Vinculante
iv) La propuesta del Plan de Transmisión la presenta COES, es revisada
por OSINERGMIN, y aprobada por el MEM.
c) Para los proyectos de generación como de Grandes Usuarios, que
implementen enlaces de transmisión para conectar sus instalaciones al SEIN,
ésos son definidos por los mismos titulares, acorde a sus propios criterios de
planificación.
d) El Plan de Transmisión incluyen los enlaces de interconexiones
internacionales o de conexión de sistemas aislados.
e) El Plan de Transmisión también incluye, instalaciones que por razones de
seguridad, calidad o fiabilidad del servicio deban ser incluidas, a criterio del
COES.
Los alcances del Plan de Transmisión se presentan gráficamente en la Figura N° 1.
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Figura N° 1.- Alcance del Estudio del Plan de Trans misión .
4.2. Proceso del Plan de Transmisión
El proceso del Plan de Transmisión es un proceso continuo, que toma en cuenta el
avance de acontecimientos, materialización de decisiones, y eventos que día a día
definen el desarrollo del subsector tanto en aspectos de demanda como de oferta
proyectadas al futuro.
Esa línea continua de evolución del SEIN en el tiempo, señala la fuente que genera
información que debe ser considerada en el proceso de planificación.
Sin embargo, dado que el proceso del plan de transmisión, es complejo, extenso y
exhaustivo (se analizaron 26 568 futuros distintos que corresponden a permutaciones
posibles de nueve incertidumbres y planes importantes), requiere de tiempo en su
preparación, modelación y ejecución, por lo que los datos básicos de entrada deben
ser definidos a una fecha de cierre que permita con la antelación suficiente realizar el
modelamiento, las simulaciones y el análisis.
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Figura N° 2.- Proceso del Plan de Transmisión - Cro nograma Secuencial
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En la Figura N° 2 se presenta el cronograma secuenc ial del proceso del PPT, y en él
se identifica una “etapa crítica” de modelamiento, simulaciones y análisis, lapso en el
cual no puede incluirse información adicional.
En la misma figura del cronograma secuencial del proceso se puede apreciar en la
parte superior, la línea de continua evolución del SEIN, con eventos que se presentan
día a día.
También, en la parte inferior se indica el inicio del nuevo ciclo del proceso de
actualización del Plan de Transmisión, que comienza con el Informe de Diagnóstico.
En la Figura N° 3 se presenta un acercamiento de la “etapa crítica” del cronograma
secuencial donde se presenta con mayor detalle las actividades que la comprenden.
Figura N° 3.- Alcance del Estudio del Plan de Trans misión .
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Del cronograma secuencial se desprende lo siguiente:
a) Debido a la complejidad de los análisis que se tiene una “etapa crítica” de
desarrollo del estudio que demanda bastante tiempo para realizar el
modelamiento, simulaciones y análisis, por lo que se debe tener una fecha de
cierre que permita concluir con los análisis en los plazos establecidos por la
norma.
b) Un plan de transmisión “robusto”, el que se obtiene con la metodología “TOR”
de la norma, debe cubrir hasta los casos extremos de generación y oferta, así
como la distribución de éstas, razón por lo que las variaciones menores
coyunturales no deban afectar la solidez de la propuesta, porque de lo
contrario su validez sería muy limitada.
c) Dado que el proceso del plan de transmisión define el “traslape” de un estudio
del Plan de Transmisión con el inicio de la actualización siguiente, esto lleva a
que en todo momento se está recopilando la información del continuo de
eventos de evolución del SEIN. La información no considerada en los
Estudios del Primer Plan de Transmisión es tomada en cuenta en el siguiente
Estudio de la Actualización, que se inicia antes de que el primer estudio
concluya.
d) Se observa que los Planes de Transmisión se realizan en paralelo con el Plan
Bienal de REP, conforme a compromisos contractuales de su concesión. Sin
embargo, es recomendable que los estudios de ambos planes sean alternos,
de modo que en todos los años se tendría una visión de la evolución de la
Transmisión del SEIN.
4.3. Proyecciones de demanda
En la metodología de planificación convencional determinística la proyección de
demanda debe tener mayor certidumbre.
Para la metodología Trade-Off/Risk la proyección de la demanda determinística es
orientativa mas no clave, interesa más el rango de valores en el que se pueda
materializar la demanda, por lo que no es necesario realizar ajustes finos, mas sí
considerar variaciones en sus componentes de mayor impacto (grandes proyectos y
demanda vegetativa, en total y por zonas) en el largo plazo.
Para el presente estudio del Plan de Transmisión se han considerado tasas del 2% al
10%. En la Figura N° 4 se muestra esquemáticamente la comparación entre las
proyecciones de demanda determinísticas y la considerada en el Trade-Off/Risk.
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Figura N° 4.- Comparaciones de demanda
Otro aspecto tanto o más importante que el crecimiento de la demanda en sí es la
distribución de ésta por zonas, que puede apreciarse en la Figura N° 4, donde se
presenta la evolución de futuros de demanda considerados entre la zona central del
país y las zonas Norte y Sur, se puede apreciar que los futuros optimistas son mas
amplios que los pesimistas, ya que si se tiene un escenario de crecimiento pesimista
lo será para todo el país y no por zonas.
Figura N° 5.- Futuros de demanda
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Respuestas a las Observaciones y Comentarios a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión
Referencia: Carta Cerro Verde SMCV-VL&RG-1670-2010, recibida el
25/08/2010 Consulta u Observación N° 1:
En el plan, se percibe el reto que el vigoroso crecimiento de la economía peruana
impone al SEIN para atender apropiadamente la demanda, especialmente en lo
relacionado con la ampliación de las capacidades de la generación y transmisión. El
sector minero es parte importante de esa demanda y sus inversiones son
dependientes de que el SEIN pueda atender oportunamente sus crecientes
demandas. Un reto adicional proviene de la orografía del territorio peruano, por la
altitud que impone al recorrido de las líneas de transmisión.
La minería utiliza sistemas de producción seguros y eficientes, apropiados para
operaciones mineras de largo plazo. En el diseño de sus procesos y en la
construcción y equipamiento de sus plantas, la minería utiliza maquinaria y
equipamiento de última tecnología, con instalaciones que constituyen grandes
inversiones.
En concordancia con lo expresado, como característica de la demanda del SEIN,
consideramos que el Plan de Transmisión que se Ileve a cabo debe analizar
cuidadosamente las particularidades de la demanda y oferta del SEIN, pues los
grandes centros de consumo de electricidad no están cerca de los centros de
generación, por lo que la presencia de líneas de transmisión, a veces muy radiales,
puede acarrear severas deficiencias.
Dado que el COES viene formulando este Plan, es aconsejable que, desde sus
etapas más tempranas, incorpore el análisis de las particularidades que señalamos
para asegurar la capacidad de transmisión, así Como calidad y confiabilidad del
suministro eléctrico, con la instalación de protecciones, pararrayos con capacidad y en
cantidad suficiente en líneas de transmisión que funcionan en altura, caso muy
especial de Perú. Por otro lado, el COES debe revisar muy profundamente la
topología de la red de transmisión con la finalidad de mejorar los niveles de la
potencia de corto circuito para usuarios que consumen gran potencia y equipados con
maquinaria con ciclos conversores, muy sensibles a la calidad de energía.
Respuesta N° 1:
Respecto a que la minería utiliza sistemas de producción seguros y eficientes:
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Es auspicioso saber que los proyectos de la gran minería, se van a construir utilizando
equipamiento de última tecnología, para conseguir un sistema de producción seguros
y eficientes.
Al respecto, se debe remarcar que la mayoría de Molinos SAG conectados al SEIN
mediante Ciclo Convertidores, han mostrado que su tecnología no es apropiada para
sistemas con líneas largas, ya que el proceso de conducción de los tiristores se ve
afectado por las caídas de tensión provocadas, inclusive por las fallas monofásicas
(fallas de gran frecuencia en el SEIN) y son desconectados del sistema por sus
protecciones propias. Sin embargo, es importante añadir que los Molinos SAG con
Ciclo Convertidores de última tecnología que pueden ser utilizados en todos los
nuevos proyectos mineros, no se desconectan ante los eventos indicados, ya que han
superado la sensibilidad a los cambios bruscos de tensión que tienen los de
tecnología antigua.
Respecto a las particularidades de la demanda y oferta del SEIN:
Se debe mencionar que en los estudios de planificación, las cargas se representan
mediante consumos de potencia activa y reactiva a ser tomados de la subestación en
el Punto de Conexión previsto. Por tal razón, es preocupación del Plan de Transmisión
que a estas cargas le “lleguen los MW y los MVAr que exige para su operación a una
tensión adecuada”. Para cumplir con este requerimiento y considerando que los
grandes centros de consumo de electricidad no están cerca de los centros de
generación, las líneas de transmisión resultantes proveen la Capacidad de
Transmisión requerida a una Tensión de operación adecuada dentro de los rangos de
operación.
Se debe resaltar que estas particularidades del SEIN, de tener una estructura radial
con la generación muy lejos de los grandes centros de consumo, están representadas
en el Modelo del SEIN, que considera toda la topología del Sistema Troncal de
Transmisión (STT), sin simplificaciones, así como la ubicación de las centrales de
generación.
En ese sentido, al considerar todas las demandas, vegetativas y las que corresponden
a los grandes proyectos mineros se obtienen los proyectos de transmisión requeridos
para obtener:
(1) En cada subestación del STT la fortaleza natural definida por la ubicación de
las centrales de generación en el SEIN,
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(2) La calidad de la tensión y la confiabilidad expresada por las redundancias que
resultan de la aplicación de criterios técnico-económicos.
Por lo tanto, con la estructura resultante del STT del SEIN, en el momento que las
grandes cargas ingresen al SEIN estarán aseguradas tanto la capacidad transmisión
como la confiabilidad de suministro, requerida por estos proyectos.
Respecto de la calidad, se debe remarcar que:
(1) Los resultados de las simulaciones indican el cumplimiento de los criterios de
operación y que esta las tensiones estarán dentro de los márgenes establecidos para
la operación normal y ante las contingencias factibles de presentarse en el SEIN.
(2) Por otro lado, como se ha mencionado que estos proyectos se van a construir
utilizando equipamiento de última tecnología, estos equipos no se desconectan ante
los eventos indicados, con ello se asegura la calidad interna de recepción de la
energía eléctrica de los grandes proyectos mineros.
De otro lado, es pertinente mencionar que el objetivo de un Plan de Transmisión es
encontrar un conjunto de instalaciones que resuelven los problemas futuros del
sistema de transmisión, asignándoles un costo referencial, con un apropiado grado de
aproximación. Posteriormente, los concesionarios o los que decidan invertir en estas
instalaciones emprenderán sus estudios de factibilidad y los correspondientes
estudios definitivos, en los cuales, recién se tendrá el detalle de las especificaciones
técnicas de cada equipo en particular.
Por ello es necesario remarcar que en el Estudio de Pre Operatividad, que cada futuro
titular (concesionario o inversor) debe presentar al COES, estarán consignadas las
especificaciones en detalle de los equipos de protección y maniobra, que serán
revisadas por el COES para otorgar la conformidad correspondiente.
La conformidad del COES se emite luego que se ha verificado que las instalaciones
están completas y que las especificaciones técnicas sean las apropiadas para su
instalación en las zonas que cubre el proyecto, que podría ser una de gran altitud
sobre el nivel del mar.
Respecto a la topología de la red de transmisión:
Como se ha explicado en párrafos anteriores, en el estudio del Primer Plan de
Transmisión, se ha Modelado el SEIN considerando toda la topología del Sistema
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Troncal de Transmisión, sin simplificaciones, así como la ubicación de todas las
centrales de generación existentes y las consideradas en los futuros de generación.
Es importante resaltar que los niveles de cortocircuito de un sistema de potencia están
definidos por su Parque de Generación (número de centrales de generación y su
ubicación en el sistema), con lo cual a su vez se define una estructura y fortaleza del
sistema de potencia. En ese sentido a mayor número de centrales, serán mayores los
niveles de cortocircuito y por ende el sistema de potencia tendrá mayor fortaleza.
Por lo mencionado, en el estudio para el Plan de Transmisión se ha considerado toda
la topología del SEIN y se han obtenido los niveles de cortocircuito definidos por las
centrales de generación en operación en el horizonte de análisis. Por lo tanto, con la
incorporación de los proyectos de transmisión que obedecen a criterios técnico-
económicos definidos en la Norma se obtiene solamente muy pequeñas mejoras en
los niveles de cortocircuito. Por lo tanto, para que el SEIN tenga mayores niveles de
cortocircuito y por ende mayor fortaleza, es necesario se propicie la construcción de
nuevas centrales de generación, ya que la red de transmisión solo se encarga de
dotar al sistema de potencia de Capacidad de Transmisión, Calidad y Confiabilidad.
Se debe indicar que las pérdidas de producción en plantas mineras de gran tamaño
están asociadas a:
(1) Las fallas en el sistema, las cuales no pueden ser eliminadas completamente,
ya que dependen de los niveles isoceraunicos en las fajas de servidumbres de las
líneas de transmisión y de las inversiones a ser realizadas en ellas para mitigar sus
efectos.
(2) A equipamientos mineros que utilizan Ciclo Convertidores (por ejemplo, los
molinos SAG), con una tecnología no apropiada para sistemas con líneas largas, tal
que, inclusive ante recierres exitosos en fallas monofásicas son desconectados del
sistema por sus protecciones propias.
Se debe enfatizar que los Ciclo Convertidores de última tecnología, han superado la
sensibilidad a los cambios bruscos de tensión que tienen los de tecnología antigua.
Finalmente se debe mencionar que luego de implementarse todos los proyectos del
Plan Transitorio de Transmisión, se van a superar las congestiones actuales y se
mejorará sustancialmente la fortaleza del SEIN.
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Respuestas a las Observaciones y Comentarios a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión
Referencia: Correo electrónico de Minera Yanacocha, Cesar Coronado Isasiga, recibido el 27/08/2010.
Consulta u Observación N° 1: Como cliente libre y gran consumidor, siempre es nuestra preocupación la estabilidad
del sistema, en particular para suministros radiales como el nuestro de ahí nuestra
preocupación en el análisis incorpore los parámetros de calidad de energía y
estabilidad a líneas y subestaciones de esta naturales.
Respuesta N° 1: La calidad de la energía del estudio se refiere a la tensión de operación en estado
estacionario en condiciones normales y en condición de contingencia factibles de
ocurrir. La estabilidad del sistema con los proyectos se verifica inspeccionado el
comportamiento de los ángulos entre las barras del sistema, tanto en estado
estacionario, como ante fallas factibles de ocurrir.
Se debe indicar que se ha verificado que la tensión resultante de las simulaciones se
encuentre en los rangos de operación normal y contingencia aceptados por la Norma.
Asimismo, se ha cumplido con los criterios de estabilidad exigidos por la Norma.
Por lo tanto, las líneas de transmisión del plan, en número y capacidad nominal
aseguran la transmisión adecuada de la energía eléctrica para cubrir las demandas
previstas para el horizonte de análisis, cumpliendo con la calidad y las exigencias de
estabilidad.
Consulta u Observación N° 2: Si bien considera los nuevos proyectos de la selva de acuerdo al convenio Brasileño
no precisa si será necesario elevar el nivel de tensión de transmisión o solo quedará
en el nivel de 500kV.
Respuesta N° 2: En el estudio se plantean alternativas con dobles circuitos en 500 kV y nuevas
estaciones transformadoras cuyo objetivo es proveer los nodos de conexión para
colectar la potencia producida por las centrales hidroeléctricas.
Sin embargo, considerando que la decisión y desarrollo de la red colectora podría
tomar varios años, se recomienda se realicen previamente estudios e investigaciones
en este sistema abarcando, entre otros, la conversión futura para operación en
corriente continua. Dichos estudios técnicos deben investigar la factibilidad de
utilización de sistemas de transmisión a corriente continua, en la red de transmisión de
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Oriente, en el largo plazo, a fin de que amerite que inicialmente se instale el
aislamiento dimensionado para al menos 600 kV DC. Esta investigación deberá
también tomar en cuenta que parte de la ruta de los circuitos de la red colectora estará
operando en zonas de gran altitud (>4000 msnm).
Consulta u Observación N° 3: No precisa si se incorpora los criterios previstos por MEM, en su norma de desarrollo
energético del Perú al 2040.
Respuesta N° 3: Se entiende que en la observación se está haciendo referencia a la “Propuesta de
Política Energética de Estado - Perú 2010-2040”. Al respecto indicamos que el
mencionado documento aún no ha sido aprobado.
Por otro lado, de acuerdo a la Resolución Ministerial N° 129-2009-MEM/DM, dicha
norma tiene como objetivo establecer los criterios y metodología para la elaboración y
actualizaciones del Plan de Transmisión. Por tanto, es una norma expresa del MEM
para la elaboración del Plan de Transmisión.
Consulta u Observación N° 4: No se incorporan las corrientes de corto circuito en la subestación Cajamarca Norte,
considerando la nueva conexión de la línea interandina, siendo importante por
desarrollo minero previsto en la zona.
Respuesta N° 4: En la Tabla 5.30 (página 177) se muestran los valores máximos calculado para las
corrientes de cortocircuito en kA de un conjunto de barras de 220 kV y 500 kV del
SEIN para los escenarios del estudio en el año 2020.
Las corrientes de cortocircuito en barras que no figuran en esta tabla pueden
considerarse similares a los valores de la barra próxima y que están consignados en
la Tabla 5.30. Para el caso de Cajamarca Norte se utiliza los valores Trujillo Norte,
que están comprendidos entre 7.7 kA y 8.3 kA.
Se ampliará los cálculos de cortocircuito para incluir la barra de Cajarmarca Norte.
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Respuestas a las Observaciones y Comentarios a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión
Referencia: Carta Energía Azul C/66-2010-EA/GG, recibida el 27/08/2010
Consulta u Observación N° 1: En relación al numeral 3.4. Futuros de Oferta, Importación y Exportación del Estudio,
se señala que la oferta de generación se clasificó por tipos de proyectos, entre los que
se cuenta el grupo 4 -Hidroeléctricas con Concesión Temporal (tablas 3.36 y 3.43). Al
respecto le mencionamos que la C.H. Santa María es un proyecto de 750 MW que
cuenta con Concesión Temporal y cuyos estudios desarrollados a la fecha han llevado
a completar la factibilidad y el Estudio de Impacto Ambiental como ha sido informado
al MEM con carta que se adjunta. (Ver anexo 1).
Respuesta N° 1: Efectivamente, el proyecto C.H. Santa María contaba con concesión temporal, en el
momento de inicio del estudio del Primer Plan de Transmisión (PPT) y se mantiene
hasta la fecha, razón por la que se envió al titular la carta COES/D-1351-2009 de
fecha 27.08.2009 solicitando la información correspondiente para la elaboración del
estudio del PPT. Sin embargo, la mencionada carta no tuvo respuesta, por lo que no
fue posible considerar el proyecto en los análisis del estudio indicado.
Asimismo, como es de su conocimiento, actualmente se viene elaborando el Informe
de Diagnóstico para el periodo 2013-2022, como parte del proceso de actualización
del Plan de Transmisión, en cuya elaboración se está considerando la información del
proyecto C.H. Santa María remitida por Energía Azul con carta C/33-2010-EA/GG de
fecha 10.06.2010 en respuesta a un requerimiento del COES. Cabe notar que la
información recibida con esta comunicación, es suficiente para realizar los análisis
requeridos. Asimismo, en esta carta indican que la fecha prevista de pruebas de la
central es junio del año 2018, con lo cual habría tiempo suficiente para analizar, y de
ser el caso, plantear proyectos de reforzamiento de la transmisión, que atiendan los
requerimientos de una central de esa envergadura en los próximos Estudios de
Actualización del Plan de Transmisión.
Consulta u Observación N° 2: Dado que el Estudio realizado considera el diagnostico del SEIN post año 2015. sería
relevante considerar el proyecto C.H. Santa María dentro de los escenarios de análisis
de oferta e identificar si el Plan Robusto para el año 2020 tiene capacidad de
transmisión para evacuar la generación de esta central o si la ejecución de este
proyecto sugeriría nuevas líneas de transmisión dentro de las Opciones Condicionales
año 2020 como plantea el Estudio.
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Título: Respuestas a los Comentarios y Observaciones Estudio del Primer Plan de Transmisión
a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión Fecha : 16 de Setiembre de 2010
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Respuesta N° 2: La información del proyecto C.H. Santa María será considerada en el Informe de
Diagnóstico y en la actualización del Plan de Transmisión correspondientes al periodo
2013-2022. Ver respuesta N° 1.
Consulta u Observación N° 3: En relación al numeral 3.6 Plan Transitorio de Transmisión del Estudio, se observa
que el proyecto de transmisión en 500 kV Mantaro-Caravelí-Montalvo no tiene fecha
de puesta en servicio definida, no obstante que dicho proyecto ha sido concesionado
por el MEM y forma parte del Plan Garantizado de Transmisión. En ese sentido se
comenta la importancia de su inclusión dentro del análisis de escenarios para el Plan
Robusto de Transmisión al 2020.
Respuesta N° 3: El proyecto L.T. en 500 kV Mantaro-Caravelí-Montalvo si fue considerado en el
Estudio, y el análisis de planificación confirma que se requieren dos enlaces entre el
Centro y Sur del SEIN, en 500 kV, por lo que da validez a los enlaces en 500 kV:
Chilca – Marcona – Montalvo y Mantaro – Carvelí – Montalvo, considerados en el Plan
Transitorio.
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Respuestas a las Observaciones y Comentarios a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión
Referencia: Carta Edelnor GT-027-2010, recibida el 27/08/2010. Consulta u Observación N° 1: El cambio en la forma de operación mallada a radial restará la confiabilidad de
suministro de la zona de Lima, ya que para disminuir los niveles de carga y del
cortocircuito a nivel de 220 kV se plantea que esta zona sea alimentada desde cuatro
nodos principales: Chilca, Zapallal, La Planicie y el Mantaro.
En esta nueva condición de operación, ante un evento de simple contingencia
(condición N-1) de las líneas 220 kV; se producirá la sobrecarga de líneas, lo que
obligara a las distribuidoras a tener que efectuar un mayor rechazo de la demanda
para descargarlas. Este mayor rechazo de demanda afectaría la estabilidad del
sistema y degradaría la calidad del servicio eléctrico.
Esta propuesta no concuerda con la exigencia del Osinergmin, en la cual considera
que para la expansión de los Sistemas Complementarios de Transmisión de las
empresas se cumplan con el criterio N-1 para las líneas de transmisión, a fin de
garantizar la confiabilidad en el suministro de energía y la seguridad del sistema para
nuestros clientes.
Las interrupciones del servicio a los clientes por la probable ocurrencia de estos
eventos, deberán ser consideradas como de causa de "Fuerza Mayor", por lo que no
debería ser contabilizados para el pago de compensaciones y multas.
Respuesta N° 1: El desarrollo de las redes de subtransmisión en el área de Lima depende en gran
medida de los planes de expansión de las dos empresas concesionarias de
distribución existentes. Sin embargo, en el planteamiento de estos planes de
expansión de las redes de subtransmisión, las empresas concesionarias de
distribución tienen en cuenta la reconfiguración de sus redes y la redistribución de sus
cargas entre sus subestaciones de MAT/AT, constituyendo esta una variable
gravitante que está fuera del control del Plan de Transmisión.
La planificación de las redes de subtransmisión de la zona de Lima debe ser abordada
de manera conjunta entre las empresas concesionarias de distribución y transmisión
involucradas, dentro del proceso de formulación del Plan de Inversiones en
Transmisión de las áreas de demanda 6 y 7, plan que se formula en otras instancias,
bajo otros criterios, otra metodología y otros horizontes, diferentes al del Estudio del
Plan de Transmisión
Lo que se muestra en el estudio es una alternativa de posible solución del
abastecimiento de la zona de Lima, solo a título indicativo. Sin embargo, esta
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Título: Respuestas a los Comentarios y Observaciones Estudio del Primer Plan de Transmisión
a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión Fecha : 16 de Setiembre de 2010
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propuesta requiere una evaluación detallada de factibilidad técnica, incluyendo
estudios de confiabilidad.
Consulta u Observación N° 2: Con el objetivo de mitigar los efectos ante este tipo de falla, se recomienda evaluar la
conveniencia de considerar la implementación de mecanismos para la transferencia
automática de carga entre barras 220 kV y adecuar las líneas vinculadas para que
soporten una mayor carga.
Respuesta N° 2: Ver respuesta N° 1.
Consulta u Observación N° 3: Una alternativa de alimentación en 220 kV de la zona Lima, que no implica tener que
modificar la operación tipo mallada a una radial, está planteada en el Plan de
Expansión del Sistema de Transmisión de REP 2010-2019, presentado ante el MEM.
Solicitamos que esta alternativa sea evaluada para que forme parte del Plan de
Transmisión prepublicado. En el Anexo Nro 1 se muestra el esquema unifilar de la
configuración para la alimentación de la zona de Lima propuesta para el largo plazo
2012-2019
Respuesta N° 3: En el estudio del Primer Plan de Transmisión (PPT) se tomó en cuenta el Plan de
Expansión del Sistema de Transmisión de REP 2008-2016, el cual estaba disponible
antes del 31 de diciembre de 2009, fecha de cierre de información básica del estudio
del PPT.
El Plan de Expansión del Sistema de Transmisión de REP 2010-2019 fue recibido en
el COES el 26 de mayo de 2010, es decir después de la fecha de cierre de
información, por lo que no fue posible considerar sus datos en todos los análisis. Cabe
destacar que actualmente se está trabajando en el Informe de Diagnóstico para el
periodo 2013-2022 que es parte de la actualización del Plan de Transmisión, en el
cual se está considerando la información del nuevo Plan de Expansión de REP.
Consulta u Observación N° 4: Con relación a lo antes indicado, sabemos que el MEM aprobó la ejecución el
"Proyecto Ampliación 7", (que es parte del plan presentado por REP), el cual se
encuentra en proceso de ejecución, que considera el cambio de todos los equipos del
patio 220 kV bajo su responsabilidad, repotenciación y adecuación de las estructuras,
pórticos y fundaciones según análisis, cambio de conectores de los equipos a
reemplazar y el suministro y obras necesarias para controlar el nivel GPR a valores
permitidos por el CNE, en la zona de los equipos REP. El cambio se realizará hasta el
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a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión Fecha : 16 de Setiembre de 2010
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mes de diciembre del año 2011. Este mismo criterio debe ser considerado por el
OSINERGMIN en los planes respectivos de los actores del sistema complementario
y/o secundario.
Respuesta N° 4: La información respecto a la aprobación del “Proyecto Ampliación 7” no era conocida
a la fecha de cierre de información básica (31 de diciembre de 2009), y por lo tanto no
fue considerada en el desarrollo del estudio del Primer Plan de Transmisión. Esta
información será considerada en la elaboración del Informe de Diagnóstico para el
periodo 2013-2022, en el que actualmente se está trabajando.
Consulta u Observación N° 5: Asimismo, con la finalidad de reducir los niveles del corto circuito, les planteamos
evaluar el efecto de abrir los terciarios de los bancos de los transformadores de
potencia 220/60 kV instalados en las subestaciones de Lima.
Respuesta N° 5: Ver respuesta N°1.
Consulta u Observación N° 6: Solicitamos que el consultor considere en su análisis a la futura subestación Colonial
220/60 kV, la cual forma parte del plan de expansión de la transmisión de Edelnor
correspondiente al periodo 2009-2019, aprobado por Osinergmin.
Asimismo, solicitamos que evalúe y proponga como debería interconectarse en 220
kV con las demás subestaciones de Lima.
Respuesta N° 6: El estudio del Plan de Transmisión se enmarca en el alcance indicado en el artículo
N° 14 del Reglamento de Transmisión. En ese sentido , no corresponde definir en el
mencionado estudio la forma de conexión de la subestación Colonial. La solución que
se adopte debe ser definida dentro del proceso de planificación que lleve a la
determinación del Plan de Inversiones de Transmisión.
Consulta u Observación N° 7: Solicitamos además, que en el informe del Primer Plan de Transmisión por el COES,
se incluya un anexo que contenga las observaciones efectuadas por las empresas al
informe correspondiente a la etapa anterior y actual, indicando en estas la forma en
que fueron absueltas por el consultor del estudio.
Respuesta N° 7: Las observaciones recibidas durante la prepublicación, así como las respuestas
correspondientes serán incluidas como un anexo del estudio.
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a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión Fecha : 16 de Setiembre de 2010
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Respuestas a las Observaciones y Comentarios a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión
Referencia: Carta de Luz del Sur GIP.10.175, recibida el 27/08/2010.
Consulta u Observación N° 1: En el desarrollo del estudio del Plan de Transmisión el consultor debe considerar los
Planes de Transmisión aprobados por el Osinergmin para los Sistemas
Complementarios de Transmisión el año 2009 y el Plan de Expansión del Sistema de
Transmisión de REP 2010-2019.
Nuestra observación se enmarca en los numerales 13.3 y 13.4 del Artículo 13 del
Reglamento de Transmisión (aprobado mediante Decreto Supremo N° 027-2007-EM),
en los cuales se señalan como objetivos generales del Plan de Transmisión: (1)
propiciar el desarrollo armónico de las instalaciones de transmisión; y, (2) que las
instalaciones de transmisión satisfagan los requerimientos de seguridad y calidad de
servicio establecidas en las normal pertinentes. Por ello, existiendo ya los Planes de
Inversiones en Transmisión aprobados por el Regulador para todos los Sistema
Secundarios y Complementarios del Perú; y un Plan de Expansión del Sistema de
Transmisión de REP, consideramos necesario que todos estos planes sean
considerados en el Plan de Transmisión prepublicado por el COES.
Cabe además indicar que los citados Planes de Inversiones en Transmisión para
todos los Sistema Secundarios y Complementarios del Perú fueron aprobados por el
Osinergmin mediante Resolución 141-2009-OS/CD del 2 de agosto de 2009, habiendo
estado disponibles para todos los interesados desde esa fecha; la cual es anterior a la
fecha de inicio del estudio del Plan de Transmisión por parte del COES.
Respuesta N° 1: En el estudio del Primer Plan de Transmisión (PPT) ha sido considerada la
información del Plan de Inversiones de Transmisión, correspondiente al período julio
2006 - abril 2013, aprobado por OSINERGMIN. También se consideró el Plan de
Expansión del Sistema de Transmisión de REP 2008-2016, el cual estaba disponible
antes del 31 de diciembre de 2009, fecha de cierre de información básica del estudio
del PPT.
El Plan de Expansión del Sistema de Transmisión de REP 2010-2019 fue recibido en
el COES el 26 de mayo de 2010, es decir después de la fecha de cierre de
información, por lo que no fue posible considerar sus datos en todos los análisis. Cabe
destacar que actualmente se está trabajando en el Informe de Diagnóstico para el
periodo 2013-2022 que es parte de la actualización del Plan de Transmisión, en el
cual se está considerando la información del nuevo Plan de Expansión de REP.
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a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión Fecha : 16 de Setiembre de 2010
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Consulta u Observación N° 2: En el informe del consultor, se sigue recomendando operar en barras separadas las
cargas en la subestación Balnearios; al respecto, actualmente trabajamos en una
barra y al tener un problema en una de las líneas de alimentación (L2012 o L2013),
solo tendríamos restricciones en el suministro entre las 17:30 a 20:00 en los días de
semana. Los sábados y domingos no tendríamos restricciones de carga.
Al tener barras separadas, coma propone el consultor, tendríamos que dividir la
alimentación y ante una falla en cualquiera las líneas mencionadas en el párrafo
anterior, ocasionaría una interrupción del 50% de la demanda de la SET Balnearios,
para Luz del Sur es la subestación mas importante por la magnitud de la carga que
atiende.
En todo caso, con el objetivo de mitigar los efectos de este tipo de falla, se
recomienda que el consultor evalué la conveniencia de considerar la instalación de
mecanismos de transferencia automática de carga entre barras 220 kV y los refuerzos
necesarios en las líneas vinculadas para que soporten las cargas en tales
contingencias.
La solicitud que estamos formulando tiene coma objetivo cumplir con la exigencia del
Osinergmin en cuanto a que la expansión de los Sistemas Complementarios de
Transmisión de las empresas cumplan con el criterio N-1, a fin de garantizar la
confiabilidad en el suministro de energía y la seguridad del sistema. Cabe indicar que
dicho criterio también está considerado en el Artículo 11° de la resolución N° 129-
2009-MEM/DM "Criterios y Metodología para la Elaboración del Plan de Transmisión";
por lo que es necesario que la planificación de ambos sistemas se realice en forma
unificada y coherente, a fin de poder cumplir con las normas aplicables a ambos
sistemas, en lo que respecta at mencionado criterio.
Además, de esta manera el Plan de Transmisión prepublicado cumpliría con lo
señalado en su anexo "E", donde textualmente se menciona que debe haber una
adecuada coordinación entre la planificación del SEIN y las redes de Lima.
Respuesta N° 2: El desarrollo de las redes de subtransmisión en el área de Lima depende en gran
medida de los planes de expansión de las dos empresas concesionarias de
distribución existentes. Sin embargo, en el planteamiento de estos planes de
expansión de las redes de subtransmisión, las empresas concesionarias de
distribución tienen en cuenta la reconfiguración de sus redes y la redistribución de sus
cargas entre sus subestaciones de MAT/AT, constituyendo esta una variable
gravitante que está fuera del control del Plan de Transmisión.
La planificación de las redes de subtransmisión de la zona de Lima debe ser abordada
de manera conjunta entre las empresas concesionarias de distribución y transmisión
involucradas, dentro del proceso de formulación del Plan de Inversiones en
Transmisión de las áreas de demanda 6 y 7, plan que se formula en otras instancias,
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Título: Respuestas a los Comentarios y Observaciones Estudio del Primer Plan de Transmisión
a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión Fecha : 16 de Setiembre de 2010
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bajo otros criterios, otra metodología y otros horizontes, diferentes al del Estudio del
Plan de Transmisión.
Lo que se muestra en el estudio es una posible solución del abastecimiento de la zona
de Lima, solo a título indicativo. Sin embargo, esta propuesta requiere una evaluación
detallada de factibilidad técnica, incluyendo estudios de confiabilidad.
Consulta u Observación N° 3: La subestación Balnearios 220/60 kV de Luz del Sur no cuenta con espacio disponible
para la instalación de dos nuevas celdas de 220 kV. Por tal motivo, la propuesta
contenida en el Plan de Transmisión de implementar un doble circuito en 220 kV entre
las subestaciones Industriales y Balnearios no es técnicamente factible.
Respuesta N° 3: Ver respuesta N°2.
Consulta u Observación N° 4: Complementando el punto anterior, previo a la construcción de la futura subestación
Industriales, es importante para Luz del Sur que el Plan defina la cantidad de circuitos
de 220 kV que debe tener dicha subestación en el horizonte de estudio (año 2025).
Respuesta N° 4: El estudio del Plan de Transmisión se enmarca en el alcance indicado en el artículo
N° 14 del Reglamento de Transmisión. En ese sentido , no corresponde definir en el
mencionado estudio la configuración de la subestación Industriales. La configuración
que se adopte debe ser definida dentro del proceso de planificación que lleve a la
determinación del Plan de Inversiones de Transmisión.
Complementariamente, ver respuesta N°2.
Consulta u Observación N° 5: Debido a la concentración de generación y al crecimiento de la red transmisión de
Lima, el estudio debe evaluar los niveles de cortocircuito máximos (proyectados al
2025 y en las barras de 220 kV de todas sus subestaciones de Lima) aun
considerando contingencias si fuera el caso; evaluando la conveniencia de instalar
dentro del Sistema Garantizado reactores en serie u otras soluciones con el fin de
reducir los niveles de cortocircuito.
Alternativamente, puede recomendar un plan de reemplazo de equipos en las
subestaciones donde se identifiquen problemas, a fin de que las empresas
concesionarias adecuen sus equipamientos a los mayores requerimientos de
corrientes de cortocircuito.
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Título: Respuestas a los Comentarios y Observaciones Estudio del Primer Plan de Transmisión
a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión Fecha : 16 de Setiembre de 2010
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Dirección de Planificación de Transmisión
Esta solicitud la hacemos debido a que el incremento de los niveles de cortocircuito en
el sistema Centro (Lima) obligará a operar las subestaciones en barras separadas y
con líneas radiales, perdiéndose de ese modo las condiciones de respaldo y/o
confiabilidad que tenemos actualmente.
Respuesta N° 5: El informe incluyó la evaluación de los valores de cortocircuito máximos para tres
escenarios diferentes, para el año 2020. Evaluar niveles de cortocircuito en escenarios
de contingencias, como se pide en la observación, daría como resultado menores
valores que los obtenidos en los casos ya estudiados.
Complementariamente, ver la Respuesta N°1.
Consulta u Observación N° 6: Solicitamos que el consultor considere en su análisis a la futura subestación
Limatambo 220/60 kV, la cual forma parte del plan de expansión de la transmisión de
Luz del Sur correspondiente al periodo 2009-2019, aprobado por Osinergmin.
Asimismo, solicitamos que evalué y proponga como debería interconectarse en 220
kV con las demás subestaciones de Lima.
Al respecto, cabe indicar que en el Plan de Inversiones en Transmisión para el
Sistema Secundario y Complementario de Luz del Sur aprobado por el Osinergmin
mediante Resolución 141-2009-OS/CD, está considerada la referida subestación
Limatambo 220/60 kV. Dicha Resolución fue publicada el 2 de agosto de 2009,
habiendo estado disponible para todos los interesados desde esa fecha; la cual es
anterior a la de inicio del estudio del Plan de Transmisión por parte del COES.
Respuesta N° 6: En el estudio del Primer Plan de Transmisión (PPT) ha sido considerada la
información del Plan de Inversiones de Transmisión, correspondiente al período julio
2006 - abril 2013, aprobado por OSINERGMIN mediante Resolución 141-2009-
OS/CD, sin embargo en dicho documento no se incluye la subestación Limatambo
220/60 kV.
Complementariamente, ver la respuesta N° 1.
Consulta u Observación N° 7: La CH Santa Teresa no ha sido ha incluida en el Plan de Transmisión para el año
2015, sin embargo:
• De acuerdo con el resultado de la licitación efectuada en el mes de julio, debe
estar en operación el 2014.
• No se incluye en los resultados de los flujos al 2015 (ver anexos), y recién se
incluye en los resultados de los flujos al 2020.
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Título: Respuestas a los Comentarios y Observaciones Estudio del Primer Plan de Transmisión
a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión Fecha : 16 de Setiembre de 2010
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Dirección de Planificación de Transmisión
• En el esquema del plan vinculante (Figura 6.9) no aparece la CH Santa
Teresa; sin embargo, aparece Pucará, cuyo ingreso es incierto ya que aun no
tiene fecha de ingreso definida.
Dada la cercanía de la CH en mención con la línea de 220 kV Onocora - Quencoro -
Machupicchu, estando esta ultima incluida en el Plan Vinculante, consideramos
necesario la inclusión de la CH Santa Teresa con el fin de verificar la suficiencia de los
requerimientos técnicos de la referida línea y de los demás circuitos conformantes del
anillo en 220 kV Cotaruse - Socabaya - Tintaya - Onocora - Quencoro - Machupicchu -
Abancay.
Además, cabe indicar que el inciso "a" del artículo 8° de la resolución N° 129-2009-
MEM/DM "Criterios y Metodología para la Elaboración del Plan de Transmisión"
señala que se debe tener en consideración las centrales eléctricas que se encuentran
en servicio, las nuevas instalaciones de generación que se encuentran en proceso de
construcción o licitación, por lo que corresponde considerar a la CH Santa Teresa
para el año 2014.
Respuesta N° 7: La fecha de cierre de información básica del estudio del PPT fue 31 de diciembre de
2009, fecha en la cual no se contaba con información de la licitación indicada.
Al margen de lo anterior, se aclara que la L.T. Machupicchu – Quencoro – Onocora en
220 kV fue incluida en el PPT por confiabilidad, y en su análisis se consideró la
operación de la C.H. Santa Teresa en todos los escenarios de simulación en
PERSEO.
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Dirección de Planificación de Transmisión
Respuestas a las Observaciones y Comentarios a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión
Referencia: Correo electrónico de ELECTROPERÚ S.A.,Ronald Gonzales, recibido el 27/08/2010
Consulta u Observación N° 1: El equipamiento, tanto de CCHH como de unidades de generación térmica, no es el
vigente a la fecha de presentación de esta prepublicación. Al respecto, se identifican
plantas fuera de servicio en el sistema norte (Piura, Trujillo, Chimbote), así como en el
sur (Dolorespata), etc. Por otro lado, se ha considerado a unidades que tienen fecha
límite en el SEIN.
Respuesta N° 1: El Primer Plan de Transmisión (PPT) tuvo como fecha de cierre de información básica
el 31 de diciembre de 2009. En ese sentido, no fue posible incorporar en el estudio
toda la información posterior a la fecha indicada, debido al avance de las simulaciones
y análisis.
Se debe tener en cuenta que en la elaboración del Estudio se tiene una etapa crítica,
la cual encierra tres puntos importantes: 1) modelamiento del sistema, 2) simulaciones
energéticas y, 3) análisis de los resultados, los cuales significan un tiempo importante
en el Estudio, por lo cual no es posible repetir dicha etapa para considerar nueva
información.
Consulta u Observación N° 2: Las potencias efectivas de las unidades de generación no están actualizadas a la
fecha de presentación de esta prepublicación (caso C.H.Mantaro, etc.)
Respuesta N° 2: Ver la Respuesta N° 1.
Complementariamente indicamos que en el estudio de Plan de Transmisión la
generación es considerada una incertidumbre, y por lo tanto puede tomar valores
desconocidos pero acotados. De igual forma, la hidrología también es considerada
una incertidumbre. A partir de la generación, la hidrología, las demás incertidumbres
indicada en al Norma y los planes de transmisión propuestos se han considerado
miles de escenarios, dentro de los cuales cualquier pequeño cambio en una de las
incertidumbre no tendría mayor efecto sobre la planificación de la transmisión.
Consulta u Observación N° 3:
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a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión Fecha : 16 de Setiembre de 2010
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Dirección de Planificación de Transmisión
Los consumos específicos de las unidades de generación térmica no están
actualizados a la fecha de presentación de esta prepublicación.
Respuesta N° 3: Ver la Respuesta N° 2.
Consulta u Observación N° 4: Sólo han elegido a 3 años representativos de series hidrológicas; 1980, 1995 y 2001.
Respuesta N° 4: En el estudio se ha considerado tres series hidrológicas representativas, de cuatro
años cada una: la serie correspondiente a los años 1995-1998 (seca), la serie 1980-
1983 (mediana) y la serie 2001-2004 (húmeda). Estas series hidrológicas
corresponden a las simulaciones en Perseo que resultaron en costos de producción
máximo, medio y mínimo, respectivamente.
Consulta u Observación N° 5: El horizonte de la demanda es de 2020 a 2023, no verificándose los años específicos
del estudio (anteriores a 2020).
Respuesta N° 5: En el estudio se han hecho análisis energéticos de los años 2013, 2016, 2020 y 2025,
así como los correspondientes análisis Trade-Off/Risk – Minimax. Asimismo, se han
hecho análisis eléctricos al año 2015 y 2020.
Consulta u Observación N° 6: Los archivos de mantenimientos, de todas las alternativas, no contienen información
alguna.
Respuesta N° 6: Para fines de la planificación de la transmisión, considerando la metodología Trade-
Off/Risk – Minimax, no tiene mayor efecto considerar los mantenimientos en las
centrales de generación, pues la oferta de generación y la hidrología son tratadas
como incertidumbres.
Consulta u Observación N° 7: El volumen del lago Junín no tiene el acotamiento máximo de 376 millones de m3.
Asimismo, en este aspecto, los embalses del resto del SEIN no están actualizados
(caso vigencia de Parón).
Respuesta N° 7: El volumen máximo del lago Junín utilizado fue el de la Fijación Tarifaría de mayo
2009, que era el dato disponible a la fecha de cierre de información básica del estudio
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a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión Fecha : 16 de Setiembre de 2010
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Dirección de Planificación de Transmisión
(31/12/2010). Por otro lado se observa que en la última Fijación Tarifaría de Mayo
2010, se está considerando el mismo valor utilizado en la fijación anterior.
Complementariamente, ver la Respuesta N° 2.
Consulta u Observación N° 8: Los costos de combustibles deberían ser los vigentes a la fecha de la presentación de
esta prepublicación.
Respuesta N° 8: Ver Respuesta N° 1.
Consulta u Observación N° 9: Los factores de planta de las centrales eólicas consideradas son elevados, como se
puede apreciar con la central de Marcona (53%).
Respuesta N° 9: Se ha considerado la información de la adjudicación de la Subasta de Suministro de
Electricidad con Energías Renovables, en la cual se indica que el factor de planta para
la central eólica Marcona es 53%.
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Título: Respuestas a los Comentarios y Observaciones Estudio del Primer Plan de Transmisión
a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión Fecha : 16 de Setiembre de 2010
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Respuestas a las Observaciones y Comentarios a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión
Referencia: Correo Enersur, Freddy Delgado, recibido el 27/08/2010.
Consulta u Observación N° 1: El consultor que viene elaborando el Primer Plan de Transmisión recomendó revisar el
enlace Pomacocha-Pachachaca-Oroya-Carhuamayo 220kV vía un estudio especial y
evitar la presencia de congestión en esta zona. El COES cuando iniciaría a tomar
acción sobre esta recomendación realizada por el consultor para evitar la congestión
de este sistema?.
Respuesta N° 1: El enlace indicado será analizado nuevamente en el Informe de Diagnóstico y en la
actualización del Plan de Transmisión 2013 – 2022. Cabe destacar que ya se han
iniciado las actividades del Informe de Diagnóstico indicado.
Consulta u Observación N° 2: En el estudio no se ha considera los proyectos de reserva fría en ILO 2 (400 MW),
Trujillo (200MW) y Talara (200MW) que entraran en operación a partir del año 2013.
Respuesta N° 2: La fecha de cierre de información básica del estudio del Primer Plan de Transmisión
(PPT) fue 31 de diciembre de 2009, fecha en la cual no se contaba con la información
indicada. Esta información será tomada en cuenta en la elaboración del Informe de
Diagnóstico y en la actualización del Plan de Transmisión 2013 – 2022.
Al margen de lo anterior, indicamos que en el estudio del PPT con la información que
se contaba antes del cierre, se consideraron centrales de generación térmica de ciclo
simple, adicionales a las unidades comprometidas o con concesión temporal, para
simular la instalación de unidades de reserva fría en las zonas Norte y Sur del SEIN
(del orden de 400 MW tabla 3.33 del estudio). También se consideraron centrales
térmicas de ciclo combinado en base a gas natural, para simular el desarrollo de
gasoductos hacia las mencionadas zonas (CC de 520 MW cada uno tabla 3.37 del
estudio).
Consulta u Observación N° 3: Un nuevo “futuro” es considerar la conversión de las plantas de reserva fría de Ilo
(400MW) en base al Gas Natural con el gasoducto de Kuntur, en este futuro debería
considerarse la CT de Quillabamba.
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Título: Respuestas a los Comentarios y Observaciones Estudio del Primer Plan de Transmisión
a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión Fecha : 16 de Setiembre de 2010
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Dirección de Planificación de Transmisión
Respuesta N° 3: Ver Respuesta N° 2.
Consulta u Observación N° 4: No ha sido posible visualizar como es que se está considerando la disponibilidad de
Gas Natural para las Centrales Térmicas hacia los escenarios de futuro, se solicita
explicar cómo ha sido considerado el suministro de Gas Natural a las plantas
térmicas.
Respuesta N° 4: Para efectos de planificar la transmisión, importan más los futuros de generación que
los escenarios de gas natural. En ese sentido, indicamos que en el estudio de Plan de
Transmisión la generación es considerada una incertidumbre, y por lo tanto puede
tomar valores desconocidos pero acotados. De igual forma, la hidrología también es
considerada una incertidumbre. A partir de la generación, la hidrología, las demás
incertidumbres indicada en la Norma y los planes de transmisión propuestos se han
considerado miles de escenarios, por lo que se considera que se ha hecho un análisis
suficientemente amplio de escenarios.
Complementariamente ver la Respuesta N° 2.
Consulta u Observación N° 5: En la tabla 5.26 no se ha considerado como proyectos con alta factibilidad la CH
Quitaracsa que será construido por ENERSUR, CH Santa Teresa que será construido
por Luz del Sur y las centrales que suministrarán energía como parte de Energías
Renovables RER que se encuentran comprometidas. Requiriéndose la comprobación
para que estos proyectos al ingresar no se presenten situaciones de congestión por
transmisión eléctrica en el SEIN.
Respuesta N° 5: Las CC.HH. Quitaracsa y Santa Teresa, así como las centrales RER fueron
consideradas dentro de los futuros de generación. Se sugiere revisar las Tablas 3.32 a
3.37 del estudio.
Para complementar el análisis, se llevarán a cabo simulaciones eléctricas adicionales.
Consulta u Observación N° 6: En la tabla 5.31 se muestra las Corrientes de Cortocircuito Máximas de la red Lima
Mallada y Abierta; en el cual se evidencia que para el caso cerrado las Icc en Lima
superan los 30kA, para el caso Abierto se aprecia que las Icc no superan los 20kA; la
consulta es si esto mismo se presenta para los escenarios de los años 2013 y 2016, o
recién en el 2020? Para el cálculo de esta Icc el 2020 ya se considera las
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Título: Respuestas a los Comentarios y Observaciones Estudio del Primer Plan de Transmisión
a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión Fecha : 16 de Setiembre de 2010
COES-SINAC Página 3 de 4
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recomendaciones que hace REP en sus planes de transmisión de considera
Reactancias entre barras y que los transformadores posean 20% de Zcc?.
Respuesta N° 6: Se completaran los cálculos de corriente de cortocircuito para años intermedios.
Consulta u Observación N° 7: En el plan de expansión de corto plazo debería considerarse los proyectos de CH
Quitaracsa y CH Santa Teresa y confirmar que el sistema de expansión de
transmisión planteado es suficiente para el 2013 al 2016.
Respuesta N° 7: Las CC.HH. de Quitaracsa y Santa Teresa si fueron consideradas en las simulaciones
energéticas, y consecuentemente en el análisis Trade-Off/Risk – Minimax, que sirvió
para definir los planes robustos y condicionales para los años 2013, 2016 y 2020.
Para complementar el análisis, se llevarán a cabo simulaciones eléctricas adicionales.
Consulta u Observación N° 8: El estudio debe incluir el análisis actualizado del periodo 2011 al 2015, para identificar
las condiciones operativas del plan en ese periodo, por ejemplo no queda claro cuáles
son las corrientes de cortocircuito para este periodo, solo se muestra este análisis
para el año 2020.
Respuesta N° 8: Ver Respuesta N° 6.
Consulta u Observación N° 9: El enlace en LT 500 kV Mantaro-Caravelí-Moquegua y LT 220kV Machupicchu
Cotaruse debe ser considerado en el estudio debido a que aun está vigente, o en todo
caso confirmar con el MINEM la vigencia de estos proyectos con la finalidad de
conocer con más claridad el esquema de transmisión en el corto plazo.
Respuesta N° 9: El proyecto de 500 kV indicado ha sido considerado en el Estudio, y el análisis de
planificación confirma que se requieren dos enlaces entre el Centro y Sur del SEIN, en
500 kV, por lo que da validez a los enlaces en 500 kV: Chilca – Marcona – Montalvo y
Mantaro – Caravelí – Montalvo, considerados en el Plan Transitorio. En cuanto a la
LT. 220 kV Machupicchu - Cotaruse también ha sido considerada en el estudio.
Consulta u Observación N° 10: Como se está considerando, en el esquema de conexión eléctrica las plantas de Ciclo
Combinado de Kallpa y Enersur en el corto plazo 2013 y 2016?.
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Título: Respuestas a los Comentarios y Observaciones Estudio del Primer Plan de Transmisión
a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión Fecha : 16 de Setiembre de 2010
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Respuesta N° 10: Como para fines de planificación de transmisión no es relevante el detalle de la
conexión física de las unidades de generación, en los análisis eléctricos se ha
considerado la conexión de las centrales indicadas en una sola barra.
Consulta u Observación N° 11: Considera el informe del Primer Plan de Transmisión suficiente el proyecto de
expansión del plan transitorio de las LT 220 kV Chilca – La Planicie - Zapallal y LT
500kV Chilca – La Planicie para evacuar toda la capacidad de generación de la zona
de Chilca compuesta por: Chilca Uno (Incluye CC)+Kallpa(Incluye CC)+Las
Flores+Platanal+Termo Chilca+Fenix?
Respuesta N° 11: Los resultados del estudio muestran que el flujo en el eje Chilca - La Planicie –
Zapallal depende de la generación en Chilca y además del flujo proveniente de las
centrales del Oriente (Inambarí, Mainique, Paquitzapango, etc), y que se evacúa
adecuadamente. En algunos escenarios se requerirá ampliar la capacidad del enlace,
cambiando la tensión de operación a 500 kV.
Se debe tener en cuenta que adicionalmente a las líneas de transmisión
mencionadas, también está prevista una L.T. de 500 kV Chilca – Marcona – Montalvo,
que ayudará a evacuar la energía generada en Chilca.
Consulta u Observación N° 12: Confirmar con el MINEM si el proyecto LT 220 Socabaya-Tintaya-Onocora será
construido hasta Onocora 220kV ó solo llega a Tintaya 220kV en su primera etapa; de
solo llegar a Tintaya 220kV, el proyecto del plan vinculante debería ser Línea Nueva
220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya / SE Quencoro 220/138kV.
Respuesta N° 12: El proyecto Onocora-Tintaya-Socabaya es parte del Plan Transitorio de Transmisión, y
por lo tanto su construcción está comprometida. El anteproyecto que se presenta en el
estudio considera la línea Machupicchu hasta Tintaya.
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DOCUMENTO ORIGINAL RECIBIDO
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Título: Respuestas a los Comentarios y Observaciones Estudio del Primer Plan de Transmisión
a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión Fecha : 16 de Setiembre de 2010
COES-SINAC Página 1 de 18
Dirección de Planificación de Transmisión
Respuestas a las Observaciones y Comentarios a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión
Referencia: Oficio OSINERGMIN Nº0578-2010-GART, recibido el 27/08/2010. Consulta u Observación N° 1: Respecto a ASPECTOS NORMATIVOS relacionados con el Alcance del Plan de
Transmisión, se hacen las siguientes observaciones:
Es necesario tener presente que, según lo establecido en el numeral 15.1 del
Reglamento de Transmisión, el Plan de Transmisión (PT) debe incluir una relación de
instalaciones del SISTEMA DE TRANSMISIÓN cuya construcción se recomienda en
el horizonte de estudio, en concordancia con lo establecido en el numeral 14.3 del
referido Reglamento de Transmisión donde se señala que el Plan de Transmisión
debe incluir cualquier instalación que a criterio del COES resulte de importancia
fundamental para el mantenimiento de la seguridad, calidad y fiabilidad del Sistema
Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN).
Asimismo, con relación a los numerales 15.3 y 15.4 del Reglamento de Transmisión,
referidos a obras de renovación y reposición de instalaciones de transmisión como a
las que deberían salir de servicio, esto tampoco ha sido tomado en cuenta para la
formulación del PT.
En ese sentido, el informe no debe limitarse a la determinación de las instalaciones
del Sistema Garantizado de Transmisión, sino incluir el análisis de todas las
instalaciones del SEIN (de Alta o Muy Alta Tensión), indicando las que no formarían
parte del PT debido a que resultan de uso exclusivo de la Demanda o de la
Generación.
Por otro lado, se observa que el PT no ha tomado en cuenta íntegramente el Plan de
Inversiones aprobado por OSINERGMIN y se han omitido algunas instalaciones que
forman parte del Plan Transitorio de Transmisión.
Por ejemplo: i) el Plan Bienal de REP contiene un análisis bastante detallado de los
problemas del Área de Lima y alternativas de solución, sin que en el PT se haya
abordado dicho análisis. Muchos de los problemas observados están a nivel de 220
kV por lo que el Plan de Transmisión debería analizar lo presentado por REP como
alternativas de solución; ii) en los flujos de potencia realizados para la formulación del
PT no se han considerado las instalaciones en 220 kV consideradas en el Plan de
Inversiones para el Área de Demanda 6 (Edelnor-Lima Norte); iii) asimismo, tampoco
se han considerado las líneas Cajamarca – Caclic en 220 kV, Caclic-Moyobamba en
138 kV y la subestación Abancay 220/138 kV, que ya forman parte del Plan Transitorio
de Transmisión.
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Título: Respuestas a los Comentarios y Observaciones Estudio del Primer Plan de Transmisión
a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión Fecha : 16 de Setiembre de 2010
COES-SINAC Página 2 de 18
Dirección de Planificación de Transmisión
Respuesta N° 1: A continuación se resumen los aspectos observados indicando la respuesta
correspondiente a cada uno de los puntos:
a) El contenido del Plan de Transmisión (PT) establecido en el numeral 15.1 del
Reglamento de Transmisión (RT) debe interpretarse dentro de los alcances
indicados en el artículo N° 14 del mismo dispositiv o.
b) Obras de renovación, reposición y que deben salir de servicio.- Las obras de
renovación de equipamiento existente son las indicadas como repotenciación
en el Plan de Transmisión. No se identificaron necesidades de reposición de
equipamiento de transmisión existente como así tampoco la necesidad de
sacar del servicio equipamiento de transmisión existente a la fecha.
c) Identificar ampliaciones que no forman parte del Sistema Garantizado.- El Plan
de Transmisión incluye el conjunto de obras que se consideran necesarias
para atender el crecimiento de la demanda cumpliendo con lo establecido al
respecto por la Norma, de acuerdo a los alcances del PT indicados en el RT.
d) Tomar en cuenta las obras del Plan de Inversiones aprobado por el
OSINERGMIN.- Se incluyeron las obras del Plan de Inversiones de
Transmisión relevantes para fines del Plan de Transmisión.
e) Tomar en cuenta la totalidad de las obras incluidas en el Plan Transitorio de
Transmisión.- Se consideraron la totalidad de las obras del Plan Transitorio
que eran conocidas hasta la fecha de cierre de la información básica para el
desarrollo del estudio.
f) Tomar en cuenta el nuevo Plan Bienal del REP sobre el problema de
abastecimiento en el área Lima.- El abastecimiento de áreas de distribución no
es parte del Plan de Transmisión. El Plan Bienal de REP fue recibido el
26/05/2010, siendo la fecha de cierre de información básica del estudio el
31/12/2009. Es importante tener en cuenta que la presentación del Plan Bienal
de REP es coincidente con la del Plan de Transmisión, por lo que se
recomienda que el cronograma de presentación del Plan Bienal sea variado de
tal manera que haya alternancia de un año entre ellos.
g) Considerar las instalaciones en 220 kV incluidas en el Plan de Inversiones
para el Área de Demanda 6 (Edelnor-Lima Norte).- Ver respuestas 1.d y1.f.
h) Considerar las líneas Cajamarca - Caclic en 220 kV, Caclic - Moyobamba en
138 kV y la subestación Abancay 220/138 kV, que ya forman parte del Plan
Transitorio de Transmisión.- La inclusión de la mencionada línea en el Plan
Transitorio de Transmisión fue posterior a la fecha de cierre de información
básica del estudio. Si se ha considerado la subestación Abancay 220/138.
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Título: Respuestas a los Comentarios y Observaciones Estudio del Primer Plan de Transmisión
a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión Fecha : 16 de Setiembre de 2010
COES-SINAC Página 3 de 18
Dirección de Planificación de Transmisión
Consulta u Observación N° 2: Respecto a la PROYECCIÓN DE LA DEMANDA se hacen las siguientes
observaciones:
a) Modelo de Proyección - Año Base
Dado que a la fecha, la demanda del año 2009 corresponde a una demanda histórica,
el COES deberá considerar en su propuesta la demanda del año 2009 como punto de
partida de sus pronósticos y no la demanda del año 2008 como se menciona en el
INFORME.
En ese sentido, el COES debe considerar la demanda histórica real y ejecutada del
año 2009 y no la obtenida del modelo ARIMA, la cual proviene de su Informe de
Diagnóstico, el cual data de mediados del año pasado.
b) Revisión de datos del Modelo de Proyección
Con relación al PBI, para los años 2010 a 2013, el COES ha tomado la proyección del
crecimiento del PBI basada en la información de la empresa Apoyo y Consultoría y
Encuestas de Expectativas elaborado por el Banco Central Reserva del Perú (BCRP),
reproducido en el Cuadro 1.
Cuadro B1.3 - Proyección del PBI en escenarios
Cuadro 1
En ese sentido, corresponde actualizar las proyecciones de PBI en base a los
informes más recientes del BCRP (ver Cuadro 2).
Cuadro 2
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Título: Respuestas a los Comentarios y Observaciones Estudio del Primer Plan de Transmisión
a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión Fecha : 16 de Setiembre de 2010
COES-SINAC Página 4 de 18
Dirección de Planificación de Transmisión
De otro lado, para el año 2013, el COES ha tomado la proyección del crecimiento del
PBI, según las consideraciones del estudio de la empresa APOYO, igual a la del año
2011 al no tener otra referencia. En este caso, también se debe actualizar esta
proyección de acuerdo con los informes más recientes del BCRP.
Por lo expuesto, el COES debe tomar la información de la referida publicación para la
proyección del PBI de los años 2010 a 2012.
En relación a la Tarifa del Año 2009, se debe actualizar el valor de la tarifa promedio
considerada en el Estudio para el año 2009 y siguientes, considerando el informe
“Procesamiento y Análisis de la Información Comercial de las Empresas de
Electricidad al Primer Trimestre de 2010”, elaborado por la Gerencia Adjunta de
Regulación Tarifaria de OSINERGMIN.
Asimismo, respecto a la Participación de las Ventas por Nivel de Tensión, se deben
modificar los factores a utilizar en la estimación de las ventas de los distribuidores en
AT y MAT, las pérdidas por transmisión, el porcentaje de consumo propio de las
centrales, las pérdidas de distribución y las de subtransmisión; así como, las ventas
correspondientes a las cargas incorporadas y especiales para el año 2009,
considerando el indicado informe “Procesamiento y Análisis de la Información
Comercial de las Empresas de Electricidad al Primer Trimestre de 2010”.
c) Pérdidas de Transmisión
El COES debe revisar el valor propuesto por pérdidas de transmisión, como
consecuencia de las correcciones que impliquen, en el modelo de demanda del
Estudio, la incorporación de las observaciones anteriores; en virtud de que las
pérdidas de energía en el sistema de transmisión resultan de la diferencia entre las
ventas medidas y la producción del sistema.
d) Pérdidas de Distribución
Los porcentajes de pérdidas de distribución para los años del 2009 al 2012 se han
estimado en base a una tendencia lineal considerando los valores históricos de los
últimos ocho años (2001-2008). Al respecto, se recomienda que, para fines de una
mejor predicción, el tamaño de la serie considere, además, la pérdida de distribución
real del año 2009.
Respuesta N° 2: La fecha de cierre de información básica del estudio fue el 31/12/2009, en ese sentido
y siendo que los datos finales del año 2009 no existían, se utilizó la mejor información
disponible.
Además, en la metodología Trade-Off/Risk, se ha modelado un rango de tasas de
crecimiento bastante amplio, que abarcan inclusive las modificaciones sugeridas por
el OSINERGMIN en cuanto a PBI, ventas y pérdidas.
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Título: Respuestas a los Comentarios y Observaciones Estudio del Primer Plan de Transmisión
a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión Fecha : 16 de Setiembre de 2010
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Consulta u Observación N° 3: Respecto a la PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE CARGAS INCORPORADAS Y
CARGAS ESPECIALES se hacen las siguientes observaciones:
Como observación general es necesario que el COES considere información
actualizada de los proyectos mineros que se encuentran en desarrollo, proveniente de
las empresas que están a cargo y/o tome como referencia la demanda de aquellos
proyectos considerados en la última Fijación Tarifaria de Precios en Barra.
Así mismo, el COES debe presentar el sustento de las cargas especiales
consideradas, tomando también como referencia la información de la última Fijación
Tarifaria de Precios en Barra.
Se recomienda que se evalúe adicionalmente el ingreso en el horizonte de estudio, de
los siguientes proyectos mineros:
� Proyecto Berenguela de la empresa Silver Standard Perú S.A.
� Proyecto El Galeno de la empresa Lumina Copper S.A.C.
� Proyecto Invicta de la empresa Invicta Mining Corp. S.A.C.
� Proyecto La Zanja de la empresa Minera La Zanja S.R.L. V
� Proyecto Pucamarca de la empresa Minsur S.A.
Respuesta N° 3: En el estudio se ha considerado la información actualizada tanto de las fijaciones
tarifarias como de los agentes a la fecha de cierre de información básica del estudio
(30/12/2009). Asimismo, la evaluación de las cargas tales como Berenguela, Invicta o
Pucamarca, se realizará en el Informe de Diagnostico del período 2013 -2022 que es
parte de la actualización del Plan de Transmisión con la nueva información de dichos
proyectos y de acuerdo a la cantidad de MW que cada una ellas informe. (En el caso
de La Zanja y Pucamarca serán modeladas dentro del modelo econométrico por tener
un tamaño menor a 15 MW).
Consulta u Observación N° 4: Respecto a la OFERTA DE GENERACIÓN considerada, se tiene las siguientes
observaciones:
a) Actualización de fechas estimadas de ingreso en operación
En la Tabla 5.26 del capítulo 5.9 Estudios Eléctricos, el COES muestra una serie de
proyectos de generación con alta factibilidad; sin embargo, se observa que algunos
proyectos considerados tienen fecha incierta de ingreso en operación. Si bien es cierto
que para el año horizonte esta incertidumbre estaría despejada, sin embargo para los
análisis de las etapas intermedias, la secuencia de ingreso en operación si resulta
relevante. A continuación se presenta mayor detalle referido a este aspecto:
I. La C.H. Pías I entrará en operación comercial antes del 24 de febrero de 2012,
acorde lo estipulado en el Artículo 1° de la R.M. N º161-2010-MEM/DM, lo cual
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también se corrobora con lo estimado por los directivos de la empresa. Por lo
expuesto, el COES deberá modificar la fecha de ingreso dentro del plan de
obras propuesto.
II. La C.T. Las Flores entró en operación comercial en mayo de 2010, pero con
contrato de gas interrumpible. El principal problema que tiene la central es la
falta de suministro de gas natural, por lo que mientras no solucione este
problema con su proveedor CALIDDA debe considerarse como ingreso de
operación efectiva el primer trimestre del año 2011. Por lo expuesto, el COES
deberá modificar la fecha de ingreso dentro del plan de obras propuesto.
III. El proyecto de la C.T. Santo Domingo de Olleros consiste en la instalación de
una central de ciclo combinado en la zona de Chilca que se abastecerá del gas
natural de Camisea. El proyecto inicial está previsto con dos turbinas a gas y
una turbina a vapor (550 MW); no obstante, en la actualidad sólo se instalará
una turbina a gas (280 MW) debido a la falta de suministro del gas natural. La
empresa TERMOCHILCA tiene la autorización de generación del proyecto,
R.M. N° 552-2009-EM (01.01.2010), sólo para la cent ral a ciclo simple,
previéndose su ingreso en mayo de 2012. Al no tener asegurado el
abastecimiento de gas natural para el proyecto de ciclo combinado, la empresa
aún no define la fecha de ingreso en operación. Por lo expuesto, el COES
deberá modificar la fecha de ingreso dentro del plan de obras propuesto.
IV. El proyecto de conversión a ciclo combinado de la C.T. Chilca I implica el
ingreso de una unidad TURBOVAPOR de 300 MW, que operará
conjuntamente con las tres turbinas a gas ya instaladas en la central.
Cumplimiento de acuerdo con el cronograma en las actividades de las obras
de construcción, se estima que entrará en operación en el segundo semestre
de 2013. Por lo expuesto, el COES deberá modificar la fecha de ingreso dentro
del plan de obras propuesto.
V. El proyecto de la C.H. La Virgen que contará con una potencia instalada de 64
MW, y que aprovechará las aguas turbinadas de la C.H. Yanango, cuenta
actualmente con contratos de construcción y supervisión, por lo que se prevé
su ingreso en operación el segundo semestre del año 2012. Por lo expuesto, el
COES deberá sustentar los motivos por los cuales no se ha considerado este
proyecto en el programa de obras de generación del Estudio.
VI. La empresa SN POWER a cargo del proyecto C.H. Cheves I (168 MW) informó
que en diciembre de 2010 iniciará los trabajos de construcción de dicha
central, estimando su ingreso en operación para el mes de julio del año 2014.
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Por lo expuesto, el COES deberá modificar la fecha de ingreso dentro del plan
de obras propuesto.
VII. La Empresa de Generación Huanza S.A. a cargo del proyecto C.H. Huanza (86
MW), manifiesta que se tiene la confirmación del avance en contratos y
autorizaciones para empezar las obras preliminares de construcción de
campamentos y la construcción de accesos hacia las ventanas, por lo que se
prevé su puesta en operación para el mes de febrero de 2013. Por lo expuesto,
el COES deberá sustentar los motivos por los cuales no se ha considerado
este proyecto en el programa de obras de generación del Estudio.
VIII. El proyecto de la C.T. Fénix (590 MW) incluye la implementación de una
central a ciclo combinado (dos turbinas a gas y una turbina a vapor), siendo la
primera etapa del proyecto la instalación de las dos turbinas a gas para operar
a ciclo simple. Al no tener asegurado el abastecimiento de gas natural para el
proyecto de ciclo combinado, la empresa FENIX POWER PERÚ S.A aún no
determina concretar el financiamiento ni los plazos del proyecto. Por lo
expuesto, el COES deberá modificar la fecha de ingreso dentro del plan de
obras propuesto.
IX. El proyecto de la C.T. El Faro (260 MW) consiste en la instalación de una
central de ciclo combinado en la zona de Marcona, aprovechando el tendido de
ducto de distribución de gas natural que se realizará en el departamento de
Ica. La primera etapa de proyecto es la operación a ciclo simple con
combustible diesel, hasta la instalación de ducto de gas natural a Ica, la
segunda etapa es la conversión a gas natural y finalmente la conversión a ciclo
combinado de la central. Al no tener asegurado el abastecimiento de gas
natural para el proyecto de ciclo combinado, la empresa SHOUGESA aún no
determina concretar el financiamiento ni los plazos del proyecto. Por lo
expuesto, el COES deberá modificar la fecha de ingreso dentro del plan de
obras propuesto.
X. El COES debe precisar la información acerca de los proyectos C.T. Turbo Gas
Dual Norte y Sur.
b) Proyectos que no se han considerado
Al respecto, también es preciso señalar que en el programa de obras no se han
considerado proyectos cuya ejecución ya está decidida y que tienen compromisos de
inversión con el Estado Peruano y otros cuyos contratos de ejecución ya han sido
suscritos como, por ejemplo, los proyectos adjudicados en las dos subastas de
Energías Renovables. En ese sentido, el COES deberá efectuar la correspondiente
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evaluación de factibilidad, presentando el análisis que incluya información técnica y
económica, plazos de ejecución y diagnóstico de cada proyecto como parte del
programa de obras, poniendo énfasis en el análisis de la disponibilidad de centrales
basadas en gas natural del proyecto Camisea, tanto en ciclo abierto como en ciclo
combinado, de sus actuales integrantes como es el caso de las centrales de la
empresa Edegel o de los nuevos actores, sobre todo teniendo en cuenta que la
expectativa de crecimiento de la demanda eléctrica no sería sostenible, ni viable, sin
la expansión de la generación.
Respuesta N° 4: a) En relación a las fechas estimadas de ingreso en operación, indicamos lo
siguiente:
• CH. Pias I: En el PT se ha considerado toda la información que las empresas
integrantes del SEIN enviaron oportunamente al COES a solicitud de éste, en ese
sentido se ha utilizado la información disponible del proyecto en mención.
• CT. Las Flores: En el PT se ha considerado que esta central ingresa en una fecha
posterior a mayo 2010.
• CT. Santo Domingo de Olleros: Se actualizará la Tabla 5.26 de la página 169 del
informe. En el estudio del PT se ha considerado que esta central ingresa en ciclo
simple con una sola unidad TG y posteriormente se convierte a ciclo combinado.
Tal como se muestra en la Tabla 3.32 de la página 79.
• Ciclo combinado de la C.T. Chilca I: A la fecha de cierre de información del PT
éste proyecto no contaba con autorización aprobada, dicha autorización ha sido
publicada en abril 2010 en la pagina web del Ministerio (Relación de Proyectos de
Generación con Autorizaciones otorgadas por el MINEM de fecha 30.04.2010), no
obstante éste proyecto sí ha sido considerado en el PT.
• CH. La Virgen: Éste proyecto fue considerado como alternativa de generación en
el PT. Tal como se muestra en la Tabla 3.43 del capítulo 3.5.
• CH. Cheves: El proyecto en mención fue considerado en el PT en las simulaciones
eléctrica y energética del año 2015 y 2016 respectivamente.
• CH. Huanza: El proyecto en mención fue considerado en el PT. Tal como se
muestra en la Tabla 3.34 del Informe.
• CT. Fenix: De acuerdo a la información disponible a la fecha de cierre de
información del PT, se consideró que el proyecto en mención ingresaría en la
fecha indicada en la Tabla 5.26, ésta consideración es aceptable, pues
actualmente esta empresa tiene contrato de suministro de gas natural con
Pluspetrol.
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• CT. El Faro: Se ha considerado adecuadamente en el estudio. Si bien la
información disponible del proyecto a la fecha de cierre de información del PT
consideraba una primera etapa con diesel 2, ésta no se tomo en cuenta, por
considerarla incierta. Por otro lado, recientemente se ha solicitado información
para el estudio del Informe de Diagnóstico 2013 – 2022 y se ha constatado que la
empresa ya no considera la primera etapa a diesel 2.
• CCTT. Turbo Gas Dual Norte y Sur: La información disponible sobre las centrales
duales de Reserva Fría a la fecha de cierre de información del PT consideraba dos
centrales de aproximadamente 200 MW cada una en las zonas Norte y Sur del
SEIN. Sin embargo con fecha 11 de mayo 2010 Proinversión publicó en su página
web una nueva versión del contrato de concesión de las centrales duales de
reserva fría, la cual consistía en adicionar una central de 200 MW en la zona Norte
e incrementar la potencia a 400 MW de la central ubicada en la zona Sur, y se
tiene información de que se está cambiando nuevamente. En todo caso, estas
centrales de generación no serán críticas para las simulaciones, puesto que en
todos los casos se consideran márgenes de reserva adecuados que las pueden
absorber.
b) Respecto a los proyectos de generación indicados en la Tabla 5.26 del Capítulo 5.9
Estudios Eléctricos, se aclara lo siguiente: se consideraron todos los generadores
existentes (centrales hidroeléctricas y térmicas) y los proyectos en construcción y/o
comprometidos para el periodo 2009-2014 de acuerdo con información disponible.
Para el largo plazo (periodo 2015-2020) se consideraron los proyectos más factibles
(con concesión definitiva, los renovables (Solar, Eólicas y Pequeñas Centrales), más
los proyectos de Inambari, Paquitzapango y Mainique – dependiendo del año
considerado) de forma tal de lograr un adecuado balance de generación / demanda
permitiendo además verificar la operación de la red colectora y del SEIN en su
conjunto. Se entiende que el escenario asumido es uno de los posibles dentro de la
incertidumbre que existe sobre la real evolución del sistema en el largo plazo. El
escenario asumido de ingreso de nueva generación permite además verificar la
operación del SEIN para situaciones que en principio se consideran que pueden
requerir la máxima capacidad de transporte.
Se entiende que no es parte del Plan de Transmisión evaluar la factibilidad técnica y
económica, plazos de ejecución y diagnóstico de cada proyecto de generación.
Consulta u Observación N° 5: Respecto a los COSTOS UTILIZADOS, se tiene las siguientes observaciones:
En el numeral 3.7.7 del Estudio Publicado por el COES, en lo que respecta a los
costos unitarios de construcción se observa que en la Tabla 3.48 (Costos unitarios de
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líneas), el costo unitario de una línea de transmisión de 220 kV se encuentra dentro
del rango de US$/km 80 841 - 163 436; asimismo, se tiene un factor igual a 1.5
indicado en la Tabla 3.49 - Factores geográficos de ajuste para líneas, para la sierra
(montaña) y selva. Al respecto, dichos valores no han sido justificados, por lo que se
requiere que sean adecuadamente sustentados.
En la Tabla 3.50 del numeral 3.7.7 - Costos Unitarios de Equipos Mayores, no se
encuentra diferencia de costos con respecto a la sierra y selva, por lo que se debe
considerar algún factor a ser aplicado, o de lo contrario justificar la no aplicación de
factores.
En cuanto a los costos en general, el estudio debe considerar los costos de otros
proyectos ejecutados en el país, tomando en cuenta las diversas zonas geográficas o,
de lo contrario, utilizar los costos de módulos estándares que OSINERGMIN ha
establecido por zona geográfica y nivel de tensión.
Respuesta N° 5: En el estudio se presentará un sustento de los costos de inversión considerados y su
afectación por condiciones del terreno donde se realizan las obras. Se hace notar que
los costos de las opciones son inciertos, y que las conclusiones obtenidas del estudio
son bastante robustas ante materializaciones distintas de estas incertidumbres. Ver,
por ejemplo, las Figuras 5.21 y 5.22 del Informe por lo que el real valor de los costos
de inversión dentro del amplio rango asumido no modificarán las conclusiones del
estudio.
En cuanto al criterio N-1, las Tabla 5.13 – 5.15 indican que incrementos de 50% o
decrementos de 25% en costos de opciones generalmente no afectarán las
conclusiones.
Las Tablas 5.9 y 5.10 del Informe indican que variaciones significativas en costos de
opciones no afectarán conclusiones basadas en VPCT (costos anuales de despacho,
energía no servida, y capital). Hay que considerar las columnas “con Redespacho.”
Añadiendo costos capitales a los costos operacionales generalmente lleva a la misma
conclusión, para costos capitales optimistas, pesimistas, o medianos. Por ejemplo, la
Tabla que sigue considera planes: fuerte, medio, y liviano en el futuro 3b5, con
hidrología mediano. El plan medio minimiza el VPCT, no importa el costo de las
opciones.
CostosPlan Despacho Medianos Optimistas Pesimistas Medianos Optimistas Pesimistas
f (fuerte) 445.74 89.33 67.00 134.00 535.07 512.74 579.74m (medio) 472.97 13.48 10.11 20.22 486.45 483.08 493.19l (liviano) 1759.53 11.43 8.57 17.14 1770.96 1768.1 1776.67
Costos Capitales Anualizados Costos TotalesValor Presente de Costos Totales - Futuro 3b5 (Tablas 5.9 y 5.10)
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Consulta u Observación N° 6: En el numeral 5.9.2 Escenarios de simulación, se indica que la demanda utilizada para
la simulación de flujo de potencia, corresponde a lo propuesto por el COES; sin
embargo, no se indican ni se muestran las demandas por barra utilizadas y los
factores de coincidencia a nivel del SEIN, que se han empleado para dicha
simulación. Asimismo, es necesario se sustenten los factores de potencia utilizados en
dicha simulación, ello debido a que existen diferentes valores del cos Ø entre 0,83 y
0,99.
Respuesta N° 6: En el Informe se incluirá la información adicional solicitada.
Consulta u Observación N° 7: Respecto a los archivos “PFD” utilizados para la simulación de flujos de potencia, el
COES se ha limitado únicamente a presentar las simulaciones de los años 2020 y
2025. Al respecto, se requiere que se incluyan las simulaciones referentes al periodo
2011-2013 y periodo 2014-2020, a fin de verificar las conclusiones a las que se llega
en el Informe PPT-COES.
Respuesta N° 7: Se entregaron los archivos de Flujo de Potencia para los casos simulados
correspondientes a los años 2015, 2020 y 2025. Los estudios realizados muestran
que los resultados del plan de transmisión propuesto permiten una operación del
sistema eléctrico adecuada, conforme los criterios definidos en la Norma, para todo el
período de evaluación.
Consulta u Observación N° 8: El numeral 2.3.2 del Informe PPT-COES menciona que el consultor (del COES)
efectuó estudios para determinar si las tres zonas propuestas del SEIN actual exhiben
coherencia y que, los estudios se basaron en un caso base PERSEO utilizado en la
“Fijación Tarifaria 2009” y el análisis de todos los nodos del sistema de 220 kV,
usando valores de la serie “hidro 000” (un promedio de todas las series “hidro”) para el
año 2009. Asimismo, se señala que el consultor llevó a cabo también un estudio de
los ángulos eléctricos de las zonas propuestas, y cuyas conclusiones fueron parecidas
a los resultados para precios marginales.
Sin embargo, falta indicar la referencia exacta al anexo o documento en el cual se
encuentran los estudios efectuados por el consultor que muestran que los nodos de
dichas áreas mantienen coherencia en el comportamiento eléctrico y angular que se
reflejan en una uniformidad de precios marginales.
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Asimismo, cabe señalar que, respecto al establecimiento de las zonas del SEIN, se
requiere contar con la información detallada, puesto que OSINERGMIN debe aprobar
tales zonas o áreas eléctricas, de conformidad con lo establecido en el numeral 13.2
de la R.M. N° 129-2009-MEM/DM.
Respuesta N° 8: En la publicación del Informe se incluirá los archivos de cálculo realizados para el
análisis de coherencia entre nodos y zonas.
Consulta u Observación N° 9: En el numeral 3.2.1, columna derecha de la Tabla 3.19 que muestra la Tasa Media de
crecimiento de la demanda para el periodo 2009-2020, se señala que los porcentajes
de Tasa Media que corresponden a la Demanda Total (GWh) son congruentes con las
demandas anuales señaladas; sin embargo, la Tasa Media indicada para los
componentes: Cargas Vegetativas, Cargas Especiales, Cargas Incorporadas y otras
demandas, no son congruentes con las demandas anuales señaladas.
Respuesta N° 9: Existe un error en el texto de la tabla 3.19, por lo que se corregirá reemplazando
“Tasa media 2009-2020” por “Tasa media 2010-2020”.
Consulta u Observación N° 10: 10) En el numeral 3.2.2 del INFORME, se señala que el rango de variación de las
tasas de crecimiento de la demanda proyectada por el COES (de 5,7% a 8,3%), es
demasiado estrecho, por lo que puede limitar indebidamente el análisis de los riesgos,
por lo que los consultores plantean un rango más amplio de variación de la demanda.
Al respecto, se requiere que este planteamiento sea justificado de manera detallada,
es decir, se debe conocer cómo se obtuvieron los límites finales.
Respuesta N° 10: Respecto al crecimiento de la demanda se hace notar, que de acuerdo con la
experiencia del Consultor:
1. El crecimiento exponencial no puede seguir para siempre. Es imposible. Todo
se tiene que saturar.
2. Los modelos econométricos, por muy buenos que sean, se basan en
suposiciones. Entre ellas la suposición que las relaciones históricas entre
variables independientes y variables a pronosticar perdurarán.
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3. Los pronósticos pueden diferir por mucho de las materializaciones de las
incertidumbres. Pronósticos pueden ser muy malos.
Por esto, el consultor considera que los planes deben tener en cuenta futuros
extremos, aunque poco probables, para evitar sorpresas desafortunadas en el futuro.
El objetivo no es llegar a saber cuál será el futuro – esto es imposible – sino procurar
desarrollar planes robustos ante cualquier futuro.
Se observó además en el estudio actual que dos factores determinantes en el Perú
son muy inciertos – la demanda por zona y por barra, y la ubicación y naturaleza de
centrales nuevas, especialmente por incertidumbres relacionadas con el desarrollo en
el oriente y con la disponibilidad futura del gas natural. Debido a esto, llegó a ser claro
que para el Perú lo importante no es un plan basado en un calendario sino un plan
basado en la materialización de ciertos niveles de incertidumbres, no importa cuando
ocurran.
Teniendo en cuenta lo antes indicado se consideró una banda más amplia de la
pronosticada. Por tratarse de un proceso exponencial, consideró especialmente
futuros más pesimistas.
El desarrollo de los pronósticos por zona se documenta en el archivo “Futuros de
Demanda (Resumen).” Se empezó con valores pesimistas, medianos, y optimistas de
cinco familias de pronósticos, también documentadas en el mismo archivo. Se
analizaron muchos futuros en los rangos así determinados. Se consideró un espectro
amplio para cada año – por ejemplo, se consideró que 7,500 MW de demanda punta
(a nivel del SEIN) podría ocurrir en 2016, 2020, o 2025.
Los resultados se presentaron por año, pero más importante, por la materialización de
las incertidumbres. Ver, por ejemplo, la sección 5.7.3 del Informe.
Consulta u Observación N° 11: La Tabla 3.23 del INFORME considera las tasas de crecimiento por tipos de cargas;
de las cuales, las que corresponden a Cargas Vegetativas y Cargas de Grandes
Proyectos requieren mayor sustento o, en todo caso, señalar la referencia de donde
se ha tomado (entendiéndose que en la referencia se encontrará el sustento). Es
conveniente, que si se hace mención a la experiencia de los consultores, se deben
mostrar dichas experiencias o casos, basados en otros proyectos analizados.
Respuesta N° 11: La estimación de la demanda total y mencionada en la observación 10 es
consecuencia de la modificaciones realizadas a los diversos componentes de la
demanda (Vegetativas, Cargas especiales, incorporadas grandes proyectos y otras
demandas).
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Por lo cual las respuestas indicadas en la observación 10 también son aplicables para
esta observación, no obstante como se puede revisar en el informe, si existe el detalle
de los criterios adoptados para cada estimación,
Finalmente, para la metodología TOR no es necesario realizar ajustes finos en la
demanda, sino más bien considerar variaciones en sus componentes de mayor
impacto (grandes proyectos y demanda vegetativa, en total y por zonas) en el largo
plazo.
Consulta u Observación N° 12: En el numeral 2.3.1 del Informe PPT-COES se propone cuatro zonas:
• Norte (de Chimbote hacia el norte, incluyendo la región aislada San Martín),
• Centro (de Paramonga hacia el sur, hasta Mantaro/Restitución y San Nicolás,
incluyendo los circuitos radiales que dependen de ellos),
• Sur (de Cotaruse hacia el sur), y
• Oriente (la zona de proyectos nuevos binacionales, incluyendo las líneas
futuras).
Sin embargo, respecto a la región San Martín, en el penúltimo párrafo de este numeral
se propone que la región aislada de San Martín se incorpore en la zona Centro para
efectos del estudio de planificación actual, considerando que dicha región será
vinculada al SEIN vía la construcción de la L.T. 138 kV entre las subestaciones
Tocache y Bellavista; por otro lado, adicionalmente el MEM también está
considerando la construcción de una línea en 220 kV entre las estaciones de
Cajamarca y Moyobamba. En ese sentido, se requiere que en el INFORME se defina
a qué zona corresponde finalmente la región San Martín y la fecha prevista de ingreso
de esta interconexión.
Respuesta N° 12: Cuando se incluyó la línea Cajamarca – Caclic - Moyobamba al Plan Transitorio de
Transmisión (06/07/2010) ya se habían concluido todos los análisis del estudio. En los
análisis realizados para la conexión de San Martín al SEIN, se consideró que formaba
parte de la zona Centro, dado que a este se conectaba su enlace de transmisión. Con
la inclusión de la línea en 220kV del plan transitorio, el sistema San Martín se
encontrará enlazado al norte.
Adicionalmente, cabe mencionar que las simulaciones de PERSEO y de DigSilent
ignoran las zonas. El concepto de zonas se usa mayormente para considerar futuros
con distintos desarrollos de generación y demanda. La zona San Martín, por el
tamaño de la oferta y de la demanda que hay en ella, no afectará las conclusiones si
se cambia la zona.
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Consulta u Observación N° 13: En el primer párrafo del numeral 3.2.1 del Informe PPT-COES el texto señala:
“Siguiendo el procedimiento antes indicado el COES proyectó las demandas
correspondientes a cada año del periodo 2010 – 2020, discriminadas en los siguientes
componentes:”
Debe indicarse en qué numeral, anexo o documento, se ubica el procedimiento que
ha seguido el COES para la proyección de la demanda, correspondiente a cada año
del periodo 2010-2020.
Respuesta N° 13: Existe un error de escritura el cual se debe mejorar reemplazando el texto “Siguiendo
el procedimiento antes indicado” por: “Siguiendo el procedimiento indicado en el
Articulo 14 de la RM.N° 129-2009-MEM/DM - CRITERIOS Y METODOLOGÍA PARA
LA ELABORACIÓN DEL PLAN DE TRANSMISIÓN...”.
Consulta u Observación N° 14: En el penúltimo párrafo del numeral 3.2.1, el texto señala: “Las siguientes tablas
presentan las proyecciones realizadas por el COES para los casos Base, Optimista y
Pesimista. Como se puede apreciar en la Tabla 2.5, la demanda proyectada en los
tres casos difiere principalmente en la tasa de crecimiento de las cargas
correspondientes a Grandes Proyectos.”
Al parecer, la Tabla 2.5 indicada, no corresponde al número, o corresponde a alguna
tabla de otro capítulo, anexo y otro documento.
Respuesta N° 14: Existe un error de escritura el cual se debe mejorar reemplazando el texto “Tabla 2.5”
por “Tabla 3.19”.
Consulta u Observación N° 15: En las Tablas 3.15 a la 3.21 faltan indicar los anexos o documentos tomados como
referencia.
Respuesta N° 15: Se indicará la información de referencia (Tablas 3.15 a 3.2) en el estudio.
Consulta u Observación N° 16: En el numeral 3.2.2, respecto a los futuros de demanda, el párrafo previo a la Tabla
3.22, requiere mayor aclaración, puesto que se entiende que, la Tabla 3.22 es el
resultado de la aplicación de las tasas de crecimiento dadas en la Tabla 3.23, y que
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comprende la Demanda Total incluyendo los correspondientes futuros de la demanda
de los grandes proyectos mineros.
Respuesta N° 16: El detalle de la tabla 3.22 se encuentra en las tablas 3.24 al 3.28, los futuros de
demanda de los grandes proyectos son el resultado de la aplicación de los
porcentajes indicados en la tabla 3.23.
Consulta u Observación N° 17: En general, se recomienda corregir el término "proyectos mineros" por "grandes
proyectos".
Respuesta N° 17: El Informe será corregido para considerar el texto “grandes proyectos” y no “proyectos
mineros”.
Consulta u Observación N° 18: Según indica el COES, para realizar el diagnóstico de la operación del SEIN en el
periodo 2011-2013 se ha tomado como punto de partida los resultados operativos del
año 2008 y los resultados proyectados hasta el año 2010. Al respecto cabe indicar
que en el Artículo 18° del Reglamento de Transmisió n se menciona que: "Todos los
Agentes del SEIN y de los Sistemas Aislados, así como interesados en desarrollar
proyectos de inversión en generación, transmisión, distribución o demanda, están
obligados a entregar la información existente y que esté a su disposición, que el
COES requiera para elaborar el Informe de Diagnóstico y el Plan de Transmisión, en
la ocasión y con la frecuencia que el COES señale". En consecuencia, el COES
deberá tomar información actualizada al año 2009 como punto de partida.
Respuesta N° 18: Es importante destacar que la metodología utilizada para la planificación considera la
demanda por medio de futuros que tienen implícita una significativa variación en la
tasa de crecimiento resultante lo cual refleja la incertidumbre existente en este
parámetro. Esto permite garantizar que la demanda que efectivamente ocurrirá en el
futuro esté considerada en los análisis. En función de lo antes indicado se puede
concluir que la demanda del año inicial a partir del cual se proyectó la demanda (2008
o 2009) no tiene efecto relevante sobre las conclusiones y recomendaciones de los
proyectos indicados en los estudios del Primer Plan de Transmisión.
Complementariamente ver la Respuesta N° 2.
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a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión Fecha : 16 de Setiembre de 2010
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Consulta u Observación N° 19: Dentro de la Tabla B.22 “Plan de Expansión de la transmisión – Escenario de
Demanda Base” del Informe PPT-COES, no se han considerado proyectos que han
resultado del Plan Transitorio de Transmisión (PTT), el Plan de Inversiones o las
Adendas de REP, tales como:
• Segunda terna L.T. 220 KV Chiclayo Oeste - Piura Oeste de 211 km (prevista
para setiembre 2011 en la sexta adenda de REP).
• L.T. 220 kV Pomacocha - Carhuamayo de 110 km.(prevista para mayo 2012 y
cuya buena pro fue otorgada a la empresa ISA).
• L.T. 220 kV Piura Oeste - Talara de 102 km (prevista para junio 2012).
• L.T. 220 kV Tintaya -Socabaya de 207 km (prevista para diciembre 2012, cuya
buena pro fue otorgado al consorcio hispano peruano REI-AC).
• L.T. 220 kV Planicie - Los Industriales de 5 km (aprobada dentro del Plan de
Inversiones para octubre 2012)
• L.T.500 kV Trujillo Norte - Chiclayo Oeste de 190 km (Con R.M. No 285-2010-
MEM/DM, se ha incluido en el PTT).
• L.T.220 kV Cajamarca-Caclic y SE Caclic para el año 2012 (estimado) y
L.T.138 kV Caclic-Moyobamba, ampliaciones de las SET Cajamarca y
Moyobamba (Con R.M. N° 285-2010-MEM/DM, se ha inclu ido en el PTT).
Respuesta N° 19: Las líneas indicadas fueron consideradas en el estudio. Por otro lado, la Tabla B.22 a
la que hacen referencia, corresponde al Plan Referencial de Electricidad 2008-2017
(como el mismo cuadro lo indica) y no al del estudio por lo que el comentario no es
aplicable.
Consulta u Observación N° 20: Asimismo, en la Tabla B.22 “Plan de Expansión de la Transmisión – Escenario de
Demanda Base”, las fechas estimadas de puesta en operación dadas por el COES no
coinciden con las fechas de ingreso estipuladas en los contratos. En el caso de la L.T.
500 kV Chilca - Marcona - Montalvo, el COES sólo indica el tramo Chilca – Marcona;
es decir, está considerando un tramo de 380 km de los 872 km que corresponde a la
longitud total de la línea en mención.
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a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión Fecha : 16 de Setiembre de 2010
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Respuesta N° 20: Las líneas indicadas fueron consideradas en el estudio. Por otro lado, la Tabla B.22 a
la que hacen referencia, corresponde al Plan Referencial de Electricidad 2008-2017
(como el mismo cuadro lo indica) y no al del estudio por lo que el comentario no es
aplicable.
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Respuestas a las Observaciones y Comentarios a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión
Referencia: Correo electrónico de REP, Alberto Muñante, recibido el 27/08/2010
Consulta u Observación N° 1: Se solicita que en el informe se presente el detalle de cómo se obtiene el resultado de
las ampliaciones recomendadas (¿se tiene un proceso de selección óptima entre
varias alternativas?, cómo influyen en la definición de los proyectos los valores de los
atributos?). La metodología y resultados no presentan de forma clara cuál es la
secuencia en el tiempo de los proyectos y como éstos afectan el resultado al 2020.
Respuesta N° 1: El estudio del año horizonte (2020), de los años anteriores (2013, 2016) y posterior
(2025) se llevó a cabo mediante los siguientes pasos:
1. Se hizo un diagnóstico del sistema “base” para un conjunto de posibles futuros
extremos para el año 2020. El sistema base es el sistema actual más los
proyectos comprometidos. Este diagnóstico se hizo con PERSEO y consideró
sobrecargas, sin redespacho de generación para aliviarlas, en el estado
normal (sin contingencias).
2. Se notó que las sobrecargas podían agruparse en más o menos seis áreas. Se
analizó cada área para determinar si la topología y/o la operación del SEIN
causaban las sobrecargas.
3. En un proceso iterativo se identificaron posibles soluciones. Se hizo una
selección entre varias opciones para solucionar cada problema. En base a los
problemas encontrados se evaluaron posibles soluciones a partir de las cuales
se desarrollaron opciones formales considerando costos, flexibilidad, etc.
4. Se identificaron cuatro planes, compuestos de combinaciones de las opciones,
y los nudos de futuros evaluados y se organizó para simular cada plan ante
todos los nudos de futuros para calcular los atributos HDN, MFI, N-1, VPCT, y
VPPD por nudos de escenarios.
5. Hechas las simulaciones, se usó el software TO/R para interpolar entre los
nudos para crear de 292 simulaciones de PERSEO una base de datos de unos
26,000 escenarios.
6. Entonces se usó TO/R otra vez para efectuar análisis de trade-off, riesgos, y
MINIMAX para el año 2020. Además se hicieron estudios eléctricos para
verificar el comportamiento del sistema en el año 2020 y para determinar
detalles importantes de compensación, transformación, etc.
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a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión Fecha : 16 de Setiembre de 2010
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7. Para marcar ciertos pasos en la evolución del SEIN entre 2010 y 2020, y para
asegurar que el sistema del año horizonte proveía una base fuerte para el
desarrollo más allá del 2020, se hicieron estudios similares pero menos
extensos para los años 2013, 2016, y 2025.
Otras tres actividades se llevaron a cabo en paralelo a lo que se acaba de describir:
1. Se prepararon y afinaron bases de datos para análisis eléctricos y de PERSEO
y se hizo un estudio para definir las zonas del SEIN.
2. Se hizo un análisis eléctrico del sistema del año 2015 para identificar proyectos
vinculantes. Esto lógicamente debería seguir a los estudios del paso 7 (arriba).
3. Se diseñó posibles redes colectoras para la zona Oriente, junto con dos
conexiones Centro-Oriente. Los detalles de la colectora y de las conexiones y
la planificación del resto del SEIN son bastante independientes y permitieron
desacoplar los problemas.
En cuanto a la secuencia de proyectos, año por año, se ruega ver la observación 42 a
continuación.
Consulta u Observación N° 2: Con relación a los Futuros de Demanda, se sugiere que en el informe se presente el
detalle de la proyección de la Demanda realizada por el COES; así mismo, se solicita
que se presente un mayor detalle de la forma como se definen los futuros de
demanda, debido a que en el informe no se puede apreciar con claridad cuál es el
criterio para incrementar las tasas de crecimiento. Consideramos que los futuros de
demanda son de vital importancia para la definición del Plan Vinculante.
Un criterio para definir los futuros de demanda podría ser el considerar el atraso o
adelanto de los grandes proyectos en función a la información disponible y las
incertidumbres que se tenga. Dentro de las cuales también debería considerarse el
desarrollo del gas en las zonas norte y sur.
Respuesta N° 2: En el informe del PPT incluirá lo solicitado.
La definición de los futuros de demanda deberá conseguir planes robustos ante
cualquier materialización, siendo que los pronósticos determinísticos para años futuros
pueden diferir mucho debido a las incertidumbres y por consiguiente afectar los planes
seleccionados, se ha considerado futuros extremos, aunque poco probables. El
objetivo no es llegar a saber cuál será el futuro – esto es imposible – sino procurar
desarrollar planes robustos ante cualquier futuro.
Se observó además en el estudio actual que dos factores determinantes en el Perú
son muy inciertos – la demanda por zona/barra, y la ubicación y naturaleza de
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a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión Fecha : 16 de Setiembre de 2010
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centrales nuevas, especialmente por incertidumbres relacionadas con el desarrollo en
el oriente y con la disponibilidad futura del gas natural. Debido a esto, llegó a ser claro
que para el Perú lo importante no es un plan basado en un calendario sino un plan
basado en la materialización de ciertos niveles de incertidumbres, no importa cuando
ocurra.
Teniendo en cuenta lo antes indicado se consideró una banda más amplia de la
pronosticada basada en la experiencia del consultor.
El desarrollo de los pronósticos por zona se documenta en el archivo “Futuros de
Demanda (Resumen).” Se empezó con valores pesimistas, medianos, y optimistas de
cinco familias de pronósticos, también documentadas en el mismo archivo, Se
analizaron muchos futuros en los rangos así determinados. Se consideró un espectro
amplio para cada año – por ejemplo, se consideró que 7,500 MW de demanda punta
(a nivel del SEIN) podría ocurrir en 2016, 2020, o 2025.
Los resultados se presentaron por año, pero más importante, por la materialización de
las incertidumbres. Ver, por ejemplo, la sección 5.7.3 del Informe
Consulta u Observación N° 3: Para el caso de los Futuros de Oferta (Importación y Exportación), se sugiere que
también se incluya el año de ingreso de las centrales de generación, debido a que
esto resulta importante para los análisis a realizar en un año en particular que podría
coincidir con un año intermedio necesario de estudio, según lo mencionado en la
Norma.
Respuesta N° 3: La metodología de planificación bajo incertidumbre no se basa en secuencias
cronológicas de expansión de la oferta, y sí en un conjunto de “estados” del sistema
(oferta, demanda etc.) para el año 2020, el año 2016 etc. Solamente en un horizonte
de más corto plazo es que se define un plan tradicional, esto es, una secuencia
cronológica de entrada en operación de los generadores.
La oferta de generación es tratada como una incertidumbre. En ese sentido, en
general las fechas de entrada en servicio de los proyectos de generación no son fijas,
como sí podrían serlo dentro de un enfoque determinístico.
En los primeros años del periodo del estudio se tiene mayor certeza de la entrada en
servicio, pues se consideran los proyectos que están en ejecución o licitación, sin
embargo en la medida que vamos avanzando en el tiempo, se va considerando los
proyectos que tienen menor certidumbre, como los proyectos con concesión definitiva,
luego los que tienen concesión temporal y los que no tienen concesión. Inclusive en el
largo plazo se han considerado proyectos de CC.TT. a gas natural en el Norte y Sur
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a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión Fecha : 16 de Setiembre de 2010
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del País, para abarcar los casos en los que se desarrollen gasoductos hacia dichas
zonas.
Adicionalmente, para la formulación de los futuros de generación se han considerado
dos variables, que son la proporción térmica/hidráulica de la oferta y el desarrollo de
las CC.HH. en convenio con Brasil (zona Oriente). La proporción térmica/hidráulica
puede tomar dos valores objetivo: 40/60 y 60/40. Se indica que son valores objetivo,
pues para algunos futuros de demanda alta no se cumplen totalmente debido a la
escasa oferta térmica. Respecto al desarrollo de las CC.HH. en convenio con Brasil,
se han considerado tres hipótesis: 0%, 50% y 100% de desarrollo de las cinco CC.HH.
que actualmente son materia de negociación con Brasil (Inambari, Mainique,
Paquitzapango, Tambo 40 y Tambo 60).
Como se puede deducir de la explicación anterior, los futuros de oferta de generación
han abarcado una gran cantidad de situaciones de desarrollo de la oferta de
generación, que cubran los futuros de demanda, considerando los márgenes de
reserva.
Consulta u Observación N° 4: En el numeral 3.4.2 Procedimiento, para la definición de los nudos de generación y
exportación, se menciona:
…“el consultor identificó nudos bastante diferentes de futuros de generación. Se cree
que estos nudos abarquen lo que con el tiempo efectivamente se materializará.
El consultor desarrolló dos “familias” de nudos de oferta, basadas en las siguientes
metas:
• Generación 60% térmica, 40% hidro, con reserva mínima 20% y,
• Generación 40% térmica, 60% hidro, con reserva mínima 30%.”…
Al respecto, se solicita que se presente el detalle de por qué se considera dicho
criterio, que podría resultar subjetivo. Se sugiere que se aplique un criterio basado en
el retraso o adelanto del año de ingreso de una o más centrales de generación, lo cual
sería en función al manejo de incertidumbres.
Respuesta N° 4: El desarrollo futuro de la generación estará ligado con el crecimiento de la demanda.
Por ejemplo, si la demanda no crece, habrá poco incentivo para construir nuevas
centrales. Entonces el primer determinante de los futuros de generación son los
futuros de demanda.
Para un futuro de demanda, puede haber futuros distintos de generación,
dependiendo del desarrollo o no de centrales grandes en el Oriente y la proporción de
su producción que será dedicada al mercado peruano. Esto determinará las
inyecciones de las conectoras Oriente-Centro. También afectará el mercado, y
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a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión Fecha : 16 de Setiembre de 2010
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entonces el desarrollo de la generación en el resto del SEIN. Las inyecciones del
Oriente y el desarrollo de la generación en el resto del SEIN afectarán los flujos en la
red y la necesidad para refuerzos.
El desarrollo de la generación (ubicación y tamaño para un año dado) en el resto del
SEIN dependerá de varias incertidumbres, incluyendo la disponibilidad y el precio del
gas natural, la seriedad de atacar el problema invernadero, incentivos que podrá
haber para proyectos RER, etc.
Las permutaciones y combinaciones de posibles futuros de generación son
astronómicas. En concepto, se podría haber hecho un análisis Monte Carlo – pero
esto requeriría asignar probabilidades a las materializaciones de las varias
incertidumbres fundamentales. No se conocen las probabilidades, y aún si se
conocieran, por razones teóricas, un análisis probabilístico no es válido por este
problema. Además, estudios Monte Carlo para seleccionar futuros de demanda
requerirían una cantidad impráctica de simulaciones PERSEO y DigSilent.
Por todas estas razones se determinó seleccionar, en forma subjetiva, futuros de
generación que parecían razonables en el contexto peruano, especialmente en el
contexto de posibles proyectos ya identificados y con ciertos grados de supuesta
factibilidad. Para que los futuros seleccionados no tuvieran tendencias de prejuicios o
inclinaciones indebidas, y para procurar representar materializaciones bien diferentes
de la evolución de la generación, se aplicaron las reglas descritas en el Informe Final
para desarrollar futuros de generación.
Hay una evidencia fuerte que indica que esto es válido: por cada futuro de demanda,
los flujos y los atributos son bastante diferentes por distintos futuros de generación.
Complementariamente, ver la Respuesta N° 3.
Consulta u Observación N° 5: Se parte de la premisa que el ingreso de las centrales del Oriente, se efectuarán
siguiendo una secuencia de ingreso, primero la C.H. Inambarí, lo cual no podría
resultar óptimo si no existiera exportación de energía a Brasil.
En este sentido, encontramos que se ha hecho bastante énfasis a las conexiones de
las centrales del Oriente, según una secuencia definida de ingreso; sin embargo,
hacemos notar que podría haber otras alternativas de implementación de las centrales
del Oriente y un sistema de transmisión óptimamente diferente para atender estas
conexiones. Así mismo, que podría haber un desarrollo de generación para atender el
mercado peruano diferente al planteado, como por ejemplo el desarrollo de centrales
ligadas al gas natural en la zona sur del SEIN.
Los análisis se basan enteramente en la posibilidad de desarrollo de las centrales
hidráulicas en el Oriente peruano descuidando otros futuros como el desarrollo de la
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a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión Fecha : 16 de Setiembre de 2010
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generación del área Norte y Sur en base al gas de Camisea o plantas hidráulicas en
dichas zonas. Así como, analizar el desarrollo minero en el área Norte y Sur.
Respuesta N° 5: De acuerdo al estado de maduración de los proyectos, la secuencia de desarrollo de
las CC.HH se iniciaría con la C.H. de Inambari y posteriormente las demás CC.HH:
Paquitzapango, Tambo 40, Tambo 60 y Mainique.
Respecto al sistema de transmisión, se destaca que la red colectora recomendada es
condicional a cuales centrales hidroeléctricas del oriente serán desarrolladas. Aún así,
las redes colectoras para los casos de desarrollo parcial de las CC.HH. del Oriente,
han sido planteadas de manera tal que sean parte de la red “completa”
correspondiente al desarrollo total de las cinco centrales actualmente en estudio en
conjunto con Brasil (Inambarí, Paquitzapango, Mainique, Tambo 40 y Tambo 60).
Respecto a la posibilidad de desarrollo de generación a gas natural en la zona Sur,
esta si está considerada en algunos futuros, en los que se contempla la
implementación de los gasoductos regionales hacia el Norte y al Sur, en cuyos
extremos se consideran CC.TT. a gas.
Se debe tener en cuenta que el presente estudio es de planificación de transmisión y
no de generación, esta última variable es tratada como una incertidumbre, y como tal
se considera que el planificador no tiene control sobre ella. Esta incertidumbre puede
tomar valores desconocidos pero acotados, es decir, moverse dentro de un rango
máximo y mínimo.
Complementariamente, ver la Respuesta N° 3.
Consulta u Observación N° 6: Consideramos que el estudio debería presentar un análisis similar al efectuado a la
interconexión del Perú con Brasil, a la interconexión con Ecuador, Bolivia y Chile.
Respuesta N° 6: Todas las interconexiones internacionales tienen que ser respaldadas por acuerdos
binacionales, que definen su alcances. Actualmente se tiene un acuerdo a nivel del
CAN con Ecuador, pero no está operativo por falta de acuerdo regulatorio.
Además se encuentra en implementación el acuerdo binacional Perú-Brasil que podrá
permitir la construcción de grandes centrales en la amazonía peruana para el mercado
interno del Perú, exportando excedentes a Brasil.
Por lo anterior, en presente plan solo se ha analizado la infraestructura básica para
una posible futura interconexión con Brasil.
Consulta u Observación N° 7:
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a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión Fecha : 16 de Setiembre de 2010
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En el numeral 3.7 Opciones de Transmisión, se menciona:
“el consultor identificó seis problemas importantes que pueden ocurrir para el año de
horizonte, dependiendo del futuro.”;
Al respecto, consideramos que no se abarcan todos los problemas que podrían
presentarse en el SEIN.
Se sugiere que los análisis se complementen con el análisis de la red de Lima que es
el mayor centro de carga del SEIN, que no necesariamente son responsabilidad de las
empresas distribuidoras. Igualmente en el área Este se prevé problemas de
congestión en las zonas de Pomacocha-Pachachaca-Oroya Nueva-Carhuamayo,
Pargsha-Huánuco y Aguaytía-Pucallpa y en el área Norte, el tramo Trujillo-Guadalupe-
Trujillo, que deben ser analizados.
También, en el SEIN, se debe analizar los requerimientos de equipos de:
a) Compensación reactiva,
b) Ampliación de capacidad de los transformadores de potencia,
c) Equipos para el control del incremento del nivel de cortocircuito de las
instalaciones existentes,
d) Refuerzos en la transmisión en el período previo al ingreso de los proyectos
recomendados para el 2015 (Plan Vinculante).
Lo cuales deben estar sustentados debidamente mediante análisis técnico-
económicos.
Respuesta N° 7: Respecto a la observación de analizar la zona de Lima, se sugiere revisar la
Respuesta N° 18.
Respecto a los problemas de congestión en la zona de Pomacocha – Pachachaca -
Oroya Nueva - Carhuamayo, se propuso el seccionamiento de la nueva línea
Pomacocha-Carhuamayo en la Oroya y Pachachaca, como un proyecto condicional
para el año 2020, es decir que su necesidad deberá ser revisada nuevamente en la
actualización del Plan de Transmisión para el periodo 2013-2022.
Respecto a las LL.TT. Paragsha-Huánuco y Aguaytía-Pucallpa, en los análisis no se
ha detectado problemas de congestión.
El área de Trujillo-Guadalupe-Chiclayo si fue analizada. Esto se puede comprobar en
el informe del estudio, en el cual hay varias referencias a la carga en la línea Trujillo-
Guadalupe y a la opción de repotenciarla.
Respecto a requerimientos de compensación reactiva, se sugiere revisar el numeral
1.13 del informe.
Respecto al control del incremento del nivel de cortocircuito, en el estudio se
menciona la necesidad de limitar las corrientes de cortocircuito en la zona de Lima, y
se presenta a título indicativo una posible solución mediante la reconfiguración de las
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a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión Fecha : 16 de Setiembre de 2010
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redes de transmisión. Sin embargo esta solución requiere una evaluación detallada de
factibilidad técnica que está fuera del alcance del presente estudio.
Respecto a la necesidad de refuerzos en la transmisión hasta el año 2015, estos
precisamente son los que abarca el Plan Vinculante, habiéndose encontrado que solo
se requiere una refuerzo por confiabilidad: LT en 220 kV Onocora – Quencoro –
Machupicchu (simple terna).
Todos los proyectos incluidos en el Plan de Transmisión han sido sustentados de
acuerdo a lo indicado en la Norma.
Consulta u Observación N° 8: En el numeral 3.7.1 Sistema de transmisión base; se sugiere que se presente un
cuadro resumen con los proyectos considerados y su año de ingreso. En el informe no
se aprecia que proyectos están siendo considerados.
Por ejemplo, bajo licitación pública internacional un concesionario ganó la
construcción de la línea 500 kV Mantaro-Caravelí-Montalvo y la línea 220 kV
Machupicchu-Cotaruse así como su operación durante 30 años; sin embargo, no se
tiene la certeza de los avances del proyecto y no se aprecia en los diagramas los
flujos de carga que estarían tomando estas líneas, por lo que solicitamos se confirme
el año en que ha sido considerado este proyecto dada su implicancia en la definición
del Plan Vinculante del Sur.
De igual manera en la zona norte, no se tiene certeza del avance del tramo de línea
Cerro Corona-Carhuaquero, siendo que en este caso si se tienen flujos de carga en la
línea. La consulta es, para cuándo se está considerando que esté concluido este
proyecto, ya que tiene mucha importancia en la definición del Plan Vinculante del
Norte.
También, no queda claro en el Plan Vinculante del Sur cómo se evacúa la nueva
generación de San Gabán y cómo queda la operación frente a contingencias y
requerimientos de nuevas redes en el corredor entre Socabaya y Montalvo.
Respuesta N° 8: Se ha considerado los proyectos del Plan Transitorio de Transmisión, de acuerdo a la
información alcanzada por el Ministerio de Energía y Minas.
El proyecto de L.T. Mantaro – Caravelí – Montalvo 500 kV indicado ha sido
considerado en el Estudio, y el análisis de planificación confirma que se requieren dos
enlaces entre el Centro y Sur del SEIN, en 500 kV, por lo que da validez a los enlaces
en 500 kV: Chilca – Marcona – Montalvo y Mantaro – Caravelí – Montalvo,
considerados en el Plan Transitorio. En cuanto a la LT. 220 kV Machupicchu Cotaruse
también ha sido considerada en el estudio.
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Respecto a la L.T. 220 kV Cerro Corona – Carhuaquero, esta no tiene una fecha
definida de puesta en servicio, sin embargo el MINEM están evaluando cambiarla por
el enlace Cajamarca – Carhuaquero, que topológicamente es equivalente. En
cualquiera de los dos casos, el resultado del estudio, es decir el Plan de Transmisión,
no variará.
Consulta u Observación N° 9: En el numeral 3.7.6 opciones y planes de transmisión, se menciona que;
“se identificaron las siguientes cuatro opciones generales para resolver los problemas:
• Repotenciar menor (30%),
• Repotenciar mayor (60%),
• Redirigir flujos con transformadores cambiadores de fases (“phase-shifting
transformers,” PST), u otros aparatos FACTS.
• Circuitos nuevos.”
Al respecto, consideramos que cada caso debe ser analizado en función a su
factibilidad física y comparación de su beneficio costo.
Respuesta N° 9: Las repotenciaciones de LL.TT. existentes son casos individuales que tendrían que se
analizados uno por uno. Estos exceden a los alcances a un estudio de planificación.
Las repotenciaciones serán analizadas con más detalle, pero a nivel de anteproyecto,
cuando formen parte del Plan Vinculante, en las futuras revisiones del Plan de
Transmisión.
Consulta u Observación N° 10: En los proyectos de nuevas líneas de transmisión en 500 kV, se recomienda evaluar
la necesidad de incluir subestaciones intermedias y requerimientos de compensación
serie y shunt requerida.
Así mismo, evaluar las implicancias que tendría en caso se considere implementar
estos circuitos en forma paralela a los ductos de gas. Se sugiere que se evalúen
alternativas independientes de la servidumbre de los ductos de gas, que podrían
resultar más convenientes para la seguridad energética; recordemos que nuestro país
vivió en el pasado de atentados a las instalaciones.
Respuesta N° 10: Respecto a las subestaciones intermedias y compensación reactiva se sugiere revisar
los numerales 1.13, 4.4, 5.9.4 y 9.9 del estudio.
Las rutas de las LL.TT. planteadas son referenciales, y no llegan al detalle de la
servidumbre, que es una etapa posterior del desarrollo de cada proyecto.
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Consulta u Observación N° 11: Para la definición del Plan Vinculante, se debe tomar en cuenta los análisis de
contingencia de la generación y transmisión del SEIN para el estado estacionario y
dinámico.
Respuesta N° 11: Situaciones de contingencias de la generación como criterios de planificación de
transmisión no están consideradas en la Norma.
El análisis de contingencia en estado estacionario, bajo esta metodología, esta
considerado en el análisis Trade-Off/Risk. El análisis dinámico está considerado en la
verificación de los Criterios Técnicos de Desempeño (análisis eléctrico).
Se sugiere leer el anexo A del estudio.
Consulta u Observación N° 12: Considerando que la implementación de las obras recomendadas en el Plan
Vinculante pueden tomar más de dos años, se recomienda que para el corto plazo el
Plan considere una alternativa de expansión de la transmisión.
Respuesta N° 12: En el Reglamento de Transmisión se indica que el Plan Vinculante corresponde a los
proyectos nuevos y Refuerzos incluidos en el Plan de Transmisión, cuyas actividades
para su ejecución deben iniciarse dentro del Período de Vigencia del Plan de
Transmisión, siendo este periodo del 1/05/2011 al 31/12/2012. En el mismo
Reglamento, considerando la modificación introducida por el D.S. 010-2009-EM, se
indica que las instalaciones de transmisión cuya construcción se requiera iniciar antes
del 1 de mayo de 2011, serán incluidas en la actualización del Plan Transitorio de
Transmisión, elaborado y aprobado por el Ministerio.
Como se puede ver, las necesidades de necesidades de transmisión en el corto plazo
deben estar incluidas en el Plan Transitorio de Transmisión y en el Plan de
Transmisión, específicamente en el Plan Vinculante.
Consulta u Observación N° 13: En el numeral 3.7.7, también se menciona:
“2. Incluir en el sistema relés de corte de carga de forma tal de que ante la salida de
un circuito se corte carga en forma controlada hasta restablecer el equilibrio post-falla
a valores razonables hasta que se realice el redespacho de generación. Con este
criterio se podría maximizar el uso de la capacidad de transporte entre zonas,
minimizando el costo operativo del sistema.
3. No tomar acciones correctivas dejando que llegado el caso sean las sobrecargas
y/o niveles bajos de tensión las que desconecten circuitos y/o demandas, y el sistema
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vuelva al equilibrio, permitiendo inclusive la desvinculación de zonas y la actuación de
relés de sub-frecuencia que retiren carga.”
Al respecto, se solicita presentar las experiencias de la aplicación de estos esquemas
en el planeamiento de la transmisión y su efectividad en su aplicación física, toda vez
que se está poniendo en riesgo la continuidad del servicio.
Respuesta N° 13: Se incluirá experiencias de aplicación de estos esquemas en la planificación de la
transmisión.
Consulta u Observación N° 14: Consideramos que los proyectos que defina este primer plan de transmisión para el
año 2015 en adelante son referenciales y dada la cantidad de incertidumbres
asociadas no definen un plan bien fundamentado. Consideramos que lo importante de
este Plan está en la definición de proyectos de corto y mediano plazo, que determinan
las inversiones que efectivamente se van a desarrollar para solucionar los problemas
operativos reales de la red, y verificar que siguen siendo válidos en el largo plazo para
diferentes escenarios. Aunque metodológicamente esto se indica en la Norma,
encontramos que este Plan no refleja ese tipo de verificaciones.
Respuesta N° 14: La Norma indica analizar primero el año horizonte (año 2020) para luego analizar los
años intermedios, contrariamente a lo indicado en la observación. Adicionalmente se
indica que se debe comprobar que los proyectos del año horizonte se mantienen
como soluciones consistentes en el tiempo, para lo cual se evalúan en el quinto año
adicional al horizonte del estudio (año 2025). El estudio se ha hecho de acuerdo a lo
indicado en la Norma.
Complementariamente, se sugiere revisar la Respuesta N° 1.
Consulta u Observación N° 15: En el estudio se plantea un futuro de exportación del 50% de la capacidad de las
centrales del oriente; sin embargo, el acuerdo bilateral de desarrollo energético entre
Perú y Brasil no establece valores de importación ni exportación y sí define que
prioritariamente se abastecerá la demanda interna del Perú. En este sentido, se
recomienda que se evalúen la red necesaria para atender los diferentes escenarios
posibles para la atención de la demanda del SEIN, según lo referido en dicho acuerdo.
Respuesta N° 15: Efectivamente en el estudio se han analizado futuros de exportación del 50% de la
capacidad de las centrales del oriente, así como futuros en los que toda la producción
de las centrales indicadas sirve a la demanda del SEIN.
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Por otro lado, los futuros de oferta considerados en los estudios de planificación de la
transmisión se construyeron con el objetivo de lograr una reserva de potencia, que es
la diferencia entre la demanda pronosticada y la oferta de potencia. Considerando que
la exportación al sistema de Brasil se representa como una demanda y que toda
demanda se modela como interrumpible, se concluye que, bajo el punto de vista
energético, está garantizado lo que se sugiere, es decir, que el suministro de la
demanda del sistema Peruano tenga un tratamiento prioritario.
Respecto al sistema de transmisión, se destaca que la red colectora recomendada es
condicional a cuales centrales hidroeléctricas del oriente serán desarrolladas. Aún así,
las redes colectoras para los casos de desarrollo parcial de las CC.HH. del Oriente,
han sido planteadas de manera tal que sean parte de la red “completa”
correspondiente al desarrollo total de las cinco centrales actualmente en estudio en
conjunto con Brasil (Inambarí, Paquitzapango, Mainique, Tambo 40 y Tambo 60).
Consulta u Observación N° 16: Se recomienda que también se presenten los cálculos de los atributos por lo menos
para los años 2013 y 2016 de los planes: liviano, medio y fuerte con la finalidad de
verificar que con los proyectos recomendados al 2020 se resuelven los problemas de
congestión para todo el horizonte del estudio.
También, se solicita explicar la aplicación del criterio N-1 de la norma en el caso de los
refuerzos en redes enmalladas.
Respuesta N° 16: Los cálculos solicitados se encuentran en el capítulo 6 del estudio.
El criterio N-1 de la Norma no se aplica a redes malladas. Para una mayor explicación,
se recomienda revisar el numeral 5.2.2 del estudio.
Consulta u Observación N° 17: Se recomienda analizar la posibilidad de la conexión directa de las centrales
hidráulicas del Oriente hacia el sistema Sur mediante línea(s) de 500 ó 200 kV, debido
a que en la propuesta de expansión se observa que la generación de estas centrales
es llevada hacia la zona Centro mediante líneas de 500 kV y luego esta energía es
retornada hacia el Sur mediante una línea adicional paralela a la existente en 500 kV.
Respuesta N° 17: La propuesta de vincular la central Inambari al SEIN a través de la zona Sur fue
analizada al inicio del estudio, sin embargo primó la idea de conectarla directamente a
la zona Centro, debido a que ahí se encuentra el centro de carga del SEIN (ceca a
Lima). Otro punto a favor de la decisión adoptada, fue el hecho de que las redes
planteadas también debían permitir la vinculación al SEIN de las otras centrales
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hidroeléctricas ubicadas en la zona oriental (Paquitzapango, Mainique, Tambo 40 y
Tambo 60).
Asimismo hay que tomar en cuenta también, que geográficamente el centro de carga
de la zona Sur (entre Moquegua y Socabaya) se encuentra al sur de Inambari (hay
que tener en cuenta que esta central está en una latitud cercana a la correspondiente
a Pisco), por lo que la longitud, así como la impedancia de línea, pasando por la zona
Sur hasta el centro de carga de la zona Centro, sería mayor que en la configuración
adoptada.
Se incluirá en el informe una justificación, de forma conceptual, de las razones para la
traza propuesta para el sistema de conexión para las centrales del oriente.
Consulta u Observación N° 18: Se recomienda que la sugerencia de la Consultora de atender Lima en forma radial
sea debidamente sustentada de forma técnica y económica. Consideramos que las
recomendaciones que se derivan de los análisis del anexo E, deben ser efectuadas
luego de efectuar un análisis más completo del sistema.
Por otra parte, consideramos que el estudio debe contemplar el análisis del desarrollo
de la red de Lima; no estamos de acuerdo con transferir la responsabilidad del
planeamiento de esta parte tan importante de la red a los agentes en esta zona y
siendo que se debe buscar soluciones integrales y que el área operativa de Lima
representa el 60% de la demanda del Perú.
Se sugiere que los análisis se complementen con análisis de contingencias; en la
zona de Lima en particular la contingencia de la LT 500 kV Chilca – Carabayllo y la LT
220 kV Chilca-La Planicie-Carabayllo. También, se sugiere que se realicen análisis de
contingencias N-1 de los transformadores 500/220 kV en las subestaciones de
Montalvo, Chilca, Carabayllo, Trujillo y Chiclayo.
Respuesta N° 18: La planificación de expansión de las redes de Lima no es parte del Plan de
Transmisión. Es un tema que debe ser desarrollado principalmente por las empresas
distribuidoras del área. Lo que se presentó en el Informe Final es sólo a título
indicativo como una posible solución que requiere una evaluación detallada de
factibilidad técnica.
El desarrollo de las redes de subtransmisión en el área de Lima depende en gran
medida de los planes de expansión de las dos empresas concesionarias de
distribución existentes. Sin embargo, en el planteamiento de estos planes de
expansión de las redes de subtransmisión, las empresas concesionarias de
distribución tienen en cuenta la reconfiguración de sus redes y la redistribución de sus
cargas entre sus subestaciones de MAT/AT, constituyendo esta una variable
gravitante que está fuera del control del Plan de Transmisión.
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Por las razones indicadas, la planificación de las redes de subtransmisión de la zona
de Lima debe ser abordado de manera conjunta entre las empresas concesionarias
de distribución y transmisión involucradas, y dentro del proceso de planificación que
corresponde al Plan de Expansión del Sistema Complementario de Transmisión, plan
que se formula en otras instancias, bajo otros criterios, otra metodología y otros
horizontes, diferentes al del Estudio del Plan de Transmisión.
El criterio N-1 de la Norma fue diseñado para ser aplicado a opciones y planes
compuestos principalmente por líneas de transmisión. Esto se puede verificar en los
estudios previos llevados a cabo por OSINERGMIN que concluyeron con la emisión
de la Norma. En ese sentido, el criterio mencionado no sería aplicable a
transformadores.
Consulta u Observación N° 19: Se solicita que en el informe se presenten el cálculo de los atributos de las obras
recomendadas para el área de Lima.
La propuesta de operar en barras separadas Chavarría y Balnearios; así como, el
operar abiertas las LT 220 kV Chavarría – Santa Rosa y San Juan – Industriales –
Santa Rosa (que no está planeada) disminuyen la confiabilidad de las subestaciones
frente a una falla; por lo que, se recomienda analizar otras alternativas que no
degraden la confiabilidad del SEIN.
También, se recomienda que las propuestas de expansión tomen en cuenta los
planes de inversiones de Luz del Sur, Edelnor y el Plan de Inversiones en Transmisión
publicadas por el Osinerming para el 2009-2013.
Respuesta N° 19: Respecto a la recomendación de tomar en cuenta el Plan de Inversiones en
Transmisión, indicamos que en el estudio ha sido considerada toda la información que
las empresas integrantes del SEIN enviaron oportunamente al COES a solicitud de
este. En ese sentido, la información relevante del Plan de Inversiones en Transmisión,
aprobado por OSINERGMIN, así como los proyectos de REP que se encontraban
aprobados fueron considerados hasta la fecha en que fueron informados, teniendo en
cuenta que la fecha de cierre de información básica del estudio fue el 31 de diciembre
de 2009. Adicionalmente, se consideró la información de proyectos que fueron
aprobados durante el desarrollo del estudio, en la medida en que fue posible
incorporarla.
Respecto a los otros puntos de la observación, ver la respuesta N° 18.
Consulta u Observación N° 20: En las propuestas de expansión de la transmisión del área de Lima, en el informe se
consideran nuevas líneas de 220 kV Industriales – Balnearios, Zapallal – Chavarría,
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Santa Rosa – Industriales – San Juan. Al respecto, se solicita que se estudie la
viabilidad de la ejecución de dichos proyectos tomando en cuenta las dificultades
actuales de faja de servidumbre y de áreas requeridas para su conexión a las
subestaciones existentes y para una nueva subestación.
Respuesta N° 20: Ver respuestas N° 18 y N° 19.
Consulta u Observación N° 21: El estudio recomienda una tercera terna de 220 kV Zapallal – Huacho – Paramonga
Nueva. Al respecto, se recomienda verificar si con este refuerzo se cubren
contingencias de la LT 500 kV Carabayllo – Chimbote; así mismo, se recomienda
analizar alternativamente que el refuerzo sea en 500 kV.
Respuesta N° 21: De los estudios eléctricos, para el escenario analizado, surge la necesidad de un
tercer circuito en 220 kV entre las estaciones transformadoras Zapallal y Paramonga
Nueva. La capacidad de transporte resultante no permite cubrir una contingencia en el
circuito de 500 kV Zapallal – Chimbote – Trujillo – Chiclayo, por lo que una falla en
dicho circuito producirá cortes de demanda en la zona norte.
Es necesario aclarar que esta opción, de una tercera terna de 220 kV Zapallal -
Huacho – Paramonga Nueva, surge del análisis eléctrico, para un escenario particular,
por lo que su necesidad está condicionada a la evolución de las incertidumbres, entre
ellas el crecimiento de la demanda y la oferta de generación. En ese sentido, el
proyecto en mención no puede ser considerado como parte del Plan Robusto, sino
que será planteado de acuerdo a la evolución de la oferta y la demanda cercana a su
puesta en servicio, y por tanto mayormente será definida en el Plan Vinculante en su
oportunidad.
Consulta u Observación N° 22: Se observa que las líneas de 220 kV Conococha – Huallanca – Cajamarca tienen bajo
flujo de carga en comparación con las líneas de 220 kV de la costa; de nuestros
análisis encontramos que ante contingencias de las líneas de la costa igualmente
permanecen con baja carga. Al respecto, se recomienda analizar la posibilidad de
implementar alguna acción para cargarlas más, como por ejemplo la implementación
de una compensación serie.
Respuesta N° 22: La propuesta de incluir compensación serie en las líneas de 220 kV Conococha -
Huallanca – Cajamarca podría ser una alternativa válida para distribuir flujos sólo en el
caso de que los circuitos de la costa presenten sobrecargas significativas, sin
embargo de los estudios realizados no surgió esta necesidad.
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En general la compensación serie se utiliza en tramos largos en donde con una única
compensación se logra el efecto pretendido. Este no es el caso del circuito antes
indicado donde existen varias subestaciones transformadoras y cargas en cada una
de ellas lo que encarece, dificulta la operación y hace menos efectiva la
compensación serie del corredor de transmisión.
Consulta u Observación N° 23: Se recomienda que se evalúe técnica y económicamente la factibilidad de una red
colectora en 750 kV u otro nivel de tensión para la transferencia de energía desde las
centrales hidráulicas del Oriente peruano al SEIN, e inclusive en un escenario de
Brasil exportador de energía al Perú considerando el Plan de Expansión de Brasil.
También, se recomienda que se presente la justificación de la necesidad de la
estación back to back en la interconexión con Brasil y la barra en que se instalaría
dicho equipo.
Respuesta N° 23: Considerando que la decisión y desarrollo de la red colectora podría tomar todavía
unos años, se ha recomendado que se realicen previamente los estudios e
investigaciones en este sistema en, al menos, dos temas:
• Altitud: Estudios técnicos de investigación y diseño de líneas en EAT a gran altitud.
Este tema es importante pues no se cuenta con experiencia conocida en esta área en
el mundo para circuitos que operen en tensión de 500 kV o superior;
• Conversión futura para operación en CC: Estudios técnicos para investigar la
factibilidad de utilización de sistemas de transmisión a corriente continua, en la red de
transmisión de Oriente, en el largo plazo, a fin de que amerite que inicialmente se
instale el aislamiento dimensionado para al menos 600 kV DC. Esta investigación
deberá también tomar en cuenta que parte de la ruta de los circuitos de la red
colectora estará operando en locales de gran altitud.
Se considera que se ha hecho un análisis suficiente del tema de la red colectora,
teniendo en cuenta que el acuerdo con Brasil aún está es negociación. En ese
sentido, no se considera necesario aún analizar alternativas en otros niveles de
tensión.
Consulta u Observación N° 24: En el informe se menciona:
“Para cada uno de los casos se determinan corrientes de cortocircuito para
condiciones de demanda máxima en Avenida y Estiaje. Para mayor claridad los
resultados se presentan en cuatro figuras: red 500 kV; Zona Norte, Zona Centro; Zona
Sur. Los valores de corriente de cortocircuito permitirán oportunamente verificar si
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resulta necesario realizar modificaciones en las estaciones transformadoras para
adaptarlas a las nuevas condiciones operativas resultantes del efectivo desarrollo a
futuro del SEIN”.
Al respecto, se recomienda complementar este análisis con la verificación de la
capacidad de cortocircuito de las subestaciones previo a concluir si es necesario
realizar modificaciones.
Respuesta N° 24: Como parte del Plan de Transmisión se calcularon los niveles de cortocircuito a los
efectos de permitir su comparación con los niveles de cortocircuito de diseño de las
instalaciones.
En la versión final del estudio se incluirá la información de las capacidades de
cortocircuito de diseño recomendadas para las nuevas instalaciones.
Consulta u Observación N° 25: En los análisis de contingencias (N-1) se recomienda que se presente los flujos de
carga de las líneas de la zona de influencia de la contingencia, con la finalidad de
verificar que éstas operen dentro de sus capacidades nominales.
Respuesta N° 25: No se ha hecho análisis de contingencias en el sentido tradicional del criterio N-1. El
criterio N-1, indicado en la Norma, está enfocado en las conexiones de áreas radiales
con el SEIN, no en los flujos internos a las áreas radiales o áreas malladas.
Consulta u Observación N° 26: Para la expansión del sistema de transmisión del área Norte se debe considerar el
ingreso reciente de la S.E La Niña y la carga de Miskimayo.
Respuesta N° 26: La carga de Miskimayo, que se suministra a través de una derivación de la línea de
transmisión de Piura a Talara, está representada de forma agregada en la barra Piura.
Esta representación simplificada es adecuada para los estudios de expansión de la
transmisión, pues el sistema que abastece a la demanda de Miskimayo (S.E. La Niña)
es un sistema radial, y por lo tanto, los resultados obtenidos en los modelos de
simulación se consideran adecuados.
Consulta u Observación N° 27: Se recomienda que en el informe se mencione como se considera la generación de
energías renovables (eólicas, solar, cogeneración, pequeñas hidráulicas) en el Plan
de Expansión de la Transmisión.
Respuesta N° 27:
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La generación de las plantas renovables (RER), listadas a continuación, se representó
en el modelo de despacho energética (PERSEO) como una planta equivalente con
una determinada potencia instalada, que corresponde a la potencia nominal de la
RER, y un factor de planta asociado. Los factores de planta fueron informados por los
inversionistas en cada proyecto. La relación de proyectos renovables considerados es:
Nombre Tipo Pot. (MW) Fator Planta (p.u.)
STA ROSA Hidro 1.8 0.71
PETRAMAS Hidro 4.4 0.73
STACRUZ II Hidro 8 0.71
EOL_TALARA Eólica 30 0.46
EOL_CUPIS Eólica 80 0.43
SOL_PANAM Solar 20 0.29
SOL_MAJES Solar 20 0.22
SOL_REP Solar 20 0.21
SOL_TACNA Solar 20 0.27
STACRUZ I Hidro 7.8 0.7
SHIMA Hidro 5 0.75
EOL_MARC Eólica 32 0.53
YANAPAMP Hidro 4.13 0.77
SINERSA Hidro 19.2 0.85
ANGEL I Hidro 20 0.75
ANGEL II Hidro 20 0.75
ANGEL III Hidro 20 0.75
Paramonga I Hidro 23 0.57
También se representaron pequeños proyectos centrales hidroeléctricos, por ejemplo
la C.H. N. Imperial (4 MW) está representada en el modelo de simulación como una
central hidroeléctrica. La justificativa para tal fue la disponibilidad de datos que
permitió una representación más detallada de esta central.
Consulta u Observación N° 28: En el estudio se presenta que en el 2020 las líneas de 220 kV Chilca – La Planicie –
Carabayllo ya están convertidas y operando en 500 kV como una línea de simple
circuito; así mismo la línea de 500 kV Chilca - Carabayllo tiene una entrada y salida en
la subestación La Planicie 500 kV. Al respecto, se solicita que se precise si esto es
una recomendación, debido a que el proyecto original no ingresa a la S.E La Planicie.
También, se recomienda que en el estudio se precise la necesidad y año en la que se
requiere que la LT de 220 kV Chilca – La Planicie – Carabayllo se convierta a 500 kV,
según lo previsto por el MEM.
Respuesta N° 28:
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La fecha de conversión a 500 KV de la LT de 220 kV Chilca – La Planicie – Carabayllo
depende de la configuración que adquiera la red de Lima conforme crezca la
demanda. Para complementar ver la respuesta N° 18.
Se incluirá en el estudio una justificación, en forma conceptual, para la recomendación
de conversión de tensión del doble circuito 220 kV Chilca – La Planicie – Carabayllo a
500 kV. También se justificará la recomendación de conexión en La Planicie para la
línea en 500 kV de Chilca a Carabayllo.
Consulta u Observación N° 29: Se observa que la propuesta de 2da LT 500 kV Chilca-Independencia-Marcona-
Socabaya-Montalvo ingresa a Independencia y Marcona. Al respecto, se solicita que
se presente la justificación de la necesidad de ambas subestaciones intermedias.
La línea de 500 kV Chilca–Marcona-Ocoña-Montalvo de Abengoa tiene una entrada y
salida en la subestación Independencia 500 kV. Al respecto, se solicita que se precise
si esto es una recomendación, debido a que el proyecto original no ingresa a la S.E
Independencia.
No queda claro, si en las simulaciones se ha considerado compensaciones serie en
las líneas recomendadas; se hace notar, que la línea de Abengoa según la respectiva
convocatoria debería estar compensada al menos con el 50% de la reactancia total.
Respuesta N° 29: La línea Chilca – Montalvo está prevista en el Plan Transitorio con una subestación de
transformación en Marcona. El planteamiento de la subestación Independencia está
asociado al sistema de conexión de las centrales del Oriente, en el que se plantea la
conexión de Inambari a través de una línea en 500 kV, doble circuito, por la ruta del
gasoducto (Camisea – Lima). En una zona próxima a la subestación Independencia
existente, se plantea que la conexión de Inambari seccione la línea del Plan
Transitorio (Chilca – Marcona – Montalvo) a través de una nueva subestación en 500
kV, a la cual también hemos denominado S.E. Independencia.
Las simulaciones consideraron la compensación serie de 50% de la reactancia total,
tanto en el circuito del Plan Transitorio, como también en las ampliaciones propuestas.
Consulta u Observación N° 30: Se sugiere que también se realice el análisis de la conexión radial de la carga de
Machala (Ecuador) al sistema peruano, como una sensibilidad.
Respuesta N° 30: Ver Respuesta N° 6.
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Consulta u Observación N° 31: La determinación de los nodos es muy importante, puesto que del conjunto escogido
se expande los futuros de demanda para el estudio.
En este sentido, se solicita:
a) Especificar el criterio de selección del número de nodos y que indicador de
calidad fue elaborado o utilizado en la determinación de cada nodo.
b) Informar el sustento de los valores límites utilizados en el proceso de relajación
de los nodos extremos (futuros de demanda) de manera que no se introduzca
inexactitudes en los resultados.
c) Presentar el detalle de cómo se determina los nodos utilizados en la
interpolación o expansión de datos y precisar cómo se realiza la expansión de
los mismos.
Respuesta N° 31: Los nudos son escenarios elegidos para ser simulados en detalle con el programa
Perseo, y a partir de ellos y de los resultados de sus simulaciones, proceder a
interpolar los resultados para los escenarios intermedios.
Primeramente se debe tener claro los rangos de las incertidumbres y de la
combinación de estas, es decir, el espacio de los escenarios para los cuales se quiere
elaborar un Plan de Transmisión que sea robusto, entendiéndose como “robusto” la
propiedad de que sea válido en todos escenarios.
Luego se pueden elegir los nudos. La cantidad de estos debe ser tal que sea práctico
simularlos en Perseo, y la elección de los mismos debe ser tal que estos “encierren” el
espacio de los escenarios intermedios que se quieren analizar, y permitan interpolar
estos últimos con una aceptable precisión. Si se eligen pocos nudos sería muy fácil
simularlos en Perseo, pero quizás no abarquen todo el posible espacio de escenarios
que se quieren analizar, o en caso lo hagan podrían estar tan “separados” unos de
otros que se pierda precisión en la interpolación. Por otro lado, si se eligen muchos
nudos, tendríamos mayor precisión en la interpolación, sin embargo sería poco
práctico simular todos ellos con Perseo.
En otras palabras, se busca un balance entre la mayor cantidad de nodos posibles
con el cual se encierre el espacio de los escenarios intermedios a estudiar y la menor
cantidad de escenarios a simular, considerando la característica combinatoria de la
adición de incertidumbres.
Para mayor información, se puede revisar el informe “The Trade-off/Risk Method: A
Strategic Approach to Power Planning”, Enrique Crousillat and Hyde Merrill, 1992, The
World Bank Industry and Energy Department, OSP. Disponible en: http://www-
wds.worldbank.org/external/default/WDSContentServer/WDSP/IB/1999/08/15/0000092
65_3961003130119/Rendered/PDF/multi_page.pdf
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Consulta u Observación N° 32:
En la Figura 3.16 se especifica la región importante y la región de interpolación. Se solicita explicar la diferencia (características) de los futuros que se encuentran en estas regiones
Respuesta N° 32: La región de interpolación se refiere a todo el espacio dentro del cual se puede
interpolar cualquier escenario, sobre la base de los escenarios simulados. La región
“mas importante” se refiere al área en que los futuros tienen mayor posibilidad relativa
de materializarse. Esta última área se ha dibujado solo a efectos de ilustrar el
concepto de que existe un área “central” que contiene los escenarios con mayor
posibilidad de materializarse, a partir de la cual, conforme nos vamos alejando, estas
posibilidades van disminuyendo. Solo se habla de “posibilidades” más no de
“probabilidades” pues estas últimas no son conocidas ni en valor ni en distribución.
Consulta u Observación N° 33: Se solicita justificar porque no se consideró el proyecto la línea de interconexión
Tocache-Bellavista 138kV, el cual se encuentra en construcción.
Respuesta N° 33: Si se analizó el caso de la conexión de la región San Martín mediante el enlace
Tocache – Bellavista 138KV, concluyendo que se trata de un enlace débil, y en
consecuencia la región indicada se mantendría prácticamente aislada. Para mayor
detalle, revisar el numeral 5.2.2 del estudio.
Consulta u Observación N° 34: Consideramos se debe tener en cuenta que los trabajos de repotenciación deben
ejecutarse con anticipación para evitar corte del servicio de energía a grandes áreas
por periodos largos. Así por ejemplo, la repotenciación de la línea en 500 kV al Norte
podrá implicar problemas para la atención de la demanda en el Norte, ya que entra en
operación con una carga importante y su salida para los trabajos de repotenciación
podría ser inviable.
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Respuesta N° 34: Las magnitudes de repotenciación y las fechas en que se necesitan resultan del
mayor requerimiento de capacidad de los enlaces en las simulaciones energéticas y
eléctricas.
Se debe tener en cuenta que los resultados obtenidos corresponden a un conjunto
grande de escenarios, entre los que se encuentran escenarios extremos (máximos y
mínimos) de crecimiento de demanda, por lo que, si bien se obtiene un Plan Robusto
para el largo plazo, este debe ser revisado cada dos años, y junto con esta revisión se
obtiene un Plan Vinculante que corresponde a las obras cuyas actividades para su
ejecución deben iniciarse durante el periodo de vigencia del Plan de Transmisión. En
ese sentido, se espera que las fechas de las repotenciaciones se vayan afinando en
las siguientes revisiones del Plan, de manera que las obras necesarias sean
advertidas con la suficiente anticipación.
Para los casos en que se indica una repotenciación en circuitos que cuya ejecución se
está iniciando, se recomienda que se amplíe los alcances de los contratos de
concesión para que la línea, cuando entre en operación, ya considere los límites
térmicos repotenciados incluyendo bahías de salida y llegada. Equipos
complementarios, como por ej. compensación serie, será decidida en oportunidad de
ser requeridos.
Consulta u Observación N° 35: En el Informe se recomienda que las subestaciones colectoras se construyan con
aislamiento para el paso a 600 kV DC. Al respecto, se solicita presentar alguna
experiencia de este tipo instalaciones en la altura y comentar acerca del impacto en la
estabilidad del sistema eléctrico.
Respuesta N° 35: Como experiencia internacional, se puede mencionar el caso de la L.T. en 500 kV
Meade/Marketplace – Westwing (USA), que se construyó con aislamiento en 600 kV
DC, aunque a una altitud inferior a la que enfrenta el sistema peruano.
Desde el punto de vista de la estabilidad del sistema eléctrico la transmisión DC es un
elemento estabilizante adicional del sistema, dado que:
• El generador remoto, en este caso la C.H. Inambarí, presenta para el SEIN un
ángulo de transmisión del terminal de llegada de la transmisión DC, y por lo
tanto mucho menor al ángulo que tendría dicho generador si la transmisión
fuera en AC.
• Es posible, por medio de la lógica de disparo de los tiristores de las estaciones
de conversión AC/DC, que forman parte de la transmisión DC, cambiar
rápidamente el flujo de potencia activa en la transmisión DC. Esto permite
amortiguar oscilaciones y con esto estabilizar el sistema.
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a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión Fecha : 16 de Setiembre de 2010
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Consulta u Observación N° 36: En el Informe Final se presenta un plan robusto (Plan Medio) a pesar que se uso el
método MINIMAX; de acuerdo a las definiciones, un plan robusto domina todos los
futuros. Al respecto se solicita la aclaración de esta interpretación.
Respuesta N° 36: Se dice que un Plan es Robusto cuando este no es dominado por ningún otro Plan, de
acuerdo a los atributos utilizados. Se mostró en el Informe que no existe Plan
Robusto, para todos los futuros/atributos, de acuerdo a la definición estricta de la
palabra Robustez, en el “Análisis de Decisión”.
Lo anterior ocurre porque el Plan Medio fue mejor que los otros para unos
futuros/atributos, el Liviano fue el mejor de acuerdo a otros futuros/atributos, y el
Fuerte también resultó ser el mejor de acuerdo a otros futuros/atributos. El único Plan
que fue dominado por los otros fue el Base (Plan Transitorio). El resultado indicado
para la expansión, el Plan Medio, fue denominado Robusto porque, de acuerdo al
análisis Trade Off/Risk y Minimax, fue el Plan que tuvo el mejor desempeño
considerando todos los futuros.
Consulta u Observación N° 37: El Plan de Expansión considera como determinada la línea Trujillo-Chiclayo 500 kV,
dado que se incluyó en el Plan Transitorio; al respecto, consideramos que el estudio
del Plan de Expansión de la Transmisión del COES debería analizar la alternativa de
implementar más bien la línea Trujillo-Piura en 500 kV.
Considerando que se justifica la implementación de línea en 500 kV Trujillo-Chiclayo,
se solicita analizar la operación del SEIN para casos de contingencias, en especial la
contingencia de la misma línea en 500 kV; así mismo, se debe tener en cuenta que
está línea estaría disponible, en el mejor de los casos, para el estiaje del 2013.
De nuestros análisis encontramos que se tendría mucho riesgo de atención de la
demanda del área norte en el 2012; por lo que se recomienda la repotenciación de las
líneas Trujillo-Guadalupe-Chiclayo Oeste de 220 kV de 152 a 180 MVA y la instalación
de la segunda terna paralela en 220 kV, cuyas torres ya están preparadas. Cabe
agregar que estas obras también permitirán atender contingencias de la línea en 500
kV. Esta situación se agravaría si se produjera retraso en la puesta en servicio de la
línea 220 kV Cerro Corona-Carhuaquero, que según tenemos conocimiento presenta
problemas para su construcción.
Respuesta N° 37: La mayor parte de la carga en la zona Norte se encuentra concentrada en eje
Cajamarca-Trujillo, por lo que extensión de una línea de Trujillo a Piura llevaría a que
los flujos por las líneas de 220 kV se inviertan de Norte a Sur para poder abastecer la
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zona de Trujillo-Cajamarca, e inclusive podría requerir refuerzos, lo que haría
ineficiente al sistema. Por esa razón no se consideró esta opción.
Consulta u Observación N° 38: En el plan robusto al 2020 se recomienda la repotenciación de la línea Zapallal-
Paramonga 220 kV; sin embargo, precisamos que esta línea fue repotenciada de 152
MVA a 180 MVA en el 2008; por lo que se recomienda precisar cuál es la nueva
potencia recomendada, para qué año se requiere esta repotenciación y qué
alternativas técnica-económicas ha evaluado el consultor, así mismo, se presente los
análisis eléctricos realizados, incluyendo los análisis de confiabilidad del SEIN.
De la misma manera, se recomienda revisar y determinar la potencia objetivo que se
requiere para las siguientes líneas:
• Carhuaquero-Cajamarca
• Pachachaca-Oroya-Carhuamayo
• Trujillo-Santa Rita
• Tingo María-Paragsha-Conococha-Paramonga
• Ica-Marcona
• Onocora-Tintaya
Respuesta N° 38: En el estudio se precisará lo solicitado, dentro de los alcances indicadas en la Norma.
Se entiende que por “Tingo Maria-Paragsha” se quiere decir “Tingo María-Vizcarra.”
Consulta u Observación N° 39: Se solicita al Consultor explicar cómo definió los valores para la repotenciación de las
líneas y las fechas de operación de las mismas.
Consideramos se debe tener en cuenta que los trabajos de repotenciación deben
ejecutarse con anticipación para evitar corte del servicio de energía a grandes áreas
por periodos largos. Así por ejemplo, la repotenciación de la línea en 500 kV al Norte
podrá implicar problemas para la atención de la demanda en el Norte, ya que entra en
operación con una carga importante y su salida para los trabajos de repotenciación
podría ser inviable.
Así mismo, evaluar la necesidad de repotenciar otras líneas del SEIN, como las líneas
de Lima, las de 138 kV en las zonas este y sur del SEIN, etc.
Respuesta N° 39: Los límites recomendados para las repotenciaciones de las líneas, indicadas en los
Capítulos 5, 6, y 7 del estudio para los años 2013, 2016, 2020 y 2025, se calcularon
con base en resultados de flujo de carga considerando diversos escenarios
(combinación de futuros de demanda, de generación, de exportación, etc.).
Complementariamente ver Respuestas N° 34 y 18.
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Consulta u Observación N° 40: Sugerimos especificar para qué año se requieren los proyectos recomendados por
congestión y por confiabilidad que se muestran a continuación; así mismo, se
presente mayores detalles sobre los seccionamientos recomendados en la LT 220kV
Pomacocha - Carhuamayo. También, se solicita que se presenten: las alternativas
técnica-económicas que ha evaluado el consultor, y los análisis eléctricos realizados,
incluyendo los análisis de confiabilidad del SEIN.
► Por Congestión
Línea nueva Pachachaca – Oroya
Línea nueva Conococha – Paramonga
Seccionar Pomacocha – Carhuamayo en Oroya
Seccionar Pomacocha – Carhuamayo en Pachachaca
► Por confiabilidad (N-1)
Línea nueva Chiclayo – Piura 220 (#3)
Línea nueva Moquegua – Los Heroes 220
Línea nueva Independencia – Socabaya 500 (#2)
Línea nueva Montalvo – Socabaya 500 kV.
Respuesta N° 40: Los años para cuando se necesitan los proyectos se presentan en los Capítulos 5, 6,
y 7 del estudio. Hay que notar que se necesitan cuando el desarrollo del sistema lo
indica, y los años pueden ser inciertos. Por lo tanto, algunos de estos proyectos se
consideran “robustos” en ciertos años, y “condicionales” para años anteriores. Ver
también la respuesta a la observación No. 42.
Consulta u Observación N° 41: Se sugiere que en el estudio se precise la potencia recomendada para las líneas de
transmisión del 2016, debido a que en el estudio se propone repotenciaciones en
líneas que todavía no se construyen; por ejemplo la línea 220 kV Tintaya - Onocora
que permitirá la conexión de la CH Pucará. Se recomienda que el estudio recomiende
la capacidad con la que debe ser diseñadas las nuevas líneas de transmisión evitando
su repotenciación, trabajos que podrían afectar la operación del SEIN.
Respuesta N° 41: Cuando el límite de una línea nueva tiene que ser incrementado poco después de
entrar en servicio, es conveniente que desde el inicio se dimensione para su límite
máximo.
En particular para la Línea Onocora – Quencoro – Machupicchu que forma parte del
Plan Vinculante se contempla en el anteproyecto una capacidad de transmisión
(térmica) de 474 MVA para evitar que se produzca el problema mencionado.
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Se hace notar que para un mejor aprovechamiento del sistema se debería adoptar un
valor similar de capacidad de transmisión para la línea Tintaya – Onocora que forma
parte del Plan Transitorio y que está supeditada a la concreción del proyecto C. H.
Pucará.
Consulta u Observación N° 42: Se solicita incluir en el estudio, el año de entrada de los proyectos del plan
denominado robusto y del único proyecto del plan vinculante.
Respuesta N° 42: El estudio analizó posibles necesidades vinculantes para el año 2015. El estudio
también analizó los años 2013, 2016, 2020, y 2025.
Es importante destacar que el año exacto recomendado para la entrada en servicio de
estos nuevos proyectos depende de cómo evolucionan las incertidumbres, y
particularmente la demanda y la oferta. La sección 5.7.3 indica como se puede
monitorear esta evolución en tiempo real, de forma que sea posible, con la debida
antecedencia, determinar el año exacto que se requiere la entrada en operación de
los proyectos indicados.
Consulta u Observación N° 43: Se solicita explicar cómo se definieron las inversiones asociadas a la compensación
de reactivos capacitivos e inductivos en el SEIN, así mismo, las inversiones de
repotenciación de equipos en las subestaciones por niveles importantes de corriente
de cortocircuito o por confiabilidad (cambio de simple barra para doble).
Con relación a las recomendaciones de implementar SVC en Guadalupe y Piura se
recomienda que se presente la justificación técnico-económico del dimensionamiento
de dichos SVC; así como de su ubicación óptima (mostrar las simulaciones de
estabilidad de tensión curvas V-Q).
Respuesta N° 43: Los requerimientos de potencia reactiva surgen de los estudios eléctricos. La
metodología de planificación utilizada no incluye una evaluación de costo / beneficio
de las obras de compensación y/o de su ubicación óptima, pues estos resultados no
afectaría las recomendaciones que surgen en el Plan de Transmisión propuesto. Por
último la necesidad de reactivo depende fuertemente del crecimiento de la demanda
siendo por lo tanto obras que serán decididas como Planes Vinculantes en su debida
oportunidad en función de la materialización de los futuros.
Consulta u Observación N° 44: En las simulaciones de cortocircuito para el año 2020 presentadas en el estudio, se
observa valores de cortocircuito superiores a la máxima capacidad de cortocircuito de
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la subestación SE Chilca_REP 220kV (40 kA), llegando incluso a valores por encima
de los 53 kA; de manera similar para la barra Kallpa 220 kV. Al respecto, se sugiere
que se verifiquen los resultados obtenidos con la máxima capacidad de diseño de las
subestaciones y se recomienden las acciones necesarias para superar esta situación;
por ejemplo controlar el incremento del cortocircuito mediante reactores de núcleo de
aire, FACTS, superconductores, elementos pirotécnicos, etc. y adecuación de la
subestación.
Respuesta N° 44: Para las situaciones operativas típicas esperadas para el año 2020 se observa
efectivamente que hay valores de potencia de cortocircuito mayores a 40 kA en
algunas subestaciones del área Lima. En tales situaciones será oportunamente
necesario limitar los valores de corriente de cortocircuito a valores compatibles con el
diseño de las instalaciones. A tal efecto se podrán implementar un conjunto de
soluciones que permitan una operación segura tales como: repotenciación de
instalaciones existentes (tierra, interruptores, pórticos, barras), operar con barras
separadas, organizar la conexión de nuevos generadores, incluir elementos limitantes.
Consulta u Observación N° 45: El las simulaciones de flujo de carga para el año 2015, se observan sobrecargas en
las líneas de transmisión; por ejemplo en algunos casos se presentan:
a) Línea de 220 kV Chilca REP – San Juan (L-2093) con flujos superiores a 385
MW, siendo su máxima capacidad de 360 MVA. Incluso en algunos casos se
presenta un flujo de 433 MW.
b) Línea de 220 kV Santa Rosa – Chavarría (L-2003 o L-2204) con flujos
superiores a 227 MW, siendo su máxima capacidad de 152 MVA (aún
operando en forma radial).
c) Líneas de 220 kV Mantaro – Cotaruse (L-2051 y L-2052) con flujos total
superiores a 512 MW, siendo su máxima capacidad de 505 MVA.
De manera similar para las simulaciones de flujo de carga para el año 2020, se
observan sobrecargas en las líneas de transmisión; por ejemplo en algunos casos se
presentan:
d) Línea de 500 kV Zapallal – Chimbote y Chimbote – Trujillo con flujos
superiores a 600 MW que es su máxima capacidad de transmisión en
condiciones de operación normal e incluso en algunos casos con flujos de
carga superiores a su capacidad de emergencia que es de 700 MVA (se
observa un flujo por encima de los 1000 MW).
e) Líneas de 220 kV Zapallal – Ventanilla y Ventanilla – Chavarría con flujos
superiores a su máxima capacidad de transmisión (aún operando en forma
radial).
Al respecto, se solicita que se revisen y modifiquen los flujos de carga obtenidos para
todas las instalaciones del SEIN y se eviten las sobrecargas.
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Dirección de Planificación de Transmisión
Se recomienda considerar los límites de capacidad en estado normal y de emergencia
establecidos en cada contrato de concesión incluyendo los de las nuevas líneas de
500 kV. En ese sentido, se solicita la revisión y modificación de lo mencionado en el
numeral 3.7.7 que dice:
“…limitando la transferencia por las líneas de 500 kV a límites típicos para corredores
de 500 kV de gran extensión. El valor propuesto de límite es de 1,400 MVA por
circuito de 500 kV valor que coincide con el adoptado en el Plan Transitorio de
Transmisión para el circuito Chilca- Zapallal.”
Respuesta N° 45: Los circuitos comprendidos dentro del alcance del Plan de Transmisión, que muestran
sobrecargas en las simulaciones realizadas con Dig-Silent son circuitos que deben ser
repotenciados conforme propone el Plan de Transmisión. Estas repotenciaciones no
modifican los resultados de los estudios eléctricos realizados.
Consulta u Observación N° 46: Cabe resaltar que para los casos en que se recomienda repotenciación de líneas se
debe analizar cómo operar el SEIN durante el período en que se encuentre fuera de
servicio la línea a repotenciar, así como la viabilidad de efectuar la repotenciación a la
capacidad recomendada.
Respuesta N° 46: Ver Respuesta N° 34.
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Coordinación de Estudios Eléctricos
ESTUDIO DEL PRIMER PLAN DE TRANSMISIÓN DEL COES
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COMENTARIOS Y RECOMENDACIONES AL ESTUDIO DEL PRIMER PLAN DE TRANSMISIÓN DEL COES
1. Se solicita que en el informe se presente el detalle de cómo se obtiene el resultado de las ampliaciones recomendadas (¿se tiene un proceso de selección óptima entre varias alternativas?, cómo influyen en la definición de los proyectos los valores de los atributos?). La metodología y resultados no presentan de forma clara cuál es la secuencia en el tiempo de los proyectos y como éstos afectan el resultado al 2020.
2. Con relación a los Futuros de Demanda, se sugiere que en el informe se presente el detalle de la proyección de la Demanda realizada por el COES; así mismo, se solicita que se presente un mayor detalle de la forma como se definen los futuros de demanda, debido a que en el informe no se puede apreciar con claridad cuál es el criterio para incrementar las tasas de crecimiento. Consideramos que los futuros de demanda son de vital importancia para la definición del Plan Vinculante.
Un criterio para definir los futuros de demanda podría ser el considerar el atraso o adelanto de los grandes proyectos en función a la información disponible y las incertidumbres que se tenga. Dentro de las cuales también debería considerarse el desarrollo del gas en las zonas norte y sur.
3. Para el caso de los Futuros de Oferta (Importación y Exportación), se sugiere que también se incluya el año de ingreso de las centrales de generación, debido a que esto resulta importante para los análisis a realizar en un año en particular que podría coincidir con un año intermedio necesario de estudio, según lo mencionado en la Norma.
4. En el numeral 3.4.2 Procedimiento, para la definición de los nudos de generación y exportación, se menciona:
…“el consultor identificó nudos bastante diferentes de futuros de generación. Se cree que estos nudos abarquen lo que con el tiempo efectivamente se materializará.
El consultor desarrolló dos “familias” de nudos de oferta, basadas en las siguientes metas:
• Generación 60% térmica, 40% hidro, con reserva mínima 20% y,
• Generación 40% térmica, 60% hidro, con reserva mínima 30%.”…
Al respecto, se solicita que se presente el detalle de por qué se considera dicho criterio, que podría resultar subjetivo. Se sugiere que se aplique un criterio basado en el retraso o adelanto del año de ingreso de una o más centrales de generación, lo cual sería en función al manejo de incertidumbres.
5. Se parte de la premisa que el ingreso de las centrales del Oriente, se efectuarán siguiendo una secuencia de ingreso, primero la C.H. Inambarí, lo cual no podría resultar óptimo si no existiera exportación de energía a Brasil.
En este sentido, encontramos que se ha hecho bastante énfasis a las conexiones de las centrales del Oriente, según una secuencia definida de ingreso; sin embargo, hacemos notar que podría haber otras alternativas de implementación de las
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ESTUDIO DEL PRIMER PLAN DE TRANSMISIÓN DEL COES
Revisión : 1 PRIMER PLAN DE TRANSMISIÓN DEL COES Pág. 2 Fecha: Ago. 2010
centrales del Oriente y un sistema de transmisión óptimamente diferente para atender estas conexiones. Así mismo, que podría haber un desarrollo de generación para atender el mercado peruano diferente al planteado, como por ejemplo el desarrollo de centrales ligadas al gas natural en la zona sur del SEIN.
Los análisis se basan enteramente en la posibilidad de desarrollo de las centrales hidráulicas en el Oriente peruano descuidando otros futuros como el desarrollo de la generación del área Norte y Sur en base al gas de Camisea o plantas hidráulicas en dichas zonas. Así como, analizar el desarrollo minero en el área Norte y Sur.
6. Consideramos que el estudio debería presentar un análisis similar al efectuado a la interconexión del Perú con Brasil, a la interconexión con Ecuador, Bolivia y Chile.
7. En el numeral 3.7 Opciones de Transmisión, se menciona:
“el consultor identificó seis problemas importantes que pueden ocurrir para el año de horizonte, dependiendo del futuro.”;
Al respecto, consideramos que no se abarcan todos los problemas que podrían presentarse en el SEIN.
Se sugiere que los análisis se complementen con el análisis de la red de Lima que es el mayor centro de carga del SEIN, que no necesariamente son responsabilidad de las empresas distribuidoras. Igualmente en el área Este se prevé problemas de congestión en las zonas de Pomacocha-Pachachaca-Oroya Nueva-Carhuamayo, Pargsha-Huánuco y Aguaytía-Pucallpa y en el área Norte, el tramo Trujillo-Guadalupe-Trujillo, que deben ser analizados.
También, en el SEIN, se debe analizar los requerimientos de equipos de: a. Compensación reactiva, b. Ampliación de capacidad de los transformadores de potencia, c. Equipos para el control del incremento del nivel de cortocircuito de las
instalaciones existentes, d. Refuerzos en la transmisión en el período previo al ingreso de los proyectos
recomendados para el 2015 (Plan Vinculante). Lo cuales deben estar sustentados debidamente mediante análisis técnico-económicos.
8. En el numeral 3.7.1 Sistema de transmisión base; se sugiere que se presente un cuadro resumen con los proyectos considerados y su año de ingreso. En el informe no se aprecia que proyectos están siendo considerados.
Por ejemplo, bajo licitación pública internacional un concesionario ganó la construcción de la línea 500 kV Mantaro-Caravelí-Montalvo y la línea 220 kV Machupicchu-Cotaruse así como su operación durante 30 años; sin embargo, no se tiene la certeza de los avances del proyecto y no se aprecia en los diagramas los flujos de carga que estarían tomando estas líneas, por lo que solicitamos se confirme el año en que ha sido considerado este proyecto dada su implicancia en la definición del Plan Vinculante del Sur.
De igual manera en la zona norte, no se tiene certeza del avance del tramo de línea Cerro Corona-Carhuaquero, siendo que en este caso si se tienen flujos de carga en la línea. La consulta es, para cuándo se está considerando que esté concluido este proyecto, ya que tiene mucha importancia en la definición del Plan Vinculante del Norte.
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También, no queda claro en el Plan Vinculante del Sur cómo se evacúa la nueva generación de San Gabán y cómo queda la operación frente a contingencias y requerimientos de nuevas redes en el corredor entre Socabaya y Montalvo.
9. En el numeral 3.7.6 opciones y planes de transmisión, se menciona que;
“se identificaron las siguientes cuatro opciones generales para resolver los problemas:
• Repotenciar menor (30%),
• Repotenciar mayor (60%),
• Redirigir flujos con transformadores cambiadores de fases (“phase-shifting transformers,” PST), u otros aparatos FACTS.
• Circuitos nuevos.”
Al respecto, consideramos que cada caso debe ser analizado en función a su factibilidad física y comparación de su beneficio costo.
10. En los proyectos de nuevas líneas de transmisión en 500 kV, se recomienda evaluar la necesidad de incluir subestaciones intermedias y requerimientos de compensación serie y shunt requerida.
Así mismo, evaluar las implicancias que tendría en caso se considere implementar estos circuitos en forma paralela a los ductos de gas. Se sugiere que se evalúen alternativas independientes de la servidumbre de los ductos de gas, que podrían resultar más convenientes para la seguridad energética; recordemos que nuestro país vivió en el pasado de atentados a las instalaciones.
11. Para la definición del Plan Vinculante, se debe tomar en cuenta los análisis de contingencia de la generación y transmisión del SEIN para el estado estacionario y dinámico.
12. Considerando que la implementación de las obras recomendadas en el Plan Vinculante pueden tomar más de dos años, se recomienda que para el corto plazo el Plan considere una alternativa de expansión de la transmisión.
13. En el numeral 3.7.7, también se menciona:
“2. Incluir en el sistema relés de corte de carga de forma tal de que ante la salida de un circuito se corte carga en forma controlada hasta restablecer el equilibrio post-falla a valores razonables hasta que se realice el redespacho de generación. Con este criterio se podría maximizar el uso de la capacidad de transporte entre zonas, minimizando el costo operativo del sistema.
3. No tomar acciones correctivas dejando que llegado el caso sean las sobrecargas y/o niveles bajos de tensión las que desconecten circuitos y/o demandas, y el sistema vuelva al equilibrio, permitiendo inclusive la desvinculación de zonas y la actuación de relés de sub-frecuencia que retiren carga.”
Al respecto, se solicita presentar las experiencias de la aplicación de estos esquemas en el planeamiento de la transmisión y su efectividad en su aplicación física, toda vez que se está poniendo en riesgo la continuidad del servicio.
14. Consideramos que los proyectos que defina este primer plan de transmisión para el año 2015 en adelante son referenciales y dada la cantidad de incertidumbres asociadas no definen un plan bien fundamentado. Consideramos que lo importante
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de este Plan está en la definición de proyectos de corto y mediano plazo, que determinan las inversiones que efectivamente se van a desarrollar para solucionar los problemas operativos reales de la red, y verificar que siguen siendo válidos en el largo plazo para diferentes escenarios. Aunque metodológicamente esto se indica en la Norma, encontramos que este Plan no refleja ese tipo de verificaciones.
15. En el estudio se plantea un futuro de exportación del 50% de la capacidad de las centrales del oriente; sin embargo, el acuerdo bilateral de desarrollo energético entre Perú y Brasil no establece valores de importación ni exportación y sí define que prioritariamente se abastecerá la demanda interna del Perú. En este sentido, se recomienda que se evalúen la red necesaria para atender los diferentes escenarios posibles para la atención de la demanda del SEIN, según lo referido en dicho acuerdo.
16. Se recomienda que también se presenten los cálculos de los atributos por lo menos para los años 2013 y 2016 de los planes: liviano, medio y fuerte con la finalidad de verificar que con los proyectos recomendados al 2020 se resuelven los problemas de congestión para todo el horizonte del estudio.
También, se solicita explicar la aplicación del criterio N-1 de la norma en el caso de los refuerzos en redes enmalladas.
17. Se recomienda analizar la posibilidad de la conexión directa de las centrales hidráulicas del Oriente hacia el sistema Sur mediante línea(s) de 500 ó 200 kV, debido a que en la propuesta de expansión se observa que la generación de estas centrales es llevada hacia la zona Centro mediante líneas de 500 kV y luego esta energía es retornada hacia el Sur mediante una línea adicional paralela a la existente en 500 kV.
18. Se recomienda que la sugerencia de la Consultora de atender Lima en forma radial sea debidamente sustentada de forma técnica y económica. Consideramos que las recomendaciones que se derivan de los análisis del anexo E, deben ser efectuadas luego de efectuar un análisis más completo del sistema.
Por otra parte, consideramos que el estudio debe contemplar el análisis del desarrollo de la red de Lima; no estamos de acuerdo con transferir la responsabilidad del planeamiento de esta parte tan importante de la red a los agentes en esta zona y siendo que se debe buscar soluciones integrales y que el área operativa de Lima representa el 60% de la demanda del Perú.
Se sugiere que los análisis se complementen con análisis de contingencias; en la zona de Lima en particular la contingencia de la LT 500 kV Chilca – Carabayllo y la LT 220 kV Chilca-La Planicie-Carabayllo. También, se sugiere que se realicen análisis de contingencias N-1 de los transformadores 500/220 kV en las subestaciones de Montalvo, Chilca, Carabayllo, Trujillo y Chiclayo.
19. Se solicita que en el informe se presenten el cálculo de los atributos de las obras recomendadas para el área de Lima.
La propuesta de operar en barras separadas Chavarría y Balnearios; así como, el operar abiertas las LT 220 kV Chavarría – Santa Rosa y San Juan – Industriales – Santa Rosa (que no está planeada) disminuyen la confiabilidad de las subestaciones frente a una falla; por lo que, se recomienda analizar otras alternativas que no degraden la confiabilidad del SEIN.
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También, se recomienda que las propuestas de expansión tomen en cuenta los planes de inversiones de Luz del Sur, Edelnor y el Plan de Inversiones en Transmisión publicadas por el Osinerming para el 2009-2013.
20. En las propuestas de expansión de la transmisión del área de Lima, en el informe se consideran nuevas líneas de 220 kV Industriales – Balnearios, Zapallal – Chavarría, Santa Rosa – Industriales – San Juan. Al respecto, se solicita que se estudie la viabilidad de la ejecución de dichos proyectos tomando en cuenta las dificultades actuales de faja de servidumbre y de áreas requeridas para su conexión a las subestaciones existentes y para una nueva subestación.
21. El estudio recomienda una tercera terna de 220 kV Zapallal – Huacho – Paramonga Nueva. Al respecto, se recomienda verificar si con este refuerzo se cubren contingencias de la LT 500 kV Carabayllo – Chimbote; así mismo, se recomienda analizar alternativamente que el refuerzo sea en 500 kV.
22. Se observa que las líneas de 220 kV Conococha – Huallanca – Cajamarca tienen bajo flujo de carga en comparación con las líneas de 220 kV de la costa; de nuestros análisis encontramos que ante contingencias de las líneas de la costa igualmente permanecen con baja carga. Al respecto, se recomienda analizar la posibilidad de implementar alguna acción para cargarlas más, como por ejemplo la implementación de una compensación serie.
23. Se recomienda que se evalúe técnica y económicamente la factibilidad de una red colectora en 750 kV u otro nivel de tensión para la transferencia de energía desde las centrales hidráulicas del Oriente peruano al SEIN, e inclusive en un escenario de Brasil exportador de energía al Perú considerando el Plan de Expansión de Brasil. También, se recomienda que se presente la justificación de la necesidad de la estación back to back en la interconexión con Brasil y la barra en que se instalaría dicho equipo.
24. En el informe se menciona:
“Para cada uno de los casos se determinan corrientes de cortocircuito para condiciones de demanda máxima en Avenida y Estiaje. Para mayor claridad los resultados se presentan en cuatro figuras: red 500 kV; Zona Norte, Zona Centro; Zona Sur. Los valores de corriente de cortocircuito permitirán oportunamente verificar si resulta necesario realizar modificaciones en las estaciones transformadoras para adaptarlas a las nuevas condiciones operativas resultantes del efectivo desarrollo a futuro del SEIN”.
Al respecto, se recomienda complementar este análisis con la verificación de la capacidad de cortocircuito de las subestaciones previo a concluir si es necesario realizar modificaciones.
25. En los análisis de contingencias (N-1) se recomienda que se presente los flujos de carga de las líneas de la zona de influencia de la contingencia, con la finalidad de verificar que éstas operen dentro de sus capacidades nominales.
26. Para la expansión del sistema de transmisión del área Norte se debe considerar el ingreso reciente de la S.E La Niña y la carga de Miskimayo.
27. Se recomienda que en el informe se mencione como se considera la generación de energías renovables (eólicas, solar, cogeneración, pequeñas hidráulicas) en el Plan de Expansión de la Transmisión.
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Revisión : 1 PRIMER PLAN DE TRANSMISIÓN DEL COES Pág. 6 Fecha: Ago. 2010
28. En el estudio se presenta que en el 2020 las líneas de 220 kV Chilca – La Planicie – Carabayllo ya están convertidas y operando en 500 kV como una línea de simple circuito; así mismo la línea de 500 kV Chilca - Carabayllo tiene una entrada y salida en la subestación La Planicie 500 kV. Al respecto, se solicita que se precise si esto es una recomendación, debido a que el proyecto original no ingresa a la S.E La Planicie.
También, se recomienda que en el estudio se precise la necesidad y año en la que se requiere que la LT de 220 kV Chilca – La Planicie – Carabayllo se convierta a 500 kV, según lo previsto por el MEM.
29. Se observa que la propuesta de 2da LT 500 kV Chilca-Independencia-Marcona-Socabaya-Montalvo ingresa a Independencia y Marcona. Al respecto, se solicita que se presente la justificación de la necesidad de ambas subestaciones intermedias.
La línea de 500 kV Chilca–Marcona-Ocoña-Montalvo de Abengoa tiene una entrada y salida en la subestación Independencia 500 kV. Al respecto, se solicita que se precise si esto es una recomendación, debido a que el proyecto original no ingresa a la S.E Independencia.
No queda claro, si en las simulaciones se ha considerado compensaciones serie en las líneas recomendadas; se hace notar, que la línea de Abengoa según la respectiva convocatoria debería estar compensada al menos con el 50% de la reactancia total.
30. Se sugiere que también se realice el análisis de la conexión radial de la carga de Machala (Ecuador) al sistema peruano, como una sensibilidad.
31. La determinación de los nodos es muy importante, puesto que del conjunto escogido se expande los futuros de demanda para el estudio.
En este sentido, se solicita:
a. Especificar el criterio de selección del número de nodos y que indicador de calidad fue elaborado o utilizado en la determinación de cada nodo.
b. Informar el sustento de los valores límites utilizados en el proceso de relajación de los nodos extremos (futuros de demanda) de manera que no se introduzca inexactitudes en los resultados.
c. Presentar el detalle de cómo se determina los nodos utilizados en la interpolación o expansión de datos y precisar cómo se realiza la expansión de los mismos.
32. En la Figura 3.16 se especifica la región importante y la región de interpolación. Se solicita explicar la diferencia (características) de los futuros que se encuentran en estas regiones.
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33. Se solicita justificar porque no se consideró el proyecto la línea de interconexión
Tocache-Bellavista 138kV, el cual se encuentra en construcción.
34. Consideramos se debe tener en cuenta que los trabajos de repotenciación deben ejecutarse con anticipación para evitar corte del servicio de energía a grandes áreas por periodos largos. Así por ejemplo, la repotenciación de la línea en 500 kV al Norte podrá implicar problemas para la atención de la demanda en el Norte, ya que entra en operación con una carga importante y su salida para los trabajos de repotenciación podría ser inviable.
35. En el Informe se recomienda que las subestaciones colectoras se construyan con aislamiento para el paso a 600 kV DC. Al respecto, se solicita presentar alguna experiencia de este tipo instalaciones en la altura y comentar acerca del impacto en la estabilidad del sistema eléctrico.
36. En el Informe Final se presenta un plan robusto (Plan Medio) a pesar que se uso el método MINIMAX; de acuerdo a las definiciones, un plan robusto domina todos los futuros. Al respecto se solicita la aclaración de esta interpretación.
37. El Plan de Expansión considera como determinada la línea Trujillo-Chiclayo 500 kV, dado que se incluyó en el Plan Transitorio; al respecto, consideramos que el estudio del Plan de Expansión de la Transmisión del COES debería analizar la alternativa de implementar más bien la línea Trujillo-Piura en 500 kV.
Considerando que se justifica la implementación de línea en 500 kV Trujillo-Chiclayo, se solicita analizar la operación del SEIN para casos de contingencias, en especial la contingencia de la misma línea en 500 kV; así mismo, se debe tener en cuenta que está línea estaría disponible, en el mejor de los casos, para el estiaje del 2013.
De nuestros análisis encontramos que se tendría mucho riesgo de atención de la demanda del área norte en el 2012; por lo que se recomienda la repotenciación de las líneas Trujillo-Guadalupe-Chiclayo Oeste de 220 kV de 152 a 180 MVA y la instalación de la segunda terna paralela en 220 kV, cuyas torres ya están preparadas. Cabe agregar que estas obras también permitirán atender contingencias de la línea en 500 kV. Esta situación se agravaría si se produjera retraso en la puesta en servicio de la línea 220 kV Cerro Corona-Carhuaquero, que según tenemos conocimiento presenta problemas para su construcción.
38. En el plan robusto al 2020 se recomienda la repotenciación de la línea Zapallal-Paramonga 220 kV; sin embargo, precisamos que esta línea fue repotenciada de 152 MVA a 180 MVA en el 2008; por lo que se recomienda precisar cuál es la nueva potencia recomendada, para qué año se requiere esta repotenciación y qué
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alternativas técnica-económicas ha evaluado el consultor, así mismo, se presente los análisis eléctricos realizados, incluyendo los análisis de confiabilidad del SEIN.
De la misma manera, se recomienda revisar y determinar la potencia objetivo que se requiere para las siguientes líneas: • Carhuaquero-Cajamarca • Pachachaca-Oroya-Carhuamayo • Trujillo-Santa Rita • Tingo María-Paragsha-Conococha-Paramonga • Ica-Marcona • Onocora-Tintaya
39. Se solicita al Consultor explicar cómo definió los valores para la repotenciación de las líneas y las fechas de operación de las mismas.
Consideramos se debe tener en cuenta que los trabajos de repotenciación deben ejecutarse con anticipación para evitar corte del servicio de energía a grandes áreas por periodos largos. Así por ejemplo, la repotenciación de la línea en 500 kV al Norte podrá implicar problemas para la atención de la demanda en el Norte, ya que entra en operación con una carga importante y su salida para los trabajos de repotenciación podría ser inviable.
Así mismo, evaluar la necesidad de repotenciar otras líneas del SEIN, como las líneas de Lima, las de 138 kV en las zonas este y sur del SEIN, etc.
40. Sugerimos especificar para qué año se requieren los proyectos recomendados por congestión y por confiabilidad que se muestran a continuación; así mismo, se presente mayores detalles sobre los seccionamientos recomendados en la LT 220kV Pomacocha - Carhuamayo. También, se solicita que se presenten: las alternativas técnica-económicas que ha evaluado el consultor, y los análisis eléctricos realizados, incluyendo los análisis de confiabilidad del SEIN.
► Por Congestión Línea nueva Pachachaca – Oroya Línea nueva Conococha – Paramonga Seccionar Pomacocha – Carhuamayo en Oroya Seccionar Pomacocha – Carhuamayo en Pachachaca
► Por confiabilidad (N-1) Línea nueva Chiclayo – Piura 220 (#3) Línea nueva Moquegua – Los Heroes 220 Línea nueva Independencia – Socabaya 500 (#2) Línea nueva Montalvo – Socabaya 500 kV
41. Se sugiere que en el estudio se precise la potencia recomendada para las líneas de transmisión del 2016, debido a que en el estudio se propone repotenciaciones en líneas que todavía no se construyen; por ejemplo la línea 220 kV Tintaya - Onocora que permitirá la conexión de la CH Pucará. Se recomienda que el estudio recomiende la capacidad con la que debe ser diseñadas las nuevas líneas de transmisión evitando su repotenciación, trabajos que podrían afectar la operación del SEIN.
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42. Se solicita incluir en el estudio, el año de entrada de los proyectos del plan denominado robusto y del único proyecto del plan vinculante.
43. Se solicita explicar cómo se definieron las inversiones asociadas a la compensación de reactivos capacitivos e inductivos en el SEIN, así mismo, las inversiones de repotenciación de equipos en las subestaciones por niveles importantes de corriente de cortocircuito o por confiabilidad (cambio de simple barra para doble).
Con relación a las recomendaciones de implementar SVC en Guadalupe y Piura se recomienda que se presente la justificación técnico-económico del dimensionamiento de dichos SVC; así como de su ubicación óptima (mostrar las simulaciones de estabilidad de tensión curvas V-Q).
44. En las simulaciones de cortocircuito para el año 2020 presentadas en el estudio, se observa valores de cortocircuito superiores a la máxima capacidad de cortocircuito de la subestación SE Chilca_REP 220kV (40 kA), llegando incluso a valores por encima de los 53 kA; de manera similar para la barra Kallpa 220 kV. Al respecto, se sugiere que se verifiquen los resultados obtenidos con la máxima capacidad de diseño de las subestaciones y se recomienden las acciones necesarias para superar esta situación; por ejemplo controlar el incremento del cortocircuito mediante reactores de núcleo de aire, FACTS, superconductores, elementos pirotécnicos, etc. y adecuación de la subestación.
45. El las simulaciones de flujo de carga para el año 2015, se observan sobrecargas en las líneas de transmisión; por ejemplo en algunos casos se presentan:
a. Línea de 220 kV Chilca REP – San Juan (L-2093) con flujos superiores a 385 MW, siendo su máxima capacidad de 360 MVA. Incluso en algunos casos se presenta un flujo de 433 MW.
b. Línea de 220 kV Santa Rosa – Chavarría (L-2003 o L-2204) con flujos superiores a 227 MW, siendo su máxima capacidad de 152 MVA (aún operando en forma radial).
c. Líneas de 220 kV Mantaro – Cotaruse (L-2051 y L-2052) con flujos total superiores a 512 MW, siendo su máxima capacidad de 505 MVA.
De manera similar para las simulaciones de flujo de carga para el año 2020, se observan sobrecargas en las líneas de transmisión; por ejemplo en algunos casos se presentan:
d. Línea de 500 kV Zapallal – Chimbote y Chimbote – Trujillo con flujos superiores a 600 MW que es su máxima capacidad de transmisión en condiciones de operación normal e incluso en algunos casos con flujos de carga superiores a su capacidad de emergencia que es de 700 MVA (se observa un flujo por encima de los 1000 MW).
e. Líneas de 220 kV Zapallal – Ventanilla y Ventanilla – Chavarría con flujos superiores a su máxima capacidad de transmisión (aún operando en forma radial).
Al respecto, se solicita que se revisen y modifiquen los flujos de carga obtenidos para todas las instalaciones del SEIN y se eviten las sobrecargas.
Se recomienda considerar los límites de capacidad en estado normal y de emergencia establecidos en cada contrato de concesión incluyendo los de las
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nuevas líneas de 500 kV. En ese sentido, se solicita la revisión y modificación de lo mencionado en el numeral 3.7.7 que dice:
“…limitando la transferencia por las líneas de 500 kV a límites típicos para corredores de 500 kV de gran extensión. El valor propuesto de límite es de 1,400 MVA por circuito de 500 kV valor que coincide con el adoptado en el Plan Transitorio de Transmisión para el circuito Chilca- Zapallal.”
46. Cabe resaltar que para los casos en que se recomienda repotenciación de líneas se debe analizar cómo operar el SEIN durante el período en que se encuentre fuera de servicio la línea a repotenciar, así como la viabilidad de efectuar la repotenciación a la capacidad recomendada.
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Título: Respuestas a los Comentarios y Observaciones Estudio del Primer Plan de Transmisión
a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión Fecha : 16 de Setiembre de 2010
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Respuestas a las Observaciones y Comentarios a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión
Referencia: Carta Xstrata XSLT-654/10, recibida el 31/08/2010 Consulta u Observación N° 1: Le dirigimos la presente para expresar nuestra satisfacción por la publicación del
Primer Plan de Transmisión Eléctrica que muestra la situación del sistema
interconectado de electricidad de Perú y cuyo objetivo son los planes, así como las
opciones, para mejorar aspectos fundamentales de manera sostenida del suministro
eléctrico como son la capacidad de transmisión, calidad de la energía y confiabilidad.
En particular, para los grandes consumidores de energía, este objetivo debe analizar
muy profundamente las particularidades del sistema Peruano, pues los grandes
centros de consumo de electricidad no están cerca de los centros de generación, por
tanto, la presencia de líneas de transmisión, a veces muy radiales, muestran severas
deficiencias cuyos efectos se observan en la calidad de energía suministrada a las
instalaciones de la gran minería. Esta exigencia es muy notoria cuando está asociada
a las pérdidas de producción.
Respuesta N° 1: Es importante resaltar que estas particularidades del SEIN, de tener una estructura
radial con la generación muy lejos de los grandes centros de consumo, están
representadas en el Modelo del SEIN, que considera toda la topología del Sistema
Troncal de Transmisión (STT), sin simplificaciones, así como la ubicación de las
centrales de generación.
En ese sentido, al considerar todas las demandas, vegetativas y las que corresponden
a los grandes proyectos mineros se obtienen los proyectos de transmisión requeridos
para obtener:
(1) En cada subestación del STT la fortaleza natural definida por la ubicación de
las centrales de generación en el SEIN,
(2) La calidad de la tensión y la confiabilidad expresada por las redundancias que
resultan de la aplicación de criterios técnico-económicos.
Se debe indicar que las pérdidas de producción en plantas mineras de gran tamaño
están asociadas a:
(1) Las fallas en el sistema, las cuales no pueden ser eliminadas completamente,
ya que dependen de los niveles isoceraunicos en las fajas de servidumbres de las
líneas de transmisión y de las inversiones a ser realizadas en ellas para mitigar sus
efectos.
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Título: Respuestas a los Comentarios y Observaciones Estudio del Primer Plan de Transmisión
a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión Fecha : 16 de Setiembre de 2010
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(2) A equipamientos mineros que utilizan Ciclo Convertidores (por ejemplo, los
molinos SAG), con una tecnología no apropiada para sistemas con líneas largas, tal
que, inclusive ante recierres exitosos en fallas monofásicas son desconectados del
sistema por sus protecciones propias.
Consulta u Observación N° 2: Por otro lado en Perú, todos los futuros proyectos de la gran minería, el diseño y
construcción de plantas e instalaciones mineras, considera maquinaria y equipos de
última tecnología para conseguir un sistema de producción seguro, competitivo y
eficiente.
Considerando que el COES ha formulado el Primer Plan de Transmisión, deseamos
comunicarle que hemos observado que el tema de calidad de energía no ha tenido
una valoración apropiada para las exigencias de los modernos equipos mineros. Para
caso de nuestros Proyectos Antapaccay (90 MW) y las Bambas (150 MW). Es
indispensable que el Primer Plan de Transmisión analice e incluya estas
particularidades para asegurar capacidad de transmisión, calidad y confiabilidad del
suministro eléctrico, e incluya modernas instalaciones de protección como pararrayos
con características apropiadas y en cantidad suficiente para las líneas de transmisión,
caso muy especial de Perú, que funcionan en gran altitud sobre el nivel del mar.
Respuesta N° 2: Es auspicioso saber que todos los futuros proyectos de la gran minería, se van a
construir utilizando equipamiento de última tecnología, para conseguir un sistema de
producción seguro, competitivo y confiable.
Al respecto, se debe remarcar que la mayoría de Molinos SAG conectados al SEIN
mediante Ciclo Convertidores, han mostrado que su tecnología no es apropiada para
sistemas con líneas largas, ya que el proceso de conducción de los tiristores se ve
afectado por las caídas de tensión provocadas, inclusive por las fallas monofásicas
(fallas de gran frecuencia en el SEIN) y son desconectados del sistema por sus
protecciones propias. Sin embargo, es importante añadir que los Molinos SAG con
Ciclo Convertidores de última tecnología que van a ser utilizados en todos los nuevos
proyectos mineros, no se desconectan ante los eventos indicados, ya que han
superado la sensibilidad a los cambios bruscos de tensión que tienen los de
tecnología antigua. Con ello se evitarán futuras desconexiones de estos equipos, que
implican pérdidas de producción.
Consulta u Observación N° 3: Adicionalmente, observamos que el Primer Plan de Transmisión no ha considerado
profundamente la topología de la red de transmisión con la finalidad de mejorar los
niveles de la potencia de corto circuito para usuarios que consumen gran potencia y
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a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión Fecha : 16 de Setiembre de 2010
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equipados con maquinaria con ciclo conversores, muy sensibles a la calidad de
energía. Respuesta N° 3: Como se ha explicado en la respuesta N°1, en el est udio del Primer Plan de
Transmisión, se ha Modelado el SEIN considerando toda la topología del Sistema
Troncal de Transmisión, sin simplificaciones, así como la ubicación de todas las
centrales de generación existentes y las consideradas en los futuros de generación.
Por otro lado, es importante resaltar que los niveles de cortocircuito de un sistema de
potencia están definidos por el número de centrales de generación y su ubicación en
el sistema. En ese sentido a mayor número de centrales, serán mayores los niveles de
cortocircuito y por ende el sistema de potencia tendrá mayor fortaleza.
Por lo mencionado, si en el estudio para el Plan de Transmisión se ha considerado
toda la topología del SEIN y se han obtenido los niveles de cortocircuito definidos por
las centrales de generación en operación en el horizonte de análisis. Estos niveles
resultan solamente mejorados por la incorporación de los proyectos de transmisión
que obedecen a criterios técnico-económicos definidos en la Norma. Por lo tanto, para
que el SEIN tenga mayor fortaleza y por ende mayores niveles de cortocircuito, es
necesario se propicie la construcción de nuevas centrales de generación, ya que la
red de transmisión se encarga de dotar de capacidad de transmisión, calidad y
confiabilidad.
Se debe enfatizar que los Ciclo Convertidores de última tecnología, han superado la
sensibilidad a los cambios bruscos de tensión que tienen los de tecnología antigua.
Finalmente se debe mencionar que luego de implementarse todos los proyectos del
Plan Transitorio de Transmisión, se van a superar las congestiones actuales y se
mejorar sustancialmente la fortaleza del SEIN.
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Título: Respuestas a los Comentarios y Observaciones Estudio del Primer Plan de Transmisión
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Referencia: Carta SOUTHERN COOPER, recibida el 06/09/2010. Consulta u Observación N° 1: Compartimos con Ustedes, que el determinar los requerimientos del plan de
transmisión que el SEIN requiere a futuro para atender la demanda del suministro de
la energía es bastante dificultoso. Sin embargo consideramos que es una
responsabilidad del COES que con cualquiera de las metodologías o de los modelos
que emplee se determine los requerimientos de las Líneas de transmisión y
subestaciones para las demandas de los próximos 4 a 5 anos. Por lo tanto, para los
proyectos indicados en el estudio hasta el 2016, se debe recomendar que se consigne
la fecha de inicio de su proceso e implementación y evitar incertidumbres posteriores
en la puesta en servicio del proyecto como viene ocurriendo con la línea Mantaro
Caravelí Montalvo de 500kV que no tiene fecha de inicio de operación hasta el
momento.
Respuesta N° 1: La definición de fechas de ingreso de las nuevas instalaciones de transmisión en
especial todas las referidas al Plan Transitorio de Transmisión y aquellas definidas en
los contratos de concesión de las empresas de transmisión , han sido tomadas hasta
la fecha de cierre del estudio (31.12.2009), de información oficial recibida para el
estudio.
La metodología del estudio ha permitido determinar las instalaciones del Plan
Vinculante que deben estar disponibles al año 2015 y los planes robustos para los
años 2015 y 2020, con cargo a que las actualizaciones del Plan de Transmisión
seguirán monitoreando las fechas de ingreso de las nuevas instalaciones.
Consulta u Observación N° 2: Si bien es cierto que el estudio del primer plan de transmisión presenta un horizonte
de 10 anos, consideramos que el estudio debe recomendar un nivel de revisión
periódica anual, siempre que el caso lo amerite, para incluir los impactos de las
nuevas cargas, altas y bajas de generación, inversiones de los clientes libres o de
casos especiales que serían implementadas en el corto plazo.
Respuesta N° 2: El desarrollo de las actualizaciones respectivas del Plan de Transmisión esta normado
por los Artículos 16 y 17 del Reglamento de Transmisión.
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Cabe precisar que en la fecha, ya se han iniciado las actividades de la elaboración del
Informe de Diagnóstico , que es parte de la actualización del Plan de Transmisión para
el período 2013 -2022.
Consulta u Observación N° 3: En la parte técnica se recomienda que en este plan de transmisión indique la
capacidad de potencia de cortocircuito mínima de diseño que deben adoptar las
nuevas subestaciones de 220 kV, y 138 kV que los clientes libres deben diseñar en su
punto de conexión.
Respuesta N° 3: En la Tabla 5.30 (página 177) se muestran los valores máximos calculados de las
corrientes de cortocircuito en kA para un conjunto de barras de 220 kV y 500 kV del
SEIN para los escenarios del estudio en el año 2020. En la versión final del informe,
serán añadidos los valores obtenidos para las barras de 138 kV y se incluirá una
columna con los valores de diseño recomendados en el estudio.
Consulta u Observación N° 4: Estimamos que el desarrollo de este plan cuenta con un financiamiento respaldado en
la venta de la energía. En el estudio se debe indicar el impacto en la facturación del
peaje por KW de potencia a los Clientes Libres por cada uno de los proyectos. Esta
información nos permitirá analizar el impacto de este costo en los proyectos de
inversión internos que tenemos en SOUTHERN PERU.
Respuesta N° 4: De acuerdo con el Reglamento de Transmisión en su Título V – Artículo 22
“Compensación Tarifaria del Sistema Garantizado (SGT)”, es el OSINERGMIN la
entidad que establecerá la base tarifaria inicial antes del inicio de operación comercial
de las instalaciones del SGT.
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Título: Respuestas a los Comentarios y Observaciones Estudio del Primer Plan de Transmisión
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Respuestas a las Observaciones y Comentarios a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión
Referencia: Carta Compañía Energética del Centro CEC – 173 – VIII, recibida el 06/09/2010.
Consulta u Observación N° 1: Después de efectuar una lectura al Estudio del Primer Plan de Transmisión, hemos
podido comprobar que en dicho estudio no han considerado ningún reforzamiento de
transmisión para la zona Centro del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN),
lo cual se contradice con las comunicaciones recibidas del Ministerio de Energía y
Minas (MINEM), en el sentido de que para poder evacuar la producción de la CH Belo
Horizonte y de atender el suministro de energía para el SEIN de manera confiable
sería necesario el reforzamiento del sistema de transmisión mediante el enlace en 220
kV Tingo María - Paragsha, la misma que adjuntamos las comunicaciones remitidas
por el MINEM al respecto.
En tal sentido, mucho agradeceremos efectuar las coordinaciones con el MINEM, con
la finalidad de que puedan informarse acerca de este reforzamiento que había
obtenido dicho Ministerio dentro de los estudios efectuados en relación a este tema.
Por tal motivo, mediante esta comunicación, solicitamos a Ud. considerar dentro del
Plan de Transmisión el reforzamiento de la LT 220 kV Tingo María - Paragsha, a fin de
garantizar la evacuación de la energía de la CH Belo Horizonte, al igual que han
tenido a bien considerar para otros casos, como las Líneas Colectoras para proyectos
de centrales hidroeléctricas que desarrollará Electrobras y otros casos similares.
De acuerdo a los planes de inversión de nuestra empresa, debemos de manifestarle
que la CH Belo Horizonte tiene programado su puesta en operación comercial para el
2015, motivo por el cual se requiere que dicho reforzamiento este implementada en
dicho año, fecha en la cual les fue informada mediante nuestra comunicación CEC-
157-VI, del 14 de junio del 2010.
Respuesta N° 1: Aclaramos que en el Plan de Transmisión sí se han considerado repotenciamientos en
la zona Centro del SEIN. En ese sentido, sugerimos revisar la tabla 5.22,
correspondiente al Plan Robusto al año 2020, y la tabla 6.5, correspondiente al Plan
Robusto al año 2016.
Respecto a las comunicaciones entre la Compañía Energética del Centro y el
Ministerio de Energía y Minas, adjuntas a su carta de la referencia, indicamos que
éstas no han sido de conocimiento del COES.
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Título: Respuestas a los Comentarios y Observaciones Estudio del Primer Plan de Transmisión
a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión Fecha : 16 de Setiembre de 2010
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También es pertinente indicar que a la fecha su proyecto no cuenta con Concesión
Definitiva, por lo que la fecha de puesta en operación, indicada para el año 2012,
según consta en la ficha de su proyecto, que nos hicieran llegar con carta CEC-092-IX
del 07.09.2009, no es consistente con los plazos viables de desarrollo de una central
hidroeléctrica.
En cuanto al esquema de conexión de las centrales hidroeléctricas de la zona Oriente,
al que entendemos hacen referencia, les manifestamos que las líneas que lo
componen no forman parte del plan de transmisión, pero sí son parte importante para
viabilizar la interconexión Perú –Brasil, que está contemplada en el acuerdo binacional
Perú-Brasil. Hay que recordar que el alcance del Plan de Transmisión contempla las
interconexiones internacionales (Artículo 14°, nume ral 14.2 del Reglamento de
Transmisión, D.S. N° 027-2007-EM).
El estudio del Primer Plan de Transmisión tuvo como fecha de cierre de información
básica el 31 de diciembre de 2009. En tal sentido, la información de su proyecto,
contenida en su comunicación CEC-157-VI, del 14 de junio del 2010, responde a la
solicitud que les hicimos para la elaboración del Informe de Diagnóstico y la
actualización del Plan de Transmisión para el periodo 2013-2022, y en ese contexto
se va a tomar en cuenta la información entregada.
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DOCUMENTO ORIGINAL RECIBIDO
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Título: Respuestas a los Comentarios y Observaciones Estudio del Primer Plan de Transmisión
a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión Fecha : 16 de Setiembre de 2010
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Dirección de Planificación de Transmisión
Respuestas a las Observaciones y Comentarios a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión
Referencia: Coreo electrónico de Abengoa Perú, Roberto Guerra, recibido el
09/09/2010 Informe de diagnóstico 2011 – 2020 Consulta u Observación N° 1: Página 6 de 72, Análisis de sensibilidad
De los proyectos no concesionados, Chilca-Marcona en 500 kV y Zapallal-Trujillo en
500 kV resultan importantes. Chilca-Marcona 500 kV constituiría la vía principal de
abastecimiento a Marcona. En caso contrario será necesario un segundo circuito Ica-
Marcona en 220 kV mas equipamiento de compensación reactiva variable (SVC). Un
proyecto de generación a gas natural en Marcona del orden de 260 MW, haría que
uno u otro proyecto pierda importancia y se requiera solo un circuito adicional de 220
kV para mantener la confiabilidad de suministro.
Pregunta/ Comentario: En este análisis debe indicarse que la medida de mitigación cubre un determinado
horizonte.
Un proyecto de transmisión de gas debe analizarse como reemplazo de la generación
de energía para proceso térmico y no para generación de energía eléctrica, pues lo
hace ineficiente, 30% solamente. Versus 100% para uso en forma térmica o de
proceso.
Debe hacerse una competencia aditiva no una competencia sustractiva. Ese es el rol
de los planificadores.
Respuesta N° 1: Con fecha 30 de junio 2009 se publicó el Informe de Diagnóstico de las Condiciones
Operativas del SEIN 2011-2020, y según lo establecido en el Reglamento de
Transmisión y en su Modificatoria aprobada con Decreto Supremo N° 010-2009-EM,
la fecha límite de recepción de observaciones a dicho Informe era el 30 de octubre de
2009. En ese sentido, el comentario ya no es aplicable.
Consulta u Observación N° 2: Página 6 de 72, Análisis de sensibilidad
El retraso del proyecto Zapallal-Trujillo de 500 kV por 6 meses provocaría mayor
generación térmica en la zona Norte para limitar el flujo en la línea Zapallal-
Paramonga-Chimbote-Trujillo a su capacidad máxima. En el mediano y largo plazo,
esta línea será la principal vía de conexión entre el Centro y el Norte.
Pregunta/ Comentario:
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Título: Respuestas a los Comentarios y Observaciones Estudio del Primer Plan de Transmisión
a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión Fecha : 16 de Setiembre de 2010
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Dirección de Planificación de Transmisión
En este análisis debe indicarse si los efectos demora incluye la existencia de la línea
Carhuamayo – Cajamarca en servicio o no.
Respuesta N° 2: Ver la Respuesta N° 1.
Consulta u Observación N° 3: Página 6 de 72, Análisis de sensibilidad
El requerimiento de transmisión asociado al incremento de la capacidad de
generación en base a gas natural en la zona de Chilca, lo conforman las líneas de
220/500 kV Chilca-La Planicie-Zapallal, de 220 kV Mantaro-Cotaruse-Socabaya
repotenciada, de 500 kV Zapallal-Trujillo y Mantaro-Caravelí-Montalvo en 500 kV..
Pregunta/ Comentario: En este análisis debe añadirse la Línea Chilca Marcona Ocoña Montalvo 500 kv, y la
real situación del proyecto Mantaro-Caravelí-Montalvo en 500 kV.
Respuesta N° 3: Ver la Respuesta N° 1.
Consulta u Observación N° 4: Página 6 de 72, Niveles de Cortocircuito
NIVELES DE CORTOCIRCUITO
Mientras se desarrollan los proyectos que resuelvan de manera definitiva los efectos
del incremento de las corrientes de cortocircuito en las subestaciones Chavarría,
Santa Rosa y San Juan de Miraflores, se deberá adoptar medidas transitorias para
reducirlas a valores permisibles. Entre estas medidas se puede mencionar la
separación de barras y/o la instalación de reactancias en los neutros de los
transformadores.
Pregunta/ Comentario: ¿Cuales son las alternativas visualizadas por el planeador del sistema para atender
esta situación?
Los incrementos son obvios debido al aumento de la capacidad de generación y de la
capacidad de transmisión.
Tienen entre sus opciones la instalación de líneas de transmisión en Corriente
Continua? Flexible alternating current transmission systems (FACTS)?
¿Están incluidas en las conclusiones?
Se ha considerado trabajar en condiciones de anillos abiertos con posibilidades de
enlaces solo en condiciones de emergencia.
Respuesta N° 4: Ver la Respuesta N° 1.
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Título: Respuestas a los Comentarios y Observaciones Estudio del Primer Plan de Transmisión
a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión Fecha : 16 de Setiembre de 2010
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Dirección de Planificación de Transmisión
Consulta u Observación N° 5: Página 8 de 72, Conclusiones
L.T. de 500 kV Chilca-Marcona o un proyecto de transmisión alternativo en 220 kV,
que es dependiente de los desarrollos de generación local y nuevas cargas minero-
industriales en la zona de Marcona.
Pregunta/ Comentario: No se menciona la proyecto concesionado Chilca Marcona Ocoña Montalvo 500 kv.
Respuesta N° 5: Ver la Respuesta N° 1.
Consulta u Observación N° 6: Página 8 de 72, Conclusiones
Proyecto de Compensación Reactiva en la zona Norte, principalmente en el eje Piura-
Talara-Zorritos.
Pregunta/ Comentario: No se menciona compensaciones en la zona Sur y Sur - Este.
Incluirlas en este plan pues son actualmente restricciones que no se atienden con los
nuevos proyectos. Las compensaciones reactivas son para los propios sistemas de
transmisión pero no para las cargas propiamente dichas.
Respuesta N° 6: Ver la Respuesta N° 1.
Consulta u Observación N° 7: Página 20 de 72, Previsiones
2.2.2 PREVISIONES PARA EL PERIODO JUNIO 2010– DICIEMBRE 2010 El período
junio 2010 - Diciembre 2010 se torna particularmente crítico por las siguientes
razones:
_ No estará presente el proyecto NOR1 (líneas Carhuamayo-Paragsha- Conococha-
Huallanca-Cajamarca-Carhuaquero en 220 kV), motivo por el cual, la transmisión
centro-norte estará limitada por la capacidad de la línea Paramonga-Chimbote-Trujillo,
que es de aproximadamente 330 MW por estabilidad de tensión.
_ La disponibilidad de potencia hidroeléctrica disminuye sustancialmente en el periodo
de estiaje (junio-octubre) y ello se manifiesta de manera especial en el área norte,
donde la disponibilidad hidráulica puede descender hasta en 240 MW en el periodo
más crítico.
Pregunta/ Comentario: No se indica que la presencia de esta línea no ayudaría si no se refuerza la conexión
desde el Mantaro hacia Carhuamayo. Hay elementos que forman cuello de botella en
dicha transmisión.
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a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión Fecha : 16 de Setiembre de 2010
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Respuesta N° 7: Ver la Respuesta N° 1.
Consulta u Observación N° 8: Página 26 de 72, Conclusiones
Cuadro N° 3.2 Proyectos Principales considerados en la Demanda
Pregunta/ Comentario: No se menciona a proyectos importantes en la Zona Sur.
Quellaveco, Las Bambas, Apurimac Ferrum.
¿Se tendrán que auto abastecer?
Estos proyectos son de tamaño considerable a Antamina o Toromocho.
En especial el de Las Bambas que con una inversión de 4,200 Millones de Dólares
podría estar requiriendo alrededor de 300 MW solo ella.
Respuesta N° 8: Ver la Respuesta N° 1.
Consulta u Observación N° 9: Página 27 de 72,
3.2.1. PROGRAMA DE OBRAS DE GENERACIÓN
Pregunta/ Comentario: No se debe incluir como Generación nueva los Traslados de Centrales, pues esas ya
están atendiendo cargas en barras que todas tienen restricciones.
Tampoco las conversiones de tipo de combustible.
En los casos de las Centrales Térmicas de Electro Oriente que son muy antiguas, no
cuentan con repotenciación y elevarán los costos de todos los demás generadores al
tener una eficiencia muy baja. Considerar en su lugar una línea de transmisión alterna
por una ruta distinta para mejorar la confiabilidad de esa zona del país. Eliminando la
necesidad de transporte caro de combustible hacia dichas centrales.
Respuesta N° 9: Ver la Respuesta N° 1.
Consulta u Observación N° 10: Página 29 de 72, Transmisión
Página 66 de 72
Jun-2012 L.T. Chilca - Marcona - Caravelí 500 kV
Pregunta/ Comentario: Esta incorrecta la fecha de entrada en servicio de dicho proyecto. Es Julio 2013.
Respuesta N° 10: Ver la Respuesta N° 1.
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a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión Fecha : 16 de Setiembre de 2010
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Consulta u Observación N° 11: Página 29 de 72, Transmisión
Jun-2012 L.T. Chilca - Marcona - Caravelí 500 kV
Pregunta/ Comentario: Esta incorrecta la fecha de entrada en servicio de dicho proyecto. Es Julio 2013.
Respuesta N° 11: Ver la Respuesta N° 1.
Informe Final, Plan de expansión y Futuro Consulta u Observación N° 1: Se han olvidado de considerar la implementación de compensación serie en las líneas
de ATN en Kiman Ayllu- estarían al límite de capacidad y se requiere la compensación
Respuesta N° 1: Los análisis indican que no se espera congestión en las líneas de transmisión
indicadas. La implementación de compensación serie cargaría más las líneas
mencionadas.
Consulta u Observación N° 2: Considerar los siguientes comentarios de importancia:
• La SE Conococha crecerá con la prevista implementación de nueva Línea
Tingo Maria- Paragsha - Conococha - Paramonga.
• Nota el enlace Paragsha - Conococha no es aprovechado.
• Consideran la necesidad reforzar el enlace Carhuaquero - Cajamarca
• Consideran previsto entrar en dic 2010. Cerro Corona - Carhuaquero- este
proyecto está con problemas de Licencia Social, los Comuneros no permiten
ningún trabajo.
El planteamiento de la integración de la Generación del Oriente:
Crea los siguientes inconvenientes.
a) vuelve a concentrar el suministro en Lima y en Pisco.
Necesitamos atender a las cargas de crecimiento explosivo: que son las cargas de los
proyectos mineros que se encuentran al sur cerca de Abancay, Cuzco, Arequipa,
Moquegua, Tacna. Los del norte Cajamarca, Ancash, La Libertad, Piura. En la zona
Centro están Junin, Lima.
b) Sobre carga a las líneas existentes para llevar la energía a los extremos del
país. Es decir volver hacia las fronteras. Muchas pérdidas.
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c) No es conveniente económicamente construir líneas nuevas de AC 500 KVac
para después usarlas como Líneas de 600 KVdc, pues se elimina la ventaja de la
primera construcción, pues se instalarán las tres fases (con sub conductores 3 o 4 por
fase) que es lo más caro más el costo de la estructura para soportar las tres fases,
parte muy costosa en el precio de suministro, construcción y mantenimiento. Para en
el futuro añadir el costo de las estaciones rectificadoras y dejar instalada una fase
completa solo para retorno de corriente cero durante todo el tiempo de operación
normal, tampoco es conveniente pues los aisladores de corriente continua deben
estar preparados para CC y los aisladores de 500 KVac no lo estarían, salvo que se
añada más costos innecesarios en la primera etapa.
Se recomienda lo siguiente:
a) Establecer en CC líneas de un Bipolo +/-600 KVcc, en cada dirección hacia el
norte y al sur, hacia una carga de crecimiento importante actual, sugerencia al norte:
Chiclayo o Trujillo y al sur: La Joya, Arequipa o Moquegua.
b) La interconexión entre estos Centros de Carga alejados de Lima se realiza por
la costa hacia Lima (Chilca) y por la sierra hacia Huancavelica (Mantaro)
de esa manera el anillo de 600 KVcc es N-1 y une las cargas y las generaciones de
manera confiable.
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Título: Respuestas a los Comentarios y Observaciones Estudio del Primer Plan de Transmisión
a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión Fecha : 16 de Setiembre de 2010
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Dirección de Planificación de Transmisión
c) Esta alternativa disminuye las longitudes de las primeras líneas para llevar la
energía a los consumidores. Las Líneas existentes pueden cambiar la dirección de su
flujo, ayudando a las existentes generadoras de atender la demanda del centro.
d) Respecto a los reforzamientos de líneas existentes se observa que no están
analizando las otras opciones de reforzamiento, como son los cambios de conductor
de Alta Temperatura ACSS (“Aluminium conductor Steel supported”), los conductores
de tipo Compuesto ACCC (“Aluminum conductor composite).
Respuesta N° 2: Respecto a los comentarios de la parte inicial, indicamos que el proyecto de L.T. 220
kV Cerro Corona – Carhuaquero, si bien no tiene una fecha definida de puesta en
servicio, el MINEM están evaluando cambiarla por el enlace Cajamarca –
Carhuaquero, que topológicamente es equivalente. En cualquiera de los dos casos, el
resultado del estudio, es decir el Plan de Transmisión, no variará.
La propuesta de vincular la central Inambari al SEIN a través de la zona Sur fue analizada al inicio del estudio, sin embargo primó la idea de conectarla directamente a
1 Etapa
2 Etapa
3 Etapa
Inambari
Paquitzapango Paquitzapango
Chilca
La Joya
Mantaro
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Título: Respuestas a los Comentarios y Observaciones Estudio del Primer Plan de Transmisión
a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión Fecha : 16 de Setiembre de 2010
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la zona Centro, debido a que ahí se encuentra el centro de carga del SEIN (cerca a Lima). Otro punto a favor de la decisión adoptada, fue el hecho de que las redes planteadas también debían permitir la vinculación al SEIN de las otras centrales hidroeléctricas ubicadas en la zona oriental (Paquitzapango, Mainique, Tambo 40 y Tambo 60).
Asimismo hay que tomar en cuenta también, que geográficamente el centro de carga de la zona Sur (entre Moquegua y Socabaya) se encuentra al sur de Inambari (hay que tener en cuenta que esta central está en una latitud cercana a la correspondiente a Pisco), por lo que la longitud, así como la impedancia de línea, pasando por la zona Sur hasta el centro de carga de la zona Centro, sería mayor que en la configuración adoptada.
Se incluirá en el informe una justificación, de forma conceptual, de las razones para la traza propuesta para el sistema de conexión para las centrales del oriente.
Respecto al nivel de tensión de la red colectora, indicamos que se ha recomendado
realizar estudios de ingeniería para analizar la conveniencia y factibilidad de utilizar
aislamiento de 600 kV DC y operar inicialmente en 500 kV DC.
Teniendo en cuenta que el acuerdo con Brasil aún está es negociación, y que la red
colectora recomendada es condicional a cuales centrales hidroeléctricas del oriente
serán desarrolladas, se considera que se ha hecho un análisis suficiente del tema de
la red colectora para las circunstancias actuales.
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DOCUMENTO ORIGINAL RECIBIDO
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Documento: Informe de diagnóstico 2011 - 2020 Preguntas sobre el Plan de Transmisión Perú
1. Afirmación del Plan: Página 6 de 72, Análisis de sensibilidad De los proyectos no concesionados, Chilca-Marcona en 500 kV y Zapallal-Trujillo en 500 kV resultan importantes. Chilca-Marcona 500 kV constituiría la vía principal de abastecimiento a Marcona. En caso contrario será necesario un segundo circuito Ica- Marcona en 220 kV mas equipamiento de compensación reactiva variable (SVC). Un proyecto de generación a gas natural en Marcona del orden de 260 MW, haría que uno u otro proyecto pierda importancia y se requiera solo un circuito adicional de 220 kV para mantener la confiabilidad de suministro. Pregunta/ Comentario: En este análisis debe indicarse que la medida de mitigación cubre un determinado horizonte. Un proyecto de transmisión de gas debe analizarse como reemplazo de la generación de energía para proceso térmico y no para generación de energía eléctrica, pues lo hace ineficiente, 30% solamente. Versus 100% para uso en forma térmica o de proceso. Debe hacerse una competencia aditiva no una competencia sustractiva. Ese es el rol de los planificadores.
2. Afirmación del Plan: Página 6 de 72, Análisis de sensibilidad El retraso del proyecto Zapallal-Trujillo de 500 kV por 6 meses provocaría mayor generación térmica en la zona Norte para limitar el flujo en la línea Zapallal- Paramonga-Chimbote-Trujillo a su capacidad máxima. En el mediano y largo plazo, esta línea será la principal vía de conexión entre el Centro y el Norte. Pregunta/ Comentario: En este análisis debe indicarse si los efectos demora incluye la existencia de la línea Carhuamayo – Cajamarca en servicio o no.
3. Afirmación del Plan: Página 6 de 72, Análisis de sensibilidad El requerimiento de transmisión asociado al incremento de la capacidad de generación en base a gas natural en la zona de Chilca, lo conforman las líneas de 220/500 kV Chilca-La Planicie-Zapallal, de 220 kV Mantaro-Cotaruse-Socabaya repotenciada, de 500 kV Zapallal-Trujillo y Mantaro-Caravelí-Montalvo en 500 kV.. Pregunta/ Comentario: En este análisis debe añadirse la Línea Chilca Marcona Ocoña Montalvo 500 kv, y la real situación del proyecto Mantaro-Caravelí-Montalvo en 500 kV.
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4. Afirmación del Plan: Página 6 de 72, Niveles de Cortocircuito NIVELES DE CORTOCIRCUITO Mientras se desarrollan los proyectos que resuelvan de manera definitiva los efectos del incremento de las corrientes de cortocircuito en las subestaciones Chavarría, Santa Rosa y San Juan de Miraflores, se deberá adoptar medidas transitorias para reducirlas a valores permisibles. Entre estas medidas se puede mencionar la separación de barras y/o la instalación de reactancias en los neutros de los transformadores. Pregunta/ Comentario: ¿Cuales son las alternativas visualizadas por el planeador del sistema para atender esta situación? Los incrementos son obvios debido al aumento de la capacidad de generación y de la capacidad de transmisión. Tienen entre sus opciones la instalación de líneas de transmisión en Corriente Continua? Flexible alternating current transmission systems (FACTS)? ¿Están incluidas en las conclusiones? Se ha considerado trabajar en condiciones de anillos abiertos con posibilidades de enlaces solo en condiciones de emergencia.
5. Afirmación del Plan: Página 8 de 72, Conclusiones L.T. de 500 kV Chilca-Marcona o un proyecto de transmisión alternativo en 220 kV, que es dependiente de los desarrollos de generación local y nuevas cargas minero-industriales en la zona de Marcona. Pregunta/ Comentario: No se menciona la proyecto concesionado Chilca Marcona Ocoña Montalvo 500 kv.
6. Afirmación del Plan: Página 8 de 72, Conclusiones Proyecto de Compensación Reactiva en la zona Norte, principalmente en el eje Piura-Talara-Zorritos. Pregunta/ Comentario: No se menciona compensaciones en la zona Sur y Sur - Este. Incluirlas en este plan pues son actualmente restricciones que no se atienden con los nuevos proyectos. Las compensaciones reactivas son para los propios sistemas de transmisión pero no para las cargas propiamente dichas.
7. Afirmación del Plan: Página 20 de 72, Previsiones 2.2.2 PREVISIONES PARA EL PERIODO JUNIO 2010– DICIEMBRE 2010 El período junio 2010 - Diciembre 2010 se torna particularmente crítico por las siguientes razones:
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_ No estará presente el proyecto NOR1 (líneas Carhuamayo-Paragsha- Conococha-Huallanca-Cajamarca-Carhuaquero en 220 kV), motivo por el cual, la transmisión centro-norte estará limitada por la capacidad de la línea Paramonga-Chimbote-Trujillo, que es de aproximadamente 330 MW por estabilidad de tensión. _ La disponibilidad de potencia hidroeléctrica disminuye sustancialmente en el periodo de estiaje (junio-octubre) y ello se manifiesta de manera especial en el área norte, donde la disponibilidad hidráulica puede descender hasta en 240 MW en el periodo más crítico. Pregunta/ Comentario: No se indica que la presencia de esta línea no ayudaría si no se refuerza la conexión desde el Mantaro hacia Carhuamayo. Hay elementos que forman cuello de botella en dicha transmisión.
8. Afirmación del Plan: Página 26 de 72, Conclusiones Cuadro N° 3.2 Proyectos Principales considerados en la Demanda Pregunta/ Comentario: No se menciona a proyectos importantes en la Zona Sur. Quellaveco, Las Bambas, Apurimac Ferrum. ¿Se tendrán que auto abastecer? Estos proyectos son de tamaño considerable a Antamina o Toromocho. En especial el de Las Bambas que con una inversión de 4,200 Millones de Dólares podría estar requiriendo alrededor de 300 MW solo ella.
9. Afirmación del Plan: Página 27 de 72, 3.2.1. PROGRAMA DE OBRAS DE GENERACIÓN Pregunta/ Comentario: No se debe incluir como Generación nueva los Traslados de Centrales, pues esas ya están atendiendo cargas en barras que todas tienen restricciones. Tampoco las conversiones de tipo de combustible. En los casos de las Centrales Térmicas de Electro Oriente que son muy antiguas, no cuentan con repotenciación y elevarán los costos de todos los demás generadores al tener una eficiencia muy baja. Considerar en su lugar una línea de transmisión alterna por una ruta distinta para mejorar la confiabilidad de esa zona del país. Eliminando la necesidad de transporte caro de combustible hacia dichas centrales.
10. Afirmación del Plan: Página 29 de 72, Transmisión
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Página 66 de 72 Jun-2012 L.T. Chilca - Marcona - Caravelí 500 kV Pregunta/ Comentario: Esta incorrecta la fecha de entrada en servicio de dicho proyecto. Es Julio 2013.
11. Afirmación del Plan: Página 29 de 72, Transmisión Jun-2012 L.T. Chilca - Marcona - Caravelí 500 kV Pregunta/ Comentario: Esta incorrecta la fecha de entrada en servicio de dicho proyecto. Es Julio 2013.
Documento: Informe Final, Plan de expansión y Futuro
1. Tema 1: Comentario: Se han olvidado de considerar la implementacion de compensacion serie en las lineas de ATN en Kiman Ayllu- estarian al limite de capacidad y se requiere la compensacion
2. Tema 2: Comentario: Considerar los siguientes comentarios de importancia:
• La SE Conococha crecerá con la prevista implementación de nueva Línea Tingo Maria- Paragsha - Conococha - Paramonga .
• Nota el enlace Paragsha - Conococha no es aprovechado • Consideran la necesidad reforzar el enlace Carhuaquero - Cajamarca • Consideran previsto entrar en dic 2010. Cerro Corona- Carhuaquero- este
proyecto esta con problemas de Licencia Social, los Comuneros no permiten ningún trabajo.
El planteamiento de la integración de la Generación del Oriente:
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Crea los siguientes inconvenientes. a) vuelve a concentrar el suministro en Lima y en Pisco.
Necesitamos atender a las cargas de crecimiento explosivo: que son las cargas de los proyectos mineros que se encuentran al sur cerca de Abancay, Cuzco, Arequipa, Moquegua, Tacna. Los del norte Cajamarca, Ancash, La Libertad, Piura. En la zona Centro están Junin, Lima.
b) Sobre carga a las líneas existentes para llevar la energía a los extremos del país. Es decir volver hacia las fronteras. Muchas pérdidas.
c) No es conveniente económicamente construir líneas nuevas de AC 500 KVac para después usarlas como Líneas de 600 KVdc, pues se elimina la ventaja de la primera construcción, pues se instalarán las tres fases (con sub conductores 3 o 4 por fase) que es lo más caro más el costo de la estructura para soportar las tres fases, parte muy costosa en el precio de suministro, construcción y mantenimiento. Para en el futuro añadir el costo de las estaciones rectificadoras y dejar instalada una fase completa solo para retorno de corriente cero durante todo el tiempo de operación normal, tampoco es conveniente pues los aisladores de corriente continua deben estar preparados para CC y los aisladores de 500 KVac no lo estarían, salvo que se añada más costos innecesarios en la primera etapa.
Se recomienda lo siguiente:
a) Establecer en CC líneas de un Bipolo +/-600 KVcc, en cada dirección hacia el norte y al sur, hacia una carga de crecimiento importante actual, sugerencia al norte: Chiclayo o Trujillo y al sur: La Joya, Arequipa o Moquegua.
b) La interconexión entre estos Centros de Carga alejados de Lima se realiza por la costa hacia Lima (Chilca) y por la sierra hacia Huancavelica (Mantaro) de esa manera el anillo de 600 KVcc es N-1 y une las cargas y las generaciones de manera confiable.
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c) Esta alternativa disminuye las longitudes de las primeras líneas para llevar la energía a los consumidores. Las Líneas existentes pueden cambiar la dirección de su flujo, ayudando a las existentes generadoras de atender la demanda del centro.
d) Respecto a los reforzamientos de líneas existentes se observa que no están analizando las otras opciones de reforzamiento, como son los cambios de conductor de Alta Temperatura ACSS (“Aluminium conductor Steel supported”), los conductores de tipo Compuesto ACCC (“Aluminum conductor composite
Inambari
Paquitzapango Paquitzapango
Chilca
La Joya
Mantaro
1 Etapa
2 Etapa
3 Etapa
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Título: Respuestas a los Comentarios y Observaciones Estudio del Primer Plan de Transmisión
a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión Fecha : 16 de Setiembre de 2010
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Respuestas a las Observaciones y Comentarios a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión
Referencia: Correo electrónico de Roberto Guerra, recibido el 07/09/2010 Informe de Diagnóstico Consulta u Observación N° 1: Pagina 6 de 72, Análisis de sensibilidad
De los proyectos no concesionados, Chilca-Marcona en 500 kV y Zapallal-Trujillo en
500 kV resultan importantes. Chilca-Marcona 500 kV constituiría la vía principal de
abastecimiento a Marcona. En caso contrario será necesario un segundo circuito Ica-
Marcona en 220 kV mas equipamiento de compensación reactiva variable (SVC). Un
proyecto de generación a gas natural en Marcona del orden de 260 MW, haría que
uno u otro proyecto pierda importancia y se requiera solo un circuito adicional de 220
kV para mantener la confiabilidad de suministro.
Pregunta/ Comentario:
En este análisis debe indicarse que la medida de mitigación cubre un determinado
horizonte.
Un proyecto de transmisión de gas debe analizarse como reemplazo de la generación
de energía para proceso térmico y no para generación de energía eléctrica, pues lo
hace ineficiente, 30% solamente. Versus 100% para uso en forma térmica o de
proceso.
Debe hacerse una competencia aditiva no una competencia sustractiva. Ese es el rol
de los planificadores.
Respuesta N° 1: Con fecha 30 de junio 2009 se publicó el Informe de Diagnóstico de las Condiciones
Operativas del SEIN 2011-2020, y según lo establecido en el Reglamento de
Transmisión y en su Modificatoria aprobada con Decreto Supremo N° 010-2009-EM,
la fecha límite de recepción de observaciones a dicho Informe era el 30 de octubre de
2009. En ese sentido, el comentario ya no es aplicable.
Consulta u Observación N° 2: Pagina 6 de 72, Análisis de sensibilidad
El retraso del proyecto Zapallal-Trujillo de 500 kV por 6 meses provocaría mayor
generación térmica en la zona Norte para limitar el flujo en la línea Zapallal-
Paramonga-Chimbote-Trujillo a su capacidad máxima. En el mediano y largo plazo,
esta línea será la principal vía de conexión entre el Centro y el Norte.
Pregunta/ Comentario:
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Título: Respuestas a los Comentarios y Observaciones Estudio del Primer Plan de Transmisión
a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión Fecha : 16 de Setiembre de 2010
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En este análisis debe indicarse si los efectos demora incluye la existencia de la línea
Carhuamayo – Cajamarca en servicio o no.
Respuesta N° 2: Ver la Respuesta N° 1.
Consulta u Observación N° 3: Pagina 6 de 72, Análisis de sensibilidad
El requerimiento de transmisión asociado al incremento de la capacidad de
generación en base a gas natural en la zona de Chilca, lo conforman las líneas de
220/500 kV Chilca-La Planicie-Zapallal, de 220 kV Mantaro-Cotaruse-Socabaya
repotenciada, de 500 kV Zapallal-Trujillo y Mantaro-Caravelí-Montalvo en 500 kV..
Pregunta/ Comentario:
En este análisis debe añadirse la Línea Chilca Marcona Ocoña Montalvo 500 kv, y la
real situación del proyecto Mantaro-Caravelí-Montalvo en 500 kV.
Respuesta N° 3: Ver la Respuesta N° 1.
Consulta u Observación N° 4: Pagina 6 de 72, Niveles de Cortocircuito
NIVELES DE CORTOCIRCUITO
Mientras se desarrollan los proyectos que resuelvan de manera definitiva los efectos
del incremento de las corrientes de cortocircuito en las subestaciones Chavarría,
Santa Rosa y San Juan de Miraflores, se deberá adoptar medidas transitorias para
reducirlas a valores permisibles. Entre estas medidas se puede mencionar la
separación de barras y/o la instalación de reactancias en los neutros de los
transformadores.
Pregunta/ Comentario:
¿Cuales son las alternativas visualizadas por el planeador del sistema para atender
esta situación?
Los incrementos son obvios debido al aumento de la capacidad de generación y de la
capacidad de transmisión.
Tienen entre sus opciones la instalación de líneas de transmisión en Corriente
Continua? Flexible alternating current transmission systems (FACTS)?
¿Están incluidas en las conclusiones?
Se ha considerado trabajar en condiciones de anillos abiertos con posibilidades de
enlaces solo en condiciones de emergencia.
Respuesta N° 4: Ver la Respuesta N° 1.
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Título: Respuestas a los Comentarios y Observaciones Estudio del Primer Plan de Transmisión
a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión Fecha : 16 de Setiembre de 2010
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Consulta u Observación N° 5: Pagina 8 de 72, Conclusiones
L.T. de 500 kV Chilca-Marcona o un proyecto de transmisión alternativo en 220 kV,
que es dependiente de los desarrollos de generación local y nuevas cargas minero-
industriales en la zona de Marcona.
Pregunta/ Comentario:
No se menciona la proyecto concesionado Chilca Marcona Ocoña Montalvo 500 kV.
Respuesta N° 5: Ver la Respuesta N° 1.
Consulta u Observación N° 6: Pagina 8 de 72, Conclusiones
Proyecto de Compensación Reactiva en la zona Norte, principalmente en el eje Piura-
Talara-Zorritos.
Pregunta/ Comentario:
No se menciona compensaciones en la zona Sur y Sur - Este.
Incluirlas en este plan pues son actualmente restricciones que no se atienden con los
nuevos proyectos. Las compensaciones reactivas son para los propios sistemas de
transmisión pero no para las cargas propiamente dichas.
Respuesta N° 6: Ver la Respuesta N° 1.
Consulta u Observación N° 7: Pagina 20 de 72, Previsiones
2.2.2 PREVISIONES PARA EL PERIODO JUNIO 2010– DICIEMBRE 2010 El período
junio 2010 - Diciembre 2010 se torna particularmente crítico por las siguientes
razones:
- No estará presente el proyecto NOR1 (líneas Carhuamayo-Paragsha- Conococha-
Huallanca-Cajamarca-Carhuaquero en 220 kV), motivo por el cual, la transmisión
centro-norte estará limitada por la capacidad de la línea Paramonga-Chimbote-Trujillo,
que es de aproximadamente 330 MW por estabilidad de tensión.
_ La disponibilidad de potencia hidroeléctrica disminuye sustancialmente en el periodo
de estiaje (junio-octubre) y ello se manifiesta de manera especial en el área norte,
donde la disponibilidad hidráulica puede descender hasta en 240 MW en el periodo
más crítico.
Pregunta/ Comentario:
No se indica que la presencia de esta línea no ayudaría si no se refuerza la conexión
desde el Mantaro hacia Carhuamayo. Hay elementos que forman cuello de botella en
dicha transmisión.
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Título: Respuestas a los Comentarios y Observaciones Estudio del Primer Plan de Transmisión
a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión Fecha : 16 de Setiembre de 2010
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Respuesta N° 7: Ver la Respuesta N° 1.
Consulta u Observación N° 8: Pagina 26 de 72, Conclusiones
Cuadro N° 3.2 Proyectos Principales considerados en la Demanda
Pregunta/ Comentario:
No se menciona a proyectos importantes en la Zona Sur.
Quellaveco, Las Bambas, Apurimac Ferrum.
¿Se tendrán que auto abastecer?
Estos proyectos son de tamaño considerable a Antamina o Toromocho.
En especial el de Las Bambas que con una inversión de 4,200 Millones de Dólares
podría estar requiriendo alrededor de 300 MW solo ella.
Respuesta N° 8: Ver la Respuesta N° 1.
Consulta u Observación N° 9: Pagina 27 de 72,
3.2.1. PROGRAMA DE OBRAS DE GENERACIÓN
Pregunta/ Comentario:
No se debe incluir como Generación nueva los Traslados de Centrales, pues esas ya
están atendiendo cargas en barras que todas tienen restricciones.
Tampoco las conversiones de tipo de combustible.
En los casos de las Centrales Térmicas de Electro Oriente que son muy antiguas, no
cuentan con repotenciación y elevarán los costos de todos los demás generadores al
tener una eficiencia muy baja. Considerar en su lugar una línea de transmisión alterna
por una ruta distinta para mejorar la confiabilidad de esa zona del país. Eliminando la
necesidad de transporte caro de combustible hacia dichas centrales.
Respuesta N° 9: Ver la Respuesta N° 1.
Consulta u Observación N° 10: Pagina 29 de 72, Transmisión
Jun-2012 L.T. Chilca - Marcona - Caravelí 500 kV
Pregunta/ Comentario:
Esta incorrecta la fecha de entrada en servicio de dicho proyecto. Es Julio 2013.
Respuesta N° 10: Ver la Respuesta N° 1.
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DOCUMENTO ORIGINAL RECIBIDO
963
Informe de diagnóstico Preguntas sobre el Plan de Transmisión Peru
1. Afirmación del Plan: Pagina 6 de 72, Análisis de sensibilidad De los proyectos no concesionados, Chilca-Marcona en 500 kV y Zapallal-Trujillo en 500 kV resultan importantes. Chilca-Marcona 500 kV constituiría la vía principal de abastecimiento a Marcona. En caso contrario será necesario un segundo circuito Ica- Marcona en 220 kV mas equipamiento de compensación reactiva variable (SVC). Un proyecto de generación a gas natural en Marcona del orden de 260 MW, haría que uno u otro proyecto pierda importancia y se requiera solo un circuito adicional de 220 kV para mantener la confiabilidad de suministro. Pregunta/ Comentario: En este análisis debe indicarse que la medida de mitigación cubre un determinado horizonte. Un proyecto de transmisión de gas debe analizarse como reemplazo de la generación de energía para proceso térmico y no para generación de energía eléctrica, pues lo hace ineficiente, 30% solamente. Versus 100% para uso en forma térmica o de proceso. Debe hacerse una competencia aditiva no una competencia sustractiva. Ese es el rol de los planificadores.
2. Afirmación del Plan: Pagina 6 de 72, Análisis de sensibilidad El retraso del proyecto Zapallal-Trujillo de 500 kV por 6 meses provocaría mayor generación térmica en la zona Norte para limitar el flujo en la línea Zapallal- Paramonga-Chimbote-Trujillo a su capacidad máxima. En el mediano y largo plazo, esta línea será la principal vía de conexión entre el Centro y el Norte. Pregunta/ Comentario: En este análisis debe indicarse si los efectos demora incluye la existencia de la línea Carhuamayo – Cajamarca en servicio o no.
3. Afirmación del Plan: Pagina 6 de 72, Análisis de sensibilidad El requerimiento de transmisión asociado al incremento de la capacidad de generación en base a gas natural en la zona de Chilca, lo conforman las líneas de 220/500 kV Chilca-La Planicie-Zapallal, de 220 kV Mantaro-Cotaruse-Socabaya repotenciada, de 500 kV Zapallal-Trujillo y Mantaro-Caravelí-Montalvo en 500 kV.. Pregunta/ Comentario: En este análisis debe añadirse la Línea Chilca Marcona Ocoña Montalvo 500 kv, y la real situación del proyecto Mantaro-Caravelí-Montalvo en 500 kV.
964
4. Afirmación del Plan: Pagina 6 de 72, Niveles de Cortocircuito NIVELES DE CORTOCIRCUITO Mientras se desarrollan los proyectos que resuelvan de manera definitiva los efectos del incremento de las corrientes de cortocircuito en las subestaciones Chavarría, Santa Rosa y San Juan de Miraflores, se deberá adoptar medidas transitorias para reducirlas a valores permisibles. Entre estas medidas se puede mencionar la separación de barras y/o la instalación de reactancias en los neutros de los transformadores. Pregunta/ Comentario: ¿Cuales son las alternativas visualizadas por el planeador del sistema para atender esta situación? Los incrementos son obvios debido al aumento de la capacidad de generación y de la capacidad de transmisión. Tienen entre sus opciones la instalación de líneas de transmisión en Corriente Continua? Flexible alternating current transmission systems (FACTS)? ¿Están incluidas en las conclusiones? Se ha considerado trabajar en condiciones de anillos abiertos con posibilidades de enlaces solo en condiciones de emergencia.
5. Afirmación del Plan: Pagina 8 de 72, Conclusiones L.T. de 500 kV Chilca-Marcona o un proyecto de transmisión alternativo en 220 kV, que es dependiente de los desarrollos de generación local y nuevas cargas minero-industriales en la zona de Marcona. Pregunta/ Comentario: No se menciona la proyecto concesionado Chilca Marcona Ocoña Montalvo 500 kv.
6. Afirmación del Plan: Pagina 8 de 72, Conclusiones Proyecto de Compensación Reactiva en la zona Norte, principalmente en el eje Piura-Talara-Zorritos. Pregunta/ Comentario: No se menciona compensaciones en la zona Sur y Sur - Este. Incluirlas en este plan pues son actualmente restricciones que no se atienden con los nuevos proyectos. Las compensaciones reactivas son para los propios sistemas de transmisión pero no para las cargas propiamente dichas.
7. Afirmación del Plan: Pagina 20 de 72, Previsiones 2.2.2 PREVISIONES PARA EL PERIODO JUNIO 2010– DICIEMBRE 2010 El período junio 2010 - Diciembre 2010 se torna particularmente crítico por las siguientes razones:
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_ No estará presente el proyecto NOR1 (líneas Carhuamayo-Paragsha- Conococha-Huallanca-Cajamarca-Carhuaquero en 220 kV), motivo por el cual, la transmisión centro-norte estará limitada por la capacidad de la línea Paramonga-Chimbote-Trujillo, que es de aproximadamente 330 MW por estabilidad de tensión. _ La disponibilidad de potencia hidroeléctrica disminuye sustancialmente en el periodo de estiaje (junio-octubre) y ello se manifiesta de manera especial en el área norte, donde la disponibilidad hidráulica puede descender hasta en 240 MW en el periodo más crítico. Pregunta/ Comentario: No se indica que la presencia de esta línea no ayudaría si no se refuerza la conexión desde el Mantaro hacia Carhuamayo. Hay elementos que forman cuello de botella en dicha transmisión.
8. Afirmación del Plan: Pagina 26 de 72, Conclusiones Cuadro N° 3.2 Proyectos Principales considerados en la Demanda Pregunta/ Comentario: No se menciona a proyectos importantes en la Zona Sur. Quellaveco, Las Bambas, Apurimac Ferrum. ¿Se tendrán que auto abastecer? Estos proyectos son de tamaño considerable a Antamina o Toromocho. En especial el de Las Bambas que con una inversión de 4,200 Millones de Dólares podría estar requiriendo alrededor de 300 MW solo ella.
9. Afirmación del Plan: Pagina 27 de 72, 3.2.1. PROGRAMA DE OBRAS DE GENERACIÓN Pregunta/ Comentario: No se debe incluir como Generación nueva los Traslados de Centrales, pues esas ya están atendiendo cargas en barras que todas tienen restricciones. Tampoco las conversiones de tipo de combustible. En los casos de las Centrales Térmicas de Electro Oriente que son muy antiguas, no cuentan con repotenciación y elevarán los costos de todos los demás generadores al tener una eficiencia muy baja. Considerar en su lugar una línea de transmisión alterna por una ruta distinta para mejorar la confiabilidad de esa zona del país. Eliminando la necesidad de transporte caro de combustible hacia dichas centrales.
10. Afirmación del Plan: Pagina 29 de 72, Transmisión Jun-2012 L.T. Chilca - Marcona - Caravelí 500 kV
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Pregunta/ Comentario: Esta incorrecta la fecha de entrada en servicio de dicho proyecto. Es Julio 2013.
967
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Título: Respuestas a los Comentarios y Observaciones Estudio del Primer Plan de Transmisión
a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión Fecha : 16 de Setiembre de 2010
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Respuestas a las Observaciones y Comentarios a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión
Referencia: AUDIENCIA PÚBLICA DESCENTRALIZADA PREGUNTAS REALIZADAS EN CUSCO: Consulta u Observación N° 1: Clemente Cuba (Docente de la Universidad San Antonio del Cusco Facultad Ing.
eléctrica) Horizonte del Plan
¿Cuál es el razonamiento lógico que permite la discrepancia entre el Horizonte del 2015 y Horizonte del 2020 de los planes sur y norte, no es recomendable unificar a un solo horizonte? Respuesta N° 1: El horizonte del estudio es de 10 años para todo el SEIN, solo que en el estudio se
señala que para el proyecto del plan vinculante Machupicchu - Quencoro - Onocora
estaría para el 2015.
Consulta u Observación N° 2: Verónica Gonzales Saldaña (EGEMSA) Con relación a la tecnología de Corriente Continua, en el estudio se dice que en un
futuro se va aplicar esta tecnología. ¿Por qué no se pensó aplicar antes esta tecnología?; ¿Cuánto es el costo de esta tecnología frente a la de 500 kV AC? Respuesta N° 2: El planteamiento que se hace en el estudio es una propuesta inicial, no significa que
es una definición determinante, porque hay muchos aspectos de ingeniería de diseño
que dependerán de la magnitud y dimensión, éste es un planteamiento inicial en 500
kV y con capacidad de ser expandida en un futuro más allá del horizonte a corriente
continua. Por la particularidad que tiene la configuración de la red se tienen muchos
puntos y se considera la transmisión de corriente continua punto a punto, lo cual no se
puede adelantar y básicamente solo es un planteamiento inicial.
Respuesta Complementaria:
Considerando que la decisión y desarrollo de la red colectora podría tomar todavía
unos años, se ha recomendado que se realicen previamente los estudios e
investigaciones en este sistema en, al menos, dos temas:
• Altitud: Estudios técnicos de investigación y diseño de líneas en EAT a gran altitud.
Este tema es importante pues no se cuenta con experiencia conocida en esta área en
el mundo para circuitos que operen en tensión de 500 kV o superior;
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Título: Respuestas a los Comentarios y Observaciones Estudio del Primer Plan de Transmisión
a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión Fecha : 16 de Setiembre de 2010
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• Conversión futura para operación en CC: Estudios técnicos para investigar la
factibilidad de utilización de sistemas de transmisión a corriente continua, en la red de
transmisión de Oriente, en el largo plazo, a fin de que amerite que inicialmente se
instale el aislamiento dimensionado para al menos 600 kV DC. Esta investigación
deberá también tomar en cuenta que parte de la ruta de los circuitos de la red
colectora estará operando en locales de gran altitud.
Consulta u Observación N° 3: Carlos Menéndez Deza (EGEMSA)
Sobre el análisis de la demanda, en el estudio se ha simplificado de tal manera que se
tenga un análisis bidimensional, unificando la proyección de la demanda del área
norte con el área sur, lo que nos da una simplificación que hace que el colector
proyectado para el área sur sea muy cercano al colector del área centro, simplificando
el estudio. Si se considera tres centros de demanda se tendría un análisis
tridimensional, ¿Que exacto es el resultado del Estudio con el análisis bidimensional de la demanda? ¿Que tanto se puede hacer para que el Estudio considere un análisis tridimensional con las tres áreas de demanda? Respuesta N° 3: El estudio considera las tres áreas de demanda, Centro, Norte y Sur, y todo el
desarrollo se ha hecho en esa base, por eso se discrimina los crecimientos por zonas
y también de otros tipos de proyectos.
Respecto a la colectora (la ubicación de la colectora es en Cusco)
Ese enlace del Oriente es independiente de las áreas de demanda porque es
generación que va a ingresar a todo el sistema.
Respuesta Complementaria:
La ubicación de la subestación Colectora Sur es aún muy preliminar, su ubicación
dependerá de estudios posteriores.
PREGUNTAS REALIZADAS EN TRUJILLO: Consulta u Observación N° 4: Mario Azañero (CIP, la Libertad – Presidente Capítulo de Ingeniería Mecánica –
Eléctrica)
Con respecto a las Grandes inversiones en generación por ejemplo en el sur tenemos
6000 MW en la zona de Inambari para exportación de energía a Brasil ¿De dónde se va a obtener el dinero para efectuar estas inversiones de gran magnitud para el país?
Respuesta N° 4: Este estudio tiene un ámbito que es el de transmisión. El ámbito de la generación del
país es un sector que esta movido por el libre mercado de los agentes, por lo tanto las
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Título: Respuestas a los Comentarios y Observaciones Estudio del Primer Plan de Transmisión
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decisiones, tanto de la definición de la magnitud y de oportunidades de inversión de
generación, dependen de los agentes.
Consulta u Observación N° 5: Roger León (Hidrandina)
Con respecto a las consideraciones que se ha tomado en el estudio para darle mayor
robustez al servicio eléctrico, a la calidad y a la continuidad; considerando que en
Trujillo se tiene 2 centrales térmicas, una instalada en Trujillo norte de 60 MW y otra
en Trujillo sur de 20 MW que esta inoperativa, lo cual debilita al sistema, por ejemplo
cuando ocurre alguna interrupción en la zona sur de Trujillo tenemos 95000 clientes
sin servicio eléctricos porque la central térmica que nos apoyaba esta inoperativa,
también por ejemplo si alguna línea de transmisión en el norte colapsa se va todo el
sistema norte y se queda sin energía eléctrica como ha ocurrido últimamente en
Chiclayo durante varias horas toda la zona de Chiclayo se queda sin energía eléctrica.
¿El estudio ha tomado en cuenta estos criterios para darle mayor robustez a la zona de norte del Perú? Respuesta N° 5: Una es la imagen que se tiene actualmente del sistema norte que es muy débil y tiene
solamente un circuito en gran parte de la zona del norte peruano, y otro va ser el
panorama cuando se implementan los proyectos del plan transitorio.
Consulta u Observación N° 6: Domingo Callupe (Hidrandina)
En el Perú tenemos líneas de transmisión en 220 kV, al pasar a 500kV probablemente
las pérdidas se van a incrementar por el efecto joule y efecto corona, como en la zona
costera del norte tenemos interrupciones y teniendo que desarrollar la transmisión en
toda la zona costera. Se deben desarrollar troncales en corriente continua que se
puedan interconectar desde la zona sur hasta Tumbes donde las interrupciones
disminuirían y las perdidas también.
Respuesta N° 6: El crecimiento de la zona norte es bastante agresivo, sobretodo en la zona minera de
Cajamarca. Pero hay que tener en cuenta que las actuales líneas de transmisión de
220 kV tienen capacidad de 150 MW y las líneas en 500 kV tienen 700 MW y una
capacidad final de 1000 MW, y actualmente se está construyendo 2 circuitos mas por
la sierra que van a llegar al norte en 220 kV con una capacidad total de 360 MW en
total. Por lo tanto la capacidad que se tiene para el norte es muy amplia y si esto
cambiara, hay que tomar en cuenta que el estudio se hace cada 2 años y estos
cambios se tomarían en cuenta en próximos estudios.
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a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión Fecha : 16 de Setiembre de 2010
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PREGUNTAS REALIZADAS EN LIMA: Consulta u Observación N° 7: Rodolfo Zamalloa (Cerro Verde)
… La decisión y ejecución temprana de obras es la fortaleza de un plan…
Los analistas señalan que el Perú podría crecer hasta el 10% y es muy probable que
se llegue a un 7 % por lo cual la agroindustria va a crecer tanto en el norte como el sur
también hay algunos proyectos que van a demandar energía como es el caso de la
minera las Bambas con una inversión de más de 4000 millones de dólares en la zona
sur en el departamento de Apurímac, estos son avisos de proyectos que requieren de
un suministro eléctrico.
Un ejemplo de este plan señala la implementación de la línea Independencia -
Marcona - Socabaya para el 2020 un futuro bastante largo, cuando lo que la
tecnología moderna con la que se están ocupando los centros de producción
requieren confiabilidad y calidad, probablemente esta línea permita mejorar en el sur
estos parámetros ¿Por qué mirar hasta el 2020 para desarrollar esta línea y no programarlo antes del 2015?
Respuesta N° 7: La demanda no se restringe a una proyección determinística sino es mucho más
amplio por ejemplo se llega a 15 % anual de crecimiento durante 10 años y además
se considera las concentraciones de demanda de los proyectos mineros. Además el
plan robusto para el 2020 se monitorea en el proceso de planificación que está en
marcha.
Consulta u Observación N° 8: Hugo Acosta (REP)
¿Se estudio la necesidad de refuerzos previos al 2015 y adicionales a proyectos del plan transitorio de transmisión algunos de los cuales ya están en ejecución? Respuesta N° 8: Se ha hecho una evaluación de todo esto y como resultado salió el plan vinculante.
Respuesta Complementaria:
En el Reglamento de Transmisión se indica que el Plan Vinculante corresponde a los
proyectos nuevos y Refuerzos incluidos en el Plan de Transmisión, cuyas actividades
para su ejecución deben iniciarse dentro del Período de Vigencia del Plan de
Transmisión, siendo este periodo del 1/05/2011 al 31/12/2012. En el mismo
Reglamento, considerando la modificación introducida por el D.S. 010-2009-EM, se
indica que las instalaciones de transmisión cuya construcción se requiera iniciar antes
del 1 de mayo de 2011, serán incluidas en la actualización del Plan Transitorio de
Transmisión, elaborado y aprobado por el MINEM.
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Título: Respuestas a los Comentarios y Observaciones Estudio del Primer Plan de Transmisión
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Como se puede ver, las necesidades de necesidades de transmisión en el corto plazo
deben estar incluidas en el Plan Transitorio de Transmisión y en el Plan de
Transmisión, específicamente en el Plan Vinculante.
Consulta u Observación N° 9: Carlos Cárdenas (independiente)
Si bien la incertidumbre es parte del dialogo mismo, los requerimientos de energía
siempre son rentables tanto para como el consumo interno como para el negocio de
exportación, esta es la certidumbre que se tiene que considerar.
El tamaño de la demanda define el tamaño de la transmisión. Se debe tener cuidado
para que siempre esté disponible al largo plazo.
¿Es necesario considerar la promoción de pronóstico de demandas propias en el país? Respuesta N° 9: Se ha considerado un gran número de escenarios de demanda, partiendo de un
extremo pesimista, para llegar a un lado optimista, con lo cual se cubren en mayor
parte los casos optimistas con mayor cantidad de futuros.
Consulta u Observación N° 10: César Aguilar (Consultores Asociados)
• Un planeamiento a largo plazo se hace a 20 años y mínimo a 15 años
¿Porque un horizonte de 10 años y no de 20 años? • En la demanda un escenario del de 15% de crecimiento anual es muy amplio
pero se podría cometer un error en el tema de hacer un promedio global, así como se
considera la demanda de Lima, el crecimiento de La Libertad, Cajamarca,
Lambayeque y Cusco no son iguales, se recomienda contactar con las empresas
distribuidoras que conocen el crecimiento de su economía por zona para tener una
mejor proyección de la demanda por zonas.
No se puede planificar por separado la transmisión de la distribución, la distribución es
la que fija donde poner una subestación y la transmisión lo único que hace es llevar la
energía hasta las subestaciones.
• ¿Si el estudio sugiere no exportar energía a Brasil eso se tomaría en cuenta o se tomaría en cuenta la decisión de Estado? Respuesta N° 10: Respecto al horizonte de estudio se consideró lo que indica la norma, el cual es 10
años.
No solo hay que ver la demanda sino también la oferta. En nuestro sistema tenemos
mayor incertidumbre en la oferta en comparación con otros países.
Si se tiene en cuenta el crecimiento por zonas tal como se ve en los futuros
planteados como en los casos donde se tiene un crecimiento mayor fuera de Lima.
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Título: Respuestas a los Comentarios y Observaciones Estudio del Primer Plan de Transmisión
a la Prepublicación del Primer Plan de Transmisión Fecha : 16 de Setiembre de 2010
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En el estudio de las centrales del oriente el estudio se enfocó hacia dentro del país y
no hacia la exportación.
Respuesta Complementaria:
En el estudio se han analizado futuros de exportación del 50% de la capacidad de las
centrales del oriente, así como futuros en los que toda la producción de las centrales
indicadas sirve a la demanda del SEIN.
Consulta u Observación N° 11: Wilfredo Sifuentes (OSINERGMIN):
El informe no reproduce lo que se ha desarrollado en la parte eléctrica y en el Perseo,
se pide que se actualice el Informe con los datos que se han empleado en las
simulaciones.
No se ha encontrado en el Informe el análisis de uso de las líneas. La norma dice que
se tiene que identificar cuáles son de uso exclusivo de la demanda o de la generación
para ver qué es lo que queda como parte del Plan de Transmisión.
No se observa una coherencia en los datos usados para los modelos, es el caso de
las RER, si considerado en Perseo y no en el DIgSILENT, por lo tanto se tiene que
establecer una coherencia entre ambas simulaciones.
Las RER solares, se ha observado que estas centrales se han modelado como CCTT
en el PERSEO, y éste los ha despachado en los tres bloques. Los solares solo
despachan en el día, si se modelara de manera más adecuada (restándole de la
demanda simplemente) los resultados de los atributos podrían ser diferentes.
Respuesta N° 11: Respecto a las simulaciones PERSEO y DIgSILENT, hay muchas cosas que se han
simplificado. La resolución del PERSEO es diferente al del Análisis Eléctrico, pero
obviamente se ha conservado lo principal, podemos clarificar esto en el informe. Para
fines de Planificación estas simplificaciones son adecuadas, todo esto se va a aclarar
en el informe.
Respuesta Complementaria:
El Plan de Transmisión incluye el conjunto de obras que se consideran necesarias
para atender el crecimiento de la demanda cumpliendo con lo establecido al respecto
por la Norma, de acuerdo a los alcances del PT indicados en el RT.
La generación de las plantas renovables (RER) fue modelada en PERSEO como
plantas equivalentes con una determinada potencia instalada, que corresponde a la
potencia nominal de la RER, y un factor de planta asociado. Se considera que esta
aproximación es suficiente para fines de un estudio de planificación de largo, a
diferencia de un estudio tarifario en el cual se requiere mayor precisión, pero inclusive
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en este caso se hacen simplificaciones como el restar la generación menor localizada
del total de la demanda.
Consulta u Observación N° 12: Roberto Guerra:
En los análisis de sensibilidad debe indicarse en que medida se cubre un determinado
Horizonte. Los proyectos de transmisión de gas deben analizarse como reemplazo de
la generación eléctrica para el proceso térmico y no para generación de energía
eléctrica, porque ello hace competir la tubería de gas con una línea, debe hacerse una
competencia aditiva y no sustractiva.
Retraso del proyecto L.T. Zapallal – Trujillo por 6 meses, que provocaría una
generación térmica en la zona norte para limitar el flujo de la L.T. Zapallal -
Paramonga - Chimbote, ¿Debe indicarse si estos efectos de demora incluyen la
existencia de la línea Carhuamayo - Cajamarca en servicio, o no?, pues dicha línea
esta congestionada.
También se menciona el requerimiento de transmisión asociado a la zona de Chilca
en base a GN con líneas hacia la Planicie, Zapallal y la línea de Zapallal - Trujillo y
Mantaro Caravelí – Montalvo (con restricciones de construcción). En este análisis
debe añadirse la línea Chilca – Marcona – Ocoña – Montalvo en la situación real del
proyecto que mencione (retrasado).
Los niveles de cortocircuito ¿Cuales serian las alternativas visualizadas por el Planificador del sistema para atender esta situación?. Los incrementos son obvios
debido a la mayor capacidad de generación y capacidad transmisión.
La Chilca – Marcona como un proyecto alternativo de 220 kV que es dependiente del
desarrollo de la generación local, no están considerando que ya esta concesionado la
L.T. Chilca – Marcona – Montalvo de 500 kV.
No se menciona compensación en la zona sur y sur-este que sabemos que tienen
problemas de compensación reactiva.
Las líneas que vienen de las centrales del Oriente debieran venir a nuevos polos, que
el polo no siga siendo Lima. Si Lima está lejos de Inambari, aprovechar que esta
central está en el Sur para hacer otro polo (Arequipa, Moquegua) y hacer otro con las
centrales que están en la zona centro del oriente llevándolos hacia la zona de Trujillo
y tener tres polos unidos mediante líneas de DC, lo cual no tendrían problemas de
distancia eléctrica, eso ayudaría a mejorar la estabilidad del sistema y ayudaría mucho
a Lima, y las líneas que actualmente están soportando el traslado de potencia hacia el
sur y hacia el norte, servirían para llevar energía de los nuevos polos sur y norte hacia
Lima.
Respuesta N° 12: Esta es una propuesta de conexión de las líneas del Oriente que atienden a las
necesidades que se perciben ahora, el centro de carga del sistema está en la zona
central y eso no variará en los diez años, por lo tanto eléctricamente, técnicamente la
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distancia eléctrica tienen que ser las mejores. Ese tipo de definiciones a este nivel no
tienen lugar ahora, pues existen muchos aspectos técnicos que tienen que tenerse en
cuenta. Hay una serie de problemas, que no se puede decir, que lo que dice en el
informe se va hacer, hay una serie de estudios que tienen que realizarse de acuerdo
se va presentando la evolución del sistema.
Respecto a la competencia del gas natural y de la generación, ese es un aspecto que
se ve desde el punto de vista de transmisión, si bien la generación es incierta, en
cualquier sitio puede haber, esta sumado a eso los problemas del gas (llega al norte o
no). Los extremos tomados en cuenta fueron 60% de generación térmica a GN y otro
40% de generación térmica a GN. Esta restringido únicamente a la parte de
transmisión.
Respuesta Complementaria:
La propuesta de vincular la central Inambari al SEIN a través de la zona Sur fue
analizada, sin embargo la idea de conectarla directamente a la zona Centro se debe a
que allí se encuentra el centro de carga del SEIN (ceca a Lima). Otro punto a favor de
la decisión adoptada, fue el hecho de que las redes planteadas también debían
permitir la vinculación al SEIN de las otras centrales hidroeléctricas ubicadas en la
zona oriental (Paquitzapango, Mainique, Tambo 40 y Tambo 60).
Asimismo hay que tomar en cuenta también, que geográficamente el centro de carga
de la zona Sur (entre Moquegua y Socabaya) se encuentra al sur de Inambari (esta
central está en una latitud cercana a la Pisco), por lo que la longitud, así como la
impedancia de línea, pasando por la zona Sur hasta el centro de carga del SEIN, sería
mucho mayor que en la configuración adoptada.
Nota.- El ingeniero Roberto Guerra presentó en la mesa de la Audiencia sus
comentarios por escrito, los mismos que también remitió previamente al COES por
correo electrónico, y estos han sido contestados en un documento de respuesta que
está disponible en el portal de Internet del COES.
Consulta u Observación N° 13: Jaime Luyo
Comentó que el periodo de estudio no le parece el adecuado (2020), pues el estudio
se ha visto acotado a incluir a las cinco centrales del oriente en ese periodo, lo cual no
parece posible, y que eso será posible a mediados de la siguiente década, pues esas
cinco centrales no serán capaces de cubrir la demanda interna. Poner la cota al 2020
ha limitado el análisis, pues se quisiera saber si ¿Habrá exportación? y ¿Son necesarias las centrales del oriente?.
No se ha considerado (en magnitudes) el aporte progresivo de las centrales de
fuentes renovables, considera que no es despreciable, pero eso se hubiera visto en
forma más útil si se hubiera cubierto hasta el 2030.
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Respuesta N° 13: Hay que focalizarnos donde estamos. Dentro de una pirámide de planificación o de
enfoque de desarrollo del sector eléctrico, hay varias etapas, etapa estratégica donde
están los estudios de planeamiento estratégico y del cual se definen las políticas,
etapa intermedia donde se determinan los planes del sector, como el Plan Referencial
de Electricidad, y otras de nivel más operativo. El estudio está en el nivel operativo,
por lo tanto no es posible ir a otro nivel, pues el nivel operativo se nutre de los otros
niveles.
La generación para nosotros es una incertidumbre.
Consulta u Observación N° 14: Luis Mejía Regalado (CIP- Lima- Presidente Capítulo de Ingeniería Eléctrica)
El Decreto Legislativo N° 1010 (aprobó la ley de la s energías renovables) dice que
cada quinquenio tiene que haber un incremento de hasta de 5% adicional de la
componente de energía renovable. En el PPT deberían de precisarse cuáles podrían ser los efectos en la estabilidad del sistema si es que se incrementara los márgenes, y que márgenes de incremento serían razonables de modo que las decisiones de política puedan tener más consistencia.
Respuesta N° 14: COES: Tener en cuenta respecto a este punto, que una situación es tener los
proyectos RER bajo la configuración actual y otro bajo un sistema de 500 kV,
prácticamente casi desde Chiclayo hasta Moquegua, entonces es una situación
diferente.
Consultor del COES (ingeniero Daniel Llarens): Estos proyectos de RER reducen
costos, y la realidad es que los países están promoviendo el desarrollo de estos
proyectos, pero desde el punto de vista de ingeniería se debería buscar la forma de
resolver los problemas operativos en el sistema que traen consigo los proyectos RER.
Consulta u Observación N° 15: Alfredo Román
Una vez implementada la transmisión en 500 kV en Trujillo ¿Se ha previsto reforzar la transmisión en 220 kV hacia Cajamarca Norte? considerando que antes del 2015
entrarán y se ampliarán proyectos mineros grandes. ¿La línea de transmisión Carhuaquero – Cajamarca que considera el Plan, se implementará de Carhuaquero a Cerro Corona o de Carhuaquero a Cajamarca Norte? Respuesta N° 15: Obviamente con el reforzamiento hasta Chiclayo, la transmisión a Cajamarca es
mucho más solida y está previsto que si ante un incremento que pueda ver en el
futuro con el esquema de 220 kV un reforzamiento adicional sería adecuado, eso está
sustentado en el Plan.
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Lo de Carhuaquero – Cajamarca es un problema coyuntural del sistema, pero se
entiende que de todas maneras topológicamente se cerrará el circuito.
Fin de la audiencia: 13:10 horas, del 09 de setiembre 2010.
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