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GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA AV. CANADA N° 1460 - SAN BORJA 224 0487 224 0488 - FAX 224 0491 Informe N° 0041-2009-GART Estudio Tarifario para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión del Área de Demanda 5 Regulación para el período 2009-2013 Lima, enero 2009

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GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA

AV. CANADA N° 1460 - SAN BORJA 224 0487 224 0488 - FAX 224 0491

Informe N° 0041-2009-GART

Estudio Tarifario para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de

Transmisión del Área de Demanda 5 Regulación para el período 2009-2013

Lima, enero 2009

OSINERGMIN Informe N° 0041-2009-GART

Estudio Tarifario para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión del Área de Demanda 5 i

Resumen Ejecutivo

El presente informe describe el estudio realizado por OSINERGMIN para la Fijación de Tarifas del Sistema Secundario de Transmisión (en adelante “SST”) y del Sistema Complementario de Transmisión (en adelante “SCT”) comprendidos en el Área de Demanda 5, para el período de vigencia mayo 2009 - abril 2013.

El Área de Demanda 5, está conformada por las instalaciones de transmisión de las empresas Electrocentro S.A., Electroandes S.A., Red de Energía del Perú S.A., Electro Sur Medio S.A., Adinelsa, Cemento Andino S.A. y Consorcio Energético Huancavelica (en adelante las “TITULARES”) y por la demanda de clientes regulados y libres de los sistemas eléctricos Oxapampa, Yaupi, Tarma Rural, Tarma-Chanchamayo, Huaytara – Chorcovos, Huancavelica Ciudad, Huancavelica Rural, Huanuco, Huánuco Rural 1, Huánuco Rural 2, Huancayo, Valle del Mantaro 1, Valle del Mantaro 2, Valle del Mantaro 3, Valle del Mantaro 4, Tablachaca, Pampas, Cangallo-Llusita, Huanta Rural, Huanta-Cobriza, Ayacucho Rural, Ayacucho, Tingo María, Pasco y Pasco Rural.

Es del caso señalar que las tarifas de los SST de Electrocentro S.A., Electroandes S.A., Red de Energía del Perú S.A., Electro Sur Medio S.A., Adinelsa y Cemento Andino S.A., fueron fijadas expresamente en los procesos regulatorios anteriores y actualizadas en el proceso del año 2005. La fijación hecha en el año 2005 se encuentra vigente hasta abril del año 2009.

Así mismo, el presente proceso de fijación se lleva a cabo en cumplimiento del Anexo B de la norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados” (en adelante el “PROCEDIMIENTO”), aprobada mediante Resolución OSINERG N° 001-2003-OS/CD, ordenada y concordada mediante Resolución OSINERGMIN N° 775-2007-OS/CD.

Dentro del plazo de presentación de propuestas establecido en el procedimiento, las empresas titulares de transmisión Electrocentro S.A., Electroandes S.A. y Red de Energía del Perú S.A, presentaron sus propuestas tarifarias. Hasta la fecha se han llevado a cabo las etapas de revisión de admisibilidad, respuesta a las observaciones de admisibilidad, notificación de admisibilidad, audiencia pública para que los agentes

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expongan sus propuestas tarifarias, observaciones a los estudios técnicos económicos de los titulares y la respuesta de los mismos.

OSINERGMIN ha evaluado las premisas y cálculos presentados por las TITULARES en las etapas anteriores; asimismo, en esta evaluación se ha tomado en cuenta el análisis de la respuesta de los TITULARES a las observaciones formuladas por OSINERGMIN.

En ese sentido, para los casos en los que no se han subsanado adecuadamente dichas observaciones o la información presentada como parte de la subsanación no es consistente o no ha sido debidamente sustentada, OSINERGMIN ha procedido a determinar las Tarifas correspondientes con base en lo dispuesto en la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento; en la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica y su Reglamento de Transmisión; así como, en las normas emitidas por OSINERGMIN para tal fin.

De acuerdo con el análisis realizado por OSINERGMIN, de manera general, se han efectuado los siguientes cambios con relación a la propuesta presentada por las TITULARES:

♦ Se ha proyectado la demanda de energía para toda el área de demanda y no por la demanda que atiende cada titular.

♦ Se ha reformulado el Plan de Inversiones propueto por ELECTROCENTRO y ELECTROANDES, con base a la proyección de demanda efectuada y a la revisión de alternativas técnicamente viables, entre las cuales incluyen: un enalce en muy alta tensión desde la C.H. Mantaro para alimentar la ciudd de Ayacucho, un enlace en 60 kV desde Chanchamayo par aalimentar las ciudad de Pichanaki y Satipo.

♦ Respecto a la propuesta de ELECTROANDES, no se ha considerado como parte del SCT a la línea Caripa – Carhuamayo 138 kV y el transformador 138/50 kV en Carhuamayo, debido a que forman parte del SST.

♦ Los cambios anteriores motivan una nueva valorización de costos de inversión, operación y mantenimiento.

Como consecuencia de la aplicación de estos cambios, los Peajes para los SST y SCT comprendidos en el Área de Demanda 5 son:

Peajes para los SST y SCT del Área de Demanda 5 (Ctm. S/. / kWh) Para el periodo 2009-2013

Titular Acumulado en MAT

Acumulado en AT

Acumulado en MT

ADINELSA 0,0204 0,0349 0,0503 CONEHUA - 0,0155 0,0218

ELECTROANDES 0,0691 0,5168 0,8436 ELECTROCENTRO 0,1549 0,8421 1,3252

REP 0,0000 0,0000 0,0000 CEMENTO ANDINO 0,0101 0,0101 0,0101

TOTAL ÁREA 0,2545 1,4194 2,2510

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El peaje total indicado en el cuadro anterior debe aplicarse a todos los clientes regulados y libres en los sistemas eléctricos comprendidos en el Área de Demanda 5 y en el nivel de tensión correspondiente, debiendo lo recaudado transferirse a cada uno de los TITULARES en proporción a los peajes parciales (no acumulados) que corresponden a cada uno de ellos por nivel de tensión.

Los valores mostrados en el cuadro anterior han sido determinados con un Tipo de Cambio de 3,142 S/./US$, que corresponde al 31 de diciembre de 2008, por lo que serán actualizados en la etapa de publicación de las Tarifas y Compensaciones de los SST y SCT que está previsto efectuarse el 15 de abril de 2009.

Asimismo, los factores de pérdidas medias de potencia y energía, acumulados son:

Factores de Pérdidas Medias Acumulados

Factor Muy Alta

Tensión (MAT) Acumulado

Alta Tensión (AT)

Acumulado

Media Tensión (MT)

Acumulado Factor de pérdidas medias de energía (FPMdE) 1,0040 1,0262 1,0410 Factor de pérdidas medias de potencia (FPMdP) 1,0076 1,0309 1,0437

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INDICE

1. INTRODUCCIÓN ........................................................................................................... 3 1.1 UBICACIÓN ............................................................................................................... 3

2. ASPECTOS REGULATORIOS ..................................................................................... 5 3. PROCESO DE REGULACIÓN DE LOS SST Y SCT .................................................. 10 4. PROPUESTA INICIAL ................................................................................................. 13

4.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA ................................................................................. 13 4.2 SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR ........................................................................ 15

4.2.1 Instalaciones del SST ................................................................................ 15 4.2.2 Instalaciones del SCT ................................................................................ 15

4.3 COSTOS DE INVERSIÓN Y COYM ............................................................................. 17 4.4 FACTORES DE PÉRDIDAS MEDIAS ............................................................................ 18 4.5 INGRESO TARIFARIO ............................................................................................... 18 4.6 PEAJES Y FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN .................................................................. 19

4.6.1 CMA SST ................................................................................................... 19 4.6.2 CMA SCT .................................................................................................. 20 4.6.3 Peajes 21 4.6.4 Fórmula de Actualización .......................................................................... 21

5. AUDIENCIA PÚBLICA ................................................................................................ 23 6. OBSERVACIONES A LOS ESTUDIOS TÉCNICO ECONÓMICOS ........................... 24

6.1 OBSERVACIONES DE OSINERGMIN A LAS PROPUESTAS DE REGULACIÓN DE SST Y SCT .................................................................................................................... 24

6.2 OBSERVACIONES RELEVANTES ............................................................................... 25 7. PROPUESTA FINAL ................................................................................................... 27

7.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA ................................................................................. 27 7.2 SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR ........................................................................ 28

7.2.1 Instalaciones del SST ................................................................................ 28 7.2.2 Instalaciones del SCT ................................................................................ 29

7.3 COSTOS DE INVERSIÓN Y COYM ............................................................................. 35 7.4 FACTORES DE PÉRDIDAS MEDIAS ............................................................................ 36 7.5 INGRESO TARIFARIO ............................................................................................... 37 7.6 PEAJES Y FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN .................................................................. 37

7.6.1 CMA SST ................................................................................................... 37 7.6.2 CMA SCT .................................................................................................. 38 7.6.3 Peajes 39 7.6.4 Fórmula de Actualización .......................................................................... 40

8. ANÁLISIS DE OSINERGMIN ...................................................................................... 41 8.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA ................................................................................. 41

8.1.1 Metodología ............................................................................................... 42 8.1.2 Datos Históricos E Información Base ........................................................ 43 8.1.3 Proyección Ventas-Usuarios Menores ...................................................... 46 8.1.4 Proyección Ventas-Usuarios Mayores ...................................................... 48 8.1.5 Demandas Adicionales .............................................................................. 48

8.2 SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR ........................................................................ 50 8.2.1 Crietrios Generales .................................................................................... 50 8.2.2 Criterios Específicos .................................................................................. 51

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8.2.3 Metodología de Planeamiento ................................................................... 52 8.2.4 Instalaciones del SST ................................................................................ 52 8.2.5 Instalaciones del SCT ................................................................................ 53

8.3 COSTOS DE INVERSIÓN Y COYM ............................................................................. 57 8.4 FACTORES DE PÉRDIDAS MEDIAS ............................................................................ 58

8.4.1 Criterios 58 8.4.2 Procedimiento de Cálculo de los FPMdP .................................................. 60 8.4.3 Procedimiento de Cálculo de los FPMdE .................................................. 60 8.4.4 Factores de Pérdidas Medias Resultantes ................................................ 61

8.5 PEAJES Y FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN .................................................................. 61 8.5.1 CMA SST ................................................................................................... 62 8.5.2 CMA SCT .................................................................................................. 67 8.5.3 Ingreso Tarifario ........................................................................................ 68 8.5.4 Peajes 69 8.5.5 Fórmulas de Actualización ........................................................................ 71

9. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .............................................................. 72 10. ANEXOS ...................................................................................................................... 74

Anexo A Tablas de Elementos de Transmisión con Alícuotas, del SST del Área de Demanda 5-Según Propuesta. .................................................................. 75

Anexo B Diagramas Unifilares del SER 2009-2013-Según Propuesta. ................... 77 Anexo C Análisis de las Respuestas a las Observaciones formuladas a la

PROPUESTA FINAL ............................................................................... 142 Anexo D Instalaciones del SST, según validación de OSINERGMIN .................... 236 Anexo E Diagramas Unifilares del SER 2009-2013-Según análisis de

OSINERGMIN. ........................................................................................ 254 Anexo F Cuadros Comparativos ............................................................................ 259

11. REFERENCIAS ......................................................................................................... 263

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1. Introducción

El presente informe describe el estudio realizado por OSINERGMIN para la Fijación de Tarifas del Sistema Secundario de Transmisión (en adelante “SST”) y del Sistema Complementario de Transmisión (en adelante “SCT”) comprendidos en el Área de Demanda 5, para el período de vigencia mayo 2009 - abril 2013.

Para su elaboración se ha considerado los estudios técnicos económicos presentados por las TITULARES, así como los estudios desarrollados sobre el particular por la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del OSINERGMIN (en adelante “GART”) y/o estudios encargados por OSINERGMIN a consultores especializados.

1.1 Ubicación

El Área de Demanda 5 se encuentra ubicada en la región Sierra Centro del Perú y esta conformada por instalaciones pertenecientes a las empresas concesionarias Electrocentro S.A. (en adelante “ELECTROCENTRO”), Electroandes S.A. (en adelante “ELECTROANDES”), Red de Energía del Perú S.A. (en adelante “REP”), Electro Sur Medio S.A. (en adelante “ELECTRO SUR MEDIO”), Adinelsa (en adelante “ADINELSA”), Cemento Andino S.A. (en adelante “CEMENTO ANDINO”) y Consorcio Energético Huancavelica (en adelante “CONENHUA”) En el Gráfico N° 1.1, se muestra la ubicación geográfica del Área de Demanda 5.

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GRÁFICO N° 1.1

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2. Aspectos Regulatorios

El sistema de precios debe ser estructurado sobre la base de la eficiencia económica de acuerdo con lo señalado por los Artículos 8° y 42° de la Ley1 de Concesiones Eléctricas (en adelante “LCE”).

Las tarifas y compensaciones correspondientes a los sistemas de transmisión y distribución, deberán ser reguladas en cumplimiento del Artículo 43° de la LCE, modificado por la Ley N° 288322.

Según lo señalado en el Artículo 44° de la LCE3, la regulación de la transmisión será efectuada por OSINERGMIN, independientemente de si las tarifas corresponden a ventas de electricidad para el servicio público o para aquellos suministros que se efectúen en condiciones de competencia.

1 Artículo 8º.- La Ley establece un régimen de libertad de precios para los suministros que puedan efectuarse en condiciones de competencia, y un sistema de precios regulados en aquellos suministros que por su naturaleza lo requieran, reconociendo costos de eficiencia según los criterios contenidos en el Título V de la presente Ley. (...) Artículo 42º.- Los precios regulados reflejarán los costos marginales de suministro y estructurarán de modo que promuevan la eficiencia del sector.

2 Artículo 43º.- Estarán sujetos a regulación de precios: (...) c) Las tarifas y compensaciones de Sistemas de Transmisión y Distribución; (...)

3 Artículo 44º.- Las tarifas de transmisión y distribución serán reguladas por la Comisión de Tarifas de Energía independientemente de si éstas corresponden a ventas de electricidad para el servicio público o para aquellos suministros que se efectúen en condiciones de competencia, según lo establezca el Reglamento de la Ley. Para éstos últimos, los precios de generación se obtendrán por acuerdo de partes. (...)

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De forma similar, el Artículo 62° de la LCE modificado con la Ley Nº 288324, establece que las compensaciones del SST deberán ser reguladas por OSINERGMIN.

Por otro lado, para la determinación de las tarifas correspondientes al SST, el Artículo 49° de la LCE, modificado por la Ley N° 288325, establece que en las barras del SST el precio incluirá el correspondiente peaje de dicho sistema, el mismo que será determinado según lo establecido en los Artículos 128° y 139° del Reglamento de la LCE6, modificado mediante el Decreto Supremo N° 027-2007-EM.

4 Artículo 62º.- Las compensaciones y peajes por las redes del Sistema Secundario de Transmisión, o del Sistema de Distribución serán reguladas por OSINERG. (...)

5 Artículo 49º.- En las barras del Sistema Secundario de Transmisión el precio incluirá el correspondiente peaje de dicho sistema.

6 Artículo 128º.- Para la fijación de los precios en Barra de energía, a que se refiere el Artículo 49º de la Ley, el sistema de transmisión a considerar comprenderá todas aquellas instalaciones del SEIN hasta el límite donde se inician las instalaciones que sirven en forma exclusiva a la demanda y hasta el límite donde se inician las instalaciones que sirven de forma exclusiva a la generación. Artículo 139º.- (…) Las compensaciones y las tarifas de transmisión a que se refieren los artículos 44° y 62° de la Ley; así

como, las compensaciones y tarifas del Sistema Complementario de Transmisión a que se refiere el Artículo 27° de la Ley N° 28832, serán fijadas por OSINERGMIN, teniendo presente lo siguiente:

a) Criterios Aplicables I) El pago mensual que efectúen los generadores por las instalaciones de transmisión se denomina

compensación. II) Las instalaciones de transmisión a que se refiere este artículo comprenden tanto las pertenecientes

al Sistema Secundario de Transmisión como al Sistema Complementario de Transmisión, salvo que se indique lo contrario.

III) El Plan de Transmisión se refiere al definido en el Artículo 21° de la Ley N° 28832. IV) El pago que realicen los consumidores se denomina Peaje que se aplicará como un cargo por

unidad de energía consumida. Para el caso de instalaciones que comprenden el sistema de transmisión, a que se refiere el Artículo 128°, el pago incluirá además del Peaje, la aplicación de los factores nodales de energía y los factores de pérdidas de potencia.

V) El Plan de Inversiones está constituido por el conjunto de instalaciones de transmisión requeridas que entren en operación dentro de un periodo de fijación de Peajes y Compensaciones. Será aprobado por OSINERGMIN y obedece a un estudio de planificación de la expansión de transmisión considerando un horizonte de diez (10) años, que deberá preparar obligatoriamente cada concesionario de las instalaciones de transmisión remuneradas exclusivamente por la demanda.

VI) El Costo Medio Anual de las instalaciones de transmisión corresponde al monto anual que permite retribuir los costos de inversión, operación y mantenimiento.

VII) Los costos de explotación son los definidos en el Artículo 1° de la Ley N° 28832. VIII) Los Ingresos Esperados Anuales corresponden al monto que se debe liquidar anualmente. IX) La Tasa Mensual para el cálculo de las Tarifas y Compensaciones; así como, para la actualización

de los ingresos mensuales de la liquidación anual, se determina aplicando fórmulas de interés compuesto y la Tasa de Actualización anual establecida en el Artículo 79° de la LCE.

b) (…) c) Responsabilidad de Pago (…) III) Para las instalaciones del Sistema Secundario de Transmisión no contempladas en ninguno de los

casos anteriores, OSINERGMIN definirá la asignación de responsabilidad de pago a la generación o a la demanda, o en forma compartida entre ambas. Para ello, deberá tener en cuenta el uso y/o el beneficio económico que cada instalación proporcione a los generadores y/o demanda, así como, lo dispuesto por el cuarto párrafo de la Sexta Disposición Complementaria Final de la Ley N° 28832.

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El concepto de Costo Medio Anual al que hace referencia el Artículo 139° del Reglamento de la LCE, está definido en el literal b) numeral II) del Decreto Supremo N° 027-2007-EM, y corresponde a la suma de la anualidad del costo de inversión y el costo anual de operación y mantenimiento, en condiciones de eficiencia (en adelante “aCI” y “COyM”, respectivamente)

El Sistema Económicamente Adaptado (en adelante “SEA”) al que hace referencia el Artículo 139° del Reglamento de la LCE en su literal c) numeral II), también se encuentra definido en el Anexo de la LCE7 y corresponde al sistema eléctrico en el que existe un equilibrio entre la oferta y la demanda.

Por otro lado, todas las nuevas instalaciones que se construyan posteriormente al 23 de julio de 2006 en que se emitió la Ley 28832 y que no forman parte del Plan de Transmisión8, se consideran como instalaciones del SCT definidas en el Artículo 27.1 de la Ley N° 288329, las mismas que en cumplimiento del inciso b) del Artículo 27.2 de dicha Ley10 se regulan según los criterios establecidos en la LCE.

El Sistema Eléctrico a Remunerar (en adelante “SER”) al que hace referencia el literal c) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE, es la configuración del sistema de transmisión considerado para la determinación de los Peajes y Compensaciones de cada titular.

Para la determinación y asignación de los cargos de transmisión, el Artículo 139° del Reglamento de la LCE, establece el procedimiento a ser seguido por OSINERGMIN para definir la asignación de compensaciones a la generación o a la demanda o en forma compartida entre la demanda y la generación, tomando en cuenta el uso y/o beneficio económico que cada instalación proporcione a los generadores y/o usuarios.

Para cumplir con estos mandatos de la LCE y, considerando el principio de transparencia que rige el accionar del regulador, de acuerdo con lo

7 SISTEMA ECONOMICAMENTE ADAPTADO: Es aquel sistema eléctrico en el que existe una correspondencia de equilibrio entre la oferta y la demanda de energía, procurando el menor costo y mantenimiento de la calidad del servicio. Artículo 48º.- Los factores de pérdida de potencia y de energía se calcularán considerando las Pérdidas Marginales de Transmisión de Potencia de Punta y Energía respectivamente, considerando un Sistema Económicamente Adaptado.

8 Artículo 1° - Definiciones 21. Plan de Transmisión.- Estudio periódico, aprobado por el Ministerio, que identifica, mediante un análisis centralizado, los requerimientos de equipamiento de transmisión necesarios para mantener o mejorar la calidad, fiabilidad, seguridad o economía del sistema para un horizonte no mayor de diez (10) años. Este estudio tiene como producto un plan recomendado de obras de transmisión que considere los diversos escenarios de la expansión de la generación y de crecimiento de la demanda futura, el cronograma de ejecución y la asignación de las compensaciones para su remuneración.

9 27.1 Se consideran como instalaciones del Sistema Complementario de Transmisión aquellas que son parte del Plan de Transmisión y cuya construcción es resultado de la iniciativa propia de uno o varios Agentes. Además, son parte del Sistema Complementario de Transmisión todas aquellas instalaciones no incluidas en el Plan de Transmisión.

10 27.2 Para las instalaciones del Sistema Complementario de Transmisión se tendrá en cuenta lo siguiente: (…) b) OSINERG establecerá el monto máximo a reconocer como costo de inversión, operación y

mantenimiento. Las compensaciones y tarifas se regulan considerando los criterios establecidos en la Ley de Concesiones Eléctricas para el caso de los Sistemas Secundarios de Transmisión.

(…)

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establecido en la Ley N° 27838 – Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos, OSINERG (ahora OSINERGMIN) mediante Resolución OSINERG N° 001-2003-OS/CD, publicada el 11 de enero de 2003, aprobó la norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados”, en cuyo Anexo B se establece el “Procedimiento para la Fijación de Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión”.

Posteriormente, la Resolución OSINERG N° 262-2004-OS/CD, publicada el 21 de setiembre de 2004, modificó el numeral 5.2 del Artículo 5° de la referida Norma y el Anexo B mencionado. Dicha modificación respondía a la necesidad de establecer un período mayor para llevar a cabo la regulación de los SST, a fin de optimizar los requerimientos de información y su procesamiento para el cálculo de las tarifas y compensaciones de los mismos, además del hecho de que las principales variables que intervienen en la determinación de las tarifas de los SST mantienen una tendencia estable en el mediano plazo.

Mediante la Resolución OSINERGMIN N° 775-2007-OS/CD, se aprobó el Texto Único Ordenado y Concordado de la Norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados”, el cual complementariamente a la Resolución OSINERG N° 262-2004-OS/CD, incorpora lo dispuesto en la Ley N° 28832 “Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica”, en concordancia con el Reglamento de la Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos, aprobado mediante Decreto Supremo N° 042-2005-PCM.

Con Resolución OSINERGMIN N° 023-2008-OS/CD, publicada el 14 de enero de 2008, se aprobaron los criterios, metodología y formatos para la presentación de los estudios tarifarios que sustenten las propuestas de fijación tarifaria de los titulares de los SST y SCT (en adelante “NORMA TARIFAS”).

Asimismo, se aprobaron las siguientes normas, las cuales tienen relación vinculante con la NORMA TARIFAS:

• Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica, aprobada mediante la Resolución OSINERGMIN N° 022-2007-OS/CD.

• Norma de Altas y Bajas, aprobada mediante la Resolución OSINERGMIN

N° 024-2007-OS/CD. • Norma de Áreas de Demanda, aprobada con la Resolución OSINERGMIN

N° 634-2007-OS/CD. • Norma de Porcentajes para determinar los Costos de Operación y

Mantenimiento para la Regulación de los SST - SCT, aprobada mediante la Resolución OSINERGMIN N° 635-2007-OS/CD.

• Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de

Transmisión, aprobada con Resolución OSINERGMIN N° 343-2008-OS/CD.

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• Norma de Procedimiento para la Asignación de Responsabilidad de Pago de los SST y SCT, aprobada con Resolución OSINERGMIN N° 383-2008-OS/CD.

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3. Proceso de Regulación de los SST y SCT

El presente proceso de fijación se lleva a cabo según lo establecido en el Anexo B “Procedimiento para la Fijación de Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión” de la norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados” (en adelante “PROCEDIMIENTO”), aprobada mediante Resolución OSINERG N° 001-2003-OS/CD, ordenada y concordada mediante Resolución OSINERGMIN N° 775-2007-OS/CD.

Mediante la Primera Disposición Transitoria de la Resolución OSINERGMIN N° 775-2007-OS/CD, se estableció que el PROCEDIMIENTO, correspondiente al período de vigencia 2009-2013, se inicie excepcionalmente antes del 01 de abril de 2008.

A solicitud de diversas empresas concesionarias, mediante Resolución OSINERGMIN N° 198-2008-OS/CD se postergó, hasta antes del 01 de junio de 2008, el plazo para la presentación de los estudios técnicos económicos que sustenten las propuestas de Fijación de Peajes y Compensaciones para los SST y SCT, correspondiente al período de vigencia 2009-2013.

Las etapas siguientes del PROCEDIMIENTO correspondiente al período de vigencia 2009-2013, fueron reprogramadas a fin de cumplir con la publicación de las tarifas y compensaciones de los SST y SCT a más tardar el 15 de abril de 2009. dicha reprogramación se muestra en la figura 3.1 siguiente.

De acuerdo con el PROCEDIMIENTO, este proceso se inició el 2 de junio de 2008, fecha límite para la presentación de los “Estudios Técnico Económicos con las Propuestas de Tarifas y Compensaciones”, preparados por los titulares de los SST y remitidos a OSINERGMIN para su evaluación.

OSINERGMIN, en aplicación del principio de transparencia contenido en la Ley N° 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas, ha incluido como parte del PROCEDIMIENTO la publicación de los proyectos de resolución que fijan las tarifas y compensaciones así como la realización de audiencias públicas, con la

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finalidad de que los usuarios e interesados puedan manifestarse sobre las propuestas tarifarias respectivas.

Este esquema, que obedece a las disposiciones legales vigentes, establece un ambiente abierto de participación donde pueden expresarse las opiniones de la ciudadanía, y de los interesados en general, a fin de que estas sean consideradas por el regulador antes que adopte su decisión para la aprobación de las tarifas y compensaciones para los SST.

Asimismo, con posterioridad a dicha decisión, se prevé la instancia de los recursos de reconsideración donde se pueden interponer cuestionamientos a las decisiones adoptadas.

En la siguiente figura 3.1 se muestra el cronograma del proceso que se viene siguiendo con base en dicho PROCEDIMIENTO.

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Figura 3.1 Proceso de Fijación de Tarifas y Compensaciones de los SST y SCT (Período 2009-2013)

02-Jun 19-Jun 10-Jul 24-Jul 30-Jul 06-Ago 03-Sep 16-Oct 20-Oct 30-Ene 10-Feb 24-Feb 15-Abr 07-May 14-May 21-May 28-May 18-Jun 23-Jun30-Ene-09

06-Ago-08

Prepublicación del Proyecto de Resolución que fija los peajes y compensaciones, la Relación de

Información que la sustenta y convocatoria a Audiencia Pública

Presentación de los Estudios Técnico Económicos

Primera Revisión de admisibilidad de las propuestas de peajes y

compensaciones de los SST y SCT

Respuestas a las observaciones de admisibilidad

Notificación de admisibilidad de las propuestas de peajes y compensaciones de

los SST y SCT

Publicación en página WEB de OSINERGMIN y

convocatoria a audiencia pública

Respuestas a las Observaciones

Observaciones a los Estudios Técnico Económicos de los Titulares de los SST y SCT

Audiencia Pública de OSINERGMIN-GART

Opiniones y sugerencias de los interesados respecto a la

Prepublicación

Publicación de las Resoluciones de Peajes y Compensaciones

PUBLICACIÓN DE LOS RECURSOS DE RECONSIDERACIÓN

CONVOCATORIA A AUDIENCIA PÚBLICA

Audiencia Pública para sustentar Recursos de Reconsideración

Audiencia Pública de los Titulares de los SST y SCT

13d 15d 10d 2d 5d 20d 30d 2d 5d 10d 34d 15d 5d

Publicación en página WEB de OSINERGMIN de las respuestas a las

observaciones

67d 5d

Interposición de Recursos de Reconsideración (de ser el caso)

a

c

e

g

i

k

m

ñ

b

d

f

h

j

l

n

o

5d 15d 3d

Publicación de las Resoluciones que resuelven Recursos de Reconsideración

r

Opiniones y sugerencias sobre los Recursos de Reconsideración

P

Resolución de Recursos de Reconsideración

q

10-Feb-09

15-Abr-09

21-May-09

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4. Propuesta Inicial

En cumplimiento del cronograma establecido para la Fijación de Tarifas de los SST y SCT, con fecha 30 de mayo de 2008, las empresas ELECTROCENTRO, ELECTROANDES y REP, presentaron los Estudios Técnicos Económicos que sustentan sus propuestas con relación a la fijación de Tarifas del Área de Demanda 5, para el periodo mayo 2009-abril 2013 (en adelante y en conjunto “PROPUESTA INICIAL”) – [Ver Referencia 1].

Dichas propuestas, fueron evaluadas por OSINERGMIN a fin de determinar su admisibilidad como parte del presente proceso regulatorio, como resultado de lo cual, mediante Oficio N° 0533-2008-GART, de fecha 19 de junio 2008, se notificó a las empresas ELECTROCENTRO, ELECTROANDES y REP, las observaciones relacionadas con la admisibilidad de sus propuestas al proceso regulatorio– [Ver Referencia 2], las mismas que fueron respondidas mediante las cartas GR-889-2008, ELA-GG/053-2008, A-009717-08/GC y GN-1606-2008, respectivamente– [Ver Referencia 3].

Con Oficio N° 0632-2008-GART, de fecha 22 de julio 2008, OSINERGMIN notificó a las empresas sobre los resultados de la admisibilidad de sus propuestas al proceso de fijación de tarifas de los SST y SCT para el período 2009-2013, señalando que ello no otorga conformidad del contenido ni de los resultados presentados en dicho estudio, dado que serán materia de revisión en las etapas posteriores del presente proceso– [Ver Referencia 4].

4.1 Proyección de la Demanda

La proyección de la demanda de la PROPUESTA INICIAL se resume en el siguiente cuadro:

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Cuadro Nº 4-1

PROPUESTA INICIAL ÁREA DE DEMANDA 5 Proyección de la Demanda (GWh)

Año ELECTROANDES (1)

ELECTROCENTRO (2)

ELECTRO SUR MEDIO

(3) CONENHUA

(4) CEMENTO ANDINO.

(5) ADINELSA

(6) REP (7)

2007 0,0 0,0 2008 1 878,0 530,0 2009 2 432,0 552,6 2010 2 578,3 576,3 2011 2 762,4 601,1 2012 2 797,2 627,1 2013 2 838,0 654,2 2014 2 860,7 682,5 2015 2 792,1 712,1 2016 2 811,5 743,1 2017 2 839,8 775,5 2018 2 860,3 844,9 Tasa

Promedio 4,30% 4,77%

Notas: (1) La propuesta del titular ELECTROANDES no abarca todas las cargas

e instalaciones comprendidas en el Área de Demanda 5. El titular ha considerado en este caso a los usuarios mayores (clientes libres) y menores (Información de usuarios y tasa de crecimiento informado por le empresa de distribución ELECTROCENTRO atendidos desde el sistema de transmisión de ELECTROANDES.

(2) La propuesta del titular ELECTROCENTRO no abarca todas las cargas e instalaciones comprendidas en el Área de Demanda 5. El titular ha considerado en este caso únicamente la información de los usuarios regulados de sus sistemas eléctricos.

(3) El titular en su propuesta tarifaria de los SST-SCT no desagregó la demanda para el SE Huaytara-Chocorvos.

(4) El titular no presentó su propuesta tarifaria de los SST-SCT.

(5) El titular no presentó su propuesta tarifaria de los SST-SCT.

(6) El titular no presentó su propuesta tarifaria de los SST-SCT.

(7) La empresa REP en su propuesta tarifaria, presenta una proyección de demanda a nivel del SEIN sin desagregar esta proyección según áreas de demanda.

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4.2 Sistema Eléctrico a Remunerar

4.2.1 Instalaciones del SST Las empresas ELECTROCENTRO, ELECTROANDES y REP, presentaron la siguiente información correspondiente a las instalaciones del SST al 23 de julio de 2006:

• Formatos F-002 y F-003

• Diagramas Unifilares

4.2.2 Instalaciones del SCT Las instalaciones del SCT que conforman el Plan de Inversiones correspondiente al período comprendido entre el 24 de julio 2006 y el 30 de abril de 2013, de la PROPUESTA INICIAL, son las que se resumen en los siguientes cuadros:

Cuadro Nº 4-2 PROPUESTA INICIAL ÁREA DE DEMANDA 5

SCT (Miles US$)

TITULAR 1: ELECTROCENTRO S.A.

Año Instalaciones de Transmisión Elemento Monto de Inversiòn

Miles de US$ 2009 MOLLEPATA B2 -SAN FRANCISCO B1 (*) Tramo de Línea 4 245,33 2009 HUAYUCACHI -HYO ESTE B1 (*) Tramo de Línea 526,59 2009 SEPI B1 -HYO ESTE B1 Tramo de Línea 712,88 2009 HUALLANCA B2 -LA UNION B1 Tramo de Línea 514,73 2009 OXAPAMPA B2 -VILLA RICA B2 (*) Tramo de Línea 1 478,50 2009 VILLA RICA B2 -PICHANAKI B1 (*) Tramo de Línea 3 677,61 2009 PICHANAKI B1 -SATIPO B1 Tramo de Línea 3 625,93 2009 VILLARICA B2 -P. BERMUDEZ B1 Tramo de Línea 3 458,41 2009 P. BERMUDEZ B2 -CONSTITUCIÓN (*) Tramo de Línea 1 835,87 2009 CONSTITUCION -PTO. MAYRO (*) Tramo de Línea 1 100,83 2009 PTO MAYRO -CENTRO LAGARTO ESCOZACIN (*) Tramo de Línea 449,19 2009 CENTRO LAGARTO ESCOZACIN -STA ROSA (*) Tramo de Línea 632,77 2009 STA ROSA -DELFIN B1 (*) Tramo de Línea 624,88 2009 STA ROSA -HUANCA OSOMAYO Tramo de Línea 848,04 2009 HUANCA OSOMAYO -CODO POZUZO Tramo de Línea 506,81 2009 CODO POZUZO -SJ CODO Tramo de Línea 640,90 2009 SJ CODO -LOS ANGELES Tramo de Línea 228,89 2009 CONSTITUCION -LAS PALMAS (*) Tramo de Línea 250,65 2009 LAS PAMPAS -YUYAPICHIS (*) Tramo de Línea 585,71 2009 YUYAPICHIS -STA ROSA YANAYACU (*) Tramo de Línea 208,44 2009 STA ROSA YANAYACU -N. TRUJILLO (*) Tramo de Línea 253,24 2009 N. TRUJILLO -PTO. ZUNGARO (*) Tramo de Línea 412,66 2009 PTO ZUNGARO -PTO. INCA (*) Tramo de Línea 243,50 2010 ORCOTUNAI B2 -ORCOTUNA II Tramo de Línea 248,49 2010 CHALA NUEVA B1 -EL MACHU B1 Tramo de Línea 1 013,95 2010 LA UNION B1 -HUACAYBAMBA B1 Tramo de Línea 3 706,05 2010 HUACAYBAMBA B1 -HUACRACHUCO B1 Tramo de Línea 1 921,65

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Año Instalaciones de Transmisión Elemento Monto de Inversiòn

Miles de US$ 2010 VILLA RICA B1 -CHANCHAMAYO B1 Tramo de Línea 2 186,66 2011 MOLLEPATA B2 -FRIASPATA B2 Tramo de Línea 5 590,96 2,011 SATIPO B3 -MAZAMARI B1 Tramo de Línea 754,84 2,011 SATIPO B3 -ATALAYA B1 Tramo de Línea 4 755,47 2009 SET AT/MT "AYACUCHO" SEP 1 255,09 2009 SET AT/MT "SAN FRANCISCO" (*) SEP 1 174,73 2009 SET AT/MT "MOLLEPATA" (*) SEP 1 850,78 2009 SET AT/MT "HUANTA" CELDA 80,65 2009 SET AT/MT "MACHAHUAY" SEP 683,12 2010 SET AT/MT "AYACUCHO" SEP 1 171,25 2010 SET AT/MT "HUANTA" CELDA 80,65 2011 SET AT/MT "AYACUCHO" CELDA 54,77 2011 SET AT/MT "CANGALLO" SEP 932,67 2011 SET AT/MT "FRIASPATA" SEP 1 691,53 2011 SET AT/MT "MOLLEPATA" CELDA 159,25 2009 SET AT/MT "AUCAYACU" CELDA 149,73 2009 SET AT/MT "Caudalosa-G" (*) CELDA 63,33 2009 SET AT/MT "HUALLANCA" SEP 1 127,75 2009 SET AT/MT "LA UNIÓN" CELDA 906,28 2009 SET AT/MT "LA UNIÓN" CELDA 98,67 2010 SET AT/MT "HUAYCABAMBA" CELDA 991,81 2010 SET AT/MT "HUACRACHUCO" SEP 744,49 2009 SET AT/MT "HCVA-NORTE" CELDA 360,01 2012 SET AT/MT "HCVA-NORTE" SEP 132,94 2009 SET AT/MT "HUAYUCACHI 60" (*) CELDA 166,99 2009 SET AT/MT "SALESIANOS" (*) SEP 1 638,22 2009 SET AT/MT "P-INDUSTRIAL" CELDA 200,32 2009 SET AT/MT "H-ESTE" (*) SEP 1 709,34 2009 SET AT/MT "CONCEPCIÓN" SEP 861,17 2009 SET AT/MT "CHUPACA" CELDA 98,67 2009 SET AT/MT "COMAS" (*) SEP 872,95 2010 SET AT/MT "HUAYUCACHI 60" CELDA 166,99 2010 SET AT/MT "P-INDUSTRIAL" SEP 1 468,88 2010 SET AT/MT "CHILCA" SEP 1 855,62 2010 SET AT/MT "H-ESTE" CELDA 167,44 2010 SET AT/MT "ORCOTUNA2" CELDA 499,15 2010 SET MAT/MT "ORCOTUNA1" SEP 4 989,89 2010 SET AT/MT "CHALA-N" SEP 971,62 2010 SET MAT/MT "MACHU" SEP 1 008,86 2011 SET AT/MT "H-ESTE" SEP 1 407,87 2009 SET AT/MT "HUANUCO" CELDA 89,09 2009 SET AT/MT "PACHACHACA" SEP 843,61 2010 SET AT/MT "PASCO" SEP 1 410,15 2009 SET AT/MT "NINATAMBO" SEP 2 055,99 2009 SET AT/MT "PUNTAYACU" CELDA 159,25 2012 SET AT/MT "NINATAMBO" CELDA 45,34 2009 SET AT/MT "OXAPAMPA" (*) CELDA 128,15 2009 SET AT/MT "VILLA-RICA" (*) CELDA 318,49 2009 SET MAT/MT "PICHANAKI" (*) SEP 1 225,87 2009 SET AT/MT "SATIPO" SEP 1 163,01 2009 SET AT/MT "P-BERMUDEZ" SEP 1 096,10 2009 SET AT/MT "C-CONSTITUCIÓN" (*) CELDA 189,59 2009 SET AT/MT "S-ROSA" (*) CELDA 94,80 2009 SET AT/MT "DELFIN" (*) SEP 203,63 2010 SET MAT/MT "YAUPI" SEP 1 743,97 2010 SET MAT/MT "OXAPAMPA" SEP 2 075,03 2010 SET AT/MT "VILLA RICA" (*) SEP 1 098,78 2010 SET AT/MT "CHANCHAMAYO" SEP 1 002,69 2010 SET AT/MT "SATIPO" CELDA 357,90 2012 SET AT/MT "SATIPO" CELDA 146,69 2011 SET AT/MT "MAZAMARI" SEP 680,30 2011 SET AT/MT "ATALAYA" SEP 764,50

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Año Instalaciones de Transmisión Elemento Monto de Inversiòn

Miles de US$ 2009 SET AT/MT "CHUMPE" CELDA 295,56

TOTAL 96 222,43

Titular 2: ELECTROANDES

Año Instalaciones de Transmisión Elemento Monto de Inversión

Miles de US$ 2010 Carhuamayo Línea en 138 kV 4 261,6 2010 Carhuamayo Celda en 138 kV 317,8 2010 Carhuamayo Celda de Línea en 60 KV 149,1

2010 Carhuamayo Transformador 138/60/10 kV de 30 MVA

901,5

2007 SET San Mateo Celda de Banco de Condensadores (2)

149,14

2007 SET San Mateo Banco de Condensadores (2) 66,70 2009 SET San Mateo Celda de Banco de

Condensadores (2) 149,14

2009 SET San Mateo Banco de Condensadores (2) 100,90 TOTAL 6 095,91

En esta etapa de presentación de PROPUESTA INICIAL, los titulares ELECTRO SUR MEDIO, CONEHUA, CEMENTO ANDINO, ADINELSA Y REP no presentaron información de inversión para el Área de Demanda 5.

4.3 Costos de Inversión y COyM

Los costos de inversión por año de la PROPUESTA INICIAL son los que se muestran en el siguiente cuadro:

Cuadro Nº 4-3 PROPUESTA INICIAL ÁREA DE DEMANDA 5

COSTO DE INVERSIÓN POR AÑO (Miles US$)

Año ELECTROCENTRO ELECTROANDES REP TOTAL 2006 0,00 0,00 2007 215,84 215,84 2008 0,00 0,00 2009 50 192,67 250,05 51 889,89 2010 29 570,48 5 630,02 33 930,41 2011 16 938,86 0 17 690,88 2012 178,28 0 258,12 2013

Los costos anuales de operación y mantenimiento de la PROPUESTA INICIAL son los que se muestran en el siguiente cuadro:

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Cuadro Nº 4-4 PROPUESTA INICIAL ÁREA DE DEMANDA 5

COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO ANUAL (Miles US$)

Año ELECTROCENTRO ELECTROANDES REP TOTAL 2006 0,00 0,00 2007 6,89 6,89 2008 0,00 0,00 2009 1 601,15 7,98 1 685,63 2010 922,16 168,61 1 087,77 2011 540,35 0,00 568,00 2012 56,87 0,00 8,82 2013

Nota. REP no presentó los formatos F-308 en medio magnético.

4.4 Factores de Pérdidas Medias Los factores de pérdidas medias acumuladas por nivel de tensión de la PROPUESTA INICIAL, son los que se muestran a continuación:

Cuadro Nº 4-5 PROPUESTA INICIAL ÁREA DE DEMANDA 5

Factores de Pérdidas Medias FACTOR ELECTROCENTRO ELECTROANDES

Factores de Pérdidas Medias en Energía (FPMdE) Acumulado en MAT - 1,0001

Factores de Pérdidas Medias en Energía (FPMdE) Acumulado en AT - 1,0185

Factores de Pérdidas Medias en Energía (FPMdE) Acumulado en MT 1,0070 1,0241

Factores de Pérdidas Medias en Potencia (FPMdP) Acumulado en MAT - 1,0001

Factores de Pérdidas Medias en Potencia (FPMdP) Acumulado en AT - 1,0155

Factores de Pérdidas Medias en Potencia (FPMdP) Acumulado en MT 1,0030 1,0212

4.5 Ingreso Tarifario

Los titulares de transmisión ELECTROCENTRO y REP del Área de Demanda 5, no presentaron la información correspondiente a los ingresos tarifarios; solamente ELECTROANDES presentò información sobre los ingresos tarifarios de sus instalaciones, según el detalle del cuadro siguiente:

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Cuadro Nº 4-6 PROPUESTA INICIAL ÁREA DE DEMANDA 5 INGRESO TARIFARIO POR AÑO, DEL SER

(Nuevos Soles) Elemento Titular 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

LT Oroya Nueva-Caripa 138kV Electroandes - 10 605,9 161 994,5 161 994,5 161 994,5 161 994,5 10 605,9 161 994,5 Transf. Oroya

Nueva 220/50kV Electroandes - 95 704,5 91 922,1 91 922,1 91 922,1 91 922,1 95 704,5 91 922,1

4.6 Peajes y Fórmula de Actualización

4.6.1 CMA SST El CMA del SST, por año y por cada una de las partes del sistema eléctrico correspondientes al SER de la PROPUESTA INICIAL, son los que se muestran a continuación:

Cuadro Nº 4-7 PROPUESTA INICIAL ÁREA DE DEMANDA 5

CMA SST (Nuevos Soles)

Titular Año MAT MAT/AT AT AT/MT Total Electrocentro 2007 0,00 0,00 35 305 930,66 2 752 275,27 38 058 205,93 Electrocentro 2008 0,00 0,00 35 305 930,66 2 752 275,27 38 058 205,93 Electrocentro 2009 0,00 0,00 35 305 930,66 2 752 275,27 38 058 205,93 Electrocentro 2010 0,00 0,00 35 305 930,66 2 752 275,27 38 058 205,93 Electrocentro 2011 0,00 0,00 35 305 930,66 2 752 275,27 38 058 205,93 Electrocentro 2012 0,00 0,00 35 305 930,66 2 752 275,27 38 058 205,93 Electrocentro 2013 0,00 0,00 35 305 930,66 2 752 275,27 38 058 205,93 Electrocentro 2014 0,00 0,00 35 305 930,66 2 752 275,27 38 058 205,93 Electroandes 2007 539 081,68 4 618 255,33 8 081 098,78 4 530 651,33 17 769 087,12 Electroandes 2008 539 081,68 4 618 255,33 8 081 098,78 4 530 651,33 17 769 087,12 Electroandes 2009 539 081,68 4 618 255,33 8 081 098,78 4 530 651,33 17 769 087,12 Electroandes 2010 539 081,68 4 618 255,33 8 081 098,78 4 530 651,33 17 769 087,12 Electroandes 2011 539 081,68 4 618 255,33 8 081 098,78 4 530 651,33 17 769 087,12 Electroandes 2012 539 081,68 4 618 255,33 8 081 098,78 4 530 651,33 17 769 087,12 Electroandes 2013 539 081,68 4 618 255,33 8 081 098,78 4 530 651,33 17 769 087,12 Electroandes 2014 539 081,68 4 618 255,33 8 081 098,78 4 530 651,33 17 769 087,12

REP 2007 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 REP 2008 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 REP 2009 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 REP 2010 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 REP 2011 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 REP 2012 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

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Titular Año MAT MAT/AT AT AT/MT Total REP 2013 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 REP 2014 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Total Área 2007 539 081,68 4 618 255,33 43 387 029,44 7 282 926,59 55 827 293,05 Total Área 2008 539 081,68 4 618 255,33 43 387 029,44 7 282 926,59 55 827 293,05 Total Área 2009 539 081,68 4 618 255,33 43 387 029,44 7 282 926,59 55 827 293,05 Total Área 2010 539 081,68 4 618 255,33 43 387 029,44 7 282 926,59 55 827 293,05 Total Área 2011 539 081,68 4 618 255,33 43 387 029,44 7 282 926,59 55 827 293,05 Total Área 2012 539 081,68 4 618 255,33 43 387 029,44 7 282 926,59 55 827 293,05 Total Área 2013 539 081,68 4 618 255,33 43 387 029,44 7 282 926,59 55 827 293,05 Total Área 2014 539 081,68 4 618 255,33 43 387 029,44 7 282 926,59 55 827 293,05

(*) Se ha utilizado 3,142 S/./US$, como tipo de cambio al 31.12.2008

4.6.2 CMA SCT El CMA del SCT, por año y por cada una de las partes del sistema eléctrico correspondientes al SER de la PROPUESTA INICIAL, son los que se muestran a continuación:

Cuadro Nº 4-8 PROPUESTA INICIAL ÁREA DE DEMANDA 5

CMA DEL SCT (Nuevos Soles)

Titular Año MAT MAT/AT AT AT/MT Total Electrocentro 2007 - - 13 268 388,67 11 340 535,28 24 608 923,96 Electrocentro 2008 - - 13 268 388,67 11 340 535,28 24 608 923,96 Electrocentro 2009 - - 13 268 388,67 11 340 535,28 24 608 923,96 Electrocentro 2010 - 4 252 479,42 17 718 643,19 17 069 463,32 39 040 585,93 Electrocentro 2011 - 4 252 479,42 23 161 473,67 19 931 572,72 47 345 525,81 Electrocentro 2012 - 4 252 479,42 23 161 473,67 20 179 798,25 47 593 751,34 Electrocentro 2013 - - - - - Electrocentro 2014 - - - - - Electroandes 2007 616 822,52 5 284 252,83 9 656 452,72 5 184 015,47 20 741 543,53 Electroandes 2008 616 822,52 5 284 252,83 9 656 452,72 5 184 015,47 20 741 543,53 Electroandes 2009 616 822,52 5 284 252,83 9 656 452,72 5 184 015,47 20 741 543,53 Electroandes 2010 3 485 069,93 5 848 868,77 9 753 239,32 5 184 015,47 24 271 193,49 Electroandes 2011 7 305 226,15 6 600 868,44 9 887 775,44 5 184 015,47 28 977 885,50 Electroandes 2012 7 305 226,15 6 600 868,44 9 887 775,44 5 184 015,47 28 977 885,50 Electroandes 2013 7 305 226,15 6 600 868,44 9 887 775,44 5 184 015,47 28 977 885,50 Electroandes 2014 7 305 226,15 6 600 868,44 9 887 775,44 5 184 015,47 28 977 885,50

REP 2007 455 650,44 4 287 416,70 186 604,08 848 222,55 5 777 893,76 REP 2008 455 650,44 4 287 416,70 186 604,08 848 222,55 5 777 893,76 REP 2009 455 650,44 4 287 416,70 186 604,08 848 222,55 5 777 893,76 REP 2010 455 650,44 4 287 416,70 186 604,08 848 222,55 5 777 893,76 REP 2011 455 650,44 4 287 416,70 186 604,08 848 222,55 5 777 893,76 REP 2012 455 650,44 4 287 416,70 186 604,08 848 222,55 5 777 893,76 REP 2013 455 650,44 4 287 416,70 186 604,08 848 222,55 5 777 893,76 REP 2014 455 650,44 4 287 416,70 186 604,08 848 222,55 5 777 893,76

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Titular Año MAT MAT/AT AT AT/MT Total Total Área 2007 1 072 472,96 9 571 669,53 23 111 445,47 17 372 773,30 51 128 361,25 Total Área 2008 1 072 472,96 9 571 669,53 23 111 445,47 17 372 773,30 51 128 361,25 Total Área 2009 1 072 472,96 9 571 669,53 23 111 445,47 17 372 773,30 51 128 361,25 Total Área 2010 3 940 720,37 14 388 764,89 27 658 486,59 23 101 701,33 69 089 673,18 Total Área 2011 7 760 876,59 15 140 764,56 33 235 853,19 25 963 810,73 82 101 305,07 Total Área 2012 7 760 876,59 15 140 764,56 33 235 853,19 26 212 036,27 82 349 530,60 Total Área 2013 7 760 876,59 10 888 285,15 10 074 379,52 6 032 238,02 34 755 779,26 Total Área 2014 7 760 876,59 10 888 285,15 10 074 379,52 6 032 238,02 34 755 779,26

(*) Se ha utilizado 3,142 S/./US$, como tipo de cambio al 31.12.2008

4.6.3 Peajes Los Peajes acumulados por nivel de tensión de la PROPUESTA INICIAL, son los que se muestran a continuación:

Cuadro Nº 4-9 PROPUESTA INICIAL ÁREA DE DEMANDA 5

PEAJES (Ctm. S/./kWh)

Acumulado

en MAT Acumulado

en AT Acumulado

en MT Electrocentro - 2,6300 4,6938 Electroandes 0,1586 0,7851 1,5745 REP 0,0847 0,0913 0,1943 Total Área 0,1667 3,5064 6,4625

(*) Se ha utilizado 3,142 S/./US$, como tipo de cambio al 31.12.2008

4.6.4 Fórmula de Actualización Según la normativa vigente, los parámetros a, b, c, d correspondientes a la Fórmula de Actualización, de la PROPUESTA INICIAL, son los que se resumen a continuación:

Cuadro Nº 4-10 PROPUESTA INICIAL ÁREA DE DEMANDA 5

FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN SST

a b c d

Electrocentro - - - - REP 0,1513 0,8111 - 0,0376 Electroandes 0,3505 0,5853 0,0385 0,0256

Nota. Los titulares Electrocentro y REP no presentaron los valores de factores de actualización.

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Cuadro Nº 4-11 PROPUESTA INICIAL ÁREA DE DEMANDA 5

FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN SCT

a b c d

Electrocentro 0,2189 0,7042 0,0564 0,0205 REP - - - - Electroandes (1) 0,3618 0,5551 0,0637 0,0194 Electroandes (2) 0,6875 0,3125 - - Electroandes (3) 0,3991 0,5489 0,0480 0,0040

Nota. (1) Los valores corresponden a SCTPI. (2) Los valores corresponden a SCTPT. (2) Los valores corresponden a SSTG del generador Huanchor.

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5. Audiencia Pública

Con la finalidad de promover, en un entorno de mayor transparencia, la participación de los diversos agentes (empresas concesionarias, asociaciones de usuarios, usuarios individuales, etc.), como parte del PROCEDIMIENTO OSINERGMIN convocó a una Audiencia Pública que se desarrolló entre los días 05 y 06 de agosto de 2008.

El objetivo de la audiencia fue que los titulares de los Sistemas de Transmisión expongan el sustento técnico - económico de sus propuestas de tarifas y compensaciones para los SST y SCT.

En esta oportunidad, respecto a la exposición hecha por ELECTROANDES, surgieron comentarios y/o preguntas de parte de los agentes del mercado e interesados que participaron en dicha audiencia pública, cuyo video fue consignado en la página Web: http://www2.osinerg.gob.pe/gart.htm, y en la sección que resulta de ingresar a los vínculos siguientes “Procedimientos Regulatorios”, “Procedimiento para fijación de Peajes y Compensaciones para SST y SCT”, “Audiencia Pública de Titulares de los SST y SCT”.

Respecto a la exposición de las demás empresas no surgieron comentarios y/o preguntas durante la audiencia pública.

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6. Observaciones a los Estudios Técnico Económicos

6.1 Observaciones de OSINERGMIN a las Propuestas de Regulación de SST y SCT

A través del Oficio N° 0764-2008- GART, de fecha 03 de setiembre de 2006, el OSINERGMIN remitió a las empresas ELECTROCENTRO, ELECTROANDES y REP los Informes N° 0352-2008-GART, 0368-2008-GART, 0364-2008-GART y 0374-2008-GART, respectivamente; los cuales contienen las observaciones al estudio técnico económico presentado por las referidas empresas como sustento de su propuesta tarifaria para su SST y SCT– [Ver referencia 5].

Los referidos documentos de observaciones han sido consignados en la página Web de OSINERGMIN, al igual que en el caso de la propuesta de los titulares de transmisión, con el propósito de que los agentes del mercado e interesados, tengan acceso al documento mencionado y cuenten con la información necesaria que les permita, en su oportunidad, expresar sus comentarios y puntos de vista relacionados con los temas observados.

Las observaciones hechas a los estudios, se clasificaron en generales y específicas, precisándose que las observaciones generales tienen jerarquía sobre las específicas, por lo que estas últimas no deben ser consideradas como limitativas. Asimismo, se indicó que las absoluciones de las observaciones específicas, deberán sujetarse, en lo que corresponda, a lo absuelto en las observaciones generales.

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Para efectos de la absolución respectiva, las observaciones se organizaron en los rubros siguientes:

o Proyección de la demanda;

o Determinación del Sistema Eléctrico a Remunerar (SER);

o Costos de Inversión;

o Costos Estándar de Operación y Mantenimiento;

o Determinación de los Factores de Pérdidas Medias e Ingresos Tarifarios; y

o Determinación del Costo Medio Anual (CMA), Peajes, Compensaciones y Fórmulas de Actualización.

Se señaló además que los sustentos e información que sean presentados como respuesta a las observaciones, serán evaluados a fin de verificar la consistencia y trazabilidad de la propuesta; así como, el cumplimiento de la normatividad pertinente y del criterio de eficiencia que exige el marco regulatorio para las instalaciones de transmisión.

De igual manera, se señaló que los comentarios y/o preguntas de parte de los agentes del mercado e interesados que participaron en la Audiencia Pública, también sean absueltas, en lo que corresponda, por la respectiva empresa titular de los SST y SCT. Para tal efecto, se consignó el video de la citada Audiencia Pública en la página Web: http://www2.osinerg.gob.pe/gart.htm, y en la sección que resulta de ingresar a los vínculos siguientes “Procedimientos Regulatorios”, “Procedimiento para fijación de Peajes y Compensaciones para SST y SCT”, “Audiencia Pública de Titulares de los SST y SCT”.

6.2 Observaciones Relevantes Entre otras, las observaciones relevantes hechas a la PROPUESTA INICIAL, son las siguientes:

- La propuesta presentada no abarca todas las cargas e instalaciones comprendidas en el Área de Demanda correspondiente, sólo se limita a los alcances de las instalaciones de cada titular.

- No se han evaluado las suficientes alternativas que permitan concluir que la configuración presentada corresponde efectivamente a la alternativa de mínimo costo.

- Se observan diversos errores de cálculo en la valorización de las instalaciones.

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- Se han cometido diversos errores de cálculo en la determinación de los factores de pérdidas medias, costo medio anual, peajes y fórmulas de actualización.

Se requirió que el titular revise completamente sus cálculos y metodologías aplicadas, a fin de subsanar errores que no necesariamente puedan haberse detectado como parte del informe de observaciones, pues de detectarse en las siguientes etapas podrían constituirse en razones para modificar la propuesta presentada en su última versión

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7. Propuesta Final

Dentro del plazo establecido para el efecto, con cartas GR-1190-2008, ELA-GC-263-2008, A-012386-08/GC y GN-5515-2008, las empresas ELECTROCENTRO, ELECTROANDES y REP, respectivamente, presentaron las respuestas a las observaciones hechas por OSINERGMIN a sus PROPUESTAS INICIALES, las mismas que para efectos del presente proceso regulatorio se consideran como la PROPUESTA FINAL correspondiente.

Toda la documentación entregada como PROPUESTA FINAL, ha sido consignada en la página Web de OSINERGMIN, al igual que en el caso de la PROPUESTA INICIAL y las observaciones a la misma, con el propósito de que los agentes del mercado e interesados, tengan acceso a los documentos mencionados y cuenten con la información necesaria que les permita, en su oportunidad, expresar sus comentarios y puntos de vista relacionados con los temas observados. – [Ver referencia 6].

A continuación se resumen los valores contenidos en la PROPUESTA FINAL

7.1 Proyección de la Demanda

La proyección de la demanda de la PROPUESTA FINAL se resume en el siguiente cuadro:

Cuadro Nº 7-1 PROPUESTA FINAL ÁREA DE DEMANDA 5

Proyección de la Demanda (GWh)

Año

ELECTROANDES (1)

ELECTROCENTRO (2)

ELECTRO SUR MEDIO

(3) CONENHUA

(4) CEMENTO ANDINO.

(5) ADINELSA

(6) REP (7)

2007 2008 1 892,5 604,7 2009 2 534,1 636,9

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Año

ELECTROANDES (1)

ELECTROCENTRO (2)

ELECTRO SUR MEDIO

(3) CONENHUA

(4) CEMENTO ANDINO.

(5) ADINELSA

(6) REP (7)

2010 2 709,2 689,3 2011 2 899,9 718,1 2012 2 949,4 756,5 2013 2 998,1 848,3 2014 3 025,4 883,2 2015 2 987,9 919,8 2016 3 012,5 958,2 2017 3 046,2 998,6 2018 3 071,2 1040,9 Tasa

Promedio 4,96% 5,58%

Nota. (1) La propuesta del titular ELECTROANDES no abarca todas las cargas

e instalaciones comprendidas en el Área de Demanda 5. El titular ha considerado en este caso a los usuarios mayores (clientes libres) y menores (Información de usuarios y tasa de crecimiento informado por le empresa de distribución ELECTROCENTRO) atendidos desde el sistema de transmisión de ELECTROANDES.

(2) La propuesta del titular ELECTROCENTRO no abarca todas las cargas e instalaciones comprendidas en el Área de Demanda 5. El titular ha considerado en este caso únicamente la información de los usuarios regulados de sus sistemas eléctricos.

(3) El titular en su propuesta tarifaria de los SST-SCT no desagregó la demanda para el SE Huaytara-Chocorvos.

(4) El titular no presentó su propuesta tarifaria de los SST-SCT.

(5) El titular no presentó su propuesta tarifaria de los SST-SCT.

(6) El titular no presentó su propuesta tarifaria de los SST-SCT.

(7) La empresa REP en su propuesta tarifaria, presenta una proyección de demanda a nivel del SEIN sin desagregar esta proyección según áreas de demanda.

7.2 Sistema Eléctrico a Remunerar

7.2.1 Instalaciones del SST Las instalaciones del SST al 23 de julio de 2006, según lo presentado por las empresas ELECTROCENTRO y ELECTROANDES, son las que figuran en las tablas del Anexo A, conforme se señala en el siguiente cuadro:

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Cuadro Nº 7-2 PROPUESTA FINAL ÁREA DE DEMANDA 5

SST al 23 de julio 2006

Tabla Titular Descripción

A1 ELECTROCENTRO Relación de Elementos de Transmisión con Alícuotas

A2 ELECTROANDES Relación de Elementos de Transmisión con Alícuotas

7.2.2 Instalaciones del SCT Las instalaciones del SCT que conforman el Plan de Inversiones correspondiente al período 24 de julio 2006 al 30 de abril de 2013, de la PROPUESTA FINAL, son las que se resumen en los siguientes cuadros:

Cuadro Nº 7-3 PROPUESTA FINAL ÁREA DE DEMANDA 5

SCT (Miles US$)

TITULAR 1: ELECTROCENTRO S.A.

Año Instalaciones de Transmisión Elemento Monto de Inversión

Miles de US$ 2009 SET AT/MT "AYACUCHO" CELDA COMPENSADOR 43,10

2009 SET AT/MT "AYACUCHO" TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 60/23/10 KV DE 8 MVA, instalado al exterior en Sierra de 3000 a 4000 msnm

479,38

2009 SET AT/MT "AYACUCHO" BANCO CAPACITIVO 33,53

2009 SET AT/MT "CANGALLO" TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 33/23 KV DE 4 MVA, instalado al exterior en Sierra de 1000 a 3000 msnm

332,91

2009 SET AT/MT "SAN FRANCISCO" CELDA TRANSFORMACIÓN 150,50 2009 SET AT/MT "SAN FRANCISCO" CELDA TRANSFORMACIÓN 47,21 2009 SET AT/MT "SAN FRANCISCO" CELDA ALIMENTADOR 60,39 2009 SET AT/MT "SAN FRANCISCO" CELDA ALIMENTADOR 60,39 2009 SET AT/MT "SAN FRANCISCO" CELDA ALIMENTADOR 60,39 2009 SET AT/MT "SAN FRANCISCO" CELDA ALIMENTADOR 60,39

2009 SET AT/MT "SAN FRANCISCO" TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 60/23 KV DE 4 MVA, instalado al exterior en Selva de 0 a 1000 msnm

390,80

2009 SET AT/MT "MOLLEPATA" CELDA LÍNEA 188,17 2009 SET AT/MT "MOLLEPATA" CELDA TRANSFORMACIÓN 159,12 2009 SET AT/MT "MOLLEPATA" CELDA TRANSFORMACIÓN 159,12

2009 SET AT/MT "MOLLEPATA"

TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 138/60/10 KV DE 25 MVA, instalado al exterior en Sierra de 3000 a 4000 msnm

1 185,88

2009 SET AT/MT "HUANTA" CELDA COMPENSADOR 45,20 2009 SET AT/MT "HUANTA" CELDA COMPENSADOR 45,20 2009 SET AT/MT "HUANTA" BANCO CAPACITIVO 35,45 2009 SET AT/MT "HUANTA" BANCO CAPACITIVO 35,45

2009 SET AT/MT "MACHAHUAY" TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 33/23 KV DE 4 MVA, instalado al exterior en

337,29

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Año Instalaciones de Transmisión Elemento Monto de Inversión

Miles de US$ Sierra de 3000 a 4000 msnm

2010 SET AT/MT "AYACUCHO" CELDA COMPENSADOR 45,20 2010 SET AT/MT "AYACUCHO" BANCO CAPACITIVO 35,45 2011 SET AT/MT "AYACUCHO" CELDA TRANSFORMACIÓN 170,70 2011 SET AT/MT "AYACUCHO" CELDA TRANSFORMACIÓN 73,77 2011 SET AT/MT "AYACUCHO" CELDA ALIMENTADOR 64,46

2011 SET AT/MT "AYACUCHO"

TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 60/23/10 KV DE 15 MVA, instalado al exterior en Sierra de 1000 a 3000 msnm

786,43

2011 SET MAT/AT "QUINUA" CELDA LÍNEA 574,05 2011 SET MAT/AT "QUINUA" CELDA LÍNEA 574,05 2011 SET MAT/AT "QUINUA" CELDA TRANSFORMACIÓN 158,39

2011 SET MAT/AT "QUINUA" TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 220/60 KV DE 30 MVA, instalado al exterior en Sierra de 3000 a 4000 msnm

1 604,97

2011 SET AT/MT "CANGALLO" TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 60/23 KV DE 7 MVA, instalado al exterior en Sierra de 1000 a 3000 msnm

1 031,06

2011 SET AT/MT "MOLLEPATA" CELDA LÍNEA 174,75 2009 SET AT/MT "HUAYUCACHI 60" CELDA LÍNEA 166,99 2009 SET AT/MT "SALESIANOS" CELDA LÍNEA 167,44 2009 SET AT/MT "SALESIANOS" CELDA LÍNEA 167,44 2009 SET AT/MT "P-INDUSTRIAL" CELDA LÍNEA 167,44 2009 SET AT/MT "H-ESTE" CELDA LÍNEA 203,74 2009 SET AT/MT "H-ESTE" CELDA LÍNEA 203,74 2009 SET AT/MT "H-ESTE" CELDA TRANSFORMACIÓN 165,89 2009 SET AT/MT "H-ESTE" CELDA TRANSFORMACIÓN 54,39 2009 SET AT/MT "H-ESTE" CELDA ALIMENTADOR 38,78 2009 SET AT/MT "H-ESTE" CELDA ALIMENTADOR 38,78 2009 SET AT/MT "H-ESTE" CELDA ALIMENTADOR 38,78

2009 SET AT/MT "H-ESTE" TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 60/10 KV DE 10 MVA, instalado al exterior en Sierra de 3000 a 4000 msnm

663,93

2009 SET AT/MT "CONCEPCIÓN" CELDA LÍNEA 139,04 2009 SET AT/MT "CONCEPCIÓN" CELDA TRANSFORMACIÓN 71,19

2009 SET AT/MT "CONCEPCIÓN" TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 33/23 KV DE 5 MVA, instalado al exterior en Sierra de 3000 a 4000 msnm

305,11

2009 SET AT/MT "CHUPACA" CELDA LÍNEA 98,67

2009 SET AT/MT "COMAS" TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 60/33/23 KV DE 4 MVA, instalado al exterior en Sierra de 3000 a 4000 msnm

513,92

2009 SET AT/MT "DERV-SINAYCOCHA" CELDA LÍNEA 98,67 2010 SET AT/MT "HUAYUCACHI 60" CELDA LÍNEA 166,99

2010 SET AT/MT "P-INDUSTRIAL"

TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 60/33/10 KV DE 20 MVA, instalado al exterior en Sierra de 3000 a 4000 msnm

1 124,47

2010 SET AT/MT "CHILCA" CELDA LÍNEA 200,28 2010 SET AT/MT "CHILCA" CELDA LÍNEA 200,28 2010 SET AT/MT "CHILCA" CELDA TRANSFORMACIÓN 162,97 2010 SET AT/MT "CHILCA" CELDA TRANSFORMACIÓN 73,51 2010 SET AT/MT "CHILCA" CELDA TRANSFORMACIÓN 53,45 2010 SET AT/MT "CHILCA" CELDA ALIMENTADOR 53,32 2010 SET AT/MT "CHILCA" CELDA ALIMENTADOR 38,34

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Año Instalaciones de Transmisión Elemento Monto de Inversión

Miles de US$

2010 SET AT/MT "CHILCA"

TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 60/23/10 KV DE 10 MVA, instalado al exterior en Sierra de 3000 a 4000 msnm

768,20

2010 SET AT/MT "ORCOTUNA II" CELDA LÍNEA 166,38 2010 SET AT/MT "ORCOTUNA II" CELDA LÍNEA 166,38 2010 SET AT/MT "ORCOTUNA II" CELDA LÍNEA 166,38 2010 SET AT/MT "ORCOTUNA II" CELDA LÍNEA 166,38 2010 SET MAT/AT "ORCOTUNA I" CELDA LÍNEA 454,89 2010 SET MAT/AT "ORCOTUNA I" CELDA LÍNEA 454,89 2010 SET MAT/AT "ORCOTUNA I" CELDA TRANSFORMACIÓN 366,07 2010 SET MAT/AT "ORCOTUNA I" CELDA TRANSFORMACIÓN 171,85

2010 SET MAT/AT "ORCOTUNA I" TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 220/60 KV DE 30 MVA, instalado al exterior en Sierra de 3000 a 4000 msnm

1 821,59

2010 SET AT/MT "CHALA" CELDA LÍNEA 120,00 2010 SET AT/MT "CHALA" CELDA COMPENSADOR 77,82

2010 SET AT/MT "CHALA" TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 60/33/23 KV DE 4 MVA, instalado al exterior en Sierra de 3000 a 4000 msnm

436,97

2010 SET AT/MT "CHALA" TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 33/23 KV DE 2 MVA, instalado al exterior en Sierra de 3000 a 4000 msnm

120,03

2010 SET AT/MT "CHALA" BANCO CAPACITIVO 32,04 2010 SET MAT/MT "MACHU" CELDA TRANSFORMACIÓN 100,33 2010 SET MAT/MT "MACHU" CELDA ALIMENTADOR 81,57 2010 SET MAT/MT "MACHU" CELDA ALIMENTADOR 81,57

2010 SET MAT/MT "MACHU" TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 60/33/23 KV DE 3 MVA, instalado al exterior en Sierra de 3000 a 4000 msnm

382,28

2011 SET AT/MT "H-ESTE" CELDA TRANSFORMACIÓN 175,18 2011 SET AT/MT "H-ESTE" CELDA TRANSFORMACIÓN 67,08 2011 SET AT/MT "H-ESTE" CELDA ALIMENTADOR 48,92 2011 SET AT/MT "H-ESTE" CELDA ALIMENTADOR 48,92 2011 SET AT/MT "H-ESTE" CELDA ALIMENTADOR 48,92

2011 SET AT/MT "H-ESTE" TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 60/10 KV DE 10 MVA, instalado al exterior en Sierra de 3000 a 4000 msnm

688,19

2009 SET AT/MT "NINATAMBO" CELDA LÍNEA 181,12 2009 SET AT/MT "NINATAMBO" BANCO CAPACITIVO 42,84 2009 SET AT/MT "NINATAMBO" CELDA COMPENSADOR 48,03 2009 SET AT/MT "CHANCHAMAYO B-2" CELDA COMPENSADOR 51,37

2009 SET AT/MT "CHANCHAMAYO B-2" TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 60/23/10 KV DE 7 MVA, instalado al exterior en Sierra de 3000 a 4000 msnm

445,00

2009 SET AT/MT "CHANCHAMAYO B-2" BANCO CAPACITIVO 41,80

2010 SET AT/MT "CHANCHAMAYO" TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 60/23 KV DE 10 MVA, instalado al exterior en Selva de 0 a 1000 msnm

729,46

2011 SET MAT/AT "YANANGO" CELDA LÍNEA 158,88 2011 SET MAT/AT "YANANGO" CELDA LÍNEA 158,88 2011 SET MAT/AT "YANANGO" CELDA TRANSFORMACIÓN 128,63 2011 SET MAT/AT "YANANGO" CELDA TRANSFORMACIÓN 42,24 2011 SET AT/MT "PUNTAYACU" CELDA LÍNEA 159,25 2009 SET AT/MT "OXAPAMPA" CELDA TRANSFORMACIÓN 140,63

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Año Instalaciones de Transmisión Elemento Monto de Inversión

Miles de US$ 2009 SET AT/MT "VILLA-RICA" CELDA LÍNEA 174,75 2009 SET AT/MT "VILLA-RICA" CELDA LÍNEA 174,75 2009 SET MAT/MT "PICHANAKI" CELDA LÍNEA 195,09 2009 SET MAT/MT "PICHANAKI" CELDA TRANSFORMACIÓN 158,26 2009 SET MAT/MT "PICHANAKI" CELDA TRANSFORMACIÓN 65,68 2009 SET MAT/MT "PICHANAKI" CELDA TRANSFORMACIÓN 65,68

2009 SET MAT/MT "PICHANAKI" TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 60/33/23 KV DE 7 MVA, instalado al exterior en Selva de 0 a 1000 msnm

661,83

2010 SET MAT/MT "OXAPAMPA" CELDA LÍNEA 420,54 2010 SET MAT/MT "OXAPAMPA" CELDA TRANSFORMACIÓN 220,26

2010 SET MAT/MT "OXAPAMPA"

TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 138/60/23 KV DE 20 MVA, instalado al exterior en Sierra de 1000 a 3000 msnm

1.502,63

2010 SET MAT/MT "VILLA RICA" CELDA LÍNEA 176,16 2010 SET AT/MT "PICHANAQUI" CELDA LÍNEA 168,08 2010 SET AT/MT "SATIPO" CELDA TRANSFORMACIÓN 133,80 2010 SET AT/MT "SATIPO" CELDA TRANSFORMACIÓN 82,57 2010 SET AT/MT "SATIPO" CELDA TRANSFORMACIÓN 41,79 2010 SET AT/MT "PUERTO BERMUDEZ" CELDA LÍNEA 116,10 2010 SET AT/MT "PUERTO BERMUDEZ" CELDA TRANSFORMACIÓN 152,16 2010 SET AT/MT "PUERTO BERMUDEZ" CELDA TRANSFORMACIÓN 93,45

2010 SET AT/MT "PUERTO BERMUDEZ" TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 60/33/23 KV DE 4 MVA, instalado al exterior en Selva de 0 a 1000 msnm

466,44

2010 SET AT/MT "DELFIN" CELDA TRANSFORMACIÓN 129,97 2010 SET AT/MT "DELFIN" CELDA TRANSFORMACIÓN 61,26

2010 SET AT/MT "DELFIN" TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 33/23/10 KV DE 2 MVA, instalado al exterior en Selva de 0 a 1000 msnm

227,23

2011 SET AT/MT "YAUPI" CELDA LÍNEA 231,28 2011 SET AT/MT "YAUPI" CELDA LÍNEA 231,28 2011 SET AT/MT "OXAPAMPA" CELDA LÍNEA 229,65 2011 SET AT/MT "OXAPAMPA" CELDA TRANSFORMACIÓN 130,82 2011 SET AT/MT "VILLA RICA" CELDA TRANSFORMACIÓN 194,52 2011 SET AT/MT "VILLA RICA" CELDA TRANSFORMACIÓN 64,01

2011 SET AT/MT "VILLA RICA" TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 60/23 KV DE 3 MVA, instalado al exterior en Sierra de 1000 a 3000 msnm

391,27

2011 SET AT/MT "MAZAMARI" CELDA TRANSFORMACIÓN 176,60 2011 SET AT/MT "MAZAMARI" CELDA TRANSFORMACIÓN 100,17

2011 SET AT/MT "MAZAMARI" TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 33/23 KV DE 4 MVA, instalado al exterior en Sierra de 1000 a 3000 msnm

522,97

2011 SET AT/MT "ATAYALA" CELDA TRANSFORMACIÓN 209,79 2011 SET AT/MT "ATAYALA" CELDA TRANSFORMACIÓN 119,92

2011 SET AT/MT "ATAYALA" TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 33/23 KV DE 2 MVA, instalado al exterior en Sierra de 1000 a 3000 msnm

422,00

2011 SET AT/MT "CIUDAD CONSTITUCIÓN" CELDA LÍNEA TRANSFORMADOR 79,85 2011 SET AT/MT "CIUDAD CONSTITUCIÓN" CELDA LÍNEA TRANSFORMADOR 79,85 2011 SET AT/MT "DERIVACIÓN ISCOZACIN" CELDA LÍNEA TRANSFORMADOR 79,85 2011 SET AT/MT "SANTA ROSA" CELDA LÍNEA TRANSFORMADOR 79,85 2011 SET AT/MT "SANTA ROSA" CELDA LÍNEA TRANSFORMADOR 79,85 2011 SET AT/MT "SANTA ROSA" CELDA LÍNEA TRANSFORMADOR 79,85

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Año Instalaciones de Transmisión Elemento Monto de Inversión

Miles de US$ 2011 SET AT/MT "NUEVO TRUJILLO" CELDA LÍNEA TRANSFORMADOR 79,85 2009 SET AT/MT "CAUDALOSA GRANDE" CELDA ALIMENTADOR 63,33 2009 SET AT/MT "CHUMPE" CELDA ALIMENTADOR 63,33 2010 SET AT/MT "HUALLANCA" CELDA TRANSFORMACIÓN 166,62 2010 SET AT/MT "HUALLANCA" CELDA TRANSFORMACIÓN 96,42

2010 SET AT/MT "HUALLANCA" TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 60/33/23 KV DE 5 MVA, instalado al exterior en Sierra de 3000 a 4000 msnm

535,04

2010 SET AT/MT"UNION" CELDA TRANSFORMACIÓN 102,65 2010 SET AT/MT"UNION" CELDA TRANSFORMACIÓN 65,84 2010 SET AT/MT"UNION" CELDA ALIMENTADOR 83,50 2010 SET AT/MT"UNION" CELDA ALIMENTADOR 83,50

2010 SET AT/MT"UNION" TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 33/23 KV DE 5 MVA, instalado al exterior en Sierra de 3000 a 4000 msnm

284,94

2009 SET AT/MT "HUANCAVELICA NORTE" CELDA TRANSFORMACIÓN 57,65 2009 SET AT/MT "HUANCAVELICA NORTE" CELDA TRANSFORMACIÓN 50,57 2009 SET AT/MT "HUANCAVELICA NORTE" CELDA ALIMENTADOR 61,39 2009 SET AT/MT "HUANCAVELICA NORTE" CELDA ALIMENTADOR 63,99 2009 SET AT/MT "HUANCAVELICA NORTE" CELDA ALIMENTADOR 63,99 2009 SET AT/MT "HUANCAVELICA NORTE" CELDA ALIMENTADOR 63,99 2009 SET AT/MT "HUANUCO" CELDA ALIMENTADOR 48,88 2009 SET AT/MT "HUANUCO" CELDA ALIMENTADOR 48,88 2009 SET AT/MT "PACHACHACA" CELDA LÍNEA TRANSFORMADOR 70,82 2009 SET AT/MT "PACHACHACA" CELDA TRANSFORMACIÓN 64,27 2009 SET AT/MT "PACHACHACA" CELDA ALIMENTADOR 71,96 2009 SET AT/MT "PACHACHACA" CELDA ALIMENTADOR 71,96

2009 SET AT/MT "PACHACHACA" TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 33/10 KV DE 2 MVA, instalado al exterior en Sierra de 3000 a 4000 msnm

187,27

2010 SET AT/MT "PASCO" CELDA LÍNEA 87,03 2010 SET AT/MT "PASCO" CELDA LÍNEA 87,03 2010 SET AT/MT "PASCO" CELDA TRANSFORMACIÓN 159,30 2010 SET AT/MT "PASCO" CELDA TRANSFORMACIÓN 73,29

2010 SET AT/MT "PASCO" TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 138/23 KV DE 7 MVA, instalado al exterior en Sierra más de 4000 msnm

640,36

2009 SET AT/MT "TINGO MARIA" CELDA TRANSFORMACIÓN 73,55 2009 SET AT/MT "TINGO MARIA" CELDA TRANSFORMACIÓN 73,55

2009 SET AT/MT "TINGO MARIA" TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 33/10 KV DE 2 MVA, instalado al exterior en Selva de 0 a 1000 msnm

218,80

2009 HUALLANCA B2 - LA UNION B1 Línea de Transmisión en 33 KV 857,88 2009 MOLLEPATA B2 - SAN FRANCISCO B1 Línea de Transmisión en 60 KV 4 264,84 2011 QUINUA B4 - MOLEPATA B2 Línea de Transmisión en 60 KV 310,61 2009 HUAYUCACHI - HYO ESTE B1 Línea de Transmisión en 60 KV 872,98 2009 PARQUE INDUSTRIAL - HYO ESTE B1 Línea de Transmisión en 60 KV 712,88 2009 CONCEPCIÓN B3 - INGENIO Línea de Transmisión en 33 KV 205,89 2010 ORCOTUNA I B2 - ORCOTUNA II Línea de Transmisión en 60 KV 248,49 2010 CHALA NUEVA B1 - EL MACHU B1 Línea de Transmisión en 33 KV 904,48 2009 OXAPAMPA B2 - VILLA RICA B1 Línea de Transmisión en 60 KV 2 205,63 2009 VILLA RICA B1 - PICHANAKI B1 Línea de Transmisión en 60 KV 3 755,75 2010 PICHANAKI B1 - SATIPO B1 Línea de Transmisión en 60 KV 3 625,93 2010 VILLA RICA B1 - P. BERMUDEZ B1 Línea de Transmisión en 60 KV 3 474,31 2010 P. BERMUDEZ B2 - C. CONSTITUCIÓN B1 Línea de Transmisión en 33 KV 2 061,84 2010 C. CONSTITUCIÓN B1 - GOLONDRINAS Línea de Transmisión en 33 KV 926,56 2010 GOLONDRINAS - PUERTO MAYRO Línea de Transmisión en 33 KV 284,20 2010 PUERTO MAYRO - SAN CRISTOBAL Línea de Transmisión en 33 KV 238,91

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Año Instalaciones de Transmisión Elemento Monto de Inversión

Miles de US$ 2010 SAN CRISTOBAL - DER. ISCOZACIN Línea de Transmisión en 33 KV 255,13 2010 DER. ISCOZACIN - SANTA ROSA Línea de Transmisión en 33 KV 692,18 2010 SANTA ROSA - DER. TINGO MALPASO Línea de Transmisión en 33 KV 261,93 2010 DER. TINGO MALPASO - DELFIN Línea de Transmisión en 33 KV 425,35 2010 C. CONSTITUCIÓN B1 - DER. ORELLANA Línea de Transmisión en 33 KV 110,73 2010 DER. ORELLANA - LAS PALMAS Línea de Transmisión en 33 KV 148,54 2010 LAS PALMAS - YUYAPICHIS Línea de Transmisión en 33 KV 624,19 2010 YUYAPICHIS - SANTA ROSA YANAYACU Línea de Transmisión en 33 KV 201,54 2010 YUYAPICHIS - NUEVO TRUJILLO Línea de Transmisión en 33 KV 263,31 2010 NUEVO TRUJILLO - NUEVO MIRAFLORES Línea de Transmisión en 33 KV 275,13

2010 NUEVO MIRAFLORES - DER. PUERTO INCA Línea de Transmisión en 33 KV 130,31

2010 DER. PUERTO INCA - PUERTO INCA Línea de Transmisión en 33 KV 241,93 2010 DER. PUERTO INCA - PUERTO ZUNGARO Línea de Transmisión en 33 KV 61,22 2011 SATIPO B3 - MAZAMARI B1 Línea de Transmisión en 33 KV 686,31 2011 SATIPO B3 - ATALAYA B1 Línea de Transmisión en 33 KV 4 323,72 2011 DER. ISCOZACIN - CENTRO LAGARTO Línea de Transmisión en 33 KV 491,86 2011 CENTRO LAGARTO - CENTRO CASTILLA Línea de Transmisión en 33 KV 339,61 2011 CENTRO CASTILLA - ISCOZACIN Línea de Transmisión en 33 KV 392,27 2011 ISCOZACIN - PUERTO ISCOZACIN Línea de Transmisión en 33 KV 218,08

2011 PUERTO ISCOZACIN - NUEVO PROGRESO Línea de Transmisión en 33 KV 557,35

2011 NUEVO PROGRESO - PUERTO LAGUNA Línea de Transmisión en 33 KV 216,05 2011 PUERTO LAGUNA - NUEVA ALDEA Línea de Transmisión en 33 KV 241,71 2011 SANTA ROSA - HUANCA OSOMAYO Línea de Transmisión en 33 KV 1 376,82 2011 HUANCA OSOMAYO - CODO POZUZO Línea de Transmisión en 33 KV 344,96 2011 CODO POZUZO - SJ CODO Línea de Transmisión en 33 KV 778,24 2011 SJ CODO - LOS ANGELES Línea de Transmisión en 33 KV 384,21

2011 DER. TINGO MALPASO - TINGO MALPASO Línea de Transmisión en 33 KV 466,11

2011 DER. ORELLANA - ORELLANA Línea de Transmisión en 33 KV 577,00 2011 PUERTO INCA - PUERTO SIRIA Línea de Transmisión en 33 KV 609,59 2011 PUERTO ZUNGARO - PUERTO LIBRE Línea de Transmisión en 33 KV 563,09 2011 PUERTO LIBRE - NUEVO PORVENIR Línea de Transmisión en 33 KV 207,95

2011 NUEVO PORVENIR - SANTA ROSA DE PATA Línea de Transmisión en 33 KV 427,04

2011 SANTA ROSA DE PATA - PUEBLO NUEVO Línea de Transmisión en 33 KV 241,71 2011 PUEBLO NUEVO - MACUYA Línea de Transmisión en 33 KV 263,99

TOTAL 79 427,40

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Titular 2: ELECTROANDES

Año Instalaciones de Transmisión Elemento Monto de Inversión

Miles de US$ 2010 Carhuamayo Línea en 138 kV (1) 4 375,29 2010 Carhuamayo Celda en 138 kV (1) 317,86 2010 Carhuamayo Celda de Transformador en 60 kV

(2) 223,25

2010 Carhuamayo Transformador 138/60/10 kV de 30 MVA

1 148,70

2007 SET San Mateo Banco de Condensadores en 23 kV 34,21 2006 Paragsha I Transformador 138/60/10 kV de

35MVA 1 008,98

2007 SET San Mateo Celda de Banco de Condensadores 202,63 2007 SET San Mateo Banco de Condensadores 66,65

TOTAL 7 377,57

Nota. - Los dos primeros elementos corresponden a líneas de transmisión.

- La celda de transformador, se desarrolla con un módulo de celda de línea en 60 kV.

En esta etapa de presentación de PROPUESTA INICIAL, los titulares ELECTRO SUR MEDIO, CONEHUA, CEMENTO ANDINO, ADINELSA Y REP no presentaron información de inversión para el Área de Demanda 5.

En el Anexo B se muestra los diagramas unifilares correspondiente al SER (SST y SCT) de la PROPUESTA FINAL.

7.3 Costos de Inversión y COyM

Los costos de inversión por año de la PROPUESTA FINAL son los que se muestran en el siguiente cuadro:

Cuadro Nº 7-4 PROPUESTA FINAL ÁREA DE DEMANDA 5

COSTO DE INVERSIÓN POR AÑO (Miles US$)

Año ELECTROCENTRO ELECTROANDES REP TOTAL 2006 1 008,98 1 008,98 2007 303,49 303,49 2008 0,00 0,00 2009 23 954,66 0,00 - 23 954,66 2010 30 933,54 6 065,10 - 36 998,63 2011 24 539,21 0,00 - 24 539,21 2012 2013

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Nota. - La empresa ELECTROCENTRO presenta un monto de inversión menor

en 18% con respecto a la propuesta inicial. Asimismo, la empresa ELECTROANDES presenta un monto de inversión mayor en 9,4% con respecto a la propuesta inicial.

- La empresa REP no presento propuesta de Plan de Inversiones por lo tanto no se incluyen costos de inversión para esta empresa.

Los costos anuales de operación y mantenimiento de la PROPUESTA FINAL son los que se muestran en el siguiente cuadro:

Cuadro Nº 7-5 PROPUESTA FINAL ÁREA DE DEMANDA 5

COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO ANUAL (Miles US$)

Año ELECTROCENTRO ELECTROANDES REP TOTAL 2006 32,19 32,19 2007 9,68 9,68 2008 0,00 0,00 2009 760,96 0,00 - 760,96 2010 994,05 182,21 - 1 176,26 2011 786,98 0,00 - 786,99 2012 2013

7.4 Factores de Pérdidas Medias Los factores de pérdidas medias acumuladas por nivel de tensión de la PROPUESTA FINAL, son los que se muestran a continuación:

Cuadro Nº 7-6 PROPUESTA FINAL ÁREA DE DEMANDA 5

Factores de Pérdidas Medias FACTOR ELECTROCENTRO ELECTROANDES

Factores de Pérdidas Medias en Energía (FPMdE) Acumulado en MAT - 1,0001

Factores de Pérdidas Medias en Energía (FPMdE) Acumulado en AT - 1,0159

Factores de Pérdidas Medias en Energía (FPMdE) Acumulado en MT 1,0021 1,0203

Factores de Pérdidas Medias en Potencia (FPMdP) Acumulado en MAT - 1,0001

Factores de Pérdidas Medias en Potencia (FPMdP) Acumulado en AT - 1,0155

Factores de Pérdidas Medias en Potencia (FPMdP) Acumulado en MT 1,0121 1,0212

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7.5 Ingreso Tarifario

Los Ingresos Tarifarios por año correspondientes al SER, de la PROPUESTA FINAL, son los que se muestran en el siguiente cuadro:

Cuadro Nº 7-7 PROPUESTA FINAL ÁREA DE DEMANDA 5 INGRESO TARIFARIO POR AÑO, DEL SER

(Nuevos Soles)

Elemento Titular 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

LT Oroya Nueva-Caripa 138kV Electroandes 10.605,87 10.605,87 10.605,87 161.994,48 161.994,48 161.994,48 161.994,48

Transf. Oroya Nueva 220/50kV Electroandes 95.704,46 95.704,46 95.704,46 91.922,13 91.922,13 91.922,13 91.922,13

Nota. En esta etapa de propuesta final, solamente Electroandes presentó el ingreso tarifario de sus instalaciones de transmisión.

7.6 Peajes y Fórmula de Actualización

7.6.1 CMA SST El CMA del SST, por año y por cada una de las partes del sistema eléctrico correspondientes al SER de la PROPUESTA FINAL, son los que se muestran a continuación:

Cuadro Nº 7-8 PROPUESTA FINAL ÁREA DE DEMANDA 5

CMA SST (Nuevos Soles)

Titular Año MAT MAT/AT AT AT/MT Total Electrocentro 2007 0,00 0,00 4 466 238,00 2 921 432,18 7 387 670,18 Electrocentro 2008 0,00 0,00 4 466 238,00 2 921 432,18 7 387 670,18 Electrocentro 2009 0,00 0,00 4 466 238,00 2 921 432,18 7 387 670,18 Electrocentro 2010 0,00 0,00 4 466 238,00 2 921 432,18 7 387 670,18 Electrocentro 2011 0,00 0,00 4 466 238,00 2 921 432,18 7 387 670,18 Electrocentro 2012 0,00 0,00 4 466 238,00 2 921 432,18 7 387 670,18 Electrocentro 2013 0,00 0,00 4 466 238,00 2 921 432,18 7 387 670,18 Electrocentro 2014 0,00 0,00 4 466 238,00 2 921 432,18 7 387 670,18 Electroandes 2007 532 972,58 4 494 044,67 7 863 180,99 4 878 888,88 17 769 087,12 Electroandes 2008 532 972,58 4 494 044,67 7 863 180,99 4 878 888,88 17 769 087,12 Electroandes 2009 532 972,58 4 494 044,67 7 863 180,99 4 878 888,88 17 769 087,12 Electroandes 2010 532 972,58 4 494 044,67 7 863 180,99 4 878 888,88 17 769 087,12 Electroandes 2011 532 972,58 4 494 044,67 7 863 180,99 4 878 888,88 17 769 087,12 Electroandes 2012 532 972,58 4 494 044,67 7 863 180,99 4 878 888,88 17 769 087,12 Electroandes 2013 532 972,58 4 494 044,67 7 863 180,99 4 878 888,88 17 769 087,12 Electroandes 2014 532 972,58 4 494 044,67 7 863 180,99 4 878 888,88 17 769 087,12

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Titular Año MAT MAT/AT AT AT/MT Total REP 2007 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 REP 2008 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 REP 2009 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 REP 2010 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 REP 2011 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 REP 2012 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 REP 2013 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 REP 2014 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Total Área 2007 532 972,58 4 494 044,67 12 329 418,99 7 800 321,06 25 156 757,31 Total Área 2008 532 972,58 4 494 044,67 12 329 418,99 7 800 321,06 25 156 757,31 Total Área 2009 532 972,58 4 494 044,67 12 329 418,99 7 800 321,06 25 156 757,31 Total Área 2010 532 972,58 4 494 044,67 12 329 418,99 7 800 321,06 25 156 757,31 Total Área 2011 532 972,58 4 494 044,67 12 329 418,99 7 800 321,06 25 156 757,31 Total Área 2012 532 972,58 4 494 044,67 12 329 418,99 7 800 321,06 25 156 757,31 Total Área 2013 532 972,58 4 494 044,67 12 329 418,99 7 800 321,06 25 156 757,31 Total Área 2014 532 972,58 4 494 044,67 12 329 418,99 7 800 321,06 25 156 757,31

(*) Se ha utilizado 3,142 S/./US$, como tipo de cambio al 31.12.2008

Nota. El CMA de los SST para el total del Área de Demanda es menor que los valores del CMA presentados en la propuesta inicial.

7.6.2 CMA SCT El CMA del SCT, por año y por cada una de las partes del sistema eléctrico correspondientes al SER de la PROPUESTA FINAL, son los que se muestran a continuación:

Cuadro Nº 7-9 PROPUESTA FINAL ÁREA DE DEMANDA 5

CMA DEL SCT (Nuevos Soles)

Titular Año MAT MAT/AT AT AT/MT Total Electrocentro 2007 0,00 0,00 6 265 679,79 5 358 121,65 11 623 801,44 Electrocentro 2008 0,00 0,00 6 265 679,79 5 358 121,65 11 623 801,44 Electrocentro 2009 0,00 0,00 6 265 679,79 5 358 121,65 11 623 801,44 Electrocentro 2010 0,00 2 616 124,15 13 800 623,80 10 282 853,10 26 699 601,06 Electrocentro 2011 0,00 4 266 703,57 20 633 171,31 13 754 214,52 38 654 089,41 Electrocentro 2012 0,00 4 266 703,57 20 633 171,31 13 754 214,52 38 654 089,41 Electrocentro 2013 0,00 4 266 703,57 20 633 171,31 13 754 214,52 38 654 089,41 Electrocentro 2014 0,00 4 266 703,57 20 633 171,31 13 754 214,52 38 654 089,41 Electroandes 2007 609 832,43 5 805 082,98 9 170 772,61 5 582 472,27 21 168 160,29 Electroandes 2008 609 832,43 5 805 082,98 9 170 772,61 5 582 472,27 21 168 160,29 Electroandes 2009 609 832,43 5 805 082,98 9 170 772,61 5 582 472,27 21 168 160,29 Electroandes 2010 2 603 750,71 6 293 116,32 9 266 578,61 5 582 472,27 23 745 917,92 Electroandes 2011 2 791 010,56 6 338 950,22 9 276 210,93 5 582 472,27 23 988 643,98 Electroandes 2012 2 791 010,56 6 338 950,22 9 276 210,93 5 582 472,27 23 988 643,98

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Titular Año MAT MAT/AT AT AT/MT Total Electroandes 2013 2 791 010,56 6 338 950,22 9 276 210,93 5 582 472,27 23 988 643,98 Electroandes 2014 2 791 010,56 6 338 950,22 9 276 210,93 5 582 472,27 23 988 643,98

REP 2007 455 161,12 4 294 548,77 186 730,56 847 662,87 5 784 103,32 REP 2008 455 161,12 4 294 548,77 186 730,56 847 662,87 5 784 103,32 REP 2009 455 161,12 4 294 548,77 186 730,56 847 662,87 5 784 103,32 REP 2010 455 161,12 4 294 548,77 186 730,56 847 662,87 5 784 103,32 REP 2011 455 161,12 4 294 548,77 186 730,56 847 662,87 5 784 103,32 REP 2012 455 161,12 4 294 548,77 186 730,56 847 662,87 5 784 103,32 REP 2013 455 161,12 4 294 548,77 186 730,56 847 662,87 5 784 103,32 REP 2014 455 161,12 4 294 548,77 186 730,56 847 662,87 5 784 103,32

Total Área 2007 1 064 993,55 10 099 631,75 15 623 182,96 11 788 256,80 38 576 065,06 Total Área 2008 1 064 993,55 10 099 631,75 15 623 182,96 11 788 256,80 38 576 065,06 Total Área 2009 1 064 993,55 10 099 631,75 15 623 182,96 11 788 256,80 38 576 065,06 Total Área 2010 3 058 911,84 13 203 789,24 23 253 932,98 16 712 988,25 56 229 622,30 Total Área 2011 3 246 171,68 14 900 202,56 30 096 112,80 20 184 349,67 68 426 836,71 Total Área 2012 3 246 171,68 14 900 202,56 30 096 112,80 20 184 349,67 68 426 836,71 Total Área 2013 3 246 171,68 14 900 202,56 30 096 112,80 20 184 349,67 68 426 836,71 Total Área 2014 3 246 171,68 14 900 202,56 30 096 112,80 20 184 349,67 68 426 836,71

(*) Se ha utilizado 3,142 S/./US$, como tipo de cambio al 31.12.2008

Nota. El CMA de los SST para el total del Área de Demanda es mayor que los valores del CMA presentados en la propuesta inicial. A manera de ejemplo, para toda el área el CMA de la propuesta final es mayor en alrededor del 300% respecto de la propuesta inicial.

7.6.3 Peajes Los Peajes acumulados por nivel de tensión de la PROPUESTA FINAL, son los que se muestran a continuación:

Cuadro Nº 7-10 PROPUESTA FINAL ÁREA DE DEMANDA 5

PEAJES (Ctm. S/./kWh)

Titular Acumulado en MAT

Acumulado en AT

Acumulado en MT

Electrocentro - 2,7769 4,4421 Electroandes 0,0656 0,6774 1,4735 REP 0,0852 0,0918 0,1952 Total Área 0,0739 3,5518 6,0946

(*) Se ha utilizado 3,142 S/./US$, como tipo de cambio al 31.12.2008

Nota. El peaje correspondiente a la propuesta final de toda el Área de Demanda, es mayor en 1,2% respecto de los valores de peaje de la propuesta inicial.

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7.6.4 Fórmula de Actualización Según la normativa vigente, los parámetros a, b, c, d correspondientes a la Fórmula de Actualización, de la PROPUESTA FINAL, son los que se resumen a continuación:

Cuadro Nº 7-11 PROPUESTA FINAL ÁREA DE DEMANDA 5

FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN SST

a b c d

ELECTROCENTRO 0,1522 0,7631 - 0,0847 REP - - - - ELECTROANDES 0,3505 0,5853 0,0256 0,0385

Cuadro Nº 7-12 PROPUESTA FINAL ÁREA DE DEMANDA 5

FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN SCT

a b c d

ELECTROCENTRO 0,0386 0,9499 0,0086 0,0029 REP - - - - ELECTROANDES (1) 0,3618 0,5551 0,0194 0,0637 ELECTROANDES (2) 0,6875 0,3125 - - ELECTROANDES (3) 0,4021 0,5459 0,0040 0,0480

Nota. (1) Los valores corresponden a SCTPI. (2) Los valores corresponden a SCTPT. (2) Los valores corresponden a SSTG del generador Huanchor.

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8. Análisis de OSINERGMIN

OSINERGMIN ha evaluado las premisas y cálculos presentados por las empresas ELECTROCENTRO, ELECTROANDES y REP tanto en la PROPUESTA INICIAL como en la PROPUESTA FINAL. Para esta evaluación ha tomado en cuenta el análisis de las Respuestas a las Observaciones formuladas a la PROPUESTA INICIAL, que se desarrolla en el Anexo C del presente informe.

En ese sentido, para los casos en los que no se han subsanado adecuadamente las observaciones, o la información presentada ha resultado inconsistente, o no ha sido debidamente sustentada, el OSINERGMIN ha procedido a evaluar la proyección de la demanda y a determinar el SER, así como, a establecer los valores finales de los costos de Inversión y de operación y mantenimiento, a fin de fijar las tarifas y compensaciones dentro del marco regulatorio vigente.

Para el caso de las empresas que no presentaron propuesta, OSINERGMIN ha efectuado el análisis correspondiente a fin de determinar los Peajes correspondientes, con base a la mejor información que dispone el organismo regulador.

Para efectos del presente informe, el análisis hecho por OSINERGMIN y los resultados obtenidos como producto de dicho análisis, se denominará en adelante PROPUESTA OSINERGMIN

8.1 Proyección de la Demanda Luego del análisis de las respuestas a las observaciones y de la revisión de la PROPUESTA FINAL, se observa que:

• ELECTROCENTRO y ELECTROANDES han realizado la proyección de la demanda únicamente del mercado eléctrico que atienden dentro de su área de concesión, sin incluir en sus modelos de proyección la

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demanda global de las otras titulares que también suministran energía eléctrica en el Área de Demanda 5, no habiendo dado cumplimiento a lo establecido en el nuevo marco regulatorio, en el sentido que la proyección de la demanda debe efectuarse por Área de Demanda.

• ELECTROCENTRO no sustentó suficientemente la metodología utilizada para la proyección de sus ventas de energía, no permitiendo ello su validación para considerarla como base en el cálculo de las tarifas de SST y SCT comprendidos en el Área de Demanda 5. Por ejemplo, no sustentó con suficiencia las razones por las que utilizó el PBI nacional para proyectar las ventas de energía del Área de Demanda 5.

• Se han identificado errores en la aplicación del método. Por ejemplo, ELECTROCENTRO no ha realizado adecuadamente el cálculo del factor de simultaneidad, ELECTROANDES no calcula correctamente el factor FPMWHS, así mismo, para algunas cargas, utiliza factores de carga que no son representativos.

• ELECTROCENTRO no presentó toda la información correspondiente a la proyección de la demanda, no permitiendo con ello su trazabilidad y consecuente validación como, por ejemplo, no presentar el sustento de las demandas de todas las nuevas cargas (industriales, comerciales).

Por las razones expuestas, OSINERGMIN procedió a proyectar la demanda del Área de Demanda 5 en estricto cumplimiento del marco normativo vigente, según los criterios y análisis que se desarrollan en los párrafos siguientes y con base en la mejor información disponible por el regulador.

8.1.1 Metodología Para la proyección de las ventas de energía del Área de Demanda 5, se utilizó la metodología definida en la NORMA TARIFAS, en la que se establece que:

• Las ventas totales de energía de los Usuarios Menores a 2,5 MW, libres y regulados, se proyectan en base a modelos econométricos, con la utilización de variables explicativas independientes, tales como: PBI regional, población regional, clientes y la variable tiempo para los modelos de tendencia.

• La proyección de las ventas de energía de los Usuarios Mayores (con demanda mayor o igual a 2,5 MW), es solicitada a cada cliente libre, la cual debe responder a su propia previsión de demanda de energía.

• La proyección de la demanda total de energía y potencia a nivel de subestaciones de cada sistema eléctrico, comprendido en el Área de Demanda 5, se obtiene mediante la agregación de las proyecciones de las demandas de los Usuarios Menores y de los Usuarios Mayores, según el procedimiento establecido en la NORMA TARIFAS.

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8.1.2 Datos Históricos E Información Base

VENTAS DE ENERGÍA

Las ventas históricas de energía de los Usuarios Menores pertenecientes al mercado regulado, se obtienen de la base de datos “SICOM_1996_2007” de OSINERGMIN que además contiene información de clientes por empresa distribuidora y por sistema eléctrico.

Mientras que las ventas a los clientes libres considerados como Usuarios Menores, se obtiene de la base de datos “bd_hasta 01-08” de OSINERGMIN, la cual contiene información de ventas de energía por clientes desde el año 1998 hasta 2007.

En el siguiente cuadro se muestra las ventas efectuadas a los mercados libre y regulado por nivel de tensión y el total de ventas, de dichos Usuarios Menores:

Cuadro Nº 8-1 PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 5

VENTAS HISTÓRICAS DE ENERGÍA A USUARIOS MENORES

AÑO TOTALAT MT Sub-Total MT(1) BT(1) Sub-Total AT MT+BT VENTAS

1987 00,00 00,00 00,00 00,00 00,00 00,00 00,00 00,00 00,001988 00,00 00,00 00,00 00,00 00,00 00,00 00,00 00,00 00,001989 00,00 00,00 00,00 00,00 00,00 00,00 00,00 00,00 00,001990 00,00 00,00 00,00 00,00 00,00 00,00 00,00 00,00 00,001991 00,00 00,00 00,00 00,00 00,00 00,00 00,00 00,00 00,001992 00,00 00,00 00,00 00,00 00,00 00,00 00,00 00,00 00,001993 00,00 00,00 00,00 00,00 00,00 00,00 00,00 00,00 00,001994 00,00 00,00 00,00 00,00 00,00 00,00 00,00 00,00 00,001995 00,00 00,00 00,00 00,00 00,00 00,00 00,00 00,00 00,001996 00,00 00,00 00,00 49 782,67 191 626,26 241 408,93 00,00 241 408,93 241 408,931997 00,00 00,00 00,00 53 423,09 206 650,38 260 073,47 00,00 260 073,47 260 073,471998 00,00 00,00 00,00 51 430,09 226 696,96 278 127,06 00,00 278 127,06 278 127,061999 00,00 00,00 00,00 44 657,17 240 428,17 285 085,35 00,00 285 085,35 285 085,352000 00,00 00,00 00,00 50 913,24 244 296,90 295 210,14 00,00 295 210,14 295 210,142001 00,00 00,00 00,00 49 890,26 243 226,83 293 117,09 00,00 293 117,09 293 117,092002 4 609,80 00,00 4 609,80 49 463,75 255 471,27 304 935,02 4 609,80 304 935,02 309 544,822003 20 121,18 00,00 20 121,18 46 580,65 266 343,73 312 924,38 20 121,18 312 924,38 333 045,572004 7 592,06 2 004,42 9 596,48 54 823,37 287 945,45 342 768,82 7 592,06 344 773,24 352 365,302005 7 720,27 9 530,17 17 250,45 74 415,84 310 929,34 385 345,18 7 720,27 394 875,35 402 595,622006 11 289,58 12 178,04 23 467,62 98 104,75 334 287,16 432 391,91 11 289,58 444 569,95 455 859,532007 27 965,49 13 332,54 41 298,03 118 097,75 364 661,59 482 759,35 27 965,49 496 091,89 524 057,38

Mercado Libre Mercado Regulado MT+BT Totales Por Nivel de Tensión

En cuanto a las ventas de energía efectuadas a los Usuarios Mayores, ésta se determina con base a la información debidamente sustentada presentada por los titulares y con base en la máxima demanda registrada de cada cliente libre en el año 2007, contenida en el Boletín Anual del Mercado Libre del año 2007 publicado por OSINERGMIN y en la curva de carga de carga de cada cliente según registros cada 15 minutos que dispone OSINERGMIN.

VARIABLES EXPLICATIVAS

PBI

El PBI empleado para la proyección de la demanda eléctrica se estimó mediante una ponderación del PBI regional, en función de las ventas de energía en cada área correspondiente al Área de Demanda 5, de los

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departamento que conforma la región. Para esto, se identificaron las SET por departamento en base a información del Ministerio de Energía y Minas y OSINERGMIN. Los datos del PBI provienen de las estadísticas de cuentas nacionales estimadas por el INEI (Instituto Nacional de Estadísticas e Informática) publicadas en los documentos “Perú: Compendio Estadístico 2003” y “Producto Bruto Interno por Departamentos 2001 – 2006”.

Según las fuentes señaladas, las ventas de energía del año 2007 es la siguiente:

Cuadro Nº 8-2 PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 5

VENTAS DE ENERGÍA POR DEPARTAMENTOS

POBLACIÓN

Para la determinación de la población por Área de Demanda, se utiliza la misma metodología que para la estimación del PBI Regional y el mismo factor de participación. Los datos de base para esta estimación provienen de los Censos Nacionales de Población de los años 1993 y 2005 publicados por el INEI. Los valores entre esos años fueron interpolados a la tasa de crecimiento promedio anual.

CLIENTES

La cantidad de clientes por Área de Demanda proviene de la base de datos que dispone OSINERGMIN, la cual se mantiene actualizada con base en la información reportada por las mismas empresas concesionarias del sector eléctrico. Al igual que la energía vendida, dicha base de datos contiene también la cantidad de clientes por sistema eléctrico, de manera tal que se consideran los clientes de los sistemas que conforman el Área de Demanda.

En la siguiente tabla se muestran las series históricas del PBI y la población Regional, así como el número de clientes correspondiente.

Departamento Ventas por SET ( MWh) Factor de participación

AYACUCHO 62 696 12,0% HUANCAVELICA 24 254 4,6%

JUNIN 259 689 49,6% LIMA 0 0,0%

PASCO 102 498 19,6% HUANUCO 74 920 14,3%

TOTAL 524 057 100,0%

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Cuadro Nº 8-3 PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 5

VARIABLES EXPLICATIVAS – INFORMACIÓN HISTÓRICA

PBI Regional Número de Clientes Población Regional AÑO TASA DE TASA DE TASA DE

(Mio. S/.) CRECIM. (%) CLIENTES

CRECIM. (%) HABITANTES

CRECIM. (%)

1996 2 359,41 0,00% 194 611,00 0,00% 756 013,00 0,00%1997 2 485,07 5,33% 220 951,00 13,53% 765 637,00 1,27%1998 2 544,75 2,40% 240 890,00 9,02% 775 384,00 1,27%1999 2 620,32 2,97% 262 355,00 8,91% 785 256,00 1,27%2000 2 678,21 2,21% 278 682,00 6,22% 795 255,00 1,27%2001 2 576,93 -3,78% 293 174,00 5,20% 805 383,00 1,27%2002 2 670,05 3,61% 308 440,00 5,21% 815 642,00 1,27%2003 2 736,97 2,51% 330 954,00 7,30% 826 032,00 1,27%2004 2 857,49 4,40% 357 965,00 8,16% 836 556,00 1,27%2005 2 889,43 1,12% 377 534,00 5,47% 847 215,00 1,27%2006 3 196,30 10,62% 398 119,00 5,45% 858 012,00 1,27%2007 3 423,33 7,10% 425 524,00 6,88% 868 947,00 1,27%

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8.1.3 Proyección Ventas-Usuarios Menores Para la proyección de las ventas de energía de Usuarios Menores se estimaron modelos econométricos que relacionan las ventas de energía con el PBI, la población y los clientes como variables explicativas, y modelos de tendencia, de acuerdo a lo explicado en la metodología.

A continuación se presentan los valores del coeficiente de correlación R2 y el estadístico t, obtenidos.

Cuadro Nº 8-4 PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 5

MODELOS ECONOMÉTRICOS R2

1 VEt = C1 + C2 * PBIt 0.9809 C1 -12.42C2 22.64

2 Ln(VEt) = C1 + C2 * Ln(PBIt) 0.9793 C1 -5.62C2 21.78

3 VEt = C1 + C2 * POBt + C3 * PBIt 0.9821 C1 -3.81C2 0.80C3 7.77

4 Ln(VEt) = C1 + C2 * Ln(POBt) + C3 * Ln(PBIt) 0.9867 C1 -2.98C2 2.22C3 7.11

5 VEt = C1 + C2 * PBIt + C3 * CLIEt 0.9818 C1 -6.75C2 7.02C3 0.69

6 Ln(VEt) = C1 + C2 * Ln(PBIt) + C3 * Ln(CLIEt) 0.9836 C1 -4.36C2 7.40C3 1.54

7 VEt = C1 + C2 * PBIt + C3 * VEt-1 0.9874 C1 -2.35C2 1.71C3 1.90

8 Ln(VEt) = C1 + C2 * Ln(PBIt) + C3 * Ln(VEt-1) 0.9852 C1 -3.73C2 2.09C3 2.22

Estadístico tModelo

Cuadro Nº 8-5 PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 5

MODELOS DE TENDENCIA R2

1 VEt = C1 + C2 * T 0.8499 C1 11.55C2 7.52

2 Ln(Vet) = C1 + C2 * T 0.9115 C1 313.06C2 10.15

3 VEt = C1 + C2 * T + C3 * T^2 0.9663 C1 20.77C2 5.57

C3 -1.344 Ln(Vet) = C1 + C2 * T + C3 * T^2 0.9737 C1 403.14

C2 4.61C3 0.28

Modelo Estadístico t

De acuerdo con los criterios teóricos, se optó por seleccionar el modelo 1 de los econométricos, que relaciona la variable ventas de energía con la población y el PBI regional, y el modelo 1 de los de tendencia, los cuales corresponden a los siguientes estadísticos:

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Cuadro Nº 8-6 PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 5

EFICIENCIA DEL MODELO ECONOMÉTRICO SELECCIONADO Dependent Variable: VENTAS Sample: 1996 2007

Included observations: 12

Variable Coefficient Std. Error t-Statistic Prob.

C -413795.6 33306.19 -12.42398 0 PBI 255.6976 11.29514 22.63785 0

R-squared 0.98086 F-statistic 512.4722

Adjusted R-squared 0.978946 Prob(F-statistic) 0

Durbin-Watson stat 2.401281

Cuadro Nº 8-7

PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 5 EFICIENCIA DEL MODELO DE TENDENCIA SELECCIONADO

Dependent Variable: VENTAS Sample: 1996 2007

Included observations: 12

Variable Coefficient Std. Error t-Statistic Prob.

C 216473.8 18736.65 11.55349 0.00000 @TREND 21709.17 2885.408 7.523776 0.00000

R-squared 0.849866 F-statistic 56.6072

Adjusted R-squared 0.834853 Prob(F-statistic) 0.00002

Durbin-Watson stat 0.415615

Como se puede observar en los cuadros anteriores, el coeficiente de determinación muestra un ajuste óptimo. De acuerdo a los resultados del estadístico t, las variables consideradas de manera individual son significativas para explicar el comportamiento de la variable dependiente. Por otro lado, las variables consideradas en conjunto, también son significativas para explicar las variaciones en las ventas de energía, según el resultado del estadístico F.

Una vez estimados los modelos en base a los cuales se proyectarán las ventas de energía, se calcula la serie de la variable dependiente que resulta de aplicar los valores de las variables explicativas en el modelo especificado. De esta serie ajustada, surge la tasa de crecimiento que se utiliza para pronosticar las ventas futuras.

En la tabla siguiente se presentan los resultados de la proyección de ventas de energía de usuarios menores.

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Cuadro Nº 8-8

PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 5 PROYECCIÓN VENTAS DE ENERGÍA DE USUARIOS MENORES

AÑO TOTAL NIVEL DE TENSIÓN: MT+BT(1) TOTAL

VENTAS (AT) MT BT MT+BT

VENTAS (AT+ MT+BT)

2008 31 614,99 148 581,95 412 249,93 560 831,88 592 446,87 2009 34 409,76 161 716,59 448 692,82 610 409,41 644 819,17 2010 37 237,09 175 004,30 485 560,42 660 564,72 697 801,81 2011 40 064,63 188 292,96 522 430,64 710 723,60 750 788,23 2012 42 857,13 201 416,98 558 844,05 760 261,04 803 118,17 2013 45 577,13 214 200,25 594 312,02 808 512,27 854 089,40 2014 48 185,66 226 459,64 628 326,48 854 786,12 902 971,78 2015 50 643,13 238 009,08 660 371,13 898 380,21 949 023,35 2016 52 910,25 248 663,95 689 933,75 938 597,70 991 507,96 2017 54 949,06 258 245,81 716 519,19 974 765,00 1 029 714,06 2018 56 723,92 266 587,15 739 662,76 1 006 249,91 1 062 973,83

TASA PROMEDIO (%) 6,02% (1) No incluye pérdidas en MT y BT

8.1.4 Proyección Ventas-Usuarios Mayores De acuerdo a la Norma TARIFAS, la proyección de estos usuarios debe ser efectuada por los propios clientes libres en base a las encuestas que realicen las titulares del Área de Demanda. En este particular, respecto a los clientes para lo cuales no se presentaron las proyecciones de los clientes libres, el consumo del año 2007 se considera constante.

8.1.5 Demandas Adicionales En el caso que las empresas pertenecientes al Área de Demanda, informen demandas adicionales, las mismas son incorporadas a la proyección de demanda en caso de presentar el sustento correspondiente.

En el caso del Área de Demanda 5 se incorpora las siguientes demandas adicionales a fin de efectuar el análisis correspondiente.

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Cuadro Nº 8-9 PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 5

DEMANDAS ADICIONALES (MW)

SET Tensión [kV] Nombre 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Macuya - PSE 0.03 0.03 0.03 0.03 0.03 0.03 0.03 0.03 Pueblo Nuevo SC - PSE 0.03 0.03 0.03 0.03 0.03 0.03 0.03 0.03

Santa Rosa de Pata - PSE 0.05 0.05 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06

Nuevo Porvenir - PSE 0.21 0.21 0.22 0.22 0.23 0.24 0.24 0.25 Pueblo Libre - PSE 0.03 0.03 0.03 0.03 0.03 0.03 0.03 0.03 Puerto Siria - PSE 0.07 0.07 0.07 0.07 0.07 0.07 0.08 0.08

Puerto Iscozacin - PSE 0.03 0.03 0.03 0.03 0.03 0.03 0.03 0.03 Nuevo Progreso - PSE 0.03 0.03 0.03 0.03 0.03 0.03 0.03 0.03 Puerto Laguna - PSE 0.08 0.08 0.08 0.08 0.09 0.09 0.09 0.09 Nueva Aldea - PSE 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02

Huanca-Osomayo - PSE 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.03 Codo Pozuzo - PSE 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.07 0.07 0.07

SJ Codo - PSE 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04 0.05 0.05 0.05 Los Angeles - PSE 0.03 0.03 0.03 0.03 0.03 0.03 0.03 0.03

Tingo Malpaso - PSE 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.02 0.02 0.02 DELFIN-B4 - PSE 0.21 0.21 0.22 0.24 0.25 0.26 0.28 0.29 0.30 0.32

Villa Rica - PSE Yurinaki I

Etapa (Ramales 1, 2 y 3)

0.73 0.74 0.76 0.78 0.80 0.82 0.85 0.87 0.89 0.91 0.94

San Francisco - PSE 1.32 1.45 1.53 1.61 1.67 2.22 2.32 2.40 2.47 2.54 2.61

Luego de efectuar la integración de la proyección de las demandas de Usuarios Menores, Usuarios Mayores y Demandas Adicionales, según el procedimiento establecido en la NORMA TARIFAS, se obtiene la siguiente proyección de la demanda correspondiente al Área de Demanda 5:

La proyección de demanda que se ha obtenido como resultado del estudio realizado por OSINERGMIN, se resume en el siguiente cuadro:

Cuadro Nº 8-10 PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 5

Proyección de la Demanda (MWH) Año MWh Tasa Anual

% 2007 2 297 606,4 2008 2 392 226,7 4,1% 2009 2 464 022,6 3,0% 2010 2 547 347,8 3,4% 2011 2 608 597,8 2,4% 2012 2 702 888,8 3,6% 2013 2 755 423,6 1,9% 2014 2 817 160,8 2,2% 2015 2 889 916,4 2,6% 2016 2 949 342,4 2,1% 2017 3 005 467,7 1,9% 2018 3 057 616,3 1,7%

Tasa Promedio 2,63%

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8.2 Sistema Eléctrico a Remunerar OSINERGMIN ha procedido a determinar el Sistema Eléctrico a Remunerar (SER) del Área de Demanda 5, en base a la mejor información disponible, debido a que:

• El estudio de planeamiento presentado por ELECTROCENTRO no consideró todas las instalaciones de SST y/o SCT que alimentan la el Área de Demanda 5, según lo establece el numeral 12.2 de la NORMA TARIFAS.

• En el estudio de planeamiento presentado por ELECTROCENTRO no presenta y/o describe los análisis y cálculos respectivos para efectuar la planificación del SER; entre otros aspectos, el estudio de ELECTROCENTRO no presenta los criterios para determinar la potencia óptima de las SET’s, tampoco incluye las hojas de cálculo que permitan verificar el dimensionamiento óptimo de los elementos del sistema.

• ELECTROCENTRO no ha presentado el análisis de alternativas que establece la Norma TARIFAS, lo cual no permite verificar si la alternativa planteada representa la solución de mínimo costo en el Área de Demanda 5.

• El estudio de planeamiento presentado por ELECTROCENTRO no consideró todas las instalaciones de SST y/o SCT que alimentan la el Área de Demanda 5, según lo establece el numeral 12.2 de la NORMA TARIFAS.

• ELECTROANDES no ha presentado su estudio de planeamiento para el Área de Demanda 5. Asimismo, ELECTROANDES presenta su “Plan de Equipamiento del Sistema de Transmisión de Electroandes”; sin embargo, no ha presentado el análisis de alternativas para la determinación de los requerimientos de instalaciones de transmisión en el horizonte de planeamiento.

• Las empresas ELECTRO SUR MEDIO, CONEHUA, ADINELSA, CEMENTO ANDINO y REP no presentaron su propuesta de estudio de planeamiento para el Área de Demanda 5.

Por las razones expuestas, OSINERGMIN ha procedido a determinar el SER del Área de Demanda 5, en estricto cumplimiento al marco normativo vigente, según los criterios y análisis que se desarrollan en los párrafos siguientes.

8.2.1 Crietrios Generales Para la determinación del SER se ha tenido presente los siguientes criterios generales de planeamiento:

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- El dimensionamiento de la capacidad de las instalaciones se efectúa conforme al principio de adaptación a la demanda.

- El estudio de planeamiento comprende todas las subestaciones de transmisión del SST y SCT que alimenten una misma Área de Demanda, incluyendo las MAT/AT, las líneas de transmisión en MAT y AT, las SET AT/MT y las instalaciones de comunicaciones y control necesarias para su óptima operación.

- El SER debe determinarse a partir de la evaluación de distintas alternativas técnicamente viables, aplicando el criterio de mínimo costo; el cual considera los costos de inversión, los costos de operación y mantenimiento y las pérdidas de potencia y energía.

- Los elementos que forman parte del sistema se dimensionan considerando los máximos valores de potencia que fluyen a través de los mismos, considerando las condiciones de operación máxima.

- En los años comprendidos hasta el horizonte de planeamiento, se busca optimizar el uso de las instalaciones existentes antes de añadir instalaciones o equipamiento adicional.

8.2.2 Criterios Específicos Los criterios de planeamiento específicos para la determinación del SER que se han tenido presente, son los que se señalan a continuación:

- De acuerdo con lo señalado en la Disposición Transitoria de la NORMA TARIFAS, se toma como base la topología del sistema existente al 23 de julio del 2006 y las instalaciones que se hayan construido y/o puesto en servicio a la fecha.

- La ubicación de las SET existentes se consideran fijas a lo largo del periodo de planeamiento.

- La configuración de barras de las nuevas SET son las que se consideran necesarias para la operación del sistema integral.

- Para el dimensionamiento de las líneas de transmisión y las SET, se considera un Factor de Utilización (f.u.) máximo de 1,0, en condiciones de operación normal y de máxima demanda.

- Se considera un factor de potencia mínimo de 0,95 para todas las demanda eléctricas.

- Para la instalación de transformadores de potencia adicionales a los existentes, se consideran las características y tamaños de los módulos estándares aprobados por OSINERGMIN.

- Como parte de la optimización del uso de las instalaciones existentes se considera la rotación de transformadores, la transferencia de carga entre las SET, entre otras medidas, siempre que estas soluciones resulten más eficientes que la construcción de nuevas instalaciones.

Para la operación del sistema de transmisión se ha considerado el criterio N-1, para ciudades con demandas superiores a los 30 MW. Este criterio se ha considerado a partir del año 2010, a fin que en el presente año se prioricen las inversiones para la expansión de la red de transmisión necesarias para

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atender el crecimiento de la demanda. Para el efecto, se evaluó el comportamiento de los distintos componentes del sistema en condiciones de operación normal y en contingencia, verificando el cumplimiento de las normas técnicas de calidad y seguridad, vigentes.

8.2.3 Metodología de Planeamiento

Diagnóstico de la situación actual

La determinación de las condiciones en las que actualmente opera el sistema, permite establecer una base a partir de la cual se inicia el proceso de planeamiento del desarrollo futuro de las instalaciones del mismo.

Para este fin se utilizan los resultados de la proyección de la demanda a nivel de SET, para realizar a partir de éstos un balance entre la potencia instalada existente en las SET’s y sus demandas proyectadas correspondientes. De esta manera, se identifica la situación actual y el nivel de sobrecarga que pueden experimentar las SET’s en el futuro.

Mediante un análisis de flujo de potencia para el año 2008 y 2018 se establecieron las necesidades de cambio de la sección de conductores en las líneas de transmisión existentes y expansión de la transmisión eléctrica mediante nuevas líneas. Con los resultados del mismo análisis de flujo de potencia se determina los niveles de sobrecarga en los transformadores.

Análisis de alternativas

Una vez efectuado el reconocimiento del nivel de carga de cada uno de los transformadores y líneas existentes, y sus condiciones de carga futuras, se procede con el análisis de las alternativas técnicamente viables que conduzcan a prever las soluciones que permitan la operación del sistema de transmisión del Área de Demanda, en condiciones adecuadas de calidad y seguridad.

Selección de la alternativa óptima

La alternativa óptima se selecciona aplicando el criterio de mínimo costo a todas las alternativas analizadas, el cual consiste en evaluar los costos de inversión, operación y mantenimiento y pérdidas de potencia y energía, determinándose como SER el que resulta con el menor costo total.

8.2.4 Instalaciones del SST Según la información reportada por las titulares de transmisión y validada con la información disponible por OSINERGMIN, las instalaciones del SST del Área de Demanda 5, al 23 de julio de 2006, son las que figuran en el Anexo D.

El diagnóstico de estas instalaciones está referido al comportamiento de las mismas para atender la demanda en el año 2018. Este diagnóstico se refleja en los siguientes aspectos:

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Sobrecarga en Transformadores

Los transformadores de dos arrollamientos que presentan sobrecarga en el año 2018, son los siguientes:

Los transformadores de tres arrollamientos que presentan sobrecarga en el año 2018, son los siguientes:

Nombre Lado HV Lado MV Lado LV Pot.Nom. HV Pot.Nom. MV Pot.Nom. LV Factor de Factor de Factor deBarras Barras Barras MVA MVA MVA Utilizacion (HV) Utilizacion (MV) Utilizacion (LV)

tr3 Chanchamayo CHAN44 CHAN35 CHAN23 13 9.1 5.2 59.44 0.00 127.79tr3 huy_2671 HUAYU220 HUAYU60 HUAYU10 50 50 10 138.25 165.89 173.64tr3 huy_2672 HUAYU220 HUAYU60 HUAYU10 30 30 10 127.19 39.89 246.08tr3 tarma_8001 TARMA44 TARMA23 TARMA10 10 5 5 105.21 74.64 126.78

Sobrecargas en las líneas de transmisión

Las líneas que resultan sobrecargadas en el año 2018, son las siguientes:

Nombre Terminal i Terminal j Cable/Aéreo Lín. Par. Long. Unom Inom Factor deBarras Barras km kV kA Utilizacion

Lne CampoArmino-Huayucachi_L2220 HUAYU220 CARMI220 Línea Aérea 1 76.59 220 0.472 164.64Lne Carhuamayo-Paragsha2_L2258 CMAYO220 PARAG220 Línea Aérea 1 42.2 220 0.486 116.85lne HUAY_SALES_81 HUAYU60 SALE60 Línea Aérea 1 8.02 60 0.7 124.73lne SALES_PQIND_81 PQIND60 SALE60 Línea Aérea 1 3.23 60 0.41 143.73

8.2.5 Instalaciones del SCT Sobre la base del diagnóstico del sistema eléctrico actual y de acuerdo a la evolución de la demanda eléctrica en el Área de Demanda 5, se ha procedido a la definión del SER para el Área de Demanda 5, en el que se destaca las siguientes diferencias con las propuestas de las empresas.

Sistema Huancayo – Valle Mantaro

La principal diferencia con la propuesta de la empresa es que no se incluye la subestación Chilca, debido a que se encuentra bastante cercana a las demás subestaciones ubicadas en la ciudad de Huancayo, así mismo la ubicación de la nueva subestación Orcotuna 220/60 kV se considera adyacente a la línea 60 kV y no a la línea de 220 kV, con ello se evita el costo de un nuevo patio de llaves en 60 kV adicional al costo de la nueva subestación de 220/60 kV.

Nombre Lado HV Lado LV Pot.Nom. Factor de Barras Barras MVA Utilizacion

tr2 ChalaNueva CHALN33 CHALA13 1 217,52 tr2 ChalaNueva CHALN33 CHALA13 1 217,52 tr2 Chupaca CHUP33 CHUP13 5 138,14 tr2 Huarisca_a HUARI33 HUARI13 0,5 176,58 tr2 Pachacayo PACHYO69 PACHYO13 1 100,70 tr2 ParqIndustrial_a PQIND60 PQIND10 20 148,13 tr2 ParqIndustrial_b PQIND60 PQIND10 8,75 172,32 tr2 Salecianos_a SALE60 SALE10 15 100,80 tr2 Salecianos_b SALE60 SALE10 11 133,94 tr2 ant_571 ANTUQ50 ANTUQ2.4 3 102,79 tr2 condor_801 COND138 COND44 20 113,44 tr2_ParqIndustrial_c PQIND33 PQIND10 5 266,52

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Sistema Ayacucho

Con respecto al planteamiento de alimentar la ciudad de Ayacucho desde la línea de transmisión 220 kV Mantaro – Cotaruse, es necesario indicar que su viabilidad técnica presenta la dificultad de complicar la compensación, que actualmente se está proyectando implementar en esta línea. La complicación radica en que la segmentación de la línea para alimentar la ciudad de Ayacucho produciría un desbalance en la impedancia de la línea y tendría que modificarse el sistema de compensación, lo cual significaría un costo muy elevado.

En ese sentido, dada la necesidad de implementar un enlace de transmisión más robusto para la ciudad de Ayaucho que el que se tiene actualmente. Se han evaluado dos alternativas:

- Enlace Mantaro – Ayacucho en MAT. - Enlace Abancay – Ayacucho en MAT.

La evaluación económica muestra que el enlace Mantaro – Ayacucho (Alternativa 1) es el de mínimo costo, tal como se indica en el siguiente cuadro:

Total OYM PERDIDAS Costo Total MAT AT MAT/AT AT/MT Inversión US$Alternativa 1 8,100,016 19,723,936 4,875,741 6,169,190 38,868,883 7,621,296 22,150,556 68,640,735Alternativa 2 10,740,382 19,723,936 4,875,741 6,169,190 41,509,249 8,054,661 21,962,288 71,526,198

Transmisión TransformaciónCostos de Inversión (Valor Presente) Costos de Explotación

Sistema Tarma Chanchamayo y Posuzo – Puerto Bermudez

Para interconectar las ciudades de Pichanaki y Satipo se considera una nueva línea Chanchamayo – Pichanaki – Satipo, en lugar de la línea propuesta por ELECTROCENTRO Villa Rica – Pichanaki – Satipo, ello en vista que los accesos en la primera alternativa son mejores que en la segunda, ya que existe una carretera asflatada entre Chanchamayo, Pichanaki y Satipo.

Respecto a las instalacioens propuestas por ELCTROCENTRO para el sistema Posuzo – Puerto Bermudez, esta empresa no ha demostrado feacintemente que resulta menos costoso alimentar estas localidades mediante un sistema de transmisión en lugar de alimentarlas mediante un otras fuentes alternativas de suministro, dada la alta dispersidad y reducida demanda de las localidades comprendidas.

Sistema Pasco

No se ha considerado como parte del SCT las instalaciones propuestas por ELECTROANDES: línea 138 kV Caripa – Carhuamayo y Transformador en Subestación Carhuamayo 138/650 kV, ello en razón que estas instalaciones entraron en operación comercial antes de la promulgación de la Ley 28832, por lo que se clasifican como parte del SST y no del SCT.

Así mismo, se ha efectuado la optimización del parque de transformadores existentes mediante la rotación de los mismos entre las subestaciones.

Como resultado, el desarrollo del SCT, en los cuatro años considerados en el horizonte de la presente regulación es el siguiente:

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Año 1

- Nueva SE Huancayo oeste 60/10 kV - Nuevas líneas de transmisión en 60 kV entre la nueva subestación y las

subestaciones de Parque Industrial y Huayucachi - Reemplazo de transformador en la subestación Chala nueva - Nueva línea de transmisión en 69 kV Mollepata – San Francisco y la

subestación San Francisco.

Año 2

- Nueva SE Orcotuna 220/60/33 kV - Derivación de la línea de transmisión en 220 kV Huayucachi-Zapallal en

una entrada y salida a la SE Orcotuna. - Reemplazo del transformador en Huanta. - Ampliación de la subestación Yanango 220/60 kV. - Reemplazo del transformador de Chanchamayo - Nuevas subestaciones 60/22.9 kV en la zona de la selva central:

Pichanki, Satipo, Puerto Bermudez y Villa Rica - Nuevas líneas de transmisión en 60 kV para las subestaciones de selva

central: Chanchamayo- Pichanaki-Satipo y Oxapampa-Villa Rica- Puerto Bermudez.

Año 3

- Reemplazo de transformador en la subestación Huarisa - Ampliación de un transformador 220/138 kV en la nueva subestación de

Mantaro y una línea de transmisión en 138 kV hasta la SE Mollepata - Ampliación de un transformador 138/69 kV en la SE Mollepata.

Año 4

- Ampliación de la capacidad de transformación de la SE Ayacucho

Como resultado, las instalaciones del SCT que OSINERGMIN ha considerado conforman el Plan de Inversiones para el Área de Demanda 1, son las que se resumen en los siguientes cuadros. Por excepción (Tercera Disposición Transitoria de D.S. 027-2007-EM), el primer Plan de Inversiones se inicia a partir del 24 de julio de 2006, fecha que entró en vigencia la Ley N° 28832:

Cuadro Nº 8-11 PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 5

SCT (Miles US$) Electrocentro

Año Elemento Monto de Inversión

(Miles de US$) 2007 Celda, SET AT/MT EL CHUMPE, Celda de Línea 166,43 2007 Celda, SET AT/MT EL CHUMPE, Celda de Transformador Tr2 csl_Chumpe1 134,36 2007 Celda, SET AT/MT EL CHUMPE, Celda de Transformador Tr2 csl_Chumpe2 134,36 2007 Celda, SET AT/MT EL CHUMPE, Celda de Transformador Tr2 csl_Chumpe2 42,72 2007 Transformador, SET AT/MT EL CHUMPE, Transformador de Potencia-Tr2 csl_Chumpe1 419,24 2007 Transformador, SET AT/MT EL CHUMPE, Transformador de Potencia-Tr2 csl_Chumpe2 255,40 2007 Celda, SET AT/MT CURIPATA, Celda de Transformador-tr2 Curipata 135,67 2007 Celda, SET AT/MT CURIPATA, Celda de Transformador-tr2 Curipata 43,24 2007 Transformador, SET AT/MT CURIPATA, Transformador de Potencia-tr2 Curipata 336,84 2009 Celda, SET MAT/AT(/MT) HUAYUCACHI, Celda de Línea-lne csl_huayucachi_hyoeste 171,98 2009 Transformador, SET AT/MT CHALA NORTE, Transformador de Potencia tr2

csl_ChalaNueva 189,29

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Año Elemento Monto de Inversión

(Miles de US$) 2009 Celda, SET AT/MT HUANCAYO OESTE, Celda de Línea 197,42 2009 Celda, SET AT/MT HUANCAYO OESTE, Celda de Línea 197,42 2009 Celda, SET AT/MT HUANCAYO OESTE, Celda de Transformador-tr2 csl_hyoeste_a 159,52 2009 Celda, SET AT/MT HUANCAYO OESTE, Celda de Transformador-tr2 csl_hyoeste_b 159,52 2009 Celda, SET AT/MT HUANCAYO OESTE, Celda de Transformador-tr2 csl_hyoeste_a 52,51 2009 Celda, SET AT/MT HUANCAYO OESTE, Celda de Transformador-tr2 csl_hyoeste_b 52,51 2009 Transformador, SET AT/MT HUANCAYO OESTE, Transformador de Potencia-tr2

csl_hyoeste_a 618,77

2009 Transformador, SET AT/MT HUANCAYO OESTE, Transformador de Potencia-tr2 csl_hyoeste_b 618,77

2009 Transformador, SET AT/MT HUANTA, Transformador de Potencia-tr2 csl_huant_801 510,19 2010 Celda, SET AT/MT CONCEPCIÓN, Celda de Línea 166,43 2010 Celda, SET MAT/AT ORCOTUNA, Celda de Línea Lne csl_DervOrct1-Orcotuna 476,96 2010 Celda, SET MAT/AT ORCOTUNA, Celda de Línea 476,96 2010 Celda, SET MAT/AT ORCOTUNA, Celda de Línea 214,90 2010 Celda, SET MAT/AT ORCOTUNA, Celda de Línea 214,90 2010 Celda, SET MAT/AT ORCOTUNA, Celda de Transformador-tr3 Orcotuna 377,55 2010 Celda, SET MAT/AT ORCOTUNA, Celda de Transformador-tr3 Orcotuna 173,64 2010 Celda, SET MAT/AT ORCOTUNA, Celda de Línea - Transformador -tr3 Orcotuna 100,22 2010 Transformador, SET MAT/AT ORCOTUNA, Transformador de Potencia-tr3 Orcotuna 2 093,33 2010 Celda, SET MAT/AT YANANGO, Celda de Línea-lne csl_yanang_simsa 161,62 2010 Celda, SET MAT/AT YANANGO, Celda de Línea 161,62 2010 Celda, SET MAT/AT YANANGO, Celda de Línea 161,62 2010 Celda, SET MAT/AT YANANGO, Celda de Transformador-tr2 csl_Yanango 256,52 2010 Celda, SET MAT/AT YANANGO, Celda de Transformador-tr2 csl_Yanango 128,08 2010 Transformador, SET MAT/AT YANANGO, Transformador de Potencia-tr2 csl_Yanango 1 675,38 2010 Celda, SET AT/MT CHANCHAMAYO, Celda de Línea-lne yanango_chancha 156,97 2010 Celda, SET AT/MT CHANCHAMAYO, Celda de Línea-Lne

csl_Chanachamayo_Interconexion_a 156,97

2010 Celda, SET AT/MT CHANCHAMAYO, Celda de Línea-Lne csl_Chanachamayo_Interconexion_B 156,97

2010 Celda, SET AT/MT CHANCHAMAYO, Celda de Transformador-tr3 csl_Chanchamayo 124,39 2010 Transformador, SET AT/MT CHANCHAMAYO, Transformador de Potencia-tr3

csl_Chanchamayo 729,31

2010 Celda, SET AT/MT TARMA, Celda Transformador-tr3 csl_tarma_8001 134,36 2010 Transformador, SET AT/MT TARMA, Transformador de Potencia-tr3 csl_tarma_8001 742,24 2010 Celda, SET AT/MT VILLA RICA, Celda Línea-Transformador-Tr2 csl_Villa Rica 209,66 2010 Celda, SET AT/MT VILLA RICA, Celda Línea-Transformador-Tr2 csl_Villa Rica 50,66 2010 Transformador, SET AT/MT VILLA RICA, Transformador de Potencia-Tr2 csl_Villa Rica 487,26 2010 Celda, SET AT/MT PABLO BERMUDEZ, Celda Línea-Transformador-tr2 csl_Pablo

Bermudez 209,66

2010 Celda, SET AT/MT PABLO BERMUDEZ, Celda Línea-Transformador-tr2 csl_Pablo Bermudez 50,66

2010 Transformador, SET AT/MT PABLO BERMUDEZ, Transformador de Potencia-tr2 csl_Pablo Bermudez 487,26

2010 Celda, SET AT/MT PICHANAKI, Celda Línea-Transformador-Tr3 csl_Pichanaki 208,73 2010 Celda, SET AT/MT PICHANAKI, Celda Línea-Transformador-Tr3 csl_Pichanaki 54,89 2010 Transformador, SET AT/MT PICHANAKI, Transformador de Potencia-Tr3 csl_Pichanaki 487,24 2010 Celda, SET AT/MT SATIPO, Celda Línea-Transformador-tr3 csl_Satipo 208,73 2010 Celda, SET AT/MT SATIPO, Celda Línea-Transformador-tr3 csl_Satipo 54,89 2010 Transformador, SET AT/MT SATIPO, Transformador de Potencia-tr3 csl_Satipo 487,24 2011 Transformador, SET AT/MT HUARISCA, Transformador de Potencia tr2 csl_Huarisca_a 84,56 2011 Celda, SET MAT/AT ABANCAY, Celda de Línea Lne Abancay_Mollepata138kV 236,32 2011 Celda, SET AT/MT MOLLEPATA, Celda de Línea - Transformador-tr2 csl Mollepata 214,77 2011 Transformador, SET AT/MT MOLLEPATA, Transformador de Potencia-tr2 csl Mollepata 1 585,54

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Año Elemento Monto de Inversión

(Miles de US$) 2009 Linea, HUAYUCACHI - HUANCAYO ESTE, lne csl_huayucachi_hyoeste 789,08 2009 Linea, HUANCAYO ESTE - PARQUE INDUSTRIAL, lne csl_hyoeste_pqindustrial 586,43 2010 Linea, CONCEPCIÓN - COMAS, lne csl_concepcion-comas 2 466,23 2010 Linea, DER. ORCOTUNA1 - ORCOTUNA, Lne csl_DervOrct1-Orcotuna 631,72 2010 Linea, DER. ORCOTUNA2 - ORCOTUNA, Lne csl_DervOrct2-Orcotuna 631,72 2010 Linea, YANANGO - SIMSA, lne csl_yanang_simsa 634,42 2010 Linea, CHANCHAMAYO - YANANGO, lne Yanango_Chanchamayo 1 070,09 2010 Linea, TARMA - YANANGO, lne COND_TARMA_81 1 913,39 2010 Linea, CHANCHAMAYO - INTERCONEXIÓN A, Lne csl_Chanachamayo_Interconexion_a 988,89 2010 Linea, CHANCHAMAYO - INTERCONEXIÓN B, Lne csl_Chanachamayo_Interconexion_b 988,89 2010 Linea, CHANCHAMAYO - VILLA RICA, Lne csl_Chanchamayo_Villa Rica 1 780,00 2010 Linea, VILLA RICA - PABLO BERMUDEZ, Lne csl_V_Rica_PBermudez 3 771,98 2010 Linea, CHANCHAMAYO - PICHANAKI, Lne csl_Chanchamayo_Pichanaki 3 230,37 2010 Linea, PICHANAKI - SATIPO, Lne csl_Pichanaki_Satipo 3 625,93 2011 Linea, ABANCAY - MOLLEPATA, lne csl_Abancay_Mollepata 12 156,20

TOTAL 54 020,51

En el Anexo E se muestran los diagramas unifilares correspondientes al SER (SST y SCT), según los resultados del análisis efectuado por OSINERGMIN.

8.3 Costos de Inversión y COyM

Debido a que la configuración del SER determinado por OSINERGMIN, difiere del propuesto por las titulares, se han calculado los costos de inversión, operación y manteniento de los elementos que conforman el SER determinado por OSINERGMIN, para lo cual, se toma como base los módulos estándares de inversión aprobados por el regulador, vigentes.

Los costos de inversión por año correspondientes al SCT, de la PROPUESTA OSINERGMIN, son los que se muestran en el siguiente cuadro:

Cuadro Nº 8-12 PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 5

COSTO DE INVERSIÓN POR AÑO DE SCT (Miles US$)

Año ELECTROCENTRO TOTAL

2007 1 668,26 1 668,26 2008 - - 2009 4 303,40 4 303,40 2010 33 771,46 33 771,46 2011 14 277,40 14 277,40 2012 - - 2013 - -

NOTA: • Valores considerados al 30 de abril de cada año.

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Durante el año 2007 la empresa ELECTROCENTRO ha efectuado el cambio de transformador por uno de mayor capacidad en la SE Curipata. Asimismo, en la SE Chumpe, la Empresa ha reemplazado el transformador existente por dos transformadores. Los costos de inversión mostrados en el cuadro Nº 8-11, son el resultado de las inversiones evaluadas para los diferentes años del periodo tarifario considerando el efecto del dinero en el tiempo a abril de cada año. Del mismo modo, los costos anuales de operación y mantenimiento, correspondientes al SCT del Área de Demanda 5, de la PROPUESTA OSINERGMIN, se han determinado aplicando los porcentajes respecto del costo de inversión, aprobados mediante la Resolución OSINERGMIN N° 635-2007-OS/CD. A continuación se muestran los resultados:

Cuadro Nº 8-13 PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 5

COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO ANUAL DEL SCT (Miles US$)

Año ELECTROCENTRO TOTAL

2007 54,33 54,33 2008 - - 2009 302,71 302,71 2010 1 078,22 1 078,22 2011 421,39 421,39 2012 - - 2013 - -

8.4 Factores de Pérdidas Medias

Debido a que la configuración del SER determinado por OSINERGMIN, difiere del propuesto por la titular, se ha procedido a determinar los factores de pérdidas conforme a los criterios establecidos en la NORMA TARIFAS, que se resumen a continuación:

8.4.1 Criterios • De acuerdo al Artículo 19º de la NORMA TARIFAS, los Factores de

Pérdidas Medias (en adelante “FPMd”) se emplean exclusivamente para la expansión de los Precios en Barra desde las Barras de Referencia de Generación hasta las correspondientes barras de MAT, AT y MT de los SST o SCT.

Los FPMd son dos:

o Factores de Pérdidas Medias de Potencia (FPMdP) y o Factores de Pérdidas de Medias de Energía (FPMdE)

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Los mismos se calculan para los sistemas de transmisión asignados a la demanda y se expresan acumulados a MAT, AT y MT.

• Para el período de vigencia de los Peajes, se determina un único valor de los FPMd, por cada Área de Demanda y nivel de tensión.

• En este sentido, las partes del sistema eléctrico que se tomaron en cuenta para el cálculo de los FPMd son:

o Redes de MAT o Instalaciones de Transformación MAT/AT o Redes de AT o Instalaciones de Transformación AT/MT

Gráfico Nº 1 Esquema ilustrativo de las partes de un Sistema Eléctrico

• Se emplea la siguiente nomenclatura con respecto:

o Para Demanda:

DMT: Demanda en barras MT

DAT: Demanda en barras en AT

DMAT: Demanda en barras en MAT

o Para Pérdidas:

pat/mt: pérdidas totales en transformación AT/MT

pat: pérdidas totales en redes AT

pmat/at: pérdidas totales en transformación MAT/AT

o Para Retiros:

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Retiro AT/MT: DMT

Retiro AT: Retiro AT/MT + DAT+ pat/mt

Retiro MAT/AT: Retiro AT+ pat

Retiro MAT: Retiro MAT/AT+ DMAT + pmat • Debido a que el proceso de presentación de la información en cada

Área de Demanda es por sistema eléctrico, los FPMd se ponderaron en función a la demanda de los diferentes sistemas eléctricos que la conforman, con el fin de determinar los FPMd promedio aplicables a toda esa Área de Demanda.

• Por su parte ene este cálculo no se deben incluir los Elementos de SST y SCT que se encuentren directamente conectados a dos Barras, para las cuales el OSINERGMIN fije Precios en Barra.

8.4.2 Procedimiento de Cálculo de los FPMdP Para el cálculo de los FPMdP de cada sistema eléctrico se siguió el proceso que se describe a continuación:

• A partir de los flujos de carga para las condiciones de demanda coincidente con la máxima demanda anual del SEIN, se calcularon las pérdidas totales de potencia para cada nivel de tensión y el porcentaje de pérdidas respecto a la potencia total retirada.

• Se determinaron los FPMdP para cada año, con base en los resultados de los flujos de potencia del punto anterior con base a la siguiente ecuación:

[ ]PpFPMdP /1+=

Donde:

p = pérdidas medias totales para la carga total P.

P = potencia total que se retira de cada parte del sistema eléctrico

8.4.3 Procedimiento de Cálculo de los FPMdE Para el cálculo de los FPMdE de cada sistema eléctrico se siguió el proceso que se describe a continuación:

• A partir de los flujos de carga para las condiciones de máxima demanda anual de cada sistema eléctrico, se calcularon las pérdidas totales de potencia para cada nivel de tensión y el porcentaje de pérdidas respecto a la potencia total retirada.

• Se determinaron los FPMdE para cada año, con base en los resultados de los flujos de potencia del punto anterior y empleando la siguiente ecuación.

[ ].).(1 uppeFPMdP +=

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Donde:

pe(p.u.) = p(p.u.) x (fperd/fcarga) fperd = 0,3 x fcarga + 0,7 x(fcarga)2 =

“factor de pérdidas del sistema eléctrico” p(p.u.) = pérdidas de potencia en valores por unidad. pe(p.u.) = pérdidas de energía en valores por unidad. fcarga = factor de carga del sistema eléctrico. El factor de carga anual, para cualquier año “i”, se calcula como:

TiPEiFCi

×=

max

Donde:

T = Número de horas del año. Pmaxi = Potencia máxima del año “i”. Ei = Energía del año “i”. Donde los valores de Pmaxi y Ei se obtienen a partir de las proyecciones anuales

8.4.4 Factores de Pérdidas Medias Resultantes Los factores de pérdidas medias acumuladas por nivel de tensión de la PROPUESTA OSINERGMIN, son los que se muestran a continuación:

Cuadro Nº 8-14 PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 5

Factores de Pérdidas Medias FACTOR VALOR

Factores de Pérdidas Medias en Energía (FPMdE) Acumulado en MAT 1,0040

Factores de Pérdidas Medias en Energía (FPMdE) Acumulado en AT 1,0262

Factores de Pérdidas Medias en Energía (FPMdE) Acumulado en MT 1,0410

Factores de Pérdidas Medias en Potencia (FPMdP) Acumulado en MAT 1,0076

Factores de Pérdidas Medias en Potencia (FPMdP) Acumulado en AT 1,0309

Factores de Pérdidas Medias en Potencia (FPMdP) Acumulado en MT 1,0437

8.5 Peajes y Fórmula de Actualización Conforme al análisis de las respuestas de ELECTROCENTRO y ELECTROANDES a las observaciones formuladas, se ha detectado que

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ELECTROCENTRO y ELECTROANDES han cometido errores en el cálculo del CMA del SSTD, el CMA del SCT y en la determinación del Peaje.

Así mismo, la proyección de la demanda, la determinación del SER, la valorización de los costos de inversión y COyM se han revisado y modificado respecto a la propuesta de la empresa, conforme al análisis efectuado por OSINERGMIN.

En consecuencia el regulador a procedido a determinar el CMA, Ingreso Tarifario, Peajes y Fórmulas de Actualización para las instalaciones de SST y SCT que conforman el Área de Demanda 5, con base a los resultados de Valorización de Inversión y COyM arribados en las secciones anteriores y aplicando lo dispuesto en el marco regulatorio vigente.

8.5.1 CMA SST De acuerdo al Artículo 24º de la NORMA TARIFAS, el CMA de las empresas titulares de SSTD se calcula por única vez para cada una de ellas, como la suma de los ingresos por concepto de Peaje e Ingreso Tarifario que se vienen percibiendo por el total de las instalaciones eléctricas y no eléctricas existentes al 23 de julio de 2006.

Para ello se emplean los siguientes datos:

o Demanda de energía correspondiente al periodo anual comprendido desde el mes de agosto de 2005 hasta julio de 2006

o Peaje factores de pérdidas marginales y las Tarifas en Barra vigentes al 31 de marzo de 2009 (en este caso se han empleado los peajes vigentes a la fecha de elaboración del presente informe, los que se deben reemplazar para la publicación de las Tarifas y Compensaciones)

Proceso de cálculo del CMA SSTD

Se calcula el CMA para cada uno de los titulares de SSTD, con la siguiente expresión:

∑⎭⎬⎫

⎩⎨⎧ −×+−

+××−××

= −−−n

nnnnnnnntSSTD

FPMEPFPMEPPEmPPDfc

FPMGPFPMGPPPBDCMA

1

111, 100

)]()[(87602

)(

Donde: CMASSTD,t : CMA del SSTD del titular “t” en Nuevos Soles (S/.) n : Nivel de tensión 1=MAT, 2=AT y 3=MT Dn : Sumatoria de las demandas de energía aguas abajo de

cada nivel de tensión “n”. No incluye las pérdidas en transmisión. Cuando el nivel de tensión es MT incluye las pérdidas en MT y BT. Se expresa en kWh.

Pn : Peaje secundario acumulado del nivel de tensión “n” en Ctm S/./kWh fijado para el titular “t”

Pn-1 : Peaje secundario acumulado del nivel de tensión “n-1” en Ctm S/./kWh fijado para el titular “t”

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FPMGPn-1 : Factor de pérdidas marginales de potencia acumulado hasta el nivel de tensión “n-1”.

FPMGEn-1 : Factor de pérdidas marginales de energía acumulado hasta el nivel de tensión “n-1”

PPB : Precio de Potencia en la Barra de Referencia de Generación, en S/.kW-año.

PEm : Precio medio de energía en la Barra de Referencia de Generación (BRG), en Ctms S/./kWh igual a: PEm = 0,35 * PEBP + 0,65 * PEBF

PEBP : Precio de energía en la BRG en horas de punta. PEBF : Precio de energía en la BRG en horas fuera de punta

El CMA del titular “t” debe ser igual a la suma de todos los CMA correspondientes a dicho titular cada sistema eléctrico.

Se determina el porcentaje de participación de cada Elemento del SSTD respecto del total del CMA de cada empresa titular considerando:

o La valorización de todos los Elementos existentes al 23 de julio de 2006 se realiza, por única vez, con la aplicación de los Costos Estándares establecidos por el OSINERGMIN.

o Se determina el porcentaje de participación de cada Elemento respecto del CMA inicial del SSTD, como el cociente de su propio valor de inversión entre la inversión total de SSTD del correspondiente titular, los cuales se aplicarán para valorizar el CMA de algún Elemento del SSTD que en el futuro se tenga que dar de baja.

o El CMA de un Elemento a darse de baja se actualizará con la misma fórmula de actualización fijada para el CMA inicial del SSTD.

Preliminarmente se han considerado todas las bajas declaradas en la propuesta de las TITULARES, con cargo a que las respectivas empresas concesionarias regularicen la presentación de la información que verifique dichas bajas, según lo establecido en el “Procedimiento de Altas y Bajas en Sistemas de Transmisión” aprobado con Resolución OSINERGMIN N° 024-2008-OS/CD.

Particularidades del Proceso de Cálculo CMA SSTD

Criterios para asignar los ingresos tarifarios entre los diversos titulares del Área de Demanda

La fórmula de cálculo del CMA SSTD, diferencia a cada titular "t" por su correspondiente peaje Pn a aplicarse a la demanda Dn de cada sistema eléctrico involucrado.

Sin embargo, se debe tener en consideración que los ingresos por diferencia de factores de pérdidas “Ingreso Tarifario“(primer y tercer términos de la ecuación) deben ser calculados de forma global por sistema eléctrico (válido para el total de los titulares presentes en el mismo) y luego se deben prorratear dichos “Ingresos Tarifarios” entre los titulares presentes, en función de algún driver, como por ejemplo los mismos ingresos por peajes)

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A fin de repartir estos ingresos tarifarios entre los distintos titulares se ha seguido el siguiente procedimiento:

Paso 1: Cálculo CMA "Pérdidas (IT)" por Sistema Eléctrico (SE)

Como primer paso se calcula el CMA Pérdidas (IT) para cada Sistema Eléctrico (SE) de demanda Dn (compartido por todos los titulares del SE en cuestión). Corresponde a los denominados Ingresos tarifarios (IT):

100876021

1

1 )FPMGEFPMGE(xPEmxDfcxx

)FPMGPFPMGP(xPPBxD)IT(PerdidasCMA nnnn

nnnSE,SSTD

−− −+

−=∑

Paso 2: Cálculo CMASSTD,SE, t "Peaje" Sistema Eléctrico (SE)

El segundo paso consiste en calcular el CMASSTD,SE, t "Peaje" para cada Sistema Eléctrico (SE) de demanda Dn (compartido por todos los titulares del SE en cuestión), desagregado por cada titular “t”, cuyo peaje por nivel de tensión “n” es Pn,t. Corresponde a los denominados los ingresos por concepto de Peaje:

∑ −−=

ntntnn

tSESSTD

PPxDPeajeCMA

1

,1,,, 100

)(

Paso 3: Distribución del CMA Pérdidas SSTD, SE entre los distintos titulares del SE

El paso siguiente consiste en prorratear el CMA Pérdidas (IT) que se obtuvo por Sistemas Eléctrico (SE) entre los distintos titulares “t” de instalaciones en el Sistema Eléctrico bajo análisis.

Esta distribución se realiza en función del porcentaje de participación del CMA Peaje SSTD, t de cada titular "t" en el CMA Peaje total del Sistema Eléctrico. Así se obtiene el valor del CMA Pérdidas (IT) SSTD, SE, t.:

100)(%

1,,

,,,, ×=

∑=

t

ttSESSTD

tSESSTDtSESSTD

PeajeCMA

PeajeCMAITPérdidasCMAiónparticipac

Paso 4: CMA SSTD, SE, t total para el titular "t"

El valor total del CMA por Sistema Eléctrico (SE) y por titular “t”, CMA SSTD,

SE, t se obtiene como la suma de los resultados obtenidos en los Pasos 2 y 3 para cada titular "t" y para Sistema Eléctrico "SE".

CMA SSTD,SE;t = CMA Pérdidas(IT) SSTD,SE;t + CMA Peaje SSTD,SE;t

Separación del CMA para clientes Regulados y Libres.

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A efectos de una mejor trazabilidad de los cálculos y se ha separado el cálculo entre los clientes Regulados y Libres.

Cálculo particular de los Factores de Pérdidas para REP.

El CMA SSTD de REP, que consiste prácticamente de IT (ya que salvo para las instalaciones de líneas Independencia –Ica, Ica-Marcona, Marcona – San Nicolás y los transformadores en Marcona y Paramonga Nueva, a REP no tiene ingresos por peajes en los SST) se calcula separadamente del resto de los titulares.

Distribución de los IT considerados en el CMA SSTD entre los distintos titulares dentro de un mismo sistema eléctrico, sin considerar REP.

Se calculó por separado y por nivel de tensión los términos de IT y por Peajes del cálculo del CMA SSTD. Los ingresos por diferencia de factores de pérdidas (IT) son calculados de forma global por sistema eléctrico sin incluir REP (válido para el total de los titulares presentes en el mismo) y luego se prorratean dichos ingresos entre los titulares por NT en función de los ingresos por peajes CMA SSTD de Sistemas Aislados

Debido a que está previsto que se integren al SEIN varios sistemas aislados durante el periodo de vigencia de la fijación tarifaria, se requiere incorporar el CMA correspondiente al SSTD de estos sistemas y dado que la normativa vigente no establece un criterio específico para este caso, se asumió el siguiente criterio: Con base al principio de equidad se ha tenido en cuenta el criterio establecido en el Reglamento de la LCE en el sentido que se debe determinar un monto CMA equivalente para remunerar los SSTD del mismo se ha tomado en cuenta que dicho monto debe ser un monto que refleje el ingreso que la titular por las instalaciones de SSTD al 23 de julio de 2006. Ene se sentido el CMA SSTD a considerar corresponde al monto, en soles, que se estipula en el informe de precios en barra de la última fijación (Informe N° 0193-2008-GART). En el caso particular el Área de Demanda 5 no se incluye ningún sistema aislado en esta modalidad. Se debe aclarar que, no corresponde calcular el CMA por la transformación en Aguaytía (220/138/22,9), la línea Aguaytía – Pucallpa y la transformación 138/60 en Pucallpa, pertenecientes a ISA, dado que su remuneración se rige por lo establecido en el correspondiente contrato de concesión.

Finalmente ell CMA del SST, por año y por cada una de las partes del sistema eléctrico correspondientes al SER determinado por OSINERGMIN, son los que se muestran a continuación:

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Cuadro Nº 8-15 PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 5

CMA SST (Nuevos Soles)

Titular Año MAT MAT/AT AT AT/MT Total Adinelsa 2007 Adinelsa 2008 Adinelsa 2009 563 017,72 374 204,56 216 589,29 1 153 811,58 Adinelsa 2010 563 017,72 374 204,56 216 589,29 1 153 811,58 Adinelsa 2011 563 017,72 374 204,56 216 589,29 1 153 811,58 Adinelsa 2012 563 017,72 374 204,56 216 589,29 1 153 811,58 Adinelsa 2013 563 017,72 374 204,56 216 589,29 1 153 811,58 Adinelsa 2014 Conehua 2007 Conehua 2008 Conehua 2009 399 488,72 88 848,70 488 337,42 Conehua 2010 399 488,72 88 848,70 488 337,42 Conehua 2011 399 488,72 88 848,70 488 337,42 Conehua 2012 399 488,72 88 848,70 488 337,42 Conehua 2013 399 488,72 88 848,70 488 337,42 Conehua 2014

Electroandes 2007 Electroandes 2008 Electroandes 2009 2 003 132,80 2 160 688,95 9 393 015,46 4 591 094,60 18 147 931,80 Electroandes 2010 2 003 132,80 2 160 688,95 9 393 015,46 4 591 094,60 18 147 931,80 Electroandes 2011 2 003 132,80 2 160 688,95 9 393 015,46 4 591 094,60 18 147 931,80 Electroandes 2012 2 003 132,80 2 160 688,95 9 393 015,46 4 591 094,60 18 147 931,80 Electroandes 2013 2 003 132,80 2 160 688,95 9 393 015,46 4 591 094,60 18 147 931,80 Electroandes 2014 Electrocentro 2007 Electrocentro 2008 Electrocentro 2009 224 369,53 5 762 537,30 2 979 904,32 8 966 811,15 Electrocentro 2010 224 369,53 5 433 365,09 2 790 442,17 8 448 176,79 Electrocentro 2011 224 369,53 4 622 681,44 2 760 706,49 7 607 757,46 Electrocentro 2012 224 369,53 4 622 681,44 2 760 706,49 7 607 757,46 Electrocentro 2013 224 369,53 4 622 681,44 2 760 706,49 7 607 757,46 Electrocentro 2014

REP 2007 REP 2008 REP 2009 50 753,18 86 960,00 55 924,63 30 056,86 223 694,67 REP 2010 50 753,18 86 960,00 55 924,63 30 056,86 223 694,67 REP 2011 50 753,18 86 960,00 55 924,63 30 056,86 223 694,67 REP 2012 50 753,18 86 960,00 55 924,63 30 056,86 223 694,67 REP 2013 50 753,18 86 960,00 55 924,63 30 056,86 223 694,67 REP 2014

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Estudio Tarifario para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión del Área de Demanda 5 Página 67 de 263

Titular Año MAT MAT/AT AT AT/MT Total Cemento Andino 2007 Cemento Andino 2008 Cemento Andino 2009 278 900,95 278 900,95 Cemento Andino 2010 278 900,95 278 900,95 Cemento Andino 2011 278 900,95 278 900,95 Cemento Andino 2012 278 900,95 278 900,95 Cemento Andino 2013 278 900,95 278 900,95 Cemento Andino 2014

Total Área 2007 Total Área 2008 Total Área 2009 2 895 804,65 2 472 018,48 15 985 170,66 7 906 493,78 29 259 487,57 Total Área 2010 2 895 804,65 2 472 018,48 15 655 998,46 7 717 031,62 28 740 853,20 Total Área 2011 2 895 804,65 2 472 018,48 14 845 314,81 7 687 295,94 27 900 433,88 Total Área 2012 2 895 804,65 2 472 018,48 14 845 314,81 7 687 295,94 27 900 433,88 Total Área 2013 2 895 804,65 2 472 018,48 14 845 314,81 7 687 295,94 27 900 433,88 Total Área 2014

(*) Se ha utilizado 3,142 S/./US$, como tipo de cambio al 31.12.2008

8.5.2 CMA SCT

El CMA para las instalaciones de los sistemas distintos al tipo SSTD se calcula mediante la expresión que se muestra a continuación:

COyMCICMA tSESSTDNO +=@,,

Donde:

@CI : Anualidad del costo de inversión del nivel de tensión “n”, referido al final del año, calculado para una vida útil de 30 años y Tasa de Actualización vigente según el Artículo 79º de la LCE.

COyM : Costo estándar de operación y mantenimiento.

Preliminarmente se han considerado todas las instalaciones implementadas desde el 24 de julio de 2006, declaradas como altas en la propuesta de las TITULARES, con cargo a que las respectivas empresas concesionarias regularicen la presentación de la información que verifique dichas altas, según lo establecido en el “Procedimiento de Altas y Bajas en Sistemas de Transmisión” aprobado con Resolución OSINERGMIN N° 024-2008-OS/CD.

El CMA del SCT, por año y por cada una de las partes del sistema eléctrico correspondientes al SER determinado por OSINERGMIN, son los que se muestran a continuación:

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Estudio Tarifario para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión del Área de Demanda 5 Página 68 de 263

Cuadro Nº 8-16 PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 5

CMA DEL SCT (Nuevos Soles)

Titular Año MAT MAT/AT AT AT/MT Total Electrocentro 2007 Electrocentro 2008 Electrocentro 2009 1 557 791,53 2 046 639,43 3 604 430,96 Electrocentro 2010 1 132 833,32 2 425 988,63 13 004 929,91 4 566 817,85 21 130 569,72 Electrocentro 2011 7 573 810,23 3 236 030,39 13 004 929,91 4 610 694,93 28 425 465,46 Electrocentro 2012 7 573 810,23 3 236 030,39 13 004 929,91 4 610 694,93 28 425 465,46 Electrocentro 2013 7 573 810,23 3 236 030,39 13 004 929,91 4 610 694,93 28 425 465,46 Electrocentro 2014

Total Área 2007 Total Área 2008 Total Área 2009 1 557 791,53 2 046 639,43 3 604 430,96 Total Área 2010 1 132 833,32 2 425 988,63 13 004 929,91 4 566 817,85 21 130 569,72 Total Área 2011 7 573 810,23 3 236 030,39 13 004 929,91 4 610 694,93 28 425 465,46 Total Área 2012 7 573 810,23 3 236 030,39 13 004 929,91 4 610 694,93 28 425 465,46 Total Área 2013 7 573 810,23 3 236 030,39 13 004 929,91 4 610 694,93 28 425 465,46 Total Área 2014

(*) Se ha utilizado 3,142 S/./US$, como tipo de cambio al 31.12.2008

8.5.3 Ingreso Tarifario De acuerdo al Artículo 22º de la NORMA TARIFAS, el Ingreso Tarifario (IT) se calcula solamente para instalaciones de MAT o MAT/MAT de los SST o SCT asignados parcial o totalmente a la demanda, que se encuentren directamente conectados entre dos barras para las cuales se han fijado Precios en Barra.

Para la determinación de los IT se aplican los mismos procedimientos establecidos para el Sistema Principal de Transmisión.

La fórmula de cálculo de aplicación es la siguiente para los IT por potencia

1Flujo1Precio-2Flujo2PrecioPotenciaIT ××=

Donde:

Precio1 y Precio2 : Precios de potencia de las barras a las que se encuentra directamente conectado el Elemento (línea o transformador).

Flujo 1 y Flujo 2 : Valores de potencia en los extremos del Elemento conectado directamente a las barras (1 y 2), los cuales resultan del cálculo de Flujo de Potencia para condiciones de máxima demanda coincidente con el SEIN.

La fórmula de cálculo de aplicación es la siguiente para los IT por energía

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Estudio Tarifario para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión del Área de Demanda 5 Página 69 de 263

1Flujo1Precio-2Flujo2PrecioEnergíaIT ××=

Donde:

Precio1 y Precio2 : Precios de energía de las barras a las que se encuentra directamente conectado el Elemento (línea o transformador).

Flujo 1 y Flujo 2 : Valores de la energía, en los extremos del Elemento conectado directamente a las barras (1 y 2), los cuales se determinan mediante el modelo PERSEO.

Si lo valores de IT resultan negativos se consideran como iguales a cero.

Finalmente se calcula en valor de los Ingresos Tarifarios Anualizados por cada elemento los que resultan de la sumatoria de los Totales Anualizados respectivos, para cada año considerado en el cálculo de los Peajes y empleando emplea la Tasa de Actualización anual establecida en el Artículo 79º de la LCE.

En el caso del Área de Demanda las instalaciones comprendidas en los criterios para calcular el IT descritos en los párrafos anteriores, son las que corresponden a la empresa ISA (Transformación 220/138 kV en Aguaytía, Línea Aguaytía – Pucallpa, Transformación 138/60 kV en Pucallpa), no obstante debido a la remuneración de las mismas se rige por su propio contrato de concesiones no corresponde fijar el IT respectivo

Los Ingresos Tarifarios por año correspondientes a los elementos MAT o MAT/MAT ubicados en el Área de Demanda 5, directamente conectados entre dos barras para las cuales se han fijado Precios en Barra, son los que se muestran en el siguiente cuadro:

Cuadro Nº 8-17 PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 5

INGRESO TARIFARIO POR AÑO, DEL SER (Nuevos Soles)

Elemento Titular 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Oroya Nueva - Caripa 138 kV

Electroandes 60 209,2 60 209,2 60 209,2 60 209,2 109 430,9 76 300,1 77 018,8 77 018,8

Caripa - Carhuamayo 138 kV

Electroandes - - - - - - - -

Carhuamayo - Paragsha II 138 kV

Electroandes 59 217,1 59 217,1 59 217,1 59 217,1 9 667,4 - - -

Caripa - Condorcocha 138 kV

Cemento Andino S.A. - - - - - - - -

8.5.4 Peajes Para cada Área de Demanda se determina el Peaje para cada nivel de tensión, como el cociente del valor presente del flujo de CMA menos el IT anuales entre el valor presente de las demandas mensuales para un horizonte de 5 años, conforme la siguiente expresión:

OSINERGMIN Informe N° 0041-2009-GART

Estudio Tarifario para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión del Área de Demanda 5 Página 70 de 263

∑×

=

=

+

+−

= anomes

mesmes

mes

añoaño

añoaño

D

ITCMA

PU

1

5

1

)1(

)1(

β

α

Donde: PU : Peaje expresado en Ctms S/./kWh CMA : Costo Medio Anual o parte del CMA asignado a los Usuarios,

expresado al 30 de abril de cada año, en miles S/. α : Tasa de Actualización anual, según el Art. 79° de la LCE o el que

la sustituya β : Tasa de actualización mensual calculada con la tasa de

actualización anual, obtenida mediante la siguiente expresión: 1)1( 12/1 −+= αβ

año : Horizonte para cálculo de peaje, equivalente a 5 años Dmes : Demanda mensual, expresada a fin de mes en GWh año : Índice de variación del año mes : Índice de variación del mes

El cálculo anterior se efectúa para cada uno de los siguientes componentes, según el nivel de tensión:

PUMAT : Peaje Unitario para Red de Muy Alta Tensión (MAT) PUMAT/AT : Transformación Muy Alta Tensión a Alta Tensión

(MAT/AT) PUAT : Red de Alta Tensión (AT) PUAT/MT : Transformación Alta Tensión a Media Tensión (AT/MT)

El CMA considerado en este cálculo incluye el CMA de las instalaciones del SSTD y del STC.

Cálculo del Peaje Unitario por Nivel de Tensión

El peaje acumulado por cada nivel de tensión, resulta de agregar los peajes correspondientes según la secuencia de los niveles de tensión en el sentido del flujo de la energía.

Peaje Acumulado MAT = PUMAT Peaje Acumulado AT = PUMAT + PUMAT/AT + PUAT Peaje Acumulado MT = PUMAT + PUMAT/AT + PUAT+ PUAT/MT

Los Peajes acumulados por nivel de tensión de la PROPUESTA OSINERGMIN, son los que se muestran a continuación:

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Estudio Tarifario para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión del Área de Demanda 5 Página 71 de 263

Cuadro Nº 8-18 PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 5

PEAJES (Ctm. S/./kWh)

(*) Se ha utilizado 3,142 S/./US$, como tipo de cambio al 31.12.2008

El peaje total indicado en el cuadro anterior debe aplicarse a la demanda de todos los clientes regulados y libres de los sistemas eléctricos comprendidos en el Área de Demanda 5 y en el nivel de tensión correspondiente, debiendo el monto resultante transferirse a cada uno de los TITULARES que la conforman en proporción a los peajes parciales (no acumulados) fijados para cada uno de ellos por nivel de tensión.

8.5.5 Fórmulas de Actualización Según la normativa vigente, los parámetros a, b, c, d correspondientes a las Fórmulas de Actualización, de la PROPUESTA OSINERGMIN, son los que se resumen a continuación:

Cuadro Nº 8-19 PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 5

FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN

a b c d

Para CMA de SST 0,3518 0,5788 0,0417 0,0277 Para CMA de SCT 0,1358 0,8161 0,0378 0,0103

Para Peaje 0,2359 0,7061 0,0396 0,0184

Los índices de la fórmula de actualización del Peaje se ha calculado con base a la participación de la suma de los montos de cada una de las componentes (Moneda Nacional, Extranjera, Aluminio y Cobre) del CMA de SST y CMA SCT, respecto de las componentes del CMA total (CMA de SST + CMA SCT).

Acumulado en MAT

Acumulado en AT

Acumulado en MT

ADINELSA 0,0204 0,0349 0,0503 CONEHUA 0,0155 0,0218

ELECTROANDES 0,0691 0,5168 0,8436 ELECTROCENTRO 0,1549 0,8421 1,3252

REP 0,0000 0,0000 0,0000 CEMENTO ANDINO 0,0101 0,0101 0,0101

TOTAL ÁREA 0,2545 1,4194 2,2510

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9. Conclusiones y Recomendaciones

Del análisis realizado por OSINERGMIN a los estudios presentados por las empresas ELECTROCENTRO y ELECTROANDES, así como los análisis de oficio correspondientes a las titulares que no han presentado propuesta y pertenecen al Área de Demanda 5, se concluye concluye lo siguiente:

a) Los valores de los CMA correspondientes al Área de Demanda 5 son los que se muestran en los Cuadros N° 8-15 y 8-16.

b) Para el Área de Demanda 5 se han determinado los ingresos tarifarios para las siguientes instalaciones:

Elemento Titular

Oroya Nueva - Caripa 138 kV Electroandes Caripa - Carhuamayo 138 kV Electroandes Carhuamayo - Paragsha II 138 kV Electroandes Caripa - Condorcocha 138 kV Cemento Andino S.A. Tingo Maria - Aucayacu 138 kV REP Aucayacu - Tocache 138 kV REP Oroya Nueva - Caripa 138 kV Electroandes Caripa - Carhuamayo 138 Kv Electroandes

c) Los valores de los Peajes correspondientes al Área de Demanda 5 son los que se muestran en el Cuadro N° 8-18.

El peaje total indicado en el cuadro anterior debe aplicarse a la demanda de todos los clientes regulados y libres de los sistemas eléctricos comprendidos en el Área de Demanda 5 y en el nivel de tensión correspondiente, debiendo el monto resultante transferirse a cada uno de los TITULARES que la conforman en proporción a los peajes parciales (no acumulados) fijados para cada uno de ellos por nivel de tensión.

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d) Los valores de los coeficientes correspondientes a las fórmulas para determinar los Factores de Actualización de los Costos Medios Anuales y Peajes, son los que se muestran en el Cuadro N° 8-19.

e) Los Factores de Pérdidas Medias a emplearse para la expansión de los Precios en Barra a las barras de los SST y/o SCT no comprendidas en el literal b) anterior, son los que se muestran en el Cuadro N° 8-14.

f) Se recomienda la emisión de una resolución fijando las Tarifas conformadas por los valores contenidos en los cuadros referidos en los literales anteriores, correspondientes al período del 1 de mayo del 2009 hasta el 30 de abril del 2013.

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10. Anexos

A continuación se presentan los siguientes anexos al informe:

Anexo A Tablas de Elementos de Transmisión con Alícuotas, del SST del Área de Demanda 5-Según Propuesta.

Anexo B Diagramas Unifilares del SER 2009-2013-Según Propuesta.

Anexo C Análisis de las Respuestas a las Observaciones formuladas a la PROPUESTA INICIAL.

Anexo D Instalaciones del SST, según validación de OSINERGMIN.

Anexo E Diagramas Unifilares del SER 2009-2013-Según análisis de OSINERGMIN.

Anexo F Cuadros Comparativos

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Anexo A Tablas de Elementos de Transmisión

con Alícuotas, del SST del Área de Demanda 5-Según Propuesta.

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TABLA A1: ELEMENTOS DEL SST CORRESPONDIENTE A LOS TITULARES ELECTROCENTRO, ELECTROANDES Y REP

Nota.

Los titulares ELECTROCENTRO y ELECTROANDES, no presentaron la información de las alícuotas de los elementos del SST, en la oportunidad de la propuesta final. No obstante, la titular REP sí presentó dicha información para esta área, cuyos datos se muestran en el cuadro siguiente.

Monto de Alícuota Item Elemento Código Módulo Estándar

Asignado Inversión Inversión

Miles de US$ (%) 1 Celda de Transformación CE-220SIU4C1ESBTR 334,66 2,82 2 Celda de Transformación CE-220SIU4C1ESBTR 334,66 2,82 3 Celda de Línea a Salesianos CE-060SIU4C1ESBLI 181,13 1,52 4 Celda de Transformación CE-060SIU4C1ESBTR 148,01 1,25 5 Celda de Transformación CE-060SIU4C1ESBTR 148,01 1,25 6 Celda de Línea a CE-010SIU4C1ESBLI 57,50 0,48 7 Celda de Línea a CE-010SIU4C1ESBLI 57,50 0,48 8 Celda de Transformación CE-010SIU4C1ESBTR 50,02 0,42 9 Celda de Transformación CE-010SIU4C1ESBTR 50,02 0,42

10 Transformador de Potencia 30 MVA

TP-220060010-030SI3E 1.649,41 13,89

11 Transformador de Potencia 30 MVA

TP-220060010-030SI3E 1.649,41 13,89

12 Celda de Transformación CE-220SIU4C1ESBTR 368,71 3,10 13 Celda de Línea a Ingenio CE-060SIU4C1ESBLI 201,28 1,69 14 Celda de Transformación CE-060SIU4C1ESBTR 165,36 1,39 15 Celda de Línea a CE-010SIU4C1ESBLI 64,28 0,54 16 Celda de Línea a CE-010SIU4C1ESBLI 64,28 0,54 17 Celda de Línea a CE-010SIU4C1ESBLI 64,28 0,54 18 Celda de Transformación CE-010SIU4C1ESBTR 55,95 0,47 19 Transformador de Potencia 30

MVA TP-220060010-030SI3E 2.052,15 17,28

20 Celda de Línea a Carhuamayo CE-138SIU4C1ESBLI 345,97 2,91 21 Celda de Línea a Paragsha I CE-138SIU4C1ESBLI 345,97 2,91 22 Celda de Transformación CE-138SIU2C1ESBTR 175,86 1,48 23 Celda de Alimentador CE-023SIU2C1ESBLI 65,25 0,55 24 Celda de Alimentador CE-023SIU2C1ESBLI 65,25 0,55 25 Celda de Alimentador CE-023SIU2C1ESBLI 65,25 0,55 26 Celda de Alimentador CE-010SIU2C1ESBLI 54,50 0,46 27 Celda de Alimentador CE-010SIU2C1ESBLI 54,50 0,46 28 Celda de Alimentador CE-010SIU2C1ESBLI 54,50 0,46 29 Celda de Alimentador CE-010SIU2C1ESBLI 54,50 0,46 30 Celda de Transformación CE-010SIU2C1ESBTR 47,56 0,40 31 Transformador de Potencia 30

MVA TP-138023010-030SI2E 1.441,38 12,13

32 Celda de Línea a Aucayacu CE-138SEU1C1ESBLI 249,80 2,10 33 Celda de Alimentador CE-010SEU1C1ESBLI 51,10 0,43 34 Celda de Alimentador CE-010SEU1C1ESBLI 51,10 0,43 35 Celda de Alimentador CE-010SEU1C1ESBLI 51,10 0,43 36 Celda de Alimentador CE-010SEU1C1ESBLI 51,10 0,43 37 Celda de Transformación CE-010SEU1C1ESBTR 44,73 0,38 38 Transformador de Potencia 16.7

MVA TP-138010-015SE1E 912,02 7,68

TOTAL 11.878,05 100,00

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Anexo B Diagramas Unifilares del SER 2009-

2013-Según Propuesta.

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Año 2009 - ELECTROCENTRO

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Año 2010

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Año 2011

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Año 2012

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Año 2013

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Año 2009

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Año 2010

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Año 2011

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Año 2012

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Año 2013

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Año 2009

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Año 2010

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Año 2012

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Año 2013

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Año 2010

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Año 2011

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Año 2012

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Año 2013

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Año 2009

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Año 2010

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Año 2011

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Año 2012

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Año 2013

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Año 2009

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Año 2010

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Año 2011

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Año 2012

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Año 2013

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Año 2009

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Año 2010

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Año 2011

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Año 2012

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Año 2013

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Año 2009

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Año 2010

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Año 2011

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Año 2012

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Año 2013

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Año 2009

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Año 2010

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Año 2011

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Año 2012

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Estudio Tarifario para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión del Área de Demanda 5 Página 121 de 263

Año 2013

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Año 2009

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Año 2010

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Año 2011

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Año 2013

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Año 2009

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Año 2010

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Año 2011

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Año 2012

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Año 2013

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Año 2009

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Año 2010

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Año 2011

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Año 2012

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Año 2013

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Año 2009 – ELECTROANDES – SSTG HUANCHOR

89LSM2

52LSM2

89LSM1

89PTLSM

A LA CHHUANCHOR

SOC. MINERACORONA

0650T

0128

9.4 MVAR50 kV

9334

A MILLOTINGO

(VER NOTA 1)

0129

0621

0620T

0619 0955

3052

GRATON TÚNEL

0954

3041

B ELLAVIS TA

3740

0635

IN-9200

IN-9051

9859

SL-9838

9860T

SET ROSAURA(PERUBAR)

0605

0608T

9022

9857

9858T

9856

A MINERACASAPALCA

0628

0627

3037

MINA

0953

0604

0607T 0132 0603

S AN M ATEOS ET

AN TU Q U ITOS ET

0122

0644

MINA

0121

0641

CONCENTRADORA

0600

0127

6 MVAR50 kV

0473T

C AS APALC AS ET

C ARLO SS ET

FR AN C IS C O

0123

0624

0618

CO

MPR

ENSO

RASE

T C

ASA

0915

SAN

AN

TON

IOSE

T

0914

NIV

EL 2

00SE

T

0636

0637T

0133

0625

YAULIYACU S.A.(LOS QUENUALES)

0648

S ETDE TERCEROS.INSTALACIONES DE PROPIEDAD

DE TRANSMISION NO REGULADO.INSTALACIONES DEL SISTEMA

GENERACION (SSTG).INSTALACIONES ASIGNADA A LA

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Año 2010 SCTPI – OROYA NUEVA – CARIPA – CARHUAMAYO, SIN LÍNEA L702, SIN INTERCONEXIÓN

05240520T

0518T

03800382T

0381 SL9807

ST-9808IN

-9026 SB-9806

SL-9803

ST-9805IN

-9025 SB-9804

SB-9809

IN-9027

SL-9810

ST-9811

A SET CO

ND

ORCO

CHA(C

EMEN

TO ANDINO

)

CH

YAU

PI

(ENER

SUR)

CH

YU

NC

AN

SL-2002

ST-2051IN

-2001IN

-1006

SB-1019

SB-1018BA

SET S

AN

TA IS

AB

EL(EN

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0011

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0324

0327

0981SS.AA.

0718

0163

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EL SISTEMA

OSINERGMIN Informe N° 0041-2009-GART

Estudio Tarifario para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión del Área de Demanda 5 Página 139 de 263

Año 2009 SCTPI – OROYA NUEVA – CARIPA – CARHUAMAYO, CON LÍNEA L702, CON INTERCONEXIÓN

0012

0325

0326T0013

0329

0330T0323

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SL-1022

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SB-1021

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03240328

OSINERGMIN Informe N° 0041-2009-GART

Estudio Tarifario para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión del Área de Demanda 5 Página 140 de 263

AÑO 2009 – SCTPI CARHUAMAYO SIN AUTOTRANSFORMADOR, SIN INTERCONEXIÓN

05240520T

0518T

03800382T

0381 SL9807

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SL-9803

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SL-3183

ST-443

IN-2462

SA-3185

SB-3187

SL-3195

ST-445

IN-2466 S

A-3197

SB-3199

SL-3177

ST-442

IN-2460 S

A-3179

SB-3181

SB-3203

IN-2468

SA-3201C

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SET PARAG

SHA II

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0321

0322T

0011

0323

0329

0330T0013

03280325

0326T0012

0324

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0981SS.AA.

0718

0163

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A

OSINERGMIN Informe N° 0041-2009-GART

Estudio Tarifario para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión del Área de Demanda 5 Página 141 de 263

AÑO 2010 – SCTPI CARHUAMAYO CON AUTOTRANSFORMADOR, CON INTERCONEXIÓN

05240520T

0518T

03800382T

0381 SL9807

ST-9808IN-9026 SB-9806

SL-9803

ST-9805IN-9025 SB-9804

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SL-3189

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SB-3193

SL-3183

ST-443IN-2462

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SB-3187

SL-3195

ST-445IN-2466 SA-3197

SB-3199

SL-3177

ST-442IN-2460 SA-3179

SB-3181

SB-3203

IN-2468

SA-3201CA

RH

UA

MA

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VA(ISA PERU)

SE

T

SL-4143

ST-420IN-4060

A SETH

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SA-4141

SL-4135

ST-418IN-4056 SA-4133

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0321

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0011

0323

0329

0330T0013

03280325

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0981SS.AA.

0718

0163

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SB-1021

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EL SISTEMA

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Estudio Tarifario para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión del Área de Demanda 5 Página 142 de 263

Anexo C Análisis de las Respuestas a las Observaciones formuladas a la

PROPUESTA FINAL

OSINERGMIN Informe N° 0041-2009-GART

Estudio Tarifario para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión del Área de Demanda 5 Página 143 de 263

El análisis de las respuestas a las observaciones formuladas a la PROPUESTA INICIAL se ha realizado sobre la base de los siguientes documentos:

1. Informes N° 0352-2008-GART, N° 0368-2008-GART y N° 0374-2008-GART -2008-GART sobre Observaciones al Estudio Tarifario presentado por ELECTROCENTRO, ELECTROANDES y REP, respectivamente.

2. Respuesta a las observaciones al Estudio Tarifario presentados por las empresas ELECTROCENTRO, ELECTROANDES y REP.

En los casos en que se considere que la observación ha sido subsanada, no significa necesariamente que se acepta los resultados y conclusiones contenidas en la propuesta de la empresa, ya que, como resultado de los análisis efectuados por OSINERGMIN se puede concluir que la metodología, procedimientos y valores utilizados no conllevan a la solución técnica de mínimo costo para los sistemas en estudio.

Se debe mencionar, que el análisis de las respuestas de REP a las observaciones formuladas a su estudio taridario se encuentra en el Informe Nº 0051-2009-GART.

A continuación se presenta el análisis de dichas respuestas, conservando la numeración original de las observaciones.

OSINERGMIN Informe N° 0041-2009-GART

Estudio Tarifario para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión del Área de Demanda 5 Página 144 de 263

Análisis de la Respuesta a las Observaciones Formuladas a la Propuesta de las Empresas Titulares del Área de demanda 5

TITULAR 1: ELECTROCENTRO

Observaciones Generales

Observación 1.

La propuesta presentada no abarca todas las cargas e instalaciones comprendidas en el Área de Demanda correspondiente, sólo se limita a los alcances de las instalaciones de ELECTROCENTRO.

Respuesta

Efectivamente, ELECTROCENTRO S.A. ha realizado su propuesta solo de sus instalaciones comprendidas en el Área de demanda 5 sujetándose a lo establecido en el Artículo 139° del Reglamento de Transmisión de la Ley, que estipula que cada concesionario de transmisión deberá presentar su estudio de planificación de expansión eléctrica. Por lo que ELECTROCENTRO considera haber cumplido con lo establecido por la Ley.

Las instalaciones de SCT de CONEHUA no se ha considerado específicamente no obstante haberse solicitado la información de acuerdo al Art. 7.2.4 de la NORMA de TARIFAS, con el documento GR-192-2008 (CONHEHUA), no se obtuvo respuesta. Asimismo con GR- GR-193-2008 se solicitó información de demanda a Electrosurmedio quienes nos alcanzaron dicha información mediante documento Nro. A-07273-08/GC. Asimismo con carta GR-191-2008 se solicito la información a Electrotocache sin embargo se recibió respuesta.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Se verificó que ELECTROCENTRO presentó su propuesta de manera individual, considerando solo sus instalaciones comprendidas en las Áreas de demanda 5 y 6, e información de demanda de sus usuarios menores. Entre otras omisiones, ELECTROCENTRO no ha incluido información de su único cliente libre mayor (CEMENTO ANDINOS), ni de los clientes libres atendidos por terceros dentro de su concesión. Por lo tanto, al propuesta de ELECTROCENTRO no cumple con lo señalado en el numeral 5.1 de la NORMA TARIFAS, debido a que su propuesta no constitute una propuesta de tarifas y compensaciones de los sistemas secundarios y complementarios de transmisión para el total del Área de Demanda 5, por lo que se da por no aceptado el descargo.

Observación no subsanada.

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Estudio Tarifario para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión del Área de Demanda 5 Página 145 de 263

Observación 2.

Se requiere que se sustente la viabilidad de la ejecución del Plan de Inversiones propuesto, dado que contempla una inversión de aproximadamente 97 millones de Dólares hasta el año 2013, con un Costo Medio Anual de alrededor de 15 millones de Dólares, mientras que, el Costo Medio Anual de las instalaciones existentes al 23 de julio de 2006 resulta alrededor de 3 millones de Dólares.

Respuesta

ELECTROCENTRO considera que los plazos establecidos por OSINERGMIN para desarrollar el estudio de planificación han sido extremadamente cortos, por lo que el nuevo requerimiento de OSINERGMIN para ejecutar los estudios de factibilidad que sustente la viabilidad del Plan de Inversiones es improcedente.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

En la observación formulada por OSINERGMIN no se solicita un estudio de factibilidad, sino que se sustente cómo se va a financiar y que tanviable es la ejecutar ejecutar una inversión en un periodo de 4 años de más de 30 veces el ingreso anual que percibe por la actividad de transmisión, lo cual no ha sido presentado.

Observación no subsanada.

Observación 3.

En la descripción general de los sistemas eléctricos de transmisión, contenido en numeral I.3, se requiere que se distinga aquellos que se encuentran actualmente interconectados al SEIN, de aquellos que se encuentran aislados. Se requiere que se distingan tales instalaciones.

Respuesta

Se ha realizado la distinción entre sistemas aislados y los interconectados con el SEIN.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

La empresa presentó lo solicitado en la observación.

Observación subsanada.

Demanda

Observación 4.

La proyección de la demanda presentada, no incluye todas las cargas comprendidas en el Área de Demanda 5, sólo se limita a la demanda atendida por las instalaciones de ELECTROCENTRO. Se requiere que efectúe la proyección para el total del Área de Demanda (incluyendo Usuarios Menores y Mayores), conforme lo establecido en el numeral 7.2.5 de la NORMA TARIFAS.

Respuesta

El requerimiento de OSINERGMIN para que ELECTROCENTRO incluya en su Estudio de Planificación a las instalaciones pertenecientes a todos los titulares del Área de

OSINERGMIN Informe N° 0041-2009-GART

Estudio Tarifario para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión del Área de Demanda 5 Página 146 de 263

Demanda 5 se contradice con lo establecido en el Numeral V del Inciso a) del Artículo 139° del Reglamento de Transmisión de la Ley:

“V) El Plan de Inversiones está constituido por el conjunto de instalaciones de transmisión requeridas que entren en operación dentro de un período de fijación de Peajes y Compensaciones. Será aprobado por OSINERGMIN y obedece a un estudio de planificación de la expansión del sistema de transmisión considerando un horizonte de diez (10) años, que deberá preparar obligatoriamente cada concesionario de las instalaciones de transmisión”

En tal sentido ELECTROCENTRO considera que no es procedente ejecutar el Estudio de Planificación de la expansión de los sistemas de transmisión pertenecientes a otras empresas distribuidoras o transmisoras del Área de Demanda 5.

De la misma forma ELECTROCENTRO considera que la inclusión de los usuarios mayores (libres) en los sistemas de transmisión requiere una libre negociación entre el usuario libre y el titular de las instalaciones a fin de establecer la construcción y remuneración del Sistema Complementario de Transmisión que permita atender los requerimientos de los usuarios libres, tal como lo establece el literal c), numeral 27.2 del Artículo 27° de la Ley N° 28832 que se indica a continuación:

“c) En el caso de instalaciones que permiten transferir electricidad hacia los Usuarios Libres o que permiten a los Generadores entregar su energía producida al SEIN, dichos Agentes podrán suscribir contratos para la prestación del servicio de transporte y/o distribución, con sus respectivos titulares, en los cuales la compensación correspondiente será de libre negociación.”

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Mediante la observación se solicita que se considere la demanda de todo el Área de Demanda 5, no se solciita que se realice la planificación de las instalaciones de otros titulares. Al respecto de acuerdo a la NORMA TARIFAS la proyección del a demanda se debe realizar en forma global para toda el Área d eDemanda, así mismo para el cálculo del Peaje se emplea la demanda total del Área de Demanda, por lo que en este aspecto no se ha cumplido con lo establecido en la NORMA TARIFAS.

Por otro lado en el caso de los clientes libres, si bien es cierto que el numeral citado de la Ley Nº 28832 permite el desarrollo de líneas de transmisión por acuerdo entre partes, esta figura se refiere sólo a instalaciones que son de uso exlusivo de generadores o de clientes libres. Ello no implica que no se tenga que calcular la demanda de los clientes libres para determinar el Peaje único por las demás instlaaciones del SST y SCT que atiende a los usuarios libres y regulados ubicados en el Área de Demanda. En ese sentido, tampoco se ha cumplido con lo establecido en la NORMA TARIFAS.

Observación no subsanada.

Determinación del SER

Observación 5.

Para la definición del SER, no se han considerado todas las instalaciones del Área de Demanda establecida por OSINERGMIN.

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Estudio Tarifario para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión del Área de Demanda 5 Página 147 de 263

Respuesta

ELECTROCENTRO considera que OSINERGMIN no ha designado a ELECTROCENTRO como la entidad que se encargaría para desarrollar el estudio de planeamiento eléctrico de todos los entes de un Área de Demanda, estableciendo los procedimientos para el acceso a la información requerida para tal fin. Por lo que la recopilación de datos no ha sido efectiva ni los plazos de ejecución de los estudios han sido los suficientes para incluir las instalaciones de todas las empresas del Área de Demanda. Por lo que ELECTROCENTRO considera que OSINERGMIN sea la encargada de consolidar los estudios individuales de los concesionarios a fin de obtener los resultados totales.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

El numeral 12.2 de la NORMA TARIFAS, señala que el estudio de planeamiento para determinar Sistema Eléctrico a Remunerar (SER) debe abarcar todas las instalaciones del SST y SCT que alimentan a una misma Área de Demanda. En ese sentido, ELECTROCENTRO no ha tomado en cuenta los criterios generales para la determinación del SER. Por lo tanto, se concluye que la observación no ha sido absuelta.

Observación no ha sido subsanada.

Observación 6.

No se ha presentado la metodología seguida para efectuar la planificación del Sistema Eléctrico a Remunerar (SER); asimismo, no se ha definido con claridad los criterios generales y específicos de diseño que fueron utilizados para la determinación del SER.

Respuesta

ELECTROCENTRO considera que la Norma “Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión” elaborado por OSINERGMIN fija la metodología y define con claridad los criterios generales y específicos de diseño a utilizarse en la determinación del SER. Por lo que ELECTROCENTRO considera que no es necesario establecer otros criterios complementarios a lo establecido en la mencionada Norma.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

ELECTROCENTRO en su propuesta no ha presentado y/o descrito los análisis y cálculos respectivos para efectuar la planificación del SER; entre otros aspectos, no ha presentado los criterios para determinar la potencia óptima de las SETs. Por lo tanto, se concluye que la observación no ha sido absuelta.

Observación no subsanada.

Observación 7.

No se han evaluado las suficientes alternativas que permitan concluir que la configuración presentada corresponde efectivamente a la alternativa de mínimo costo. En este sentido, se requiere que se evalúe alternativas acordes con la demanda y el uso de equipamiento que permita superar los problemas de calidad al mínimo costo.

Respuesta

OSINERGMIN Informe N° 0041-2009-GART

Estudio Tarifario para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión del Área de Demanda 5 Página 148 de 263

ELECTROCENTRO ha presentado las alternativas en cantidades suficientes y perfectamente factibles de ejecutar. Cabe mencionar que debido a que ELECTROCENTRO atiende demandas relativamente pequeñas, el criterio de eficiencia conduce a aprovechar los puntos de alimentación disponibles de las empresas transmisoras. Como consecuencia de esto, en muchos casos existe una sola alternativa de suministro eléctrico.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Revisado el documento de absolución de observaciones, se observa que ELECTROCENTRO no ha evaluado más alternativas de las ya presentadas, aduciendo que la empresa presentó alternativas en cantidades suficientes y perfectamente factibles de ejecutar. Por lo tanto, se concluye que la observación no ha sido absuelta.

Observación no subsanada.

Observación 8.

Se han incluido instalaciones que son financiadas con recursos de terceros, en estos casos se requiere que se desagregue el Plan de Inversiones donde se distinga este tipo de instalaciones y el porcentaje del monto de inversión que ha sido aportado por los terceros y por ELECTROCENTRO.

Respuesta

ELECTROCENTRO ha presentado su propuesta conforme lo dispuesto en el Numeral I y II del Inciso i del Artículo 139° del Reglamento de Transmisión de la Ley que se transcribe a continuación:

I) Las instalaciones de transmisión asignadas a la demanda, se agruparán por áreas a ser definidas por OSINERGMIN.

II) Para cada área se determinará un Peaje único por cada nivel de tensión.

Debido a que se determinará un Peaje único para toda el Área de Demanda, ELECTROCENTRO considera que en esta etapa de presentación de propuestas, no es necesario desagregar los aportes de terceros, pues no afectará el resultado del cálculo del peaje.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

ELECTROCENTRO no ha desagregado dentro de su Plan de Inversiones las instalaciones que son financiadas por recursos de terceros, el no efetuarse de ese modo implicaría reconocer a ELECTROCENTRO una inversión que no realizó, Por otro lado, si las inversiones fueron donadas a favor de la comunidad no correspondería considerarla para el cálculo del Peaje, toda vez que ya no cumpliría con su fin, ya que la población estría pagando por dicho bien dejando de ser automáticamente una una donación, por el contario pasaría a ser un pago para la titular que no efectuó tal inversión, lo cual contradice el principio de Eficiencia establecido en el Artículo 14º del Reglamento General de OSINERGMIN..

Observación no subsanada.

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Estudio Tarifario para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión del Área de Demanda 5 Página 149 de 263

Determinación del Costo de Inversión, Operación y Mantenimiento

Observación 9.

En la valorización de las instalaciones se observan diversos errores de cálculo y de aplicación de los módulos estándares de inversión y de los factores para determinar los costos de operación y mantenimiento. También, se observa que se han valorizado instalaciones que no corresponden a las alternativas seleccionadas.

Respuesta

Se ha corregido los errores y omisiones.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

ELECTROCENTRO ha corregido lo señalado en la observación.

Observación subsanada.

Determinación de Factores de Pérdidas CMA, Peajes y Fórmulas de Actualización

Observación 10.

Se ha cometido diversos errores de cálculo en la determinación de los factores de pérdidas medias, Costo Medio Anual (en adelante “CMA”) peajes y fórmulas de actualización.

Respuesta

Se ha corregido los errores y omisiones.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

ELECTROCENTRO no ha corregido su información de acuerdo a lo señalado en la observación.

Observación no subsanada.

Observación 11.

No se ha determinado el Peaje por el total del Área de Demanda.

Respuesta

Se ha corregido el cálculo.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

ELECTROCENTRO no ha presentado su información de acuerdo a lo señalado en la observación.

Observación no subsanada.

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Estudio Tarifario para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión del Área de Demanda 5 Página 150 de 263

Observación 12.

No se ha presentado la suficiente información técnica del sistema existente y de las alternativas que permita su revisión y verificación. Al respecto, se requiere que ELECTROCENTRO presente la siguiente información en archivos con formato compatibles con Autocad:

Esquemas unifilares al 23 de Julio de 2006.

Planos de ubicación de las nuevas subestaciones (posteriores al 23 de Julio de 2006)

Planos de ruta para las líneas de transmisión existente al 23 de Julio de 2006.

Planos de ruta para las nuevas líneas de transmisión (posteriores al 23 de Julio de 2006).

Mapas que muestren los radios de atención de las subestaciones existentes y proyectadas.

Respuesta

Se están incluyendo los siguientes planos: Anexo A-1

• Esquema unifilar a Julio de 2006.

• Plano de ubicación de las nuevas subestaciones (posteriores al 23 de Julio de 2006)

• Planos de trazo de las líneas de transmisión existente al 23 de Julio de 2006.

• Planos de trazo para las nuevas líneas de transmisión (posteriores al 23 de Julio de 2006).

• Mapas que muestren los radios de atención de las subestaciones existentes y proyectadas.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

ELECTROCENTRO no ha presentado toda la información solciitada: no se presentó el plano de las nuevas subestaciones y el trazo de las nuevas líneas de transmisión.

Observación subsanada parcialmente.

Observaciones Específicas

Proyección de la Demanda

Observación 13.

No se ha presentado la documentación sustentatoria de las demandas nuevas

No se ha presentado la documentación sustentatoria de todas las demandas nuevas no comprendidas en los datos estadísticos (tales como Usuarios Mayores, cargas mineras y cargas aisladas que propone incorporar en el horizonte, entre otros). Se observa que la mayoría de las cargas futuras incluidas en el archivo "Proyectos final.xls" y en

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diversos archivos en la carpeta "Anexo II-2" no están acompañadas de sus sustentos y no se conocen las previsiones hasta el año 2018, o bien algunos de los documentos de sustento escaneados son ilegibles. Por otro lado, esta información no se encuentra mencionada en los informes presentados. Se solicita se presente el sustento correspondiente conforme a lo dispuesto en los numerales 7.7.7, 7.2.8 y 9.1.3.c de la NORMA TARIFAS.

Respuesta

Se incluye en el Capítulo del Estudio de la Demanda del presente informe.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Se ha encontrado que ELECTROCENTRO ha incluido información adicional en medio magnetico en una carpeta denominada “Anexo II -2”; sin embargo, dicha información no cuenta con el sustento requerido en la NORMA TARIFAS.

Observación no subsanada.

Observación 14.

No se indica el período del año representativo

Los datos de los formatos F-102 y F-103 corresponden a un año representativo que no se encuentra indicado en el formato ni en el informe. Se solicita indicar el período anual del año representativo.

Respuesta

El año representativo es el 2007 tal como se indica en la columna “Fecha” del Formato F-102. Referente al Formato F-103, no requiere consignar el año típico ya que solo se calcula los factores y energía a partir del Formato F-102.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Se ha verificado que ELECTROCENTRO agregó el comentario del año representativo en los formatos F-102 y F-103.

Observación subsanada.

Observación 15.

Las ventas de energía no coinciden con las ventas publicadas por OSINERGMIN

La energía vendida declarada en el formato F-105, no es coincidente con el valor de la energía vendida publicada en el Anuario Estadístico de OSINERGMIN. Se solicita revisar y, de ser el caso, corregir esta diferencia.

Respuesta

Se revisaron los datos correspondientes a las Ventas de Energía publicadas en los Anuarios Estadísticos de OSINERGMIN (1992-2007) y se corrigieron los datos errados, además se implementó con el sustento necesario para explicar las cifras que se usaron en las proyecciones finales ya sea con los modelos de tendencia y modelos econométricos.

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Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Luego de revisar la información del formato F-105 presentado por ELECTROCENTRO, se encontraron diferencias a nivel MT y BT con respecto a los Anuarios Estadísticos de OSINERGMIN. Las diferencias encontradas son más marcadas a nivel de AT, debido a que ELECTROCENTRO no presentó información de sus usuarios en el Sistema Eléctrico Tarma- Chanchamayo.

Observación no subsanada.

Observación 16.

No es consistente el número de clientes declarados con el número de clientes del Anuario Estadístico de OSINERGMIN

El número de clientes declarado en el formato F-104, no es coincidente con el número de clientes publicado en el Anuario Estadístico de OSINERGMIN. Se solicita revisar y, de ser el caso, corregir esta diferencia.

Respuesta

Se revisaron los datos correspondientes al número de clientes y se corrigieron los datos errados de acuerdo al Anuario Estadístico de OSINERGMIN (1992-2007), además se implementó con el sustento necesario para explicar las cifras que se usaron en los modelos econométricos.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Luego de revisar la información del formato F-104 presentado por ELECTROCENTRO, se encontraron inconsistencias similares a las señaladas en la observación anterior.

Observación no subsanada.

Observación 17.

La tasa de crecimiento de los primeros años no es consistente con las tasas de los últimos años Las tasas de crecimiento consideradas para los primeros años de proyección (4,57%) son bastante diferentes de las tasas de crecimiento de los últimos años históricos (del orden de 10%). Se requiere que se revisen y, de ser el caso, se corrijan lo métodos de proyección de demanda de energía de manera que reflejen mejor la inercia de la economía en los primeros años proyectados.

Respuesta

Se reestructuró el cálculo de las Tasas de Crecimiento y se presenta el sustento de las Tasas de Crecimiento a utilizarse en el presente estudio, llegando a establecer una tasa de crecimiento para el 2008 de 7.93%. Para la estimación de los cálculos de proyección se presenta la utilización de las Medianas, metodología explicada en el informe presentada.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Se verificó que ELECTROCENTRO corregió el cálculo de la tasa de crecimiento para el año 2008, conforme a lo observado.

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Observación subsanada.

Observación 18.

El método para obtener la tasa de crecimiento promedio contiene error Sin perjuicio de la observación anterior, el método empleado para determinar la tasa promedio (formato F-108A del archivo) para todo el horizonte es errado, dado que para el año 2008 se está considerando una tasa negativa, lo cual está bastante distante de la realidad y, por otro lado, al calcular la tasa promedio como el promedio aritmético de las tasas, no se obtiene el mismo valor estimado para el horizonte.

Respuesta

En base a la respuesta de la observación anterior se ha corregido el cálculo de la Tasa de Crecimiento Promedio.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Se verificó que ELECTROCENTRO corrogió el cálculo de la tasa de crecimiento promedio.

Observación subsanada.

Observación 19.

No se sustenta adecuadamente la selección del modelo de proyección

El modelo de proyección de energía seleccionado es el que corresponde a la mayor tasa de crecimiento, no obstante no se ha presentado el sustento para elegir este único criterio, sin tomar en cuenta otros criterios tales como los estadísticos calculados para cada modelo. Se requiere que se presente un mayor sustento para la selección del modelo de proyección de la demanda que incluya otros criterios y no únicamente la tasa de crecimiento.

Respuesta

Se complementó el sustento de la elección del modelo de proyección, basándose en los resultados estadísticos y en las comparaciones de las Tasas de Crecimiento, explicado el texto del informe presentado.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

ELECTROCENTRO complementó el sustento para la elección del modelo de proyección. La empresa finalmente toma como modelo representativo el de mayor coeficiente de correlación R² y quien produce la mayor tasa de crecimiento en la demanda.

Observación subsanada.

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Observación 20.

No se encuentra debidamente sustentada la proyección de las variables explicativas utilizadas para la proyección de las ventas por métodos econométricos.

En el informe se presentan las variables explicativas utilizadas para el cálculo de proyecciones; sin embargo, no se sustenta la proyección de estas variables. Al respecto, se requiere presentar los criterios y metodología utilizados para la proyección de estas variables.

Respuesta

Se reestructuró el sustento de la proyección de las Variables Explicativas, tanto para los modelos de tendencia y econométricos los cuales se encuentran detallados en el texto del capitulo 2 del informe.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

En el mencionado capítulo no se presentan los modelos de proyección correspondientes a cada una de las variables explicativas consideradas para la proyección de la demanda. El esquema 02 refleja el procedimiento propuesto para la proyección de las distintas variables sin embargo no se presentan los resultados de dicho procedimiento para cada variable explicativa.

Observación no subsanada.

Observación 21.

No se encontró la formulación en la proyección de demanda de Usuarios Menores

El sistema Sinaycocha en el formato F-112 no presenta formulación en las cantidades presentadas. Se requiere aclarar el origen de las cifras reportadas.

Respuesta

El usuario Sinaycocha pertenece al Sistema Eléctrico Huancayo Valle del Mantaro por lo que se está incluyendo en dicho Sistema Eléctrico. Se adjunta sustento de los valores de demanda del usuario minero Sinaycocha en Anexo A-2.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Se verificó que ELECTROCENTRO presentó la información del usuario Sinaycocha.

Observación subsanada.

Observación 22.

Los modelos utilizados para la proyección de ventas no coinciden con lo reportado en el informe entregado por la empresa

Los modelos Exógeno y Mixto, de proyección de ventas de energía del formato F-107 no coinciden con los modelos reportados en los numeral 4.2 a 4.3 (folios 184 y 188) del informe de absolución de observaciones de admisibilidad entregado por la empresa. Se solicita verificar y aclarar estas diferencias.

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Respuesta

Se actualizó en el informe los resultados del modelo final que se usó para la proyección de las ventas.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Se verificó que los modelos de proyección econométrica de las ventas presentados en el formato F-107, corresponden a lo reportado en el informe (folios 184 y 188). Por lo tanto, se da por aceptado el descargo.

Observación subsanada.

Observación 23.

El horizonte de pronóstico para el cálculo de proyecciones es menor al consignado en la NORMA TARIFAS De acuerdo a lo establecido en el artículo 7° de la NORMA TARIFAS, el período de proyección es de 10 años a partir del año de vigencia de la fijación de tarifas. De este modo, la proyección de demanda deberá extenderse hasta el año 2018, mientras que los resultados presentados por la empresa alcanzan hasta el año 2017. Se requiere que se corrija y se realice la proyección de la demanda hasta el año 2018.

Respuesta

Se ha incrementado las proyecciones hasta el año 2019, de los cuales las ventas proyectadas a usarse serán hasta el 2018, de ésta manera se estaría cumpliendo al horizonte consignado en la Norma Tarifas.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

ELECTROCENTRO corrigió lo señalado en la observación.

Observación subsanada.

Observación 24.

No se han presentado las encuestas con las proyecciones correspondientes a todos los Usuarios Mayores

No se presenta la documentación sustentatoria sobre la demanda del Usuario Mayor SIMSA, ni tampoco sobre los planes de crecimiento de dicho Usuario Mayor (formatos F-115 y F-116). Se requiere que se presente la documentación que justifique la proyección de demanda de SIMSA, conforme a los numerales 7.2.4 y 9.1.3.b de la NORMA TARIFAS.

Respuesta

Se adjunta requerimientos de SIMSA. Anexo A-3.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

ELECTROCENTRO presentó la información de sustento sobre la demanda del usuario mayor SIMSA.

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Observación subsanada.

Observación 25.

No se han incluido las demandas de energía de las nuevas cargas En la proyección de demanda de energía y en el cálculo de peajes no se ha considerado la demanda de los sistemas aislados que propone incorporar en su propuesta, ni de las cargas nuevas (clientes industriales, comerciales, etc.), tales como los mostrados en el archivo “Proyectos final.xls”. Se requiere que se incluya los valores de dichas demandas, debidamente sustentados, conforme lo establecido en la NORMA TARIFAS.

Respuesta

Se han incluido la demanda de los Sistemas Aislados en las proyecciones de demanda y en los cálculos de peajes, de la misma manera, se ha incluido las cargas nuevas.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

ELECTROCENTRO presentó información sobre demandas de energía de sistemas aislados; sin embargo, incluyendo la demanda de Pequeños Sistema Aislados que se incorporan mediante redes en media tensión. Al respecto, se debe mencionar que la tasa de crecimiento de la demanda ya refleja la incorporación de estas demandas, por lo que adicionarlas a la proyección vegetativa, conllevaría a duplicar los valores de estas demandas.

En ese sentido, no corresponde considerar las demandas de los usuarios de Pequeños Sistemas Eléctricos (PSE’s) que se incorporarn mediante redes de media tensión.

Adicionalmente, no se encontrado en la información presentada el sustento de de la cargas nuevas presentadas en el anexo II-2

Observación subsanada parcialmente

Observación 26.

No son consistentes los porcentajes de pérdidas declarados con los aprobados por OSINERGMIN

Los porcentajes de pérdidas declarados en el formato F-109 no corresponden a los porcentajes de pérdidas estándar aprobados por OSINERGMIN (ver informe técnico N° OSINERG-GART-DDE-060-2005, que sustenta la Resolución OSINERG N° 021-2006-OS/CD publicados en la página web www2.osinerg.gob.pe) para los sectores típicos que corresponden a cada área. Se requiere su revisión y corrección.

Respuesta

Se efectuaron los cálculos de las perdidas por sectores típicos de acuerdo al Anexo A-4.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

ELECTROCENTRO corrigió los porcentajes de pérdidas utilizados para sus cálculos de pérdidas por sectores típicos.

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Observación subsanada.

Observación 27.

No se ha realizado correctamente el cálculo de Factor de Simultaneidad No es correcto el cálculo del factor de simultaneidad presentado en el formato F-101, dado que en lugar de dividir entre la máxima demanda de la carga se divide entre la máxima demanda en el día de la máxima demanda del SEIN. Se requiere que se corrija, asimismo, para evitar errores, que el numerador en la fórmula del FCP y FS se calcule con la función MAX.

Respuesta

Se ha corregido el cálculo del factor de simultaneidad.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Se ha verificado que se mantienen el error de cálculo de este factor.

Observación no subsanada.

Observación 28.

No se han incluido todos los sistemas en el cálculo de la potencia En los formatos F-102, F103 y F110 a F114, empleados para la determinación de la potencia, no se han considerado todas las demandas como, por ejemplo, los sistemas eléctricos Huánuco y Tingo María, entre otros. Se requiere que se incluyan todos los sistemas que intervienen en la proyección de la demanda de energía.

Respuesta

Se ha incluido los sistemas eléctricos faltantes.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Se verificó que ELECTROCENTRO ha incluido en los formatos de demanda la información de los sistemas Huanuco y Tingo María.

Observación subsanada.

Observación 29.

Las formulaciones en las proyecciones de demandas nuevas presentan errores

Las formulaciones utilizadas para la proyección de potencia coincidente en MT de demandas nuevas (formato F-111B), están divididas por 2000 y otras por 1000. Se requiere que se revise y, de ser necesario, que se corrija.

Respuesta

Se ha corregido las formulaciones.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

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ELECTROCENTRO corrigió las formulaciones utilizadas para la proyección de potencia coincidente en MT; sin embargo, no adjuntó la información que sustente dichas formulaciones.

Observación subsanada parcialmente.

Observación 30.

No se han calculado correctamente los valores de potencia coincidente Los valores de potencia coincidente a nivel de sistema eléctrico (F-112) no deberían ser iguales que los valores de potencia no coincidente (F-111), tal como se ha presentado. Al respecto, se requiere que se revise y corrija.

Respuesta

A fin de obtener valores coherentes de potencia coincidente (F-112) ELECTROCENTRO S.A. propone modificar la definición del término Pmax de la norma conforma a lo siguiente:

En el Artículo 33° de la NORMA se define:

“ Pmax: Corresponde al máximo valor consignado en la columna "Potencia Activa - PAS" del Formato F-102, por subestación y nivel de tensión. “

Nueva definición propuesta:

Pmax: Corresponde al valor consignado en la columna "Potencia Activa - PAS" del Formato F-102, por subestación y nivel de tensión, a la hora de Max. Dem. del Sistema Eléctrico.

Se ha recalculado los valores de potencia coincidente (F-112) utilizando la nueva definición propuesta lográndose corregir la observación.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

ELECTROCENTRO corrigió los valores de potencia coincidente.

Observación subsanada.

Observación 31.

Se requiere revisar valores de Potencia Coincidente y No Coincidente de Usuarios Mayores Se requiere que se revisen y corrijan los valores de potencia coincidente (F-119) y no coincidente (F-118) de los Usuarios Mayores, dado que estos no necesariamente deben ser iguales.

Respuesta

Se corrigieron las formulaciones.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

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ELECTROCENTRO corrigió las fórmulas de cálculo, de la potencia coincidente y no coincidente, estas nuevas fórmulas corresponde a lo establecido en la NORMA TARIFAS; no obstante, la formulación en el Resumen de la Proyección de la Potencia (formato F-123), vincula al formato F-118 Demanda de Potencia No Coincidente Usuarios Mayores, cuando debería vincular al formato F-119 Demanda de Potencia Coincidente Usuarios Mayores.

Observación subsanada parcialmente.

Observación 32.

Las formulaciones de Resumen de la Proyección de la Potencia vinculan un formato diferente La formulación en el Resumen de la Proyección de la Potencia (formato F-123), vincula al formato F-118 Demanda de Potencia No Coincidente Usuarios Mayores, cuando debería vincular al formato F-119 Demanda de Potencia Coincidente Usuarios Mayores.

Respuesta

Se corrigieron las formulaciones.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Se verificó que en el formato F-123, presentado por ELECTROCENTRO, no se está incluyendo la demanda de los usuarios mayores (formato F-119), por lo que no se ha corregido lo observado.

Observación no subsanada.

Determinación del SER

Observación 33.

No se ha especificado la fecha de entrada de los elementos previstos en el Plan de Inversiones

Respuesta

Se ha especificado la fecha prevista de entrada en operación de las instalaciones.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Se verificó que en el informe correspondiente al “Plan de Inversiones 2009-2012”, los cuadros 1 y 2 solo muestran los años previstos de entrada en operación para cada elemento, al igual que en el informe producto del levantamiento de observaciones de admisibilidad, no se ha especificado el día y mes..

Observación subsanada parcialmente.

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Observación 34.

No se presenta el sustento del dimensionamiento óptimo de los Elementos Respuesta

Referente al dimensionamiento de Líneas de Transmisión, los conductores se han elegido por su capacidad de caída de tensión y no por su capacidad térmica debido a que se trata de líneas largas con relativamente carga reducida, por lo que su elección queda justificada mediante los cálculos de flujo de potencia efectuados. Asimismo, la elección del nivel de tensión de las líneas de transmisión de ELECTROCENTRO está determinada por los puntos de alimentación disponibles por los transmisores, por lo que no requiere efectuar el cálculo para su elección.

Con respecto al dimensionamiento de transformadores de potencia, para el caso de transformador MAT/AT, debido a la demanda reducida de ELECTROCENTRO, su elección se ha basado en las capacidades mínimas disponibles en el mercado. Mientras que los transformadores AT/MT, se han elegido de acuerdo a la demanda, o en otros casos, se ha elegido con características similares a la unidad existente a fin de facilitar la operación de transferencia de carga entre unidades.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Los criterios mencionados por ELECTROCENTRO para el dimensionamiento óptimo de los elementos, no están acompañados por hojas de cálculo donde se pueda verificar y/o revisar lo afirmado. Así mismo, se debe mencionar que para la selección de los elementos se deben evaluar no sólo los aspectos técnicos sino los aspectos económicos tales como la valorzación de las pérdidas, lo cual no se menciona en el la respuesta de ELECTROCENTRO, por lo que no sea efectuado un análisis completo.

Observación subsanada parcialmente.

Observación 35.

No se han presentado las Actas de alta de las instalaciones del SCT que ya entraron en operación Respuesta

Se está adjuntando las actas respectivas. Anexo A-5.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

ELECTROCENTRO en su informe adjuntó tres Actas de Recepción y Puesta en Servicio de instalaciones; sin embargo, solo las celdas modulares para Ayacucho y Huanta entraron en operación después del 24 de julio de 2006, según el documento adjuntado, quedando pendiente las actas para las demás instalaciones. Se debe aclarar además que las actas solciitadas son aquellas a que se refieren los numerales 6.2 y 6.3 del “Procedimiento de Altas y Bajas en Sistemas de Transmsión” aprobado por Resolución OSINERGMIN Nº 024-2008-OS/CD.

Observación subsanada parcialmente.

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Observación 36.

Se requiere que se desagregue las instalaciones que se ejecutan con presupuestos de terceros Respuesta

ELECTROCENTRO ha presentado su propuesta conforme lo dispuesto en el Numeral I y II del Inciso i del Artículo 139° del Reglamento de Transmisión de la Ley que se transcribe a continuación:

I) Las instalaciones de transmisión asignadas a la demanda, se agruparán por áreas a ser definidas por OSINERGMIN.

II) Para cada área se determinará un Peaje único por cada nivel de tensión.

Debido a que se determinará un Peaje único para toda el Área de Demanda, ELECTROCENTRO considera que en esta etapa de presentación de propuestas, no es necesario desagregar los aportes de terceros, pues no afectará el resultado del cálculo del peaje.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Conforme al análisis de la respuesta a la Observación 8, no se ha subsanado esta observación.

Observación 37.

No se presenta el sustento técnico económico que justifique la integración de las cargas aisladas Respuesta

ELECTROCENTRO ha propuesto la integración de los sistemas aislados al SEIN concordante con los objetivos de la Ley 28832 que facilita la integración de sistemas aislados al SEIN mediante líneas de transmisión cuya remuneración se fijará a nivel de Áreas de Demanda. Para tal efecto, OSINERGMIN ha establecido la Norma “Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión”. Los alcances de dicha Norma no incluye los procedimientos para determinar fuentes alternativas de generación eléctrica, sin embargo a manera de referencia se calculado los costos por consumo de combustible que se requeriría para atender las cargas del sistema aislado Posuzo que se muestra en el siguiente cuadro:

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COSTO POR COMBUSTIBLE GENERACIÓN TÉRMICA – SISTEMA POSUZO

AÑO CONSUMO (kWh)

COMBUSTIBLE (USD)

OPPCION LINEA 60 KV (USD)

1 239978.358 783,929.30 4,302,457.00 2 254629.275 831,788.97 3 270174.646 882,570.51 4 286669.076 936,452.32 5 304170.509 993,623.66 6 319146.83 1,042,546.31 7 334860.534 1,093,877.74 8 351347.928 1,147,736.56 9 368647.104 1,204,247.21 10 386798.034 1,263,540.24 TOTAL VNA 5,477,813.78 3,841,479.46

Como se puede apreciar del cuadro anterior, la opción de integrar al sistema aislado Pozuzo al SEIN mediante una línea en 60 kV es la alternativa de mínimo costo. Por lo tanto, las alternativas de otras fuentes de generación eléctrica no es aplicable.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

ELECTROCENTRO no presentó un análisis de alternativas, mediante una evaluación técnica y económica justifique la conveniencia de incorporar las demandas de sus sistemas aislados al SEIN.

Por otro lado, el cuadro presentado por ELECTROCENTRO corresponde a una comparación de costos incrementales, sin embargo no constituye una evaluación económica que cuantifique beneficios netos. Asimismo, el término “fuentes alternativas” de energía eléctrica, no se refiere a generación térmica úniacmente.

Del mismo modo, se debe mencionar que el monto de inversión por las líneas de transmisión condideradas en la propuesta de Electrocentro para alimentar al Sistema Pozuzo, excede el monto que muestra en el cuadro de su respuesta; en efecto considerando todas inversiones en 60 kV y 33 kV a partir de la celda de 60 kV en la Subestación VillaRica el monto propuesto por ELCTROCENTRO asciende a 21,3 millones de US$, únicamente para alimentar la demanda de 4 MW, prevista para el año 10 del horizonte. Con dicho monto y demanda y un factor de carga de 0,5 el pago por la transmisión resultaría en 61 CtmS/. / kWh únicamente para cubrir el costo de la transmisión (a lo cual se debe agregar los costos de la energía y potencia y distribución) lo cual resulta mayor que los precios finales fijados para los usuarios de sistemas aislados actualmente.

Observación no subsanada.

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Observación 38.

La tasa de crecimiento de la demanda no es suficiente para justificar el cambio de las configuraciones Respuesta

ELECTROCENTRO ha efectuado su propuesta del SER siguiendo la Norma “Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión” elaborado por OSINERGMIN que fija la metodología y define con claridad los criterios generales y específicos de diseño a utilizarse en la determinación del SER. La Norma indicada establece los análisis del comportamiento eléctrico y la evaluación económica para elegir la alternativa del mínimo costo. Por consiguiente, ELECTROCENTRO considera que no es procedente el requerimiento de OSINERGMIN de utilizar otros procedimientos para el diseño del sistema de transmisión.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

En la conclusión manifestada por ELECTROCENTRO en su propuesta, da a entender que es necesario realizar inversiones únicamente por el crecimiento de la demanda, no obstante conforme lo menciona la misma empresa la necesidad de las inversiones resultan de estudio de planificación debidamente sustentados, por lo que la redacción de dicha conclusión resulta incompleta, al no ha indicar cuales son los demás argumentos adicionales, como consecuencia de sus análisis de comportamiento eléctrico y evaluaciones económicas, que sustenten la necesidad de nuevas inversiones. Por lo tanto, ELECTROCENTRO no ha levantado la observación.

Observación no subsanada.

Observación 39.

No se ha presentado el sustento de los criterios asumidos para el planeamiento Respuesta

En el numeral 3.3.2 (folio 136) de la respuesta a las observaciones de admisibilidad, se han listado criterios para el diseño de las líneas de transmisión y subestaciones que fueron mayormente extraídos de la NORMA TARIFAS y NTCSE, por lo que no requieren sustento. Para criterios técnicos no contemplados en la Norma de Tarifas, ni NTCSE, ni Código Eléctrico del Perú como por ejemplo el valor máximo de caída de tensión de las líneas de transmisión y valor máximo de sobretensión temporal del sistema de transmisión, se ha adoptado los criterios internacionales aplicados por empresas de distribución de energía eléctrica.

Frente a la carencia de algunos criterios técnicos que son fundamentales para el diseño del sistema de transmisión que OSINERGMIN debió incluir en la NORMA TARIFAS es pertinente recomendar su determinación e inclusión en la NORMA TARIFAS para la próxima fijación tarifaria.

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Análisis y conclusión de OSINERGMIN

ELECTROCENTRO no presentó el sustento y referencias de los criterios técnicos, nacionales e internacionales, que consideró para el diseño de líneas de trasmisión y subestaciones.

Observación no subsanada.

Observación 40.

No se analizan las bajas en el horizonte Respuesta

ELECTROCENTRO no tiene instalaciones para dar de baja durante este periodo tarifario, por lo que la presentación de su análisis es improcedente.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

ELECTROCENTRO no presentó el análisis solicitado mediante el cual sustente que durante el periodo tarifario, la empresa no tendrá baja de instalaciones. Por lo tanto, se concluye que la observación no ha sido absuelta.

Observación no subsanada.

Observación 41.

No se han evaluado diversas alternativas para la selección de la potencia óptima de transformadores

Respuesta

Con respecto al dimensionamiento de transformadores de potencia, para el caso de transformador MAT/AT, debido a la demanda reducida de ELECTROCENTRO, su elección se ha basado en las capacidades mínimas disponibles en el mercado. Mientras que los transformadores AT/MT, se han elegido de acuerdo a la demanda, o en otros casos, se ha elegido con características similares a la unidad existente a fin de facilitar la operación de transferencia de carga entre unidades. Por consiguiente, la alternativa de fraccionar los transformadores en más de una unidad no es práctica debido a que se trata de equipos de reducida capacidad.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Los argumentos expuestos por ELECTROCENTRO no se presentaron como parte del informe, asi como, no se ha incluído un archivo de evaluación. Por otro lado, no se ha complementado el análisis técnico con un análisis económico para seleccionar la potencia de los transformadores.

Observación no subsanada.

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Observación 42.

En el plan de inversiones se han incorporado instalaciones que no se han determinado con un análisis de mínimo costo Respuesta

El sistema eléctrico de transmisión de Electrocentro está conformado típicamente por instalaciones ubicadas en zonas alejadas donde existe la única opción de fijación del punto de suministro tal como es el caso de Mazamari y Atalaya, por lo que establecer otro alternativa de suministro resultaría inviable.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

ELECTROCENTRO no presentó el análisis de mínimo costo de alternativas para la elaboración de su Plan de Inversiones. Asimismo, no ha demostrado que son inviables otras alternativas de suministro a las que consideró en su propuesta. Por lo tanto, se concluye que la observación no ha sido absuelta.

Observación no subsanada.

Observación 43.

Se han incorporado instalaciones que no corresponden a transmisión Respuesta

ELECTROCENTRO indica que equipos de niveles de tensión de 10 y 22.9 kV si corresponde a transmisión tal como se puede apreciar en el Artículo 13.1.1 de la Norma:

13.1.1. Las tensiones, normalizadas para los efectos de los estudios son: MAT = 220 y 138 kV, AT = 60 y 33 kV, MT = 10 y 22,9 kV (únicamente para las celdas de los alimentadores)

En tal sentido no es procedente el retiro de las instalaciones con estos niveles de tensión de la configuración del SER.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Cabe señalar que en la NORMA TARIFAS, el nivel de tensión en 22,9 kV es considerado únicamente para las celdas de los alimentadores ubicadas en las subestaciones de transmsión, por lo que se reitera que no se deben considerar en la transmisión las inversiones en líneas ni subestaciones de 10 y 22,9 kV, ya que se estaría duplicando su remuneración tanto via Peaje de transmisión como vía Valor Agregado de Distribución.

Observación subsanada parcialmente.

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Observación 44.

No se han presentado los formatos F-202, F-203 y F-204 para todas las Subestaciones Respuesta

Se ha incluido los formatos F-202, F-203 y F-204 para todas las subestaciones. Asimismo en el archivo “ROTACIÓN DE EQUIPOS” se detalla la rotación de transformadores y otros equipos. De la misma manera en el archivo “BASE DE DATOS CARGAS Corregido” se muestra el traslado de cargas entre transformadores y entre circuitos.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

En la información remitida por ELECTROCENTRO, se detectó que los formatos F-202, F-203 y F-204, no consignan valores para todas las subestaciones tal como se indica en la observación.

Observación subsanada parcialmente.

Observación 45.

Los valores del formato F-202 no corresponden a los valores del formato F-122 Respuesta

Se ha corregido el error.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

En la información remitida por ELECTROCENTRO, se detectó que el formato F-202, no consigna valores en la Subestación Yaupi, limitándose a presentar solo información de las subestaciones Ayacucho, Salesianos y Parque Industrial. Por lo tanto, la observación no se ha corregido toalmente el error.

Observación subsanada parcialmente.

Observación 46.

No se ha realizado una optimización adecuada de las subestaciones

Los factores de uso mostrados en el formato F-203 son bastante menores que la unidad (del orden de 0,50 a 0,70), lo cual refleja que las configuraciones propuestas están sobredimensionadas. Se requiere que se revise las alternativas planteadas e incluso se evalúen otras alternativas que permitan maximizar el factor de uso de las instalaciones.

Respuesta

Los factores de uso mostrados en el formato F-203 se refieren a transformadores existentes de la SET Salesianos y P. Industrial del sistema eléctrico Huancayo. Los valores encontrados son el resultado del traspaso de cargas de dichas SET’s a la nueva SET Huancayo Este. Debido a que se trata de una configuración N-1 es necesario que las dos unidades de transformación de cada una de las mencionadas SET’s operen en paralelo, de tal forma que en caso de falla de una de ellas, el remanente pueda asumir el 100% de la carga. Por lo tanto, para obtener este esquema de operación es necesario

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que los transformadores de potencia operen con un factor de utilización del orden del 0.5.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

El criterio de confiabilidad N-1 señalado en el numeral 13.3.1 la NORMA TARIFAS no es aplicable para instalacioens de AT/MT, en su lugar, conforme lo señala la misma norma este criterio es aplicable para las redes AT, por lo que el criterio asumido por ELECTROCENTRO contradice los establecido en la NORMA TARIFAS

Observación no subsanada.

Observación 47.

El factor de potencia empleado es menor a 0,95 Respuesta

Se han corregido los valores de factor de potencia del formato F-204.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

En los formatos F-204 remitidos por ELECTROCENTRO, se detectó que el factor de potencia empleado es menor a 0,95 por lo que se mantiene el error

Observación no subsanada.

Observación 48.

Los valores del formato F-204 no contienen formulaciones

Respuesta

Se han corregido los vínculos con el formato F-203.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

El archivo magnético de los formatos F-204, remitidos por ELECTROCENTRO, se detectó que estos no contienen fórmulas, solo contienen valores numéricos.

Observación no subsanada.

Observación 49.

No se han realizado correctamente los cálculos de costos de las alternativas en el formato F-205 Respuesta

Se han corregido los cálculos del formato F-205.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

En el archivo magnético del formato F-205, remitido por ELECTROCENTRO, hace referencia a los archivos “VNA_INVERSIONFINAL.xls”, “COYM-ELC.xls” y “VALORIZACION_DE_PERDIDAS.xls”, los cuales no adjuntó. Debido a ello, no se

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pueden verificar los cálculos contenidos en dicho formato. Asimismo, el archivo mangnético del formato F-205, presenta errores de vinculación y resultados solo en valores.

Observación no subsanada.

Observación 50.

No se presenta de manera ordenada y clara los archivos de sustento de las alternativas evaluadas por cada sistema eléctrico Respuesta

Se adjunta los archivos vinculados al “VNA_INVERSION FINAL”. Asimismo, se adjunta mapa de ubicación de subestaciones.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

La información presentada por ELECTROCENTRO no mantiene un orden adecuado. Asimismo los archivos de sustento de alternativas no se encuentran dentro del informe; por ejemplo no se encuentran los archivos “VNA_INVERSIONFINAL.xls”, “COYM-ELC.xls” y “VALORIZACION_DE_PERDIDAS.xls”, los cuales son necesarios para la evaluación.

Por otro lado, la empresa no adjuntó los mapas en donde se visualice el trazo de ruta de las líneas propuestas y la ubicación de subestaciones.

Por lo expuesto, se concluye que ELECTROCENTRO no ha cumplido con lo solicitado.

Observación no subsanada.

Observación 51.

No se ha presentado el sustento para la selección de los conductores Respuesta

Referente al dimensionamiento de conductores, se han elegido por su capacidad de caída de tensión y no por su capacidad térmica debido a que se trata de líneas largas con relativamente carga reducida, por lo que su elección queda justificada mediante los cálculos de flujo de potencia efectuados. Es decir, se han elegido los calibres mínimos disponibles en los módulos estándar, por ejemplo para una línea en 220 kV el conductor AAAC mínimo disponible es 300 mm2.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

La justificación presentada por ELECTROCENTRO no está descrita en su informe, ni es completa; así mismo, no se presenta el sustento económico que justifique la selección de una determinada sección de conductor.

La observación no ha sido subsanada.

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Observación 52.

No se ha presentado el sustento de los valores de tasas de falla y tiempos de interrupción Respuesta

Las tasas de falla y tiempos de interrupción consignados en los formatos F-208 y F-210 corresponden a los valores recomendados en el Estándar IEEE Std 493-1997 y se resume en el siguiente Cuadro.

TASAS DE INTERRUPCIONES Y DURACIÓN DE REPARACIÓN SISTEMAS DE TRANSMISIÓN-IEEE

Elemento del Sistema de Potencia Unidad Interrupciones Unidad Duraci Transformador de potencia MAT/AT Inter./Año 0.0130 Horas 367.0Transformador de potencia AT/MT Inter./Año 0.0130 Horas 367.0

Línea MAT Inter./km/Año 0.0023 Horas 8.00

Línea AT Inter./km/Año 0.0023 Horas 8.00

Celda MAT Inter./Año 0.0052 Horas 31.70Celda AT Inter./Año 0.0052 Horas 31.70Celda MT Inter./Año 0.0176 Horas 44.50Barra MAT Inter./Año 0.0010 Horas 2.00Barra AT Inter./Año 0.0010 Horas 2.00Barra MT Inter./Año 0.0010 Horas 2.00

Respecto a las tasas y tiempos de interrupción programadas del formato F-210, se han consignado los valores históricos correspondientes a los trabajos de mantenimiento realizado por las empresas transmisoras en los punto de alimentación del sistema de ELECTROCENTRO. Es decir, ELECTROCENTRO aprovecha los cortes programados por los transmisores para realizar sus propios mantenimientos.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

ELECTROCENTRO no presentó los valores históricos correspondientes a los trabajos de mantenimiento realizados por empresas transmisoras en los puntos de alimentación del sistema de ELECTROCENTRO. Por otro lado, para el límite de tasas de fallas se debe tener en cuenta las tolerancias e indicadores de performance publicados mediante Resolución OSINERGMIN Nº 0656-2008-OS/CD.

Observación subsanada parcialmente.

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Observación 53.

No se han presentado los criterios y metodología empleados para comprobar el cumplimiento de la NTCSE Respuesta

Los valores consignados en el formato F-211 son el resultado del estudio de confiabilidad que se adjunta mediante el archivo “ANÁLISIS DE CONFIABILIDAD”.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Se ha comprobado que se ha presentado el “Análsisis de Confiabilidad” mencionado, no obstante como parte de las premisas adoptadas respecto de las tasas de falla no se ha considerado las tolerancias e indicadores de performance publicados mediante Resolución OSINERGMIN Nº 0656-2008-OS/CD.

Observación subsanada parcialmente.

Observación 54.

Sobre el Sistema Yaupi – Oxapampa y Tarma - Chanchamayo

Observación

Se requiere que se evalúe el comportamiento del sistema para la alternativa con la operación de los compensadores, dado que en horas fuera de punta pueden originarse sobre tensiones en las barras.

Respuesta

Se ha simulado la operación de los sistemas Yaupi y Tarma Chanchamayo en horas fuera de punta, verificándose que el exceso de potencia reactiva es absorbida por el SEIN lo que evita las sobretensiones por mínima demanda, la actuación de los reguladores bajo carga de los transformadores mantienen los perfiles de tensión dentro de los márgenes permitidos.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

ELECTROCENTRO no ha presentado los resultados de la simulación efectuada en mínima demanda. Por lo tanto, la observación ha sido levantada parcialmente.

Observación subsanada parcialmente.

Observación

Se requiere que se analice la alternativa de alimentar el sistema Tarma - Chanchamayo y parte de las cargas de la selva central desde la subestación Yanango 220 kV y alimentar las demandas restantes desde la Subestación Oxapampa 138 kV y desde la línea Aguaytía – Pucallpa 138 kV; asimismo, se requiere que en lugar de ampliar la capacidad de la SE Yaupi de 13,2/138 kV se evalúe la alternativa de que la línea Yaupi – Oxapampa se conecte directamente a las barras de 138 kV en la

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subestación Yaupi. Del mismo modo se requiere que se evalúe diversos niveles de tensión para las demás instalaciones evaluadas en las alternativas

Respuesta

Se ha incluido la alternativa de alimentar el sistema Tarma-Chanchamayo desde las barras 220 kV de la C.H. Yanango. Esta alternativa aprovecha el proyecto de la minera SIMSA para su conexión en 220 kV con la C.H. Yanango mediante un transformador 220/60 kV, a partir del cual, ELECTROCENTRO implementaría sus celdas de salida en 60 kV.

Asimismo, se ha suprimido la ampliación de la subestación Yaupi 138/13.8 kV realizando la conexión directamente la línea 138 kV con las barras 138 kV de propiedad de Electroandes.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

ELECTROCENTRO ha realizado el análisis de las alternativas producto de las observaciones con excepción de la alimentación a parte del sistema Pozuo desde la línea 138 kV Aguayía – Pucallpa.

Observación subsanada parcialmente.

Observación

Por otro lado, ELECTROCENTRO señala que una de las razones para interconectar al SEIN los sistemas aislados comprendidos, es la deficiencia que existe en la generación aislada; sin embargo, no presenta el sustento de su afirmación. Se requiere que se adjunte para este caso, los registros históricos de la generación y de la demanda.

Respuesta

La razón determinante para conectar los sistemas aislados con el SEIN es reducir los costos de operación y mantenimiento de la generación térmica, por ejemplo la alternativa de mínimo costo para alimentar el pequeño sistema eléctrico Posuzo es su interconexión al SEIN tal como se describe en el numeral 37 del presente documento.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

ELECTROCENTRO no ha presentado un análisis de alternativas con y sin la interconexión al SEIN de los sistemas aislados donde intervienen los costos de producción, costos de operación y mantenimiento entre otros para así descartar alternativas. Asimismo, no se adjunta los registros históricos de la generación y demanda de dichos sistemas. Así mismo, para el caso específico del sistema Posuzo, conforme se mencionó en el análisis de la Observación 37, el costo de la transmisión propuesto excede los costos operativos de la generación aislada.

Observación no subsanada.

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Observación

En las diferentes alternativas se requiere que se especifique cuál sería el modo de operación de las líneas dado que las líneas propuestas cierran anillos entre los puntos de alimentación del SEIN (Subestaciones Condorcocha y Yaupi).

Respuesta

Por razones de facilidad de operación y simplicidad en los equipos de protección es mas conveniente operar en forma separada, es decir cada punto de alimentación con su carga asignada y utilizar los enlaces entre ellos en caso de contingencias o mantenimiento.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

ELECTROCENTRO no especificó el modo de operación de las líneas en su informe. Por lo tanto, la observación ha sido absuelta parcialmente.

Observación subsanada parcialmente.

Observación

En la Alternativa 1 para el Sistema Tarma – Chanchamayo, al cambiar la tensión del sistema de 44 kV a 60 kV, desde la SET Ninatambo, se tiene el riesgo de que se presente un “cuello de botella” en el enlace Condorcocha – Ninatambo en 44 kV. Se requiere que se evalúe con mayor detalle el comportamiento de este tramo y, de ser necesario, que se evalúe el cambio a 60 kV desde la subestación Condorcocha o Caripa.

Respuesta

Se ha reformulado la Alternativa 1 reemplazando el transformador de Condorcocha por otro con relación 138/60 kV para evitar la sobrecarga de la línea Condorcocha-Ninatambo, ELECTROCENTRO propone que la minera SIMSA implemente dicho transformador a fin de aumentar la capacidad del sistema de transmisión en el mas corto plazo.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Observación subsanada.

Observación

En la Alternativa 2 para el sistema Tarma – Chanchamayo no se especifica cómo se obtiene la tensión de 60 kV en la subestación Condorcocha, toda vez que las tensiones actuales en esta subestación son de 138 y 44 kV. Se requiere presentar el detalle e incluirlo en el análisis. Asimismo, se requiere que se sustente la adaptación del nivel de tensión de 44 kV a 60 kV indicado en el cuadro del numeral 3.1 de los criterios asumidos (folio 75); además se requiere el sustento para la adaptación de los otros niveles de tensión indicados en dicho cuadro.

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Respuesta

Se ha reformulado la Alternativa 1 y Alternativa 2 reemplazando el transformador existente en la SET Condorcocha por otro con relación 138/60 kV a fin de evitar la sobrecarga del sistema de transmisión durante los primeros años de operación.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

ELECTROCENTRO modificó la alternativa 2 para el sistema Tarma-Chanchamayo; sin embargo, la alternativa 1 sigue considerando el nivel de 44 kV. Por lo tanto, la observación ha sido levantada parcialmente.

Observación subsanada parcialmente.

Observación

Se requiere que se evalúe la alternativa de alimentar la subestación Ninatambo con una línea 138 kV desde Condorcocha y se traslade el transformador de 138/44 kV de Condorcocha a Ninatambo.

Respuesta

La Alternativa de extender la línea 138 kV Caripa-Condorcocha hacia Ninatambo ha sido desestimada por la falta de capacidad de transporte de dicha línea para alimentar las cargas de CASA, SIMSA y ELECTROCENTRO.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

ELECTROCENTRO no presentó el sustento para descartar la alternativa de extender la línea 138 kV Caripa-Condorcocha hacia Ninatambo. Por lo tanto, la observación ha sido levantada parcialmente.

Observación subsanada parcialmente.

Observación

Respecto a los formatos del Sistema Yaupi se observa:

o No coinciden los formatos F-303 y F-213 con respecto a los formatos F-206 y F-216, en los siguientes casos: a) en la SET Yaupi para el año 2010, difiere la tensión de los transformadores según el código de módulos con respecto al flujo; b) En la SET Satipo no se presenta información sobre la rotación del transformador de 10 MVA en los formatos F-303 y F-213 (2010) y no se presenta información sobre la compensación en 33 kV en los formatos F-303 (2010).

o En el formato F-003 no hay datos de las siguientes subestaciones, las cuales aparecen en los formatos F-216 y F-206 para el año 2008: SET Villa Rica, SET Pichanaki, SET Delfín y SET Puerto Bermúdez.

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Respuesta

Se ha corregido los errores de formatos incluyendo las subestaciones faltantes.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Observación subsanada.

Observación

Respecto a los formatos del Sistema Chanchamayo se observa:

o No coinciden los formatos F-303 y F-213 con respecto a los formatos F-206 y F-216, en el siguiente caso: SET Ninatambo, difieren en la tensión del transformador para el año 2009.

o En el formato F-003 no hay datos de la SET Puntayacu, la cual aparece en los formatos F-216 y F-206 (año 2008).

o No coinciden los formatos F-303 y F-213 en la SET Caripa.

Respuesta

Se ha corregido los errores de formatos.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Levantada parcialmente, en razón de que la SET Puntayacu presente en los formatos F-216, no se encuentra en el formato F-003.

Observación subsanada parcialmente.

Observación 55.

Sobre el Sistema Ayacucho

Observación

Se han evaluado alternativas únicamente para un nuevo punto de alimentación al sistema Ayacucho, pero no se han evaluado diversas alternativas para las demás instalaciones que se proponen, tales como, la ampliación de la SET Ayacucho 69/22,9/10 kV, ampliación de la SET Cangallo 69/22,9 kV, línea en 69 kV Mollepata – San Francisco, entre otros. Por consiguiente, se requiere que se evalúen alternativas para todas las instalaciones propuestas y no únicamente para el nuevo punto de alimentación al sistema Ayacucho; por ejemplo, se podría evaluar la alternativa de una tensión de 33 kV para la línea Mollepata – San Francisco.

Respuesta

Las ampliaciones de las subestaciones responden a la necesidad de evitar la sobrecarga de los transformadores de potencia existentes durante los

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próximos 10 años (debido al crecimiento de la demanda), por lo que la alternativa más eficiente es implementar una segunda unidad de transformación o reemplazar la unidad existente, por lo que fijar otra alternativa diferente no es viable. Asimismo, es necesario aclarar que la ejecución del proyecto de la línea Mollepata-San Francisco se encuentra a cargo del MEM, que cuenta con los correspondientes cálculos justificativos.

Respecto a la implementación del autotransformador de Mollepata ELECTROCENTRO manifiesta que corresponde a un sistema de compensación del alto nivel de caída de tensión de la línea Cobriza I – Hanta – Ayacucho (mas del 20 %) a fin de mantener los niveles de tensión en las redes de distribución dentro de los límites permitidos por la NTCSE.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

La justificación dada por ELECTROCENTRO, no es suficiente para descartar el análisis de otras alternativas, dado que no demuestran de manera fehaciente que pueden existir otras alternativas que tengan un menor costo total.

Observación no subsanada.

Observación

Se requiere que se sustente porqué en la Alternativa 2 se requiere un autotransformador de 69/60 kV en la subestación Mollepata, toda vez que esta subestación también tienen una tensión nominal de 69 kV.

Respuesta

Respecto a la implementación del autotransformador de Mollepata ELECTROCENTRO manifiesta que corresponde a un sistema de compensación del alto nivel de caída de tensión de la línea Cobriza I – Huanta – Ayacucho (mas del 20 %) a fin de mantener los niveles de tensión en las redes de distribución dentro de los límites permitidos por la NTCSE.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

No se ha presentado el sustento del porqué se ha elegido esta opción para compensar la caída de tensión, toda vez que podría haber tenido en cuenta varias alternativas para reducir dichas caídas de tensión. En consecuencia la observación no ha sido absuelta.

Observación no subsanada.

Observación

Se requiere que se analice con mayor detalle la operatividad del sistema en los casos en que se está configurando un anillo tanto en 69 kV o en 220 kV o en forma combinada.

Respuesta

Por razones de facilidad de operación y simplicidad en los equipos de protección es mas conveniente operar en forma separada, es decir cada

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punto de alimentación con su carga asignada y utilizar los enlaces entre ellos en caso de contingencias o mantenimiento.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

ELECTROCENTRO no presenta el sustento de lo expuesto para responder la observación..

Observación subsanada parcialmente.

Observación

Se requiere que se analice la alternativa de conectar el sistema eléctrico Ayacucho desde la línea Mantaro – Socabaya en un punto cercano a la ciudad de Ayacucho, mediante una subestación de 220/AT kV.

Respuesta

Se ha incluido la alternativa de alimentar el sistema eléctrico Ayacucho desde la línea Mantaro –Socabaya.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Si bien es cierto ELECTROCENTRO ha evaluado económicamente la alternativa conectar Ayaucho desde la Línea 220 kV Mantaro – Socabaya, mediante una subestación 220/69 kV ubicado a 5 km de la subestación Mollepata, no se ha realizado el análisis técnico correspondientes. Al respecto, debido a problemas de confiabilidad en la interconexión Centro Sur del SEIN, no es factible que se conecte la demanda del sistema Ayacucho a la mencionada línea.

Observación subsanada.

Observación

En las alternativas evaluadas no se ha considerado la incorporación de compensación reactiva en Cobriza II o Ayacucho como medida complementaria. Se requiere analizar esta medida.

Respuesta

La SET Cobriza II se encuentra debidamente compensada reactivamente a cargo de DOERUN, se ha incluido compensación reactiva en la SET Ayacucho y Huanta como medida complementaria.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Se verifica que se ha incluido el análisis de compensación reactiva en la SET Ayacucho y Huanta como medida complementaria a las alternativas analizadas.

Observación subsanada.

Observación

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Se requiere que se evalúe la necesidad de implementar celdas que mejoren la confiabilidad en las subestaciones Machahuay y Huanta.

Respuesta

La SET Se ha incluido la alternativa de alimentar el sistema eléctrico Ayacucho desde la línea Mantaro –Socabaya.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

ELECTROCENTRO, no ha evaluado la necesidad de implementar celdas que mejoren la confiabilidad en las subestaciones Machahuay y Huanta, por lo que no se ha dado respuesta a la observación planteada.

Observación no subsanada.

Observación

Con respecto a los formatos del sistema Ayacucho:

o No coinciden los formatos F-303 y F-213 con respecto a los formatos F-206 y F-216, en los siguientes casos: a) SET Mollepata, difieren en la tensión del transformador según su código de módulos 2008; b) SET Friaspata, difieren en la tensión y en los devanados del transformador, para el año 2011.

o En el formato F-003 no hay datos de las siguientes subestaciones, las cuales aparecen en los formatos F-216 y F-206 (año 2008): SET Carlos Francisco y SET Mollepata.

Respuesta

Se han corregido los errores de los formatos.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Levantada parcialmente, en razón de que la SET Carlos Francisco presente en los formatos F-216, no se encuentra en el formato F-003.

Observación subsanada parcialmente.

Observación 56.

Sobre el Sistema Huancayo

Observación

Se requiere que se sustente la incorporación de dos nuevas subestaciones Chilca y Huancayo Este, mediante la evaluación de diversas alternativas, toda vez que ambas subestaciones se encuentran bastante cercanas. Para ello, se debe emplear el mapa de densidad de este sistema.

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Respuesta

La SET Huancayo Este tiene la finalidad de aliviar las cargas de las SET’s existentes de Salesianos y P. Industrial a fin de obtener una configuración de N-1 para el sistema eléctrico Huancayo. Mientras la SET Chilca está destinada a remplazar la SET existente Huayucachi II 13.2/10 kV. Las alternativas de ampliación de las SET’s de Salesianos y P.Industrial no son viables debido a las siguientes razones constructivas:

a) Falta de espacio físico para ampliar el patio de llaves

b) Falta de espacio físico para incrementar el número de celdas de salida en 10 kV

c) Falta de espacio físico para implementar mayor número de circuitos aéreos.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

ELECTROCENTRO no presentó un análisis de evaluación de alternativas que sustente la incorporación de las mencionadas subestaciones. Por lo tanto, la observación ha sido absuelta parcialmente.

Observación subsanada parcialmente.

Observación

Se requiere que se sustente la ampliación de todas las subestaciones propuestas.

Respuesta

Las ampliaciones de las subestaciones responden a la necesidad de evitar la sobrecarga de los transformadores de potencia existentes durante los próximos 10 años (debido al crecimiento de la demanda), por lo que la alternativa más eficiente es implementar una segunda unidad de transformación o reemplazar la unidad existente, por lo que fijar otra alternativa diferente no es viable.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

ELECTROCENTRO no presentó el sustento de lo descrito como respuesta de la observación, ni tampoco ha presentado el sustento económico. Por lo tanto, la observación no ha sido absuelta.

Observación no subsanada.

Observación

En la Alternativa 1 se requiere que se evalúe el eliminar la subestación Orcotuna II 60 kV y en su lugar se aperture la línea 60 kV existente a la altura de Orcotuna y se construya una línea de doble terna 60 kV entre este punto de apertura y la SET propuesta Orcotuna I 220/60 kV.

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Respuesta

En la etapa constructiva de la Alternativa 1 se definirá si se implementa una segunda terna de la línea Orcotuna I – Orcotuna II a fin de eliminar la SET Orcotuna II dependiendo de las coordinaciones con la minera SINAYCOCHA que requiere una terna en forma exclusiva.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Observación no levantada, en razón que ELECTROCENTRO no analizó las alternativas sugeridas por OSINERGMIN. Se debe mencionar que conforme a lo establecido en el Artículo 139 del Reglamento de la LCE, el Plan de Inversiones se aprueba por OSINERGMIN cada 4 años, por lo que no es factible realizar una modificación a dicho plan.

Observación no subsanada.

Observación

En la Alternativa 2 se requiere que se evalúe lo siguiente: que se elimine la subestación Orcotuna y en su lugar se extienda la nueva línea de 60 kV propuesta, hasta la subestación Concepción; asimismo, se requiere que se analice si es necesario incrementar la capacidad en la subestación Huayucachi 220/60 kV para atender la demanda.

Respuesta

La configuración propuesta por OSINERGMIN originaría una derivación en “T” en Orcotuna lo que disminuiría la continuidad de suministro para las cargas de P.Industrial causada por las salidas de la línea de transmisión de la minera SINAYCOCHA.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Observación no levantada, en razón que no ELECTROCENTRO no analizó las alternativas sugeridas por OSINERGMIN.

Observación no subsanada.

Observación

Se requiere que se presente el análisis respecto a las demás instalaciones ubicadas en el Valle del Mantaro.

Respuesta

Las demás instalaciones del valle del Mantaro no requieren la implementación de un sistema complementario de transmisión, por lo que su evaluación no es necesaria.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Observación absuelta parcialmente, en razón que ELECTROCENTRO no especificó claramente las instalaciones que no requieren la implementación de un sistema complementario.

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Observación subsanada parcialmente.

Observación

Respecto a los formatos del sistema Huancayo se observa:

o No coinciden los formatos F-303 y F-213 con respecto a los formatos F-206 y F-216, en los siguientes casos: a) SET Chala Nueva, difiere en la tensión y devanados del transformador, para el año 2010; b) SET Machu, difiere en la tensión del transformador, para el año 2010; c) SET Comas, difiere en la tensión y devanados del transformador, para el año 2008; d) SET Concepción, difiere en la tensión del transformador, para el año 2008; y d) SET CHILCA, difiere en la tensión del transformador, para el año 2010.

o En el formato F-003 no hay datos de la SET Huancayo Este, la cual aparece en los formatos F-216 y F-206 (año 2008).

Respuesta

A fin de sustentar los traspasos de carga de las subestaciones Salesianos y P.Industrial hacia la nueva SET Huancayo Este, se adjunta el archivo “BASE DE DATOS CARGAS Corregido”.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Levantada parcialmente, en razón de que la información de la SET Huancayo Este presentada en los formatos F-216, no se encuentra reportada en el formato F-003.

Observación subsanada parcialmente.

Observación 57.

Sobre el Sistema Aucayacu

Se requiere que se presente el sustento técnico económico mediante el cual se determina el cambio de nivel de tensión y la cantidad de celdas óptimas que corresponde implementarse para atender la demanda. Este análisis debe incluir los montos de inversión, COyM y pérdidas totales entre una y otra opción, así como los costos de cambio de los transformadores de distribución a 22,9 kV.

No se ha incluido en el análisis a las instalaciones de todos lo titulares en el sistema Aucayacu, tales como Red de Energía del Perú S.A. Se requiere que se efectúe el análisis de forma integral.

Las instalaciones de este sistema se deben incluir en la determinación de Peajes del Área de Demanda 4 y no en el Área de Demanda 5.

Respuesta

Efectivamente, el sistema Aucayacu pertenece al Área de Demanda 4, por lo que se retira de los análisis del Área de Demanda 5.

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Análisis y conclusión de OSINERGMIN

ELECTROCENTRO no se presentó la respuesta a las dos primeras observaciones. Asimismo, la respuesta presentada por la titular responde adecuadamente a la observación tercera. Por lo indicado, subsana parcialmente la observación.

Observación subsanada parcialmente.

Observación 58.

Sobre el Sistema Huánuco

Se requiere que se presente el sustento técnico económico mediante el cual se demuestre la necesidad de implementar celdas adicionales. Este análisis debe incluir los montos de inversión, COyM y pérdidas totales de al menos dos alternativas. Asimismo, se requiere que se señale a partir de cuándo se viene alimentando en forma temporal desde la barras de la central térmica.

No se ha incluido en el análisis a las instalaciones de todos lo titulares en el sistema Huánuco, tales como Red de Energía del Perú S.A. Se requiere que se efectúe el análisis de forma integral.

Respuesta

El sistema de distribución de Huánuco en 10 kV tiene una demanda proyectada de más de 16 MW, y actualmente dispone de 05 celdas de salida para alimentar las cargas urbanas y periféricas. Dos celdas de salida corresponden a celdas obsoletas que formaban parte de los grupos térmicos en proceso de desmantelamiento. Por lo que se requiere reemplazar las mencionadas celdas obsoletas a fin de mejorar la confiabilidad del suministro eléctrico a la ciudad de Huánuco.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Observación no absuelta en razón de que ELECTROCENTRO no presentó el sustento técnico económico que demuestre la necesidad de implementar celdas adicionales. Por otro lado, La NORMA TARIFAS en su numeral 12.2., menciona claramente que el estudio de planeamiento deberá abarcar todas las instalaciones de SST y SCT que alimenten una misma Área de Demanda. Al respecto, ELECTROCENTRO no está cumpliendo con lo descrito en dicho numeral, en ese sentido se concluye que la observación no ha sido absuelta.

Observación no subsanada.

Observación 59.

Sistema Huallanca

Observación

Se requiere que se evalúen otras alternativas de modo que se demuestre que la alternativa finalmente seleccionada corresponde a la de mínimo costo. Estas alternativas deben incluir, entre otras, la alternativa de alimentarse desde las subestación Sihuas 138 kV o Pomabamba 60 kV.

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Respuesta

La subestación de La Unión tiene una carga de mas de 5 MW y tiene como punto de suministro mas cercano (25 km) las barras en 66 kV de la SET Huallanca, por lo que cualquier otro punto probable de alimentación más alejado no será viable y su evaluación no es procedente.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

ELECTROCENTRO no presentó el análisis técnico económico de otras alternativas que sustenten la necesidad de construcción de instalaciones de transmisión para alimentar esta zona. Sobre el particular, se debe observar que la línea actualmente energizada en 22,9 kV Huánuco – La Unión, esta preparada para operar en 33 kV, alternativa que no ha sido evaluada.

Observación no subsanada.

Observación

De otro lado, en los formatos se observa lo siguiente:

o En el formato F-303 se consigna un transformador de 2 MVA 33/23 kV (2009) en la SET La Unión, el cual no se registra en el Plan de Inversiones.

o En el formato F-303 se valoriza un transformador de 2 MVA 33/23 kV (2010) en la SET Huacaybamba, el cual no se registra en el Plan de Inversiones.

o No se ha presentado el esquema unifilar (F-216) del año 2008.

o Se detecta un error en la valorización del elemento en F-303 (2009): Compensador reactivo con código modular de CE-010SIR3C1ESBCC, debido a que existe una contradicción entre elemento y código modular a valorizar. Si fuese compensador se observa que no se representa en el formato F-216.

o Las subestaciones nuevas La Unión, Huacaybamba y Huacrachuco no se registran en el formato F-203.

Respuesta

Se ha reformulado la propuesta del SER del sistema Huallanca corrigiéndose los errores antes indicado.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

ELECTROCENTRO no presentó el esquema unifilar (F-216) del año 2008. Por lo tanto, la observación ha sido levantada parcialmente.

Observación subsanada parcialmente.

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Observación 60.

Sistema Pasco

Observación

Se requiere que se presenten los cálculos y documentación de sustento sobre la saturación del transformador en la subestación Pasco 50/22,9 kV. Asimismo, se requiere que se determine si es necesario la necesidad de contar con un tercer nivel de tensión en este punto tal como 33 kV para atender cargas alejadas.

Respuesta

Los cálculos de las demandas proyectadas del sistema Pasco forman parte del sustento para demostrar la sobrecarga del transformador existente de Pasco en el año 2010, por lo que es necesaria la implementación de la segunda unidad de transformación. Asimismo, se ha verificado que no existe la necesidad de contar con el nivel de 33 kV en la SET Pasco.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

ELECTROCENTRO no presentó el sustento de lo expuesto en la respuesta de la observación.

Observación no subsanada.

Observación

No se ha incluido en el análisis a las instalaciones de todos lo titulares en el sistema Pasco, tales como Electroandes S.A., Cemento Andino S.A. Se requiere que se efectúe el análisis de forma integral.

Respuesta

Efectivamente, ELECTROCENTRO S.A. ha realizado su propuesta solo de sus instalaciones comprendidas en el Área de demanda 5 sujetándose a lo establecido en el Artículo 139° del Reglamento de Transmisión de la Ley, que estipula que cada concesionario de transmisión deberá presentar su estudio de planificación de expansión eléctrica.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

La NORMA TARIFAS en su numeral 12.2., menciona claramente que el estudio de planeamiento deberá abarcar todas las instalaciones de SST y SCT que alimenten una misma Área de Demanda. Al respecto, ELECTROCENTRO no ha cumplido con lo establecido en dicho numeral, en ese sentido se concluye que la observación no ha sido absuelta.

Observación no subsanada.

Observación

No hay coherencia del transformador nuevo de 7 MVA, 50/22,9 kV, a implementar en SET Pasco (según F-216 y el Plan de Inversión (2010)), con respecto a lo valorizado (7 MVA, 138/22,9 kV) en el formato F-303.

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Respuesta

Se han corregido los errores indicados.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Observación absuelta.

Observación 61.

Sistema Huancavelica

Observación

En el Sistema Huancavelica Norte no corresponde incluir en el Plan de Inversiones a la subestación 10/22,9 kV dado que el alcance de las tarifas de transmisión llega hasta las celdas de MT de la subestación; es decir, en el caso de la subestación de Huancavelica el alcance es hasta las celdas de 10 kV.

Respuesta

Efectivamente, el alcance de las tarifas de transmisión llega hasta las celdas MT de la SET Friaspata de propiedad de REP, sin embargo, debido a que el nivel de tensión disponible es insuficiente para alimentar las cagas rurales, fue necesario implementar el sistema de transmisión 22.9/10 kV, por lo que ELECTROCENTRO considera que se incluya dentro SER dicho sistema de transmisión.

Cabe indicar que el sistema de distribución es reconocido desde la primera estructura en 22.9 KV, por lo que ELECTROCENTRO considera que la subestación Huancavelica Norte debe corresponder al Sistema Complementario de Transmisión, de no ser así, dicha instalación no contaría con la inversión de acuerdo a LEY.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

ELECTROCENTRO no cumplió con lo estbalecido en la NORMA TARIFAS, que en su numeral 13.1.1 señala que las tensiones normalizadas para efectos de los estudios son MAT: 220 y 138 kV, AT: 60 y 33 kV, MT: 10 y 22.9 kV (únicamente para las celdas de los alimentadores). Por lo tanto, la observación no ha sido absuelta.

Se debe tener en cuenta que la remuneración de la distribución a diferencia de la transmisión se realiza es mediante un sistema ideal por lo que no es cierto que la distribución no incluye la transformación 10/22,9 kV.

Observación no absuelta.

Observación

No se ha presentado el análisis correspondiente al sistema eléctrico en 66 kV que se extiende desde la subestación Huancavelica.

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Respuesta

ELECTROCENTRO S.A. ha realizado su propuesta solo de sus instalaciones comprendidas en el Área de demanda 5 sujetándose a lo establecido en el Artículo 139° del Reglamento de Transmisión de la Ley, que estipula que cada concesionario de transmisión deberá presentar su estudio de planificación de expansión eléctrica.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

La NORMA TARIFAS en su numeral 12.2., menciona claramente que el estudio de planeamiento deberá abarcar todas las instalaciones de SST y SCT que alimenten una misma Área de Demanda. Al respecto, ELECTROCENTRO no cumplido con lo señalado en dicho numeral. Por lo tanto, se concluye que la observación no ha sido absuelta.

Observación no absuelta.

Observación

Se requiere que se determine si es necesario incrementar la capacidad de la subestación Huancavelica 220/60/10 kV.

Respuesta

La capacidad del transformador de la SET Friaspata es de 30/30/10 MVA y su carga actual es aproximadamente 12 MW, por lo que no requiere ampliación.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Si bien es cierto que la capacidad de la SET Friaspata permite atender la demanda actual, se debe tener en cuenta que el periodo de análisis es de 10 años, por lo que el análisis presentado es incompleto.

Observación absuelta parcialmente.

Observación 62.

Sobre el Sistema Chumpe

Observación

Se requiere que se presente el sustento técnico económico mediante el cual se demuestre la necesidad de implementar celdas adicionales. Este análisis debe incluir los montos de inversión, COyM y pérdidas totales de al menos dos alternativas.

Respuesta

La celda propuesta en 22.9 kV de la SET Chumpe es necesaria para mejorar los índices de confiabilidad del suministro debido a que el alimentador actualmente no dispone de una celda de salida.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

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Observación no absuelta en razón de que ELECTROCENTRO no presentó el sustento técnico económico mediante el cual se demuestre la necesidad de implementar celdas adicionales.

Observación no absuelta.

Observación

Se requiere que se determine si es necesario incrementar la capacidad de la subestación Chumpe 69/12,5 kV o, en caso alternativo, alimentar este sistema desde la subestación de la nueva central El Platanal.

Respuesta

Se ha reformulado el SER del sistema Chumpe debido a que las mineras San Valentín y Corihuarmi han desestimado su conexión a la SET Chumpe de propiedad de ELECTROCENTRO.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Observación absuelta.

Observación

En los formatos se observa lo siguiente: para la alternativa seleccionada en el formato F-205 no se presentan los formatos F-213 y F-216.

Respuesta

Se ha corregido el error indicado.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Observación absuelta.

Observación 63.

Sobre la Subestación Caudalosa

Observación

Se requiere que se presente el sustento técnico económico mediante el cual se demuestre la necesidad de implementar celdas adicionales. Este análisis debe incluir los montos de inversión, COyM y pérdidas totales de al menos dos alternativas. Asimismo, se requiere que se señale a partir de cuándo se viene alimentando en forma temporal desde la barras de la central térmica.

Respuesta

La celda de salida del sistema Caudalosa en 22.9 kV fue implementada para alimentar el PSE Castrovirreyna Norte, por lo que su inversión esta debidamente sustentada.

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Del mismo modo, ELECTROCENTRO aclara que la observación formulada por OSINERGMIN requiriendo la fecha de conexión a las barras de la central térmica no corresponde a este sistema Eléctrico.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Observación no absuelta en razón de que ELECTROCENTRO no presentó el sustento técnico económico mediante el cual se demuestre la necesidad de implementar celdas adicionales.

Observación no absuelta.

Observación

Se requiere que se determine si es necesario incrementar la capacidad de la subestación Caudalosa 60/20 kV.

Respuesta

La capacidad de transformación de la SET Caudalosa Grande es de 12 MVA y las cargas es aproximadamente 3 MW, por lo que no se requiere su ampliación.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Si bien es cierto que la capacidad de la SET Caudalosa permite atender la demanda actual, se debe tener en cuenta que el periodo de análisis es de 10 años, por lo que el análisis presentado es incompleto.

Observación absuelta parcialmente.

Observación 64.

Sobre la Subestación Pachachaca No corresponde incluir en el Plan de Inversiones a la subestación 10/2,4 kV dado que el alcance de las tarifas de transmisión, llega hasta las celdas de MT de la subestación; es decir, en el caso de la subestación Pachachaca el alcance es hasta las celdas de 2,4 kV.

Respuesta

Efectivamente, el alcance de las tarifas de transmisión llega hasta las celdas MT de la SET Pachachaca de propiedad de Electroandes, sin embargo, debido a que este nivel de tensión es insuficiente, se ha implementado un sistema de transmisión 10/2.4 kV, por lo que ELECTROCENTRO considera que se incluya dentro SER estas instalaciones.

ELECTROCENTRO considera que la observación formulada por OSINERGMIN no esta de acuerdo a lo estipulado en el Artículo 5° de la NORMA que indica que el diseño del SER puede realizarse a partir de las instalaciones realmente existentes:

“5.6.7. Para definir el SER, primero se determina la configuración para el año horizonte: i) 4 para las instalaciones asignadas a la generación y, ii) 10 para las instalaciones asignadas a la demanda. Luego se define el desarrollo progresivo de la

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red: i) para los años 1, 2, 3 y 4 en el caso de las instalaciones asignadas a la generación y, ii) para los años 1, 2, 3, 4, 5, 8 y para los años que resulten necesarios en el caso de las instalaciones asignadas a la demanda. En ambos casos se parte de la red del año inicial del estudio (la que puede ser la red real o el SEA cuando corresponda), teniendo siempre como objetivo el Sistema definido para el año horizonte.” El subrayado es nuestro.

En el caso de la subestación Pachachaca, el SER se ha diseñado a partir de las Barras 2.4 kV existentes. Debido que este nivel de tensión es inadecuado para el sistema de distribución, es necesario implementar la subestación elevadora Pachachaca 10/2.4 kV. Cabe indicar que el sistema de distribución es reconocido desde la primera estructura en 10 KV, por lo que ELECTROCENTRO considera que la subestación Pachachaca debe corresponder al Sistema Complementario de Transmisión, de no ser así, dicha instalación no contaría con la inversión de acuerdo a LEY.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

ELECTROCENTRO no cumplió con lo estbalecido en la NORMA TARIFAS, que en su numeral 13.1.1 señala que las tensiones normalizadas para efectos de los estudios son MAT: 220 y 138 kV, AT: 60 y 33 kV, MT: 10 y 22.9 kV (únicamente para las celdas de los alimentadores). Así mismo, conforme lo analizado en la observación 61, no corresponde incluir este transformador como parte del sistema de transmisión.

Observación no subsanada.

Observación 65.

No se ha presentado el SER para diversos sistemas eléctricos

No se ha presentado el SER para diversos sistemas, tales como Tingo María y Pampas. Se requiere que se presente dicho análisis conforme a lo establecido en el NORMA TARIFAS.

Respuesta

Se ha incluido el SER del sistema Tingo María, sin embargo, el sistema Pampas no requiere de un sistema complementario de transmisión dentro del periodo de 10 años.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Observación levantada parcialmente, dado que no se presenta el sustento de lo manifestado por ELECTROCENTRO.

Observación subsanada parcialmente.

Costos de Inversión

Observación 66.

Se deben actualizar las valorizaciones de inversión con base a las observaciones anteriores

En base a las correcciones que corresponda efectuar como resultado de las observaciones anteriores, ELECTROCENTRO debe actualizar los montos de inversión

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de los elementos que intervienen en el SER, de acuerdo con los módulos estándares vigentes establecidos mediante la Resolución OSINERGMIN N° 343-2008-OS/CD y sus modificatorias resoluciones OSINERGMIN N° 464-2008-OS/CD y OSINERGMIN N° 465-2008-OS/CD.

Respuesta

Se realizaron las valorizaciones con la Resolución OSINERGMIN Nº 343-2008-OS/CD y sus modificatorias resoluciones OSINERGMIN Nº 464-2008-OS/CD y OSINERGMIN Nº 465-2008-OS/CD. Extrayendo los valores presupuestales de los módulos contenidos, en los formatos F-301, F-309, y demás valorizaciones.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Debido a que no se han subsanado todas las observaciones referidas ala determinación del SER, no se ha efectuado la corrección de manera completa.

Observación absuelta parcialmente.

Observación 67.

Los costos unitarios de los módulos estándares se deben actualizar con la versión vigente Los costos de los módulos estándares que se empleen deben ser los últimos vigentes en cada etapa, motivo por el cual en la respuesta a las observaciones a la propuesta se deberá emplear los módulos vigentes a esa fecha. Respuesta

Se actualizaron de acuerdo a lo explicado en la versión anterior.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

ELECTROCENTRO presentó lo solicitado.

Observación subsanada.

Observación 68.

Se han incluido instalaciones que no resultaron seleccionadas en el análisis de mínimo costo Se observa que en el formato F-301 se han incluido instalaciones que corresponden a las alternativas que no resultaron ser las de mínimo costo como, por ejemplo, la línea Caripa – Ninatambo en 60 kV, que corresponde a la alternativa 2 que no fue seleccionada. Se requiere que se revise los formatos de valorizaciones a fin de evitar este tipo de inconsistencias.

Respuesta

Se contemplo en la Salternativas, opciones que satisfacen las demandas actuales, de las cuales se tomo como elegida: Ayacucho A1, Huancayo A1, Yaupi A3, y Tarma

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Chanchamayo A3, y las demás que solo poseen una alternativa, como se aprecia en el archivo complementarios.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

ELECTROCENTRO explicó lo solicitado.

Observación subsanada.

Observación 69.

No se han aplicado los módulos de manera correcta

Se observa que no se han aplicado correctamente los módulos estándares; por ejemplo, en la Subestación Ninatambo, para el transformador 60/44 kV se aplicó el módulo de 138/60/10 kV; así mismo, para el caso del centro de control se ha empleado un tipo de centro de control para subestación al interior, cuando debe corresponder uno de tipo exterior. Al respecto, se requiere que se revise todas las instalaciones y, de ser el caso, se corrija la aplicación de los módulos estándares de manera eficiente.

Respuesta

Se corrigieron las valorizaciones incorrectas, teniendo en cuenta el nivel de tensión, altitud, región, tipo de instalación y lo indicado en la NORMA TARIFARIA.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

ELECTRONCETRO presentó lo solicitado.

Observación subsanada.

Observación 70.

No se ha completado adecuadamente el formato F-303

En el formato F-303 de valorización de subestaciones, no se ha efectuado el prorrateo de los costos de Servicios Auxiliares, Acoplamientos, Costos comunes y Costos Indirectos, a cada uno de los Elementos (Celdas, Transformadores y Compensadores Reactivos), ni tampoco se han determinado (columnas X, Y, Z y AA) los totales para cada uno de estos elementos y que vienen a ser los costos básicos más el prorrateo anterior. Al respecto, se requiere que se presente el formato F-303 debidamente completado.

Respuesta

Se asignaron los valores que corresponden al prorrateo de cada elemento, según lo considerado en la Norma Tarifaria.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

La Empresa presentó lo solicitado.

Observación subsanada.

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Observación 71.

Los valores presentados contienen errores de cálculo Para el año 1(formato F-309), no coinciden los valores de inversión de AT/MT con respecto a la información fuente. Por ejemplo, para el caso de AT/MT en el formato F-309 se coloca el valor de 23 130 299,28 mientras que en el archivo fuente “RESUMEN LL.TT Y SS.EE.xls”, al cual están vinculados estos datos, se obtiene el valor de 22 472 432,48. Al respecto, se debe efectuar la revisión de todos los cálculos de manera que no contengan errores de tipo aritmético ni de vinculación.

Por otro lado, se requiere que el contenido del formato F-309 esté directamente vinculado con los formatos de valorización F-302, F-303, F-304 y F306.

Respuesta

Se superaron los errores, y se revisaron en el informe guardando consistencia de los valores, tanto en los formatos 300 como en los resúmenes presentados, también se realizan vinculaciones entre ellas, usando en algunos casos hojas de cálculo auxiliares, como se puede apreciar en los formatos.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

ELECTROCENTRO presentó lo solicitado.

Observación subsanada.

Observación 72.

Las columnas “Elementos” en los formatos F-305 y F-308 no se han completado correctamente

La información que debe consignarse en estos campos debe obedecer a lo indicado en el pie de página de dichos formatos “(3) Nuevos Elementos de subestaciones a los que se le imputa el costo del componente adicional”. Se debe recalcar que, de acuerdo a la NORMA TARIFAS, un Elemento es una celda, un transformador o un equipo de compensación reactiva. En ese sentido, se requiere que se corrija y en este campo se indique las celdas, transformadores y/o equipo reactivos a los que se les debe prorratear los costos incrementales de centro de control.

Respuesta

Se consideraron solo los elementos en el formato F-308 y se incluyeron los Códigos de la Empresa en el F-305 completándose estos con la información necesaria, tal como lo plantea la NORMA TARIFARIA.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Se presentó lo solicitado.

Observación subsanada.

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Observación 73.

Se han encontrado inconsistencias entre lo informado en los formatos de inversión y el informe de Plan de Inversiones En el formato F-308 se incluyen instalaciones que no son consideradas en el Plan de Inversiones, como por ejemplo:

En el sistema Yaupi – Oxapampa, se incluye a la línea en 60 kV “P. Bermúdez – Constitución”, la cual no aparece en el informe del Plan de Inversiones.

En el sistema Ayacucho, en la nueva SET Friaspata, se incluye en el formato F-308, 2 celdas de transformador en 60 kV (código de módulo considerado “CE-060SIR2C1ESBTR”), mientras que en el Plan de Inversiones (ver esquema unifilar) se considera solamente una celda de línea y una de transformador en 60 kV.

Se requiere que se revise y, de ser el caso, se modifique la valorización completa contenida en el formato F-308, debiendo tener especial cuidado en que los elementos considerados correspondan al Plan de Inversiones.

Respuesta

Se consideraron para esta parte, solo lo incluido en el plan de inversiones, como se pueden comprobar en los formatos de inversión. Tomando en cuenta que las instalaciones reubicadas en el horizonte, fueron valorizadas en su año de ingreso, solo se consideran costos indirectos en la reubicación. (resaltados con naranja)

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

ELECTROCENTRO presentó lo solicitado, no obstante se debe mencionar que la NORMA TARIFAS no contempla módulso estándares de reubicación por lo que no es correcto considerar estos costos.

Observación subsanada parcialmente.

Observación 74.

No se ha completado adecuadamente el formato F-308

En el formato F-308 se deben reportar únicamente los costos de los Elementos mas no así los costos indirectos. Se recuerda que de acuerdo a la NORMA TARIFAS, un Elemento es una celda un transformador, un tramo de línea o un compensador reactivo, mas no así una puesta a tierra o las obras civiles. Así se debe señalar que, para el caso de los elementos de subestación (celda, transformador y compensador reactivo), los costos de inversión que se deben consignar son los de las columnas X, Y, Z y AA del formato F-303. Se requiere que se corrija.

Respuesta

Se ha completado adecuadamente el formato F-308, dejando de considerarse los costos indirectos. Teniendo al F-303, como formato base para consignar de manera adecuada, la información requerida en este formato.

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Análisis y conclusión de OSINERGMIN

ELCTROCENTRO corrijió lo solicitado.

Observación subsanada.

Observación 75.

En el formato F-309 no se han incluido los costos de centro de control En el formato F-309 no se incluyen los costos incrementales de centro de control y telecomunicaciones. En este sentido, se requiere que se incorporen los costos incrementales asociados, debidamente sustentados.

Respuesta

Se incluye para este informe los costos incrementales de las alícuotas; del centro de control y telecomunicaciones.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Se presentó lo solicitado.

Observación subsanada.

Observación 76.

No se han presentado los criterios empleados para la valorización de los costos indirectos en las subestaciones En la valorización de las subestaciones, formato F-303, se observa que en algunos casos no se han considerado todos los costos indirectos, tales como en las SET Puntayacu y Ayacucho. Al respecto, se requiere que se describa en el ESTUDIO los criterios que se han tenido en cuenta para estos casos.

Respuesta

Se aplicaron porcentajes según el nivel de tensión, la inversión y la Región, que resultan de una evaluación de costos y gastos, según lo requieran los distintos costos indirectos, se obtiene un resumen.

SIUR60-------2.8%

SIRU60-30---2.5%

SIRU138------3.4%

SIRU220------5.8%

SERU60-------3.4%

SERU138-----5.8%,

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Se tomaron en cuenta el tipo de instalación, ubicación y acceso, guiados por información de la zona de instalación, lo cual produjo variaciones dentro de las valorizaciones.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

La Empresa presentó lo solicitado.

Observación subsanada.

Observación 77.

Los montos de moneda extranjera y nacional no están correctos Se observa que, en la valorización de elementos de subestaciones en el formato F-303, no se han consignado de manera correcta los valores de los montos de moneda nacional y extranjera. Por ejemplo, en la celda de 22,9 kV en la subestación Machu, el monto de moneda nacional está en la columna de moneda extranjera y viceversa. Se requiere que se revise y corrija.

Respuesta

Se efectuaron las correcciones en el formato F-303, asegurándonos el orden y la correspondencia de cada uno de estos.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Se corrigió lo solicitado.

Observación subsanada.

Costos de Operación y Mantenimiento

Observación 78.

Se deben actualizar las valorizaciones de COyM con base a las observaciones anteriores En base a las correcciones que corresponda efectuar como resultado de las observaciones anteriores, ELECTROCENTRO debe actualizar los montos del COyM de los elementos que intervienen en el SER, de acuerdo con los porcentajes estándares vigentes, establecidos mediante la Resolución OSINERGMIN N° 635-2007-OS/CD.

Respuesta

Se efectuaron las actualizaciones del COYM con los nuevos valores de las inversiones. Guiados por los porcentajes impuestos en la norma. Realizando la actualización del COYM solo con los elementos que intervinieron en el SER.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

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ELECTROCENTRO efectuó lo solicitado, no obstante, debido a que no se ha subsanado todas las observaciones a la determinación del SER, la valorización del COYM tampoco queda plenamente subsanada, ya que el monto de COYM varía conforme varía la conformación del SER.

Observación subsanada parcialmente.

Observación 79.

No se han aplicado correctamente los porcentajes para determinar el COyM En el formato F-401 se han calculado los costos de operación y mantenimiento aplicando a todas las instalaciones de AT un único valor de porcentaje de COyM, del mismo modo para las instalaciones de MAT/AT y de AT/MT. Esa aplicación no es correcta dado que en cada nivel de tensión existen instalaciones ubicadas en Sierra o en Selva para las cuales le corresponde aplicar un porcentaje distinto. Se requiere que se revise y corrija aplicando correctamente los porcentajes para determinar el COyM.

Respuesta

Se ha efectuado el cálculo del COYM en forma disgregada por los elementos considerados en las alternativas óptimas, no incluyendo en esta parte elementos de contingencia (transformadores de 7 y 8 MVA)

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

ELECTROCENTRO efectuó lo solicitado, no obstante, debido a que no se ha subsanado todas las observaciones a la determinación del SER, la valorización del COYM tampoco queda plenamente subsanada, ya que el monto de COYM varía conforme varía la conformación del SER.

Observación subsanada parcialmente.

Observación 80.

Se han encontrado errores en los archivos de cálculo del COyM El valor del COyM correspondiente al año 4 consignado en el formato F-401 está errado, debido a que se determina con base a un porcentaje de COyM igual 31,9%, en lugar de 3,19%. En este sentido, se debe corregir el valor del COyM, así como los resultados que dependen de este valor.

Respuesta

Se modifican las alternativas obteniendo ingresos en los 3 primeros años, tomando las valorizaciones del COYM del formato F-308, en el cual no se consideran la valorización de los transformadores de contingencia y completando el formato, como lo estipula la NORMA TARIFARIA.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Se corrigió lo solicitado.

Observación subsanada.

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Determinación de Factores de Pérdidas e Ingresos Tarifarios

Observación 81.

No existe coherencia entre los datos del formato de demanda retirada y los datos del formato de proyección de demanda Se observa que los valores de demanda retirada, consignados en el formato F-506, difieren notablemente de los valores de demanda proyectada, contenidos en el formato F-124. Por ejemplo, para el mes enero del año 1 (2008), la demanda retirada de AT en el formato F-506 es de 727,61 MW, mientras que en el formato F-124 el total de demanda para el año 2008 es de 131 MW. Se requiere que se revise y corrija.

Respuesta

Se corrigieron en los formatos.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Se ha verificado que ELECTROCENTRO no ha corregido lo señalado en la observación.

Observación no subsanada.

Observación 82.

No se han reportado los formatos F-504 a F-507 en forma completa No se han presentado los formatos F-504 a F-507 conforme a la NORMA TARIFAS, donde se solicita que la información se presente por Sistema Eléctrico además de agregada. Se requiere completar dichos formatos.

Respuesta

Se completaron los formatos conforme a lo que requiere la NORMA TARIFARIA..

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

ELECTROCENTRO presentó la información de los formatos F-504 a F-507; sin embargo, no ha desagregado la información por sistema eléctrico. Por lo tanto, la observación ha sido subsanada parcialmente.

Observación subsanada parcialmente.

Observación 83.

Respecto al formato F-504 Se observa que no se ha explicado de donde provienen los valores consignados en este formato, ni cuál fue el procedimiento efectuado. Se requiere que se presente los criterios y método empleados para la determinación de dicho valor.

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Respuesta

Se incorporaron los valores, de perdidas fijas y variables de potencia, calculadas en la simulación de los Flujos de potencia, para cada año del periodo de vigencia del peaje. Como se puede apreciar en el Archivo Reporte corregido Final.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Observación subsanada.

Observación 84.

Respecto al formato F-505 El valor anual no corresponde a la suma de los valores mensuales. Se requiere corregir.

Respuesta

Se corrige lo indicado, encontrando conformidad entre el Valor Anual y los valores mensuales.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

SE verificó que ELECTROCENTRO no ha corregido lo señalado en la observación.

Observación no subsanada.

Observación 85.

Los factores de carga empleados no son consistentes con los datos históricos Se observa que los valores de factores de carga empleados en la hoja auxiliar “Condición2 SEIN” dentro del archivo “05-Tarifas ELECTROCENTRO Final.xls”, no son consistentes con los factores de carga del año representativo reportados en el formato F-101; por ejemplo, para el Año 2009 para el sistema eléctrico Yaupi-Oxapampa se emplea un factor de carga de 0,0411. Al respecto, se requiere que se revise y corrijan los factores de carga empleados en la determinación de las pérdidas de energía.

Respuesta

Se ha corregido, tomando el factor de carga de cada sistema eléctrico.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Se verificó que ELECTROCENTRO no ha corregido lo señalado en la observación.

Observación no subsanada.

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Observación 86.

Las fórmulas para determinar los factores de pérdidas no es correcta Las fórmulas empleadas para determinar los factores de pérdidas medias contenidas en el formato F-510 no son correctas, dado que corresponden a las fórmulas para determinar los factores de pérdidas marginales.

Por otro lado, para determinar el valor promedio de los factores de pérdidas se debe ponderar cada uno de los factores por la energía y potencia anuales retiradas.

Se requiere que se corrija y se consigne las fórmulas correctas para determinar los factores de pérdidas medias.

Respuesta

Se ha corregido, empleando las formulas, proporcionadas en la NORMA TARIFARIA.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Observación no levantada, la empresa no evalúa según la formulación que indica la NORMA TARIFAS la cual establece que “el factor de pérdida media es el valor promedio de los 4 factores anuales ponderados con las respectivas potencias y energías anuales retiradas, según los criterios establecidos en los artículos 19º, 20º y 21º”. El error que comete es aplicar en el formato F-510 la formula = 1+promedio (%perd_año1 + %perd_año2+%perd_año3+%perd_año4).

Observación no subsanada.

Determinación del CMA, Peajes, Compensaciones y Fórmulas de Actualización

Observación 87.

El periodo anual considerado no corresponde a lo indicado en la NORMA TARIFAS En el cálculo de peajes se ha considerado periodos anuales de Enero a Diciembre, mientras que en el numeral 29.2 de la NORMA TARIFAS, se especifica el periodo anual para el cálculo de Peajes y se establece que el año 1 se inicia en el mes de mayo en que entra en vigencia la fijación tarifaria. Se requiere que se corrija.

Respuesta

Se efectuaron las correcciones, concordando ambos periodos, con la fecha de Inicio.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Observación no levantada, la empresa no evalua el CMA al 30 de abril de cada año, el CI no considera la actualización mensual de sus precios al 30 de abril de cada año considerando la tasa mensual.

Observación no subsanada.

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Observación 88.

No se debe considerar la demanda de Aucayacu en el cálculo de peaje del Área de Demanda 5 En los formatos de cálculo de peajes del Área de Demanda 5 se ha considerado erradamente la demanda de Aucayacu, la cual corresponde al Área de Demanda 4. Se requiere que se corrija.

Respuesta

En el cálculo de peaje de la Zona de Demanda 5 se ha retirado la demanda de Aucayacu.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Observación subsanada.

Observación 89.

Se deben actualizar los valores de CMA, Peajes y fórmulas de actualización con base a las observaciones anteriores En base a las correcciones que corresponda efectuar como resultado de las observaciones anteriores, se debe actualizar el cálculo del CMA, Peajes y fórmulas de actualización.

Respuesta

Se efectuaron las actualizaciones correspondientes, tomando como referencia las correcciones efectuadas en los formatos precedentes.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Por un lado el formato F-515 considera cálculo del CMA de las inversiones de instalaciones tipo SSTD, pero en dicho cálculo no deduce correctamente el equivalente del PPB (S/./kW-mes) a PPB (S/./kW-año), el error que comete es multiplicar por doce (12) para expresar el precio en S/./kW-año; por otro lado, debiso a que no se han subsanado todas las observaciones correspondientes a los capítulos anteriores, no resulta procedente el empleo de los valroes de CMA, Peajes y fórmulas de actualización propuestos por esta titular.

Observación subsanada parcialmente.

Observación 90.

No se presenta el sustento del formato F-501

En el formato F-501 se han consignado valores sin sustento alguno. Además, no se incorporan algunos sistemas que si lo hacen en la hoja “Energía Otros Sistemas” Se requiere que en el Informe se sustente los valores consignados en dicho formato y que se incluyan todos los sistemas correspondientes.

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Respuesta

Los valores consignados en el formato F-501 se extrajeron de los formatos D1 y compra, archivos que son adjuntados para su sustento. Lo concerniente a “Energías de Otros Sistemas” éstos son consignados dentro de las demandas de los Sistemas considerados.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Observación subsanada.

Observación 91.

No se ha incluido el CMA de las instalaciones tipo SSTD en el cálculo del peaje En el formato F-515 no se han incluido los costos del CMA correspondiente a las instalaciones existentes del tipo SSTD. Se requiere que se revise y se integre dicho CMA en el cálculo del peaje.

Respuesta

Se ha efectuado la inclusión de los costos del CMA de las instalaciones del tipo SSTD.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Si bien es cierto se incluye el CMA de las instalaciones tipo SSTD, debido a que no se han subsanado las demás observaciones a la proyección de la demanda, la determinación del SER y la determinación de la inversión y COyM, no es factible emplear los valores de peajes propuestos en el formato F-515.

Observación subsanada parcialmente.

Observación 92.

Los valores consignados en los formatos de demanda mensual de energía son inconsistentes con los valores de proyección de energía

El total de los valores mensuales de energía consignados en el formato F-503 no es igual la suma de los valores totales de energía consignados en los formatos F-510 y F-516, los cuales sí deberían ser iguales. Se requiere que se revise y corrija.

Respuesta

El detalle de la observación es contradictorio, dado que los formatos F-510 y F-516 no son base para el cálculo del Formato F-503. De acuerdo a la NORMA TARIFAS

“Energía Mensual: Valor numérico con dos decimales, se obtiene de la suma de los valores del Formato F-110 y del Formato F-116, multiplicada por los factores de estacionalidad del Formato F-502”.

Frente a esto la sumatoria anual y por sistemas de las demandas mensuales de F-503 es igual a la proyección de energía.

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Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Se ha verificado que el monto de energía consignado en el formato F-503 no coincide con la suma de energía de los formatos F-110 y F-116.

Observación no subsanada

Observación 93.

No se ha calculado el Ingreso Tarifario para las instalaciones MAT que correspondan No se ha calculado el Ingreso Tarifario para las instalaciones de MAT o MAT/MAT que están directamente conectadas entre dos barras para las cuales se fijan Precios en Barra dentro del Área de Demanda. Se requiere que se revise y se determine el correspondiente Ingreso Tarifario.

Respuesta

ELECTROCENTRO S.A. ha realizado su propuesta solo de sus instalaciones comprendidas en el Área de Demanda 5 sujetándose a lo establecido en el Artículo 139° del Reglamento de Transmisión de la Ley, que estipula que cada concesionario de transmisión deberá presentar su estudio de planificación de expansión eléctrica. En tal sentido y siendo que el SER de ELECTROCENTRO no dispone de instalaciones MAT o MAT/MAT que se conecta directamente entre barras para las cuales se fijan Precios en Barra, no es procedente el cálculo del Ingreso Tarifario.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

De acuerdo a la NORMA TARIFAS, se debe determinar un Peaje Unico para cada Área de Demanda; por lo que, debido a que existen líneas en MAT dentro del Área de Demanda 5 que están conectadas a dos barras al cual se le fija precios en barra ( por ejemplo la línea en MAT Carhuamayo– Oroya Nueva 138 kV) es necesario que se determinen los ingresos tarifarios de estas instalaciones.

Observación no subsanada.

Observación 94.

No se ha tenido en cuenta el efecto del dinero en el tiempo para el cálculo de los costos anuales En el formato F-514 los costos de Inversión no están expresados al inicio de cada año conforme se dispone en el Artículo 24.3 de la NORMA TARIFAS. Asimismo, el CMA no está expresado al 30 de abril conforme al numeral 24.2 de la misma norma.

Se requiere que se revise y corrija este formato, para lo cual se debe tener en cuenta que las inversiones se realizan en un determinado mes y día del año, por lo que se debe verificar que los costos anuales consignados en dicho formato sean equivalentes al flujo detallado que corresponda a la fecha prevista de entrada en operación.

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Así mismo, no se ha tenido presente que, en el cálculo del COyM, al aplicar a una nueva inversión los porcentajes fijados por OSINERGMIN, se obtiene el valor del COyM expresado a 12 meses posteriores a la entrada en operación de la nueva inversión. Se requiere la corrección en el cálculo del COyM teniendo presente este concepto.

Respuesta

El costo de las inversiones fue expresado al inicio de cada período, del mismo modo para el cálculo del CMA se ha considerado como inicio de período en el mes de mayo. Con estas modificaciones se ha actualizado el formato F-514.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Se ha verificado que ELECTROCENTRO no evalua el CMA al 30 de abril de cada año, en este formato CI no considera la actualización mensual de sus precios al 30 de abril de cada año, considerando la tasa mensual.

Observación no subsanada.

Observación 95.

Se requiere describir el criterio empleado para las instalaciones que entraron en operación entre agosto 2006 y marzo 2009 En el formato F-515 se han incluido inversiones del período Agosto 2006 – Marzo 2009. Se requiere que se describa cuál fue el mecanismo empleado para incorporar dichos montos.

Respuesta

Las instalaciones que entraron en operación comercial entre Julio del 2006 incluyendo las que entrarán en servicio hasta Marzo del 2009 también pertenecen al Sistema Complementario de Transmisión tal como se estipula en el Artículo N°20 inciso 2 de la LEY que transcribe a continuación:

“20.2 Las instalaciones del Sistema Garantizado de Transmisión y del Sistema Complementario de Transmisión son aquellas cuya puesta en operación comercial se produce en fecha posterior a la promulgación de la presente Ley, conforme se establece en los artículos siguientes.”

Por lo tanto, las mencionadas instalaciones antes indicadas también han seguido el mismo procedimiento de la Norma Tarifaria para los cálculos del peaje que se indica en el formato F-515.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Si bien es cierto que estas inversiones deben tenerse en cuenta, la NORMA TARIFAS no establece expresamente como se deben considerar estas inversiones en el cálculo de las tarifas. Por lo que resulta necesario que ELECTROCENTRO describa las premisas y cálculos efectuados para incluir tales inversiones, lo cual no ha sido efectuado por esta titular.

Observación no subsanada.

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Observación 96.

El cálculo del Peaje no se ha realizado con los valores de 5 años El cálculo de los Peajes, contenidos en el formato F-515, no se ha realizado tomando en cuenta los valores de costos y demandas para un horizonte de 5 años, conforme a lo establecido en el numeral 25.1 de la NORMA TARIFAS. Al respecto, se requiere que se corrija conforme a la mencionada norma.

Respuesta

Se han efectuado las correcciones indicadas.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Observación subsanada.

Observación 97.

El cálculo del CMA del SSTD no se encuentra debidamente sustentado El cálculo del CMA presentado en el archivo “COSTO MEDIO ANUAL SSTD ELECTROCENTRO.xls” no se encuentra debidamente sustentado:

Se ha considerado dos únicos Precios en Barra para todos los sistemas tipo SSTD, cuando ello no es correcto, sino que a cada sistema le corresponde un Precio en Barra distinto.

No se ha sustentado el factor de carga de 0,45 empleado para todos los sistemas. Lo correcto es emplear el factor de carga correspondiente a cada sistema.

Se requiere que se revise y corrija. Así mismo, se requiere que se desagregue el monto de CMA correspondiente a cada uno de los titulares de transmisión presentes en el Área de Demanda.

Respuesta

a) Considerando los 28 Sistemas Eléctricos de Distribución, se han efectuado los cálculos de los precios por cada sistema de acuerdo al Anexo A-6.

b) En lo referente a los factores de carga, se han adoptado los correspondientes al formato F-103.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Si bien es cierto que ELECTROCENTRO ha realizado el cálculo de CMA teniendo en cuenta los Precios en Bara y factores de carga correspondientes a cada sistema eléctrico, ha cometido otros errores, tales como incluir sistemas aislados a los cuales no les corresponde aplicar los peajes de SST, por lo que la observación no ha sido corregida.

Observación no subsanada.

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Observación 98.

No se ha presentado el porcentaje de participación de cada elemento del SSTD respecto del total del CMA No se ha presentado el porcentaje de participación de cada Elemento del SSTD (Celda, Transformador, Línea, Equipo de compensación reactiva), conforme a lo dispuesto en el numeral 24.1.6 de la NORMA TARIFAS. Al respecto, se requiere que se presente dicho porcentaje de participación para cada uno de los elementos del SSTD.

Respuesta

En el Anexo A-7 se ha valorizado las instalaciones del SST con sus respectivos porcentajes de participación.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

ELECTROCENTRO presentó el archivo “VALORIZACION DE INSTALACIONES REALES.xls”, que contiene la información del Anexo A-7 correspondiente a la valorización de las instalaciones del SST con sus porcentajes de participación. Por lo tanto, la observación ha sido levantada.

Observación subsanada, no obstante se debe aclarar que el CMA del SSTD se debe determinar con los valores de tarifas vigentes al 30 de marzo de 2009.

Observación 99.

Respecto a los formatos F-518 al F-522 Se observa que, para el cálculo de los factores de actualización y fórmula de actualización contenidos en los formatos F-518 a F-522, no se han considerado los valores del CMA del SSTD, ni tampoco se han completado los valores correspondientes al año “5”. Al respecto, se requiere efectuar las correcciones.

Asimismo, se observa que se ha considerado costos de operación y mantenimiento en las componentes Moneda Extranjera, Aluminio y Cobre, cuando de acuerdo con el Artículo 45º de la NORMA TARIFAS, sólo debería considerarse la componente Moneda Nacional. Se requiere que se corrija.

Respuesta

Se han efectuado las correcciones indicadas.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Observación levantada parcialmente, la vinculación de los archivos no es correcto, se muestran valores ¡#VALOR!.

Observación subsanada parcialmente.

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TITULAR 2: ELECTROANDES

Observaciones Generales

Observación 1.

La propuesta presentada no abarca todas las cargas e instalaciones comprendidas en el Área de Demanda correspondiente, sólo se limita a los alcances de las instalaciones de ELECTROANDES.

Respuesta

En la propuesta de ELECTROANDES no se incluyó el total de las cargas e instalaciones del Área de Demanda 5 debido a que según el numeral 5.1 de la Norma Tarifas, los titulares de los sistemas tipo SST y SCT asignados a la demanda incluidos los sistemas de pago compartido con la generación, que sirvan en una misma Área de Demanda, podrán presentar de manera individual o en conjunto, el ESTUDIO que sustente la propuesta de tarifas y compensaciones de los sistemas secundarios y complementarios de transmisión de dicha Área de Demanda. En este sentido, ELECTROANDES decidió presentar su estudio de manera individual, por lo que lo solicitado por OSINERGMIN sería ineficiente, incrementando innecesariamente los costos del proceso de regulación. Sin perjuicio de lo expresado, adjunto al presente documento alcanzamos la solicitud de información enviada a las empresas ELECTROCENTRO S.A. Electro Sur Medio S.A.A. y Consorcio Energético Huancavelica S.A., así como las respuestas de las dos primeras empresas.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Se ha verificado que ELECTROANDES ha presentado la información de demanda correspondiente a las empresa ELECTROCENTRO, no obstante no ha tomado en cuenta la planificación de manera coordinada con esta empresa, por ejemplo para la determinación del SER en el Sistema Ayacucho no se ha tomado en cuenta las alternativas evaluadas por ELECTROCENTRO.

Así mismo, se debe aclarar que de acuerdo con lo indicado en la NORMA TARIFAS titulares d etransmisiópn tienen la facutlad de presentar su Estudio en forma conjunta o en forma individual, pero se debe tener en cuenta que la demanda a considerar es la de toda el área demanda, ási mismo la planificación debe tener en cuenta el desarrollo de los demás titulares dentro del Área de Demanda. En ese sentido, los estudios de propuesta tarifaria que presenten los ittulares debe contener la información de toda el Área de Demanda y no únicamente de la sección que consideren. Adicionalmente ha presentado información de las empresas ELECTROCENTRO y ELECTROSURMEDIO.

Observación subsanada parcialmente.

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Demanda

Observación 2.

La proyección de la demanda presentada no incluye todas las cargas comprendidas en el Área de Demanda 5, sólo se limita a la demanda atendida por las instalaciones de ELECTROANDES. Al respecto, se requiere que se efectúe la proyección para el total del Área de Demanda (incluyendo Usuarios Menores y Mayores), conforme lo establecido en el numeral 7.2.5 de la NORMA TARIFAS.

Respuesta

En esta observación OSINERGMIN indica que la proyección debe realizarse para el total del Área de Demanda (incluyendo Usuarios Menores y Mayores), conforme lo establecido en el numeral 7.2.5 de la Norma Tarifas.

Al respecto, debemos precisar que de acuerdo con el numeral 7.2.4 de la Norma Tarifas ELECTROANDES a empleado la información de demanda de las empresas suministradoras cuyos usuarios se alimentan de las instalaciones de transmisión de las que es titular ELECTROANDES, además según el numeral 5.1 de la Norma Tarifas, los titulares de los sistemas tipo SST y SCT asignados a la demanda incluidos los sistemas de pago compartido con la generación, que sirvan en una misma Área de Demanda podrán presentar de manera individual o en conjunto, el ESTUDIO que sustente la propuesta de tarifas y compensaciones de los sistemas secundarios y complementarios de transmisión de dicha Área de Demanda. Considerando la normatividad aplicable, entonces, ELECTROANDES no está obligada a presentar información de demanda de sistemas de transmisión de las que no es titular. Lo solicitado por OSINERGMIN sería ineficiente incrementando innecesariamente los costos del proceso de regulación. Sin perjuicio de lo expresado, adjunto al presente documento alcanzamos la solicitud de información enviada a las empresas ELECTROCENTRO S.A. Electro Sur Medio S.A.A. y Consorcio Energético Huancavelica S.A., así como las respuestas de las dos primeras empresas.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Se ha presentado la información de demanda de la empresa ELECTROCENTRO.

Conforme se señala en el análisis de la respuesta a la observación anterior, debe aclararse que si bien es cierto que los titulares tienen la facultad de presentar sus estudio enforma conjunta o individula, el estudio presentado debe contener toda la información del Área de Demanda., de lo contrario no sería factible elaborar un estudio de planeamiento integral cuyos resultados resuelvan la problemática de expansión de la transmisión de manera eficiente.

Se debe tener en cuenta que de acuerdo a la NORMA TARIFAS, la proyección de la demanda se debe efectuar por Área de Demanda y no de manera independiente por cada sección que cada titular considere y luego agregarse.

Observación subsanada parcialmente.

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Determinación del SER

Observación 3.

No se ha presentado el Plan de Inversiones para el periodo 2009-2013. Asimismo, para la definición del SER, no se han considerado todas las instalaciones del Área de Demanda establecida por OSINERGMIN.

Respuesta

En la propuesta de ELECTROANDES sí se presenta un Plan de Inversiones para el período 2009 – 2013; el sustento del Plan de Inversiones se muestra en el numeral 3.2.2 del Resumen Ejecutivo de la “PROPUESTA DE PEAJES Y COMPENSACIONES PARA LOS SISTEMAS SECUNDARIOS DE TRANSMISIÓN Y SISTEMAS COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN DE ELECTROANDES S.A.”; transcribimos a continuación un cuadro resumen presentado en el numeral 5.2 del documento en mención:

AÑO MES LUGAR EQUIPAMIENTO CARACTERÍSTICAS2007 1 SAN MATEO BANCO CONDENSADORES 3.6 MVAR, 50 KV

10 CARHUAMAYO AUTRANFORMADOR DE POTENCIA 30 MVA, 138/50 KV

10 CARHUAMAYO LÍNEA DE TRANSMISIÓN 315 mm2, ACSR, 138 KV2010

INGRESO DESCRIPCIÓN

Respecto a la no consideración de todas las instalaciones del Área de Demanda debemos indicar que según el numeral 5.1 de la Norma Tarifas, los titulares de los sistemas tipo SST y SCT asignados a la demanda incluidos los sistemas de pago compartido con la generación, que sirvan en una misma Área de Demanda podrán presentar de manera individual o en conjunto, el ESTUDIO que sustente la propuesta de tarifas y compensaciones de los sistemas secundarios y complementarios de transmisión de dicha Área de Demanda. Por lo expuesto, ELECTROANDES está en posibilidad de elegir la opción de elaborar el ESTUDIO de manera conjunta o individual, habiendo ocurrido esto último. Lo solicitado por OSINERGMIN sería ineficiente incrementando innecesariamente los costos del proceso de regulación. Sin perjuicio de lo expresado, adjunto al presente documento alcanzamos la solicitud de información enviada a las empresas ELECTROCENTRO S.A. Electro Sur Medio S.A.A. y Consorcio Energético Huancavelica S.A., así como las respuestas de las dos primeras empresas.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Las instalaciones que figuran en el año 2010 no son instalaciones del SCT debido a que son instalaciones que entraron en operación comercial antes del 23 de Julio de 2006, y como tal corresponden al SST conforme a los establecido en lamisma Ley 28832; por lo se mantiene la observación entanto la empresa no ha presentado un plan de inversiones en el periodo 2009 – 2013. Por otro lado, la NORMA TARIFAS, en su artículo 5.1, menciona que los titulares de los SST y SCT asignados a la demanda que sirvan en una misma Área de Demanda podrán presentar de manera individual o en conjunto el estudio que sustente la propuesta de tarifas y compensaciones de los sistemas secundarios y complementarios de transmisión de dicha Área de Demanda. Si ELECTROANDES tomó la decisión de presentar en forma individual su estudio, este debe sstentar la propuesta de tarifas y compensaciones de los SST y SCT para toda el Área de Demanda 5, tal como indica la NORMA TARIFAS. Observación no subsanada.

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Observación 4.

Se ha presentado como parte del Plan de Inversiones a instalaciones existentes antes del 24 de julio de 2006, fecha de la entrada en vigencia de la Ley N° 28832, sin que se haya sustentado la procedencia de dicha incorporación.

Respuesta

El sustento del Plan de Inversiones propuesto se presenta en el numeral 3.2.2 del Resumen Ejecutivo de la “PROPUESTA DE PEAJES Y COMPENSACIONES PARA LOS SISTEMAS SECUNDARIOS DE TRANSMISIÓN Y SISTEMAS COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN DE ELECTROANDES S.A.”. A mayor abundamiento, solicitamos tener en cuenta lo siguiente: De acuerdo con el artículo 20° de la Ley N° 28832 , las instalaciones del Sistema Complementario de Transmisión son aquellas cuya puesta en operación comercial se produzca en fecha posterior a la promulgación de dicha Ley. En el presente caso, si bien las Líneas de transmisión de 138 kV Caripa – Carhuamayo y el transformador ubicado en la SET Carhuamayo, son pre-existentes al 24 de julio de 2006 (fecha de entrada en vigencia de la Ley), dichas instalaciones entrarán en operación comercial recién en octubre del año 2010, coincidentemente con la entrada en operación comercial del transformador de 100 MVA 220/138 kV ubicado en la SET Carhuamayo Nueva, evento que determinará la modificación de la topología y los flujos en el Sistema de Transmisión de ELECTROANDES.

Actualmente, si bien es cierto que las líneas de transmisión mencionadas están en operación, éstas no se encuentran en operación comercial; esto es, ELECTROANDES no recibe compensación alguna por el uso de dichas líneas ni está legitimada a cobrar por dicho concepto, ya que la regulación de compensaciones hasta ahora existente, ha excluido dichas instalaciones bajo los criterios de eficiencia establecidos en los artículos 8° y 42° de la Ley de Concesiones Eléctricas.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Las líneas 138 kV Caripa – Carhuamayo y las Subnestación Carhuiamamyo 138/50 kV, forman parte del sistema de transmsión de Electroandes que atiende a la demanda y que se han venido remunerando mediante un peaje fiajdo par ael SST de ELECTROADES, el hecho que en el sistema Económicamente Adaptado (en adelante “SEA”) empleado para detemrinar la remuneración de estas instalaciones no figuren instalaciones con el mismo nombre de las que en la realidad existen no quiere decir que se desconoce la existencia de las líneas reales, dado que el SEA es únicamente un sistema ideal que se emplea para determinar el monto eficiente a remunerar. En ese sentido, no corresponde incluir estas instalaciones como parte del Sistema Complmentario de Transmisión.

Observación no subsanada

Observación 5.

No se han evaluado las suficientes alternativas que permitan concluir que las configuraciones presentadas corresponden efectivamente a la alternativa de mínimo costo.

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Respuesta

En la propuesta de ELECTROANDES, para el dimensionamiento de algunos elementos, se ha evaluado una sola alternativa, debido a la evidencia de la alternativa de mínimo costo.

Con la finalidad de absolver la presente observación se está adicionando el análisis de diversas alternativas, lo cual se presenta en el Anexo B-I.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

La NORMA TARIFAS en su numeral 12.3 menciona que el SER debe determinarse a partir de la evaluación de distintas alternativas y debe corresponder a la alternativa que constituya la solución de mínimo costo total para todo el horizonte de estudio.

Por otro lado, la información presentada en el Anexo B-I, no consideró los costos de pérdidas para elegir la alternativa óptima. Por lo tanto, ELECTRO ANDES no cumplió con lo señalado en la NORMA TARIFAS. En consecuencia, la observación no ha sido levantada.

Observación no subsanada.

Determinación del Costo de Inversión, Operación y Mantenimiento

Observación 6.

En la valorización de las instalaciones se observan errores de cálculo.

Respuesta

Al respecto, se han revisado las hojas de cálculo procediendo con los cambios que corresponden, los detalles se explican en los numerales 32, 33 y 34 de las observaciones específicas. En la propuesta final de ELECTROANDES se presenta las nuevas hojas de cálculo.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Se ha verificado las correcciones en el cálculo según lo indicado por la titular.

Observación subsanada. No obstante debido a que no se ha levantado las obnservaciones de determinación del SER, la valorización de inversión y COyM está sujeta a la corrección de la determinación del SER.

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Determinación de Factores de Pérdidas CMA, Peajes y Fórmulas de Actualización

Observación 7.

Se observan diversos errores de cálculo en la determinación de los factores de pérdidas medias, Costo Medio Anual (en adelante “CMA”) peajes y fórmulas de actualización.

Respuesta

Al respecto, se han revisado las hojas de cálculo procediendo con los cambios que corresponden, los detalles se explican en los numerales 42 al 46 de las observaciones específicas. En la propuesta final de ELECTROANDES se presenta las nuevas hojas de cálculo.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Se ha verificado que ELECTROANDES utilizó fórmulas incorrectas para la determinación de los factores de pérdidas.

Observación no subsanada.

Observación 8.

No se ha determinado el Peaje por el total del Área de Demanda.

Respuesta

Respecto a la no determinación del Peaje por el total del Área de Demanda debemos indicar que según el numeral 5.1 de la Norma Tarifas, los titulares de los sistemas tipo SST y SCT asignados a la demanda incluidos los sistemas de pago compartido con la generación, que sirvan en una misma Área de Demanda podrán presentar de manera individual o en conjunto, el ESTUDIO que sustente la propuesta de tarifas y compensaciones de los sistemas secundarios y complementarios de transmisión de dicha Área de Demanda. Por lo expuesto, ELECTROANDES no consideró necesario determinar el Peaje por el total del Área de Demanda ya que decidió presentar su estudio de manera individual; lo solicitado por OSINERGMIN sería ineficiente incrementando innecesariamente los costos del proceso de regulación.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Conforme lo manifestado por la propia empersa el estudio ya sea individual o en forma conjunta debe abarcar las tarifas y compensaciones del Área de Demanda, y no de un único titular. Respecto a lo manifestado por ELCTROANDES que resultaría ineficiente lopresentar en forma conjunta, se debe aclarar que ello no es cierto y por el contratrio la NORMA TARIFAS, incentiva la eficiencia ya que da la oportunidad a que los agentes colaborern entre si para determinar un único estudio de planeamiento en lugar que cada uno elabora por separado sus estudios de planeamiento; en su lugar la decisión de ELECTROANDES de realizar de manera individual sus estudio resulta ineficiente e ineficaz dado que no enfoca de global integral la problemática de expansión del atransmisión de toda el Áera de Demanda.

Observación no subsanada.

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Observación 9.

No se ha presentado la suficiente información técnica del sistema existente y de las alternativas que permita su revisión y verificación. Al respecto, se requiere que ELECTROANDES presente la siguiente información en archivos con formato compatibles con Autocad:

• Esquemas unifilares al 23 de Julio de 2006.

• Planos de ruta para las líneas de transmisión existente al 23 de Julio de 2006.

• Planos de ubicación de las nuevas subestaciones (posteriores al 23 de Julio de 2006)

• Planos de ruta para las nuevas líneas de transmisión (posteriores al 23 de Julio de 2006).

• Mapas que muestren los radios de atención de las subestaciones existentes y proyectadas.

Respuesta

De acuerdo a lo solicitado, estamos alcanzando adjunto esquemas unifilares al 23 de julio de 2006 y planos de ruta para líneas de transmisión existentes al 23 de julio de 2006. Respecto a la información solicitada para nuevas líneas de transmisión y mapas de radios de atención de subestaciones, ésta no aplica para el caso de ELECTROANDES. En el Anexo B-II se presentan los planos solicitados.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

ELECTROANDES no entregó los planos de ruta de LLTT y ubicación de nuevas SETs, incluido con el radio de acción.

Observación subsanada parcialmente.

Observaciones Específicas

Asignación de Responsabilidad de Pago

Observación 10.

Se observa el criterio para asignación de responsabilidad de pago de las instalaciones existentes hasta el 23 de julio de 2006

Se observa el criterio asumido por ELECTROANDES para la asignación de responsabilidad de pago de las instalaciones existentes hasta el 23 de julio de 2006, en el sentido que dicha asignación depende de si estas instalaciones estaban asignadas o no a la demanda, el cual no es del todo consistente con lo dispuesto en la Ley Nº 28832, ello debido a que en su Sexta Disposición Transitoria se establece que estas instalaciones se paguen en la misma proporción en se venían pagando al 23 de julio de 2006. Al respecto, se requiere que se revise este criterio y se corrija la asignación de responsabilidad de pago de las instalaciones del SCT.

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Respuesta

De acuerdo con el artículo 20.3 de la Ley N° 28832, el Sistema Secundario de Transmisión (SST) es el conjunto de instalaciones “calificadas como tales al amparo de la LCE y cuya puesta en operación comercial se ha producido antes de la promulgación de la presente Ley”. Es decir, se trata de instalaciones que deben cumplir con dos condiciones: Que hayan sido calificadas como SST y, además, que hayan estado no sólo en operación, sino en operación COMERCIAL antes de la promulgación de la Ley. Como sabemos, en el marco de la legislación regulatoria, se siguen estrictos criterios de eficiencia por mandato de los artículos 8° y 42° de la Ley de Concesiones Eléctricas2. Dichos criterios de eficiencia determinaban que habiendo instalaciones existentes en un SST, algunas de ellas no eran remuneradas por no corresponder a un Sistema Económicamente Adaptado (SEA); es decir, el titular de las mismas no estaba legitimado a cobrar la contraprestación por el uso porque para el SEA eran instalaciones comercialmente irrelevantes. La propuesta de ELECTROANDES considera que las Líneas de transmisión de 138 kV Caripa – Carhuamayo y el transformador ubicado en la SET Carhuamayo, no obstante ser instalaciones pre-existentes al 24 de julio de 2006 (fecha de entrada en vigencia de la Ley), dichas instalaciones entrarán en operación comercial recién en octubre del año 2010, coincidentemente con la entrada en operación comercial del transformador de 100 MVA 220/138 kV ubicado en la SET Carhuamayo Nueva, evento que determinará la modificación de la topología y los flujos en el Sistema de Transmisión de ELECTROANDES.

De conformidad con la ARMONIZACIÓN DEL MARCO LEGAL DE LA TRANSMISIÓN, establecido en la Sexta Disposición Complementaria Final de la Ley N° 28832 , la calificación como SST no es aplicable a instalaciones cuya puesta en operación comercial se produzca en fecha posterior a la promulgación de la Ley. Por lo tanto, este tipo de instalaciones que entren en operación comercial después de la promulgación de la Ley, deben ser consideradas como parte del Sistema Complementario de Transmisión (SCT). En ese sentido, la asignación de responsabilidad de pago propuesta por ELECTROANDES para las instalaciones del SCT es correcta.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Conoforme se manifestó anteriormente el hecho que en el SEA no figure una instalación no signifique que esta isntalción deje de operar o deje se ser remunerada. El SEA únicamente se emplea únicamente para detemrinar el monto que corresponde remunerar un sistema real lo que no significa que dicha las instalaciones dejen de operar “comercialmente” como trata de sustentar ELECTROANDES. En ese sentido no es correcto lo manifestado por esta empresa.

Observación no subsanada.

Proyección de la Demanda

Observación 11.

Se observa valores muy bajos de factor de carga Se observa valores de factores de carga muy bajos tales como en la SET Curipata de 0,137. Se requiere que se revisen estos valores y, de ser el caso, se corrijan.

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Respuesta

Los valores informados en el formato F-101 son correctos, el cuadro siguiente muestra las instalaciones con factores de carga bajos y el sustento para cada caso.

SET F. C. SUSTENTO

Curipata 50kV 0.137

Transferencias de carga entre Curipata y la SET Alto Marcavalle, ambos de propiedad de Electrocentro S.A., que origina un pico de 670kW, siendo la demanda habitual 90kW a lo largo del año.

Pachacayo 69kV 0.309 La SET se encuentra fuera de servicio desde el 08 de diciembre, por lo que el F. C. es bajo en la evaluación del año representativo (2007)

Carhuamayo 50kV 0.225

En el período comprendido entre el 21/01/07 y el 18/04/07 la carga de Oxapampa 13,8 kV fue suministrada desde Carhuamayo 50 kV, lo que provocó distorsiones en la evaluación del F. C. anual.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Si bien es cierto que las lecturas puedan ser las correctas, no es procedente que se tomen dichas lecturas para efetos del cálculo, en su lugar se debe tomar en cuenta las lecturas anteriores que representen el comportamiento de la demanda.

Observación subsanada parcialmente.

Observación 12.

Se observa que la suma de los valores de FPMWHS en el formato F-103 no es igual a 1 Se requiere que se corrijan los valores del factor FPMWHS de modo que la suma de ellos sea igual a 1.

Respuesta

La definición de FPMWHS se indica como “Factor de participación en energía respecto a la demanda de energía total del Área de Demanda, determinado como el cociente entre el valor de la energía del año típico de cada fila entre la Energía del año típico total del Área de Demanda.”

Aún cuando se indica que la suma debe ser 1.00, el formato sólo contiene la información de los usuarios menores y dado que la “energía total del Área de Demanda” contiene también información de los usuarios mayores, la suma de FPMWHS no podrá ser 1.00.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Debido a que el formato F-103 incluye la información de la totalidad de usuarios, la consideración “la suma de los valores del factor FPMWHS es igual a 1”, sigue siendo coherente. Sin embargo, ELECTRO ANDES presentó su formato F-103 cuya suma de

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factores FPMWHS es menor a uno no tomando en consideración la observación de OSINERGMIN.

Observación no subsanada.

Observación 13.

La proyección de la demanda de los Usuarios Menores debe actualizarse con base al análisis de las observaciones a las propuestas de otras empresas

La proyección de demanda de los Usuarios Menores debe actualizarse en coordinación con la empresa ELECTROCENTRO S.A., en base a los resultados del análisis de las observaciones formuladas por OSINERGMIN a las propuestas de peajes y compensaciones de dicha empresa y de ELECTROANDES.

Respuesta

Se ha considerado la data enviada por ELECTROCENTRO mediante carta GR-1105-2008 del 25 de setiembre de 2008, con las siguientes precisiones:

En los formatos F-111, F-112 y F-114, ELECTROCENTRO no ha enviado proyecciones independientes de la demanda para los siguientes puntos:

- Pequeños usuarios Morococha 2,4 kV

- Casapalca Norte 4,16 kV

- Casapalca 2,4 kV

- Bellavista 2,4 kV

- Pequeños Usuarios Marh Túnel 2,4kV

- Pequeños Usuarios San Cristóbal 2,4 kV

- Pequeños Usuarios Oroya 2,4kV

- Mayupampa 2,4 kV

- Pequeños Usuarios Andaychagua 2,4 kV

- Cobriza II 10 kV y

- Huayllay 22,9kV

Estas demandas, de acuerdo a lo indicado por ELECTROCENTRO, se encuentran incluidas en SET contiguas. Dichos formatos (F-111, F-112 y F-114) incluyen también en forma referencial en su parte inferior, la información de los demás sistemas eléctricos informados por ELECTROCENTRO, a excepción de:

- Los sistemas eléctricos 1 y 2 (Yaupi - Oxapampa y Tarma-Chanchamayo) ya que se encuentran dentro de la proyección del sistema eléctrico 1 de Electroandes. Similar situación sucede con el sistema eléctrico 7 (Pachacayo) y el sistema eléctrico 8 (Chumpe).

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- El sistema eléctrico 11 (Pampas) se encuentra incluido en la demanda de Cobriza I, perteneciente al sistema eléctrico 1 de Electroandes.

- El sistema eléctrico 12 (Ayacucho) se encuentra incluido en la demanda de Cobriza II, perteneciente al sistema eléctrico 1 de Electroandes.

- Los sistemas eléctricos 13 (Smelter), 14 (Shelby), 15 (Pasco), 16 (Junín), 17 (Carhuamayo), 18 (Andaychagua), 19 (Chaprin-Milpo), 20 (Goyllarisquizga), 21 (San Juan), 22 (Marcavalle), 23 (Curipata) y 24 (Pachachaca) se encuentran incluidos dentro del sistema eléctrico 1 de Electroandes.

En los formatos F-115 al F-120 de usuarios mayores se incluye la carga de SIMSA en Condorcocha 44kV, con las proyecciones de potencia y energía enviadas por ELECTROCENTRO en la referida carta.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Al pertenecer a SET contiguas, ya no es necesaria mayor desagregación a excepción de los PSE Yaupi, Pampas y Ayacucho, tal como lo señala la empresa.

Observación subsanada parcialmente.

Observación 14.

Se ha considerado dentro de la proyección de Usuarios Mayores, a Usuarios Menores En la proyección de la demanda de Usuarios Mayores se ha considerado a Usuarios Menores, tal como se puede apreciar en el formato F-115. Se requiere que la proyección de estos últimos se realice de manera conjunta con los demás Usuarios Menores, conforme a lo establecido en el numeral 9.1.3.a de la NORMA TARIFAS.

Respuesta

Los usuarios Minera Perú Copper (SET Morococha Compresora) y Explotadora de Vinchos Ltda. (SET Antagasha), se están considerando dentro de los usuarios menores, por lo tanto se han retirado de los cuadros de proyección de usuarios mayores.

Los puntos de retiro de los usuarios Minera Quenuales S.A., Volcan Compañía Minera S.A.A., Compañía Minera Argentum S.A., Sociedad Minera Corona y Doe Run Perú S.R.L. deben evaluarse en conjunto por tratarse, para cada caso, de un único usuario lo que hace que sus demandas agrupadas sean superiores a 2,5MW, lo que los califica como usuarios mayores.

Bajo este nuevo escenario, las proyecciones de demanda de Vinchos y Minera Perú Copper se hicieron con los factores de crecimiento resultantes de la proyección efectuada por ELECTROCENTRO., tomándose como modelos Chumpe para el caso de Concentradora Morococha y Goyllarisquizga para el caso de Vinchos Antagasha, por su proximidad geográfica.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Se ha verificado la inclusión de la totalidad de usuarios mayores en el formato F-115.

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Observación subsanada.

Observación 15.

No se ha presentado el sustento de crecimiento de demanda de DOE RUN

En el caso de este Usuario Mayor, sólo se ha presentado la carta de respuesta de DOE RUN, mas no se han presentado los formatos de proyección de demanda debidamente completados reportados por esta misma empresa. Al respecto, se requiere que se adjunten dichos formatos.

Respuesta

La propuesta inicial de Electroandes contiene copia de la carta con que fueran remitidas las proyecciones de potencia y energía de Doe Run Perú (folio 0106), sin embargo se omitió el envío de los cuadros adjuntos a dichas cartas. Se regulariza el envío de las mismas en el Anexo A-1 del presente informe.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Se ha verificado dicha información adjunta al informe principal.

Observación subsanada.

Determinación del SER

Observación 16.

No se presenta el sustento de las bajas en el horizonte de planeamiento

En el ESTUDIO no se ha incluido el sustento para determinar las bajas del sistema de transmisión que se efectuarán en el horizonte del estudio (Malpaso – Carhuamayo y Malpaso – Junín). Por consiguiente, se requiere que se presente dicho sustento.

Respuesta

Es importante indicar que de acuerdo al “Procedimiento de Altas y Bajas de Sistemas de Transmisión” las bajas se refieren a instalaciones retiradas definitivamente de operación, que forman parte del SST o SCT y que eran remuneradas total o parcialmente por la demanda.

Al respecto, precisamos que los elementos que serán retirados de operación, de acuerdo a la propuesta de ELECTROANDES, no son remunerados total ni parcialmente por la demanda, por lo que no aplica el procedimiento correspondiente.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Conforme al Artículo 2 del “Procedimiento de Altas y Bajas” aprobado mediante Resolución OSINERGMIN Nº 024-2008-OS/CD, están comprendidos detro del alcance de dicho procedimietno “todas” las instalaciones de transmisión SST y SCT; por lo tanto, no es correcto lo manifestado por ELECTROANDES y por el contrario, debe presentar la informa de todas sus líneas del SST o SCT.

Observación no subsanada.

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Observación 17.

En el estudio de planeamiento no se han incluido los sistemas de los titulares adyacentes

Se requiere que en el estudio de planeamiento se analicen los sistemas en forma integral, considerando las instalaciones de los titulares adyacentes como, por ejemplo, el Sistema Cobriza I – Ayacucho, de modo que la alternativa de expansión de dichos sistemas corresponda efectivamente a la de mínimo costo.

Respuesta

Al respecto precisamos que se está incluyendo en el Análisis de Alternativas del Anexo B-I los sistemas de los titulares adyacentes.

En el sistema de transmisión de ELECTRO ANDES el único titular adyacente es ELECTROCENTRO, en la SET Cobriza II y en la SET Caripa, para lo cual se ha solicitado a dicho titular información de sus instalaciones para incluirlos en el estudio de planeamiento.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

La evaluación de alternativas presentado en el Anexo B-I, no cumple con lo descrito en la NORMA TARIFAS en razón de que ELECTRO ANDES no consideró el costo de las pérdidas de potencia y energía. Asimismo, no ELECTRO ANDES no presentó la procedencia de los cálculos correspondientes. Por lo tanto, la observación no ha sido absuelta.

Observación no subsanada.

Observación 18.

No se presenta el sustento del dimensionamiento óptimo de los Elementos

No se sustenta el dimensionamiento óptimo de los diferentes Elementos de transmisión que conforman el SER. Se requiere incluir en el ESTUDIO y adjuntar los archivos de cálculo correspondientes, que sustenten el dimensionamiento de cada elemento de transmisión considerado. Respuesta

Al respecto, es importante precisar que en la propuesta de ELECTROANDES se ha sustentado adecuadamente el dimensionamiento óptimo de los elementos del sistema de transmisión, pero con la finalidad de absolver la presente observación en el Anexo B-I se está incluyendo una explicación mas detallada de la metodología y cálculos realizados.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Los criterios mencionados por ELECTRO ANDES para el dimensionamiento óptimo de los elementos, no están acompañados por hojas de cálculo donde se pueda verificar y/o revisar lo afirmado; así mismo en la evaluación de mínimo costo no se ha considerado el costo de las pérdidas.

Observación subsanada parcialmente.

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Observación 19.

No se ha sustentado la inclusión del Condensador 9,6 MVAR como parte del SCT asignado a la demanda

Respecto al banco de condensadores de 9,6 MVAR considerado en la subestación San Mateo, se observa que no se ha sustentado la procedencia para considerarlo como parte del SCT asignado a toda el Área de Demanda, toda vez que su operación, según lo indica la misma ELECTROANDES, se realizó a requerimiento de partes interesadas (clientes libres de la zona), es decir que dicha instalación califica como un SCT desarrollado por convenio de partes, previsto en la Ley N° 28832.

Por otro lado, en los informes del COES presentados en el Capítulo VIIII no se menciona la entrada en operación definitiva de dicha instalación, sino únicamente la entrada en operación provisional.

Así mismo, no se ha presentado la correspondiente Acta de Puesta en Servicio, debidamente suscrita por OSINERGMIN.

Por lo tanto, se requiere que se revise y, de ser el caso, se retire dicho banco de condensadores de la configuración del SCT, y que se presente el Acta de Puesta en Servicio.

Respuesta

El sustento para incluir el condensador de 9,6 MVAr como parte del SCT asignado a la demanda se presenta en los numerales 3.2.1 y 4.0 del Resumen Ejecutivo de la “PROPUESTA DE PEAJES Y COMPENSACIONES PARA LOS SISTEMAS SECUNDARIOS DE TRANSMISIÓN Y SISTEMAS COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN DE ELECTROANDES S.A.”. En los numerales descritos se precisa que con fecha 16 de setiembre de 2007 ELECTROANDES conectó en la subestación de transmisión (en adelante “SET”) San Mateo de 50 kV un banco de condensadores de 9,6 MVAr, a solicitud de las cargas mineras de la zona de influencia quienes solicitaron a ELECTROANDES la instalación temporal del equipo en mención, el cual operaría sólo hasta que la CH Huanchor concluyera con la reparación de su túnel de aducción, fecha que se estimaba no excedería del 30 de noviembre de 2007; debe indicarse que para esta instalación temporal se acordó con los usuarios mineros de la zona de influencia una compensación bajo la modalidad de alquiler debido a que el mantenimiento del túnel de aducción de la CH Huanchor ocasionaría restricciones en el suministro de energía a las cargas indicadas.

Con fecha 21 de diciembre de 2007, el banco de condensadores de 9,6 MVAr quedó a disposición del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (en adelante “SEIN”) al ponerse en servicio la CH Huanchor, fecha en la cual también concluyó el acuerdo de alquiler entre ELECTROANDES y los usuarios mineros de la zona de influencia.

Como se puede observar, la instalación inicial del banco de condensadores fue provisional y es en ese período que no se solicita compensación alguna debido a que fue un acuerdo de partes. Para el período del 21 de diciembre de 2007 en adelante se solicita que sea asignado a la demanda debido a que no se percibe remuneración alguna por este equipo, el cual se encuentra a disposición del sistema. Adjuntamos Acta de Puesta en Servicio suscrita por OSINERGMIN donde se indica que la fecha de puesta en servicio, entiéndase puesta en operación comercial, fue el 21 de diciembre de 2007.

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Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Lo argumentado por ELECTRO ANDES no es sustento suficiente, toda vez que la operación del banco de condensadores, según lo indica la misma ELECTRO ANDES, se realizó a requerimiento de cargas mineras. En ese sentido, esta instalación califica como SCTLN. Asimismo, ELECTROANDES manifiestó que dicho elemento es una instalación temporal hasta el 30 de noviembre de 2007 (este último dato no tiene sustento). Con fecha 21 de diciembre de 2007, el banco quedó a disposición del SEIN (Sustentado con Acta de Puesta en Servicio adjuntado al informe) y se concluye el acuerdo de alquiler. En consecuencia la observación ha sido levantada parcialmente.

Observación subsanada parcialmente.

Observación 20.

No se ha presentado el Acta de Puesta en Servicio, debidamente suscrita del transformador 35 MVA 138/50/12 kV en Paragsha I Se requiere que se presente la correspondiente Acta de Puesta en Servicio debidamente suscrita por OSINERGMIN.

Respuesta

En el Anexo H se presenta el Acta de Puesta en Servicio del transformador de 35 MVA 138/50/12 kV, debidamente suscrita por OSINERGMIN.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

La observación ha sido absuelta.

Observación subsanada.

Observación 21.

No se sustenta la incorporación en el SCT de instalaciones existentes antes del 23 de julio de 2006 En la propuesta se han incluido como parte del SCT asignado a la demanda, instalaciones que se encontraban existentes antes del 23 de julio de 2006 (Línea 138 kV Caripa – Carhuamayo y Transformador 138/50 kV en la subestación Carhuamayo), con el argumento que estas no se encontraban en operación al 23 de julio de 2006. Al respecto, se requiere que se sustente dicha propuesta en el marco de lo dispuesto en la Ley N° 28832. Así mismo se requiere que se presente los registros de medidores de dichas instalaciones desde el año 2001. Del mismo modo, se requiere que se demuestre que dichas instalaciones no forman parte de las instalaciones de transmisión que son remuneradas mediante los peajes vigentes fijados para el Sistema Secundario de Transmisión de ELECTROANDES.

Respuesta

De acuerdo con el artículo 20.3 de la Ley N° 28832, el Sistema Secundario de Transmisión (SST) es el conjunto de instalaciones “calificadas como tales al amparo de la LCE y cuya puesta en operación comercial se ha producido antes de la promulgación de la presente Ley”. Es decir, se trata de instalaciones que deben cumplir con dos

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condiciones: Que hayan sido calificadas como SST y, además, que hayan estado no sólo en operación, sino en operación COMERCIAL antes de la promulgación de la Ley. Como sabemos, en el marco de la legislación regulatoria, se siguen estrictos criterios de eficiencia por mandato de los artículos 8° y 42° de la Ley de Concesiones Eléctricas2. Dichos criterios de eficiencia determinaban que habiendo instalaciones existentes en un SST, algunas de ellas no eran remuneradas por no corresponder a un Sistema Económicamente Adaptado (SEA); es decir, el titular de las mismas no estaba legitimado a cobrar la contraprestación por el uso porque para el SEA eran instalaciones comercialmente irrelevantes. La propuesta de ELECTROANDES considera que las Líneas de transmisión de 138 kV Caripa – Carhuamayo y el transformador ubicado en la SET Carhuamayo, no obstante ser instalaciones pre-existentes al 24 de julio de 2006 (fecha de entrada en vigencia de la Ley), dichas instalaciones entrarán en operación comercial recién en octubre del año 2010, coincidentemente con la entrada en operación comercial del transformador de 100 MVA 220/138 kV ubicado en la SET Carhuamayo Nueva, evento que determinará la modificación de la topología y los flujos en el Sistema de Transmisión de ELECTROANDES.

De conformidad con la ARMONIZACIÓN DEL MARCO LEGAL DE LA TRANSMISIÓN, establecido en la Sexta Disposición Complementaria Final de la Ley N° 288323, la calificación como SST no es aplicable a instalaciones cuya puesta en operación comercial se produzca en fecha posterior a la promulgación de la Ley. Por lo tanto, este tipo de instalaciones que entren en operación comercial después de la promulgación de la Ley, deben ser consideradas como parte del Sistema Complementario de Transmisión (SCT).

Con relación a la solicitud de registros de medidores correspondientes a la línea de transmisión de 138 kV Caripa – Carhuamayo y el transformador ubicado en la SET Carhuamayo, ello resulta redundante habida cuenta que reconocemos que dichas instalaciones han estado y estarán en operación hasta el mes de Octubre del año 2010, fecha a partir de la cual recién entrarán en operación “comercial”.

Finalmente, respecto del requerimiento de demostración por parte de ELECTROANDES en el sentido de que las antedichas instalaciones no forman parte del SST y no son remuneradas mediante los peajes vigentes, nos remitimos al informe OSINERG GART/RGT N° 040-2002 del 03 de julio de 2002, el cual en su Anexo B presenta los diagramas unifilares del SEA determinados por OSINERG para el Sistema de Transmisión de ELECTROANDES. En estos diagramas se observa claramente que no forman parte del SEA la línea de transmisión de 138 kV Caripa – Carhuamayo y el transformador ubicado en la SET Carhuamayo. Se debe precisar que las regulaciones posteriores al año 2002 hacen referencia a este SEA para la regulación del Sistema de Transmisión de ELECTROANDES.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Conforme al análisis de las respuestas a las observaciones4 y 10 anteriores, se concluye que lo afirmado por ELECTROANDES no es correcto y que por lo tanto las instalaciones 138 kV Caripa – Carhuamayo y el transformador 138/50 kV pertenecen al SST, por lo que no corresponde como parte del Plan de Inversiones.

Observación no subsanada

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Observación 22.

No se ha presentado el estudio de planeamiento

No se ha presentado el estudio de planeamiento que sustenta la relación completa de instalaciones comprendidas en el Cuadro Nº B-IV-1 “Plan de Equipamiento del Sistema de Transmisión de Electroandes”. Se requiere que se presente dicho estudio de planeamiento conforme a los criterios establecidos en el Capítulo Tercero de la NORMA TARIFAS.

Respuesta

Al respecto, es importante indicar que la propuesta de ELECTROANDES incluye el Estudio de Planeamiento (ver Capítulo II), pero con la finalidad de aclarar dicho estudio se está incorporando un Análisis de Alternativas a la presente absolución en el Anexo B-I.

El Resultado del Estudio de Planeamiento es el siguiente:

AÑO MES LUGAR EQUIPAMIENTO CARACTERÍSTICAS1 SAN MATEO BANCO CONDENSADORES 3.6 MVAR, 50 KV

1 OROYA NUEVA TRANSFORMADOR DE POTENCIA 100 MVA, 220/50 KV

1 CASAPALCA BANCO CONDENSADORES 12.6 MVAR, 50 KV

1 ANDAYCHAGUA BANCO CONDENSADORES 9 MVAR

1 COBRIZA II (*) BANCO CONDENSADORES 3.6 MVAR, 69 KV

2009 1 EXCELSIOR TRANSFORMADOR DE POTENCIA 18 MVA, 50/12 KV

2009 1 OROYA NUEVA - PACHACHACA LÍNEA DE TRANSMISIÓN 248 mm2, ACSR, 50 KV

1 SAN CRISTOBAL TRANSFORMADOR DE POTENCIA 3.5 MVA, 50/4.6 KV

1 PARAGSHA I TRANSFORMADOR DE POTENCIA 35 MVA, 138/50 KV

10 CARHUAMAYO (**) AUTOTRANSFORMADOR DE POTENCIA 30 MVA, 138/50 KV

10 CARHUAMAYO (**) LÍNEA DE TRANSMISIÓN 315 mm2, ACSR, 138 KV

2013 1 COBRIZA II BANCO CONDENSADORES 3.6 MVAR, 69 KV

(*)

(**)

2010

Técnica y económicamente el banco de condensadores debe ubicarse en las SET Huanta o Mollepata, pero de no realizarse se debe incorporarse en la SET Cobriza II.

Estas instalaciones no son remuneradas por la demanda ni la generación. Pero se evidencia su necesidad al ingreso en operación del enlace de 220 kV y 138 KV en la zona de Carhuamayo

CUADRO Nº B-IV-1

2008

2007

PLAN DE EQUIPAMIENTO DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DE ELECTROANDESINGRESO DESCRIPCIÓN

(**) La incorporación de estas instalaciones dentro del Plan de Equipamiento del sistema de transmisión de ELECTROANDES se debe a que actualmente éstas no son remuneradas por la demanda ni por la generación, pero a partir de la fecha indicada (puesta en servicio de la interconexión de las SET Carhuamayo de 138 kV y Carhuamayo Nueva de 220 kV) es necesaria su incorporación tal como se demuestra en el Estudio de Planeamiento (Capítulo II de la Propuesta de ELECTROANDES).

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

ELECTROANDES, no presentó el estudio de planeamiento que sustenta la relación completa de instalaciones comprendidas en el Cuadro Nº B IV 1, dado que lo descrito en el capítulo 2 del informe no tiene sustento. Asimismo, como ya se menciona con anterioridad, la evaluación de mínimo costo presentado en el anexo B-I, no cumple con

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los criterios establecidos en la NORMA TARIFAS, dado que no se evalúan los costos de las périddas.

Observación no subsanada.

Observación 23.

No se ha presentado el Plan de Inversiones para el periodo 2009-2013 El Plan de Inversiones presentado por ELECTROANDES no corresponde a los resultados de su estudio de planeamiento mostrado en el Cuadro N° B-IV-1, con el argumento que los costos estándares de inversión aprobados por OSINERGMIN están por debajo de los costos a los que incurriría. Al respecto, se requiere que se presente dicho Plan de Inversiones en cumplimiento estricto del numeral V) del literal a) del Artículo 139º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas. En este análisis se debe evaluar la aplicación de medidas alternativas a la construcción de nuevas instalaciones, tales como rotación de transformadores, traslado de cargas entre subestaciones, conforme al numeral 13.1.8.d de la NORMA TARIFAS.

Respuesta

En la propuesta de ELECTROANDES si se presenta un Plan de Inversiones para el período 2009 – 2013; el sustento del Plan de Inversiones se muestra en el numeral 3.2.2 del Resumen Ejecutivo de la “PROPUESTA DE PEAJES Y COMPENSACIONES PARA LOS SISTEMAS SECUNDARIOS DE TRANSMISIÓN Y SISTEMAS COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN DE ELECTROANDES S.A.”; transcribimos a continuación un cuadro resumen presentado en el numeral 5.2 del documento en mención:

AÑO MES LUGAR EQUIPAMIENTO CARACTERÍSTICAS2007 1 SAN MATEO BANCO CONDENSADORES 3.6 MVAR, 50 KV

10 CARHUAMAYO AUTRANFORMADOR DE POTENCIA 30 MVA, 138/50 KV

10 CARHUAMAYO LÍNEA DE TRANSMISIÓN 315 mm2, ACSR, 138 KV2010

INGRESO DESCRIPCIÓN

Respecto a la observación de que el Plan de Inversiones no corresponde a los resultados del estudio de planeamiento, debemos indicar que de acuerdo con el numeral V) del literal a) del artículo 139° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas: “El Plan de Inversiones está constituido por el conjunto de instalaciones de transmisión requeridas que entren en operación dentro de un período de fijación de Peajes y Compensaciones. Será aprobado por OSINERGMIN y obedece a un estudio de planificación de la expansión del sistema de transmisión considerando un horizonte de diez (10) años, que deberá preparar obligatoriamente cada concesionario de las instalaciones de transmisión remuneradas exclusivamente por la demanda”. Como podemos observar, literalmente la obligación es la de presentar un estudio de planificación de la expansión del sistema de transmisión considerando un horizonte de diez (10) años y no la de presentar un Plan de Inversiones que recoja todas las instalaciones propuestas en el estudio de planificación, interpretación errada del OSINERGMIN y que va en contra del espíritu de las modificaciones introducidas al marco legal de la transmisión a través de la Ley 28832.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

El espíritu del marco regulatorio de la transmisión es este se desarrolle de manera organizada par atal fin las instalacioens que se vayana construir deben ser producto de

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estudios de planificación, por lo que no tiene sentido que los agentes presenten un estudio de planificación sin que presenten el Plan de Inversiones que resulte de dicho estudio. Por otro lado, conforme al numeral 5.3 de la NORMA TARIFAS los estudios deben comprender el respectivo Plan de Inversiones. Por lo que no es correcto lo afirmado por ELECTROANDES en el sentido que no está obligado a presentar el Plan de Inversiones.

Observación no absuelta.

Observación 24.

No se ha presentado el análisis de diversas alternativas para determinar el SER No se ha presentado el análisis de diversas alternativas para la determinación de los requerimientos de instalaciones de transmisión en el horizonte de planeamiento (10 años), tan sólo se ha evaluado una alternativa de solución para cada uno de las necesidades detectadas. Se requiere que se efectúe el análisis de alternativas de acuerdo con lo señalado en el Capítulo Tercero de la NORMA TARIFAS.

Respuesta

En la propuesta de ELECTROANDES, para el dimensionamiento de algunos elementos, se ha evaluado una sola alternativa, debido a la evidencia de la alternativa de mínimo costo.

Con la finalidad de absolver la presente observación se está adicionando el análisis de diversas alternativas, lo cual se presenta en el Anexo B-I.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

La NORMA TARIFAS en su numeral 12.3 menciona que el SER debe determinarse a partir de la evaluación de distintas alternativas y debe corresponder a la alternativa que constituya la solución de mínimo costo total para todo el horizonte de estudio.

Por otro lado, la información presentada por ELECTRO ANDES en el Anexo B-I, no consideró los costos de pérdidas para elegir la alternativa óptima, de esta manera, ELECTRO ANDES, no cumplió con lo señalado en la NORMA TARIFAS.

Observación no subsanada.

Observación 25.

No se ha incluido en la determinación del SER a todas las instalaciones de ELECTROANDES

Se observa que no se ha incluido en la determinación del SER a todas las instalaciones de ELECTROANDES, tales como Malpaso-Junín, Malpaso-Carhuamayo, Caripa-Carhuamayo, Carhuamayo-Paragsha II. Se requiere que se sustente porqué no se han incluido estas instalaciones y, de ser el caso, se corrija.

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Respuesta

Es preciso indicar que para la determinación del SER, en la propuesta de ELECTROANDES, si se han incluido todas las instalaciones, por lo cual no comprendemos la observación.

Debemos indicar que las instalaciones mencionadas en la observación, LL.TT. Malpaso – Junín, Malpaso – Carhuamayo, Caripa - Carhuamayo y Carhuamayo – Paragsha II, a la fecha no son remuneradas por la demanda ni por la generación.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Se ha verificado que en los análisis de flujo de potencia se ha consdierado la líneas observadas.

Observación no subsanada.

Observación 26.

No se han presentado los formatos F-201, F-203, F-204 y F-205

No se ha justificado la no presentación de los formatos F-201, F-203, F-204 y F-205. Por lo tanto, se requiere que se presenten estos formatos debidamente completados conforme a lo establecido en la NORMA TARIFAS.

Respuesta

Al respecto, indicamos lo siguiente:

F-201: No se cuenta con subestaciones urbanas céntricas. Este formato aplica a empresas de distribución eléctrica.

F-203: No se puede realizar traspasos de cargas entre Subestaciones Existentes, debido a la ubicación geográfica de los clientes y por el tipo de clientes que se atiende que son, en un 95 %, clientes libres (en el Anexo B-II se adjunta el diagrama de ubicación geográfica de ubicación de los clientes libres y regulados).

F-204: No aplica este formato para el sistema de transmisión de ELECTROANDES, por las mismas razones indicadas en el formato F-203.

F-205: No aplica este formato para el sistema de transmisión de ELECTROANDES, por las mismas razones indicadas en el formato F-203.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Debido al anatraleza de los usuarios que se conectan a las instalaciones del SST de ELECTROANDES, los cuales en su mayoría son clientes libres mineros, se encuentra razonable los argumentos en el sentido que es aplicable el formato F-201 y F-203, no obstante si corresponde que se presente los formatos F-204 y F-205 toda vez que el primero simplemente señala la demanda de potencia de cada subestación y el segundo resume los costos de cada alternativa evaluada, la cual se debe presentar independientemente si las installaciones alimentan usuarios libre o regulados.

Observación no subsanada.

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Observación 27.

No se ha presentado la verificación del cumplimiento de la NTCSE en los formatos F-208, F-209, F-210 y F-212

No se ha presentado la verificación del cumplimiento de la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos, la misma que debe reportarse por medio de los formatos F-208, F-209, F-210 y F-212. Al respecto, se requiere que se presente dicha verificación y los formatos señalados debidamente completados.

Respuesta

Se completó información solicitada (F-208, F-209, F-210 y F-21), teniendo en consideración que se está considerando nula las fallas en el SER (F-208).

Respecto a los tiempos de interrupción estándar utilizados es importante mencionar que ELECTROANDES no considera dispositivos de reserva (F-209) y para los casos sin dispositivo de reserva se indica los tiempos estimados teniendo en cuenta el equipamiento del sistema eléctrico de ELECTROANDES.

Las tasas y tiempo de interrupción programadas (F-210) se indica de acuerdo al programa de mantenimiento anual de ELECTROANDES (1 interrupción por año en instalaciones MAT y 2 interrupciones por año para instalaciones AT).

Respecto al formato F-212, las tolerancias serán fijadas por OSINERGMIN, las mismas que ELECTROANDES deberá cumplir.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Para el caso de las tasas y tiempos de interrupción estándar se debe tener en cuenta las tolerancias e indicadores de performance publicados mediante Resolución OSINERGMIN Nº 0656-2008-OS/CD.

Observación subsanada.

Observación 28.

Se ha encontrado inconsistencias en el metrado del equipamiento de subestaciones MAT/AT

Se han encontrado inconsistencias en el metrado del equipamiento de las subestaciones, por ejemplo en el formato F-213-SSTG, en las subestaciones San Mateo y Carlos Francisco se metra nuevamente los costos indirectos (obras civiles, servicios auxiliares, celda de acoplamiento, obras civiles generales, edificio de control, red de tierra profunda e instalaciones eléctricas al exterior) que ya se han metrado en las subestaciones del mismo nombre en el formato F-213-SSTD.

El formato F-213 SSTD difiere del formato F-202 debido a que no presenta la información de las siguientes Subestaciones: Carhuamayo, Buenavista, Carlos Francisco, Shellby y Vista Alegre.

En los formatos F-213, F-202 y F-303, no se presentan las siguientes subestaciones: Pachachaca, Malpaso, Yaupi, Curipata, Yauli, Ticlio, Churruca, Chicrín, Chaprin, Goyllarisquizga, San Jose, Carahuacra Mina y Carahuacra Concentradora.

Al respecto, se requiere que se revise y, de ser el caso se corrija.

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Respuesta

Se corrigieron los formatos F-213-SSTG y F-213-SSTD, según lo indicado. Los costos indirectos están metrados únicamente donde corresponde (SET San Mateo en el formato F-213-SSTG y SET Carlos Francisco en el formato F-213-SSTD).

El formato F-213-SSTD difiere del formato F-202 debido a que el primero considera sólo las instalaciones que actualmente son remuneradas por la demanda, mientras que el segundo evalúa la ocurrencia de sobrecarga en el total de instalaciones.

Las subestaciones de Malpaso, Yaupi y parte de Pachachaca están asociadas a la generación y son de propiedad de ELECTROANDES, razón por la cual no se han incluido en los formatos F-213, F-202 y F-303, al igual que las siguientes subestaciones:

- Curipata, Chaprín y Goyllarisquizga, son de propiedad de ELECTROCENTRO.

- Yauli y Churruca, son de propiedad de Sociedad Minera Corona

- Chicrín es de Propiedad de Cía. Minera Atacocha

- San José: Propiedad de Pan-American Silver

- Carahuacra Mina, Carahuacra Concentradora y Ticlio son propiedad de Cía. Minera Volcan.

Sin embargo se han realizado cambios en el formato F-213 y F-303 por la inclusión de las celdas de línea de la SET Pachachaca y la SET Oroya; ambas asignadas a la demanda.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Observación subsanada.

Observación 29.

Se observa una diferencia notable entre la longitud de la líneas existentes y la longitud de las líneas consideradas en el SER

La longitud de las líneas presentadas en los formatos de plan de equipamientos F-214-SSTD, F-214-SSTG y F-214-SST, suman un total de 487 km, lo cual es notablemente inferior a la suma de la longitud de las líneas de su sistema reportadas en el formato F-001, ascendente a 790 km. Se requiere que se sustente dicha diferencia y, de ser el caso, se corrija.

Respuesta

La diferencia se debe a que en el SER no se ha considerado las siguientes líneas de transmisión:

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NOMBRE DE LA LÍNEA Sección (SET envío - SET CÓDIGO Tensión Conductor Longitud

Recepción) (kV) (mm2) (km) Malpaso - Junín L-6501A 50 53,50 37,248

Malpaso - Carhuamayo L-6502 50 53,50 64,682 Malpaso - Oroya L-6503 50 247,80 18,645

Malpaso - Mayupampa L-6504A 50 247,80 17,018 Mayupampa - Oroya Nueva L-6504B 50 210,30 3,338

Yaupi – Yuncán (*) L-1701 138 374,30 13,403 Yuncán – Carhuamayo (*) L-2265 220 636,60 50,942 Caripa – Carhuamayo (**) L-1702 138 247,80 53,488

Carhuamayo - Paragsha II (***) L-1703 138 247,80 39,695 Carlos Francisco – Antuquito

(****) L-6535A1 50 53,50 1,556

TOTAL 300,015

Al respecto, es importante mencionar que las líneas de transmisión indicadas en el cuadro anterior corresponden al sistema de generación de propiedad de ELECTROANDES, razón por la cual no se ha consignado en los formatos del plan de equipamiento (F-214) ya que estas instalaciones no deben ser valorizadas.

Las líneas de transmisión indicadas con (*) corresponden al SSTG involucrado con el ingreso de la CH Yuncán, para este sistema, en la propuesta de ELECTROANDES se ha mencionado que estamos de acuerdo con la metodología utilizada por OSINERGMIN para la determinación de las compensaciones (ver Resolución OSINERG 037-2006-OS/CD), en dicha metodología se indica que la compensación asignada al titular de la CH Yaupi corresponde al costo incremental de la alternativa en 138 kV (situación actual) respecto a la alternativa en 220 kV (alternativa correspondiente al SEA), por esta razón se ha realizado el análisis separada del análisis integral.

La línea de transmisión indicada con (**), esta indicada en el formulario F-214 a partir del año 2 (2010) debido a que en años anteriores no eran remuneradas en forma total ni parcial por la demanda ni por la generación.

La línea de transmisión indicada con (***), no está indicada en el formulario F-214 debido a que en el periodo de análisis no es remunerada en forma parcial o total por la demanda ni por la generación.

La línea de transmisión indicada con (****), no está indicada en el formulario F-214 debido a que pertenece al sistema tipo SSTG y el SER corresponde al SEA, en donde no se contempla una doble terna entre la SET Carlos Francisco – Antuquito que si existe en el sistema de transmisión real.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Observación subsanada.

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Observación 30.

No se analiza las bajas en el horizonte No se ha presentado el análisis mediante el cual se determinen las instalaciones que requieran dar de baja. Se solicita que se presente dicho análisis y la relación de instalaciones que se darán de baja como parte del Plan de Inversiones. Respuesta

Es importante indicar que de acuerdo al “Procedimiento de Altas y Bajas de Sistemas de Transmisión” las bajas se refieren a instalaciones retiradas definitivamente de operación, que forman parte del SST o SCT y que eran remuneradas total o parcialmente por la demanda.

Al respecto, precisamos que los elementos que serán retirados de operación, de acuerdo a la propuesta de ELECTROANDES, no son remunerados total ni parcialmente por la demanda, por lo que no aplica el procedimiento correspondiente.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Como se mencionó anteriormente el Procedimiento.de Altas y Bajas, alcanza a todas las instalaciones de transmisión y no únicamente a las intalaciones de generación.

Observación subsanada parcialmente.

Costos de Inversión

Observación 31.

Se deben actualizar las valorizaciones de inversión con base a las observaciones anteriores En base a las correcciones que corresponda efectuar como resultado de las observaciones anteriores, ELECTROANDES debe actualizar los montos de inversión de los elementos que intervienen en el SER, de acuerdo a los módulos estándares vigentes establecidos mediante la Resolución OSINERGMIN N° 343-2008-OS/CD y sus modificatorias resoluciones OSINERGMIN N° 464-2008-OS/CD y OSINERGMIN N° 465-2008-OS/CD. Respuesta

Se actualizaron las valorizaciones de la inversión considerando los costos unitarios vigentes al 18/06/08 publicados en la base de datos de módulos estándares mediante resolución Osinergmin N° 465-2008-OS/CD.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Observación subsanada. No obstante debido a que no se han subsanado todas las observaciones a la determinación del SER, la valorización de las inversiones se actualizará conforme se corrija la conformación del SER.

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Observación 32.

Los costos unitarios de los módulos estándares se deben actualizar con versión vigente Los costos de los módulos estándares que se empleen deben ser los últimos vigentes en cada etapa. Por lo que en la respuesta a las observaciones a la propuesta se deberá emplear los módulos vigentes a esa fecha. Respuesta

Se consideraron los costos unitarios vigentes al 18/06/08 publicados mediante resolución OSINERGMIN N° 465-2008-OS/CD.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Observación subsanada, no obstante para la publicación de peajes y compesnacioens se deberá emplear los valores que se encuentren vigentes al 30 de marzo de 2009

Observación 33.

No se sustenta los costos incrementales del centro de control y telecomunicaciones No se ha presentado el sustento de los costos incrementales del centro de control y telecomunicaciones contenidos en los formatos F-304 a F-307. En ese sentido, se requiere que se presente el sustento de dichos costos incrementales.

Así mismo, se observa que no se presenta la información de acuerdo al formato de OSINERGMIN (RESUMEN MODULOS ESTANDAR.xls). Se solicita revisar y efectuar las correcciones necesarias.

Respuesta

Al respecto, indicamos que se ha procedido a revisar y corregir la información de acuerdo al formato de OSINERGMIN (RESUMEN DE MODULOS ESTANDAR.xls).

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Observación subsanada.

Observación 34.

Las columnas “Elementos”, en los formatos F-305 y F-307, no se han completado correctamente La información que debe consignarse en estos campos debe obedecer a lo indicado en el pie de página de dichos formatos “(3) Nuevos Elementos de subestaciones a los que se le imputa el costo del componente adicional”. Se debe recalcar que de acuerdo con la NORMA TARIFAS un Elemento es una celda, un transformador o un equipo de compensación reactiva. En ese sentido se requiere que se corrija y en este campo se indique las celdas, transformadores y/o equipo reactivos a los que se les debe prorratear los costos incrementales del centro de control.

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Respuesta

Se han completado correctamente las columnas “Elementos” en los formatos F-305 y F-307 de acuerdo a lo indicado por OSINERGMIN.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Observación subsanada.

Costo Estándar de Operación y Mantenimiento

Observación 35.

Se deben actualizar las valorizaciones de COyM con base a las observaciones anteriores En base a las correcciones que corresponda efectuar como resultado de las observaciones anteriores, ELECTROANDES debe actualizar los montos del COyM de los elementos que intervienen en el SER, de acuerdo con los porcentajes estándares vigentes, establecidos mediante la Resolución OSINERGMIN N° 635-2007-OS/CD.

Respuesta

Se procedió a actualizar las valorizaciones de COyM con nos nuevos montos de inversión resultantes de las correcciones en base a las observaciones anteriores.

Debemos precisar que para el caso de inversiones realizadas con anterioridad a la fecha de vigencia del estudio se han referido los montos hacia el 01 de mayo de 2009 para lo cual se empleo la tasa de actualización anual según el artículo 79° de la Ley de Concesiones Eléctricas (12%).

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Observación subsanada. No obstante debido a que no se han subsanado todas las observaciones a la determinación del SER, la valorización del COyM se actualizará conforme se corrija la conformación del SER.

Observación 36.

El periodo anual considerado no corresponde a lo indicado en la NORMA TARIFAS En el cálculo de peajes se ha considerado periodos anuales de Enero a Diciembre, mientras que, en el numeral 29.2 de la NORMA TARIFAS, se especifica el periodo anual para el cálculo de Peajes y se establece que el año 1 se inicia en el mes de mayo en que entra en vigencia la fijación tarifaria. Se requiere que se corrija.

Respuesta

Se ha corregido los formatos F-503 y F-505, considerando la data a partir de mayo de 2009 de acuerdo al numeral 29.2 de la NORMA .Los formatos F-501 y F-502

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corresponden al cálculo de los factores de estacionalidad para cada mes, por lo que se ha mantenido la información para todo el período anual.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Observación subsanada.

Observación 37.

No se ha sustentado la fórmula para obtener las pérdidas de energía No se ha presentado el sustento de la procedencia de la fórmula empleada en el formato F-505, para obtener las pérdidas de energía. Al respecto, se requiere que se revise y, de ser el caso, que se corrija.

Respuesta

Se ha revisado y corregido la formula para la determinación de las pérdidas de energía, para lo cual se ha empleado la siguiente relación:

P energía = P potencia x f perd x t

Donde:

f perd = 0.3 x f carga + 0.7 x f carga2

t = 365 x 24 horas

Dicha relación se deduce de las fórmulas del numeral 21.2 de la NORMA del siguiente modo:

pe (p.u.) = p (p.u.) x f perd / f carga… (1)

E base = P base x t x f carga… (2)

P energía = pe (p.u.) x E base… (3)

P potencia = p (p.u.) x P base… (4)

Reemplazando (1) y (2) en (3)

P energía = p (p.u.) x f perd / f carga x P base x t x f carga

P energía = p (p.u.) x P base x f perd x t (se simplifica f carga)

Usando (4)

P energía = P potencia x f perd x t

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Observación subsanada.

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Observación 38.

Los valores de potencia retirada no son consistentes con la proyección de potencia Los valores de potencia retirada (formato F-506) no son consistentes con los valores de potencia proyectada coincidente a nivel de SEIN (formato F-124). Por ejemplo, para el año 1 la potencia total en el formato F-124 es de 251,18 MW, mientras que la potencia retirada total para el año 1 consignada en el formato F-506 es de 238,59 MW; este valor debería ser mayor que el de la potencia del formato F-124, toda vez que incluye las pérdidas en el sistema de transmisión. Se requiere que se revise y corrija.

Respuesta

Al respecto, es importante indicar que las barras: Caripa y Carhuamayo de 138 kV son barras de referencia de generación (BRG) y de acuerdo a lo indicado en el numeral 19.7 de la Norma Tarifas se deben excluir del cálculo de factores de pérdidas. Por esta razón los valores del formulario F-506 son menores a los consignados en el formulario F-124.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Observación subsanada.

Observación 39.

Los valores de energía retirada no se han calculado conforme a la NORMA TARIFAS Los valores de energía retirada contenidos en el formato F-508 no se han calculado conforme al numeral 19.5 de la NORMA TARIFAS; por ejemplo, en la energía retirada de MAT se han agregado las pérdidas de MAT, cuando ello no corresponde. Al respecto, se requiere que se revise y corrija.

Respuesta

Al respecto, indicamos que se ha corregido el formato F-508, para el cálculo de la energía retirada en MAT, sin considerar las pérdidas de MAT.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Observación subsanada.

Observación 40.

No se ha sustentado el procedimiento para determinar el Ingreso Tarifario

No se ha presentado el sustento de los criterios y método empleados para determinar los ingresos tarifarios reportados en el formato F-511. Así mismo, no se ha descrito y sustentado los elementos que se han considerado en el cálculo del ingreso tarifario. Al respecto, se requiere que se presente el sustento mencionado, se revise y, de ser el caso, se corrija.

Respuesta

Norma Tarifas, consideramos que no se necesita mayor explicación de las mencionadas en dichos artículos.

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Asimismo, las barras de referencia de generación (BRG) consideradas para el cálculo de los ingresos tarifarios están indicadas en las resoluciones de Tarifas en Barra establecidas por el OSINERGMIN y son: Caripa 138 kV, Carhuamayo 138 kV, Oroya Nueva 220 kV y Oroya Nueva 50 kV.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Los precios de la energía y potencia del 01 de mayo de 2008 indicados, no concuerdan con los precios publicados en página web de OSINERGMIN.

Observación subsanada parcialmente.

Determinación del CMA, Peajes, Compensaciones y Fórmulas de Actualización

Observación 41.

El valor presente de COyM es relativamente muy elevado Se observa en los formatos F-514 y F-515 montos de COyM bastante elevados con relación al costo de inversión, incluso mayores a las anualidades de inversión. Se requiere que se revise y corrija.

Respuesta

Se ha procedido ha corregir los formatos F-401 y F-514.

El porcentaje aplicado al monto total de la inversión corresponde al Costo anual estándar de operación y mantenimiento, y que es expresada a 12 meses posteriores a la entrada en operación de la nueva inversión. Por lo que a una tasa de 12% anual (0.95% mensual) se han mensualizado los pagos por COYM dependiendo de la fecha de ingreso, para luego re expresarlos a inicios de cada año tarifario tal como se indica en el artículo 43° de la NORMA TARIFAS.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Se ha verificado que los montos de OyM han disminuido.

Observación subsanada.

Observación 42.

No se ha calculado el valor presente de energía con base a los valores mensuales Los valores presentes de energía consignados en el formato F-515 no se han calculado con base a los valores mensuales sino con base a los valores anuales. Por consiguiente, se requiere que se calculen con base a los valores mensuales conforme a lo establecido en el numeral 25.1 de la NORMA TARIFAS.

Respuesta

Se ha corregido el formato F-515, considerando los valores mensuales de energía del formato F-514 para el valor presente de energía.

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Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Observación subsanada.

Observación 43.

Se deben actualizar los valores de CMA, Peajes y fórmulas de actualización con base a las observaciones anteriores En base a las correcciones que corresponda efectuar como resultado de las observaciones anteriores, se debe actualizar el cálculo del CMA, Peajes y fórmulas de actualización.

Respuesta

Se actualizó los valores de CMA, Peajes y formulas con base a las observaciones anteriores.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Los archivos magnéticos remitidos por ELECTRO ANDES presentan valores del tipo ¡#VALOR!. Así mismo debido a que no se han levantado completamente las observaciones a la proyección de demanda, la determinación del SER y la valorización einversión y COYM, se deberán modificar los valores conforme se modifiquen dichos rubros.

Observación subsanada parcialmente.

Observación 44.

No se ha tenido en cuenta el efecto del tiempo para el cálculo de los costos anuales En el formato F-514, los costos de Inversión no están expresados a inicio de cada año conforme se dispone en el Artículo 24.3 de la NORMA TARIFAS. Asimismo, el CMA no está expresado al 30 de abril conforme al numeral 24.2 de la misma norma.

Se requiere que se revise y corrija este formato, para lo cual se debe tener en cuenta que las inversiones se realizan en un determinado mes y día del año, por lo que se debe verificar que los costos anuales consignados en dicho formato sean equivalentes al flujo detallado que corresponda a la fecha prevista de entrada en operación.

Así mismo, no se ha tenido presente que en el cálculo del COyM, al aplicar a una nueva inversión los porcentajes fijados por OSINERGMIN, se obtiene el valor del COyM expresado a 12 meses posteriores a la entrada en operación de la nueva inversión. Se requiere la corrección en el cálculo del COyM teniendo presente este concepto.

Respuesta

Se han expresado los costos de inversión del formato F-514 al siguiente 30 de abril de cada año. Por lo que el inicio de pago de anualidades de inversión se desplaza también al año siguiente.

Además se realizaron las correcciones de acuerdo al criterio establecido en el levantamiento de la observación N° 41.

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Análisis y conclusión de OSINERGMIN

No es correcto lo efectuado por ELECTROANDES al expresar los costos de inversión al siguiente 30 de abril de cada año, toda vez que contradice el Artíiculo 43º de la NORMA TARIFAS en el que se indica que el monto de inversión se expresa al inicio del año.

Observación no subsanada.

Observación 45.

No se ha presentado el porcentaje de participación de cada elemento del SSTD respecto del total del CMA No se ha presentado el porcentaje de participación de cada Elemento del SSTD (Celda, Transformador, Línea, Equipo de compensación reactiva), conforme a lo dispuesto en el numeral 24.1.6 de la NORMA TARIFAS.

Respuesta

En el Anexo F-II “Porcentaje de Participación de Los Equipos del CMA del SSTD” se presenta los formatos de impresos del nuevo archivo Excel “Participación elementos SSTD.xls” con los porcentajes de participación de cada elemento del SSTD respecto al total del CMA.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Observación subsanada. No obstante se debe mencionar que el monto de CMA esta sujeto a variación toda vez que se debe clacular con las tarifas vigentes al 30 de marzo de 2009.

Observación 46.

Respecto a los formatos F-518 al F-522 Se observa que se ha considerado costos de operación y mantenimiento en las componentes Moneda Extranjera, Aluminio y Cobre, cuando de acuerdo al Artículo 45º de la NORMA TARIFAS, sólo debería considerarse en la componente Nacional. Se requiere que se corrija.

Respuesta

Para el SCTPI y SCTPT se han corregido los formatos F-518 considerando sólo los costos de operación y mantenimiento en las componentes de Moneda nacional en aplicación del artículo N° 45 de la NORMA TARIFAS. Las componentes de moneda extranjera, aluminio y cobre (formatos F-519 al F-521) ya no tienen valores en el rubro de COYM.

Consecuentemente se recalcularon los factores de actualización del formato F-522.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Observación subsanada.

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Anexo D Instalaciones del SST, según validación de OSINERGMIN

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TABLA D1: ELEMENTOS DEL SST CORRESPONDIENTE AL TITULAR

Item Área Elemento Código Módulo Estándar Asignado

Valorización US$

Alícuota %

1 5 Celdas Compensadores, Casapalca, Cp cas50-CAS50 CE-060COU1C1ESBCC 132 551,26 0,14% 2 5 Celdas Compensadores, Morococha, Cp moro50-MORO50 CE-060COU1C1ESBCC 132 551,26 0,14% 3 5 Celdas Compensadores, Oroya Nueva, Cp oroyan50-ONU50 CE-060COU1C1EDBCC 166 078,89 0,17% 4 5 Celdas Compensadores, Pachachaca, Cp pacha50-PACHA50 CE-060COU1C1ESBCC 132 551,26 0,14% 5 5 Celdas Compensadores, PARAGSHA 1, Cp parags50-PARAG50 CE-060COU1C1ESBCC 132 551,26 0,14% 6 5 Celdas Lineas, Cobriza I, PAMP69-COBRI_69_F60 CE-060SIR3C1ESBLI 149 374,82 0,98% 7 5 Celdas Lineas, S.E. PAMPAS, PAMP69-COBRI_69_I60 CE-060SIR3C1ESBLI 149 374,82 0,98% 8 5 Celdas Lineas, OXAPAMPA, YAUP138B-OXA138_F50 CE-138SER1C1ESBLI 193 675,05 1,27% 9 5 Celdas Lineas, Yaupi, YAUP138B-OXA138_I50 CE-138SER1C1ESBLI 193 675,05 1,27%

10 5 Celdas Lineas, INGENIO CONE, HVELIC60-INGE60_F86 CE-060SIR3C1ESBLI 149 374,82 0,39% 11 5 Celdas Lineas, HUANCAVELICA, HVELIC60-INGE60_I86 CE-060SIR3C1ESBLI 149 374,82 0,39% 12 5 Celdas Lineas, SET CAUDALOSA, INGE60-CAUDA60_F87 CE-060SIR3C1ESBLI 149 374,82 0,39% 13 5 Celdas Lineas, INGENIO CONE, INGE60-CAUDA60_I87 CE-060SIR3C1ESBLI 149 374,82 0,39% 14 5 Celdas Lineas, LAFUND, BVISTA-LAFUND_F52 CE-060SIR4C1ESBLI 149 183,26 0,15% 15 5 Celdas Lineas, Buena Vista, BVISTA-LAFUND_I52 CE-060SIR4C1ESBLI 149 183,26 0,15% 16 5 Celdas Lineas, Shelby, BVISTA-SHELBY_F53 CE-060SIR4C1ESBLI 149 183,26 0,15% 17 5 Celdas Lineas, Buena Vista, BVISTA-SHELBY_I53 CE-060SIR4C1ESBLI 149 183,26 0,15% 18 5 Celdas Lineas, Vista Alegre, BVISTA-VALEGR_F54 CE-060SIR4C1ESBLI 149 183,26 0,15% 19 5 Celdas Lineas, Buena Vista, BVISTA-VALEGR_I54 CE-060SIR4C1ESBLI 149 183,26 0,15% 20 5 Celdas Lineas, CARIPA(PATIO), CARHUA138-CARIPA138_F9 CE-138SIR4C1ESBLI 222 623,67 0,23% 21 5 Celdas Lineas, S.E. Carhuamayo, CARHUA138-CARIPA138_I9 CE-138SIR4C1ESBLI 222 623,67 0,23% 22 5 Celdas Lineas, Derv_SanJose, CARHUA50-Derv_SanJose_F62 CE-060SIR4C1ESBLI 149 183,26 0,15% 23 5 Celdas Lineas, S.E. Carhuamayo, CARHUA50-Derv_SanJose_I62 CE-060SIR4C1ESBLI 149 183,26 0,15% 24 5 Celdas Lineas, S.E. JUNIN, CARHUA50-JUNIN50_F55 CE-060SIR4C1ESBLI 149 183,26 0,15% 25 5 Celdas Lineas, S.E. Carhuamayo, CARHUA50-JUNIN50_I55 CE-060SIR4C1ESBLI 149 183,26 0,15% 26 5 Celdas Lineas, Shelby, CARHUA50-SHELBY_F56 CE-060SIR4C1ESBLI 149 183,26 0,15% 27 5 Celdas Lineas, S.E. Carhuamayo, CARHUA50-SHELBY_I56 CE-060SIR4C1ESBLI 149 183,26 0,15% 28 5 Celdas Lineas, Clos Francisco, CAS50-CFRA50_F17 CE-060SIR4C1ESBLI 149 183,26 0,15% 29 5 Celdas Lineas, Casapalca, CAS50-CFRA50_I17 CE-060SIR4C1ESBLI 149 183,26 0,15% 30 5 Celdas Lineas, CARAHUACRA(M), CCARH50-MCARH50_F3 CE-060SIR3C1ESBLI 149 374,82 0,15% 31 5 Celdas Lineas, CARAHUACRA(CON), CCARH50-MCARH50_I3 CE-060SIR3C1ESBLI 149 374,82 0,15%

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Item Área Elemento Código Módulo Estándar Asignado

Valorización US$

Alícuota %

32 5 Celdas Lineas, S.E. PACHACAYO, CHUMP69-PACHYO69_F58 CE-060SIR4C1ESBLI 149 183,26 0,15% 33 5 Celdas Lineas, EL CHUMPE, CHUMP69-PACHYO69_I58 CE-060SIR4C1ESBLI 149 183,26 0,15% 34 5 Celdas Lineas, Casapalca Norte, CHURRU50-CNOR50_F20 CE-060SIR3C1ESBLI 149 374,82 0,15% 35 5 Celdas Lineas, CHURRUCA, CHURRU50-CNOR50_I20 CE-060SIR3C1ESBLI 149 374,82 0,15% 36 5 Celdas Lineas, Clos Francisco, CNOR50-CFRA50_F18 CE-060SIR4C1ESBLI 149 183,26 0,15% 37 5 Celdas Lineas, Clos Francisco, CNOR50-CFRA50_F19 CE-060SIR4C1ESBLI 149 183,26 0,15% 38 5 Celdas Lineas, Casapalca Norte, CNOR50-CFRA50_I18 CE-060SIR4C1ESBLI 149 183,26 0,15% 39 5 Celdas Lineas, Casapalca Norte, CNOR50-CFRA50_I19 CE-060SIR4C1ESBLI 149 183,26 0,15% 40 5 Celdas Lineas, Cobriza II, COBRI_69-COBR69_F59 CE-060SIR2C1ESBLI 142 968,86 0,15% 41 5 Celdas Lineas, Cobriza I, COBRI_69-COBR69_I59 CE-060SIR2C1ESBLI 142 968,86 0,15% 42 5 Celdas Lineas, Oroya Nueva, CURIP50-ONU50_F33 CE-060SIR3C1ESBLI 149 374,82 0,15% 43 5 Celdas Lineas, Pachachaca, CURIP50-PACHA50_F21 CE-060SIR3C1ESBLI 149 374,82 0,15% 44 5 Celdas Lineas, CURIPATA, CURIP50-PACHA50_I21 CE-060SIR3C1ESBLI 149 374,82 0,15% 45 5 Celdas Lineas, ANDAYCHAGUA, Derv_Anday-ANDA50_F22 CE-060COU1C1ESBLI 132 551,26 0,14% 46 5 Celdas Lineas, Derv_Anday, Derv_Anday-ANDA50_I22 CE-060COU1C1ESBLI 132 551,26 0,14% 47 5 Celdas Lineas, ANDAYCHAGUA, Derv_Anday-ANDAY50_F23 CE-060COU1C1ESBLI 132 551,26 0,14% 48 5 Celdas Lineas, Derv_Anday, Derv_Anday-ANDAY50_I23 CE-060COU1C1ESBLI 132 551,26 0,14% 49 5 Celdas Lineas, PARAGSHA 1, Derv_Milpo-PARAG50_F111 CE-060COU1C1ESBLI 132 551,26 0,14% 50 5 Celdas Lineas, Derv_Milpo, Derv_Milpo-PARAG50_I111 CE-060COU1C1ESBLI 132 551,26 0,14% 51 5 Celdas Lineas, PASCO, Derv_Milpo-PASCO50_F68 CE-060COU1C1ESBLI 132 551,26 0,14% 52 5 Celdas Lineas, Derv_Milpo, Derv_Milpo-PASCO50_I68 CE-060COU1C1ESBLI 132 551,26 0,14% 53 5 Celdas Lineas, EXCELSIOR, Derv_SanJose-EXCEL50_F79 CE-060COU1C1ESBLI 132 551,26 0,14% 54 5 Celdas Lineas, Derv_SanJose, Derv_SanJose-EXCEL50_I79 CE-060COU1C1ESBLI 132 551,26 0,14% 55 5 Celdas Lineas, SAN JOSE, Derv_SanJose-SJOSE50_F78 CE-060COU1C1ESBLI 132 551,26 0,14% 56 5 Celdas Lineas, Derv_SanJose, Derv_SanJose-SJOSE50_I78 CE-060COU1C1ESBLI 132 551,26 0,14% 57 5 Celdas Lineas, PARAGSHA 1, EXCEL50-PARAG50_F80 CE-060SIR4C1ESBLI 149 183,26 0,15% 58 5 Celdas Lineas, EXCELSIOR, EXCEL50-PARAG50_I80 CE-060SIR4C1ESBLI 149 183,26 0,15% 59 5 Celdas Lineas, Oroya Nueva, FUNDIC-ONU50_F81 CE-060COU1C1ESBLI 132 551,26 0,14% 60 5 Celdas Lineas, Oroya Nueva, FUNDIC-ONU50_F82 CE-060COU1C1ESBLI 132 551,26 0,14% 61 5 Celdas Lineas, RDOERUN, FUNDIC-ONU50_I81 CE-060COU1C1ESBLI 132 551,26 0,14% 62 5 Celdas Lineas, RDOERUN, FUNDIC-ONU50_I82 CE-060COU1C1ESBLI 132 551,26 0,14% 63 5 Celdas Lineas, CARAHUACRA(CON), MAHR50-CCARH50_F27 CE-060SIR3C1ESBLI 149 374,82 0,15% 64 5 Celdas Lineas, MAHR TUNEL, MAHR50-CCARH50_I27 CE-060SIR3C1ESBLI 149 374,82 0,15% 65 5 Celdas Lineas, S.E. Carhuamayo, MALPA50-CARHUA50_F90 CE-060SIR3C1ESBLI 149 374,82 0,15% 66 5 Celdas Lineas, Malpaso, MALPA50-CARHUA50_I90 CE-060SIR3C1ISBLI 141 652,70 0,15%

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Item Área Elemento Código Módulo Estándar Asignado

Valorización US$

Alícuota %

67 5 Celdas Lineas, S.E. JUNIN, MALPA50-JUNIN50_F91 CE-060SIR3C1ESBLI 149 374,82 0,15% 68 5 Celdas Lineas, Malpaso, MALPA50-JUNIN50_I91 CE-060SIR3C1ISBLI 141 652,70 0,15% 69 5 Celdas Lineas, ALAMB, MARCA50-ALAMB_F97 CE-060COU1C1ESBLI 132 551,26 0,14% 70 5 Celdas Lineas, MARCA, MARCA50-ALAMB_I97 CE-060COU1C1ESBLI 132 551,26 0,14% 71 5 Celdas Lineas, ATACOCHA, MARCO50-ATAC50_F93 CE-060SIR3C1ESBLI 149 374,82 0,15% 72 5 Celdas Lineas, MARCOPAMPA, MARCO50-ATAC50_I93 CE-060SIR3C1ESBLI 149 374,82 0,15% 73 5 Celdas Lineas, CHAPRIN, MARCO50-CHAPR50_F94 CE-060SIR3C1ESBLI 149 374,82 0,15% 74 5 Celdas Lineas, MARCOPAMPA, MARCO50-CHAPR50_I94 CE-060SIR3C1ESBLI 149 374,82 0,15% 75 5 Celdas Lineas, PARAGSHA 1, MARCO50-PARAG50_F102 CE-060SIR3C1ESBLI 149 374,82 0,15% 76 5 Celdas Lineas, MARCOPAMPA, MARCO50-PARAG50_I102 CE-060SIR3C1ESBLI 149 374,82 0,15% 77 5 Celdas Lineas, San Antonio, MCARH50-SANTO50_F26 CE-060SIR3C1ESBLI 149 374,82 0,15% 78 5 Celdas Lineas, CARAHUACRA(M), MCARH50-SANTO50_I26 CE-060SIR3C1ESBLI 149 374,82 0,15% 79 5 Celdas Lineas, Derv_Milpo, MILPO50-Derv_Milpo_F67 CE-060COU1C1ESBLI 132 551,26 0,14% 80 5 Celdas Lineas, MILPO, MILPO50-Derv_Milpo_I67 CE-060COU1C1ESBLI 132 551,26 0,14% 81 5 Celdas Lineas, CHURRUCA, MORO50-CHURRU50_F29 CE-060SIR4C1ESBLI 149 183,26 0,15% 82 5 Celdas Lineas, Morococha, MORO50-CHURRU50_I29 CE-060SIR4C1ESBLI 149 183,26 0,15% 83 5 Celdas Lineas, C_Morococha, MORO50-CMOR50_F115 CE-060SIR4C1ESBLI 149 183,26 0,15% 84 5 Celdas Lineas, Morococha, MORO50-CMOR50_I115 CE-060SIR4C1ESBLI 149 183,26 0,15% 85 5 Celdas Lineas, DUVAZ, MORO50-DUVAZ50_F28 CE-060SIR4C1ESBLI 149 183,26 0,15% 86 5 Celdas Lineas, Morococha, MORO50-DUVAZ50_I28 CE-060SIR4C1ESBLI 149 183,26 0,15% 87 5 Celdas Lineas, TICLIO50, MORO50-TICLIO50_F30 CE-060SIR4C1ESBLI 149 183,26 0,15% 88 5 Celdas Lineas, Morococha, MORO50-TICLIO50_I30 CE-060SIR4C1ESBLI 149 183,26 0,15% 89 5 Celdas Lineas, CARIPA(PATIO), ONU138-CARIPA138_F32 CE-138SIR3C1EANLI 267 143,50 0,27% 90 5 Celdas Lineas, Oroya Nueva, ONU138-CARIPA138_I32 CE-138SIR3C1EANLI 267 143,50 0,27% 91 5 Celdas Lineas, MARCA, ONU50-MARCA50_F100 CE-060SIR3C1EDBLI 182 937,20 0,19% 92 5 Celdas Lineas, Oroya Nueva, ONU50-MARCA50_I100 CE-060SIR3C1EDBLI 182 937,20 0,19% 93 5 Celdas Lineas, CASA DE FUERZA, OROY50-CASAF50_F98 CE-060SIR3C1ESBLI 149 374,82 0,15% 94 5 Celdas Lineas, Oroya, OROY50-CASAF50_I98 CE-060SIR3C1ESBLI 149 374,82 0,15% 95 5 Celdas Lineas, MAHR TUNEL, PACHA50-MAHR50_F34 CE-060SIR3C1ESBLI 149 374,82 0,15% 96 5 Celdas Lineas, Pachachaca, PACHA50-MAHR50_I34 CE-060SIR3C1ESBLI 149 374,82 0,15% 97 5 Celdas Lineas, Morococha, PACHA50-MORO50_F35 CE-060SIR3C1ESBLI 149 374,82 0,15% 98 5 Celdas Lineas, Morococha, PACHA50-MORO50_F36 CE-060SIR3C1ESBLI 149 374,82 0,15% 99 5 Celdas Lineas, Pachachaca, PACHA50-MORO50_I35 CE-060SIR3C1ESBLI 149 374,82 0,15%

100 5 Celdas Lineas, Pachachaca, PACHA50-MORO50_I36 CE-060SIR3C1ESBLI 149 374,82 0,15% 101 5 Celdas Lineas, Oroya Nueva, PACHA50-ONU50_F38 CE-060SIR3C1ESBLI 149 374,82 0,15%

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Item Área Elemento Código Módulo Estándar Asignado

Valorización US$

Alícuota %

102 5 Celdas Lineas, Pachachaca, PACHA50-ONU50_I38 CE-060SIR3C1ESBLI 149 374,82 0,15% 103 5 Celdas Lineas, YAULI, PACHA50-YAULI50_F40 CE-060SIR3C1ESBLI 149 374,82 0,15% 104 5 Celdas Lineas, Pachachaca, PACHA50-YAULI50_I40 CE-060SIR3C1ESBLI 149 374,82 0,15% 105 5 Celdas Lineas, Oroya Nueva, PACHYO69-ONU69_F101 CE-060SIR3C1ESBLI 149 374,82 0,15% 106 5 Celdas Lineas, S.E. PACHACAYO, PACHYO69-ONU69_I101 CE-060SIR3C1ESBLI 149 374,82 0,15% 107 5 Celdas Lineas, PARAGSHA 2, PARAG138-PARAGII_F41 CE-138SIR4C1ESBLI 222 623,67 0,23% 108 5 Celdas Lineas, PARAGSHA 1, PARAG138-PARAGII_I41 CE-138SIR4C1ESBLI 222 623,67 0,23% 109 5 Celdas Lineas, S.E. Carhuamayo, PARAGII-CARHUA138_F10 CE-138SIR4C1ESBLI 222 623,67 0,23% 110 5 Celdas Lineas, PARAGSHA 2, PARAGII-CARHUA138_I10 CE-138SIR4C1ESBLI 222 623,67 0,23% 111 5 Celdas Lineas, Huicra, PASCO50-HUICRA50_F106 CE-060SIR3C1ESBLI 149 374,82 0,15% 112 5 Celdas Lineas, PASCO, PASCO50-HUICRA50_I106 CE-060SIR3C1ESBLI 149 374,82 0,15% 113 5 Celdas Lineas, Derv_Anday, SCRIS50-Derv_Anday_F45 CE-060SIR4C1ESBLI 149 183,26 0,15% 114 5 Celdas Lineas, SAN CRISTOBAL, SCRIS50-Derv_Anday_I45 CE-060SIR4C1ESBLI 149 183,26 0,15% 115 5 Celdas Lineas, Pachachaca, SCRIS50-PACHA50_F39 CE-060SIR4C1ESBLI 149 183,26 0,15% 116 5 Celdas Lineas, SAN CRISTOBAL, SCRIS50-PACHA50_I39 CE-060SIR4C1ESBLI 149 183,26 0,15% 117 5 Celdas Lineas, San Antonio, SCRIS50-SANTO50_F44 CE-060SIR4C1ESBLI 149 183,26 0,15% 118 5 Celdas Lineas, SAN CRISTOBAL, SCRIS50-SANTO50_I44 CE-060SIR4C1ESBLI 149 183,26 0,15% 119 5 Celdas Lineas, Vista Alegre, SJUA50-VALEGR_F109 CE-060COU1C1ESBLI 132 551,26 0,14% 120 5 Celdas Lineas, SAN JUAN (ELAN), SJUA50-VALEGR_I109 CE-060COU1C1ESBLI 132 551,26 0,14% 121 5 Celdas Lineas, Casapalca Norte, TICLIO50-CNOR50_F46 CE-060COU1C1ESBLI 132 551,26 0,14% 122 5 Celdas Lineas, TICLIO50, TICLIO50-CNOR50_I46 CE-060COU1C1ESBLI 132 551,26 0,14% 123 5 Celdas Lineas, EXCELSIOR, VALEGR-EXCEL50_F114 CE-060SIR4C1ESBLI 149 183,26 0,15% 124 5 Celdas Lineas, Vista Alegre, VALEGR-EXCEL50_I114 CE-060SIR4C1ESBLI 149 183,26 0,15% 125 5 Celdas Lineas, DUVAZ, YAULI50-DUVAZ50_F49 CE-060COU1C1ESBLI 132 551,26 0,14% 126 5 Celdas Lineas, YAULI, YAULI50-DUVAZ50_I49 CE-060COU1C1ESBLI 132 551,26 0,14% 127 5 Celdas Lineas, S.E. HUARISCA, CHUP33-HUARI33_F63 CE-033SIR3C1ESBLI 88 568,55 0,24% 128 5 Celdas Lineas, S.E. CHUPACA, CHUP33-HUARI33_I63 CE-033SIR3C1ESBLI 88 568,55 0,24% 129 5 Celdas Lineas, Derv_Macha, COBR69-Derv_Macha_F64 CE-060SIR2C1ESBLI 142 968,86 0,38% 130 5 Celdas Lineas, Cobriza II, COBR69-Derv_Macha_I64 CE-060SIR2C1ESBLI 142 968,86 0,38% 131 5 Celdas Lineas, S.E. MATAPA, COMAS33-MAPAT33_F65 CE-033SIR3C1ESBLI 88 568,55 0,24% 132 5 Celdas Lineas, S.E. COMAS, COMAS33-MAPAT33_I65 CE-033SIR3C1ESBLI 88 568,55 0,24% 133 5 Celdas Lineas, S.E. INGENIO, CONCE13-INGE13_F66 CE-033SIR3C1ESBLI 88 568,55 0,24% 134 5 Celdas Lineas, S.E. CONCEPCION, CONCE13-INGE13_I66 CE-033SIR3C1ESBLI 88 568,55 0,24% 135 5 Celdas Lineas, S.E. NINATAMBO, COND44-TARMA44_F61 CE-033SIR3C1ESBLI 88 568,55 0,24% 136 5 Celdas Lineas, CONDORCOCHA, COND44-TARMA44_I61 CE-033SIR3C1ESBLI 88 568,55 0,24%

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Item Área Elemento Código Módulo Estándar Asignado

Valorización US$

Alícuota %

137 5 Celdas Lineas, SET AYACUCHO, Derv_Canga-AYA60_F69 CE-060SIR2C1ESBLI 142 968,86 0,38% 138 5 Celdas Lineas, MOLLEPATA-PATIO, Derv_Canga-AYA60_I69 CE-060SIR2C1ESBLI 142 968,86 0,38% 139 5 Celdas Lineas, CANGALLO, Derv_Canga-CANG60_F70 CE-060SIR2C1ESBLI 142 968,86 0,38% 140 5 Celdas Lineas, MOLLEPATA-PATIO, Derv_Canga-CANG60_I70 CE-060SIR2C1ESBLI 142 968,86 0,38% 141 5 Celdas Lineas, S.E. CONCEPCION, Derv_Concep-CONCE60_F105 CE-060COU1C1ESBLI 132 551,26 0,35% 142 5 Celdas Lineas, Derv_Concep, Derv_Concep-CONCE60_I105 CE-060COU1C1ESBLI 132 551,26 0,35% 143 5 Celdas Lineas, S.E. XAUXA, Derv_Concep-JAUJA60_F71 CE-060COU1C1ESBLI 132 551,26 0,35% 144 5 Celdas Lineas, Derv_Concep, Derv_Concep-JAUJA60_I71 CE-060COU1C1ESBLI 132 551,26 0,35% 145 5 Celdas Lineas, Huancayoccasa, Derv_Huanca-HUANCA33_F72 CE-033COU1C1ESBLI 82 629,55 0,22% 146 5 Celdas Lineas, Derv_Huanca, Derv_Huanca-HUANCA33_I72 CE-033COU1C1ESBLI 82 629,55 0,22% 147 5 Celdas Lineas, TABLACHACA, Derv_Huanca-TABLA33_F73 CE-033COU1C1ESBLI 82 629,55 0,22% 148 5 Celdas Lineas, Derv_Huanca, Derv_Huanca-TABLA33_I73 CE-033COU1C1ESBLI 82 629,55 0,22% 149 5 Celdas Lineas, MOLLEPATA-PATIO, Derv_Huanta-Derv_Canga_F74 CE-060COU1C1ESBLI 132 551,26 0,35% 150 5 Celdas Lineas, Derv_Huanta, Derv_Huanta-Derv_Canga_I74 CE-060COU1C1ESBLI 132 551,26 0,35% 151 5 Celdas Lineas, SET HUANTA, Derv_Huanta-HUANT60_F75 CE-060COU1C1ESBLI 132 551,26 0,35% 152 5 Celdas Lineas, Derv_Huanta, Derv_Huanta-HUANT60_I75 CE-060COU1C1ESBLI 132 551,26 0,35% 153 5 Celdas Lineas, Derv_Huanta, Derv_Macha-Derv_Huanta_F76 CE-060COU1C1ESBLI 132 551,26 0,35% 154 5 Celdas Lineas, Derv_Macha, Derv_Macha-Derv_Huanta_I76 CE-060COU1C1ESBLI 132 551,26 0,35% 155 5 Celdas Lineas, SET MACHAHUAY, Derv_Macha-MACHA60_F77 CE-060COU1C1ESBLI 132 551,26 0,35% 156 5 Celdas Lineas, Derv_Macha, Derv_Macha-MACHA60_I77 CE-060COU1C1ESBLI 132 551,26 0,35% 157 5 Celdas Lineas, CHALA NUEVA, HUARI33-CHALN33_F88 CE-033SIR3C1ESBLI 88 568,55 0,24% 158 5 Celdas Lineas, S.E. HUARISCA, HUARI33-CHALN33_I88 CE-033SIR3C1ESBLI 88 568,55 0,24% 159 5 Celdas Lineas, S.E. SALESIANOS, HUAYU60-SALE60_F84 CE-060SIR3C1ESBLI 149 374,82 0,40% 160 5 Celdas Lineas, HUAYUCACHI, HUAYU60-SALE60_I84 CE-060SIR3C1ESBLI 149 374,82 0,40% 161 5 Celdas Lineas, S.E. COMAS, INGE33-COMAS33_F89 CE-033SIR3C1ESBLI 88 568,55 0,24% 162 5 Celdas Lineas, S.E. INGENIO, INGE33-COMAS33_I89 CE-033SIR3C1ESBLI 88 568,55 0,24% 163 5 Celdas Lineas, Derv_Huanca, MAN33-Derv_Huanca_F96 CE-033SIR2C1ESBLI 87 967,21 0,23% 164 5 Celdas Lineas, Cobriza I, MAN33-Derv_Huanca_I96 CE-033SIR2C1ESBLI 87 967,21 0,23% 165 5 Celdas Lineas, S.E. CHUPACA, PQIND33-CHUP33_F103 CE-033SEU1C1ESBLI 86 827,93 0,23% 166 5 Celdas Lineas, PQUE IND (ELC), PQIND33-CHUP33_I103 CE-033SEU1C1ESBLI 86 827,93 0,23% 167 5 Celdas Lineas, Derv_Concep, PQIND60-Derv_Concep_F104 CE-060SEU1C1ESBLI 142 136,31 0,38% 168 5 Celdas Lineas, PQUE IND (ELC), PQIND60-Derv_Concep_I104 CE-060SEU1C1ESBLI 142 136,31 0,38% 169 5 Celdas Lineas, S.E. SALESIANOS, PQIND60-SALE60_F108 CE-060SEU1C1ESBLI 142 136,31 0,38% 170 5 Celdas Lineas, PQUE IND (ELC), PQIND60-SALE60_I108 CE-060SEU1C1ESBLI 142 136,31 0,38% 171 5 Celdas Lineas, Restitución, REST33-RESTI33_F107 CE-033SIR2C1ESBLI 87 967,21 0,23%

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Estudio Tarifario para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión del Área de Demanda 5 Página 242 de 263

Item Área Elemento Código Módulo Estándar Asignado

Valorización US$

Alícuota %

172 5 Celdas Lineas, Restitución, REST33-RESTI33_I107 CE-033SIR2C1ESBLI 87 967,21 0,23% 173 5 Celdas Lineas, CHANCHAMAYO, Simsa-CHAN44_F110 CE-033COU1C1ESBLI 82 629,55 0,22% 174 5 Celdas Lineas, Derv_Simsa, Simsa-CHAN44_I110 CE-033COU1C1ESBLI 82 629,55 0,22% 175 5 Celdas Lineas, Derv_Simsa, TARMA44-Simsa_F113 CE-033SIR3C1ESBLI 88 568,55 0,24% 176 5 Celdas Lineas, S.E. NINATAMBO, TARMA44-Simsa_I113 CE-033SIR3C1ESBLI 88 568,55 0,24% 177 5 Celdas Lineas, CONDORCOCHA, CARIPA138-COND138_F14 CE-138SIR3C1ESBLI 215 863,82 15,16% 178 5 Celdas Lineas, CARIPA(PATIO), CARIPA138-COND138_I14 CE-138SIR3C1ESBLI 215 863,82 15,16% 179 5 Celdas Trafos, Yaupi, tr3 Yaupi_121-YAU13B CE-010SIR2C1ESBTR 33 507,26 0,22% 180 5 Celdas Trafos, Yaupi, tr3 Yaupi_121-YAU23 CE-023SIR2C1ESBTR 37 675,94 0,25% 181 5 Celdas Trafos, Yaupi, tr3 Yaupi_121-YAUP138B CE-138SIR2C1ESBTR 132 356,36 0,87% 182 5 Celdas Trafos, INGENIO CONE, tr3 Ingenio-INGE10 CE-010SIR3C1ESBTR 38 341,45 0,10% 183 5 Celdas Trafos, INGENIO CONE, tr3 Ingenio-INGE23 CE-023SIR3C1ESBTR 45 038,81 0,12% 184 5 Celdas Trafos, INGENIO CONE, tr3 Ingenio-INGE60 CE-060SIR3C1ESBTR 120 590,42 0,32% 185 5 Celdas Trafos, SET CAUDALOSA, tr2 caudalosa-CAUDA60 CE-060SIR3C1ESBTR 120 590,42 0,32% 186 5 Celdas Trafos, SET CAUDALOSA, tr2 caudalosa-CAUDA23 CE-023SIR3C1ESBTR 45 038,81 0,12% 187 5 Celdas Trafos, San Mateo Pco, SMateo_TR2-SMAT50 CE-033SIU2C1ESBTR 69 322,64 0,07% 188 5 Celdas Trafos, San Mateo Pco, SMateo_TR2-SMAT60 CE-060SIU2C1ESBTR 128 697,88 0,13% 189 5 Celdas Trafos, ANDAYCHAGUA, tr2 anday_802-ANDAY4 CE-010SIR4C1ESBTR 38 812,30 0,04% 190 5 Celdas Trafos, ANDAYCHAGUA, tr2 anday_802-ANDAY50 CE-060SIR4C1ESBTR 121 764,34 0,12% 191 5 Celdas Trafos, Antuquito, tr2 ant_571-ANTUQ2.4 CE-010SIR4C1ESBTR 38 812,30 0,04% 192 5 Celdas Trafos, Antuquito, tr2 ant_571-ANTUQ50 CE-220SIR4C1ESBTR 278 278,64 0,29% 193 5 Celdas Trafos, Bellavista, tr2 bel_571-BELLA2.4 CE-010SIR3C1ESBTR 38 341,45 0,04% 194 5 Celdas Trafos, Bellavista, tr2 bel_571-BELLAV50 CE-060SIR3C1ESBTR 120 590,42 0,12% 195 5 Celdas Trafos, Casapalca Norte, tr2 cas_571-CNOR4.16 CE-010SIR4C1ESBTR 38 812,30 0,04% 196 5 Celdas Trafos, Casapalca Norte, tr2 cas_571-CNOR50 CE-220SIR4C1ESBTR 278 278,64 0,29% 197 5 Celdas Trafos, Casapalca, tr2 cas_572-CAS2.4 CE-010SIR4C1ESBTR 38 812,30 0,04% 198 5 Celdas Trafos, Casapalca, tr2 cas_572-CAS50 CE-220SIR4C1ESBTR 278 278,64 0,29% 199 5 Celdas Trafos, Casapalca, tr2 cas_573-CAS4.16 CE-010SIR4C1ESBTR 38 812,30 0,04% 200 5 Celdas Trafos, Casapalca, tr2 cas_573-CAS50 CE-220SIR4C1ESBTR 278 278,64 0,29% 201 5 Celdas Trafos, CARAHUACRA(CON), tr2 ccarh_801-CCARH2 CE-010SIR3C1ESBTR 38 341,45 0,04% 202 5 Celdas Trafos, CARAHUACRA(CON), tr2 ccarh_801-CCARH50 CE-060SIR3C1ESBTR 120 590,42 0,12% 203 5 Celdas Trafos, Clos Francisco, tr2 cfra_801-CFRA2 CE-010SIR4C1ESBTR 38 812,30 0,04% 204 5 Celdas Trafos, Clos Francisco, tr2 cfra_801-CFRA50 CE-060SIR4C1ESBTR 121 764,34 0,12% 205 5 Celdas Trafos, Clos Francisco, tr2 cfra_802-CFRA2 CE-010SIR4C1ESBTR 38 812,30 0,04% 206 5 Celdas Trafos, Clos Francisco, tr2 cfra_802-CFRA50 CE-060SIR4C1ESBTR 121 764,34 0,12%

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Item Área Elemento Código Módulo Estándar Asignado

Valorización US$

Alícuota %

207 5 Celdas Trafos, CHAPRIN, tr2 chaprin_801-CHAPR2 CE-010SIR3C1ESBTR 38 341,45 0,04% 208 5 Celdas Trafos, CHAPRIN, tr2 chaprin_801-CHAPR50 CE-060SIR3C1ESBTR 120 590,42 0,12% 209 5 Celdas Trafos, CHAPRIN, tr2 chaprin_802-CHAPR2 CE-010SIR3C1ESBTR 38 341,45 0,04% 210 5 Celdas Trafos, CHAPRIN, tr2 chaprin_802-CHAPR50 CE-060SIR3C1ESBTR 120 590,42 0,12% 211 5 Celdas Trafos, EXCELSIOR, tr2 exc_571-EXCEL50 CE-060SIR4C1ESBTR 121 764,34 0,12% 212 5 Celdas Trafos, EXCELSIOR, tr2 exc_571-EXPD2.4 CE-010SIR4C1ESBTR 38 812,30 0,04% 213 5 Celdas Trafos, EXCELSIOR, tr2 exc_572-EXC2.4 CE-010SIR4C1ESBTR 38 812,30 0,04% 214 5 Celdas Trafos, EXCELSIOR, tr2 exc_572-EXCEL50 CE-060SIR4C1ESBTR 121 764,34 0,12% 215 5 Celdas Trafos, EXCELSIOR, tr2 exc_573-CPIED12 CE-010SIR4C1ESBTR 38 812,30 0,04% 216 5 Celdas Trafos, EXCELSIOR, tr2 exc_573-EXCEL50 CE-060SIR4C1ESBTR 121 764,34 0,12% 217 5 Celdas Trafos, GOYLLARISQUIZGA, tr2 Goyllar-GOYLLA13 CE-010SIR4C1ESBTR 38 812,30 0,04% 218 5 Celdas Trafos, GOYLLARISQUIZGA, tr2 Goyllar-GOYLLA50 CE-060SIR4C1ESBTR 121 764,34 0,12% 219 5 Celdas Trafos, Huicra, tr2 hui_571-HUICRA2 CE-010SIR4C1ESBTR 38 812,30 0,04% 220 5 Celdas Trafos, Huicra, tr2 hui_571-HUICRA50 CE-033SIR4C1ESBTR 72 968,35 0,07% 221 5 Celdas Trafos, MAHR TUNEL, tr2 marh_801-MAHR50 CE-060SIR3C1ESBTR 120 590,42 0,12% 222 5 Celdas Trafos, MAHR TUNEL, tr2 marh_801-MAHRT2 CE-010SIR3C1ESBTR 38 341,45 0,04% 223 5 Celdas Trafos, CARAHUACRA(M), tr2 mcarh_801-MCARH2 CE-010SIR3C1ESBTR 38 341,45 0,04% 224 5 Celdas Trafos, CARAHUACRA(M), tr2 mcarh_801-MCARH50 CE-060SIR3C1ESBTR 120 590,42 0,12% 225 5 Celdas Trafos, Morococha, tr2 mor_571-MOR2.4 CE-010SIR4C1ESBTR 38 812,30 0,04% 226 5 Celdas Trafos, Morococha, tr2 mor_571-MORO50 CE-060SIR4C1ESBTR 121 764,34 0,12% 227 5 Celdas Trafos, C_Morococha, tr2 morococha_c-CMOR2.4 CE-010SIR4C1ESBTR 38 812,30 0,04% 228 5 Celdas Trafos, C_Morococha, tr2 morococha_c-CMOR50 CE-060SIR4C1ESBTR 121 764,34 0,12% 229 5 Celdas Trafos, Oroya, tr2 oro_571-OROY2.3 CE-010SIR3C1ESBTR 38 341,45 0,04% 230 5 Celdas Trafos, Oroya, tr2 oro_571-OROY50 CE-060SIR3C1ESBTR 120 590,42 0,12% 231 5 Celdas Trafos, Oroya Nueva, tr2 oro_651-ONU50 CE-033SIR3C1ESBTR 70 027,68 0,07% 232 5 Celdas Trafos, Oroya Nueva, tr2 oro_651-ONU69 CE-060SIR3C1ESBTR 120 590,42 0,12% 233 5 Celdas Trafos, Pachachaca, tr2 pac_571-PACHA2.3 CE-010SIR3C1ESBTR 38 341,45 0,04% 234 5 Celdas Trafos, Pachachaca, tr2 pac_571-PACHA50 CE-060SIR3C1ESBTR 120 590,42 0,12% 235 5 Celdas Trafos, SAN JOSE, tr2 SanJose-SJOSE23 CE-023SIR3C1ESBTR 45 038,81 0,05% 236 5 Celdas Trafos, SAN JOSE, tr2 SanJose-SJOSE50 CE-060SIR3C1ESBTR 120 590,42 0,12% 237 5 Celdas Trafos, San Antonio, tr2 santo_801-SANTO4 CE-010SIR4C1ESBTR 38 812,30 0,04% 238 5 Celdas Trafos, San Antonio, tr2 santo_801-SANTO50 CE-033SIR4C1ESBTR 72 968,35 0,07% 239 5 Celdas Trafos, SAN CRISTOBAL, tr2 scris_801-SCRIS2 CE-010SIR4C1ESBTR 38 812,30 0,04% 240 5 Celdas Trafos, SAN CRISTOBAL, tr2 scris_801-SCRIS50 CE-060SIR4C1ESBTR 121 764,34 0,12% 241 5 Celdas Trafos, SAN JUAN (ELAN), tr2 sju_571-SJUA2.4 CE-010COU1C1ESBTR 31 739,18 0,03%

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Item Área Elemento Código Módulo Estándar Asignado

Valorización US$

Alícuota %

242 5 Celdas Trafos, SAN JUAN (ELAN), tr2 sju_571-SJUA50 CE-060COU1C1ESBTR 1 090 331,90 1,12% 243 5 Celdas Trafos, SAN JUAN (ELAN), tr2 sju_572-SJUA11 CE-010COU1C1ESBTR 31 739,18 0,03% 244 5 Celdas Trafos, SAN JUAN (ELAN), tr2 sju_572-SJUA50 CE-060COU1C1ESBTR 109 033,19 0,11% 245 5 Celdas Trafos, San Mateo Pco, tr2 smat_801-SMAT2.4 CE-010SIU2C1ESBTR 35 805,12 0,04% 246 5 Celdas Trafos, San Mateo Pco, tr2 smat_801-SMAT50 CE-060SIU2C1ESBTR 128 697,88 0,13% 247 5 Celdas Trafos, SAN CRISTOBAL, tr2 sris_802-SCRIS4 CE-010SIR4C1ESBTR 38 812,30 0,04% 248 5 Celdas Trafos, SAN CRISTOBAL, tr2 sris_802-SCRIS50 CE-220SIR4C1ESBTR 278 278,64 0,29% 249 5 Celdas Trafos, Cobriza I, tr3 cam_2671-COBRI_10 CE-010SIR2C1ESBTR 33 507,26 0,03% 250 5 Celdas Trafos, Cobriza I, tr3 cam_2671-COBRI_69 CE-023SIR2C1ESBTR 37 675,94 0,04% 251 5 Celdas Trafos, S.E. Carhuamayo, tr3 car_1571-CARHUA11 CE-010SIR4C1ESBTR 38 812,30 0,04% 252 5 Celdas Trafos, S.E. Carhuamayo, tr3 car_1571-CARHUA138 CE-138SIR4C1ESBTR 139 703,92 0,14% 253 5 Celdas Trafos, S.E. Carhuamayo, tr3 car_1571-CARHUA50 CE-060SIR4C1ESBTR 121 764,34 0,12% 254 5 Celdas Trafos, Cobriza II, tr3 cobriz_8001-COBR69 CE-060SIR2C1ESBTR 115 062,98 0,12% 255 5 Celdas Trafos, Cobriza II, tr3 cobriz_8001-COBRI10 CE-023SIR2C1ESBTR 37 675,94 0,04% 256 5 Celdas Trafos, Cobriza II, tr3 cobriz_8001-COBRI4 CE-010SIR2C1ESBTR 33 507,26 0,03% 257 5 Celdas Trafos, CHICRIN, tr3 marcop_8001-CHICR04 CE-010SIR3C1ESBTR 38 341,45 0,04% 258 5 Celdas Trafos, Oroya Nueva, tr3 oro_1571-ONU10A CE-010SIR3C1ESBTR 38 341,45 0,04% 259 5 Celdas Trafos, Oroya Nueva, tr3 oro_1571-ONU138 CE-138SIR3C1EANTR 192 536,82 0,20% 260 5 Celdas Trafos, Oroya Nueva, tr3 oro_1571-ONU50 CE-060SIR3C1EDBTR 154 784,35 0,16% 261 5 Celdas Trafos, Oroya Nueva, tr3 oro_1572-ONU10B CE-010SIR3C1ESBTR 38 341,45 0,04% 262 5 Celdas Trafos, Oroya Nueva, tr3 oro_1572-ONU138 CE-138SIR3C1EANTR 192 536,82 0,20% 263 5 Celdas Trafos, Oroya Nueva, tr3 oro_1572-ONU50 CE-060SIR3C1EDBTR 154 784,35 0,16% 264 5 Celdas Trafos, Oroya Nueva, tr3 oro_2571-ONU13A CE-010SIR3C1ESBTR 38 341,45 0,04% 265 5 Celdas Trafos, Oroya Nueva, tr3 oro_2571-ONU220 CE-220SIR3C1EANTR 401 634,55 0,41% 266 5 Celdas Trafos, Oroya Nueva, tr3 oro_2571-ONU50 CE-060SIR3C1EDBTR 154 784,35 0,16% 267 5 Celdas Trafos, OXAPAMPA, tr3 oxap_8001-OXA138 CE-138SIR2C1ESBTR 132 356,36 0,14% 268 5 Celdas Trafos, OXAPAMPA, tr3 oxap_8001-OXA23 CE-023SIR2C1ESBTR 37 675,94 0,04% 269 5 Celdas Trafos, OXAPAMPA, tr3 oxap_8001-OXA60 CE-060SIR2C1ESBTR 115 062,98 0,12% 270 5 Celdas Trafos, PARAGSHA 1, tr3 par_1571-PARAG12 CE-010SIR4C1ESBTR 38 812,30 0,04% 271 5 Celdas Trafos, PARAGSHA 1, tr3 par_1571-PARAG138 CE-138SIR4C1ESBTR 139 703,92 0,14% 272 5 Celdas Trafos, PARAGSHA 1, tr3 par_1571-PARAG50 CE-060SIR4C1ESBTR 121 764,34 0,12% 273 5 Celdas Trafos, PARAGSHA 1, tr3 par_1572-PARAG12 CE-010SIR4C1ESBTR 38 812,30 0,04% 274 5 Celdas Trafos, PARAGSHA 1, tr3 par_1572-PARAG138 CE-138SIR4C1ESBTR 139 703,92 0,14% 275 5 Celdas Trafos, PARAGSHA 1, tr3 par_1572-PARAG50 CE-060SIR4C1ESBTR 121 764,34 0,12% 276 5 Celdas Trafos, PASCO, tr3 Pasco-PASCO23 CE-023SIR3C1ESBTR 45 038,81 0,05%

OSINERGMIN Informe N° 0041-2009-GART

Estudio Tarifario para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión del Área de Demanda 5 Página 245 de 263

Item Área Elemento Código Módulo Estándar Asignado

Valorización US$

Alícuota %

277 5 Celdas Trafos, PASCO, tr3 Pasco-PASCO4 CE-010SIR3C1ESBTR 38 341,45 0,04% 278 5 Celdas Trafos, PASCO, tr3 Pasco-PASCO50 CE-060SIR3C1ESBTR 120 590,42 0,12% 279 5 Celdas Trafos, CURIPATA, tr2 Curipata-CURIP10 CE-010SIR3C1ESBTR 38 341,45 0,04% 280 5 Celdas Trafos, EL CHUMPE, tr2 Chumpe-CHUMP69 CE-060SIR3C1ESBTR 120 590,42 0,12% 281 5 Celdas Trafos, EL CHUMPE, tr2 Chumpe-CHUMP13 CE-010SIR3C1ESBTR 38 341,45 0,04% 282 5 Celdas Trafos, EL CHUMPE, tr2 Chumpe1-CHUMP69 CE-060SIR3C1ESBTR 120 590,42 0,12% 283 5 Celdas Trafos, EL CHUMPE, tr2 Chumpe1-CHUMP13 CE-010SIR3C1ESBTR 38 341,45 0,04% 284 5 Celdas Trafos, ANDAYCHAGUA, tr2 Andaychagua-ANDA23 CE-023SIR4C1ESBTR 44 493,05 0,12% 285 5 Celdas Trafos, ANDAYCHAGUA, tr2 Andaychagua-ANDA50 CE-060SIR4C1ESBTR 121 764,34 0,32% 286 5 Celdas Trafos, CANGALLO, tr2 cang_801-CANG23 CE-023SIR3C1ESBTR 45 038,81 0,12% 287 5 Celdas Trafos, CANGALLO, tr2 cang_801-CANG60 CE-060SIR3C1ESBTR 120 590,42 0,32% 288 5 Celdas Trafos, CHALA NUEVA, tr2 ChalaNueva-CHALA13 CE-010SIR3C1ESBTR 38 341,45 0,10% 289 5 Celdas Trafos, CHALA NUEVA, tr2 ChalaNueva-CHALN33 CE-033SIR3C1ESBTR 70 027,68 0,19% 290 5 Celdas Trafos, S.E. CHUPACA, tr2 Chupaca-CHUP13 CE-010SIR3C1ESBTR 38 341,45 0,10% 291 5 Celdas Trafos, S.E. CHUPACA, tr2 Chupaca-CHUP33 CE-033SIR3C1ESBTR 70 027,68 0,19% 292 5 Celdas Trafos, S.E. COMAS, tr2 Comas-COMAS13 CE-010SIR3C1ESBTR 38 341,45 0,10% 293 5 Celdas Trafos, S.E. COMAS, tr2 Comas-COMAS33 CE-033SIR3C1ESBTR 70 027,68 0,19% 294 5 Celdas Trafos, CONDORCOCHA, tr2 condor_801-COND138 CE-138SIR3C1ESBTR 137 584,24 0,37% 295 5 Celdas Trafos, CONDORCOCHA, tr2 condor_801-COND44 CE-060SIR3C1ESBTR 120 590,42 0,32% 296 5 Celdas Trafos, Huancayoccasa, tr2 Huancayoccasa-HUANCA13 CE-010SIR2C1ESBTR 33 507,26 0,09% 297 5 Celdas Trafos, Huancayoccasa, tr2 Huancayoccasa-HUANCA33 CE-033SIR2C1ESBTR 69 537,59 0,19% 298 5 Celdas Trafos, SET HUANTA, tr2 huant_801-HUANT10 CE-010SIU2MCISBTR 31 935,46 0,09% 299 5 Celdas Trafos, SET HUANTA, tr2 huant_801-HUANT60 CE-060SIU2C1ESBTR 128 697,88 0,34% 300 5 Celdas Trafos, S.E. HUARISCA, tr2 Huarisca_a-HUARI13 CE-010SIR3C1ESBTR 38 341,45 0,10% 301 5 Celdas Trafos, S.E. HUARISCA, tr2 Huarisca_a-HUARI33 CE-033SIR3C1ESBTR 70 027,68 0,19% 302 5 Celdas Trafos, S.E. HUARISCA, tr2 Huarisca_b-HUARI13 CE-010SIR3C1ESBTR 38 341,45 0,10% 303 5 Celdas Trafos, S.E. HUARISCA, tr2 Huarisca_b-HUARI33 CE-033SIR3C1ESBTR 70 027,68 0,19% 304 5 Celdas Trafos, S.E. INGENIO, tr2 Ingenio-INGE13 CE-010SIR3C1ESBTR 38 341,45 0,10% 305 5 Celdas Trafos, S.E. INGENIO, tr2 Ingenio-INGE33 CE-033SIR3C1ESBTR 70 027,68 0,19% 306 5 Celdas Trafos, S.E. JUNIN, tr2 Junin-JUNIN13 CE-010SIR3C1ESBTR 38 341,45 0,10% 307 5 Celdas Trafos, S.E. JUNIN, tr2 Junin-JUNIN50 CE-060SIR3C1ESBTR 120 590,42 0,32% 308 5 Celdas Trafos, SET MACHAHUAY, tr2 macha_801-MACHA23 CE-023SIR2C1ESBTR 37 675,94 0,10% 309 5 Celdas Trafos, SET MACHAHUAY, tr2 macha_801-MACHA60 CE-060SIR2C1ESBTR 115 062,98 0,31% 310 5 Celdas Trafos, S.E. MATAPA, tr2 Matapa_a-MAPAT33 CE-033SIR3C1ESBTR 70 027,68 0,19% 311 5 Celdas Trafos, S.E. MATAPA, tr2 Matapa_a-MATAP13 CE-010SIR3C1ESBTR 38 341,45 0,10%

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Estudio Tarifario para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión del Área de Demanda 5 Página 246 de 263

Item Área Elemento Código Módulo Estándar Asignado

Valorización US$

Alícuota %

312 5 Celdas Trafos, S.E. MATAPA, tr2 Matapa_b-MAPAT33 CE-033SIR3C1ESBTR 70 027,68 0,19% 313 5 Celdas Trafos, S.E. MATAPA, tr2 Matapa_b-MATAP13 CE-010SIR3C1ESBTR 38 341,45 0,10% 314 5 Celdas Trafos, S.E. PACHACAYO, tr2 Pachacayo-PACHYO13 CE-010SIR3C1ESBTR 38 341,45 0,10% 315 5 Celdas Trafos, S.E. PACHACAYO, tr2 Pachacayo-PACHYO69 CE-060SIR3C1ESBTR 120 590,42 0,32% 316 5 Celdas Trafos, PQUE IND (ELC), tr2 ParqIndustrial_a-PQIND10 CE-010SEU1C1ESBTR 32 986,59 0,09% 317 5 Celdas Trafos, PQUE IND (ELC), tr2 ParqIndustrial_a-PQIND60 CE-060SEU1C1ESBTR 112 843,12 0,30% 318 5 Celdas Trafos, PQUE IND (ELC), tr2 ParqIndustrial_b-PQIND10 CE-010SEU1C1ESBTR 32 986,59 0,09% 319 5 Celdas Trafos, PQUE IND (ELC), tr2 ParqIndustrial_b-PQIND60 CE-060SEU1C1ESBTR 112 843,12 0,30% 320 5 Celdas Trafos, Restitución, tr2 Restitucion-RESTI13 CE-010SIR2C1ESBTR 33 507,26 0,09% 321 5 Celdas Trafos, Restitución, tr2 Restitucion-RESTI33 CE-033SIR2C1ESBTR 69 537,59 0,19% 322 5 Celdas Trafos, S.E. SALESIANOS, tr2 Salecianos_a-SALE10 CE-010SIU3C1ESBTR 39 878,05 0,11% 323 5 Celdas Trafos, S.E. SALESIANOS, tr2 Salecianos_a-SALE60 CE-060SIU3C1ESBTR 121 136,18 0,32% 324 5 Celdas Trafos, S.E. SALESIANOS, tr2 Salecianos_b-SALE10 CE-010SIU3C1ESBTR 39 878,05 0,11% 325 5 Celdas Trafos, S.E. SALESIANOS, tr2 Salecianos_b-SALE60 CE-060SIU3C1ESBTR 121 136,18 0,32% 326 5 Celdas Trafos, TABLACHACA, tr2 Tablachaca-TABLA23 CE-023SIR2C1ESBTR 37 675,94 0,10% 327 5 Celdas Trafos, TABLACHACA, tr2 Tablachaca-TABLA33 CE-033SIR2C1ESBTR 69 537,59 0,19% 328 5 Celdas Trafos, PQUE IND (ELC), tr2_ParqIndustrial_c-PQIND10 CE-010SEU1C1ESBTR 32 986,59 0,09% 329 5 Celdas Trafos, PQUE IND (ELC), tr2_ParqIndustrial_c-PQIND33 CE-033SEU1C1ESBTR 68 397,13 0,18% 330 5 Celdas Trafos, SET AYACUCHO, tr3 aya_8001-AYA10 CE-010SIR2C1ESBTR 33 507,26 0,09% 331 5 Celdas Trafos, SET AYACUCHO, tr3 aya_8001-AYA23 CE-023SIR2C1ESBTR 37 675,94 0,10% 332 5 Celdas Trafos, SET AYACUCHO, tr3 aya_8001-AYA60 CE-060SIR2C1ESBTR 115 062,98 0,31% 333 5 Celdas Trafos, CARHUAMAYO, tr3 carhuam_8001-CARHUA13 CE-010SIR4C1ESBTR 38 812,30 0,10% 334 5 Celdas Trafos, CARHUAMAYO, tr3 carhuam_8001-CARHUA23 CE-023SIR4C1ESBTR 44 493,05 0,12% 335 5 Celdas Trafos, S.E. Carhuamayo, tr3 carhuam_8001-CARHUA50 CE-060SIR4C1ESBTR 121 764,34 0,32% 336 5 Celdas Trafos, CHANCHAMAYO, tr3 Chanchamayo-CHAN23 CE-010SER1C1ESBTR 31 197,03 0,08% 337 5 Celdas Trafos, CHANCHAMAYO, tr3 Chanchamayo-CHAN35 CE-023SER1C1ESBTR 33 949,62 0,09% 338 5 Celdas Trafos, CHANCHAMAYO, tr3 Chanchamayo-CHAN44 CE-033SER1C1ESBTR 67 918,41 0,18% 339 5 Celdas Trafos, S.E. CONCEPCION, tr3 conce_8001-CONCE13 CE-023SIR3C1ESBTR 45 038,81 0,12% 340 5 Celdas Trafos, S.E. CONCEPCION, tr3 conce_8001-CONCE6 CE-010SIR3C1ESBTR 38 341,45 0,10% 341 5 Celdas Trafos, S.E. CONCEPCION, tr3 conce_8001-CONCE60 CE-060SIR3C1ESBTR 120 590,42 0,32% 342 5 Celdas Trafos, S.E. XAUXA, tr3 jauja_8001-JAUJA10 CE-010SIR3C1ESBTR 38 341,45 0,10% 343 5 Celdas Trafos, S.E. XAUXA, tr3 jauja_8001-JAUJA13 CE-023SIR3C1ESBTR 45 038,81 0,12% 344 5 Celdas Trafos, S.E. XAUXA, tr3 jauja_8001-JAUJA60 CE-060SIR3C1ESBTR 120 590,42 0,32% 345 5 Celdas Trafos, Cobriza I, tr3 Mantaro_a-MAN33 CE-033SIR2C1ESBTR 69 537,59 0,19% 346 5 Celdas Trafos, Cobriza I, tr3 Mantaro_a-MANTa CE-010SIR2C1ESBTR 33 507,26 0,09%

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Item Área Elemento Código Módulo Estándar Asignado

Valorización US$

Alícuota %

347 5 Celdas Trafos, Cobriza I, tr3 Mantaro_a-SAM1 CE-023SIR2C1ESBTR 37 675,94 0,10% 348 5 Celdas Trafos, Cobriza I, tr3 Mantaro_b-MAN33 CE-033SIR2C1ESBTR 69 537,59 0,19% 349 5 Celdas Trafos, Cobriza I, tr3 Mantaro_b-MANTb CE-010SIR2C1ESBTR 33 507,26 0,09% 350 5 Celdas Trafos, Cobriza I, tr3 Mantaro_b-SAM1 CE-023SIR2C1ESBTR 37 675,94 0,10% 351 5 Celdas Trafos, S.E. PAMPAS, tr3 pamp_8001-PAMP10 CE-010SIR3C1ESBTR 38 341,45 0,10% 352 5 Celdas Trafos, S.E. PAMPAS, tr3 pamp_8001-PAMP23 CE-023SIR3C1ESBTR 45 038,81 0,12% 353 5 Celdas Trafos, S.E. PAMPAS, tr3 pamp_8001-PAMP69 CE-060SIR3C1ESBTR 120 590,42 0,32% 354 5 Celdas Trafos, Restitución, tr3 Restitucion-REST CE-010SIR2C1ESBTR 33 507,26 0,09% 355 5 Celdas Trafos, Restitución, tr3 Restitucion-REST33 CE-033SIR2C1ESBTR 69 537,59 0,19% 356 5 Celdas Trafos, Restitución, tr3 Restitucion-RON1 CE-023SIR2C1ESBTR 37 675,94 0,10% 357 5 Celdas Trafos, S.E. NINATAMBO, tr3 tarma_8001-TARMA10 CE-010SIR3C1ESBTR 38 341,45 0,10% 358 5 Celdas Trafos, S.E. NINATAMBO, tr3 tarma_8001-TARMA23 CE-023SIR3C1ESBTR 45 038,81 0,12% 359 5 Celdas Trafos, S.E. NINATAMBO, tr3 tarma_8001-TARMA44 CE-033SIR3C1ESBTR 70 027,68 0,19% 360 5 Compensadores, Casapalca, Cp cas50 SC-060CO1BPEF-0030 252 541,23 0,26% 361 5 Compensadores, Morococha, Cp moro50 SC-060CO1BPEF-0030 252 541,23 0,26% 362 5 Compensadores, Oroya Nueva, Cp oroyan50 SC-060CO1BPEF-0030 252 541,23 0,26% 363 5 Compensadores, Pachachaca, Cp pacha50 SC-060CO1BPEF-0030 252 541,23 0,26% 364 5 Compensadores, PARAGSHA 1, Cp parags50 SC-060CO1BPEF-0030 252 541,23 0,26% 365 5 Lineas, PAMP69-COBRI_69_60 LT-060SIR1TAS1C1120A 1 394 693,39 9,16% 366 5 Lineas, YAUP138B-OXA138_50 LT-138SIR1TAS1C1300A 2 160 556,93 14,20% 367 5 Lineas, HVELIC60-INGE60_86 LT-060SIR1TAS1C2250A 2 072 342,14 5,43% 368 5 Lineas, INGE60-CAUDA60_87 LT-060SIR1TAS1C2250A 3 647 070,14 9,55% 369 5 Lineas, BVISTA-LAFUND_52 LT-060SIR1TAS1C1120A 107 762,20 0,11% 370 5 Lineas, BVISTA-SHELBY_53 LT-060SIR1TAS1C2250A 406 279,81 0,42% 371 5 Lineas, BVISTA-VALEGR_54 LT-060SIR1TAS1C1120A 356 367,07 0,37% 372 5 Lineas, CARHUA138-CARIPA138_9 LT-138SIR1TAS1C1300A 4 083 681,88 4,19% 373 5 Lineas, CARHUA50-Derv_SanJose_62 LT-060SIR1TAS1C1120A 1 149 797,56 1,18% 374 5 Lineas, CARHUA50-JUNIN50_55 LT-060SIR1TAS1C1120A 1 374 845,10 1,41% 375 5 Lineas, CARHUA50-SHELBY_56 LT-060SIR1TAS1C1120A 1 149 797,56 1,18% 376 5 Lineas, CAS50-CFRA50_17 LT-060SIR1TAS1C1120A 100 243,90 0,10% 377 5 Lineas, CCARH50-MCARH50_3 LT-060SIR1TAS1C1120A 180 038,04 0,18% 378 5 Lineas, CHUMP69-PACHYO69_58 LT-060SIR1TAS1C2250A 4 026 264,44 4,13% 379 5 Lineas, CHURRU50-CNOR50_20 LT-060SIR1TAS1C1120A 317 071,47 0,33% 380 5 Lineas, CNOR50-CFRA50_18 LT-060SIR1TAS1C1120A 61 850,48 0,06% 381 5 Lineas, CNOR50-CFRA50_19 LT-060SIR1TAS1C1120A 61 850,48 0,06%

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Estudio Tarifario para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión del Área de Demanda 5 Página 248 de 263

Item Área Elemento Código Módulo Estándar Asignado

Valorización US$

Alícuota %

382 5 Lineas, COBRI_69-COBR69_59 LT-060SIR1TAS1C2250A 3 615 575,58 3,71% 383 5 Lineas, CURIP50-ONU50_33 LT-060SIR1TAS1C2250A 619 938,92 0,64% 384 5 Lineas, CURIP50-PACHA50_21 LT-060SIR1TAS1C1240A 554 871,75 0,57% 385 5 Lineas, Derv_Anday-ANDA50_22 LT-060SIR1TAS1C1120A 10 024,39 0,01% 386 5 Lineas, Derv_Anday-ANDAY50_23 LT-060SIR1TAS1C1070A 62 701,56 0,06% 387 5 Lineas, Derv_Milpo-PARAG50_111 LT-060SIR1TAS1C2250A 159 362,47 0,16% 388 5 Lineas, Derv_Milpo-PASCO50_68 LT-060SIR1TAS1C2250A 164 401,60 0,17% 389 5 Lineas, Derv_SanJose-EXCEL50_79 LT-060SIR1TAS1C1120A 908 009,21 0,93% 390 5 Lineas, Derv_SanJose-SJOSE50_78 LT-060SIR1TAS1C1120A 1 353 292,65 1,39% 391 5 Lineas, EXCEL50-PARAG50_80 LT-060SIR1TAS1C2250A 76 846,73 0,08% 392 5 Lineas, FUNDIC-ONU50_81 LT-060SIR1TAS1C2250A 168 810,85 0,17% 393 5 Lineas, FUNDIC-ONU50_82 LT-060SIR1TAS1C2250A 155 583,13 0,16% 394 5 Lineas, MAHR50-CCARH50_27 LT-060SIR1TAS1C1120A 396 264,14 0,41% 395 5 Lineas, MALPA50-CARHUA50_90 LT-060SIR1TAS1C1120A 3 242 890,01 3,33% 396 5 Lineas, MALPA50-JUNIN50_91 LT-060SIR1TAS1C1120A 1 867 042,64 1,91% 397 5 Lineas, MARCA50-ALAMB_97 LT-060SIR1TAS1C2250A 54 800,53 0,06% 398 5 Lineas, MARCO50-ATAC50_93 LT-060SIR1TAS1C2250A 94 483,68 0,10% 399 5 Lineas, MARCO50-CHAPR50_94 LT-060SIR1TAS1C2250A 944 836,80 0,97% 400 5 Lineas, MARCO50-PARAG50_102 LT-060SIR1TAS1C2250A 1 083 412,91 1,11% 401 5 Lineas, MCARH50-SANTO50_26 LT-060SIR1TAS1C1120A 76 836,95 0,08% 402 5 Lineas, MILPO50-Derv_Milpo_67 LT-060SIR1TAS1C2250A 54 800,53 0,06% 403 5 Lineas, MORO50-CHURRU50_29 LT-060SIR1TAS1C1120A 335 265,73 0,34% 404 5 Lineas, MORO50-CMOR50_115 LT-060SIR1TAS1C1120A 10 024,39 0,01% 405 5 Lineas, MORO50-DUVAZ50_28 LT-060SIR1TAS1C1120A 64 557,07 0,07% 406 5 Lineas, MORO50-TICLIO50_30 LT-060SIR1TAS1C1120A 335 265,73 0,34% 407 5 Lineas, ONU138-CARIPA138_32 LT-138SIR1TAS1C1300A 1 562 777,39 1,60% 408 5 Lineas, ONU50-MARCA50_100 LT-060SIR1TAS1C2250A 1 259,78 0,00% 409 5 Lineas, OROY50-CASAF50_98 LT-060SIR1TAS1C2250A 150 481,00 0,15% 410 5 Lineas, PACHA50-MAHR50_34 LT-060SIR1TAS1C1120A 123 851,34 0,13% 411 5 Lineas, PACHA50-MORO50_35 LT-060SIR1TAS1C2250A 815 079,19 0,84% 412 5 Lineas, PACHA50-MORO50_36 LT-060SIR1TAS1C2250A 815 394,14 0,84% 413 5 Lineas, PACHA50-ONU50_38 LT-060SIR1TAS1C2250A 1 145 772,13 1,18% 414 5 Lineas, PACHA50-YAULI50_40 LT-060SIR1TAS1C1120A 396 013,53 0,41% 415 5 Lineas, PACHYO69-ONU69_101 LT-060SIR1TAS1C2250A 2 380 988,69 2,44% 416 5 Lineas, PARAG138-PARAGII_41 LT-138SIR1TAS1C1300A 141 237,83 0,14%

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Item Área Elemento Código Módulo Estándar Asignado

Valorización US$

Alícuota %

417 5 Lineas, PARAGII-CARHUA138_10 LT-138SIR1TAS1C1300A 3 030 123,82 3,11% 418 5 Lineas, PASCO50-HUICRA50_106 LT-060SIR1TAS1C2250A 164 401,60 0,17% 419 5 Lineas, SCRIS50-Derv_Anday_45 LT-060SIR1TAS1C1120A 288 201,21 0,30% 420 5 Lineas, SCRIS50-PACHA50_39 LT-060SIR1TAS1C2250A 1 077 932,87 1,11% 421 5 Lineas, SCRIS50-SANTO50_44 LT-060SIR1TAS1C1120A 94 981,09 0,10% 422 5 Lineas, SJUA50-VALEGR_109 LT-060SIR1TAS1C2250A 170 700,52 0,18% 423 5 Lineas, TICLIO50-CNOR50_46 LT-060SIR1TAS1C1120A 317 071,47 0,33% 424 5 Lineas, VALEGR-EXCEL50_114 LT-060SIR0TAS1C1120A 229 102,88 0,23% 425 5 Lineas, YAULI50-DUVAZ50_49 LT-060SIR1TAS1C1120A 134 828,05 0,14% 426 5 Lineas, CHUP33-HUARI33_63 LT-033SIR0PCS0C1070A 261 360,72 0,70% 427 5 Lineas, COBR69-Derv_Macha_64 LT-060SIR1TAS1C2250A 91 334,23 0,24% 428 5 Lineas, COMAS33-MAPAT33_65 LT-033SIR0PCS0C1035A 1 135 010,55 3,03% 429 5 Lineas, CONCE13-INGE13_66 LT-033SIR0PCS0C1120A 250 501,33 0,67% 430 5 Lineas, COND44-TARMA44_61 LT-033SIR0PcS0C1150A 580 410,91 1,55% 431 5 Lineas, Derv_Canga-AYA60_69 LT-060SIR1TAS1C2250A 283 451,04 0,76% 432 5 Lineas, Derv_Canga-CANG60_70 LT-060SIR1TAS1C2250A 3 975 243,40 10,61% 433 5 Lineas, Derv_Concep-CONCE60_105 LT-060SIR1TAS1C1120A 100 243,90 0,27% 434 5 Lineas, Derv_Concep-JAUJA60_71 LT-060SIR1TAS1C1120A 1 328 231,68 3,54% 435 5 Lineas, Derv_Huanca-HUANCA33_72 LT-033SIR0PCS0C1050A 19 066,73 0,05% 436 5 Lineas, Derv_Huanca-TABLA33_73 LT-033SIR0PCS0C1050A 514 499,05 1,37% 437 5 Lineas, Derv_Huanta-Derv_Canga_74 LT-060SIR1TAS1C2250A 1 494 101,88 3,99% 438 5 Lineas, Derv_Huanta-HUANT60_75 LT-060SIR1TAS1C2250A 40 942,93 0,11% 439 5 Lineas, Derv_Macha-Derv_Huanta_76 LT-060SIR1TAS1C2250A 3 261 576,56 8,70% 440 5 Lineas, Derv_Macha-MACHA60_77 LT-060SIR1TAS1C2250A 18 896,74 0,05% 441 5 Lineas, HUARI33-CHALN33_88 LT-033SIR0PCS0C1070A 433 761,38 1,16% 442 5 Lineas, HUAYU60-SALE60_84 LT-060SIR1TAS1C1120A 401 978,06 1,07% 443 5 Lineas, INGE33-COMAS33_89 LT-033SIR0PCS0C1035A 938 070,74 2,50% 444 5 Lineas, MAN33-Derv_Huanca_96 LT-033SIR0PCS0C1050A 181 587,90 0,48% 445 5 Lineas, PQIND33-CHUP33_103 LT-033SIR0PCS0C1070A 182 790,17 0,49% 446 5 Lineas, PQIND60-Derv_Concep_104 LT-060SIR1TAS1C1120A 847 060,94 2,26% 447 5 Lineas, PQIND60-SALE60_108 LT-060SIR1TAS1C1120A 161 893,90 0,43% 448 5 Lineas, REST33-RESTI33_107 LT-033SIR0PCS0C1120A 6 863,05 0,02% 449 5 Lineas, Simsa-CHAN44_110 LT-033SIR0pcS0C1070A 450 969,00 1,20% 450 5 Lineas, TARMA44-Simsa_113 LT-033SIR0PCS0C1070A 1 548 034,68 4,13% 451 5 Lineas, CARIPA138-COND138_14 LT-138SIR1TAS1C1300A 992 482,01 69,69%

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Estudio Tarifario para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión del Área de Demanda 5 Página 250 de 263

Item Área Elemento Código Módulo Estándar Asignado

Valorización US$

Alícuota %

452 5 Transformador, Yaupi, tr3 Yaupi_121 TP-138023010-025SI2E 776 623,91 5,10% 453 5 Transformador, SET CAUDALOSA, tr2 caudalosa TP-060023-015SI3E 472 075,17 1,24% 454 5 Transformador, INGENIO CONE, tr3 Ingenio TP-060023010-015SI3E 563 244,11 1,47% 455 5 Transformador, CURIPATA, tr2 Curipata TP-060010-006SI3E 302 323,38 0,31% 456 5 Transformador, EL CHUMPE, tr2 Chumpe TP-060010-009SI3E 376 282,39 0,39% 457 5 Transformador, EL CHUMPE, tr2 Chumpe1 TP-060010-004SI3E 229 225,67 0,24% 458 5 Transformador, San Mateo Pco, SMateo_TR2 TP-060010-025SI2E 547 428,15 0,56% 459 5 Transformador, ANDAYCHAGUA, tr2 anday_802 TP-060010-010SI3E 396 012,06 0,41% 460 5 Transformador, Antuquito, tr2 ant_571 TP-138010-060SI4E 1 091 780,95 1,12% 461 5 Transformador, Bellavista, tr2 bel_571 TP-060010-005SI3E 270 370,95 0,28% 462 5 Transformador, Casapalca Norte, tr2 cas_571 TP-138010-060SI3E 1 062 884,16 1,09% 463 5 Transformador, Casapalca, tr2 cas_572 TP-138010-060SI4E 1 091 780,95 1,12% 464 5 Transformador, Casapalca, tr2 cas_573 TP-138010-060SI4E 1 091 780,95 1,12% 465 5 Transformador, CARAHUACRA(CON), tr2 ccarh_801 TP-060010-005SI3E 270 370,95 0,28% 466 5 Transformador, Clos Francisco, tr2 cfra_801 TP-060010-005SI3E 270 370,95 0,28% 467 5 Transformador, Clos Francisco, tr2 cfra_802 TP-060010-005SI3E 270 370,95 0,28% 468 5 Transformador, CHAPRIN, tr2 chaprin_801 TP-060010-005SI3E 270 370,95 0,28% 469 5 Transformador, CHAPRIN, tr2 chaprin_802 TP-060010-005SI3E 270 370,95 0,28% 470 5 Transformador, EXCELSIOR, tr2 exc_571 TP-060010-005SI3E 270 370,95 0,28% 471 5 Transformador, EXCELSIOR, tr2 exc_572 TP-060010-005SI3E 270 370,95 0,28% 472 5 Transformador, EXCELSIOR, tr2 exc_573 TP-060010-010SI3E 396 012,06 0,41% 473 5 Transformador, GOYLLARISQUIZGA, tr2 Goyllar TP-060010-005SI3E 270 370,95 0,28% 474 5 Transformador, Huicra, tr2 hui_571 TP-033010-002SI3E 75 896,93 0,08% 475 5 Transformador, MAHR TUNEL, tr2 marh_801 TP-060010-006SI3E 302 323,38 0,31% 476 5 Transformador, CARAHUACRA(M), tr2 mcarh_801 TP-060010-005SI3E 270 370,95 0,28% 477 5 Transformador, Cliente_5, tr2 milpo_801 TP-060010-050CO1E 656 849,19 0,67% 478 5 Transformador, Morococha, tr2 mor_571 TP-060010-006SI3E 302 323,38 0,31% 479 5 Transformador, Morococha, tr2 morococha_c TP-060010-005SI3E 270 370,95 0,28% 480 5 Transformador, Oroya, tr2 oro_571 TP-060010-015SI3E 469 893,60 0,48% 481 5 Transformador, Oroya Nueva, tr2 oro_651 TP-060010-015SI3E 469 893,60 0,48% 482 5 Transformador, Pachachaca, tr2 pac_571 TP-060010-020SI3E 528 246,09 0,54% 483 5 Transformador, SAN JOSE, tr2 SanJose TP-060023-005SI3E 271 584,99 0,28% 484 5 Transformador, San Antonio, tr2 santo_801 TP-033010-002SI3E 75 896,93 0,08% 485 5 Transformador, SAN CRISTOBAL, tr2 scris_801 TP-060010-005SI3E 270 370,95 0,28% 486 5 Transformador, SAN JUAN (ELAN), tr2 sju_571 TP-060010-005CO1E 258 586,23 0,27%

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Estudio Tarifario para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión del Área de Demanda 5 Página 251 de 263

Item Área Elemento Código Módulo Estándar Asignado

Valorización US$

Alícuota %

487 5 Transformador, SAN JUAN (ELAN), tr2 sju_572 TP-060010-015CO1E 448 869,61 0,46% 488 5 Transformador, San Mateo Pco, tr2 smat_801 TP-060010-005SI2E 263 779,37 0,27% 489 5 Transformador, SAN CRISTOBAL, tr2 sris_802 TP-138010-060SI3E 1 062 884,16 1,09% 490 5 Transformador, Cobriza I, tr3 cam_2671 TP-138023010-060SI2E 1 240 461,89 1,27% 491 5 Transformador, S.E. Carhuamayo, tr3 car_1571 TP-138060010-030SI4E 926 272,80 0,95% 492 5 Transformador, Cobriza II, tr3 cobriz_8001 TP-060023010-030SI2E 688 053,05 0,71% 493 5 Transformador, MARCOPAMPA, tr3 marcop_8001 TP-060023010-005SI3E 325 214,41 0,33% 494 5 Transformador, Oroya Nueva, tr3 oro_1571 TP-138060010-030SI3E 901 892,02 0,92% 495 5 Transformador, Oroya Nueva, tr3 oro_1572 TP-138060010-030SI3E 901 892,02 0,92% 496 5 Transformador, Oroya Nueva, tr3 oro_2571 TP-220060010-100SI3E 1 972 940,97 2,02% 497 5 Transformador, OXAPAMPA, tr3 oxap_8001 TP-138060023-020SI2E 666 882,45 0,68% 498 5 Transformador, PARAGSHA 1, tr3 par_1571 TP-138060010-045SI4E 1 147 476,69 1,18% 499 5 Transformador, PARAGSHA 1, tr3 par_1572 TP-138060010-045SI4E 1 147 476,69 1,18% 500 5 Transformador, PASCO, tr3 Pasco TP-060023010-015SI3E 563 244,11 0,58% 501 5 Transformador, ANDAYCHAGUA, tr2 Andaychagua TP-060023-005SI3E 271 584,99 0,72% 502 5 Transformador, CANGALLO, tr2 cang_801 TP-060023-005SI3E 271 584,99 0,72% 503 5 Transformador, CHALA NUEVA, tr2 ChalaNueva TP-033010-001SI3E 53 909,92 0,14% 504 5 Transformador, S.E. CHUPACA, tr2 Chupaca TP-033010-005SI3E 145 774,56 0,39% 505 5 Transformador, S.E. COMAS, tr2 Comas TP-033010-001SI3E 53 909,92 0,14% 506 5 Transformador, CONDORCOCHA, tr2 condor_801 TP-138060010-020SI3E 679 528,22 1,81% 507 5 Transformador, Huancayoccasa, tr2 Huancayoccasa TP-033010-001SI2E 52 651,58 0,14% 508 5 Transformador, SET HUANTA, tr2 huant_801 TP-060010-005SI2E 263 779,37 0,70% 509 5 Transformador, S.E. HUARISCA, tr2 Huarisca_a TP-033010-004SI3E 119 633,84 0,32% 510 5 Transformador, S.E. HUARISCA, tr2 Huarisca_b TP-033010-004SI3E 119 633,84 0,32% 511 5 Transformador, S.E. INGENIO, tr2 Ingenio TP-033010-004SI3E 119 633,84 0,32% 512 5 Transformador, S.E. JUNIN, tr2 Junin TP-060010-005SI3E 270 370,95 0,72% 513 5 Transformador, SET MACHAHUAY, tr2 macha_801 TP-060023-005SI2E 271 077,56 0,72% 514 5 Transformador, S.E. MATAPA, tr2 Matapa_a TP-033010-001SI3E 53 909,92 0,14% 515 5 Transformador, S.E. MATAPA, tr2 Matapa_b TP-033010-001SI3E 53 909,92 0,14% 516 5 Transformador, S.E. PACHACAYO, tr2 Pachacayo TP-060010-005SI3E 270 370,95 0,72% 517 5 Transformador, PQUE IND (ELC), tr2 ParqIndustrial_a TP-060010-015SE1E 463 392,89 1,24% 518 5 Transformador, PQUE IND (ELC), tr2 ParqIndustrial_b TP-060010-007SE1E 326 038,34 0,87% 519 5 Transformador, Restitución, tr2 Restitucion TP-033010-001SI2E 52 651,58 0,14% 520 5 Transformador, S.E. SALESIANOS, tr2 Salecianos_a TP-060010-015SI3E 469 893,60 1,25% 521 5 Transformador, S.E. SALESIANOS, tr2 Salecianos_b TP-060010-015SI3E 469 893,60 1,25%

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Estudio Tarifario para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión del Área de Demanda 5 Página 252 de 263

Item Área Elemento Código Módulo Estándar Asignado

Valorización US$

Alícuota %

522 5 Transformador, TABLACHACA, tr2 Tablachaca TP-033023-002SI2E 74 433,66 0,20% 523 5 Transformador, PQUE IND (ELC), tr2_ParqIndustrial_c TP-033010-005SE1E 143 897,90 0,38% 524 5 Transformador, SET AYACUCHO, tr3 aya_8001 TP-060023010-015SI2E 543 365,30 1,45% 525 5 Transformador, S.E. Carhuamayo, tr3 carhuam_8001 TP-060023010-009SI3E 451 728,14 1,21% 526 5 Transformador, CHANCHAMAYO, tr3 Chanchamayo TP-033023010-010SE1E 292 959,57 0,78% 527 5 Transformador, S.E. CONCEPCION, tr3 conce_8001 TP-060023010-015SI3E 563 244,11 1,50% 528 5 Transformador, S.E. XAUXA, tr3 jauja_8001 TP-060023010-007SI3E 395 975,79 1,06% 529 5 Transformador, Cobriza I, tr3 Mantaro_a TP-033023010-005SI2E 163 440,35 0,44% 530 5 Transformador, Cobriza I, tr3 Mantaro_b TP-033023010-005SI2E 163 440,35 0,44% 531 5 Transformador, S.E. PAMPAS, tr3 pamp_8001 TP-060023010-009SI3E 451 728,14 1,21% 532 5 Transformador, Restitución, tr3 Restitucion TP-033023010-005SI2E 163 440,35 0,44% 533 5 Transformador, S.E. NINATAMBO, tr3 tarma_8001 TP-033023010-010SI3E 300 664,89 0,80% 534 5 Celdas Lineas, TINGO MARÍA, TMAR138-AUCA138_I47 CE-138SER1C1ESBLI 193 675,05 1,55% 535 5 Celdas Trafos, HUÁNUCO, tr2 huanu_11-HUANU10 CE-010SIR2C1ESBTR 33 507,26 0,27% 536 5 Celdas Trafos, HUÁNUCO, tr2 huanu_11-HUANU138 CE-138SIR2C1ESBTR 132 356,36 1,06% 537 5 Celdas Trafos, TINGO MARÍA, tr2 tmaria_801-TMAR138 CE-138SER1C1ESBTR 127 958,14 1,03% 538 5 Celdas Trafos, TINGO MARÍA, tr2 tmaria_801-TMARI10 CE-010SER1C1ESBTR 31 197,03 0,25% 539 5 Celdas Trafos, HUANCAVELICA, tr3 hua_2671-HVELI10 CE-010SIR3C1ESBTR 38 341,45 0,31% 540 5 Celdas Trafos, HUANCAVELICA, tr3 hua_2671-HVELI220 CE-220SIR3C1ESBTR 263 397,11 2,11% 541 5 Celdas Trafos, HUANCAVELICA, tr3 hua_2671-HVELIC60 CE-023SIR3C1ESBTR 45 038,81 0,36% 542 5 Celdas Trafos, HUAYUCACHI, tr3 huy_2671-HUAYU10 CE-010SIR3C1ESBTR 38 341,45 0,31% 543 5 Celdas Trafos, HUAYUCACHI, tr3 huy_2671-HUAYU220 CE-220SIR3C1ESBTR 263 397,11 2,11% 544 5 Celdas Trafos, HUAYUCACHI, tr3 huy_2671-HUAYU60 CE-023SIR3C1ESBTR 45 038,81 0,36% 545 5 Celdas Trafos, HUAYUCACHI, tr3 huy_2672-HUAYU10 CE-010SIR3C1ESBTR 38 341,45 0,31% 546 5 Celdas Trafos, HUAYUCACHI, tr3 huy_2672-HUAYU220 CE-220SIR3C1ESBTR 263 397,11 2,11% 547 5 Celdas Trafos, HUAYUCACHI, tr3 huy_2672-HUAYU60 CE-023SIR3C1ESBTR 45 038,81 0,36% 548 5 Celdas Trafos, PARAGSHA 2, tr3 par_2171-PARAG10 CE-010SIR4C1ESBTR 38 812,30 0,31% 549 5 Celdas Trafos, PARAGSHA 2, tr3 par_2171-PARAG220 CE-220SIR4C1ESBTR 278 278,64 2,23% 550 5 Celdas Trafos, PARAGSHA 2, tr3 par_2171-PARAGII CE-138SIR4C1ESBTR 139 703,92 1,12% 551 5 Lineas, TMAR138-AUCA138_47 LT-138SIR1TAS1C1240A 3 118 483,76 25,00% 552 5 Transformador, HUÁNUCO, tr2 huanu_11 TP-138010-035SI2E 801 323,29 6,42% 553 5 Transformador, TINGO MARÍA, tr2 tmaria_801 TP-138010-020SE1E 549 696,29 4,41% 554 5 Transformador, HUANCAVELICA, tr3 hua_2671 TP-138023010-060SI3E 1 269 584,77 10,18% 555 5 Transformador, HUAYUCACHI, tr3 huy_2671 TP-138023010-060SI3E 1 269 584,77 10,18% 556 5 Transformador, HUAYUCACHI, tr3 huy_2672 TP-138023010-060SI3E 1 269 584,77 10,18%

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Estudio Tarifario para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión del Área de Demanda 5 Página 253 de 263

Item Área Elemento Código Módulo Estándar Asignado

Valorización US$

Alícuota %

557 5 Transformador, PARAGSHA 2, tr3 par_2171 TP-220138010-120SI4E 2 179 642,36 17,47%

.

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Estudio Tarifario para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión del Área de Demanda 5 Página 254 de 263

Anexo E Diagramas Unifilares del SER 2009-

2013-Según análisis de OSINERGMIN.

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MEC CESEL

PowerFactory 13.2.339

DIAGRAMA UNIFILAR DEL SISTEMA

Formato: F-206 Area: 05

Año: 2009

Anexo:

Traf

o 9M

VA

Traf

o 6M

VA

SET Huancayo Oeste 60/10 kV

Nue

va L

inea

240

mm

2 Nueva Linea 300mm2

Traf

o 3.

75M

VA

Sist. Ayacucho-San FranciscoActualmente en Construcción

Ingreso al SEIN 2009

ROTACIONES Y TRASLADO DE CARGAS

ALTAS Y CAMBIO EN TOPOLOGIA

Traf

o 5M

VA

Trafos existentes al 2008

Trafo existente al 2008

Line

aM

olle

pata

-San

Fra

ncis

co

ALAM

B

Derv_Junin

Der

v_A

nday

VALEGR

Derv_Huanca

Derv_Concep

Derv_Huanta Derv_Macha

BVISTA

Derv_Milpo

Diagrama Unifilar

AREA 052009

9.00

9.00

-1

G~Yango G1

G~Chimay G1

168.0084.0084.00

168.0084.0084.00

168.0084.0084.00

0

G~Chimay G2

40.00

40.00

50.00

50.00

0

42.20

42.20

3.50

3.50

2.00

2.00

89.40

89.40

6.00

6.00

-2

84.70

84.70

5.00

5.00

-6

External Grid

13.89

16.9

0

47.68

38.00

38.00

10.005.005.00

10.005.005.00

10.005.005.00

-9

z3 COMAS33

9.44

9.44

11.56

11.56

15.00

15.00

0

15.00

15.00

0

244.11

244.11

3.75

3.75

-1

Carga Gen..

5.005.001.00

5.005.001.00

5.005.001.00

0

0.50

0.50

0

0.20

0.20

5.005.001.00

5.005.001.00

5.005.001.00

0

1.50

1.50

1.00

1.00

0

17.00

0.63

6.00

0

5.005.001.00

5.005.001.00

5.005.001.00

0

0.20

0.20

0

0.20

0.20

0

0.63

0.63

0

2.50

2.50

2

39.19

39.19

32.39

32.39

7.30

7.30

2.00

13.36

13.36

8.05

8.05

5.63

5.63

0.50

0.50

-2

5.00

5.00

-1

-2

5.00

5.00

2

1.00

1.00

0

120.00120.009.00

120.00120.009.00

120.00120.009.00

0

3.00

3.00

1

12.5012.504.20

12.5012.504.20

12.5012.504.20

-3

12.5012.504.20

12.5012.504.20

12.5012.504.20

-1

5.00

5.00

2

6.00

6.00

0

3.75

3.75

0

Alam

bron

3.75

3.75

0

2.

00 2.

00

-2

47.86

47.86

1.36

33.33

33.33

-9

1.89

1.89

25.004.0025.00

25.004.0025.00

25.004.0025.00 0

3.30

3.30

-1

1.53

1.53

3.59

3.59

7.91

7.91

2.47

2.47

17.11

17.11

32.90

32.90

1.50

1.50

15.00

15.00

17.20

17.20

0.87

4.30

4.30

13.0

0

13.00

20.00

20.00

-1

1

G~San Francisco EQ

G~Quicapata EQ

G~LLusita EQ

4.50

63.11

0.65

0.30

1.45

20.0018.0020.00

20.0018.0020.00

20.0018.0020.00 2

15.0010.008.00

15.0010.008.00

15.0010.008.00

4

20.0013.0010.00

20.0013.0010.00

20.0013.0010.00

-1

13.009.105.20

13.009.105.20

13.009.105.20

-10

5.003.002.00

5.003.002.00

5.003.002.00

2

15.004.0015.00

15.004.00

15.00

15.004.00

15.00

-7

7.007.002.00

7.007.002.00

7.007.002.00

3

7.007.003.00

7.007.003.00

7.007.003.00

3

9.009.002.50

9.009.002.50

9.009.002.50

13

13.0013.005.00

13.0013.005.00

13.0013.005.00

26.0013.3013.30

26.0013.3013.30

26.0013.3013.30

7

2.01

2.01

2

2.01

2.01

2

3.75

3.75

-1

3.00

3.00

2

7.50

7.50

2

8.75

8.75

-2

11.00

11.00

0

20.00

20.00

-2

15.00

15.00

0

3.00

3.00

-2

3.00

3.00

-2

7.50

7.50

2

7.50

7.50

2

39.69

39.69

1.85

1.85

120.00120.0040.00

120.00120.0040.00

12

0.00

120.

0040

.00

86.21

86.21

1

1

44.20

44.20

88.16

88.16

G~Malpa G1

G~Yunc G2

G~

Yunc G1

G~Malpa G3

17.00

17.00

1

48.20

48.20

0

Calera

53.20

53.20

G~Yunc G3

50.0050.0016.70

50.0050.0016.70

50.0050.0016.70

-1

48.20

48.20

0

53.20

53.20

48.20

48.20

0

30.0030.0010.00

30.0030.0010.00

30.0030.0010.00

-1

27.83

27.83

G~Rest G3

82.50

82.50

2

1.62

G~Rest G2

120.00

120.00

2

G~Sam G7

120.00

120.00

2

26.50

G~Sam G6

120.00

120.00

2

G~Sam G2

2.61

2.61

120.00

120.00

2

8.755.003.75

8.755.003.75

8.755.003.75

-3

3.45

3.45

-2

0.86

6.33

6.33

5.00

5.00

-2

9.00

9.00

1

G~Sam G3

30.0030.0010.00

30.0030.0010.00

30.0030.0010.00

7

G~Sam G5

G~Sam G1

G~Rest G1

82.50

82.50

2

1.57

1.57

120.00

120.00

2

50.0050.0010.00

50.0050.0010.00

50.0050.0010.00

-1

0.10

G~Chapr G3

G~

Chapr G2

G~Sam G4

3.00

3.00

1

3.75

3.75

1

0.20

0.20

10.00

10.00

1

120.00

120.00

2

1.50

1.50

2

0.20

192.22

192.22

6.00

6.00

1

G~Pacha G3

66.47

66.47

G~Chapr G1

G~Marcop G1

2.39

2.39

0.12

0.12

G~Pacha G2

18.26

18.26

G~Oroy G3

6.00

6.00

-2

192.22

192.22

G~Oroy G1

G~Yaup G1

16.70

16.70

3

G~Hchor G2

G~Pacha G1

13.46

13.46

76.59

76.59

1.62

2.50

2.50

0

120.00

120.00

2

21.63

21.63

194.82

194.82

G~Hchor G1

50.00

50.00

1

28.30

28.30

10.20

10.20

2

2.50

2.50

0

2.50

2.50

2

1.23

1.23

194.82

194.82

6.69

6.69

0.52

0.52

-3

1.91

1.91

3.00

3.00

1

1.57

1.57

2.00

2.00

1.23

1.23

17.00

17.00

1

3.00

3.00

1

0

6.33

6.33

Ticlio

5.75

17.00

17.00

1

0

90.00

90.00

1

107.76

107.76

1.29

1.29

2.69

2.69

17.00

17.00

1

0

12.94

10.20

10.20

2

12.94

7.90

7.90

55.00

55.00

123.90

123.90

18.00

18.00

0

8.93

8.93

173.70

173.70

50.0050.000.38

50.0050.000.38

50.0050.000.38

-2

8.02

8.02

3.23

3.23

1

63.92

63.92

37.80

37.80

0.46

0.46

G~Yaup G4

11.00

11.00

2

37.25

18.26

18.26

G~Yaup G3

G~Yaup G2

SVS

SVC Vizcarra

1.00

1.00

24.17

24.17

1.50

1.50

-4

2.61

1

2.53

1.50

1.50

1

1

6.69

6.69

15.00

15.00

1

1.50

1.50

-1

2.15

6.45

25.00

25.00

-1

2.71

1.22

1.22

44.0035.0044.00

44.0035.0044.00

44.0035.0044.00

4.55

10.00

10.00

2

1.50

1.50

2

3.00

3.00

-1

18.12

82.50

82.50

2

1.62

27.43

22.94

22.94

22.94

27.00

64.70

64.70

20.47

20.4

7

2

9.84

9.84

2.47

2.47

2.68

2.68

1.82

1.82

18.19

18.19

12.50

12.50

-1

30.0030.006.57

30.0030.006.57

30.0030.006.57

-1

30.0030.006.57

30.0030.006.57

30.0030.006.57

-1

53.49

53.4

9

44.0035.0044.00

44.0035.0044.00

44.0035.0044.00

30.0030.006.57

30.0030.006.57

30.0030.006.57-1

G~Yaup G5

50.00

50.00

0

75.00

75.00

0

14.03

14.03

G~Malpa G4

100.00100.0033.00

100.00100.0033.00

100.00100.0033.00

-1

G~Malpa G2

75.50

75.50

42.20

42.20

G~Oroy G2

YANA1010.00 kV

CHIMAY213.80 kV

CHIMAY113.80 kV

YANA220220.00 kV

CHIMA220220.00 kV

SNFRANC6969.00 kV

ROSAURA5050.00 kV

HYOESTE6060.00 kV

ZAPA220220.00 kV

CHAN4444.00 kV

TARMA4444.00 kV

TARMA1010.00 kV

TARMA2322.90 kV

CHAN2322.90 kV

CHAN3535.00 kV

HUAYU10A10.00 kV

CAR

IPA1

3813

8.00

kV

CHURRU50

50.00 kV

SMAT60

60.00 kV

MAL

P2

6.90 kV

MAL

P4

6.90 kV

MAL

P1

6.90 kV

YAUP138B138.00 kV

YUNC

3

13.80 kV

MILPO5050.00 kV

HCHOR50

50.00 kV

CASAF5050.00 kV

PLOXI50

50.00 kV

COTRE50

50.00 kV

SNFRANC23

23.00 kV

COND4444.00 kV

COND138 138.00 kV

YAU23

23.00 kV

OXA6060.00 kV

HYOESTE1010.00 kV

CHICR040.48 kV

MARCO44.16 kV

PAMP1010.00 kV

TOCA10

10.00 kVTOCA23

23.00 kV

COBRI4

4.16 kV

PAMP2323.00 kV

JAUJA1010.00 kV

CONCE13

13.20 kV

CONCE6

6.00 kV

AYA2322.90 kV

AYA1010.00 kV

COBRI1010.00 kV

ANDA50

50.00 kV

YUN2322.90 kV

HUANU1010.50 kV

JAUJA1313.00 kV

ANDA23

22.90 kV

UCHU44.16 kV

UCHU3333.00 kV

CARHUA13

13.20 kV

CARHUA23

22.90 kV

AUCA23

22.90 kV

AUCA6060.00 kV

OXA23 23.00 kV

SALE1010.00 kV

CANG2323.00 kV

ATAC044.16 kV

CHAPR22.40 kV

CASF22.40 kV

MACHA2323.00 kV

MATAP1313.20 kV

COMAS1313.20 kV

MAPAT3333.00 kV

COMAS3333.00 kV

INGE3333.00 kV

INGE1313.20 kV

HUARI1313.20 kV

CHALA1313.20 kV

CHUP1313.20 kV

CHALN3333.00 kV

HUARI3333.00 kV

CHUP3333.00 kV

INGE1010.00 kV

PQIND3333.00 kV

PQIND1010.00 kV

INGE2323.00 kV

HUANT1010.00 kV

INGE6060.00 kV

ATAC5050.00 kV

CHAPR5050.00 kV

SAM713.80 kV

SAM613.80 kV

SAM513.80 kV

CMAYO220220.00 kV

CARHUA138

138.00 kV

PARAG138138.00 kV

MILPO1313.20 kV

PARAG1010.00 kV

PARAG12

12.00 kV

COBR6969.00 kV

PARAGII138.00 kV

RON1

13.80 kV

AUCA138

138.00 kV

RON313.80 kV

HUANU138138.00 kV

TMARI1010.00 kV

MAL

P3

6.90 kV

COBRI_6969.00 kV

PARAG220220.00 kV

COBRI_69C69.00 kV

RON220C220.00 kV

MANTb0.38 kV

CURIP1010.00 kV

RESTI1313.20 kV

RESTI33

33.00 kV

REST3333.00 kV

REST

0.38 kV

TABLA23

22.90 kV

HUANCA13

13.20 kV

TABLA33

33.00 kV

HUANCA33

33.00 kVMAN33

33.00 kV

MANTa0.38 kV

PACHYO1313.20 kV

GOYLLA1313.20 kV

PASCO44.16 kV

PASCO2322.90 kV

PASCO5050.00 kV

SJOSE2322.90 kV

SJOSE5050.00 kV

CARMI220220.00 kV

SAM213.80 kV

JUNIN1313.20 kV

CAS2.42.40 kV

UCHU138138.00 kV

SCRIS44.16 kV

SCRIS22.40 kV

SCRIS5050.00 kV

CMOR5050.00 kV

ANDAY4 4.16 kV

CMOR2.42.40 kV

ANDAY5050.00 kV

SANTO44.16 kV

SANTO5050.00 kV

MCARH22.40 kV

HVELI1010.00 kV

MCARH5050.00 kV

CCARH22.40 kV

CCARH5050.00 kV

MAHRT22.40 kV

MAHR5050.00 kV

HVELIC6060.00 kV

MOLLEP6969.00 kV

MARCO50

50.00 kV

MARCA5050.00 kV

HUAYU10b10.00 kV

OXA138138.00 kV

TMAR138138.00 kV

SMAT2.42.40 kV

HUAYU6060.00 kV

SAM313.80 kV

HCHOR1010.00 kV

CFRA22.40 kV

CNOR4.164.16 kV

HVELI220220.00 kV

CNOR50

50.00 kV

BELLA2.4

2.40 kV

SMAT50

50.00 kV

HUAYU220220.00 kV

BELLAV5050.00 kV

ANTUQ2.42.40 kV

POMAC220

220.00 kV

ANTUQ50

50.00 kV

CFRA50

50.00 kV

PACHA220

220.00 kV

CAS4.164.16 kV

CAS50

50.00 kV

TICLIO50

50.00 kV

MORO2.42.40 kV

DUVAZ50

50.00 kV

MORO5050.00 kV

YAULI5050.00 kV

RON213.80 kV

PACHA2.32.30 kV

CHUMP1312.50 kV

RON220B220.00 kV

CHUMP6969.00 kV

PACHYO69

69.00 kV

RON220A220.00 kV

OROY2.32.30 kV

OROY5050.00 kV

SAM1

13.80 kV

GOYLLA5050.00 kV

HUICRA22.45 kV

HUICRA50

50.00 kV

COBRI_69P69.00 kV

SAM413.80 kV

SJUA1111.00 kV

PAMP6969.00 kV

SJUA2.42.40 kV

LAFUND50.00 kV

SJUA5050.00 kV

COBRI_1010.00 kV

PARAG5050.00 kV

CONCE6060.00 kV

CPIED1212.00 kV

EXC2.4

2.40 kV

EXPD2.42.40 kV

EXCEL5050.00 kV

PQIND6060.00 kV

JUNIN5050.00 kV

SHELBY50.00 kV

MALPA5050.00 kV

TOCA138138.00 kV

SALE6060.00 kV

SVCVIZ

16.00 kV

TMAR220220.00 kV

CURIP5050.00 kV

FUNDIC50.00 kV

MAYUP 50.00 kV

JAUJA6060.00 kV

PACHA5050.00 kV

ONU69

69.00 kV

ONU10A11.00 kV

ONU10B11.00 kV

ONU138138.00 kV

CANG6069.00 kV

CARHUA1111.00 kV

CARHUA5050.00 kV

TMAR1010.00 kV

AYA6069.00 kV

YAU13B13.80 kV

YAU13A

13.80 kV

YAUP138

138.00 kV

YUNCAN138

138.00 kV

YUNC

2

13.80 kV

HUANT6069.00 kV

YUNC

1

13.80 kV

ONU13A13.80 kV

ONU5050.00 kV

YUNCAN220220.00 kV

ONU220220.00 kV

MACHA6069.00 kV

VIZC220220.00 kV

DIg

SILE

NT

OSINERGMIN Informe N° 0041-2009-GART

Estudio Tarifario para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión del Área de Demanda 5 Página 256 de 263

MEC CESEL

PowerFactory 13.2.339

DIAGRAMA UNIFILAR DEL SISTEMA

Formato: F-206 Area: 05

Año: 2010

Anexo:

Traf

o 9M

VA

Nueva Línea

Nueva Línea

Traf

o 6M

VA

Traf

o 6M

VA

Nuevo TrafoMonofásicos3-1 X 27 MVA

Nueva LineaYanango_Simsa

Nuevo Trafo 15 M

VA

Traf

o 6M

VA

SET Huancayo Oeste60/10 kV

SET Orcotuna50/50/10 MVA

Nue

va L

inea

240

mm

2 Nueva Linea 300mm2

Traf

o 3.

75M

VA

Traf

o 6M

VA

Traf

o 6M

VA

Sist. Ayacucho-San FranciscoActualmente en Construcción

Ingreso al SEIN 2009

Existente13/9.1/5.2 MVA44/35/22.9 kV

ROTACIONES Y TRASLADO DE CARGAS

ALTAS Y CAMBIO EN TOPOLOGIA

Line

a Pq

Indu

stria

l_D

ervC

once

p de

60

kVEn

ergi

zada

en

33 k

V (O

rcot

una_

Pq In

dust

rial)

Trafos existentes al 2008

Trafo existente al 2008

Nue

va L

inea

Con

cepc

ión-

Com

as

Traf

o 12

.5 M

VA

ALA

MB

Derv_Junin

Der

v_An

day

VALEGR

Derv_Huanca

Derv_Huanta Derv_Macha

BVISTA

Derv_Milpo

Traf

o 5

MVA

Diagrama Unifilar

AREA 052010

9.00

9.00

-1

G~Yango G1

G~Chimay G1

168.0084.0084.00

168.0084.0084.00

168.0084.0084.00

0

G~Chimay G2

40.00

40.00

50.00

50.00

0

42.20

42.20

3.50

3.50

2.00

2.00

55.00

55.00

6.00

6.00

0

6.00

6.00

0

89.40

89.40

zz8 COND44

6.00

6.00

-5

zz9 AY_SFRA

84.70

84.70

10.005.005.00

10.005.005.00

10.005.005.00

-1

15.00

15.00

0

5.00

5.00

-4

0

7.007.003.00

7.007.003.00

7.007.003.00

6

39.70

39.70

-2 3.00

3.00

2

10.00

10.00

30.00

30.00

9.44

9.44

11.56

11.56

tr2 H

yoes

te_b

15.00

15.00

0

tr2 H

yoes

te

15.00

15.00

0

16.9

0

16.90

50.0050.0020.00

50.0050.0020.00

50

.00

50.0

020

.00

-2

222.00

222.00

3.75

3.75

-1

69.00

69.00

6.00

6.00

0

6.00

6.00

0

5.005.001.00

5.005.001.00

5.005.001.00

0

0.50

0.50

0

0.20

0.20

5.005.001.00

5.005.001.00

5.005.001.00

0

85.00

85.00

-1

1.50

1.50

1.00

1.00

0

17.00

0.63

6.00

0

lod hchor10_MEC

5.005.001.00

5.005.001.00

5.005.001.00

0

0.20

0.20

0

0.20

0.20

0

0.63

0.63

0

2.50

2.50

0

39.19

39.19

32.39

32.39

7.30

7.30

2.00

2.00

13.36

13.36

8.05

8.05

5.63

5.63

0.50

0.50

-2

5.00

5.00

-2

2

1.00

1.00

0

120.00120.009.00

120.00120.009.00

120.00120.009.00

0

59.20

59.20

3.00

3.00

2

12.5012.504.20

12.5012.504.20

12.5012.504.20

-4

12.5012.504.20

12.5012.504.20

12.5012.504.20

0

5.00

5.00

2

6.00

6.00

0

3.75

3.75

0

Alam

bron

Cemento Andino

3.75

3.75

0

2.

00 2.

00

-2

47.86

47.86

1.36

33.33

33.33

-9

1.89

1.89

25.004.00

25.00

25.004.00

25.00

25.004.0025.00 0

3.30

3.30

-1

1.53

1.53

3.59

3.59

7.91

7.91

2.47

2.47

17.11

17.11

32.90

32.90

1.50

1.50

15.00

15.00

17.20

17.20

0.87

4.30

4.30

38.00

38.00

13.0

0

13.00

20.00

20.00

4

1

G~San Francisco EQ

G~Quicapata EQ

G~LLusita EQ

4.50

63.11

0.65

0.30

1.45

20.0018.0020.00

20.0018.0020.00

20.0018.0020.00 2

15.0010.008.00

15.0010.008.00

15.0010.008.00

4

20.0013.0010.00

20.0013.0010.00

20.0013.0010.00

-1

24.00

24.00

5.003.002.00

5.003.002.00

5.003.002.00

3

15.004.00

15.00

15.004.0015.00

15.004.00

15.00

-6

7.007.002.00

7.007.002.00

7.007.002.00

3

9.009.002.50

9.009.002.50

9.009.002.50

13

13.0013.005.00

13.0013.005.00

13.0013.005.00

26.0013.3013.30

26.0013.3013.30

26.0013.3013.30

1

23.80

23.80

2.01

2.01

2

2.01

2.01

2

3.75

3.75

-1

7.50

7.50

2

8.75

8.75

2

11.00

11.00

0

20.00

20.00

2

15.00

15.00

0

3.00

3.00

-2

12.50

12.50

-2

7.50

7.50

2

7.50

7.50

2

39.69

39.69

1.85

1.85

120.00120.0040.00

120.00120.0040.00

12

0.00

120.

0040

.00

86.21

86.21

1

1

44.20

44.20

88.16

88.16

G~Malpa G1

G~Yunc G2

G~

Yunc G1

G~Malpa G3

17.00

17.00

1

48.20

48.20

0

Calera

53.20

53.20

G~Yunc G3

50.0050.0016.70

50.0050.0016.70

50.0050.0016.70

-1

48.20

48.20

0

53.20

53.20

48.20

48.20

0

30.0030.0010.00

30.0030.0010.00

30.0030.0010.00

0

27.83

27.83

G~Rest G3

82.50

82.50

2

1.62

G~Rest G2

120.00

120.00

2

G~Sam G7

120.00

120.00

2

26.50

26.50

G~Sam G6

120.00

120.00

2

G~Sam G2

2.61

2.61

120.00

120.00

2

8.755.003.75

8.755.003.75

8.755.003.75

-3

3.45

3.45

-2

0.86

6.33

6.33

5.00

5.00

-2

9.00

9.00

1

G~Sam G3

30.0030.0010.00

30.0030.0010.00

30.0030.0010.00

7

G~Sam G5

G~Sam G1

G~Rest G1

82.50

82.50

2

1.57

1.57

120.00

120.00

2

50.0050.0010.00

50.0050.0010.00

50.0050.0010.00

0

0.10

G~Chapr G3

G~

Chapr G2

G~Sam G4

3.00

3.00

1

3.75

3.75

1

0.20

0.20

10.00

10.00

1

120.00

120.00

2

1.50

1.50

2

0.20

192.22

192.22

6.00

6.00

1

G~Pacha G3

66.47

66.47

G~Chapr G1

G~Marcop G1

2.39

2.39

0.12

0.12

G~Pacha G2

18.26

18.26

G~Oroy G3

6.00

6.00

-2

192.22

192.22

G~Oroy G1

G~Yaup G1

16.70

16.70

3

G~Hchor G2

G~Pacha G1

13.46

13.46

76.59

76.59

1.62

2.50

2.50

0

120.00

120.00

2

21.63

21.63

194.82

194.82

G~Hchor G1

50.00

50.00

1

28.30

28.30

10.20

10.20

2

2.50

2.50

0

2.50

2.50

2

1.23

1.23

194.82

194.82

6.69

6.69

0.52

0.52

-3

4.00

4.00

1.91

1.91

3.00

3.00

1

1.57

1.57

2.00

2.00

1.23

1.23

17.00

17.00

1

3.00

3.00

1

0

6.33

6.33

Ticlio

5.75

17.00

17.00

1

0

90.00

90.00

1

107.76

107.76

1.29

1.29

2.69

2.69

17.00

17.00

1

1

12.94

10.20

10.20

2

12.94

7.90

7.90

55.00

55.00

123.90

123.90

18.00

18.00

0

8.93

8.93

173.70

173.70

50.0050.000.38

50.0050.000.38

50.0050.000.38

-2

8.02

8.02

3.23

3.23

1

63.92

63.92

37.80

37.80

0.46

0.46

G~Yaup G4

11.00

11.00

2

37.25

18.26

18.26

G~Yaup G3

G~Yaup G2

SVS

SVC Vizcarra

1.00

1.00

24.17

24.17

1.50

1.50

-4

2.61

1

2.53

1.50

1.50

1

0

6.69

6.69

15.00

15.00

1

1.50

1.50

-1

2.15

6.45

25.00

25.00

-1

2.71

1.22

1.22

44.0035.0044.00

44.0035.0044.00

44.0035.0044.00

4.55

10.00

10.00

2

1.50

1.50

2

3.00

3.00

-1

18.12

82.50

82.50

2

1.62

27.43

22.94

22.94

22.94

27.00

64.70

64.70

20.47

20.4

7

2

9.84

9.84

2.47

2.47

2.68

2.68

1.82

1.82

18.19

18.19

12.50

12.50

-2

30.0030.006.57

30.0030.006.57

30.0030.006.57

-1

30.0030.006.57

30.0030.006.57

30.0030.006.57

-1

4.00

4.00

53.49

53.4

9

44.0035.0044.00

44.0035.0044.00

44.0035.0044.00

30.0030.006.57

30.0030.006.57

30.0030.006.57-1

G~Yaup G5

50.00

50.00

0

75.00

75.00

0

14.03

14.03

G~Malpa G4

100.00100.0033.00

100.00100.0033.00

100.00100.0033.00

-1

G~Malpa G2

75.50

75.50

42.20

42.20

G~Oroy G2

YANA1010.00 kV

CHIMAY213.80 kV

CHIMAY113.80 kV

YANA220220.00 kV

CHIMA220220.00 kV

SATIPO60.00 kV

PICHANAKI60.00 kV

SATIP2322.90 kV

SNFRANC6969.00 kV

PICHA2322.90 kV

ZAPA220220.00 kV

YANANG6060.00 kV

TARMA6060.00 kV

TARMA1010.00 kV

TARMA2322.90 kV

ROSAURA5050.00 kV

HYOESTE6060.00 kV

OR

CO

T33

33.0

0 kV

ORCOTUNA6060.00 kV

ORCOTUNA220220.00 kV

P_Bermudez60.00 kV

P_Bermudez10

33.00 kV

SIMSA6060.00 kV

COMAS33_b60.00 kV

HUAYU10A10.00 kV

V_Rica6060.00 kV

V_Rica2322.90 kV

CHAN2322.90 kV

CAR

IPA1

3813

8.00

kV

CHURRU50

50.00 kV

SMAT60

60.00 kV

MAL

P2

6.90 kV

MAL

P4

6.90 kV

MAL

P1

6.90 kV

YAUP138B138.00 kV

YUNC

3

13.80 kV

MILPO5050.00 kV

HCHOR50

50.00 kV

CASAF5050.00 kV

PLOXI50

50.00 kV

COTRE50

50.00 kV

SNFRANC2323.00 kV

COND4444.00 kV

COND138 138.00 kV

YAU23

23.00 kV

CHAN6060.00 kV

OXA6060.00 kV

HYOESTE1010.00 kV

CHICR040.48 kV

MARCO44.16 kV

PAMP1010.00 kV

TOCA10

10.00 kVTOCA23

23.00 kV

COBRI4

4.16 kV

PAMP2323.00 kV

JAUJA10 10.00 kV

CONCE13

13.20 kV

CONCE6

6.00 kV

AYA2322.90 kV

AYA1010.00 kV

COBRI1010.00 kV

ANDA50

50.00 kV

YUN2322.90 kV

HUANU10

10.50 kV

JAUJA1313.00 kV

ANDA23

22.90 kV

UCHU44.16 kV

UCHU3333.00 kV

CARHUA13

13.20 kV

CARHUA23

22.90 kV

AUCA23

22.90 kV

AUCA6060.00 kV

OXA23 23.00 kV

SALE1010.00 kV

CANG2323.00 kV

ATAC044.16 kV

CHAPR22.40 kV

CASF22.40 kV

MACHA2323.00 kV

MATAP1313.20 kV

COMAS1313.20 kV

MAPAT3333.00 kV

COMAS3333.00 kV

INGE3333.00 kV

INGE1313.20 kV

HUARI1313.20 kV

CHALA1313.20 kV

CHUP1313.20 kV

CHALN3333.00 kV

HUARI3333.00 kV

CHUP3333.00 kV

INGE1010.00 kV

PQIND3333.00 kV

PQIND1010.00 kV

INGE2323.00 kV

HUANT1010.00 kV

INGE6060.00 kV

ATAC5050.00 kV

CHAPR5050.00 kV

SAM713.80 kV

SAM613.80 kV

SAM513.80 kV

CMAYO220220.00 kV

CARHUA138

138.00 kV

PARAG138138.00 kV

MILPO1313.20 kV

PARAG1010.00 kV

PARAG12

12.00 kV

COBR6969.00 kV

PARAGII138.00 kV

RON1

13.80 kV

AUCA138

138.00 kV

RON313.80 kV

HUANU138138.00 kV

TMARI1010.00 kV

MAL

P3

6.90 kV

COBRI_6969.00 kV

PARAG220220.00 kV

COBRI_69C69.00 kV

RON220C220.00 kV

MANTb0.38 kV

CURIP1010.00 kV

RESTI1313.20 kV

RESTI33

33.00 kV

REST3333.00 kV

REST

0.38 kV

TABLA23

22.90 kV

HUANCA13

13.20 kV

TABLA33

33.00 kV

HUANCA33

33.00 kVMAN33

33.00 kV

MANTa0.38 kV

PACHYO1313.20 kV

GOYLLA1313.20 kV

PASCO44.16 kV

PASCO2322.90 kV

PASCO5050.00 kV

SJOSE2322.90 kV

SJOSE5050.00 kV

CARMI220220.00 kV

SAM213.80 kV

JUNIN1313.20 kV

CAS2.42.40 kV

UCHU138138.00 kV

SCRIS44.16 kV

SCRIS22.40 kV

SCRIS5050.00 kV

CMOR5050.00 kV

ANDAY4 4.16 kV

CMOR2.42.40 kV

ANDAY5050.00 kV

SANTO44.16 kV

SANTO5050.00 kV

MCARH22.40 kV

HVELI1010.00 kV

MCARH5050.00 kV

CCARH22.40 kV

CCARH5050.00 kV

MAHRT22.40 kV

MAHR5050.00 kV

HVELIC6060.00 kV

MOLLEP69

69.00 kV

MARCO50

50.00 kV

MARCA5050.00 kV

HUAYU10b10.00 kV

OXA138138.00 kV

TMAR138138.00 kV

SMAT2.42.40 kV

HUAYU6060.00 kV

SAM313.80 kV

HCHOR1010.00 kV

CFRA22.40 kV

CNOR4.164.16 kV

HVELI220220.00 kV

CNOR50

50.00 kV

BELLA2.4

2.40 kV

SMAT50

50.00 kV

HUAYU220220.00 kV

BELLAV5050.00 kV

ANTUQ2.4

2.40 kV

POMAC220

220.00 kV

ANTUQ50

50.00 kV

CFRA50

50.00 kV

PACHA220

220.00 kV

CAS4.164.16 kV

CAS50

50.00 kV

TICLIO50

50.00 kV

MORO2.42.40 kV

DUVAZ50

50.00 kV

MORO50

50.00 kV

YAULI5050.00 kV

RON213.80 kV

PACHA2.32.30 kV

CHUMP1312.50 kV

RON220B220.00 kV

CHUMP6969.00 kV

PACHYO69

69.00 kV

RON220A220.00 kV

OROY2.32.30 kV

OROY5050.00 kV

SAM1

13.80 kV

GOYLLA5050.00 kV

HUICRA22.45 kV

HUICRA5050.00 kV

COBRI_69P69.00 kV

SAM413.80 kV

SJUA1111.00 kV

PAMP6969.00 kV

SJUA2.42.40 kV

LAFUND50.00 kV

SJUA5050.00 kV

COBRI_1010.00 kV

PARAG50

50.00 kV

CONCE6060.00 kV

CPIED1212.00 kV

EXC2.4

2.40 kV

EXPD2.42.40 kV

EXCEL5050.00 kV

PQIND6060.00 kV

JUNIN5050.00 kV

SHELBY50.00 kV

MALPA5050.00 kV

TOCA138138.00 kV

SALE6060.00 kV

SVCVIZ

16.00 kV

TMAR220220.00 kV

CURIP5050.00 kV

FUNDIC50.00 kV

MAYUP 50.00 kV

JAUJA6060.00 kV

PACHA5050.00 kV

ONU69

69.00 kV

ONU10A11.00 kV

ONU10B11.00 kV

ONU138138.00 kV

CANG6069.00 kV

CARHUA1111.00 kV

CARHUA5050.00 kV

TMAR1010.00 kV

AYA6069.00 kV

YAU13B13.80 kV

YAU13A

13.80 kV

YAUP138

138.00 kV

YUNCAN138

138.00 kV

YUNC

2

13.80 kV

HUANT6069.00 kV

YUNC

1

13.80 kV

ONU13A13.80 kV

ONU5050.00 kV

YUNCAN220220.00 kV

ONU220220.00 kV

MACHA6069.00 kV

VIZC220220.00 kV

DIg

SILE

NT

OSINERGMIN Informe N° 0041-2009-GART

Estudio Tarifario para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión del Área de Demanda 5 Página 257 de 263

MEC CESEL

PowerFactory 13.2.339

DIAGRAMA UNIFILAR DEL SISTEMA

Formato: F-206 Area: 05

Año: 2011

Anexo:

Traf

o 9M

VA

Nueva Línea

Nueva Línea

Traf

o 6M

VA

Traf

o 6M

VA

SET Mollepata 138/69 kVNuevo Trafo 50 MVA

Nuevo TrafoMonofásicos3-1 X 27 MVA

Nuevo LineaYanango_Chimay

Nuevo Trafo 15 M

VA

Traf

o 6M

VA

SET Huancayo Oeste60/10 kV

SET Orcotuna50/50/10 MVA

Nue

va L

inea

240

mm

2 Nueva Linea 300mm2

Nueva Linea 138 kV

Traf

o 3.

75M

VA

Traf

o 6M

VATr

afo

6MVA

Sist. Ayacucho-San FranciscoActualmente en Construcción

Ingreso al SEIN 2009

Existente13/9.1/5.2 MVA44/35/22.9 kV

ROTACIONES Y TRASLADO DE CARGAS

ALTAS Y CAMBIO EN TOPOLOGIA

Trafos existentes al 2008

Trafo existente al 2008

SET Mantaro 220/138 kV

Nuevo Trafo 50 M

VA

Line

a Pq

Indu

stria

l_D

ervC

once

p 60

kV

Ener

giza

da e

n 33

kV

(Lin

ea O

rcot

una

PqIn

dust

rial)

Nue

vo T

rafo

5 M

VA

Nue

vo T

rafo

1.5

MVA

ALA

MB

Derv_Junin

Der

v_An

day

VALEGR

Derv_Huanca

Derv_Huanta Derv_Macha

BVISTA

Derv_Milpo

Nue

va L

inea

con

cepc

ión-

com

as

Diagrama Unifilar

AREA 052011

9.00

9.00

-1

G~Yango G1

G~Chimay G1

168.0084.0084.00

168.0084.0084.00

168.0084.0084.00

0

G~Chimay G2

40.00

40.00

50.00

50.00

0

42.20

42.20

3.50

3.50

2.00

2.00

55.00

55.00

6.00

6.00

0

6.00

6.00

0

89.40

89.40

zz8 COND44

6.00

6.00

2

zz9 AY_SFRA

84.70

84.70

10.005.005.00

10.005.005.00

10.005.005.00

-1

1.50

1.50

-2

5.00

5.00

-6

0

50.00

50.00

5

1.50

1.50

1.50

1.50

15.00

15.00

0

39.70

39.70

12.50

12.50

1

6.00

6.00

0

10.00

100.00

100.00

50.00

50.00

-6

30.00

30.00

9.44

9.44

11.56

11.56

tr2 H

yoes

te_b

15.00

15.00

0

tr2 H

yoes

te

15.00

15.00

0

16.9

0

16.90

50.0050.0020.00

50.0050.0020.00

50

.00

50.0

020

.00

-2

222.00

222.00

3.75

3.75

-1

69.00

69.00

6.00

6.00

0

Carga Gen..

5.005.001.00

5.005.001.00

5.005.001.00

0

0.50

0.50

0

0.20

0.20

5.005.001.00

5.005.001.00

5.005.001.00

0

85.00

85.00

-2

1.50

1.50

1.00

1.00

0

17.00

0.63

6.00

0

lod hchor10_MEC

5.005.001.00

5.005.001.00

5.005.001.00

0

0.20

0.20

0

0.20

0.20

0

0.63

0.63

0

2.50

2.50

0

39.19

39.19

32.39

32.39

7.30

7.30

2.00

2.00

13.36

13.36

8.05

8.05

5.63

5.63

-2

5.00

5.00

-4

2

1.00

1.00

0

120.00120.009.00

120.00120.009.00

120.00120.009.00

0

59.20

59.20

3.00

3.00

2

12.5012.504.20

12.5012.504.20

12.5012.504.20

-3

12.5012.504.20

12.5012.504.20

12.5012.504.20

-4

5.00

5.00

2

6.00

6.00

0

3.75

3.75

0

Alam

bron

Cemento Andino

3.75

3.75

0

2.

00 2.

00

-2

47.86

47.86

1.36

33.33

33.33

-9

1.89

1.89

25.004.00

25.00

25.004.00

25.00

25.004.0025.00 0

3.30

3.30

-1

1.53

1.53

3.59

3.59

7.91

7.91

2.47

2.47

17.11

17.11

32.90

32.90

1.50

1.50

15.00

15.00

17.20

17.20

0.87

4.30

4.30

38.00

38.00

13.0

0

13.00

20.00

20.00

4

1

G~San Francisco EQ

G~Quicapata EQ

G~LLusita EQ

4.50

63.11

0.65

0.30

1.45

20.0018.0020.00

20.0018.0020.00

20.0018.0020.00 2

15.0010.008.00

15.0010.008.00

15.0010.008.00

4

20.0013.0010.00

20.0013.0010.00

20.0013.0010.00

-1

24.00

24.00

5.003.002.00

5.003.002.00

5.003.002.00

2

15.004.00

15.00

15.004.0015.00

15.004.00

15.00

-1

7.007.002.00

7.007.002.00

7.007.002.00

3

7.007.003.00

7.007.003.00

7.007.003.00

6

9.009.002.50

9.009.002.50

9.009.002.50

13

13.0013.005.00

13.0013.005.00

13.0013.005.00

26.0013.3013.30

26.0013.3013.30

26.0013.3013.30

7

23.80

23.80

2.01

2.01

2

2.01

2.01

2

3.75

3.75

-1

3.00

3.00

2

7.50

7.50

2

8.75

8.75

-2

11.00

11.00

0

20.00

20.00

-2

15.00

15.00

0

3.00

3.00

2

-2

7.50

7.50

2

7.50

7.50

2

39.69

39.69

1.85

1.85

120.00120.0040.00

120.00120.0040.00

12

0.00

120.

0040

.00

86.21

86.21

1

1

44.20

44.20

88.16

88.16

G~Malpa G1

G~Yunc G2

G~

Yunc G1

G~Malpa G3

17.00

17.00

1

48.20

48.20

0

Calera

53.20

53.20

G~Yunc G3

50.0050.0016.70

50.0050.0016.70

50.0050.0016.70

0

48.20

48.20

0

53.20

53.20

48.20

48.20

0

30.0030.0010.00

30.0030.0010.00

30.0030.0010.00

0

27.83

27.83

G~Rest G3

82.50

82.50

2

1.62

G~Rest G2

120.00

120.00

2

G~Sam G7

120.00

120.00

2

26.50

26.50

G~Sam G6

120.00

120.00

2

G~Sam G2

2.61

2.61

120.00

120.00

2

8.755.003.75

8.755.003.75

8.755.003.75

-3

3.45

3.45

-2

0.86

6.33

6.33

5.00

5.00

-2

9.00

9.00

1

G~Sam G3

30.0030.0010.00

30.0030.0010.00

30.0030.0010.00

7

G~Sam G5

G~Sam G1

G~Rest G1

82.50

82.50

2

1.57

1.57

120.00

120.00

2

50.0050.0010.00

50.0050.0010.00

50.0050.0010.00

0

0.10

G~Chapr G3

G~

Chapr G2

G~Sam G4

3.00

3.00

1

3.75

3.75

1

0.20

0.20

10.00

10.00

1

120.00

120.00

2

1.50

1.50

2

0.20

192.22

192.22

6.00

6.00

1

G~Pacha G3

66.47

66.47

G~Chapr G1

G~Marcop G1

2.39

2.39

0.12

0.12

G~Pacha G2

18.26

18.26

G~Oroy G3

6.00

6.00

-2

192.22

192.22

G~Oroy G1

G~Yaup G1

16.70

16.70

3

G~Hchor G2

G~Pacha G1

13.46

13.46

76.59

76.59

1.62

2.50

2.50

0

120.00

120.00

2

21.63

21.63

194.82

194.82

G~Hchor G1

50.00

50.00

1

28.30

28.30

10.20

10.20

2

2.50

2.50

0

2.50

2.50

2

1.23

1.23

194.82

194.82

6.69

6.69

0.52

0.52

-3

4.00

4.00

1.91

1.91

3.00

3.00

1

1.57

1.57

2.00

2.00

1.23

1.23

17.00

17.00

1

3.00

3.00

1

0

6.33

6.33

Ticlio

5.75

17.00

17.00

1

0

90.00

90.00

1

107.76

107.76

1.29

1.29

2.69

2.69

17.00

17.00

1

1

12.94

10.20

10.20

2

12.94

7.90

7.90

55.00

55.00

123.90

123.90

18.00

18.00

0

8.93

8.93

173.70

173.70

50.0050.000.38

50.0050.000.38

50.0050.000.38

-2

8.02

8.02

3.23

3.23

1

63.92

63.92

37.80

37.80

0.46

0.46

G~Yaup G4

11.00

11.00

2

37.25

18.26

18.26

G~Yaup G3

G~Yaup G2

SVS

SVC Vizcarra

1.00

1.00

24.17

24.17

1.50

1.50

-4

2.61

1

2.53

1.50

1.50

1

1

6.69

6.69

15.00

15.00

1

1.50

1.50

-1

2.15

6.45

25.00

25.00

-1

2.71

1.22

1.22

44.0035.0044.00

44.0035.0044.00

44.0035.0044.00

4.55

10.00

10.00

2

1.50

1.50

2

3.00

3.00

0

18.12

82.50

82.50

2

1.62

27.43

22.94

22.94

22.94

27.00

64.70

64.70

20.47

20.4

7

2

9.84

9.84

2.47

2.47

2.68

2.68

1.82

1.82

18.19

18.19

12.50

12.50

-2

30.0030.006.57

30.0030.006.57

30.0030.006.57

-1

30.0030.006.57

30.0030.006.57

30.0030.006.57

-1

4.00

4.00

53.49

53.4

9

44.0035.0044.00

44.0035.0044.00

44.0035.0044.00

30.0030.006.57

30.0030.006.57

30.0030.006.57-1

G~Yaup G5

50.00

50.00

0

75.00

75.00

0

14.03

14.03

G~Malpa G4

100.00100.0033.00

100.00100.0033.00

100.00100.0033.00

-1

G~Malpa G2

75.50

75.50

42.20

42.20

G~Oroy G2

YANA1010.00 kV

CHIMAY213.80 kV

CHIMAY113.80 kV

YANA220220.00 kV

CHIMA220220.00 kV

SATIPO60.00 kV

PICHANAKI

60.00 kV

SATIP2322.90 kV

SNFRANC6969.00 kV

PICHA2322.90 kV

MOLLEP138138.00 kV

ZAPA220220.00 kV

YANANG6060.00 kV

TARMA6060.00 kV

TARMA1010.00 kV

TARMA2322.90 kV

ROSAURA5050.00 kV

HYOESTE6060.00 kV

OR

CO

T33

33.0

0 kV

ORCOTUNA6060.00 kV

ORCOTUNA220220.00 kV

P_Bermudez60.00 kV

P_Bermudez3333.00 kV

SIMSA6060.00 kV

N_Manta138138.00 kV

COMAS33_b60.00 kV

N_Manta220220.00 kV

HUAYU10A10.00 kV

V_Rica6060.00 kV

V_Rica2322.90 kV

CHAN2322.90 kV

CARIPA138

138.

00 k

V

CHURRU50

50.00 kV

SMAT60

60.00 kV

MAL

P2

6.90 kV

MAL

P4

6.90 kV

MAL

P1

6.90 kV

YAUP138B138.00 kV

YUNC

3

13.80 kV

MILPO5050.00 kV

HCHOR50

50.00 kV

CASAF5050.00 kV

PLOXI50

50.00 kV

COTRE50

50.00 kV

SNFRANC2323.00 kV

COND4444.00 kV

COND138 138.00 kV

YAU23

23.00 kV

CHAN6060.00 kV

OXA6060.00 kV

HYOESTE10

10.00 kV

CHICR040.48 kV

MARCO44.16 kV

PAMP1010.00 kV

TOCA10

10.00 kVTOCA23

23.00 kV

COBRI4

4.16 kV

PAMP2323.00 kV

JAUJA1010.00 kV

CONCE13

13.20 kV

CONCE6

6.00 kV

AYA2322.90 kV

AYA1010.00 kV

COBRI1010.00 kV

ANDA50

50.00 kV

YUN2322.90 kV

HUANU1010.50 kV

JAUJA1313.00 kV

ANDA23

22.90 kV

UCHU44.16 kV

UCHU3333.00 kV

CARHUA13

13.20 kV

CARHUA23

22.90 kV

AUCA23

22.90 kV

AUCA6060.00 kV

OXA23 23.00 kV

SALE1010.00 kV

CANG2323.00 kV

ATAC044.16 kV

CHAPR22.40 kV

CASF22.40 kV

MACHA2323.00 kV

MATAP1313.20 kV

COMAS1313.20 kV

MAPAT3333.00 kV

COMAS3333.00 kV

INGE3333.00 kV

INGE1313.20 kV

HUARI1313.20 kV

CHALA1313.20 kV

CHUP1313.20 kV

CHALN3333.00 kV

HUARI3333.00 kV

CHUP3333.00 kV

INGE1010.00 kV

PQIND3333.00 kV

PQIND1010.00 kV

INGE2323.00 kV

HUANT1010.00 kV

INGE6060.00 kV

ATAC5050.00 kV

CHAPR5050.00 kV

SAM713.80 kV

SAM613.80 kV

SAM513.80 kV

CMAYO220220.00 kV

CARHUA138

138.00 kV

PARAG138138.00 kV

MILPO1313.20 kV

PARAG1010.00 kV

PARAG12

12.00 kV

COBR6969.00 kV

PARAGII138.00 kV

RON1

13.80 kV

AUCA138

138.00 kV

RON313.80 kV

HUANU138138.00 kV

TMARI1010.00 kV

MAL

P3

6.90 kV

COBRI_6969.00 kV

PARAG220220.00 kV

COBRI_69C69.00 kV

RON220C220.00 kV

MANTb0.38 kV

CURIP1010.00 kV

RESTI1313.20 kV

RESTI33

33.00 kV

REST3333.00 kV

REST

0.38 kV

TABLA23

22.90 kV

HUANCA13

13.20 kV

TABLA33

33.00 kV

HUANCA33

33.00 kVMAN33

33.00 kV

MANTa0.38 kV

PACHYO1313.20 kV

GOYLLA1313.20 kV

PASCO44.16 kV

PASCO23

22.90 kV

PASCO5050.00 kV

SJOSE2322.90 kV

SJOSE5050.00 kV

CARMI220220.00 kV

SAM213.80 kV

JUNIN1313.20 kV

CAS2.42.40 kV

UCHU138138.00 kV

SCRIS44.16 kV

SCRIS22.40 kV

SCRIS5050.00 kV

CMOR5050.00 kV

ANDAY4 4.16 kV

CMOR2.42.40 kV

ANDAY5050.00 kV

SANTO44.16 kV

SANTO5050.00 kV

MCARH22.40 kV

HVELI1010.00 kV

MCARH5050.00 kV

CCARH22.40 kV

CCARH5050.00 kV

MAHRT22.40 kV

MAHR5050.00 kV

HVELIC6060.00 kV

MOLLEP6969.00 kV

MARCO50

50.00 kV

MARCA5050.00 kV

HUAYU10b10.00 kV

OXA138138.00 kV

TMAR138138.00 kV

SMAT2.42.40 kV

HUAYU6060.00 kV

SAM313.80 kV

HCHOR1010.00 kV

CFRA22.40 kV

CNOR4.164.16 kV

HVELI220220.00 kV

CNOR5050.00 kV

BELLA2.4

2.40 kV

SMAT50

50.00 kV

HUAYU220220.00 kV

BELLAV5050.00 kV

ANTUQ2.4

2.40 kV

POMAC220

220.00 kV

ANTUQ50

50.00 kV

CFRA50

50.00 kV

PACHA220

220.00 kV

CAS4.164.16 kV

CAS50

50.00 kV

TICLIO50

50.00 kV

MORO2.42.40 kV

DUVAZ50

50.00 kV

MORO50

50.00 kV

YAULI5050.00 kV

RON213.80 kV

PACHA2.32.30 kV

CHUMP1312.50 kV

RON220B220.00 kV

CHUMP6969.00 kV

PACHYO69

69.00 kV

RON220A220.00 kV

OROY2.32.30 kV

OROY5050.00 kV

SAM1

13.80 kV

GOYLLA5050.00 kV

HUICRA22.50 kV

HUICRA50

50.00 kV

COBRI_69P69.00 kV

SAM413.80 kV

SJUA1111.00 kV

PAMP6969.00 kV

SJUA2.42.40 kV

LAFUND50.00 kV

SJUA5050.00 kV

COBRI_1010.00 kV

PARAG5050.00 kV

CONCE6060.00 kV

CPIED1212.00 kV

EXC2.4

2.40 kV

EXPD2.42.40 kV

EXCEL5050.00 kV

PQIND6060.00 kV

JUNIN5050.00 kV

SHELBY50.00 kV

MALPA5050.00 kV

TOCA138138.00 kV

SALE6060.00 kV

SVCVIZ

16.00 kV

TMAR220220.00 kV

CURIP5050.00 kV

FUNDIC50.00 kV

MAYUP 50.00 kV

JAUJA6060.00 kV

PACHA50

50.00 kV

ONU69

69.00 kV

ONU10A11.00 kV

ONU10B11.00 kV

ONU138138.00 kV

CANG6069.00 kV

CARHUA1111.00 kV

CARHUA5050.00 kV

TMAR1010.00 kV

AYA6069.00 kV

YAU13B13.80 kV

YAU13A

13.80 kV

YAUP138

138.00 kV

YUNCAN138

138.00 kV

YUNC

2

13.80 kV

HUANT6069.00 kV

YUNC

1

13.80 kV

ONU13A13.80 kV

ONU5050.00 kV

YUNCAN220220.00 kV

ONU220220.00 kV

MACHA6069.00 kV

VIZC220220.00 kV

DIg

SILE

NT

OSINERGMIN Informe N° 0041-2009-GART

Estudio Tarifario para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión del Área de Demanda 5 Página 258 de 263

MEC CESEL

PowerFactory 13.2.339

DIAGRAMA UNIFILAR DEL SISTEMA

Formato: F-206 Area: 05

Año: 2012

Anexo:

Traf

o 9M

VA

Nueva Línea

Nueva Línea

Traf

o 6M

VA

Traf

o 6M

VA

SET Mollepata 138/69 kVNuevo Trafo 50 MVA

Nuevo TrafoMonofásicos3-1 X 27 MVA

Nuevo LineaYanango_Chimay

Nuevo Trafo 15 M

VA

Traf

o 6M

VA

SET Huancayo Oeste60/10 kV

SET Orcotuna50/50/10 MVA

Nue

va L

inea

240

mm

2 Nueva Linea 300mm2

Nueva Linea 138 kV

Traf

o 3.

75M

VA

Traf

o 6M

VATr

afo

6MVA

Sist. Ayacucho-San FranciscoActualmente en Construcción

Ingreso al SEIN 2009

Existente13/9.1/5.2 MVA44/35/22.9 kV

Nue

vo T

rafo

1.5

MVA

ROTACIONES Y TRASLADO DE CARGAS

ALTAS Y CAMBIO EN TOPOLOGIA

Nue

vo T

rafo

12.

5 M

VA

Trafos existentes al 2008

SET Mantaro 220/138kV

Nuevo Trafo 50 M

VA

Nuevo Trafo 15/4/15M

VA

Trafo existente al 2008

Carga rotada debarra COMAS33

Line

a Pq

Indu

stria

l_D

ervC

once

p 60

kV

Ener

giza

da e

n 33

kV(

linea

Orc

otun

a_Pq

Indu

st)

Nue

vo T

rafo

5 M

VA

ALA

MB

Derv_Junin

Der

v_An

day

VALEGR

Derv_Huanca

Nue

va L

inea

Con

cepc

ion_

Com

as 6

0 kV

Derv_Huanta Derv_Macha

BVISTA

Derv_Milpo

Diagrama Unifilar

AREA 052012

9.00

9.00

-1

G~Yango G1

G~Chimay G1

168.0084.0084.00

168.0084.0084.00

168.0084.0084.00

0

G~Chimay G2

40.00

40.00

50.00

50.00

0

42.20

42.20

3.50

3.50

2.00

2.00

55.00

55.00

6.00

6.00

0

6.00

6.00

0

1.50

1.50

-2

5.00

5.00

-6

89.40

89.40

6.00

6.00

0

zz9 AY_SFRA

84.70

84.70

0

10.005.005.00

10.005.005.00

10.005.005.00

-1

15.00

15.00

0

50.00

50.00

5

1.50

1.50

1.50

1.50

39.70

39.70

15.004.00

15.00

15.004.0015.00

15.004.00

15.00

1

12.50

12.50

1

10.00

100.00

100.00

50.00

50.00

-5

30.00

30.00

9.44

9.44

11.56

11.56

tr2 H

yoes

te_b

15.00

15.00

0

tr2 H

yoes

te

15.00

15.00

0

16.9

0

16.90

50.0050.0020.00

50.0050.0020.00

50

.00

50.0

020

.00

-2

222.00

222.00

3.75

3.75

-1

69.00

69.00

6.00

6.00

0

6.00

6.00

1

Carga Gen..

5.005.001.00

5.005.001.00

5.005.001.00

0

0.50

0.50

0

0.20

0.20

5.005.001.00

5.005.001.00

5.005.001.00

0

85.00

85.00

-2

1.50

1.50

1.00

1.00

0

17.00

0.63

6.00

0

lod hchor10_MEC

5.005.001.00

5.005.001.00

5.005.001.00

0

0.20

0.20

0

0.20

0.20

0

0.63

0.63

0

2.50

2.50

0

39.19

39.19

32.39

32.39

7.30

7.30

2.00

2.00

13.36

13.36

8.05

8.05

5.63

5.63

-2

5.00

5.00

-4

-2

2

1.00

1.00

0

120.00120.009.00

120.00120.009.00

120.00120.009.00

0

59.20

59.20

3.00

3.00

2

12.5012.504.20

12.5012.504.20

12.5012.504.20

-3

12.5012.504.20

12.5012.504.20

12.5012.504.20

0

5.00

5.00

2

6.00

6.00

0

Churruca

3.75

3.75

0

Alam

bron

Cemento Andino

3.75

3.75

0

2.

00 2.

00

-2

47.86

47.86

1.36

33.33

33.33

-9

1.89

1.89

25.004.00

25.00

25.004.00

25.00

25.004.0025.00 0

3.30

3.30

-1

1.53

1.53

3.59

3.59

7.91

7.91

2.47

2.47

17.11

17.11

32.90

32.90

1.50

1.50

15.00

15.00

17.20

17.20

0.87

4.30

4.30

38.00

38.00

13.0

0

13.00

20.00

20.00

4

1

G~San Francisco EQ

G~Quicapata EQ

G~LLusita EQ

4.50

63.11

0.65

0.30

1.45

20.0018.0020.00

20.0018.0020.00

20.0018.0020.00 2

15.0010.008.00

15.0010.008.00

15.0010.008.00

4

20.0013.0010.00

20.0013.0010.00

20.0013.0010.00

-1

24.00

24.00

5.003.002.00

5.003.002.00

5.003.002.00

2

15.004.0015.00

15.004.0015.00

15.004.0015.00

1

7.007.002.00

7.007.002.00

7.007.002.00

3

7.007.003.00

7.007.003.00

7.007.003.00

5

9.009.002.50

9.009.002.50

9.009.002.50

13

13.0013.005.00

13.0013.005.00

13.0013.005.00

26.0013.3013.30

26.0013.3013.30

26.0013.3013.30

7

23.80

23.80

2.01

2.01

2

2.01

2.01

2

3.75

3.75

-1

3.00

3.00

1

7.50

7.50

2

8.75

8.75

-2

11.00

11.00

0

20.00

20.00

-2

15.00

15.00

0

3.00

3.00

1

-2

7.50

7.50

2

7.50

7.50

2

39.69

39.69

1.85

1.85

120.00120.0040.00

120.00120.0040.00

12

0.00

120.

0040

.00

86.21

86.21

1

1

44.20

44.20

88.16

88.16

G~Malpa G1

G~Yunc G2

G~

Yunc G1

G~Malpa G3

17.00

17.00

1

48.20

48.20

0

Calera

53.20

53.20

G~Yunc G3

50.0050.0016.70

50.0050.0016.70

50.0050.0016.70

0

48.20

48.20

0

53.20

53.20

48.20

48.20

0

30.0030.0010.00

30.0030.0010.00

30.0030.0010.00

-1

27.83

27.83

G~Rest G3

82.50

82.50

2

1.62

G~Rest G2

120.00

120.00

2

G~Sam G7

120.00

120.00

2

26.50

26.50

G~Sam G6

120.00

120.00

2

G~Sam G2

2.61

2.61

120.00

120.00

2

8.755.003.75

8.755.003.75

8.755.003.75

-3

3.45

3.45

-2

0.86

6.33

6.33

5.00

5.00

-2

9.00

9.00

1

G~Sam G3

30.0030.0010.00

30.0030.0010.00

30.0030.0010.00

7

G~Sam G5

G~Sam G1

G~Rest G1

82.50

82.50

2

1.57

1.57

120.00

120.00

2

50.0050.0010.00

50.0050.0010.00

50.0050.0010.00

-1

0.10

G~Chapr G3

G~

Chapr G2

G~Sam G4

3.00

3.00

1

3.75

3.75

1

0.20

0.20

10.00

10.00

1

120.00

120.00

2

1.50

1.50

2

0.20

192.22

192.22

6.00

6.00

1

G~Pacha G3

66.47

66.47

G~Chapr G1

G~

Marcop G1

2.39

2.39

0.12

0.12

G~Pacha G2

18.26

18.26

G~Oroy G3

6.00

6.00

-2

192.22

192.22

G~Oroy G1

G~Yaup G1

16.70

16.70

3

G~Hchor G2

G~Pacha G1

13.46

13.46

76.59

76.59

1.62

2.50

2.50

0

120.00

120.00

2

21.63

21.63

194.82

194.82

G~Hchor G1

50.00

50.00

1

28.30

28.30

10.20

10.20

2

2.50

2.50

0

2.50

2.50

2

1.23

1.23

194.82

194.82

6.69

6.69

0.52

0.52

-3

4.00

4.00

1.91

1.91

3.00

3.00

1

1.57

1.57

2.00

2.00

1.23

1.23

17.00

17.00

1

3.00

3.00

1

0

6.33

6.33

Ticlio

5.75

17.00

17.00

1

0

90.00

90.00

1

107.76

107.76

1.29

1.29

2.69

2.69

17.00

17.00

1

1

12.94

10.20

10.20

2

12.94

7.90

7.90

55.00

55.00

123.90

123.90

18.00

18.00

0

8.93

8.93

173.70

173.70

50.0050.000.38

50.0050.000.38

50.0050.000.38

-2

8.02

8.02

3.23

3.23

1

63.92

63.92

37.80

37.80

0.46

0.46

G~Yaup G4

11.00

11.00

2

37.25

18.26

18.26

G~Yaup G3

G~Yaup G2

SVS

SVC Vizcarra

1.00

1.00

24.17

24.17

1.50

1.50

-4

2.61

1

2.53

1.50

1.50

1

1

6.69

6.69

15.00

15.00

1

1.50

1.50

-1

2.15

6.45

25.00

25.00

-1

2.71

1.22

1.22

44.0035.0044.00

44.0035.0044.00

44.0035.0044.00

4.55

10.00

10.00

2

1.50

1.50

2

3.00

3.00

0

18.12

82.50

82.50

2

1.62

27.43

22.94

22.94

22.94

27.00

64.70

64.70

20.47

20.4

7

2

9.84

9.84

2.47

2.47

2.68

2.68

1.82

1.82

18.19

18.19

12.50

12.50

-2

30.0030.006.57

30.0030.006.57

30.0030.006.57

-1

30.0030.006.57

30.0030.006.57

30.0030.006.57

-1

4.00

4.00

53.49

53.4

9

44.0035.0044.00

44.0035.0044.00

44.0035.0044.00

30.0030.006.57

30.0030.006.57

30.0030.006.57-1

G~Yaup G5

50.00

50.00

0

75.00

75.00

0

14.03

14.03

G~Malpa G4

100.00100.0033.00

100.00100.0033.00

100.00100.0033.00

-1

G~Malpa G2

75.50

75.50

42.20

42.20

G~Oroy G2

YANA1010.00 kV

CHIMAY213.80 kV

CHIMAY113.80 kV

YANA220220.00 kV

CHIMA220220.00 kV

SATIPO60.00 kV

PICHANAKI

60.00 kV

SATIP2322.90 kV

SNFRANC6969.00 kV

PICHA2322.90 kV

MOLLEP138138.00 kV

ZAPA220220.00 kV

YANANG6060.00 kV

TARMA6060.00 kV

TARMA10

10.00 kVTARMA23

22.90 kV

ROSAURA5050.00 kV

HYOESTE6060.00 kV

OR

CO

T33

33.0

0 kV

ORCOTUNA6060.00 kV

ORCOTUNA220220.00 kV

P_Bermudez60.00 kV

P_Bermudez3333.00 kV

SIMSA6060.00 kV

N_Manta138138.00 kV

COMAS33_b60.00 kV

N_Manta220220.00 kV

HUAYU10A10.00 kV

V_Rica6060.00 kV

V_Rica2322.90 kV

CHAN2322.90 kV

CAR

IPA1

3813

8.00

kV

CHURRU50

50.00 kV

SMAT60

60.00 kV

MAL

P2

6.90 kV

MAL

P4

6.90 kV

MAL

P1

6.90 kV

YAUP138B138.00 kV

YUNC

3

13.80 kV

MILPO5050.00 kV

HCHOR50

50.00 kV

CASAF5050.00 kV

PLOXI50

50.00 kV

COTRE50

50.00 kV

SNFRANC23

23.00 kV

COND4444.00 kV

COND138 138.00 kV

YAU23

23.00 kV

CHAN6060.00 kV

OXA6060.00 kV

HYOESTE1010.00 kV

CHICR040.48 kV

MARCO44.16 kV

PAMP1010.00 kV

TOCA10

10.00 kVTOCA23

23.00 kV

COBRI4

4.16 kV

PAMP2323.00 kV

JAUJA1010.00 kV

CONCE13

13.20 kV

CONCE6

6.00 kV

AYA2322.90 kV

AYA1010.00 kVCOBRI10

10.00 kV

ANDA50

50.00 kV

YUN2322.90 kV

HUANU1010.50 kV

JAUJA1313.00 kV

ANDA23

22.90 kV

UCHU44.16 kV

UCHU3333.00 kV

CARHUA13

13.20 kV

CARHUA23

22.90 kV

AUCA23

22.90 kV

AUCA6060.00 kV

OXA23 23.00 kV

SALE1010.00 kV

CANG2323.00 kV

ATAC044.16 kV

CHAPR22.40 kV

CASF22.40 kV

MACHA2323.00 kV

MATAP1313.20 kV

COMAS1313.20 kV

MAPAT3333.00 kV

COMAS3333.00 kV

INGE3333.00 kV

INGE1313.20 kV

HUARI1313.20 kV

CHALA1313.20 kV

CHUP1313.20 kV

CHALN3333.00 kV

HUARI3333.00 kV

CHUP3333.00 kV

INGE1010.00 kV

PQIND3333.00 kV

PQIND1010.00 kV

INGE2323.00 kV

HUANT1010.00 kV

INGE6060.00 kV

ATAC5050.00 kV

CHAPR5050.00 kV

SAM713.80 kV

SAM613.80 kV

SAM513.80 kV

CMAYO220220.00 kV

CARHUA138

138.00 kV

PARAG138138.00 kV

MILPO1313.20 kV

PARAG1010.00 kV

PARAG12

12.00 kV

COBR6969.00 kV

PARAGII138.00 kV

RON1

13.80 kV

AUCA138

138.00 kV

RON313.80 kV

HUANU138138.00 kV

TMARI1010.00 kV

MAL

P3

6.90 kV

COBRI_6969.00 kV

PARAG220220.00 kV

COBRI_69C69.00 kV

RON220C220.00 kV

MANTb0.38 kV

CURIP1010.00 kV

RESTI1313.20 kV

RESTI33

33.00 kV

REST3333.00 kV

REST

0.38 kV

TABLA23

22.90 kV

HUANCA13

13.20 kV

TABLA33

33.00 kV

HUANCA33

33.00 kVMAN33

33.00 kV

MANTa0.38 kV

PACHYO1313.20 kV

GOYLLA1313.20 kV

PASCO44.16 kV

PASCO2322.90 kV

PASCO5050.00 kV

SJOSE2322.90 kV

SJOSE5050.00 kV

CARMI220220.00 kV

SAM213.80 kV

JUNIN1313.20 kV

CAS2.42.40 kV

UCHU138138.00 kV

SCRIS44.16 kV

SCRIS22.40 kV

SCRIS5050.00 kV

CMOR5050.00 kV

ANDAY4 4.16 kV

CMOR2.42.40 kV

ANDAY5050.00 kV

SANTO44.16 kV

SANTO5050.00 kV

MCARH22.40 kV

HVELI1010.00 kV

MCARH5050.00 kV

CCARH22.40 kV

CCARH5050.00 kV

MAHRT22.40 kV

MAHR5050.00 kV

HVELIC6060.00 kV

MOLLEP69

69.00 kV

MARCO50

50.00 kV

MARCA5050.00 kV

HUAYU10b10.00 kV

OXA138138.00 kV

TMAR138138.00 kV

SMAT2.42.40 kV

HUAYU6060.00 kV

SAM313.80 kV

HCHOR1010.00 kV

CFRA22.40 kV

CNOR4.164.16 kV

HVELI220220.00 kV

CNOR50

50.00 kV

BELLA2.4

2.40 kV

SMAT50

50.00 kV

HUAYU220220.00 kV

BELLAV5050.00 kV

ANTUQ2.4

2.40 kV

POMAC220

220.00 kV

ANTUQ50

50.00 kV

CFRA50

50.00 kV

PACHA220

220.00 kV

CAS4.164.16 kV

CAS50

50.00 kV

TICLIO50

50.00 kV

MORO2.42.40 kV

DUVAZ50

50.00 kV

MORO50

50.00 kV

YAULI5050.00 kV

RON213.80 kV

PACHA2.32.30 kV

CHUMP1312.50 kV

RON220B220.00 kV

CHUMP6969.00 kV

PACHYO69

69.00 kV

RON220A220.00 kV

OROY2.32.30 kV

OROY5050.00 kV

SAM1

13.80 kV

GOYLLA5050.00 kV

HUICRA22.45 kV

HUICRA5050.00 kV

COBRI_69P69.00 kV

SAM413.80 kV

SJUA1111.00 kV

PAMP6969.00 kV

SJUA2.42.40 kV

LAFUND50.00 kV

SJUA5050.00 kV

COBRI_1010.00 kV

PARAG5050.00 kV

CONCE6060.00 kV

CPIED1212.00 kV

EXC2.4

2.40 kV

EXPD2.42.40 kV

EXCEL5050.00 kV

PQIND6060.00 kV

JUNIN5050.00 kV

SHELBY50.00 kV

MALPA5050.00 kV

TOCA138138.00 kV

SALE6060.00 kV

SVCVIZ

16.00 kV

TMAR220220.00 kV

CURIP5050.00 kV

FUNDIC50.00 kV

MAYUP 50.00 kV

JAUJA6060.00 kV

PACHA5050.00 kV

ONU69

69.00 kV

ONU10A11.00 kV

ONU10B11.00 kV

ONU138138.00 kV

CANG6069.00 kV

CARHUA1111.00 kV

CARHUA5050.00 kV

TMAR1010.00 kV

AYA6069.00 kV

YAU13B13.80 kV

YAU13A

13.80 kV

YAUP138

138.00 kV

YUNCAN138

138.00 kV

YUNC

2

13.80 kV

HUANT6069.00 kV

YUNC

1

13.80 kV

ONU13A13.80 kV

ONU5050.00 kV

YUNCAN220220.00 kV

ONU220220.00 kV

MACHA6069.00 kV

VIZC220220.00 kV

DIg

SILE

NT

OSINERGMIN Informe N° 0041-2009-GART

Estudio Tarifario para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión del Área de Demanda 5 Página 259 de 263

Anexo F Cuadros Comparativos

OSINERGMIN Informe N° 0041-2009-GART

Estudio Tarifario para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión del Área de Demanda 5 Página 260 de 263

Fijación Tarifas y Compensaciones en SST y SCT – Periodo 2009 - 2013 COMPARACIÓN DE LA PROYECCIÓN DE LA DEMANDA – ÁREA DE DEMANDA 5

Año Electrocentro

GWh (A)

Electrocentro (%)ΔGWh

Electro Andes GWh (C)

Electro Andes

(%)ΔGWh

OSINERGMIN Prepublicación

GWh (E)

OSINERGMIN Prepublicación

(%)ΔGWh

2007 2 299,61 2008 604,7 1 892,50 2 394,23 4,11% 2009 636,9 5,32% 2 534,10 33,90% 2 466,03 3,00% 2010 689,3 8,23% 2 709,20 6,91% 2 549,36 3,38% 2011 718,1 4,18% 2 899,90 7,04% 2 610,61 2,40% 2012 756,5 5,35% 2 949,40 1,71% 2 704,90 3,61% 2013 848,3 12,13% 2 998,10 1,65% 2 757,44 1,94% 2014 883,2 4,11% 3 025,40 0,91% 2 819,17 2,24% 2015 919,8 4,14% 2 987,90 -1,24% 2 891,93 2,58% 2016 958,2 4,17% 3 012,50 0,82% 2 951,36 2,05% 2017 998,6 4,22% 3 046,20 1,12% 3 007,48 1,90% 2018 1040,9 4,24% 3 071,20 0,82% 3 059,63 1,73%

Nota: Los titulares ELECTRO SUR MEDIO, ADINELSA, CEMENTO ANDINO y COENHUA no presentaron propuesta de peajes

Fijación Tarifas y Compensaciones en SST y SCT – Periodo 2009 - 2013 COMPARACIÓN DE CMA TOTAL- ÁREA DE DEMANDA 5

(Nuevos Soles)

Año

Propuesta Inicial

(A)

Propuesta Final (B)

OSINERGMIN Prepublicación

(C) C/A -1 C/B -1

2007 106 955 654,30 63 732 822,37 2008 106 955 654,30 63 732 822,37 2009 106 955 654,30 63 732 822,37 32 863 918,53 -69,27% -48,43% 2010 124 916 966,23 81 386 379,61 49 871 422,92 -60,08% -38,72% 2011 137 928 598,12 93 583 594,02 56 325 899,34 -59,16% -39,81% 2012 138 176 823,65 93 583 594,02 56 325 899,34 -59,24% -39,81% 2013 90 583 072,31 93 583 594,02 56 325 899,34 -37,82% -39,81% 2014 90 583 072,31 93 583 594,02 Nota: • La propuesta inicial de las empresas no considera el CMA de las

instalaciones de los titulares ELECTRO SUR MEDIO, ADINELSA, CEMENTO ANDINO y COENHUA.

• La propuesta final de las empresas solo considera el CMA del SCT de las empresas ELECTROANDES Y ELECTROCENTRO.

• La propuesta de OSINERGMIN considera el CMA del SST de todos los titulares del Área de Demanda 5 y el CMA del SCT de los titulares ELECTROCENTRO Y ELECTROANDES.

OSINERGMIN Informe N° 0041-2009-GART

Estudio Tarifario para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión del Área de Demanda 5 Página 261 de 263

Fijación Tarifas y Compensaciones en SST y SCT – Periodo 2009 - 2013 COMPARACIÓN DE INVERSIONES ANUALES (SCT)- TOTAL ÁREA DE DEMANDA 5

(Miles US$)

Año

Propuesta Inicial

(A)

Propuesta Final (B)

OSINERGMIN Prepublicación

(C)

C/A -1 C/B -1

2006 0 1 008,98 1 668,26 165,34% 2007 215,84 303,49 - 2008 0 0 4 303,40 2009 51 889,89 23 954,66 33 771,46 65,08% 140,98% 2010 33 930,41 36 998,63 14 277,40 42,08% 38,59% 2011 17 690,88 24 539,21 - 2012 258,12 2013

Nota: • La propuesta inicial de las empresas considera las inversiones del

SCT de las empresas ELECTROANDES y ELECTROCENTRO. • La propuesta final de las empresas considera las inversiones del

SCT de las empresas ELECTROANDES y ELECTROCENTRO. • La propuesta de OSINERGMIN las inversiones resultado del

análisis realizado para toda el Área de Demanda 5 (Inversiones en la red de ELECTROCENTRO).

Fijación Tarifas y Compensaciones en SST y SCT – Periodo 2009 - 2013

COMPARACIÓN DE COyM (SCT)- TOTAL ÁREA DE DEMANDA 5 (Miles US$)

Año

Propuesta Inicial

(A)

Propuesta Final (B)

OSINERGMIN Prepublicación

(C) C/A -1 C/B -1

2006 0 32,19 2007 6,89 9,68 54,33 688,53% 461,26% 2008 0 0 - 2009 1 685,63 760,96 302,71 -82,04% -60,22% 2010 1 087,77 1 176,26 1 078,22 -0,88% -8,33% 2011 568 786,99 421,39 -25,81% -46,46% 2012 8,82 2013

OSINERGMIN Informe N° 0041-2009-GART

Estudio Tarifario para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión del Área de Demanda 5 Página 262 de 263

Fijación Tarifas y Compensaciones en SST y SCT – Periodo 2009 - 2013 COMPARACIÓN SOBRE EL PEAJE

Sistema Eléctrico Huancayo (Ctm. S/. / kWh)

Valores Acumulados

Valor Vigente

(A)

Propuesta Inicial

(B)

Propuesta Final (C)

OSINERGMIN Prepublicación

(D) B/A -1

Total C/A -1 Total

D/A -1 Total

Peaje MAT - 0,1667 0,0739 0,2545 - 3,9% 13,3% Peaje AT - 3,5064 3,5518 1,4194 - 185,9% 74,3% Peaje MT 1,9107 6,4625 6,0946 2,2510 338,2% 319,0% 117,8%

Nota: • La propuesta inicial de las empresas considera solo a las

propuestas de peaje para ELECTROANDES, ELECTROCENTRO y REP.

• La propuesta final de las empresas considera solo a las propuestas de peaje para ELECTROANDES, ELECTROCENTRO y REP.

• La propuesta de OSINERGMIN considera el peaje para todos los Títulares del Área de Demanda 5.

OSINERGMIN Informe N° 0041-2009-GART

Estudio Tarifario para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión del Área de Demanda 5 Página 263 de 263

11. Referencias

[1] Estudios Técnico Económicos presentados por las empresas ELECTROCENTRO, ELECTROANDES y REP que sustentan sus Propuestas de Tarifas y/o Compensaciones-Junio 2008.

[2] Evaluación de la admisibilidad de las propuestas tarifarias – OSINERGMIN - Junio 2008.

[3] Respuestas a Observaciones de Admisibilidad-Julio 2008

[4] Notificación de Admisibilidad de Propuestas.-Julio 2008

[5] Informes de Observaciones al Estudio Tarifario presentado por las titulares – OSINERGMIN – Setiembre 2008.

[6] Respuestas a observaciones formuladas a los Estudios Tarifarios-Octubre 2008.

Cabe señalar que la mayor parte de estos documentos se encuentran publicados en la página WEB del OSINERGMIN: www2.osinerg.gob.pe, en la ruta “Procedimientos Regulatorios\Procedimiento para fijación de Peajes y Compensaciones para SST y SCT”.