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GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA

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

Informe N° 0051-2009-GART

Estudio Tarifario para los Sistemas de Transmisión Asignados a la

Generación o Generación Demanda Regulación para el período 2009-2013

Lima, enero 2009

OSINERGMIN Informe N° 0051-2009-GART

Estudio Tarifario para los Sistemas de Transmisión Asignados a la Generación o Generación-Demanda i

Resumen Ejecutivo

El presente informe describe el estudio realizado por OSINERGMIN para la Fijación de Tarifas de las instalaciones del Sistema Secundario de Transmisión (en adelante “SST”) y del Sistema Complementario de Transmisión (en adelante “SCT”) cuyo pago es asignado a la generación o a la generación y demanda, para el período de vigencia mayo 2009 - abril 2013.

Dichos sistemas comprenden las instalaciones de transmisión de las siguientes empresas: Empresa de Generación Machupicchu S.A. (en adelante “Egemsa”), Electroandes S.A. (en adelante “Electro Andes”), Edegel S.A.A. (en adelante “Edegel”), Enersur S.A. (en adelante “Enersur”), Empresa de Generación Eléctrica San Gabán S.A. (en adelante “San Gabán”), Red de Energía del Perú S.A. (en adelante “REP”), Red Eléctrica del Sur S.A. (en adelante “Redesur”), Eteselva S.R.L. (en adelante “Eteselva”) y Etenorte S.R.L. (en adelante “Etenorte”), las que en adelante y en conjunto para efectos del presente informe llamaremos “TITULARES”).

Es del caso señalar que las tarifas de los SST fijadas en el año 2005, mediante la Resolución OSINERG Nº 065-2005-OS/CD y modificadas con Resolución OSINERG N° 146-2005-OS/CD, se encuentran vigentes 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 establecido en el PROCEDIMIENTO para la presentación de propuestas, el 2 de junio de 2008 las empresas titulares de transmisión Egemsa, Electro Andes, Edegel, San Gabán, REP, Redesur, Eteselva y Etenorte, respectivamente, 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 expongan sus propuestas tarifarias, observaciones a los estudios técnicos económicos de los titulares y la respuesta de los mismos.


Estudio Tarifario para los Sistemas de Transmisión Asignados a la Generación o Generación-Demanda ii

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 las propuestas presentadas por las TITULARES:

♦ Para todos los casos, se han valorizado las instalaciones mediante los costos correspondientes a la Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión, aprobada mediante la Resolución OSINERGMIN N° 343-2008-OS/CD y modificada según las Resoluciones OSINERGMIN N° 464 y 465-2008-OS/CD.

♦ La responsabilidad de pago entre la demanda y generación vigente, se ha mantenido conforme lo dispone la normatividad actual.

♦ El criterio para la asignación de responsabilidades de pago entre los generadores se mantiene, mientras que la metodología para el reparto del pago entre los mismos es la contenida en la norma “Procedimiento para la Asignación de Responsabilidades de Pago de los SST y SCT”, aprobada con Resolución OSINERGMIN N° 383-2008-OS/CD.

♦ El Peaje de las instalaciones SSTGD que corresponde sea pagado por la demanda, se ha determinado considerando la demanda total del SEIN.

Como consecuencia de la aplicación de estos cambios, las compensaciones para estas instalaciones son:

Compensaciones de Instalaciones Asignadas a la Generación o Generación / Demanda

Para el periodo 2009-2013

Titular S//mes REP 11 832 906

ETENORTE 1 211 797 ELECTROANDES 210 923

ETESELVA 1 015 212 EDEGEL 2 208 299

SAN GABÁN 552 127 EGEMSA 581 899

ENERSUR 324 443


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Debido a que el conjunto de Generadores Relevantes respecto a un elemento de transmisión es dinámico en el tiempo y dado que la asignación de la compensación por el método del uso (fuerza-distancia) debe ser realizada por el COES con una frecuencia mensual, este comité deberá proponer para la aprobación de OSINERGMIN la relación de Generadores Relevantes por elemento a compensar, de acuerdo a lo establecido en la norma “Procedimiento para la Asignación de Responsabilidad de pago de los SST y SCT”, aprobada con Resolución OSINERGMIN N° 383-2008-OS/CD. La primera relación de generadores relevantes, por elemento, deberá ser presentada a OSINERGMIN a más tardar el 30 de marzo del presente año, pudiéndose proponer su modificación cad vez que se integre al Sistema Interconectado Nacional una nueva planta de generación mayor a 20 MW o se modifique la topología de la red de transmisión. En cuanto a los Peajes a aplicarse a toda la demanda del Sistema Interconectado Nacional por la parte que corresponde de las instalaciones de transmisión tipo Generació-Demanda, es el que se resume en el cuadro siguiente:

Área de Demanda Titular Acumulado en MAT

Ctm. S/./kWh [1] Acumulado en AT Ctm. S/./kWh [1]

Acumulado en MT Ctm. S/./kWh [1]

15 REP [2] 0,0218 0,0218 0,0218

Total Área 0,0218 0,0218 0,0218

15 REP [3] 0,0666 0,0666 0,0666

Total Area 0,0666 0,0666 0,0666 [1] Estos peajes son aplicables a los Usuarios Libres y Regulados del Área de Demanda

correspondiente. [2] Este peaje se aplica únicamente a los Usuarios Regulados del Área de Demanda 15. [3] Este peaje se aplica únicamente a los Usuarios Libres del Área de Demanda 15.

Los valores mostrados en los cuadros anteriores 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.


Estudio Tarifario para los Sistemas de Transmisión Asignados a la Generación o Generación-Demanda Página 1 de 262

INDICE

1. INTRODUCCIÓN ........................................................................................................... 3 1.1 ALCANCE DEL INFORME ............................................................................................. 3

2. ASPECTOS REGULATORIOS ..................................................................................... 5 3. PROCESO DE REGULACIÓN DE LOS SST Y SCT .................................................... 8 4. PROPUESTA INICIAL ................................................................................................. 11

4.1 RESPONSABILIDAD DE PAGO ................................................................................... 11 4.2 SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR ........................................................................ 18 4.3 COSTOS DE INVERSIÓN Y COYM ............................................................................. 18 4.4 COMPENSACIONES Y FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN ................................................. 33

4.4.1 CMA 33 4.4.2 Compensaciones Mensuales .................................................................... 42 4.4.3 47 4.4.4 Fórmula de Actualización .......................................................................... 48 4.4.5 Peaje 49

5. AUDIENCIA PÚBLICA ................................................................................................ 50 6. OBSERVACIONES A LOS ESTUDIOS TÉCNICO ECONÓMICOS ........................... 51

6.1 OBSERVACIONES DE OSINERGMIN A LAS PROPUESTAS DE REGULACIÓN DE SST Y SCT .................................................................................................................... 51

6.2 OBSERVACIONES RELEVANTES ............................................................................... 52 7. PROPUESTA FINAL ................................................................................................... 54

7.1 RESPONSABILIDAD DE PAGO ................................................................................... 54 7.2 SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR ........................................................................ 65 7.3 COSTOS DE INVERSIÓN Y COYM ............................................................................. 65 7.4 COMPENSACIONES Y FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN ................................................. 79

7.4.1 CMA 79 7.4.2 Compensaciones Mensuales .................................................................... 88 7.4.3 Fórmula de Actualización .......................................................................... 97 7.4.4 Peajes 97

8. ANÁLISIS DE OSINERGMIN .................................................................................... 100 8.1 RESPONSABILIDAD DE PAGO ................................................................................. 100 8.2 SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR ...................................................................... 110 8.3 COSTOS DE INVERSIÓN Y COYM ........................................................................... 110 8.4 COMPENSACIONES Y FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN ............................................... 111

8.4.1 Cálculo del CMA ...................................................................................... 111 8.4.2 Cálculo de Compensaciones Mensuales (CM) ....................................... 111 8.4.3 Fórmulas de Actualización ...................................................................... 122

8.5 PEAJES DEL AREA DE DEMANDA 15 ....................................................................... 122 8.5.1 Demanda ................................................................................................. 122 8.5.2 CMA asignado a los Usuarios ................................................................. 125 8.5.3 Ingreso Tarifario ...................................................................................... 127 8.5.4 Peajes ................................................................................................... 129 8.5.5 Fórmula de Actualización ........................................................................ 130

9. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................................ 132 10. ANEXOS .................................................................................................................... 133

Anexo A Diagramas Unifilares del SER 2009-2013 - Según Propuesta ................ 134



Anexo B Análisis de las Respuestas a las Observaciones formuladas a la PROPUESTA INICIAL ............................................................................. 139

Anexo C Determinación del SER 2009-2013 ......................................................... 204 Anexo D Reparto de Responsabilidad de Pago entre Generadores por el Método de

Beneficio Económico ............................................................................... 241 11. REFERENCIAS ......................................................................................................... 249



1. Introducción

El presente informe describe el estudio realizado por OSINERGMIN para la Fijación de Tarifas de las instalaciones del SST y SCT, cuyo pago es asignado a la generación o a la generación y demanda, para el período de vigencia mayo 2009 - abril 2013.

Dichos sistemas comprenden las instalaciones de transmisión de las siguientes empresas: Egemsa, Electro Andes, Edegel, San Gabán, REP, Redesur, Eteselva y Etenorte, las que en adelante y en conjunto para efectos del presente informe llamaremos “TITULARES”.

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 de OSINERGMIN (en adelante “GART”) y/o estudios encargados por OSINERGMIN a consultores especializados.

1.1 Alcance del informe

Las instalaciones de Generación y de Generación-Demanda de las TITULARES tienen distintas ubicaciones dentro del Sistema Interconectado Nacional, el cual abarca las zonas Nor-Oeste, Centro, Sur y Sur Este del Perú.

En el Gráfico N° 4.1, se muestra el diagrama de los sistemas de transmisión en el Perú, en donde se incluyen los SST de Generación (en adelante “SSTG”) y los SST de Generación-Demanda (en adelante “SSTGD”).



GRÁFICO N° 1.1



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.

Asimismo, el Artículo 62° de la LCE modificado con la Ley Nº 288323, establece que las compensaciones del SST deberán ser reguladas por OSINERGMIN.

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

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



II), también se encuentra definido en el Anexo de la LCE4 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 Transmisión5, se consideran como parte del SCT definidas en el Artículo 27.1 de la Ley N° 288326, las mismas que en cumplimiento del inciso b) del Artículo 27.2 de dicha Ley7 se regulan según los criterios establecidos en la LCE.

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.

Los costos medios anuales y las respectivas compensaciones y fórmulas de actualización se fijarán cada 4 años, según lo establecido en el literal d) del Artículo 139° de la LCE modificado mediante el D.S. N° 027-2007-EM.

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

4 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.

5 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.

6 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.

7 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.

(…)



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.

• Norma de Procedimiento para la Asignación de Responsabilidad de Pago

de los SST y SCT, aprobada con Resolución OSINERGMIN N° 383-2008-OS/CD.



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” (en adelante “PROCEDIMIENTO”)”de la norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados”, 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.

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



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.

OSINERGmin Informe N° 0051-2009-GART


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-Jun

Nota: Actualizado según D.S. N° 082-2008-PCM publicado en el Diario El Peruano el 13 de diciembre de 2008

30-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



4. Propuesta Inicial

En cumplimiento del cronograma establecido para la Fijación de Tarifas de los SST y SCT, con fecha 2 de junio de 2008, las empresas Edegel, Egemsa, Electro Andes, Etenorte, Eteselva, REP y San Gabán, presentaron los Estudios Técnicos Económicos que sustentan sus propuestas con relación a la fijación de Tarifas y Compensaciones de los SST y SCT, 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 Edegel, Egemsa, Electro Andes, Etenorte, Eteselva, Redesur, REP y San Gabán, las observaciones relacionadas con la admisibilidad de sus propuestas al proceso regulatorio– [Ver Referencia 2], las mismas que fueron respondidas mediante las cartas CM-358-2008, G-809-2008, ELA-GG/263-2008, C-261-2008, ETS-0700-08, GS-5515 2008, EGESG N°654-2008-, respectivamente– [Ver Referencia 3].

Con Oficio N° 0632-2008-GART-88, 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 y Compensaciones 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 Responsabilidad de Pago

La asignación de responsabilidad de pago entre la generación y/o demanda y entre los generadores, contenida en la PROPUESTA INICIAL, se resume en el siguiente cuadro:



Cuadro Nº 4-1 PROPUESTA INICIAL ASIGNACION DE RESPONSABILIDAD DE PAGO

Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento Porcentaje Asignado

a la Demanda

Porcentaje Asignado a

la Generación

Método de Asignación de

Resonsabilidad de pago entre

Generadores

Asiganción % de Pago entre Generadores

Etenorte SST Carhuaquero-Chiclayo

Carhuaquero - Chiclayo Oeste Línea Costa Rura 91,04% 8,96% Beneficios

Económicos 8.96%

Etenorte SST Huallanca - Chimbote

Chimbote 1 - Huallanca Línea Costa Rural 88,04% 11,96% Beneficios

Económicos 11.96%


Chimbote 1 - Huallanca Línea Sierra Rural 0 88,04% 11,96% Beneficios

Económicos 11.96%



Económicos 11.96%



Económicos 11.96%

Etenorte SST Huallanca - Chimbote S.E. Chimbote 1 Celda de Transformador - T30-211 0,00% 100,00% Uso - Factores

Topológicos 100%


Topológicos 100%


Topológicos 100%

Etenorte SST Huallanca - Chimbote S.E. Chimbote 1 Transformador de Potencia - T30-

211 - 100 MVA 0,00% 100,00% Uso - Factores Topológicos 100%

Etenorte SST Huallanca - Chimbote S.E. Huallanca Celda de Línea - L-1103 88,04% 11,96% Beneficios

Económicos 11.96%


Económicos 11.96%


Económicos 11.96%

Etenorte SST Huallanca - Chimbote S.E. Huallanca Celda de Transformador - Grupo 1 88,04% 11,96% Beneficios

Económicos 11.96%


Económicos 11.96%

Porcentaje Porcentaje Método de Asignación

Asignación % de

Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento Asignado a la Asignado a la

de Responsabilidad

de Pago entre

Demanda Generación pago entre Generadores Generadores

Eteselva SST de Eteselva Aguaytía – Tingo María Línea 96,37% 3,63% Beneficios

Económicos 3.63%

Eteselva SST de Eteselva Tingo María - Vizcarra Línea 93,15% 6,85% Beneficios

Económicos 6.85%

Eteselva SST de Eteselva Tingo María - Vizcarra Línea 93,15% 6,85% Beneficios

Económicos 6.85%

Eteselva SST de Eteselva S.E. Aguaytia Celda de Línea - Tingo María 96,37% 3,63% Beneficios

Económicos 3.63%

Eteselva SST de Eteselva S.E. Aguaytia Celda Transformador - Grupo 1 96,37% 3,63% Beneficios

Económicos 3.63%

Eteselva SST de Eteselva S.E. Aguaytia Celda Transformador - Grupo 2 96,37% 3,63% Beneficios

Económicos 3.63%

Eteselva SST de Eteselva S.E. Tingo María Celda de Línea - Aguaytia 96,37% 3,63% Beneficios

Económicos 3.63%

Eteselva SST de Eteselva S.E. Tingo María Celda de Línea - Vizcarra 93,15% 6,85% Beneficios

Económicos 6.85%

Eteselva SST de Eteselva S.E. Vizcarra Celda de Línea - Tingo María 93,15% 6,85% Beneficios

Económicos 6.85%

Eteselva SST de Eteselva Centro de Control – SST 93,15% 6,85% Beneficios

Económicos 6.85%

Eteselva SST de Eteselva Telecomunicaciones – SST 93,15% 6,85% Beneficios

Económicos 6.85%

Eteselva SST de Eteselva Repuestos – SST 96,37% 3,63% Beneficios

Económicos 3.63%

Eteselva SST de Eteselva VNR No Eléctrico – SST 96,37% 3,63% Beneficios

Económicos 3.63%



Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento Porcentaje Asignado

a la Demanda


la Generación


Resonsabilidad de pago entre

Generadores

Asiganción % de Pago entre Generadores


Económicos 11.96%


Económicos 11.96%


Económicos 11.96%


Económicos 11.96%

Etenorte SST Carhuaquero-Chiclayo S.E. Carhuaquero Celda de Línea - L-2040 91,04% 8,96% Beneficios

Económicos 8.96%

Etenorte SST Carhuaquero-Chiclayo S.E. Carhuaquero Celda de Transformador - Grupo 1 91,04% 8,96% Beneficios

Económicos 8.96%


Económicos 8.96%


Económicos 8.96%


Económicos 8.96%



TITULAR INSTALACIÓN RESPONSABLES DE

PAGO Porcentaje de

Pago Compensación Nuevos Soles

REP Campo Armiño - Pachachaca (*) (L-2201/2202) Generadores del SEIN Por uso del Sistema 1 167 432 REP Campo Armiño - Huancavelica (L-2203/2204) Generadores del SEIN Por uso del Sistema 393 269 REP Huancavelica - Independencia (L-2203/2231) Generadores del SEIN Por uso del Sistema 1 136 552 REP Pachachaca (*) - San Juan (L-2205/2206) Generadores del SEIN Por uso del Sistema 814 437 REP La Cantera - Independencia (L-2207) Generadores del SEIN Por uso del Sistema 233 403 REP Desierto - Independencia (L-2208) Generadores del SEIN Por uso del Sistema 174 390 REP Campo Armiño - Pachachaca (L-2218/2219) Generadores del SEIN Por uso del Sistema 1 108 238 REP Campo Armiño - Huayucachi (L-2220) Generadores del SEIN Por uso del Sistema 298 781 REP Huayucachi - Zapallal (L-2221) Generadores del SEIN Por uso del Sistema 923 558 REP Pachachaca - Callahuanca (L-2222/2223) Generadores del SEIN Por uso del Sistema 537 889 REP Celdas en Chavarria (L-2008/2015) Generadores del SEIN Por uso del Sistema 32 533 REP Celdas en Purunhuasi (L-2716) Generadores del SEIN Por uso del Sistema 26 799 REP Cantera-Chilca (L-2090) Generadores del SEIN Por uso del Sistema 238 586 REP Desierto - Chilca (L-2091) Generadores del SEIN Por uso del Sistema 301 734 REP Línea San Juan - Chilca (L-2093) Generadores del SEIN Por uso del Sistema 163 783 REP Línea San Juan - Chilca (L-2094/2095) Generadores del SEIN Por uso del Sistema 421 154

REP 2 Celdas 220 kV de conexión a la CT Chilca de Enersur ENERSUR 100% 34 758

REP 2 Celdas 220 kV de conexión a la CT Kallpa de Globeleq KALLPA 100% 34 758

REP Celda de Línea a Carhuaquero Duke Energy International 100% 16 673 REP Celda de Transformación Duke Energy International 100% 30 966 REP Celda de Línea a Huallanca Duke Energy International 100% 12 856 REP Celda de Línea a Huallanca Duke Energy International 100% 12 856 REP Celda de Línea a Huallanca Duke Energy International 100% 12 856 REP Celda del Autotransformación 138 kV Duke Energy International 100% 7 233 REP Autotransformador 220/138 kV Duke Energy International 100% 80 729 REP Celda de Línea a Huinco (L-2001) Edegel S.A.A. 100% 15 445 REP Celda de Línea a Huinco (L-2002) Edegel S.A.A. 100% 15 445 REP Celda de TG-UTI Edegel S.A.A. 100% 12 941 REP Línea Quencoro - Tintaya (L-1005) Egemsa S.A. 100% 443 945 REP Celda de Línea a Tintaya (L-1005) Egemsa S.A. 100% 8 870 REP Celda de Línea a Quencoro(L-1005) Egemsa S.A. 100% 8 870 REP Línea Azangaro - Juliaca (L-1011) Generadores del SEIN Por uso del Sistema 193 278 REP Línea Juliaca - Puno(L-1012) Generadores del SEIN Por uso del Sistema 113 866 REP Celda de Línea a Machupichu Egemsa S.A. 100% 8 906 REP Línea Toquepala - Aricota Egesur S.A. 100% 65 989 REP SE Ventanilla Celda de Transformación TG EDEGEL 100% 15 335 REP S.E. Zorritos Celda de Línea a C.T. Tumbes 5 619 REP Línea Piura Oeste - Chiclayo Oeste (L-2238) 470 190

Cahua 3,5% 16.649,50 Edegel 19,7% 92.441,61 Eepsa 13,6% 63.812,56 Egasa 1,8% 8.491,31 Egenor 29,6% 139.395,32 Electro Andes 5,8% 27.306,69 Electroperú 17,0% 79.747,77 Enersur 6,8% 31.941,02 San Gabán 2,2% 10.404,46

REP Línea Trujillo Norte - Chimbote 1 (L-2232) 227 662 Termoselva 6,8% 15.494,18 Edegel 16,8% 38.215,42 Egenor 13,3% 30.266,53 Electro Andes 5,2% 11.739,58 Electroperú 37,7% 85.833,16 Enersur 5,0% 11.305,73 Etevensa 11,3% 25.612,93 San Gabán 4,0% 9.194,22

REP Línea Zapallal - Ventanilla (L-2242/2243) 32 219 Termoselva 7,7% 2.472,85 Edegel 10,6% 3.424,92 Egenor 23,3% 7.503,94 Electro Andes 7,6% 2.446,55 Electroperú 42,2% 13.605,77



TITULAR INSTALACIÓN RESPONSABLES DE PAGO

Porcentaje de Pago

Compensación Nuevos Soles

REP Campo Armiño - Pachachaca (*) (L-2201/2202) Generadores del SEIN Por uso del Sistema 1 167 432 Enersur 8,6% 2.765,24

REP Línea Santa Rosa - San Juan (L-2010/2011) 17 620 Termoselva 15,9% 2.804,20 Edegel 36,8% 6.479,74 Electro Andes 22,8% 4.014,17 Enersur 24,5% 4.321,40

REP Línea Paramonga Nueva - Chimbote 1 (L-2216) Generadors del SEIN Por uso del Sistema 97 179 REP Línea Zapallal - Paramonga Nueva (L-2214) Generadors del SEIN Por uso del Sistema 77 725 REP Línea Tintaya - Callalli (L-1008) 239 933

Egemsa 42,7% 102 404 San Gabán 57,3% 137 528

REP S.E. Paramonga Nueva Autotrafo 220/138 kV 55 280 Termoselva 0,0% Cahua 100,0% 55 280

REP Línea Santuario - Callalli (L-1020) 212 328 Arcata 1,9% 3961 Egemsa 41,4% 87810 San Gabán 56,8% 120557

REP Línea Santuario - Socabaya (L-1021/1022) 86 609 Edegel 26,7% 23159 Egasa 2,7% 2313 Electro Andes 4,1% 3581 Electroperú 45,6% 39453 Enersur 5,9% 5151 Etevensa 15,0% 12952

REP Línea Socabaya - Cerro Verde (L-1023/1024) 25 518 Termoselva 5,0% 1277 Edegel 14,9% 3813 Egasa 4,6% 1186 Egemsa 4,8% 1219 Egenor 5,4% 1381 Electro Andes 4,5% 1138 Electroperú 41,8% 10667 Enersur 4,5% 1150 Etevensa 8,9% 2274 San Gabán 5,5% 1413

Total 10 666 998



Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento


la Demanda


la Generación

Método de Asignación de responsabilidad de

pago entre Generadores

Asignación de % Pago entre

Generadores

EDEGEL Huinco -Santa Rosa LT 220kV Huinco - Santa Rosa L-2001,

2002 - 100% (1) Generadores

EDEGEL Matucana -Callahuanca LT 220kV Matucana - Callahuanca L-2716 - 100% (1) Generadores

EDEGEL Purunhuasi -Callahuanca LT 220kV Purunhuasi - Callahuanca L-2007 - 100% (1) Generadores

EDEGEL Callahuanca -Cajamarquilla

LT 220kV Callahuanca - Cajamarquilla

L-2008-L2009 - 100% (1) Generadores

EDEGEL Cajamarquilla -Chavarría LT 220kV Cajamarquilla - Chavarría L-2014-L-


EDEGEL Callahuanca -Huachipa LT 60kV Callahuanca - Huachipa L-6031 - 100% (1) Generadores

EDEGEL Callahuanca -Huampaní LT 60kV Callahuanca - Huampaní L-6040 - 100% (1) Generadores

EDEGEL Callahuanca -Moyopampa LT 60kV Callahuanca - Moyopampa L-6111 - 100% (1) Generadores

EDEGEL Moyopampa -Santa Rosa LT 60kV Moyopampa - Santa Rosa L-6011-


EDEGEL Moyopampa -Chosica LT 60kV Moyopampa - Chosica L-6731 - 100% (1) Generadores

EDEGEL Huampaní -Ñaña LT 60kV Huampaní - Ñaña L-6544 - 100% (1) Generadores

EDEGEL Moyopampa -Balnearios LT 60kV Moyopampa - Balnearios L-6060 - 100% (1) Generadores

EDEGEL Moyopampa -Salamanca LT 60kV Moyopampa - Salamanca L-6055 - 100% (1) Generadores

EDEGEL Chimay -Yanango LT 220kV Chimay - Yanango L-2257 - 100% (1) Generadores Generadores

EDEGEL Yanango -Pachachaca LT 220kV Yanango - Pachachaca L-2256 - 100% (1) Generadores

EDEGEL Callahuanca Celda 60kV Transformador G1 Callahuanca Celda - 100% (1) Generadores




EDEGEL Callahuanca Celda Transformador 220/60/10kV Callahuanca Celda - 100% (1) Generadores

EDEGEL Moyopampa Celda 60kV Transformador G1 Moyopampa Celda - 100% (1) Generadores



EDEGEL Huinco Celda 220kV Transformador G1 Huinco Celda - 100% (1) Generadores

Generadores




EDEGEL Yanango Celda 220kV Transformador G1 Yanango Celda - 100% (1) Generadores

EDEGEL Huampaní Celda 60kV Transformador G1 Huampaní Celda - 100% (1) Generadores

EDEGEL Huampaní Celda 60kV Transformador G2 Huampaní Celda - 100% (1) Generadores

EDEGEL Santa Rosa Celda 220kV Transformador TG7 Santa Rosa Celda - 100% (1) Generadores

EDEGEL Santa Rosa Celda 220kV Nuevo Transformador Santa Rosa (*) Celda - 100% (1) Generadores

EDEGEL Ventanilla Celda 220kV Transformador TG3 Ventanilla Celda - 100% (1) Generadores





la Demanda


la Generación




Generadores

EDEGEL Ventanilla Celda 220kV Transformador TG4 Ventanilla Celda - 100% (1) Generadores

(1) EDEGEL propone se determine a partir del Método de Janusk Bialek

Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento Porcentaje Asignado a

la Demanda

Porcentaje Asignado a la Generación


responsabilidad de pago entre

Generadores

Asignación de % Pago entre Generadores

San Gabán San Gabán – Azángaro L-1010 Línea 0% 100% -

100%-Generadores

SEIN

San Gabán San Gabán – Azángaro L-1009/1013 Línea 0% 100% -

100%-Generadores

SEIN

San Gabán San Gabán II Celda de Línea a San Rafael - L-1013 Subestación 0% 100% -

100%-Generadores

SEIN

San Gabán San Gabán II Celda de Línea a Azángaro - L-1010 Subestación 0% 100% - 100%-

Generadores SEIN

San Gabán San Gabán II Celda de Transformador - 01GTA001TP Subestación 0% 100% -

100%-Generadores

SEIN

San Gabán San Gabán II Celda de Transformador - 02GTA001TP Subestación 0% 100% -

100%-Generadores

SEIN

San Gabán Azángaro Celda de Línea a San Gabán - L-1009 Subestación 0% 100% -

100%-Generadores

SEIN

San Gabán Azángaro Celda de Línea a San Gabán - L-1010 Subestación 0% 100% -

100%-Generadores

SEIN

San Gabán Azángaro Celda de Línea a Tintaya - L-1006 Subestación 0% 100% - 100%-

Generadores SEIN

San Gabán Azángaro Celda de Línea a Juliaca - L-1011 Subestación 0% 100% - 100%-

Generadores SEIN

San Gabán Azángaro Celda de Transformador - T50-162 Subestación 0% 100% - 100%-

Generadores SEIN

San Gabán San Gabán II Centro de Control Subestación 0% 100% - 100%-

Generadores SEIN

San Gabán San Gabán II Telecomunicaciones Subestación 0% 100% - 100%-

Generadores SEIN


la Demanda




Generadores


Linea 1001

Egemsa SST de Egemsa Linea 1002 0% 100% 100% Generadores SEIN-100%

Egemsa SST de Egemsa Linea 1003 0% 100% 100% Generadores SEIN-100%

Egemsa SST de Egemsa Celda de Línea 0% 100% 100% Generadores SEIN-100%

Egemsa SST de Egemsa Celda de Línea 0% 100% 100% Generadores



SEIN-100%





4.2 Sistema Eléctrico a Remunerar

Las TITULARES presentaron en la PROPUESTA INICIAL la siguiente información correspondiente a sus SEA.

• Formatos F-002 y F-003: Etenorte, Eteselva y San Gabán

• Diagramas Unifilares (F-206): Egemsa, Electro Andes

La empresa Edegel no presenta los siguientes formatos: F-002, F003 y F206 y las empresas Egemsa y Electro Andes no presentan los formatos: F-002 y F-003.

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 4-2 PROPUESTA INICIAL

COSTO DE INVERSIÓN POR AÑO (Miles US$)

Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4

Eteselva SST de Eteselva AGUAYTIA - TINGO MARÍA Línea 12 428,94 12 428,94 12 428,94 12 428,94

Eteselva SST de Eteselva TINGO MARÍA - VIZCARRA Línea 9 270,76 9 270,76 9 270,76 9 270,76

Eteselva SST de Eteselva TINGO MARÍA - VIZCARRA Línea 20 936,82 20 936,82 20 936,82 20 936,82

Eteselva SST de Eteselva S.E. Aguaytia Celda de Línea - Tingo María 1 479,40 1 479,40 1 479,40 1 479,40 Eteselva SST de Eteselva S.E. Aguaytia Celda Transformador - Grupo 1 1 360,52 1 360,52 1 360,52 1 360,52 Eteselva SST de Eteselva S.E. Aguaytia Celda Transformador - Grupo 2 1 360,52 1 360,52 1 360,52 1 360,52 Eteselva SST de Eteselva S.E. Tingo María Celda de Línea - Aguaytia 1 152,52 1 152,52 1 152,52 1 152,52 Eteselva SST de Eteselva S.E. Tingo María Celda de Línea - Vizcarra 1 152,52 1 152,52 1 152,52 1 152,52 Eteselva SST de Eteselva S.E. Vizcarra Celda de Línea - Tingo María 1 470,56 1 470,56 1 470,56 1 470,56 Eteselva SST de Eteselva Centro de Control - SST 613,61 613,61 613,61 613,61 Eteselva SST de Eteselva Telecomunicaciones - SST 322,59 322,59 322,59 322,59 Eteselva SST de Eteselva Repuestos - SST 627,96 627,96 627,96 627,96 Eteselva SST de Eteselva VNR No Eléctrico - SST 46,67 46,67 46,67 46,67 TOTAL 52 223,41 52 223,41 52 223,41 52 223,41




Etenorte SST

Carhuaquero-Chiclayo

Carhuaquero - Chiclayo Oeste Linea 6 551,59 6 551,59 6 551,59 6 551,59

Etenorte SST

Huallanca – Chimbote

Chimbote 1 - Huallanca Linea 3 699,06 3 699,06 3 699,06 3 699,06

Etenorte SST



Etenorte SST



Etenorte SST


Chimbote 1 - Huallanca Linea 241,74 241,74 241,74 241,74

Etenorte SST


S.E. Chimbote 1 Celda de Transformador - T30-211 475,49 475,49 475,49 475,49

Etenorte SST



Etenorte SST



Etenorte SST


S.E. Chimbote 1 Transformador de Potencia - T30-211 - 100 MVA 2 491,16 2 491,16 2 491,16 2 491,16

Etenorte SST


S.E. Huallanca Celda de Línea - L-1103 391,55 391,55 391,55 391,55

Etenorte SST



Etenorte SST



Etenorte SST

Huallanca - Chimbote

S.E. Huallanca Celda de Transformador - Grupo 1 263,62 263,62 263,62 263,62

Etenorte SST



Etenorte SST



Etenorte SST



Etenorte SST



Etenorte SST



Etenorte SST


S.E. Carhuaquero Celda de Línea - L-2040 552,46 552,46 552,46 552,46

Etenorte SST


S.E. Carhuaquero Celda de Transformador - Grupo 1 477,26 477,26 477,26 477,26

Etenorte SST



Etenorte SST



Etenorte SST Carhuaquero- S.E. Carhuaquero Celda de Transformador - Grupo 4 477,26 477,26 477,26 477,26




Etenorte SST



Chiclayo

TOTAL 25 041,27 25 041,27 25 041,27 25 041,27


REP Sistema Mantaro Lima Campo Armiño - Huancavelica Línea 10 860,11

REP Sistema Mantaro Lima Huancavelica - Independencia Línea 32 670,99

REP Sistema Mantaro Lima Campo Armiño - Pachachaca

(*) Línea 33 604,75

REP Sistema Mantaro Lima Pachachaca (*) - San Juan Línea 22 053,24

REP Sistema Mantaro Lima Campo Armiño - Pachachaca Línea 31 830,40

REP Sistema Mantaro Lima Pachachaca - Callahuanca Línea 13 127,67

REP Sistema Mantaro Lima Campo Armiño - Huayucachi Línea 8 534,99

REP Sistema Mantaro Lima Huayucachi - Zapallal Línea 26 710,72

REP Chilca-San Juan San Juan - Chilca Línea 3 701,54

REP Chilca-San Juan San Juan - Chilca Línea 10 126,83

REP Chilca-San Juan Chilca - La Cantera Línea 6 349,74

REP Chilca-San Juan Chilca – Desierto Línea 8 187,56

REP Sistema Mantaro Lima La Cantera - Independencia Línea 6 337,55

REP Sistema Mantaro Lima Línea Desierto - Independencia 4 620,07

REP Sistema Quencoro-Tintaya Línea Quencoro - Tintaya 13 307,18

REP Sistema Azángaro Juliaca Puno Línea Azangaro - Juliaca 5 517,32

REP Sistema Azángaro Juliaca Puno Línea Juliaca - Puno 2 862,93

REP Aricota Toquepala Línea Toquepala - Aricota 1 762,33

REP Sistema Secundario Tumbes Zorritos Celda de Línea a C.T. Tumbes 164,48

REP Chimbote I-Chiclayo Oeste Chiclayo Celda de Línea a Carhuaquero 485,25

REP Guadalupe, Guadalupe Rural Guadalupe Celda de Línea a Gallito Ciego 203,32

REP Chimbote I-Chiclayo Oeste Chimbote Celda de Transformación 551,90

REP Chimbote I-Chiclayo Oeste Chimbote Celda de Línea a Huallanca 374,17



REP Chimbote I-Chiclayo Oeste Chimbote Celda del Autotransformación 300,72



REP Chimbote I-Chiclayo Oeste Chimbote Transformador de Potencia 120

MVA 2 349,51

REP Sistema Mantaro Lima Zapallal Celda de Línea a Huayucachi L-2221 535,83

REP Ventanilla Ventanilla Celda de Transformación 446,30 REP Sistema Mantaro Lima Chavarría Celda de Línea a Callahuanca 473,41 REP Sistema Mantaro Lima Chavarría Celda de Línea a Cajamarquilla 473,41 REP Sistema Secundario Santa Rosa Celda de Línea a Huinco 449,50





Santa Rosa

REP Sistema Secundario Santa Rosa Santa Rosa Celda de Línea a Huinco 449,50

REP Sistema Secundario Santa Rosa Santa Rosa Celda de TG-Uti 376,63

REP Chilca-San Juan Chilca Celda de Línea a San Juan 593,96 REP Chilca-San Juan Chilca Celda de Línea a San Juan 593,96 REP Chilca-San Juan Chilca Celda de Línea a San Juan 593,96 REP Sistema Mantaro Lima Chilca Celda de Línea a Cantera 593,96 REP Sistema Mantaro Lima Chilca Celda de Línea a Desierto 593,96 REP Chilca-San Juan Chilca Celda de Transformación 505,79 REP Chilca-San Juan Chilca Celda de Transformación 505,79 REP Chilca-San Juan Chilca Celda de Transformación 505,79 REP Chilca-San Juan Chilca Celda de Transformación 505,79 REP Sistema Mantaro Lima San Juan Celda de Línea a Pomacocha 471,16 REP Sistema Mantaro Lima San Juan Celda de Línea a Pomacocha 471,16 REP Chilca-San Juan San Juan Celda de Línea a Chilca 471,16 REP Chilca-San Juan San Juan Celda de Línea a Chilca 471,16 REP Chilca-San Juan San Juan Celda de Línea a Chilca 471,16 REP Sistema Mantaro Lima Independencia Celda de Línea a Desierto 455,29 REP Sistema Mantaro Lima Independencia Celda de Línea a Cantera 455,29 REP Sistema Mantaro Lima Independencia Celda de Línea a Mantaro 455,29 REP Sistema Mantaro Lima Independencia Celda de Línea a Huancavelica 455,29 REP Sistema Mantaro Lima Callahuanca Celda de Línea a Pachachaca 803,31 REP Sistema Mantaro Lima Callahuanca Celda de Línea a Pachachaca 803,31 REP Sistema Mantaro Lima Callahuanca Celda de Línea a Callahuanca 803,31 REP Sistema Mantaro Lima Pachachaca Celda de Línea a Purunhuasi 694,43 REP Sistema Mantaro Lima Pachachaca Celda de Línea a Purunhuasi 694,43 REP Sistema Mantaro Lima Pachachaca Celda de Línea a Mantaro 694,43 REP Sistema Mantaro Lima Pachachaca Celda de Línea a Mantaro 694,43 REP Sistema Mantaro Lima Pachachaca Celda de Línea a Mantaro 694,43 REP Sistema Mantaro Lima Pachachaca Celda de Línea a Mantaro 694,43 REP Sistema Mantaro Lima Pachachaca Celda de Línea a San Juan 694,43 REP Sistema Mantaro Lima Pachachaca Celda de Línea a San Juan 694,43 REP Sistema Mantaro Lima Huayucachi Celda de Línea a Mantaro 420,93 REP Sistema Mantaro Lima Huayucachi Celda de Línea a Zapallal 420,93 REP Sistema Mantaro Lima Huancavelica Celda de Línea a Mantaro 459,15 REP Sistema Mantaro Lima Huancavelica Celda de Línea a Independencia 459,15

REP Sistema Azángaro Juliaca Puno Juliaca Celda de Línea a Azangaro 276,15

REP Sistema Azángaro Juliaca Puno Juliaca Celda de Línea a Puno 276,15

REP Sistema Azángaro Juliaca Puno Puno Celda de Línea a Juliaca 274,03

REP Sistema Quencoro-Tintaya Quencoro Celda de Línea a Machupichu 266,97

REP Sistema Quencor-Tintaya Quencoro Celda de Línea a Tintaya 266,97

REP Sistema Quencoro-Tintaya Tintaya Celda de Línea a Quencoro 264,77

REP Aricota Toquepala Toquepala Celda de Línea a Aricota 185,26 REP Sistema Nacional Línea Piura Oeste - Chiclayo Oeste 14 534,61 REP Sistema Nacional Línea Trujillo Norte - Chimbote 1 10 186,84 REP Sistema Nacional Línea Trujillo Norte - Chimbote 1 10 785,94 REP Sistema Nacional Línea Zapallal - Ventanilla 3 146,97 REP Sistema Nacional Línea Ventanilla - Chavarria 1 659,22 REP Sistema Nacional Línea Santa Rosa - San Juan 4 605,37

REP Paramonga Nueva Línea Paramonga Nueva - Chimbote 1 7 581,10

REP Paramonga Nueva Línea Zapallal - Paramonga Nueva 5 488,91 REP Sistema Nacional Línea Tintaya - Callalli 7 352,00 REP Sistema Nacional Línea Santuario - Callalli 6 359,52 REP Sistema Nacional Línea Santuario - Socabaya 2 979,51 REP Sistema Nacional Línea Socabaya - Cerro Verde 1 170,14

REP Piura, Sullana-El Arenal-

Paita,Bajo Piura, Chulucanas

Piura Celda de Línea a Chiclayo Oeste 312,01

REP Chiclayo y Chiclayo Baja densidad Chiclayo Celda de Línea a Piura Oesta 485,25

REP Trujillo Trujillo Celda de Línea a Chimbote 1 470,54 REP Trujillo Trujillo Celda de Línea a Chimbote 1 470,54





REP Chimbote, Chimbote rural y Casma Rural Chimbote Celda de Línea a Paramonga

Nueva 590,43

REP Chimbote, Chimbote rural y Casma Rural Chimbote Celda de Línea a Trujillo Norte 590,43


REP Paramonga Nueva Paramonga Celda de Línea a Chimbote 1 464,28 REP Paramonga Nueva Paramonga Celda de Línea a Zapallal 464,28 REP Paramonga Nueva Paramonga Celda de Transformación 388,85 REP Paramonga Nueva Paramonga Celda de Línea a Paramonga Ex 228,50 REP Paramonga Nueva Paramonga Celda de Transformación 152,76 REP Paramonga Nueva Paramonga Transformador de Potencia 50 MVA 1 755,56 REP Lima Norte Zapallal Celda de Línea a Ventanilla L-2243 535,83 REP Lima Norte Zapallal Celda de Línea a Ventanilla L-2242 535,83

REP Lima Norte Zapallal Celda de Línea a Paramonga Nueva L-2214 535,83

REP Lima Norte Ventanilla Celda de Línea a Zapallal 527,86 REP Lima Norte Ventanilla Celda de Línea a Zapallal 527,86 REP Lima Norte Ventanilla Celda de Línea a Chavarria 527,86 REP Lima Norte Ventanilla Celda de Línea a Chavarria 527,86 REP Lima Norte Chavarría Celda de Línea a Ventanilla 473,41 REP Lima Norte Chavarría Celda de Línea a Ventanilla 473,41 REP Lima Norte y Sur Santa Rosa Celda de Línea a San Juan 449,50 REP Lima Norte y Sur Santa Rosa Celda de Línea a San Juan 449,50 REP Lima Sur San Juan Celda de Línea a Santa Rosa 471,16 REP Lima Sur San Juan Celda de Línea a Santa Rosa 471,16 REP Valle del Colca Callalli Celda de Línea a Tintaya 298,94 REP Valle del Colca Callalli Celda de Línea a Santuarios 298,94 REP Ilo Cerro Verde Celda de Línea a Socabaya 440,90 REP Ilo Cerro Verde Celda de Línea a Socabaya 440,90 REP Arequipa Santuario Celda de Línea a Callalli 346,54 REP Arequipa Santuario Celda de Línea a Socabaya 346,54 REP Arequipa Santuario Celda de Línea a Socabaya 346,54 REP Arequipa Socabaya Celda de Línea a Santuario 353,53 REP Arequipa Socabaya Celda de Línea a Santuario 353,53 REP Arequipa Socabaya Celda de Línea a Cerro Verde 353,53 REP Arequipa Socabaya Celda de Línea a Cerro Verde 353,53 REP Yauri Tintaya Celda de Línea a Callalli 264,77

TOTAL 365 031,30 0,00 0,00 0,00



Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Edegel Huinco -Santa Rosa LT 220kV Huinco - Santa Rosa L-2001, 2002 16 410,13 16 410,13 16 410,13 16 410,13

Edegel Matucana -Callahuanca LT 220kV Matucana - Callahuanca L-2716 5 156,53 5 156,53 5 156,53 5 156,53

Edegel Purunhuasi -Callahuanca LT 220kV Purunhuasi - Callahuanca L-2007 609,29 609,29 609,29 609,29

Edegel Callahuanca -Cajamarquilla LT 220kV Callahuanca - Cajamarquilla L-2008-L2009 11 021,87 11 021,87 11 021,87 11 021,87

Edegel Cajamarquilla -Chavarría LT 220kV Cajamarquilla - Chavarría L-2014(*)-L-

2015 6 415,77 6 415,77 6 415,77 6 415,77

Edegel Callahuanca -Huachipa LT 60kV Callahuanca - Huachipa L-6031 3 941,00 3 941,00 3 941,00 3 941,00

Edegel Callahuanca -Huampaní LT 60kV Callahuanca - Huampaní L-6040 2 730,66 2 730,66 2 730,66 2 730,66

Edegel Callahuanca -Moyopampa LT 60kV Callahuanca - Moyopampa L-6111 1 651,15 1 651,15 1 651,15 1 651,15

Edegel Moyopampa -Santa Rosa LT 60kV Moyopampa - Santa Rosa L-6011-6020 6 323,41 6 323,41 6 323,41 6 323,41

Edegel Moyopampa -Chosica LT 60kV Moyopampa - Chosica L-6731 357,65 357,65 357,65 357,65 Edegel Huampaní -Ñaña LT 60kV Huampaní - Ñaña L-6544 922,30 922,30 922,30 922,30

Edegel Moyopampa -Balnearios LT 60kV Moyopampa - Balnearios L-6060 4 472,34 4 472,34 4 472,34 4 472,34

Edegel Moyopampa -Salamanca LT 60kV Moyopampa - Salamanca L-6055 2 754,45 2 754,45 2 754,45 2 754,45

Edegel Chimay -Yanango LT 220kV Chimay - Yanango L-2257 4 300,26 4 300,26 4 300,26 4 300,26 Edegel Yanango -Pachachaca LT 220kV Yanango - Pachachaca L-2256 10 117,37 10 117,37 10 117,37 10 117,37

Edegel Callahuanca Celda 60kV Transformador G1 Callahuanca Celda 252,35 252,35 252,35 252,35




Edegel Callahuanca Celda Transformador 220/60/10kV Callahuanca Celda 614,07 614,07 614,07 614,07

Edegel Moyopampa Celda 60kV Transformador G1 Moyopampa Celda 260,68 260,68 260,68 260,68



Edegel Huinco Celda 220kV Transformador G1 Huinco Celda 659,86 659,86 659,86 659,86 Edegel Huinco Celda 220kV Transformador G2 Huinco Celda 659,86 659,86 659,86 659,86 Edegel Huinco Celda 220kV Transformador G3 Huinco Celda 659,86 659,86 659,86 659,86 Edegel Huinco Celda 220kV Transformador G4 Huinco Celda 659,86 659,86 659,86 659,86

Edegel Yanango Celda 220kV Transformador G1 Yanango Celda 522,06 522,06 522,06 522,06

Edegel Huampaní Celda 60kV Transformador G1 Huampaní Celda 203,73 203,73 203,73 203,73

Edegel Huampaní Celda 60kV Transformador G2 Huampaní Celda 203,73 203,73 203,73 203,73

Edegel Santa Rosa Celda 220kV Transformador TG7 Santa Rosa Celda 502,46 502,46 502,46 502,46

Edegel Santa Rosa Celda 220kV Nuevo Transformador Santa Rosa (*) Celda 502,46 502,46 502,46 502,46

Edegel Ventanilla Celda 220kV Transformador TG3 Ventanilla Celda 438,53 438,53 438,53 438,53

Edegel Ventanilla Celda 220kV Transformador TG4 Ventanilla Celda 438,53 438,53 438,53 438,53



Titular Sistema

Eléctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4

Electro Andes L-535 Línea 792,47 792,47 792,47 792,47

Electro Andes San Mateo Celda 323,43 323,43 323,43 323,43

Electro Andes Carlos Francisco Celda 195,79 195,79 195,79 195,79


San Gabán San Gabán-Azángaro L-1010 Línea 3 824,06 3 824,06 3 824,06 3 824,06

San Gabán San Gabán-Azángaro L-1009/1013 Línea 17 150,17 17 150,17 17 150,17 17 150,17

San Gabán San Gabán II Celda de Línea a SAN RAFAEL - L-1013

S.E.T. 469,60 469,60 469,60 469,60

San Gabán San Gabán II Celda de Línea a AZANGARO - L-1010

S.E.T. 469,60 469,60 469,60 469,60

San Gabán San Gabán II Celda de Transformador - 01GTA001TP

S.E.T. 303,04 303,04 303,04 303,04


S.E.T. 303,04 303,04 303,04 303,04

San Gabán Azángaro Celda de Línea a SAN RAFAEL - L-1009

S.E.T. 440,08 440,08 440,08 440,08

San Gabán Azángaro Celda de Línea a SAN GABAN - L-1010

S.E.T. 440,08 440,08 440,08 440,08

San Gabán Azángaro Celda de Línea a TINTAYA - L-1006

S.E.T. 0,00 0,00 0,00 0,00

San Gabán Azángaro Celda de Línea a JULIACA - L-1011

S.E.T. 440,08 440,08 440,08 440,08

San Gabán Azángaro Celda de Transformador - T50-162

S.E.T. 63,49 63,49 63,49 63,49

San Gabán San Gabán II Centro de Control S.E.T. 247,03 247,03 247,03 247,03

San Gabán San Gabán II Telecomu. S.E.T. 197,36 197,36 197,36 197,36

COSTO DE INVERSIÓN INICIAL milesUS$


EGEMSA SST de Egemsa Linea 1001 00LRL1001 Linea 5.420,66 -

-

-


-

-

EGEMSA SST de Egemsa Linea 1003 00LRL1003 Linea 952,48 -

-

-

EGEMSA SST de Egemsa Celda de Línea 71LRL Celda 330,96 -

-

-


-

-


-

-


-

-


-

-


-

-



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


COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO ANUAL (Miles US$)


ETESELVA SST de Eteselva AGUAYTIA - TINGO MARÍA Línea 482,16 482,16 482,16 482,16

ETESELVA SST de Eteselva TINGO MARÍA – VIZCARRA Línea 359,64 359,64 359,64 359,64

ETESELVA SST de Eteselva TINGO MARÍA – VIZCARRA Línea 812,21 812,21 812,21 812,21

ETESELVA SST de Eteselva S.E. Aguaytia Celda de Línea - Tingo María 57,39 57,39 57,39 57,39

ETESELVA SST de Eteselva S.E. Aguaytia Celda Transformador - Grupo 1 52,78 52,78 52,78 52,78

ETESELVA SST de Eteselva S.E. Aguaytia Celda Transformador - Grupo 2 52,78 52,78 52,78 52,78

ETESELVA SST de Eteselva S.E. Tingo María Celda de Línea - Aguaytia 44,71 44,71 44,71 44,71

ETESELVA SST de Eteselva S.E. Tingo María Celda de Línea - Vizcarra 44,71 44,71 44,71 44,71

ETESELVA SST de Eteselva S.E. Vizcarra Celda de Línea - Tingo María 57,05 57,05 57,05 57,05

ETESELVA SST de Eteselva Centro de Control - SST 23,80 23,80 23,80 23,80

ETESELVA SST de Eteselva Telecomunicaciones - SST 12,51 12,51 12,51 12,51

ETESELVA SST de Eteselva Repuestos - SST 24,36 24,36 24,36 24,36

ETESELVA SST de Eteselva VNR No Eléctrico - SST 1,81 1,81 1,81 1,81

TOTAL 2 025,91 2 025,91 2 025,91 2 025,91


ETENORTE SST Carhuaquero-Chiclayo

Carhuaquero - Chiclayo Oeste Costa Rural 223,13 223,13 223,13 223,13

ETENORTE SST Huallanca – Chimbote

Chimbote 1 - Huallanca Costa Rural 125,98 125,98 125,98 125,98


Chimbote 1 - Huallanca Sierra Rural 0 90,59 90,59 90,59 90,59






Chimbote 1 - Chimbote 2 Costa Rural 21,61 21,61 21,61 21,61


Chimbote 1 - Chimbote 2 Costa Urbana 16,58 16,58 16,58 16,58

ETENORTE SST Huallanca – Chimbote S.E. Chimbote 1 Celda de Transformador - T30-211 16,19 16,19 16,19 16,19



ETENORTE SST Huallanca – Chimbote S.E. Chimbote 1 Transformador de Potencia - T30-211 -

100 MVA 84,84 84,84 84,84 84,84

ETENORTE SST Huallanca – Chimbote S.E. Huallanca Celda de Línea - L-1103 11,55 11,55 11,55 11,55

ETENORTE SST Huallanca - Chimbote S.E. Huallanca Celda de Línea - L-1104 11,42 11,42 11,42 11,42


ETENORTE SST Huallanca - Chimbote S.E. Huallanca Celda de Línea - L-1132 - - - -

ETENORTE SST Huallanca - Chimbote S.E. Huallanca Celda de Transformador - Grupo 1 7,77 7,77 7,77 7,77

ETENORTE SST Huallanca - Chimbote S.E. Huallanca Celda de Transformador - Grupo 2 7,77 7,77 7,77 7,77





Carhuaquero - Chiclayo Oeste Costa Rural 223,13 223,13 223,13 223,13

ETENORTE SST Huallanca – Chimbote S.E. Huallanca Celda de Transformador - Grupo 3 7,77 7,77 7,77 7,77




ETENORTE SST Huallanca – Chimbote S.E. Huallanca Celda de Transformador - T11 7,77 7,77 7,77 7,77







ETENORTE SST Huallanca – Chimbote S.E. Huallanca Celda de Alimentador - Huallanca 2,56 2,56 2,56 2,56

ETENORTE SST Huallanca – Chimbote S.E. Huallanca Celda de Alimentador - Huaylas 2,56 2,56 2,56 2,56

ETENORTE SST Huallanca – Chimbote S.E. Huallanca Celda de Alimentador - Campamento 2,56 2,56 2,56 2,56

ETENORTE SST Huallanca – Chimbote S.E. Huallanca Celda de Alimentador - Bocatoma 2,56 2,56 2,56 2,56

ETENORTE SST Huallanca – Chimbote S.E. Huallanca Celda de Alimentador - Casa Fuerza 2,56 2,56 2,56 2,56

ETENORTE SST Huallanca – Chimbote S.E. Huallanca Transformador de Potencia - T11 - 15 MVA 30,96 30,96 30,96 30,96

ETENORTE SST Huallanca - Chimbote S.E. Huallanca Transformador de Potencia - T63 - 3 MVA 8,83 8,83 8,83 8,83

ETENORTE SST Carhuaquero-Chiclayo S.E. Carhuaquero Celda de Línea - L-2040 18,82 18,82 18,82 18,82

ETENORTE SST Carhuaquero-Chiclayo S.E. Carhuaquero Celda de Línea - Adinelsa - - - -

ETENORTE SST Carhuaquero-Chiclayo S.E. Carhuaquero Celda de Transformador - Grupo 1 16,25 16,25 16,25 16,25




TOTAL 940,49 940,49 940,49 940,49




EDEGEL Huinco -Santa Rosa LT 220kV Huinco - Santa Rosa L-2001, 2002 559,59 559,59 559,59 559,59

EDEGEL Matucana -Callahuanca LT 220kV Matucana - Callahuanca L-2716 175,84 175,84 175,84 175,84

EDEGEL Purunhuasi -Callahuanca LT 220kV Purunhuasi - Callahuanca L-2007 20,78 20,78 20,78 20,78

EDEGEL Callahuanca -Cajamarquilla LT 220kV Callahuanca - Cajamarquilla L-2008-L2009 375,85 375,85 375,85 375,85

EDEGEL Cajamarquilla -Chavarría LT 220kV Cajamarquilla - Chavarría L-2014(*)-L-2015 218,78 218,78 218,78 218,78

EDEGEL Callahuanca -Huachipa LT 60kV Callahuanca - Huachipa L-6031 130,84 130,84 130,84 130,84

EDEGEL Callahuanca -Huampaní LT 60kV Callahuanca - Huampaní L-6040 90,66 90,66 90,66 90,66

EDEGEL Callahuanca -Moyopampa LT 60kV Callahuanca - Moyopampa L-6111 54,82 54,82 54,82 54,82

EDEGEL Moyopampa -Santa Rosa LT 60kV Moyopampa - Santa Rosa L-6011-6020 209,94 209,94 209,94 209,94

EDEGEL Moyopampa -Chosica LT 60kV Moyopampa - Chosica L-6731 11,87 11,87 11,87 11,87

EDEGEL Huampaní -Ñaña LT 60kV Huampaní - Ñaña L-6544 30,62 30,62 30,62 30,62

EDEGEL Moyopampa -Balnearios LT 60kV Moyopampa - Balnearios L-6060 148,48 148,48 148,48 148,48

EDEGEL Moyopampa -Salamanca LT 60kV Moyopampa - Salamanca L-6055 91,45 91,45 91,45 91,45

EDEGEL Chimay -Yanango LT 220kV Chimay - Yanango L-2257 140,19 140,19 140,19 140,19

EDEGEL Yanango -Pachachaca LT 220kV Yanango - Pachachaca L-2256 298,46 298,46 298,46 298,46

EDEGEL Callahuanca Celda 60kV Transformador G1 Callahuanca Celda 8,05 8,05 8,05 8,05




EDEGEL Callahuanca Celda Transformador 220/60/10kV Callahuanca Celda 18,11 18,11 18,11 18,11

EDEGEL Moyopampa Celda 60kV Transformador G1 Moyopampa Celda 8,32 8,32 8,32 8,32



EDEGEL Huinco Celda 220kV Transformador G1 Huinco Celda 19,47 19,47 19,47 19,47




EDEGEL Yanango Celda 220kV Transformador G1 Yanango Celda 17,02 17,02 17,02 17,02

EDEGEL Huampaní Celda 60kV Transformador G1 Huampaní Celda 6,76 6,76 6,76 6,76


EDEGEL Santa Rosa Celda 220kV Transformador TG7 Santa Rosa Celda 17,13 17,13 17,13 17,13

EDEGEL Santa Rosa Celda 220kV Nuevo Transformador Santa Rosa (*) Celda 17,13 17,13 17,13 17,13

EDEGEL Ventanilla Celda 220kV Transformador TG3 Ventanilla Celda 14,95 14,95 14,95 14,95




Titular Sistema Elèctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 ELECTROANDES HUANCHOR L-535 Línea 25,28 25,28 25,28 25,28

ELECTROANDES HUANCHOR San Mateo Celda 10,32 10,32 10,32 10,32

ELECTROANDES HUANCHOR Carlos Francisco Celda 6,25 6,25 6,25 6,25

Titular Sistema Elèctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 San

Gabán San Gabán-Azángaro L-1010 Línea 130,24 130,24 130,24 130,24

San Gabán San Gabán-Azángaro L-1009/1013 Línea 584,09 584,09 584,09 584,09

San Gabán San Gabán II Subestación

Celda de Línea a SAN RAFAEL - L-

1013 13,85 13,85 13,85 13,85


Celda de Línea a AZANGARO - L-

1010 13,85 13,85 13,85 13,85


Celda de Transformador - 01GTA001TP

8,94 8,94 8,94 8,94


Celda de Transformador - 02GTA001TP

8,94 8,94 8,94 8,94

San Gabán Azángaro Subestación

Celda de Línea a SAN RAFAEL - L-

1009 12,98 12,98 12,98 12,98


Celda de Línea a SAN GABAN - L-

1010 12,98 12,98 12,98 12,98

San Gabán Azángaro Subestación Celda de Línea a

TINTAYA - L-1006 0,00 0,00 0,00 0,00


JULIACA - L-1011 12,98 12,98 12,98 12,98


Celda de Transformador -

T50-162 1,87 1,87 1,87 1,87

San Gabán San Gabán II Subestación Centro de Control 7,29 7,29 7,29 7,29

San Gabán San Gabán II Subestación Telecomunicacione

s 5,82 5,82 5,82 5,82




REP Sistema Mantaro Lima

Campo Armiño - Huancavelica Línea 320,37


Huancavelica - Independencia Línea 963,79


Campo Armiño - Pachachaca (*) Línea 991,34


Pachachaca (*) - San Juan Línea 650,57


Campo Armiño - Pachachaca Línea 939,00


Pachachaca - Callahuanca Línea 387,27


Campo Armiño - Huayucachi Línea 251,78

REP Sistema Mantaro Lima Huayucachi - Zapallal Línea 787,97

REP Chilca-San Juan San Juan - Chilca Línea 126,22 REP Chilca-San Juan San Juan - Chilca Línea 345,32 REP Chilca-San Juan Chilca - La Cantera Línea 216,53 REP Chilca-San Juan Chilca - Desierto Línea 279,20


La Cantera - Independencia Línea 216,11


Desierto - Independencia Línea 157,54

REP Sistema Quencoro-Tintaya Quencoro - Tintaya Línea 392,56

REP Sistema Azángaro Juliaca Puno Azangaro - Juliaca Línea 162,76

REP Sistema Azángaro Juliaca Puno Juliaca - Puno Línea 84,46

REP Aricota Toquepala Toquepala - Aricota Línea 56,22

REP Sistema Secundario Tumbes Zorritos Celda de Línea a C.T. Tumbes 5,46

REP Chimbote I-Chiclayo Oeste Chiclayo Celda de Línea a Carhuaquero 16,55

REP Guadalupe, Guadalupe Rural Guadalupe Celda de Línea a Gallito Ciego 6,75








REP Chimbote I-Chiclayo Oeste Chimbote Transformador de Potencia 120

MVA 80,12

REP Sistema Mantaro Lima Zapallal Celda de Línea a Huayucachi L-

2221 18,27

REP Ventanilla Ventanilla Celda de Transformación 15,22

REP Sistema Mantaro Lima Chavarría Celda de Línea a Callahuanca 16,14

REP Sistema Mantaro Lima Chavarría Celda de Línea a Cajamarquilla 16,14



REP Sistema Secundario Santa Rosa Santa Rosa Celda de TG-Uti 12,84

REP Chilca-San Juan Chilca Celda de Línea a San Juan 20,25 REP Chilca-San Juan Chilca Celda de Línea a San Juan 20,25




REP Chilca-San Juan Chilca Celda de Línea a San Juan 20,25

REP Sistema Mantaro Lima Chilca Celda de Línea a Cantera 20,25

REP Sistema Mantaro Lima Chilca Celda de Línea a Desierto 20,25

REP Chilca-San Juan Chilca Celda de Transformación 17,25 REP Chilca-San Juan Chilca Celda de Transformación 17,25 REP Chilca-San Juan Chilca Celda de Transformación 17,25 REP Chilca-San Juan Chilca Celda de Transformación 17,25

REP Sistema Mantaro Lima San Juan Celda de Línea a Pomacocha 16,07

REP Sistema Mantaro Lima San Juan Celda de Línea a Pomacocha 16,07

REP Chilca-San Juan San Juan Celda de Línea a Chilca 16,07 REP Chilca-San Juan San Juan Celda de Línea a Chilca 16,07 REP Chilca-San Juan San Juan Celda de Línea a Chilca 16,07

REP Sistema Mantaro Lima Independencia Celda de Línea a Desierto 15,53

REP Sistema Mantaro Lima Independencia Celda de Línea a Cantera 15,53

REP Sistema Mantaro Lima Independencia Celda de Línea a Mantaro 15,53

REP Sistema Mantaro Lima Independencia Celda de Línea a Huancavelica 15,53

REP Sistema Mantaro Lima Callahuanca Celda de Línea a Pachachaca 23,70

REP Sistema Mantaro Lima Callahuanca Celda de Línea a Pachachaca 23,70

REP Sistema Mantaro Lima Callahuanca Celda de Línea a Callahuanca 23,70

REP Sistema Mantaro Lima Pachachaca Celda de Línea a Purunhuasi 20,49

REP Sistema Mantaro Lima Pachachaca Celda de Línea a Purunhuasi 20,49

REP Sistema Mantaro Lima Pachachaca Celda de Línea a Mantaro 20,49




REP Sistema Mantaro Lima Pachachaca Celda de Línea a San Juan 20,49

REP Sistema Mantaro Lima Pachachaca Celda de Línea a San Juan 20,49

REP Sistema Mantaro Lima Huayucachi Celda de Línea a Mantaro 12,42

REP Sistema Mantaro Lima Huayucachi Celda de Línea a Zapallal 12,42

REP Sistema Mantaro Lima Huancavelica Celda de Línea a Mantaro 13,55

REP Sistema Mantaro Lima Huancavelica Celda de Línea a Independencia 13,55

REP Sistema Azángaro Juliaca Puno Juliaca Celda de Línea a Azangaro 8,15

REP Sistema Azángaro Juliaca Puno Juliaca Celda de Línea a Puno 8,15

REP Sistema Azángaro Juliaca Puno Puno Celda de Línea a Juliaca 8,08

REP Sistema Quencoro-Tintaya Quencoro Celda de Línea a Machupichu 7,88

REP Sistema Quencor-Tintaya Quencoro Celda de Línea a Tintaya 7,88

REP Sistema Quencoro-Tintaya Tintaya Celda de Línea a Quencoro 7,81

REP Aricota Toquepala Toquepala Celda de Línea a Aricota 5,91

REP Sistema Nacional Piura Oeste - Chiclayo Oeste Línea 495,63




REP Sistema Nacional Trujillo Norte - Chimbote 1 Línea 347,37

REP Sistema Nacional Trujillo Norte - Chimbote 1 Línea 367,80

REP Sistema Nacional Zapallal - Ventanilla Línea 107,31 REP Sistema Nacional Ventanilla - Chavarria Línea 56,58

REP Sistema Nacional Santa Rosa - San Juan Línea 157,04

REP Paramonga Nueva Paramonga Nueva - Chimbote 1 Línea 258,52

REP Paramonga Nueva Zapallal - Paramonga Nueva Línea 187,17

REP Sistema Nacional Tintaya - Callalli Línea 216,88 REP Sistema Nacional Santuario - Callalli Línea 187,61 REP Sistema Nacional Santuario - Socabaya Línea 87,90

REP Sistema Nacional Socabaya - Cerro Verde Línea 34,52

REP Piura, Sullana-El Arenal-Paita,Bajo Piura, Chulucanas


REP Chiclayo y Chiclayo Baja densidad Chiclayo Celda de Línea a Piura Oesta 16,55

REP Trujillo Trujillo Celda de Línea a Chimbote 1 16,05 REP Trujillo Trujillo Celda de Línea a Chimbote 1 16,05

REP Chimbote, Chimbote rural y Casma Rural Chimbote Celda de Línea a Paramonga Nueva 20,13



REP Paramonga Nueva Paramonga Celda de Línea a Chimbote 1 15,83 REP Paramonga Nueva Paramonga Celda de Línea a Zapallal 15,83 REP Paramonga Nueva Paramonga Celda de Transformación 13,26 REP Paramonga Nueva Paramonga Celda de Línea a Paramonga Ex 7,79 REP Paramonga Nueva Paramonga Celda de Transformación 5,21 REP Paramonga Nueva Paramonga Transformador de Potencia 50 MVA 59,86 REP Lima Norte Zapallal Celda de Línea a Ventanilla L-2243 18,27 REP Lima Norte Zapallal Celda de Línea a Ventanilla L-2242 18,27


REP Lima Norte Ventanilla Celda de Línea a Zapallal 18,00 REP Lima Norte Ventanilla Celda de Línea a Zapallal 18,00 REP Lima Norte Ventanilla Celda de Línea a Chavarria 18,00 REP Lima Norte Ventanilla Celda de Línea a Chavarria 18,00 REP Lima Norte Chavarría Celda de Línea a Ventanilla 16,14 REP Lima Norte Chavarría Celda de Línea a Ventanilla 16,14 REP Lima Norte y Sur Santa Rosa Celda de Línea a San Juan 15,33 REP Lima Norte y Sur Santa Rosa Celda de Línea a San Juan 15,33 REP Lima Sur San Juan Celda de Línea a Santa Rosa 16,07 REP Lima Sur San Juan Celda de Línea a Santa Rosa 16,07 REP Valle del Colca Callalli Celda de Línea a Tintaya 8,82 REP Valle del Colca Callalli Celda de Línea a Santuarios 8,82 REP Ilo Cerro Verde Celda de Línea a Socabaya 13,01 REP Ilo Cerro Verde Celda de Línea a Socabaya 13,01 REP Arequipa Santuario Celda de Línea a Callalli 10,22 REP Arequipa Santuario Celda de Línea a Socabaya 10,22 REP Arequipa Santuario Celda de Línea a Socabaya 10,22




REP Arequipa Socabaya Celda de Línea a Santuario 10,43 REP Arequipa Socabaya Celda de Línea a Santuario 10,43 REP Arequipa Socabaya Celda de Línea a Cerro Verde 10,43 REP Arequipa Socabaya Celda de Línea a Cerro Verde 10,43 REP Yauri Tintaya Celda de Línea a Callalli 7,81

TOTAL 11 364,44 0,00 0,00 0,00

COYM INICIAL - miles US$



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4.4 Compensaciones y Fórmula de Actualización

4.4.1 CMA Los CMA por año correspondientes al SER de la PROPUESTA INICIAL, son los que se muestran a continuación:


CMA (Nuevos Soles)

Titular Sistema


ETESELVA SST de Eteselva

Aguaytia - Tingo María Línea 6 362 966,39 6 362 966,39 6 362 966,39 6 362 966,39

ETESELVA SST de Eteselva Tingo Maria - Vizcarra Línea 4 746 139,48 4 746 139,48 4 746 139,48 4 746 139,48

ETESELVA SST de Eteselva Tingo Maria - Vizcarra Línea 10 718 551,62 10 718 551,62 10 718 551,62 10 718 551,62

ETESELVA SST de Eteselva S.E. Aguaytia Celda de Línea - Tingo

María 757 373,89 757 373,89 757 373,89 757 373,89

ETESELVA SST de Eteselva S.E. Aguaytia Celda Transformador -

Grupo 1 696 517,29 696 517,29 696 517,29 696 517,29


Grupo 2 696 517,29 696 517,29 696 517,29 696 517,29

ETESELVA SST de Eteselva S.E. Tingo María Celda de Línea -

Aguaytia 590 030,73 590 030,73 590 030,73 590 030,73


Vizcarra 590 030,73 590 030,73 590 030,73 590 030,73

ETESELVA SST de Eteselva S.E. Vizcarra Celda de Línea - Tingo

María 752 851,50 752 851,50 752 851,50 752 851,50

ETESELVA SST de Eteselva Centro de Control – SST 314 136,34 314 136,34 314 136,34 314 136,34

ETESELVA SST de Eteselva Telecomunicaciones -

SST 165 151,26 165 151,26 165 151,26 165 151,26

ETESELVA SST de Eteselva Repuestos – SST 321 482,89 321 482,89 321 482,89 321 482,89

ETESELVA SST de Eteselva VNR No Eléctrico – SST 23 890,32 23 890,32 23 890,32 23 890,32

TOTAL 26 735 639,73 26 735 639,73 26 735 639,73 26 735 639,73

NOTA:

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



Titular Sistema


ETENORTE SST


Carhuaquero - Chiclayo Oeste Costa Rural 3 256 590,89 3 256 590,89 3 256 590,89 3 256 590,89

ETENORTE SST


Chimbote 1 - Huallanca Costa Rural 1 838 689,02 1 838 689,02 1 838 689,02 1 838 689,02

ETENORTE SST


Chimbote 1 - Huallanca Sierra Rural 0 1 482 849,18 1 482 849,18 1 482 849,18 1 482 849,18

ETENORTE SST


Chimbote 1 - Huallanca Sierra Rural 1 1 540 979,34 1 540 979,34 1 540 979,34 1 540 979,34

ETENORTE SST


Chimbote 1 - Huallanca Sierra Rural 2 116 691,12 116 691,12 116 691,12 116 691,12

ETENORTE SST


Chimbote 1 - Chimbote 2 Costa Rural 315 439,04 315 439,04 315 439,04 315 439,04

ETENORTE SST


Chimbote 1 - Chimbote 2 Costa Urbana 241 971,31 241 971,31 241 971,31 241 971,31

ETENORTE SST


S.E. Chimbote 1 Celda de Transformador - T30-211 236 349,15 236 349,15 236 349,15 236 349,15

ETENORTE SST



ETENORTE SST



ETENORTE SST


S.E. Chimbote 1 Transformador de Potencia - T30-211 - 100 MVA 1 238 279,96 1 238 279,96 1 238 279,96 1 238 279,96

ETENORTE SST


S.E. Huallanca Celda de Línea - L-1103 189 010,33 189 010,33 189 010,33 189 010,33

ETENORTE SST



ETENORTE SST



ETENORTE SST


S.E. Huallanca Celda de Línea - L-1132 - - - -

ETENORTE SST


S.E. Huallanca Celda de Transformador - Grupo 1 127 253,64 127 253,64 127 253,64 127 253,64

ETENORTE SST



ETENORTE SST



ETENORTE SST



ETENORTE SST



ETENORTE SST



ETENORTE SST


S.E. Huallanca Celda de Transformador - T11 127 253,64 127 253,64 127 253,64 127 253,64

ETENORTE SST



ETENORTE SST Huallanca – S.E. Huallanca Celda de Línea - L-6682 112 453,66 112 453,66 112 453,66 112 453,66




Chimbote

ETENORTE SST



ETENORTE SST



ETENORTE SST



ETENORTE SST



ETENORTE SST


S.E. Huallanca Celda de Alimentador - Huallanca 30 274,26 30 274,26 30 274,26 30 274,26

ETENORTE SST


S.E. Huallanca Celda de Alimentador - Huaylas 30 274,26 30 274,26 30 274,26 30 274,26

ETENORTE SST


S.E. Huallanca Celda de Alimentador – Campamento 30 274,26 30 274,26 30 274,26 30 274,26

ETENORTE SST


S.E. Huallanca Celda de Alimentador - Bocatoma 30 274,26 30 274,26 30 274,26 30 274,26

ETENORTE SST


S.E. Huallanca Celda de Alimentador - Casa Fuerza 30 274,26 30 274,26 30 274,26 30 274,26

ETENORTE SST


S.E. Huallanca Transformador de Potencia - T11 - 15 MVA 506 789,04 506 789,04 506 789,04 506 789,04

ETENORTE SST


S.E. Huallanca Transformador de Potencia - T63 - 3 MVA 135 704,24 135 704,24 135 704,24 135 704,24

ETENORTE SST


S.E. Carhuaquero Celda de Línea - L-2040 274 609,22 274 609,22 274 609,22 274 609,22

ETENORTE SST


S.E. Carhuaquero Celda de Línea – Adinelsa - - - -

ETENORTE SST


S.E. Carhuaquero Celda de Transformador - Grupo 1 237 228,49 237 228,49 237 228,49 237 228,49

ETENORTE SST



ETENORTE SST



ETENORTE SST



TOTAL 14 256 347,52 14 256 347,52 14 256 347,52 14 256 347,52

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

Titular Sistema Elèctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4

EDEGEL Huinco -Santa Rosa LT 220kV Huinco - Santa Rosa L-2001, 2002 8 159,14 8 159,14 8 159,14 8 159,14

EDEGEL Matucana -Callahuanca LT 220kV Matucana – Callahuanca L-2716 2 563,83 2 563,83 2 563,83 2 563,83

EDEGEL Purunhuasi -Callahuanca LT 220kV Purunhuasi – Callahuanca L-2007 302,94 302,94 302,94 302,94

EDEGEL Callahuanca -Cajamarquilla LT 220kV Callahuanca – Cajamarquilla

L-2008-L2009 5 480,09 5 480,09 5 480,09 5 480,09

EDEGEL Cajamarquilla -Chavarría LT 220kV Cajamarquilla - Chavarría L-2014-L-2015 3 189,93 3 189,93 3 189,93 3 189,93

EDEGEL Callahuanca -Huachipa LT 60kV Callahuanca - Huachipa L-6031 1 948,33 1 948,33 1 948,33 1 948,33

EDEGEL Callahuanca -Huampaní LT 60kV Callahuanca - Huampaní L-6040 1 349,97 1 349,97 1 349,97 1 349,97

EDEGEL Callahuanca -Moyopampa LT 60kV Callahuanca - Moyopampa L-6111 816,28 816,28 816,28 816,28




EDEGEL Moyopampa -Santa Rosa LT 60kV Moyopampa - Santa Rosa L-6011-6020 3 126,13 3 126,13 3 126,13 3 126,13

EDEGEL Moyopampa -Chosica LT 60kV Moyopampa - Chosica L-6731 176,81 176,81 176,81 176,81

EDEGEL Huampaní -Ñaña LT 60kV Huampaní - Ñaña L-6544 455,96 455,96 455,96 455,96

EDEGEL Moyopampa -Balnearios LT 60kV Moyopampa - Balnearios L-6060 2 211,01 2 211,01 2 211,01 2 211,01

EDEGEL Moyopampa -Salamanca LT 60kV Moyopampa - Salamanca L-6055 1 361,73 1 361,73 1 361,73 1 361,73

EDEGEL Chimay -Yanango LT 220kV Chimay - Yanango L-2257 2 117,83 2 117,83 2 117,83 2 117,83

EDEGEL Yanango -Pachachaca LT 220kV Yanango - Pachachaca L-2256 4 884,14 4 884,14 4 884,14 4 884,14





EDEGEL Callahuanca Celda Transformador 220/60/10kV Callahuanca Celda 296,44 296,44 296,44 296,44








EDEGEL Yanango Celda 220kV Transformador G1 Yanango Celda 257,11 257,11 257,11 257,11



EDEGEL Santa Rosa Celda 220kV Transformador TG7 Santa Rosa Celda 249,82 249,82 249,82 249,82

EDEGEL Santa Rosa Celda 220kV Nuevo Transformador Santa Rosa (*) Celda 249,82 249,82 249,82 249,82


EDEGEL Ventanilla Celda 220kV Transformador TG4 Ventanilla Celda 218,04 218,04 218,04 218,04 NOTA: Se ha utilizado 3,142 S/./US$, como tipo de cambio al 31.12.2008

CMA INICIAL - Nuevos Soles


EGEMSA SST de Egemsa Linea 1001 00LRL1001 Linea 2.616.814,04 -

-

-

EGEMSA SST de Egemsa Linea 1002 00LRL1002 Linea 3.245.898,45 -

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EGEMSA SST de Egemsa Celda de Línea 71LRL Celda 159.771,35 -

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TC 3.142 S/,





Campo Armiño - Huancavelica Línea 5 242 677,93


Huancavelica - Independencia Línea 15 771 798,01


Campo Armiño - Pachachaca (*) Línea 16 222 566,52


Pachachaca (*) - San Juan Línea 10 646 118,26


Campo Armiño - Pachachaca Línea 15 366 007,44


Pachachaca - Callahuanca Línea 6 337 334,92


Campo Armiño - Huayucachi Línea 4 120 236,23


Huayucachi - Zapallal Línea 12 894 502,02

REP Chilca-San Juan San Juan - Chilca Línea 1 840 402,30

REP Chilca-San Juan San Juan - Chilca Línea 5 035 052,78

REP Chilca-San Juan Chilca - La Cantera Línea 3 157 085,18

REP Chilca-San Juan Chilca - Desierto Línea 4 070 848,71


La Cantera - Independencia Línea 3 151 026,24


Desierto - Independencia Línea 2 297 094,72

REP Sistema Quencoro-Tintaya

Quencoro - Tintaya Línea 6 423 990,41

REP Sistema Azángaro Juliaca Puno

Azangaro - Juliaca Línea 2 663 464,56

REP Sistema Azángaro Juliaca Puno Juliaca - Puno Línea 1 382 068,34

REP Aricota Toquepala Toquepala - Aricota Línea 864 047,58

REP Sistema Secundario Tumbes Zorritos Celda de Línea a C.T. Tumbes 81 312,30

REP Chimbote I-Chiclayo Oeste Chiclayo Celda de Línea a Carhuaquero 241 268,45

REP Guadalupe, Guadalupe Rural Guadalupe Celda de Línea a Gallito Ciego 100 514,00

REP Chimbote I-Chiclayo Oeste Chimbote Celda de Transformación 274 405,21

REP Chimbote I-Chiclayo Oeste Chimbote Celda de Línea a Huallanca 186 034,94



REP Chimbote I-Chiclayo Oeste Chimbote Celda del Autotransformación 149 519,63

REP Chimbote I-Chiclayo Oeste Chimbote Celda del Autotransformación 104 663,74

REP Chimbote I-Chiclayo Oeste Chimbote Celda de Transformación 24 166,33

REP Chimbote I-Chiclayo Oeste Chimbote Transformador de Potencia 120 MVA 1 168 174,61

REP Sistema Mantaro Lima Zapallal Celda de Línea a Huayucachi L-2221 266 412,43

REP Ventanilla Ventanilla Celda de Transformación 221 900,69

REP Sistema Mantaro Lima Chavarría Celda de Línea a Callahuanca 235 380,11

REP Sistema Mantaro Lima Chavarría Celda de Línea a Cajamarquilla 235 380,11

REP Sistema Secundario Santa Rosa Santa Rosa Celda de Línea a Huinco 223 489,05

REP Sistema Secundario Santa Rosa Santa Rosa Celda de Línea a Huinco 5 242 677,93

REP Sistema Secundario Santa Rosa Santa Rosa Celda de TG-Uti 223 489,05




REP Chilca-San Juan Chilca Celda de Línea a San Juan 187 260,33 REP Chilca-San Juan Chilca Celda de Línea a San Juan 295 318,10 REP Chilca-San Juan Chilca Celda de Línea a San Juan 295 318,10

REP Sistema Mantaro Lima Chilca Celda de Línea a Cantera 295 318,10

REP Sistema Mantaro Lima Chilca Celda de Línea a Desierto 295 318,10

REP Chilca-San Juan Chilca Celda de Transformación 295 318,10 REP Chilca-San Juan Chilca Celda de Transformación 251 477,46 REP Chilca-San Juan Chilca Celda de Transformación 251 477,46 REP Chilca-San Juan Chilca Celda de Transformación 251 477,46

REP Sistema Mantaro Lima San Juan Celda de Línea a Pomacocha 251 477,46

REP Sistema Mantaro Lima San Juan Celda de Línea a Pomacocha 234 258,15

REP Chilca-San Juan San Juan Celda de Línea a Chilca 234 258,15 REP Chilca-San Juan San Juan Celda de Línea a Chilca 234 258,15 REP Chilca-San Juan San Juan Celda de Línea a Chilca 234 258,15

REP Sistema Mantaro Lima Independencia Celda de Línea a Desierto 234 258,15

REP Sistema Mantaro Lima Independencia Celda de Línea a Cantera 226 369,54

REP Sistema Mantaro Lima Independencia Celda de Línea a Mantaro 226 369,54

REP Sistema Mantaro Lima Independencia Celda de Línea a Huancavelica 226 369,54

REP Sistema Mantaro Lima Callahuanca Celda de Línea a Pachachaca 226 369,54

REP Sistema Mantaro Lima Callahuanca Celda de Línea a Pachachaca 387 795,15

REP Sistema Mantaro Lima Callahuanca Celda de Línea a Callahuanca 387 795,15

REP Sistema Mantaro Lima Pachachaca Celda de Línea a Purunhuasi 387 795,15

REP Sistema Mantaro Lima Pachachaca Celda de Línea a Purunhuasi 335 232,74

REP Sistema Mantaro Lima Pachachaca Celda de Línea a Mantaro 335 232,74




REP Sistema Mantaro Lima Pachachaca Celda de Línea a San Juan 335 232,74

REP Sistema Mantaro Lima Pachachaca Celda de Línea a San Juan 335 232,74

REP Sistema Mantaro Lima Huayucachi Celda de Línea a Mantaro 335 232,74

REP Sistema Mantaro Lima Huayucachi Celda de Línea a Zapallal 203 203,77

REP Sistema Mantaro Lima Huancavelica Celda de Línea a Mantaro 203 203,77

REP Sistema Mantaro Lima Huancavelica Celda de Línea a Independencia 221 654,39

REP Sistema Azángaro Juliaca Puno Juliaca Celda de Línea a Azangaro 221 654,39

REP Sistema Azángaro Juliaca Puno Juliaca Celda de Línea a Puno 133 309,67

REP Sistema Azángaro Juliaca Puno Puno Celda de Línea a Juliaca 133 309,67

REP Sistema Quencoro-Tintaya Quencoro Celda de Línea a Machupichu 132 288,78

REP Sistema Quencor-Tintaya Quencoro Celda de Línea a Tintaya 128 878,43

REP Sistema Quencoro-Tintaya Tintaya Celda de Línea a Quencoro 128 878,43




REP Aricota Toquepala Toquepala Celda de Línea a Aricota 127 817,35

REP Sistema Nacional Piura Oeste - Chiclayo Oeste Línea 90 832,28

REP Sistema Nacional Trujillo Norte - Chimbote 1 Línea 7 226 601,03

REP Sistema Nacional Trujillo Norte - Chimbote 1 Línea 5 064 893,16

REP Sistema Nacional Zapallal - Ventanilla Línea 5 362 762,85

REP Sistema Nacional Ventanilla - Chavarria Línea 1 564 672,96

REP Sistema Nacional Santa Rosa - San Juan Línea 824 961,01

REP Paramonga Nueva Paramonga

Nueva - Chimbote 1

Línea 2 289 788,60

REP Paramonga Nueva Zapallal -

Paramonga Nueva

Línea 3 769 318,94

REP Sistema Nacional Tintaya - Callalli Línea 2 729 082,04

REP Sistema Nacional Santuario - Callalli Línea 3 549 151,49

REP Sistema Nacional Santuario - Socabaya Línea 3 070 034,47

REP Sistema Nacional Socabaya - Cerro Verde Línea 1 438 349,33


Piura Celda de Línea a Chiclayo Oeste 564 879,01

REP Chiclayo y Chiclayo Baja densidad Chiclayo Celda de Línea a Piura Oesta 155 130,29

REP Trujillo Trujillo Celda de Línea a Chimbote 1 241 268,45 REP Trujillo Trujillo Celda de Línea a Chimbote 1 233 951,18

REP Chimbote,

Chimbote rural y Casma Rural

Chimbote Celda de Línea a Paramonga Nueva 233 951,18

REP Chimbote,


Chimbote Celda de Línea a Trujillo Norte 293 559,61

REP Chimbote,


Chimbote Celda de Línea a Trujillo Norte 293 559,61

REP Paramonga Nueva Paramonga Celda de Línea a Chimbote 1 293 559,61 REP Paramonga Nueva Paramonga Celda de Línea a Zapallal 230 840,31 REP Paramonga Nueva Paramonga Celda de Transformación 230 840,31 REP Paramonga Nueva Paramonga Celda de Línea a Paramonga Ex 193 337,10 REP Paramonga Nueva Paramonga Celda de Transformación 113 611,99 REP Paramonga Nueva Paramonga Transformador de Potencia 50 MVA 75 953,02 REP Lima Norte Zapallal Celda de Línea a Ventanilla L-2243 872 861,56 REP Lima Norte Zapallal Celda de Línea a Ventanilla L-2242 266 412,43 REP Lima Norte Zapallal Celda de Línea a Paramonga Nueva L-2214 266 412,43 REP Lima Norte Ventanilla Celda de Línea a Zapallal 266 412,43 REP Lima Norte Ventanilla Celda de Línea a Zapallal 262 452,94 REP Lima Norte Ventanilla Celda de Línea a Chavarria 262 452,94 REP Lima Norte Ventanilla Celda de Línea a Chavarria 262 452,94 REP Lima Norte Chavarría Celda de Línea a Ventanilla 262 452,94 REP Lima Norte Chavarría Celda de Línea a Ventanilla 235 380,11 REP Lima Norte y Sur Santa Rosa Celda de Línea a San Juan 235 380,11 REP Lima Norte y Sur Santa Rosa Celda de Línea a San Juan 223 489,05 REP Lima Sur San Juan Celda de Línea a Santa Rosa 223 489,05 REP Lima Sur San Juan Celda de Línea a Santa Rosa 234 258,15




REP Valle del Colca Callalli Celda de Línea a Tintaya 144 313,44 REP Valle del Colca Callalli Celda de Línea a Santuarios 144 313,44 REP Ilo Cerro Verde Celda de Línea a Socabaya 212 840,85 REP Ilo Cerro Verde Celda de Línea a Socabaya 212 840,85 REP Arequipa Santuario Celda de Línea a Callalli 167 291,61 REP Arequipa Santuario Celda de Línea a Socabaya 167 291,61 REP Arequipa Santuario Celda de Línea a Socabaya 167 291,61 REP Arequipa Socabaya Celda de Línea a Santuario 170 664,90 REP Arequipa Socabaya Celda de Línea a Santuario 170 664,90 REP Arequipa Socabaya Celda de Línea a Cerro Verde 170 664,90 REP Arequipa Socabaya Celda de Línea a Cerro Verde 170 664,90 REP Yauri Tintaya Celda de Línea a Callalli 127 817,35

TOTAL 178 090 193,75

Nota: Se ha utilizado 3,142 S/./US$, como tipo de cambio al 31.12.2008




San Gabán San Gabán - Azángaro L-1010 Línea 1 900 822,23 1 900 822,23 1 900 822,23 1 900 822,23

San Gabán San Gabán - Azángaro L-1009/1013 Línea 8 524 809,56 8 524 809,56 8 524 809,56 8 524 809,56

San Gabán San Gabán II Subestación Celda de

Línea a SAN RAFAEL - L-

1013 226 685,38 226 685,38 226 685,38 226 685,38

San Gabán San Gabán II Subestación Celda de Línea a

AZANGARO - L-1010

226 685,38 226 685,38 226 685,38 226 685,38


Transformador -

01GTA001TP 146 284,90 146 284,90 146 284,90 146 284,90


Transformador -

02GTA001TP 146 284,90 146 284,90 146 284,90 146 284,90

San Gabán Azángaro Subestación Celda de

Línea a SAN RAFAEL - L-

1009 212 434,02 212 434,02 212 434,02 212 434,02


Línea a SAN GABAN - L-

1010 212 434,02 212 434,02 212 434,02 212 434,02


TINTAYA - L-1006

0,00 0,00 0,00 0,00


JULIACA - L-1011

212 434,02 212 434,02 212 434,02 212 434,02


Transformador - T50-162

30 645,76 30 645,76 30 645,76 30 645,76

San Gabán San Gabán II Subestación Centro de Control 119 249,07 119 249,07 119 249,07 119 249,07

San Gabán San Gabán II Subestación Telecomunicaciones 95 269,94 95 269,94 95 269,94 95 269,94


ELECTROANDES HUANCHOR L-535 Línea 388 537,56 388 537,56 388 537,56 388 537,56

ELECTROANDES HUANCHOR San Mateo Celda 158 571,89 158 571,89 158 571,89 158 571,89

ELECTROANDES HUANCHOR Carlos Francisco Celda 95 992,76 95 992,76 95 992,76 95 992,76 NOTA:




4.4.2 Compensaciones Mensuales Las compensaciones mensuales correspondientes al SER de la PROPUESTA INICIAL, son los que se muestran a continuación:


Compensaciones Mensuales (Nuevos Soles)

Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento CM

Nuevos soles ETESELVA SST de Eteselva AGUAYTIA - TINGO MARÍA Línea 439 727,58 ETESELVA SST de Eteselva TINGO MARÍA - VIZCARRA Línea 327 993,00 ETESELVA SST de Eteselva TINGO MARÍA - VIZCARRA Línea 740 730,42 ETESELVA SST de Eteselva S.E. Aguaytia Celda de Línea - Tingo María 52 340,08 ETESELVA SST de Eteselva S.E. Aguaytia Celda Transformador - Grupo 1 48 134,45 ETESELVA SST de Eteselva S.E. Aguaytia Celda Transformador - Grupo 2 48 134,45 ETESELVA SST de Eteselva S.E. Tingo María Celda de Línea - Aguaytia 40 775,44 ETESELVA SST de Eteselva S.E. Tingo María Celda de Línea - Vizcarra 40 775,44 ETESELVA SST de Eteselva S.E. Vizcarra Celda de Línea - Tingo María 52 027,55 ETESELVA SST de Eteselva Centro de Control - SST 21 709,12 ETESELVA SST de Eteselva Telecomunicaciones - SST 11 413,16 ETESELVA SST de Eteselva Repuestos - SST 22 216,82 ETESELVA SST de Eteselva VNR No Eléctrico - SST 1 651,00

TOTAL 1 847 628,51

NOTA:

(1) El tipo de cambio empleado por la empresa es de: 2,746 S/. / US$ (2) Se ha multiplicado por 1000 al CMA propuesto (por error cometido por la

empresa)




Nuevos Soles

ETENORTE SST Carhuaquero-Chiclayo Carhuaquero - Chiclayo Oeste Linea 225 054,28

ETENORTE SST Huallanca – Chimbote Chimbote 1 - Huallanca Linea 127 066,88




ETENORTE SST Huallanca – Chimbote Chimbote 1 - Chimbote 2 Linea 21 799,15

ETENORTE SST Huallanca – Chimbote Chimbote 1 - Chimbote 2 Linea 16 721,99

ETENORTE SST Huallanca – Chimbote S.E. Chimbote 1 Celda de Transformador - T30-211 16 333,46



ETENORTE SST Huallanca – Chimbote S.E. Chimbote 1 Transformador de Potencia - T30-211 - 100

MVA 85 574,21

ETENORTE SST Huallanca – Chimbote S.E. Huallanca Celda de Línea - L-1103 13 062,00

ETENORTE SST Huallanca - Chimbote S.E. Huallanca Celda de Línea - L-1104 12 919,00


ETENORTE SST Huallanca - Chimbote S.E. Huallanca Celda de Línea - L-1132 -

ETENORTE SST Huallanca - Chimbote S.E. Huallanca Celda de Transformador - Grupo 1 8 794,16






ETENORTE SST Huallanca - Chimbote S.E. Huallanca Celda de Transformador - T11 8 794,16


ETENORTE SST Huallanca – Chimbote S.E. Huallanca Celda de Línea - L-6682 7 771,37





ETENORTE SST Huallanca - Chimbote S.E. Huallanca Celda de Alimentador - Huallanca 2 092,17

ETENORTE SST Huallanca – Chimbote S.E. Huallanca Celda de Alimentador - Huaylas 2 092,17

ETENORTE SST Huallanca - Chimbote S.E. Huallanca Celda de Alimentador - Campamento 2 092,17

ETENORTE SST Huallanca - Chimbote S.E. Huallanca Celda de Alimentador - Bocatoma 2 092,17

ETENORTE SST Huallanca - Chimbote S.E. Huallanca Celda de Alimentador - Casa Fuerza 2 092,17

ETENORTE SST Huallanca - Chimbote S.E. Huallanca Transformador de Potencia - T11 - 15 MVA 35 022,83

ETENORTE SST Huallanca - Chimbote S.E. Huallanca Transformador de Potencia - T63 - 3 MVA 9 378,16



Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento CM Nuevos Soles

ETENORTE SST Carhuaquero-Chiclayo S.E. Carhuaquero Celda de Línea - L-2040 18 977,51

ETENORTE SST Carhuaquero-Chiclayo S.E. Carhuaquero Celda de Línea - Adinelsa -

ETENORTE SST Carhuaquero-Chiclayo S.E. Carhuaquero Celda de Transformador - Grupo 1 16 394,23




TOTAL 985 218,03

NOTA:

(1) El tipo de cambio empleado por la empresa es de: 2,746 S/. / US$

(2) Se ha multiplicado por 1000 al CMA propuesto (por error cometido por la empresa)


EDEGEL Huinco -Santa Rosa

LT 220kV Huinco - Santa Rosa L-2001, 2002 645 170,15 2 014 751,48 2 014 751,48 2 014 751,48

EDEGEL Matucana -Callahuanca

LT 220kV Matucana – Callahuanca L-2716 202 730,65 242 003,31 242 003,31 242 003,31

EDEGEL Purunhuasi -Callahuanca

LT 220kV Purunhuasi – Callahuanca L-2007 23 954,50 456 364,69 456 364,69 456 364,69

EDEGEL Callahuanca -Cajamarquilla

LT 220kV Callahuanca – Cajamarquilla L-2008-L2009 433 328,75 1 356 274,41 1 356 274,41 1 356 274,41

EDEGEL Cajamarquilla -Chavarría

LT 220kV Cajamarquilla - Chavarría L-2014-L-2015 252 238,46 788 419,43 788 419,43 788 419,43

EDEGEL Callahuanca -Huachipa

LT 60kV Callahuanca - Huachipa L-6031 154 060,76 483 783,81 483 783,81 483 783,81

EDEGEL Callahuanca -Huampaní

LT 60kV Callahuanca - Huampaní L-6040 106 746,35 333 476,05 333 476,05 333 476,05

EDEGEL Callahuanca -Moyopampa

LT 60kV Callahuanca - Moyopampa L-6111 64 546,19 199 835,44 199 835,44 199 835,44

EDEGEL Moyopampa -Santa Rosa

LT 60kV Moyopampa - Santa Rosa L-6011-6020 247 193,32 771 294,23 771 294,23 771 294,23

EDEGEL Moyopampa -Chosica

LT 60kV Moyopampa - Chosica L-6731 13 981,02 41 234,77 41 234,77 41 234,77

EDEGEL Huampaní -Ñaña LT 60kV Huampaní - Ñaña L-6544 36 054,29 111 636,71 111 636,71 111 636,71

EDEGEL Moyopampa -Balnearios

LT 60kV Moyopampa - Balnearios L-6060 174 831,64 546 627,43 546 627,43 546 627,43

EDEGEL Moyopampa -Salamanca

LT 60kV Moyopampa - Salamanca L-6055 107 676,26 335 625,22 335 625,22 335 625,22

EDEGEL Chimay -Yanango LT 220kV Chimay - Yanango L-2257 167 463,74 525 357,58 525 357,58 525 357,58

EDEGEL Yanango -Pachachaca

LT 220kV Yanango - Pachachaca L-2256 386 205,30 1 212 775,20 1 212 775,20 1 212 775,20

EDEGEL Callahuanca Celda 60kV Transformador G1 Callahuanca Celda 9 783,12 30 721,04 30 721,04 30 721,04




EDEGEL Callahuanca Celda Transformador 220/60/10kV Callahuanca Celda 23 440,45 51 174,93 51 174,93 51 174,93

EDEGEL Moyopampa Celda 60kV Transformador G1 Moyopampa Celda 10 106,43 29 752,93 29 752,93 29 752,93

EDEGEL Moyopampa Celda 60kV Transformador G2 Moyopampa Celda 10 106,43 29 752,93 29 752,93 29 752,93

EDEGEL Moyopampa Celda 60kV Transformador Celda 10 106,43 29 752,93 29 752,93 29 752,93




G3 Moyopampa

EDEGEL Huinco Celda 220kV Transformador G1 Huinco Celda 25 188,61 76 620,54 76 620,54 76 620,54




EDEGEL Yanango Celda 220kV Transformador G1 Yanango Celda 20 330,55 72 785,37 72 785,37 72 785,37

EDEGEL Huampaní Celda 60kV Transformador G1 Huampaní Celda 7 964,28 23 321,45 23 321,45 23 321,45

EDEGEL Huampaní Celda 60kV Transformador G2 Huampaní Celda 7 964,28 23 321,45 23 321,45 23 321,45

EDEGEL Santa Rosa Celda 220kV Transformador TG7 Santa Rosa Celda 19 754,21 60 512,41 60 512,41 60 512,41

EDEGEL Santa Rosa Celda 220kV Nuevo Transformador Santa Rosa (*) Celda 19 754,21 60 512,41 60 512,41 60 512,41

EDEGEL Ventanilla Celda 220kV Transformador TG3 Ventanilla Celda 17 240,95 51 794,40 51 794,40 51 794,40

EDEGEL Ventanilla Celda 220kV Transformador TG4 Ventanilla Celda 17 240,95 51 794,40 51 794,40 51 794,40

NOTA: Se ha utilizado 3,142 S/./US$, como tipo de cambio al

31.12.2008


Electro Andes Huanchor L-535 Línea 50 852,20 50 852,20 50 852,20 50 852,20 Electro Andes Huanchor San Mateo Celda

Electro Andes Huanchor Carlos Francisco Celda NOTA: Se ha utilizado 3,142 S/./US$, como tipo de cambio al 31.12.2008 Electro Andes no desagrega las compensaciones por elemento



Titular Sistema Eléctrico

Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4

San Gabán

San Gabán-Azángaro

L-1010 Línea 150 304,24 150 304,24 150 304,24 150 304,24

San Gabán

San Gabán-Azángaro

L-1009/1013 Línea 674 084,61 674 084,61 674 084,61 674 084,61

San Gabán

San Gabán II Subestación Celda de Línea a SAN RAFAEL - L-1013

17 924,76 17 924,76 17 924,76 17 924,76

San Gabán

San Gabán II Subestación Celda de Línea a AZANGARO - L-1010

17 924,76 17 924,76 17 924,76 17 924,76

San Gabán

San Gabán II Subestación Celda de Transformador - 01GTA001TP

11 567,23 11 567,23 11 567,23 11 567,23

San Gabán


11 567,23 11 567,23 11 567,23 11 567,23

San Gabán

Azángaro Subestación Celda de Línea a SAN RAFAEL - L-1009

16 797,85 16 797,85 16 797,85 16 797,85

San Gabán

Azángaro Subestación Celda de Línea a SAN GABAN - L-1010

16 797,85 16 797,85 16 797,85 16 797,85

San Gabán

Azángaro Subestación Celda de Línea a TINTAYA - L-1006

0,00 0,00 0,00 0,00

San Gabán

Azángaro Subestación Celda de Línea a JULIACA - L-1011

16 797,85 16 797,85 16 797,85 16 797,85

San Gabán

Azángaro Subestación Celda de Transformador - T50-162

2 423,26 2 423,26 2 423,26 2 423,26

San Gabán

San Gabán II Subestación Centro de Control 9 429,41 9 429,41 9 429,41 9 429,41

San Gabán

San Gabán II Subestación Telecomunicaciones 7 533,31 7 533,31 7 533,31 7 533,31

NOTA:


Se han corregido las unidades (Miles U$ a U$)



4.4.3 Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento CM

Nuevos soles REP Sistema Mantaro Lima Campo Armiño -

Pachachaca (*) (L-2201/2202)

Linea Linea 1 167 432,23

REP Sistema Mantaro Lima Campo Armiño - Huancavelica (L-

2203/2204)

Linea 393 269,18

REP Sistema Mantaro Lima uancavelica - Independencia (L-

2203/2231)

Linea 1 136 552,28

REP Sistema Mantaro Lima Pachachaca (*) - San Juan (L-

2205/2206)

Linea 814 436,73

REP Sistema Mantaro Lima La Cantera - Independencia (L-

2207)

Linea 233 402,78

REP Sistema Mantaro Lima Desierto - Independencia (L-

2208)

Linea 174 389,86

REP Sistema Mantaro Lima Campo Armiño - Pachachaca (L-

2218/2219)

Linea 1 108 237,73

REP Sistema Mantaro Lima Campo Armiño - Huayucachi (L-

2220)

Linea 298 781,37

REP Sistema Mantaro Lima Huayucachi - Zapallal (L-2221)

Linea 923 558,45

REP Sistema Mantaro Lima Pachachaca - Callahuanca (L-

2222/2223)

Linea 537 889,30

REP Sistema Mantaro Lima Celdas en Chavarria (L-2008/2015) 32 532,98 REP Sistema Mantaro Lima Celdas en Purunhuasi (L-2716) 26 799,49 REP Sistema Mantaro Lima Cantera-Chilca (L-

2090) Linea 238 586,35

REP Sistema Mantaro Lima Desierto - Chilca (L-2091)

Linea 301 734,10

REP Chilca-San Juan San Juan - Chilca (L-2093)

Línea 163 782,88

REP Chilca-San Juan San Juan - Chilca (L-2094/2095)

Línea 421 154,22

REP Chilca-San Juan 2 Celdas 220 kV de conexión a la CT Chilca de Enersur

34 757,87

REP Chilca-San Juan 2 Celdas 220 kV de conexión a la CT Kallpa de Globeleq

34 757,87

REP Chimbote I-Chiclayo Oeste Celda de Línea a Carhuaquero 16 673,42 REP Chimbote I-Chiclayo Oeste Celda de Transformación 30 966,38 REP Chimbote I-Chiclayo Oeste Celda de Línea a Huallanca 12 856,38 REP Chimbote I-Chiclayo Oeste Celda de Línea a Huallanca 12 856,38 REP Chimbote I-Chiclayo Oeste Celda de Línea a Huallanca 12 856,38 REP Chimbote I-Chiclayo Oeste Celda del Autotransformación 138 kV 7 233,03 REP Chimbote I-Chiclayo Oeste Autotransformador 220/138 kV 80 729,42 REP Sistema Secundario Santa

Rosa Celda de Línea a Huinco (L-2001) 15 444,73

REP Sistema Secundario Santa Rosa

Celda de Línea a Huinco (L-2002) 15 444,73


Celda de TG-UTI 12 941,06

REP Sistema Quencoro-Tintaya Línea Quencoro - Tintaya (L-1005) 443 944,79 REP Sistema Quencoro-Tintaya Celda de Línea a Tintaya (L-1005) 8 869,78 REP Sistema Quencoro-Tintaya Celda de Línea a Quencoro(L-1005) 8 869,78 REP Sistema Azángaro Juliaca

Puno Azangaro -

Juliaca (L-1011) Línea 193 277,58


Juliaca - Puno(L-1012)

Línea 113 865,84

REP Sistema SET Quencoro Celda de Línea a Machupichu 8 906,44 REP Aricota Toquepala Toquepala -

Aricota Línea 65 989,19

REP Ventanilla SE Ventanilla Celda de Transformación TG 15 334,96 REP S.E. ZORRITOS S.E. Zorritos Celda de Línea a C.T. Tumbes 5 619,28 REP Paramonga Nueva S.E. Paramonga Nueva Celda de Transformación 8 510,96



REP Paramonga Nueva S.E. Paramonga Nueva Celda de Línea a Paramonga Ex 5 001,35 REP Paramonga Nueva S.E. Paramonga Nueva Celda de Transformación 3 343,56 REP Paramonga Nueva S.E. Paramonga Nueva Transformador de Potencia 50

MVA 38 424,56

REP L-2238 Línea Piura Oeste - Chiclayo Oeste (L-2238) 445 740,18 REP L-2232 Línea Trujillo Norte - Chimbote 1 (L-2232) 100 419,30 REP L-2233 Línea Trujillo Norte - Chimbote 1 (L-2233) 106 325,02 REP L-2242/2243 Línea Zapallal - Ventanilla (L-2242/2243) 19 223,82 REP L-2244/2245 Línea Ventanilla - Chavarria (L-2244/2245) 0,00 REP L-2010/2011 Línea Santa Rosa - San Juan (L-2010/2011) 12 587,02 REP L-2216 Línea Paramonga Nueva - Chimbote 1 (L-2216) 85 310,03 REP L-2214 Línea Zapallal - Paramonga Nueva (L-2214) 65 746,08 REP L-1008 Línea Tintaya - Callalli (L-1008) 222 846,08 REP L-1020 Línea Santuario - Callalli (L-1020) 192 763,02 REP L-1021/1022 Línea Santuario - Socabaya (L-1021/1022) 58 920,62 REP L-1023/1024 Línea Socabaya - Cerro Verde (L-1023/1024) 10 822,76 REP Piura Celda de Línea a Chiclayo Oeste 9 568,51 REP Chiclayo Celda de Línea a Piura Oeste 14 881,55 REP Trujillo Celda de Línea a Chimbote 1 4 638,44 REP Trujillo Celda de Línea a Chimbote 1 4 638,44 REP Chimbote Celda de Línea a Paramonga Nueva 6 644,06 REP Chimbote Celda de Línea a Trujillo Norte 5 820,27 REP Chimbote Celda de Línea a Trujillo Norte 5 820,27 REP Paramonga Celda de Línea a Chimbote 1 5 224,55 REP Paramonga Celda de Línea a Zapallal 5 561,15 REP Zapallal Celda de Línea a Ventanilla L-2243 3 273,19 REP Zapallal Celda de Línea a Ventanilla L-2242 3 273,19 REP Zapallal Celda de Línea a Paramonga Nueva L-2214 6 418,12 REP Ventanilla Celda de Línea a Zapallal 3 224,54 REP Ventanilla Celda de Línea a Zapallal 3 224,54 REP Ventanilla Celda de Línea a Chavarria 0,00 REP Ventanilla Celda de Línea a Chavarria 0,00 REP Chavarría Celda de Línea a Ventanilla 0,00 REP Chavarría Celda de Línea a Ventanilla 0,00 REP Santa Rosa Celda de Línea a San Juan 1 228,52 REP Santa Rosa Celda de Línea a San Juan 1 228,52 REP San Juan Celda de Línea a Santa Rosa 1 287,72 REP San Juan Celda de Línea a Santa Rosa 1 287,72 REP Callalí Celda de Línea a Tintaya 9 061,23 REP Callalí Celda de Línea a Santuarios 9 061,23 REP Cerro Verde Celda de Línea a Socabaya 4 077,91 REP Cerro Verde Celda de Línea a Socabaya 4 077,91 REP Santuario Celda de Línea a Callalli 10 504,00 REP Santuario Celda de Línea a Socabaya 6 852,94 REP Santuario Celda de Línea a Socabaya 6 852,94 REP Socabaya Celda de Línea a Santuario 6 991,13 REP Socabaya Celda de Línea a Santuario 6 991,13 REP Socabaya Celda de Línea a Cerro Verde 3 269,84 REP Socabaya Celda de Línea a Cerro Verde 3 269,84 REP Tintaya Celda de Línea a Callalli 8 025,47 TOTAL 10 666 998,45

NOTA: (1) El tipo de cambio empleado por la empresa es de: 2,746 S/. / US$

CM INICIAL ‐ Nuevos Soles


Nuevos soles

Generadores SEIN Transmisión Todos 493,62

4.4.4 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:


FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN

Titular Sistema a b c d

Egemsa 0,3126 0,5064 0,1274 0,0536

Eteselva 0,1587 0,7816 0,0586 0,0011

Etenorte 0,3038 0,5733 0,1105 0,0123

Edegel 0,4494 0,4704 0,0801 0,0000

Electro -Andes 0,3991 0,5489 0,0480 0,0040

San Gabán 0,2813 0,5759 0,1410 0,0018

REP G 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000

REP G/D 0,2117 0,6973 0,0882 0,0028

4.4.5 Peaje Los Titulares REP, Etenorte, Edegel, San Gabán y Eteselva no presentaron su propuesta de Peajes.; el Titular Egemsa presenta su propuesta de Peajes, según el Formulario N° 515, según el siguiente cuadro.

OSINERGMIN F-515

PEAJE (PU) POR NIVEL DE TENSION

AREA DE DEMANDA: 10 Tipo de Cambio: S/. / US$

Egemsa VP CI VP COyM -VP IT PEAJE ANUAL VP ENERGIA PU PU ACUMUL.

Mil S/. Mil S/ Mil S/ Mil S/ MWh ctmsS/./kWh ctmsS/./kWh

Transporte MAT 15.266,75 4.282,04 69.368,19 88.916,99 3.176.138,76 2,7995 2,7995

Transformación MAT/AT 4.741,87 1.462,76 476,74 6.681,37 1.974.402,68 0,3384 3,1379

Transporte AT - - 0 -

Transformación AT/MT 4.605,00 1.418,54 0 6.023,54 824763,5136 0,7303 3,8683

TOTAL AREA VP CI VP COyM -VP IT PEAJE ANUAL VP ENERGIA PU PU ACUMUL. Mil S/. Mil S/ Mil S/ Mil S/ MWh ctmsS/./kWh ctmsS/./kWh

Transporte MAT 15.266,75 4.282,04 69.368,19 88.916,99 3.176.138,76 2,7995 2,7995 Transformación MAT/AT 4.741,87 1.462,76 476,74 6.681,37 1.974.402,68 0,3384 3,1379

Transporte AT - - - - - - - Transformación AT/MT 4.605,00 1.418,54 - 6.023,54 824.763,51 0,7303 3,8683

Nota: Los valores de VP Energía son los mismos en cada nivel de tensión



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 Edegel, Egemsa, Electro Andes, Etenorte, Eteselva, Redesur, REP y San Gabán, no surgieron comentarios y/o preguntas de parte de los agentes del mercado e interesados que participaron en dicha Audiencia Pública



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 2008, el OSINERGMIN remitió a las empresas Edegel, Egemsa, Electro Andes, Etenorte, Eteselva, REP y San Gabán los Informes N° 0363-2008-GART, 0358-2008-GART, 0368-2008-GART, 0369-2008-GART-, 0377-2008-GART, 0374-2008-GART y 0373-2008-GART, respectivamente; los cuales contienen las observaciones al estudio técnico económico presentado por las referidas empresas como sustento de sus propuestas tarifarias de SST y SCT – [Ver referencia 5].

Dichos 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.



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:

Edegel:

- No incluye la celda de transformación 220 kV, de la S.E. Cajamarquilla cuya responsabilidad de pago recae en la demanda.

- La información de los costos de inversión, COyM y Peajes no están vinculados, lo que impide efectuar un seguimiento y validación de los datos y cálculos presentados. Asimismo, se observan diversos errores de cálculo en la valorización de las instalaciones.

Electro Andes:

- No incluyen todas las cargas e instalaciones comprendidas en el Área de Demanda correspondiente, sólo se limita a los alcances de las instalaciones de ELECTROANDES.

- No se ha presentado el Plan de Inversiones para el periodo 2009-2013 y sí se han incluido en dicho plan instalaciones existentes antes del 24 de julio de 2006, fecha en que entró en vigencia la Ley N° 28832.

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

- En la valorización de las instalaciones se observan errores de cálculo.

- Asimismo, se observan diversos errores de cálculo en la determinación de los factores de pérdidas medias, CMA, peajes y fórmulas de actualización.

San Gabán:

- Existe errores en el cálculo del Valor Presente, en diversos formularios.



- No se consigna el nombre de los generadores responsables del pago, por cada instalación.

Etenorte:

- No se ha efectuado un análisis adecuado de alternativas.

- Falta documentación técnica del sistema existente y de las alternativas.

- Los formatos de inversión tienen errores en la asignación de montos diferentes a los correspondientes de los módulos aprobados por OSINERGMIN.

- Se solicita explicar las razones por las cuales, para la asignación de pago de sus instalaciones, no se ha tenido presente lo establecido en la Sexta Disposición Final Complementaria de la Ley N° 28832.

- Se requiere que ETENORTE presente una propuesta de peajes y compensaciones de acuerdo a la NORMA TARIFAS.

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.



7. Propuesta Final

Dentro del plazo establecido para el efecto, con cartas CM-204-2008, G-594-2008, ELA-GG/053-2008, Carta s/N° de ETESELVA con fecha 10.07.2008, RDS N° 517/2008, GN-1606-2008, EGESG N° 426-2008-GG, las empresas Edegel, Egemsa, Electroandes, Etenorte, Eteselva, Redesur, REP y San Gabán, 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.


La asignación de responsabilidad de pago entre la generación y/o demanda y entre los generadores, contenida en la PROPUESTA FINAL, se resume en el siguiente cuadro:



Cuadro Nº 7-1 PROPUESTA FINAL ASIGNACION DE RESPONSABILIDAD DE PAGO

Porcentaje Porcentaje Método de Asignación Asignación de % de

Titular Sistema Elèctrico Instalación Elemento Asignado a

la Asignado a la de

Responsabilidad de

Pago entre


ETESELVA SST de Eteselva Aguaytia - Tingo Maria Linea 96,37% 3,63% Generadores SEIN 3.63%

ETESELVA SST de Eteselva Aguaytia - Tingo Maria Linea 96,37% 3,63% Generadores SEIN 3.63%

ETESELVA SST de Eteselva Tingo maria - Vizcarra Linea 93,15% 6,85% Generadores SEIN 6.85%



ETESELVA SST de Eteselva S.E. Aguaytia Celda de Línea - Tingo

María 96,37% 3,63% Generadores SEIN 3.63%


Grupo 1 96,37% 3,63% Generadores SEIN 3.63%


Grupo 2 96,37% 3,63% Generadores SEIN 3.63%


Aguaytia 96,37% 3,63% Generadores SEIN 3.63%


Vizcarra 93,15% 6,85% Generadores SEIN 6.85%

ETESELVA SST de Eteselva S.E. Vizcarra Celda de Línea - Tingo

María 93,15% 6,85% Generadores SEIN 6.85%



Porcentaje Porcentaje Método de Asignación

Asignación de % de

Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento Asignado

a la Asignado

a la de

Responsabilidad de

Pago entre



Carhuaquero - Chiclayo Oeste Linea 91,04% 8,96% Beneficios

Económicos 8.96%


Chimbote 1 - Huallanca Linea 88,04% 11,96% Beneficios

Económicos 11.96%



Económicos 11.96%



Económicos 11.96%



Económicos Generadores SEIN - 11.96%

ETENORTE SST Huallanca – Chimbote S.E. Chimbote 1 Celda de Transformador - T30-211 0,00% 100,00% Uso - Factores

Topológicos Generadores SEIN - 100%





ETENORTE SST Huallanca – Chimbote S.E. Chimbote 1 Transformador de Potencia - T30-

211 - 100 MVA 0,00% 100,00% Uso - Factores Topológicos

Generadores SEIN - 100%

ETENORTE SST Huallanca – Chimbote S.E. Huallanca Celda de Línea - L-1103 88,04% 11,96% Beneficios






ETENORTE SST Huallanca – Chimbote S.E. Huallanca Celda de Transformador - Grupo 1 88,04% 11,96% Beneficios












ETENORTE SST Carhuaquero-Chiclayo S.E. Carhuaquero Celda de Línea - L-2040 91,04% 8,96% Beneficios


ETENORTE SST Carhuaquero-Chiclayo S.E. Carhuaquero Celda de Transformador - Grupo 1 91,04% 8,96% Beneficios











la Demanda


la Generación




Edegel Huinco -Santa Rosa LT 220kV Huinco - Santa Rosa

L-2001, 2002 - 100%

MÉTODO DE JANUSK BIALEK

Generadores SEIN

Edegel Matucana -Callahuanca LT 220kV Matucana - Callahuanca L-2716 - 100%


Generadores SEIN

Edegel Purunhuasi -Callahuanca

LT 220kV Purunhuasi - Callahuanca L-2007 - 100%


Generadores SEIN

Edegel Callahuanca -Cajamarquilla


L-2008-L2009 - 100%


Generadores SEIN

Edegel Cajamarquilla -Chavarría LT 220kV Cajamarquilla - Chavarría

L-2014-L-2015 - 100%


Generadores SEIN

Edegel Callahuanca -Huachipa LT 60kV Callahuanca - Huachipa L-6031 - 100%


Generadores SEIN

Edegel Callahuanca -Huampaní LT 60kV Callahuanca - Huampaní L-6040 - 100%


Generadores SEIN

Edegel Callahuanca -Moyopampa LT 60kV Callahuanca - Moyopampa L-6111 - 100%


Generadores SEIN

Edegel Moyopampa -Santa Rosa LT 60kV Moyopampa - Santa Rosa

L-6011-6020 - 100%


Generadores SEIN

Edegel Moyopampa -Chosica LT 60kV Moyopampa - Chosica L-6731 - 100%


Generadores SEIN

Edegel Huampaní -Ñaña LT 60kV Huampaní - Ñaña L-6544 - 100% MÉTODO DE

JANUSK BIALEK Generadores

SEIN

Edegel Moyopampa -Balnearios LT 60kV Moyopampa - Balnearios L-6060 - 100%


Generadores SEIN

Edegel Moyopampa -Salamanca LT 60kV Moyopampa - Salamanca L-6055 - 100%


Generadores SEIN




Porcentaje Asignado a la

Demanda




Generadores


Generadores

Edegel Chimay –Yanango LT 220kV Chimay - Yanango L-2257 - 100%

MÉTODO DE JANUSK BIALEK Generadores SEIN

Edegel Yanango -Pachachaca

LT 220kV Yanango - Pachachaca L-2256 - 100%


Edegel Callahuanca

Celda 60kV Transformador G1 Callahuanca Celda - 100%


Edegel Callahuanca



Edegel Callahuanca



Edegel Callahuanca



Edegel Callahuanca

Celda Transformador 220/60/10kV Callahuanca Celda - 100%


Edegel Moyopampa

Celda 60kV Transformador G1 Moyopampa Celda - 100%


Edegel Moyopampa



Edegel Moyopampa



Edegel Huinco

Celda 220kV Transformador G1 Huinco Celda - 100%


Edegel Huinco



Edegel Huinco



Edegel Huinco



Edegel Yanango

Celda 220kV Transformador G1 Yanango Celda - 100%






Demanda




Generadores


Generadores

Edegel Huampaní

Celda 60kV Transformador G1 Huampaní Celda - 100%


Generadores SEIN

Edegel Huampaní

Celda 60kV Transformador G2 Huampaní Celda - 100%


Generadores SEIN

Edegel Santa Rosa

Celda 220kV Transformador TG7 Santa Rosa Celda - 100%


Generadores SEIN

Edegel Santa Rosa

Celda 220kV Nuevo Transformador Santa Rosa (*) Celda - 100%


Generadores SEIN

Edegel Ventanilla

Celda 220kV Transformador TG3 Ventanilla Celda - 100%


Generadores SEIN

Edegel Ventanilla

Celda 220kV Transformador TG4 Ventanilla Celda - 100%


Generadores SEIN

(1) Edegel establece que esta columna no aplica debido a que esta información se determina a partir del Método de Janusk Bialek



TITULAR INSTALACION RESPONSABLES DE

PAGO Porcentaje de Pago Compensacion Nuevos Soles

REP Campo Armiño - Pachachaca (*) (L-2201/2202) Generadors del SEIN Por uso del Sistema 1 121 098 REP Campo Armiño - Huancavelica (L-2203/2204) Generadors del SEIN Por uso del Sistema 362 307 REP Huancavelica - Independencia (L-2203/2231) Generadors del SEIN Por uso del Sistema 1 089 947 REP Pachachaca (*) - San Juan (L-2205/2206) Generadors del SEIN Por uso del Sistema 735 725 REP La Cantera - Independencia (L-2207) Generadors del SEIN Por uso del Sistema 217 759 REP Desierto - Independencia (L-2208) Generadors del SEIN Por uso del Sistema 158 746 REP Campo Armiño - Pachachaca (L-2218/2219) Generadors del SEIN Por uso del Sistema 1 061 904 REP Campo Armiño - Huayucachi (L-2220) Generadors del SEIN Por uso del Sistema 284 738 REP Huayucachi - Zapallal (L-2221) Generadors del SEIN Por uso del Sistema 891 105 REP Pachachaca - Callahuanca (L-2222/2223) Generadors del SEIN Por uso del Sistema 437 956 REP Celdas en Chavarria (L-2008/2015) Generadors del SEIN Por uso del Sistema 33 195 REP Celdas en Purunhuasi (L-2716) Generadors del SEIN Por uso del Sistema 27 132 REP Cantera-Chilca (L-2090) Generadors del SEIN Por uso del Sistema 218 178 REP Desierto - Chilca (L-2091) Generadors del SEIN Por uso del Sistema 281 325 REP Línea San Juan - Chilca (L-2093) Generadors del SEIN Por uso del Sistema 127 316 REP Línea San Juan - Chilca (L-2094/2095) Generadors del SEIN Por uso del Sistema 347 598 REP 2 Celdas 220 kV de conexión

a la CT Chilca de Enersur Enersur 100% 35 431

REP 2 Celdas 220 kV de conexión a la CT Kallpa de Globeleq Kallpa 100% 35 431

REP Celda de Línea a Carhuaquero Duke Energy International 100% 17 055

REP Celda de Transformación Duke Energy International 100% 19 400

REP Celda de Línea a Huallanca Duke Energy International 100% 12 856



REP Celda del Autotransformación 138 kV Duke Energy International 100% 7 234

REP Autotransformador 220/138 kV Duke Energy International 100% 81 765

REP Celda de Línea a Huinco (L-2001) Edegel S.A.A. 100% 15 780 REP Celda de Línea a Huinco (L-2002) Edegel S.A.A. 100% 15 780 REP Celda de TG-UTI Edegel S.A.A. 100% 13 167 REP Línea Quencoro - Tintaya (L-1005) Egemsa S.A. 100% 439 167 REP Celda de Línea a Tintaya (L-1005) Egemsa S.A. 100% 8 921 REP Celda de Línea a Quencoro(L-1005) Egemsa S.A. 100% 8 839 REP Línea Azangaro - Juliaca (L-1011) Generadors del SEIN Por uso del Sistema 183 594 REP Línea Juliaca - Puno(L-1012) Generadors del SEIN Por uso del Sistema 94 238 REP Celda de Línea a Machupichu Egemsa S.A. 100% 8 921 REP Línea Toquepala - Aricota Egesur S.A. 100% 59 712 REP SE Ventanilla Celda de Transformación TG Edegel 100% 15 558 REP S.E. Zorritos Celda de Línea a C.T. Tumbes 5 823 REP Línea Piura Oeste - Chiclayo Oeste (L-2238) 470 789

Cahua 3,5% 16.670,70 Edegel 19,7% 92.559,31 Eesa 13,6% 63.893,82 Egasa 1,8% 8.502,12 Egenor 29,6% 139.572,82



TITULAR INSTALACION RESPONSABLES DE PAGO Porcentaje de Pago Compensacion

Nuevos Soles REP Campo Armiño - Pachachaca (*) (L-2201/2202) Generadors del SEIN Por uso del Sistema 1 121 098

Electro Andes 5,8% 27.341,46 ELP 17,0% 79.849,32 Enersur 6,8% 31.981,69 San Gabán 2,2% 10.417,71

REP Línea Trujillo Norte - Chimbote 1 (L-2232) 228 130 Termoselva 6,8% 15.526,08 Edegel 16,8% 38.294,10 Egesur 13,3% 30.328,84 Electro Andes 5,2% 11.763,75 Electroperú 37,7% 86.009,87 Enersur 5,0% 11.329,00 Etevensa 11,3% 25.665,66 San Gabán 4,0% 9.213,14

REP Línea Zapallal - Ventanilla (L-2242/2243) 32 506 Termoselva 7,7% 2.494,85 Edegel 10,6% 3.455,40 Egesur 23,3% 7.570,72 Electro Andes 7,6% 2.468,32 Electroperú 42,2% 13.726,85 Enersur 8,6% 2.789,85

REP Línea Santa Rosa - San Juan (L-2010/2011) 17 620 Termoselva 15,9% 2.804,20 Edegel 36,8% 6.479,74 Electro Andes 22,8% 4.014,17 Enersur 24,5% 4.321,40

REP Línea Paramonga Nueva - Chimbote 1 (L-2216) Generadors del SEIN Por uso del Sistema 97 454 REP Línea Zapallal - Paramonga Nueva (L-2214) Generadors del SEIN Por uso del Sistema 78 020 REP Línea Tintaya - Callalli (L-1008) 226 280

Egemsa 42,7% 96 577 San Gabán 57,3% 129 703

REP S.E. Paramonga Nueva Autotrafo 220/138 kV 55 829 Cahua 100,0% 55 829

REP Línea Santuario - Callalli (L-1020) 225 981 Arcata 1,9% 4216 Egemsa 41,4% 93457 San Gabán 56,8% 128309

REP Línea Santuario - Socabaya (L-1021/1022) 86 609 Edegel 26,7% 23159 Egasa 2,7% 2313 Electro Andes 4,1% 3581 Electroperú 45,6% 39453 Enersur 5,9% 5151 Etevensa 15,0% 12952

REP Línea Socabaya - Cerro Verde (L-1023/1024) 25 518 Termoselva 5,0% 1277 Edegel 14,9% 3813



TITULAR INSTALACION RESPONSABLES DE PAGO Porcentaje de Pago Compensacion

Nuevos Soles REP Campo Armiño - Pachachaca (*) (L-2201/2202) Generadors del SEIN Por uso del Sistema 1 121 098

Egasa 4,6% 1186 Egemsa 4,8% 1219 Egesur 5,4% 1381 Electro Andes 4,5% 1138 Electroperú 41,8% 10667 Enersur 4,5% 1150 Etevensa 8,9% 2274 San Gabán 5,5% 1413

Total 10 045 149



Titular Sistema

Eléctrico Instalación Elemento Porcentaje

Asignado a la

Demanda



responsabilidad de pago entre Generadores


Generadores

Egemsa Machupicchu-Cachimayo

Linea 1001 Linea 100% - Generadores

Egemsa Machupicchu-Quenqoro


Egemsa Cachimayo-Dolorespata


Egemsa Cachimayo Celda de Línea Celda 100% - Generadores

Egemsa Cachimayo Celda de Línea Celda 100% - Generadores

Egemsa Cachimayo Celda de Transformador Celda 100%

Egemsa Cachimayo Celda de Alimentadores Celda 100%




Egemsa Cachimayo Transformador de Potencia Transformador 100%

Egemsa Cachimayo Celda de Transformador Celda 100%



Egemsa Cachimayo Transformador de Potencia Transformador 100%

Egemsa Cachimayo Celda de Compensador Celda 100%





Egemsa Cachimayo Compensador reactivo Compensador Reactivo

100%


100%


100%


100%

Egemsa Dolorespata Celda de Línea Celda 100% - Generadores

Egemsa Dolorespata Celda de Línea Celda 100% - Generadores

Egemsa Dolorespata Celda de Transformador Celda 100%






Egemsa Dolorespata Celda de Alimentadores Celda 100%









Egemsa Dolorespata Celda de Compensador Celda 100%




Instalación Elemento Porcentaje Asignado

a la Demanda





Generadores





Egemsa Dolorespata Transformador de Potencia Transformador 100%



Egemsa Dolorespata Compensador reactivo Compensador Reactivo

100%


100%


100%


100%

Egemsa Machupicchu Celda de Línea Celda 100% - Generadores

Egemsa Machupicchu Celda de Línea Celda 100% - Generadores

Egemsa Machupicchu Celda de Transformador Celda 100%

Egemsa Machupicchu Celda de Alimentadores Celda 100%

Egemsa Machupicchu Celda de Alimentadores Celda 100%

Egemsa Machupicchu Transformador de Potencia Transformador 100%



7.2 Sistema Eléctrico a Remunerar

Las instalaciones del SER correspondiente al período 1° de mayo 2009 al 30 de abril de 2013, de la PROPUESTA FINAL, son las que se muestran en los diagramas unifilares contenidos en el Anexo A del presente documento.

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 7-2 PROPUESTA FINAL

COSTO DE INVERSIÓN POR AÑO (Miles de $)



Campo Armiño – Huancavelic

Línea 10.860,11


Huancavelica – Independencia

Línea 32.670,99


Campo Armiño - Pachachaca

Línea (*) 33.604,75


Pachachaca (*) - San Juan

Línea 22.053,24



Línea 31.830,40


Pachachaca - Callahuanca

Línea 13.127,67


Campo Armiño - Huayucachi

Línea 8.534,99


Huayucachi - Zapallal

Línea 26.710,72

REP Chilca-San Juan San Juan - Chilca Línea 3.705,35 REP Chilca-San Juan San Juan - Chilca Línea 10.116,32 REP Chilca-San Juan Chilca - La Cantera Línea 6.349,74 REP Chilca-San Juan Chilca - Desierto Línea 8.187,56 REP Sistema Mantaro

Lima La Cantera -

Independencia Línea 6.337,55


Desierto - Independencia

Línea 4.620,07


Quencoro - Tintaya Línea 13.163,95


Azangaro - Juliaca Línea 5.503,21


Juliaca - Puno Línea 2.824,76

REP Aricota Toquepala Toquepala - Aricota Línea 1.762,33 REP Sistema

Secundario Tumbes

Zorritos Celda de Línea a C.T. Tumbes 169,74

REP Chimbote I-Chiclayo Oeste

Chiclayo Celda de Línea a Carhuaquero 494,34

REP Guadalupe, Guadalupe Rural

Guadalupe Celda de Línea a Gallito Ciego 208,89


Chimbote Celda de Transformación 562,32


Chimbote Celda de Línea a Huallanca 372,63






Línea 10.860,11






Chimbote Celda del Autotransformación 299,50






Chimbote Transformador de Potencia 120 MVA

2.371,70


Zapallal Celda de Línea a Huayucachi L-2221

547,11

REP Ventanilla Ventanilla Celda de Transformación 450,87 REP Sistema Mantaro

Lima Chavarría Celda de Línea a Callahuanca 481,05


Chavarría Celda de Línea a Cajamarquilla 481,05


Santa Rosa Celda de Línea a Huinco 457,39




Santa Rosa Celda de TG-Uti 381,62

REP Chilca-San Juan Chilca Celda de Línea a San Juan 604,94 REP Chilca-San Juan Chilca Celda de Línea a San Juan 604,94 REP Chilca-San Juan Chilca Celda de Línea a San Juan 604,94 REP Sistema Mantaro

Lima Chilca Celda de Línea a Cantera 604,94


Chilca Celda de Línea a Desierto 604,94

REP Chilca-San Juan Chilca Celda de Transformación 513,34 REP Chilca-San Juan Chilca Celda de Transformación 513,34 REP Chilca-San Juan Chilca Celda de Transformación 513,34 REP Chilca-San Juan Chilca Celda de Transformación 513,34 REP Sistema Mantaro

Lima San Juan Celda de Línea a Pomacocha 478,99


San Juan Celda de Línea a Pomacocha 478,99

REP Chilca-San Juan San Juan Celda de Línea a Chilca 478,99 REP Chilca-San Juan San Juan Celda de Línea a Chilca 478,99 REP Chilca-San Juan San Juan Celda de Línea a Chilca 478,99 REP Sistema Mantaro

Lima Independencia Celda de Línea a Desierto 463,95


Independencia Celda de Línea a Cantera 463,95


Independencia Celda de Línea a Mantaro 463,95


Independencia Celda de Línea a Huancavelica 463,95


Callahuanca Celda de Línea a Pachachaca 809,79




Callahuanca Celda de Línea a Callahuanca 809,79


Pachachaca Celda de Línea a Purunhuasi 695,16




Pachachaca Celda de Línea a Mantaro 695,16






Línea 10.860,11








Pachachaca Celda de Línea a San Juan 695,16




Huayucachi Celda de Línea a Mantaro 420,41


Huayucachi Celda de Línea a Zapallal 420,41


Huancavelica Celda de Línea a Mantaro 459,98


Huancavelica Celda de Línea a Independencia 459,98


Juliaca Celda de Línea a Azangaro 276,12


Juliaca Celda de Línea a Puno 276,12


Puno Celda de Línea a Juliaca 274,01


Quencoro Celda de Línea a Machupichu 266,34

REP Sistema Quencor-Tintaya

Quencoro Celda de Línea a Tintaya 266,34


Tintaya Celda de Línea a Quencoro 263,91

REP Aricota Toquepala Toquepala Celda de Línea a Aricota 185,82 REP Sistema Nacional Línea Piura Oeste - Chiclayo

Oeste 14.534,61

REP Sistema Nacional Línea Trujillo Norte - Chimbote 1 10.186,84 REP Sistema Nacional Línea Trujillo Norte - Chimbote 1 10.785,53 REP Sistema Nacional Línea Zapallal - Ventanilla 3.146,97 REP Sistema Nacional Línea Ventanilla - Chavarria 1.659,22 REP Sistema Nacional Línea Santa Rosa - San Juan 4.605,37 REP Paramonga Nueva Línea Paramonga Nueva -

Chimbote 1 7.581,10

REP Paramonga Nueva Línea Zapallal - Paramonga Nueva

5.488,91

REP Sistema Nacional Línea Tintaya - Callalli 6.901,57 REP Sistema Nacional Línea Santuario - Callalli 6.809,95 REP Sistema Nacional Línea Santuario - Socabaya 2.979,51 REP Sistema Nacional Línea Socabaya - Cerro Verde 1.170,14 REP Piura, Sullana-El

Arenal-Paita,Bajo Piura, Chulucanas


REP Chiclayo y Chiclayo Baja densidad

Chiclayo Celda de Línea a Piura Oesta 494,34

REP Trujillo Trujillo Celda de Línea a Chimbote 1 479,01 REP Trujillo Trujillo Celda de Línea a Chimbote 1 479,01 REP Chimbote,


Chimbote Celda de Línea a Paramonga Nueva

601,51

REP Chimbote, Chimbote rural y Casma Rural

Chimbote Celda de Línea a Trujillo Norte 601,51



REP Paramonga Nueva Paramonga Celda de Línea a Chimbote 1 473,27






Línea 10.860,11

REP Paramonga Nueva Paramonga Celda de Línea a Zapallal 473,27 REP Paramonga Nueva Paramonga Celda de Transformación 394,74 REP Paramonga Nueva Paramonga Celda de Línea a Paramonga Ex 228,12 REP Paramonga Nueva Paramonga Celda de Transformación 152,59 REP Paramonga Nueva Paramonga Transformador de Potencia 50

MVA 1.763,92

REP Lima Norte Zapallal Celda de Línea a Ventanilla L-2243

547,11


547,11

REP Lima Norte Zapallal Celda de Línea a Paramonga Nueva L-2214

547,11

REP Lima Norte Ventanilla Celda de Línea a Zapallal 535,43 REP Lima Norte Ventanilla Celda de Línea a Zapallal 535,43 REP Lima Norte Ventanilla Celda de Línea a Chavarria 535,43 REP Lima Norte Ventanilla Celda de Línea a Chavarria 535,43 REP Lima Norte Chavarría Celda de Línea a Ventanilla 481,05 REP Lima Norte Chavarría Celda de Línea a Ventanilla 481,05 REP Lima Norte y Sur Santa Rosa Celda de Línea a San Juan 457,39 REP Lima Norte y Sur Santa Rosa Celda de Línea a San Juan 457,39 REP Lima Sur San Juan Celda de Línea a Santa Rosa 478,99 REP Lima Sur San Juan Celda de Línea a Santa Rosa 478,99 REP Valle del Colca Callalli Celda de Línea a Tintaya 299,62 REP Valle del Colca Callalli Celda de Línea a Santuarios 299,62 REP Ilo Cerro Verde Celda de Línea a Socabaya 440,34 REP Ilo Cerro Verde Celda de Línea a Socabaya 440,34 REP Arequipa Santuario Celda de Línea a Callalli 346,09 REP Arequipa Santuario Celda de Línea a Socabaya 346,09 REP Arequipa Santuario Celda de Línea a Socabaya 346,09 REP Arequipa Socabaya Celda de Línea a Santuario 352,17 REP Arequipa Socabaya Celda de Línea a Santuario 352,17 REP Arequipa Socabaya Celda de Línea a Cerro Verde 352,17 REP Arequipa Socabaya Celda de Línea a Cerro Verde 352,17 REP Yauri Tintaya Celda de Línea a Callalli 263,91

TOTAL 365 310,99 0,00 0,00 0,00




Etenorte SST Huallanca – Chimbote Chimbote 1 - Huallanca Linea 3 569,18 3 569,18 3 569,18 3 569,18



Etenorte SST Huallanca – Chimbote Chimbote 1 - Huallanca Linea 233,25 233,25 233,25 233,25

Etenorte SST Huallanca – Chimbote S.E. Chimbote 1 Celda de Transformador - T30-211 516,79 516,79 516,79 516,79






Etenorte SST Huallanca – Chimbote S.E. Chimbote 1 Transformador de Potencia - T30-

211 - 100 MVA 2 651,77 2 651,77 2 651,77 2 651,77

Etenorte SST Huallanca – Chimbote S.E. Huallanca Celda de Línea - L-1103 415,73 415,73 415,73 415,73



Etenorte SST Huallanca – Chimbote S.E. Huallanca Celda de Transformador - Grupo 1 279,95 279,95 279,95 279,95






Etenorte SST Carhuaquero-Chiclayo S.E. Carhuaquero Celda de Línea - L-2040 589,34 589,34 589,34 589,34

Etenorte SST Carhuaquero-Chiclayo S.E. Carhuaquero Celda de Transformador - Grupo 1 509,17 509,17 509,17 509,17




TOTAL 24 995,65 24 995,65 24 995,65 24 995,65


Edegel Huinco -Santa Rosa LT 220kV Huinco - Santa Rosa L-2001, 2002 16 309,97 16 309,97 16 309,97 16 309,97

Edegel Matucana –Callahuanca

LT 220kV Matucana - Callahuanca

L-2716 1 959,08 1 959,08 1 959,08 1 959,08

Edegel Purunhuasi –Callahuanca

LT 220kV Purunhuasi - Callahuanca

L-2007 3 694,40 3 694,40 3 694,40 3 694,40

Edegel Callahuanca –Cajamarquilla


L-2008-L2009

10 979,41 10 979,41 10 979,41 10 979,41

Edegel Cajamarquilla –Chavarría

LT 220kV Cajamarquilla - Chavarría

L-2014-L-2015

6 382,47 6 382,47 6 382,47 6 382,47

Edegel Callahuanca –Huachipa


Edegel Callahuanca –Huampaní


Edegel Callahuanca –Moyopampa

LT 60kV Callahuanca - Moyopampa

L-6111 1 626,98 1 626,98 1 626,98 1 626,98

Edegel Moyopampa -Santa Rosa

LT 60kV Moyopampa - Santa Rosa

L-6011-6020 6 279,55 6 279,55 6 279,55 6 279,55

Edegel Moyopampa –Chosica LT 60kV Moyopampa - Chosica L-6731 335,72 335,72 335,72 335,72

Edegel Huampaní -Ñaña LT 60kV Huampaní - Ñaña L-6544 908,90 908,90 908,90 908,90

Edegel Moyopampa –Balnearios


Edegel Moyopampa –Salamanca

LT 60kV Moyopampa - Salamanca

L-6055 2 732,52 2 732,52 2 732,52 2 732,52

Edegel Chimay -Yanango LT 220kV Chimay - Yanango L-2257 4 293,61 4 293,61 4 293,61 4 293,61

Edegel Yanango –Pachachaca LT 220kV Yanango - Pachachaca L-2256 10 111,69 10 111,69 10 111,69 10 111,69

Edegel Callahuanca Celda 60kV Transformador G1 Callahuanca

Celda 250,12 250,12 250,12 250,12




Edegel Huinco -Santa Rosa LT 220kV Huinco - Santa Rosa L-2001, 2002 16 309,97 16 309,97 16 309,97 16 309,97


Celda 250,12 250,12 250,12 250,12


Celda 250,12 250,12 250,12 250,12


Celda 250,12 250,12 250,12 250,12

Edegel Callahuanca Celda Transformador 220/60/10kV Callahuanca

Celda 414,28 414,28 414,28 414,28

Edegel Moyopampa Celda 60kV Transformador G1 Moyopampa

Celda 242,24 242,24 242,24 242,24


Celda 242,24 242,24 242,24 242,24


Celda 242,24 242,24 242,24 242,24

Edegel Huinco Celda 220kV Transformador G1 Huinco

Celda 620,26 620,26 620,26 620,26


Celda 620,26 620,26 620,26 620,26


Celda 620,26 620,26 620,26 620,26


Celda 620,26 620,26 620,26 620,26

Edegel Yanango Celda 220kV Transformador G1 Yanango

Celda 589,22 589,22 589,22 589,22

Edegel Huampaní Celda 60kV Transformador G1 Huampaní

Celda 189,87 189,87 189,87 189,87


Celda 189,87 189,87 189,87 189,87

Edegel Santa Rosa Celda 220kV Transformador TG7 Santa Rosa

Celda 489,86 489,86 489,86 489,86

Edegel Santa Rosa Celda 220kV Nuevo Transformador Santa Rosa (*)

Celda 489,86 489,86 489,86 489,86

Edegel Ventanilla Celda 220kV Transformador TG3 Ventanilla

Celda 419,29 419,29 419,29 419,29


Celda 419,29 419,29 419,29 419,29


Electro Andes

Huanchor L-535 Línea 827,05 827,05 827,05 827,05

Electro Andes

Huanchor San Mateo Celda 471,00 471,00 471,00 471,00

Electro Andes

Huanchor Carlos Francisco Celda 149,37 149,37 149,37 149,37


San Gabán

San Gabán - Azángaro

L-1010 Línea 3 824,06 3 824,06 3 824,06 3 824,06

San Gabán


L-1009/1013 Línea 17 150,17 17 150,17 17 150,17 17 150,17

San Gabán

San Gabán II Subestación Celda de Línea a San Rafael - L-1013

547,94 547,94 547,94 547,94

San Gabán

San Gabán II Subestación Celda de Línea a Azángaro - L-1010

547,94 547,94 547,94 547,94

San Gabán


353,66 353,66 353,66 353,66



Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 San Gabán


L-1010 Línea 3 824,06 3 824,06 3 824,06 3 824,06

San Gabán


353,66 353,66 353,66 353,66

San Gabán

Azángaro Subestación Celda de Línea a San Rafael - L-1009

509,94 509,94 509,94 509,94

San Gabán

Azángaro Subestación Celda de Línea a San Gabán - L-1010

509,94 509,94 509,94 509,94

San Gabán

Azángaro Subestación Celda de Línea a Tintaya - L-1006

0,00 0,00 0,00 0,00

San Gabán

Azángaro Subestación Celda de Línea a Juliaca - L-1011

509,94 509,94 509,94 509,94

San Gabán

Azángaro Subestación Celda de Transformador - T50-162

73,58 73,58 73,58 73,58

Titular Sistema


Eteselva SST de Eteselva Aguaytia - Tingo María Linea 6 220,92 6 220,92 6 220,92 6 220,92

Eteselva SST de Eteselva Aguaytia - Tingo María Linea 6 304,93 6 304,93 6 304,93 6 304,93

Eteselva SST de Eteselva Tingo María – Vizcarra Linea 9 333,24 9 333,24 9 333,24 9 333,24

Eteselva SST de Eteselva Tingo María - Vizcarra Linea 8 487,57 8 487,57 8 487,57 8 487,57

Eteselva SST de Eteselva Tingo María - Vizcarra Linea 12 613,89 12 613,89 12 613,89 12 613,89

Eteselva SST de Eteselva S.E. Aguaytia Celda de Línea - Tingo

María 1 706,18 1 706,18 1 706,18 1 706,18

Eteselva SST de Eteselva S.E. Aguaytia Celda Transformador -

Grupo 1 1 567,39 1 567,39 1 567,39 1 567,39

Eteselva SST de Eteselva S.E. Aguaytia Celda Transformador -

Grupo 2 1 567,39 1 567,39 1 567,39 1 567,39

Eteselva SST de Eteselva S.E. Tingo María Celda de Línea - Aguaytia 1 345,79 1 345,79 1 345,79 1 345,79

Eteselva SST de Eteselva S.E. Tingo María Celda de Línea - Vizcarra 1 345,79 1 345,79 1 345,79 1 345,79

Eteselva SST de Eteselva S.E. Vizcarra Celda de Línea - Tingo María 1 716,42 1 716,42 1 716,42 1 716,42

TOTAL 52 209,51 52 209,51 52 209,51 52 209,51

COSTO DE INVERSIÓN FINAL (miles US$)


EGEMSA SST de Egemsa Linea 1001 Linea 5.420,66 -

-

-


-

-

EGEMSA SST de Egemsa Linea 1003 Linea 952,48 -

-

-

EGEMSA SST de Egemsa Celda de Línea a Machupicchu Celda 265,61 -

-

-

EGEMSA SST de Egemsa Celda de Línea a Dolorespata Celda 265,61 -

-

-




EGEMSA SST de Egemsa Celda de Línea A Cachimayo Celda 276,02 -

-

-

EGEMSA SST de Egemsa Celda de Línea a Quencoro Celda 276,02 -

-

-

EGEMSA SST de Egemsa Celda de Línea a Quencoro Celda 277,58 -

-

-

EGEMSA SST de Egemsa Celda de Línea a Cachimayo Celda 277,58 -

-

-

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


COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO ANUAL (Miles US$)


Eteselva SST de Eteselva Aguaytia - Tingo María Linea 241,39 241,39 241,39 241,39

Eteselva SST de Eteselva Aguaytia - Tingo María Linea 244,65 244,65 244,65 244,65

Eteselva SST de Eteselva Tingo María – Vizcarra Linea 362,16 362,16 362,16 362,16

Eteselva SST de Eteselva Tingo María - Vizcarra Linea 329,35 329,35 329,35 329,35

Eteselva SST de Eteselva Tingo María - Vizcarra Linea 489,46 489,46 489,46 489,46

Eteselva SST de Eteselva S.E. Aguaytia Celda de Línea - Tingo María 66,21 66,21 66,21 66,21

Eteselva SST de Eteselva S.E. Aguaytia Celda Transformador - Grupo 1 60,82 60,82 60,82 60,82

Eteselva SST de Eteselva S.E. Aguaytia Celda Transformador - Grupo 2 60,82 60,82 60,82 60,82

Eteselva SST de Eteselva S.E. Tingo María Celda de Línea - Aguaytia 52,22 52,22 52,22 52,22

Eteselva SST de Eteselva S.E. Tingo María Celda de Línea - Vizcarra 52,22 52,22 52,22 52,22

Eteselva SST de Eteselva S.E. Vizcarra Celda de Línea - Tingo María 66,60 66,60 66,60 66,60

TOTAL 2 025,91 2 025,91 2 025,91 2 025,91


ETENORTE SST


Carhuaquero - Chiclayo Oeste Linea 215,30 215,30 215,30 215,30

ETENORTE SST Huallanca – Chimbote Chimbote 1 - Huallanca Linea 121,56 121,56 121,56 121,56




ETENORTE SST Huallanca – Chimbote Chimbote 1 - Chimbote 2 Linea 20,85 20,85 20,85 20,85

ETENORTE SST Huallanca – Chimbote Chimbote 1 - Chimbote 2 Linea 16,00 16,00 16,00 16,00






ETENORTE SST Huallanca – Chimbote S.E. Chimbote 1 Transformador de Potencia - T30-

211 - 100 MVA 90,31 90,31 90,31 90,31


















ETENORTE SST Huallanca – Chimbote S.E. Huallanca Celda de Alimentador - Huallanca 2,71 2,71 2,71 2,71

ETENORTE SST Huallanca – Chimbote S.E. Huallanca Celda de Alimentador - Huaylas 2,71 2,71 2,71 2,71

ETENORTE SST Huallanca – Chimbote S.E. Huallanca Celda de Alimentador -

Campamento 2,71 2,71 2,71 2,71

ETENORTE SST Huallanca – Chimbote S.E. Huallanca Celda de Alimentador - Bocatoma 2,71 2,71 2,71 2,71

ETENORTE SST Huallanca – Chimbote S.E. Huallanca Celda de Alimentador - Casa

Fuerza 2,71 2,71 2,71 2,71

ETENORTE SST Huallanca – Chimbote S.E. Huallanca Transformador de Potencia - T11 -

15 MVA 32,87 32,87 32,87 32,87

ETENORTE SST Huallanca – Chimbote S.E. Huallanca Transformador de Potencia - T63 -

3 MVA 9,38 9,38 9,38 9,38

ETENORTE SST


S.E. Carhuaquero Celda de Línea - L-2040 20,07 20,07 20,07 20,07

ETENORTE SST


S.E. Carhuaquero Celda de Línea - Adinelsa 0,00 0,00 0,00 0,00

ETENORTE SST



ETENORTE SST



ETENORTE SST



ETENORTE S.E. Carhuaquero Celda de Transformador - Grupo 4 17,34 17,34 17,34 17,34

TOTAL 943,53 943,53 943,53 943,53





Electro Andes Huanchor L-535 Línea 26,38 26,38 26,38 26,38

Electro Andes Huanchor San Mateo Celda 15,02 15,02 15,02 15,02

Electro Andes Huanchor Carlos Francisco Celda 4,77 4,77 4,77 4,77

Titular Sistema Elèctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 San Gabán San Gabán - Azángaro L-1010 Línea 112,78 112,78 112,78 112,78 San Gabán San Gabán - Azángaro L-1009/1013 Línea 505,79 505,79 505,79 505,79 San Gabán San Gabán II Celda de Línea a San

Rafael - L-1013 Subestación 16,16 16,16 16,16 16,16

San Gabán San Gabán II Celda de Línea a Azángaro - L-1010

Subestación 16,16 16,16 16,16 16,16


Subestación 10,43 10,43 10,43 10,43


Subestación 10,43 10,43 10,43 10,43

San Gabán Azángaro Celda de Línea a San Rafael - L-1009

Subestación 15,04 15,04 15,04 15,04

San Gabán Azángaro Celda de Línea a San Gabán - L-1010

Subestación 15,04 15,04 15,04 15,04

San Gabán Azángaro Celda de Línea a Tintaya - L-1006

Subestación 0,00 0,00 0,00 0,00

San Gabán Azángaro Celda de Línea a Juliaca - L-1011

Subestación 15,04 15,04 15,04 15,04

San Gabán Azángaro Celda de Transformador - T50-162

Subestación 2,17 2,17 2,17 2,17



Titular Sistema

Elèctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4


Campo Armiño - Huancavelica

Línea 320,37


Huancavelica - Independencia

Línea 963,79


Campo Armiño - Pachachaca (*)

Línea 991,34


Pachachaca (*) - San Juan

Línea 650,57



Línea 939,00


Pachachaca - Callahuanca

Línea 387,27


Campo Armiño - Huayucachi

Línea 251,78


Huayucachi - Zapallal

Línea 787,97

REP Chilca-San Juan

San Juan - Chilca

Línea 126,35

REP Chilca-San Juan

San Juan - Chilca

Línea 344,97

REP Chilca-San Juan

Chilca - La Cantera

Línea 216,53

REP Chilca-San Juan

Chilca - Desierto Línea 279,20


La Cantera - Independencia

Línea 216,11


Desierto - Independencia

Línea 157,54


Quencoro - Tintaya

Línea 388,34


Azangaro - Juliaca

Línea 162,34


Juliaca - Puno Línea 83,33

REP Aricota Toquepala

Toquepala - Aricota

Línea 56,22

REP Sistema Secundario Tumbes

Zorritos Celda de Línea a C.T. Tumbes 5,64


Chiclayo Celda de Línea a Carhuaquero 16,86


Guadalupe Celda de Línea a Gallito Ciego 6,94
















Chimbote Transformador de Potencia 120 MVA 80,88





Zapallal Celda de Línea a Huayucachi L-2221 18,66

REP Ventanilla Ventanilla Celda de Transformación 15,37 REP Sistema

Mantaro Lima Chavarría Celda de Línea a Callahuanca 16,40


Chavarría Celda de Línea a Cajamarquilla 16,40






Santa Rosa Celda de TG-Uti 13,01

REP Chilca-San Juan

Chilca Celda de Línea a San Juan 20,63

REP Chilca-San Juan


REP Chilca-San Juan



Chilca Celda de Línea a Cantera 20,63


Chilca Celda de Línea a Desierto 20,63

REP Chilca-San Juan

Chilca Celda de Transformación 17,50

REP Chilca-San Juan


REP Chilca-San Juan


REP Chilca-San Juan






REP Chilca-San Juan

San Juan Celda de Línea a Chilca 16,33

REP Chilca-San Juan


REP Chilca-San Juan



Independencia Celda de Línea a Desierto 15,82


Independencia Celda de Línea a Cantera 15,82


Independencia Celda de Línea a Mantaro 15,82


Independencia Celda de Línea a Huancavelica 15,82






Callahuanca Celda de Línea a Callahuanca 23,89





















Huayucachi Celda de Línea a Mantaro 12,40


Huayucachi Celda de Línea a Zapallal 12,40


Huancavelica Celda de Línea a Mantaro 13,57


Huancavelica Celda de Línea a Independencia 13,57


Juliaca Celda de Línea a Azangaro 8,15


Juliaca Celda de Línea a Puno 8,15


Puno Celda de Línea a Juliaca 8,08


Quencoro Celda de Línea a Machupichu 7,86


Quencoro Celda de Línea a Tintaya 7,86


Tintaya Celda de Línea a Quencoro 7,79

REP Aricota Toquepala

Toquepala Celda de Línea a Aricota 5,93

REP Sistema Nacional

Piura Oeste - Chiclayo Oeste

Línea 495,63


Trujillo Norte - Chimbote 1

Línea 347,37


Trujillo Norte - Chimbote 1

Línea 367,79


Zapallal - Ventanilla

Línea 107,31


Ventanilla - Chavarria

Línea 56,58


Santa Rosa - San Juan

Línea 157,04

REP Paramonga Nueva

Paramonga Nueva - Chimbote 1

Línea 258,52

REP Paramonga Nueva

Zapallal - Paramonga Nueva

Línea 187,17


Tintaya - Callalli Línea 203,60


Santuario - Callalli

Línea 200,89


Santuario - Socabaya

Línea 87,90


Socabaya - Cerro Verde

Línea 34,52

REP Piura, Sullana- Piura Celda de Línea a Chiclayo 10,88




El Arenal-Paita,Bajo Piura, Chulucanas

Oeste


Chiclayo Celda de Línea a Piura Oesta 16,86

REP Trujillo Trujillo Celda de Línea a Chimbote 1 16,33 REP Trujillo Trujillo Celda de Línea a Chimbote 1 16,33 REP Chimbote,


Chimbote Celda de Línea a Paramonga Nueva 20,51





REP Paramonga Nueva

Paramonga Celda de Línea a Chimbote 1 16,14

REP Paramonga Nueva

Paramonga Celda de Línea a Zapallal 16,14

REP Paramonga Nueva

Paramonga Celda de Transformación 13,46

REP Paramonga Nueva

Paramonga Celda de Línea a Paramonga Ex 7,78

REP Paramonga Nueva

Paramonga Celda de Transformación 5,20

REP Paramonga Nueva

Paramonga Transformador de Potencia 50 MVA 60,15

REP Lima Norte Zapallal Celda de Línea a Ventanilla L-2243 18,66

REP Lima Norte Zapallal Celda de Línea a Ventanilla L-2242 18,66


REP Lima Norte Ventanilla Celda de Línea a Zapallal 18,26 REP Lima Norte Ventanilla Celda de Línea a Zapallal 18,26 REP Lima Norte Ventanilla Celda de Línea a Chavarria 18,26 REP Lima Norte Ventanilla Celda de Línea a Chavarria 18,26 REP Lima Norte Chavarría Celda de Línea a Ventanilla 16,40 REP Lima Norte Chavarría Celda de Línea a Ventanilla 16,40 REP Lima Norte y

Sur Santa Rosa Celda de Línea a San Juan 15,60

REP Lima Norte y Sur

Santa Rosa Celda de Línea a San Juan 15,60

REP Lima Sur San Juan Celda de Línea a Santa Rosa 16,33 REP Lima Sur San Juan Celda de Línea a Santa Rosa 16,33 REP Valle del Colca Callalli Celda de Línea a Tintaya 8,84 REP Valle del Colca Callalli Celda de Línea a Santuarios 8,84 REP Ilo Cerro Verde Celda de Línea a Socabaya 12,99 REP Ilo Cerro Verde Celda de Línea a Socabaya 12,99 REP Arequipa Santuario Celda de Línea a Callalli 10,21 REP Arequipa Santuario Celda de Línea a Socabaya 10,21 REP Arequipa Santuario Celda de Línea a Socabaya 10,21 REP Arequipa Socabaya Celda de Línea a Santuario 10,39 REP Arequipa Socabaya Celda de Línea a Santuario 10,39 REP Arequipa Socabaya Celda de Línea a Cerro Verde 10,39 REP Arequipa Socabaya Celda de Línea a Cerro Verde 10,39 REP Yauri Tintaya Celda de Línea a Callalli 7,79 TOTAL 11 374,79 0,00 0,00 0,00

COYM FINAL - miles US$





EGEMSA SST de Egemsa Linea 1001 LINEA 159,91 -

-

-


-

-


-

-

EGEMSA SST de Egemsa Celda de Línea a Machupicchu CELDA 7,84 -

-

-

EGEMSA SST de Egemsa Celda de Línea a Dolorespata CELDA 7,84 -

-

-

EGEMSA SST de Egemsa Celda de Línea A Cachimayo CELDA 8,14 -

-

-

EGEMSA SST de Egemsa Celda de Línea a Quencoro CELDA 8,14 -

-

-

EGEMSA SST de Egemsa Celda de Línea a Quencoro CELDA 8,19 -

-

-

EGEMSA SST de Egemsa Celda de Línea a Cachimayo CELDA 8,19 -

-

-


7.4.1 CMA Los CMA por año correspondiente al SER de la PROPUESTA FINAL, son los que se muestran a continuación:


CMA (Nuevos Soles)


Eteselva SST de Eteselva AGUAYTIA - TINGO MARÍA Línea 3 184 985,29 3 184 985,29 3 184 985,29 3 184 985,29

Eteselva SST de Eteselva AGUAYTIA - TINGO MARÍA Línea 3 227 996,59 3 227 996,59 3 227 996,59 3 227 996,59

Eteselva SST de Eteselva TINGO MARÍA - VIZCARRA Línea 4 778 430,66 4 778 430,66 4 778 430,66 4 778 430,66



Eteselva SST de Eteselva S.E. Aguaytia Celda de Línea - Tingo María 873 529,48 873 529,48 873 529,48 873 529,48

Eteselva SST de Eteselva S.E. Aguaytia Celda Transformador - Grupo 1 802 472,40 802 472,40 802 472,40 802 472,40

Eteselva SST de Eteselva S.E. Aguaytia Celda Transformador - Grupo 2 802 472,40 802 472,40 802 472,40 802 472,40

Eteselva SST de Eteselva S.E. Tingo María Celda de Línea - Aguaytia 689 017,81 689 017,81 689 017,81 689 017,81

Eteselva SST de Eteselva S.E. Tingo María Celda de Línea - Vizcarra 689 017,81 689 017,81 689 017,81 689 017,81

Eteselva SST de Eteselva S.E. Vizcarra Celda de Línea - Tingo María 878 772,68 878 772,68 878 772,68 878 772,68

TOTAL 26 730 219,82 26 730 219,82 26 730 219,82 26 730 219,82




Etenorte SST


Carhuaquero - Chiclayo Oeste Linea

3 142 246,51 3 142 246,51 3 142 246,51 3 142 246,51

Etenorte SST


Chimbote 1 – Huallanca Linea

1 774 129,56 1 774 129,56 1 774 129,56 1 774 129,56

Etenorte SST



1 430 783,85 1 430 783,85 1 430 783,85 1 430 783,85

Etenorte SST



1 486 872,96 1 486 872,96 1 486 872,96 1 486 872,96

Etenorte SST



112 593,90 112 593,90 112 593,90 112 593,90

Etenorte SST


Chimbote 1 - Chimbote 2 Linea

304 363,44 304 363,44 304 363,44 304 363,44

Etenorte SST


Chimbote 1 - Chimbote 2 Linea

233 475,29 233 475,29 233 475,29 233 475,29

Etenorte SST


S.E. Chimbote 1 Celda de Transformador - T30-211

256 879,43 256 879,43 256 879,43 256 879,43

Etenorte SST



35 184,44 35 184,44 35 184,44 35 184,44

Etenorte SST



22 459,78 22 459,78 22 459,78 22 459,78

Etenorte SST


S.E. Chimbote 1 Transformador de Potencia - T30-211 - 100 MVA

1 318 112,55 1 318 112,55 1 318 112,55 1 318 112,55

Etenorte SST



Etenorte SST



Etenorte SST



Etenorte SST


S.E. Huallanca Celda de Línea - L-1132 - - - -

Etenorte SST


S.E. Huallanca Celda de Transformador - Grupo 1

135 135,77 135 135,77 135 135,77 135 135,77

Etenorte SST



135 135,77 135 135,77 135 135,77 135 135,77

Etenorte SST



135 135,77 135 135,77 135 135,77 135 135,77

Etenorte SST



135 135,77 135 135,77 135 135,77 135 135,77

Etenorte SST



135 135,77 135 135,77 135 135,77 135 135,77

Etenorte SST



135 135,77 135 135,77 135 135,77 135 135,77

Etenorte SST


S.E. Huallanca Celda de Transformador - T11

135 135,77 135 135,77 135 135,77 135 135,77

Etenorte SST Huallanca – S.E. Huallanca Celda de Línea - L-6678 119 397,65 119 397,65 119 397,65 119 397,65




Chimbote

Etenorte SST



Etenorte SST



96 064,37 96 064,37 96 064,37 96 064,37

Etenorte SST



96 064,37 96 064,37 96 064,37 96 064,37

Etenorte SST



30 302,18 30 302,18 30 302,18 30 302,18

Etenorte SST



30 302,18 30 302,18 30 302,18 30 302,18

Etenorte SST


S.E. Huallanca Celda de Alimentador - Huallanca

32 133,35 32 133,35 32 133,35 32 133,35

Etenorte SST


S.E. Huallanca Celda de Alimentador - Huaylas

32 133,35 32 133,35 32 133,35 32 133,35

Etenorte SST


S.E. Huallanca Celda de Alimentador - Campamento

32 133,35 32 133,35 32 133,35 32 133,35

Etenorte SST


S.E. Huallanca Celda de Alimentador - Bocatoma

32 133,35 32 133,35 32 133,35 32 133,35

Etenorte SST


S.E. Huallanca Celda de Alimentador - Casa Fuerza

32 133,35 32 133,35 32 133,35 32 133,35

Etenorte SST


S.E. Huallanca Transformador de Potencia - T11 - 15 MVA

538 064,70 538 064,70 538 064,70 538 064,70

Etenorte SST Huallanca – Chimbote

S.E. Huallanca Transformador de Potencia - T63 - 3 MVA

144 262,88 144 262,88 144 262,88 144 262,88


S.E. Carhuaquero Celda de Línea - L-2040 292 943,56 292 943,56 292 943,56 292 943,56


S.E. Carhuaquero Celda de Línea - Adinelsa

- - - -


S.E. Carhuaquero Celda de Transformador - Grupo 1

253 090,29 253 090,29 253 090,29 253 090,29



253 090,29 253 090,29 253 090,29 253 090,29



253 090,29 253 090,29 253 090,29 253 090,29



253 090,29 253 090,29 253 090,29 253 090,29

TOTAL 14 300 551,08 14 300 551,08 14 300 551,08 14 300 551,08


Titular Sistema Elèctrico


Edegel Huinco -Santa Rosa

LT 220kV Huinco - Santa Rosa L-2001, 2002 8 109 341,29 8 109 341,29 8 109 341,29 8 109 341,29

Edegel Matucana -Callahuanca

LT 220kV Matucana - Callahuanca

L-2716 974 059,31 974 059,31 974 059,31 974 059,31


LT 220kV Purunhuasi - Callahuanca

L-2007 1 836 860,31 1 836 860,31 1 836 860,31 1 836 860,31



L-2008-L2009 5 458 982,01 5 458 982,01 5 458 982,01 5 458 982,01

Edegel Cajamarquilla -Chavarría


L-2014-L-2015 3 173 375,14 3 173 375,14 3 173 375,14 3 173 375,14



Titular Sistema Elèctrico


Edegel Callahuanca -Huachipa

LT 60kV Callahuanca - Huachipa

L-6031 1 947 221,80 1 947 221,80 1 947 221,80 1 947 221,80

Edegel Callahuanca -Huampaní

LT 60kV Callahuanca - Huampaní

L-6040 1 342 235,58 1 342 235,58 1 342 235,58 1 342 235,58

Edegel Callahuanca -Moyopampa

LT 60kV Callahuanca - Moyopampa

L-6111 804 334,34 804 334,34 804 334,34 804 334,34


LT 60kV Moyopampa - Santa Rosa

L-6011-6020 3 104 446,49 3 104 446,49 3 104 446,49 3 104 446,49

Edegel Moyopampa -Chosica


Edegel Huampaní -Ñaña LT 60kV Huampaní - Ñaña L-6544 449 335,93 449 335,93 449 335,93 449 335,93 Edegel Moyopampa -

Balnearios LT 60kV Moyopampa - Balnearios

L-6060 2 200 166,36 2 200 166,36 2 200 166,36 2 200 166,36

Edegel Moyopampa -Salamanca

LT 60kV Moyopampa - Salamanca

L-6055 1 350 885,95 1 350 885,95 1 350 885,95 1 350 885,95

Edegel Chimay -Yanango

LT 220kV Chimay - Yanango L-2257 2 114 555,56 2 114 555,56 2 114 555,56 2 114 555,56


LT 220kV Yanango - Pachachaca

L-2256 4 881 400,07 4 881 400,07 4 881 400,07 4 881 400,07


Celda 123 651,69 123 651,69 123 651,69 123 651,69


Celda 123 651,69 123 651,69 123 651,69 123 651,69


Celda 123 651,69 123 651,69 123 651,69 123 651,69


Celda 123 651,69 123 651,69 123 651,69 123 651,69

Edegel Callahuanca Celda Transformador 220/60/10kV Callahuanca

Celda 205 978,23 205 978,23 205 978,23 205 978,23


Celda 119 755,06 119 755,06 119 755,06 119 755,06


Celda 119 755,06 119 755,06 119 755,06 119 755,06


Celda 119 755,06 119 755,06 119 755,06 119 755,06


Celda 308 396,41 308 396,41 308 396,41 308 396,41


Celda 308 396,41 308 396,41 308 396,41 308 396,41


Celda 308 396,41 308 396,41 308 396,41 308 396,41


Celda 308 396,41 308 396,41 308 396,41 308 396,41

Edegel Yanango Celda 220kV Transformador G1 Yanango

Celda 292 959,91 292 959,91 292 959,91 292 959,91


Celda 93 868,46 93 868,46 93 868,46 93 868,46


Celda 93 868,46 93 868,46 93 868,46 93 868,46

Edegel Santa Rosa Celda 220kV Transformador TG7 Santa Rosa

Celda 243 561,44 243 561,44 243 561,44 243 561,44

Edegel Santa Rosa Celda 220kV Nuevo Transformador Santa Rosa (*)

Celda 243 561,44 243 561,44 243 561,44 243 561,44


Celda 208 471,58 208 471,58 208 471,58 208 471,58


Celda 208 471,58 208 471,58 208 471,58 208 471,58

NOTA: Se ha utilizado 3,142 S/./US$, como tipo de cambio al 31.12.2008





Electro Andes

Huanchor L-535 Línea 405 492,26 405 492,26 405 492,26 405 492,26

Electro Andes

Huanchor San Mateo Celda 230 926,36 230 926,36 230 926,36 230 926,36

Electro Andes

Huanchor Carlos Francisco Celda 73 236,86 73 236,86 73 236,86 73 236,86




San Gabán

San Gabán – Azángaro

L-1010 Línea 1 845 960,84 1 845 960,84 1 845 960,84 1 845 960,84

San Gabán

San Gabán – Azángaro

L-1009/1013 Línea 8 278 767,12 8 278 767,12 8 278 767,12 8 278 767,12

San Gabán

San Gabán II Celda de Línea a San Rafael - L-1013

Subestación 264 503,37 264 503,37 264 503,37 264 503,37

San Gabán

San Gabán II Celda de Línea a Azángaro - L-1010

Subestación 264 503,37 264 503,37 264 503,37 264 503,37

San Gabán

San Gabán II Celda de Transformador - 01GTA001TP

Subestación 170 719,87 170 719,87 170 719,87 170 719,87

San Gabán

San Gabán II Celda de Transformador - 02GTA001TP

Subestación 170 719,87 170 719,87 170 719,87 170 719,87

San Gabán

Azángaro Celda de Línea a San Rafael - L-1009

Subestación 246 158,24 246 158,24 246 158,24 246 158,24

San Gabán

Azángaro Celda de Línea a San Gabán - L-1010

Subestación 246 158,24 246 158,24 246 158,24 246 158,24

San Gabán

Azángaro Celda de Línea a Tintaya - L-1006

Subestación 0,00 0,00 0,00 0,00

San Gabán

Azángaro Celda de Línea a Juliaca - L-1011

Subestación 246 158,24 246 158,24 246 158,24 246 158,24

San Gabán

Azángaro Celda de Transformador - T50-162

Subestación 35 520,00 35 520,00 35 520,00 35 520,00


REP Sistema Mantaro Lima Campo Armiño - Huancavelica

Línea 5 242 677,93

REP Sistema Mantaro Lima Huancavelica - Independencia

Línea 15 771 798,01

REP Sistema Mantaro Lima Campo Armiño - Pachachaca (*)

Línea 16 222 566,52

REP Sistema Mantaro Lima Pachachaca (*) - San Juan

Línea 10 646 118,26

REP Sistema Mantaro Lima Campo Armiño - Pachachaca

Línea 15 366 007,44

REP Sistema Mantaro Lima Pachachaca - Callahuanca

Línea 6 337 334,92

REP Sistema Mantaro Lima Campo Armiño - Huayucachi

Línea 4 120 236,23

REP Sistema Mantaro Lima Huayucachi - Zapallal

Línea 12 894 502,02

REP Chilca-San Juan San Juan - Chilca Línea 1 842 295,72 REP Chilca-San Juan San Juan - Chilca Línea 5 029 829,69 REP Chilca-San Juan Chilca - La Cantera Línea 3 157 085,18 REP Chilca-San Juan Chilca - Desierto Línea 4 070 848,71 REP Sistema Mantaro Lima La Cantera -

Independencia Línea 3 151 026,24

REP Sistema Mantaro Lima Desierto - Independencia

Línea 2 297 094,72


Quencoro - Tintaya Línea 6 354 849,33


Azangaro - Juliaca Línea 2 656 652,63


Juliaca - Puno Línea 1 363 640,76

REP Aricota Toquepala Toquepala - Aricota Línea 864 047,58





Línea 5 242 677,93

REP Sistema Secundario Tumbes

Zorritos Celda de Línea a C.T. Tumbes

83 916,02


Chiclayo Celda de Línea a Carhuaquero

245 785,04


Guadalupe Celda de Línea a Gallito Ciego

103 270,31


Chimbote Celda de Transformación

279 584,19


Chimbote Celda de Línea a Huallanca

185 273,18



185 273,18



185 273,18


Chimbote Celda del Autotransformación

148 911,63


Chimbote Celda del Autotransformación

104 238,14


Chimbote Celda de Transformación

24 055,44


Chimbote Transformador de Potencia 120 MVA

1 179 208,90

REP Sistema Mantaro Lima Zapallal Celda de Línea a Huayucachi L-2221

272 025,03

REP Ventanilla Ventanilla Celda de Transformación

224 171,04

REP Sistema Mantaro Lima Chavarría Celda de Línea a Callahuanca

239 178,36

REP Sistema Mantaro Lima Chavarría Celda de Línea a Cajamarquilla

239 178,36


Santa Rosa Celda de Línea a Huinco

227 411,70


Santa Rosa Celda de Línea a Huinco

227 411,70


Santa Rosa Celda de TG-Uti

189 741,05

REP Chilca-San Juan Chilca Celda de Línea a San Juan

300 776,14


300 776,14


300 776,14

REP Sistema Mantaro Lima Chilca Celda de Línea a Cantera

300 776,14

REP Sistema Mantaro Lima Chilca Celda de Línea a Desierto

300 776,14

REP Chilca-San Juan Chilca Celda de Transformació

255 231,74





Línea 5 242 677,93

n REP Chilca-San Juan Chilca Celda de

Transformación

255 231,74

REP Chilca-San Juan Chilca Celda de Transformación

255 231,74

REP Chilca-San Juan Chilca Celda de Transformación

255 231,74

REP Sistema Mantaro Lima San Juan Celda de Línea a Pomacocha

238 153,36

REP Sistema Mantaro Lima San Juan Celda de Línea a Pomacocha

238 153,36

REP Chilca-San Juan San Juan Celda de Línea a Chilca

238 153,36


238 153,36


238 153,36

REP Sistema Mantaro Lima Independencia Celda de Línea a Desierto

230 674,85

REP Sistema Mantaro Lima Independencia Celda de Línea a Cantera

230 674,85

REP Sistema Mantaro Lima Independencia Celda de Línea a Mantaro

230 674,85

REP Sistema Mantaro Lima Independencia Celda de Línea a Huancavelica

230 674,85

REP Sistema Mantaro Lima Callahuanca Celda de Línea a Pachachaca

390 923,45

REP Sistema Mantaro Lima Callahuanca Celda de Línea a Pachachaca

390 923,45

REP Sistema Mantaro Lima Callahuanca Celda de Línea a Callahuanca

390 923,45

REP Sistema Mantaro Lima Pachachaca Celda de Línea a Purunhuasi

335 587,43

REP Sistema Mantaro Lima Pachachaca Celda de Línea a Purunhuasi

335 587,43

REP Sistema Mantaro Lima Pachachaca Celda de Línea a Mantaro

335 587,43


335 587,43


335 587,43


335 587,43

REP Sistema Mantaro Lima Pachachaca Celda de Línea a San Juan

335 587,43

REP Sistema Mantaro Lima Pachachaca Celda de Línea a San Juan

335 587,43

REP Sistema Mantaro Lima Huayucachi Celda de Línea a Mantaro

202 949,99





Línea 5 242 677,93

REP Sistema Mantaro Lima Huayucachi Celda de Línea a Zapallal

202 949,99

REP Sistema Mantaro Lima Huancavelica Celda de Línea a Mantaro

222 053,46

REP Sistema Mantaro Lima Huancavelica Celda de Línea a Independencia

222 053,46


Juliaca Celda de Línea a Azangaro

133 294,80


Juliaca Celda de Línea a Puno

133 294,80


Puno Celda de Línea a Juliaca

132 278,46


Quencoro Celda de Línea a Machupichu

128 576,78


Quencoro Celda de Línea a Tintaya

128 576,78


Tintaya Celda de Línea a Quencoro

127 399,39

REP Aricota Toquepala Toquepala Celda de Línea a Aricota

91 104,42

REP Sistema Nacional Piura Oeste - Chiclayo Oeste

Línea 7 226 601,03

REP Sistema Nacional Trujillo Norte - Chimbote 1

Línea 5 064 893,16

REP Sistema Nacional Trujillo Norte - Chimbote

Linea Línea

REP Sistema Nacional Zapallal - Ventanilla Línea 1 564 672,96 REP Sistema Nacional Ventanilla -

Chavarria Línea 824 961,01

REP Sistema Nacional Santa Rosa - San Juan

Línea 2 289 788,60

REP Paramonga Nueva Paramonga Nueva - Chimbote 1

Línea 3 769 318,94

REP Paramonga Nueva Zapallal - Paramonga Nueva

Línea 2 729 082,04

REP Sistema Nacional Tintaya - Callalli Línea 3 331 706,08 REP Sistema Nacional Santuario - Callalli Línea 3 287 479,89 REP Sistema Nacional Santuario -

Socabaya Línea 1 438 349,33

REP Sistema Nacional Socabaya - Cerro Verde

Línea 564 879,01


Piura Celda de Línea a Chiclayo Oeste

158 690,06


Chiclayo Celda de Línea a Piura Oesta

245 785,04

REP Trujillo Trujillo Celda de Línea a Chimbote 1

238 162,92

REP Trujillo Trujillo Celda de Línea a Chimbote 1

238 162,92


Chimbote Celda de Línea a Paramonga Nueva

299 072,83


Chimbote Celda de Línea a Trujillo Norte

299 072,83





Línea 5 242 677,93


Chimbote Celda de Línea a Trujillo Norte

299 072,83

REP Paramonga Nueva Paramonga Celda de Línea a Chimbote 1

235 308,70

REP Paramonga Nueva Paramonga Celda de Línea a Zapallal

235 308,70

REP Paramonga Nueva Paramonga Celda de Transformación

196 264,29

REP Paramonga Nueva Paramonga Celda de Línea a Paramonga Ex

113 423,03

REP Paramonga Nueva Paramonga Celda de Transformación

75 867,60

REP Paramonga Nueva Paramonga Transformador de Potencia 50 MVA

877 020,98


272 025,03


272 025,03

REP Lima Norte Zapallal Celda de Línea a Paramonga Nueva L-2214

272 025,03

REP Lima Norte Ventanilla Celda de Línea a Zapallal

266 214,81

REP Lima Norte Ventanilla Celda de Línea a Zapallal

266 214,81

REP Lima Norte Ventanilla Celda de Línea a Chavarria

266 214,81

REP Lima Norte Ventanilla Celda de Línea a Chavarria

266 214,81

REP Lima Norte Chavarría Celda de Línea a Ventanilla

239 178,36

REP Lima Norte Chavarría Celda de Línea a Ventanilla

239 178,36

REP Lima Norte y Sur Santa Rosa Celda de Línea a San Juan

227 411,70

REP Lima Norte y Sur Santa Rosa Celda de Línea a San Juan

227 411,70

REP Lima Sur San Juan Celda de Línea a Santa Rosa

238 153,36

REP Lima Sur San Juan Celda de Línea a Santa Rosa

238 153,36

REP Valle del Colca Callalli Celda de Línea a Tintaya

144 639,92

REP Valle del Colca Callalli Celda de Línea a Santuarios

144 639,92

REP Ilo Cerro Verde Celda de Línea a

212 570,57





Línea 5 242 677,93

Socabaya REP Ilo Cerro Verde Celda de

Línea a Socabaya

212 570,57

REP Arequipa Santuario Celda de Línea a Callalli

167 075,81

REP Arequipa Santuario Celda de Línea a Socabaya

167 075,81

REP Arequipa Santuario Celda de Línea a Socabaya

167 075,81

REP Arequipa Socabaya Celda de Línea a Santuario

170 010,21

REP Arequipa Socabaya Celda de Línea a Santuario

170 010,21

REP Arequipa Socabaya Celda de Línea a Cerro Verde

170 010,21

REP Arequipa Socabaya Celda de Línea a Cerro Verde

170 010,21

REP Yauri Tintaya Celda de Línea a Callalli

127 399,39

TOTAL 178 231 810,02 0,00 0,00 0,00


CMA FINAL - Nuevos Soles



EGEMSA SST de Egemsa Linea 1001 Linea 2.616.814,04 -

-

-

EGEMSA SST de Egemsa Linea 1002 Linea 3.245.898,45 -

-

-


-

-

EGEMSA SST de Egemsa Celda de Línea a Machupicchu Celda 128.225,16 -

-

-

EGEMSA SST de Egemsa Celda de Línea a Dolorespata Celda 128.225,16 -

-

-

EGEMSA SST de Egemsa Celda de Línea A Cachimayo Celda 133.248,80 -

-

-

EGEMSA SST de Egemsa Celda de Línea a Quencoro Celda 133.248,80 -

-

-

EGEMSA SST de Egemsa Celda de Línea a Quencoro Celda 133.999,01 -

-

-

EGEMSA SST de Egemsa Celda de Línea a Cachimayo Celda 133.999,01 -

-

-

TC 3.142 S/,

7.4.2 Compensaciones Mensuales Las compensaciones mensuales correspondientes al SER de la PROPUESTA FINAL, son los que se muestran a continuación:




Compensaciones Mensuales (Nuevos Soles)


Nuevos soles Eteselva SST de Eteselva Aguaytía - Tingo María Linea 239 134,62 Eteselva SST de Eteselva Aguaytía-Tingo María Linea 242 363,99 Eteselva SST de Eteselva Tingo María-Vizcarra Linea 358 773,47 Eteselva SST de Eteselva Tingo María-Vizcarra Linea 326 265,77 Eteselva SST de Eteselva Tingo María-Vizcarra Linea 484 882,97 Eteselva SST de Eteselva S.E. Aguaytia Celda de Línea - Tingo María 65 586,22 Eteselva SST de Eteselva S.E. Aguaytia Celda Transformador - Grupo 1 60 251,12 Eteselva SST de Eteselva S.E. Aguaytia Celda Transformador - Grupo 2 60 251,12 Eteselva SST de Eteselva S.E. Tingo María Celda de Línea - Aguaytia 51 732,74 Eteselva SST de Eteselva S.E. Tingo María Celda de Línea - Vizcarra 51 732,74 Eteselva SST de Eteselva S.E. Vizcarra Celda de Línea - Tingo María 65 979,89

TOTAL 2 006 954,65





Nuevos soles

Etenorte SST


Carhuaquero - Chiclayo Oeste Linea 235 925,72

Etenorte SST


Chimbote 1 - Huallanca Linea 133 204,95

Etenorte SST



Etenorte SST



Etenorte SST



Etenorte SST


Chimbote 1 - Chimbote 2 Linea 22 852,17

Etenorte SST


Chimbote 1 - Chimbote 2 Linea 17 529,76

Etenorte SST


S.E. Chimbote 1 Celda de Transformador - T30-211 19 286,99

Etenorte SST



Etenorte SST



Etenorte SST


S.E. Chimbote 1 Transformador de Potencia - T30-211 - 100 MVA 98 966,34

Etenorte SST


S.E. Huallanca Celda de Línea - L-1103 15 067,45

Etenorte SST



Etenorte SST



Etenorte SST


S.E. Huallanca Celda de Línea - L-1132 0,00

Etenorte SST


S.E. Huallanca Celda de Transformador - Grupo 1 10 146,25

Etenorte SST



Etenorte SST



Etenorte SST



Etenorte SST



Etenorte SST



Etenorte SST


S.E. Huallanca Celda de Transformador - T11 10 146,25

Etenorte SST S.E. Huallanca Celda de Línea - L-6678 8 964,60




Etenorte SST



Etenorte SST



Etenorte SST



Etenorte SST



Etenorte SST



Etenorte SST


S.E. Huallanca Celda de Alimentador - Huallanca 2 412,63

Etenorte SST


S.E. Huallanca Celda de Alimentador - Huaylas 2 412,63

Etenorte SST


S.E. Huallanca Celda de Alimentador - Campamento 2 412,63

Etenorte SST


S.E. Huallanca Celda de Alimentador - Bocatoma 2 412,63

Etenorte SST


S.E. Huallanca Celda de Alimentador - Casa Fuerza 2 412,63

Etenorte SST


S.E. Huallanca Transformador de Potencia - T11 - 15 MVA 40 398,90

Etenorte SST Huallanca – Chimbote

S.E. Huallanca Transformador de Potencia - T63 - 3 MVA 10 831,53


S.E. Carhuaquero Celda de Línea - L-2040 21 994,75


S.E. Carhuaquero Celda de Línea - Adinelsa 0,00


S.E. Carhuaquero Celda de Transformador - Grupo 1 19 002,49







TOTAL 1 073 711,99






San Gabán San Gabán - Azángaro

L-1010 Línea 145 966,17 145 966,17 145 966,17 145 966,17

San Gabán San Gabán – Azángaro

L-1009/1013 Línea 654 629,22 654 629,22 654 629,22 654 629,22

San Gabán San Gabán II Subestación Celda de Línea a San Rafael - L-1013

20 915,15 20 915,15 20 915,15 20 915,15

San Gabán San Gabán II Subestación Celda de Línea a Azángaro - L-1010

20 915,15 20 915,15 20 915,15 20 915,15

San Gabán San Gabán II Subestación Celda de Transformador - 01GTA001TP

13 499,38 13 499,38 13 499,38 13 499,38

San Gabán San Gabán II Subestación Celda de Transformador - 02GTA001TP

13 499,38 13 499,38 13 499,38 13 499,38

San Gabán Azángaro Subestación Celda de Línea a San Rafael - L-1009

19 464,54 19 464,54 19 464,54 19 464,54

San Gabán Azángaro Subestación Celda de Línea a San Gabán - L-1010

19 464,54 19 464,54 19 464,54 19 464,54

San Gabán Azángaro Subestación Celda de Línea a Tintaya - L-1006

0,00 0,00 0,00 0,00

San Gabán Azángaro Subestación Celda de Línea a Juliaca - L-1011

19 464,54 19 464,54 19 464,54 19 464,54

San Gabán Azángaro Subestación Celda de Transformador -

T50-162

2 808,68 2 808,68 2 808,68 2 808,68



Electro Andes

Huanchor L-535 Línea

17 859,57 17 859,57 17 859,57 17 859,57 Electro Andes

Huanchor San Mateo Celda

Electro Andes

Huanchor Carlos Francisco Celda

NOTA: Se ha utilizado 3,142 S/./US$, como tipo de cambio al 31.12.2008 Electro Andes no desagrega las compensaciones por elemento



Titular Sistema


Edegel Huinco -Santa Rosa

LT 220kV Huinco - Santa Rosa L-2001, 2002 641 232,17 641 232,17 641 232,17 641 232,17

Edegel Matucana -Callahuanca

LT 220kV Matucana - Callahuanca L-2716 77 022,06 77 022,06 77 022,06 77 022,06


LT 220kV Purunhuasi - Callahuanca L-2007 145 246,56 145 246,56 145 246,56 145 246,56


LT 220kV Callahuanca - Cajamarquilla L-2008-L2009 431 659,58 431 659,58 431 659,58 431 659,58

Edegel Cajamarquilla -Chavarría


L-2014-L-2015 250 929,16 250 929,16 250 929,16 250 929,16

Edegel Callahuanca -Huachipa


Edegel Callahuanca -Huampaní


Edegel Callahuanca -Moyopampa

LT 60kV Callahuanca - Moyopampa L-6111 63 601,35 63 601,35 63 601,35 63 601,35


LT 60kV Moyopampa - Santa Rosa L-6011-6020 245 478,75 245 478,75 245 478,75 245 478,75

Edegel Moyopampa -Chosica


Edegel Huampaní -Ñaña LT 60kV Huampaní - Ñaña L-6544 35 530,46 35 530,46 35 530,46 35 530,46

Edegel Moyopampa -Balnearios


Edegel Moyopampa -Salamanca

LT 60kV Moyopampa - Salamanca L-6055 106 818,98 106 818,98 106 818,98 106 818,98

Edegel Chimay -Yanango

LT 220kV Chimay - Yanango L-2257 167 204,83 167 204,83 167 204,83 167 204,83


LT 220kV Yanango - Pachachaca L-2256 385 988,29 385 988,29 385 988,29 385 988,29

Edegel Callahuanca Celda 60kV

Transformador G1 Callahuanca

Celda 9 777,54 9 777,54 9 777,54 9 777,54



Celda 9 777,54 9 777,54 9 777,54 9 777,54



Celda 9 777,54 9 777,54 9 777,54 9 777,54



Celda 9 777,54 9 777,54 9 777,54 9 777,54

Edegel Callahuanca Celda Transformador 220/60/10kV Callahuanca Celda 16 287,37 16 287,37 16 287,37 16 287,37

Edegel Moyopampa Celda 60kV

Transformador G1 Moyopampa

Celda 9 469,43 9 469,43 9 469,43 9 469,43



Celda 9 469,43 9 469,43 9 469,43 9 469,43



Celda 9 469,43 9 469,43 9 469,43 9 469,43

Edegel Huinco Celda 220kV Transformador G1 Huinco Celda 24 385,91 24 385,91 24 385,91 24 385,91




Celda 24 385,91 24 385,91 24 385,91 24 385,91

Edegel Yanango Celda 220kV Transformador G1

Yanango

Celda 23 165,30 23 165,30 23 165,30 23 165,30

Edegel Huampaní Celda 60kV Transformador G1

Huampaní

Celda 7 422,49 7 422,49 7 422,49 7 422,49

Edegel Huampaní Celda 60kV Transformador G2

Huampaní

Celda 7 422,49 7 422,49 7 422,49 7 422,49




Edegel Santa Rosa Celda 220kV Transformador TG7 Santa

Rosa

Celda 19 259,20 19 259,20 19 259,20 19 259,20

Edegel Santa Rosa Celda 220kV Nuevo Transformador Santa

Rosa (*)

Celda 19 259,20 19 259,20 19 259,20 19 259,20

Edegel Ventanilla Celda 220kV Transformador TG3

Ventanilla

Celda 16 484,53 16 484,53 16 484,53 16 484,53

Edegel Ventanilla Celda 220kV Transformador TG4

Ventanilla

Celda 16 484,53 16 484,53 16 484,53 16 484,53



Nuevos soles REP Sistema Mantaro Lima Campo Armiño -

Pachachaca (*) (L-2201/2202)

Linea 1 121 098,16

REP Sistema Mantaro Lima Campo Armiño - Huancavelica (L-

2203/2204)

Linea 362 307,44

REP Sistema Mantaro Lima Huancavelica - Independencia (L-2203/2231)

Linea 1 089 946,75

REP Sistema Mantaro Lima Pachachaca (*) - San Juan (L-

2205/2206)

Linea 735 724,74

REP Sistema Mantaro Lima La Cantera - Independencia

(L-2207)

Linea 217 758,99

REP Sistema Mantaro Lima Desierto - Independencia

(L-2208)

Linea 158 746,07

REP Sistema Mantaro Lima Campo Armiño - Pachachaca (L-

2218/2219)

Linea 1 061 903,65

REP Sistema Mantaro Lima Campo Armiño - Huayucachi (L-

2220)

Linea 284 738,50

REP Sistema Mantaro Lima Huayucachi - Zapallal (L-2221)

Linea 891 104,53

REP Sistema Mantaro Lima Pachachaca - Callahuanca (L-

2222/2223)

Linea 437 956,26

REP Sistema Mantaro Lima Celdas en Chavarria (L-2008/2015) 33 195,30 REP Sistema Mantaro Lima Celdas en Purunhuasi (L-2716) 27 131,74 REP Sistema Mantaro Lima Cantera-Chilca

(L-2090) Linea 218 177,71

REP Sistema Mantaro Lima Desierto - Chilca (L-2091)

Línea 281 325,46

REP Chilca-San Juan San Juan - Chilca (L-2093)

Línea 127 316,13

REP Chilca-San Juan San Juan - Chilca (L-

2094/2095)

Línea 347 598,07

REP Chilca-San Juan 2 Celdas 220 kV de conexión a la CT Chilca de Enersur

35 430,92

REP Chilca-San Juan 2 Celdas 220 kV de conexión a la CT Kallpa de Globeleq

35 430,92


Celda de Línea a Carhuaquero 17 054,87


Celda de Transformación 19 400,34


Celda de Línea a Huallanca 12 856,27


Celda de Línea a Huallanca 12 856,27




Nuevos soles REP Chimbote I-Chiclayo

Oeste Celda de Línea a Huallanca 12 856,27


Celda del Autotransformación 138 kV 7 233,74


Autotransformador 220/138 kV 81 764,84






Celda de TG-UTI 13 167,09

REP Sistema Quencoro-Tintaya Quencoro - Tintaya (L-1005)

Línea 439 166,63

REP Sistema Quencoro-Tintaya Celda de Línea a Tintaya (L-1005) 8 921,03 REP Sistema Quencoro-Tintaya Celda de Línea a Quencoro(L-1005) 8 838,96 REP Sistema Azángaro Juliaca

Puno Azangaro -

Juliaca (L-1011) Línea 183 594,15


Juliaca - Puno(L-1012)

Línea 94 237,56

REP Sistema SET Quencoro Celda de Línea a Machupichu 8 921,03 REP Aricota Toquepala Toquepala -

Aricota Línea 59 712,02

REP Ventanilla SE Ventanilla Celda de Transformación TG 15 558,11 REP S.E. ZORRITOS S.E. Zorritos Celda de Línea a C.T. Tumbes 5 822,79 REP Paramonga Nueva S.E. Paramonga Nueva Celda de

Transformación 8 675,76

REP Paramonga Nueva S.E. Paramonga Nueva Celda de Línea a Paramonga Ex

5 012,97

REP Paramonga Nueva S.E. Paramonga Nueva Celda de Transformación

3 353,61

REP Paramonga Nueva S.E. Paramonga Nueva Transformador de Potencia 50 MVA

38 786,31

REP L-2238 Piura Oeste - Chiclayo Oeste

(L-2238)

Línea 445 740,18

REP L-2232 Trujillo Norte - Chimbote 1 (L-

2232)

Línea 100 419,30

REP L-2233 Trujillo Norte - Chimbote 1 (L-

2233)

Línea 106 321,02

REP L-2242/2243 Zapallal - Ventanilla (L-

2242/2243)

Línea 19 223,82

REP L-2244/2245 Ventanilla - Chavarria (L-

2244/2245)

Línea 0,00

REP L-2010/2011 Santa Rosa - San Juan (L-

2010/2011)

Línea 12 587,02

REP L-2216 Paramonga Nueva -

Chimbote 1 (L-2216)

Línea 85 310,03

REP L-2214 Zapallal - Paramonga

Nueva (L-2214)

Línea 65 746,08

REP L-1008 Tintaya - Callalli (L-1008)

Línea 209 193,00

REP L-1020 Santuario - Callalli (L-1020)

Línea 206 416,10

REP L-1021/1022 Santuario - Socabaya (L-

1021/1022)

Línea 58 920,62

REP L-1023/1024 Socabaya - Cerro Verde (L-

1023/1024)

Línea 10 822,76

REP Piura Celda de Línea a Chiclayo Oeste 9 826,76 REP Chiclayo Celda de Línea a Piura Oeste 15 222,01 REP Trujillo Celda de Línea a Chimbote 1 4 741,22




Nuevos soles REP Trujillo Celda de Línea a Chimbote 1 4 741,22 REP Chimbote Celda de Línea a Paramonga Nueva 6 796,53 REP Chimbote Celda de Línea a Trujillo Norte 5 953,84 REP Chimbote Celda de Línea a Trujillo Norte 5 953,84 REP Paramonga Celda de Línea a Chimbote 1 5 347,52 REP Paramonga Celda de Línea a Zapallal 5 692,05 REP Zapallal Celda de Línea a Ventanilla L-2243 3 356,53 REP Zapallal Celda de Línea a Ventanilla L-2242 3 356,53 REP Zapallal Celda de Línea a Paramonga Nueva L-2214 6 581,55 REP Ventanilla Celda de Línea a Zapallal 3 284,55 REP Ventanilla Celda de Línea a Zapallal 3 284,55 REP Ventanilla Celda de Línea a Chavarria 0,00 REP Ventanilla Celda de Línea a Chavarria 0,00 REP Chavarría Celda de Línea a Ventanilla 0,00 REP Chavarría Celda de Línea a Ventanilla 0,00 REP Santa Rosa Celda de Línea a San Juan 1 228,52 REP Santa Rosa Celda de Línea a San Juan 1 228,52 REP San Juan Celda de Línea a Santa Rosa 1 287,72 REP San Juan Celda de Línea a Santa Rosa 1 287,72 REP Callalí Celda de Línea a Tintaya 9 061,23 REP Callalí Celda de Línea a Santuarios 9 061,23 REP Cerro Verde Celda de Línea a Socabaya 4 077,91 REP Cerro Verde Celda de Línea a Socabaya 4 077,91 REP Santuario Celda de Línea a Callalli 10 504,00 REP Santuario Celda de Línea a Socabaya 6 852,94 REP Santuario Celda de Línea a Socabaya 6 852,94 REP Socabaya Celda de Línea a Santuario 6 991,13 REP Socabaya Celda de Línea a Santuario 6 991,13 REP Socabaya Celda de Línea a Cerro Verde 3 269,84 REP Socabaya Celda de Línea a Cerro Verde 3 269,84 REP Tintaya Celda de Línea a Callalli 8 025,47 TOTAL 10 045 149,31


CM FINAL - Nuevos Soles


Nuevos soles

EGEMSA SST EGEMSA Transmisión Todos 1.219,48



7.4.3 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:



Titular a b c d

Egemsa 0,3126 0,5064 0,1274 0,0536

ETESELVA 0,1587 0,7816 0,0586 0,0011

ETENORTE 0,3044 0,5763 0,1063 0,0129

EDEGEL 0,4452 0,4740 0,0809 0,0000

Electro Andes 0,3988 0,5506 0,0454 0,0052

San Gabán 0,2882 0,5656 0,1444 0,0019

REP G 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000

REP G/D 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000

7.4.4 Peajes ETENORTE: Para las instalaciones del SST asignado a la Generación/Demanda ha determinado el Peaje para el Área de Demanda 15 (Zonas 1 y 2 de ETENORTE); asimismo, refiere que ha tomado las siguientes consideraciones de cálculo:

• Un horizonte de estudio de 5 años a partir del año de vigencia de la fijación de tarifas, y que está conformado por el período comprendido desde el año 2009 hasta el año 2014 (tanto en inversiones como en energía).

• Para el cálculo del Costo Medio Anual correspondiente al SST ha considerado las tarifas vigentes (Peaje e Ingreso Tarifario).

• Se ha tomado en cuenta las proyecciones de ventas de energía desarrolladas por HIDRANDINA y REP en sus propuestas tarifarias.

• La tasa de actualización del 12%, utilizado para la determinación de los valores actualizados al inicio del período de estudio.

OSINERGMIN F-515


AREA DE

DEMANDA: ETENORTE 15 Tipo de Cambio: 2,9834 S/. / US$

TITULAR 1 VP @CI VP COyM -VP IT PEAJE ANUAL VP ENERGIA PU PU ACUMUL.

REP Mil S/. Mil S/ Mil S/ Mil S/ MWh ctmsS/./kWh ctmsS/./kWh



Transporte MAT 80 115,5 141 706 003,7 0,0565 0,0565

Transformación MAT/AT 141 706 003,7 0,0000 0,0565

Transporte AT 120 011 352,9 0,0000 0,0565

Transformación AT/MT 47 360 478,9 0,0000 0,0565

TITULAR 2 VP @CI VP COyM -VP IT PEAJE ANUAL VP ENERGIA PU PU ACUMUL. ETENORTE Mil S/. Mil S/ Mil S/ Mil S/ MWh ctmsS/./kWh ctmsS/./kWh

Transporte MAT 25 879,7 6 702,3 32 582,0 141 706 003,7 0,0230 0,0230


Transporte AT 120 011 352,9 0,0000 0,0230


AREA 15 VP @CI VP COyM -VP IT PEAJE ANUAL VP ENERGIA PU PU ACUMUL.

Mil S/. Mil S/ Mil S/ Mil S/ MWh ctmsS/./kWh ctmsS/./kWh

Transporte MAT 112 697,4 141 706 003,7 0,0795 0,0795


Transporte AT 120 011 352,9 0,0000 0,0795


Nota: Los valores de VP Energía son los mismos en cada nivel de tensión

ETESELVA: Considera lo siguiente:

1.- Determina el Peaje del Área 15 debido a que sus instalaciones pertenecen a G/D.

2.-Horizonte de estudio de 5 años (2009-2013).

3.- Toma en cuenta las proyecciones de ventas de energía desarrolladas por REP en su propuesta tarifaria.

4.- Tasa de actualización (12%). OSINERGMIN F-515


AREA DE DEMANDA: 15 Tipo de Cambio: 2,9834 S/. / US$


REP Mil S/. Mil S/ Mil S/ Mil US$ MWh ctmsS/./kWh ctmsS/./kWh Transporte MAT 80 115,5 141 706 003,7 0,0565 0,0565

Transformación MAT/AT

141 706 003,7 0,0000 0,0565

Transporte AT 120 011 352,9 0,0000 0,0565





ETESELVA Mil S/. Mil S/ Mil S/ Mil US$ MWh ctmsS/./kWh ctmsS/./kWh Transporte MAT 65 733,9 20 546,4 0,0 86 280,3 141 706 003,7 0,0609 0,0609


141 706 003,7 0,0000 0,0609

Transporte AT 120 011 352,9 0,0000 0,0609


AREA 15 VP @CI VP COyM -VP IT PEAJE ANUAL VP ENERGIA PU PU ACUMUL.

Mil S/. Mil S/ Mil S/ Mil US$ MWh ctmsS/./kWh ctmsS/./kWh Transporte MAT 166 395,7 141 706 003,7 0,1174 0,1174


141 706 003,7 0,0000 0,1174

Transporte AT 120 011 352,9 0,0000 0,1174


REP: Señla que sus instalaciones calificadas como parte de los SSTD/G están asignados tanto a la generación como a la demanda, para lo cual realiza el cálculo de las remuneraciones por dichas instalaciones, en dos partes: La primera que corresponde al cálculo de las compensaciones asociadas a la generación; y la segunda que corresponde al cálculo de los Peajes asociados a la demanda, obteniendo para lo último el siguiente resultado:

REP: Peaje correspondiente al Area 15 PEAJE UNITARIO ACUMULADO (ctms

S/./KW-h) MAT

Peaje 0.0522



8. Análisis de OSINERGMIN

OSINERGMIN ha evaluado las premisas y cálculos presentados por las empresas EGEMSA, ETESELVA, ELECTROANDES, REP, EDEGEL, SAN GABÁN y ETENORTE 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 B 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, 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 efectos del presente informe, el análisis hecho por OSINERGMIN y los resultados obtenidos como producto de dicho análisis, se denominará en adelante PROPUESTA OSINERGMIN


De conformidad con lo establecido en el último párrafo de la Sexta Disposición Complementaria Final de la Ley N° 28832, toda instalación de transmisión existente a la fecha de su entrada en vigencia se pagará por Usuarios y Generadores en la misma proporción en que se viene pagando a dicha fecha y se mantendrá invariable y permanente mientras dichas instalaciones formen parte del Sistema Económicamente Adaptado.



Asimismo, el mismo dispositivo dispone que la distribución del pago al interior del conjunto de ususarios o del conjunto de Generadores mantendrá el criterio vigente a la fecha de la entrada en vigencia de la Ley N° 28832.

En el siguiente cuadro se señala la responsabilidad de pago de las instalaciones de generación y de generación-demanda:

Cuadro Nº 8-1 PROPUESTA OSINERGMIN

ASIGNACION DE RESPONSABILIDAD DE PAGO



Demanda




Generadores


Generadores

Enersur

SST Asociado con la CH Yuncán

SET MAT/AT SANTA ISABEL

Celda de Línea - L2265 0% 100%

Enersur 100%

Enersur



Celda de Transformador 220 kV

0% 100% Enersur 100%

Enersur



Celda de Transformador 10 kV

0% 100% Enersur 100%

Enersur



Transformador de Potencia 220/10 kV, 3x43MVA

0% 100% Electro Andes 100%

Enersur


SET MAT/AT CARHUAMAYO Celda de Línea -

L2266 0% 100%

Enersur 100%

Enersur


CARHUAMAYO -SANTA ISABEL Línea_L-2266 0% 100%

Enersur 100%



Demanda




Generadores


Etenorte SST de Egenor en SE Chimbote SET CHIMBOTE 1 Celda de

Transformador 0,00% 100% Egenor 100%





Etenorte SST de Egenor en SE Chimbote SET CHIMBOTE 1 Transformador de

Potencia 0,00% 100% Egenor 100%

Etenorte SST de Egenor en SE Chimbote SET CHIMBOTE 1 Celda de Línea L-

1103 0,00% 100% Egenor 100%


1104 0,00% 100% Egenor 100%


1105 0,00% 100% Egenor 100%

Etenorte SST de Egenor en SE Chimbote SET HUALLANCA Celda de Línea L-

1103 0,00% 100% Egenor 100%


1104 0,00% 100% Egenor 100%


1105 0,00% 100% Egenor 100%

Etenorte SST de Egenor en SE Chimbote

HUALLANCA - CHIMBOTE L-1104/L-1105 0,00% 100% Egenor 100%

Etenorte SST de Egenor en SE Chimbote

HUALLANCA - CHIMBOTE L-1103 0,00% 100% Egenor 100%

Etenorte SST Chiclayo

Oeste-Carhuaquero

CHICLAYO OESTE - CARHUAQUERO L-2240 0,00% 100% Egenor 100%





Demanda





EGEMSA

Valle Sagrado 1 y 3; La

Convencion, La Convencion Rural; Cusco

SET MAT/AT CACHIMAYO

Celda de Línea - Lne Machupicchu-

YuraCachimayo_L1001 0,00% 100%

Empresa de Generación

Eléctrica Machupicchu

100%

EGEMSA



SET MAT/AT CACHIMAYO

Celda de Línea - Lne Cachimayo-

DoloresPata_L1003 0,00% 100%



100%

EGEMSA



SET MAT/AT MACHUPICCHU


YuraCachimayo_L1001 0,00% 100%



100%

EGEMSA



SET MAT/AT MACHUPICCHU


Drv.Cachimayo_L1002/1 0,00% 100%



100%

EGEMSA



SET MAT/AT QUENCORO

Celda de Línea - Lne Drv.Cachimayo-

Quencoro_L1002/2 0,00% 100%



100%

EGEMSA



SET MAT/AT DOLORESPATA

Celda de Línea - Lne Cachimayo-

DoloresPata_L1003 0,00% 100%



100%

EGEMSA



Machupicchu - CAELP 138

Lne Machupicchu-Drv.Cachimayo_L1002/1 0,00% 100%



100%

EGEMSA



Machupicchu - INCA

Lne Machupicchu-YuraCachimayo_L1001 0,00% 100%



100%

EGEMSA



QUENCORO - DERIV

CACHIMAYO Lne Drv.Cachimayo-Quencoro_L1002/2 0,00 100%



100%

EGEMSA



CACHIMAYO - DOLORESPATA

Lne Cachimayo-DoloresPata_L1003 0,00% 100%



100%



Demanda




Generadores


EDEGEL SST EDEGEL C.H. HUINCO Celda de Línea a Santa Rosa L-2001 0% 100% Uso – Fuerza

Distancia 100%

EDEGEL SST EDEGEL C.H. HUINCO Celda de Línea a Santa Rosa L-2002 0% 100% Uso – Fuerza

Distancia 100%

EDEGEL SST EDEGEL C.H. HUINCO Celda de Transformador G1 0% 100% Uso – Fuerza

Distancia 100%


Distancia 100%

EDEGEL SST EDEGEL C.H. HUINCO Celda de 0% 100% Uso – Fuerza 100%





Demanda




Generadores


Transformador G3 Distancia


Distancia 100%

EDEGEL SST EDEGEL C.H. MATUCANA Celda de Línea

Transformador L-2007

0% 100% Uso – Fuerza Distancia

100%

EDEGEL SST EDEGEL C.H. CALLAHUANCA Celda de Línea a Matucana L-2007 0% 100% Uso – Fuerza

Distancia 100%

EDEGEL SST EDEGEL C.H. CALLAHUANCA Celda de Línea a Cajamarquilla L-

2009 0% 100% Uso – Fuerza

Distancia 100%

EDEGEL SST EDEGEL C.H. CALLAHUANCA Celda de Línea a Chavarría L-2008 0% 100% Uso – Fuerza

Distancia 100%

EDEGEL SST EDEGEL C.H. CALLAHUANCA Celda de Línea a Huampaní 0% 100% Uso – Fuerza

Distancia 100%

EDEGEL SST EDEGEL C.H. CALLAHUANCA Celda de Línea a Moyopampa 0% 100% Uso – Fuerza

Distancia 100%

EDEGEL SST EDEGEL

C.H. CALLAHUANCA Celda de Transformador 220 kV


100%

EDEGEL SST EDEGEL C.H. CALLAHUANCA Celda de Transformador G1 0% 100% Uso – Fuerza

Distancia 100%


Distancia 100%


Distancia 100%


Distancia 100%

EDEGEL SST EDEGEL

SET MAT/AT CAJAMARQUILLA

Celda de Línea a Callahuanca L-2009


100%

EDEGEL SST EDEGEL SET MAT/AT CAJAMARQUILLA

Celda de Línea a Chavarría 0% 100% Uso – Fuerza

Distancia 100%

EDEGEL SST EDEGEL C.H. HUAMPANÍ Celda de Línea a Callahuanca 0% 100% Uso – Fuerza

Distancia 100%

EDEGEL SST EDEGEL C.H. HUAMPANÍ Celda de Línea a Ñaña 0% 100% Uso – Fuerza

Distancia 100%

EDEGEL SST EDEGEL

C.H. HUAMPANÍ Celda de Transformador 60 kV


100%

EDEGEL SST EDEGEL

C.H. HUAMPANÍ Celda de Transformador 60 kV


100%

EDEGEL SST EDEGEL C.H. MOYOPAMPA Celda de Línea a Santa Rosa L-601 0% 100% Uso – Fuerza

Distancia 100%

EDEGEL SST EDEGEL C.H. MOYOPAMPA Celda de Línea a Santa Rosa L-602 0% 100% Uso – Fuerza

Distancia 100%

EDEGEL SST EDEGEL C.H. MOYOPAMPA Celda de Línea a Salamanca L-605 0% 100% Uso – Fuerza

Distancia 100%

EDEGEL SST EDEGEL C.H. MOYOPAMPA Celda de Línea a Balnearios L-606 0% 100% Uso – Fuerza

Distancia 100%

EDEGEL SST EDEGEL C.H. MOYOPAMPA Celda de Línea a Callahuanca L-611 0% 100% Uso – Fuerza

Distancia 100%

EDEGEL SST EDEGEL C.H. MOYOPAMPA Celda de Línea a Chosica L-673 0% 100% Uso – Fuerza

Distancia 100%

EDEGEL SST EDEGEL C.H. MOYOPAMPA Celda de Transformador G1 0% 100% Uso – Fuerza

Distancia 100%


Distancia 100%


Distancia 100%

EDEGEL SST EDEGEL SET MAT/AT SANTA ROSA

Celda de Transformador 0% 100% Uso – Fuerza

Distancia 100%

EDEGEL SST EDEGEL SET MAT/AT SANTA ROSA

Celda de Transformador 0% 100% Uso – Fuerza

Distancia 100%

EDEGEL SST EDEGEL SET AT/MT HUACHIPA

Celda de Línea a Ñaña 0% 100% Uso – Fuerza

Distancia 100%

EDEGEL SST EDEGEL SET AT/MT ÑAÑA Celda de Línea a Huachipa 0% 100% Uso – Fuerza

Distancia 100%





Demanda




Generadores


EDEGEL SST EDEGEL

C.T. VENTANILLA Celda de Transformador TG3


100%

EDEGEL SST EDEGEL

C.T. VENTANILLA Celda de Transformador TG4


100%

EDEGEL SST EDEGEL

SET CHIMAY Celda de Línea Transformador a YANANGO


100%

EDEGEL SST EDEGEL SET YANANGO Celda de Línea a PACHACHACA 0% 100% Uso – Fuerza

Distancia 100%

EDEGEL SST EDEGEL SET YANANGO Celda de Línea a CHIMAY 0% 100% Uso – Fuerza

Distancia 100%

EDEGEL SST EDEGEL

SET YANANGO Celda de Transformador 220 kV


100%

EDEGEL SST EDEGEL SET PACHACHACA Celda de Línea a Yanango 0% 100% Uso – Fuerza

Distancia 100%

EDEGEL SST EDEGEL Huinco - Santa Rosa L-2001, L-2002 0% 100% Uso – Fuerza Distancia

100%

EDEGEL SST EDEGEL Matucana - Callahuanca L-2007 0% 100% Uso – Fuerza

Distancia 100%

EDEGEL SST EDEGEL Callahuanca - Cajamarquilla L-2009 0% 100% Uso – Fuerza

Distancia 100%

EDEGEL SST EDEGEL Cajamarquilla - Chavarría L-2015 0% 100% Uso – Fuerza

Distancia 100%

EDEGEL SST EDEGEL Naña - Huachipa L-6544 0% 100% Uso – Fuerza Distancia

100%

EDEGEL SST EDEGEL Callahuanca - Huampaní L-6040 0% 100% Uso – Fuerza

Distancia 100%

EDEGEL SST EDEGEL Callahuanca - Moyopampa L-6111 0% 100% Uso – Fuerza

Distancia 100%

EDEGEL SST EDEGEL Moyopampa - Santa Rosa L-6011-6020 0% 100% Uso – Fuerza

Distancia 100%

EDEGEL SST EDEGEL Moyopampa - Balnearios L-6060 0% 100% Uso – Fuerza

Distancia 100%

EDEGEL SST EDEGEL Moyopampa - Salamanca L-6055 0% 100% Uso – Fuerza

Distancia 100%

EDEGEL SST EDEGEL Moyopampa - Chosica L-6731 0% 100% Uso – Fuerza Distancia

100%

EDEGEL SST EDEGEL Huampaní - Ñaña L-6544 0% 100% Uso – Fuerza Distancia

100%

EDEGEL SST EDEGEL Chimay - Yanango L-2257 0% 100% Uso – Fuerza Distancia

100%

EDEGEL SST EDEGEL Yanango - Pachachaca L-2256 0% 100% Uso – Fuerza Distancia

100%

Titular

Sistema Eléctrico Instalación Elemento


la Demanda


Método de Asignación de responsabilidad de pago

entre Generadores

Asignación de % Pago

entre Generadores

REP Generación / Demanda Piura Oeste - Chiclayo Oeste L-2238 10,75% 89,25% Beneficios Económicos ´(1)

REP Generación / Demanda Trujillo Norte - Chimbote 1 L-2232 71,31% 28,69% Beneficios Económicos ´(1)

REP Generación / Demanda Trujillo Norte - Chimbote 1 L-2233 71,31% 28,69% Beneficios Económicos ´(1)

REP Generación / Demanda Zapallal - Ventanilla L-2242/2243 82,22% 17,78% Beneficios Económicos ´(1)

REP Generación / Demanda Santa Rosa - San Juan L-2010/2011 92,05% 7,95% Beneficios Económicos ´(1)

REP Generación / Demanda Tintaya - Callalli L-1008 9,14% 90,86% Beneficios Económicos ´(1)

REP Generación / Demanda Santuario - Callalli L-1020 9,14% 90,86% Beneficios Económicos ´(1)

REP Generación / Demanda Santuario - Socabaya L-1021/1022 40,72% 59,28% Beneficios Económicos ´(1)

REP Generación / Socabaya - Cerro Verde L-1023 72,28% 27,72% Beneficios Económicos ´(1)



Demanda

REP Generación / Demanda Zapallal - Paramonga Nueva L-2214 65,14% 34,86% Uso – Fuerza Distancia 34,86%

REP Generación / Demanda Paramonga Nueva - Chimbote 1 L-2216 67,25% 32,75% Uso – Fuerza Distancia 32,75%

REP Mantaro-Lima Campo Armiño - Pachachaca (*) L-2201/2202 0,00% 100,00% Uso – Fuerza Distancia 100%

REP Mantaro-Lima Campo Armiño - Huancavelica L-2203/2204 0,00% 100,00% Uso – Fuerza Distancia 100%

REP Mantaro-Lima Huancavelica - Independencia L-2203/2231 0,00% 100,00% Uso – Fuerza Distancia 100%

REP Mantaro-Lima Pachachaca (*) - San Juan L-2205/2206 0,00% 100,00% Uso – Fuerza Distancia 100%

REP Mantaro-Lima Campo Armiño - Pachachaca L-2218/2219 0,00% 100,00% Uso – Fuerza Distancia 100%

REP Mantaro-Lima Campo Armiño - Huayucachi L-2220 0,00% 100,00% Uso – Fuerza Distancia 100%

REP Mantaro-Lima Huayucachi - Zapallal L-2221 0,00% 100,00% Uso – Fuerza Distancia 100%

REP Mantaro-Lima Pachachaca - Callahuanca L-2222/2223 0,00% 100,00% Uso – Fuerza Distancia 100%

REP Mantaro-Lima Desierto - Independencia L-2208 0,00% 100,00% Uso – Fuerza Distancia 100%

REP Mantaro-Lima Chilca - Desierto L-2091 0,00% 100,00% Uso – Fuerza Distancia 100%

REP Mantaro-Lima La Cantera - Independencia L-2207 0,00% 100,00% Uso – Fuerza Distancia 100%

REP Mantaro-Lima Chilca - La Cantera L-2090 0,00% 100,00% Uso – Fuerza Distancia 100%

REP SST Chilca - San Juan San Juan - Chilca L-2093 0,00% 100,00% Uso – Fuerza Distancia 100%

REP SST Chilca - San Juan San Juan - Chilca L-2094/2095 0,00% 100,00% Uso – Fuerza Distancia 100%

REP SST Chilca - San Juan SET CHILCA Celda de Línea a

San Juan 0,00% 100,00% Uso – Fuerza Distancia 100%





REP SST Linea Quencoro -

Tintaya Quencoro - Tintaya L-1005 0,00% 100,00% Egemsa 100%

REP SST Azangaro - Juliaca - Puno Azangaro - Juliaca L-1011 0,00% 100,00% Uso – Fuerza Distancia 100%

REP SST Azangaro - Juliaca - Puno Juliaca - Puno L-1012 0,00% 100,00% Uso – Fuerza Distancia 100%

REP SST Toquepala - Aricota Toquepala - Aricota L-1026 0,00% 100,00% Egesur 100%

REP SST en la SE Piura Oeste SET PIURA OESTE Celda de Línea a

Chiclayo Oeste 10,75% 89,25% Beneficios Económicos ´(1)

REP SST en la SE Chiclayo Oeste SET CHICLAYO OESTE Celda de Línea a

Piura Oeste 71,31% 28,69% Beneficios Económicos ´(1)

REP SST en la SE Trujillo Norte SET TRUJILLO NORTE Celda de Línea a

Chimbote 1 71,31% 28,69% Beneficios Económicos ´(1)

REP SST en la SE Trujillo Norte SET TRUJILLO NORTE Celda de Línea a

Chimbote 1 71,31% 28,69% Beneficios Económicos ´(1)

REP SST en la SE Chimbote 1 SET CHIMBOTE 1 Celda de Línea a

Trujillo Norte 71,31% 28,69% Beneficios Económicos ´(1)


Trujillo Norte 71,31% 28,69% Beneficios Económicos ´(1)


Paramonga Nueva 32,75% 67,25% Uso – Fuerza Distancia ´(1)

REP SST en la SE Zapallal SET ZAPALLAL Celda de Línea a

Ventanilla L-2243 82,22% 17,78% Beneficios Económicos ´(1)

REP SST en la SE Zapallal SET ZAPALLAL Celda de Línea a

Ventanilla L-2242 82,22% 17,78% Beneficios Económicos ´(1)

REP SST en la SE Zapallal SET ZAPALLAL

Celda de Línea a Paramonga Nueva

L-2214 34,86% 65,14% Uso – Fuerza Distancia ´(1)

REP SST en la SE Ventanilla SET VENTANILLA Celda de Línea a

Zapallal L-2242 82,22% 17,78% Beneficios Económicos ´(1)

REP SST en la SE Ventanilla SET VENTANILLA Celda de Línea a

Zapallal L-2243 82,22% 17,78% Beneficios Económicos ´(1)

REP SST en la SE. Santa Rosa SET SANTA ROSA Celda de Línea a

San Juan 92,05% 7,95% Beneficios Económicos ´(1)

REP SST en la SE. Santa Rosa SET SANTA ROSA Celda de Línea a

San Juan 92,05% 7,95% Beneficios Económicos ´(1)

REP SST en la SE. SET SAN JUAN Celda de Línea a 92,05% 7,95% Beneficios Económicos ´(1)



San Juan Santa Rosa

REP SST en la SE. San Juan SET SAN JUAN Celda de Línea a

Santa Rosa 92,05% 7,95% Beneficios Económicos ´(1)

REP SST en la SE. Socabaya SET SOCABAYA Celda de Línea a

Santuario 40,72% 59,28% Beneficios Económicos ´(1)


Santuario 40,72% 59,28% Beneficios Económicos ´(1)


Cerro Verde 72,28% 27,72% Beneficios Económicos ´(1)


Cerro Verde 72,28% 27,72% Beneficios Económicos ´(1)

REP SST en la SE. San Juan SET TINTAYA Celda de Línea a

Callalli 9,14% 90,86% Beneficios Económicos ´(1)

REP SST en la SE. San Juan SET CALLALI Celda de Línea a

Tintaya 9,14% 90,86% Beneficios Económicos ´(1)

REP SE Callalli SET CALLALI Celda de Línea a Santuarios 9,14% 90,86% Beneficios Económicos ´(1)

REP SE Cerro Verde SET CERRO VERDE Celda de Línea a Socabaya 72,28% 27,72% Beneficios Económicos ´(1)

REP SE Cerro Verde SET CERRO VERDE Celda de Línea a Socabaya 72,28% 27,72% Beneficios Económicos ´(1)

REP SE Santuario SET SANTUARIO Celda de Línea a Callalli 9,14% 90,86% Beneficios Económicos ´(1)

REP SE Santuario SET SANTUARIO Celda de Línea a Socabaya 40,72% 59,28% Beneficios Económicos ´(1)

REP SE Santuario SET SANTUARIO Celda de Línea a Socabaya 40,72% 59,28% Beneficios Económicos ´(1)

REP SST en SE Paramonga

Nueva SET PARAMONGA NUEVA Celda de Línea a

Zapallal 34,86% 65,14% Cahua 65,14%


Nueva SET PARAMONGA NUEVA Celda de Línea a

Chimbote 1 32,75% 67,25% Cahua 67,25%


Nueva SET PARAMONGA NUEVA Celda de

Transformador 36,30% 63,70% Cahua 63,70%


Nueva SET PARAMONGA NUEVA Celda de

Transformador 36,30% 63,70% Cahua 63,70%


Nueva SET PARAMONGA NUEVA Transformador de

Potencia 36,30% 63,70% Cahua 63,70%

REP SST en la

subestación Chiclayo Oeste

SET CHICLAYO OESTE Celda de Línea a Carhuaquero L-

2240 0,00% 100,00% Uso – Fuerza Distancia 100%

REP SST en las subestación Chimbote 1

SET CHIMBOTE 1 Celda 138 kV L-103 a Cañón del

Pato 0,00% 100,00% Uso – Fuerza Distancia 100%








SET CHIMBOTE 1 Celda de Autransformador 1 0,00% 100,00% Uso – Fuerza Distancia 100%






SET CHIMBOTE 1 Celda 138 kV del

Autotransformador 2.

0,00% 100,00% Uso – Fuerza Distancia 100%


SET CHIMBOTE 1 Autotransformador de Potencia 1 0,00% 100,00% Uso – Fuerza Distancia 100%

REP SST en las subestación Pachachaca

SET PACHACHACA Celda de Línea a Purunhuasi 0,00% 100,00% Uso – Fuerza Distancia 100%




SET PACHACHACA Celda de Línea a Purunhuasi 0,00% 100,00% Uso – Fuerza Distancia 100%


SET PACHACHACA Celda de Línea a Mantaro 0,00% 100,00% Uso – Fuerza Distancia 100%








SET PACHACHACA Celda de Línea a San Juan 0,00% 100,00% Uso – Fuerza Distancia 100%


SET PACHACHACA Celda de Línea a San Juan 0,00% 100,00% Uso – Fuerza Distancia 100%


SET PACHACHACA Celda de Línea a Purunhuasi L-2716 0,00% 100,00% Uso – Fuerza Distancia 100%

REP SST en las subestación Huayucachi

SET HUAYUCACHI Celda de Línea a Mantaro 0,00% 100,00% Uso – Fuerza Distancia 100%

REP SST en las subestación Huayucachi

SET HUAYUCACHI Celda de Línea a Zapallal 0,00% 100,00% Uso – Fuerza Distancia 100%

REP SST en las subestación

Huancavelica SET HUANCAVELICA Celda de Línea a

Mantaro 0,00% 100,00% Uso – Fuerza Distancia 100%


Huancavelica SET HUANCAVELICA Celda de Línea a

Independencia 0,00% 100,00% Uso – Fuerza Distancia 100%


Zapallal SET ZAPALLAL

Celda de Línea a Huayucachi L-

2221 0,00% 100,00% Uso – Fuerza Distancia 100%

REP SST en las subestación Ventanilla

SET VENTANILLA Celda de Transformador TG 0,00% 100,00% Uso – Fuerza Distancia 100%

REP SST en las subestación Chavarría

SET CHAVARRIA Celda de Línea a L-2008 0,00% 100,00% Uso – Fuerza Distancia 100%


SET CHAVARRIA Celda de Línea a L-2015 0,00% 100,00% Uso – Fuerza Distancia 100%


SET CHAVARRIA Celda de Línea a Ventanilla L-2246 0,00% 100,00% Uso – Fuerza Distancia 100%

REP SST en la SE Santa Rosa SET SANTA ROSA

Celda de Llegada L-2001 (L.T.

Huinco - Santa Rosa)

0,00% 100,00% Edegel 100%


Celda de Llegada L-2002 (L.T.

Huinco - Santa Rosa)

0,00% 100,00% Edegel 100%


Celda de Conexión Grupo Generador UTI

0,00% 100,00% Edegel 100%

REP SST en la SE Chilca SET CHILCA Celda de Línea a

Cantera 0,00% 100,00% Uso – Fuerza Distancia 100%

REP SST en la SE Chilca SET CHILCA Celda de Línea a

Desierto 0,00% 100,00% Uso – Fuerza Distancia 100%

REP SST en la SE Chilca SET CHILCA

Celda de Transformador de conexión de CT de

Enersur 0,00% 100,00% Enersur 100%



Enersur 0,00% 100,00% Enersur 100%





Kallpa 0,00% 100,00% Kallpa 100%

REP SST en la SE San Juan SET SAN JUAN Celda de Línea a

Chilca 0,00% 100,00% Uso – Fuerza Distancia 100%





REP SST en la SE San Juan SET SAN JUAN

Celda de Línea a Pomacocha

(PACHACHACA) 0,00% 100,00% Uso – Fuerza Distancia 100%

REP SST en la SE San Juan SET SAN JUAN


(PACHACHACA) 0,00% 100,00% Uso – Fuerza Distancia 100%

REP SST en la SE Indeendencia SET INDEPENDENCIA Celda de Línea a

Desierto 0,00% 100,00% Uso – Fuerza Distancia 100%


Cantera 0,00% 100,00% Uso – Fuerza Distancia 100%


Mantaro 0,00% 100,00% Uso – Fuerza Distancia 100%


Huancavelica 0,00% 100,00% Uso – Fuerza Distancia 100%

REP SST en la SE Quencoro SET QUENCORO Celda de Línea a

Tintaya 0,00% 100,00% Egemsa 100%

REP SST en la SE Quencoro SET QUENCORO Celda de Línea a

C.H. Machupicchu 0,00% 100,00% Egemsa 100%

REP SST en la SE Tintaya SET TINTAYA Celda de Línea a

Quencoro 0,00% 100,00% Egemsa 100%

REP SST en la SE Juliaca SET JULIACA Celda de Línea a

Azangaro 0,00% 100,00% Uso – Fuerza Distancia 100%

REP SST en la SE Juliaca SET JULIACA Celda de Línea a

Puno 0,00% 100,00% Uso – Fuerza Distancia 100%

REP SST en la SE Toquepala SET TOQUEPALA Celda de Línea a

Aricota 0,00% 100,00% Egesur 100%

REP SST en la SE Callahuanca SET CALLAHUANCA Celda de Línea a

Pachachaca 0,00% 100,00% Uso – Fuerza Distancia 100%

REP SST en la SE Callahuanca SET CALLAHUANCA Celda de Línea a

Pachachaca 0,00% 100,00% Uso – Fuerza Distancia 100%

REP SST en la SE Puno SET PUNO Celda de Línea a

Juliaca 0,00% 100,00% Uso – Fuerza Distancia 100%

(1) El reparto de la asignación de responsabilidad de pago entre los generadores, de estas instalaciones, se realiza por el método del beneficio económico conforme se muestra en el Anexo E.


Instalación Elemento Porcentaje Asignado a la

Demanda


la Generación




entre Generador

es San Gabán

SST de San Gabán

C.H. SAN GABAN II Celda de Línea a San Rafel 0% 100% Titular de C.H. San Gabán

100%

San Gabán

SST de San Gabán

SET SAN RAFAEL Celda de Línea a SAN GABAN II 0% 100% Titular de C.H. San Gabán

100%

San Gabán

SST de San Gabán

SET SAN RAFAEL Celda de Línea a AZANGARO 0% 100% Titular de C.H. San Gabán

100%

San Gabán

SST de San Gabán

C.H. SAN GABAN II - SET SAN RAFAEL

Línea de Transmisión C.H. SAN GABAN II - SET SAN RAFAEL

0% 100% Titular de C.H. San Gabán

100%

San Gabán

SST de San Gabán

SET SAN RAFAEL - SET AZANGARO

Línea de Transmisión SET SAN RAFAEL - SET AZANGARO

0% 100% Titular de C.H. San Gabán

100%



Titular Sistema


Asignado a la Demanda





Generadores

REDESUR SST en SE Puno de Redesur

SET PUNO Celda de Transformador 0% 100% Uso-Fuerza Distancia

100%



100%



100%


SET PUNO Transformador de Potencia 0% 100% Uso-Fuerza Distancia

100%

Titular Sistema


Asignado a la

Demanda


la Generación



Generadores


entre Generadores

Eteselva SST de Eteselva

SET MAT/AT(/MT) AGUAYTIA

Celda de Línea a Tingo María

0% 100% Titular de C.T. Aguaytía

100%



Celda de Transformador

0% 100% Titular de C.T. Aguaytía

100%



Celda de Transformador

0% 100% Uso-Fuerza Distancia

100%


SET MAT/AT(/MT) TINGO MARIA

Celda de Línea - Aguaytia


100%


SET MAT/AT(/MT) TINGO MARIA

Celda de Línea - Vizcarra


100%


SET MAT/AT(/MT) VIZCARRA

Celda de Línea - Tingo María


100%


Aguaytia - Tingo María L-251

L-251 0% 100% Uso-Fuerza Distancia

100%


Tingo María - Vizcarra L-252

L-252 0% 100% Uso-Fuerza Distancia

100%



8.2 Sistema Eléctrico a Remunerar Consideraciones Generales

Para cada tipo de sistema, el SER se conforma de acuerdo a lo siguiente: Para sistemas tipo SSTG y SSTGD, el SER está conformado por el Sistema Económicamente Adaptado (SEA). Criterios Generales para la Determinación del SER

El dimensionamiento de las instalaciones de transmisión que conforman el SER corresponde al principio de adaptación a la capacidad de generación para instalaciones cuya remuneración es asignada a los Generadores, existentes en el periodo de vigencia de la fijación tarifaria (4 años). Para las instalaciones que son asignadas al Área de Demanda 15 (demanda de todo el Sistema Interconectado Nacional), en lo que al tema de confiabilidad concierne, se deberá tomar en cuenta la norma “Criterios y Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión establecida por el Ministerio de Energía y Minas”, la cual fue aprobada con la Resolución OSINERGMIN N° 383-2008-OS/CD. En el anexo C, se encuentra el análisis para la definición del SER de las instalaciones asignadas a la generación.

8.3 Costos de Inversión y COyM Para el costo de inversión del sistema tipo ST0598 se determina conforme con lo establecido en el respectivo contrato de concesión y, en lo pertinente, se aplican los criterios indicados a continuación:

Para los sistemas tipo SSTG y SSTGD, los costos de inversión corresponden a la valorización de los elementos que conforman el SER determinado por OSINERGMIN; para lo cual, se toma como base los módulos estándares de inversión vigentes.

Asimismo, el costo de operación y mantenimiento se determinan según los porcentajes aprobados para el efecto mediante la Resolución N° 635-2007-OS/CD.

8 Sistemas de transmisión comprendidos en las concesiones otorgadas al amparo del Texto Único Ordenado de las normas con rango de Ley que regulan la entrega en concesión al sector privado de las obras públicas de infraestructura y de servicios públicos, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 059-96-PCM




8.4.1 Cálculo del CMA El CMA para las instalaciones de los sistemas comprendidos en el presente informe 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.

En el cuadro 8-7 se muestra el CMA de las instalaciones asignadas a la generación.

8.4.2 Cálculo de Compensaciones Mensuales (CM)

El CMA y las compensaciones mensuales, correspondientes al SER determinado por OSINERGMIN, son los que se muestran en el Cuadro N° 8-7 a continuación:



Cuadro Nº 8-2

PROPUESTA OSINERGMIN CM

(Nuevos Soles) SISTEMA G/D REP

TITULAR INSTALACION CI aCI COyM CMA CM CM Mil US$ Mil US$ Mil US$ Mil US$ US$ Nuevos soles

REP Celda de Línea a Chiclayo Oeste SET PIURA OESTE 265,22 32,93 9,04 41,97 3 319 10 428

REP Celda de Línea a Piura Oeste SET CHICLAYO

OESTE 108,54 13,47 3,70 17,18 1 358 4 267

REP Celda de Línea a Chimbote 1 SET TRUJILLO NORTE 108,54 13,47 3,70 17,18 1 358 4 267

REP Celda de Línea a Chimbote 1 SET TRUJILLO NORTE 108,54 13,47 3,70 17,18 1 358 4 267

REP Celda de Línea a Trujillo Norte SET CHIMBOTE 1 107,72 13,37 3,67 17,05 1 348 4 235

REP Celda de Línea a Trujillo Norte SET CHIMBOTE 1 107,72 13,37 3,67 17,05 1 348 4 235

REP Celda de Línea a

Ventanilla L-2243 SET ZAPALLAL

67,27 8,35 2,29 10,64 842 2 646


Ventanilla L-2242 SET ZAPALLAL

67,27 8,35 2,29 10,64 842 2 646

REP Celda de Línea a Zapallal L-2242 SET VENTANILLA 67,29 8,35 2,29 10,65 842 2 646

REP Celda de Línea a Zapallal L-2243 SET VENTANILLA 67,29 8,35 2,29 10,65 842 2 646

REP Celda de Línea a San Juan SET SANTA ROSA 30,09 3,74 1,03 4,76 376 1 181

REP Celda de Línea a San Juan SET SANTA ROSA 30,09 3,74 1,03 4,76 376 1 181

REP Celda de Línea a Santa Rosa SET SAN JUAN 30,08 3,73 1,03 4,76 376 1 181

REP Celda de Línea a Santa Rosa SET SAN JUAN 30,08 3,73 1,03 4,76 376 1 181

REP Celda de Línea a Santuario SET SOCABAYA 164,63 20,44 4,86 25,29 2 000 6 284

REP Celda de Línea a Santuario SET SOCABAYA 164,63 20,44 4,86 25,29 2 000 6 284

REP Celda de Línea a Cerro Verde SET SOCABAYA 76,98 9,56 2,27 11,83 935 2 938

REP Celda de Línea a Cerro Verde SET SOCABAYA 76,98 9,56 2,27 11,83 935 2 938

REP Celda de Línea a Callalli SET TINTAYA 221,72 27,53 6,54 34,07 2 694 8 465

REP Celda de Línea a Tintaya SET CALLALI 221,72 27,53 6,54 34,07 2 694 8 465

REP Celda de Línea a Santuarios SET CALLALI 221,72 27,53 6,54 34,07 2 694 8 465


Socabaya SET CERRO VERDE

65,63 8,15 1,94 10,08 797 2 504


Socabaya SET CERRO VERDE

65,63 8,15 1,94 10,08 797 2 504

REP Celda de Línea a Callalli SET SANTUARIO 252,33 31,33 7,44 38,77 3 066 9 633

REP Celda de Línea a Socabaya SET SANTUARIO

164,63 20,44 4,86 25,29 2 000 6 284

REP Celda de Línea a Socabaya SET SANTUARIO

164,63 20,44 4,86 25,29 2 000 6 284

REP L-2238 Piura Oeste - Chiclayo Oeste 14 355,87 1 782,19 489,54 2 271,72 179 633 564 407

REP L-2232 Trujillo Norte - Chimbote 1 3 120,22 387,35 106,40 493,75 39 043 122 673

REP L-2233 Trujillo Norte - Chimbote 1 3 120,22 387,35 106,40 493,75 39 043 122 673




REP L-2242/2243 Zapallal - Ventanilla 598,51 74,30 20,41 94,71 7 489 23 530

REP L-2010/2011 Santa Rosa - San Juan 366,13 45,45 12,48 57,94 4 581 14 394

REP L-1008 Tintaya - Callalli 6 173,34 766,38 182,11 948,49 75 001 235 653 REP L-1020 Santuario - Callalli 5 785,20 718,20 170,66 888,86 70 285 220 835

REP L-1021/1022 Santuario - Socabaya 1 329,51 165,05 39,22 204,27 16 152 50 750

REP L-1023 Socabaya - Cerro Verde 195,58 24,28 5,77 30,05 2 376 7 465

Total 38 101,47 4 730,06 1 228,67 5 958,73 471 176,00 1 480 435

SST Mantaro-Lima TITULAR INSTALACION CI aCI COyM CMA CM CM Mil US$ Mil US$ Mil US$ Mil US$ US$ Nuevos soles

REP Celda de Línea a Purunhuasi SET PACHACHACA

525,39 65,22 15,50 80,72 6 383 20 055

REP Celda de Línea a Purunhuasi SET PACHACHACA

525,39 65,22 15,50 80,72 6 383 20 055

REP Celda de Línea a Mantaro SET PACHACHACA 525,39 65,22 15,50 80,72 6 383 20 055




REP Celda de Línea a San Juan SET PACHACHACA 525,39 65,22 15,50 80,72 6 383 20 055

REP Celda de Línea a San Juan SET PACHACHACA 525,39 65,22 15,50 80,72 6 383 20 055


Purunhuasi L-2716 SET PACHACHACA

525,39 65,22 15,50 80,72 6 383 20 055

REP Celda de Línea a Mantaro SET HUAYUCACHI 387,86 48,15 11,44 59,59 4 712 14 805

REP Celda de Línea a Zapallal SET HUAYUCACHI 387,86 48,15 11,44 59,59 4 712 14 805

REP Celda de Línea a Mantaro SET HUANCAVELICA 387,86 48,15 11,44 59,59 4 712 14 805


Independencia SET HUANCAVELICA

387,86 48,15 11,44 59,59 4 712 14 805


Huayucachi L-2221 SET ZAPALLAL

378,32 46,97 12,90 59,87 4 734 14 874

REP Celda de Línea a L-2008 SET CHAVARRIA 378,32 46,97 12,90 59,87 4 734 14 874

REP Celda de Línea a L-2015 SET CHAVARRIA 378,32 46,97 12,90 59,87 4 734 14 874


Ventanilla L-2246 SET CHAVARRIA

378,32 46,97 12,90 59,87 4 734 14 874

REP Celda de Línea a Cantera SET CHILCA 378,59 47,00 12,91 59,91 4 737 14 884

REP Celda de Línea a Desierto SET CHILCA 378,59 47,00 12,91 59,91 4 737 14 884

REP


(PACHACHACA) SET SAN JUAN

378,32 46,97 12,90 59,87 4 734 14 874

REP


(PACHACHACA) SET SAN JUAN

378,32 46,97 12,90 59,87 4 734 14 874

REP Celda de Línea a Desierto SET INDEPENDENCIA 378,32 46,97 12,90 59,87 4 734 14 874




REP Celda de Línea a Cantera SET INDEPENDENCIA 378,32 46,97 12,90 59,87 4 734 14 874

REP Celda de Línea a Mantaro SET INDEPENDENCIA 378,32 46,97 12,90 59,87 4 734 14 874


Huancavelica SET INDEPENDENCIA

378,32 46,97 12,90 59,87 4 734 14 874

REP Celda de Línea a Pachachaca SET CALLAHUANCA

364,41 45,24 10,75 55,99 4 427 13 910

REP Celda de Línea a Pachachaca SET CALLAHUANCA

364,41 45,24 10,75 55,99 4 427 13 910

REP L-2203/2204 Campo Armiño - Huancavelica 10 860,11 1 348,21 320,37 1 668,59 131 941 414 559

REP L-2203/2231 Huancavelica - Independencia 32 656,53 4 054,10 963,37 5 017,47 396 748 1 246 582

REP L-2201/2202 Campo Armiño - Pachachaca (*) 31 405,60 3 898,81 926,47 4 825,27 381 550 1 198 830

REP L-2205/2206 Pachachaca (*) - San Juan 22 042,71 2 736,46 650,26 3 386,72 267 799 841 424

REP L-2218/2219 Campo Armiño - Pachachaca 31 830,40 3 951,54 939,00 4 890,54 386 711 1 215 046

REP L-2222/2223 Pachachaca - Callahuanca 13 127,67 1 629,72 387,27 2 016,98 159 489 501 114

REP L-2220 Campo Armiño - Huayucachi 8 869,31 1 101,07 261,64 1 362,71 107 754 338 563

REP L-2221 Huayucachi - Zapallal 26 710,72 3 315,97 787,97 4 103,93 324 511 1 019 614

REP L-2090 Chilca - La Cantera 6 349,74 788,28 216,53 1 004,81 79 453 249 641

REP L-2091 Chilca - Desierto 8 187,56 1 016,43 279,20 1 295,63 102 450 321 898

REP L-2207 La Cantera - Independencia 6 753,44 838,40 230,29 1 068,69 84 505 265 515

REP L-2208 Desierto - Independencia 4 620,07 573,55 157,54 731,10 57 810 181 639

Total 214 962,99 26 686,29 6 481,48 33 167,77 2 622 684,00 8 240 468

SST Chiclayo-Carhuaquero TITULAR INSTALACION CI aCI COyM CMA CM CM

Mil US$ Mil US$ Mil US$ Mil US$ US$ Nuevos soles ETENORTE CHICLAYO OESTE -

CARHUAQUERO 11 699,07 1 452,37 398,94 1 851,30 146 389 459 954

Total 11 699,07 1 452,37 398,94 1 851,30 146 389,00 459 954

SST en la SE Santa Rosa


REP Celda de Llegada L-2001

(L.T. Huinco - Santa Rosa) SET SANTA ROSA

378,46 46,98 12,91 59,89 4 736 14 881

REP Celda de Llegada L-2002

(L.T. Huinco - Santa Rosa) SET SANTA ROSA

378,46 46,98 12,91 59,89 4 736 14 881

REP Celda de Conexión Grupo

Generador UTI SET SANTA ROSA

311,84 38,71 10,63 49,35 3 902 12 260

Total 1 068,76 132,68 36,44 169,12 13 374,00 42 022



ELECTROANDES Celda de Línea L-2265

SET MAT/AT(/MT) CARHUAMAYO

338,97 42,08 10,00 52,08 4 118 12 939




ENERSUR Celda de Línea L-2265

SET MAT/AT(/MT) SANTA ISABEL

338,97 42,08 10,00 52,08 4 118 12 939

ELECTROANDES L-2265 CARHUAMAYO - SANTA ISABEL 5 186,54 643,88 153,00 796,88 63 012 197 984

ENERSUR Celda de Línea – L2266


361,88 44,92 10,68 55,60 4 396 13 812

ENERSUR Celda de Transformador

220 kV SET MAT/AT SANTA ISABEL

361,88 44,92 10,68 55,60 4 396 13 812

ENERSUR Celda de Transformador

10 kV SET MAT/AT SANTA ISABEL

42,11 5,23 1,89 7,11 562 1 766

ENERSUR Transformador de Potencia 220/10 kV, 3x43MVA SET MAT/AT SANTA ISABEL

1 883,37 233,81 55,56 289,37 22 881 71 892

ENERSUR Celda de Línea - L2266

SET MAT/AT CARHUAMAYO

364,41 45,24 10,75 55,99 4 427 13 910

ENERSUR L-2266 CARHUAMAYO -SANTA ISABEL 4 530,71 562,46 133,66 696,11 55 044 172 948

Total 13 408,82 1 664,62 396,20 2 060,82 162 954,00 512 002

SST Azangaro - Juliaca - Puno


REP Celda de Línea a Azangaro SET JULIACA 244,02 30,29 7,20 37,49 2 965 9 316

REP Celda de Línea a Puno SET JULIACA 244,02 30,29 7,20 37,49 2 965 9 316

REP Celda de Línea a Juliaca SET PUNO 244,02 30,29 7,20 37,49 2 965 9 316

REP L-1011 Azangaro - Juliaca 5 970,16 741,16 176,12 917,28 72 532 227 896 REP L-1012 Juliaca - Puno 2 610,50 324,08 77,01 401,09 31 715 99 649

Total 9 312,73 1 156,12 274,73 1 430,84 113 142,00 355 493

SST Chilca - San Juan TITULAR INSTALACION CI aCI COyM CMA CM CM Mil US$ Mil US$ Mil US$ Mil US$ US$ Nuevos soles

REP Celda de Línea a San Juan SET CHILCA 378,59 47,00 12,91 59,91 4 737 14 884



REP Celda de Transformador de conexión de CT de Enersur SET CHILCA

311,95 38,73 10,64 49,36 3 903 12 263

REP Celda de Transformador de conexión de CT de Enersur SET CHILCA

311,95 38,73 10,64 49,36 3 903 12 263

REP Celda de Transformador de conexión de CT de Kallpa SET CHILCA

311,95 38,73 10,64 49,36 3 903 12 263

REP Celda de Línea a Chilca SET SAN JUAN 378,32 46,97 12,90 59,87 4 734 14 874



REP L-2093 San Juan - Chilca 3 344,75 415,23 114,06 529,29 41 852 131 499

REP L-2094/2095 San Juan - Chilca 11 464,10 1 423,20 390,93 1 814,12 143 449 450 717

Total 18 015,43 2 236,50 614,33 2 850,83 225 423,00 708 279



SST de EGEMSA TITULAR INSTALACION CI aCI COyM CMA CM CM Mil US$ Mil US$ Mil US$ Mil US$ US$ Nuevos soles EGEMSA Celda SET MAT/AT

CACHIMAYO 236,75 29,39 6,98 36,38 2 876 9 036

EGEMSA Celda SET MAT/AT CACHIMAYO 236,75 29,39 6,98 36,38 2 876 9 036

EGEMSA Celda SET MAT/AT MACHUPICCHU 236,75 29,39 6,98 36,38 2 876 9 036

EGEMSA Celda SET MAT/AT MACHUPICCHU 236,75 29,39 6,98 36,38 2 876 9 036

EGEMSA Celda SET MAT/AT QUENCORO 236,75 29,39 6,98 36,38 2 876 9 036

EGEMSA Celda SET MAT/AT DOLORESPATA 236,75 29,39 6,98 36,38 2 876 9 036

EGEMSA Línea Machupicchu - CAELP 138 5 538,26 687,54 163,38 850,92 67 285 211 409

EGEMSA Línea Machupicchu - INCA 5 596,86 694,82 165,11 859,92 67 997 213 647

EGEMSA Línea QUENCORO - DERIV CACHIMAYO 1 684,92 209,17 49,71 258,88 20 470 64 317

EGEMSA Línea CACHIMAYO - DOLORESPATA 1 003,63 124,59 29,61 154,20 12 193 38 310

Total 15 244,18 1 892,47 449,70 2 342,17 185 201,00 581 899

SST de EGENOR en SE Chimbote TITULAR INSTALACION CI aCI COyM CMA CM CM

Mil US$ Mil US$ Mil US$ Mil US$ US$ Nuevos soles ETENORTE Celda de Transformador

SET CHIMBOTE 1 308,41 38,29 10,52 48,80 3 859 12 125

ETENORTE Celda de Transformador SET CHIMBOTE 1 16,43 2,04 0,56 2,60 206 647

ETENORTE Celda de Transformador SET CHIMBOTE 1 34,60 4,30 1,28 5,58 441 1 386

Total 359,45 44,62 12,36 56,98 4 506,00 14 158

SST de ETESELVA TITULAR INSTALACION CI aCI COyM CMA CM CM

Mil US$ Mil US$ Mil US$ Mil US$ US$ Nuevos soles

ETESELVA Celda de Línea a Tingo María SET MAT/AT(/MT)

AGUAYTIA 402,94 50,02 13,14 63,16 4 994 15 691

ETESELVA Celda de Transformador


353,24 43,85 11,52 55,37 4 378 13 756

ETESELVA Celda de Transformador


353,24 43,85 11,52 55,37 4 378 13 756

ETESELVA Celda de Línea - Aguaytia SET MAT/AT(/MT) TINGO

MARIA 402,83 50,01 13,13 63,14 4 993 15 688

ETESELVA Celda de Línea - Vizcarra SET MAT/AT(/MT) TINGO

MARIA 402,83 50,01 13,13 63,14 4 993 15 688

ETESELVA Celda de Línea - Tingo

María SET MAT/AT(/MT) VIZCARRA

492,76 61,17 14,54 75,71 5 987 18 811

ETESELVA L-251 Aguaytia - Tingo María L-251 7 503,22 931,48 244,60 1 176,08 92 997 292 197

ETESELVA L-252 Tingo María - Vizcarra L-252 16 167,99 2 007,15 527,08 2 534,23 200 390 629 625

Total 26 079,04 3 237,55 848,65 4 086,20 323 110,00 1 015 212



SST de SAN GABÁN TITULAR INSTALACION CI aCI COyM CMA CM CM Mil US$ Mil US$ Mil US$ Mil US$ US$ Nuevos soles

SAN GABAN

Celda de Línea a San Rafel C.H. SAN GABAN II 299,10 37,13 8,82 45,96 3 634 11 418

SAN GABAN

Celda de Línea a SAN GABAN II SET SAN

RAFAEL 353,68 43,91 10,43 54,34 4 297 13 501

SAN GABAN

Celda de Línea a AZANGARO SET SAN

RAFAEL 353,68 43,91 10,43 54,34 4 297 13 501

SAN GABAN

Línea de Transmisión C.H. SAN GABAN II - SET SAN

RAFAEL C.H. SAN GABAN II - SET SAN

RAFAEL

6 640,76 824,41 195,90 1 020,31 80 679 253 493

SAN GABAN

Línea de Transmisión SET SAN RAFAEL - SET

AZANGARO SET SAN RAFAEL - SET AZANGARO

6 816,82 846,27 201,10 1 047,36 82 818 260 214

Total 14 464,05 1 795,62 426,69 2 222,31 175 725,00 552 127

SST en la SE Quencoro TITULAR INSTALACION CI aCI COyM CMA CM CM Mil US$ Mil US$ Mil US$ Mil US$ US$ Nuevos soles

REP Celda de Línea a C.H.

Machupicchu SET QUENCORO

236,75 29,39 6,98 36,38 2 876 9 036

Total 236,75 29,39 6,98 36,38 2 876,00 9 036

SST en la SE Ventanilla TITULAR INSTALACION CI aCI COyM CMA CM CM Mil US$ Mil US$ Mil US$ Mil US$ US$ Nuevos soles

REP Celda de Transformador TG SET VENTANILLA 311,82 38,71 10,63 49,34 3 902 12 260

Total 311,82 38,71 10,63 49,34 3 902,00 12 260

SST en la subestación Chiclayo Oeste TITULAR INSTALACION CI aCI COyM CMA CM CM Mil US$ Mil US$ Mil US$ Mil US$ US$ Nuevos soles


Carhuaquero L-2240 SET CHICLAYO OESTE

378,32 46,97 12,90 59,87 4 734 14 874

Total 378,32 46,97 12,90 59,87 4 734,00 14 874

SST en las subestación Chimbote 1 TITULAR INSTALACION CI aCI COyM CMA CM CM Mil US$ Mil US$ Mil US$ Mil US$ US$ Nuevos soles

REP Celda 138 kV L-103 a Cañón del Pato SET

CHIMBOTE 1 247,40 30,71 8,44 39,15 3 096 9 728


CHIMBOTE 1 247,40 30,71 8,44 39,15 3 096 9 728


CHIMBOTE 1 247,40 30,71 8,44 39,15 3 096 9 728

REP Celda de Autransformador 1 SET CHIMBOTE 1 309,36 38,41 10,55 48,95 3 871 12 163



REP Celda de Autransformador 1 SET CHIMBOTE 1 172,25 21,38 5,87 27,26 2 155 6 771

REP Celda de Autransformador 1 SET CHIMBOTE 1 34,71 4,31 1,29 5,60 443 1 392

REP Celda 138 kV del

Autotransformador 2. SET CHIMBOTE 1

155,77 19,34 5,31 24,65 1 949 6 124

REP Autotransformador de

Potencia 1 SET CHIMBOTE 1

2 216,19 275,13 65,38 340,50 26 925 84 598

Total 3 630,49 450,70 113,71 564,41 44 631,00 140 232

SST Zapallal-Paramonga Nueva-Chimbote I



Paramonga Nueva SET CHIMBOTE 1

122,96 15,26 4,19 19,46 1 539 4 836


Paramonga Nueva L-2214 SET ZAPALLAL

131,88 16,37 4,50 20,87 1 650 5 184

REP Celda de Línea a Zapallal

SET PARAMONGA NUEVA

134,51 16,70 4,59 21,29 1 683 5 288

REP Celda de Línea a Chimbote

1 SET PARAMONGA NUEVA

126,37 15,69 4,31 20,00 1 581 4 968

REP L-2214 Zapallal - Paramonga Nueva 1 383,74 171,78 47,19 218,97 17 315 54 404

REP L-2216 Paramonga Nueva - Chimbote 1 1 753,08 217,63 59,78 277,41 21 936 68 923

Total 3 652,54 453,44 124,55 577,99 45 704,00 143 603

SST en SE Paramonga Nueva TITULAR INSTALACION CI aCI COyM CMA CM CM Mil US$ Mil US$ Mil US$ Mil US$ US$ Nuevos soles

REP Celda de Transformador

SET PARAMONGA NUEVA

202,53 25,14 6,91 32,05 2 534 7 962

REP Celda de Transformador

SET PARAMONGA NUEVA

87,13 10,82 2,97 13,79 1 090 3 425

REP Transformador de Potencia

SET PARAMONGA NUEVA

1 132,92 140,64 38,63 179,28 14 176 44 541

REP Celda de Línea - Lne ParamongaNueva-

ParamongaExist_L1101 158,62 19,69 5,41 25,10 1 985 6 237

Total 1 581,20 196,30 53,92 250,21 19 785,00 62 165

SST Huallanca - Chimbote

TITULAR INSTALACION CI aCI COyM CMA CM CM Mil US$ Mil US$ Mil US$ Mil US$ US$ Nuevos soles ETENORTE Transformador de Potencia

SET CHIMBOTE 1 2 209,40 274,28 75,34 349,62 27 646 86 864

ETENORTE Celda de Línea L-1103 SET CHIMBOTE 1 246,64 30,62 8,41 39,03 3 086 9 696



ETENORTE Celda de Línea L-1103 SET HUALLANCA 265,37 32,94 7,83 40,77 3 224 10 130





ETENORTE HUALLANCA - CHIMBOTE 9 390,45 1 165,76 277,02 1 442,78 114 086 358 458 ETENORTE HUALLANCA - CHIMBOTE 6 100,87 757,38 179,98 937,36 74 120 232 885

Total 19 236,76 2 388,12 581,05 2 969,17 234 782,00 737 685

SST Ilo TITULAR INSTALACION CI aCI COyM CMA CM CM Mil US$ Mil US$ Mil US$ Mil US$ US$ Nuevos soles ENERSUR Celda de Línea - L-2227

SET MAT/AT ILO2 297,16 36,89 10,13 47,02 3 718 11 682

ENERSUR Celda de Línea - L-2227 SET MAT/AT MOQUEGUA 297,16 36,89 10,13 47,02 3 718 11 682

Total 594,33 73,78 20,27 94,05 7 436,00 23 364

SST Linea Quencoro - Tintaya TITULAR INSTALACION CI aCI COyM CMA CM CM Mil US$ Mil US$ Mil US$ Mil US$ US$ Nuevos soles

REP L-1005 Quencoro - Tintaya 13 299,42 1 651,04 392,33 2 043,37 161 576 507 672

REP Celda de Línea a Tintaya SET QUENCORO 236,75 29,39 6,98 36,38 2 876 9 036

REP Celda de Línea a Quencoro SET TINTAYA 244,02 30,29 7,20 37,49 2 965 9 316

Total 13 780,19 1 710,72 406,52 2 117,24 167 417,00 526 024

SST Toquepala - Aricota TITULAR INSTALACION CI aCI COyM CMA CM CM Mil US$ Mil US$ Mil US$ Mil US$ US$ Nuevos soles

REP Celda de Línea a Aricota SET TOQUEPALA 163,27 20,27 5,21 25,48 2 015 6 331

REP L-1026 Toquepala - Aricota 2 401,83 298,17 70,85 369,03 29 180 91 684

Total 2 565,10 318,44 76,06 394,50 31 195,00 98 015

SST de EDEGEL TITULAR INSTALACION CI aCI COyM CMA CM CM Mil US$ Mil US$ Mil US$ Mil US$ US$ Nuevos soles

EDEGEL Celda de Línea a Santa

Rosa L-2001 C.H. HUINCO

385,00 47,80 11,36 59,15 4 677 14 695


Rosa L-2002 C.H. HUINCO

385,00 47,80 11,36 59,15 4 677 14 695

EDEGEL Celda de Transformador G1 C.H. HUINCO 304,99 37,86 9,00 46,86 3 705 11 641




EDEGEL Celda de Línea

Transformador L-2007 C.H. MATUCANA

314,27 39,02 9,27 48,29 3 818 11 996

EDEGEL Celda de Línea a

Matucana L-2007 C.H. CALLAHUANCA

405,47 50,34 11,96 62,30 4 926 15 477


Cajamarquilla L-2009 C.H. CALLAHUANCA

405,47 50,34 11,96 62,30 4 926 15 477





Chavarría L-2008 C.H. CALLAHUANCA

405,47 50,34 11,96 62,30 4 926 15 477

EDEGEL Celda de Línea a Huampaní C.H. CALLAHUANCA

213,68 26,53 6,82 33,34 2 637 8 285

EDEGEL Celda de Línea a Moyopampa C.H. CALLAHUANCA

213,68 26,53 6,82 33,34 2 637 8 285

EDEGEL Celda de Transformador

220 kV C.H. CALLAHUANCA

321,20 39,87 9,48 49,35 3 902 12 260

EDEGEL Celda de Transformador G1 C.H. CALLAHUANCA 212,55 26,39 6,78 33,17 2 623 8 241




EDEGEL

Celda de Línea a Callahuanca L-2009 SET

MAT/AT CAJAMARQUILLA

574,44 71,31 19,59 90,90 7 188 22 585


Chavarría SET MAT/AT CAJAMARQUILLA

574,44 71,31 19,59 90,90 7 188 22 585

EDEGEL Celda de Línea a Callahuanca C.H.

HUAMPANÍ 167,91 20,84 5,57 26,42 2 089 6 564

EDEGEL Celda de Línea a Ñaña C.H. HUAMPANÍ 167,91 20,84 5,57 26,42 2 089 6 564

EDEGEL Celda de Transformador 60 kV C.H. HUAMPANÍ 138,11 17,15 4,59 21,73 1 718 5 398

EDEGEL Celda de Transformador 60 kV C.H. HUAMPANÍ 138,11 17,15 4,59 21,73 1 718 5 398


Rosa L-601 C.H. MOYOPAMPA

238,47 29,60 7,61 37,21 2 942 9 244


Rosa L-602 C.H. MOYOPAMPA

238,47 29,60 7,61 37,21 2 942 9 244


Salamanca L-605 C.H. MOYOPAMPA

238,47 29,60 7,61 37,21 2 942 9 244


Balnearios L-606 C.H. MOYOPAMPA

238,47 29,60 7,61 37,21 2 942 9 244


Callahuanca L-611 C.H. MOYOPAMPA

238,47 29,60 7,61 37,21 2 942 9 244

EDEGEL Celda de Línea a Chosica L-673 C.H. MOYOPAMPA 238,47 29,60 7,61 37,21 2 942 9 244

EDEGEL Celda de Transformador G1 C.H. MOYOPAMPA 200,74 24,92 6,40 31,32 2 477 7 783




SET MAT/AT SANTA ROSA

369,15 45,83 12,59 58,41 4 619 14 513


SET MAT/AT SANTA ROSA

369,15 45,83 12,59 58,41 4 619 14 513

EDEGEL Celda de Línea a Ñaña SET AT/MT HUACHIPA 146,62 18,20 4,87 23,07 1 824 5 731

EDEGEL Celda de Línea a Huachipa SET AT/MT ÑAÑA 146,62 18,20 4,87 23,07 1 824 5 731

EDEGEL Celda de Transformador TG3 C.T. VENTANILLA 265,56 32,97 9,06 42,02 3 323 10 441

EDEGEL Celda de Transformador TG4 C.T. VENTANILLA 265,56 32,97 9,06 42,02 3 323 10 441




EDEGEL Celda de Línea

Transformador a YANANGO SET CHIMAY

302,47 37,55 9,86 47,41 3 749 11 779


PACHACHACA SET YANANGO

406,80 50,50 13,87 64,37 5 090 15 993

EDEGEL Celda de Línea a CHIMAY SET YANANGO 406,80 50,50 13,87 64,37 5 090 15 993

EDEGEL Celda de Transformador 220 kV SET YANANGO 335,76 41,68 10,95 52,63 4 162 13 077

EDEGEL Celda de Línea a Yanango SET PACHACHACA 464,47 57,66 13,70 71,36 5 643 17 730

EDEGEL L-2001, L-2002 Huinco - Santa Rosa 9 721,62 1 206,88 331,51 1 538,38 121 645 382 209

EDEGEL L-2007 Matucana - Callahuanca 2 336,03 290,00 79,66 369,66 29 230 91 841

EDEGEL L-2009 Callahuanca - Cajamarquilla 6 790,25 842,97 231,55 1 074,51 84 965 266 960

EDEGEL L-2015 Cajamarquilla - Chavarría 4 001,30 496,74 136,44 633,18 50 068 157 314

EDEGEL L-6544 Naña - Huachipa 400,47 49,72 13,30 63,01 4 983 15 657

EDEGEL L-6040 Callahuanca - Huampaní 1 151,52 142,95 38,23 181,18 14 327 45 015

EDEGEL L-6111 Callahuanca - Moyopampa 561,01 69,65 18,63 88,27 6 980 21 931

EDEGEL L-6011-6020 Moyopampa - Santa Rosa 3 265,59 405,40 108,42 513,82 40 629 127 656

EDEGEL L-6060 Moyopampa - Balnearios 2 146,83 266,52 71,27 337,79 26 710 83 923

EDEGEL L-6055 Moyopampa - Salamanca 1 260,85 156,53 41,86 198,39 15 687 49 289

EDEGEL L-6731 Moyopampa - Chosica 24,73 3,07 0,82 3,89 308 968

EDEGEL L-6544 Huampaní - Ñaña 349,71 43,41 11,61 55,02 4 351 13 671 EDEGEL L-2257 Chimay - Yanango 3 227,09 400,62 105,20 505,83 39 997 125 671

EDEGEL L-2256 Yanango - Pachachaca 9 068,55 1 125,80 267,52 1 393,33 110 175 346 170

Total 56 697,87 7 038,68 1 849,73 8 888,41 702 832,00 2 208 299 (*) Se ha utilizado 3,142 S/./US$, como tipo de cambio al 31.12.2008 Los elementos que figuran en este cuadro corresponden al SEA.

El reparto de la responsabilidad de pago entre generadores por el método de beneficios económico, de las instalaciones asignadas a la generación, se ha realizado conforme a lo establecido en la NORMA TARIFAS. El detalle del cálculo seguido se encuentra en el anexo D adjunto al presente informe.

Debido a que el conjunto de Generadores Relevantes respecto a un elemento de transmisión es dinámico en el tiempo y dado que la asignación de la compensación por el método del uso (fuerza-distancia) debe ser realizada por el COES con una frecuencia mensual, este comité deberá proponer para la aprobación de OSINERGMIN la relación de Generadores Relevantes por elemento a compensar, de acuerdo a lo establecido en la norma “Procedimiento para la Asignación de Responsabilidad de pago de los SST y SCT”, aprobada con Resolución OSINERGMIN N° 383-2008-OS/CD.

La primera relación de generadores relevantes, por elemento, deberá ser presentada a OSINERGMIN a más tardar el 30 de marzo del presente año, pudiéndose proponer su modificación cada vez que se integre al Sistema Interconectado Nacional una nueva planta de generación mayor a 20 MW o se modifique la topología de la red de transmisión.



8.4.3 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:

Sistema a b c d GD REP 0,4386 0,3682 0,1932 - Mantaro-Lima 0,4257 0,4008 0,1735 - SST Quencoro - Tintaya 0,5167 0,3701 0,1132 - Sistema Chiclayo Carhuaquero 0,4210 0,4573 0,1217 - SST en la SE Santa Rosa 0,4410 0,5590 - - SST Asociado con la CH Yuncán 0,4248 0,4858 0,0748 0,0146 SST Azangaro - Juliaca - Puno 0,5031 0,3783 0,1186 - SST Chilca - San Juan 0,4004 0,4715 0,1281 - SST de Edegel 0,4515 0,4067 0,1406 0,0012 SST de Egemsa 0,4948 0,3788 0,1264 - SST de EGENOR en SE Chimbote 0,4577 0,5423 - - SST de Eteselva 0,5035 0,3581 0,1384 - SST de San Gaban 0,5040 0,3605 0,1352 0,0003 SST en la SE Quencoro 0,3632 0,6368 - - SST en la SE Ventanilla 0,4621 0,5379 - - SST en la subestación Chiclayo Oeste 0,4320 0,5680 - - SST en la subestación Chimbote 1 0,2881 0,6477 - 0,0642 SST en SE Paramonga Nueva 0,7682 0,1563 - 0,0755 SST en SE Puno de Redesur 0,8041 0,1117 - 0,0842 SST Huallanca - Chimbote 0,4347 0,4206 0,1326 0,0121 SST –Toquepala-Aricota 0,3874 0,6126 - - SST Zapallal – Paramonga Nueva – Chimbote I 0,4284 0,3414 0,2302 -

8.5 Peajes del Area de Demanda 15 En la presente sección se determinan el Ingreso Tarifario, los Peajes y sus correspondientes fórmulas de actualziación aplicacbles a los usuarios del Área d eDemanda 15.

8.5.1 Demanda Metodología Para calcular la demanda de energía y potencia del área 15 (demanda a nivel nacional) se agregaron las demandas proyectadas de cada una de las áreas en los puntos de entrega de energía del SST al sistema de distribución.

A su vez, se incluyeron los clientes libres que emplean solo las instalaciones que pertenecen al área 15. Para proyectar su consumo, se mantiene constante la máxima demanda registrada en el 2007, debido a la falta de disponibilidad de información provista por estos clientes para su proyección. En la Tabla 1 se presentan los clientes libres, su punto de conexión, su



demanda máxima y los factores de carga, simultaneidad y contribución a la punta.

Tabla 1 – Clientes Libres – Demanda Máxima y Factores Subestación Tensión kV Barra Cliente Código MD (MW) FC FS FCPVizcarra 220 VIZCA220 MINERA SANTA LUISA CL0422 4.2 0.09 0.03 0.00Antamina 220 ANTAM220 MINERA ANTAMINA (3) CL0253 93.1 0.82 0.88 0.00

Independencia 220 IND220 MINERA MILPO (DESIERTO) CL0420 8.6 0.50 0.62 0.84Independencia 220 IND220 CORPORACIÓN ACEROS AREQUIPA (ICA) CL0004 74.1 0.44 0.16 0.04Independencia 220 IND220 PRAXAIR PERÚ (ICA) CL0194 6.1 0.71 0.47 0.01M Cerro Verde 220 CVERD220 MINERA CERRO VERDE (MINA) CL0413 125 0.74 0.81 0.00Cajamarca Norte 220 CAJA220 Gold Field La Cima S.A. CL0441 18.29 0.79 0.83 0.84

En la Tabla 2 se muestran los valores de demanda de energía proyectados. La tasa de crecimiento promedio anual en el período de proyección 2008/2018 es 3.1%.

Tabla 2 – Proyección Demanda de Energía SEIN [MWh] Año MAT AT MT TOTAL2008 5,082,729 2,745,351 19,391,122 27,219,2022009 5,077,315 2,774,959 20,540,219 28,392,4932010 5,077,315 2,799,646 21,657,777 29,534,7382011 5,077,315 2,802,318 22,827,605 30,707,2382012 5,082,729 2,838,784 23,747,036 31,668,5502013 5,077,315 2,832,805 24,675,559 32,585,6802014 5,077,315 2,840,351 25,572,802 33,490,4692015 5,077,315 2,862,086 26,464,681 34,404,0822016 5,082,729 2,874,448 27,348,046 35,305,2232017 5,077,315 2,888,219 28,222,942 36,188,4762018 5,077,315 2,903,453 29,087,551 37,068,319

En la Tabla 3 se muestra la proyección de demanda máxima de potencia del SEIN.

Tabla 3 – Proyección Demanda Máxima de Potencia SEIN [MW] NivelTensionDemanda 2009 2010 2011 2012 2013

MAT 580.36 580.47 580.58 580.69 580.80AT 286.82 291.35 293.34 299.20 299.68MT 3,342.70 3,538.48 3,747.48 3,908.80 4,074.59

TOTAL 4,209.89 4,410.30 4,621.41 4,788.69 4,955.07

NivelTensionDemanda 2014 2015 2016 2017 2018MAT 580.90 581.00 581.08 581.16 581.23AT 301.84 305.74 308.39 311.16 314.03MT 4,232.04 4,388.48 4,543.47 4,696.95 4,848.71

TOTAL 5,114.78 5,275.21 5,432.95 5,589.28 5,743.98

A continuación se presentan la demanda de energía y potencia coincidente con el SEIN por nivel de tensión de todas las áreas de demanda.



Tabla 4 – Demanda de Energía [MWh] Area NT 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018Area 1 MAT - - - - - - - - - - -

AT 118,914 118,914 118,914 118,914 118,914 118,914 118,914 118,914 118,914 118,914 118,914 MT 806,567 861,629 916,779 971,615 1,025,541 1,078,116 1,128,799 1,177,046 1,222,316 1,264,199 1,302,080

Area 2 MAT - - - - - - - - - - - AT - - - - - - - - - - - MT 517,147 569,765 624,247 683,775 733,617 802,661 853,752 904,843 955,935 1,007,026 1,058,117

Area 3 MAT 128,690 128,690 128,690 128,690 128,690 128,690 128,690 128,690 128,690 128,690 128,690 AT 590,784 590,784 590,784 590,784 590,784 590,784 590,784 590,784 590,784 590,784 590,784 MT 1,736,398 1,834,702 1,921,038 2,008,356 2,065,727 2,123,120 2,180,503 2,237,861 2,295,196 2,352,524 2,409,885

Area 4 MAT - - - - - - - - - - - AT - - - - - - - - - - - MT 162,458 186,355 205,034 222,661 240,172 257,689 275,518 293,049 310,585 328,125 346,401

Area 5 MAT 178,018 178,018 178,018 178,018 178,018 178,018 178,018 178,018 178,018 178,018 178,018 AT 1,065,110 1,078,771 1,103,458 1,106,130 1,142,597 1,136,618 1,144,164 1,165,898 1,178,260 1,192,032 1,207,265 MT 1,149,099 1,207,234 1,265,872 1,324,450 1,382,274 1,440,788 1,494,980 1,546,000 1,593,065 1,635,418 1,672,334

Area 6 MAT - - - - - - - - - - - AT 368,792 374,599 374,599 374,599 374,599 374,599 374,599 374,599 374,599 374,599 374,599 MT 5,908,102 6,213,545 6,556,683 6,945,372 7,164,276 7,371,007 7,577,737 7,784,468 7,991,198 8,197,929 8,404,659

Area 7 MAT 517,400 517,400 517,400 517,400 517,400 517,400 517,400 517,400 517,400 517,400 517,400 AT 343,098 343,098 343,098 343,098 343,098 343,098 343,098 343,098 343,098 343,098 343,098 MT 5,978,237 6,260,928 6,565,444 6,872,053 7,207,918 7,543,205 7,874,922 8,207,767 8,539,785 8,872,393 9,204,475

Area 8 MAT - - - - - - - - - - - AT 54,771 54,771 54,771 54,771 54,771 54,771 54,771 54,771 54,771 54,771 54,771 MT 1,116,547 1,173,790 1,236,678 1,299,302 1,337,818 1,376,309 1,414,805 1,453,359 1,491,853 1,530,367 1,568,902

Area 9 MAT 453,499 453,499 453,499 453,499 453,499 453,499 453,499 453,499 453,499 453,499 453,499 AT 189,821 199,961 199,961 199,961 199,961 199,961 199,961 199,961 199,961 199,961 199,961 MT 717,560 845,109 906,605 961,074 996,315 1,031,529 1,066,789 1,101,998 1,137,259 1,172,489 1,207,710

Area 10 MAT 162,360 162,360 162,360 162,360 162,360 162,360 162,360 162,360 162,360 162,360 162,360 AT 14,060 14,060 14,060 14,060 14,060 14,060 14,060 14,060 14,060 14,060 14,060 MT 663,039 709,367 737,232 771,161 787,824 808,017 824,684 841,353 858,025 874,701 891,380

Area 11 MAT 103,483 103,483 103,483 103,483 103,483 103,483 103,483 103,483 103,483 103,483 103,483 AT - - - - - - - - - - - MT 204,988 220,306 236,859 254,519 265,520 276,510 287,499 298,480 309,475 320,455 331,451

Area 12 MAT 1,557,746 1,557,746 1,557,746 1,557,746 1,557,746 1,557,746 1,557,746 1,557,746 1,557,746 1,557,746 1,557,746 AT - - - - - - - - - - - MT 74,656 78,322 81,862 85,366 88,499 91,631 94,765 97,893 101,025 104,157 107,292

Area 13 MAT - - - - - - - - - - - AT - - - - - - - - - - - MT 175,987 183,484 191,539 200,082 207,819 215,556 223,293 231,030 238,767 246,503 254,240

Area 14 MAT - - - - - - - - - - - AT - - - - - - - - - - - MT 180,336 195,683 211,905 227,819 243,714 259,420 274,755 289,533 303,563 316,655 328,625

Area 15 CL MAT 1,981,534 1,976,120 1,976,120 1,976,120 1,981,534 1,976,120 1,976,120 1,976,120 1,981,534 1,976,120 1,976,120 AT - - - - - - - - - - - MT - - - - - - - - - - -

Area 15 Total MAT 5,082,729 5,077,315 5,077,315 5,077,315 5,082,729 5,077,315 5,077,315 5,077,315 5,082,729 5,077,315 5,077,315 AT 2,745,351 2,774,959 2,799,646 2,802,318 2,838,784 2,832,805 2,840,351 2,862,086 2,874,448 2,888,219 2,903,453 MT 19,391,122 20,540,219 21,657,777 22,827,605 23,747,036 24,675,559 25,572,802 26,464,681 27,348,046 28,222,942 29,087,551



Tabla 5 – Potencia coincidente con el SEIN [MW] Area NT 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018Area 1 MAT - - - - - - - - - -

AT 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 MT 143 152 161 170 179 188 196 203 210 216

Area 2 MAT - - - - - - - - - - AT - - - - - - - - - - MT 105 115 126 135 150 160 169 179 188 198

Area 3 MAT 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 AT 68 69 69 70 70 70 70 71 71 71 MT 316 335 353 365 377 389 401 413 425 437

Area 4 MAT - - - - - - - - - - AT - - - - - - - - - - MT 50 55 59 64 69 74 78 83 88 92

Area 5 MAT 18 18 18 18 19 19 19 19 19 19 AT 127 131 133 138 138 140 144 146 148 151 MT 183 194 204 215 225 235 244 252 260 267

Area 6 MAT - - - - - - - - - - AT 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 MT 995 1,055 1,125 1,163 1,199 1,235 1,271 1,307 1,343 1,379

Area 7 MAT 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 AT 38 38 38 38 38 38 38 38 38 38 MT 999 1,048 1,098 1,153 1,208 1,262 1,316 1,370 1,424 1,479

Area 8 MAT - - - - - - - - - - AT 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 MT 152 161 170 176 181 187 193 198 204 209

Area 9 MAT 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 AT 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 MT 140 149 159 165 171 178 184 190 197 203

Area 10 MAT 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 AT 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 MT 125 131 138 142 146 150 154 157 161 164

Area 11 MAT 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 AT - - - - - - - - - - MT 51 55 59 62 64 67 69 72 75 77

Area 12 MAT 193 193 193 193 193 193 193 193 193 193 AT - - - - - - - - - - MT 14 14 15 15 16 16 17 18 18 19

Area 13 MAT - - - - - - - - - - AT - - - - - - - - - - MT 34 35 37 38 40 41 42 44 45 47

Area 14 MAT - - - - - - - - - - AT - - - - - - - - - - MT 37 40 43 46 49 51 54 57 59 61

Area 15 CL MAT 219 219 219 219 219 219 219 219 219 219 AT - - - - - - - - - - MT - - - - - - - - - -

Area 15 Total MAT 580 580 581 581 581 581 581 581 581 581 AT 287 291 293 299 300 302 306 308 311 314 MT 3,343 3,538 3,747 3,909 4,075 4,232 4,388 4,543 4,697 4,849

8.5.2 CMA asignado a los Usuarios Las instalaciones que son asignadas al Área de Demanda 15 (demanda de todo el SEIN) son las instalaciones de SST calificadas como casos excepcionales, denominados SSTGD, (Generación/Demanda), las mismas que se muestran en el cuadro siguiente:

Cuadro Nº 8-3 INSTALACIONES ASIGNADAS AL ÁREA DE DEMANDA 15

(SSTGD) INSTALACION

Celda de Línea a Chiclayo Oeste SET PIURA OESTE Celda de Línea a Piura Oeste SET CHICLAYO OESTE Celda de Línea a Chimbote 1 SET TRUJILLO NORTE Celda de Línea a Chimbote 1 SET TRUJILLO NORTE

Celda de Línea a Trujillo Norte SET CHIMBOTE 1 Celda de Línea a Trujillo Norte SET CHIMBOTE 1

Celda de Línea a Ventanilla L-2243 SET ZAPALLAL Celda de Línea a Ventanilla L-2242 SET ZAPALLAL

Celda de Línea a San Juan SET SANTA ROSA Celda de Línea a Santa Rosa SET SAN JUAN Celda de Línea a Santa Rosa SET SAN JUAN



Celda de Línea a Santuario SET SOCABAYA Celda de Línea a Santuario SET SOCABAYA

Celda de Línea a Cerro Verde SET SOCABAYA Celda de Línea a Cerro Verde SET SOCABAYA

Celda de Línea a Callalli SET TINTAYA Celda de Línea a Tintaya SET CALLALI

Celda de Línea a Santuarios SET CALLALI Celda de Línea a Socabaya SET CERRO VERDE Celda de Línea a Socabaya SET CERRO VERDE

Celda de Línea a Callalli SET SANTUARIO Celda de Línea a Socabaya SET SANTUARIO Celda de Línea a Socabaya SET SANTUARIO

L-2238 Piura Oeste - Chiclayo Oeste L-2232 Trujillo Norte - Chimbote 1 L-2233 Trujillo Norte - Chimbote 1 L-2242/2243 Zapallal - Ventanilla

L-2244/2245 Ventanilla - Chavarria L-2246 Ventanilla - Chavarria

L-2010/2011 Santa Rosa - San Juan L-1008 Tintaya - Callalli

L-1020 Santuario - Callalli L-1021/1022 Santuario - Socabaya

L-1023 Socabaya - Cerro Verde

El CMA de este SSTGD, asignado a los Usuarios, calculado con base en los porcentajes de responsabilidad de pago mostrado en el Cuadro 8.1 del presente informe y el CMA del sistema GD REP, mostrado en el cuadro Nº 8-6, asciende a: S/. 53 026.566,5 conforme se muestra en el siguiente cuadro:

Cuadro Nº 8-4 PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 15

CMA SST GD (Nuevos Soles)

Nombre Código Elemento Instalación

Elemento Elemento (2) (3) (US$) (S/.)

Celda de Línea a Chiclayo Oeste L-2238 Celda SET PIURA OESTE 47.024,33 147750,44

Celda de Línea a Piura Oeste L-2238 Celda SET CHICLAYO OESTE 59.866,52 188100,61

Celda de Línea a Chimbote 1 L-2232 Celda SET TRUJILLO NORTE 59.866,52 188100,61

Celda de Línea a Chimbote 1 L-2233 Celda SET TRUJILLO NORTE 59.866,52 188100,61

Celda de Línea a Trujillo Norte L-2232 Celda SET CHIMBOTE 1 59.412,25 186673,29

Celda de Línea a Trujillo Norte L-2233 Celda SET CHIMBOTE 1 59.412,25 186673,29

Celda de Línea a Paramonga Nueva L-2216 Celda SET CHIMBOTE 1 59.412,25 186673,29

Celda de Línea a Ventanilla L-2243 L-2242 Celda SET ZAPALLAL 59.866,52 188100,61

Celda de Línea a Ventanilla L-2242 L-2243 Celda SET ZAPALLAL 59.866,52 188100,61

Celda de Línea a Paramonga Nueva L-2214 L-2214 Celda SET ZAPALLAL 59.866,52 188100,61

Celda de Línea a Zapallal L-2242 L-2242 Celda SET VENTANILLA 59.884,82 188158,11

Celda de Línea a Zapallal L-2243 L-2243 Celda SET VENTANILLA 59.884,82 188158,11

Celda de Línea a Chavarria L-2245 L-2245 Celda SET VENTANILLA 59.884,82 188158,11




Nombre Código Elemento Instalación Elemento Elemento (2) (3) (US$) (S/.)

Celda de Línea a Chiclayo Oeste L-2238 Celda SET PIURA OESTE 47.024,33 147750,44


Celda de Línea a Ventanilla L-2244 L-2244 Celda SET CHAVARRIA 59.866,52 188100,61

Celda de Línea a Ventanilla L-2245 L-2245 Celda SET CHAVARRIA 59.866,52 188100,61

Celda de Línea a San Juan L-2010 Celda SET SANTA ROSA 59.888,62 188170,04

Celda de Línea a San Juan L-2011 Celda SET SANTA ROSA 59.888,62 188170,04

Celda de Línea a Santa Rosa L-2010 Celda SET SAN JUAN 59.866,52 188100,61

Celda de Línea a Santa Rosa L-2011 Celda SET SAN JUAN 59.866,52 188100,61

Celda de Línea a Santuario L-1021 Celda SET SOCABAYA 42.668,68 134064,99

Celda de Línea a Santuario L-1022 Celda SET SOCABAYA 42.668,68 134064,99

Celda de Línea a Cerro Verde L-1023 Celda SET SOCABAYA 42.668,68 134064,99

Celda de Línea a Cerro Verde L-1024 Celda SET SOCABAYA 42.668,68 134064,99

Celda de Línea a Callalli L-1008 Celda SET TINTAYA 37.492,65 117801,91

Celda de Línea a Tintaya L-1008 Celda SET CALLALI 37.492,65 117801,91

Celda de Línea a Santuarios L-1020 Celda SET CALLALI 37.492,65 117801,91

Celda de Línea a Socabaya L-1023 Celda SET CERRO VERDE 36.375,52 114291,87

Celda de Línea a Socabaya L-1024 Celda SET CERRO VERDE 36.375,52 114291,87

Celda de Línea a Callalli L-1020 Celda SET SANTUARIO 42.668,68 134064,99

Celda de Línea a Socabaya L-1021 Celda SET SANTUARIO 42.668,68 134064,99

Celda de Línea a Socabaya L-1022 Celda SET SANTUARIO 42.668,68 134064,99

Celda de Línea a Zapallal L-2214 Celda SET PARAMONGA NUEVA 61.059,76 191849,77

Celda de Línea a Chimbote 1 L-2216 Celda SET PARAMONGA NUEVA 61.059,76 191849,77

L-2238 Línea Piura Oeste - Chiclayo Oeste 2.545.350,12 7997490,07

L-2232 Línea Trujillo Norte - Chimbote 1 1.720.998,03 5407375,81

L-2233 Línea Trujillo Norte - Chimbote 1 1.720.998,03 5407375,81

L-2242/2243 Línea Zapallal - Ventanilla 532.675,12 1673665,22

L-2244/2245 Línea Ventanilla - Chavarria 312.747,10 982651,39

L-2246 Línea Ventanilla - Chavarria 173.823,09 546152,16

L-2010/2011 Línea Santa Rosa - San Juan 728.770,88 2289798,12

L-1008 Línea Tintaya - Callalli 1.043.907,78 3279958,24

L-1020 Línea Santuario - Callalli 978.272,80 3073733,14

L-1021/1022 Línea Santuario - Socabaya 344.586,06 1082689,40

L-1023 Línea Socabaya - Cerro Verde 108.401,64 340597,95

L-2214 Línea Zapallal - Paramonga Nueva 1.976.587,16 6210436,86

L-2216 Línea Paramonga Nueva - Chimbote 1 2.840.417,34 8924591,30

8.5.3 Ingreso Tarifario Los Ingresos Tarifarios por año correspondientes a los elementos MAT o MAT/MAT ubicados en el Área de Demanda 15, 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 8-5

PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 15

INGRESO TARIFARIO POR AÑO, DEL SER

(Nuevos Soles)

Elemento Titular 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Tintaya - Callalli 138 kV REP 44.072,8 44.072,8 44.072,8 44.072,8 13.780,9 37.221,6 38.966,3 38.966,3

Callalli - Santuario 138 kV REP - - - - - - - - Santuario - Socabaya 138

kV (GD) REP 198.821,2 198.821,2 198.821,2 198.821,2 218.693,9 248.141,2

259.392,9

259.392,9

Socabaya - Cerro Verde 138 kV REP 19.212,7 19.212,7 19.212,7 19.212,7 27.391,9 28.397,7 23.617,3 23.617,3

Chiclayo - Piura 138 kV REP 678.065,5 678.065,5 678.065,5 678.065,5 817.841,5 288.794,3

317.021,3

317.021,3

Chimbote - Trujillo 220 kV REP 127.456,9 127.456,9 127.456,9 127.456,9 474.798,7 898.225,4

883.158,8

883.158,8

Zapallal - Ventanilla 220 kV REP 1.990,7 1.990,7 1.990,7 1.990,7 73.733,7 255.828,1

313.570,6

313.570,6

Ventanilla - Chavarria 220 kV REP 140.413,8 140.413,8 140.413,8 140.413,8 5.295,4 35.779,4 46.935,3 46.935,3

Santa Rosa - San Juan 220 kV REP 47.100,4 47.100,4 47.100,4 47.100,4 16.051,7 - - -

Zapallal - Huacho 220 kV REP - - - - 77,2 - - - Huacho - Paramonga Nueva

220 kV REP 582.396,0 582.396,0 582.396,0 582.396,0 889.180,7 657.721,5

731.827,7

731.827,7

Paramonga Nueva - Chimbote 220 kV REP - - - - 75.273,4 75.959,0 68.939,4 68.939,4

Zapallal - Paramonga Nueva 220 kV REP 669,8 669,8 669,8 669,8 928,6 540,2 540,2 540,2

Cuadro 3.9 AREA DE DEMANDA 15

Titular Elemento Ingreso Tarifario Ingreso Tarifario Ingreso Tarifario Ingreso Tarifario Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 S/. S/. S/. S/.

REP Tintaya - Callalli 138 kV 44.072,8 13.780,9 37.221,6 38.966,3

REP Callalli - Santuario 138 kV - - - -

REP Santuario - Socabaya 138 kV (GD) 198.821,2 218.693,9 248.141,2 259.392,9

REP Socabaya - Cerro Verde 138 kV 19.212,7 27.391,9 28.397,7 23.617,3

REP Chiclayo - Piura 138 kV 678.065,5 817.841,5 288.794,3 317.021,3

REP Chimbote - Trujillo 220 kV 127.456,9 474.798,7 898.225,4 883.158,8

REP Zapallal - Ventanilla 220 kV 1.990,7 73.733,7 255.828,1 313.570,6

REP Ventanilla - Chavarria 220 kV 140.413,8 5.295,4 35.779,4 46.935,3

REP Santa Rosa - San Juan 220 kV 47.100,4 16.051,7 - -

REP Zapallal - Huacho 220 kV - 77,2 - -

REP Huacho - Paramonga Nueva 220 kV 582.396,0 889.180,7 657.721,5 731.827,7

REP Paramonga Nueva - Chimbote 220 kV - 75.273,4 75.959,0 68.939,4

REP Zapallal - Paramonga Nueva 220 kV 669,8 928,6 540,2 540,2



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

∑

∑×

=

=

+

+−

= 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 la parte correspondiente del CMA de las instalaciones del SSTG/D.

• 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:


PEAJES (cmt. S/kWh)


AREA DE DEMANDA: AREA 15

Red Eléctrica del Perú S.A. PU PU ACUMUL.

ctmsS/./kWh ctmsS/./kWh Transmision MAT 0,0666 0,0666

Transformacion MAT/AT - 0,0666 Transmision AT - 0,0666

Transformacion AT/MT - 0,0666


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 15 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 Fórmula 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:



FACTORES DE ACTUALIZACION DE LOS CMA Y PEAJES

Área de Demanda AREA 15

SCT

COEFICIENTES Partes Procedencia Procedencia Aluminio Cobre Total

Extranjera Nacional a b c d

Transmision MAT 0,0855 0,8717 0,0428 1,0000 Transformacion MAT/AT

Transmision AT Transformacion AT/MT

TOTAL 0,0855 0,8717 0,0428 1,0000



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).



9. Conclusiones y Recomendaciones

Del análisis realizado por OSINERGMIN a los estudios presentados por las empresas REP, ETENORTE, ELECTRO ANDES, ENERSUR, EDEGEL, EGEMSA, SAN GABÁN, REDESUR y ETESELVA, así como los análisis de oficio correspondientes a las titulares que no han presentado propuesta y pertenecen al Área de Demanda 15, se concluye lo siguiente:

a) Los Titulares plantean Costos de Inversión durante los cuatro (04) años, mientras que OSINERGMIN plantea que los Costos de Inversión se realicen durante el primer año.

b) Los valores de los CMA correspondientes al Área de Demanda 15 son los que se muestran en los Cuadros N° 8-5 y 8-6.

c) Los Ingresos Tarifarios por año correspondientes a los elementos MAT o MAT/MAT ubicados en el Área de Demanda 15, son los que se muestran en el Cuadro N° 8-7.

d) Los valores de los Peajes correspondientes al Área de Demanda 15 son los que se muestran en el Cuadro N° 8-8.

e) 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° 8-9.

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.



10. Anexos

A continuación se presentan los siguientes anexos al informe:

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

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

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

Anexo D Cuadros Comparativos



Anexo A Diagramas Unifilares del SER 2009-2013 - Según Propuesta

OSINERGMIN Informe 0051-2009-GART


TITULAR: ETESELVA



TITULAR: ETENORTE

Huallanca

Chimbote 1

SEINHidrandina

ACSR 501 mm283,3 km

HidrandinaCaraz-Carhuaz-Huaraz-

G6

C. H. Cañon del Pato

13,8 kV

G1

Enlace



TITULAR: EDEGEL



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

PROPUESTA INICIAL



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

1. Informe N° Oficio múltiple N° 0533-2008-GART sobre Observaciones al Estudio Tarifario presentado por Edegel, Egemsa, Electroandes, Etenorte, Eteselva y SanGabán, respectivamente.

2. Respuesta a las observaciones al Estudio Tarifario presentados por las empresas Edegel, Egemsa, Electroandes, Etenorte, Eteselva, REP y San Gabán.

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.

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



Análisis de la Respuesta a las Observaciones Formuladas a la Propuesta de la Empresa EDEGEL

OBSERVACIONES GENERALES

DEMANDA

Observación 1.

Edegel no ha presentado información de demanda para la determinación del peaje correspondiente a la celda de transformación 220kV de la subestación Cajamarquilla, cuya responsabilidad de pago corresponde a la demanda.

Respuesta

En el Anexo A.1, se adjunta la información de demanda de Cajamarquilla, según lo observado.

Año Mes Energía(KWh)

2005 agosto 465941192005 setiembre 430819292005 octubre 489186392005 noviembre 361053332005 diciembre 483295732006 enero 439435102006 febrero 443211622006 marzo 476583772006 abril 450148382006 mayo 479266922006 junio 439648192006 julio 46524028

CAJAMARQUILLA

Análisis y conclusión de OSINERGMIN.

En el Anexo A1 se presenta la demanda para el cálculo del CMA correspondiente al período Agosto 2005- Julio 2006 aunque existen diferencias del orden 0.1% con los datos oficiales del SICOM.

Observación subsanada.

Observación 2.

Falta documentación técnica del sistema existente. Se requiere que la Empresa presente en archivos AutoCad lo siguiente:

• Esquemas unifilares al 23 de Julio de 2006.



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

Respuesta

Adjunto al presente documento, se entrega la información solicitada (Anexo B).

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

La empresa presenta la información requerida por OSINERGMIN.


COSTOS DE INVERSIÓN

Observación 3.

EDEGEL no ha presentado la valorización de los costos de inversión correspondiente a la celda de transformación 220 kV de la subestación Cajamarquilla, cuya responsabilidad de pago corresponde a la demanda.

Respuesta

En el Anexo A.2 se adjunta los resultados del Costo Medio Anual (CMA) correspondiente a la celda del transformador en 220kV en Cajamarquilla. Cabe anotar que al ser ésta instalación existente antes de la vigencia de la Ley 28832, corresponde determinar el CMA empleando la formulación establecida en el Articulo 24º de la Resolución OSINERGMIN Nº 023-2008-OS/CD (Norma de Tarifas y Compensaciones para los SST – SCT).


EDEGEL presentó lo solicitado.


COSTOS ESTÁNDAR DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

Observación 4.

Dado que el costo de operación y mantenimiento resulta de aplicar a la inversión el porcentaje fijado para cada nivel de tensión y tipo de región en donde se ubica cada elemento de transmisión, se requiere que en mérito a las correcciones que se realicen en lo correspondiente a la determinación del SER y la valorización de las inversiones, se efectúe el recálculo de los COyM respectivos.

Respuesta

Debido a que la instalación de transmisión de Edegel asignado a la demanda, es existente antes de la vigencia de la Ley 28832, no corresponde determinar el COyM según lo observado, sino, que la formulación establecida en el Artículo 24º de la resolución OSINERGMIN Nº 023-2008-OS/CD, ya contiene implícitamente



los valores del COyM, debido a que el resultado del CMA es equivalente a la anualidad de la inversión más el COyM. Sin embargo, en mérito a la actualización de las valorizaciones de inversión correspondiente a las instalaciones asignadas a la generación, se adjunta en el Anexo A.3, las valorizaciones y cálculo del COyM, según lo señalado.



Observación Subsanada.

DETERMINACIÓN DEL CMA, PEAJES, COMPENSACIONES Y FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN

Observación 5.

No se ha presentado el CMA, Peaje y Fórmula de actualización correspondiente a la celda de transformación 220 kV de la subestación Cajamarquilla, cuya responsabilidad de pago corresponde a la demanda.

Respuesta

Se adjunta en el Anexo A.4, los resultados de CMA, peaje y fórmula de actualización, correspondiente a la celda de transformación en 220kV de Cajamarquilla.


El valor del CMA SSTD indicado en los formatos F-518 a F-521 considera únicamente el costo de inversión. Además, la suma de los parciales de la anualidad de CI y el valor de COyM de MN, ME, Al y Cu por nivel de tensión no concuerda con el total indicado en el formato F-308 para los denominados “Otros Sistemas” en los mismos formatos.

Observación subsanada parcialmente

OBSERVACIONES ESPECÍFICAS

PROYECCIÓN DE DEMANDA

Observación 6.

No se ha presentado información de demanda para inversiones cuyo pago es asignado a la demanda

EDEGEL deberá presentar el sustento del por qué no ha presentado información de demanda para la determinación del peaje correspondiente a la celda de transformación 220 kV de la subestación Cajamarquilla, cuya responsabilidad de pago corresponde a la demanda.



Asimismo, deberá considerar el Área de Demanda definida por OSINERGMIN para realizar dicha proyección de demanda. Es decir, se debe tener en cuenta lo establecido en el Capítulo Segundo, numeral 9.1.3 de la NORMA TARIFAS donde se requiere que la proyección de demanda de energía se trate en forma global para el Área de Demanda 7 establecida en la Resolución OSINERGMIN Nº 634-2007-OS/CD, tanto para Usuarios Menores como Mayores.

Respuesta

En el Anexo A.1, se adjunta la información de demanda según lo observado. Al respecto, se debe indicar que la demanda considerada corresponde a la de Cajamarquilla, agregada de los valores de proyección de demanda determinados por las empresas Luz del Sur y Edecañete en sus respectivas áreas de concesión (Área de demanda 7), las cuales han sido obtenidas a partir de la información publicada en la página Web de OSINERGMIN.

Proyección de Demanda

El cliente Cajamarquilla mediante oficio remitido al COES-SINAC de fecha 15 de agosto de 2007 en la etapa de propuesta tarifaria de precios en barra, el cual fue publicado por OSINERGMIN en su página Web, formalizó su compromiso de incremento de potencia en las magnitudes que se muestran en el cuadro siguiente:

Potencia PotenciaAño HP HFP Energía

(MW) (MW) (MWh)2008 30 91 6858352009 60 175 13231252010 60 175 13231252011 135 195 15987002012 135 195 1598700

Consecuentemente, para el Área de Demanda 7, se considera la demanda de las empresas Edecañete, Luz del Sur y Edegel. La información a emplearse corresponde al valor presente de la demanda por nivel de tensión consignado en los formatos F-515 de dichas empresas.

Información de demanda de Edecañete

TITULAR EDECAÑETE

VP ENERGIA MWh

Transporte MAT 421.891,06 Transformación

MAT/AT 421.891,06

Transporte AT 421.891,06

Transformación AT/MT 421.891,06



Información de demanda de Luz del Sur

TITULAR LUZ DEL SUR

VP ENERGIA

MWh

Transporte MAT 28 947 524,9Transformación

MAT/AT 28 947 524,9

Transporte AT 28 947 524,9Transformación

AT/MT 26 821 935,1

Información de demanda de EDEGEL

TITULAR VP ENERGIA EDEGEL MWh

Transporte MAT 5 657 509,99 Transformación

MAT/AT 0,0

Transporte AT 0,0 Transformación

AT/MT 0,0

Información de demanda – Área de Demanda 7

TITULAR VP ENERGIA EDC, LDS, EDG MWh Transporte MAT 35 026 925,95 Transformación

MAT/AT 29 369 415,96

Transporte AT 29 369 415,96 Transformación

AT/MT 27 243 826,16


Existen diferencias entre las demandas de energía propuestas en el Anexo A.1 del informe de absolución de observaciones y lo comprometido por Votorantim Metais - Cajamarquilla. Según se aprecia en el documento dirigido al COES con fecha 15/08/2007 la demanda eléctrica proyectada es la siguiente:



Cabe mencionar también que los valores presente de energía, recogidas en el formato F-515 han variado entre la primera propuesta y la definitiva. Tal es el caso de la empresa LDS, que muestra valores distintos a su propuesta inicial.

Observación subsanada parcialmente


Observación 7.

Información presentada en los formatos no permite verificar su validez y consistencia

EDEGEL ha presentado los formatos de inversión sin vínculos, impidiendo que se pueda revisar y verificar su propuesta tarifaria. Por lo que no ha sido posible revisar la información presentada por esta empresa para el rubro de inversión.

A continuación se describen algunos de los problemas e inconsistencias encontradas:

• En el formato F-301 los costos unitarios del módulo no tienen vinculación con el módulo.

• En las hojas F302-HCO, F302-CHO, F-302-YAN, no existe vinculación en los valores MAT y AT.

• En las hojas F303-HCO y F303-MATUC no existe vinculación y los valores de los módulos OC-SIC1E220IM-10 y ED-SIC1E220IM-10 no son los correctos con respecto a los módulos aprobados por OSINERGMIN.

• En la hoja F303-CALLAH no existe vinculación y los valores de los módulos TP-060010-040SI2E, TP-060010-020SI2E, OC-SIC1E220IM-10 y ED-SIC1E220IM-10 no son los correctos con respecto al módulo aprobado por OSINERGMIN.

• En la hoja F303-MOYOP no existe vinculación y los valores de los módulos OC-SIC1E060SB-05 y ED-SIC1EMC no son los correctos con respecto al módulo aprobado por OSINERGMIN.

• En la hoja F303-HNI no existe vinculación y los valores de los módulos OC-COC1E060SB-02 y ED-COC1E060SB-02 no son los correctos con respecto al módulo aprobado por OSINERGMIN.



• En la hoja F303-YAN no existe vinculación y los valores de los módulos CE-220SER1C1ESBLT, OC-SEC1E220IM-10 y ED-SEC1E220IM-10 no son los correctos con respecto al módulo aprobado por OSINERGMIN.

• En la hoja F303-CHIM no existe vinculación y los valores de los módulos OC-SEC1E220IM-10 y ED-SEC1E220IM-10no son los correctos con respecto al módulo aprobado por OSINERGMIN.

• En las hojas F303-PACHA y F303-VEN no existe vinculación y los valores de los módulos OC-SEC1E220IM-10 y ED-SEC1E220IM-10 no son los correctos con respecto al módulo aprobado por OSINERGMIN.

• En las hojas F303-SROSA y F303-CAJAM no existe vinculación y los valores de los módulos OC-COC1E220AN-10 y ED-COC1E220AN-10 no son los correctos con respecto al módulo aprobado por OSINERGMIN.

• En general, EDEGEL deberá revisar todos los datos de los formatos de inversión y presentarlos de modo que los datos allí consignados tengan un sustento de su cálculo y la vinculación respectiva a fin de verificar su validez y consistencia.

Respuesta En el Anexo A.4, se adjunta los formatos debidamente actualizados y vinculados a los módulos estándares vigentes establecidos mediante las resoluciones OSINERGMIN Nº 464-2008-OS/CD y OSINERGMIN Nº 465-2008-OS/CD. No obstante, debemos aclarar que la valorización de las instalaciones de Edegel, se efectuaron en base a los módulos estándares que estuvieron vigentes en el momento de la presentación de la propuesta tarifaria, la misma que corresponde a la Resolución OSINERGMIN Nº 343-2008-OS/CD. Por consiguiente, los valores colocados en los formatos fueron los correctos. Sin embargo, debemos señalar que en fecha posterior a la presentación de propuesta, OSINERGMIN publicó las resoluciones OSINERGMIN 464 Y 465-2008-OS/CD, mediante las cuales modificó los módulos estándares que estuvieron vigentes hasta ese momento. En este sentido, es razonable que los valores colocados en los formatos no coincidan con los módulos vigentes a la fecha. Finalmente, reiteramos que en el Anexo A.4, se adjunta los formatos debidamente actualizados y vinculados a los módulos estándares vigentes.




Observación 8.

Se deben actualizar las valorizaciones de inversión con base a las observaciones anteriores

En base a las correcciones que correspondan efectuar como resultado de las observaciones anteriores, EDEGEL 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 Ver respuesta del numeral anterior.





Observación 9.

Se requiere actualizar el cálculo del COyM

Con base en las correcciones que se realicen en la determinación de la valorización de las inversiones, se requiere la actualización del cálculo del COyM.

Respuesta En los formatos correspondientes a la inversión y COyM, se presenta los nuevos costos de operación y mantenimiento, como resultado de las modificaciones efectuadas en atención a las observaciones dadas por OSINERGMIN.




DETERMINACIÓN DEL CMA, PEAJES, COMPENSACIONES Y FÓRMULAS DE ACTUALIZACIÓN

Observación 10.

No se ha presentado el Peaje para inversiones cuyo pago es asignado a la demanda

EDEGEL deberá presentar el sustento del por qué no ha presentado los cálculos para la determinación del peaje correspondiente a la celda de transformación 220 kV de la subestación Cajamarquilla, cuya responsabilidad de pago corresponde a la demanda.

Respuesta

En el Anexo A.5, se presentan los resultados de peajes asignados a la demanda por el uso de la celda de transformador en 220kV de Cajamarquilla.




En el formato F-515 se considera en una columna adicional el valor del CMA asignado a la demanda.

Observación Subsanada

Observación 11.

Asignación de la compensación incompleta

EDEGEL deberá adecuar la asignación de las compensaciones de acuerdo con la Resolución OSINERGMIN N° 383-2008-OS/CD que aprueba la norma: “Procedimiento para la Asignación de Responsabilidad de Pago de los SST y SCT", la misma que es aplicable al presente proceso de fijación de Peajes y Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión, cuyos cargos entrarán en vigencia a partir del 01 de mayo del 2009.

Respuesta

De acuerdo a lo establecido en los Artículos 10º y 12º de la Resolución OSINERGMIN Nº 383-2008-OS/CD, el cálculo de la asignación de compensaciones mediante la metodología establecida en la Norma “Procedimiento para la Asignación de Responsabilidad de Pago de los SST y SCT”, depende para el caso del reparto por el criterio de beneficios, de la base de datos correspondiente al proceso de fijación de precios en barra del mismo año del proceso de fijación de los SST y SCT, lo cual, se dispondrá recién en el año 2009, mientras que, para el caso del reparto por el criterio de uso, depende de los datos y resultados que determine el COES, según lo establecido en dicho Artículo 12º. Por consiguiente, en esta etapa del proceso regulatorio, no es factible determinar el reparto de las compensaciones según lo observado.


La empresa manifiesta que la responsabilidad de pago es 100% asignado a los generadores, excepto la celda de transformador 220kV de Cajamarquilla el cual se le asigna el 100% de responsabilidad de pago a la demanda.

Observación No Subsanada

Observación 12.

Formatos incompletos

Con relación al formato F-516, los valores de COyM no se vinculan a los del formato F-401 como establece el Artículo 44° de la NORMA TARIFAS. Los valores están vinculados a la planilla Análisis.XLS. Asimismo, no ha sido posible revisar los valores de aCI dado que los mismos se vinculan a la planilla Análisis.XLS. No se redondean los cálculos de CM. Al respecto, EDEGEL deberá corregir y adecuar la información a lo establecido en la NORMA TARIFAS.



A pesar que EDEGEL no presenta el formato F-601, en el archivo 03-Inversión-EDG-Adm.XLS se observa una alta en el año 2009. Al respecto, se solicita presentar dicho formato F-601 y completar los otros formatos que correspondan.

Respuesta

En el Anexo A.4, se adjuntan los formatos observados, debidamente vinculados. Asimismo, se adjunta el formato F-601 en el mismo anexo. Es importante mencionar que, en dicho formato F-601 se incluyen la alta de la celda en Cajamarquilla, siendo el costo de esta celda asignada a la demanda, por tener la misma configuración de conexión que fuera aprobado por OSINERGMIN en la regulación del año 2003. Con respecto al caso de la celda en Yanango para SIMSA, que fuera incluido en el estudio tarifario presentado con anterioridad, le informamos que no es factible mantener esta propuesta, debido a que SIMSA hasta la fecha no ha formalizado su requerimiento, requisito indispensable para la aprobación por parte de OSINERGMIN del plan de obras de Edegel. En este aspecto, se ha optado por retirar en todos los formatos respectivos, la inversión correspondiente a la celda de 220kV en Yanango.


En el formato F-516 no vincula el COyM al formato F-401, el valor del C.I. contiene un grave error al multiplicar el costo de las celdas de línea por los kilometros de la línea que lo contiene.

Para el formato F-601 no indica la alta del cliente SIMSA a pesar que en el resumen ejecutivo, definición del SER, considera dicho cliente con las celda 220kV en Yanango.

Observación No Subsanada.



Análisis de la Respuesta a las Observaciones Formuladas a la Propuesta de la Empresa ETENORTE


Observación 1.

Falta de Formatos de Información General (F-002 Y F-003)

ETENORTE no ha presentado los formatos F-002 y F-003. Dichos formatos son los que la titular ha remitido de manera regular a la Gerencia de Fiscalización Eléctrica de OSINERGMIN denominados FL y FS. Se solicita presentar dicha información.

Respuesta

Se Incluyen los formularios F-002 y F-003, correspondientes a las instalaciones de transmisión de ETENORTE.


Subsanada

La Empresa presenta lo solicitado.

DEMANDA

Observación 2.

No fue considerada el Área de Demanda definida por OSINERGMIN para realizar la proyección de demanda.

El Estudio sólo considera los sistemas eléctricos correspondientes a la propia empresa, sin tener en cuenta lo establecido en el Capítulo Segundo, numeral 9.1.3 de la NORMA TARIFAS. Se requiere que la proyección de demanda de energía se trate en forma global para el Área de Demanda 3 establecida en la Resolución OSINERGMIN Nº 0634-2007, tanto para Usuarios Menores como Mayores.

Respuesta

Se incorpora la información correspondiente a las áreas de demanda 2 y 3 definidas por el OSINERGMIN, información proporcionada por la empresa Hidrandina (Área 3) y extraída de la propuesta presentada por Electronorte (Área 2).




Subsanada

La empresa incorporó y consideró la información de las Áreas de Demanda correspondientes, suministrada por los distribuidores correspondientes

DETERMINACIÓN DEL SER

Observación 3.

No se ha efectuado un análisis adecuado de alternativas.

No se ha efectuado un análisis adecuado de alternativas que demuestre que la configuración seleccionada corresponda a la alternativa de mínimo costo (inversión, operación, mantenimiento y pérdidas). Al respecto, debe efectuarse el análisis de alternativas de acuerdo con lo señalado en el Capítulo Tercero de la NORMA TARIFAS.

Respuesta

Las alternativas analizadas para determinar la configuración de mínimo costo de inversión, operación, mantenimiento y pérdidas han sido calculadas bajo los criterios señalados en el Capítulo Tercero de la Norma TARIFAS. Revisar archivos de la carpeta \\Etenorte\SST\Informe\Calculos\.


No Subsanada

El análisis de las alternativas presentadas por ETENORTE, no cumplen los criterios generales para la determinación del SER descrito en la NORMA TARIFAS. Por ejemplo para el cálculo de los costos de inversión, COyM y pérdidas, ETENORTE considera el valor presente para un horizonte de 30 años, contrariando a lo descrito en el numeral 12.3 de la NORMA TARIFAS, donde indica que la evaluación corresponderá al horizonte de evaluación (10 años). Asimismo para el cálculo de las pérdidas de potencia, ETENORTE no ha utilizado los resultados de los flujos de carga.

Observación 4.

Falta documentación técnica del sistema existente y de las alternativas.

Se requiere que la empresa presente en archivos Autocad lo siguiente:

• 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.

Respuesta

Se adjunta en medio magnético la información solicitada. \\Etenorte\SST\Informe\Planimetria de LT


Subsanada Parcialmente

ETENORTE, no adjunta Mapas que muestren los radios de atención de las subestaciones existentes y proyectadas, asimismo en algunos casos se ha presentado plano de ruta de línea en formato “tif”.


Observación 5.

Los formatos de inversión tienen errores en la asignación de montos diferentes a los correspondientes de los módulos aprobados por OSINERGMIN.

Respuesta

Se ha realizado la actualización de los módulos de inversión, considerando los costos de módulos de transmisión vigentes correspondientes las resoluciones OSINERGMIN N° 464-2008-OS/CD y OSINERGMIN N° 465-2008-OS/CD.


Subsanada

La Empresa ha realizado las actualizaciones solicitadas.

COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

Observación 6.

Dado que el costo de operación y mantenimiento resulta de aplicar a la inversión el porcentaje fijado para cada nivel de tensión y tipo de región en donde se ubica cada elemento de transmisión, se requiere que en mérito a las correcciones que se realicen en lo correspondiente a la determinación del SER y la valorización de las inversiones, se efectúa el recálculo del COyM respectivo.

Respuesta

Se ha recalculado los costos de operación y mantenimiento resultante de aplicar el porcentaje fijado para cada nivel de tensión y tipo de región a los costos de inversión actualizados en el punto anterior.




Subsanada


DETERMINACIÓN DEL CMA, PEAJES, COMPENSACIONES Y FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN

Observación 7.

De acuerdo con lo establecido en la Sexta Disposición Final Complementaria de la Ley Nº 28832, para el caso de las instalaciones del SST existentes a la fecha de entrada en vigencia de la citada Ley, la proporción de pago entre Usuarios y Generadores y el criterio de su distribución al interior del conjunto Usuarios y Generadores serán los mismos que se encuentren vigentes a la fecha de entrada en vigencia de dicha Ley. Al respecto, se solicita explicar las razones por las cuales para la asignación de pago de sus instalaciones, no se ha tenido presente dicha disposición.

Respuesta

Según la Sexta Disposición Final Complementaria…

“Armonización del marco legal de transmisión.

La calificación de las instalaciones señalada en el artículo 58º de la Ley de Concesiones Eléctricas, vigente a la promulgación de la presente Ley, no es materia de revisión, ni es aplicable a las instalaciones cuya puesta en operación comercial se produce en fecha posterior a la promulgación de la presente Ley.

Lo dispuesto en la presente Ley no será aplicable a las concesiones otorgadas al amparo del Texto Único Ordenado de las normas con rango de Ley que regulan la entrega en concesión al sector privado de las obras públicas de infraestructura y de servicios públicos, aprobado por el Decreto Supremo Nº 059- 96-PCM, y de la Ley Nº 27133, Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural, en aquello que se oponga a lo estipulado en los respectivos contratos de concesión. A la expiración de dichos contratos, las instalaciones de transmisión correspondientes pasarán a formar parte del Sistema Garantizado de Transmisión considerando lo dispuesto en el numeral 22.2, inciso d), del artículo 22º de la presente Ley.

Cada instalación de transmisión existente a la fecha de entrada en vigencia de la presente Ley se pagará por Usuarios y Generadores en la misma proporción en que se viene pagando a dicha fecha y se mantendrá invariable y permanente mientras dichas instalaciones formen parte del Sistema Económicamente Adaptado. La distribución al interior del conjunto de Usuarios o del conjunto de Generadores mantendrá el criterio vigente a la fecha de entrada en vigencia de la presente Ley”.

Establece para el caso de instalaciones del SST existentes a la fecha de entrada en vigencia de la citada Ley, la proporción de pago entre Usuarios y Generadores



serán los mismos que se encuentren vigentes a la entrada en vigencia de dicha Ley.

Para el caso de ETENORTE, empresa transmisora nueva, que presenta por primera vez su propuesta de tarifas para sus instalaciones de transmisión y considerando las variaciones del SEIN en el mediano plazo, debido a la entrada en servicio de la línea 220 kV Vizcarra – Huallanca – Cajamarca – Carhuaquero (cuya operación esta prevista para el año 2011). ETENORTE considera que sus instalaciones de transmisión pertenecientes a las zonas 1 y 2 definidas en el informe, -no reguladas anteriormente por el OSINERGMIN-, son de generación / demanda, condición que se refuerza con los resultados obtenidos del análisis realizado para determinar la asignación de pagos por beneficios económicos. Por lo tanto, dentro de la propuesta de tarifas, dichas Zonas han sido consideradas y tratadas con tal calificación.


No Subsanada

No sustenta adecuadamente su posición.

Observación 8.

Para las instalaciones definidas como SSTD no se encuentra el cálculo del CMA de acuerdo a lo establecido en el numeral 24.1 de la NORMA TARIFAS.

Respuesta

Se incluyen el cálculo del CMA para las instalaciones definidas como SSTD y lo correspondiente a los SSTGD.



Se presenta la información requerida de manera incompleta.

Observación 9.

Se requiere que ETENORTE presente una propuesta de peajes y compensaciones de acuerdo a la NORMA TARIFAS, Además, se solicita que ETENORTE presente informe explicativo detallado del proceso de cálculo.

Respuesta

Se presenta la propuesta de peajes y compensaciones de acuerdo a la NORMA TARIFAS, considerando las observaciones planteadas por el OSINERGMIN.





Se presenta la información requerida de manera incompleta.

Observación 10.

Se requiere efectuar el recálculo de los Peajes, Compensaciones y Fórmula de Actualización, con base en las correcciones que se efectúen en mérito a las observaciones contenidas en el presente informe, teniendo presente que las tarifas y peajes que se empleen serás los que se encuentren vigentes al 31 de marzo de 2009 y que entre tanto, se debe emplear las tarifas vigentes en cada etapa del presente proceso regulatorio.

Respuesta

Se ha efectuado el recalculo de los peajes, compensaciones y formula de ajuste, considerando las observaciones planteadas por el OSINERGMIN.



Ver comentarios anteriores.



Observación 11.

No tiene plan de obras de las alternativas óptimas

No se presenta el plan de obras para cada una de las alternativas analizadas (F-205).

Respuesta

ETENORTE, no tiene previsto realizar obras de ampliación de su sistema de transmisión, razón por la que no se ha contemplado un plan de inversiones para las alternativas analizadas.


Subsanada

Se presenta la información requerida

Observación 12.

No hay referencia de que el formato F-216 está desarrollado con la alternativa óptima que estable el formato F-205

Se requiere se indique esta referencia.

Respuesta



Los diagramas de flujo de potencia indicados en el formulario F-216, corresponden a las alternativas óptimas seleccionada para las zonas 1 y 2 del estudio, calculados año a año para el período de análisis en condiciones de máxima demanda del SEIN.



El formato F-216, no está claro, dado que no se puede distinguir las alternativas desarrolladas en el formato F-205.


Observación 13.

La empresa deberá corregir en el formato F-300 los montos de los módulos estándar.

Se ha verificado que los costos unitarios empleados en el formato F-300 no corresponden a los costos estándares vigentes a la fecha de presentación de propuestas, aprobado mediante la Resolución OSINERGMIN Nº 343-2008-OS/CD.

Dadas las diferencias encontradas, se requiere que la titula valorice nuevamente todos los elementos que intervienen en su Plan de Inversiones de líneas de transmisión y subestaciones, para lo cual, se debe emplear estrictamente los módulos estándares vigentes en cada etapa del proceso regulatorio, los cuales a la fecha, corresponden a las Resoluciones modificatorias OSINERGMIN Nº 464-2008-OS/CD y OSINERGMIN Nº 465-2008-OS/CD, publicadas el 22 de junio de 2008.



Respuesta

Se ha actualizado la valorización de las instalaciones, considerando los costos de módulos de transmisión vigentes publicados mediante las OSINERGMIN N° 464-2008-OS/CD y OSINERGMIN N° 465-2008-OS/CD.


Subsanada



Observación 14.

Respecto a los formularios F-501 – F-513 y F--515

De acuerdo a la NORMA TARIFAS, los estudios deben ser presentados por Área de Demanda, para lo cual, de ser necesario, la titular debe coordinar con las otras concesionarias a fin de recabar la información que necesite. Se solicita, por lo tanto, que la empresa presente los formularios de acuerdo a la NORMA TARIFAS.

Respuesta

Con la información recabada de las Áreas de Demanda 3 y 2 proporcionadas por las concesionarias de distribución, en cumplimiento de lo establecido en la NORMA TARIFAS; se incluyen los formularios correspondientes.



Si bien ETENORTE recabó información de las demás empresas de las áreas de demanda mencionadas, no ha coordinado debidamente con las otras concesionarias, ya la información empleada no corresponde a las últimas versiones que dichas empresas han entregado al OSINERGMIN.

Observación 15.

Respecto a los formatos F-514, F-518 – F-521

No queda claro cómo se realiza el cálculo del VP. Se solicita aclaración de la fórmula aplicada.

Respuesta

Se ha modificado el cálculo del VP, para su mejor comprensión, en los formatos F-514, F-518 – F-521.




No Subsanada La empresa no explica el cálculo del VP den los formatos solicitados, ya que la fórmula empleada no es la correcta. Observación 16.

Respecto a los formatos F-516

Las unidades de las últimas dos columnas deben expresarse en US$ y Nuevos Soles, respectivamente, por lo que los valores monetarios deben ser multiplicados por mil. Se solicita corregir dicho error.

Respuesta

Se ha realizado las correcciones solicitadas.



La empresa corrige el formato solicitado.



ETESELVA

ANALISIS DE LAS RESPUESTAS A LAS OBSERVACIONES A LA PROPUESTA TARIFARIA PARA LA REGULACION DE LOS

SST Y SCT 2009-2013


Observación 1.

No se ha presentado el ESTUDIO de acuerdo con lo establecido en la NORMA TARIFAS. Al respecto, se requiere que la propuesta sea reformulada ciñéndose a la normativa vigente.

Respuesta

ETESELVA, en el presenta proceso regulatorio como en anteriores a manifestado su disconformidad con los valores del VNR y COYM determinados por el OSINERGMIN para su sistema de transmisión; ya que sus módulos estándar aprobados, presentan errores, que posteriormente detallaremos. Ante este hecha la empresa a contratado a V&M y Consultores Asociados S.A.C. para la elaboración de sus módulos estándar de líneas transmisión y subestaciones, que sirvan de base para la determinación del VNR y COyM presentado por ETESELVA Posición de la empresa, que es consecuente con los pedidas en regulaciones anteriores. Por lo tanto, ETESELVA ratifica los valores presentados y sustentados en su propuesta que fuera admitida par el OSINERGMIN, mediante Oficio No 0632-200&GART, de fecha 22 de julio de 2008. Sin embargo, sin perjuicio de lo solicitado, ETESELVA absuelve las observaciones que correspondan.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN:

No Subsanada

La empresa no presenta el estudio de acuerdo a la NORMA TARIFAS .

Observación 2.

No se ha presentado los formularios F-002 y F-003 (FL y FS que las titulares de transmisión entregaban a OSINERGMIN). Se requiere la presentación de dichos formatos.



Respuesta

Se incluyen los formularios F002 y F-003.


Subsanada

En la ruta: “...\Eteselva\ SST 2008 \ FORMULARIOS \ FORMULARIOS ETESELVA.xls, se presentan los formularios F-002 y F-003.

Observación 3.

No se sustenta la proyección de la demanda presentada como parte del ESTUDIO. Al respecto, se requiere la presentación de toda la documentación que sustenta dicha proyección de demanda.

Respuesta

Se presenta la proyección del área demanda 14 incluida por Electro Ucayali en su propuesta de Fijación de Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión, periodo 2009-2013.



Existen diferencias entre los datos propuestos por ELECTROUCAYALI con los datos oficiales del SICOM.

Observación 4.

No se ha efectuado un análisis adecuado de alternativas que demuestre que la configuración seleccionada para la expansión de la transmisión corresponda a la alternativa de mínimo costo (inversión, operación, mantenimiento y pérdidas). Se requiere efectuar el análisis de alternativas de acuerdo con lo señalado en el Capítulo Tercero de la NORMA TARIFAS.

Respuesta

Las alternativas analizadas para determinar la configuración de mínimo costo de inversión, operación, mantenimiento y pérdidas han sido calculadas bajo los criterios señalados en el Capítulo Tercero de la Noma TARIFAS. Revisar archivos en la siguiente M: Eteselva\SST 20\lnforme\Calculos


Subsanada



Observación 5.

No se sustenta el dimensionamiento de los elementos de transmisión que conforman el SEA. Se requiere incluir en el ESTUDIO la información que sustente el dimensionamiento de cada elemento de transmisión que conforma el SEA de ETESELVA, así como adjuntar los archivos de cálculo correspondientes.

Respuesta

El dimensionamiento de los elementos y la determinación del SEA del Sistema Secundario de Transmisión de ETESELVA, se están debidamente sustentados bajo los criterios señalados en el Capitulo Tercero de la NORMA TARIFAS. Revisar archivos en la siguiente ruta: \Eteselva\SST 2008\Informe\Calculos


Subsanada

La empresa sustenta lo solicitado.

Observación 6.

Se han utilizado módulos que no corresponden a los módulos estándares de inversión para los sistemas de transmisión, aprobados por OSINERGMIN. Se requiere la revisión y valorización de los elementos de transmisión, según los módulos estándar de inversión aprobados por OSINERGMIN Dado que el costo de operación y mantenimiento resulta de aplicar a la inversión el porcentaje fijado para cada nivel de tensión y tipo de región, en donde se ubica cada elemento de transmisión, se requiere que en mérito a las correcciones que se realicen en lo correspondiente a la determinación del SEA y la valorización de las inversiones, se efectúe el recálculo del COyM respectivo.

Respuesta

Ver respuesta a Observación 1.

Sin embargo, debemos informar que el OSINERGMIN, en sus módulos estándares aprobados para Líneas de Transmisión ha considerado para la región Selva una altitud máxima de 1000 msnm y conductores AAAC o ACAR; y para la región Sierra altitudes entre 1 OOO a 4000 msnm y 3001 a más de 4500 msnm; y conductores ACAR y ACSR, respectivamente.

En la concepción de los módulos estándares aprobados por el OSlNERGMlN para la región Selva, no ha tomado en cuenta que existen dos tipos distintivos de Selva: la Selva Alta y la Selva Baja.

La Selva Alta ostenta una altitud entre los 800 y 3500 msnm y a diferencia de la Sierra, tiene un clima templado y húmedo, la Selva Baja se encuentra, en promedio, entre los O y los 800 msnm.

La Línea de Transmisión 1-2251 atraviesa exclusivamente por la selva llegando hasta alturas de 1810 msnm y la L-2252 atraviesa dos regiones, Selva, que llega



hasta una altura de 2981 msnm y Sierra. Sin embargo, el OSINERGMIN tan solo ha creado módulos para la región Selva con una altura máxima de hasta 1000 msnm.

El OSINERGMIN, para el conductor ACSR, se ha equivocado al promediar los Costos de Unitarios de conductores de distintos pesos, secciones y números de hilos, ya que la cantidad de aluminio y acero por tipo de conductor varia considerablemente, tal como se muestra en el siguiente cuadro. (En el Anexo No 4 presentamos un mayor detalle).

Al considerar el costo de US $ 0,42 por kg y al ser promediado con los otros costos (US $Ikg 3,43, 3,36 y 4,60), crea una distorsión de los costos y por lo tanto, el Costo de los conductores ACSR comparándolos con AAAC y ACAR para un diámetro equivalente y cantidad de aluminio, es aproximadamente el 50 % de los otros conductores, tal como se muestra en el siguiente cuadro:

Por lo tanto, ETESELVA solicita al OSINERGMIN la reformulación y actualización de los costos de la totalidad de los módulos estándares, además de la creación nuevos módulos de Líneas de Transmisión considerando las distintas regiones y diferentes altitudes (Selva Alta y Selva Baja).


No Subsanada

La Empresa no realiza lo solicitado.

Observación 7.



Dado que el costo de operación y mantenimiento resulta de aplicar a la inversión el porcentaje fijado para cada nivel de tensión y tipo de región, en donde se ubica cada elemento de transmisión, se requiere que en mérito a las correcciones que se realicen en lo correspondiente a la determinación del SEA y la valorización de las inversiones, se efectúe el recálculo del COyM respectivo.

Respuesta

Ver respuesta a Observación 1.

Evaluación Respuesta a Observación: No Subsanada


Observación 8.

Para la asignación de responsabilidades de pago no se está tomando en cuenta lo establecido en la Sexta Disposición Final Complementaria de la Ley No 28832. Al respecto, se requiere recalcular las compensaciones teniendo presente la calificación del SST de ETESELVA.

Respuesta

Según la Sexta Disposición Final Complementaria de la Ley 28832..



Establece para el caso de instalaciones del SST existentes a la fecha de entrada en vigencia de la citada Ley, que la proporción de pago entre Usuarios y Generadores serán los mismos que se encuentren vigentes a la publicación de dicha Ley.

Es de conocimiento del OSINERGMIN que los SST de ETESELVA asociados a las

Líneas de transmisión L-2251 y 1,2252, son considerados por el propio OSINERGMIN casos excepcionales (generación / demanda), antes de la entrada en vigencia de la Ley 28832. Por tanto, ETESELVA dentro de su propuesta de tarifas ha considerado a dichos SST con tal calificación.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN: No Subsanado

Observación no levantada, la empresa considera que sus instalaciones son sistemas de tipo SSTGD a pesar que la Resolución OSINERG Nº 065-2005-OS/CD manifiesta que las compensaciones del sistema secundario de ETESELVA debe ser abonado únicamente por los generadores.



Mediante la metodología publicado en la Resolución OSINERGMIN Nº 383-2008-OS/CD para determinar la Responsabilidad de Pago, ETELSELVA determina cuales son los porcentajes que le corresponde a la demanda y generación, clasifica su sistema secundario de transmisión en dos (2) zonas. Se muestra los porcentajes planteados por la empresa.

Zona Responsabilidad de PagoDemanda Generador

Zona 1 96% 4%Zona 2 93% 7%

Donde;

Zona 1 es el sistema secundario entre las subestaciones Aguaytía-Tingo María

Zona 2 es el sistema secundario entre las subestaciones Tingo María-Vizcarra.

Observación 9.

Se requiere efectuar el recálculo de las Compensaciones y Fórmula de Actualización, con base en las correcciones que se efectúen en mérito a las observaciones contenidas en el presente informe.

Respuesta

Se ha efectuado el recalculo de las compensaciones, peajes y formula de actualización como consecuencia de las modificaciones efectuadas en la absolución de observaciones.


Subsanada


PROYECCIÓN DE LA DEMANDA

Observación 10.

No se sustenta la proyección de la demanda

No se presenta la información de sustento de la proyección de la demanda presentada como parte del ESTUDIO. Al respecto, se requiere que la titular presente en archivos electrónicos, los registros de potencia y energía necesarios para evaluar los requerimientos de capacidad de cada elemento de transmisión que conforman su SST.



Respuesta

Se ha considerado la información de demanda del área 14. Asimismo, se adjunta en medio magnético los registros de mediciones de energía y potencia considerados en el estudio. Revisar archivos en la siguiente ruta: Eteselva\SST 2008\Informe\Registro de Mediciones\.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN: Subsanada

Se ha verificado los datos de potencia y energía en el archivo en mención.

Observación 11.

No se aplica el procedimiento establecido en la NORMA TARIFAS

La proyección de la demanda, presentada por la titular como parte de su ESTUDIO, no toma en cuenta lo establecido en el numeral 8.1 de la NORMA TARIFAS. Se requiere la reformulación de la proyección de la demanda ciñéndose estrictamente a lo estipulado en la normativa vigente.

Respuesta La proyección de la demanda presentada en el estudio contempla lo establecido en el punto 8.2 de la NORMA TARIFAS, por tratarse a criterio de ETESELVA de casos excepcionales (SSTGD).

Análisis y conclusión de OSINERGMIN: No Subsanada

ETESELVA debe cumplir lo que estrictamente señala la NORMA TARIFAS para el tipo de sistema que le corresponde.


Observación 12.

No se presenta un análisis que sustente el dimensionamiento de los elementos de transmisión que conforman el SEA.

Se requiere la presentación del análisis de alternativas que fundamenta la selección de la alternativa propuesta como SEA, en la que se desarrolle la selección óptima de la sección de conductores considerando otros tipos de conductores distintos al ACSR, análisis de diferentes alternativas de arreglo de barras en subestaciones, soportes alternativos para las líneas de transmisión, etc.



RESPUESTA

Las razones por las cuales, solo se considera técnicamente viable el conductor tipo ACSR para el Sistema de Transmisión de ETESELVA, son las siguientes:

a) Por consideraciones de diseño

La Línea de Transmisión de ETESELVA en su mayor parte sigue rutas altas con fuertes ondulaciones, donde prácticamente el perfil define los vanos de la línea, encontrándose a lo largo de la misma vanos mayores a los 1000m.

En el siguiente cuadro se muestra un resumen de los vanos superiores a los 500m por cada tramo de la línea de transmisión de ETESELVA:

Línea de %Transmisión Totales Con Vanos > 500 m

L-2251 158 44 28%L-2252 370 128 35%Total 528 172 33%

N° Estructuras

En el siguiente diagrama se muestra el perfil topográfico de la línea, que demuestra lo mencionado anteriormente:



PERFIL TOPOGRÁFICO DE LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN



Del la figura podemos visualizar que la línea L-2251 a pesar de encontrarse en una misma región geográfica (Selva) presenta un perfil no característico para este tipo de región, ya que atraviesa zonas con desniveles marcados debido al trazo de ruta de la línea. Para la línea L-2252 en su tramo de selva se presenta una situación similar, presentado vanos superiores a los 1000m.

El conductor ACSR, por la composición de sus materiales tiene mejor performance mecánica lo cual se traduce en su mayor capacidad de rotura. Este tipo de conductor es el típicamente utilizado en Líneas de Transmisión, especialmente en las zonas de fuertes ondulaciones, como es el caso de la línea de transmisión de ETESELVA.

Por tanto, se concluye que por condiciones de diseño se justifica el empleo del conductor ACSR.

b) Por consideraciones de costos

El Sistema Secundario de Transmisión de ETESELVA parte de la S.E de Aguaytia y termina en la S.E. Vizcarra. Por concepto de economía de escala, el adquirir una mayor cantidad de un solo tipo de conductor representa una mejora en los costos de adquisición, al mismo tiempo que se reduce su stock de repuestos. Este criterio es extensivo al caso de las estructuras, donde optar por menos variantes de diseño de tipo de estructuras, implica una reducción de costos en su diseño y fabricación.

c) Por consideraciones de mantenimiento

El realizar el mantenimiento para dos tipos de conductor implica para las empresas adquirir una mayor gama de equipos, esto debido a que el equipamiento empleado para un tipo de conductor no puede ser empleado en otros; esto se traduce en mayores costos de operación y mantenimiento durante el tiempo de vida de las instalaciones.

Por lo tanto, ETESELVA en su propuesta ha considerado el tipo de conductor ACSR para el análisis de sus alternativas y determinación del SER.


Levantada La Empresa sustenta su planteamiento.

Observación 13.

Se requiere mayor información sobre las alternativas analizadas

Como parte del sustento del análisis de alternativas, además de los diagramas unifilares correspondientes se requiere la presentación en archivos autocad de los mapas que muestren la ubicación de líneas y subestaciones consideradas en cada alternativa analizada, así como el detalle del metrado considerado para las mismas.

RESPUESTA

Se adjunta en medio magnético la planimetría de las Líneas de Transmisión.





ETESELVA, incluye en archivos AutoCad las planimetrías de las líneas de transmisión, sin embargo no adjunta los planos de ubicación de líneas y subestaciones consideradas para cada alternativa analizada.

Observación 14.

Deficiencias en formatos presentados

No se consigna toda la información requerida en el formato F-207; como por ejemplo: Grupo de Conexión del Transformador, Taps de Regulación, Tipo de Regulación, Peso de Transformador y Peso de Cobre. Al respecto, se requiere se complemente la información del formato indicado.

RESPUESTA

Se ha completado la información requerida.


Subsanada Parcialmente En el formato F-207, no se consigna el peso de cobre para la SET Tingo María, asimismo no se consignan datos de las SET Vizcarra, Paramonga Nueva y Aguaytía.

Observación 15.

En el Formato F-213 “EQUIPAMIENTO DE SUBESTACIONES – MAT/AT(/MT) – AT/MT”, no se desagrega los elementos de la subestación Paramonga Nueva (aunque esta subestación no forma parte del SST) y en lo correspondiente a la subestación Vizcarra se consigna erróneamente el valor 5. Se requiere la corrección de este formato según lo especificado en el pie de cuadro que se ha establecido para el mismo, en la NORMA TARIFAS.

RESPUESTA

Se presenta el desagregado de los elementos de la Subestación Paramonga Nueva y se ha corregido los datos de la Subestación Vizcarra (Formulario F-213).


Subsanada

La Empresa realiza lo solicitado.



Observación 16.

En el formato F-213 y F-214 se consignan códigos modulares que no corresponden a los estándares aprobado. La titular debe aplicar los módulos que están debidamente aprobados por OSINERGMIN.

RESPUESTA

Ver respuesta a la Observación 1.


No Subsanada

La NORMA TARIFAS, en su numeral 13.1.5 indica que se consideraran los costos de los módulos estándares establecidos por el OSINERGMIN, según la ubicación geográfica de las instalaciones. En ese sentido ETESELVA al considerar módulos desarrollados por V&M Consultores, no está cumpliendo con lo establecido en la NORMA TARIFAS.

Observación 17.

En el formato F-215, RESUMEN DEL SISTEMA ELÉCTRICO, se consigna como longitud de líneas 392,02 km; sin embargo, en el F-001 y F-301 se consigna un valor de 392,09 km. El titular debe explicar esta diferencia y efectuar la corrección que corresponde.

RESPUESTA

Se han corregido los formularios indicados


Subsanada

Efectivamente, la empresa ha corregido los formularios.


Observación 18.

Aplicación de módulos no estándares

Se han utilizado módulos y costos que no corresponden a los estándares aprobados por OSINERGMIN; como por ejemplo: LT-220COU0TAS0C2600A; LT-220SIU1TAS1C2600A; LT-220SEU0TAS1C2600A; TP-220060010-030CO1E,TP-220138060-065CO1E, etc. Se requiere la revisión y valorización de todos los elementos de transmisión que conforman el SEA de ETESELVA, ciñéndose a la aplicación de los módulos estándar de inversión aprobados por OSINERGMIN.

RESPUESTA





No Subsanada

La Empresa no realiza lo solicitado. Observación 19.

Asimismo, en el formulario F-308, el titular está considerando los módulos: Repuestos” y “VNR no eléctrico”, que no forman parte de los estándares aprobados por OSINERGMIN. Al respecto, se requiere el retiro de estos módulos por no ser de aplicación estándar, dado que estos rubros ya están incluidos en los porcentajes que se han establecido para la determinación del COyM en función de la inversión.

RESPUESTA



No Subsanada


Deficiencias en la aplicación de costos.

En el mismo formato F-308 se consigna de manera separada los costos del Centro de Control y de Telecomunicaciones, así como los elementos de transmisión sólo de ETESELVA. Al respecto, se requiere que, usando el mismo formato, los costos del Centro de Control y de Telecomunicaciones sean internalizados en los costos de todos los elementos de transmisión de cada subestación, indicando al propietario de cada uno de dichos elementos.

RESPUESTA

Se ha considerado la observación propuesta por el OSINERGMIN.


Subsanada

La Empresa realiza lo solicitado. Observación 21.

Se requiere la corrección integral de la información

El titular debe proceder a revalorizar su propuesta de equipamiento programado según los cambios descritos en las secciones anteriores, aplicando los módulos estándares vigentes establecidos mediante la Resolución OSINERGMIN Nº 343-2008-OS/CD y sus modificatorias en mérito a las resoluciones OSINERGMIN Nº 464-2008-OS/CD y OSINERGMIN Nº 465-2008-OS/CD.



Los costos de los módulos estándares que se empleen deben ser siempre los últimos vigentes en cada etapa del proceso regulatorio.

RESPUESTA



No Subsanada



Observación 22.

Se requiere corregir el cálculo del COyM.

El COyM ha sido determinado sin considerar lo establecido en la NORMA TARIFAS. Al respecto, se requiere la presentación del cálculo del COyM de acuerdo con lo establecido en dicha norma y aplicando los porcentajes establecidos en la Resolución OSINERGMIN Nº 0635-2007-OS/CD.

RESPUESTA



No Subsanada


Se requiere actualizar el cálculo del COyM

Además de la corrección requerida mediante la observación anterior, con base en la correcciones que se realicen en la determinación de SEA y en la valorización de las inversiones, se requiere la actualización del cálculo del COyM.

RESPUESTA



No Subsanada





Observación 24.

No se toma en cuenta la normativa vigente para la asignación de responsabilidades de pago De acuerdo con lo establecido en la Sexta Disposición Final Complementaria de la Ley No 28832, para el caso de las instalaciones del SST existentes a la fecha de entrada en vigencia de la citada Ley, la proporción de pago entre Usuarios y Generadores y el criterio de su distribución al interior del conjunto de Usuarios y Generadores serán los mismos que se encuentren vigentes a la fecha de entrada en vigencia de dicha Ley. Al respecto, se requiere a la titular corrija la asignación de responsabilidades de pago por el SST de ETESELVA según el dispositivo legal citado líneas arriba.

Respuesta



No Subsanada

Ver respuesta de la observación 8

Observación 25.

Deficiencias en la determinación de compensaciones

En el formato F-517 se consigna compensaciones para el Centro de Control y Telecomunicaciones. Al respecto, se debe corregir este formato consignando las compensaciones sólo de los elementos de transmisión, para los cuales pueda aplicarse un método de asignación de compensaciones.

Respuesta:

Se ha actualizado el formulario F-517, según los requerimiento del OSINERGMIN.


Subsanada

La empresa corrige lo solicitado por OSINERGMIN.



RED ELECTRICA DEL PERU

ANALISIS DE LAS RESPUESTAS A LAS OBSERVACIONES A LA PROPUESTA TARIFARIA PARA LA REGULACION DE LOS

SST Y SCT 2009-2013


Observación 1.

El estudio de planeamiento no abarca todas las cargas e instalaciones comprendidas en el Área de Demanda correspondiente, solo se limita a los alcances de las instalaciones de REP.

Observación 2.

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

DEMANDA

Observación 3.

No se ha efectuado la proyección de demanda conforme a los criterios establecidos en la norma tarifas. Tampoco se presenta sustento de la proyección de demanda para las instalaciones asignadas a la generación.

DETERMINACION DEL SER

Observación 4.

El estudio de planeamiento no considera todas las instalaciones de SS y SCT que alimentan las mismas Áreas de Demanda donde se encuentra REP, según lo establecido en el numeral 12.2 de la NORMA TARIFAS. Tampoco se han evaluado diversas alternativas para la determinación del SER.

DETERMINACIÓN DEL COSTO DE INVERSIÓN Y MANTENIMIENTO

Observación 5.

En la valorización de las instalaciones se observan diversos errores de cálculo y de aplicación de los módulos estándares.

DETERMINACIÓN DE LOS FACTORES DE PERDIDAS CMA, PEAJES Y FORMULAS DE ACTUALIZACIÓN



Observación 6.

No se han determinado los factores de pérdidas medias ni ingreso tarifario.

Observación 7.

No se ha determinado el Costo Medio Anual para las instalaciones de tipo SSTD, conforme a las NORMAS TARIFAS.

Observación 8.

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 Mediante cartas REP solicitó a las empresas distribuidoras y generadoras información para el desarrollo de la propuesta tarifaria para las regulación de los SST y SCT, sin embargo debido a diversos motivos, entre ellos principalmente el corto tiempo, no fue posible obtener información de dichas empresas a fin de incluir su información en el estudio desarrollado por REP.

Asimismo, en las observaciones Específicas se absuelve y sustenta los criterios de cálculo y las modificaciones realizadas.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN No Subsanada

La Empresa no responde a lo solicitado

OBSERVACIONES ESPECIFICAS

PROYECCION DE LA DEMANDA

Observación 1.

La proyección de la demanda no se ajusta a la NORMA TARIFAS

Se observa que la proyección de demanda empleada no se ajusta a los criterios y metodología que se establece en el Capítulo Segundo de la NORMA TARIFAS.

Asimismo, en el archivo "DEMAIVDA DE ENERGÍA POR BARRAS Y ÁREAs-2005.~1s" se encuentran datos de demanda proyectados pero en valores, lo cual no permite hacer un seguimiento de la metodología empleada. En este sentido se requiere que REP efectúe la proyección de todas las áreas de demanda en base a lo establecido en la NORMA TARIFAS y que se adjunten todos los archivos de cálculo de sustento con las formulaciones completas.

Respuesta: A) Como se señaló en el informe con la propuesta presentada por REP y de acuerdo a lo establecido en el artículo 7.2.2 "Para el caso de las instalaciones de transmisión



asignadas total o parcialmente al Área de Demanda 15 (demanda a nivel nacional), la proyección de demanda deberá tener en cuenta los siguientes criterios:

Para los primeros años, deberá considerar la proyección de demanda de la fijación de Precios en Barra vigente, para el horizonte de largo plazo deberá considerar las tasas de crecimiento de la demanda promedio del Plan de Transmisión y, de manera complementaria, se podrá emplear las tasas de crecimiento promedio del Plan

Referencial de Electricidad.. . ".

En consideración de lo anteriormente señalado, para la proyección de la demanda se ha utilizado la siguiente información:

• Informe para la Fijación de los Precios en Barra Período mayo 2008 – abril 2009. Informe No 0 193-2008-GART. Abril del 2008.

• El estudio presentado por el COES al OSINERGMIN titulado: "Estudio técnico económico de determinación de precios de potencia y energía en barras para la Fijación tarifaria de Mayo del 2008" del 14 Noviembre de 2007, el cual recoge las observaciones planteadas por OSINERGMIN.

• Se considera como Máxima demanda del año base, la máxima demanda del 10 de diciembre del 2007,3 965,60 MW.

• Información, cartas y documentos enviados por las empresas de generación y en general empresas eléctricas respecto a sus clientes libres y cargas importantes que ellos abastecen, así como la información proporcionada por las empresas de distribución eléctrica.

En este sentido para el área 15 si se ha cumplido con lo establecido en el NORMA.

B) Para el caso de las demás áreas de acuerdo a la NORMA la proyección de demanda debe realizarse en base a la información reportada por las empresas eléctricas de distribución.

El numeral 7.2.4 de la Resolución No 0023-2008-OSICD Norma "Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios y Complementarios de Transmisión", estableció lo siguiente:

"Las empresas titulares de los SST y SCT emplearán la información de demanda de aquellas empresas suministradoras cuyos Usuarios se alimenten desde el sistema de transmisión de dichos titulares, para lo cual, las empresas suministradoras deberán facilitar toda la información necesaria en un plazo no mayor de 15 días calendarios, contados a partir de la fecha de solicitud de información por parte del titular de transmisión,

En este sentido, entre el 29 de enero y 05 de febrero de 2008, REP envió cartas a las empresas distribuidoras solicitando la información señalada en el numeral 7.2.4.

Asimismo, con fecha 18 de febrero de 2008 REP envió cartas a las empresas generadoras, en calidad de suministradores de clientes libres, solicitándoles la misma información.



En atención a la solicitud realizada por REP, algunas empresas generadores y distribuidoras enviaron su información y comentarios, con algunas observaciones:

• Consideraron que el plazo de respuesta de 15 días era muy corto, ya que las empresas distribuidoras requerían los servicios de consultores para procesar su información, y ello tomaba un plazo mas prolongado, no solo de procesamiento sino de contratación.

• No todas las empresas enviaron proyección de demanda, algunas solo enviaron información histórica.

• Las empresas de generación que enviaron información principalmente enviaron data histórica y proyecciones de acuerdo a los plazos de vigencia de sus contratos.

• Algunas empresas comunicaron que enviarían la información en un plazo determinado, lo cual no se cumplió.

La información considerada para el presente estudio fue la recibida hasta el día 29 de Abril del 2008 que corresponde a la Información de Electro Andes. Sin embargo la poca información recibida no se encontraba con el detalle solicitado por la NORMA, y no había información completa de un área específica como para realizar las proyecciones.

Es por esta razón no fue posible realizar la proyección de demanda de acuerdo a lo establecido NORMA.

Al respecto, con el fin de no paralizar y continuar con las siguientes etapas del estudio se procedió a estimar la demanda de cada área tomando como base la proyección de la demanda nacional (área 15). El detalle de los cálculos y la metodología utilizada se encuentra en el Informe presentado por REP al OSINERGMIN.

C) Debido a que no se cuenta con el Plan de Transmisión para obtener la tasa de crecimiento promedio de la demanda, se propone utilizar el Informe para la Fijación de los Precios en Barra Período mayo 2008 - abril 2009. Informe No 0193-2008-GART de Abril del 2008, como datos y continuar con la proyección utilizando del modelo "curve fitting"; es decir se van utilizar los resultados del Informe No 0193-2008-GART y con esos datos como entrada se incorporan al modelo "curve fitting" a fin de obtener la demanda desde el 20 1 1 hasta el 20 18.

Así mismo se tiene en cuenta las nuevas incorporaciones de cargas especiales informadas por las respectivas empresas eléctricas, concesionarias y10 clientes especiales.

Esta información se ve complementada por el estudio presentado por el COES al

OSINERGMIN titulado: "Estudio técnico económico de determinación de precios de potencia y energía en barras para la Fijación tarifaria de Mayo del 2008. El COES utiliza el modelo econométrico de correcciones de errores y las series de PBI, Población y Tarifa se proyectan los valores de ventas de los anos 2008-2010.

D) Respecto a que los datos de demanda se encuentran en valores y por tal no es posible hacer un seguimiento de la metodología empleada se debe señalar que:

• La proyección de demanda del 2009 al 2010 se basa en el Estudio de Tarifas publicado por el OSINERGMIN en la Fijación de Tarifas en Barra de Mayo 2008,



de conformidad a lo establecido en la NORMA numeral 7.2.2. En este sentido no se requiere mayor sustento por parte de REP.

• De acuerdo con la NORMA la proyección para los siguientes años se debe realizar con las tasas de crecimiento de la demanda establecidos en el Plan de Transmisión; sin embargo, debido a que este todavía no ha sido desarrollado se ha empleado el modelo "Curve Fitting", cuyo detalle de metodología se encuentra en el Estudio presentado por REP.

El programa arroja la proyección de demanda a nivel nacional de acuerdo a la metodología basada en la extrapolación de datos históricos. A la Proyección de la demanda vegetativa se adicionó la Proyección de cargas especiales, incorporadas, grandes proyectos, y pérdidas para obtener la demanda global, las cuales se encuentran sustentadas en las cartas presentadas por el COES, Estudio de Tarifas del OSINERGMIN y cartas proporcionadas por los generadores en respuesta a la solicitud de REP. La asignación a cada barra se ha realizado de acuerdo a la metodología explicada en el capitulo 4.3 del Informe de demanda (Volumen 11), en el cual se detalla que los factores de asignación han sido determinados de los flujo de carga (Winfiu) y por lo tanto solo es posible consignarlos en las hojas de cálculo como valor.

Análisis y Conclusión de OSINERGMIN: La empresa no se ajusta a los criterios y metodología que se establece en el Capítulo Segundo de la NORMA TARIFAS.

No Subsanada.

Observación 2.

No se sustenta la proyección de demanda para las instalaciones del tipo SSTG

En la Tabla 6.3-1 del ESTUDIO se presenta un cuadro denominado Plan de Expansión de Generación, no obstante no se indica claramente cuál es el sustento de los proyectos considerados en dicho cuadro.

Se requiere que se presente el sustento de los requerimientos de capacidad de transmisión de las centrales de generación a los cuales se asigna la responsabilidad de pago de dichas instalaciones, conforme a lo establecido en el Artículo 8" de la NORMA TARIFAS.

Respuesta.- De conformidad con el Artículo 8 de la NORMA se ha utilizado los requerimientos de capacidad de transmisión de acuerdo a los proyectos de generación señaladas por las empresas generadoras y comunicadas al COES y que forman parte de la propuesta tarifaria de COES para la regulación Mayo 08-Abril 09 (Anexo D del Informe del COES).

Asimismo, a fin de complementar la información y señalada anteriormente también se consideró la información del Plan Referencia1 de Electricidad 2006-20 15 del Ministerio de Energía y Minas.

Análisis y Conclusión de OSINERGMIN:



No se presenta el sustento de los requerimientos de capacidad de transmisión de las centrales de generación a los cuales se asigna la responsabilidad de pago a la demanda, conforme a lo establecido en el Artículo 8" de la NORMA TARIFAS.

No Subsanada

Observación 3.

Se debe revisar la información del PBI

Se ha verificado que los datos del PBI nacional que REP ha consignado en el formato F-104 no coinciden con los datos históricos de la información que publica el INEI. Por lo tanto, se requiere que REP revise las cifras del PBI y modifique los valores en el formato

F- 104 según lo observado.

Respuesta.- Los valores del PBI presentados en el Formulario F-104 corresponden a la información presentada por el COES al OSINERGMIN como parte de la propuesta de Tarifas en Barra para el periodo Mayo 2009-Abril 20 10.

Sin embargo, de acuerdo a lo solicitado por el OSINERGMIN en el Informe de Observaciones estamos procediendo a corregir dicho Formulario con los datos del PBI publicados por el INEI.

Análisis y Conclusión de OSINERGMIN: Se ha verificado que la información de PBI proviene de una fuente estatal y por ende más fiable.

Subsanada

Observación 4.

Se deben revisar los valores del formato F-117

En el Formato F-117, según la NORMA TARIFAS, se debe registrar la proyección de demanda de energía de los Usuarios Mayores; sin embargo REP consigna en este formato, los datos de proyección de demanda por cada subestación, que incluye a los Usuarios Menores.

Por lo indicado, ser requiere que REP justifique los valores contenidos en dicho formato, así como, presente las encuesta a los Usuarios Mayores sobre sus planes de crecimiento, dado que en el formato F-117 se debe registrar la proyección de la demanda de dichos Usuarios Mayores.

Respuesta.- Como se señaló anteriormente, REP solicitó a las empresas generadoras y distribuidoras información sobres sus clientes, la cual en general no fue presentada y en los casos presentados no fue proporcionada con los detalles solicitados por el OSINERGMIN. Por los cual no fue posible consignar a nivel de Usuarios Menores y Mayores la información solicitada en los Formularios.



A fin de proporcionar la información de la mejor manera posible al OSINERGMIN se procedió a llenar la información solicitada en el Formulario F-117 con la demanda de energía de las subestaciones de acuerdo a los cálculos realizados por REP.

En los Anexos 2-3-1 y 3-3-1 del Informe con la propuesta entregado por REP se presenta la información de demanda de los clientes libres proporcionada por los generadores en calidad de suministradores de energía eléctrica.

Así mismo, se utilizó la información proporcionada por los grandes clientes libres al COES, la que a su vez fue presentada al OSINRGMIN como parte del Estudio de Tarifas en Barra.

Análisis y Conclusión de OSINERGMIN: La metodología aplicada para determinar la proyección de demanda en el formato F-117 no corresponde a lo requerido en la NORMA TARIFAS, pues se sugiere que la demanda de los usuarios mayores crece de manera similar que el mercado regulado.

No Subsanada

Observación 5.

Falta completar los formatos de demanda

REP no ha presentado información alguna en los formatos F- 102, F- 103, F- 1 15, F- 1 1 8 al F-120 y F-125. En este sentido, se requiere que se presenten dichos formatos debidamente completados conforme al Capítulo Segundo de la NORMA TARIFAS.

Respuesta.- Observación sustentada en la observación No 11.

Análisis y Conclusión de OSINERGMIN: La empresa no presenta los formularios solicitados

No Subsanada

DETERMINACION DEL SER Observación 6.

En el Estudio de Planeamiento no se han evaluado todas las instalaciones de transmisión de las Áreas de Demanda

El estudio de planeamiento no considera todas las instalaciones de SST y SCT que alimentan las mismas Áreas de Demanda donde se encuentra REP, según lo establecido en el numeral 12.2 de la NORMA TARIFAS. Esto puede originar resultados ineficientes dado que se dejan de evaluar alternativas para solucionar de manera integral la problemática de cada sistema eléctrico de transmisión. Por ejemplo, en el sistema Valle del Mantaro, REP identifica que se requiere incrementar la potencia de la subestación Huayucachi para satisfacer el crecimiento de la demanda de dicho sistema, sin embargo otra alternativa de solución y que fue planteada por la empresa



distribuidora sería implementar otra subestación de 220/60 kV en las cercanías de la localidad de Orcotuna, con lo cual se descargaría la subestación Huayucachi.

Respuesta Para la elaboración del SER de las instalaciones de demanda se ha considerado lo establecido en el Artículo 11º de la NORMA TARIFAS:

“... Para sistemas tipo SSTD el SER está constituido por las instalaciones del SST existentes al 23 de julio de 2006, menos las instalaciones que se den de baja.”

En lo referente al Planeamiento, lo señalado por REP como requerimientos del sistema solo se limita a la identificación de instalaciones como problemas futuros, mas no a la propuesta de alternativas de inversión, ello por las siguientes razones:

a) REP solo cuenta con instalaciones del SST y no del SCT.

b) El SER de las instalaciones demanda de los SST está dada por las instalaciones existentes.

c) De acuerdo a lo establecido en el Contrato de Concesión, REP tiene la responsabilidad de operar y mantener las instalaciones que le fueron otorgadas en concesión, no estando obligada a presentar Planes de Inversión dentro del presente proceso regulatorio.

Actualmente, se han suscrito 4 convenios para el desarrollo de proyectos de Ampliación, de los cuales 2 ya se encuentran operativos y los otros 2 se espera que entren en operación en enero y febrero del 2009.

Asimismo, mediante el Plan de Expansión presentado al Ministerios de Energía y Minas se han propuesto requerimientos del sistema de transmisión, sin embargo dependerá de esta institución asignar la responsabilidad de ejecución de los proyectos.

En este sentido, REP no ha propuesto un Plan de Inversiones como parte de la propuesta tarifaria, dado que no tiene certeza de la asignación de responsabilidad de ejecución de los proyectos de Ampliación.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN La NORMA TARIFAS en su numeral 12.2 menciona que el estudio de planeamiento deberá abarcar todas las instalaciones del SST y SCT que alimenten una misma Área de Demanda, en ese sentido REP al considerar solas las instalaciones propias para el desarrollo del SER, no está cumpliendo con lo establecido en la NORMA TARIFAS.

No Subsanada

Observación 7.

El factor de potencia empleado es menor a 0,95

Los factores de potencia correspondientes a los valores de MW y MVAR que se han empleado en los archivos de flujos de carga en formato “Winflu” son menores a 0,95, de manera contraria a lo establecido en el numeral 13.1.8 de la NORMA TARIFAS. Se requiere que se corrija y se emplee como mínimo el factor de potencia de 0,95.



Respuesta De acuerdo a la NORMA TARIFAS este criterio solo es aplicable a las barras de MT.

Análisis y Conclusión de OSINERGMIN: Según los datos del Winflu en MT, los factores de potencia utilizados difieren al valor de 0.95 contrariando a lo establecido el numeral 13.1.8.b de la NORMA TARIFAS.

No Subsanada

Observación 8.

No se analizan diversas alternativas para la determinación del SER

Se observa que REP solo ha evaluado una única alternativa para cada caso. Al respecto, la NORMA TARIFAS establece en su numeral 12.3 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”. En este sentido, se requiere que se presente el análisis de diversas alternativas de acuerdo con los criterios y metodología establecidos en el Capítulo Tercero de la citada norma.

Respuesta.- a) Para el caso de las instalaciones del SST Demanda la configuración de las

instalaciones están dadas por las instalaciones existentes.

b) En el Estudio se ha presentado únicamente el análisis de técnico del SER de algunas instalaciones, esto debido a que los requerimientos de capacidad del sistema de transmisión actual son mayores a las existentes, las cuales se encuentran establecidas en el Contrato de Concesión de REP. Por lo tanto, en general se ha mantenido las dimensiones y características técnicas establecidas en el Contrato de Concesión, puesto que REP no podría proponer alternativas de SER con capacidades mayores a las establecidas en su Contrato.

Como se observa en los punto señalados anteriormente en general no es posible realizar el análisis del SER establecido en la NORMA.

Análisis y Conclusión de OSINERGMIN: La Empresa no responde a lo solicitado, dado que no cumple con lo establecido en la NORMA TARIFAS.

No Subsanada

Observación 9.

No se presenta el sustento de dimensionamiento óptimo de 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 (tales como selección de calibre óptimo, selección de potencia óptima de transformador, entre otros.

Respuesta Observación absuelta en los puntos 14 y 16.

Análisis y Conclusión de OSINERGMIN: REP, no presenta los cálculos correspondientes para justificar el dimensionamiento óptimo de los elementos (Capacidad óptima de las subestaciones, sección mínima del conductor, etc.).

No Subsanada

Observación 10.

Se debe revisa la información de los formatos F-202 y F-203

De acuerdo con los valores consignados en los formatos F-202 y F-203, se observa que para el caso de la SET Marcona 220/60 kV, la ampliación de la capacidad pasa de 70 a 140 MVA en el primer año; sin embargo este incremento es insuficiente a partir del año 2, donde se tiene una ipso de uso de 1,37. En este aspecto, se requiere que REP revise y sustente de manera documentada el dimensionamiento d la capacidad de transformación.

Respuesta

De conformidad con lo establecido en el Contrato de Concesión de REP, las instalaciones otorgadas en concesión tienen una capacidad definida, por lo tanto REP no está proponiendo incrementos de capacidad que no se hayan acordado con el Concedente (MEM) previa suscripción de Adendas.

Tal y como se señaló en la observación 14 (c). El Contrato de Concesión establece mecanismos de inversión para ampliaciones de las instalaciones de transmisión concesionadas, mediante la suscripción de adendas con el Concedente (Ministerio de Energía y Minas) en las cuales se establecen los plazos y las características técnicas del proyecto de inversión.

Actualmente, se han suscrito 4 convenios para el desarrollo de proyectos de Ampliación, de los cuales 2 ya se encuentran operativos y los otros 2 se espera que entren en operación en enero y febrero del 2009. Como parte de estas cuatro Ampliaciones está en ejecución la Ampliación Nº 3 la cual está conformada por la Ampliación de capacidad de transformación de las subestaciones Ica, Marcona y Juliaca. En el caso de Marcona la ampliación de transformación ha sido acordada con el MEM de 75 MVA a 150 MVA cuya fecha de ingreso se tiene prevista para febrero de 2009. Por lo tanto, de acuerdo al Contrato de Concesión y las Adendas suscritas para la ejecución de Ampliaciones en el



caso de Marcona REP no está proponiendo instalación con capacidades mayores a las establecidas en los documentos señalados.

Análisis y Conclusión de OSINERGMIN: La Empresa no responde a lo solicitado.

No Subsanada

Observación 11.

Se debe revisar la información de los parámetros eléctricos

En el formato F-207 correspondiente a la información de los parámetros eléctricos, se observa que para algunas líneas de transmisión, se presentan dos valores de resistencia y reactancia a pesar de que la línea es una simple terna. Por lo indicado, se solicita que REP efectúe la revisión y corrección correspondiente.

Respuesta Se ha procedido a corregir el Formato F-207 señalado.

Análisis y Conclusión de OSINERGMIN: La Empresa presenta lo solicitado

Subsanada

Observación 12.

Se debe revisar la información del formato F-213

Se han detectado algunos datos consignados en estos formatos que no tienen sustento; por ejemplo, se han consignado celdas de línea a Cementos Sur a partir del año 2009, así como, a otros circuitos, sin embargo en el análisis del SER no se menciona nada sobre estas celdas. En este sentido, se requiere que se revise la información consignada en estos formatos y, de ser el caso, se presente el sustento de todas las nuevas instalaciones consideradas.

Respuesta Las celda que entran en operación en febrero 2009 (fecha estimada) forman parte de la Ampliación Nº 3, tal y como se señaló en el Volumen III correspondiente al SER capítulo 5 numeral 5.15. Este proyecto de ampliación está sustentado con la Cláusula Adicional al Contrato de Concesión suscrito con el Estado Peruano a través del Ministerio de Energía y Minas y que fue presentado al OSINERGMIN en el Anexo 5-11-1 Volumen III.



Asimismo, a continuación presentamos el diagrama unifilar de la S.E. Juliaca presentado como parte del Anteproyecto de la Ampliación Nº 3:

CONFIGURACIÓN ACTUAL CONFIGURACIÓN CON AMPLIACIÓN Nº 3

60 kV

L-1011A S.E. Azángaro

L-1012A S.E. Puno

138 kV

L-0156 Cuartel

L-0157 Cemento Sur

L-0153 Cercado

L-0159Huancane

L-0158Lampa

L-0155Pque. Industrial

L-0154Cercado

L-0152Periferie

L-0151TAPARACHI II

10 kV

10 kV

60 kV

138 kV

Huancane Lampa

10 kV

10 kV

Cemento Sur

Deustua Reserva


L-1012A S.E. Puno

10 kV

22.9 kV

T51-161138±8x1.25%/60/10 kV32/32/8 MVA (ONAN)40/40/10 MVA (ONAF)

T52-6160/10 kV12 MVA

T54-6160/10 kV5.5 MVA


138±8x1.25%/22.9/10 kV50/30/30 MVA (ONAF)

Como parte del Proyecto de Ampliación Nº 3, se instalará 01 transformador zig-zag en la barras de 10 kV. Asimismo, la implementación de nuevas celdas en 22.9 kV no implicará el retiro de las celdas en 10 kV, por lo tanto no habrá ningún descuento en el COyM de la Ampliación Nº 3.

T52-6160/10 kV12 MVA

Ampliación Nº 3

El Transformador T54-61 es una instalación provisional y su desconexión no implica un descuento en el COyM de la Ampliación Nº 3 .

CONFIGURACIÓN ACTUAL CONFIGURACIÓN CON AMPLIACIÓN Nº 3

60 kV


L-1012A S.E. Puno

138 kV

L-0156 Cuartel

L-0157 Cemento Sur

L-0153 Cercado

L-0159Huancane

L-0158Lampa

L-0155Pque. Industrial

L-0154Cercado

L-0152Periferie

L-0151TAPARACHI II

10 kV

10 kV

60 kV

138 kV

Huancane Lampa

10 kV

10 kV

Cemento Sur

Deustua Reserva


L-1012A S.E. Puno

10 kV

22.9 kV


T52-6160/10 kV12 MVA

T54-6160/10 kV5.5 MVA


138±8x1.25%/22.9/10 kV50/30/30 MVA (ONAF)

Como parte del Proyecto de Ampliación Nº 3, se instalará 01 transformador zig-zag en la barras de 10 kV. Asimismo, la implementación de nuevas celdas en 22.9 kV no implicará el retiro de las celdas en 10 kV, por lo tanto no habrá ningún descuento en el COyM de la Ampliación Nº 3.

T52-6160/10 kV12 MVA

Ampliación Nº 3

El Transformador T54-61 es una instalación provisional y su desconexión no implica un descuento en el COyM de la Ampliación Nº 3 .




La Empresa presenta lo solicitado

Subsanada

Observación 13.

Se debe corregir en el formato F-216, los unifilares de la subestación Juliaca

En el formato F-216 no se presenta, en los diagramas unifilares, la ampliación de las celdas en 23 kV de la subestación Juliaca, razón por la cual REP deberá atualizar dichos diagramas unifilares, los cuales deben guardar concordancia con la información contenida en el formato F-213.

Respuesta

En el formato F-216 se ha procedido a corregir el Diagrama de Flujos de Potencia de acuerdo a la nueva configuración. Cabe señalar que debido a que será una nueva instalación, la repartición de carga se ha realizado de manera estimada.



Subsanada

Observación 14.

Se debe corregir en el formato F-216, los unifilares de la subestación Marcona

En el formato F-216 no se presenta, en los diagramas unifilares, la ampliación de las celdas y transformador de la subestación Marcona, razón por la cual REP deberá actualizar dichos diagramas unifilares, los cuales deben guardar concordancia con la información contenida en el formato F-213.

Respuesta

En el formato F-216 se ha procedido a corregir el Diagrama de Flujos de Potencia de acuerdo a la nueva configuración.

Análisis y Conclusión de OSINERGMIN: REP, presenta el diagrama de flujos de potencia de acuerdo a su nueva configuración.

Subsanada



Observación 15.

El SER de Chilca-San Juan se debe desagregar en el tiempo

Para el caso del sistema Chilca-San Juan se ha presentado un único SEA para todo el horizonte de 4 años; no obstante, los requerimientos de generación no son constantes a lo largo de dicho periodo. En ese sentido, se requiere que el SER se desagregue en el tiempo, de modo tal que cada periodo de tiempo se distinga por el incremento del requerimiento de capacidad de transporte por parte de la generación (por la entrada o salida de centrales de generación).

Respuesta

Toda la generación señalada como parte del análisis entrará en operación desde el 2009. Del 2009 al 2010 se observa un requerimiento de capacidad de aproximadamente 150 MW, en los siguientes años se observa una disminución del flujo, y del 2010 al 2013 se observa nuevamente un incremento del flujo de 300 MW, tal y como se observa en la siguiente tabla:

Flujo de Potencia (MW) 2009 2010 2011 2012 2013 838.0

982.5

667.7

689.8

997.8

Como se observa no hay un incremento escalonado que dé señales de realizar inversiones de esa forma, tal y como lo está sugiriendo el OSINERGMIN, ya que para este caso de realizarlo de acuerdo a lo sugerido se estarían colocando y retirando instalaciones de transmisión. Los conveniente dado el corto periodo de análisis y la diferencia de requerimientos de generación, es realizar el análisis considerando el requerimiento máximo de capacidad. Además la variación entre el 2009 y el 2013 de incremento de capacidad es de aprox. 150 MW.

En el análisis del SEA se han evaluado dos alternativas, de acuerdo a la metodología establecida por el OSINERGMIN, siendo la elegida la de menor costo.

Análisis y Conclusión de OSINERGMIN: La Empresa explica lo solicitado

Subsanada

Observación 16.

En el grupo de instalaciones tipo SSTGD se han incluido instalaciones que no corresponden

En el cuadro 6.5-2, incluido dentro del numeral 6.5.3 sobre resultados del SEA del SSTG, se ha presentado una relación de instalaciones de transformación como si estuvieran clasificadas tipo generación/demanda; no obstante, en su mayoría dichas



instalaciones se clasifican como tipo SSTD. Se requiere revisar dicho cuadro y retirar aquellas instalaciones que nos tipo SSTGD.

Respuesta El error solo era del título, ya que como se podía observar en el contenido del cuadro se hacia referencia a líneas de transmisión, las cuales como se pueden verificar en las Resoluciones corresponden a las instalaciones asignadas por el OSINERGMIN a Generación/Demanda.


Subsanada

Observación 17.

Se requiere que se sustente el criterio de tensión empleado

En el numeral 7.4.3 se menciona, como criterio de evaluación de la calidad, que se verificó que los resultados de nivel de tensión estén en el orden de 1,0±5%. Al respecto, se requiere que se presente el sustento d dicho criterio.

Respuesta

Se ha considerado la tolerancia del ±5% para el indicador de tensión establecido en lo referente a Calidad de Producto de la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos.


Subsanada

Observación 18.

Se requiere que se sustente incluir la subestación Talara en el SSTD

En el numeral 7.5, sobre definición del SER de instalaciones tipo SSTD del área de demanda 1, se ha incluido la subestación Talara. Al respecto, se requiere que se sustente, en el marco de la Sexta Disposición Complementaria Final de la Ley Nº 28832, de que dicha instalación corresponde asignarse a la demanda.

Respuesta REP ha propuesto la S.E. Talara como parte del SSTD de acuerdo a lo establecido por el OSINERGMIN en su Informe Nº 112-2007-GART de la Resolución Nº 169-2007-OS/CD, el cual en el Anexo C como parte del análisis de la opiniones y sugerencias de REP al Proyecto de Resolución (C.2.2) concluye que dicha instalación corresponde ser asignada a la demanda. En este sentido, EL OSINERGMIN ya había establecido previamente la responsabilidad de pago del transformador de la S.E. Talara.



Extractos del Informe 112-2007-GART (C.2.2):




Subsanada

Observación 19.

No se sustenta la diferencia entre la proyección de la demanda y los resultados de los flujos de potencia

En diferentes subestaciones de potencia (por ejemplo Talara, Chiclayo Oeste, Trujillo Norte, etc.), presentadas en el Capítulo 7, se menciona que, de acuerdo a la proyección de demanda, se estaría sobrepasando la capacidad de dichas subestaciones en un determinado año; sin embargo, se manifiesta que luego del análisis de flujo de potencia dicho requerimiento cambia a otro, en algunos años se adelanta y en otros se retrasa. Se requiere que se sustente dicha diferencia.

Respuesta De acuerdo al Marco Legal, el SER de las instalaciones del SST de demanda corresponden a las instalaciones existentes, sin embargo para fines de determinar las necesidades de incremento de capacidad de transformación se ha realizado el siguiente análisis:

1.- Se verifica la capacidad existente y la requerida para el año 2018, detectándose el año en que se requiere incrementar dicha capacidad, para lo cual se sigue el siguiente procedimiento:

Se verifica la capacidad de transformación versus la proyección de la Máxima Demanda.

2.- Para los casos en que la capacidad real del transformador excede la demanda proyecta se realiza un análisis de flujo de potencia, hasta el año 2013, con el objeto de recoger el efecto de la operación del sistema en su conjunto.

Sólo cuando en ambos análisis se excediera la capacidad real del transformador se propondrá una ampliación del equipamiento

Determinación del equipamiento requerido:

De acuerdo a la necesidad de potencia adicional se evalúa la conveniencia de incrementar una nueva unidad adicional de transformación de acuerdo a la alternativa más conveniente técnica y económicamente. Este criterio se ha aplicado para la determinación del SER en las zonas en las cuales REP tiene compromisos de inversión de ampliaciones suscritas con el MEM.

En las zonas en las cuales REP no tiene compromiso de inversión sólo se presenta como una recomendación de efectuar un análisis más detallado, por lo que en dichos casos no se modificará ni ampliará el equipamiento.




La Empresa no responde a lo solicitado

Subsanada

Observación 20.

No se han presentado los archivos de flujos de potencia para todos los años

No se han presentado los archivos de flujos de potencia para todos los años del horizonte (2009-2018), tan solo se han considerado hasta el año 2013, se requiere que se presente los archivos completos de flujos de potencia.

Respuesta.

Solo se han evaluado los años que abarcan el periodo de análisis de las tarifas 2009-2013.

Análisis y Conclusión de OSINERGMIN: La NORMA TARIFAS menciona que los archivos de flujos de potencia deberán ser presentados para los años 1, 5, 10 y para el año en el que se incorpora un nuevo elemento en el sistema.

No Subsanada

Observación 21.

En el Área de Demanda 8 no se ha considerado en las alternativas centrales térmicas a gas natural en Marcona.

En la determinación del SER de las líneas Independencia-Ica e Ica-Marcona, no se ha evaluado la alternativa en la que entre en operación una central térmica a gas natural. Al respecto, se requiere la evaluación económica de dicha alternativa.

Respuesta.- El Área de Demanda 8 es un Área estrictamente de Demanda, por lo cual la generación interna no se ve involucrada en el cálculo de las Tarifas de transmisión. Asimismo, independiente de lo señalado anteriormente, REP no cuenta con información sobre un proyecto que contemple la instalación de centrales de gas natural en Marcona.

Análisis y Conclusión de OSINERGMIN: Las razones expuestas justifican la observación

Subsanada

Observación 22.

Se han excluido instalaciones sin presentar el sustento



En la definición del SER no se han considerado diversas instalaciones presentadas en el numeral 3.3; no obstante, no se ha presentado el sustento por el cual no se incluyen esas instalaciones. Al respecto se requiere el sustento con base al cual se concluye no considerar en la definición del SER a las referidas instalaciones.

Respuesta El sustento se encuentra contemplado en el Anexo Nº 8 del Contrato de Concesión, en la cual se señala que la propiedad de estos equipos se encuentra en controversia en el Poder Judicial.



Análisis y Conclusión de OSINERGMIN: La Empresa no responde a lo solicitado

Subsanada parcialmente

COSTOS DE INVERSION

Observación 23.

Existen incoherencias entre los formatos del SER y de Inversión

Se ha verificado que existen diferencias entre los formatos de definición del SER, F-303 y F-213, y los formatos de inversión F-214 y F-216. Por ejemplo, en el formato F-303 se valoriza en el año 2009 para la Subestación Ica, celdas de linea a Independencia y Marcona; sin embargo en el formato F-214, se considera estas líneas en el año 2007. Asimismo, en el formato F-216, correspondiente a los diagramas de flujo de potencia, no se reflejan estas instalaciones. Por lo indicado, la titular de transmisión deberá efectuar las correcciones correspondientes a fin de guardar coherencia entre los formatos del SER y de inversión.

Respuesta Las líneas de transmisión Independencia-Ica e Ica-Marcona se encuentran actualmente instaladas, por lo cual se ha considerado que ya existen desde el 2007; asimismo, la S.E. Ica se encuentra conectada a estas líneas a través de una derivación T, es decir no cuenta con celdas de línea. Como parte de la Ampliación Nº 3 a concluirse en febrero de 2009, se colocarán las celdas de línea (es decir se partirá la línea de transmisión) de entrada y salida de la subestación.

Por lo tanto, la configuración solo está cambiando en la derivación a la S.E. Ica.


Subsanada

Observación 24.

La valorización de algunos elementos no corresponden a los módulos estándares.

Se ha verificado que, para algunos elementos, la valorización no corresponde a los módulos estándares de inversión aprobada mediante Resolución Nº 343-2008-OS/CD. En efecto, para el caso del transformador de potencia de 50 MVA cuyo código del módulo es TP-220060010-050CO1E, REP presenta un costo total de dicho elemento de US$ 1 878 688, mientras que de acuerdo con los módulos estándares de inversión se modificaron como resultado de las Resoluciones OSINERGMIN Nº 464-2008-OS/CC Y OSINERGMIN Nº 465-2008-OS/CD.

En este sentido, 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 está procediendo a actualizar los módulos con los establecidos en las resoluciones 464-2008-OS/CD y Nº 465-2008-OS/CD.



Subsanada

Observación 25.

Se debe revisar y corregir la información contenida en el formato F-309.

Se ha verificado que REP incluye en el resumen del costo de inversión del SER (formato F-309), aquellos que entraron en operación en junio de 2006. Al respecto, se aclara que, según el numeral 15.1 de las NORMAS TARIFAS, las instalaciones del tipo SSTD existentes antes de la vigencia de la Ley Nº 28832 (23 de julio de 2006), no deben ser valorizadas con los módulos estándares, sino que se les calcula el CMA a parti de la aplicación del numeral 24.1 de dicha norma. Se requiere que se revise y efectúen las correcciones pertinentes.

Respuesta.- Se están valorizando los costos de inversión todas las instalaciones, incluyendo aquellas cuyo cálculo del Costo Medio Anual se realice conforme el Artículo 24º de la NORMA. Debido a que su inclusión o no, no perjudica, por el contrario nos permite tener un alcance del Costo de Inversión total de la empresa. Finalmente se respetará la metodología para la determinación del CMA de cada instalación.

La NORMA no restringe la valorización de las instalaciones, únicamente señala que no se requiere.


No Subsanado Observación 26.

Se debe revisar la valorización del centro de control y telecomunicaciones.

En el archivo F-303.xls (hoja “resumen”), REP presenta los costos de centro de control y telecomunicaciones, los cuales se reparten entre las diversas subestaciones; sin embargo, estos costos están como valores y sin vinculo, ello no permite hacer el seguimiento a la información fuente que determine los costos de las instalaciones señaladas. Se requiere que REP revise y vincule adecuadamente los costos de centro de control y telecomunicaciones.

Respuesta.- Se ha realizado los vínculos correspondientes.




No Subsanada

COSTO ESTÁNDAR DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

Observación 27.

Se debe revisar y corregir la información contenida en el formato F-401.

(a) Se ha verificado que REP incluye en el formato de resumen COYM (F-401), a aquellos elementos que entraron en operación en junio de 2006. En este sentido, en forma similar a la observación correspondiente al formato F-309, se requiere que REP revise y corrija el contenido de este formato conforme a la NORMA TARIFAS.

(b) Por otro lado, debido a que el costo de operación y mantenimiento resulta de aplicar a la inversión el porcentaje fijado para cada nivel de tensión y tipo de región en donde se ubica cada elemento de transmisión, se requiere que en mérito a las correcciones que se realicen en atención a las observaciones precedentes, correspondientes a la determinación del SER y la valorización de las inversiones, se efectúe el recalculo del COYM respectivo.

Respuesta.- (a) Igual a la respuesta planteada en la observación 33.

(b) Se está procediendo a actualizar el COYM de acuerdo a la actualización del costo de inversión.


No Subsanada

DETERMINACION DE LOS FACTORES DE PÉRDIDAS E INGRESOS TARIFARIOS

Observación 28.

No se ha presentado los factores de pérdidas medias e ingreso tarifario.

REP no ha presentado los factores de pérdidas medias ni ingreso tarifario, tampoco se ha presentado el cálculo de dichos factores. En este sentido, se requiere que se presenten los archivos de cálculo para determinar los factores de pérdidas medias y el ingreso tarifario; asimismo, se requiere que se completen correctamente los formatos F-501 a F-513, para lo cual se deberán considerar los criterios y metodología establecidos en los Artículos 19º y 22º de la NORMA TARIFAS.



Respuesta: No se ha contado con la información suficiente para realizar los cálculos de los factores de pérdidas medias, debido a que estos requerían ser determinados para toda el Área de Demanda analizada.


La empresa no entrega el informe impreso, la información magnética entregada para los formatos de factores de pérdidas (F-504, F-505, F-506, F-507, F-508, F-509 y F-510) presentan celdas con valores en blanco, #¡DIV0! y #¡VALOR! para todas las áreas de demanda.

No Subsanada

DETERMINACION DEL CMA, PEAJES, COMPENSACIONES Y FORMULA DE ACTUALIZACION

Observación 29.

No se ha determinado de manera correcta el CMA de todas las instalaciones correspondiente a los Sistemas Secundarios de Transmisión asignados 100% a la demanda.

Se observa que, para la mayoría de las instalaciones tipo Sistema Secundario de Transmisión existente antes del 24 de julio de 2006, SSTD (fecha de entrada en vigencia de la Ley Nº 28832) no se ha determinado el Costo Medio Anual (CMA) conforme a lo determinado en el numeral 24.1.3 de la NORMA TARIFAS. Se Requiere que se determine el CMA de estas instalaciones aplicando estrictamente lo establecido en dicho numeral, para lo cual se debe tener en cuenta que todas las instalaciones de transmisión tienen cargos de transmisión fijados (peajes y factores de pérdidas) ya sea de manera explícita o mediante los denominados cargos generales.

Respuesta: Tal y como se ha señalado en el Informe para los SSTD se ha seguido la siguiente metodología:

• Para los SSTD cuya fecha de operación es antes del 23 de junio de 2006 y no se cuenta con una regulación vigente, se calculará el costo de inversión, operación y mantenimiento de las instalaciones existentes de acuerdo a los módulos de inversión y al porcentaje de costos de operación y mantenimiento definidos por OSINERGMIN-GART.

• Se optó por esta alternativa en vista que los cargos generales no consideran los peajes a todo tipo de instalaciones, que en nuestro caso se está proponiendo incluir, tales como banco de capacitares, etc. En este sentido, a fin de poder asignar los costos comunes a todas los equipos que no han sido regulados se ha utilizado la valorización de la inversión y los costos de operación y mantenimiento.

• Para los SSTD cuya fecha de operación es antes del 23 de junio de 2006 y se cuenta con una regulación vigente, se calculará el Costo Medio Anual como la



suma de los ingresos por cocepto del Peaje e Ingreso tarifario que se vienen percibiendo de acuerdo al artículo 24º de la Norma.

• Para los SSTD cuya fecha de operación es posterior al 23 de junio de 2006 se calculará el Costo Medio Anual valorizando la inversión de acuerdo a los módulos de inversión y al porcentaje de costos de operación y mantenimiento definidos por OSINERGMIN-GART.


Si bien la empresa justifica la metodología que ha empleado, la misma no se adapta a lo requerido por la NORMA TARIFAS salvo para para los SSTD cuya fecha de operación es antes del 23 de junio de 2006 y se cuenta con una regulación vigente.

No Subsanada

Observación 30.

El criterio empleado en el numeral 10.3 no está conforme a lo establecido en el NORMA TARIFAS.

En el numeral 10.3 del ESTUDIO se propone que los peajes se determinen empleando las demandas registradas en los puntos donde inician las instalaciones del distribuidor. Al respecto, dicho criterio es contrario a lo establecido en los Artículos 25º y 26º de la NORMA TARIFAS. Se requiere que se revise y se corrija dicho criterio y se recalculen los peajes unitarios conforme a dicha norma.

Respuesta: Como se ha venido señalando en reiteradas oportunidades, respecto a las criterios que consideramos que se deben tener en cuenta para la determinación de los Peajes de los Sistemas Secundarios de Transmisión se encuentran los niveles de tensión en los cuales se aplica dichos cargos para los fines de cobranza.

El Artículo 45° de la Ley de Concesiones Eléctricas establece los siguiente:

“Las ventas de electricidad a un distribuidor, destinadas al Servicio Público de Electricidad, se efectúan en los puntos donde se inician las instalaciones del Distribuidor.”

Asimismo, en los contratos de venta de energía eléctrica de generadores a distribuidores desarrollados en procesos de licitación pública, está establecido que los puntos de venta en los cuales se realizarán las transacciones comerciales corresponde a los puntos en los cuales inician las instalaciones del distribuidor.

Por lo tanto, para el cálculo de los peajes se debe utilizar mismo criterio a fin de determinar el peaje unitario por nivel de tensión (MAT, AT y MT) utilizando las demandas registradas según los niveles de tensión en los cuales inician las instalaciones del distribuidor. Esto permitirá que el Peaje unitario pueda ser aplicado en los puntos de venta entre el Generador y Distribuidor, y de acuerdo a la cadena de pagos en Generador traslade dichos cargo de transmisión al Transmisor.



De utilizarse niveles de tensión de puntos de retiro que se encuentran “aguas abajo” y fuera del alcance de las ventas del Generador al Distribuidor, la recaudación del transmisor no permitirá al Transmisor recuperar el Costo Medio Anual.

Respecto a los cálculos, no correspondería hacer modificaciones debido a que no se han utilizado, por no disponer, consumos de energía cuyos puntos de retiro se encuentren en las instalaciones del distribuidor.


La empresa continúa empleando un criterio que es contrario a lo establecido en los Artículos 25º y 26º de la NORMA TARIFAS

No Subsanada

Observación 31.

Se debe vincular el cálculo de las compensaciones.

En El formato F-516, donde se determinan las compensaciones mensuales, REP debe revisar y corregir la secuencia lógica de los cálculos, debido a que se presentan columnas con datos en valores sin fórmulas o vínculos. En este sentido, se debe presentar la información debidamente vinculada, a fin de poder hacer un seguimiento a la formulación empleada.

Respuesta: Se ha procedido a vincular los cálculos.


En varias instalaciones sólo se ha volcado el valor del CMA, sin incluir los CI ni los COyM.


Observación 32.

No se ha presentado el sustento de los porcentajes de asignación de responsabilidad de pago.

REP no ha presentado el sustento con base al cual se asigna la responsabilidad de pago de las instalaciones de transmisión entre la generación y la demanda y se reparte la responsabilidad de pago entre generadores (Formato F-517). Al respecto, se requiere que se presente dicho sustento y, de ser el caso, se corrijan las asignaciones de pago propuestas, para lo cual deberá tener en cuenta el Capítulo Primero de l NORMA TARIFAS y el “Procedimiento para la Asignación de Responsabilidad de Pago de los SST y SCT”, aprobado mediante la Resolución Nº 383-2008-OS/CD.



Respuesta: No se requiere sustentar los porcentajes de asignación de responsabilidad de pago entre la generación y la demanda, dado que el Artículo 6º de la NORMA TARIFAS establece que:

“6.2 Para el caso de las instalaciones del SST existentes a la fecha de entrada en vigencia de la Ley Nº 28832, la proporción de pago entre Usuarios y Generadores y el criterio de distribución al interior del conjunto de Usuarios y Generadores serán los mismos que se encuentren vigentes a la fecha de entrada en vigencia de dicha Ley.”

En este sentido se ha considerado los porcentajes de asignación establecidos por el OSINERGMIN mediante Resolución Nº 065-2005-OS/CD.

Análisis y Conclusión de OSINERGMIN: Los porcentajes de asignación de responsabilidad indicados en el formato F-517 no es posible deducirlo o comprobarlo con la resolución Nº 065-2005-OS/CD


Observación 33.

Se debe recalcular los peajes, incluyendo el CMA de las instalaciones tipo SSTD.

En el formato F-515, REP no ha incluido los costos del CMA correspondiente a las instalaciones existentes del tipo SSTD, los mismos que deberán ser calculados mediante la formulación establecida en el Artículo 24º de la resolución OSINERGMIN Nº 023-2008-OS/CD.

Respuesta: En el formato F-515 no se solicita la información del CMA.

Análisis y Conclusión de OSINERGMIN: La afirmación de la empresa no es correcta, ya que la NORMA TARIFA establece que el peaje de las instalaciones SSTD existentes al Julio de 2006 se les deben calcular el CMA con el procedimiento establecido, y con dicho valor de CMA SSTD se deben calcular los peajes a aplicar a éste tipo de instalaciones, separándolo del resto del tipo de instalaciones (SCT)

No Subsanada

Observación 34.

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 al inicio de cada año conforme 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.



En este sentido, en los casos que corresponda realizar una valorización de costos de inversión y COyM, 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 sea 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: Los costos de inversión se han determinado con la aplicación de los módulos, y el COYM se ha determinado con la aplicación de los porcentajes establecidos por el OSINERGMIN a los Costos de Inversión. Para el periodo Mayo 2009-Abril 2013 REP no ha incluido nuevas inversiones, por lo cual se entiende que los cálculos realizados, de acuerdo con lo establecido en la NORMA, si toman en consideración el efecto del tiempo.

Análisis y Conclusión de OSINERGMIN: La aseveración que realiza la empresa no es cierta, ya que por ejemplo en el formato F-309, existen inversiones previstas posteriores al año 2006, por ejemplo en el mes de febrero del año 2009 en el Área de Demanda 7.

No Subsanada


Proceso de fijación de tarifas y compensaciones de SST y SCT Período 2009-2013 – Informe sobre Determinación del SEA 204

Anexo C Determinación del SER 2009-

2013



DETERMINACION DE LOS SISTEMAS ELECTRICAMENTE ADAPTADOS (SEA), PARA LOS SISTEMAS DE COMPENSACIÓN,

CORRESPONDIENTES A SISTEMAS DE GENERACIÓN Y GENERACIÓN/DEMANDA

INTRODUCCION De acuerdo con lo establecido en la Resolución OSINERGMIN N° 0023-2008-OS/CD, en el presente Anexo se documentan los Sistemas Económicamente Adaptados, para los Sistemas Secundarios de Transmisión cuyo pago se asigna 100% a la Generación (SSTG) y para los Sistemas Secundarios de Transmisión cuyo pago es compartido entre Usuarios y Generadores (SSTGD). La clasificación de estas instalaciones está indicada en la Resolución OSINERG N° 065-2005-OS/CD, con actualizaciones en la Resolución OSINERG N° 169-2007-OS/CD y OSINERG N° 360-2007-OS/CD. Según lo establecido en las Resoluciones, el requerimiento de determinación del SEA en las instalaciones mencionadas, debe hacerse para un horizonte de cuatro años, medidos a partir del año 1 del estudio de SST. METODOLOGÍA ESPECÍFICA EMPLEADA DESCRIPCIÓN GENERAL DE LA METODOLOGÍA El procedimiento seguido parte de considerar en primera medida el SER determinado para el área que contiene al SEA y establecer las restricciones de borde, las cuales deben mantenerse de acuerdo a las instalaciones existentes. En este punto, se determinan las tensiones del SER, las cuales en las fronteras con las instalaciones correspondientes a los SEA, no pueden ser modificadas. Se hace esta aclaración, para no generar confusión respecto a la definición de SEA, que dice, que el SEA no necesariamente corresponde a la configuración y características de las instalaciones existentes, excepto que quede demostrado que cumplen con el principio de adaptación a la demanda El paso siguiente es, a partir de las condiciones existentes en los límites del SER con el SEA, representado en los flujos de carga de cada una de las áreas que conforman el SER, tomar las condiciones de borde, es decir, flujos de carga que entran/salen del SER hacia/desde el SEA. También se mantienen los valores de tensión en estos puntos, de modo tal de poder representar en el SEA, el límite con el SER como una barra equivalente. Dado que se trata en general de sistemas contenidos dentro del SER, se siguieron los siguientes criterios específicos para adecuar las instalaciones a las condiciones de demanda dentro del período de estudio:

o Conductores: La sección de conductores se elige como aquella que minimiza el costo total de inversión más pérdidas en todo el período de análisis.

o Capacidad de estaciones transformadoras: se determina como aquella que permita evacuar la máxima generación de la central de generación asociada al SSTG y/o SSTGD, según corresponda.

o Nivel de tensión de las instalaciones: Se analiza si el nivel de tensión real cumple con el requerimiento de adaptación a la demanda. En caso que así no sea, y, siempre y cuando las condiciones de borde lo permitan, se modifica teniendo en cuenta diferentes opciones.



SELECCIÓN DEL CONDUCTOR ÓPTIMO El dimensionamiento de los conductores debe realizarse de tal modo de minimizar el costo anual de la instalación que comprende: anualidad de la inversión + costos de operación y mantenimiento anuales + pérdidas anuales. Si se prescinde de los costos de operación y mantenimiento y se asume que el costo de la línea varía solo con el costo del conductor, manteniendo todos los demás costos (postaciones, montaje, etc.) constantes, se puede encontrar una formula cerrada (Ley de Kelvin) que define la densidad óptima en Amp/mm2 para cada tipo de material. Como valores indicativos se pueden mencionar los siguientes:

Material S/I A/mm²

Cobre 1.11 Aluminio 0.38

En un cálculo de este tipo se determina una sección óptima para el conductor y se debe elegir la comercial más próxima a esta. Este cálculo es válido dentro de un cierto intervalo de variación de la sección del conductor en que puede considerarse que los costos de postación y montaje no varían. En este trabajo la metodología de cálculo consiste en evaluar el costo total de una línea de transmisión considerando para cada una de las secciones comerciales a incluir en el análisis, no solo el costo del conductor sino el costo total de la instalación por km. Se incluye además el costo de operación y mantenimiento como un porcentaje fijo (3 %) del costo de inversión. Al valor anualizado del costo de inversión se le suma el costo de pérdidas en un año, determinando el costo total. De esta forma, para un valor dado de corriente por el conductor se puede determinar cual es la instalación que presenta el menor costo total, y que por lo tanto resulta óptima para las condiciones de operación consideradas. La comparación de alternativas se realiza en base al costo total de la instalación, lo que incluye el costo de inversión, el costo de explotación y el costo de pérdidas. El costo total anualizado se calcula de la siguiente forma:

⎥⎦⎤

⎢⎣⎡+⎥⎦

⎤⎢⎣⎡+⎥⎦

⎤⎢⎣⎡

⎥⎦⎤

⎢⎣⎡

−−−=

añokm

SU

añokm

SU

añokm

SU

año

SUPExT CCC

IC

$$$$

(1) Donde:

CT: Costo total anualizado

CI: Costo de inversión anual

CEx: Costo de operación y mantenimiento

CP: Costo de pérdidas

El costo de pérdidas incluye un costo por energía y un costo por potencia, que se determina como sigue:

[ ] ⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⎥⎦⎤

⎢⎣⎡=⎥⎦

⎤⎢⎣⎡

∗⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡∗⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡+⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡−

∗Ω

∗∗−

FPañoh8760

hWS$U

ECañoWS$U

pPkm

RAI3 22

añokm

S$UPC

(2)



Donde CE: Costo de la energía de pérdidas

Pp: Precio de la potencia

I: Corriente máxima por el conductor

R: Resistencia del conductor

FP: Factor de pérdidas

El factor de pérdidas (FP) se determina en función del factor de carga (FC) de la red, mediante la siguiente expresión:

⎪⎩

⎪⎨⎧

>∗+∗

≤∗=

0.5 FC si 0.7 3.0

0.5 FC si 72.0

2FCFC

FCFP

(3) Para que este cálculo sea consistente con la valorización de las instalaciones del SEA, se utilizan como líneas de transmisión para el análisis aquellas incluidas en la “Lista de Módulos Estándar de Líneas de Transmisión”.

El cálculo se implementa en una planilla Excel en la cual se ingresan los datos de factor de cargas, precios de la potencia y energía y el porcentaje de costos de operación y mantenimiento.

VALOR DE LA CORRIENTE A CONSIDERARSE EN EL CÁLCULO El costo de pérdidas que resulta de la ecuación (2), es un valor anual en el cual se utiliza la corriente máxima para el año considerado. El factor de pérdidas cuantifica el efecto de variación de la corriente entre los estados de demanda máxima y mínima, en función del factor de carga. Cuando se trata de dimensionar el conductor óptimo para un período de tiempo de varios años, es necesario integrar el valor de las pérdidas a lo largo del período de análisis, teniendo en cuenta el aumento que experimentan los flujos de potencia por las líneas debido al aumento de la demanda. Es decir, si en la ecuación (2) se utiliza el valor de corriente máxima para el año base, se estaría subestimando el costo total de las pérdidas en el período de análisis. Por otro lado, si se utiliza en valor de corriente máxima en el año horizonte en la ecuación (2), se estaría sobre valorando la influencia de las pérdidas en el costo total para todo el período de análisis. El problema puede resolverse determinando un valor de corriente equivalente (Ieq), cuyo valor es constante a largo del período de análisis, tal que origine el mismo costo de pérdidas que provoca la corriente real, cuyo valor se incrementa año a año. Si se desprecia por el momento el costo de pérdida por potencia por ser un valor relativamente bajo, y se consideran que todos los factores de la ecuación (2) se mantienen constantes a excepción de la corriente I, se verifica que el costo de las pérdidas Cp es proporcional al cuadrado de la corriente I (Cp = Kp*I2). Por tal motivo, puede trabajarse directamente con la corriente para encontrar un valor equivalente de la misma que presente el mismo costo de pérdidas para todo el periodo. Dado que el costo de las pérdidas en cada año hay que considerarlo en el año en que se producen, es necesario operar con el valor presente de las mismas para encontrar el equivalente. Si se denomina

VPr : Valor presente del costo de pérdidas debido a las corrientes reales



VPeq: Valor presente del costo de pérdidas debido a la corriente equivalente

i : Tasa de descuento

α : Tasa de crecimiento de la corriente (se toma igual a la tasa de crecimiento de la demanda)

n: Nr. de años de análisis (4 en nuestro caso)

0I : Valor de la corriente máxima en el año cero

jI : Valor de la corriente máxima para el año j

eqI : Corriente equivalente de costo de pérdidas

El valor presente del costo de pérdidas de energía debido a las corrientes reales será

⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡

+α+

+++α+

++α+

= n

n*220

2

2*220

220

p )i1()1(I

)i1()1(I

)i1()1(I*KPrV L

∑= +

α+⋅⋅=

1

1jj

j*220pr )i1(

)1(IKVP (4)

Por otro lado, el valor presente del costo de pérdidas debido a la corriente equivalente, cuyo valor es constante para todos los años será:

∑= +

⋅⋅=1

1jj

2eqpeq )i1(

1IKVP (5)

Igualando las expresiones (4) y (5) se puede obtener el valor de la corriente equivalente, que resulta en la siguiente expresión

21

1

1jj

1

1jj

j*2

0eq

)i1(1

)i1()1(

II

⎟⎟⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜⎜⎜

⎝

⎛

+

+α+

⋅=∑

∑

=

= (6)

A los efectos de cálculo, es conveniente encontrar la relación entre la corriente equivalente Ieq y la corriente máxima al final del período. De esa forma, se encuentra un factor que normaliza el valor de la corriente equivalente, cuyo valor es independiente de la corriente inicial I0.

Siendo el valor de la corriente para el final del período:

n0n )1(II α+⋅=

La relación de la corriente equivalente a la corriente al año horizonte es :



n

21

1

1jj

1

1jj

j*2

eq )1()i1(

1)i1()1(

RIα+

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

++α+

=∑∑== (7)

A modo de ejemplo, aplicando la expresión (7) para los siguientes datos

i : 12 %

α : 3 %

n: 4 años

Se obtiene: RIeq = 0.95

Es decir, el valor de la corriente para el cual se determina el conductor óptimo es el 95% de la corriente máxima al año horizonte.

En la siguiente Figura Nº 1 se muestran los resultados de cálculo del costo total para tres secciones consideradas, para un rango de variación de la corriente por cada conductor.

En base a la tasa de crecimiento de la demanda se determina la relación de corriente equivalente RIeq. Con este valor y la corriente máxima al año horizonte se determina el valor de corriente equivalente Ieq, que es utilizado en la figura de costos para determinar cual es la línea que produce el menor costo total.

Costos de inversión, O&M y pérdidas de líneas

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500Corriente [A]

Cos

to to

tal [

U$S

/año

]

C1-SIR0-C1-AAAC-400mm2 C1-SIR0-C1-AAAC-300mm2 C1-SIR0-C1-AAAC-240mm2

Figura Nº 1: Costo de inversión, O&M y pérdidas en función de la corriente máxima



SISTEMAS DE GENERACIÓN Y GENERACIÓN/DEMANDA En SST del tipo generación (G) o generación/demanda (G/D), que se encuentran mallados y que tienen más de un punto de vinculación con el sistema de transmisión principal, su dimensionamiento no está ligado en forma exclusiva a la distribución y crecimiento de la demanda, sino que depende además de la forma en que se opera el sistema. En efecto, las potencias de transito por las líneas y transformadores de la red de potencia varían conforme varía la demanda y el despacho de generación, el cual responde en todo momento a la política de operación óptima del sistema y a los requerimientos de seguridad operativa.

El dimensionamiento de una línea de transmisión o de una estación transformadora dentro de un sistema de transmisión que vincula la generación con la demanda, no puede realizarse en forma autónoma como en el caso de redes radiales. Cada componente del sistema de transporte sirve al sistema en su conjunto, y sus características y capacidad deben definirse dentro de un esquema de planificación integral del sistema de potencia.

En el caso de los SST del tipo G o G/D, sus instalaciones son componentes (líneas y/o transformadores) que están inmersos dentro de la red de transporte, por lo que, de acuerdo a los conceptos vertidos anteriormente, su característica (nivel de tensión, tipo, etc.) dimensiones y capacidad están estrechamente ligados con el resto de los componentes de la red. Es decir que su SEA no puede determinarse en forma autónoma como en el caso de los sistemas radiales.

De lo anterior se desprende que en este tipo de instalaciones el proceso de optimización para la definición del SEA presenta menos grados de libertad que en caso de los SST de demanda o radiales. En el caso de los SST de G o de G/D, la configuración existente, la traza y el nivel de tensión están definidos, siendo posible la optimización de la sección de conductor y la capacidad de transformación.

No obstante presentarse esta limitación, el objetivo regulatorio que subyace en el concepto de sistema económicamente adaptado no resulta distorsionado, puesto que el reconocimiento del sistema adaptado para las instalaciones existentes representa un incentivo al mayor uso de las mismas, dado que si esto ocurre permite incrementar los ingresos de la Empresa Transportista.

La optimización del tamaño de las líneas de transmisión está determinada por la optimización del conductor, que consiste a su vez en obtener la sección del conductor que minimiza el Costo Total Actualizado de Inversión y Pérdidas en el período para el cual se esta definiendo la condición de adaptación.

Para poder definir la sección óptima de los conductores y la capacidad de las estaciones de transformación es necesario determinar máximos requerimientos de transporte a los que estarán sometidas estas instalaciones, es decir los flujos de potencia máximos por los mismos que podrán verificarse.

En un sistema de potencia de las dimensiones del sistema eléctrico del Perú, con parque de generación hidrotérmico, pueden encontrarse una cantidad



muy significativa de estados de operación sobre un horizonte de análisis, que pueden someter a la red de potencia a muy diversos estados de carga.

Por este motivo, la forma de poder determinar la máxima solicitación que puede encontrarse en un componente en particular de la red, es mediante la simulación de la operación del sistema en un horizonte de análisis definido.

Lo que se ha considerado como metodología para determinar las instalaciones óptimas de los SST de G y G/D es determinar la máximas solicitaciones sobre los mismos, a partir de los resultados de la simulación de la operación futura del sistema mediante el programa PERSEO.

DETERMINACIÓN DE LOS SEA A continuación se presentan los SEA resultantes, para cada una de los SSTG y SSTGD

ELECTROANDES Este sistema está en el SER del área 5

Sistema Norte y Central

SEA propuesto (ver Figura Nº 2 y ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia.)

El parque de generación utilizado contempla el despacho de las 5 turbinas de la CH Yaupi, la CH Yuncan, y además se ha considerado la CH Huanchor En Servicio (E/S), para maximizar el flujo de carga por las líneas que clasificadas como sistema de Generación. Se comenta que se analizó un escenario con las CH Huanchor Fuera se servicio, para verificar las tensiones de la red ante su ausencia.

Aún con estas consideraciones, las tensiones del sistema de ELAN se mantienen dentro de los límites establecidos por la Norma Técnica de la Calidad de los Servicios Eléctricos.

Para el nivel de tensión de 50 kV, en el listado de módulos para el armado de los SEA, existe una única sección para conductor del tipo ACSR, correspondiente a 250mm2. Por esta razón, para el sistema de generación Huanchor, el análisis se redujo al modelado de las líneas con este tipo de conductor, sin detectarse mayores restricciones, ya que el conductor real para este sistema es de una sección considerablemente menor.

Se describen a continuación las secciones de los tramos que han sido modificados, en función de la sección determinada a partir del listado de módulos:

• Líneas de ACSR 250mm2

o LAT Malpaso – Mayupampa: 17.018 km

o LAT Malpaso – Oroya: 18.645 km

LAT Mayupampa – Oroya Nueva: 3.338 km



o LAT Carlos Francisco – Antuquito – Bellavista – S. Mateo – Huanchor (sistema Huanchor): 1.56 km + 3.9km + 6.99km + 4.4km

Sistema Yaupi

Para este sistema, se mantiene el SEA determinado por OSINERG para la regulación del año 2005. En la Figura Nº 3 se presenta el esquema unifilar de este sistema. El mismo constituye en su totalidad un sistema de compensación, del cual corresponde a ELAN el siguiente detalle:

• SET Yaupi: 2 x 220/10 kV, 50 + 75 MVA

LAT Yaupi – Carhuamayo, 220 kV, de ACSR, 592 mm2, de aprox 64 km.

Figura Nº 2: SEA propuesto OSINERGMIN – Año 2009 al 2012, sistema Huanchor



Figura Nº 3: SEA propuesto – Sistema Yaupi – Año 2009 al 2012

Red Eléctrica Del Perú (REP) Los SSTG y SSTGD están contenidos en varias áreas eléctricas.

Línea Toquepala – Aricota

De acuerdo a lo determinado del programa PERSEO, el flujo máximo estimado para esta línea es de 31 MW, y si consideramos un factor de potencia de 0,9 para estas líneas, tenemos 30MVA. Además, se determinó un factor de carga de 0,33

Alternativa 1: El esquema que representa esta alternativa es el siguiente:



Costo x km / anual = US$ 6674 (incluye costo de pérdidas – corresponde a una línea AAAC 240 mm2, simple terna, en sierra rural, entre 3000 y 45 00 msnm)

Para el nivel de tensión de ésta línea, correspondiente a 138 kV, la sección óptima es de 240 mm2.

Alternativa 2: El esquema que representa esta alternativa es el siguiente:

Costo x km / anual = US$ 13062 (incluye costo de pérdidas), sin considerar el costo de la SET en Toquepala (corresponde a una línea AAAC 240 mm2, simple terna, en sierra rural, entre 3000 y 4000 msnm)

Para este nivel de tensión (60 kV), la sección óptima resultante fue de 240 mm2.

Por lo tanto, como se puede apreciar, la Alternativa 1, resulta la óptima desde el punto de vista técnico económico.

Línea Óxidos – Cerro Verde

La Figura Nº 4 muestra el SEA propuesto para ésta línea. Para determinar la sección óptima del conductor de esta línea, la metodología adoptada correspondió a la de análisis de la proyección de la demanda, y en función de ella, determinar el SEA para el período de 4 años. De acuerdo a la proyección de la demanda, el año base es el que determina el diseño del SEA, ya que es el que presenta un mayor requerimiento desde la SET Óxidos.

Otro punto consiste en la presentación de alternativas para esta línea. Teniendo en cuenta la corta longitud de la misma (300 m), no se propone alternativa a la correspondiente al sistema real, debido a que cualquier modificación de la misma implica un costo mayor. Por ejemplo, si se plantea una alternativa de alimentación en un nivel inferior de voltaje, la sola incorporación de celdas de transformación y de línea, más el transformador,

AAAC 240 mm2 35 5 k

60kV 138k

V

AAAC 240 mm2 35 5 k



nos darían un costo mayor al SEA presentado. Por esta razón, no se propone una segunda alternativa de SEA.

Sistema Mantaro – Lima

De acuerdo a la información extraída del programa PERSEO, en la Figura Nº 5 se muestra el SEA resultante, teniendo en cuenta los flujos máximos esperados por cada vínculo, los cuales han sido representados, con el sentido del flujo para cada caso. En función a esto, se ha determinado el conductor óptimo para cada tramo.

Los vínculos considerados para este sistema son:

Mantaro (Campo Armiño) - Pachachaca (L201-L202)

Mantaro (Campo Armiño) - Huancavelica (L203-L204)

Huancavelica - Independencia (L203-L231)

Pachachaca - San Juan (L205-L206)

Mantaro (Campo Armiño) - Pachachaca (L218-L219)

Mantaro (Campo Armiño) - Huayucachi (L220)

Huayucachi - Zapallal (L221)

Pachachaca – Purunhuasi (Callahuanca 2) (L222-L223)

Independencia – Desierto (L-2208)

Desierto – Chilca (L-2091)

Independencia – Cantera (L-2207)

Cantera – Chilca (L2090)



Figura Nº 4: SEA propuesto, línea Cerro Verde – Óxidos.



38 MW43 MVA

38 MW43 MVA

39 M

W42

MVA

39 M

W42

MVA

87 M

W97

MVA

82 M

W91

MVA

93 M

W10

3 M

VA

82 MW91 MVA54 MW

60 MVA

75 MW83 MVA

75 MW83 MVA

134 MW149 MVA

216 MW240 MVA

137 MW152 MVA

AAAC500 mm2

AAAC500 mm2

AAAC500 mm2

AAAC500 mm2

AAAC500 mm2

AAAC500 mm2

AAAC500 mm2

AAAC500 mm2

AAAC500 mm2

AA

AC50

0 m

m2

84 M

W93

MVA

A

AAC

500

mm

2

A

AAC

500

mm

2

A

AAC

500

mm

2

AAAC

600 mm

2

AAAC

500 mm

2

93 M

W10

3 M

VA

132 MW146 MVA

146 MW192 MVA

AAAC500 mm2 AAAC500 mm2

― Instalaciones de REP Figura Nº 5: Sistema Mantaro – Lima, SEA propuesto



Línea Quencoro – Combapata – Tintaya:

Siguiendo la metodología de adoptar los máximos flujos esperados por estas líneas, a través de la información brindada por el programa PERSEO, la Figura Nº 6 permite ver el SEA propuesto para esta línea.

En función de los flujos máximos esperados para cada tramo, surge el conductor óptimo para los mismos, para un nivel de tensión de 138 kV.

40 MW44 MVA

44 M

W49

MV

A

AAAC240 mm2

A

AA

C24

0 m

m2

Figura Nº 6: Línea Quencoro – Combapata – Tintaya, SEA propuesto por ME

Sistema Azángaro – Juliaca – Puno

De manera similar al caso anterior, surge el SEA propuesto para la Línea Azángaro – Juliaca – Puno. En la Figura Nº 7 se puede ver el esquema unifilar resultante.

AAAC300 mm2

59 MW65 MVA

49 MW54 MVA

AAAC240 mm2

Instalaciones REP

Figura Nº 7: Línea Azángaro – Juliaca – Puno, SEA propuesto por ME

Sistema Secundario Generación / Demanda

De acuerdo al cuadro 4-3 del documento “Informe OSINERG-GART/DGT Nº 015ª-2005, se describen como sistema secundario de generación / demanda, las siguientes líneas:



Sistema Secundario de Generación / Demanda

L.T. Tintaya - Callalli (L - 1008/1) L.T. Callalli - Santuario (L - 1008/2) L.T. Santuario - Socabaya (L - 1011, L-1012) L.T. Socabaya - Cerro Verde (L - 1013) L.T. Chiclayo - Piura (L-238) L.T. Chimbote - Trujillo (L-232, L-233) L.T. Zapallal - Ventanilla (L-242, L-243) L.T. Ventanilla - Chavarría (L-244, L-245, L-246) L.T. Santa Rosa - San Juan (L-2010, L-2011) L.T. Zapallal – Chimbote 2º terna

SEA Propuesto por el Consultor:

La Figura Nº 8 muestra el SEA Generación / Demanda del sistema de 138 kV Tintaya – Callalli – Santuario – Socabaya – Cerro Verde, la Figura Nº 9 corresponde al SEA Generación / Demanda de 220 kV, para las líneas Zapallar – Ventanilla – Chavarría, Santa Rosa – San Juan y Zapallal – Chimbote – Trujillo Norte, la Figura Nº 10, presenta el SEA propuesto para las líneas Piura – Chiclayo, la Figura Nº 11 presenta los transformadores de Chimbote 1 y Paramonga Nueva, y finalmente la Figura Nº 12 muestra el SST correspondiente la las líneas Chilca – San Juan



33 M

W37

MV

A58

MW

64 M

VA

30 MW33 MVA

30 M

W33

MVA

30 M

W33

MVA

A

AAC

240

mm

2

A

AAC

300

mm

2

AAAC240 mm2

AAAC240 mm2

A

AAC

240

mm

2

A

AAC

240

mm

2Instalaciones REP

30 MW33 MVA

Figura Nº 8: SEA propuesto Tintaya – Callalli – Santuario – Socabaya – Cerro Verde



155

MW

172

MV

A15

7 M

W17

4 M

VA

A

AAC

600

mm

2

A

AAC

600

mm

2

215 MW

239 MVA

207 MW

230 MVA

196 MW

218 MVA

183 MW

203 MVA

AAAC

600 mm

2

AAAC

600 mm

2

AAAC

600 mm2

AAAC

600 mm2

64 MW71 MVA140 MW156 MVA

AAAC500 mm2

AAAC500 mm2

SPT

AA

AC60

0 m

m2

SPT

149

MW

174

MV

A15

1 M

W16

8 M

VA

215 MW

239 MVA

AA

AC50

0 m

m2

Figura Nº 9: SEA propuesto Zapallal – Ventanilla – Cavaría, Santa Rosa – San Juan y Zapallal – Chimbote – Trujillo Norte



A

AA

C50

0 m

m2

149

MW

165

MV

A

Figura Nº 10: SEA propuesto Piura Oeste – Chiclayo Oeste

77 M

W86

MV

A

53 M

W59

MV

A

Figura Nº 11: SEA Transformadores Chimbote 1 y Paramonga Nueva

AAAC400 mm2

AAAC500 mm2

AAAC500 mm2

429 MW477 MVA

317 MW352 MVA317 MW352 MVA

Figura Nº 12: SEA SST Chilca – San Juan



EGENOR Transformador SET Chimbote I, 220/138/13.8 kV

Es el resultante de la determinación del SER para el área 3, es decir, se mantienen las características del transformador real, debido a que las condiciones de borde (niveles de tensión), impide realizar cualquier adaptación por parte de este equipo. En definitiva se mantiene el transformador 220/138/60 kV, de 120 MVA. Con esta potencia, en conjunto con el transformador de similares características ubicado en la misma SET, pero que es propiedad de REP, se asegura la completa evacuación de la energía entregada por la central Cañón del Pato. El flujo de carga que se presenta en el siguiente esquema fue obtenido a partir de los flujos de carga resultantes del programa Perseo.

77 M

W86

MV

A

Figura Nº 13: SEA propuesto Transformador Chimbote I

REDESUR Siguiendo la metodología de adoptar los máximos flujos esperados por estas líneas, a través de la información brindada por el programa PERSEO, se indica a continuación la potencia activa (MW) estimada en la simulación y la potencia (MVA) considerada para dimensionar el transformador de dicha S.E.

Año Potencia activa de 138 kV a 220 kV Potencia

Máxima Máximo Mínimo MVA

2009 38.6 MW -5.4 MW 42.9 MVA

2010 37.5 MW -7.9 MW 41.7 MVA

2011 33.7 MW -22.9 MW

37.4 MVA

2012 0.8 MW -37.9 MW

42.1 MVA

Máximo 38.6 MW -37.9 MW

42.9 MVA



El flujo máximo estimado para el transformados de la S.E. PUNO es de 38.6 MW, y si consideramos un factor de potencia de 0.9 tenemos 42.9 MVA con lo cual el SEA resulta un transformador de 3 arrollamientos 220/138/10 kV. Al identificar en el listado de módulos de transformadores de 3 arrollamientos, para éstas características de nivel de tensión, se verifica que el módulo de menor potencia corresponde a 60 MVA ONAN de potencia nominal.

Como se puede observar en la tabla precedente el flujo durante todo el período de simulación comienza en el sentido 138/220 kV, pero en el último año se invierte, alimentándose la red de 138 kV desde el nivel de 220kV.

SAN GABAN La configuración óptima desde el punto de vista técnico económica es la de una configuración Simple Terna, en 138 kV, con un conductor AAAC de 400 mm2, para el tramo San Gabán – San Rafael, y de 300 mm2, para el tramo San Rafael – Azángaro.

Se considera además, la incorporación del sistema Madre de Dios, de la empresa Electrosureste, a la SET San Gabán, cuya obra permitirá dotar de energía Eléctrica a la ciudad de Puerto Maldonado y a la localidad de Mazuko.

En los flujos de carga de la Figura Nº 14 a la Figura Nº 17, se ha considerado como barra swing a Azángaro, de manera de poder despachar la Central San Gabán en su máxima capacidad y de esta manera poder evaluar la condición de máxima carga de la red.



Síntesis de los cambios propuestos

AÑO TRANS. S.GABAN-AZANGARO

HORIZONTE S.GABAN MEC

2009 DT/138KV ST/138KV

2010 DT/138KV ST/138KV

2011 DT/138KV ST/138KV

2012 DT/138KV ST/138KV

Figura Nº 14: SEA – 2009



Figura Nº 17: SEA - 2012


CAHUA Este sistema contempla en sus instalaciones la línea que vincula las subestaciones Paramonga Nueva con Paramonga Existente. Aplicando la metodología de determinación del máximo flujo, a través de las proyecciones establecidas por el Perseo, resultó el siguiente esquema y selección de conductor para la LAT mencionada:

Alternativa 1 Sección MW km Anualidad/km Anualidad PARAM138 – PANU138 300 149 9.4 11,352.9 107,057.8 Total 107,057.8

Figura Nº 18

EGEMSA Esta empresa tiene entre sus instalaciones, varias líneas clasificadas como SSTG. En este caso, se determinó para el año de máxima exigencia, el sistema definitivo. Este escenario corresponde al 2011. Para este año se ha considerado una ampliación en la SET Macchu Picchu, la cual incorpora una ampliación de generación. Bajo este esquema, se propone el SEA indicado en la Figura Nº 19. El mismo tiene una topología similar a la actualmente existente, ya que como se puede observar, de la SET Macchu Picchu, salen dos líneas de 138 kV. Sin embargo, en los dos primeros años, en los cuales no se considera la ampliación de generación, se puede considerar Fuera de Servicio, una de ellas. Para determinar cual es la alternativa de operación más económica, y cual es la sección óptima de los



conductores que componen este SEA, se muestra una comparación de costos anuales para las instalaciones SSTG.

Análisis de alternativas EGEMSA 2009:

Alternativa 1 Sección MW km Anualidad/km Anualidad MACH138-CAELP138 300 149 75.6 14,035.7 1,061,099 CAELP138-QUENC138 300 149 23 13,883.8 319,327 DOLOR138-INCA138 240 112 13.7 10,315.3 141,320 Total 1,521,746

Alternativa 2 Sección MW km Anualidad/km Anualidad MACH138-INCA138 300 149 76.4 13,959.4 1,066,501 DOLOR138-INCA138 240 112 13.7 10,315.3 141,320 Total 1,207,821

Los flujos de carga adjuntos, presentan la situación para el año 2009 para las alternativas 1 y 2 (ver Figura Nº 20 y Figura Nº 21).

Se concluye que la alternativa 2 es la que determina el SEA para los años 2009 y 2010. para el año 2011 y 2012 se considera la topología de la Figura Nº 19.



Figura Nº 19: SEA para el año 2011

Figura Nº 20: SA para el año 2009, Alternativa 1



Figura Nº 21: SA para el año 2009, Alternativa 2

ETESELVA Línea Aguatya – Tingo María

De acuerdo a lo determinado del programa PERSEO, el flujo máximo estimado para esta línea es de 161 MW, y si consideramos un factor de potencia de 0.9 para estas líneas, tenemos 178 MVA.

El esquema que representa esta alternativa es el siguiente:

Costo x km = US$ 17581.


Aguaytí

T. María

AAAC 500 mm2 73 3 km



Línea Tingo María - Vizcarra


Costo x km = US$ 15291.


Alternativa 2 Sección MW km Anualidad/km Anualidad Aguaytía - Tingo María 500 362.3 73 17,580.9 1,283,405.7 Tingo María - Vizcarra 400 287.9 174 15,291.4 2,660,703.6 Total 3,944,109.3

ENERSUR Sistema ILO

Esta empresa, entre sus instalaciones, tiene el vínculo que une la SET ILO2 con Moquegua. Esta instalación corresponde a un SSTG. De acuerdo a lo proyectado por el Perseo, la sección óptima para esta línea es una simple terna de 500 mm2:

Sección MW km Anualidad/km Anualidad ILO2 –MOQUEGUA 500 362 72.4 16,068.5 1,163,359 Total 1,163,359

T. M

Vizcarra

AAAC 400 mm2 173 4 k



Sistema Yuncan

Enersur posee instalaciones en este sistema, conjuntamente con Electroandes. Este es un sistema de compensación, para el cual se mantiene el SEA vigente, determinado por OSINERG para la regulación del año 2006. En la Figura Nº 22 se presenta el esquema unifilar de este sistema. El mismo constituye en su totalidad un sistema de compensación, del cual corresponde a Enersur el siguiente detalle:

• SET Santa Isabel: 220/10 kV, 130 MVA

• LAT Santa Isabel (Yaupi) – Carhuamayo, 220 kV, de ACSR, 592 mm2, de aprox 49.5 km.

Con relación al Autotransformador de 220/138/22.9 kV de Enersur en la subestación Santa Isabel, el criterio adoptado para determinar la compensación correspondiente fue calcular el costo incremental para cambiar el nivel de tensión de la subestación Yaupi de 13,8/138 kV a 13,8/220 kV. Este criterio es el mismo que fuera adoptado en el Informe OSINERG-GART/DGT N° 011-2006.



Figura Nº 22



EDEGEL De acuerdo a la información registrada en el documento “OSINERG No.065-2005-OS-CD”, las instalaciones de EDEGEL clasificadas como SSTG, para la cual se propone el SEA son:

L.T. Huinco - Santa Rosa (L2001-2002) L.T. Matucana - Callahuanca (L2007) L.T. Callahuanca - Cajamarquilla (L2008-L2009) L.T. Cajamarquilla - Chavarría (L2008-L2015) L.T. Purunhuasi - Callahuanca (L716) L.T. Yanango - Pachachaca (L256) L.T. Chimay - Yanango (L257) L.T. Moyopampa - Santa Rosa (L601-602) L.T. Callahuanca - Huampani (L603-604) L.T. Huampaní - Ñaña (L603-654) L.T. Moyopampa - Salamanca (L605-606) L.T. Salamanca - Balnearios (L606) L.T. Callahuanca - Moyopampa (L611) L.T. Moyopampa - Chosica (L673) L.T. Ñaña - Huachipa (L603)

L.T. Huinco - Santa Rosa

Para esta línea se considera que la máxima carga estará dada por el máximo despacho de la CH Huinco.

130

MW

144

MV

A

130

MW

144

MV

A

AA

ACE

400

mm

2

A

AA

CE

400

mm

2

260

MW

289

MV

A

AA

ACE

600

mm

2

Alternativa 1 Alternativa 2



Alternativa 1 Sección Ternas MVA km Anualidad/km HUINCO-SANTA ROSA 400 Doble 144 62 26959

Alternativa 2 Sección Ternas MVA km Anualidad/km HUINCO-SANTA ROSA 600 simple 289 62 31999

SEA corresponde a la Alternativa 1, con un Costo x km = US$ 26959.

Para el nivel de tensión de ésta línea, correspondiente a 220 kV, la sección óptima es de 400 mm2, en doble terna.

L.T. Matucana – Callahuanca

Para esta línea se considera que la máxima carga estará dada por el máximo despacho de la CH Matucana, el cual es de 126 MW, y si consideramos un factor de potencia de 0.9 para estas líneas, tenemos 140 MVA.


A

AAC

E60

0 m

m2

126

MW

140

MVA

AA

ACE

400

mm

263

MW

70 M

VA

63 M

W70

MVA

AA

ACE

400

mm

2

Alternativa 1 Alternativa 2



Alternativa 1 Sección Ternas MVA Anualidad/km Matucana – Callahuanca 600 simple 140 17458

Alternativa 2 Sección Ternas MVA Anualidad/km Matucana – Callahuanca 400 doble 70 21308

SEA corresponde a la Alternativa 1, con un Costo x km = US$ 17458.

Para el nivel de tensión de ésta línea, correspondiente a 220 kV, la sección óptima es de 600 mm2, en simple terna.

L.T. Callahuanca – Cajamarquilla, Cajamarquilla – Chavarría, Cajamarquilla –Chavarría Y Purunhuasi – Callahuanca

Para estas líneas se tomaron las proyecciones del programa PERSEO. Se destaca el hecho que el flujo proyectado para la línea Purunhuasi – Callahuanca es 0, es decir, la línea está fuera de servicio durante el horizonte del estudio, por lo cual no se propone SEA para la misma.

AA

ACE

600

mm

2

172

MW

191

MVA

135

MW

150

MVA

141

MW

157

MVA

AA

ACE

600

mm

2

AAAC

E60

0 m

m2

0 M

W0

MVA NO SE PROPONE LÍNEA

L.T. Yanango - Pachachaca y Chimay - Yanango

Para esta línea se considera que la máxima carga estará dada por el máximo despacho de las CCHH Yanango y Chimay. Para la primer línea, el flujo máximo será de 195 MW (217 MVA), mientras que para el tramo Chimay – Yanango, el flujo máximo será de 150 MW (167 MVA)



195 MW217 MVA

150 MW167 MVA

AAACE600 mm2

AAACE600 mm2



L.T. Moyopampa - Santa Rosa, Callahuanca – Huampani, Huampaní – Ñaña, Moyopampa – Salamanca, Salamanca – Balnearios, Callahuanca – Moyopampa, Moyopampa – Chosica y Ñaña – Huachipa

Para determinar la máxima exigencia de las líneas en esta red de 60kV, se procedió a comparar las proyecciones del Perseo, con los flujos de carga planteados para los SER de las áreas 6 y 7. De estas comparaciones se tomó aquel caso que arrojaba un mayor flujo por la línea bajo análisis.

En el siguiente esquema se puede ver las secciones y tipos de conductor resultante de la optimización.

25 MW27.8 MVA

AAACE300 mm2

17 MW18.9 MVA

AAACE300 mm2

22 M

W24

.5 M

VA

A

AA

CE

300

mm

2

52 MW57.8 MVA

AAACE300 mm2

24 MW27 MVA

AAACE300 mm2

56 MW

62 MV

A

AA

AC

E300 m

m2

18 MW20 MVA

AAACE300 mm2

31 MW34.4 MVA

AAACE300 mm2

27 MW30 MVA

AAACE300 mm2

19MW21 MVA

AAACE300 mm2



Anexo D Reparto de Responsabilidad de Pago entre Generadores por el Método de

Beneficio Económico



METODOLOGIA Y CRITERIOS PARA LA ASIGNACIÓN DE RESPONSABILIDAD DE PAGO DE LOS SST Y SCT POR EL MÉTODO DE BENEFICIOS ECONÓMICOS

Para la asignación de responsabilidad de pago entre los generadores por el criterio de beneficios según lo estipulado en el Título IV de la norma “Procedimiento para la Asignación de Responsabilidad de Pago de los SST y SCT” (en adelante “NORMA BENEFICIOS”) aprobada por la Resolución OSINERGMIN N° 383-2008-OS/CD de Mayo del 2008 se ha efectuado en las siguientes etapas:

1. Cálculo del CMA asignado a los generadores por cada elemento de transmisión (en adelante “CMAG”).

2. Proyección del desarrollo del sistema eléctrico nacional para el horizonte de análisis desde Enero de 2008 a Diciembre del 2013.

3. Simulaciones de despacho económico en el SEIN con el modelo PERSEO.

4. Cálculo del reparto entre generadores del pago de cada elemento de transmisión según lo estipulado en la norma NORMA BENEFICIOS utilizando los resultados de la simulación del Modelo Perseo.

Se hizo un resumen de las compensaciones asignadas a cada generador por cada elemento de transmisión analizado.

1) Calculo de CMA asignado a los Generadores

Con base a los resultados de la determinación del SER y la valorización de las inversiones y COyM, se determinaron los siguientes montos por compensaciones (CMAG) en dólares para cada elemento de transmisión analizado conforme se muestra en el cuadro siguiente:

Cuadro 1

Costo Medio Anual Asignado a la Generación

Código Línea

Compensaciónasignada a laGeneración

(US$)L-238 Chiclayo Piura 220 2330870

L-232, L-233 Chimbote Trujillo 220 1055951

L-242, L-243 Ventanilla Zapallal 220 137293

L-2010, L-2011 Santa Rosa San Juan 220 76978

L-1008/1 Tintaya Callalli 138 1016626

L-1011, L-10112 Socabaya Santuario 138 305447

L-1013 Socabaya Cerro Verde 138 73871

L-1008/2 Callalli Santuario 138 961693



2) Proyección del desarrollo considerado para el sistema eléctrico nacional

El desarrollo futuro del sistema eléctrico nacional considerado se determinó para la demanda, oferta y líneas de transmisión según lo siguiente.

2.1 Demanda: Para la determinación de la demanda de energía en el horizonte de estudio (2008 – 2013) se utilizaron dos fuentes de información:

1.- Periodo 2008-2010: se utiliza la demanda determinada en la fijación de tarifas en barra de Mayo 2008, esta información se actualizará con los resultados de la fijación de Tarifa en Barra de 2009.

2.- Periodo 2011-2013: se proyecta la demanda usando las tasas de crecimiento del Plan Referencial de Electricidad 2006.

En la Cuaseo 2 se muestra en resumen la proyección de la demanda para el periodo 2008-2013.

Cuadro 2

Proyección de la Demanda de Energía periodo 2008-2013

2.2 Oferta Para la la oferta de generación se utilizó lo determinado en la fijación de tarifas en barra de Mayo 2008 y para los años siguientes se utilizó la información con que cuenta el OSINERGMIN proveniente de estudios de consultoría de seguimiento del desarrollo proyectos de generación. En la Cuadro 3 se muestra el plan de obras de generación empleado en la simulación.



Cuadro 3

Proyectos de Generación periodo 2008-2013

2.3 Plan de obras de transmisión Para el plan de obras de transmisión se ha utilizado las instalaciones previstas en la fijación de Tarifas en Barra de Mayo 2008, para los años siguientes hasta completar el horizonte de estudio se ha utilizado lo contemplado en el Plan Transitorio de Transmisión del Ministerio de Energía y Minas.

En la Cuadro 4 se muestra el plan de obras de transmisión empleado en la simulación.



Cuadro 4

Proyectos de Transmisión periodo 2008-2013

3) Consideraciones para las simulaciones con el modelo PERSEO

1. Para las simulaciones con el modelo PERSEO se configuró el software para que trabaje en su versión multinodal.

2. La serie hidrológica utilizada es de 41 años comprendidos entre el año 1965 y 2006.

3. El horizonte de simulación se inicia en el año 2008 a diciembre de 2013 (6 años) según lo establecido en el numeral 9.2 de la norma “Procedimiento para la Asignación de Responsabilidad de Pago de los SST y SCT”.

4. Para las simulaciones todos los generadores que ingresarán en operación después del mes de Abril del año 2009 han sido separados como empresa y como central de las instalaciones existentes, para facilitar el reparto por beneficios económicos y por confiabilidad.

5. Por limitaciones en el número de trayectorias, embalses y otros del modelo PERSEO se retiraron de la simulación las centrales San Antonio, San Ignacio y Huayllacho.

6. Se simuló un caso denominado caso base en el cual se consideraban todos los elementos operativos.

7. Se simuló un caso particular en el que el elemento a analizar era retirado para poder medir su influencia en los beneficios económicos y también su influencia en la cantidad de energía generada por una central de generación.



4) Reparto de responsabilidades entre generadores

Después de los resultados de las simulaciones Se retiraron del cálculo aquellas centrales generadoras que ingresarán después del mes de Abril del 2009 debido a que no participarán en el proceso de fijación de tarifas para los SST y SCT. El retiro en el cálculo se realizó haciendo igual a cero sus beneficios económicos y energía. Al respecto, conforme a la NORMA BENEFICIOS, la determinación de la asignaciónd e pagoa se puede recalcular cuando ingres una nueva central al sistema a solicitud de los interesados.

Con los resultados del modelo PERSEO y los ajustes del párrafo precedente se calculó según la norma los beneficios obtenidos por los generadores debido a la existencia del elemento de transmisión analizado.

El valor obtenido como beneficio por el elemento de transmisión se comparó con la anualidad del costo medio anual de los generadores para un periodo de cuatro (4) años según como lo establece la norma para determinar si el reparto se realizará únicamente según los beneficios obtenidos o por las mejoras en la confiabilidad o por la combinación de ambas como lo establece la NORMA BENEFICIOS.

Se retiró del reparto a aquellos generadores cuya participación dentro del pago del CMA era menor que el 1% y se reajustó las compensaciones. Finalmente se aplicó el método de Asignación Filtrada para la determinación final del CMA, este método realiza un ajuste de la compensación determinada con la compensación vigente de la última fijación de compensaciones de SST del año 2005 actualizada según lo establece la norma.

En cada ajuste del CMA se verificó que la suma de todas las compensaciones sea el monto asignado a los generadores como se puede ver en las hojas de cálculo correspondientes.



4.1 Establecimiento de las centrales agua arriba para aquellas líneas que considerarán reparto por confiabilidad

Para la determinación de las centrales de generación consideradas aguas arriba del elemento se tomaron en consideración los siguientes criterios en cada caso.

4.1.1 Caso de la línea Chiclayo – Piura.

El flujo en la línea Chiclayo Piura es bidireccional en todo el horizonte analizado (al 2013). Las magnitudes de flujo son similares en ambos sentidos, no pudiéndose determinar un flujo preponderante en la línea. De esto se concluye que las centrales consideradas beneficiadas por confiabilidad son aquellas que forman parte de la zona Norte y Centro.

4.1.2 Caso de la línea Chimbote – Trujillo.

De los resultados de los beneficios económicos se obtiene que el factor es igual a 1 por lo cual las compensaciones se determinan únicamente por el beneficio económico.

4.1.3 Caso de la línea Ventanilla Zapallal.

El flujo preponderante es en la dirección de Zapallal a Ventanilla. Al ingreso de la Línea en 500 kV de Chilca a Zapallal el flujo será netamente en la dirección Zapallal a Ventanilla por lo que las centrales aguas arriba serán las consideradas en la zona de Chilca. Como en los primeros meses el flujo en algunos momentos proviene desde la zona Norte se considerarán las centrales de la zona Centro y Norte.

4.1.4 Caso de la línea Santa Rosa – San Juan.


4.1.5 Caso de la línea Socabaya – Santuario.

El flujo preponderante en la línea se produce en la dirección de Santuario a Socabaya por lo que las centrales aguas arriba son aquellas pertenecientes al sistema de la sierra Sur-Este.

4.1.6 Caso de la línea Socabaya – Cerro Verde.


4.1.7 Caso de la línea Tintaya – Callalli.


4.1.8 Caso de la línea Callalli – Santuario.

El flujo preponderante se da en la dirección de Santuario a Callalli. Si bien el flujo preponderante en la línea es de Santuario a Callali en pocos momentos el flujo es en el sentido inverso. Por lo tanto las centrales consideradas aguas arriba son aquellas que pertenecen al área de la zona sur y centro del SEIN. No se consideran las centrales de Lima y Chilca debido a que los flujos de potencia indican que dichas centrales únicamente abastecen a la ciudad de Lima.



5) Resultados

Con base a la metodología de asignación de responsabilidad de pago, las compensaciones mensuales que corresponde pagar a cada empresa titular de centrales de generación por las instalaciones de generación / demanda de Red de Energía del Perú, a partir del 1 mayo de 2009, son los que se muestran en el siguiente cuadro.

Cuadro 4

Reparto de Responsabilidad de Pago de las Instalaciones de Generación Demanda de REP, entre Generadores

TITULAR Compensación DE Mensual

GENERACION S/. Aguaytia 32 003,78 Egecahua 12 350,17 Edegel 269 090,74 Eepsa 48 569,00 Egasa 10 719,96 Egemsa 134 768,15 Egenor 204 845,90 Electroandes 108 639,29 Electroperu 297 350,36 Enersur 182 353,21 Etevensa 77 358,63 San Gaban 59 136,15 Globeleq 43 250,44



11. Referencias

[1] Estudios Técnico Económicos presentados por las empresas REP, EDEGEL, EGEMSA, ETENORTE, ETESELVA Y SAN GABAN 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 de OSINERGMIN: www2.osinerg.gob.pe, en la ruta “Procedimientos Regulatorios\Procedimiento para fijación de Peajes y Compensaciones para SST y SCT”.

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