PROPUESTA TARIFARIA DEL SISTEMA SECUNDARIO Y ......plan de inversiones - subestaciones de potencia:...

5 de Agosto del 20085 de Agosto del 2008

PROPUESTA TARIFARIA DEL PROPUESTA TARIFARIA DEL SISTEMA SECUNDARIO Y SISTEMA SECUNDARIO Y

COMPLEMENTARIO DE TRANSMISICOMPLEMENTARIO DE TRANSMISIÓÓN N DEDE

ELECTROCENTRO S.A.ELECTROCENTRO S.A.2009 2009 -- 20132013

AUDIENCIA PUBLICAAUDIENCIA PUBLICA

CONTENIDOCONTENIDO

1. Objetivo1. Objetivo2. Aspectos Legales2. Aspectos Legales3. Propuesta de Tarifas y Compensaciones3. Propuesta de Tarifas y Compensaciones

3.1 Asignación de Responsabilidad de Pago3.2 Proyección de la Demanda3.3 Sistema Eléctrico a Remunerar3.4 Costos de Inversión 3.5 Costos de Operación y Mantenimiento3.6 Factor de Pérdidas Medias3.7 CMA3.8 Peajes3.9 Factores de Actualización

4. Conclusiones.4. Conclusiones.

1.1. OBJETIVOOBJETIVO

Presentar el estudio Técnico Económico para la propuesta de tarifa y compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión de Electrocentro S.A. correspondiente al período de vigencia 01-05-2009 al 30-04-2013.

2.2. ASPECTOS LEGALESASPECTOS LEGALES• Ley nº 28832, • LCE D L nº 25844• Reglamento de la LCE D S nº 009-93- EM.• Reglamento de Transmisión D S nº 027-2007-EM,• Res. OSINERGMIN nº 775-2007-OS/CD. “Procedimientos para

Fijación de Precios Regulados”, • Res. OSINERGMIN nº 0634-2007-OS/CD, áreas de demanda

aplicables entre el 01-05-2009 y 30-04-2015.• Res. OSINERGMIN nº 0635-2007-OS/CD, aprueba “Porcentajes

para determinar el C A E de O y M de las Instalaciones de Transmisión”, aplicables entre el 01-05-2009 y el 30-04-2015.

• Res. OSINERGMIN nº 0023-2008-OS/CD, Norma de “Tarifas y Compensaciones para SST y SCT”.

• Res. OSINERGMIN nº 198-2008-OS/CD, posterga plazo para la presentación de los estudios.

• Res. OSINERGMIN nº 343-2008-OS/CD, aprueba la “Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión”

3. PROPUESTA DE TARIFAS Y 3. PROPUESTA DE TARIFAS Y COMPENSACIONESCOMPENSACIONES

3.1 Asignaci3.1 Asignacióón de Responsabilidad de Pagon de Responsabilidad de Pago

Para 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 su distribución al interior del conjunto de Usuarios y Generadores serán los mismos que se encuentren vigentes a la fecha de entrada envigencia de dicha.ley.

Para el caso de instalaciones del SCT, Electrocentro S.A, pertenece a un área de demanda que es atendida exclusivamente por instalaciones del SCTPI, por lo que se asignará el 100% su pago a la demanda.

3.2 3.2 ProyecciProyeccióón de la Demanda Eln de la Demanda Elééctricactrica

• La Proyección se ha efectuado para 10 años considerando el año base 2007 sin incluir pérdidas en BT ni MT.

• La demanda de los Usuarios Menores, debido a la limitación de información histórica se ha empleado la metodología de extrapolación de tendencias, asimismo se utilizó el método econométrico para dar mayor consistencia los resultados obtenidos con el primer método.

• Para los Usuarios Mayores, se consideró un promedio anual, debido a que la demanda de estos es atípica.

3.2 3.2 ProyecciProyeccióón de la Demanda Eln de la Demanda Elééctricactrica

• Resultados:

• Para Usuarios MenoresTasa de crecimiento = Tasa de crecimiento = 4.57% anual.4.57% anual.

• Para Usuarios MayoresDemanda Demanda ConstanteConstante en el periodo de en el periodo de estudioestudio

• Diseñar la configuración del Sistema Complementario de Transmisión (SCT) de Electrocentro S.A. para los próximos 10 años, planteando diferentes configuraciones para posteriormente elegir la alternativa de mínimo costo. El SCT corresponde a:- Instalaciones a implementar en los próximos 10 años,- Instalaciones puestas en servicio después del 23 de julio del año 2006.

• Analizar el comportamiento del perfil de tensiones y flujos de potencia de las alternativas planteadas y determinar las características principales de los equipos a implementar.

3.3 Sistema El3.3 Sistema Elééctrico a Remunerarctrico a Remunerar

Objetivo:Objetivo:

Las alternativas planteadas son viables y factibles de ejecutar.Se evaluaron en condiciones de operación normal y contingencias para el escenario de máxima demanda en el periodo de estiaje.

Consideraciones para el diseño de Líneas de transmisión:a) Caída de tensión máxima : 10 %b) Variación de Tensión en puntos de entrega :+ - 5 % Unc) Sobretensión x rechazo de carga imp. : 10 % U de operaciónd) Sobrecarga Térmica : Noe) Nivel de Tensión : Disponible en puntos de alimentaciónf) Generación en distribución : Fuera de serviciog) Recorrido : Carreteras y centros pobladosConsideraciones para la configuración de Subestaciones :a) Sistema de Barras : Simple, Simple Barra Partidab) Cap. de Transformación : D M en 10 años.


MetodologMetodologíía y Criterios de Disea y Criterios de Diseññoo

Las alternativas planteadas fueron evaluados y seleccionados tomando en cuenta los siguientes aspectos:

A) Criterios de Diseño del Sistema Complementario de transmisión estipulados en la Resolución OSINERGMIN nº 0023-2008-OS/CD,

B) Tolerancias de los Índices de Calidad del Suministro Eléctrico establecido en la NTCSE

C) Solución de mínimo costo.

3.3 Sistema El3.3 Sistema Elééctrico a Remunerar ctrico a Remunerar

Configuraciones SeleccionadasConfiguraciones Seleccionadas


• Sistema Eléctrico Yaupi Oxapampa (USD 41’049,327.96)

PLAN DE INVERSIONES DE LINEAS DE TRANSMISION: SE YAUPI-OXAPAMPA

N° NOMBRE SIETEMA ELECTRICO AÑO (KV) LONGITUD (km.)

TOTALUS$

1 OXAPAMPA B2 - VILLA RICA B2 (*) S.E. YAUPI - OXAPAMPA 2009 60.0 kV 23.8 1,478,498.362 VILLA RICA B2 - PICHANAKI B1 (*) S.E. YAUPI - OXAPAMPA 2009 60.0 kV 59.2 3,677,609.383 PICHANAKI B1 - SATIPO B1 S.E. YAUPI - OXAPAMPA 2009 60.0 kV 55 3,625,929.454 VILLARICA B2 - P. BERMUDEZ B1 S.E. YAUPI - OXAPAMPA 2009 60.0 kV 69 3,458,414.555 P. BERMUDEZ B2 - CONSTITUCIÓN (*) S.E. YAUPI - OXAPAMPA 2009 33.0 kV 53.5 1,835,865.886 CONSTITUCION - PTO. MAYRO (*) S.E. YAUPI - OXAPAMPA 2009 33.0 kV 32.08 1,100,833.227 PTO MAYRO - CENTRO LAGARTO ESCOZACIN (*) S.E. YAUPI - OXAPAMPA 2009 33.0 kV 13.09 449,186.628 CENTRO LAGARTO ESCOZACIN - STA ROSA (*) S.E. YAUPI - OXAPAMPA 2009 33.0 kV 18.44 632,773.219 STA ROSA - DELFIN B1 (*) S.E. YAUPI - OXAPAMPA 2009 33.0 kV 18.21 624,880.7010 STA ROSA - HUANCA OSOMAYO S.E. YAUPI - OXAPAMPA 2009 33.0 kV 26.12 848,042.4811 HUANCA OSOMAYO - CODO POZUZO S.E. YAUPI - OXAPAMPA 2009 33.0 kV 15.61 506,812.5212 CODO POZUZO - SJ CODO S.E. YAUPI - OXAPAMPA 2009 33.0 kV 19.74 640,901.9413 SJ CODO - LOS ANGELES S.E. YAUPI - OXAPAMPA 2009 33.0 kV 7.05 228,893.5514 CONSTITUCION - LAS PALMAS (*) S.E. YAUPI - OXAPAMPA 2009 33.0 kV 7.72 250,646.5515 LAS PAMPAS - YUYAPICHIS (*) S.E. YAUPI - OXAPAMPA 2009 33.0 kV 18.04 585,707.7516 YUYAPICHIS - STA ROSA YANAYACU (*) S.E. YAUPI - OXAPAMPA 2009 33.0 kV 6.42 208,439.2317 STA ROSA YANAYACU - N. TRUJILLO (*) S.E. YAUPI - OXAPAMPA 2009 33.0 kV 7.8 253,243.9318 N. TRUJILLO - PTO. ZUNGARO (*) S.E. YAUPI - OXAPAMPA 2009 33.0 kV 12.71 412,657.7319 PTO ZUNGARO - PTO. INCA (*) S.E. YAUPI - OXAPAMPA 2009 33.0 kV 7.5 243,503.7820 VILLA RICA B1 - CHANCHAMAYO B1 S.E. YAUPI - OXAPAMPA 2010 60.0 kV 40 2,186,657.6021 SATIPO B3 - MAZAMARI B1 S.E. YAUPI - OXAPAMPA 2,011 33.0 kV 20 754,836.4022 SATIPO B3 - ATALAYA B1 S.E. YAUPI - OXAPAMPA 2,011 33.0 kV 126 4,755,469.32

PLAN DE INVERSIONES - SUBESTACIONES DE POTENCIA: SE YAUPI - OXAPAMPA

N° SUBESTACION SISTEMA ELECTRICO KV DESCRIPCION AÑO Total1 SET AT/MT "OXAPAMPA" (*) SE YAUPI OXAPAMPA 60 CELDA 2009 128,153.592 SET AT/MT "VILLA-RICA" (*) SE YAUPI OXAPAMPA 60 CELDA 2009 318,490.983 SET MAT/MT "PICHANAKI" (*) SE YAUPI OXAPAMPA 60/22.9/13.2 SEP 2009 1,225,868.354 SET AT/MT "SATIPO" SE YAUPI OXAPAMPA 60/22.9 SEP 2009 1,163,014.535 SET AT/MT "P-BERMUDEZ" SE YAUPI OXAPAMPA 60/33 SEP 2009 1,096,100.096 SET AT/MT "C-CONSTITUCIÓN" (*) SE YAUPI OXAPAMPA 33 CELDA 2009 189,594.257 SET AT/MT "S-ROSA" (*) SE YAUPI OXAPAMPA 33 CELDA 2009 94,797.138 SET AT/MT "DELFIN" (*) SE YAUPI OXAPAMPA 33/22.9/0.4 SEP 2009 203,631.609 SET MAT/MT "YAUPI" SE YAUPI OXAPAMPA 13.8/22.9/132 SEP 2010 1,743,968.4210 SET MAT/MT "OXAPAMPA" SE YAUPI OXAPAMPA 138/60/22.9 SEP 2010 2,075,032.9211 SET AT/MT "VILLA RICA" (*) SE YAUPI OXAPAMPA 60/22.9 SEP 2010 1,098,782.9612 SET AT/MT "CHANCHAMAYO" SE YAUPI OXAPAMPA 60/22.9 SEP 2010 1,002,694.9113 SET AT/MT "SATIPO" SE YAUPI OXAPAMPA 35 CELDA 2010 357,896.1314 SET AT/MT "SATIPO" SE YAUPI OXAPAMPA 35 CELDA 2012 146,694.9115 SET AT/MT "MAZAMARI" SE YAUPI OXAPAMPA 33/22.9 SEP 2011 680,299.3316 SET AT/MT "ATALAYA" SE YAUPI OXAPAMPA 33/22.9 SEP 2011 764,503.72


• Sistema Eléctrico Ayacucho (USD 18’970,778.70)

PLAN DE INVERSIONES DE LINEAS DE TRANSMISION: SE AYACUCHO


TOTALUS$

1 MOLLEPATA B2 - SAN FRANCISCO B1 (*) S.E. AYACUCHO 2009 69.0 kV 84.7 4,245,329.172 MOLLEPATA B2 - FRIASPATA B2 S.E. AYACUCHO 2011 69.0 kV 90 5,590,960.20

PLAN DE INVERSIONES - SUBESTACIONES DE POTENCIA: SE AYACUCHO

N° SUBESTACION SISTEMA ELECTRICO KV DESCRIPCION AÑO Total1 SET AT/MT "AYACUCHO" SE AYACUCHO 60/25/11 SEP 2009 1,255,093.092 SET AT/MT "SAN FRANCISCO" (*) SE AYACUCHO 66/22.9 SEP 2009 1,174,732.073 SET AT/MT "MOLLEPATA" (*) SE AYACUCHO 69/60 SEP 2009 1,850,776.294 SET AT/MT "HUANTA" SE AYACUCHO 10 CELDA 2009 80,649.495 SET AT/MT "MACHAHUAY" SE AYACUCHO 22.9/22.9 SEP 2009 683,119.046 SET AT/MT "AYACUCHO" SE AYACUCHO 66/22.9/10 SEP 2010 1,171,246.277 SET AT/MT "HUANTA" SE AYACUCHO 10 CELDA 2010 80,649.498 SET AT/MT "AYACUCHO" SE AYACUCHO 22.9 CELDA 2011 54,774.329 SET AT/MT "CANGALLO" SE AYACUCHO 66/22.9 SEP 2011 932,673.0010 SET AT/MT "FRIASPATA" SE AYACUCHO 69/60 SEP 2011 1,691,530.8011 SET AT/MT "MOLLEPATA" SE AYACUCHO 60 CELDA 2011 159,245.49


• Sistema Eléctrico Huancayo (USD 20’585,887.80)

PLAN DE INVERSIONES DE LINEAS DE TRANSMISION: SE HUANCAYO


TOTALUS$

1 HUAYUCACHI - HYO ESTE B1 (*) S.E. HUANCAYO 2009 60.0 kV 11.56 526,594.992 SEPI B1 - HYO ESTE B1 S.E. HUANCAYO 2009 60.0 kV 9.44 712,879.723 ORCOTUNAI B2 - ORCOTUNA II S.E. HUANCAYO 2010 60.0 kV 4 248,487.124 CHALA NUEVA B1 - EL MACHU B1 S.E. HUANCAYO 2010 33.0 kV 31.23 1,013,949.72

PLAN DE INVERSIONES - SUBESTACIONES DE POTENCIA: SE HUANCAYO

N° SUBESTACION SISTEMA ELECTRICO KV DESCRIPCION AÑO Total1 SET AT/MT "HUAYUCACHI 60" (*) SE HUANCAYO 60 CELDA 2009 166,990.872 SET AT/MT "SALESIANOS" (*) SE HUANCAYO 60/10 SEP 2009 1,638,215.523 SET AT/MT "P-INDUSTRIAL" SE HUANCAYO 10 CELDA 2009 200,316.234 SET AT/MT "H-ESTE" (*) SE HUANCAYO 60/10 SEP 2009 1,709,338.915 SET AT/MT "CONCEPCIÓN" SE HUANCAYO 13.2/33 SEP 2009 861,173.306 SET AT/MT "CHUPACA" SE HUANCAYO 33 CELDA 2009 98,667.197 SET AT/MT "COMAS" (*) SE HUANCAYO 33/33 SEP 2009 872,951.648 SET AT/MT "HUAYUCACHI 60" SE HUANCAYO 60 CELDA 2010 166,990.879 SET AT/MT "P-INDUSTRIAL" SE HUANCAYO 60/33/10 SEP 2010 1,468,879.2210 SET AT/MT "CHILCA" SE HUANCAYO 60/13.2/10 SEP 2010 1,855,621.9211 SET AT/MT "H-ESTE" SE HUANCAYO 60 CELDA 2010 167,440.5112 SET AT/MT "ORCOTUNA2" SE HUANCAYO 60 CELDA 2010 499,148.4513 SET MAT/MT "ORCOTUNA1" SE HUANCAYO 220/60 SEP 2010 4,989,893.0314 SET AT/MT "CHALA-N" SE HUANCAYO 33/33 SEP 2010 971,618.8315 SET MAT/MT "MACHU" SE HUANCAYO 33/22.9/13.2 SEP 2010 1,008,856.7616 SET AT/MT "H-ESTE" SE HUANCAYO 60/10 SEP 2011 1,407,872.98


• Sistema Tarma Chanchamayo (USD 2,260,571.55)

PLAN DE INVERSIONES - SUBESTACIONES DE POTENCIA: SE TARMA-CH.

3.3 Sistema El3.3 Sistema Elééctrico a Remunerar ctrico a Remunerar ((Resumen de inversionesResumen de inversiones))

Item SISTEMA ELECTRICO LINEAS SEP Total9,836,289.37 9,134,489.33 18,970,778.70 6,142,429.75 3,868,996.89 10,011,426.64 2,501,911.56 18,083,976.24 20,585,887.80

28,759,804.14 12,289,523.82 41,049,327.96 - 149,734.75 149,734.75 - 63,334.38 63,334.38 - 492,953.18 492,953.18 - 89,089.58 89,089.58 - 843,608.85 843,608.85 - 1,410,149.98 1,410,149.98 - 2,260,571.55 2,260,571.55 - 295,564.13 295,564.13

47,240,434.81 48,981,992.70 96,222,427.51

Centro de Control y Comunicaciones 657,866.80 TOTAL INVERSIONES 96,880,294.31

12

89

1011

Total

S.E. AYACUCHO1234567

S.E. CAUDALOSA GRANDES.E. HUANCAVELICA NORTES.E. HUANUCO

S.E. HUALLANCAS.E. HUANCAYOS.E. YAUPI - OXAPAMPAS.E. AUCAYACU

S.E. PACHACHACAS.E. PASCOS.E. TARMA CHANCHAMAYOS.E. CHUMPE

3.3 Sistema El3.3 Sistema Elééctrico a Remunerar ctrico a Remunerar

(Plan de Inversiones)(Plan de Inversiones)Las configuraciones seleccionadas requieren de la implementación de proyectos de líneas de transmisión y construcción de nuevas y/o ampliaciones de Subestaciones de Potencia. El plan de inversiones de acuerdo a la Norma de “Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión” debe corresponder a los 04 primeros años del planeamiento eléctrico (2009 – 2013). Asimismo, Electrocentro S.A. viene ejecutando parte de los proyectos de inversión. En el siguiente Cuadro se resume las inversiones aejecutarse durante los próximos 04 años siguientes.

DESCRIPCIONEJECUTADO/ EN

EJECUCION PENDIENTETOTAL

MIL US$Lineas de Transmisión 16,525.77 30,714.66 47,240.43Subestaciones de Potencia 10,735.66 38,246.33 48,981.99Centro de Control y Telecom. 657.87 657.87

TOTAL 27,261.43 69,618.86 96,880.29

• Los Costos de Inversión corresponden a la valorización del SER de acuerdo la Resolución OSINERGMIN N°343-2008-OS/CD, “Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión”

• En el siguiente cuadro se muestra los resultados obtenidos:

3.4 Costos de Inversi3.4 Costos de Inversióónn

• Los COyM corresponden a la asignación del porcentaje aprobado mediante Resolución OSINERGMIN nº 0635-2007-OS/CD, “Porcentajes para Determinar el Costo Anual Estándar de Operación y Mantenimiento de las Instalaciones de Transmisión”, aplicables para el período comprendido entre el 01 de mayo de 2009 y el 30 de abril de 2015, para una empresa mediana.

• En el siguiente cuadro se aprecia los resultados obtenidos.

3.5 Costos de Operaci3.5 Costos de Operacióón y Mantenimienton y Mantenimiento

• Los FdPM de Energía y Potencia, se determinaron de acuerdo a los lineamientos y criterios establecidos en la Norma “Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión”

• Los resultados obtenidos son:

3.6 Factores de P3.6 Factores de Péérdidas Medias (FdPM)rdidas Medias (FdPM)

OSINERGMIN F-510FACTORES DE PERDIDAS MEDIAS

AREA DE DEMANDA: 5Factores Factores

Individuales (1) Acumulados (2)TRANSMISIÓN EN MAT

FPMdPFPMdE

TRANSFORMACION MAT/ATFPMdPFPMdE

TRANSMISIÓN EN ATFPMdP 1.0158FPMdE 1.0054

TRANSFORMACION AT/MTFPMdP 1.0140 1.0300FPMdE 1.0015 1.0070

(1) Se consigna el promedio de los 4 factores anuales, ponderadoscon las respectivas potencias y energías anuales retiradas(2) Los factores acumulados se determinan como el producto de los factores individuales correspondientes

De acuerdo a la normatividad vigente, el CMA se determina para instalaciones eléctricas y no eléctricas existentes al 23 del Julio del 2006, se emplearon valores de la demanda de energía correspondiente al periodo anual comprendido desde el mes de agosto de 2005 hasta julio de 2006, así como el Peaje, factores de pérdidas marginales y las Tarifas en Barra vigentes a Abril de 2008.El resultado es el siguiente:

3.7 Costo Medio Anual (Instalaciones Tipo SSTD)3.7 Costo Medio Anual (Instalaciones Tipo SSTD)

COSTO MEDIO ANUAL DE LOS SSTD DE ELECTROCENTRO S.A.

CMA - AT S/. CMA - MT S/.ELECTROCENTRO SIN PASCO 31,267,340.98 2,387,403.83

ELECTROCENTRO - PASCO 4,038,589.69 364,871.43TOTAL 35,305,930.66 2,752,275.27

CMA ELECTROCENTRO S.A. (S/.) 38,058,205.93

El CMA para las instalaciones de los sistemas distintos al tipo SSTD se calculó mediante la siguiente expresión:

CMA = @CI + CoyM

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.

Los resultados obtenidos son:

3.7 CMA (Instalaciones Distintas al SSTD)3.7 CMA (Instalaciones Distintas al SSTD)

3.7 CMA (Instalaciones Distintas al SSTD)3.7 CMA (Instalaciones Distintas al SSTD)

COSTOS ANUALES US$

SISTEMA ELECTRICO A REMUNERAR:

AÑOS

VP 1 2 3 4

TITULAR 1 ELECTRO CENTRO S.A.

TRANSFORMACION MAT/ATCosto de inversión CI 18,890,605.30 0.00 8,808,894.37 8,808,894.37 8,808,894.37Anualidad del CI 2,345,148.84 0.00 1,093,568.37 1,093,568.37 1,093,568.37COYM 557,272.86 0.00 259,862.38 259,862.38 259,862.38Costo Medio Anual CMA 2,902,421.69 0.00 1,353,430.75 1,353,430.75 1,353,430.75 - IT totalTRANSPORTE ATCosto de inversión CI 116,619,716.37 27,062,373.45 36,139,168.89 47,240,434.81 47,240,434.81Anualidad del CI 14,477,598.13 3,359,622.02 4,486,448.61 5,864,600.36 5,864,600.36COYM 3,720,168.95 863,289.71 1,152,839.49 1,506,969.87 1,506,969.87Costo Medio Anual CMA 18,197,767.09 4,222,911.74 5,639,288.09 7,371,570.23 7,371,570.23 - IT totalTRANSFORMACION AT/MTCosto de inversión CI 103,291,029.04 23,130,299.28 34,815,093.40 40,652,687.96 40,830,965.13Anualidad del CI 12,822,926.14 2,871,479.95 4,322,073.03 5,046,773.37 5,068,905.35COYM 3,327,511.79 737,856.55 1,110,601.48 1,296,820.75 1,353,691.16Costo Medio Anual CMA 16,150,437.92 3,609,336.50 5,432,674.51 6,343,594.12 6,422,596.52 - IT total

• El CMA de Electrocentro S.A. se recupera mediante el PU determinado para cada nivel de tensión, como el cociente del valor presente del flujo de CMA-IT anuales y demandas mensuales para un horizonte de 4 años, para el caso de Electrocentro S.A., el Ingreso Tarifario no se aplica, debido que tiene instalaciones exclusivas de demanda.

• El PU, se calcula mediante la siguiente expresión:

3.8 Peajes3.8 Peajes

Los peajes acumulados resultan para MAT/AT 0.3618, AT 2.6300ctms.S/./kWh y 4.6938 ctms.S/. para MT, como se muestra en el siguiente cuadro:

3.8 Peajes3.8 Peajes

OSINERGMIN F-515PEAJE (PU) POR NIVEL DE TENSION

AREA DE DEMANDA: 5

TITULAR 1 ELECTROCENTRO S.A. 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 0.00 0.00 0.00 2,268,913.10 0.0000 0.0000Transformación MAT/AT 6,632.08 1,575.97 8,208.05 2,268,913.10 0.3618 0.3618Transporte AT 40,942.65 10,520.64 51,463.29 2,268,913.10 2.2682 2.6300

Transformación AT/MT 36,263.24 9,410.20 45,673.44 2,213,070.75 2.0638 4.6938

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 0.00 0.00 0.00 2,268,913.10 0.0000 0.0000Transformación MAT/AT 6,632.08 1,575.97 8,208.05 2,268,913.10 0.3618 0.3618Transporte AT 40,942.65 10,520.64 51,463.29 2,268,913.10 2.2682 2.6300Transformación AT/MT 36,263.24 9,410.20 45,673.44 2,213,070.75 2.0638 4.6938

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

Tipo de Cambio: 2.828 S/. / US$

• A partir de las fórmulas de actualización se determina el Factor de Actualización (FA), los cuales se aplican a los valores fijados en cada Resolución de acuerdo con las condiciones de aplicación señaladas en la misma. La fórmula para determinar el FA es la siguiente:

• Donde:– FA : Factor de actualización– Tc : Tipo de cambio del dólar– IPM : Índice del precio al por mayor– Pc : Índice del precio del cobre– Pal : Índice del precio del aluminio– a, b, c, d : Porcentaje de participación de costo extranjera, costo

nacional, aluminio y cobre respectivamente.

3.9 F3.9 Fóórmulas de Actualizacirmulas de Actualizacióónn

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+++=

0000 PcPcd

PalPalc

IPMIPMb

TcTcaFA

• Las fórmulas de actualización se determinaron sobre la base de los porcentajes de participación en el CMA de los recursos provenientes del extranjero (moneda extranjera), los recursos deprocedencia local (moneda nacional), los costos del Aluminio y los costos del Cobre.

3.9 F3.9 Fóórmulas de Actualizacirmulas de Actualizacióónn

OSINERGMIN F-522FACTORES DE ACTUALIZACION DE LOS CMA Y PEAJES

Sistema Eléctrico a Remunerar:

OTROS TIPOS DE SISTEMAS - SERVALOR PRESENTE

Partes Procedencia Procedencia Aluminio CobreExtranjera Nacional Total

Mil S/. Mil S/. Mil S/. Mil S/. Mil S/.Transporte MAT

Transformación MAT/AT690.40 2,220.82 177.95 64.58 3,153.76

Transporte AT 3,796.62 12,212.61 978.58 355.14 17,342.96

Transformación AT/MT 3,314.68 10,662.35 854.36 310.06 15,141.46

TOTAL 7,111.31 22,874.96 1,832.95 665.20 32,484.41COEFICIENTES

Partes Procedencia Procedencia Aluminio CobreExtranjera Nacional Total

Transporte MAT

Transformación MAT/AT0.2189 0.7042 0.0564 0.0205 1.00

Transporte AT 0.2189 0.7042 0.0564 0.0205 1.00 Transformación AT/MT 0.2189 0.7042 0.0564 0.0205 1.00

TOTAL 0.2189 0.7042 0.0564 0.0205 1.00

CONCLUSIONESCONCLUSIONES

1. Debido a que la tasa de crecimiento de la demanda eléctrica de Electrocentro S.A. es de 4.57 %, es necesario realizar cambios sustanciales de las configuraciones actuales del sistema de transmisión de Electrocentro S.A. especialmente durante los primeros 4 años por un monto de 68,961 miles de USD, de los cuales 22,060 (Miles de USD) se debe ejecutar el año 2009.

2. La lista de proyectos indicada están relacionados con la fijación de nuevos puntos de alimentación que Electrocentro S.A. debe solicitar a las empresas transmisoras. Por lo que se recomienda iniciar en forma inmediata los estudios de factibilidad de estosproyectos.3. El CMA para instalaciones del tipo SSTD, que se viene percibiendo al 23 de julio de 2006, resulta S/. 38,058,205.93.4. La propuesta de los Peajes Unitarios Acumulados, para los SCTde Electrocentro S.A. resultan para MAT/AT 0.3618, AT 2.6300 y 4.6938 ctsm.S/ /KWh. para MT.

GraciasGracias

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