1 Propuesta Tarifaria de los Sistemas Secundario de Transmisión y Complementario de Transmisión de Electro Puno (2013-2017)

1

Propuesta Tarifaria de los Sistemas Secundario de Transmisión y

Complementario de Transmisión de Electro Puno(2013-2017)

2

1. Información General de Electro Puno.

2. Marco Legal.

3. Participación de la Tarifa correspondiente al SST en la Estructura Tarifaria.

4. Procedimiento de Cálculo de la Propuesta Tarifaria.

5. Proyección de la Energía y potencia.

6. Determinación del Sistema Eléctrico a Remunerar (SER).

7. Plan de Inversiones (Periodo 2013 – 2017).

8. Determinación del Costo de Inversión (CI).

9. Determinación del Costo de Operación y Mantenimiento (COyM).

10. Propuesta.

OBJETIVOS

3

Información General de Electro Puno

4

INFORMACIÓN GENERAL

CATEGORÍA CLIENTES

Residencial 172 933

Comercial 12 574

Industrial 353

Otros 14

Total 185 874

Número de clientes (Diciembre 2010)

5

Marco Legal

6

Resolución OSINERGMIN N° 775-2007-OS/CD (03-Enero-2008)"Procedimientos para Fijación de Precios Regulados”.

Resolución OSINERGMIN N° 050-2011-OS/CD (29-Mar-2011)"Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión”.

NORMAS ESPECÍFICAS

7

Resolución OSINERGMIN N° 634-2007-OS/CD (25-oct-2007)"Áreas de Demanda a que se refiere el Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, aplicables al periodo mayo 2009 – abril 2015”.

Resolución OSINERGMIN N° 635-2007-OS/CD (25-oct-2007)"Porcentajes para Determinar el Costo Anual Estándar de Operación y Mantenimiento de las Instalaciones de Transmisión”.

Resolución OSINERGMIN N° 022-2008-OS/CD (10-Enero-2008)"Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica”.

Resolución OSINERGMIN N° 024-2008-OS/CD (10-Enero-2008)“Procedimiento de Altas y Bajas en Sistemas de Transmisión”.

Resolución OSINERGMIN N° 343-2008-OS/CD (11-Abr-2008)“Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión”.

CRITERIOS Y METODOLOGÍA

8

Participación de la Tarifa del SST y SCT en la Composición de la Tarifa

Residencial

COMPOSICIÓN DE LA TARIFA RESIDENCIAL

(OCTUBRE 2012)

PIURA

TUMBES

ICA

LA LIBERTAD

CALLAO

PASCO

HUANCAVELICA

AYACUCHO

JUNÍN

CAJAMARCA

LORETO

UCAYALI

CO

STA

SIE

RR

ASELV

A

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50

Estructura del Cargo por Energía sin FOSE - BT5B por Departamento al 04/oct/2012 (ctm.

S/./kW.h)

Generación Transmisión Distribución

En unidades monetarias (ctm. S/./kW.h)

PIURA

TUMBES

ICA

LA LIBERTAD

CALLAO

PASCO

HUANCAVELICA

AYACUCHO

CUSCO

CAJAMARCA

LORETO

UCAYALI

CO

STA

SIE

RR

ASELV

A

0% 10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Estructura del Cargo por Energía sin FOSE - BT5B por Departamento al

04/oct/2012 (En %)

Generación (%) Transmisión (%) Distribución (%)

En porcentaje (%)

10

Procedimiento de Cálculo de la Propuesta Tarifaria

ESQUEMA GENERAL DE CÁLCULO DEL

PEAJE UNITARIO (PU)Información básica del Sistema de

Transmisión

Proyección de la Demanda

Costos Estándares de Inversión

Porcentajes de COyM

Sistema Eléctrico a Remunerar (SER)

• CMA

• PU

• Fórmulas de actualización

• FPMd

Inversiones propuestas

2013-2017

COMPONENTES DEL COSTO MEDIO ANUAL

(CMA)

Altas y Bajas

(Julio 2006 – Abril 2009)

Plan de Inversiones 2009 – 2013

SST

(al 23 de Julio del 2006)

+

+

Plan de Inversiones 2013 – 2017

+Altas y Bajas


++

Altas y Bajas


PU : Peaje Unitario expresado en ctms S/./kWh

CMA : Costo Medio Anual en miles S/. (al 30 de abril de cada año)

a : Tasa de Actualización anual (12%)

b : Tasa de actualización mensual

N : Horizonte para cálculo de peaje (4 años)

Dmes: Demanda mensual, expresada a fin de mes en GWh

año : Índice de variación del año

mes : Índice de variación del mes

CÁLCULO DEL PEAJE UNITARIO (PU)

anomes

mesmes

mes

añoaño

añoaño

D

ITCMA

PU

1

4

1

)1(

)1(

14

Proyección de la Energía y Potencia

La propuesta tarifaria de ELECTRO PUNO se elaborará a partir de la Proyección de la Demanda eléctrica utilizada para la definición del Plan de Inversión del Área de Demanda 11 aprobado mediante Resolución OSINERGMIN N° 151-2012-OS/CD.

PROYECCIÓN DE LA ENERGÍA Y POTENCIA

16

PROYECCIÓN DE VENTAS DE ENERGÍA

(GWH)AÑO MAT (1) AT (1) MT (1) TOTAL

Tasa Anual%

2010 108,4 35,1 279,7 423,2

2011 117,4 36,9 297,0 451,3 6,6%

2012 117,4 36,9 323,8 478,1 5,9%

2013 117,4 36,9 350,7 505,0 5,6%

2014 117,4 36,9 379,1 533,4 5,6%

2015 117,4 36,9 399,0 553,3 3,7%

2016 117,4 36,9 419,2 573,5 3,7%

2017 117,4 36,9 439,9 594,2 3,6%

2018 117,4 36,9 461,1 615,3 3,6%

2019 117,4 36,9 482,6 636,9 3,5%

2020 117,4 36,9 504,6 658,9 3,5%

2021 117,4 36,9 527,0 681,3 3,4%

2022 117,4 36,9 549,8 704,1 3,4%

Notas:

Sumatoria de los valores totales de los formatos F-110 y F-117

La TC promedio en el período 2011-2022, resulta 4,33%.

17

Determinación del Sistema Eléctrico a Remunerar (SER)

DETERMINACIÓN DEL SER

Mediante Resolución de Consejo Directivo de OSINERGMIN N° 0151-2012-OS/CD, se aprobó el Plan de Inversiones 2013-2017, dicha resolución hace referencia al “Informe Técnico N° 284 – 2012 - GART” en el cual OSINERGMIN publicó el SER aprobado para el Área de Demanda 11, donde ELECTRO PUNO tiene sus instalaciones.

La propuesta tarifaria de ELECTRO PUNO utilizará el SER publicado por OSINERGMIN en el Plan de Inversiones 2013-2017, modificando la demanda coincidente del sistema por la coincidente del SEIN.

19

Sistema Eléctrico a Remunerar Resultante (P.I. 2013-2017)

DETERMINACIÓN DEL SER

20

ESQUEMA UNIFILAR (2017)

PowerFactory 14.0.523

PEAJES Y TARIFAS 2013 - 2017

2017

ÁREA 11

Proyecto:

Gráfica: AREA_11

Fecha: Octubre 2012

Anexo:

Flujo Carga Balanceada

Nodos

Tensión Línea-Línea, Magnitud [kV]

Tensión, Magnitud [p.u.]

Tensión, Ángulo [deg]

Ramas

Potencia Activa [MW]

Potencia Reactiva [Mvar]

Nivel de Carga [%]

Terminal

Tensión Línea-Línea, Magnitud [kV]

Tensión, Magnitud [p.u.]

Tensión, Ángulo [deg]

Con

figur

ació

n de

T a

PI

Ade

nda

12 -

RE

P

30% de Puno 10 kV

20%(2014)-30%(2015) de julia 10 kV

25 M

VA

(P.I.

200

9-20

13)

50/30/30 MV

A(P.I. 2009-2013)

120 mm2 AAAC - 1 km(2014)Doble terna

Traf

o de

9 M

VA

(20

18)

Rot

ado

de S

ET

Bel

lavi

sta

40/4

0/20

MV

A (

2013

)A

dend

a 12

- R

EP

150 mm

2 AA

AC

- 49.38 km(P.I 2009-2013)

150 mm

2 AA

AC

- 33.74 km(P.I 2009-2013)

6.25

MV

A

(P.I.

2009

-201

3)

9 M

VA

(P

.I. 2

009-

2013

)

150 mm2 AAAC - 39.85 km(2011)

Ojo: no puede conectarsepor el grupo de conexion

PUNOT060b62.86 kV1.05 p.u.135.02..

PUNOS01010.42 kV1.04 p.u.-18.69..

PUNOS06061.14 kV1.02 p.u.133.83..

CARAC01010.16 kV1.02 p.u.

-12.72 deg

CARAC023

23.28 kV1.02 p.u.

137.43 deg

CARAC06061.56 kV1.03 p.u.

139.21 deg

SGABA010

13.52 kV0.98 p.u.11.00 deg

JULIA02323.49 kV1.03 p.u.

133.26 deg

SGABA138

142.14 kV1.03 p.u.

155.65 deg

ANANE02322.24 kV0.97 p.u.

145.78 deg

HUANC02323.25 kV1.02 p.u.

141.76 deg

ANANE06058.04 kV0.97 p.u.

145.82 deg

HUANC06058.73 kV0.98 p.u.

144.13 deg

SANDIA2323.13 kV1.01 p.u.

152.81 deg

SANDIA54.63 kV0.93 p.u.5.56 deg

JUL

IB0

10

JULIA010B

10.35 kV1.03 p.u.

-15.26 deg

PUNOT02323.97 kV1.05 p.u.

135.27 deg

PUNOT06062.92 kV1.05 p.u.

-14.46 deg

PUN109.22 kV0.92 p.u.

-11.15 deg

PUN220211.92 kV0.96 p.u.

140.88 deg

PUNOT138137.72 kV1.00 p.u.

138.97 deg

PUNOB01010.29 kV1.03 p.u.

-167.75 deg

PUNOB06062.56 kV1.04 p.u.

-14.69 deg

JULIA138

135.28 kV0.98 p.u.

139.77 deg

Tucari6060.25 kV1.00 p.u.

132.05 deg

ILAVE06057.18 kV0.95 p.u.

130.89 deg

ILAVE0109.82 kV0.98 p.u.

-23.12 degILAVE023

22.53 kV0.98 p.u.

127.20 deg

Tucari0.46

0.47 kV1.02 p.u.

-22.12 deg

Tucari1010.25 kV1.03 p.u.

128.88 deg

ANTAU02323.14 kV1.01 p.u.

142.29 deg

JULIA01010.35 kV1.03 p.u.

-15.26 deg

POMAT01010.13 kV1.01 p.u.

-23.82 degPOMAT02323.24 kV

1.01 p.u.126.45 deg

ANTAU060

60.59 kV1.01 p.u.

143.53 deg

SRAFA138139.89 kV1.01 p.u.

150.64 deg

AZANG023

23.70 kV1.03 p.u.

144.93 deg

AZANG06061.84 kV1.03 p.u.

145.12 deg

AZANG138138.21 kV1.00 p.u.

145.92 deg

AYAVI01010.10 kV1.01 p.u.

-11.32 deg

AYAVI02323.28 kV1.02 p.u.

139.78 deg

AYAVI138138.16 kV1.00 p.u.

145.06 deg

ALCO2.32.37 kV1.03 p.u.42.25 deg

POMAT06055.49 kV0.92 p.u.

129.56 deg

MAN2.42.48 kV1.03 p.u.14.74 deg

SKD2.42.48 kV1.03 p.u.14.74 deg

TAPAR1010.35 kV1.03 p.u.

-15.26 deg

JULIB06061.75 kV1.03 p.u.

139.31 deg

SGABB01013.52 kV0.98 p.u.11.08 deg

SRAF2162.21 kV1.02 p.u.

-149.36 deg

SRAFA010

10.24 kV1.02 p.u.0.64 deg

SRAFA060

61.44 kV1.02 p.u.

150.64 deg

7.33 MW-4.07 Mvar

9.30 %

Lne Tintaya-T.Ayaviri_L1006/1

7.33

MW

-4.0

6 M

var

9.30

%

22.27 MW8.60 Mvar59.81 %

-22.27 MW-6.88 Mvar

59.81 %

-16.95 MW-6.16 Mvar

47.51 %

8.45 MW2.78 Mvar

10.31 MW3.67 Mvar29.40 %

-9.83 MW-3.52 Mvar

29.40 %

6.50 MW2.14 Mvar

10.32 MW3.67 Mvar28.86 %

8.69 MW2.86 Mvar

2.62 MW0.86 Mvar

2.62 MW0.95 Mvar31.20 %

-2.62 MW-0.86 Mvar

31.20 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

31.20 %

0.00 MW0.00 Mvar

0.00 %

0.58 MW0.19 Mvar

9.15 MW3.01 Mvar

-2.78 MW3.16 Mvar30.49 %

3.28 MW-2.98 Mvar

30.49 %

-0.09 MW-4.10 Mvar

46.96 %

0.09 MW4.26 Mvar46.96 %

-3.55 MW-1.17 Mvar

61.98 %

3.55 MW1.33 Mvar61.98 %

0.16

MW

3.76

Mva

r11

.68

%

-0.09 MW-4.26 Mvar

11.68 %

-3.55 MW-1.33 Mvar

10.27 %

3.59

MW

0.98

Mva

r10

.27

%

3.87 MW4.40 Mvar16.11 %

-3.75 MW-4.74 Mvar

16.11 %

3.55 MW1.17 Mvar

2.87 MW0.94 Mvar

-1.64 MW1.49 Mvar76.73 %

1.65 MW-1.35 Mvar

76.73 %

-1.64 MW1.49 Mvar76.73 %

1.65 MW-1.35 Mvar

76.73 %

G~

1.10 MW-0.90 Mvar101.51 %

G~

1.10 MW-0.90 Mvar101.51 %

G~

1.10 MW-0.90 Mvar101.51 %

11.43 MW6.11 Mvar38.57 %

-6.69 MW-4.32 Mvar

38.57 %

-4.74 MW-1.56 Mvar

38.57 %

36.98 MW16.40 Mvar

82.53 %

-17.14 MW-5.63 Mvar

82.53 %

-19.72 MW-6.49 Mvar

82.53 %

19.72 MW6.49 Mvar

0.00 %

-19.72 MW-6.49 Mvar

0.00 %

16.49 MW7.60 Mvar58.00 %

-15.36 MW-6.06 Mvar

58.00 %

-1.13 MW-0.37 Mvar

58.00 %

1.13 MW0.37 Mvar

-15.29 MW-6.01 Mvar

42.29 %

15.36 MW6.06 Mvar42.29 %

4.97 MW0.36 Mvar

8.83 %

-4.81 MW-1.27 Mvar

8.83 %

17.30 MW6.52 Mvar47.49 %

-16.98 MW-6.19 Mvar

47.49 %

-29.35 MW-38.52 Mvar

33.57 %

-29.21 MW-35.27 Mvar

41.89 %

29.35 ..38.52 ..41.89 %

-0.0

0 M

W0.

00 M

var

41.8

9 %

6.63 MW2.49 Mvar73.41 %

-6.50 MW-2.14 Mvar

73.41 %

15.18 MW4.99 Mvar

2.63 MW0.88 Mvar

5.65 %

-2.63 MW-0.86 Mvar

5.65 %

5.14 MW1.69 Mvar

5.14 MW2.07 Mvar66.74 %

-5.14 MW-1.69 Mvar

66.74 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

66.74 %

-4.59 MW-1.79 Mvar

14.29 %

4.69 MW1.46 Mvar14.29 %

lod tucari0.46

2.16 MW0.71 Mvar

lod Tucari10

2.65 MW0.87 Mvar

Tucari

4.81 MW1.27 Mvar79.84 %

-2.65 MW-0.45 Mvar

79.84 %

-2.16 MW-0.50 Mvar

79.84 %

Cp Tucari10

0.00 MW-0.42 Mvar

Cp Tucari0.46

0.00 MW-0.21 Mvar

15.29 MW6.01 Mvar63.04 %

-15.18 MW-5.00 Mvar

63.04 %

2.78 MW1.00 Mvar36.54 %

-2.76 MW-0.91 Mvar

36.54 %

0.00 MW0.00 Mvar

0.09 %

0.00 MW0.00 Mvar

0.09 %

-12.53 MW1.77 Mvar14.05 %

4.59 MW1.79 Mvar61.16 %

-4.59 MW-1.51 Mvar

61.16 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

61.16 %

-2.78 MW-0.92 Mvar

6.72 %

2.82 MW-0.08 Mvar

6.72 %

3.32 MW1.09 Mvar

12.58 MW-4.33 Mvar

14.76 %

5.20 MW2.30 Mvar87.39 %

-3.32 MW-1.09 Mvar

87.39 %

-1.88 MW-0.62 Mvar

87.39 %

-49.27 MW3.60 Mvar56.37 %

50.70 MW-3.27 Mvar

56.37 %

2.76 MW0.91 Mvar

0.01 MW0.01 Mvar

0.34 %

-0.00 MW0.00 Mvar

0.34 %

0.00 MW0.00 Mvar

G~

SGab G2

50.00 MW3.21 Mvar78.90 %

-49.07 MW1.74 Mvar80.84 %

49.42 MW3.02 Mvar80.84 %

4.74 MW1.56 Mvar

0.00 MW0.00 Mvar

0.00 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.00 %

G~

Tapar G4

G~

BellaV GM

G~

BellaV GA

4.59 MW1.51 Mvar

G~

Tapar GS

G~

Tapar G1

19.72 MW6.48 Mvar

G~

Tapar G3

0.00 MW0.00 Mvar

0.34 %

-0.00 MW0.00 Mvar

0.34 %

0.00 MW0.00 Mvar

0.34 %

-0.00 MW0.00 Mvar

0.34 %

0.00 MW0.00 Mvar

0.00 %

0.00 MW0.00 Mvar

0.00 %

9.66 MW-20.89 Mvar

29.34 %

-9.55 MW19.06 Mvar

29.34 %

G~

SGab G1

50.00 MW3.05 Mvar78.89 %

-49.64 MW1.84 Mvar81.78 %

50.00 MW3.05 Mvar81.78 %

45.18 MW-2.31 Mvar

30.62 %

-44.32 MW1.04 Mvar30.62 %

0.00 MW0.00 Mvar

0.00 MW-0.00 Mvar

0.00 %

-0.00 MW0.00 Mvar

0.00 %

0.00 MW0.00 Mvar

0.00 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.00 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.00 %

0.00 MW0.00 Mvar

0.00 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.19 %

0.00 MW-0.08 Mvar

0.19 %

2.63 MW0.86 Mvar

3.62 %

-2.62 MW-0.95 Mvar

3.62 %

41.70 MW-4.17 Mvar

38.77 %

-40.17 MW0.46 Mvar38.77 %

-34.54 MW1.03 Mvar33.28 %

35.17 MW-4.05 Mvar

33.28 %

1.88 MW0.62 Mvar

DIg

SIL

EN

T

21

Plan de Inversiones(Periodo 2013 – 2017)

22

PLAN DE INVERSIONES (AÑO 2013-2017)

Año Titular Nombre Elemento InstalaciónCódigo de Módulo

EstándarInversión

US$

De 2011 a 2013* ELECTRO PUNOTransformador de Potencia 60/10 kV, 25 MVA

SET AT/MT PUNO TP-060010-025SI3E 759 660

2014 ELECTRO PUNOCelda de Línea 60 kV a Derviación_01

SET AT/MTPUNO-SUR

CE-060SIR3C1ESBLI2 275 953

2014 ELECTRO PUNOCelda de Línea 60 kV a Derviación_02

SET AT/MTPUNO-SUR

CE-060SIR3C1ESBLI2 275 953

2014 ELECTRO PUNOCelda de Transformador 60 kV

SET AT/MTPUNO-SUR

CE-060SIR3C1ESBTR2 209 889

2014 ELECTRO PUNOCelda de Transformador 10 kV

SET AT/MTPUNO-SUR

CE-010SIR3C1ESBTR1 52 782

2014 ELECTRO PUNOCelda de Alimentador 10 kV

SET AT/MTPUNO-SUR

CE-010SIR3C1ESBAL1 67 100


SET AT/MTPUNO-SUR


2014 ELECTRO PUNO Celda de Medición 10 kVSET AT/MTPUNO-SUR

CE-010SIR3C1ESBMD1 14 645

2014 ELECTRO PUNOLne Der - Puno Sur doble terna 60kV

LÍNEA LT-060SIR1TAD1C1120A 92 578


SET MAT/AT/MT AZANGARO


23

Determinación del Costo de Inversión (CI)

24

Para determinar el Costo de Inversión de las instalaciones de ELECTRO PUNO se utilizó la “Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión”, aprobada por Resolución de Consejo Directivo del OSINERGMIN N° 343-2008-OS/DC y actualizada vía Resolución N° 050-2012-OS/DC

COSTO DE INVERSIÓN

25

RESUMEN DEL COSTO DE INVERSIÓN POR TRANSFORMACIÓN Y TRANSPORTE

(PERIODO 2013-2017)

NOTA: Las inversiones corresponden al año tarifario comprendido entre los meses de mayo del año en curso y abril del año siguiente.

INVERSION COYMMAT AT MAT/AT AT/MT

2013 - - - 759,660 2014 - 761,794 - 201,626 2015 - - - 63,267 2016 - - - -

- 607,298 - 884,035

Resumen General de Costo de Inversión (CI) de SETs MAT/AT y AT/MT

(Miles US$)

26

Determinación del Costo de Operación y Mantenimiento (COyM)

27

COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

Método de cálculo :

Se tomó las inversiones obtenidas año a año

para el SER.

Se utilizó los porcentajes sobre los costos de

inversión, aprobados por Resolución de

Consejo Directivo del OSINERGMIN N° 635-

2007-OS/CD.

Se calculó el COyM en base a los dos

anteriores.

28

RESUMEN DEL COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO POR TRANSFORMACIÓN Y

TRANSPORTE

(PERIODO 2013-2017)

NOTA: Los costos corresponden al año tarifario comprendido entre los meses de mayo del año en curso y abril del año siguiente.

COYMMAT MAT/AT AT AT/MT TOTAL

2013 - - - 24,233 24,233 2014 - - 27,254 33,266 60,520 2015 - - 27,254 36,100 63,355 2016 - - 27,254 36,100 63,355

- - 58,447 96,794 155,241

Resumen del Costo de Operación y Mantenimiento por Transformación y TransportePeriodo 2013-2017 (Miles US$)

29

Propuesta

30

RESULTADO DE LOS PEAJES POR COMPONENTE Y ACUMULADOS AL NIVEL

DE MAT, AT Y MT

Área de

Demanda

Titular

Acumulado en MAT Ctm. S/./kWh

Acumulado en AT Ctm. S/./kWh

Acumulado en MT Ctm. S/./kWh

11

ELECTRO PUNO - 0,8214 1,1254

TOTAL ÁREA 0,0067 1,1864 1,7487

31

FACTORES DE PÉRDIDAS DE POTENCIA Y ENERGÍA

FACTORES DE PÉRDIDAS MEDIAS

INSTALACIÓN:

Factores Individuales (1)

FactoresAcumulados (2)

TRANSMISIÓN EN MAT

FPMdP 1.0000 1.0000

FPMdE 1.0000 1.0000

TRANSFORMACIÓN MAT/AT

FPMdP 1.0025 1.0025

FPMdE 1.0017 1.0017

TRANSMISIÓN EN AT

FPMdP 1.0096 1.0121

FPMdE 1.0072 1.0089

TRANSFORMACIÓN AT/MT

FPMdP 1.0023 1.0145

FPMdE 1.0018 1.0107

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

32

FÓRMULAS DE ACTUALIZACIÓN

VALOR PRESENTE

SSTDProcedencia Extranjera

Mil S/.

Procedencia Nacional

Mil S/.Aluminio Mil S/. Cobre Mil S/. Total Mil S/.

Transporte MAT 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00Transformación MAT/AT 1.91 31.37 0.00 3.99 37.27Transporte AT 589.55 797.37 87.68 0.00 1 474.60Transformación AT/MT 230.46 746.25 0.00 78.90 1 055.61

TOTAL 821.92 1 574.99 87.68 82.90 2 567.48

COEFICIENTES

SSTDProcedencia Extranjera

Mil S/.



Transporte MAT 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000Transformación MAT/AT 0.0513 0.8416 0.0000 0.1071 1.0000Transporte AT 0.3998 0.5407 0.0595 0.0000 1.0000Transformación AT/MT 0.2183 0.7069 0.0000 0.0747 1.0000

TOTAL 0.3201 0.6134 0.0341 0.0323 1.0000

33

FÓRMULAS DE ACTUALIZACIÓN

VALOR PRESENTE

OTROS TIPOS DE SISTEMAS

Procedencia Extranjera

Mil S/.



Transporte MAT 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00Transformación MAT/AT 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00Transporte AT 3 587.24 6 906.10 617.16 7 380.01 18 490.50Transformación AT/MT 432.26 2 246.00 0.00 769.43 3 447.69

TOTAL 4 019.50 9 185.81 617.16 8 149.44 21 938.19

COEFICIENTES

OTROS TIPOS DE SISTEMAS

Procedencia Extranjera

Mil S/.



Transporte MAT 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000Transformación MAT/AT 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000Transporte AT 0.1940 0.3735 0.0334 0.3991 1.0000Transformación AT/MT 0.1251 0.6515 0.0000 0.2232 1.0000

TOTAL 0.1832 0.4172 0.0281 0.3715 1.0000

34

F I N

MUCHAS GRACIAS

Documents

1 Propuesta Tarifaria de los Sistemas Secundario de Transmisión y Complementario de Transmisión de Electro Puno (2013-2017)