Estudio Tarifario para los Sistemas Secundarios de ... · OSINERG-GART Informe N° 0043-2009-GART Estudio Tarifario para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios

GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA

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Informe N° 0043-2009-GART

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

Transmisión del Área de Demanda 7 Regulación para el período 2009-2013

Lima, enero 2009

OSINERG-GART Informe N° 0043-2009-GART

Estudio Tarifario para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión del Área de Demanda 7 i

Resumen Ejecutivo

El presente informe describe el estudio realizado por OSINERGMIN para la Fijación de Tarifas del Sistema Secundario de Transmisión (en adelante “SST”) y del Sistema Complementario de Transmisión (en adelante “SCT”) comprendidos en el Área de Demanda 7, para el período de vigencia mayo 2009 - abril 2013.

El Área de Demanda 7, está conformada por las instalaciones de transmisión de las empresas Luz del Sur S.A.A., Edecañete S.A., Edegel S.A.A., Red de Energía del Perú S.A. (en adelante las “TITULARES”) y por la demanda de clientes regulados y libres de los sistemas comprendidos en el Área de Demanda 7 establecida mediante la Resolución OSINERGMIN Nº 634-2007-OS/CD.

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 modificada 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 de presentación de propuestas establecido en el PROCEDIMIENTO, el 30 de mayo de 2008, las empresas titulares de transmisión Luz del Sur S.A.A, Edecañete S.A., Edegel S.A.A. y Red de Energía del Perú S.A., 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.

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


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parte de la subsanación no es consistente o no ha sido debidamente sustentada, OSINERGMIN ha procedido a determinar las Tarifas correspondientes con base en lo dispuesto en la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento; en la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica y su Reglamento de Transmisión; así como, en las normas emitidas por OSINERGMIN para tal fin.

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

♦ La proyección de la demanda eléctrica y el planeamiento de la expansión de la transmisión se realiza para toda el área de demanda, mientras que la propuesta de las empresas se limita a analizar sólo lo correspondiente a su zona de concesión.

♦ Se ha descartado la inclusión del número de transformadores nuevos propuestos por Edecañete, en vista que con la demanda proyectada, no se requiere incorporar nuevos transformadores.

♦ Se justifica la propuesta de Luz del Sur para incluir la nueva SET Industriales 220 y el enlace con la Línea 2010 San Juan – Santa Rosa; no obstante, dichos ingresos deberían ser el 2010 y no el 2011 como lo propone Luz del Sur.

♦ La Empresa Luz del Sur presenta otras alternativas que no son consideradas debido a que no cumplen con la NORMA TARIFAS en lo referente al criterio de confiabilidad N-1. Se ha considerado el criterio N-1 para la determinación de nuevas líneas de transmisión, teniendo presente la prioridad de las inversiones necesarias para atender el crecimiento de la demanda.

Como consecuencia de la aplicación de estos cambios, los Peajes para los SST y SCT comprendidos en el Área de Demanda 7 son:

Peajes para los SST y SCT del Área de Demanda 7 Periodo 2009-2013

(Ctm S/. / kWh)

Acumulado en

MAT Acumulado en

AT Acumulado en

MT EDECAÑETE - 0,0189 0,0238 EDEGEL 0,0044 0,0044 0,0044 LUZ DEL SUR 0,1136 0,9808 1,3208 REP 0,0019 0,0019 0,0019 TOTAL AREA 0,1199 1,0060 1,3509

El peaje total indicado en el cuadro anterior debe aplicarse a la demanda de los clientes regulados y libres en los sistemas eléctricos comprendidos en el Área de Demanda 7 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.

Los valores mostrados en el cuadro anterior han sido determinados con un Tipo de Cambio de 3,142 S/./US$, que corresponde al 31 de diciembre de 2008, por lo que serán actualizados en la etapa de publicación de las Tarifas


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y Compensaciones de los SST y SCT que está previsto efectuarse el 15 de abril de 2009.

Asimismo, los factores de pérdidas medias de potencia y energía, acumulados por nivel de tensión, que deben ser aplicados para reflejar los precios de potencia y energía fijados en las Barras de Referencia del SEIN a las barras de los SST y SCT comprendidos en el Área de Demanda 7, son:

Factores de Pérdidas Medias Acumulados

Factor Muy Alta

Tensión (MAT) Acumulado

Alta Tensión (AT)

Acumulado

Media Tensión (MT)

Acumulado Factor de pérdidas medias de energía (FPMdE) 1,0041 1,0190 1,0253 Factor de pérdidas medias de potencia (FPMdP) 1,0049 1,0213 1,0281


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INDICE

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

2. ASPECTOS REGULATORIOS ..................................................................................... 6 3. PROCESO DE REGULACIÓN DE LOS SST Y SCT .................................................. 10 4. PROPUESTA INICIAL ................................................................................................. 13

4.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA ................................................................................. 13 4.2 SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR ........................................................................ 14

4.2.1 Instalaciones del SST ................................................................................ 14 4.2.2 Instalaciones del SCT ................................................................................ 14

4.3 COSTOS DE INVERSIÓN Y COYM ............................................................................. 20 4.4 FACTORES DE PÉRDIDAS MEDIAS ............................................................................ 21 4.5 INGRESO TARIFARIO ............................................................................................... 21 4.6 PEAJES Y FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN .................................................................. 22

4.6.1 CMA SST ................................................................................................... 22 4.6.2 CMA SCT .................................................................................................. 23 4.6.3 Peajes 24 4.6.4 Fórmula de Actualización .......................................................................... 24

5. AUDIENCIA PÚBLICA ................................................................................................ 26 6. OBSERVACIONES A LOS ESTUDIOS TÉCNICO ECONÓMICOS ........................... 27

6.1 OBSERVACIONES DE OSINERGMIN A LAS PROPUESTAS DE REGULACIÓN DE SST Y SCT .................................................................................................................... 27

6.2 OBSERVACIONES RELEVANTES ............................................................................... 28 7. PROPUESTA FINAL ................................................................................................... 29

7.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA ................................................................................. 29 7.2 SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR ........................................................................ 30

7.2.1 Instalaciones del SST ................................................................................ 30 7.2.2 Instalaciones del SCT ................................................................................ 30

7.3 COSTOS DE INVERSIÓN Y COYM ............................................................................. 37 7.4 FACTORES DE PÉRDIDAS MEDIAS ............................................................................ 38 7.5 INGRESO TARIFARIO ............................................................................................... 38 7.6 PEAJES Y FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN .................................................................. 39

7.6.1 CMA SST ................................................................................................... 39 7.6.2 CMA SCT .................................................................................................. 40 7.6.3 Peajes 41 7.6.4 Fórmula de Actualización .......................................................................... 41

8. ANÁLISIS DE OSINERGMIN ...................................................................................... 42 8.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA ................................................................................. 42

8.1.1 Metodología ............................................................................................... 43 8.1.2 Datos Históricos e Información Base ........................................................ 43

8.1.2.1 Ventas de Energía .................................................................................. 43 8.1.3 Variables Explicativas ................................................................................ 44

8.1.3.1 PBI Regional .......................................................................................... 44 8.1.3.2 Población Regional ................................................................................ 44 8.1.3.3 Clientes................................................................................................... 44

8.1.4 Ventas de Energía Usuarios Menores ....................................................... 45 8.1.4.1 Selección del modelo ............................................................................. 45

8.1.5 Ventas de Energía Usuarios Mayores ....................................................... 47



8.1.6 Demandas Adicionales. ............................................................................. 47 8.2 SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR (SER) ............................................................. 49

8.2.1 Criterios Generales .................................................................................... 49 8.2.2 Criterios Específicos .................................................................................. 50 8.2.3 Metodología de Planeamiento ................................................................... 50 8.2.4 Instalaciones del SST ................................................................................ 51 8.2.5 Instalaciones del SCT ................................................................................ 53

8.3 COSTOS DE INVERSIÓN Y COYM ............................................................................. 58 8.4 FACTORES DE PÉRDIDAS MEDIAS ............................................................................ 59

8.4.1 Criterios 59 8.4.2 Procedimiento de Cálculo de los FPMdP .................................................. 61 8.4.3 Procedimiento de Cálculo de los FPMdE .................................................. 61 8.4.4 Factores de Pérdidas Medias Resultantes ................................................ 62

8.5 PEAJES Y FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN .................................................................. 62 8.5.1 CMA SST ................................................................................................... 63 8.5.2 CMA SCT .................................................................................................. 67 8.5.3 Ingreso Tarifario ........................................................................................ 68 8.5.4 Peajes 69 8.5.5 Fórmulas de Actualización ........................................................................ 71

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

Anexo A Tablas de Elementos de Transmisión con Alícuotas, del SST del Área de Demanda 7-Según Propuesta. .................................................................. 75

Anexo B Diagramas Unifilares del SER 2009-2013-Según Propuesta. ................. 103 Anexo C Análisis de las Respuestas a las Observaciones formuladas a la

PROPUESTA INICIAL ............................................................................. 123 Anexo D Instalaciones del SST, según validación de OSINERGMIN .................... 186 Anexo E Diagramas Unifilares del SER 2009-2013-Según análisis de

OSINERGMIN. ........................................................................................ 203 Anexo F Cuadros Comparativos ............................................................................ 208

11. REFERENCIAS ......................................................................................................... 211



1. Introducción

El presente informe describe el estudio realizado por OSINERGMIN para la Fijación de Tarifas del Sistema Secundario de Transmisión (en adelante “SST”) y del Sistema Complementario de Transmisión (en adelante “SCT”) comprendidos en el Área de Demanda 7, para el período de vigencia mayo 2009 - abril 2013.

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

1.1 Ubicación El Área de Demanda 7 se encuentra ubicada en el sur del departamento de Lima, el cual se encuentra en la parte central de la costa del Perú. Dicha área de demanda está conformada por instalaciones pertenecientes a las empresas concesionarias Luz del Sur S.A.A. (en adelante “Luz del Sur”), Edecañete S.A. (en adelante “Edecañete”), Edegel S.A.A. (en adelante “Edegel”), Red de Energía del Perú S.A. (en adelante “REP”), en adelante y en conjunto llamadas “TITULARES”.

Actualmente el Área de Demanda 7 está conformada por los sistemas eléctricos:

o Lima Sur

o Cañete y Lunahuaná

En el siguiente Gráfico N° 1.1, se muestra la ubicación geográfica del Área de Demanda 7.



GRÁFICO N° 1.1

AREA DE INFLUENCA

AREA 07

AREA DE INFLUENCA

AREA 07



Asimismo, en el siguiente Gráfico N° 1.2 se muestra el trazo de las principales instalaciones del sistema de transmisión que corresponden al área de Demanda 7.

GRÁFICO N° 1.2



2. Aspectos Regulatorios

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

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

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

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

Por otro lado, para la determinación de las tarifas correspondientes al SST, el Artículo 49° de la LCE, modificado por la Ley N° 288325, establece que en las

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

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

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

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



barras del SST el precio incluirá el correspondiente peaje de dicho sistema, el mismo que será determinado según lo establecido en los Artículos 128° y 139° del Reglamento de la LCE6, modificado mediante el Decreto Supremo N° 027-2007-EM.

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

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

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

peaje de dicho sistema. 6 Artículo 128º.- Para la fijación de los precios en Barra de energía, a que se refiere el Artículo 49º de la

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

7 SISTEMA ECONOMICAMENTE ADAPTADO: Es aquel sistema eléctrico en el que existe una

correspondencia de equilibrio entre la oferta y la demanda de energía, procurando el menor costo y mantenimiento de la calidad del servicio.



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

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

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

Para cumplir con estos mandatos de la LCE y, considerando el principio de transparencia que rige el accionar del regulador, de acuerdo con lo establecido en la Ley N° 27838 – Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos, OSINERG (ahora OSINERGMIN) mediante Resolución OSINERG N° 001-2003-OS/CD, publicada el 11 de enero de 2003, aprobó la norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados”, en cuyo Anexo B se establece el “Procedimiento para la Fijación de Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión”.

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

Artículo 48º.- Los factores de pérdida de potencia y de energía se calcularán considerando las Pérdidas Marginales de Transmisión de Potencia de Punta y Energía respectivamente, considerando un Sistema Económicamente Adaptado.

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

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

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

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

(…)



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” (en adelante el “PROCEDIMIENTO”), aprobada mediante Resolución OSINERG N° 001-2003-OS/CD, ordenada y concordada mediante Resolución OSINERGMIN N° 775-2007-OS/CD.

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

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

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

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-GART Informe N° 0043-2009-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-Jun30-Ene-09

06-Ago-08

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

Información que la sustenta y convocatoria a Audiencia Pública

Presentación de los Estudios Técnico Económicos

Primera Revisión de admisibilidad de las propuestas de peajes y

compensaciones de los SST y SCT

Respuestas a las observaciones de admisibilidad

Notificación de admisibilidad de las propuestas de peajes y compensaciones de

los SST y SCT

Publicación en página WEB de OSINERGMIN y

convocatoria a audiencia pública

Respuestas a las Observaciones

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

Audiencia Pública de OSINERGMIN-GART

Opiniones y sugerencias de los interesados respecto a la

Prepublicación

Publicación de las Resoluciones de Peajes y Compensaciones

PUBLICACIÓN DE LOS RECURSOS DE RECONSIDERACIÓN

CONVOCATORIA A AUDIENCIA PÚBLICA

Audiencia Pública para sustentar Recursos de Reconsideración

Audiencia Pública de los Titulares de los SST y SCT

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

Publicación en página WEB de OSINERGMIN de las respuestas a las

observaciones

67d 5d

Interposición de Recursos de Reconsideración (de ser el caso)

a

c

e

g

i

k

m

ñ

b

d

f

h

j

l

n

o

5d 15d 3d

Publicación de las Resoluciones que resuelven Recursos de Reconsideración

r

Opiniones y sugerencias sobre los Recursos de Reconsideración

P

Resolución de Recursos de Reconsideración

q

10-Feb-09

15-Abr-09

21-May-09



4. Propuesta Inicial

En cumplimiento del cronograma establecido para la Fijación de Tarifas de los SST y SCT, con fecha 30 de mayo de 2008, las empresas Luz del Sur, Edecañete, Edegel y REP, presentaron los Estudios Técnicos Económicos que sustentan sus propuestas con relación a la fijación de Tarifas del Área de Demanda 7, 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 Luz del Sur, Edecañete, Edegel y REP las observaciones relacionadas con la admisibilidad de sus propuestas al proceso regulatorio– [Ver Referencia 2], las mismas que fueron respondidas mediante las cartas GIP.08.076, EDECA-3468-2008, CM-208-2008 y GN-1606-2008, respectivamente– [Ver Referencia 3].

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

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

Cuadro Nº 4-1 PROPUESTA INICIAL ÁREA DE DEMANDA 7

Proyección de la Demanda (MWH)

Año Luz del Sur (1)

Edecañete (2)

Edegel (3)

REP

2007 - - 7 272,0 2008 6 329,6 94,9 - 7 766,7




Edecañete (2)

Edegel (3)

REP

2009 6 752,7 99,9 - 8 299,7 2010 7 152,7 105,1 - 8 929,7 2011 7 564,6 110,7 - 9 324,0 2012 7 993,9 116,5 - 9 840,1 2013 8 438,3 122,7 - 10 356,3 2014 8 902,4 129,2 - 10 872,4 2015 9 382,9 136,2 - 11 388,6 2016 9 884,5 143,5 - 11 904,7 2017 10 403,2 151,3 - 12 420,8 2018 10 943,6 159,4 - 12 937,0 Tasa

Promedio 5,63% 5,33% 5,38%

Nota: (1) La propuesta del titular Luz del Sur no abarca todas las cargas

e instalaciones comprendidas en el Área de Demanda 7. (2) La propuesta del titular Edecañete no abarca todas las cargas

e instalaciones comprendidas en el Área de Demanda 7. (3) El titular Edegel en su propuesta tarifaria no presenta

proyección de demanda debido a que su sistema de transmisión es asignada a la generación

4.2 Sistema Eléctrico a Remunerar

4.2.1 Instalaciones del SST Las titulares de transmisión del área de demanda 7, presentaron la siguiente información correspondiente a las instalaciones del SST al 23 de julio de 2006:

Luz del Sur:

• Formatos F-002 y F-003

Edecañete:


REP:


• Diagramas Unifilares

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




SCT (Miles US$) TITULAR: LUZ DEL SUR

Monto de Año Sistema SETs Elemento Inversión

Eléctrico Miles de US$ 2008 Lima Sur Lima Sur Celda de Línea L-639 460,00 2008 Lima Sur Lima Sur Celda de Línea L-640 460,00 2008 Lima Sur Lima Sur Celda de Transformador TRF-I 423,60 2009 Lima Sur Lima Sur Celda de Línea L-GS_SI 349,17 2009 Lima Sur Lima Sur Celda de Línea L-GS_SI 220,95 2010 Lima Sur Lima Sur Celda de Línea L-S_CL 229,24 2010 Lima Sur Lima Sur Celda de Línea L-S_CL 150,42 2010 Lima Sur Lima Sur Celda de Línea L-PR_S 223,24 2010 Lima Sur Lima Sur Celda de Línea L-2010A 2 372,56 2010 Lima Sur Lima Sur Celda de Línea L-2010B 2 372,56 2010 Lima Sur Lima Sur Celda de Línea L-IN_A_1 869,82 2010 Lima Sur Lima Sur Celda de Línea L-IN_A_2 869,82 2010 Lima Sur Lima Sur Celda de Línea L-IN_MO 869,82 2010 Lima Sur Lima Sur Celda de Línea L-IN_IG 869,82 2010 Lima Sur Lima Sur Celda de Línea L-IN_PL 869,82 2010 Lima Sur Lima Sur Celda de Transformador TRF-I 2 259,34 2010 Lima Sur Lima Sur Celda de Transformador TRF-I 821,18 2010 Lima Sur Lima Sur Celda de Línea L-IN_A_1 223,24 2010 Lima Sur Lima Sur Celda de Línea L-IN_A_2 223,24 2010 Lima Sur Lima Sur Celda de Línea L-CG_PL 150,42 2010 Lima Sur Lima Sur Celda de Línea L-CG_HP 150,42 2010 Lima Sur Lima Sur Celda de Línea L-IN_PL 223,24 2010 Lima Sur Lima Sur Celda de Línea L-Z_C 354,69 2011 Lima Sur Lima Sur Celda de Línea L-IN_ST 356,63 2011 Lima Sur Lima Sur Celda de Línea L-IN_ST 219,77 2011 Lima Sur Lima Sur Celda de compensador reactivo CAP-1 26,57 2011 Lima Sur Lima Sur Compensador reactivo CAP-1 74,26 2012 Lima Sur Lima Sur Celda de Línea L-635A 1 029,93 2012 Lima Sur Lima Sur Celda de Línea L-635B 1 029,93 2012 Lima Sur Lima Sur Celda de Transformador TRF-1 950,23 2012 Lima Sur Lima Sur Celda de Transformador TRF-2 950,23 2012 Lima Sur Lima Sur Celda de Transformador TRF-1 48,63 2012 Lima Sur Lima Sur Celda de Transformador TRF-2 48,63 2012 Lima Sur Lima Sur Celda de Alimentador CP-1 39,76 2012 Lima Sur Lima Sur Celda de Alimentador CP-2 39,76 2012 Lima Sur Lima Sur Celda de Alimentador CP-3 39,76 2012 Lima Sur Lima Sur Celda de Alimentador CP-4 39,76 2012 Lima Sur Lima Sur Celda de Alimentador CP-5 39,76 2012 Lima Sur Lima Sur Celda de Alimentador CP-6 39,76 2012 Lima Sur Lima Sur Celda de Alimentador CP-7 39,76 2012 Lima Sur Lima Sur Celda de Alimentador CP-8 39,76




Eléctrico Miles de US$ 2012 Lima Sur Lima Sur Celda de medición MD-1 22,28 2012 Lima Sur Lima Sur Celda de medición MD-2 22,28 2006 Lima Sur Lima Sur Celda de Transformador TRF-III 143,26 2006 Lima Sur Lima Sur Transformador de Potencia TRF-III 3 224,03 2008 Lima Sur Lima Sur Celda de Transformador TRF-II 147,21 2008 Lima Sur Lima Sur Transformador de Potencia TRF-II 3 312,79 2009 Lima Sur Lima Sur Celda de Transformador TRF-V 324,51 2009 Lima Sur Lima Sur Celda de Transformador TRF-V 336,69 2011 Lima Sur Lima Sur Celda de Transformador TRF-II 874,15 2011 Lima Sur Lima Sur Celda de Transformador TRF-II 336,69 2006 Lima Sur Lima Sur Celda de Transformador TRF-2 39,61 2006 Lima Sur Lima Sur Celda de medición MD-1 24,08 2006 Lima Sur Lima Sur Transformador de Potencia TRF-2 703,14 2006 Lima Sur Lima Sur Celda de Transformador TRF-2 121,81 2006 Lima Sur Lima Sur Celda de Transformador TRF-2 32,56 2006 Lima Sur Lima Sur Transformador de Potencia TRF-2 591,75 2007 Lima Sur Lima Sur Celda de Transformador TRF-2 125,01 2007 Lima Sur Lima Sur Celda de Transformador TRF-2 33,42 2007 Lima Sur Lima Sur Transformador de Potencia TRF-2 721,60 2008 Lima Sur Lima Sur Celda de Transformador TRF-1 125,16 2008 Lima Sur Lima Sur Celda de Transformador TRF-2 40,70 2008 Lima Sur Lima Sur Celda de Alimentador HP-21 37,03 2008 Lima Sur Lima Sur Celda de Alimentador HP-22 37,03 2008 Lima Sur Lima Sur Celda de medición MD-1 24,74 2008 Lima Sur Lima Sur Celda de Transformador TRF-1 316,68 2008 Lima Sur Lima Sur Celda de Transformador TRF-1 61,97 2008 Lima Sur Lima Sur Celda de Transformador TRF-1 50,96 2008 Lima Sur Lima Sur Celda de Alimentador CL-21 56,40 2008 Lima Sur Lima Sur Celda de medición MD-1 23,35 2008 Lima Sur Lima Sur Celda de medición MD-1 37,68 2009 Lima Sur Lima Sur Celda de Transformador TRF-2 121,81 2009 Lima Sur Lima Sur Celda de Transformador TRF-2 32,56 2009 Lima Sur Lima Sur Celda de Transformador TRF-2 124,70 2009 Lima Sur Lima Sur Celda de Transformador TRF-2 32,74 2009 Lima Sur Lima Sur Celda de Transformador TRF-1 39,82 2009 Lima Sur Lima Sur Celda de Alimentador Z-XX 36,24 2009 Lima Sur Lima Sur Celda de medición MD-1 24,21 2009 Lima Sur Lima Sur Celda de Transformador TRF-1 39,82 2009 Lima Sur Lima Sur Celda de Alimentador C-XX 36,24 2009 Lima Sur Lima Sur Celda de medición MD-1 24,21 2010 Lima Sur Lima Sur Celda de Transformador TRF-3 278,29 2010 Lima Sur Lima Sur Celda de Transformador TRF-3 61,25 2010 Lima Sur Lima Sur Celda de Transformador TRF-1 200,13 2010 Lima Sur Lima Sur Celda de Transformador TRF-1 63,90




Eléctrico Miles de US$ 2010 Lima Sur Lima Sur Celda de Transformador TRF-1 52,54 2010 Lima Sur Lima Sur Celda de Alimentador CG-1 42,96 2010 Lima Sur Lima Sur Celda de Alimentador CG-2 42,96 2010 Lima Sur Lima Sur Celda de Alimentador CG-21 58,15 2010 Lima Sur Lima Sur Celda de medición MD-1 38,85 2010 Lima Sur Lima Sur Celda de medición MD-1 24,08 2011 Lima Sur Lima Sur Celda de Transformador TRF-1 121,81 2011 Lima Sur Lima Sur Celda de Transformador TRF-1 32,56 2011 Lima Sur Lima Sur Celda de Transformador TRF-1 39,61 2012 Lima Sur Lima Sur Celda de Transformador TRF-2 123,90 2012 Lima Sur Lima Sur Celda de Transformador TRF-1 33,12 2006 Lima Sur Lima Sur Celda de Alimentador L-21 36,04 2006 Lima Sur Lima Sur Celda de Alimentador L-22 36,04 2006 Lima Sur Lima Sur Celda de Alimentador IG-22 36,04 2006 Lima Sur Lima Sur Celda de Alimentador BJ-22 36,04 2007 Lima Sur Lima Sur Celda de Alimentador SL-XX 27,33 2007 Lima Sur Lima Sur Celda de Alimentador SI-XX 27,47 2007 Lima Sur Lima Sur Celda de Alimentador C-21 27,47 2007 Lima Sur Lima Sur Transformador de Potencia TRF-2 610,21 2007 Lima Sur Lima Sur Celda de Alimentador Z-XX 27,47 2008 Lima Sur Lima Sur Celda de Alimentador PR-22 37,03 2008 Lima Sur Lima Sur Celda de Alimentador MO-23 37,23 2008 Lima Sur Lima Sur Celda de Alimentador SL-XX 27,36 2008 Lima Sur Lima Sur Celda de Alimentador U-XX 27,51 2009 Lima Sur Lima Sur Celda de Alimentador IG-23 36,04 2009 Lima Sur Lima Sur Celda de Alimentador SI-22 36,24 2009 Lima Sur Lima Sur Celda de Alimentador L-23 36,04 2009 Lima Sur Lima Sur Celda de Alimentador HP-23 36,04 2009 Lima Sur Lima Sur Transformador de Potencia TRF-2 811,87 2009 Lima Sur Lima Sur Celda de Alimentador A-XX 26,63 2010 Lima Sur Lima Sur Celda de Alimentador CH-23 36,61 2010 Lima Sur Lima Sur Celda de Alimentador PR-23 36,61 2010 Lima Sur Lima Sur Celda de Alimentador ST-25 36,61 2010 Lima Sur Lima Sur Celda de Alimentador SC-23 36,61 2010 Lima Sur Lima Sur Celda de Alimentador NA-21 36,61 2010 Lima Sur Lima Sur Celda de Alimentador B-18 27,05 2010 Lima Sur Lima Sur Celda de medición MD-1 15,16 2010 Lima Sur Lima Sur Celda de Alimentador SL-18 27,05 2011 Lima Sur Lima Sur Celda de Alimentador IG-24 36,04 2011 Lima Sur Lima Sur Celda de Alimentador Z-XX 36,24 2011 Lima Sur Lima Sur Celda de Alimentador C-XX 36,24 2011 Lima Sur Lima Sur Celda de Alimentador A-XX 36,04 2011 Lima Sur Lima Sur Celda de Alimentador G-XX 26,77 2011 Lima Sur Lima Sur Celda de Alimentador U-XX 26,77




Eléctrico Miles de US$ 2011 Lima Sur Lima Sur Celda de Alimentador B-19 26,63 2011 Lima Sur Lima Sur Celda de Alimentador SJ-10 26,63 2011 Lima Sur Lima Sur Celda de Alimentador VM-19 26,63 2011 Lima Sur Lima Sur Celda de Alimentador S-6 36,04 2011 Lima Sur Lima Sur Celda de medición MD-1 24,08 2012 Lima Sur Lima Sur Celda de Alimentador MO-24 36,86 2012 Lima Sur Lima Sur Celda de Alimentador PR-24 36,66 2012 Lima Sur Lima Sur Celda de Alimentador L-24 36,66 2010 Lima Sur Lima Sur Celda de compensador reactivo CAP-2 26,99 2010 Lima Sur Lima Sur Compensador reactivo CAP-1 75,44 2012 Lima Sur Lima Sur Celda de compensador reactivo CAP-1 27,03 2012 Lima Sur Lima Sur Compensador reactivo CAP-1 75,54 2012 Lima Sur Lima Sur Celda de medición MD-1 15,18 2008 Lima Sur Lima Sur Transformador de Potencia TRF-RVS 1 104,26 2010 Lima Sur Lima Sur Transformador de Potencia TRF-I 3 274,97 2011 Lima Sur Lima Sur Transformador de Potencia TRF-III 3 224,03 2012 Lima Sur Lima Sur Transformador de Potencia TRF-II 3 279,30 2007 Lima Sur Lima Sur Transformador de Potencia TRF-3 837,18 2006 Lima Sur Lima Sur Transformador de Potencia TRF-1 686,30 2006 Lima Sur Lima Sur Transformador de Potencia TRF-2 815,76 2007 Lima Sur Lima Sur Transformador de Potencia TRF-3 837,18 2007 Lima Sur Lima Sur Transformador de Potencia TRF-1 837,18 2007 Lima Sur Lima Sur Transformador de Potencia TRF-1 385,81 2008 Lima Sur Lima Sur Transformador de Potencia TRF-2 509,06 2008 Lima Sur Lima Sur Transformador de Potencia TRF-1 608,04 2008 Lima Sur Lima Sur Transformador de Potencia TRF-1 363,93 2008 Lima Sur Lima Sur Transformador de Potencia TRF-1 838,22 2008 Lima Sur Lima Sur Transformador de Potencia TRF-1 838,22 2008 Lima Sur Lima Sur Transformador de Potencia TRF-1 834,22 2008 Lima Sur Lima Sur Transformador de Potencia TRF-2 838,22 2008 Lima Sur Lima Sur Transformador de Potencia TRF-1 834,22 2009 Lima Sur Lima Sur Transformador de Potencia TRF-RSV 724,84 2009 Lima Sur Lima Sur Transformador de Potencia TRF-2 728,32 2009 Lima Sur Lima Sur Transformador de Potencia TRF-2 811,87 2009 Lima Sur Lima Sur Transformador de Potencia TRF-1 811,87 2009 Lima Sur Lima Sur Transformador de Potencia TRF-2 724,84 2010 Lima Sur Lima Sur Transformador de Potencia TRF-2 739,82 2010 Lima Sur Lima Sur Transformador de Potencia TRF-2 739,82 2010 Lima Sur Lima Sur Transformador de Potencia TRF-2 736,29 2010 Lima Sur Lima Sur Transformador de Potencia TRF-1 739,82 2011 Lima Sur Lima Sur Transformador de Potencia TRF-1 724,84 2011 Lima Sur Lima Sur Transformador de Potencia TRF-1 728,32 2012 Lima Sur Lima Sur Transformador de Potencia TRF-2 740,76 2012 Lima Sur Lima Sur Transformador de Potencia TRF-1 825,78




Eléctrico Miles de US$ 2013 Lima Sur Lima Sur Transformador de Potencia TRF-2 724,84 2013 Lima Sur Lima Sur Transformador de Potencia TRF-1 728,27 2007 Lima Sur Lima Sur Línea 60 kV SANTA ROSA ANTIGUA - Drv. a SANTA ANITA 329,78 2008 Lima Sur Lima Sur Línea 60 kV Drv. a CHILCA - CHILCA 236,57 2008 Lima Sur Lima Sur Línea 220 kV CHILCA LDS - CHILCA REP 167,85 2008 Lima Sur Lima Sur Línea 60 kV SANTA ROSA NUEVA - SANTA ROSA ANTIGUA 167,85 2009 Lima Sur Lima Sur Línea 60 kV MOYOPAMPA - SANTA CLARA 54,68 2009 Lima Sur Lima Sur Línea 60 kV GALVEZ - SAN ISIDRO 2 613,13 2009 Lima Sur Lima Sur Línea 60 kV GALVEZ - SAN ISIDRO 404,16 2009 Lima Sur Lima Sur Línea 60 kV Drv. a MONTERRICO - MONTERRICO 295,85 2010 Lima Sur Lima Sur Línea 60 kV SAN BARTOLO - CHILCA 1 408,30 2010 Lima Sur Lima Sur Línea 220 kV INDUSTRIALES - Drv. INDUSTRIALES 118,92 2010 Lima Sur Lima Sur Línea 60 kV INDUSTRIALES - PUENTE 986,90 2010 Lima Sur Lima Sur Línea 60 kV INDUSTRIALES - MONTERRICO/INGENIEROS 986,90 2010 Lima Sur Lima Sur Línea 60 kV CIENEGILLA - PLANICIE 1 021,00 2011 Lima Sur Lima Sur Línea 60 kV BALNEARIOS - LIMATAMBO 3 078,89 2011 Lima Sur Lima Sur Línea 60 kV INDUSTRIALES - Drv. SANTA ANITA / PLANICIE 559,51 2011 Lima Sur Lima Sur Línea 60 kV INDUSTRIALES - Drv. SANTA ANITA / PLANICIE 174,98 2011 Lima Sur Lima Sur Línea 60 kV Drv. SANTA ANITA / PLANICIE - PLANICIE 319,07 2011 Lima Sur Lima Sur Línea 60 kV Drv. SANTA ANITA / PLANICIE - PLANICIE 1 286,86 2011 Lima Sur Lima Sur Línea 60 kV INDUSTRIALES - Drv. SANTA ANITA / PLANICIE 559,51 2011 Lima Sur Lima Sur Línea 60 kV INDUSTRIALES - Drv. SANTA ANITA / PLANICIE 174,98 2011 Lima Sur Lima Sur Línea 60 kV Drv. SANTA ANITA / PLANICIE - SANTA ANITA 144,10 2011 Lima Sur Lima Sur Línea 60 kV BALNEARIOS - LIMATAMBO 3 078,89 2011 Lima Sur Lima Sur Línea 60 kV GALVEZ - SANTA ROSA NUEVA 431,77 2011 Lima Sur Lima Sur Línea 60 kV INDUSTRIALES - SANTA ROSA ANTIGUA 370,09 2012 Lima Sur Lima Sur Línea 60 kV Drv. CORPAC - CORPAC 4 012,87 2012 Lima Sur Lima Sur Línea 60 kV BALNEARIOS - NEYRA 641,25

TOTAL 93 442,49 TITULAR: EDECAÑETE

Monto de Año Sistema Eléctrico SETs y LT Elemento Inversión

Miles de US$ 2006 CAÑETE LUNAHUANÁ L-2090B Línea 220 kV Drv. a CHILCA - SET CANTERA 7,05

2006 CAÑETE LUNAHUANÁ L-2207 Línea 220 kV SET CANTERA - Drv. a INDEPENDENCIA 7,05

2008 CAÑETE LUNAHUANÁ SET San Vicente Transformador SAN VICENTE 60/10 kV N° 1 599,04 2009 CAÑETE LUNAHUANÁ SET Cantera Transformador CANTERA 220/60 kV N° 2 1 108,44 2010 CAÑETE LUNAHUANÁ SET San Vicente Celda de Línea viene de CANTERA 148,40

2010 CAÑETE LUNAHUANÁ SET San Vicente Celda de Transformador SAN VICENTE 60 kV N° 1 122,07



2010 CAÑETE LUNAHUANÁ SET San Vicente Celda de Transformador SAN VICENTE 22,9 kV N° 2 48,26



Monto de Año Sistema Eléctrico SETs y LT Elemento Inversión

Miles de US$ 2010 CAÑETE LUNAHUANÁ SET San Vicente Celda Alimentador 22,9 kV CÑ-21 48,76 2010 CAÑETE LUNAHUANÁ SET San Vicente Celda Alimentador 22,9 kV CÑ-22 48,76

2010 CAÑETE LUNAHUANÁ SET San Vicente Transformador SAN VICENTE 60/22,9/10 kV N° 2 713,42

2012 CAÑETE LUNAHUANÁ SET Cantera Celda de Línea a INDEPENDENCIA 491,64 2012 CAÑETE LUNAHUANÁ SET Cantera Celda de Línea a CHILCA 491,64 2012 CAÑETE LUNAHUANÁ SET Cantera Celda de Línea a SAN VICENTE 155,95 2012 CAÑETE LUNAHUANÁ SET Cantera Celda transformador CANTERA 220 kV N° 1 405,10 2012 CAÑETE LUNAHUANÁ SET Cantera Celda transformador CANTERA 220 kV N° 2 405,10 2012 CAÑETE LUNAHUANÁ SET Cantera Celda transformador CANTERA 60 kV N° 1 128,28 2012 CAÑETE LUNAHUANÁ SET Cantera Celda transformador CANTERA 60 kV N° 2 128,28 2012 CAÑETE LUNAHUANÁ SET San Vicente Celda Alimentador 22,9 kV CÑ-23 48,66

TOTAL 5 287,28

4.3 Costos de Inversión y COyM Los costos de inversión por año de la PROPUESTA INICIAL son los que se muestran en el siguiente cuadro:

Cuadro Nº 4-3.1 PROPUESTA INICIAL ÁREA DE DEMANDA 7

COSTO DE INVERSIÓN POR AÑO (Miles US$)

Año Luz del Sur Edecañete Edegel REP 2006 6 526,47 14,10 - - 2007 4 827,13 - - - 2008 13 085,09 599,04 - 784,06 2009 9 896,05 1 108,44 - 593,96 2010 26 073,55 1 311,04 - - 2011 17 275,97 - - - 2012 14 305,12 2 254,66 - - 2013 1 453,11 - - -

Nota:

(1) El año 2006 se considera a partir de agosto (2) El año 2013 se considera hasta abril (3) REP no presentó los formatos F-308 en medio magnético

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



Cuadro Nº 4-3.2 PROPUESTA INICIAL ÁREA DE DEMANDA 7 Costo de Operación y Mantenimiento Anual

(Miles US$) Año Luz del Sur Edecañete Edegel REP 2006 220,52 0,48 - - 2007 160,82 0,00 - - 2008 440,02 19,89 - - 2009 330,54 37,80 - - 2010 877,88 44,33 - - 2011 579,24 - - - 2012 496,14 76,66 - - 2013 48,24 - - - (1) El año 2006 se considera a partir de agosto (2) El año 2013 se considera hasta abril (3) REP no presento los formatos F-308 en medio magnético

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


Factores de Pérdidas Medias FACTOR Luz del Sur Edecañete Edegel

Factores de Pérdidas Medias en Energía (FPMdE) Acumulado en MAT

1,0015 1,0000 -

Factores de Pérdidas Medias en Energía (FPMdE) Acumulado en AT

1,0170 1,0243 -

Factores de Pérdidas Medias en Energía (FPMdE) Acumulado en MT

1,0220 1,0276 -

Factores de Pérdidas Medias en Potencia (FPMdP) Acumulado en MAT

1,0017 1,0000 -

Factores de Pérdidas Medias en Potencia (FPMdP) Acumulado en AT

1,0197 1,0254 -

Factores de Pérdidas Medias en Potencia (FPMdP) Acumulado en MT

1,0254 1,0289 -

4.5 Ingreso Tarifario Los titulares de Transmisión del Área de Demanda 7, no presentaron la información correspondiente a los ingresos Tarifarios.



4.6 Peajes y Fórmula de Actualización

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


CMA SST (Nuevos Soles)

Titular AÑO MAT MAT/AT AT AT/MT Total Luz del Sur 2007 2 274 110,88 14 959 176,36 24 625 610,78 26 660 091,03 68 518 989,04 Luz del Sur 2008 2 274 110,88 14 959 176,36 24 625 610,78 26 660 091,03 68 518 989,04 Luz del Sur 2009 2 274 110,88 14 959 176,36 24 625 610,78 26 660 091,03 68 518 989,04 Luz del Sur 2010 2 274 110,88 14 959 176,36 24 625 610,78 26 660 091,03 68 518 989,04 Luz del Sur 2011 2 274 110,88 14 959 176,36 24 625 610,78 26 660 091,03 68 518 989,04 Luz del Sur 2012 2 274 110,88 14 959 176,36 24 625 610,78 26 660 091,03 68 518 989,04 Luz del Sur 2013 2 274 110,88 14 959 176,36 24 625 610,78 26 660 091,03 68 518 989,04 Luz del Sur 2014 2 274 110,88 14 959 176,36 24 625 610,78 26 660 091,03 68 518 989,04 Edecañete 2007 340 323,35 742 584,28 346 664,64 441 864,74 1 871 437,00 Edecañete 2008 340 323,35 742 584,28 346 664,64 441 864,74 1 871 437,00 Edecañete 2009 340 323,35 742 584,28 346 664,64 441 864,74 1 871 437,00 Edecañete 2010 340 323,35 742 584,28 270 863,45 441 864,74 1 795 635,81 Edecañete 2011 340 323,35 742 584,28 270 863,45 441 864,74 1 795 635,81 Edecañete 2012 18 529,51 614 268,94 196 029,39 441 864,74 1 270 692,57 Edecañete 2013 18 529,51 614 268,94 196 029,39 441 864,74 1 270 692,57 Edecañete 2014 18 529,51 614 268,94 196 029,39 441 864,74 1 270 692,57

Edegel 2007 - - - - - Edegel 2008 - - - - - Edegel 2009 - - - - - Edegel 2010 - - - - - Edegel 2011 - - - - - Edegel 2012 - - - - - Edegel 2013 - - - - - Edegel 2014 - - - - -

Total Área 2007 2 614 434,23 15 701 760,63 24 972 275,42 27 101 955,76 70 390 426,05 Total Área 2008 2 614 434,23 15 701 760,63 24 972 275,42 27 101 955,76 70 390 426,05 Total Área 2009 2 614 434,23 15 701 760,63 24 972 275,42 27 101 955,76 70 390 426,05 Total Área 2010 2 614 434,23 15 701 760,63 24 896 474,23 27 101 955,76 70 314 624,85 Total Área 2011 2 614 434,23 15 701 760,63 24 896 474,23 27 101 955,76 70 314 624,85 Total Área 2012 2 292 640,39 15 573 445,30 24 821 640,17 27 101 955,76 69 789 681,62 Total Área 2013 2 292 640,39 15 573 445,30 24 821 640,17 27 101 955,76 69 789 681,62 Total Área 2014 2 292 640,39 15 573 445,30 24 821 640,17 27 101 955,76 69 789 681,62 Notas:



(1) La empresa Edecañete no desagrega el CMA SSTD por nivel de tensión, se indica el valor en MAT como referencia.

(2) La empresa Edegel no calcula el CMA SSTD para el cliente Ref. Cajamarquilla (3) Se ha utilizado 3,142 S/./US$, como tipo de cambio al 31.12.2008

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


CMA del SCT (Nuevos Soles)

Titular AÑO MAT MAT/AT AT AT/MT Total Luz del Sur 2007 - 1 652 679,55 3 019 189,70 3 126 025,86 7 797 895,11 Luz del Sur 2008 - 1 652 679,55 3 019 189,70 3 126 025,86 7 797 895,11 Luz del Sur 2009 - 1 652 679,55 3 019 189,70 3 126 025,86 7 797 895,11 Luz del Sur 2010 2 529 019,01 5 678 420,22 7 859 017,09 6 055 869,59 22 122 325,91 Luz del Sur 2011 2 832 501,29 7 990 303,05 14 466 899,09 7 126 461,28 32 416 164,71 Luz del Sur 2012 3 172 401,45 8 949 139,42 19 712 862,42 10 987 280,55 42 821 683,84 Luz del Sur 2013 3 553 089,62 11 730 314,27 25 440 001,99 13 700 772,87 54 424 178,75 Luz del Sur 2014 3 553 089,62 11 730 314,27 25 440 001,99 13 700 772,87 54 424 178,75 Edecañete 2007 - - 73 366,73 577 288,70 650 655,43 Edecañete 2008 - - 73 366,73 577 288,70 650 655,43 Edecañete 2009 - - 73 366,73 577 288,70 650 655,43 Edecañete 2010 - - 82 170,74 646 563,35 728 734,09 Edecañete 2011 565 988,97 529 675,77 92 031,23 748 801,16 1 936 497,14 Edecañete 2012 633 907,65 593 236,87 103 074,98 838 657,30 2 168 876,80 Edecañete 2013 709 976,57 664 425,29 115 443,97 939 296,18 2 429 142,01 Edecañete 2014 709 976,57 664 425,29 115 443,97 939 296,18 2 429 142,01

Edegel 2007 295 319,33 384 411,80 1 227 551,26 - 1 907 282,38 Edegel 2008 295 319,33 384 411,80 1 227 551,26 - 1 907 282,38 Edegel 2009 295 319,33 384 411,80 1 227 551,26 - 1 907 282,38 Edegel 2010 295 319,33 384 411,80 1 227 551,26 - 1 907 282,38 Edegel 2011 295 319,33 384 411,80 1 227 551,26 - 1 907 282,38 Edegel 2012 295 319,33 384 411,80 1 227 551,26 - 1 907 282,38 Edegel 2013 295 319,33 384 411,80 1 227 551,26 - 1 907 282,38 Edegel 2014 295 319,33 384 411,80 1 227 551,26 - 1 907 282,38 REP 2007 - - - - - REP 2008 - - - - - REP 2009 - - - - - REP 2010 - - - - - REP 2011 - - - - - REP 2012 - - - - - REP 2013 - - - - -



Titular AÑO MAT MAT/AT AT AT/MT Total REP 2014 - - - - -

Total Área 2007 295 319,33 2 037 091,35 4 320 107,69 3 703 314,56 10 355 832,93 Total Área 2008 295 319,33 2 037 091,35 4 320 107,69 3 703 314,56 10 355 832,93 Total Área 2009 295 319,33 2 037 091,35 4 320 107,69 3 703 314,56 10 355 832,93 Total Área 2010 2 824 338,34 6 062 832,02 9 168 739,08 6 702 432,93 24 758 342,38 Total Área 2011 3 693 809,59 8 904 390,63 15 786 481,57 7 875 262,44 36 259 944,23 Total Área 2012 4 101 628,43 9 926 788,09 21 043 488,65 11 825 937,86 46 897 843,02 Total Área 2013 4 558 385,52 12 779 151,36 26 782 997,22 14 640 069,04 58 760 603,15 Total Área 2014 4 558 385,52 12 779 151,36 26 782 997,22 14 640 069,04 58 760 603,15 Nota: (1) Se ha utilizado 3,142 S/./US$, como tipo de cambio al 31.12.2008 (2) Valores expresados al 30 de abril de cada año.

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


Peajes (Ctm S/./ kWh)

Titular Acumulado en MAT

Acumulado en AT

Acumulado en MT

Luz del Sur 0,0608 0,9208 1,4892 Edecañete 0,5320 2,0306 3,1257

Edegel - - - REP 0,0026 0,0168 0,0168

Total Área 0,5954 2,9682 4,6317 (*) Se ha utilizado 3,142 S/./US$, como tipo de cambio al 31.12.2008

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


Fórmula de Actualización SST a b c d Luz del Sur 0,5582 0,3878 0,0208 0,0332 Edecañete 0,7046 0,2416 0,0065 0,0474 Edegel - - - - REP 0,3273 0,6727 - -




Fórmula de Actualización SCT a b c d Luz del Sur 0,5202 0,4235 0,0085 0,0478 Edecañete 0,6351 0,3108 0,0005 0,0536 REP - - - -



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 efectuada por Luz del Sur, Edegel y Edecañete surgieron comentarios y/o preguntas de parte de los agentes del mercado e interesados que participaron en dicha audiencia pública, las cuales deben también ser subsanadas, en lo que corresponda, por la respectiva empresa titular de los SST y SCT, y respecto a la exposición hecha por y REP, 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 2006, el OSINERGMIN remitió a las empresas Luz del Sur, Edegel, Edecañete y REP, los Informes N° 0365, 0363, 0362 y 0374-2008-GART, respectivamente; los cuales contienen las observaciones al estudio técnico económico presentado por las referidas empresas como sustento de su propuesta tarifaria para 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.

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

o Proyección de la demanda;



o Determinación del Sistema Eléctrico a Remunerar (SER);

o Costos de Inversión;

o Costos Estándar de Operación y Mantenimiento;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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



7. Propuesta Final

Dentro del plazo establecido para el efecto, con cartas GIP.08.130, EDECA-4320-2008, CM-358-2008 y GN-5575-2008, las empresas Luz del Sur, Edecañete, Edegel y REP, respectivamente, presentaron las respuestas a las observaciones hechas por OSINERGMIN a sus PROPUESTAS INICIALES, las mismas que para efectos del presente proceso regulatorio se consideran como la PROPUESTA FINAL correspondiente.

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

A continuación se resumen los valores contenidos en la PROPUESTA FINAL

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

Cuadro Nº 7-1 PROPUESTA FINAL ÁREA DE DEMANDA 7

Proyección de la Demanda (MWh)


Edecañete (2)

Edegel (3) REP

2007 5 547,15 47,29 - 7 272,00 2008 6 329,60 94,85 - 7 766,66 2009 6 752,75 99,91 - 8 299,66 2010 7 152,66 105,10 - 8 929,66 2011 7 564,62 110,65 - 9 323,98 2012 7 993,87 116,50 - 9 840,13 2013 8 438,30 122,67 - 10 356,27 2014 8 902,39 129,23 - 10 872,42




Edecañete (2)

Edegel (3) REP

2015 9 382,94 136,19 - 11 388,56 2016 9 884,50 143,53 - 11 904,70 2017 10 403,17 151,27 - 12 420,85 2018 10 943,61 159,45 - 12 936,99 Tasa

Promedio 6,37% 11,68% 5,38%

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

instalaciones comprendidas en el Área de Demanda 7 (2) La propuesta del titular no abarca todas las cargas e

instalaciones comprendidas en el Área de Demanda 7 (3) El titular en su propuesta tarifaria no presenta proyección de

demanda debido a que su sistema de transmisión es asignada a la generación

7.2 Sistema Eléctrico a Remunerar

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


SST al 23 de julio 2006

Tabla Titular Descripción

A1 LUZ DEL SUR Relación de Elementos de Transmisión con Alícuotas

A2 EDECANETE Relación de Elementos de Transmisión con Alícuotas

A3 EDEGEL Relación de Elementos de Transmisión con Alícuotas

A4 REP Relación de Elementos de Transmisión con Alícuotas

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



Cuadro Nº 7-3

PROPUESTA FINAL ÁREA DE DEMANDA 7 SCT (Miles US$)

TITULAR 1: Luz del Sur

Año Sistema Eléctrico SETs Elemento Monto de

Inversión Miles de US$

2008 Lima Sur Celda de Línea L-639 460,89 2008 Lima Sur Celda de Línea L-640 460,89 2008 Lima Sur Celda de Transformador TRF-I 424,43 2010 Lima Sur Celda de Línea L-CG_PL1 176,82 2010 Lima Sur Celda de Línea L-CG_PL2 176,82 2010 Lima Sur Celda de Transformador TRF-1 148,10 2010 Lima Sur Celda de Transformador TRF-1 47,29 2010 Lima Sur Celda de Transformador TRF-1 38,88 2010 Lima Sur Celda de Alimentador CG-1 31,79 2010 Lima Sur Celda de Alimentador CG-2 31,79 2010 Lima Sur Celda de Alimentador CG-21 43,04 2010 Lima Sur Celda de medición MD-1 28,75 2010 Lima Sur Celda de medición MD-1 17,82 2010 Lima Sur Transformador de Potencia TRF-1 827,47 2010 Lima Sur Celda de Línea L-S_CL 232,83 2010 Lima Sur Celda de Línea L-S_CL 152,78 2010 Lima Sur Celda de Línea L-Z_C 360,25 2011 Lima Sur Celda de Línea L-2010A 1 907,17 2011 Lima Sur Celda de Línea L-2010B 1 907,17 2011 Lima Sur Celda de Línea L-IN_A_1 689,83 2011 Lima Sur Celda de Línea L-IN_A_2 689,83 2011 Lima Sur Celda de Línea L-IN_MO 689,83 2011 Lima Sur Celda de Línea L-IN_IG 689,83 2011 Lima Sur Celda de Línea L-IN_ST 689,83 2011 Lima Sur Celda de Transformador TRF-I 1 816,17 2011 Lima Sur Celda de Transformador TRF-I 651,25 2011 Lima Sur Transformador de Potencia TRF-I 5 502,04 2011 Lima Sur Celda de Línea L-IN_A_1 219,77 2011 Lima Sur Celda de Línea L-IN_A_2 219,77 2011 Lima Sur Celda de Línea L-IN_ST 219,77 2012 Lima Sur Celda de Línea L-635A 1 035,98 2012 Lima Sur Celda de Línea L-635B 1 035,98 2012 Lima Sur Celda de Transformador TRF-1 955,82 2012 Lima Sur Celda de Transformador TRF-2 955,82 2012 Lima Sur Celda de Transformador TRF-1 48,91 2012 Lima Sur Celda de Transformador TRF-2 48,91 2012 Lima Sur Celda de Alimentador CP-1 39,99 2012 Lima Sur Celda de Alimentador CP-2 39,99





2012 Lima Sur Celda de Alimentador CP-3 39,99 2012 Lima Sur Celda de Alimentador CP-4 39,99 2012 Lima Sur Celda de Alimentador CP-5 39,99 2012 Lima Sur Celda de Alimentador CP-6 39,99 2012 Lima Sur Celda de Alimentador CP-7 39,99 2012 Lima Sur Celda de Alimentador CP-8 39,99 2012 Lima Sur Celda de medición MD-1 22,41 2012 Lima Sur Celda de medición MD-2 22,41 2012 Lima Sur Celda de Línea L-G_SI 357,25 2012 Lima Sur Celda de Línea L-G_SI 226,06 2006 Lima Sur Celda de Transformador TRF-III - 143,26 2006 Lima Sur Celda de Transformador TRF-III 429,79 2006 Lima Sur Transformador de Potencia TRF-III 3 224,03 2008 Lima Sur Celda de Transformador TRF-II - 147,49 2008 Lima Sur Celda de Transformador TRF-II 442,48 2008 Lima Sur Transformador de Potencia TRF-II 3 319,24 2009 Lima Sur Celda de Transformador TRF-V 324,51 2009 Lima Sur Celda de Transformador TRF-V 429,79 2009 Lima Sur Celda de Transformador TRF-I - 160,77 2009 Lima Sur Celda de Transformador TRF-I 336,69 2009 Lima Sur Transformador de Potencia TRF-I 3 224,03 2010 Lima Sur Celda de Transformador TRF-III 334,80 2010 Lima Sur Celda de Transformador TRF-III 347,37 2010 Lima Sur Celda de Transformador TRF-III - 147,81 2010 Lima Sur Celda de Transformador TRF-III 347,37 2013 Lima Sur Celda de Transformador TRF-II 874,15 2013 Lima Sur Celda de Transformador TRF-II 336,69 2006 Lima Sur Celda de Transformador TRF-2 39,61 2006 Lima Sur Celda de medición MD-1 24,08 2006 Lima Sur Transformador de Potencia TRF-2 703,14 2006 Lima Sur Celda de Transformador TRF-2 121,81 2006 Lima Sur Celda de Transformador TRF-2 32,56 2006 Lima Sur Transformador de Potencia TRF-2 591,75 2007 Lima Sur Celda de Transformador TRF-2 125,01 2007 Lima Sur Celda de Transformador TRF-2 33,42 2007 Lima Sur Transformador de Potencia TRF-2 721,60 2008 Lima Sur Celda de Transformador TRF-1 125,41 2008 Lima Sur Celda de Transformador TRF-2 40,78 2008 Lima Sur Celda de medición MD-1 24,79 2009 Lima Sur Celda de Transformador TRF-1 202,38 2009 Lima Sur Celda de Transformador TRF-1 39,61 2009 Lima Sur Celda de Transformador TRF-1 32,56 2009 Lima Sur Celda de Alimentador CL-21 36,04





2009 Lima Sur Celda de medición MD-1 14,92 2009 Lima Sur Celda de medición MD-1 24,08 2009 Lima Sur Celda de Transformador TRF-2 121,81 2009 Lima Sur Celda de Transformador TRF-1 124,03 2009 Lima Sur Celda de Transformador TRF-1 32,56 2009 Lima Sur Celda de Transformador TRF-2 124,03 2009 Lima Sur Celda de Transformador TRF-2 32,56 2010 Lima Sur Celda de Transformador TRF-1 41,08 2010 Lima Sur Celda de Alimentador Z-XX 37,39 2010 Lima Sur Celda de Transformador TRF-2 41,08 2010 Lima Sur Celda de Alimentador C-XX 37,39 2010 Lima Sur Celda de Transformador TRF-2 40,86 2010 Lima Sur Celda de Alimentador C-XX 37,19 2010 Lima Sur Celda de Transformador TRF-2 40,86 2010 Lima Sur Celda de Transformador TRF-3 279,39 2010 Lima Sur Celda de Transformador TRF-3 47,60 2010 Lima Sur Celda de Alimentador B-18 38,92 2010 Lima Sur Celda de medición MD-1 21,81 2010 Lima Sur Celda de Transformador TRF-2 126,35 2010 Lima Sur Celda de Transformador TRF-2 33,78 2010 Lima Sur Celda de Transformador TRF-2 40,86

2010 Lima Sur Celda de compensador reactivo CAP-2 27,42

2011 Lima Sur Celda de Transformador TRF-2 123,54 2011 Lima Sur Celda de Transformador TRF-2 43,46 2011 Lima Sur Celda de Alimentador SJ-10 35,54 2011 Lima Sur Celda de medición MD-1 19,92 2011 Lima Sur Celda de Transformador TRF-1 121,81 2011 Lima Sur Celda de Transformador TRF-1 32,56 2011 Lima Sur Celda de medición MD-1 14,92 2006 Lima Sur Celda de Alimentador L-21 36,04 2006 Lima Sur Celda de Alimentador L-22 36,04 2006 Lima Sur Celda de Alimentador IG-22 36,04 2006 Lima Sur Celda de Alimentador BJ-22 36,04 2007 Lima Sur Celda de Alimentador SL-XX 27,33 2007 Lima Sur Celda de Alimentador SI-XX 27,47 2007 Lima Sur Celda de Alimentador C-21 27,47 2007 Lima Sur Transformador de Potencia TRF-2 610,21 2007 Lima Sur Celda de Alimentador Z-XX 27,47 2008 Lima Sur Celda de Alimentador PR-22 37,11 2008 Lima Sur Celda de Alimentador SL-06 27,41 2008 Lima Sur Celda de Alimentador U-02 27,56 2008 Lima Sur Celda de Alimentador A-24 27,41 2009 Lima Sur Celda de Alimentador HP-21 36,04





2009 Lima Sur Celda de Alimentador IG-23 36,04 2009 Lima Sur Celda de Alimentador SI-22 36,24 2009 Lima Sur Celda de Alimentador L-23 36,04 2009 Lima Sur Transformador de Potencia TRF-1 591,75 2010 Lima Sur Celda de Alimentador CH-23 37,19 2010 Lima Sur Celda de Alimentador PR-23 37,19 2010 Lima Sur Celda de Alimentador ST-25 37,19 2010 Lima Sur Celda de Alimentador SC-23 37,19 2011 Lima Sur Celda de Alimentador A-XX 26,63 2011 Lima Sur Transformador de Potencia TRF-1 683,02 2011 Lima Sur Celda de Alimentador NA-21 36,04 2011 Lima Sur Celda de Alimentador IG-24 36,04 2011 Lima Sur Celda de Alimentador VM-XX 36,04 2011 Lima Sur Celda de medición MD-1 24,08 2011 Lima Sur Celda de Alimentador G-XX 26,77 2011 Lima Sur Celda de Alimentador U-XX 26,77 2011 Lima Sur Celda de Alimentador B-19 26,63 2012 Lima Sur Celda de Alimentador MO-24 37,07 2012 Lima Sur Celda de Alimentador PR-24 36,88 2012 Lima Sur Celda de Alimentador L-24 36,88



2006 Lima Sur Celda de Transformador SL-1 462,51 2010 Lima Sur Celda de medición MD-1 24,98 2010 Lima Sur Celda de medición MD-1 24,98 2010 Lima Sur Celda de medición MD-1 24,84

2008 Lima Sur Transformador de Potencia TRF-RVS 1 106,41

2013 Lima Sur Transformador de Potencia TRF-III 3 224,03 2007 Lima Sur Transformador de Potencia TRF-3 837,18 2006 Lima Sur Transformador de Potencia TRF-1 686,30 2006 Lima Sur Transformador de Potencia TRF-2 815,76 2007 Lima Sur Transformador de Potencia TRF-3 837,18 2007 Lima Sur Transformador de Potencia TRF-1 837,18 2007 Lima Sur Transformador de Potencia TRF-1 385,81 2008 Lima Sur Transformador de Potencia TRF-1 835,84 2008 Lima Sur Transformador de Potencia TRF-1 835,84 2008 Lima Sur Transformador de Potencia TRF-1 839,85 2008 Lima Sur Transformador de Potencia TRF-2 839,85 2008 Lima Sur Transformador de Potencia TRF-1 839,85 2009 Lima Sur Transformador de Potencia TRF-3 811,87 2009 Lima Sur Transformador de Potencia TRF-2 724,84 2009 Lima Sur Transformador de Potencia TRF-1 811,87





2009 Lima Sur Transformador de Potencia TRF-RVS 811,87

2010 Lima Sur Transformador de Potencia TRF-2 751,43 2010 Lima Sur Transformador de Potencia TRF-2 751,43 2010 Lima Sur Transformador de Potencia TRF-2 747,84 2010 Lima Sur Transformador de Potencia TRF-2 837,63

2010 Lima Sur Transformador de Potencia TRF-RVS 751,43

2011 Lima Sur Transformador de Potencia TRF-3 728,32 2011 Lima Sur Transformador de Potencia TRF-2 728,32 2011 Lima Sur Transformador de Potencia TRF-1 728,32 2012 Lima Sur Transformador de Potencia TRF-1 741,60 2008 Lima Sur Transformador de Potencia TRF-1 609,23 2008 Lima Sur Transformador de Potencia TRF-2 510,05 2009 Lima Sur Transformador de Potencia TRF-2 728,32 2009 Lima Sur Transformador de Potencia TRF-1 703,14 2009 Lima Sur Transformador de Potencia TRF-1 591,75 2009 Lima Sur Transformador de Potencia TRF-2 703,14 2009 Lima Sur Transformador de Potencia TRF-2 591,75 2010 Lima Sur Transformador de Potencia TRF-2 837,63 2010 Lima Sur Transformador de Potencia TRF-1 610,53 2010 Lima Sur Transformador de Potencia TRF-2 613,46

2010 Lima Sur Transformador de Potencia TRF-2 610,53 2011 Lima Sur Transformador de Potencia TRF-1 811,87 2011 Lima Sur Transformador de Potencia TRF-1 683,02 2011 Lima Sur Transformador de Potencia TRF-2 591,75 2011 Lima Sur Transformador de Potencia TRF-2 591,75

2011 Lima Sur Transformador de Potencia TRF-1 495,42

2012 Lima Sur Transformador de Potencia TRF-1 605,44 2012 Lima Sur Transformador de Potencia TRF-2 605,44 2010 Lima Sur Compensador reactivo CAP-1 76,62

2011 Lima Sur Compensador reactivo CAP-1 74,26

2012 Lima Sur Compensador reactivo CAP-1 75,98

2007 Lima Sur Línea 60 kV SANTA ROSA ANTIGUA - Drv. a SANTA ANITA 329,78

2008 Lima Sur Línea 60 kV Drv. a CHILCA - CHILCA 236,57

2008 Lima Sur Línea 220 kV CHILCA LDS - CHILCA REP 167,85

2008 Lima Sur Línea 60 kV SANTA ROSA NUEVA - SANTA ROSA ANTIGUA 167,85

2010 Lima Sur Línea 60 kV SAN BARTOLO - CHILCA 1 408,30

2010 Lima Sur Línea 60 kV CIENEGILLA - Drv. a CIENEGILLA 401,77

2010 Lima Sur Línea 60 kV BALNEARIOS - LIMATAMBO 3 078,89





2010 Lima Sur Línea 60 kV SANTA ROSA ANTIGUA - Drv. a SANTA ANITA 294,96

2010 Lima Sur Línea 60 kV Drv. a SANTA ANITA - HUACHIPA 286,68

2010 Lima Sur Línea 60 kV SANTA ROSA NUEVA - Drv. a PUENTE 897,22

2011 Lima Sur Línea 220 kV INDUSTRIALES - Drv. INDUSTRIALES 118,92

2011 Lima Sur Línea 60 kV INDUSTRIALES - PUENTE 986,90

2011 Lima Sur Línea 60 kV INDUSTRIALES - MONTERRICO/INGENIEROS 986,90

2011 Lima Sur Línea 60 kV INDUSTRIALES - Drv. SANTA ANITA / PLANICIE 559,51

2011 Lima Sur Línea 60 kV INDUSTRIALES - Drv. SANTA ANITA / PLANICIE 174,98

2011 Lima Sur Línea 60 kV Drv. SANTA ANITA / PLANICIE - SANTA ANITA 144,10

2011 Lima Sur Línea 60 kV GALVEZ - SANTA ROSA NUEVA 431,77

2011 Lima Sur Línea 60 kV INDUSTRIALES - SANTA ROSA ANTIGUA 370,09

2012 Lima Sur Línea 60 kV Drv. CORPAC - CORPAC 4 012,87

2012 Lima Sur Línea 60 kV BALNEARIOS - NEYRA 641,25

2012 Lima Sur Línea 60 kV GALVEZ - SAN ISIDRO 2 613,13

2012 Lima Sur Línea 60 kV GALVEZ - SAN ISIDRO 404,16

2012 Lima Sur Línea 60 kV BALNEARIOS - LIMATAMBO 3 078,89

TOTAL 102 460,91 TITULAR 2: EDECAÑETE

Año Sistema Eléctrico SETs y LT Elemento Monto de Miles

Inversión de US$

2006 CAÑETE LUNAHUANÁ L-2090B

Línea 220 kV Drv. a CHILCA - SET CANTERA 7,05

2006 CAÑETE LUNAHUANÁ L-2207

Línea 220 kV SET CANTERA - Drv. a INDEPENDENCIA 7,05

2008 CAÑETE LUNAHUANÁ

SET San Vicente

Transformador SAN VICENTE 60/10 kV N° 1 599,04

2009 CAÑETE LUNAHUANÁ SET Cantera

Transformador CANTERA 220/60 kV N° 2 1 108,44


SET San Vicente

Celda de Línea viene de CANTERA 148,40


SET San Vicente

Celda de Transformador SAN VICENTE 60 kV N° 1 122,07


SET San Vicente



SET San Vicente




Año Sistema Eléctrico SETs y LT Elemento Monto de Miles

Inversión de US$


SET San Vicente

Celda de Transformador SAN VICENTE 22,9 kV N° 2 48,26


SET San Vicente Celda Alimentador 22,9 kV CÑ-21 48,76




SET San Vicente

Transformador SAN VICENTE 60/22,9/10 kV N° 2 713,42


Celda de Línea a INDEPENDENCIA 491,64

2012 CAÑETE LUNAHUANÁ SET Cantera Celda de Línea a CHILCA 491,64

2012 CAÑETE LUNAHUANÁ SET Cantera Celda de Línea a SAN VICENTE 155,95


Celda transformador CANTERA 220 kV N° 1 405,10









TOTAL 5 287,28

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

7.3 Costos de Inversión y COyM Los costos de inversión por año de la PROPUESTA FINAL son los que se muestran en el siguiente cuadro:


Costo de Inversión por año (Miles US$)

Año Luz del Sur EDECAÑETE EDEGEL REP TOTAL (Miles US$)

2006 7 132,24 14,10 - - 7 146,33 2007 4 827,13 - - - 4 827,13 2008 12 260,11 599,04 - 787,28 13 646,43 2009 12 153,48 1 108,44 530,58 607,55 14 400,05 2010 17 268,02 1 311,04 - - 18 579,06 2011 26 438,76 - - - 26 438,76 2012 17 946,31 2 254,66 - - 20 200,98 2013 4 434,86 - - - 4 434,86

Notas: (1) El año 2006 se considera a partir de agosto (2) El año 2013 se considera hasta abril



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

Cuadro Nº 7-5 PROPUESTA FINAL ÁREA DE DEMANDA 7 Costo de Operación y Mantenimiento Anual

(Miles US$)

Año Luz del Sur EDECAÑETE EDEGEL REP TOTAL (Miles US$)

2006 240,63 0,48 - - 241,11 2007 160,82 - - - 160,82 2008 411,89 19,89 - 26,14 457,92 2009 408,08 37,80 18,09 20,72 484,69 2010 577,60 44,33 - - 621,93 2011 889,79 - - - 889,79 2012 613,99 76,66 - - 690,65 2013 150,93 - - - 150,93

Notas: (1) El año 2006 se considera a partir de agosto (2) El año 2013 se considera hasta abril

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


Factores de Pérdidas Medias FACTOR Luz del Sur EDECAÑETE EDEGEL

Factores de Pérdidas Medias en Energía (FPMdE) Acumulado en MAT

1,0017 1,0000 -

Factores de Pérdidas Medias en Energía (FPMdE) Acumulado en AT

1,0202 1,0243 -

Factores de Pérdidas Medias en Energía (FPMdE) Acumulado en MT

1,0255 1,0276 -

Factores de Pérdidas Medias en Potencia (FPMdP) Acumulado en MAT

1,0019 1,0000 -

Factores de Pérdidas Medias en Potencia (FPMdP) Acumulado en AT

1,0227 1,0254 -

Factores de Pérdidas Medias en Potencia (FPMdP) Acumulado en MT

1,0288 1,0289 -

7.5 Ingreso Tarifario Los titulares de Transmisión del Área de Demanda 7 no presentaron la información correspondiente a los ingresos tarifarios.



7.6 Peajes y Fórmula de Actualización

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


CMA SST (Nuevos Soles)

Titular AÑO MAT MAT/AT AT AT/MT Total Luz del Sur 2007 2 376 438,24 15 635 853,21 25 892 160,35 27 827 423,03 71 731 874,84 Luz del Sur 2008 2 376 438,24 15 635 853,21 25 892 160,35 27 827 423,03 71 731 874,84 Luz del Sur 2009 2 376 438,24 15 635 853,21 25 892 160,35 27 827 423,03 71 731 874,84 Luz del Sur 2010 2 376 438,24 15 635 853,21 25 892 160,35 27 827 423,03 71 731 874,84 Luz del Sur 2011 2 376 438,24 15 635 853,21 25 892 160,35 27 827 423,03 71 731 874,84 Luz del Sur 2012 2 376 438,24 15 635 853,21 25 892 160,35 27 827 423,03 71 731 874,84 Luz del Sur 2013 2 376 438,24 15 635 853,21 25 892 160,35 27 827 423,03 71 731 874,84 Luz del Sur 2014 2 376 438,24 15 635 853,21 25 892 160,35 27 827 423,03 71 731 874,84 Edecañete 2007 340 323,35 742 584,28 346 664,64 441 864,74 1 871 437,00 Edecañete 2008 340 323,35 742 584,28 346 664,64 441 864,74 1 871 437,00 Edecañete 2009 340 323,35 742 584,28 346 664,64 441 864,74 1 871 437,00 Edecañete 2010 340 323,35 742 584,28 270 863,45 441 864,74 1 795 635,81 Edecañete 2011 340 323,35 742 584,28 270 863,45 441 864,74 1 795 635,81 Edecañete 2012 18 529,51 614 268,94 196 029,39 441 864,74 1 270 692,57 Edecañete 2013 18 529,51 614 268,94 196 029,39 441 864,74 1 270 692,57 Edecañete 2014 18 529,51 614 268,94 196 029,39 441 864,74 1 270 692,57

Edegel 2007 371 532,37 - - - 371 532,37 Edegel 2008 371 532,37 - - - 371 532,37 Edegel 2009 371 532,37 - - - 371 532,37 Edegel 2010 371 532,37 - - - 371 532,37 Edegel 2011 371 532,37 - - - 371 532,37 Edegel 2012 371 532,37 - - - 371 532,37 Edegel 2013 371 532,37 - - - 371 532,37 Edegel 2014 371 532,37 - - - 371 532,37

Total Área 2007 3 088 293,96 16 378 437,49 26 238 824,99 28 269 287,77 73 974 844,21 Total Área 2008 3 088 293,96 16 378 437,49 26 238 824,99 28 269 287,77 73 974 844,21 Total Área 2009 3 088 293,96 16 378 437,49 26 238 824,99 28 269 287,77 73 974 844,21 Total Área 2010 3 088 293,96 16 378 437,49 26 163 023,80 28 269 287,77 73 899 043,01 Total Área 2011 3 088 293,96 16 378 437,49 26 163 023,80 28 269 287,77 73 899 043,01 Total Área 2012 2 766 500,11 16 250 122,15 26 088 189,74 28 269 287,77 73 374 099,78 Total Área 2013 2 766 500,11 16 250 122,15 26 088 189,74 28 269 287,77 73 374 099,78 Total Área 2014 2 766 500,11 16 250 122,15 26 088 189,74 28 269 287,77 73 374 099,78

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



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



Titular AÑO MAT MAT/AT AT AT/MT Total Luz del Sur 2007 - 2 280 843,74 1 647 473,70 2 588 131,65 6 516 449,09 Luz del Sur 2008 - 2 280 843,74 1 647 473,70 2 588 131,65 6 516 449,09 Luz del Sur 2009 - 2 280 843,74 1 647 473,70 2 588 131,65 6 516 449,09 Luz del Sur 2010 - 2 280 843,74 3 926 771,19 8 601 410,24 14 809 025,18 Luz del Sur 2011 2 129 116,36 6 592 782,89 8 741 215,17 10 471 436,19 27 934 550,61 Luz del Sur 2012 2 129 116,36 8 833 120,61 15 204 627,23 12 613 495,81 38 780 360,01 Luz del Sur 2013 2 129 116,36 8 833 120,61 20 794 952,07 16 430 502,83 48 187 691,88 Luz del Sur 2014 2 129 116,36 8 833 120,61 20 794 952,07 16 430 502,83 48 187 691,88 Edecañete 2007 - - 73 366,73 577 288,70 650 655,43 Edecañete 2008 - - 73 366,73 577 288,70 650 655,43 Edecañete 2009 - - 73 366,73 577 288,70 650 655,43 Edecañete 2010 - - 82 170,74 646 563,35 728 734,09 Edecañete 2011 565 988,97 529 675,77 92 031,23 748 801,16 1 936 497,14 Edecañete 2012 633 907,65 593 236,87 103 074,98 838 657,30 2 168 876,80 Edecañete 2013 709 976,57 664 425,29 115 443,97 939 296,18 2 429 142,01 Edecañete 2014 709 976,57 664 425,29 115 443,97 939 296,18 2 429 142,01

Edegel 2007 263 804,82 - - - 263 804,82 Edegel 2008 263 804,82 - - - 263 804,82 Edegel 2009 263 804,82 - - - 263 804,82 Edegel 2010 263 804,82 - - - 263 804,82 Edegel 2011 263 804,82 - - - 263 804,82 Edegel 2012 263 804,82 - - - 263 804,82 Edegel 2013 263 804,82 - - - 263 804,82 Edegel 2014 263 804,82 - - - 263 804,82 REP 2007 300 777,39 389 352,19 1 235 385,32 - 1 925 514,89 REP 2008 300 777,39 389 352,19 1 235 385,32 - 1 925 514,89 REP 2009 300 777,39 389 352,19 1 235 385,32 - 1 925 514,89 REP 2010 300 777,39 389 352,19 1 235 385,32 - 1 925 514,89 REP 2011 300 777,39 389 352,19 1 235 385,32 - 1 925 514,89 REP 2012 300 777,39 389 352,19 1 235 385,32 - 1 925 514,89 REP 2013 300 777,39 389 352,19 1 235 385,32 - 1 925 514,89 REP 2014 300 777,39 389 352,19 1 235 385,32 - 1 925 514,89

Total Área 2007 564 582,21 2 670 195,93 2 956 225,75 3 165 420,35 9 356 424,24 Total Área 2008 564 582,21 2 670 195,93 2 956 225,75 3 165 420,35 9 356 424,24 Total Área 2009 564 582,21 2 670 195,93 2 956 225,75 3 165 420,35 9 356 424,24 Total Área 2010 564 582,21 2 670 195,93 5 244 327,25 9 247 973,59 17 727 078,98



Titular AÑO MAT MAT/AT AT AT/MT Total Total Área 2011 3 259 687,54 7 511 810,85 10 068 631,72 11 220 237,36 32 060 367,47 Total Área 2012 3 327 606,22 9 815 709,67 16 543 087,53 13 452 153,11 43 138 556,53 Total Área 2013 3 403 675,14 9 886 898,09 22 145 781,36 17 369 799,01 52 806 153,60 Total Área 2014 3 403 675,14 9 886 898,09 22 145 781,36 17 369 799,01 52 806 153,60


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


Peajes (Ctm. S/./ kWh)

Titular Acumulado en MAT

Acumulado en AT

Acumulado en MT

Luz del Sur 0,0358 0,7319 1,2466 Edecañete 0,5320 2,0306 3,1257

Edegel 0,0064 - - REP 0,0027 0,0170 0,0170

Total Área 0,5768 2,7794 4,3892 (*) Se ha utilizado 3,142 S/./US$, como tipo de cambio al 31.12.2008

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


Fórmula de Actualización SST a b c d Luz del Sur 0,5292 0,4169 0,0208 0,0332 Edecañete 0,7046 0,2416 0,0065 0,0474 Edegel 0,6000 0,4000 - - REP - - - - Nota: REP no presentó valores


Fórmula de Actualización SCT a b c d Luz del Sur 0,3995 0,5381 0,0079 0,0545 Edecañete 0,6351 0,3108 0,0005 0,0536 REP - - - - Nota: REP no presentó valores



8. Análisis de OSINERGMIN

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

En ese sentido, para los casos en los que no se han subsanado adecuadamente las observaciones o la información presentada ha resultado inconsistente o no ha sido debidamente sustentada, 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

8.1 Proyección de la Demanda OSINERGMIN ha procedido a determinar la proyección de la demanda del área de demanda 7, en base a la mejor información disponible, debido a que:

• Las titulares del Área de Demanda 7, presentaron la proyección de la demanda solo del mercado eléctrico que atiende dentro su área de concesión, sin incluir la demanda de las otras titulares que también suministran energía eléctrica en el Área de Demanda 7, no habiendo dado cumplimiento con lo establecido en el nuevo marco regulatorio, en el sentido que la proyección de la demanda debe realizarse por área de demanda.

• Las titulares del Área de Demanda 7, no han cumplido con la desagregación de los clientes menores y clientes mayores. La NORMA TARIFAS en su capítulo segundo establece que la proyección de la demanda se debe realizar de forma desagregada en clientes mayores y clientes menores.



• Luz del Sur no consideró la totalidad de usuarios mayores del Área de Demanda 7. La norma Tarifas establece que se debe incluir todos los usuarios mayores ubicados dentro del Área de Demanda.

• Edecañete no aplicó correctamente la desagregacion de los clientes, al haber incluido un cliente menor dentro del grupo de clientes mayores. Las potencias máximas para incluir a un cliente dentro de los usuarios mayores se encuentra definido en el Artículo 3 de la NORMA TARIFAS.

Por las razones expuestas, OSINERGMIN procedió a proyectar la demanda del Área de Demanda 7 en estricto cumplimiento del marco normativo vigente, según los criterios y análisis que se desarrollan en los párrafos siguientes.

8.1.1 Metodología Para la proyección de las ventas de energía del Área de Demanda 7, se utilizó la metodología definida en la NORMA TARIFAS, en la que se establece que:

• Las ventas totales de energía de los Usuarios Menores a 2.5 MW, libres y regulados, se proyectan en base a modelos econométricos, con la utilización de variables explicativas independientes, tales como: PBI regional, población regional, clientes y la variable tiempo para los modelos de tendencia.

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

La proyección de la demanda total de energía y potencia, a nivel de subestaciones de cada sistema eléctrico, comprendido en el Área de Demanda 7, se obtiene mediante la agregación de las proyecciones de las demandas de los Usuarios Menores y de los Usuarios Mayores, según el procedimiento establecido en la NORMA TARIFAS.

8.1.2 Datos Históricos e Información Base 8.1.2.1 Ventas de Energía

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

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

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



Cuadro Nº 8-1 PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 7

VENTAS HISTÓRICAS DE ENERGÍA A USUARIOS MENORES

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

8.1.3 Variables Explicativas 8.1.3.1 PBI Regional

El PBI empleado para la proyección de la demanda eléctrica se estimó mediante una ponderación del PBI regional, en función de las ventas de energía en cada área correspondiente al Área de Demanda 7, de los departamentos que conforma la región. Para esto, se identificaron las SET por departamento en base a información del Ministerio de Energía y Minas y OSINERGMIN. Los datos del PBI provienen de las estadísticas de cuentas nacionales estimadas por el INEI (Instituto Nacional de Estadísticas e Informática) publicadas en los documentos “Perú: Compendio Estadístico 2003” y “Producto Bruto Interno por Departamentos 2001 – 2006”.

Cabe precisar que en el caso del Área de Demanda 7, el 100% de las ventas se concentran en el departamento de Lima.

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

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

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

1996 00 00 00 434,254 1,927,501 2,361,754 00 2,361,754 2,361,7541997 00 00 00 524,372 2,047,026 2,571,397 00 2,571,397 2,571,3971998 00 178,276 178,276 607,036 2,217,451 2,824,487 00 3,002,763 3,002,7631999 00 199,070 199,070 639,411 2,234,127 2,873,538 00 3,072,608 3,072,6082000 00 235,847 235,847 707,390 2,284,257 2,991,648 00 3,227,495 3,227,4952001 00 255,584 255,584 764,368 2,314,089 3,078,458 00 3,334,042 3,334,0422002 00 257,095 257,095 863,530 2,421,591 3,285,121 00 3,542,217 3,542,2172003 00 220,916 220,916 942,769 2,486,645 3,429,414 00 3,650,331 3,650,3312004 00 215,718 215,718 1,015,926 2,616,622 3,632,548 00 3,848,266 3,848,2662005 00 226,224 226,224 1,128,262 2,736,876 3,865,138 00 4,091,362 4,091,3622006 00 217,055 217,055 1,287,391 2,915,460 4,202,852 00 4,419,907 4,419,9072007 00 101,981 101,981 1,554,238 3,112,035 4,666,273 00 4,768,254 4,768,254

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



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

Cuadro Nº 8-2 PROPUESTA OSINERGMIN AREA DE DEMANDA 7

Variables explicativas – Información histórica

AÑO TASA DE TASA DE TASA DE(Mio. S/.) CRECIM. (%) CLIENTES CRECIM. (%) HABITANTES CRECIM. (%)

1996 50,490 0.00% 601,055 0.00% 6,780,406 0.00%1997 54,293 7.53% 635,148 5.67% 6,917,104 2.02%1998 53,548 -1.37% 659,059 3.76% 7,056,559 2.02%1999 53,416 -0.25% 673,131 2.14% 7,198,824 2.02%2000 54,695 2.39% 684,593 1.70% 7,343,958 2.02%2001 56,250 2.84% 697,783 1.93% 7,492,018 2.02%2002 58,410 3.84% 712,380 2.09% 7,643,063 2.02%2003 60,541 3.65% 725,641 1.86% 7,797,153 2.02%2004 63,534 4.94% 742,189 2.28% 7,954,349 2.02%2005 67,781 6.69% 759,319 2.31% 8,114,715 2.02%2006 73,286 8.12% 779,219 2.62% 8,278,314 2.02%2007 80,089 9.28% 799,013 2.54% 8,445,211 2.02%

PBI Regional Número de Clientes Población Regional

8.1.4 Ventas de Energía Usuarios Menores 8.1.4.1 Selección del modelo

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

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


Modelos Econométricos R2

1 VEt = C1 + C2 * PBIt 0.9035 C1 -2.22C2 9.68

2 Ln(VEt) = C1 + C2 * Ln(PBIt) 0.8622 C1 0.01C2 7.91

3 VEt = C1 + C2 * POBt + C3 * PBIt 0.9826 C1 -7.58C2 6.40C3 1.51

4 Ln(VEt) = C1 + C2 * Ln(POBt) + C3 * Ln(PBIt) 0.9736 C1 -6.07C2 6.17C3 -0.23

5 VEt = C1 + C2 * PBIt + C3 * CLIEt 0.9936 C1 -13.64C2 3.07C3 11.28

6 Ln(VEt) = C1 + C2 * Ln(PBIt) + C3 * Ln(CLIEt) 0.9933 C1 -12.59C2 0.34C3 13.28

7 VEt = C1 + C2 * PBIt + C3 * VEt-1 0.9867 C1 -1.48C2 3.05C3 6.67

8 Ln(VEt) = C1 + C2 * Ln(PBIt) + C3 * Ln(VEt-1) 0.9806 C1 0.66C2 2.64C3 6.70

Modelo Estadístico t



Cuadro Nº 8-4

PROPUESTA OSINERGMIN AREA DE DEMANDA 7 Modelos de Tendencia

R2

1 VEt = C1 + C2 * T 0.9752 C1 37.56C2 19.83

2 Ln(Vet) = C1 + C2 * T 0.9735 C1 761.51C2 19.16

3 VEt = C1 + C2 * T + C3 * T^2 0.9791 C1 29.39C2 4.23

C3 1.304 Ln(Vet) = C1 + C2 * T + C3 * T^2 0.9756 C1 552.46

C2 5.92C3 -0.88

Modelo Estadístico t

De acuerdo a los criterios teóricos, se optó por seleccionar el modelo 5 de los econométricos, que relaciona la variable ventas de energía con los clientes y el PBI regional, y el modelo 3 de los de tendencia, los cuales corresponden a los siguientes estadísticos:

Cuadro Nº 8-5 PROPUESTA OSINERGMIN AREA DE DEMANDA 7 Eficiencia del Modelo econométrico seleccionado

Dependent Variable: VENTAS

Sample: 1996 2007 Included observations: 12

Variable Coefficient Std. Error t-Statistic Prob.

C -4324682 316946.4 -13.64484 0 PBI 17.08428 5.556764 3.074502 0.0133

CLIE 9.609424 0.851656 11.28322 0 R-squared 0.993629 F-statistic 701.7802

Adjusted R-squared 0.992213 Prob(F-statistic) 0 Durbin-Watson stat 2.615808

Cuadro Nº 8-6 PROPUESTA OSINERGMIN AREA DE DEMANDA 7 Eficiencia del Modelo de tendencia seleccionado

Dependent Variable: VENTAS

Sample: 1996 2007

Included observations: 12


C 2486730 84623.28 29.38589 0.00000

@TREND^2 4057.518 3132.764 1.295188 0.22750

@TREND 151462.5 35764.76 4.234965 0.00220



R-squared 0.979093 F-statistic 210.7386

Adjusted R-squared 0.974447 Prob(F-statistic) 0

Durbin-Watson stat 1.058794

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

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

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


Proyección de Ventas de Energía de Usuarios Menores AÑO TOTAL TOTAL

VENTAS (AT) MT BT MT+BT VENTAS (AT+ MT+BT)2008 00 1,681,459 3,373,843 5,055,302 5,055,3022009 00 1,767,550 3,546,584 5,314,134 5,314,1342010 00 1,856,811 3,725,687 5,582,498 5,582,4982011 00 1,949,280 3,911,226 5,860,506 5,860,5062012 00 2,050,517 4,114,357 6,164,875 6,164,8752013 00 2,151,754 4,317,489 6,469,243 6,469,2432014 00 2,252,991 4,520,621 6,773,612 6,773,6122015 00 2,354,228 4,723,752 7,077,980 7,077,9802016 00 2,455,465 4,926,884 7,382,349 7,382,3492017 00 2,556,702 5,130,015 7,686,717 7,686,7172018 00 2,657,939 5,333,147 7,991,086 7,991,086

TASA PROMEDIO (%) : 4.69%

NIVEL DE TENSIÓN: MT+BT(1)

8.1.5 Ventas de Energía Usuarios Mayores De acuerdo a la Norma TARIFAS, la proyección de estos usuarios debe ser efectuada por los propios clientes libres en base a las encuestas que realicen las titulares del área de demanda. Para el caso del Área de Demanda 7, las empresas no presentas las proyecciones de los clientes libres, por lo cual, el consumo del año 2007 se considera constante.

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

En el caso del Área de Demanda 7 no existen cargas adicionales, sólo incrementos de demanda en 6 usuarios mayores (CL0224, CL0262, CL0371,



CL0044, CL0303 y CL0040). Se desestima el incremento de demanda del cliente Productos Tissue (CL0197) debido a que la demanda proyectada duplica para el año 2008 la demanda del año 2007 siendo que los registros disponibles en OSINERGMIN no muestran tal incremento para el año 2008.


Demandas Adicionales SET Tensión

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

SANTA ANITA 22.9 TEJIDOS SAN JACINTO 7.44 7.50 7.50 7.50 7.50 7.50 7.50 7.50 7.50 7.50 7.50

SANTA ANITA 10 CREDISA TRUTEX (LIMA) (10) 3.55 3.59 3.75 3.76 3.86 3.88 3.89 4.04 4.07 4.17 4.19

HUACHIPA 10 COMPAÑÍA CERVECERA AMBEV PERÚ

4.71 4.13 4.34 4.56 4.78 5.02 5.28 5.54 5.82 6.11 6.41

PRADERAS 22.9 CERÁMICA SAN LORENZO 3.80 3.80 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80

LURIN 22.9 OPP FILM 6.50 6.50 6.50 6.50 6.50 6.50 6.50 6.50 6.50 6.50 6.50

MONTERRICO 22.9 CENTROS COMERCIALES DEL PERÚ

12.0 13.5 15.0 16.5 18.0 19.5 20.0 20.5 21.0 21.5 22.0

Luego de efectuar la integración de la proyección de las demandas de Usuarios Menores, Usuarios Mayores y Demandas Adicionales, según el procedimiento establecido en la NORMA TARIFAS, se obtiene la siguiente proyección de la demanda correspondiente al Área de Demanda 7:


Proyección de la Demanda (MWh) Año Demanda Tasa Anual

MWh % 2007 6 517 045,3 2008 6 838 734,7 4,9% 2009 7 121 426,4 4,1% 2010 7 425 942,2 4,3% 2011 7 732 551,2 4,1% 2012 8 068 416,2 4,3% 2013 8 403 703,4 4,2% 2014 8 735 420,2 3,9% 2015 9 068 265,0 3,8% 2016 9 400 283,2 3,7% 2017 9 732 891,0 3,5% 2018 10 064 973,1 3,4%

Tasa Promedio 4,03%



8.2 Sistema Eléctrico a Remunerar (SER) OSINERGMIN ha procedido a determinar el SER del área de demanda 7, en base a la mejor información disponible debido a que:

• Las titulares, en el estudio de planeamiento presentado, no consideran a todas las instalaciones de SST y/o SCT que alimentan la misma área de demanda, según lo establece el numeral 12.2 de la NORMA TARIFAS.

• Luz del Sur, en la evaluación de alternativas, aplica incorrectamente el cálculo del valor presente del COyM, aplicando el porcentaje al valor presente de la Inversión.

• Luz del Sur propone en su propuesta módulos diferentes a los módulos estándares aprobados, por lo que no cumple los criterios específicos estipulados (Articulo 13) y en las consideraciones para los estudios de planeamiento (Articulo 14) de la NORMA TARIFAS.

• Luz del Sur, no sustenta el dimensionamiento de los nuevos elementos en 138 kV considerados en la alternativa propuesta, que conforman el SER.

• Edecañete en su plan de inversiones asigna incorrectamente el ingreso de nuevas instalaciones e incluye nuevos transformadores sin sustento alguno.

Por las razones expuestas, OSINERGMIN, ha procedido a determinar el SER del Área de demanda 7, en estricto cumplimiento al marco normativo vigente, según los criterios y análisis que se desarrollan en los párrafos siguientes.

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

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

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

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

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

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



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

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

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

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

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

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

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

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

- Para la operación del sistema de transmisión se ha considerado el criterio N-1, para ciudades con demandas superiores a los 30 MW. Este criterio se ha considerado a partir del año 2010, a fin que en el presente año se prioricen las inversiones para la expansión de la red de transmisión necesarias para atender el crecimiento de la demanda. Para el efecto, se evaluó el comportamiento de los distintos componentes del sistema en condiciones de operación normal y en contingencia, verificando el cumplimiento de las normas técnicas de calidad y seguridad, vigentes.

8.2.3 Metodología de Planeamiento

DIAGNÓSTICO DE LA SITUACIÓN ACTUAL

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

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

Mediante un análisis de flujo de potencia para el año 2008 y 2018 se establecieron las necesidades de cambio de la sección de conductores en las



líneas de transmisión existentes y expansión de la transmisión eléctrica mediante nuevas líneas. Con los resultados del mismo análisis de flujo de potencia se determina los niveles de sobrecarga en los transformadores.

ANÁLISIS DE ALTERNATIVAS

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

SELECCIÓN DE LA ALTERNATIVA ÓPTIMA

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

8.2.4 Instalaciones del SST Según la información reportada por las titulares de transmisión y validada con la información disponible por OSINERGMIN, las instalaciones del SST del Área de Demanda 7, al 23 de julio de 2006, son las que figuran en el Anexo D del presente informe.

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

• Sobrecargas en las líneas de transmisión Las líneas que resultan sobrecargadas en el año 2018, son las siguientes:

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

Lne Balnearios-Limatambo_L629 BAL60 LIMA60 Cable 1 4.71 60 0.530 155.30Lne Balnearios-Limatambo_L630 BAL60 LIMA60 Cable 1 4.71 60 0.530 155.30Lne Balnearios-Neyra_L631 BAL60 NEYRA60 Línea Aérea 1 3.29 60 0.662 151.92Lne Balnearios-Neyra_L632 NEYRA60 BAL60 Línea Aérea 1 3.29 60 0.662 151.92Lne Balnearios-Salamanca_L663 BAL60 SALAM60 Línea Aérea 1 4.46 60 0.662 164.68Lne Huampani-Nana_L6544 NANA HUAMP60 Línea Aérea 1 7.88 60 0.540 130.89Lne SRosaN-SRosaV_L702 SROSAV60A SROSN60A Cable 1 0.30 60 0.656 161.60Lne SRosaN-SRosaV_L705 SROSN60A SROSAV60A Cable 1 0.30 60 0.880 159.52Lne SanJuan-Balnearios_L2012 BAL220 SJNLS220 Línea Aérea 1 9.76 220 0.860 136.75Lne SanJuan-Balnearios_L2013 BAL220 SJNLS220 Línea Aérea 1 9.76 220 0.860 136.75Lne XBarranco1-Balnearios_L637C XBarranco1 BAL60 Cable 1 0.34 60 0.342 122.65Lne XBarranco2-Balnearios_L638C XBarranco2 BAL60 Cable 1 0.34 60 0.342 122.65lne DervMont611_Monterrico Derv_Mont611 MRICO60 Línea Aérea 1 1.83 60 0.662 113.84lne DervPuente610_Puente Derv_Puente610 PUENT60 Línea Aérea 1 0.03 60 0.770 149.82lne DervSAnit657_Huanchipa Derv_SAnit657 HCHIP60 Línea Aérea 1 3.81 60 0.363 207.81lne DervSAnit658_SantaAnita Derv_SAnit658 SANIT60 Línea Aérea 1 4.44 60 0.662 104.03lne DervVilla619_VillaSalvador Derv_Villa619 VSALV60 Línea Aérea 1 0.04 60 0.662 118.29lne SanBartolo_DervSBart SBART60 Derv_SBart Línea Aérea 1 26.50 60 0.363 123.41lne SantaRosaN_XSRosaL609 SROSN60A X_SRosaL609 Cable 1 0.73 60 0.510 158.99lne SantaRosaN_XSRosaL610 SROSN60A X_SRosaL610 Cable 1 0.73 60 0.510 158.27lne Sjuan_DervVilla619 SJUAN60 Derv_Villa619 Línea Aérea 1 6.75 60 0.662 118.29lne StaRosa_XSAnit657 SROSAV60A X_SAnit657 Línea Aérea 1 3.34 60 0.662 113.96lne StaRosa_XSAnit658 SROSAV60A X_SAnit658 Línea Aérea 1 3.72 60 0.662 103.97lne XSAnit657_DervSAnit657 X_SAnit657 Derv_SAnit657 Línea Aérea 1 4.42 60 0.390 193.39lne XSAnit658_DervSAnit658 X_SAnit658 Derv_SAnit658 Línea Aérea 1 4.04 60 0.390 176.45lne XSantaRosaL609_DervPuente609 X_SRosaL609 Derv_Puente609 Línea Aérea 1 6.35 60 0.770 105.37lne XSantaRosaL610_DervPuente610 X_SRosaL610 Derv_Puente610 Línea Aérea 1 6.35 60 0.770 104.89



• Sobrecarga en Transformadores Los transformadores de tres arrollamientos que presentarían sobrecarga en el año 2018, son los siguientes:

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

tr3 Chorrillos CHORR60 CHORR22.9 CHORR10 25 25 15 120.93 29.22 137.43tr3 Ingenieros_1 INGEN60 INGEN23 INGEN10 40 40 40 140.99 15.27 107.74tr3 bal_2671 BAL220 BAL60 BAL10A 120 120 40 194.60 194.40 0.00tr3 bal_2672 BAL220 BAL60 BAL10B 180 180 60 191.52 191.33 0.00tr3 bal_2673 BAL220 BAL60 BAL10C 120 120 40 195.27 195.07 0.00tr3 bal_801 BAL60 BAL23 BAL10 40 40 40 135.99 0.00 129.25tr3 bujama BUJAM60 BUJAM22.9 BUJAM10 25 25 25 103.86 68.88 30.63tr3 galv_802 GALV60 GALV23 GALV10 40 40 40 146.27 0.00 134.73tr3 hchip_802 HCHIP60 HCHIP23 HCHIP10 25 25 25 141.18 0.00 123.11tr3 lima_801 LIMA60 LIMA23A LIMA10B 40 40 40 150.72 0.00 135.90tr3 lurin LURI60 LURIN22.9 LURI10 25 25 25 216.75 25.67 163.57tr3 mrico_8001 MRICO60 MRICO23 MRICO10 40 30 20 179.77 93.69 173.37tr3 nana_8001 NANA NANA23 NANA10 25 25 25 158.96 0.00 142.84tr3 prade_8001 PRAD60 PRADE23 PRADE10 25 25 10 109.45 73.58 59.99tr3 prim_801 NEYRA60 NEYRA23 NEYRA10 40 40 40 143.50 0.00 127.99tr3 salam_802 SALAM60B SALA23 SALA10A 40 40 40 143.64 0.00 124.70tr3 sanit_8001 SANIT60 SANIT23 SANIT10 40 30 20 101.79 73.39 68.91tr3 sisid_8001 SISID60A SISID23 SISDR10 40 40 40 143.65 20.95 104.38tr3 sjuan SJUAN60 SJUAN23 SJUAN10 40 40 40 115.57 0.00 106.06tr3 snj_2671 SJNLS220 SJUAN60 SJN10A 120 120 40 144.47 147.75 0.00tr3 snj_2672 SJNLS220 SJUAN60 SJN10B 120 120 40 143.02 146.27 0.00tr3 sro_2671 ROSA220 SROSN60A ROSA10C 120 120 40 184.04 183.86 0.00tr3 sro_2672 ROSA220 SROSN60A ROSA10D 120 120 40 184.04 183.86 0.00

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

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

tr2 bal_802 BAL60 EMUSA10 25 180.655tr2 barr_801 BARR60 BARR10A 25 164.858tr2 barr_802 BARR60 BARR10 25 172.677tr2 cant_61 CAÑET60 CAÑET10 17.2 126.044tr2 chorr_801 CHORR60 CHORR10 25 162.392tr2 cieneg_801 PLAN60 CIEN10 17.2 175.571tr2 ep_801 BAL60 EP10 25 149.191tr2 galv_801 GALV60 GALV10A 25 192.101tr2 lima_802 LIMA60 LIMA10 25 202.744tr2 moy_673 MOYOP60 MOYO3 30 107.143tr2 pacha_801 PACHA60 PACHA10 25 113.390tr2 planic_801 PLAN60 PLAN10 25 140.713tr2 prim_802 NEYRA60 NEYRA10B 25 183.023tr2 prim_803 NEYRA60 NEYRA10A 25 183.023tr2 puente_801 PUENT60 PUEN10A 40 152.715tr2 puente_802 PUENT60 PUEN10B 25 171.473tr2 puente_803 PUENT60 PUEN10C 25 171.473tr2 salam_801 SALAM60 SALA10 25 201.629tr2 sisid_801 SISID60B SISID10 40 145.526tr2 vmaria_801 VMAR60 VMAR10A 25 171.753tr2 vmaria_802N VMAR60 VMAR10 25 171.753tr2 vsalv_801 VSALV60 VSALV10 25 112.861tr2 vsalv_802 VSALV60 VSALV10 25 113.189



8.2.5 Instalaciones del SCT Sobre la base del diagnóstico del sistema eléctrico actual y de acuerdo a la evolución de la demanda eléctrica en el Área de Demanda 6, se ha efectuado el planeamiento de la expansión de la red de transmisión para un horizonte de análisis de 10 años, obteniéndose como solución al año 2018 la siguiente:

• Nueva subestación Industriales 220/60/10 kV y su enlace en 220 kV a la línea de transmisión San Juan – Santa Rosa. Con esta nueva subestación se alimentará a las subestaciones de Puente, Ingenieros y Monterrico. Asimismo, tendrá que estar equipada para recibir el suministro de energía desde el sistema de 500 kV, con lo cual esta nueva subestación se convertirá en el punto principal de suministro eléctrico.

• Nueva subestación Limatambo 220/60/10 kV y sus enlaces en 220 kV a las subestaciones de Industriales y Balnearios. Desde esta instalación se inyectará un gran bloque de potencia a la zona de San Isidro y la nueva subestación de Corpac.

• Nueva subestación de Corpac 60/10 kV con el objeto de descongestionar la distribución en la zona de San Isidro.

• Se inyecta energía de la C.H. Moyopampa en la SE Huachipa, para lo cual se recorta la línea de transmisión 60 kV Moyopampa – Santa Rosa

• Ampliación de la capacidad transformativa 220/60 kV y 60/10 kV

• Reforzamiento de enlaces en 60 kV

Para la definición de la solución al año 2018, se evaluó bajo el criterio de mínimo costo, dos alternativas de desarrollo de la transmisión en el Área de Demanda 7

Alternativa 1: desarrollo de los sistemas eléctricos al de 60 kV, tal como se ha descrito en líneas arriba.

Alternativa 2: desarrollo de los sistemas eléctricos con la misma topología del desarrollo en 60 kV, pero con un equipamiento en 138 kV.

Ambas alternativas involucran una operación, en MT, con barras separadas; con el objeto de no superar los 35 kA en su nivel de cortocircuito.

El resultado de esta evaluación se muestra en el siguiente cuadro:

Total OYM PERDIDAS Costo Total MAT AT MAT/AT AT/MT Inversión US$Alternativa 1 17,544,486 16,119,533 13,861,367 6,562,908 54,088,294 11,915,432 59,263,362 125,267,088Alternativa 2 41,846,092 2,574,021 6,126,569 10,640,077 61,186,759 12,755,089 59,499,408 133,441,256

Transmisión TransformaciónCostos de Inversión (Valor Presente) Costos de Explotación

Definido el desarrollo al año 2018, se procedió a establecer el Plan de Inversiones para los cuatro años considerados en la presente regulación, el cual se resume a continuación:

Año 1

• Ampliación de la capacidad transformativa 60/10 kV en la SE Lurín • Ampliación de la capacidad transformativa 220/60 kV en la SE Balnearios



• Instalación de dos bancos de condensadores en la barra de 60 kV de la SE Santa Rosa

Año 2

• Nueva subestación Industriales 220/60/10 kV y su enlace 220 kV con la línea de transmisión San Juan – Santa Rosa. Traslado de la subestación Puente a la barra en 60 kV de esta nueva subestación

• Nueva subestación Limatambo 220/60/10 kV y su enlace en 220 kV con las subestaciones de Balnearios e Industriales. Conexión en 60 kV con las subestaciones de Limatambo y San isidro

• Nueva subestación Corpac 60/10 kV y su enlace en 60 kV con la subestación San Isidro. Traslado de carga de las subestaciones de San Isidro, Limatambo y Neyra.

• Reemplazo de un transformador de la SE Salamanca por otro de mayor capacidad.

• Ampliación de la capacidad transformativa 60/10 kV de la subestación Monterrico • Reforzamiento del enlace 60 kV, entre las subestaciones de Huacipa y Santa

Anita • Ingreso a la barra de 60 kV en la SE Huachipa de la C.H. de Moyopampa, para lo

cual se recorta la línea 60 kV Moyopampa – Santa Rosa. • Se refuerza el enlace 60 kV Santa Rosa – Gálvez • Se refuerza el enlace 60 kV San Juan – Chorrillos y se amplía la capacidad

transformativa 60 /10 kV de la SE Chorrillos • Ampliación de la capacidad transformativa 60/10 kV de la SE Villa María • Se modifica la configuración de barras en 60 kV de la SE La Pradera para

poderse hacer un ingreso y salida de la línea de transmisión. Asimismo, un reforzamiento de los tramos de línea en 60 kV entre esta subestación y la SE Villa el Salvador.

• Nuevo enlace en 60 kV entre las subestaciones de Chilca y San Bartola; quedando la Se bujama conectada directamente a la barra de 60 kV de la SE Chilca

Año 3

• Reemplazo del transformador en la SE Ñaña por otro de mayor capacidad • Reforzamiento del enlace en 60 kV entre las subestaciones de Santa Anita –

Santa Rosa • Ampliación de la capacidad transformativa 60/10 kV de la SE Gálvez • Ampliación de la capacidad transformativa 60/10 kV de la SE Barranco

Año 4

• Ampliación de la capacidad transformativa 220/60 kV de la SE Industriales • Ingreso de energía del sistema 500 kV en la SE Industriales

Como resultado, las instalaciones del SCT que OSINERGMIN ha considerado conforman el Plan de Inversiones para el Área de Demanda 7, son las que se resumen en los siguientes cuadros. Por excepción (Tercera Disposición Transitoria de D.S. 027-2007-EM), el primer Plan de Inversiones se inicia a partir del 24 de julio de 2006, fecha que entró en vigencia la Ley N° 28832:




SCT (Miles US$) TITULAR 1: LUZ DEL SUR

Monto de Año Instalación Elemento Inversión

Miles de US$

2007 SET AT/MT SALAMANCA Transformador de Potencia - tr3 salam_802 821,99 2007 SET AT/MT SALAMANCA Celda de Transformador - tr3 salam_802 48,15 2007 SET AT/MT LURIN Celda de Transformador - tr3 lurin 48,15 2007 SET AT/MT LURIN Transformador de Potencia- tr3 lurin 711,88 2007 SET AT/MT SAN BARTOLO Celda de Transformador - tr2 sbart_802 32,56 2007 SET AT/MT SAN BARTOLO Transformador de Potencia - tr2 sbart_802 402,62 2007 SET AT/MT SAN BARTOLO Celda de Transformador - tr2 sbart_802 121,81 2007 SET AT/MT SAN ISIDRO Transformador de Potencia - tr2 sisid_801 691,45 2007 SET AT/MT SAN ISIDRO Transformador de Potencia- tr3 sisid_8001 821,99 2007 SET AT/MT HUACHIPA Celda de Transformador - tr3 hchip_802 121,81 2007 SET AT/MT HUACHIPA Celda de Transformador - tr3 hchip_802 48,15 2007 SET AT/MT HUACHIPA Celda de Transformador- tr3 hchip_802 32,56 2007 SET AT/MT HUACHIPA Transformador de Potencia- tr3 hchip_802 711,88 2007 SET AT/MT NEYRA Transformador de Potencia - tr3 prim_801 821,99 2007 SET AT/MT NEYRA Celda de Transformador - tr3 prim_801 48,15 2007 SET AT/MT LIMATAMBO Transformador de Potencia - tr2 lima_802 599,04 2007 SET AT/MT LIMATAMBO Transformador de Potencia - tr3 lima_801 821,99 2007 SET AT/MT LIMATAMBO Transformador de Potencia - tr3 lima_803 821,99 2007 SET AT/MT SANTA ANITA Celda de Transformador - tr2 sanit10 35,46 2007 SET AT/MT SANTA ANITA Transformador de Potencia - tr2 sanit10 599,04 2007 SET AT/MT SANTA ANITA Celda de Transformador - tr2 sanit10 121,81 2007 SET AT/MT VILLA EL SALVADOR Celda de Transformador - tr2 vsalv_802 35,46 2007 SET AT/MT VILLA EL SALVADOR Transformador de Potencia - tr2 vsalv_802 599,04 2007 SET AT/MT VILLA EL SALVADOR Celda de Transformador - tr2 vsalv_802 121,81 2007 SET AT/MT PACHACAMAC Transformador de Potencia - tr2 pacha_801 599,04 2007 SET MAT/AT SANTA ROSA Transformador de Potencia - tr3 sro_2672 2 902,46 2007 SET MAT/AT CHILCA Celda de Transformador - tr3 Chilca_LdSur_TR1 247,86 2007 SET MAT/AT CHILCA Celda de Transformador - tr3 Chilca_LdSur_TR1 207,82 2007 SET MAT/AT CHILCA Celda de Transformador - tr3 Chilca_LdSur_TR1 33,44 2007 SET MAT/AT CHILCA Celda de Línea - Lne SetChilca_Sbarto_a 225,67 2007 SET MAT/AT CHILCA Celda de Línea - Lne SETChilca-Bujama 225,67 2007 SET MAT/AT CHILCA Transformador de Potencia - tr3 Chilca_LdSur_TR1 2 589,72 2007 SET MAT/AT CHILCA Celda de Línea - lne ChilaREP_ChilcaLDS 310,79 2007 SET MAT/AT SAN JUAN Transformador de Potencia - tr3 sjuan 844,06 2007 SET MAT/AT SAN JUAN Celda de Transformador - tr3 sjuan 49,44 2007 SET MAT/AT BALNEARIOS Celda de Transformador - tr3 bal_801 40,67 2007 SET MAT/AT BALNEARIOS Transformador de Potencia - tr3 bal_801 844,06 2007 SET MAT/AT BALNEARIOS Transformador de Potencia - tr3 bal_2672 3 270,18




Miles de US$

2009 SET AT/MT LURIN Celda de Transformador- tr2 sbart_802 121,81 2009 SET AT/MT LURIN Celda de Transformador- tr2 sbart_802 32,56 2009 SET MAT/AT BALNEARIOS Celda de Transformador - tr3 csl_bal_2674 324,51 2009 SET MAT/AT BALNEARIOS Celda de Transformador - tr3 csl_bal_2674 143,26 2009 SET MAT/AT BALNEARIOS Celda de Transformador - tr3 csl_bal_2674 33,44 2009 SET MAT/AT BALNEARIOS Transformador de Potencia - tr3 csl_bal_2674 3 270,18 2010 SET AT/MT CHORRILLOS Transformador de Potencia - tr2 csl_chorr 691,45 2010 SET AT/MT SALAMANCA Transformador de Potencia - tr2 csl_salam 691,45 2010 SET AT/MT VILLA MARIA Transformador de Potencia - tr2 csl_vmaria 691,45 2010 SET AT/MT CORPAC Celda de Línea - Lne csl_SanIsidro-Neyra_L635a 332,97 2010 SET AT/MT CORPAC Celda de Transformador- tr2 csl_Corpac_2 306,62 2010 SET AT/MT CORPAC Celda de Transformador- tr2 csl_Corpac_1 49,34 2010 SET AT/MT CORPAC Celda de Transformador- tr2 csl_Corpac_2 49,34 2010 SET AT/MT CORPAC Celda de Línea - Lne csl_SanIsidro-Neyra_L635b 332,97 2010 SET AT/MT CORPAC Celda de Línea - Lne csl_Neyra-Corpac 332,97 2010 SET AT/MT CORPAC Celda de Línea - Lne csl_San Isidro-Corpac 332,97 2010 SET AT/MT CORPAC Transformador de Potencia - tr2 csl_Corpac_1 1 047,59 2010 SET AT/MT CORPAC Transformador de Potencia - tr2 csl_Corpac_2 1 047,59 2010 SET AT/MT CORPAC Celda de Transformador- tr2 csl_Corpac_1 306,62 2010 SET AT/MT MONTERRICO Celda de Transformador - tr2 vmaria_801 32,56 2010 SET AT/MT MONTERRICO Celda de Transformador - tr2 vmaria_801 124,03 2010 SET AT/MT SAN BARTOLO Celda de Línea - Lne csl_Chilca-SanBartolo 148,08 2010 SET AT/MT SAN ISIDRO Celda de Línea - Lne csl_San Isidro-Corpac 139,52 2010 SET AT/MT NEYRA Celda de Línea - Lne csl_Neyra-Corpac 139,52 2010 SET MAT/AT INDUSTRIALES Celda de Línea - Lne csl_Industriales-Puente_1 722,40 2010 SET MAT/AT INDUSTRIALES Celda de Transformador-tr3 csl_Industriales_1 1 562,83 2010 SET MAT/AT INDUSTRIALES Celda de Transformador-tr3 csl_Industriales_1 691,94 2010 SET MAT/AT INDUSTRIALES Celda de Transformador-tr3 csl_Industriales_1 38,52 2010 SET MAT/AT INDUSTRIALES Celda de Línea - Lne csl_Industriales-Puente_2 722,40 2010 SET MAT/AT INDUSTRIALES Celda de Línea - Lne csl_SJuan-Industriales_1 1 664,73 2010 SET MAT/AT INDUSTRIALES Celda de Línea - Lne csl_SJuan-Industriales_2 1 664,73 2010 SET MAT/AT INDUSTRIALES Celda de Línea - Lne csl_Industriales-SantaRosa_1 1 664,73 2010 SET MAT/AT INDUSTRIALES Celda de Línea - Lne csl_Industriales-SantaRosa_2 1 664,73 2010 SET MAT/AT INDUSTRIALES Celda de Línea - lne DervPuente609_DervInge609 722,40 2010 SET MAT/AT INDUSTRIALES Transformador de Potencia-tr3 csl_Industriales_1 3 343,23 2010 SET MAT/AT INDUSTRIALES Celda de Línea - lne DervPuente610_DervInge610 722,40 2010 SET MAT/AT INDUSTRIALES Celda de Línea - Lne csl_Industriales-Limatambo 1 664,73 2010 SET MAT/AT N. LIMATAMBO Celda de Línea - Lne csl_Limatambo-Balnearios 1 778,82 2010 SET MAT/AT N. LIMATAMBO Celda de Transformador- tr3 csl_Limatambo 701,24 2010 SET MAT/AT N. LIMATAMBO Celda de Transformador- tr3 csl_Limatambo 39,04 2010 SET MAT/AT N. LIMATAMBO Celda de Transformador - tr3 bal_2673 1 669,94 2010 SET MAT/AT N. LIMATAMBO Celda de Transformador - tr3 bal_2673 701,24




Miles de US$

2010 SET MAT/AT N. LIMATAMBO Celda de Línea - Lne csl_Industriales-Limatambo 1 778,82 2010 SET MAT/AT N. LIMATAMBO Celda de Transformador - tr3 bal_2673 39,04

2010 SET MAT/AT N. LIMATAMBO Celda de Línea - Lne csl_Limatambo-SanIsidro_L633 732,11

2010 SET MAT/AT N. LIMATAMBO Celda de Línea - Lne csl_Limatambo-SanIsidro_L634 732,11

2010 SET MAT/AT N. LIMATAMBO Celda de Línea - Lne csl_Limatambo-Lima_A 732,11 2010 SET MAT/AT N. LIMATAMBO Celda de Línea - Lne csl_Limatambo-Lima_B 732,11 2010 SET MAT/AT N. LIMATAMBO Transformador de Potencia - tr3 csl_Limatambo 3 388,17 2010 SET MAT/AT N. LIMATAMBO Celda de Transformador- tr3 csl_Limatambo 1 669,94 2010 SET MAT/AT CHILCA Celda de Línea - Lne csl_Chilca-SanBartolo 225,67 2010 SET MAT/AT BALNEARIOS Celda de Línea - Lne csl_Limatambo-Balnearios 917,95 2011 SET AT/MT GALVEZ Celda de Transformador - tr2 csl_galv_801 32,74 2011 SET AT/MT GALVEZ Transformador de Potencia - tr2 csl_galv_801 695,16 2011 SET AT/MT GALVEZ Celda de Transformador - tr2 csl_galv_801 140,27 2011 SET AT/MT BARRANCO Celda de Transformador -tr2 salam_801 32,56 2011 SET AT/MT BARRANCO Celda de Transformador -tr2 salam_801 121,81 2011 SET AT/MT ÑAÑA Transformador de Potencia - tr3 csl_nana 821,99 2012 SET MAT/AT INDUSTRIALES Celda de Transformador - tr3 snj_2672 1 518,41 2012 SET MAT/AT INDUSTRIALES Celda de Transformador - tr3 snj_2672 681,17 2012 SET MAT/AT INDUSTRIALES Celda de Transformador - tr3 snj_2672 37,92 2012 SET MAT/AT SAN JUAN Transformador de Potencia - tr3 csl_snj 3 270,18 2007 CHILCA_REP - CHILCA_LDS lne ChilaREP_ChilcaLDS 25,23

2010 DERIV. LAS PRADERAS 621 - LAS PRADERAS Lne csl_DerivPrade621_LasPraderas 15,36

2010 DERIV. LAS PRADERAS 624 - LAS PRADERAS Lne csl_DerivPrade624_LasPraderas 15,36

2010 GALVEZ - SANTA ROSA NUEVA (L627) Lne csl_Galvez-StaRosa_L627 3 119,37

2010 GALVEZ - SANTA ROSA NUEVA (L628) Lne csl_Galvez-StaRosa_L628 3 129,19

2010 N. LIMATAMBO - SAN ISIDRO (L633) Lne csl_Limatambo-SanIsidro_L633 2 196,05

2010 N. LIMATAMBO - SAN ISIDRO (L634) Lne csl_Limatambo-SanIsidro_L634 2 196,05

2010 N. LIMATAMBO - LIMATAMBO (L1) Lne csl_Limatambo-Lima_A 389,56 2010 N. LIMATAMBO - LIMATAMBO (L2) Lne csl_Limatambo-Lima_B 389,56 2010 X_BARRANCO 1 - BALNEARIOS Lne csl_XBarranco1-Balnearios_L637C 238,55 2010 X_BARRANCO 2 - BALNEARIOS Lne csl_XBarranco2-Balnearios_L638C 238,55

2010 X_SANTA ANITA 657 - DERIV. SANTA ANITA 657 lne csl_XSAnit657_DervSAnit657 290,67

2010 X_SANTA ANITA 658 - DERIV. SANTA ANITA 658 lne csl_XSAnit658_DervSAnit658 265,17

2010 INDUSTRIALES - PUENTE (L1) Lne csl_Industriales-Puente_1 456,05 2010 INDUSTRIALES - PUENTE (L2) Lne csl_Industriales-Puente_2 456,05 2010 NEYRA - CORPAC (L1) Lne csl_SanIsidro-Neyra_L635a 1 375,16 2010 NEYRA - CORPAC (L2) Lne csl_Neyra-Corpac 1 375,16




Miles de US$

2010 SAN ISIDRO - CORPAC (L1) Lne csl_SanIsidro-Neyra_L635b 1 403,23 2010 SAN ISIDRO - CORPAC (L2) Lne csl_San Isidro-Corpac 1 403,23

2010 DERIV. PACHACAMAC 621 - DERIV. LURIN lne csl_DervPacha621_DerivLurin 455,40

2010 DERIV. SANTA ANITA 657 - HUACHIPA lne csl_DervSAnit657_Huanchipa 250,37

2010 DERIV. SANTA ANITA 659 - HUACHIPA lne csl_DervSAnit659_Huachipa 250,37

2010 SAN JUAN - CHORRILLOS (L1) lne csl_Sjuan_Chorr_81 420,57 2010 SAN JUAN - CHORRILLOS (L2) lne csl_Sjuan_Chorr_82 420,57 2010 CHILCA - SAN BARTOLO Lne csl_Chilca-SanBartolo 2 380,82 2010 N. LIMATAMBO - BALNEARIOS Lne csl_Limatambo-Balnearios 1 057,15 2010 INDUSTRIALES - N. LIMATAMBO Lne csl_Industriales-Limatambo 1 127,62

2011 X_LAS PRADERAS 1 - DERIV. LAS PRADERAS 625 lne csl_XPrade1_DerivPrade621 231,53

2011 X_LAS PRADERAS 2 - DERIV. LAS PRADERAS 624 lne csl_XPrade2_DerivPrade624 231,53

TITULAR 2: REP


Miles de US$

2007 Lima Sur Celda SET MAT/AT CHILCA 310,79

TITULAR 3: EDEGEL


Miles de US$

2010 Lima Sur Celda SET AT/MT HUACHIPA 148,08

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

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


Costo de Inversión por año de SCT (Miles US$)

Año LUZ DEL SUR EDECAÑETE EDEGEL REP Total general



2007 21 656,89 - - 310,79 21 967,68

2008 - - - - -

2009 3 925,76 - - - 3 925,76

2010 64 800,27 - 148,08 - 64 948,35

2011 2 307,59 - - - 2 307,59

2012 5 507,67 - - - 5 507,67

2013 - - - - -

Los costos anuales de operación y mantenimiento, correspondientes al SCT del Área de Demanda 7, de la PROPUESTA OSINERGMIN, son los que se muestran en el siguiente cuadro:


Costo de Operación y Mantenimiento anual del SCT (Miles US$)

Año LUZ DEL SUR EDECAÑETE EDEGEL REP Total general 2007 720,80 - - 10,32 731,11 2008 - - - - - 2009 130,59 - - - 130,59 2010 2 154,30 - 4,92 - 2 159,22 2011 76,87 - - - 76,87 2012 183,00 - - - 183,00 2013 - - - - -

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

8.4.1 Criterios

• De acuerdo al Artículo 19º de la NORMA TARIFAS, los Factores de Pérdidas Medias (en adelante “FPMd”) se emplean exclusivamente para la expansión de los Precios en Barra desde las Barras de Referencia de Generación hasta las correspondientes barras de MAT, AT y MT de los SST o SCT.

Los FPMd son dos:

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

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



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

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

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

Gráfico Nº 1 Esquema ilustrativo de las partes de un Sistema

Eléctrico

• Se emplea la siguiente nomenclatura con respecto:

o Para Demanda:

DMT: Demanda en barras MT DAT: Demanda en barras en AT DMAT: Demanda en barras en MAT

o Para Pérdidas:

pat/mt: pérdidas totales en transformación AT/MT

pat: pérdidas totales en redes AT

pmat/at: pérdidas totales en transformación MAT/AT

o Para Retiros:

Retiro AT/MT: DMT



Retiro AT: Retiro AT/MT + DAT+ pat/mt Retiro MAT/AT: Retiro AT+ pat Retiro MAT: Retiro MAT/AT+ DMAT + pmat

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

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

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

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

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

[ ]PpFPMdP /1+=

Donde:

p = pérdidas medias totales para la carga total P. P = potencia total que se retira de cada parte del sistema eléctrico

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

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

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

[ ].).(1 uppeFPMdP +=

Donde:



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

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

TiPEiFCi

×=

max

Donde:

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

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


Factores de Pérdidas Medias FACTOR VALOR

Factores de Pérdidas Medias en Energía (FPMdE) Acumulado en MAT 1,0041

Factores de Pérdidas Medias en Energía (FPMdE) Acumulado en AT 1,0190

Factores de Pérdidas Medias en Energía (FPMdE) Acumulado en MT 1,0253

Factores de Pérdidas Medias en Potencia (FPMdP) Acumulado en MAT 1,0049

Factores de Pérdidas Medias en Potencia (FPMdP) Acumulado en AT 1,0213

Factores de Pérdidas Medias en Potencia (FPMdP) Acumulado en MT 1,0281

8.5 Peajes y Fórmula de Actualización Conforme al análisis de las respuestas de las titulares a las observaciones formuladas a sus propuestas, se ha detectado que han cometido errores en el cálculo del CMA del SSTD, el CMA del SCT y en la determinación del Peaje.

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



En consecuencia el regulador ha procedido a determinar el CMA, Ingreso Tarifario, Peajes y Fórmulas de Actualización para las instalaciones de SST y SCT que conforman el Área de Demanda 7, con base en los resultados de Valorización de Inversión y COyM arribados en las secciones anteriores y aplicando lo dispuesto en el marco regulatorio vigente.

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

Para ello se emplean los siguientes datos:

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

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

• Proceso de cálculo del CMA SSTD

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

∑⎭⎬⎫

⎩⎨⎧ −×+−

+××

−××= −−−

nnnnnnnnn

tSSTDFPMEPFPMEPPEmPPD

fcFPMGPFPMGPPPBD

CMA1

111, 100

)]()[(87602

)(

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

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

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

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

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

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

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

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

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



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

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

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

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

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

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

• Particularidades del Proceso de Cálculo CMA SSTD

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

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

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

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

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

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

100876021

1

1 )FPMGEFPMGE(xPEmxDfcxx

)FPMGPFPMGP(xPPBxD)IT(PerdidasCMA nnnn

nnnSE,SSTD

−− −+

−=∑

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



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

∑ −−=

ntntnn

tSESSTD

PPxDPeajeCMA

1

,1,,, 100

)(

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

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

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

100)(%

1,,

,,,, ×=

∑=

t

ttSESSTD

tSESSTDtSESSTD

PeajeCMA

PeajeCMAITPérdidasCMAiónparticipac

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

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

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

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

Separación del CMA para clientes Regulados y Libres.

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

Cálculo particular de los Factores de Pérdidas para REP.

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

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

Se calculó por separado y por nivel de tensión los términos de IT y por Peajes del cálculo del CMA SSTD. Los ingresos por diferencia de factores de



pérdidas (IT) son calculados de forma global por sistema eléctrico sin incluir REP (válido para el total de los titulares presentes en el mismo) y luego se prorratean dichos ingresos entre los titulares por NT en función de los ingresos por peajes CMA SSTD de Sistemas Aislados

Debido a que está previsto que se integren al SEIN varios sistemas aislados durante el periodo de vigencia de la fijación tarifaria, se requiere incorporar el CMA correspondiente al SSTD de estos sistemas y dado que la normativa vigente no establece un criterio específico para este caso, se asumió el siguiente criterio: Con base al principio de equidad se ha tenido en cuenta el criterio establecido en el Reglamento de la LCE en el sentido que se debe determinar un monto CMA equivalente para remunerar los SSTD del mismo se ha tomado en cuenta que dicho monto debe ser un monto que refleje el ingreso que la titular por las instalaciones de SSTD al 23 de julio de 2006. Ene se sentido el CMA SSTD a considerar corresponde al monto, en soles, que se estipula en el informe de precios en barra de la última fijación (Informe N° 0193-2008-GART). En el caso particular el Área de Demanda 7 no se incluye ningún sistema aislado en esta modalidad. Finalmente el CMA del SST, por año y por cada una de las partes del sistema eléctrico correspondientes al SER determinado por OSINERGMIN, son los que se muestran a continuación:

Cuadro Nº 8-14

PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 7 CMA SST

(Nuevos Soles) TITULAR Año MAT MAT/AT AT AT/MT Total

EDECAÑETE 2009 - 1 040 396,43 410 545,09 354 882,32 1 805 823,85 EDECAÑETE 2010 - 1 040 396,43 410 545,09 354 882,32 1 805 823,85 EDECAÑETE 2011 - 1 040 396,43 410 545,09 354 882,32 1 805 823,85 EDECAÑETE 2012 - 1 040 396,43 410 545,09 354 882,32 1 805 823,85 EDECAÑETE 2013 - 1 040 396,43 410 545,09 354 882,32 1 805 823,85

EDEGEL 2009 363 016,13 - - - 363 016,13 EDEGEL 2010 363 016,13 - - - 363 016,13 EDEGEL 2011 363 016,13 - - - 363 016,13 EDEGEL 2012 363 016,13 - - - 363 016,13 EDEGEL 2013 363 016,13 - - - 363 016,13

LUZ DEL SUR 2009 3 214 403,08 8 943 343,50 39 595 921,23 16 402 907,14 68 156 574,94 LUZ DEL SUR 2010 3 214 403,08 8 943 343,50 32 221 654,64 16 402 907,14 60 782 308,35 LUZ DEL SUR 2011 3 214 403,08 8 943 343,50 28 536 091,99 16 402 907,14 57 096 745,71 LUZ DEL SUR 2012 3 214 403,08 8 943 343,50 28 536 091,99 16 402 907,14 57 096 745,71 LUZ DEL SUR 2013 3 214 403,08 8 943 343,50 28 536 091,99 16 402 907,14 57 096 745,71

REP 2009 - - - - -



TITULAR Año MAT MAT/AT AT AT/MT Total

REP 2010 - - - - -

REP 2011 - - - - -

REP 2012 - - - - -

REP 2013 - - - - -

TOTAL AREA 7 2009 3 577 419,21 9 983 739,93 40 006 466,32 16 757 789,46 70 325 414,92

TOTAL AREA 7 2010 3 577 419,21 9 983 739,93 32 632 199,73 16 757 789,46 62 951 148,33

TOTAL AREA 7 2011 3 577 419,21 9 983 739,93 28 946 637,09 16 757 789,46 59 265 585,69

TOTAL AREA 7 2012 3 577 419,21 9 983 739,93 28 946 637,09 16 757 789,46 59 265 585,69

TOTAL AREA 7 2013 3 577 419,21 9 983 739,93 28 946 637,09 16 757 789,46 59 265 585,69


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

COyMCICMA tSESSTDNO +=@,,

Donde:

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

COyM : Costo estándar de operación y mantenimiento.

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

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



TITULAR Año MAT MAT/AT AT AT/MT Total (S/.) EDECAÑETE 2009 - - - - -



TITULAR Año MAT MAT/AT AT AT/MT Total (S/.) EDECAÑETE 2010 - - - - - EDECAÑETE 2011 - - - - - EDECAÑETE 2012 - - - - - EDECAÑETE 2013 - - - - -

EDEGEL 2009 - - - - - EDEGEL 2010 - - - - - EDEGEL 2011 - - - - - EDEGEL 2012 - - - - - EDEGEL 2013 - - - - -

LUZ DEL SUR 2009 166 192,11 6 512 832,25 223 133,29 5 864 852,21 12 767 009,87 LUZ DEL SUR 2010 8 012 310,59 13 695 541,80 16 407 201,10 8 564 953,09 46 680 006,57 LUZ DEL SUR 2011 8 012 310,59 13 695 541,80 16 649 474,67 9 530 850,86 47 888 177,91 LUZ DEL SUR 2012 8 012 310,59 16 557 295,73 16 649 474,67 9 551 181,11 50 770 262,11 LUZ DEL SUR 2013 8 012 310,59 16 557 295,73 16 649 474,67 9 551 181,11 50 770 262,11

REP 2009 153 647,45 - - - 153 647,45 REP 2010 153 647,45 - - - 153 647,45 REP 2011 153 647,45 - - - 153 647,45 REP 2012 153 647,45 - - - 153 647,45 REP 2013 153 647,45 - - - 153 647,45

TOTAL SER 2009 319 839,57 6 512 832,25 223 133,29 5 864 852,21 12 920 657,32 TOTAL SER 2010 8 165 958,04 13 695 541,80 16 407 201,10 8 564 953,09 46 833 654,02 TOTAL SER 2011 8 165 958,04 13 695 541,80 16 649 474,67 9 530 850,86 48 041 825,37 TOTAL SER 2012 8 165 958,04 16 557 295,73 16 649 474,67 9 551 181,11 50 923 909,56 TOTAL SER 2013 8 165 958,04 16 557 295,73 16 649 474,67 9 551 181,11 50 923 909,56


NOTA: Valores expresados al 30 de abril de cada año. El dato correspondiente al año 2009 incluye el CMA de las instalaciones implementadas desde el 24 de julio de 2006.

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

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

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

1Flujo1Precio-2Flujo2PrecioPotenciaIT ××=

Donde:



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

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

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

1Flujo1Precio-2Flujo2PrecioEnergíaIT ××=

Donde:

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

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

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

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

En el Área de Demanda 7, no existen barras directamente conectadas para las cuales se hayan fijado Precios en Barra. En consecuencia, esta área de demanda no tiene Ingresos Tarifarios por año correspondientes a los elementos MAT o MAT/MAT.

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

∑

∑×

=

=

+

+−

= anomes

mesmes

mes

añoaño

añoaño

D

ITCMA

PU

1

5

1

)1(

)1(

β

α

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

expresado al 30 de abril de cada año, en miles S/.



α : Tasa de Actualización anual, según el Art. 79° de la LCE o el que la sustituya

β : Tasa de actualización mensual calculada con la tasa de actualización anual, obtenida mediante la siguiente expresión:

1)1( 12/1 −+= αβ

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

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

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

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

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

• Cálculo del Peaje Unitario por Nivel de Tensión

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

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

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


Peajes (Ctm. S/./kWh)

Acumulado en

MAT Acumulado en

AT Acumulado en

MT EDECAÑETE - 0,0189 0,0238 EDEGEL 0,0044 0,0044 0,0044 LUZ DEL SUR 0,1136 0,9808 1,3208 REP 0,0019 0,0019 0,0019 TOTAL AREA 0,1199 1,0060 1,3509 (*) Se ha utilizado 3,142 S/./US$, como tipo de cambio al 31.12.2008



El peaje total indicado en el cuadro anterior debe aplicarse a la demanda de todos los clientes regulados y libres de los sistemas eléctricos comprendidos en el Área de Demanda 7 y en el nivel de tensión correspondiente, debiendo el monto resultante transferirse a cada uno de los TITULARES que la conforman en proporción a los peajes parciales (no acumulados) fijados para cada uno de ellos por nivel de tensión.

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


Fórmula de Actualización a b c d

Para CMA de SST 0,4115 0,5075 0,0413 0,0397 Para CMA de SCT 0,1464 0,7936 0,0446 0,0154 Para Peaje 0,2617 0,6691 0,0432 0,0260



9. Conclusiones y Recomendaciones

Del análisis realizado por OSINERGMIN a los estudios presentados por las empresas Luz del Sur, Edecañete, Edegel y REP, así como los análisis de oficio correspondientes a las titulares que no han presentado propuesta y pertenecen al Área de Demanda 7, se concluye lo siguiente:

a) Se ha obtenido el valor de 4,69% como tasa promedio anual de crecimiento de las ventas de energía eléctrica a Usuarios Menores a 2,5 MW, conforme los resultados mostrados en el Cuadro N° 8-7 del presente informe, mientras que la tasa de crecimiento de la demanda de energía eléctrica, en toda el área, resulta en 4,03% según lo mostrado en el Cuadro 8-9.

b) La inversión total considerada para el periodo comprendido entre el 24 de julio de 2006 al 30 de abril de 2013, asciende al monto de US$ 98 657 066, según los valores de inversión por elemento de transmisión que se muestran en el Cuadro N° 8-10.

c) Los valores de los CMA correspondientes al Área de Demanda 7 son los que se muestran en los Cuadros N° 8-14 y 8-15.

d) No existen Ingresos Tarifarios por año correspondientes a los elementos MAT o MAT/MAT ubicados en el Área de Demanda 7, al no existir dos barras directamente conectadas para las cuales se hayan fijado Precios en Barra.

e) Los valores de los Peajes correspondientes al Área de Demanda 7 y a cada uno de los titulares que la conforman, son los que se muestran en el Cuadro N° 8-16.

f) 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° 8-17.



g) Los Factores de Pérdidas Medias a emplearse para la expansión de los Precios en Barra a las barras de los SST y/o SCT no comprendidas en el literal d) anterior, son los que se muestran en el Cuadro N° 8-13.

h) 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 Tablas de Elementos de Transmisión con Alícuotas, del SST del Área de Demanda 7-Según Propuesta.

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

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

Anexo D Instalaciones del SST, según validación de OSINERGMIN.

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

Anexo F Cuadros Comparativos



Anexo A Tablas de Elementos de Transmisión

con Alícuotas, del SST del Área de Demanda 7-Según Propuesta.



TABLA A1: ELEMENTOS DEL SST CORRESPONDIENTE AL TITULAR LUZ DEL SUR

Monto de Alícuota Ítem Elemento Código Módulo Estándar Asignado Inversión Inversión

Miles de US$ (%) 1 Celda de Línea L-2012 CE-220COU1C1EDBLI 667,51 0,48 2 Celda de Línea L-2013 CE-220COU1C1EDBLI 667,51 0,48 3 Celda de Línea L-610 CE-060COU1C1IDBLI 252,13 0,18 4 Celda de Línea L-611 CE-060COU1C1IDBLI 252,13 0,18 5 Celda de Línea L-629 CE-060COU1C1IDBLI 252,13 0,18 6 Celda de Línea L-630 CE-060COU1C1IDBLI 252,13 0,18 7 Celda de Línea L-631 CE-060COU1C1IDBLI 252,13 0,18 8 Celda de Línea L-632 CE-060COU1C1IDBLI 252,13 0,18 9 Celda de Línea L-637 CE-060COU1C1IDBLI 252,13 0,18 10 Celda de Línea L-638 CE-060COU1C1IDBLI 252,13 0,18 11 Celda de Línea L-663 CE-060COU1C1IDBLI 252,13 0,18 12 Celda de Línea L-606 CE-060COU1C1IDBLI 252,13 0,18 13 Celda de Transformador TRF-II CE-220COU1C1EDBTR 550,01 0,39 14 Celda de Transformador TRF-III CE-220COU1C1EDBTR 550,01 0,39 15 Celda de Transformador TRF-IV CE-220COU1C1EDBTR 550,01 0,39 16 Celda de Transformador TRF-IV CE-060COU1C1IDBTR 227,04 0,16 17 Celda de compensador reactivo SVC CE-060COU1C1IDBCV 189,88 0,14 18 Transformador de Potencia TRF-II TM-220060010-120CO1E 4 181,97 3,00 19 Transformador de Potencia TRF-III TM-220060010-120CO1E 4 181,97 3,00 20 Transformador de Potencia TRF-IV TM-220060010-120CO1E 4 181,97 3,00 21 Celda de Línea L-609 CE-060COU1C1IDBLI 206,14 0,15 22 Celda de Línea L-610 CE-060COU1C1IDBLI 206,14 0,15 23 Celda de Línea L-627 CE-060COU1C1IDBLI 206,14 0,15 24 Celda de Línea L-628 CE-060COU1C1IDBLI 206,14 0,15 25 Celda de Línea L-657 CE-060COU1C1IDBLI 206,14 0,15 26 Celda de Línea L-658 CE-060COU1C1IDBLI 206,14 0,15 27 Celda de Línea L-702 CE-060COU1C1IDBLI 206,14 0,15




Miles de US$ (%) 28 Celda de Línea L-705 CE-060COU1C1IDBLI 206,14 0,15 29 Celda de Línea L-702 CE-060COU1C1IDBLI 206,14 0,15 30 Celda de Línea L-705 CE-060COU1C1IDBLI 206,14 0,15 31 Celda de Transformador TRF-III CE-220COU1C1EDBTR 395,63 0,28 32 Celda de Transformador TRF-IV CE-220COU1C1EDBTR 395,63 0,28 33 Celda de Transformador TRF-III CE-060COU1C1IDBTR 185,62 0,13 34 Celda de Transformador TRF-IV CE-060COU1C1IDBTR 185,62 0,13 35 Transformador de Potencia TRF-III TM-220060010-085CO1E 3 067,38 2,20 36 Transformador de Potencia TRF-IV TM-220060010-120CO1E 3 437,26 2,46 37 Celda de Línea L-2012 CE-220COU1C1EDBLI 484,28 0,35 38 Celda de Línea L-2013 CE-220COU1C1EDBLI 484,28 0,35 39 Celda de Línea L-619 CE-060COU1C1EDBLI 251,62 0,18 40 Celda de Línea L-620 CE-060COU1C1EDBLI 251,62 0,18 41 Celda de Línea L-643 CE-060COU1C1EDBLI 251,62 0,18 42 Celda de Línea L-644 CE-060COU1C1EDBLI 251,62 0,18 43 Celda de Línea L-645 CE-060COU1C1EDBLI 251,62 0,18 44 Celda de Línea L-646 CE-060COU1C1EDBLI 251,62 0,18 45 Celda de Línea L-677 CE-060COU1C1EDBLI 251,62 0,18 46 Celda de Línea L-678 CE-060COU1C1EDBLI 251,62 0,18 47 Celda de Línea L-710 CE-060COU1C1EDBLI 251,62 0,18 48 Celda de Transformador TRF-I CE-220COU1C1EDBTR 399,04 0,29 49 Celda de Transformador TRF-II CE-220COU1C1EDBTR 399,04 0,29 50 Celda de Transformador TRF-I CE-060COU1C1EDBTR 211,54 0,15 51 Celda de Transformador TRF-II CE-060COU1C1EDBTR 211,54 0,15 52 Transformador de Potencia TRF-I TM-220060010-120CO1E 3 464,35 2,48 53 Transformador de Potencia TRF-II TM-220060010-120CO1E 3 464,35 2,48 54 Celda de Línea L-629 CE-060COU1C1ISBLI 243,45 0,17 55 Celda de Línea L-630 CE-060COU1C1ISBLI 243,45 0,17 56 Celda de Línea L-633 CE-060COU1C1ISBLI 243,45 0,17




Miles de US$ (%) 57 Celda de Línea L-634 CE-060COU1C1ISBLI 243,45 0,17 58 Celda de Línea L-651 CE-060COU1C1ISBLI 243,45 0,17 59 Celda de Transformador TRF-1 CE-060COU1C1ISBTR 216,43 0,16 60 Celda de Transformador TRF-2 CE-060COU1C1ISBTR 216,43 0,16 61 Celda de Transformador TRF-3 CE-060COU1C1ISBTR 216,43 0,16 62 Celda de Transformador TRF-1 CE-010COU1MCISBTR 41,93 0,03 63 Celda de Transformador TRF-2 CE-010COU1MCISBTR 41,93 0,03 64 Celda de Transformador TRF-3 CE-010COU1MCISBTR 41,93 0,03 65 Celda de Alimentador C-01 CE-010COU1MCISBAL 34,29 0,02 66 Celda de Alimentador C-02 CE-010COU1MCISBAL 34,29 0,02 67 Celda de Alimentador C-04 CE-010COU1MCISBAL 34,29 0,02 68 Celda de Alimentador C-05 CE-010COU1MCISBAL 34,29 0,02 69 Celda de Alimentador C-06 CE-010COU1MCISBAL 34,29 0,02 70 Celda de Alimentador C-07 CE-010COU1MCISBAL 34,29 0,02 71 Celda de Alimentador C-08 CE-010COU1MCISBAL 34,29 0,02 72 Celda de Alimentador C-09 CE-010COU1MCISBAL 34,29 0,02 73 Celda de Alimentador C-10 CE-010COU1MCISBAL 34,29 0,02 74 Celda de Alimentador C-11 CE-010COU1MCISBAL 34,29 0,02 75 Celda de Alimentador C-12 CE-010COU1MCISBAL 34,29 0,02 76 Celda de Alimentador C-13 CE-010COU1MCISBAL 34,29 0,02 77 Celda de Alimentador C-14 CE-010COU1MCISBAL 34,29 0,02 78 Celda de Alimentador C-15 CE-010COU1MCISBAL 34,29 0,02 79 Celda de Alimentador C-16 CE-010COU1MCISBAL 34,29 0,02 80 Celda de Alimentador C-17 CE-010COU1MCISBAL 34,29 0,02 81 Celda de Alimentador C-18 CE-010COU1MCISBAL 34,29 0,02 82 Celda de Alimentador C-19 CE-010COU1MCISBAL 34,29 0,02 83 Celda de Alimentador C-20 CE-010COU1MCISBAL 34,29 0,02 84 Celda de compensador reactivo CAP-1 CE-010COU1MCISBCC 34,22 0,02 85 Celda de mediciónMD-1 CE-010COU1MCISBMD 19,21 0,01




Miles de US$ (%) 86 Celda de mediciónMD-2 CE-010COU1MCISBMD 19,21 0,01 87 Celda de mediciónMD-3 CE-010COU1MCISBMD 19,21 0,01 88 Transformador de Potencia TRF-1 TP-060010-025CO1I 707,61 0,51 89 Transformador de Potencia TRF-2 TP-060010-025CO1I 707,61 0,51 90 Transformador de Potencia TRF-3 TP-060010-025CO1I 707,61 0,51 91 Compensador reactivo CAP-1 SC-010CO1BPEF-0010 86,85 0,06 92 Celda de Línea L-627 CE-060COU1C1IDBLI 235,63 0,17 93 Celda de Línea L-628 CE-060COU1C1IDBLI 235,63 0,17 94 Celda de Transformador TRF-1 CE-060COU1C1IDBTR 212,18 0,15 95 Celda de Transformador TRF-2 CE-060COU1C1IDBTR 212,18 0,15 96 Celda de Transformador TRF-1 CE-010COU1MCIDBTR 42,62 0,03 97 Celda de Transformador TRF-2 CE-010COU1MCIDBTR 42,62 0,03 98 Celda de Alimentador G-01 CE-010COU1MCIDBAL 34,31 0,02 99 Celda de Alimentador G-02 CE-010COU1MCIDBAL 34,31 0,02 100 Celda de Alimentador G-03 CE-010COU1MCIDBAL 34,31 0,02 101 Celda de Alimentador G-04 CE-010COU1MCIDBAL 34,31 0,02 102 Celda de Alimentador G-05 CE-010COU1MCIDBAL 34,31 0,02 103 Celda de Alimentador G-06 CE-010COU1MCIDBAL 34,31 0,02 104 Celda de Alimentador G-07 CE-010COU1MCIDBAL 34,31 0,02 105 Celda de Alimentador G-08 CE-010COU1MCIDBAL 34,31 0,02 106 Celda de Alimentador G-09 CE-010COU1MCIDBAL 34,31 0,02 107 Celda de Alimentador G-10 CE-010COU1MCIDBAL 34,31 0,02 108 Celda de Alimentador G-11 CE-010COU1MCIDBAL 34,31 0,02 109 Celda de Alimentador G-12 CE-010COU1MCIDBAL 34,31 0,02 110 Celda de Alimentador G-13 CE-010COU1MCIDBAL 34,31 0,02 111 Celda de Alimentador G-14 CE-010COU1MCIDBAL 34,31 0,02 112 Celda de Alimentador G-15 CE-010COU1MCIDBAL 34,31 0,02 113 Celda de Alimentador G-16 CE-010COU1MCIDBAL 34,31 0,02 114 Celda de Alimentador G-17 CE-010COU1MCIDBAL 34,31 0,02




Miles de US$ (%) 115 Celda de Alimentador G-18 CE-010COU1MCIDBAL 34,31 0,02 116 Celda de Alimentador G-19 CE-010COU1MCIDBAL 34,31 0,02 117 Celda de Alimentador G-20 CE-010COU1MCIDBAL 34,31 0,02 118 Celda de Alimentador G-21 CE-010COU1MCIDBAL 34,31 0,02 119 Celda de Alimentador G-22 CE-010COU1MCIDBAL 34,31 0,02 120 Celda de compensador reactivo CAP-1 CE-010COU1MCIDBCC 35,38 0,03 121 Celda de compensador reactivo CAP-2 CE-010COU1MCIDBCC 35,38 0,03 122 Celda de mediciónMD-1 CE-010COU1MCIDBMD 19,56 0,01 123 Celda de mediciónMD-1 CE-010COU1MCIDBMD 19,56 0,01 124 Transformador de Potencia TRF-1 TP-060010-025CO1E 740,46 0,53 125 Transformador de Potencia TRF-2 TP-060010-025CO1E 740,46 0,53 126 Compensador reactivo CAP-1 SC-010CO1BPEV-0001-3 57,02 0,04 127 Compensador reactivo CAP-2 SC-010CO1BPEF-0010 91,28 0,07 128 Celda de Línea L-611 CE-060COU1C1ISBLI 229,39 0,16 129 Celda de Línea L-613 CE-060COU1C1ISBLI 229,39 0,16 130 Celda de Transformador TRF-1 CE-060COU1C1ISBTR 203,93 0,15 131 Celda de Transformador TRF-1 CE-023COU1MCISBTR 51,19 0,04 132 Celda de Transformador TRF-1 CE-010COU1MCISBTR 42,09 0,03 133 Celda de Alimentador MO-21 CE-023COU1MCISBAL 46,59 0,03 134 Celda de Alimentador MO-22 CE-023COU1MCISBAL 46,59 0,03 135 Celda de Alimentador MO-01 CE-010COU1MCISBAL 34,42 0,02 136 Celda de Alimentador MO-02 CE-010COU1MCISBAL 34,42 0,02 137 Celda de Alimentador MO-03 CE-010COU1MCISBAL 34,42 0,02 138 Celda de Alimentador MO-04 CE-010COU1MCISBAL 34,42 0,02 139 Celda de mediciónMD-1 CE-023COU1MCISBMD 31,12 0,02 140 Celda de mediciónMD-1 CE-010COU1MCISBMD 19,29 0,01 141 Transformador de Potencia TRF-1 TP-060023010-040CO1E 1 026,94 0,74 142 Celda de Línea L-633 CE-060COU1C1ISBLI 244,69 0,18 143 Celda de Línea L-634 CE-060COU1C1ISBLI 244,69 0,18




Miles de US$ (%) 144 Celda de Línea L-635 CE-060COU1C1ISBLI 244,69 0,18 145 Celda de Transformador TRF-1 CE-060COU1C1ISBTR 217,54 0,16 146 Celda de Transformador TRF-3 CE-060COU1C1ISBTR 217,54 0,16 147 Celda de Transformador TRF-1 CE-023COU1MCISBTR 52,62 0,04 148 Celda de Transformador TRF-1 CE-010COU1MCISBTR 45,98 0,03 149 Celda de Transformador TRF-3 CE-010COU1MCISBTR 45,98 0,03 150 Celda de Alimentador SI-21 CE-023COU1MCISBAL 47,89 0,03 151 Celda de Alimentador SI-02 CE-010COU1MCISBAL 37,60 0,03 152 Celda de Alimentador SI-04 CE-010COU1MCISBAL 37,60 0,03 153 Celda de Alimentador SI-06 CE-010COU1MCISBAL 37,60 0,03 154 Celda de Alimentador SI-07 CE-010COU1MCISBAL 37,60 0,03 155 Celda de Alimentador SI-08 CE-010COU1MCISBAL 37,60 0,03 156 Celda de Alimentador SI-09 CE-010COU1MCISBAL 37,60 0,03 157 Celda de Alimentador SI-10 CE-010COU1MCISBAL 37,60 0,03 158 Celda de Alimentador SI-11 CE-010COU1MCISBAL 37,60 0,03 159 Celda de Alimentador SI-12 CE-010COU1MCISBAL 37,60 0,03 160 Celda de Alimentador SI-13 CE-010COU1MCISBAL 37,60 0,03 161 Celda de Alimentador SI-14 CE-010COU1MCISBAL 37,60 0,03 162 Celda de Alimentador SI-15 CE-010COU1MCISBAL 37,60 0,03 163 Celda de Alimentador SI-16 CE-010COU1MCISBAL 37,60 0,03 164 Celda de Alimentador SI-17 CE-010COU1MCISBAL 37,60 0,03 165 Celda de Alimentador SI-18 CE-010COU1MCISBAL 37,60 0,03 166 Celda de Alimentador SI-19 CE-010COU1MCISBAL 37,60 0,03 167 Celda de compensador reactivo CAP-1 CE-010COU1MCISBCC 37,52 0,03 168 Celda de compensador reactivo CAP-2 CE-010COU1MCISBCC 37,52 0,03 169 Celda de mediciónMD-1 CE-010COU1MCISBMD 21,07 0,02 170 Celda de mediciónMD-2 CE-010COU1MCISBMD 21,07 0,02 171 Celda de mediciónMD-3 CE-010COU1MCISBMD 21,07 0,02 172 Transformador de Potencia TRF-1 TP-060023010-040CO1I 1 053,11 0,75




Miles de US$ (%) 173 Transformador de Potencia TRF-3 TP-060023010-025CO1I 912,13 0,65 174 Compensador reactivo CAP-1 SC-010CO1BPEF-0010 94,98 0,07 175 Compensador reactivo CAP-2 SC-010CO1BPEV-0001-3 59,33 0,04 176 Celda de Línea L-631 CE-060COU1C1ISBLI 216,06 0,15 177 Celda de Línea L-632 CE-060COU1C1ISBLI 216,06 0,15 178 Celda de Línea L-635 CE-060COU1C1ISBLI 216,06 0,15 179 Celda de Transformador TRF-1 CE-060COU1C1ISBTR 192,08 0,14 180 Celda de Transformador TRF-2 CE-060COU1C1ISBTR 192,08 0,14 181 Celda de Transformador TRF-3 CE-060COU1C1ISBTR 192,08 0,14 182 Celda de Transformador TRF-1 CE-010COU1MCISBTR 40,88 0,03 183 Celda de Transformador TRF-2 CE-010COU1MCISBTR 40,88 0,03 184 Celda de Transformador TRF-3 CE-010COU1MCISBTR 40,88 0,03 185 Celda de Alimentador U-01 CE-010COU1MCISBAL 33,43 0,02 186 Celda de Alimentador U-02 CE-010COU1MCISBAL 33,43 0,02 187 Celda de Alimentador U-03 CE-010COU1MCISBAL 33,43 0,02 188 Celda de Alimentador U-04 CE-010COU1MCISBAL 33,43 0,02 189 Celda de Alimentador U-05 CE-010COU1MCISBAL 33,43 0,02 190 Celda de Alimentador U-06 CE-010COU1MCISBAL 33,43 0,02 191 Celda de Alimentador U-07 CE-010COU1MCISBAL 33,43 0,02 192 Celda de Alimentador U-08 CE-010COU1MCISBAL 33,43 0,02 193 Celda de Alimentador U-10 CE-010COU1MCISBAL 33,43 0,02 194 Celda de Alimentador U-11 CE-010COU1MCISBAL 33,43 0,02 195 Celda de Alimentador U-12 CE-010COU1MCISBAL 33,43 0,02 196 Celda de Alimentador U-13 CE-010COU1MCISBAL 33,43 0,02 197 Celda de Alimentador U-14 CE-010COU1MCISBAL 33,43 0,02 198 Celda de Alimentador U-15 CE-010COU1MCISBAL 33,43 0,02 199 Celda de Alimentador U-16 CE-010COU1MCISBAL 33,43 0,02 200 Celda de Alimentador U-17 CE-010COU1MCISBAL 33,43 0,02 201 Celda de Alimentador U-18 CE-010COU1MCISBAL 33,43 0,02




Miles de US$ (%) 202 Celda de Alimentador U-19 CE-010COU1MCISBAL 33,43 0,02 203 Celda de Alimentador U-20 CE-010COU1MCISBAL 33,43 0,02 204 Celda de Alimentador U-21 CE-010COU1MCISBAL 33,43 0,02 205 Celda de Alimentador U-22 CE-010COU1MCISBAL 33,43 0,02 206 Celda de Alimentador U-23 CE-010COU1MCISBAL 33,43 0,02 207 Celda de Alimentador U-24 CE-010COU1MCISBAL 33,43 0,02 208 Celda de compensador reactivo CAP-1 CE-010COU1MCISBCC 33,36 0,02 209 Celda de mediciónMD-1 CE-010COU1MCISBMD 18,73 0,01 210 Transformador de Potencia TRF-1 TP-060010-025CO1E 694,45 0,50 211 Transformador de Potencia TRF-2 TP-060010-025CO1E 694,45 0,50 212 Transformador de Potencia TRF-3 TP-060010-025CO1E 694,45 0,50 213 Compensador reactivo CAP-1 SC-010CO1BPEF-0010 85,07 0,06 214 Celda de Transformador TRF-1 CE-060COU1C1IDBTR 167,64 0,12 215 Celda de Transformador TRF-2 CE-060COU1C1IDBTR 167,64 0,12 216 Celda de Transformador TRF-3 CE-060COU1C1IDBTR 167,64 0,12 217 Celda de Transformador TRF-1 CE-010COU1MCISBTR 42,47 0,03 218 Celda de Transformador TRF-2 CE-010COU1MCISBTR 42,47 0,03 219 Celda de Transformador TRF-3 CE-010COU1MCISBTR 42,47 0,03 220 Celda de Alimentador Z-01 CE-010COU1MCISBAL 34,73 0,02 221 Celda de Alimentador Z-02 CE-010COU1MCISBAL 34,73 0,02 222 Celda de Alimentador Z-03 CE-010COU1MCISBAL 34,73 0,02 223 Celda de Alimentador Z-04 CE-010COU1MCISBAL 34,73 0,02 224 Celda de Alimentador Z-05 CE-010COU1MCISBAL 34,73 0,02 225 Celda de Alimentador Z-06 CE-010COU1MCISBAL 34,73 0,02 226 Celda de Alimentador Z-07 CE-010COU1MCISBAL 34,73 0,02 227 Celda de Alimentador Z-08 CE-010COU1MCISBAL 34,73 0,02 228 Celda de Alimentador Z-09 CE-010COU1MCISBAL 34,73 0,02 229 Celda de Alimentador Z-10 CE-010COU1MCISBAL 34,73 0,02 230 Celda de Alimentador Z-11 CE-010COU1MCISBAL 34,73 0,02




Miles de US$ (%) 231 Celda de Alimentador Z-12 CE-010COU1MCISBAL 34,73 0,02 232 Celda de Alimentador Z-13 CE-010COU1MCISBAL 34,73 0,02 233 Celda de Alimentador Z-14 CE-010COU1MCISBAL 34,73 0,02 234 Celda de Alimentador Z-15 CE-010COU1MCISBAL 34,73 0,02 235 Celda de Alimentador Z-16 CE-010COU1MCISBAL 34,73 0,02 236 Celda de Alimentador Z-17 CE-010COU1MCISBAL 34,73 0,02 237 Celda de Alimentador Z-18 CE-010COU1MCISBAL 34,73 0,02 238 Celda de Alimentador Z-19 CE-010COU1MCISBAL 34,73 0,02 239 Celda de Alimentador Z-20 CE-010COU1MCISBAL 34,73 0,02 240 Celda de compensador reactivo CAP-1 CE-010COU1MCISBCC 34,66 0,02 241 Celda de mediciónMD-1 CE-010COU1MCISBMD 19,46 0,01 242 Celda de mediciónMD-2 CE-010COU1MCISBMD 19,46 0,01 243 Celda de mediciónMD-3 CE-010COU1MCISBMD 19,46 0,01 244 Celda de mediciónMD-4 CE-010COU1MCISBMD 19,46 0,01 245 Transformador de Potencia TRF-1 TP-060010-025CO1E 700,52 0,50 246 Transformador de Potencia TRF-2 TP-060010-025CO1E 700,52 0,50 247 Transformador de Potencia TRF-3 TP-060010-025CO1E 700,52 0,50 248 Compensador reactivo CAP-1 SC-010CO1BPEF-0004 67,77 0,05 249 Celda de Línea L-609 CE-060COU1C1ESBLI 235,91 0,17 250 Celda de Línea L-610 CE-060COU1C1ESBLI 235,91 0,17 251 Celda de Transformador TRF-1 CE-060COU1C1ESBTR 194,06 0,14 252 Celda de Transformador TRF-2 CE-060COU1C1ESBTR 194,06 0,14 253 Celda de Transformador TRF-3 CE-060COU1C1ESBTR 194,06 0,14 254 Celda de Transformador TRF-1 CE-010COU1MCISBTR 40,18 0,03 255 Celda de Transformador TRF-2 CE-010COU1MCISBTR 40,18 0,03 256 Celda de Transformador TRF-3 CE-010COU1MCISBTR 40,18 0,03 257 Celda de Alimentador A-01 CE-010COU1MCISBAL 32,85 0,02 258 Celda de Alimentador A-02 CE-010COU1MCISBAL 32,85 0,02 259 Celda de Alimentador A-03 CE-010COU1MCISBAL 32,85 0,02




Miles de US$ (%) 260 Celda de Alimentador A-05 CE-010COU1MCISBAL 32,85 0,02 261 Celda de Alimentador A-06 CE-010COU1MCISBAL 32,85 0,02 262 Celda de Alimentador A-07 CE-010COU1MCISBAL 32,85 0,02 263 Celda de Alimentador A-08 CE-010COU1MCISBAL 32,85 0,02 264 Celda de Alimentador A-09 CE-010COU1MCISBAL 32,85 0,02 265 Celda de Alimentador A-10 CE-010COU1MCISBAL 32,85 0,02 266 Celda de Alimentador A-11 CE-010COU1MCISBAL 32,85 0,02 267 Celda de Alimentador A-12 CE-010COU1MCISBAL 32,85 0,02 268 Celda de Alimentador A-13 CE-010COU1MCISBAL 32,85 0,02 269 Celda de Alimentador A-14 CE-010COU1MCISBAL 32,85 0,02 270 Celda de Alimentador A-15 CE-010COU1MCISBAL 32,85 0,02 271 Celda de Alimentador A-16 CE-010COU1MCISBAL 32,85 0,02 272 Celda de Alimentador A-17 CE-010COU1MCISBAL 32,85 0,02 273 Celda de Alimentador A-18 CE-010COU1MCISBAL 32,85 0,02 274 Celda de Alimentador A-19 CE-010COU1MCISBAL 32,85 0,02 275 Celda de Alimentador A-20 CE-010COU1MCISBAL 32,85 0,02 276 Celda de Alimentador A-21 CE-010COU1MCISBAL 32,85 0,02 277 Celda de Alimentador A-22 CE-010COU1MCISBAL 32,85 0,02 278 Celda de Alimentador A-23 CE-010COU1MCISBAL 32,85 0,02 279 Celda de compensador reactivo CAP-1 CE-010COU1MCISBCC 32,79 0,02 280 Transformador de Potencia TRF-1 TP-060010-025CO1E 680,99 0,49 281 Transformador de Potencia TRF-2 TP-060010-025CO1E 680,99 0,49 282 Transformador de Potencia TRF-3 TP-060010-040CO1E 785,99 0,56 283 Compensador reactivo CAP-1 SC-010CO1BPEV-0001-3 52,00 0,04 284 Celda de Línea L-637 CE-060COU1C1ESBLI 222,18 0,16 285 Celda de Línea L-638 CE-060COU1C1ESBLI 222,18 0,16 286 Celda de Transformador TRF-1 CE-060COU1C1ESBTR 182,76 0,13 287 Celda de Transformador TRF-2 CE-060COU1C1ESBTR 182,76 0,13 288 Celda de Transformador TRF-1 CE-010COU1MCISBTR 41,77 0,03




Miles de US$ (%) 289 Celda de Transformador TRF-2 CE-010COU1MCISBTR 41,77 0,03 290 Celda de Alimentador B-01 CE-010COU1MCISBAL 34,15 0,02 291 Celda de Alimentador B-02 CE-010COU1MCISBAL 34,15 0,02 292 Celda de Alimentador B-03 CE-010COU1MCISBAL 34,15 0,02 293 Celda de Alimentador B-04 CE-010COU1MCISBAL 34,15 0,02 294 Celda de Alimentador B-05 CE-010COU1MCISBAL 34,15 0,02 295 Celda de Alimentador B-06 CE-010COU1MCISBAL 34,15 0,02 296 Celda de Alimentador B-07 CE-010COU1MCISBAL 34,15 0,02 297 Celda de Alimentador B-08 CE-010COU1MCISBAL 34,15 0,02 298 Celda de Alimentador B-10 CE-010COU1MCISBAL 34,15 0,02 299 Celda de Alimentador B-11 CE-010COU1MCISBAL 34,15 0,02 300 Celda de Alimentador B-12 CE-010COU1MCISBAL 34,15 0,02 301 Celda de Alimentador B-13 CE-010COU1MCISBAL 34,15 0,02 302 Celda de Alimentador B-14 CE-010COU1MCISBAL 34,15 0,02 303 Celda de Alimentador B-15 CE-010COU1MCISBAL 34,15 0,02 304 Celda de Alimentador B-16 CE-010COU1MCISBAL 34,15 0,02 305 Celda de Alimentador B-17 CE-010COU1MCISBAL 34,15 0,02 306 Celda de compensador reactivo CAP-1 CE-010COU1MCISBCC 34,08 0,02 307 Celda de mediciónMD-1 CE-010COU1MCISBMD 19,14 0,01 308 Celda de mediciónMD-2 CE-010COU1MCISBMD 19,14 0,01 309 Transformador de Potencia TRF-1 TP-060010-025CO1E 719,72 0,52 310 Transformador de Potencia TRF-2 TP-060010-025CO1E 719,72 0,52 311 Compensador reactivo CAP-1 SC-010CO1BPEF-0004 69,81 0,05 312 Celda de Línea L-677 CE-060COU1C1ESBLI 212,39 0,15 313 Celda de Línea L-678 CE-060COU1C1ESBLI 212,39 0,15 314 Celda de Transformador TRF-1 CE-060COU1C1ESBTR 174,71 0,13 315 Celda de Transformador TRF-2 CE-060COU1C1ESBTR 174,71 0,13 316 Celda de Transformador TRF-1 CE-023COU1MCISBTR 46,41 0,03 317 Celda de Transformador TRF-1 CE-010COU1MCISBTR 40,75 0,03




Miles de US$ (%) 318 Celda de Transformador TRF-2 CE-010COU1MCISBTR 40,75 0,03 319 Celda de Alimentador CH-21 CE-023COU1MCISBAL 42,23 0,03 320 Celda de Alimentador CH-22 CE-023COU1MCISBAL 42,23 0,03 321 Celda de Alimentador CH-01 CE-010COU1MCISBAL 33,32 0,02 322 Celda de Alimentador CH-02 CE-010COU1MCISBAL 33,32 0,02 323 Celda de Alimentador CH-03 CE-010COU1MCISBAL 33,32 0,02 324 Celda de Alimentador CH-04 CE-010COU1MCISBAL 33,32 0,02 325 Celda de Alimentador CH-05 CE-010COU1MCISBAL 33,32 0,02 326 Celda de Alimentador CH-06 CE-010COU1MCISBAL 33,32 0,02 327 Celda de Alimentador CH-08 CE-010COU1MCISBAL 33,32 0,02 328 Celda de compensador reactivo CAP-1 CE-010COU1MCISBCC 33,25 0,02 329 Celda de mediciónMD-1 CE-023COU1MCISBMD 28,21 0,02 330 Celda de mediciónMD-1 CE-010COU1MCISBMD 18,67 0,01 331 Celda de mediciónMD-1 CE-010COU1MCISBMD 18,67 0,01 332 Transformador de Potencia TRF-1 TP-060010-025CO1E 684,71 0,49 333 Transformador de Potencia TRF-2 TP-060023010-025CO1E 813,49 0,58 334 Compensador reactivo CAP-1 SC-010CO1BPEF-0004 66,08 0,05 335 Celda de Línea L-641 CE-060COU1C1ESBLI 200,10 0,14 336 Celda de Línea L-642 CE-060COU1C1ESBLI 200,10 0,14 337 Celda de Línea L-656 CE-060COU1C1ESBLI 200,10 0,14 338 Celda de Línea L-657 CE-060COU1C1ESBLI 200,10 0,14 339 Celda de Línea L-659 CE-060COU1C1ESBLI 200,10 0,14 340 Celda de Línea L-603 CE-060COU1C1ESBLI 200,10 0,14 341 Celda de Transformador TRF-1 CE-060COU1C1ESBTR 164,60 0,12 342 Celda de Transformador TRF-1 CE-010COU1MCISBTR 39,44 0,03 343 Celda de Alimentador HP-01 CE-010COU1MCISBAL 32,25 0,02 344 Celda de Alimentador HP-02 CE-010COU1MCISBAL 32,25 0,02 345 Celda de Alimentador HP-03 CE-010COU1MCISBAL 32,25 0,02 346 Celda de Alimentador HP-04 CE-010COU1MCISBAL 32,25 0,02




Miles de US$ (%) 347 Celda de Alimentador HP-05 CE-010COU1MCISBAL 32,25 0,02 348 Celda de Alimentador HP-06 CE-010COU1MCISBAL 32,25 0,02 349 Celda de Alimentador HP-07 CE-010COU1MCISBAL 32,25 0,02 350 Celda de Alimentador HP-08 CE-010COU1MCISBAL 32,25 0,02 351 Celda de Alimentador HP-09 CE-010COU1MCISBAL 32,25 0,02 352 Celda de compensador reactivo CAP-1 CE-010COU1MCISBCC 32,18 0,02 353 Celda de mediciónMD-1 CE-010COU1MCISBMD 18,07 0,01 354 Transformador de Potencia TRF-1 TP-060010-025CO1E 705,52 0,51 355 Compensador reactivo CAP-1 SC-010CO1BPEF-0004 68,30 0,05 356 Celda de Línea L-609 CE-060COU1C1ESBLI 214,46 0,15 357 Celda de Línea L-613 CE-060COU1C1ESBLI 214,46 0,15 358 Celda de Transformador TRF-1 CE-060COU1C2ESBTR 293,11 0,21 359 Celda de Transformador TRF-1 CE-023COU1MCISBTR 57,36 0,04 360 Celda de Transformador TRF-1 CE-010COU1MCISBTR 47,16 0,03 361 Celda de Alimentador IG-21 CE-023COU1MCISBAL 52,20 0,04 362 Celda de Alimentador IG-01 CE-010COU1MCISBAL 38,56 0,03 363 Celda de Alimentador IG-02 CE-010COU1MCISBAL 38,56 0,03 364 Celda de Alimentador IG-03 CE-010COU1MCISBAL 38,56 0,03 365 Celda de Alimentador IG-04 CE-010COU1MCISBAL 38,56 0,03 366 Celda de Alimentador IG-05 CE-010COU1MCISBAL 38,56 0,03 367 Celda de mediciónMD-1 CE-023COU1MCISBMD 34,87 0,02 368 Celda de mediciónMD-1 CE-010COU1MCISBMD 21,61 0,02 369 Transformador de Potencia TRF-1 TP-060023010-040CO1I 1 139,89 0,82 370 Celda de Línea L-622 CE-060COU1C1ESBLI 187,91 0,13 371 Celda de Línea L-624 CE-060COU1C1ESBLI 187,91 0,13 372 Celda de Transformador TRF-1 CE-060COU1C1ESBTR 154,57 0,11 373 Celda de Transformador TRF-1 CE-010COU1MCISBTR 41,32 0,03 374 Celda de Alimentador L-01 CE-010COU1MCISBAL 33,79 0,02 375 Celda de Alimentador L-02 CE-010COU1MCISBAL 33,79 0,02




Miles de US$ (%) 376 Celda de Alimentador L-03 CE-010COU1MCISBAL 33,79 0,02 377 Celda de Alimentador L-04 CE-010COU1MCISBAL 33,79 0,02 378 Celda de Alimentador L-05 CE-010COU1MCISBAL 33,79 0,02 379 Celda de Alimentador L-06 CE-010COU1MCISBAL 33,79 0,02 380 Celda de mediciónMD-1 CE-010COU1MCISBMD 18,94 0,01 381 Transformador de Potencia TRF-1 TP-060010-015CO1E 616,48 0,44 382 Celda de Línea L-655 CE-060COU1C1ESBLI 182,47 0,13 383 Celda de Línea L-654 CE-060COU1C1ESBLI 182,47 0,13 384 Celda de Transformador TRF-1 CE-060COU1C1ESBTR 150,09 0,11 385 Celda de Transformador TRF-1 CE-010COU1MCISBTR 40,13 0,03 386 Celda de Alimentador NA-01 CE-010COU1MCISBAL 32,81 0,02 387 Celda de Alimentador NA-02 CE-010COU1MCISBAL 32,81 0,02 388 Celda de Alimentador NA-03 CE-010COU1MCISBAL 32,81 0,02 389 Celda de Alimentador NA-04 CE-010COU1MCISBAL 32,81 0,02 390 Celda de Alimentador NA-05 CE-010COU1MCISBAL 32,81 0,02 391 Celda de Alimentador NA-06 CE-010COU1MCISBAL 32,81 0,02 392 Celda de mediciónMD-1 CE-010COU1MCISBMD 18,39 0,01 393 Transformador de Potencia TRF-1 TP-060023010-025CO1I 851,51 0,61 394 Celda de Línea L-620 CE-060COU1C1ESBLI 249,41 0,18 395 Celda de Línea L-622 CE-060COU1C1ESBLI 249,41 0,18 396 Celda de Transformador TRF-1 CE-060COU1C1ESBTR 205,16 0,15 397 Celda de Transformador TRF-1 CE-010COU1MCISBTR 43,81 0,03 398 Celda de Alimentador PA-01 CE-010COU1MCISBAL 35,82 0,03 399 Celda de Alimentador PA-02 CE-010COU1MCISBAL 35,82 0,03 400 Celda de Alimentador PA-03 CE-010COU1MCISBAL 35,82 0,03 401 Celda de Alimentador PA-04 CE-010COU1MCISBAL 35,82 0,03 402 Transformador de Potencia TRF-1 TP-060010-015CO1E 650,31 0,47 403 Celda de Línea L-641 CE-060COU1C1ESBLI 249,37 0,18 404 Celda de Línea L-642 CE-060COU1C1ESBLI 249,37 0,18




Miles de US$ (%) 405 Celda de Transformador TRF-1 CE-060COU1C1ESBTR 205,13 0,15 406 Celda de Transformador TRF-2 CE-060COU1C1ESBTR 205,13 0,15 407 Celda de Transformador TRF-1 CE-010COU1MCISBTR 48,79 0,03 408 Celda de Transformador TRF-2 CE-010COU1MCISBTR 48,79 0,03 409 Celda de Alimentador PL-01 CE-010COU1MCISBAL 39,89 0,03 410 Celda de Alimentador PL-02 CE-010COU1MCISBAL 39,89 0,03 411 Celda de Alimentador PL-03 CE-010COU1MCISBAL 39,89 0,03 412 Celda de Alimentador PL-04 CE-010COU1MCISBAL 39,89 0,03 413 Celda de Alimentador PL-05 CE-010COU1MCISBAL 39,89 0,03 414 Celda de Alimentador PL-06 CE-010COU1MCISBAL 39,89 0,03 415 Celda de Alimentador PL-07 CE-010COU1MCISBAL 39,89 0,03 416 Celda de Alimentador PL-08 CE-010COU1MCISBAL 39,89 0,03 417 Celda de compensador reactivo CAP-1 CE-010COU1MCISBCC 39,81 0,03 418 Celda de mediciónMD-1 CE-010COU1MCISBMD 22,36 0,02 419 Transformador de Potencia TRF-1 TP-060010-025CO1E 816,96 0,59 420 Transformador de Potencia TRF-2 TP-060010-015CO1E 684,17 0,49 421 Compensador reactivo CAP-1 SC-010CO1BPEF-0004 80,17 0,06 422 Celda de Línea L-621 CE-060COU1C1ESBLI 184,16 0,13 423 Celda de Línea L-624 CE-060COU1C1ESBLI 184,16 0,13 424 Celda de Transformador TRF-1 CE-060COU1C1ESBTR 151,49 0,11 425 Celda de Transformador TRF-1 CE-023COU1MCISBTR 49,26 0,04 426 Celda de Transformador TRF-1 CE-010COU1MCISBTR 40,50 0,03 427 Celda de Alimentador PR-21 CE-023COU1MCISBAL 44,82 0,03 428 Celda de Alimentador PR-11 CE-010COU1MCISBAL 33,11 0,02 429 Celda de Alimentador PR-12 CE-010COU1MCISBAL 33,11 0,02 430 Transformador de Potencia TRF-1 TP-060023010-025CO1E 858,69 0,62 431 Celda de Línea L-619 CE-060COU1C1ESBLI 241,06 0,17 432 Celda de Línea L-621 CE-060COU1C1ESBLI 241,06 0,17 433 Celda de Transformador TRF-1 CE-060COU1C1ESBTR 198,29 0,14




Miles de US$ (%) 434 Celda de Transformador TRF-1 CE-010COU1MCISBTR 44,52 0,03 435 Celda de Alimentador SA-12 CE-010COU1MCISBAL 36,40 0,03 436 Celda de Alimentador SA-13 CE-010COU1MCISBAL 36,40 0,03 437 Celda de Alimentador SA-14 CE-010COU1MCISBAL 36,40 0,03 438 Celda de Alimentador SA-15 CE-010COU1MCISBAL 36,40 0,03 439 Celda de Alimentador SA-16 CE-010COU1MCISBAL 36,40 0,03 440 Celda de Alimentador SA-17 CE-010COU1MCISBAL 36,40 0,03 441 Celda de Alimentador SA-18 CE-010COU1MCISBAL 36,40 0,03 442 Celda de Alimentador SA-19 CE-010COU1MCISBAL 36,40 0,03 443 Celda de Alimentador SA-20 CE-010COU1MCISBAL 36,40 0,03 444 Celda de compensador reactivo CAP-1 CE-010COU1MCISBCC 36,33 0,03 445 Celda de mediciónMD-1 CE-010COU1MCISBMD 20,40 0,01 446 Transformador de Potencia TRF-1 TP-060010-025CO1E 746,71 0,53 447 Compensador reactivo CAP-1 SC-010CO1BPEV-0001-3 57,55 0,04 448 Celda de Línea L-655 CE-060COU1C1ESBLI 244,63 0,18 449 Celda de Línea L-656 CE-060COU1C1ESBLI 244,63 0,18 450 Celda de Transformador TRF-1 CE-060COU1C1ESBTR 201,23 0,14 451 Celda de Transformador TRF-1 CE-023COU1MCISBTR 52,00 0,04 452 Celda de Transformador TRF-1 CE-010COU1MCISBTR 42,75 0,03 453 Celda de Alimentador SC-21 CE-023COU1MCISBAL 47,32 0,03 454 Celda de Alimentador SC-22 CE-023COU1MCISBAL 47,32 0,03 455 Celda de Alimentador SC-10 CE-010COU1MCISBAL 34,96 0,03 456 Celda de Alimentador SC-11 CE-010COU1MCISBAL 34,96 0,03 457 Celda de Alimentador SC-12 CE-010COU1MCISBAL 34,96 0,03 458 Celda de mediciónMD-1 CE-010COU1MCISBMD 19,59 0,01 459 Transformador de Potencia TRF-1 TP-060023010-025CO1E 902,23 0,65 460 Celda de Transformador TRF-1 CE-060COU1C1EDBTR 203,92 0,15 461 Celda de Transformador TRF-1 CE-010COU1MCISBTR 42,41 0,03 462 Celda de Alimentador SJ-01 CE-010COU1MCISBAL 34,68 0,02




Miles de US$ (%) 463 Celda de Alimentador SJ-02 CE-010COU1MCISBAL 34,68 0,02 464 Celda de Alimentador SJ-03 CE-010COU1MCISBAL 34,68 0,02 465 Celda de Alimentador SJ-04 CE-010COU1MCISBAL 34,68 0,02 466 Celda de Alimentador SJ-05 CE-010COU1MCISBAL 34,68 0,02 467 Celda de Alimentador SJ-06 CE-010COU1MCISBAL 34,68 0,02 468 Celda de Alimentador SJ-09 CE-010COU1MCISBAL 34,68 0,02 469 Celda de mediciónMD-1 CE-010COU1MCISBMD 19,44 0,01 470 Transformador de Potencia TRF-1 TP-060010-025CO1E 753,94 0,54 471 Celda de Línea L-651 CE-060COU1C1ESBLI 215,02 0,15 472 Celda de Línea L-663 CE-060COU1C1ESBLI 215,02 0,15 473 Celda de Línea L-605 CE-060COU1C1ESBLI 215,02 0,15 474 Celda de Transformador TRF-1 CE-060COU1C1ESBTR 176,87 0,13 475 Celda de Transformador TRF-2 CE-060COU1C1ESBTR 176,87 0,13 476 Celda de Transformador TRF-1 CE-010COU1MCISBTR 42,20 0,03 477 Celda de Transformador TRF-2 CE-010COU1MCISBTR 42,20 0,03 478 Celda de Alimentador SL-01 CE-010COU1MCISBAL 34,51 0,02 479 Celda de Alimentador SL-02 CE-010COU1MCISBAL 34,51 0,02 480 Celda de Alimentador SL-03 CE-010COU1MCISBAL 34,51 0,02 481 Celda de Alimentador SL-04 CE-010COU1MCISBAL 34,51 0,02 482 Celda de Alimentador SL-05 CE-010COU1MCISBAL 34,51 0,02 483 Celda de Alimentador SL-06 CE-010COU1MCISBAL 34,51 0,02 484 Celda de Alimentador SL-07 CE-010COU1MCISBAL 34,51 0,02 485 Celda de Alimentador SL-08 CE-010COU1MCISBAL 34,51 0,02 486 Celda de Alimentador SL-09 CE-010COU1MCISBAL 34,51 0,02 487 Celda de Alimentador SL-11 CE-010COU1MCISBAL 34,51 0,02 488 Celda de Alimentador SL-13 CE-010COU1MCISBAL 34,51 0,02 489 Celda de Alimentador SL-14 CE-010COU1MCISBAL 34,51 0,02 490 Celda de Alimentador SL-15 CE-010COU1MCISBAL 34,51 0,02 491 Celda de Alimentador SL-16 CE-010COU1MCISBAL 34,51 0,02




Miles de US$ (%) 492 Celda de Alimentador SL-17 CE-010COU1MCISBAL 34,51 0,02 493 Celda de compensador reactivo CAP-1 CE-010COU1MCISBCC 34,44 0,02 494 Transformador de Potencia TRF-1 TP-060010-025CO1E 724,03 0,52 495 Transformador de Potencia TRF-2 TP-060010-025CO1E 724,03 0,52 496 Compensador reactivo CAP-1 SC-010CO1BPEF-0004 70,27 0,05 497 Celda de Línea L-647 CE-060COU1C1ESBLI 235,76 0,17 498 Celda de Línea L-673 CE-060COU1C1ESBLI 235,76 0,17 499 Celda de Transformador TRF-1 CE-060COU1C1ESBTR 193,93 0,14 500 Celda de Transformador TRF-1 CE-010COU1MCISBTR 44,01 0,03 501 Celda de Alimentador SR-01 CE-010COU1MCISBAL 35,99 0,03 502 Celda de Alimentador SR-02 CE-010COU1MCISBAL 35,99 0,03 503 Celda de Alimentador SR-03 CE-010COU1MCISBAL 35,99 0,03 504 Celda de Alimentador SR-04 CE-010COU1MCISBAL 35,99 0,03 505 Celda de Alimentador SR-05 CE-010COU1MCISBAL 35,99 0,03 506 Celda de Alimentador SR-08 CE-010COU1MCISBAL 35,99 0,03 507 Celda de Alimentador SR-09 CE-010COU1MCISBAL 35,99 0,03 508 Celda de mediciónMD-1 CE-010COU1MCISBMD 20,17 0,01 509 Celda de mediciónMD-1 CE-010COU1MCISBMD 20,17 0,01 510 Transformador de Potencia TRF-1 TP-060010-025CO1E 727,76 0,52 511 Celda de Línea L-658 CE-060COU1C1ESBLI 234,91 0,17 512 Celda de Línea L-659 CE-060COU1C1ESBLI 234,91 0,17 513 Celda de Transformador TRF-1 CE-060COU1C1ESBTR 193,23 0,14 514 Celda de Transformador TRF-1 CE-023COU1MCISBTR 49,40 0,04 515 Celda de Transformador TRF-1 CE-010COU1MCISBTR 40,62 0,03 516 Celda de Alimentador ST-21 CE-023COU1MCISBAL 44,95 0,03 517 Celda de Alimentador ST-22 CE-023COU1MCISBAL 44,95 0,03 518 Celda de Alimentador ST-23 CE-023COU1MCISBAL 44,95 0,03 519 Celda de Alimentador ST-24 CE-023COU1MCISBAL 44,95 0,03 520 Celda de Alimentador ST-11 CE-010COU1MCISBAL 33,21 0,02




Miles de US$ (%) 521 Celda de Alimentador ST-12 CE-010COU1MCISBAL 33,21 0,02 522 Celda de Alimentador ST-13 CE-010COU1MCISBAL 33,21 0,02 523 Celda de Alimentador ST-14 CE-010COU1MCISBAL 33,21 0,02 524 Celda de Alimentador ST-15 CE-010COU1MCISBAL 33,21 0,02 525 Celda de mediciónMD-1 CE-023COU1MCISBMD 30,03 0,02 526 Celda de mediciónMD-1 CE-010COU1MCISBMD 18,61 0,01 527 Transformador de Potencia TRF-1 TP-060023010-040CO1E 994,08 0,71 528 Celda de Línea L-643 CE-060COU1C1ESBLI 218,20 0,16 529 Celda de Línea L-644 CE-060COU1C1ESBLI 218,20 0,16 530 Celda de Transformador TRF-1 CE-060COU1C1ESBTR 179,48 0,13 531 Celda de Transformador TRF-2 CE-060COU1C1ESBTR 179,48 0,13 532 Celda de Transformador TRF-1 CE-010COU1MCISBTR 40,82 0,03 533 Celda de Transformador TRF-2 CE-010COU1MCISBTR 40,82 0,03 534 Celda de Alimentador VM-01 CE-010COU1MCISBAL 33,38 0,02 535 Celda de Alimentador VM-02 CE-010COU1MCISBAL 33,38 0,02 536 Celda de Alimentador VM-04 CE-010COU1MCISBAL 33,38 0,02 537 Celda de Alimentador VM-05 CE-010COU1MCISBAL 33,38 0,02 538 Celda de Alimentador VM-06 CE-010COU1MCISBAL 33,38 0,02 539 Celda de Alimentador VM-07 CE-010COU1MCISBAL 33,38 0,02 540 Celda de Alimentador VM-08 CE-010COU1MCISBAL 33,38 0,02 541 Celda de Alimentador VM-09 CE-010COU1MCISBAL 33,38 0,02 542 Celda de Alimentador VM-10 CE-010COU1MCISBAL 33,38 0,02 543 Celda de Alimentador VM-11 CE-010COU1MCISBAL 33,38 0,02 544 Celda de Alimentador VM-12 CE-010COU1MCISBAL 33,38 0,02 545 Celda de Alimentador VM-13 CE-010COU1MCISBAL 33,38 0,02 546 Celda de Alimentador VM-14 CE-010COU1MCISBAL 33,38 0,02 547 Celda de Alimentador VM-15 CE-010COU1MCISBAL 33,38 0,02 548 Celda de Alimentador VM-16 CE-010COU1MCISBAL 33,38 0,02 549 Celda de Alimentador VM-17 CE-010COU1MCISBAL 33,38 0,02




Miles de US$ (%) 550 Celda de Alimentador VM-18 CE-010COU1MCISBAL 33,38 0,02 551 Celda de compensador reactivo CAP-1 CE-010COU1MCISBCC 33,31 0,02 552 Celda de mediciónMD-1 CE-010COU1MCISBMD 18,71 0,01 553 Celda de mediciónMD-2 CE-010COU1MCISBMD 18,71 0,01 554 Transformador de Potencia TRF-1 TP-060010-025CO1E 705,47 0,51 555 Transformador de Potencia TRF-2 TP-060010-025CO1E 705,47 0,51 556 Compensador reactivo CAP-1 SC-010CO1BPEF-0010 86,56 0,06 557 Celda de Transformador TRF-2 CE-023COU1MCISBTR 48,13 0,03 558 Celda de Transformador TRF-2 CE-010COU1MCISBTR 48,42 0,03 559 Celda Línea-TransformadorL-639 CE-060COU1C1ESBLT 172,03 0,12 560 Celda de Alimentador BJ-21 CE-023COU1MCISBAL 43,80 0,03 561 Celda de Alimentador BJ-01 CE-010COU1MCISBAL 39,59 0,03 562 Celda de Alimentador BJ-02 CE-010COU1MCISBAL 39,59 0,03 563 Celda de Alimentador BJ-04 CE-010COU1MCISBAL 39,59 0,03 564 Celda de Alimentador BJ-05 CE-010COU1MCISBAL 39,59 0,03 565 Celda de compensador reactivo CAP-1 CE-010COU1MCISBCC 39,51 0,03 566 Celda de mediciónMD-1 CE-023COU1MCISBMD 29,26 0,02 567 Celda de mediciónMD-1 CE-010COU1MCISBMD 22,19 0,02 568 Transformador de Potencia TRF-2 TP-060023010-025CO1I 840,77 0,60 569 Compensador reactivo CAP-1 SC-010CO1BPEF-0003 60,89 0,04 570 Celda de Línea L-621 CE-060COU1C1ESBLI 232,53 0,17 571 Celda de Línea L-624 CE-060COU1C1ESBLI 232,53 0,17 572 Celda de Línea L-639 CE-060COU1C1ESBLI 232,53 0,17 573 Celda de Transformador TRF-1 CE-060COU1C1ESBTR 191,27 0,14 574 Celda de Transformador TRF-1 CE-010COU1MCISBTR 42,98 0,03 575 Celda de Alimentador S-01 CE-010COU1MCISBAL 35,14 0,03 576 Celda de Alimentador S-02 CE-010COU1MCISBAL 35,14 0,03 577 Celda de Alimentador S-04 CE-010COU1MCISBAL 35,14 0,03 578 Celda de Alimentador S-05 CE-010COU1MCISBAL 35,14 0,03




Miles de US$ (%) 579 Celda de mediciónMD-1 CE-010COU1MCISBMD 19,70 0,01 580 Transformador de Potencia TRF-1 TP-060010-010CO1E 540,39 0,39 581 Celda Línea-TransformadorL-649 CE-060SIR2C1ESBLT 191,69 0,14 582 Celda Línea-TransformadorSM-11 CE-010SIR2C1ESBLT 53,11 0,04 583 Transformador de Potencia TRF-1 TP-060023010-010SI2E 651,08 0,47 584 Celda de Línea L-647 CE-060SIR2C1ESBLI 204,76 0,15 585 Celda de Transformador TRF-1 CE-060SIR2C1ESBTR 164,80 0,12 586 Celda de Transformador TRF-1 CE-010SIR2C1ESBTR 47,99 0,03 587 Celda de Alimentador SU-01 CE-010SIR2C1ESBAL 50,94 0,04 588 Celda de Alimentador SU-02 CE-010SIR2C1ESBAL 50,94 0,04 589 Celda de Alimentador SU-03 CE-010SIR2C1ESBAL 50,94 0,04 590 Celda de mediciónMD-1 CE-010SIR2C1ESBMD 20,46 0,01 591 Transformador de Potencia TRF-1 TP-060010-005SI2E 366,09 0,26 592 Línea 220 kV SAN JUAN - BALNEARIOS LT-220COU0PAD0C1500A 2 321,36 1,66

593 Línea 60 kV SANTA ROSA NUEVA - Drv. a PUENTE LT-060COU0ACD0C1400A 1 037,57 0,74

594 Línea 60 kV SANTA ROSA NUEVA - Drv. a PUENTE LT-060COU0XXD0C3400S 602,89 0,43

595 Línea 60 kV PUENTE - Drv. a LOS INGENIEROS LT-060COU0ACD0C1400A 171,37 0,12

596 Línea 60 kV Drv. a LOS INGENIEROS - LOS INGENIEROS LT-060COU0ACD0C1400A 291,00 0,21

597 Línea 60 kV Drv. a LOS INGENIEROS - LOS INGENIEROS LT-060COU0XXD0C3500S 426,27 0,31

598 Línea 60 kV Drv. a LOS INGENIEROS - Drv. a MONTERRICO LT-060COU0ACD0C1400A 533,50 0,38

599 Línea 60 kV Drv. a MONTERRICO - BALNEARIOS LT-060COU0ACD0C1400A 506,01 0,36 600 Línea 60 kV Drv. a MONTERRICO - MONTERRICO LT-060COU0ACD0C1300A 240,52 0,17

601 Línea 60 kV SANTA ROSA NUEVA - SANTA ROSA ANTIGUA LT-060COU0XXS0C3300S 124,20 0,09

602 Línea 60 kV SANTA ROSA NUEVA - SANTA ROSA ANTIGUA LT-060COU0XXS0C3500S 175,49 0,13




Miles de US$ (%) 603 Línea 60 kV SANTA ROSA ANTIGUA - GALVEZ LT-060COU0XXD0C3300S 129,00 0,09 604 Línea 60 kV SANTA ROSA ANTIGUA - GALVEZ LT-060COU0XXS0C3500S-ES 2 385,52 1,71 605 Línea 60 kV SANTA ROSA ANTIGUA - GALVEZ LT-060COU0XXS0C3400S 2 020,30 1,45 606 Línea 60 kV BALNEARIOS - LIMATAMBO LT-060COU0XXD0C3400S 3 904,35 2,80 607 Línea 60 kV LIMATAMBO - SAN ISIDRO LT-060COU0XXD0C3300S 2 270,78 1,63 608 Línea 60 kV BALNEARIOS - NEYRA LT-060COU0ACD0C1300A 450,80 0,32 609 Línea 60 kV NEYRA - SAN ISIDRO LT-060COU0XXS0C3400S 1 787,39 1,28 610 Línea 60 kV BALNEARIOS - BARRANCO LT-060COU0XXD0C3300S 256,50 0,18 611 Línea 60 kV BALNEARIOS - BARRANCO LT-060COU0ACD0C1300A 784,63 0,56

612 Línea 60 kV SAN JUAN - Drv. A VILLA EL SALVADOR LT-060COU0AMD0C5300A 504,13 0,36

613 Línea 60 kV Drv. A VILLA EL SALVADOR - VILLA EL SALVADOR LT-060COU0AMD0C5300A 3,76 0,00

614 Línea 60 kV Drv. A VILLA EL SALVADOR - Drv. a PACHACAMAC LT-060COU0AMD0C5300A 295,71 0,21

615 Línea 60 kV Drv. a PACHACAMAC - PACHACAMAC LT-060COU0ACD0C1300A 191,89 0,14

616 Línea 60 kV Drv. a PACHACAMAC - LURIN LT-060COU0AMD0C5300A 51,17 0,04 617 Línea 60 kV Drv. a PACHACAMAC - LURIN LT-060COU0AMD0C5120A 314,10 0,22 618 Línea 60 kV LURIN - Drv. a PRADERAS LT-060COU0AMD0C5300A 444,09 0,32 619 Línea 60 kV LURIN - Drv. a PRADERAS LT-060COU0XXD0C3400S 247,03 0,18 620 Línea 60 kV Drv. a PRADERAS - PRADERAS LT-060COU0ACD0C1120A 16,44 0,01 621 Línea 60 kV Drv. a PRADERAS - SAN BARTOLO LT-060COR0PMD0C5120A 613,62 0,44 622 Línea 60 kV SAN BARTOLO - BUJAMA LT-060COR0PMS0C5120A 1 421,05 1,02 623 Línea 60 kV SAN JUAN - CHORRILLOS LT-060COU0ACD0C1120A 553,82 0,40 624 Línea 60 kV SAN JUAN - VILLA MARIA LT-060COU0AMD0C5300A 570,35 0,41 625 Línea 60 kV SAN JUAN - ATOCONGO LT-060COU0AMD0C5300A 916,47 0,66 626 Línea 60 kV ÑAÑA - Drv. a SANTA CLARA LT-060COU0ACS0C1300A 500,56 0,36 627 Línea 60 kV ÑAÑA - Drv. a SANTA CLARA LT-060COU0AMS0C5120A 66,72 0,05 628 Línea 60 kV Drv. a SANTA CLARA - SANTA CLARA LT-060COU0ACD0C1300A 435,03 0,31




Miles de US$ (%) 629 Línea 60 kV Drv. a SANTA CLARA - HUACHIPA LT-060COU0ACS0C1300A 434,10 0,31

630 Línea 60 kV SANTA ROSA ANTIGUA - Drv. a SANTA ANITA LT-060COU0ACD0C1300A 504,69 0,36

631 Línea 60 kV SANTA ROSA ANTIGUA - Drv. a SANTA ANITA LT-060COU0AMD0C5120A 198,59 0,14

632 Línea 60 kV Drv. a SANTA ANITA - SANTA ANITA LT-060COU0ACD0C1300A 583,55 0,42 633 Línea 60 kV Drv. a SANTA ANITA - HUACHIPA LT-060COU0AMD0C5120A 193,02 0,14 634 Línea 60 kV HUACHIPA - LA PLANICIE LT-060COU0AMD0C5120A 697,09 0,50 635 Línea 60 kV SALAMANCA - BALNEARIOS LT-060COU0ACS0C1300A 376,05 0,27 636 Línea 60 kV CHOSICA - SURCO LT-060SIR0TAS0C1120A 1 371,28 0,98 637 Línea 60 kV SURCO - Drv. a SAN MATEO LT-060SIR0TAS1C1120A 1 043,80 0,75 638 Línea 60 kV Drv. a SAN MATEO - SAN MATEO LT-060SIR0TAS1C1120A 40,28 0,03 639 Línea 60 kV SALAMANCA - LIMATAMBO LT-060COU0ACS0C1300A 353,34 0,25



TABLA A2: ELEMENTOS DEL SST CORRESPONDIENTE AL TITULAR EDECAÑETE


Miles de US$ (%) 1 Línea 60 kV SET CANTERA - SET SAN VICENTE LT-060COU0ACS0C1120A 501,04 10,43

2 Celda de Línea a INDEPENDENCIA CE-220COU1C1ESBLI 436,91 9,09

3 Celda de Línea a CHILCA CE-220COU1C1ESBLI 436,91 9,09

4 Celda de Línea/Transformador a SAN VICENTE CE-060COU1C1ESBLT 204,37 4,25

5 Celda transformador CANTERA 220 kV N° 1 CE-220COU1C1ESBTR 348,43 7,25

6 Transformador CANTERA 220/60 kV N° 1 TP-220060023-025CO1E 1 558,23 32,43

7 Celda de Línea/Transformador viene de CANTERA CE-060COU1C1ESBLT 184,69 3,84

8 Celda transformador SAN VICENTE 10 kV N° 1 CE-010COU1C1ESBTR 46,25 0,96

9 Celda Alimentador 10 kV CÑ-1 CE-010COU1C1ESBAL 52,78 1,10






15 Celda Compensador SAN VICENTE 10 kV CE-010COU1C1ESBCC 52,10 1,08

16 Transformador SAN VICENTE 60/10 kV N° 1 TP-060010-015CO1E 654,16 13,61

17 Compensador reactivo SAN VICENTE 10 kV SC-010CO1BPEF-0003 65,36 1,36



TABLA A3: ELEMENTOS DEL SST CORRESPONDIENTE AL TITULAR EDEGEL


Miles de US$ (%) 1 LT 220kV Huinco - Santa Rosa LT-220COU0PAD0C1500A 16 309,97 19,44

2 LT 220kV Matucana - Callahuanca LT-220COU0PAS0C1500A 1 959,08 2,34

3 LT 220kV Purunhuasi - Callahuanca LT-220COU0PAS0C1500A 3 694,40 4,40

4 LT 220kV Callahuanca - Cajamarquilla LT-220COU0PAD0C1500A 10 979,41 13,09

5 LT 220kV Cajamarquilla - Chavarría LT-220COU0PAD0C1500A 6 382,47 7,61

6 LT 60kV Callahuanca - Huachipa LT-060COU0ACS0C1300A 3 938,76 4,70

7 LT 60kV Callahuanca - Huampaní LT-060COU0ACS0C1300A 2 715,02 3,24

8 LT 60kV Callahuanca - Moyopampa LT-060COU0ACS0C1300A 1 626,98 1,94

9 LT 60kV Moyopampa - Santa Rosa LT-060COU0ACD0C1300A 6 279,55 7,49

10 LT 60kV Moyopampa - Chosica LT-060COU0ACS0C1300A 335,72 0,40

11 LT 60kV Huampaní - Ñaña LT-060COU0ACS0C1300A 908,90 1,08

12 LT 60kV Moyopampa - Balnearios LT-060COU0ACS0C1300A 4 450,41 5,31

13 LT 60kV Moyopampa - Salamanca LT-060COU0ACS0C1300A 2 732,52 3,26

14 LT 220kV Chimay - Yanango LT-220SER0TAS1C4500A 4 293,61 5,12

15 LT 220kV Yanango - Pachachaca LT-220SIR1TAS1C2592A 10 111,69 12,06

16 Celda 60kV Transformador G1 Callahuanca CE-060SIR2C1EDBTR 250,12 0,30



19 Celda Transformador 220/60/10kV Callahuanca CE-220SIR2C1ESBTR 414,28 0,49

20 Celda 60kV Transformador G1 Moyopampa CE-060SIU2C1EDBTR 242,24 0,29



23 Celda 220kV Transformador G1 Huinco CE-220SIR2C1ESBTR 620,26 0,74






Miles de US$ (%) 26 Celda 220kV Transformador G4 Huinco CE-220SIR2C1ESBTR 620,26 0,74

27 Celda 220kV Transformador G1 Yanango CE-220SER1C1ESBTR 589,22 0,70

28 Celda 60kV Transformador G1 Huampaní CE-060COU1C1ESBTR 189,87 0,23

29 Celda 60kV Transformador G2 Huampaní CE-060COU1C1ESBTR 189,87 0,23

30 Celda 220kV Transformador TG7 Santa Rosa CE-220COU1C1EDBTR 489,86 0,58

31 Celda 220kV Nuevo Transformador Santa Rosa (*) CE-220COU1C1EDBTR 489,86 0,58

32 Celda 220kV Transformador TG3 Ventanilla CE-220COU1C1ESBTR 419,29 0,50

33 Celda 220kV Transformador TG4 Ventanilla CE-220COU1C1ESBTR 419,29 0,50



TABLA A4: ELEMENTOS DEL SST CORRESPONDIENTE AL TITULAR REP

Monto de Alícuota Item Elemento Código Módulo Estándar Asignado Inversión Inversión

Miles de US$ (%) 1 Celda de Transformación CE-220COU1C1EDBTR 383,21 15,28

2 Celda de Transformación CE-220COU1C1EDBTR 403,16 16,07

3 Celda de Línea a Patio 60kV LDS CE-060COU1C1EDBLI 234,34 9,34

4 Celda de Banco de Capacitores CE-060COU1C1ESBCC 180,25 7,19



7 Banco de Capacitores de 30 MVAr SC-060CO1BPEF-0030 315,51 12,58



TOTAL 2 508,01 100,00



Anexo B Diagramas Unifilares del SER 2009-

2013-Según Propuesta.



DIAGRAMAS UNIFILAR

EMPRESA LUZ DEL SUR



LUZ DEL SUR SGPR

PowerFactory 13.1.260

DPTO. PLANEAMIENTO ALTA TENSION Y REGULA

SER de Luz del Sur 2008 - 2020 Año: 2014

Project: Graphic: LDS Date: 30/05/2008 Annex: Año 6

Load Flow BalancedNodesLine-Line Voltage, Magnitude [kV]Voltage, Magnitude [p.u.]Voltage, Angle [deg]

BranchesActive Power [MW]Apparent Power [MVA]Current, Magnitude [kA]

Switch General LoadActive PowerReactive PowApparent Pow

ANALISIS DE FLUJO DE CARGA

L-62

1A-32.53

11.220.12

23.00

T1-S

T

28.0530.150.3060.54-27.9429.410.7260.54

-6

T22-CL

2

T22-IN

70.5779.670.2294.41

-69.8975.260.74

94.41

1

L-B_

C..

14.4318.640.1825.12

-14.3618.650.1825.12

T2-PR

11.9212.780.1353.61

-0.000.000.0053.61

-11.8512.480.70

53.61

-10

T1-L

24.0725.790.2753.50-23.9725.230.6153.50

-9

C10-PR2

11.853.9012.48

C10-CP1

28.509.3730.00

C10-CP2

27.128.9228.55

T2-C

P

27.3329.830.30119.62-27.1228.551.58119.62

-8

T1-C

P

28.7231.400.32126.78-28.5030.001.66126.78

-9

L-CP_SI

-27.3329.830.3058.37

27.3929.570.2958.37

0.000.00

0.000.00

C10-SJ2

13.114.3113.80

T3-C

35.1838.080.3875.72-35.0136.852.0575.72

-6

L-2010A-LDS

-30.5360.460.1719.50

L-2010B-LDS

-185.6..195.500.5463.06

L-IN

_PL

42.0349.400.4974.80

-41.5748.500.4974.80

T11-IN

145.58164.500.4692.04

-144.1..155.381.53

92.04

1

1.49151.15

0.68244.17

T1-B

J

8.409.020.1057.93-8.358.790.5757.93

0

L-IN_ST

35.3241.050.4061.69

-35.1340.670.4161.69

C60-SJ

20.006.5721.05

C60-P

20.006.5721.05

L-64

2-2

-6.448.240.0823.12

L-64

2-1

6.716.720.0718.78

L-PL_CG2-6.626.630.0718.79

T2-VM

28.1528.620.2873.00

-28.0128.141.57

73.00

-7

T2-M

O

25.0527.260.27

108.97

-24.8726.181.46

108.97

-7

L-S_CL

-32.8133.830.3552.26

33.6135.310.3552.26

L-G

_SI

52.9057.280.5673.05

-52.5556.690.5673.05

T33-SJ

146.41155.890.4386.19

-145.1..149.821.4386.19

1

L-Z-

C

55.0859.700.5956.55

-54.7960.560.6056.55

CSP-23-CG

10.003.2910.53

L-M

O_Z

25.7131.460.3146.59

-25.5430.990.3146.59

L-PL_CG1

-6.388.210.08

23.28

T1-CG

13.0014.090.15

58.30-2.933.080.1758.30

-11

C10-CG1

2.930.963.08

C10-B3

17.175.6418.07

T3-B

15.1317.540.1769.88-15.0318.121.0069.88

0

S4.

0-B2.14

15.910.880.00

-2.1415.910.880.00

S3.

0-B0.77

20.790.210.00

-0.7720.790.210.00

T3-A

35.0738.430.3898.50

-34.8436.682.0398.50

-11

T2-IG

-0.780.800.013.24

0.800.840.023.24

-4

T2-L17.4318.760.1977.84 -17.33

18.241.0177.84

-10

T2-S

T

25.0727.060.2767.92-24.9426.261.4667.92

-7

CSP-23-CL

7.002.307.37

C23-CL1

4.401.454.63

T1-CL

11.4612.260.1248.15

-11.4012.000.29

48.15

-5

P_REP

0.0039.480.38

2

T55-Z

95.25103.560.2987.43

-94.4199.090.9787.43

1

C10-MO2

24.878.1826.18

C10-IG2

14.594.80

15.36

0.000.00

0.000.00

T2-C

27.8330.240.3077.68

-27.6829.141.6177.68

-10

T1-Z

29.6532.280.3282.07

-29.4931.041.7282.07

-9

T1-SJ

23.0524.890.2461.89

-22.9424.151.3461.89

-6

C10-L2

17.335.70

18.24

C10-SC2

15.265.02

16.06

C10-ST2

24.948.2026.26

L-640

23.8326.140.26

70.79

-21.8423.380.2670.79

L-639-29.5929.690.30

83.63

31.0531.050.3083.63

C10-HP2

23.827.8325.07

T2-BJ

13.4514.360.1663.41

-0.000.000.0063.41

-13.3714.080.35

63.41

-13

L-65

1

-19.5222.410.2233.85

19.6022.600.2233.85

L-61

1

-7.9613.720.1417.54

L-61

3

-7.9313.770.1423.54

7.9613.720.1423.54

T1-SC

16.3717.690.1873.13

-16.2617.120.4173.13

-10

L-655-26.6726.800.2870.69

27.0327.290.28

70.69

T2-S

C

15.2916.420.1767.86

-15.2116.010.8967.86

-9

T1-SL

33.7736.980.3796.02

-33.5635.331.9596.02

-12

T2-HP

23.9425.920.2668.30

-23.8225.071.3968.30

-12

L-609B

34.3735.570.3560.55

-34.2335.410.3560.55

L-2X

XX

-100.8..107.250.2933.33

L-603

-36.6036.650.3768.83

L-67

3

-24.4026.210.2541.15

L-60

5

-26.4526.580.27

49.20

L-60

6

-21.6221.640.2147.23

L-65

4

-60.1062.630.63117.10

1.01103.10

0.29107.25

T11-CL

100.86107.250.29

90.87

-99.95103.101.0190.87

2

T2-A

43.0046.800.4692.75-42.7645.012.4992.75

-7

B/S SJREP..-833.6..920.442.520.00

B/S PEDN-PLD..-252.3..275.850.760.00

0.76275.85

2.52920.44

C10-SI2

0.000.000.00

L-621A-1-12.0719.990.20

30.49

12.1120.110.2030.49

L-64

6-2

32.2634.080.33

50.57

-32.1233.810.33

50.57

C10-Z3

35.4611.6537.32

C10-VM1

37.4112.2939.37

C10-U2

43.0714.1645.33

C10-SR2

0.000.000.00

C10-SL2

41.9013.7744.11

C10-S2

4.141.364.35

C10-C1

28.199.2629.67

C10-BJ1

8.242.718.67

C10-B2

16.625.46

17.49

C10-A1

42.7214.0444.97

C23-BJ2

13.374.40

14.08

C10-BJ2

0.110.040.12

C-PL

1

C10-A2

42.8014.0745.05

RC-A

1

T1-A

43.0046.800.4692.75-42.7645.012.4992.75

-7

C10-IG1

28.029.2129.49

C10-SC1

-0.05-0.020.05

C10-MO1

0.000.000.00

C10-ST1

0.000.000.00

C23-IG1

-0.80-0.260.84

C23-SC1

16.265.3517.12

C23-MO1

27.218.9428.64

C23-ST1

27.949.1829.41

T1-IG

42.9447.580.47122.81

-42.6144.852.50122.81

-12

T1-MO

27.3529.290.2975.70

-27.2128.640.6975.70

-0.0

00.

000.

0075

.70-9

C23-SI3

6.662.197.01

T3-SI

25.1627.120.27

69.90-6.667.010.1769.90

-18.3919.351.0869.90

-9

RC-SI

1

C10-SI1

31.3910.3233.04

C10-U3

20.926.8722.02

C10-SI3

18.396.04

19.35

C10-U1

34.6511.3936.48

C-SI

1C-U

1

T3-U

21.0522.780.2391.62-20.9222.021.2291.62

-7

T2-U

43.3147.160.47

94.85-43.0745.332.52

94.85

-8

T1-S

I

31.5434.030.34

67.77-31.3933.041.84

67.77

-6

C-S5

C-S

3 Aco

p5

C23-L1

23.977.8825.23

T1-G

32.5935.590.3590.24

-32.3934.101.9090.24

-9

T1-U

34.8838.250.3899.49

-34.6536.482.02

99.49

-12

T2-S

R

0.010.020.000.33-0.000.000.000.33

1

T2-S

3.774.020.0459.03-3.753.940.2259.03

-5

SJ-REP

-0.0090.950.87

3

C60-A

4.221.394.44

L-609C37.6839.820.3953.61

-37.6739.880.3953.61

L-610C

37.6839.820.3953.61

-37.6739.880.3953.61

C60-NA

3.761.243.96

SVS

SVC-Z

-0.0032.852.56

T0-Z

0.1130.060.2953.85

-0.0032.852.5653.850

C10-Z1

29.499.6931.04

C10-C3

35.0111.5136.85

C10-Z2

39.9813.1442.08

C-Z

1

T3-Z

35.6438.580.3875.85-35.4637.322.0875.85

-5

T2-Z

40.1943.650.4385.82-39.9842.082.3385.82

-6

C10-C2

27.689.1029.14

L-66

3

-29.9335.700.3645.17

30.1636.300.36

45.17

L-647

8.899.430.0924.80

-8.679.240.0924.80

L-6495.956.340.06

17.27

-5.876.310.0617.27

C-C

1

L-656

5.0311.290.1117.45

-4.9911.220.1217.45

L-60

9A

25.1428.910.2838.42

-24.9828.580.2838.42

L-64

1

5.736.550.0718.29

-5.676.460.0718.29

L-659

-5.0811.820.12

30.73

5.1411.900.1230.73

L-658

23.4526.540.26

38.99

-23.1325.810.26

38.99

L-65

7

27.9435.210.3451.71

-27.4033.740.3451.71

C60-S_J

2.010.662.12

T2-S

J

13.1914.210.1479.45

-13.1113.800.7679.45

-2

C10-SJ1

22.947.5424.15

C60-C_L

64.2521.1267.63

L-64

6-1

32.6734.900.33

50.55

-32.2634.080.33

50.55

L-64

5

32.6734.900.33

50.57

-32.1233.810.33

50.57

L-70

545.3952.620.5157.98

-45.3752.640.5157.98

L-70

2

56.3266.670.6563.61

-56.3166.670.6563.61

L-62

8

-45.0949.850.4952.37

45.1949.470.4852.37

L-62

7-82.8989.300.8775.00

83.1588.900.8675.00

L-612

-26.8627.110.2740.75

27.0227.310.2740.75

L-61

0A

25.1428.910.2838.42

-24.9828.580.2838.42

T44-P

104.09113.640.31

94.55-103.1..108.291.0594.55

1

T33-P

148.28162.210.4589.96

-146.9..154.541.50

89.96

1

T1-C

28.3230.480.3060.54

-28.1929.671.6460.54

-6

L-63

8

24.9626.280.2638.91

-24.8025.970.2638.91

L-63

7

24.9626.280.26

38.91

-24.8025.970.26

38.91

L-634

L-63331.6133.130.3348.19-31.54

34.030.3448.19

L-63528.7631.270.3161.87

-28.7231.400.3261.87

L-63

1

64.4171.040.7067.98

-64.0069.730.7067.98

L-63

2

64.4171.040.7067.98

-64.0069.730.7067.98

L-63

0

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-43.8846.880.4663.15

L-62

9

43.9846.580.4663.15

-43.8846.880.4663.15

L-20

13

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-236.9..267.750.7586.87

L-20

12

238.33271.760.7486.87

-236.9..267.750.7586.87

T44-Z

95.63103.960.2987.77

-94.7999.480.9787.77

1

T33-Z

154.49186.950.5287.95

-152.9..174.911.7287.95

0

T22-Z

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-127.5..136.291.3480.45

1

L-67

8

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-36.0240.410.4051.41

L-67

7

36.3441.300.4051.41

-36.0240.410.4051.41

L-64

3

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-34.6237.660.3755.88

L-64

4

35.0338.590.3755.88

-34.6237.660.3755.88

L-62

1A-2

-11.9319.620.20

30.62

L-621C

31.0

431

.10

0.32

49.0

4

-31.0431.090.3249.04

L-624C

2.50

11.2

40.

1217

.73

-2.5011.240.1217.73

L-62

1B

-31.0431.100.32

49.04

31.5531.740.32

49.04

L-62

4B

-20.3920.510.2131.92

20.6020.660.2131.92

L-62

4A

-20.2820.430.2141.3820.3920.510.2141.38

L-62

2

11.9318.650.1928.60

-11.8118.330.1928.60

L-620

32.8541.340.4059.94

-32.0939.250.4059.94

L-619

54.6465.890.63

95.38

-53.5663.000.63

95.38

T22-SJ

107.40114.040.3194.76-106.4..109.631.0594.76

-0.00

0.00

0.00

94.76

0

T11-SJ

103.15109.650.3090.95

-102.2..105.401.0190.95

-0.00

0.00

0.00

90.95

1

T1-PR

21.6123.110.2462.67

-21.5122.640.5562.67

-0.0

00.

000.

0062

.67

-13

C10-PR1

0.000.000.00

C23-PR1

21.517.0722.64

C10-PA1

20.046.59

21.10

C10-L1

0.000.000.00

T1-P

A

20.1621.790.22

88.49-20.0421.101.17

88.49

-8

C10-S1

6.061.996.38

T1-S

6.496.930.0756.94-6.456.800.3756.94

-5

T1-S

A

20.7322.420.2290.27-20.6021.681.2190.27

-7

T2-S

A

20.7322.420.22

90.27-20.6021.681.21

90.27

-7

C10-SA1

20.576.7621.65

C10-SA2

20.636.78

21.72

RC-SA

1

C-BJ

1

T1-V

M

41.0847.850.4794.38-40.8445.462.5394.38

-7

C10-VM2

31.4410.3433.10

RC-VM

1

C23-CH2

12.264.03

12.91

T2-CH

25.3127.880.27

68.58-12.9013.580.7668.58

-12.2612.910.31

68.58

-7

C10-CH2

12.904.2413.58

C10-CH1

32.1410.5733.84

RC-CH

1

C10-HP1

27.529.0528.97

C10-PL2

19.996.5721.04

C10-PL1

20.566.7621.64

C23-SM1

5.831.926.14

C10-SR1

15.405.0616.21

C10-SU1

2.690.892.84

T1-S

U

2.712.900.0356.78-2.692.840.1656.78

-2

T2-P

L

20.1121.740.2288.78

-19.9921.041.1788.78

-8

T1-P

L

20.6822.360.2391.33

-20.5621.641.1991.33

-9

C10-SM1

0.000.000.00

C10-NA1

29.139.5830.67

RC-G1

1

T1-SM

5.876.310.0667.33

-5.836.140.15

67.33

-0.000.000.0067.33

-13

T1-NA

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-0.000.000.0083.75

-29.1330.671.7083.75

-12

C10-G2

42.2613.8944.48

T1-S

R

15.5016.770.1692.27-15.4016.210.9092.27

-1

T1-H

P

27.6729.930.30

76.23

-27.5228.971.6076.23

-9

C-B

1

C-SL

1

C10-G1

32.3910.6534.10

C10-B1

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C10-SL1

33.5611.0335.33

T2-B

18.9530.750.30

122.49-18.7528.321.57

122.49

-11

T2-S

L

42.1345.830.4692.02-41.9044.112.4492.02

-8

T1-C

H

32.3034.870.3468.61-32.1433.841.8868.61

-5

T1-B

29.8732.200.3264.13-29.7331.301.7464.13

-6

C10-A3

34.8411.4536.68

T2-G

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-6

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0.000.00

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0.000.00

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0.000.00

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0.000.00

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0.000.00

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0.000.00

0.000.00

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0.000.00

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0.000.00

0.000.00

0.099.36

2.55262.83

0.1414.37

0.000.00

0.000.00

0.000.00

0.1211.36

1.43149.82

0.000.00

0.1918.65

0.098.35

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0.000.03

0.010.12

0.478.41

10.421.04-29.81

CP 010-B0.010.441.04

-30.80

57.850.96125.57

CP 060-B0.057.460.96

124.82

SJ 010-B210.481.05

-26.04

IN 060-B0.158.58IN 060-B0.058.580.98127.04

IN 220-B0.1208.12IN 220-B0.0208.120.95132.85

CG 010-B110.371.04-31.26

CG 060-B156.090.93125.01

B 010-B2.010.431.04

-27.98

B 060-B2.058.240.97

125.42

CL 023-B124.101.05

129.55

10.371.04

-27.59

10.441.04

-28.04

Z2 010-B0.010.391.04-28.29

CL 060-B0.159.05CL 060-B0.059.050.98131.83

CL 220-B0.1216.02CL 220-B0.0216.020.98137.42

C 060-B5.058.330.97

126.41

P_N 220-B0.1 209.98P_N 220-B0.0 209.980.95

133.90

SJ 220-B0.1210.61SJ 220-B0.0210.610.96

133.15

BJ 023-B123.371.02

125.65

IG 010-B110.361.04-30.98

SC 010-B110.421.04

-27.15

MO 010-B110.381.04-29.28

ST 010-B110.401.04-27.49

IG 023-B123.891.04126.26

SC 023-B123.831.04122.00

MO 023-B123.811.04123.21

ST 023-B123.691.03

123.16

SI 023-B123.891.04123.57

L 023-B123.751.04

121.94

Z 007-B1 7.411.02

-23.63

SJ 010-B110.401.04-26.15

C_LIMA 060-B..58.340.97

124.80

PR 010-B110.361.04-28.14

PR 023-B123.771.04122.38

PA 010-B110.411.04

-28.95

L 010-B110.461.05-28.93

S 010-B110.461.05

-24.46

BJ 060-B152.530.88

127.69

CH 023-B123.911.04

120.37

SU 010-B110.391.04-19.33

SU 060-B159.240.99

132.86

SM 023-B123.751.04128.96

SM 010-B110.351.04-21.36

NA 023-B124.121.05125.23

NA 010-B110.401.04-26.58

SM 060-B158.140.97

132.17

NA 060-B157.180.95128.37

10.361.04

-28.87

VM 010-B0.010.361.04

-28.87

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125.76

VM 060-B0.058.810.98

125.76

10.351.04

-31.09

CH 010-B0.010.401.04-27.77

58.960.98

125.96

CH 060-B0.058.960.98

125.96

10.431.04-27.98

B 010-B0.010.401.04

-28.03

58.240.97125.42

B 060-B0.058.240.97

125.42

10.401.04-20.04

SR 010-B0.010.401.04

-20.04

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SR 060-B0.061.281.02

134.13

10.351.03-28.87

PL 010-B0.010.461.05

-28.90

56.810.95125.20

PL 060-B0.056.810.95125.20

56.130.94125.93

SC 060-B0.056.130.94

125.93

10.441.04-27.93

HP 010-B0.0

10.431.04-27.97

56.930.95

126.08

HP 060-B0.056.930.95126.08

10.421.04-28.93

C 060-B0.058.400.97

126.03

SL 010-B0.010.441.04-29.76

57.770.96125.86

SL 060-B0.057.770.96125.86

10.451.05-28.79

10.441.04-27.93

A 010-B0.010.441.04-27.93

58.520.98

126.94

58.520.98126.94

A 060-B0.058.520.98126.94

58.040.97125.71

MO 060-B0.058.040.97125.71

57.760.96126.18

ST 060-B0.057.760.96126.18

G 010-B0.110.38

10.381.04-27.67

10.381.04-27.67

SI 010-B0.010.351.03-27.67

58.250.97

125.98

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126.08

SI 060-B0.058.200.97126.08

G 010-B0.010.451.04-27.36

10.381.04

-29.10

10.391.04

-29.83

U 010-B0.010.411.04-30.71

57.680.96

125.12

57.680.96

125.12

U 060-B0.057.680.96125.12

10.361.04-27.67

10.421.04

-28.53

C 010-B0.010.441.04-27.21

P_A 060-B0.159.56P_A 060-B0.059.560.99128.06

P_N 060-B0.159.61P_N 060-B0.0 59.610.99

128.11

58.120.97126.17

IG 060-B0.058.120.97

126.17

Z 220-B0.1206.92Z 220-B0.0206.920.94

131.87

Z 060-B0.158.99Z 060-B0.058.780.98126.72

55.310.92124.57

PR 060-B0.055.310.92124.57

SJ 060-B0.160.32SJ 060-B0.060.321.01

127.49

57.130.95125.08

PA 060-B0.057.130.95

125.08

55.920.93

124.53

L 060-B0.055.920.93

124.53

S 060-B0.056.490.94

127.75

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125.20

SA 060-B0.057.630.96125.20

10.381.04

-28.96

SA 010-B0.010.381.04-28.96

8.840.88

-25.47

BJ 010-B0.0 8.840.88

-25.47

G 060-B0.159.16G 060-B0.059.160.99127.45

DIg

SILE

NT



LUZ DEL SUR SGPR









0.000.00

0.000.00

T2-C

27.8330.230.30

77.18

-27.6729.131.62

77.18

-9

T1-Z

33.1336.240.3693.73-32.92

34.651.93

93.73

-11

T1-SJ

26.5628.800.2872.99

-0.000.000.0072.99 -26.4227.811.5572.99

-8

C10-L2

0.000.000.00

C10-SC2

8.932.949.40

C10-ST2

0.000.000.00

L-640

14.8916.050.16

43.50

-14.1415.110.16

43.50

L-639-33.7533.780.3595.89

35.6635.680.35

95.89

C10-HP2

14.824.8715.60

T2-BJ

14.1415.110.16

63.45

-4.755.000.28

63.45

-9.339.820.2463.45

-8

L-65

1

29.3532.190.3249.10

-29.1731.800.32

49.10

L-61

1

40.1646.840.46

69.28

-39.7945.830.46

69.28

L-61

3

-3.588.510.09

14.78

3.598.370.0814.78

T1-SC

11.4412.270.1351.21

-11.3711.970.2951.21

-10

L-655-30.4831.320.3383.40

30.9932.200.3283.40

T2-S

C

8.949.560.10

58.01

-8.909.360.52

58.01

-6

T1-SL

33.1036.240.3794.98

-32.8934.621.93

94.98

-12

T2-HP

15.1516.100.1767.38

-15.0715.680.88

67.38

-10

L-609B-25.4025.760.26

44.73

25.4725.840.26

44.73

L-2X

XX

-50.9052.120.14

16.47

L-603

-36.9637.010.3971.39

L-67

3

-16.0216.970.16

26.59

L-60

5

-30.2030.340.3156.66

L-60

6

-23.2523.250.2350.53

L-65

4

-55.9359.100.60

110.44

0.5051.04

0.1452.12

T11-CL

50.9052.120.14

63.38

-50.5651.040.5063.38

2

T2-A

22.9824.930.25

100.63-22.8324.031.33

100.63

-8

B/S SJREP-SJLDS-649.4..715.911.960.00

B/S PEDN-PLDS-207.6..241.610.660.00

0.66241.61

1.96715.91

C10-SI2

0.000.000.00

L-621A-10.797.300.0711.08

-0.797.280.07

11.08

L-64

6-2

28.6430.240.30

45.63

-28.5330.030.30

45.63

C10-Z3

20.916.87

22.01

C10-VM1

25.608.4126.94

C10-U2

22.317.33

23.48

C10-SR2

0.000.000.00

C10-SL2

20.566.7621.64

C10-S2

3.171.043.33

C10-C1

16.965.57

17.85

C10-BJ1

0.000.000.00

C10-B2

22.617.43

23.80

C10-A1

22.927.53

24.12

C23-BJ2

9.333.079.82

C10-BJ2

4.751.565.00

C-PL

1

C10-A2

22.737.47

23.93

RC-A

1

T3-A

36.5139.830.40100.51

-36.2838.192.11

100.51

-9

T1-A

22.9824.930.25100.63-22.8324.031.33100.63

-8

C10-IG1

21.006.90

22.10

C10-SC1

-0.04-0.010.04

C10-MO1

18.726.1519.70

C10-ST1

18.155.9719.11

C23-IG1

7.842.588.25

C23-SC1

11.373.7411.97

C23-MO1

17.295.6818.20

C23-ST1

18.716.15

19.69

T1-IG

28.9831.360.3282.20

-7.848.250.2082.20

-21.0022.101.22

82.20

-12

T1-MO

36.2039.250.39102.01

-17.2918.200.44102.01

-18.7219.701.10102.01

-11

T1-ST

37.1942.610.44

111.56-18.7119.690.49

111.56

-18.1519.111.11111.56

-13

C23-SI3

6.011.976.32

T3-SI

30.1932.790.34

87.04-6.016.320.15

87.04

-24.0325.291.4087.04

-13

RC-SI

1

C10-SI1

30.9610.1832.59

C10-U3

21.807.1622.95

C10-SI3

24.037.90

25.29

C10-U1

34.9011.4736.73 C-SI

1C-U

1

T3-U

22.1924.050.2498.07-22.0523.211.2898.07

-9

T2-U

22.1924.050.24

98.07-22.0523.211.28

98.07

-9

T1-S

I

31.1433.810.33

83.65-30.9632.591.81

83.65

-6

T3-C

29.1731.800.3284.41

-13

C-S5

C-S

3 Aco

p5

C23-L1

10.673.51

11.23

T1-G

33.8437.040.37

95.40-33.6335.401.96

95.40

-11

T1-L

23.3425.250.27108.21

-10.6711.230.27

108.21

-12.5213.180.74

108.21

-13

T1-U

35.1338.580.39

101.72-34.9036.732.05101.72

-13

T2-S

R

0.010.020.000.33-0.000.000.000.33

1

T2-S

2.732.900.03

42.91-2.712.850.16

42.91

-5

SJ-REP

-0.0087.600.85

3

C60-A

3.531.163.72

L-609C-21.3522.070.22

28.80

L-610C

-64.6471.630.72

93.48

C60-NA

3.151.043.32

SVS

SVC-Z

-0.0032.602.54

T0-Z

0.1029.860.29

53.44

-0.0032.602.54

53.440

C10-Z1

32.9210.8234.65

C10-C3

29.009.53

30.53

C10-Z2

20.786.83

21.87

C-Z

1

T3-Z

21.0422.770.22

89.47-20.9122.011.22

89.47

-5

T2-Z

20.9022.620.22

88.88-20.7821.871.21

88.88

-5

C10-C2

27.679.1029.13

L-66

3

-52.9462.730.63

80.09

53.6564.660.63

80.09

L-647

5.355.530.0514.60

-5.275.530.0514.60

L-6493.463.610.039.76

-3.433.660.049.76

C-C

1

L-656

-10.0610.090.11

15.88

10.1010.120.11

15.88

L-60

9A

47.3248.780.48

94.28

-46.8247.860.48

94.28

L-64

1

16.1617.530.18

50.47

-15.7016.920.18

50.47

L-64

2

16.1617.530.18

50.47

-15.7016.920.18

50.47

L-659

8.058.270.09

22.08

-8.028.240.09

22.08

L-658

29.8938.990.38

58.20

-29.1736.940.3958.20

L-65

7

26.2036.370.3692.13

-25.4734.500.3692.13

C60-S_J

1.690.551.78

C10-SJ1

26.428.6827.81

C60-C_L

57.0518.7560.05

L-64

6-1

28.9730.900.30

45.61

-28.6430.240.30

45.61

L-64

5

28.9730.900.30

45.63

-28.5230.030.30

45.63

L-705

49.6858.460.58

65.46

-49.6758.460.58

65.46

L-702

61.5874.060.73

71.81

-61.5674.040.73

71.81

L-62

8

24.3026.100.2640.71

-24.2426.440.2640.71

L-62

7

30.8433.150.3345.12

-30.7733.500.3345.12

L-61

2

18.4528.650.28

36.50

-18.2727.980.28

36.50

L-61

0A46.8748.280.48

93.32

-46.3947.390.48

93.32

T44-P

103.62120.570.33

100.32

-102.5..113.041.11

100.32

1

T33-P

104.03121.040.33

100.70

-102.9..113.481.12

100.70

1

T1-C

17.0518.350.18

72.45

-16.9617.850.99

72.45

-5

L-63

8

22.8824.950.2436.93

-22.7324.640.2436.93

L-63

7

22.8824.950.24

36.93

-22.7324.640.24

36.93

L-634

15.6016.430.1647.58-15.57

16.900.1747.58

L-63315.6016.430.16

47.58-15.5716.900.17

47.58

L-63530.2832.610.3352.02

-30.1932.790.34

52.02

L-63

1

55.4060.780.61

76.61

-54.9059.630.61

76.61

L-63

2

55.4060.780.61

76.61

-54.9059.630.61

76.61

L-63

0

38.1739.830.3975.44

-38.0440.690.4075.44

L-62

9

38.1739.830.39

75.44

-38.0440.690.40

75.44

L-20

13

201.50233.600.6474.72

-200.5..230.750.6474.72

L-20

12

201.50233.600.64

74.72

-200.5..230.750.64

74.72

T44-Z

95.60104.480.29

88.04-94.7499.850.98

88.04

1

T33-Z

160.04189.720.5389.09

-158.4..177.941.7489.09

0

T22-Z

145.37168.080.47

94.41-143.9..157.791.57

94.41

1

L-67

8

20.7222.640.22

60.93

-20.4122.220.22

60.93

L-67

7

20.7222.640.22

60.93

-20.4122.220.22

60.93

L-64

3

26.0028.580.28

42.18

-25.7628.070.28

42.18

L-64

4

26.0028.580.2842.18

-25.7628.070.2842.18

L-62

1A-2

0.857.440.0820.88

-0.797.300.0720.88

L-621C

0.00

0.00

0.00

0.01

-0.000.000.000.01

L-624C

17.4

019

.28

0.21

56.8

7

-17.3919.270.21

56.87

L-62

1B

-0.857.440.0821.27

0.927.490.0821.27

L-62

4B

-24.5724.670.26

72.75

25.4125.620.26

72.75

L-62

4A

-7.149.350.1019.74

7.179.400.10

19.74

L-62

2

16.6023.230.24

66.23

-16.1922.550.2466.23

L-620

33.1141.520.40

61.34

-32.3139.330.41

61.34

L-619

31.2037.540.3755.41

-30.8436.590.3755.41

T22-SJ

122.62126.820.35

107.75-121.3..122.541.20

107.75

1

T11-SJ

123.79128.000.35108.76

-122.5..123.681.21108.76

1

T1-PR

17.3919.270.2182.95

-11.6012.210.30

82.95

-5.675.960.35

82.95

-13

C10-PR1

5.671.865.96

C23-PR1

11.603.8112.21

C10-PA1

15.635.14

16.45

C10-L1

12.524.11

13.18

T1-P

A

15.7116.880.17

70.00-15.6316.450.92

70.00

-9

C10-S1

4.211.384.43

T1-S

4.695.000.05

41.39-4.674.920.27

41.39

-5

T1-S

A

15.8117.000.17

68.43-15.7316.560.92

68.43

-6

T2-S

A

15.8117.000.1768.43-15.7316.560.9268.43

-6

C10-SA1

15.715.16

16.53

C10-SA2

15.755.1816.58

RC-SA

1

C-BJ

1

T2-V

M

25.7628.070.28

112.15-25.5826.921.50

112.15

-7

T1-V

M

25.7628.070.28112.15-25.5826.921.50112.15

-7

C10-VM2

25.568.40

26.91

RC-VM

1

C23-CH2

8.742.879.20

T2-CH

20.4422.410.2289.66

-11.5712.180.6789.66

-8.749.200.22

89.66

-9

C10-CH2

11.573.80

12.18

C10-CH1

20.256.65

21.31

RC-CH

1

C10-HP1

17.135.6318.03

C10-PL2

13.284.36

13.98

C10-PL1

17.935.89

18.88

C23-SM1

3.411.123.59

C10-SR1

10.613.49

11.16

C10-SU1

1.800.591.89

T1-S

U

1.811.930.02

37.09-1.801.890.10

37.09

-1

T2-P

L

13.3614.400.1691.06

-13.2813.980.7891.06

-8

T1-P

L

18.0419.450.21

84.60

-17.9318.881.06

84.60-13

C10-SM1

0.000.000.00C10-NA1

21.657.12

22.79

RC-G1

1

T1-SM

3.433.660.0438.03

-3.413.590.0938.03

-0.000.000.0038.03

-10T1-NA

21.8023.690.24

96.08

-0.000.000.00

96.08

-21.6522.791.2696.08

-9

C10-G2

21.036.91

22.14

T1-S

R

10.6611.440.11

62.84-10.6111.160.62

62.84

0

T1-H

P

16.9818.520.19

77.50

-16.8817.971.00

77.50

-10

C-B

1

C-SL

1

C10-G1

33.6311.0535.40

C10-B1

22.557.41

23.74

C10-SL1

32.8910.8134.62

T2-B

22.7324.640.24

98.20-22.5823.771.31

98.20

-7

T2-S

L

20.6922.370.2390.67-20.5621.641.2090.67

-8

T1-C

H

20.3722.030.2288.12-20.2521.311.1988.12

-6

T1-B

22.7324.640.24

98.20-22.5823.771.31

98.20

-7

C10-A3

36.2811.9238.19

T2-G

21.1622.910.2391.26-21.0322.141.2391.26

-6

0.000.00

0.000.00

0.000.40

0.000.03

0.000.00

0.000.00

0.055.55

0.000.00

0.032.52

0.2019.24

0.000.00

0.3533.72

0.000.00

0.1212.26

0.000.00

0.010.10

0.4746.75

0.000.00

0.1818.36

0.4645.83

0.098.24

0.000.00

0.000.00

0.1716.90

0.000.00

0.010.27

0.000.00

0.5756.66

0.2121.09

0.5959.95

0.000.00

0.000.00

0.2020.45

2.23226.52

0.098.51

0.000.00

0.1616.43

0.000.00

0.2119.27

0.000.00

0.1616.43

0.2423.23

0.000.00

0.3433.36

0.2222.34

0.2020.18

0.000.02

0.000.00

0.000.02

10.411.04

-20.76

10.411.04

-20.74

Z2 010-B0.010.381.04

-22.61

CL 060-B0.159.18CL 060-B0.059.180.99

137.38

CL 220-B0.1212.42CL 220-B0.0212.420.97

141.72

C 060-B5.056.510.94131.02

P_N 220-B0.1209.98P_N 220-B0.0209.980.95

140.81

SJ 220-B0.1210.61SJ 220-B0.0210.610.96139.83

BJ 023-B123.291.02

132.84

IG 010-B110.461.05-22.38

SC 010-B110.481.05

-18.35

MO 010-B110.381.04-22.89

ST 010-B19.910.99

-29.29

IG 023-B124.171.06

129.01

SC 023-B123.821.04131.29

MO 023-B1 23.981.05

128.50

ST 023-B123.001.00122.96

SI 023-B124.081.05127.75

L 023-B123.801.04

126.46

Z 007-B1 7.411.02-16.72

SJ 010-B110.361.04

-21.33

C_LIMA 060-B157.420.96130.50

PR 010-B1 9.880.99

-29.45

PR 023-B123.241.01

124.71

PA 010-B110.381.04-22.75

L 010-B110.321.03-24.67

S 010-B110.431.04

-18.79

BJ 060-B155.240.92

134.82

CH 023-B124.141.05

127.31

SU 010-B110.451.05-10.78

SU 060-B160.261.00140.67

SM 023-B123.921.04

138.52

SM 010-B110.441.04

-11.66

NA 023-B124.171.06133.72

NA 010-B110.421.04-17.97

SM 060-B159.660.99140.27

NA 060-B157.210.95136.75

10.371.04

-23.50

VM 010-B0.010.371.04

-23.50

58.060.97

131.64

VM 060-B0.058.060.97

131.64

10.441.04

-24.19

CH 010-B0.010.341.03-21.82

58.000.97

132.30

CH 060-B0.058.000.97

132.30

10.461.05-22.03

B 010-B0.010.461.05-22.03

58.220.97132.45

B 060-B0.058.220.97132.45

10.351.04-11.45

SR 010-B0.010.351.04

-11.45

61.401.02141.49

SR 060-B0.061.401.02

141.49

10.341.03

-21.67

PL 010-B0.010.291.03-21.72

53.330.89

131.98

PL 060-B0.053.330.89131.98

55.590.93134.06

SC 060-B0.055.590.93134.06

10.351.03-20.13

HP 010-B0.0

10.351.03

-20.13

55.430.92133.31

HP 060-B0.055.430.92

133.31

10.421.04

-22.21

C 060-B0.058.750.98133.20

SL 010-B0.010.351.03

-23.70

57.240.95

131.91

SL 060-B0.057.240.95

131.91

10.431.04-22.63

10.421.04-21.95

A 010-B0.010.421.04-21.95

57.470.96

132.61

57.470.96132.61

A 060-B0.057.470.96

132.61

57.710.96

132.11

MO 060-B0.057.710.96

132.11

55.380.92

132.69

ST 060-B0.055.380.92132.69

G 010-B0.110.42

10.371.04-21.40

10.371.04

-21.40

SI 010-B0.010.401.04-23.82

58.610.98

133.15

58.610.98133.15

SI 060-B0.056.500.94

130.99

G 010-B0.010.371.04-19.79

10.441.04

-22.83

10.441.04

-22.83

U 010-B0.010.361.04-24.44

56.890.95

131.56

56.890.95

131.56

U 060-B0.056.890.95

131.56

10.381.04

-23.99

10.371.04-21.34

C 010-B0.010.431.04

-20.21

P_A 060-B0.158.59P_A 060-B0.058.590.98

134.96

P_N 060-B0.158.65P_N 060-B0.058.650.98

135.02

57.220.95

132.01

IG 060-B0.057.220.95

132.01

Z 220-B0.1207.31Z 220-B0.0207.310.94138.76

Z 060-B0.159.03Z 060-B0.058.000.97

132.90

53.900.90

130.45

PR 060-B0.053.900.90

130.45

SJ 060-B0.159.19SJ 060-B0.059.190.99

132.97

55.950.93130.44

PA 060-B0.055.950.93130.44

54.150.90129.98

L 060-B0.054.150.90129.98

56.030.93

132.82

S 060-B0.056.030.93132.82

57.630.96131.64

SA 060-B0.057.630.96

131.64

10.351.04-21.58

SA 010-B0.010.351.04

-21.58

10.151.01

-17.68

BJ 010-B0.010.151.01

-17.68

G 060-B0.158.24G 060-B0.058.240.97134.46

DIg

SILE

NT



LUZ DEL SUR SGPR









T3-A

31.3234.200.34

88.85

-31.1332.771.8388.85

-11

T1-N

A

23.0124.970.25101.23

-22.8624.071.34101.23

-8

T2-IG

-0.570.580.012.40

0.590.630.022.40

-5

T2-L

12.3313.190.13

52.66-12.2712.910.72

52.66

-5

T2-S

T

19.5321.090.2287.44-19.4220.441.1387.44

-10

CSP-23-CL

7.002.307.37

C23-CL1

3.091.023.25

T1-CL

10.1410.820.10

41.93

-10.0910.620.26

41.93

-3

P_REP

-0.0039.050.38

2

T55-Z

85.5795.150.2780.20

-84.8490.920.8980.20

1C10-MO2

0.000.000.00

C10-IG2

9.143.009.62

0.000.00

0.000.00

T2-C

29.5632.170.31

81.77

-29.3930.941.72

81.77

-9

T1-Z

35.8739.330.3899.47-35.64

37.512.09

99.47

-9

T1-SJ

28.1430.530.2974.85

-27.9929.461.6474.85

-5

C10-L2

12.274.0312.91

C10-SC2

10.673.51

11.23

C10-ST2

19.426.3820.44

L-640

16.2017.510.17

46.90

-15.3316.400.17

46.90

L-639-28.9029.610.3081.39

30.2830.640.30

81.39

C10-HP2

16.205.32

17.05

T2-BJ

15.3316.400.17

68.41

-5.285.560.31

68.41

-9.9810.500.2668.41

-8

L-65

1

31.1934.330.3552.52

-30.9933.870.35

52.52

L-61

1

48.7053.370.52

78.95

-48.2352.220.52

78.95

L-61

3

-9.3610.040.10

17.40

9.3810.020.1017.40

T1-SC

11.4312.270.1351.08

-11.3711.970.2951.08

-10

L-655-30.6831.270.3283.08

31.1832.090.32

83.08

T2-S

C

10.6911.470.12

69.40

-10.6311.190.62

69.40

-6

T1-SL

35.3938.870.39102.17

-35.1637.012.06

102.17

-13

T2-HP

16.5617.650.1873.49

-16.4717.150.95

73.49

-10

L-609B-21.7924.060.24

41.67

21.8424.140.24

41.67

L-2X

XX

-57.0458.040.16

18.15

L-603

-37.9137.920.3972.75

L-67

3

-17.3018.370.17

28.79

L-60

5

-28.1028.400.2953.22

L-60

6

-20.5620.580.2044.74

L-65

4

-57.4460.300.61

112.64

0.5556.92

0.1658.04

T11-CL

57.0458.040.16

69.86

-56.6356.920.5569.86

2

T2-A

36.2839.030.39

78.40-36.1037.792.10

78.40

-7

B/S SJREP-SJ..-708.5..767.472.100.00

B/S PEDN-PLD..-208.8..232.560.640.00

0.64232.56

2.10767.47

C10-SI2

0.000.000.00

L-621A-1-6.0113.130.1319.43

6.0213.160.13

19.43

L-64

6-2

29.2030.840.30

44.96

-29.1030.630.30

44.96

C10-Z3

22.077.25

23.23

C10-VM1

27.018.8828.43

C10-U2

32.3510.6334.06

C10-SR2

0.000.000.00

C10-SL2

21.867.1823.01

C10-S2

3.361.103.54

C10-C1

18.015.92

18.95

C10-BJ1

0.000.000.00

C10-B2

24.117.92

25.38

C10-A1

18.756.16

19.74

C23-BJ2

9.983.2810.50

C10-BJ2

5.281.745.56

C-PL

1

C10-A2

38.1912.5540.21

RC-A

1

T1-A

20.9822.990.23

92.36-20.8522.161.23

92.36

-7

C10-IG1

22.387.3623.56

C10-SC1

-0.04-0.010.04

C10-MO1

19.626.45

20.65

C10-ST1

0.000.000.00

C23-IG1

-0.59-0.200.63

C23-SC1

11.373.7411.97

C23-MO1

19.016.2520.01

C23-ST1

20.016.58

21.07

T1-IG

31.7134.650.35

90.61

-31.5233.181.84

90.61

-12

T1-MO

38.8442.200.42109.71

-19.0120.010.48109.71

-19.6220.651.15

109.71

-11

T1-ST

20.1521.930.2367.40

-20.0121.070.51

67.40

-0.00

0.00

0.00

67.40

-11

C23-SI3

6.382.106.71

T3-SI

32.0434.820.35

90.46-6.386.710.16

90.46

-25.5026.841.4990.46

-11

RC-SI

1

C10-SI1

32.8510.8034.58

C10-U3

20.206.6421.26

C10-SI3

25.508.38

26.84

C10-U1

32.3110.6234.01 C-SI

1C-U

1

T3-U

20.3221.980.2287.68-20.2021.261.1887.68

-6

T2-U

32.5535.390.35

88.24-32.3534.061.89

88.24

-7

T1-S

I

33.0535.950.35

88.57-32.8534.581.92

88.57

-6

T3-C

30.9933.870.3590.29

-13

C-S5

C-S

3 Aco

p5

C23-L1

0.000.000.00

T1-G

35.8639.330.39

100.26-35.6337.502.08

100.26

-10

T1-L

0.030.080.000.33-4

T1-U

32.5135.530.35

91.65-32.3134.011.8891.65

-11

T2-S

R

0.010.020.000.33-0.000.000.000.33

1

T2-S

2.893.080.03

44.09-2.883.030.17

44.09

-3

SJ-REP

0.0093.570.88

3

C60-A

3.641.203.83

L-609C

19.8

221

.29

0.21

27.6

5

-19.8221.290.21

27.65

L-610C

72.4

278

.76

0.79

102.

26

-72.4078.730.79

102.26

C60-NA

3.241.073.42

SVS

SVC-Z

-0.0032.742.55

T0-Z

0.1029.970.29

53.67

-0.0032.742.55

53.670

C10-Z1

35.6411.7137.51

C10-C3

30.8010.1232.42

C10-Z2

21.937.21

23.08

C-Z

1

T3-Z

22.2124.060.23

94.14-22.0723.231.28

94.14

-5

T2-Z

22.0723.910.23

93.52-21.9323.081.28

93.52

-5

C10-C2

29.399.6630.94

L-66

3

-60.4970.100.71

89.78

61.3972.460.71

89.78

L-647

5.876.100.0616.08

-5.776.080.0616.08

L-6493.834.010.04

10.83

-3.794.050.0410.83

C-C

1

L-656

-8.528.890.09

13.97

8.558.920.09

13.97

L-60

9A

42.1046.500.45

89.02

-41.6645.410.45

89.02

L-64

1

17.2418.750.19

53.69

-16.7218.050.19

53.69

L-64

2

17.2418.750.19

53.69

-16.7218.050.19

53.69

L-659

6.838.850.09

23.51

-6.808.830.09

23.51

L-658

33.7041.930.41

61.91

-32.8839.700.4161.91

L-65

7

30.9341.530.40104.04

-30.0039.170.41104.04

C60-S_J

1.740.571.83

C10-SJ1

27.999.2029.46

C60-C_L

58.1919.1361.25

L-64

6-1

29.5231.470.30

44.94

-29.2030.840.30

44.94

L-64

5

29.5231.470.30

44.96

-29.0930.630.30

44.96

L-705

54.9463.860.62

70.74

-54.9263.850.62

70.74

L-702

68.1780.900.79

77.60

-68.1580.870.79

77.60

L-62

8

25.7527.740.2742.78

-25.6928.080.2842.78

L-62

7

32.6935.230.3447.42

-32.6035.570.3547.42

L-61

2

31.5734.630.34

44.06

-31.2933.930.34

44.06

L-61

0A41.5645.890.45

87.86

-41.1244.830.45

87.86

T44-P

104.20116.060.32

96.56

-103.1..109.981.07

96.56

1

T33-P

104.61116.500.32

96.93

-103.5..110.401.08

96.93

1

T1-C

18.1119.520.19

76.76

-18.0118.951.06

76.76

-4

L-63

8

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-24.2426.350.2639.55

L-63

7

24.4126.710.26

39.55

-24.2426.350.26

39.55

L-634

16.5617.490.1750.38-16.52

17.970.1850.38

L-63316.5617.490.17

50.38-16.5217.970.18

50.38

L-63532.1334.640.3454.06

-32.0434.820.35

54.06

L-63

1

59.3065.010.63

80.14

-58.7663.760.63

80.14

L-63

2

59.3065.010.63

80.14

-58.7663.760.63

80.14

L-63

0

40.5442.440.4179.95

-40.4043.310.4279.95

L-62

9

40.5442.440.41

79.95

-40.4043.310.42

79.95

L-20

13

228.13257.530.7182.33

-226.9..254.080.7182.33

L-20

12

228.13257.530.71

82.33

-226.9..254.080.71

82.33

T44-Z

85.9195.520.27

80.51-85.1891.280.89

80.51

1

T33-Z

154.08180.020.5084.58

-152.5..169.701.6584.58

0

T22-Z

128.28138.480.39

77.82-127.2..132.991.29

77.82

1

L-67

8

22.1024.180.23

62.96

-21.7623.730.23

62.96

L-67

7

22.1024.180.23

62.96

-21.7623.730.23

62.96

L-64

3

27.4430.220.29

43.16

-27.1929.690.29

43.16

L-64

4

27.4430.220.2943.16

-27.1929.690.2943.16

L-62

1A-2

-5.8512.990.1336.04

6.0113.130.1336.04

L-621C

19.6

621

.01

0.21

58.2

9

-19.6521.000.21

58.29

L-624C

0.00

0.00

0.00

0.01

-0.000.000.000.01

L-62

1B

-13.8114.430.1540.13

14.0714.620.1540.13

L-62

4B

-6.878.690.09

24.08

6.968.770.09

24.08

L-62

4A

-6.858.610.09

16.97

6.878.680.09

16.97

L-62

2

5.5911.480.11

31.20

-5.5011.400.1131.20

L-620

22.3828.460.27

40.74

-22.0327.540.27

40.74

L-619

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-39.2546.460.4568.43

T22-SJ

106.68109.180.30

90.72-105.7..106.471.00

90.72

0

T11-SJ

145.56149.210.4182.52

-144.4..145.481.3782.52

1

T1-PR

19.6521.000.2154.97

-13.1513.840.33

54.97

-6.426.760.38

54.97

-10

C10-PR1

6.422.116.76

C23-PR1

13.154.3213.84

C10-PA1

16.355.37

17.21

C10-L1

0.000.000.00

T1-P

A

16.4317.680.17

69.53-16.3517.210.96

69.53

-4

C10-S1

4.471.474.71

T1-S

4.985.310.05

42.52-4.965.220.29

42.52

-3

T1-S

A

16.6117.870.17

69.98-16.5217.390.96

69.98

-4

T2-S

A

16.6117.870.1769.98-16.5217.390.9669.98

-4

C10-SA1

16.505.42

17.37

C10-SA2

16.555.4417.42

RC-SA

1

C-BJ

1

T2-V

M

27.1929.690.29

114.77-26.9928.411.58

114.77

-4

T1-V

M

27.1929.690.29114.77-26.9928.411.58114.77

-4

C10-VM2

26.978.87

28.39

RC-VM

1

C23-CH2

8.782.899.24

T2-CH

21.8323.960.2392.73

-12.9113.590.7592.73

-8.789.240.22

92.73

-6

C10-CH2

12.914.24

13.59

C10-CH1

21.557.08

22.69

RC-CH

1

C10-HP1

18.726.1519.70

C10-PL2

14.144.65

14.88

C10-PL1

19.106.28

20.10

C23-SM1

3.771.243.97

C10-SR1

11.363.73

11.96

C10-SU1

1.930.642.04

T1-S

U

1.952.070.02

40.03-1.932.040.11

40.03

-1

T2-P

L

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-14.1414.880.8396.86

-8

T1-P

L

19.2120.750.22

89.99

-19.1020.101.13

89.99-13

C10-SM1

0.000.000.00C10-NA1

22.867.51

24.07

RC-G1

1

T1-SM

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-3.773.970.1042.23

-0.000.000.0042.23

-10

C10-G2

22.287.32

23.46

T1-S

R

11.4212.270.12

67.42-11.3611.960.67

67.42

0

T1-H

P

18.5520.260.2184.35

-18.4519.621.0984.35-10

C-B

1

C-SL

1

C10-G1

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C10-B1

24.057.90

25.31

C10-SL1

35.1611.5637.01

T2-B

24.2426.350.26

105.15-24.0825.351.41

105.15

-7

T2-S

L

22.0023.840.2496.94-21.8623.011.2896.94

-8

T1-C

H

21.6923.500.2390.96-21.5522.691.2790.96

-3

T1-B

24.2426.350.26

105.15-24.0825.351.41

105.15

-7

C10-A3

31.1310.2332.77

T2-G

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-5

0.000.00

0.000.00

0.000.42

0.000.03

0.000.00

0.000.00

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0.000.00

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0.2019.31

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0.000.00

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0.000.00

0.142.50

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0.000.00

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0.1918.62

0.000.00

0.000.00

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0.000.00

0.000.00

0.000.00

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0.000.00

0.000.00

0.2222.31

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0.000.00

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0.000.00

0.000.00

0.000.00

0.1717.49

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0.000.00

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0.000.02

0.000.00

0.000.02

CL 023-B124.011.05141.39

10.441.04

-15.94

10.441.04

-15.91

Z2 010-B0.010.361.04

-17.36

CL 060-B0.159.87CL 060-B0.059.871.00

143.27

CL 220-B0.1214.66CL 220-B0.0214.660.98

148.04

C 060-B5.056.270.94136.07

P_N 220-B0.1209.98P_N 220-B0.0209.980.95

144.91

SJ 220-B0.1210.61SJ 220-B0.0210.610.96144.80

BJ 023-B123.421.02

138.43

IG 010-B110.391.04

-18.71

SC 010-B110.461.05

-15.16

MO 010-B110.351.04

-18.23

ST 010-B110.431.04

-17.46

IG 023-B123.821.04

136.70

SC 023-B123.881.04134.96

MO 023-B123.921.04

133.24

ST 023-B123.861.04131.68

SI 023-B124.061.05133.21

L 023-B1 0.000.000.00

Z 007-B17.411.02-11.36

SJ 010-B110.371.04

-15.17

C_LIMA 060-B159.430.99136.84

PR 010-B110.401.04

-14.99

PR 023-B123.891.04

135.57

PA 010-B110.371.04-15.69

L 010-B110.391.04

-14.82

S 010-B110.391.04

-12.63

BJ 060-B155.600.93

140.55

CH 023-B124.171.06

133.54

SU 010-B110.421.04-6.63

SU 060-B160.121.00144.95

SM 023-B123.801.04

142.55

SM 010-B110.381.04-7.66

NA 023-B10.000.000.00

NA 010-B110.381.04-14.14

SM 060-B159.450.99144.50

NA 060-B157.240.95140.46

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-17.52

VM 010-B0.010.371.04

-17.52

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137.89

VM 060-B0.060.011.00

137.89

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-18.12

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CH 060-B0.059.941.00

138.53

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B 010-B0.010.411.04-17.05

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B 060-B0.058.130.97137.75

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SR 010-B0.010.331.03-7.32

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SR 060-B0.061.391.02

145.83

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-18.22

PL 010-B0.010.301.03-18.27

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135.66

PL 060-B0.053.490.89135.66

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SC 060-B0.055.720.93137.72

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HP 010-B0.0

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-16.68

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HP 060-B0.055.730.93

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-17.40

C 060-B0.059.010.98138.21

SL 010-B0.010.391.04

-18.99

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137.02

SL 060-B0.057.060.95

137.02

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10.371.04-17.10

A 010-B0.010.371.04-17.10

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137.10

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A 060-B0.057.740.96

137.10

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MO 060-B0.057.700.96

137.12

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ST 060-B0.055.960.93136.44

G 010-B0.110.39

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10.391.04

-16.64

SI 010-B0.010.391.04-18.46

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138.16

58.850.98138.16

SI 060-B0.057.750.96

136.50

G 010-B0.010.351.04-16.00

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-17.01

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-17.66

U 010-B0.010.421.04-18.29

58.150.97

137.08

58.150.97

137.08

U 060-B0.058.150.97

137.08

10.311.03

-19.31

10.401.04-16.58

C 010-B0.010.351.03

-15.46

P_A 060-B0.159.22P_A 060-B0.059.220.99

139.04

P_N 060-B0.159.28P_N 060-B0.059.280.99

139.10

57.370.96

136.63

IG 060-B0.057.370.96

136.63

Z 220-B0.1207.19Z 220-B0.0207.190.94143.57

Z 060-B0.159.01Z 060-B0.059.310.99

138.45

57.310.96

137.49

PR 060-B0.057.310.96

137.49

SJ 060-B0.161.18SJ 060-B0.061.181.02

139.20

58.980.98137.64

PA 060-B0.058.980.98137.64

58.110.97

137.69

L 060-B0.058.110.97137.69

57.930.97

139.09

S 060-B0.057.930.97139.09

59.250.99137.60

SA 060-B0.059.250.99

137.60

10.421.04-15.74

SA 010-B0.010.421.04

-15.74

10.201.02

-12.13

BJ 010-B0.010.201.02

-12.13

G 060-B0.158.85G 060-B0.058.850.98138.52

DIg

SILE

NT



LUZ DEL SUR SGPR









L-64

2-2

6.116.620.0720.51

L-64

2-1

16.3017.800.1951.53

-15.8617.210.1951.53

L-PL_CG2-15.5816.840.19

51.62

15.8

617

.21

0.19

51.6

2

T2-VM

31.2232.120.3180.30

-31.0531.391.74

80.30

-6

T2-M

O

21.0322.760.23

91.60-20.9022.001.22

91.60

-7

L-S_CL

-23.1523.180.2334.37

23.5023.600.23

34.37

L-G

_SI

T33-SJ

63.8865.610.1876.82

-63.3964.020.60

76.82

1

L-Z-

C

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-43.9450.770.5053.78

CSP-23-CG

7.002.307.37

L-M

O_Z

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-41.0145.100.4568.27

L-PL_CG1

6.156.660.07

20.50

-6.1

16.

620.

0720

.50

T1-CG

9.4310.180.11

45.53

-2.382.500.15

45.53

-13

C10-CG1

2.380.782.50

C10-B3

17.395.7218.30

T3-B

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0

S4.

0-B2.33

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-2.3316.860.940.00

S3.

0-B15.16

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-15.1617.980.180.00

T3-A

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95.36

-12

T1-N

A

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-24.0725.331.41107.98

-9

T2-IG

-0.610.620.012.55

0.630.670.022.55

-5

T2-L

13.5514.520.14

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57.65

-5

T2-S

T

20.7622.450.23

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93.87

-11

CSP-23-CL

7.002.307.37

C23-CL1

3.321.093.49

T1-CL

10.3711.070.11

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-3

P_REP

-0.0039.060.38

2

T55-Z

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-93.7999.620.98

88.16

1C10-MO2

20.906.87

22.00

C10-IG2

9.733.2010.24

0.000.00

0.000.00

T2-C

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-31.6633.321.84

88.54

-10

T1-Z

31.7934.690.3488.45-31.60

33.261.84

88.45

-10

T1-SJ

29.7432.320.30

79.18

-29.5831.141.7379.18

-5

C10-L2

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C10-SC2

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12.07

C10-ST2

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21.72

L-640

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50.71

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L-639-19.5520.330.20

55.10

20.1820.770.2055.10

C10-HP2

17.525.7618.44

T2-BJ

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-5.806.100.35

73.97

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-8

L-65

1

-12.1916.730.17

25.10

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L-61

1

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L-61

3

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26.3329.960.3051.22

T1-SC

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-11

L-655-31.2131.850.3385.67

31.7432.730.3385.67

T2-S

C

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-11.4312.030.6775.72

-6

T1-SL

29.1831.770.32

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81.94

-10

T2-HP

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80.08

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-11

L-609B-6.987.070.07

12.23

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L-2X

XX

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22.95

L-603

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76.26

L-67

3

-18.5619.760.19

30.95

L-60

5-26.2726.350.2648.43

L-60

6

-22.0322.050.22

48.09

L-65

4

-59.3262.420.64117.88

0.6972.04

0.2073.35

T11-CL

72.0373.350.20

62.56

-71.5372.040.6962.56

2

T2-A

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-8

B/S SJREP-SJ..-722.4..785.112.150.00

B/S PEDN-PLD..-251.4..280.470.770.00

0.77280.47

2.15785.11

C10-SI2

0.000.000.00

L-621A-1-1.1511.880.12

17.55

1.1611.900.1217.55

L-64

6-2

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-29.6831.240.3045.85

C10-Z3

17.185.6518.08

C10-VM1

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C10-U2

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C10-SR2

0.000.000.00

C10-SL2

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C10-S2

2.690.892.83

C10-C1

19.396.37

20.41

C10-BJ1

0.000.000.00

C10-B2

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C10-A1

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C23-BJ2

10.593.4811.15

C10-BJ2

5.801.916.10

C-PL

1

C10-A2

40.7013.3842.85

RC-A

1

T1-A

22.3624.520.2598.93-22.2123.601.3198.93

-8

C10-IG1

23.827.8325.08

C10-SC1

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C10-MO1

0.000.000.00

C10-ST1

0.000.000.00

C23-IG1

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C23-SC1

12.224.0212.87

C23-MO1

20.246.65

21.31

C23-ST1

21.266.99

22.38

T1-IG

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96.57

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-12

T1-MO

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-20.2421.310.52

56.47

-0.00

0.00

0.00

56.47

-9

T1-ST

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71.69

-0.00

0.00

0.00

71.69

-12

C23-SI3

7.162.357.53

T3-SI

34.2537.310.37

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-12

RC-SI

1

C10-SI1

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C10-U3

20.796.83

21.88

C10-SI3

26.908.84

28.32

C10-U1

34.8511.4536.68

C-SI

1C-U

1

T3-U

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90.59

-7

T2-U

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95.76

-8

T1-S

I

34.4937.580.37

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92.82

-6

T3-C

31.7134.600.34

88.48

-10

C-S5

C-S

3 Aco

p5

C23-L1

0.000.000.00

T1-G

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79.17-28.4129.901.66

79.17

-9

T1-L

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T1-U

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-12

T2-S

R

0.010.020.000.33-0.000.000.000.33

1

T2-S

3.063.260.0345.93-3.043.200.1845.93

-2

SJ-REP

0.0093.740.88

3

C60-A

3.751.233.95

L-609C

45.8

149

.65

0.50

64.7

4

-45.8149.630.5064.74

L-610C

C60-NA

3.341.103.52

SVS

SVC-Z

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T0-Z

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-0.0033.972.6555.690

C10-Z1

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C10-C3

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C10-Z2

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C-Z

1

T3-Z

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-4

T2-Z

36.0138.970.38

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76.86

-6

C10-C2

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L-66

3

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22.4325.580.2531.82

L-647

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L-6494.184.390.04

11.87

-4.144.420.04

11.87

C-C

1

L-656

-7.397.990.08

12.71

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L-60

9A

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L-64

1

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89.96

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89.96

L-659

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L-658

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L-65

7

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78.18

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78.18

C60-S_J

1.790.591.88

C10-SJ1

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C60-C_L

59.3519.5162.48

L-64

6-1

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L-64

5

30.1232.120.30

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45.85

L-705

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L-702

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L-62

8

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L-62

7

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L-61

2

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0.362.590.033.93

L-61

0A

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-52.7356.420.5777.16

T44-P

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96.13

1

T33-P

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91.46-146.3..156.291.5291.46

1

T1-C

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83.02

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83.02

-5

L-63

8

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L-63

7

25.9428.420.2842.21

-25.7428.000.2842.21

L-634

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L-63534.3537.170.3758.17

-34.2537.310.3758.17

L-63

1

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86.09

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86.09

L-63

2

63.3669.710.68

86.09

-62.7368.250.68

86.09

L-63

0

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L-62

9

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85.46

-42.9646.180.45

85.46

L-20

13

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84.87

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84.87

L-20

12

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-233.2..261.760.7384.87

T44-Z

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1

T33-Z

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83.91

0

T22-Z

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-124.7..131.181.2876.90

1

L-67

8

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66.87

-23.0725.190.24

66.87

L-67

7

23.4525.710.24

66.87

-23.0725.190.24

66.87

L-64

3

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L-64

4

28.9031.810.3045.39

-28.6231.220.3045.39

L-62

1A-2

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32.71

1.1511.880.12

32.71

L-621C

21.9

023

.43

0.23

64.6

3

-21.8923.420.23

64.63

L-624C

0.00

0.00

0.00

0.01

-0.000.000.000.01

L-62

1B

-20.8821.160.21

58.42

21.4221.610.21

58.42

L-62

4B

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12.9513.730.1337.12

L-62

4A

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12.7313.580.1326.32

L-62

2

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-0.8910.030.1027.31

L-620

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L-619

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-36.0144.270.43

65.13

T22-SJ

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-95.8896.750.91

82.37

0

T11-SJ

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-92.1493.010.8879.06

1

T1-PR

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-7.157.530.4260.95

-10

C10-PR1

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C23-PR1

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C10-PA1

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18.00

C10-L1

0.000.000.00

T1-P

A

17.1918.510.18

72.62-17.1018.001.00

72.62

-4

C10-S1

5.591.845.89

T1-S

5.275.620.06

44.30-5.245.520.31

44.30

-2

T1-S

A

17.4218.760.1873.38-17.3318.241.0173.38

-4

T2-S

A

17.4218.760.18

73.38-17.3318.241.01

73.38

-4

C10-SA1

17.305.6918.21

C10-SA2

17.355.70

18.26

RC-SA

1

C-BJ

1

T1-V

M

26.0331.280.30120.94-25.8229.421.63120.94

-6

C10-VM2

36.2011.9038.10

RC-VM

1

C23-CH2

9.873.24

10.39

T2-CH

24.5327.000.26

73.29-14.5215.290.8573.29

-9.8710.390.25

73.29

-6

C10-CH2

14.524.7715.29

C10-CH1

21.487.06

22.61

RC-CH

1

C10-HP1

20.246.6521.31

C10-PL2

13.984.5914.71

C10-PL1

18.886.21

19.87

C23-SM1

4.111.354.33

C10-SR1

12.113.98

12.75

C10-SU1

2.070.682.18

T1-S

U

2.082.220.0242.92-2.072.180.1242.92

-1

T2-P

L

14.0515.090.1768.21

-13.9814.710.8568.21

-13

T1-P

L

19.0020.560.2392.93

-18.8819.871.1692.93

-13

C10-SM1

0.000.000.00

C10-NA1

24.077.9125.33

RC-G1

1

T1-SM

4.144.420.04

46.28-4.114.330.10

46.28

-0.000.000.0046.28

-11

C10-G2

32.6210.7234.34

T1-S

R

12.1813.110.12

71.97-12.1112.750.71

71.97

0

T1-H

P

20.2122.090.2393.04

-20.0821.331.1993.04

-11

C-B

1

C-SL

1

C10-G1

28.419.34

29.90

C10-B1

16.845.5317.72

C10-SL1

29.029.5430.55

T2-B

18.1724.110.2496.62-18.0322.761.2696.62

-9

T2-S

L

31.6034.100.34

68.01-31.4533.101.84

68.01

-6

T1-C

H

21.6123.400.2390.59-21.4822.611.2590.59

-4

T1-B

18.1724.110.2496.62-18.0322.761.2696.62

-9

C10-A3

33.1810.9134.92

T2-G

32.7835.410.3569.81-32.6234.341.9169.81

-5

0.055.53

0.000.00

0.021.86

0.478.44

0.098.99

0.000.00

0.066.66

0.000.00

0.1613.94

0.2018.97

0.030.57

0.5047.58

0.000.00

0.1111.00

0.000.00

0.152.64

0.1515.41

0.000.00

0.1313.12

0.2423.51

0.2423.47

0.000.00

0.000.00

0.000.00

0.000.00

0.000.00

0.000.00

0.6059.79

0.3029.81

0.6566.46

0.000.00

0.000.00

0.3031.13

2.59265.79

0.3030.21

0.000.00

0.000.00

0.000.00

0.000.00

0.6064.02

0.000.00

0.1010.05

0.000.00

0.2525.12

0.2626.43

0.000.02

0.000.00

0.508.94

CG 010-B1 9.870.99

-24.14

CG 060-B151.890.86

131.19

B 010-B2.010.401.04

-19.60

B 060-B2.057.880.96

133.85

CL 023-B124.031.05138.72

10.401.04-18.22

10.451.04-19.13

Z2 010-B0.010.441.04-20.19

CL 060-B0.159.94CL 060-B0.059.941.00140.64

CL 220-B0.1214.55CL 220-B0.0214.550.98144.65

C 060-B5.058.660.98134.60

P_N 220-B0.1209.98P_N 220-B0.0209.980.95141.90

SJ 220-B0.1210.61SJ 220-B0.0210.610.96141.54

BJ 023-B123.261.02135.41

IG 010-B110.381.04

-22.25

SC 010-B110.311.03-19.38

MO 010-B1 10.381.04-20.67

ST 010-B110.431.04

-21.29

IG 023-B123.861.04

133.51

SC 023-B123.781.04130.71

MO 023-B123.771.04131.68

ST 023-B123.831.04127.66

SI 023-B124.171.06

129.61

L 023-B1 0.000.000.00

Z 007-B17.411.02

-15.19

SJ 010-B110.361.04

-18.15

C_LIMA 060-B159.450.99

134.07

PR 010-B110.441.04

-17.15

PR 023-B123.991.05133.47

PA 010-B110.381.04

-18.19

L 010-B110.431.04

-17.11

S 010-B110.361.04

-14.08

BJ 060-B155.310.92137.72

CH 023-B124.121.05

130.51

SU 010-B110.391.04-10.11

SU 060-B160.021.00141.58

SM 023-B123.941.05138.94

SM 010-B110.441.04-11.28

NA 023-B10.000.000.00

NA 010-B110.351.04-18.21

SM 060-B159.280.99

141.10

NA 060-B156.610.94

136.65

10.401.04-19.89

VM 010-B0.010.401.04-19.89

60.011.00135.09

VM 060-B0.060.011.00135.09

10.431.04-21.04

CH 010-B0.010.451.05-18.50

59.921.00

135.77

CH 060-B0.059.921.00

135.77

10.401.04-19.60

B 010-B0.010.401.04-19.60

57.880.96133.85

B 060-B0.057.880.96133.85

10.321.03-10.83

SR 010-B0.010.321.03

-10.83

61.421.02142.52

SR 060-B0.061.421.02

142.52

9.950.99-22.29

PL 010-B0.0 9.860.99

-23.41

51.330.86130.81

PL 060-B0.051.330.86130.81

55.030.92

133.81

SC 060-B0.055.030.92133.81

10.341.03-20.88

HP 010-B0.0

10.341.03-20.88

55.090.92

133.19

HP 060-B0.055.090.92133.19

10.371.04-19.36

C 060-B0.058.870.98135.00

SL 010-B0.010.361.04

-20.53

58.160.97134.31

SL 060-B0.058.160.97

134.31

10.391.04

-22.03

10.421.04

-20.85

A 010-B0.010.421.04

-20.85

57.500.96133.58

57.500.96

133.58

A 060-B0.057.500.96

133.58

57.640.96133.55

MO 060-B0.057.640.96

133.55

55.480.92

132.83

ST 060-B0.055.480.92

132.83

G 010-B0.110.38

10.341.03-20.10

10.341.03-20.10

SI 010-B0.010.431.04

-22.14

58.710.98134.95

58.710.98

134.95

SI 060-B0.057.500.96133.17

G 010-B0.010.371.04

-18.31

10.441.04-20.36

10.421.04

-21.27

U 010-B0.010.461.05-22.02

57.940.97133.79

57.940.97

133.79

U 060-B0.057.940.97

133.79

10.411.04-20.58

10.451.05

-20.16

C 010-B0.010.411.04

-18.90

P_A 060-B0.1 59.22P_A 060-B0.059.220.99

136.04

P_N 060-B0.1 59.29P_N 060-B0.059.290.99136.12

57.450.96

133.43

IG 060-B0.057.450.96133.43

Z 220-B0.1207.06Z 220-B0.0207.060.94140.27

Z 060-B0.158.82Z 060-B0.059.190.99

135.26

57.640.96

135.58

PR 060-B0.057.640.96135.58

SJ 060-B0.161.23SJ 060-B0.061.231.02

136.47

59.120.99135.28

PA 060-B0.059.120.99

135.28

58.440.97135.61

L 060-B0.058.440.97

135.61

S 060-B0.058.840.98137.75

59.310.99135.05

SA 060-B0.059.310.99135.05

10.411.04-18.44

SA 010-B0.010.411.04-18.44

10.121.01

-15.21

BJ 010-B0.010.121.01-15.21

G 060-B0.158.84G 060-B0.058.840.98

135.49

DIg

SILE

NT



LUZ DEL SUR SGPR









C10-SJ2

11.323.7211.92

T3-C

37.5740.720.4080.42-37.3839.352.1880.42

-6

L-2010A-LDS

-69.5175.590.2124.29

L-2010B-LDS

-66.3378.090.2225.09

L-IN

_PL

T11-IN

135.84153.230.4285.40

-134.6..145.331.42

85.40

1

0.9293.66

0.42153.23

T1-B

J

6.436.870.0741.86-6.406.740.4141.86

0

L-IN_ST

34.8542.350.4163.16

-34.6641.930.4263.16

C60-SJ

20.006.5721.05

C60-P

20.006.57

21.05

L-64

2-2

6.647.200.0821.64

L-64

2-1

16.9918.530.1952.17

L-PL_CG2-16.2517.560.1952.26

T2-VM

32.6033.660.33

84.84-32.4232.811.82

84.84

-7

T2-M

O

22.3624.250.24

96.30

-22.2223.391.30

96.30

-6

L-S_CL

-27.8227.950.2741.51

28.3228.630.2741.51

L-G

_SI

T33-SJ

70.7073.470.2086.04

-70.1271.210.68

86.04

1

L-Z-

C

49.4855.760.54

59.34

-49.3456.080.55

59.34

CSP-23-CG

7.002.307.37

L-M

O_Z

22.8225.170.25

37.23

-22.7124.920.2537.23

L-PL_CG1

6.697.230.0821.63

T1-CG

9.5610.320.1144.82-2.51

2.640.15

44.82

-13

C10-CG1

2.510.822.64

C10-B3

18.406.0519.37

T3-B

16.0918.600.1874.32-15.9919.251.0774.32

0

S4.

0-B2.41

16.940.940.00

-2.4116.940.940.00

S3.

0-B16.09

18.600.180.00

-16.0918.600.180.00

T3-A

30.7533.510.3385.16

-30.5732.181.79

85.16

-9

T2-IG

-0.650.660.012.72

0.670.710.022.72

-3

T2-L

14.9015.990.1663.94-14.8215.600.8663.94

-6

T2-S

T

21.1022.840.2391.10-20.9722.071.2391.10

-6

CSP-23-CL

7.002.307.37

C23-CL1

3.561.173.75

T1-CL

10.6211.330.1143.63

-10.5611.120.2743.63

-2

P_REP

-0.0040.280.39

2

T55-Z

92.11100.880.2885.04

-91.3196.470.9485.04

1

C10-MO2

22.227.30

23.39

C10-IG2

10.343.40

10.89

0.000.00

0.000.00

T2-C

31.1033.910.33

86.27

-30.9232.551.8186.27

-9

T1-Z

33.6636.810.36

93.52-33.4535.211.9793.52

-9

T1-SJ

19.9021.410.20

52.81

-19.8120.851.1652.81

-5

C10-L2

14.824.8715.60

C10-SC2

12.334.0512.98

C10-ST2

20.976.8922.07

L-640

18.8520.380.20

54.17

-17.6918.850.2054.17

L-639-23.8524.520.24

66.50

24.7725.190.24

66.50

C10-HP2

18.946.2219.93

T2-BJ

11.2511.980.1250.22

-0.000.000.0050.22

-11.2011.790.29

50.22

-7

L-65

1

-11.7315.980.16

23.94

11.7716.080.1623.94

L-61

1

-7.979.380.0911.94

L-61

3

-7.969.440.0916.02

7.979.380.0916.02

T1-SC

13.2114.210.1558.49

-13.1413.830.34

58.49

-9

L-655-28.2428.590.2975.10

28.6529.210.2975.10

T2-S

C

12.3513.210.14

54.40

-12.2912.940.72

54.40

-8

T1-SL

30.9033.710.33

86.79-30.7232.341.8086.79

-10

T2-HP

19.0620.640.21

84.49

-18.9419.931.1184.49

-9

L-609B

27.3929.470.2949.90

-27.3129.420.2949.90

L-2X

XX

-83.1785.180.2326.41

L-603

-36.2836.290.37

68.47

L-67

3

-19.8921.210.2033.19

L-60

5

-25.1525.260.2546.36

L-60

6

-20.5520.570.2044.70

L-65

4

-57.4960.080.60

111.48

0.8083.33

0.2385.18

T11-CL

83.1785.180.23

71.99

-82.5683.330.8071.99

2

T2-A

39.0642.390.41

83.32-38.8540.912.26

83.32

-6

B/S SJREP-SJLDS-740.7..805.532.210.00

B/S PEDN-PLDS-200.6..218.190.600.00

0.60218.19

2.21805.53

C10-SI2

0.000.000.00

L-621A-10.96

12.590.12

18.76

-0.9412.610.1218.76

L-64

6-2

30.3932.090.3147.14

-30.2731.860.3147.14

C10-Z3

18.185.98

19.14

C10-VM1

21.707.1322.84

C10-U2

41.6013.6743.79

C10-SR2

0.000.000.00

C10-SL2

33.2910.9435.04

C10-S2

2.590.852.72

C10-C1

18.816.1819.80

C10-BJ1

6.312.086.65

C10-B2

17.875.87

18.81

C10-A1

31.8110.4533.48

C23-BJ2

11.203.68

11.79

C10-BJ2

0.090.030.09

C-PL

1

C10-A2

37.6212.3639.60

RC-A

1

T1-A

30.7433.330.33

81.88-30.5732.161.78

81.88

-6

C10-IG1

25.338.3326.66

C10-SC1

-0.04-0.010.04

C10-MO1

0.000.000.00

C10-ST1

0.000.000.00

C23-IG1

-0.67-0.220.71

C23-SC1

13.144.32

13.83

C23-MO1

21.527.0722.66

C23-ST1

23.487.72

24.72

T1-IG

35.9139.390.39100.85

-35.6737.552.07

100.85

-11

T1-MO

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-21.5222.660.55

59.26

-0.00

0.00

0.00

59.26

-8

T1-ST

23.6525.820.26

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-0.00

0.00

0.00

79.71

-7

C23-SI3

7.542.487.94

T3-SI

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92.36-7.547.940.1992.36

-24.9226.231.4692.36

-11

RC-SI

1

C10-SI1

39.5913.0141.67

C10-U3

20.356.6921.42

C10-SI3

24.928.1926.23

C10-U1

34.4311.3236.24 C-SI

1C-U

1

T3-U

20.4822.150.2288.57-20.3521.421.2088.57

-6

T2-U

41.8445.510.4591.00-41.6043.792.4491.00

-7

T1-S

I

39.8043.220.4285.29-39.5941.672.3185.29

-6

C-S5

C-S

3 Aco

p5

C23-L1

0.000.000.00

T1-G

30.0732.720.3282.06

-29.9031.481.7482.06

-8

T1-L

0.030.080.000.32-4

T1-U

34.6537.990.3898.22

-34.4336.242.02

98.22

-11

T2-S

R

0.010.020.000.33-0.000.000.000.33

1

T2-S

3.233.440.03

48.54-3.213.380.19

48.54

-2

SJ-REP

0.0092.470.88

3

C60-A

3.861.274.06

L-609C25.5026.260.26

35.08

-25.5026.330.2635.08

L-610C

25.5026.260.2635.08

-25.5026.330.2635.08

C60-NA

3.441.133.62

SVS

SVC-Z

0.0032.512.53

T0-Z

0.1029.790.2953.30

-0.0032.512.5353.300

C10-Z1

33.4510.9935.21

C10-C3

37.3812.2939.35

C10-Z2

37.9212.4639.92

C-Z

1

T3-Z

18.2919.720.1977.49-18.1819.141.0777.49

-4

T2-Z

38.1241.350.4081.24-37.9239.922.2381.24

-5

C10-C2

30.9210.1632.55

L-66

3

-27.4730.820.3138.67

27.6431.210.3138.67

L-647

6.937.250.0719.06

-6.797.190.0719.06

L-6494.574.810.05

13.01

-4.524.840.0513.01

C-C

1

L-656

-2.666.000.069.39

2.676.060.069.39

L-60

9A

26.9031.240.3041.10

-26.7130.840.3041.10

L-64

1

29.8132.600.33

91.66

-28.2830.450.33

91.66

L-659

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14.2822.760.2358.14

L-658

24.7328.600.2741.60

-24.3727.730.28

41.60

L-65

7

35.7346.150.44

67.08

-34.8243.570.44

67.08

C60-S_J

1.840.611.94

T2-S

J

11.3812.160.1246.39

-11.3211.920.6646.39

0

C10-SJ1

19.816.51

20.85

C60-C_L

60.5419.9063.73

L-64

6-1

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-30.3932.090.3147.12

L-64

5

30.7432.800.31

47.14

-30.2731.860.31

47.14

L-70

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-51.0360.390.58

65.87

L-70

2

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-63.2376.490.73

72.26

L-62

8

-28.4630.900.3046.31

28.5330.580.2946.31

L-62

7-36.1239.140.38

51.34

36.2238.840.37

51.34

L-612

-21.2722.450.2233.53

21.3822.570.22

33.53

L-61

0A

26.9031.240.3041.10

-26.7130.840.3041.10

T44-P

82.7689.900.25

74.77-82.1086.500.83

74.77

1

T33-P

117.86128.290.3571.12

-116.9..123.401.18

71.12

1

T1-C

18.9220.410.2080.30

-18.8119.801.1080.30

-5

L-63

8

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L-63

7

27.4630.130.29

44.57

-27.2429.650.29

44.57

L-634

L-63339.9142.280.41

60.64-39.8043.220.42

60.64

L-63532.7335.300.3555.20

-32.6335.470.36

55.20

L-63

1

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-64.8570.460.7088.77

L-63

2

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88.77

-64.8570.460.70

88.77

L-63

0

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89.19

-44.9748.280.47

89.19

L-62

9

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-44.9748.280.4789.19

L-20

13

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-228.9..255.670.7182.84

L-20

12

230.14259.150.7182.84

-228.9..255.670.7182.84

T44-Z

92.48101.270.28

85.37-91.6796.850.95

85.37

1

T33-Z

149.13175.840.49

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0

T22-Z

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-123.1..129.271.2675.64

1

L-67

8

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-24.4326.750.2671.62

L-67

7

24.8727.350.2671.62

-24.4326.750.2671.62

L-64

3

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48.15

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48.15

L-64

4

30.3633.520.32

48.15

-30.0532.840.32

48.15

L-62

1A-2

1.1012.550.13

34.90

-0.9612.590.12

34.90

L-621C

24.4

026

.17

0.26

72.7

8

-24.3926.150.2672.78

L-624C

0.00

0.00

0.00

0.01

-0.000.000.000.01

L-62

1B

-25.5125.690.26

71.49

26.3226.410.26

71.49

L-62

4B

-16.2216.840.1746.26

16.5617.090.1746.26

L-624A-16.1516.790.1732.85

16.2216.840.1732.85

L-62

2

-1.1510.550.1028.88

1.2310.540.1028.88

L-620

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-16.7524.350.2436.22

L-619

35.9946.180.44

66.34

-35.4744.710.44

66.34

T22-SJ

106.98110.990.3092.22

-106.0..107.591.0292.22

-0.00

0.00

0.00

92.22

0

T11-SJ

102.77106.710.2988.53

-101.9..103.440.9888.53

-0.00

0.00

0.00

88.53

1

T1-PR

24.3926.150.26

68.64-16.3217.180.41

68.64

-7.978.390.46

68.64

-11

C10-PR1

7.972.628.39

C23-PR1

16.325.3617.18

C10-PA1

17.805.85

18.74

C10-L1

0.000.000.00

T1-P

A

17.9019.290.19

76.29-17.8018.741.04

76.29

-5

C10-S1

6.152.026.47

T1-S

5.565.930.06

46.82-5.535.820.33

46.82

-2

T1-S

A

18.2019.620.1977.41-18.1019.051.0677.41

-5

T2-S

A

18.2019.620.19

77.41-18.1019.051.06

77.41

-5

C10-SA1

18.085.9419.03

C10-SA2

18.125.96

19.08

RC-SA

1

C-BJ

1

T1-V

M

27.5032.930.32128.38-27.2730.901.72128.38

-7

C10-VM2

37.9912.4939.99

RC-VM

1

C23-CH2

10.453.43

11.00

T2-CH

25.9828.700.28

77.80-15.3716.180.9077.80

-10.4511.000.26

77.80

-7

C10-CH2

15.375.0516.18

C10-CH1

22.737.47

23.93

RC-CH

1

C10-HP1

21.887.19

23.03

C10-PL2

17.095.6217.99

C10-PL1

17.635.7918.55

C23-SM1

4.491.484.73

C10-SR1

12.874.2313.55

C10-SU1

2.210.732.33

T1-S

U

2.222.370.02

45.93-2.212.330.13

45.93

-1

T2-P

L

17.1918.520.20

81.32

-17.0917.991.02

81.32-13

T1-P

L

17.7319.120.2183.93

-17.6318.551.0583.93

-13

C10-SM1

0.000.000.00

C10-NA1

25.268.30

26.59

RC-G1

1

T1-SM

4.524.840.0550.72

-4.494.730.11

50.72

-0.000.000.00

50.72

-11

T1-NA

25.4027.530.28

71.68

-0.000.000.0071.68

-25.2626.591.4771.68

-11

C10-G2

34.3411.2936.15

T1-S

R

12.9513.960.1376.53-12.8713.550.7676.53

0

T1-H

P

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-21.8823.031.2960.56

-8

C-B

1

C-SL

1

C10-G1

29.909.8331.48

C10-B1

17.825.8618.75

C10-SL1

30.7210.1032.34

T2-B

19.2025.230.25

100.84-19.0523.791.32

100.84

-9

T2-S

L

33.4536.160.36

71.99-33.2935.041.95

71.99

-6

T1-C

H

22.8824.820.2496.92-22.7323.931.3296.92

-5

T1-B

19.2025.230.25100.84-19.0523.791.32100.84

-9

C10-A3

30.5710.0532.18

T2-G

34.5137.320.36

72.37-34.3436.152.00

72.37

-4

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0.000.00

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0.000.00

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0.000.00

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0.000.00

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0.000.00

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0.000.00

0.000.00

0.000.00

0.000.00

0.000.00

0.000.00

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0.000.00

0.000.00

0.000.00

0.000.00

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0.519.27

SJ 010-B210.361.04

-13.26

IN 060-B0.159.05IN 060-B0.059.05

0.98138.53

IN 220-B0.1208.92IN 220-B0.0208.92

0.95143.88

CG 010-B110.181.02-19.95

CG 060-B153.430.89135.17

B 010-B2.010.411.04

-16.50

B 060-B2.058.050.97

137.14

CL 023-B123.921.04

142.63

10.351.04

-15.40

10.351.04

-16.10

Z2 010-B0.010.341.03-17.17

CL 060-B0.160.25CL 060-B0.060.251.00

144.55

CL 220-B0.1216.54CL 220-B0.0216.540.98

149.10

C 060-B5.058.740.98

137.78

P_N 220-B0.1209.98P_N 220-B0.0209.980.95144.24

SJ 220-B0.1210.61SJ 220-B0.0210.610.96

144.70

BJ 023-B123.171.01

139.87

IG 010-B110.451.05-18.00

SC 010-B110.391.04

-15.06

MO 010-B1 10.381.04-16.94

ST 010-B110.361.04-16.54

IG 023-B123.841.04137.94

SC 023-B123.831.04134.37

MO 023-B123.821.04

135.61

ST 023-B123.671.03132.55

SI 023-B123.991.05133.05

L 023-B10.000.000.00

Z 007-B1 7.411.02-11.84

SJ 010-B110.421.04-14.02

C_LIMA 060-B158.980.98

136.59

PR 010-B110.441.04-14.56

PR 023-B123.991.05136.14

PA 010-B110.401.04

-15.59

L 010-B110.441.04

-14.48

S 010-B110.331.03

-10.81

BJ 060-B155.330.92

141.39

CH 023-B124.071.05

132.63

SU 010-B110.371.04-7.54

SU 060-B159.961.00

144.27

SM 023-B123.841.04141.38

SM 010-B110.401.04-8.86

NA 023-B124.131.05137.29

NA 010-B110.421.04-14.28

SM 060-B159.140.99143.75

NA 060-B157.620.96139.96

10.401.04

-17.66

VM 010-B0.010.401.04

-17.66

59.510.99

137.61

VM 060-B0.059.510.99

137.61

10.401.04

-19.02

CH 010-B0.010.451.04-16.19

59.400.99138.33

CH 060-B0.059.400.99138.33

10.411.04-16.50

B 010-B0.010.411.04

-16.50

58.050.97137.14

B 060-B0.058.050.97

137.14

10.321.03-8.28

SR 010-B0.010.321.03-8.28

61.491.02145.29

SR 060-B0.061.491.02145.29

10.201.02-18.80

PL 010-B0.010.191.02-18.92

52.840.88134.79

PL 060-B0.052.840.88134.79

56.350.94137.45

SC 060-B0.056.350.94

137.45

10.341.03-16.11

HP 010-B0.0

10.371.04-17.04

56.670.94

137.15

HP 060-B0.056.670.94137.15

10.371.04-16.38

C 060-B0.058.970.98138.25

SL 010-B0.010.351.03

-17.62

58.260.97137.50

SL 060-B0.058.260.97

137.50

10.381.04-16.53

10.451.05-15.97

A 010-B0.010.451.05

-15.97

59.020.98138.46

59.020.98138.46

A 060-B0.059.020.98138.46

58.410.97137.54

MO 060-B0.058.410.97

137.54

58.160.97137.71

ST 060-B0.058.160.97137.71

G 010-B0.110.43

10.401.04-16.37

10.401.04-16.37

SI 010-B0.010.361.04-18.61

58.780.98

138.19

58.780.98138.19

SI 060-B0.057.600.96136.41

G 010-B0.010.421.04-14.83

10.341.03

-17.14

10.351.04-17.82

U 010-B0.010.361.04

-18.77

58.010.97

137.00

58.010.97137.00

U 060-B0.058.010.97137.00

10.421.04-16.52

10.371.04-16.82

C 010-B0.010.441.04

-15.52

P_A 060-B0.160.15P_A 060-B0.060.151.00139.63

P_N 060-B0.160.21P_N 060-B0.060.211.00139.69

58.590.98137.87

IG 060-B0.058.590.98

137.87

Z 220-B0.1207.19Z 220-B0.0207.190.94

143.46

Z 060-B0.159.05Z 060-B0.059.300.99138.52

57.150.95138.54

PR 060-B0.057.150.95138.54

SJ 060-B0.160.82SJ 060-B0.060.821.01139.07

58.650.98138.01

PA 060-B0.058.650.98

138.01

58.020.97138.50

L 060-B0.058.020.97138.50

S 060-B0.058.750.98

141.13

58.810.98

137.68

SA 060-B0.058.810.98137.68

10.421.04

-15.96

SA 010-B0.010.421.04-15.96

9.390.94

-10.78

BJ 010-B0.0 9.390.94-10.78

G 060-B0.159.82G 060-B0.059.821.00139.12

DIg

SILE

NT



LUZ DEL SUR SGPR









C10-CP1

24.948.2026.25

C10-CP2

24.948.20

26.25

T2-C

P

25.1127.330.27108.92-24.9426.251.46108.92

-7

T1-C

P

25.1127.330.27109.30-24.9426.251.46109.30

-7

L-CP_SI

-25.1127.330.2753.15

25.1727.040.2753.15

0.000.00

0.000.00

C10-SJ2

11.903.9112.52

T3-C

36.0238.990.38

77.02-35.8437.722.09

77.02

-6

L-2010A-LDS

-59.3268.610.1922.06

L-2010B-LDS

-89.44100.250.2832.24

L-IN

_PL

T11-IN

148.76168.790.47

94.15

-147.3..159.141.5794.15

1

0.9495.52

0.47168.79

T1-B

J

7.047.540.0846.50-7.017.380.4646.50

0

L-IN_ST

40.0048.740.48

73.14

-39.7448.090.48

73.14

C60-SJ

20.006.57

21.05

C60-P

20.006.57

21.05

L-64

2-2

7.197.810.09

23.97

L-64

2-1

17.7919.480.20

55.57

L-PL_CG2-16.9518.360.2055.67

T2-VM

34.0135.220.34

89.26-33.8234.271.9089.26

-8

T2-M

O

23.7425.780.26

102.82

-23.5824.821.37

102.82

-7

L-S_CL

-28.9329.140.2943.56

29.4829.940.2943.56

L-G

_SI

27.1830.080.2938.69

-27.0930.190.3038.69

T33-SJ

74.2777.690.2190.99

-73.6375.020.71

90.99

1

L-Z-

C

53.0357.200.56

53.88

-52.7758.080.57

53.88

CSP-23-CG

7.002.307.37

L-M

O_Z

26.9930.850.3045.66

-26.8430.440.3045.66

L-PL_CG1

7.257.870.0923.96

T1-CG

9.7010.490.1246.39-2.65

2.780.16

46.39

-13

C10-CG1

2.650.872.78

C10-B3

19.436.3920.45

T3-B

17.0519.190.1976.83-16.9419.831.1076.83

0

S4.

0-B2.49

16.870.940.00

-2.4916.870.940.00

S3.

0-B17.05

19.190.190.00

-17.0519.190.190.00

T3-A

33.5536.700.3693.93

-33.3435.101.95

93.93

-10

T2-IG

-0.690.710.012.90

0.710.750.022.90

-3

T2-L

16.3817.610.1870.98-16.2917.150.9570.98

-7

T2-S

T

22.3824.270.24

97.74-22.2423.411.31

97.74

-7

CSP-23-CL

7.002.307.37

C23-CL1

3.831.264.03

T1-CL

10.8811.620.1144.91

-10.8311.400.27

44.91

-3

P_REP

-0.0039.600.38

2

T55-Z

96.32104.770.2988.37

-95.46100.200.98

88.37

1

C10-MO2

23.587.7524.82

C10-IG2

10.993.61

11.57

0.000.00

0.000.00

T2-C

29.4032.000.3181.69

-29.2330.771.7281.69

-9

T1-Z

32.8235.860.35

91.15-32.6234.341.92

91.15

-9

T1-SJ

20.9122.520.2155.77

-20.8121.911.2255.77

-5

C10-L2

16.295.3517.15

C10-SC2

13.254.3613.95

C10-ST2

22.247.31

23.41

L-640

20.3722.120.2158.97

-19.0020.260.2158.97

L-639-25.0025.570.2569.77

26.0226.340.25

69.77

C10-HP2

20.466.7221.54

T2-BJ

11.9512.730.1354.03

-0.000.000.0054.03

-11.8912.520.31

54.03

-9

L-65

1

-16.6919.050.19

28.54

16.7519.180.1928.54

L-61

1

-11.0614.130.1418.04

L-61

3

-11.0314.140.1424.13

11.0614.130.1424.13

T1-SC

14.2115.320.16

63.99

-14.1214.860.36

63.99

-11

L-655-29.0629.450.31

78.52

29.5130.140.31

78.52

T2-S

C

13.2714.210.15

59.39

-13.2113.900.77

59.39

-10

T1-SL

31.4034.270.34

88.25-31.2232.861.8188.25

-11

T2-HP

20.6022.370.2392.82

-20.4621.541.1992.82

-11

L-609B

26.5227.830.2747.41

-26.4427.790.2847.41

L-2X

XX

-87.4390.080.2427.94

L-603

-38.0038.000.3972.66

L-67

3

-21.2922.750.21

35.64

L-60

5

-24.4724.600.24

45.15

L-60

6

-20.0420.050.2043.50

L-65

4

-59.7062.540.63117.57

0.8487.84

0.2490.08

T11-CL

87.4390.080.2476.16

-86.7587.840.8476.16

2

T2-A

41.1644.780.44

88.63-40.9443.112.40

88.63

-6

B/S SJREP-SJ..-762.5..832.882.280.00

B/S PEDN-PLD..-231.6..255.270.700.00

0.70255.27

2.28832.88

C10-SI2

0.000.000.00

L-621A-1-0.5613.230.1319.86

0.5813.260.1319.86

L-64

6-2

31.0032.740.32

48.31

-30.8832.500.32

48.31

C10-Z3

20.096.60

21.15

C10-VM1

23.937.8625.19

C10-U2

38.4912.6540.52

C10-SR2

0.000.000.00

C10-SL2

36.4711.9938.39

C10-S2

3.731.233.93

C10-C1

16.845.5417.73

C10-BJ1

6.922.277.28

C10-B2

18.876.2019.87

C10-A1

32.1210.5633.82

C23-BJ2

11.893.91

12.52

C10-BJ2

0.090.030.10

C-PL

1

C10-A2

41.0313.4843.18

RC-A

1

T1-A

32.4035.210.3587.10-32.2133.891.8987.10

-6

C10-IG1

26.918.8428.33

C10-SC1

-0.04-0.010.05

C10-MO1

0.000.000.00

C10-ST1

0.000.000.00

C23-IG1

-0.71-0.230.75

C23-SC1

14.124.64

14.86

C23-MO1

22.847.5124.05

C23-ST1

24.908.1926.21

T1-IG

38.1642.010.42

108.18

-37.9039.892.23

108.18

-11

T1-MO

22.9524.520.24

63.21

-22.8424.050.5963.21

-0.00

0.00

0.00

63.21

-8

T1-ST

25.0927.480.28

83.88-24.9026.210.63

83.88

-0.00

0.00

0.00

83.88

-9

C23-SI3

5.871.936.18

T3-SI

22.8424.560.24

62.96-5.876.180.15

62.96

-16.8717.760.9862.96

-9

RC-SI

1

C10-SI1

28.279.29

29.76

C10-U3

17.575.7718.49

C10-SI3

16.875.5417.76

C10-U1

31.4310.3333.08

C-SI

1C-U

1

T3-U

17.6619.030.1975.84-17.5718.491.0275.84

-6

T2-U

38.7041.980.42

83.66-38.4940.522.25

83.66

-7

T1-S

I

28.4030.580.30

60.61-28.2729.761.66

60.61

-5

C-S5

C-S

3 Aco

p5

C23-L1

0.000.000.00

T1-G

31.6534.530.3487.69

-31.4733.121.8487.69

-9

T1-L

0.030.080.000.33-5

T1-U

31.6234.510.3488.95

-31.4333.081.83

88.95

-11

T2-S

R

0.010.020.000.33-0.000.000.000.33

1

T2-S

3.403.630.04

51.50-3.383.560.20

51.50

-3

SJ-REP

0.0091.760.87

3

C60-A

3.981.314.19

L-609C30.4331.970.3143.00

-30.4232.040.3243.00

L-610C

30.4331.970.3143.00

-30.4232.040.3243.00

C60-NA

3.551.173.73

SVS

SVC-Z

0.0032.702.55

T0-Z

0.1029.940.2953.61

-0.0032.702.5553.610

C10-Z1

32.6210.7234.34

C10-C3

35.8411.7837.72

C10-Z2

41.8213.7544.02

C-Z

1

T3-Z

20.2121.840.2185.87-20.0921.151.1785.87

-5

T2-Z

42.0545.740.4589.89-41.8244.022.4489.89

-6

C10-C2

29.239.6130.77

L-66

3

-26.9031.970.3240.12

27.0832.430.3240.12

L-647

7.537.920.0720.81

-7.377.820.0820.81

L-6495.005.280.05

14.31

-4.945.290.05

14.31

C-C

1

L-656

-1.576.170.069.77

1.586.220.069.77

L-60

9A

25.2928.960.28

38.44

-25.1228.640.28

38.44

L-64

1

31.4034.480.36

98.24

-29.6431.990.36

98.24

L-659

-16.8225.370.2667.16

17.0826.060.2667.16

L-658

25.2029.020.2842.57

-24.8228.110.28

42.57

L-65

7

38.2049.130.4872.01

-37.1646.150.4872.01

C60-S_J

1.900.622.00

T2-S

J

-1

C10-SJ1

20.816.8421.91

C60-C_L

61.7520.3065.00

L-64

6-1

31.3733.490.32

48.29

-31.0032.740.32

48.29

L-64

5

31.3733.490.32

48.31

-30.8832.500.32

48.31

L-70

550.9159.850.5865.84

-50.9059.850.5865.84

L-70

2

63.1175.820.7372.23

-63.0975.800.73

72.23

L-62

8

-41.9345.840.4569.56

42.1045.780.4469.56

L-62

7-53.2358.100.57

77.15

53.4558.120.56

77.15

L-612

-19.8620.320.2030.47

19.9420.400.20

30.47

L-61

0A

25.2928.960.2838.44

-25.1228.640.2838.44

T44-P

95.53105.170.29

87.49-94.67100.340.97

87.49

1

T33-P

136.07150.100.4183.23

-134.9..143.191.38

83.23

1

T1-C

16.9418.230.1871.97

-16.8417.730.9871.97

-5

L-63

8

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L-63

7

29.0231.890.3147.20

-28.7731.350.3147.20

L-634

L-63349.4851.460.5173.48-49.32

52.140.51

73.48

L-63525.1427.170.2753.33

-25.1127.330.2753.33

L-63

1

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L-63

2

56.8862.320.6159.27

-56.5661.340.6159.27

L-63

0

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-47.9150.750.5067.94

L-62

9

48.0250.510.4967.94

-47.9150.750.5067.94

L-20

13

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-232.6..260.550.7384.46

L-20

12

233.95264.220.7284.46

-232.6..260.550.7384.46

T44-Z

96.71105.180.29

88.72-95.84100.590.98

88.72

1

T33-Z

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83.36-147.1..166.781.63

83.36

0

T22-Z

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-122.6..129.761.2776.13

1

L-67

8

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75.84

-25.8228.180.28

75.84

L-67

7

26.3028.860.2775.84

-25.8228.180.2875.84

L-64

3

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50.88

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50.88

L-64

4

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-31.5234.510.3450.88

L-62

1A-2

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0.5613.230.1336.90

L-621C

26.7

926

.90

0.27

75.5

6

-26.7826.890.2775.56

L-624C

0.40

13.1

30.

1336

.90

-0.3913.130.1336.90

L-62

1B

-26.7926.900.2775.59

27.7027.740.2775.59

L-62

4B

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16.9717.430.1747.49

L-624A-16.5417.110.1733.73

16.6117.160.1733.73

L-62

2

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0.1410.930.1130.21

L-620

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39.23

L-619

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-38.6048.070.47

71.78

T22-SJ

112.38117.360.3297.52

-111.3..113.341.08

97.52

-0.00

0.00

0.00

97.52

0

T11-SJ

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-106.9..108.961.0493.61

-0.00

0.00

0.00

93.61

1

T1-PR

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-18.1719.130.46

77.38

-8.889.340.5277.38

-12

C10-PR1

8.882.929.34

C23-PR1

18.175.97

19.13

C10-PA1

18.526.09

19.49

C10-L1

0.000.000.00

T1-P

A

18.6220.080.20

79.96-18.5219.491.08

79.96

-6

C10-S1

5.471.805.76

T1-S

5.856.250.06

49.67-5.826.130.34

49.67

-3

T1-S

A

19.0120.510.2081.44-18.9019.901.1081.44

-6

T2-S

A

19.0120.510.20

81.44-18.9019.901.10

81.44

-6

C10-SA1

18.876.2019.87

C10-SA2

18.936.22

19.92

RC-SA

1

C-BJ

1

T1-V

M

29.0434.670.34135.90-28.7832.471.80135.90

-8

C10-VM2

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RC-VM

1

C23-CH2

11.053.63

11.63

T2-CH

27.4830.470.30

82.22-16.2617.110.9582.22

-11.0511.630.28

82.22

-8

C10-CH2

16.265.3417.11

C10-CH1

24.047.90

25.31

RC-CH

1

C10-HP1

23.647.77

24.89

C10-PL2

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C10-PL1

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C23-SM1

4.911.615.17

C10-SR1

13.674.49

14.39

C10-SU1

2.360.782.49

T1-S

U

2.382.540.02

49.28-2.362.490.14

49.28

-1

T2-P

L

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-18.0218.971.1087.72

-13

T1-P

L

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-18.5819.561.1390.54

-13

C10-SM1

0.000.000.00

C10-NA1

26.508.71

27.90

RC-G1

1

T1-SM

4.945.290.05

55.77-4.915.170.12

55.77

-0.000.000.0055.77

-12

T1-NA

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76.36

-0.000.000.00

76.36

-26.5027.901.5576.36

-12

C10-G2

36.1411.8838.04

T1-S

R

13.7514.830.14

81.41-13.6714.390.79

81.41

-1

T1-H

P

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-23.6424.891.3866.41

-10

C-B

1

C-SL

1

C10-G1

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C10-B1

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C10-SL1

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T2-B

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-9

T2-S

L

36.6639.700.39

79.06-36.4738.392.12

79.06

-7

T1-C

H

24.1525.920.2550.89-24.0425.311.4150.89

-4

T1-B

20.2526.350.26105.46-20.0924.801.38105.46

-9

C10-A3

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T2-G

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77.24

-5

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0.000.00

0.000.00

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10.411.04

-20.99

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58.200.97

133.99

CP 060-B0.058.020.97133.62

SJ 010-B210.361.04

-17.73

IN 060-B0.158.65IN 060-B0.058.650.98134.88

IN 220-B0.1208.76IN 220-B0.0208.760.95140.78

CG 010-B1 9.971.00-24.35

CG 060-B152.450.87131.09

B 010-B2.010.381.04-20.29

B 060-B2.057.960.97133.57

CL 023-B124.051.05

139.02

10.421.04

-19.22

10.421.04

-19.97

Z2 010-B0.010.351.04-20.54

CL 060-B0.160.03CL 060-B0.060.031.00141.04

CL 220-B0.1216.44CL 220-B0.0216.440.98145.83

C 060-B5.058.720.98

134.97

P_N 220-B0.1 209.98P_N 220-B0.0 209.980.95141.28

SJ 220-B0.1210.61SJ 220-B0.0210.610.96141.47

BJ 023-B123.351.02

135.94

IG 010-B110.351.03

-22.12

SC 010-B110.451.05-19.22

MO 010-B110.431.04-20.78

ST 010-B110.351.03

-20.58

IG 023-B123.711.04134.30

SC 023-B123.911.04129.92

MO 023-B123.701.03131.84

ST 023-B123.861.04

128.31

SI 023-B124.081.05132.20

L 023-B1 0.000.000.00

Z 007-B1 7.411.02-15.34

SJ 010-B110.361.04-17.74

C_LIMA 060-B..58.700.98

132.99

PR 010-B110.421.04-18.78

PR 023-B123.961.05132.00

PA 010-B110.431.04-19.40

L 010-B110.441.04

-18.50

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-14.53

BJ 060-B154.650.91

137.60

CH 023-B124.101.05

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SU 010-B110.321.03-10.97

SU 060-B159.741.00

140.99

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133.99

VM 060-B0.059.190.99133.99

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CH 010-B0.010.391.04-18.07

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134.74

CH 060-B0.059.090.98

134.74

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B 060-B0.057.960.97

133.57

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-11.59

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SR 060-B0.061.431.02

142.08

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-23.41

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PL 060-B0.051.790.86130.67

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SC 060-B0.055.530.93133.44

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134.53

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SL 060-B0.058.250.97

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A 010-B0.010.351.04

-19.95

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58.610.98134.80

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MO 060-B0.058.180.97133.91

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G 010-B0.110.38

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10.351.04-18.87

SI 010-B0.010.441.04-18.92

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134.45

58.520.98134.45

SI 060-B0.058.520.98134.45

G 010-B0.010.381.04-19.05

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-19.65

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U 010-B0.010.441.04

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58.200.97

133.88

58.200.97

133.88

U 060-B0.058.200.97133.88

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C 010-B0.010.431.04-18.86

P_A 060-B0.1 59.64P_A 060-B0.059.640.99135.92

P_N 060-B0.159.70P_N 060-B0.0 59.700.99135.98

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IG 060-B0.058.260.97134.22

Z 220-B0.1207.10Z 220-B0.0207.100.94140.20

Z 060-B0.159.02Z 060-B0.059.140.99

135.27

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PR 060-B0.056.600.94134.74

SJ 060-B0.160.58SJ 060-B0.060.581.01

135.54

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PA 060-B0.058.270.97134.32

57.560.96134.77

L 060-B0.057.560.96134.77

S 060-B0.058.360.97

137.47

58.430.97

134.00

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-19.78

SA 010-B0.010.451.04-19.78

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-14.84

BJ 010-B0.0 9.250.93-14.84

G 060-B0.159.07G 060-B0.059.070.98135.14

DIg

SILE

NT



LUZ DEL SUR SGPR









T22-IN

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-65.6770.720.69

88.29

1

L-B_

C..

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-14.0017.690.1723.70

T2-PR

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-0.000.000.0047.71

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47.71

-9

T1-L

19.8521.220.22

44.28-19.7720.810.51

44.28

-9

C10-PR2

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C10-CP1

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C10-CP2

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27.04

T2-C

P

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-8

T1-C

P

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-8

L-CP_SI

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0.000.00

0.000.00

C10-SJ2

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T3-C

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81.39

-6

L-2010A-LDS

-49.7767.940.1921.90

L-2010B-LDS

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L-IN

_PL

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69.94

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69.94

T11-IN

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-135.5..146.011.43

86.08

1

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T1-B

J

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0

L-IN_ST

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58.03

C60-SJ

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21.05

C60-P

20.006.5721.05

L-64

2-2

-6.207.970.08

22.18

L-64

2-1

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18.88

L-PL_CG2-6.716.710.0718.89

T2-VM

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-7

T2-M

O

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102.19

-6

L-S_CL

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L-G

_SI

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T33-SJ

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-138.4..142.601.3681.80

1

L-Z-

C

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57.25

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57.25

CSP-23-CG

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L-M

O_Z

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L-PL_CG1

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T1-CG

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C10-CG1

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C10-B3

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T3-B

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S4.

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S3.

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T3-A

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-10

T2-IG

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-3

T2-L

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-10

T2-S

T

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63.72

-6

CSP-23-CL

7.002.307.37

C23-CL1

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T1-CL

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46.45

-4

P_REP

-0.0039.760.38

2

T55-Z

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83.41

1

C10-MO2

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0.000.00

T2-C

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-10

T1-Z

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92.47

-9

T1-SJ

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58.71

-6

C10-L2

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C10-SC2

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14.97

C10-ST2

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24.79

L-640

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L-639-27.8928.230.28

78.21

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78.21

C10-HP2

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T2-BJ

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-0.000.000.0058.44

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58.44

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L-65

1

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30.67

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L-61

1

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L-61

3

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8.8213.350.1322.78

T1-SC

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67.29

-15.1615.960.39

67.29

-9

L-655-26.5826.710.27

69.76

26.9327.180.27

69.76

T2-S

C

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62.54

-14.1814.920.83

62.54

-8

T1-SL

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-11

T2-HP

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-11

L-609B

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-30.9832.170.3254.70

L-2X

XX

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L-603

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L-67

3

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L-60

5

-25.4325.540.25

46.98

L-60

6

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L-65

4

-58.5360.890.61

112.79

0.9496.59

0.2799.70

T11-CL

95.5399.700.27

84.39

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2

T2-A

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-6

B/S SJREP..-793.7..871.522.390.00

B/S PEDN-PLD..-234.4..255.820.700.00

0.70255.82

2.39871.52

C10-SI2

0.000.000.00

L-621A-1-5.8215.480.15

23.39

5.8515.540.1523.39

L-64

6-2

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-31.4933.150.3349.39

C10-Z3

21.577.0922.71

C10-VM1

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C10-U2

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C10-SR2

0.000.000.00

C10-SL2

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C10-S2

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C10-C1

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C10-BJ1

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C10-B2

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16.59

C10-A1

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C23-BJ2

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13.28

C10-BJ2

0.100.030.11

C-PL

1

C10-A2

40.2713.2442.39

RC-A

1

T1-A

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-6

C10-IG1

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C10-SC1

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C10-ST1

0.000.000.00

C23-IG1

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C23-SC1

15.164.98

15.96

C23-MO1

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C23-ST1

26.388.6727.77

T1-IG

40.5044.710.44

114.78

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114.78

-11

T1-MO

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71.05

-25.7127.060.66

71.05

-0.00

0.00

0.00

71.05

-8

T1-ST

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-26.3827.770.68

89.28

-0.00

0.00

0.00

89.28

-8

C23-SI3

6.482.136.82

T3-SI

23.2124.970.25

64.40-6.486.820.16

64.40

-16.6317.510.9864.40

-9

RC-SI

1

C10-SI1

30.5410.0432.14

C10-U3

19.716.4820.75

C10-SI3

16.635.4717.51

C10-U1

32.6610.7334.38 C-SI

1C-U

1

T3-U

19.8321.430.2185.61-19.7120.751.1685.61

-6

T2-U

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-7

T1-S

I

30.6833.090.33

65.50-30.5432.141.79

65.50

-5

C-S5

C-S

3 Aco

p5

C23-L1

19.776.50

20.81

T1-G

31.9234.840.3488.50

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-9

T1-U

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-32.6634.381.91

92.82

-11

T2-S

R

0.010.020.000.33-0.000.000.000.33

1

T2-S

3.583.820.0455.10-3.563.740.2155.10

-4

SJ-REP

-0.0091.480.87

3

C60-A

4.101.354.31

L-609C36.7238.530.3851.61

-36.7138.590.3851.61

L-610C

36.7238.530.3851.61

-36.7138.590.3851.61

C60-NA

3.651.203.84

SVS

SVC-Z

-0.0031.252.43

T0-Z

0.1028.710.2851.22

-0.0031.252.4351.220

C10-Z1

33.2010.9134.95

C10-C3

37.7512.4139.74

C10-Z2

44.9014.7647.27

C-Z

1

T3-Z

21.7123.510.2392.05-21.5722.711.2692.05

-5

T2-Z

45.1649.230.4896.40-44.9047.272.6296.40

-6

C10-C2

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L-66

3

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28.8334.660.3442.91

L-647

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L-6495.485.810.06

15.76

-5.415.800.06

15.76

C-C

1

L-656

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14.60

L-60

9A

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34.66

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34.66

L-64

1

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18.65

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18.65

L-659

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L-658

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L-65

7

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-24.2630.530.3146.45

C60-S_J

1.960.642.06

T2-S

J

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-12.4913.150.7375.43

-1

C10-SJ1

21.867.18

23.01

C60-C_L

62.9920.7066.30

L-64

6-1

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L-64

5

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49.39

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49.39

L-70

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52.40

L-70

2

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-50.2860.470.5857.49

L-62

8

-53.2757.800.5787.76

53.5558.030.5687.76

L-62

7-67.6273.280.72

97.35

67.9773.660.71

97.35

L-612

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36.39

L-61

0A

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-22.2825.910.2534.66

T44-P

96.69105.400.29

87.68-95.83100.770.97

87.68

1

T33-P

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-136.5..143.801.3983.41

1

T1-C

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-17.7418.681.0475.92

-5

L-63

8

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L-63

7

23.4524.620.2436.30

-23.3124.350.24

36.30

L-634

L-63330.7532.180.3246.57-30.68

33.090.33

46.57

L-63527.2329.520.2958.04

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L-63

1

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L-63

2

60.7366.750.6563.54

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L-63

0

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L-62

9

39.8642.160.4156.95

-39.7842.530.4256.95

L-20

13

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-225.5..253.430.7182.12

L-20

12

226.76256.880.7082.12

-225.5..253.430.7182.12

T44-Z

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1

T33-Z

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82.89

0

T22-Z

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-120.6..128.461.2675.43

1

L-67

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-34.3138.480.38

48.75

L-67

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-34.3138.480.3848.75

L-64

3

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52.93

-33.0035.830.35

52.93

L-64

4

33.3736.650.35

52.93

-33.0035.830.35

52.93

L-62

1A-2

-5.6815.220.16

30.81

5.8215.480.15

30.81

L-621C

24.5

424

.69

0.25

70.2

4

-24.5324.680.2570.24

L-624C

5.68

15.2

20.

1643

.29

-5.6815.210.1643.29

L-62

1B

-24.5424.690.25

70.27

25.3325.390.26

70.27

L-62

4B

-23.7723.810.2567.83

24.5024.510.2567.83

L-624A-23.6223.690.2548.27

23.7723.810.2548.27

L-62

2

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-14.2121.800.2334.21

L-620

34.6244.400.4264.18

-33.7541.940.42

64.18

L-619

46.3357.090.54

82.42

-45.5354.890.55

82.42

T22-SJ

102.38108.250.3089.94

-101.4..104.361.00

89.94

-0.00

0.00

0.00

89.94

0

T11-SJ

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-97.49100.320.9686.32

-0.00

0.00

0.00

86.32

1

T1-PR

19.4720.790.2155.79

-19.3820.400.4955.79

-0.0

00.

000.

0055

.79

-12

C10-PR1

0.000.000.00

C23-PR1

19.386.3720.40

C10-PA1

19.266.3320.27

C10-L1

0.000.000.00

T1-P

A

19.3720.910.2185.09-19.2620.271.1285.09

-8

C10-S1

5.761.896.06

T1-S

6.166.580.07

53.14-6.136.460.36

53.14

-4

T1-S

A

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-6

T2-S

A

19.8421.440.21

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85.62

-6

C10-SA1

19.706.4720.73

C10-SA2

19.766.49

20.79

RC-SA

1

C-BJ

1

T1-V

M

39.1845.720.4589.78-38.9543.532.4189.78

-7

C10-VM2

29.989.8531.55

RC-VM

1

C23-CH2

11.683.8412.29

T2-CH

29.0532.310.32

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-11.6812.290.2987.06

-8

C10-CH2

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C10-CH1

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RC-CH

1

C10-HP1

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C10-PL2

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C10-PL1

18.356.0319.32

C23-SM1

5.371.765.65

C10-SR1

14.514.77

15.27

C10-SU1

2.520.832.65

T1-S

U

2.542.710.0352.81-2.522.650.1552.81

-2

T2-P

L

20.3221.960.2289.08

-20.1921.261.1889.08

-8

T1-P

L

18.4619.900.2080.71

-18.3519.321.0780.71

-8

C10-SM1

0.000.000.00

C10-NA1

27.799.1329.25

RC-G1

1

T1-SM

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61.43-5.375.650.14

61.43

-0.000.000.00

61.43

-12

T1-NA

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78.95

-0.000.000.00

78.95

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-11

C10-G2

39.3212.9241.39

T1-S

R

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86.57

-1

T1-H

P

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-25.5226.861.4970.00

-8

C-B

1

C-SL

1

C10-G1

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C10-B1

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C10-SL1

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T2-B

16.9021.010.21

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83.25

-7

T2-S

L

39.9143.340.43

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86.49

-7

T1-C

H

25.5227.420.2753.72-25.4026.741.4953.72

-4

T1-B

29.0835.080.3569.50-28.9333.591.8669.50

-7

C10-A3

32.7810.7834.51

T2-G

39.5342.900.42

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84.28

-6

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-26.11

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CP 060-B0.057.870.96

129.24

SJ 010-B210.331.03

-21.77

IN 060-B0.158.86IN 060-B0.058.860.98

131.10

IN 220-B0.1208.28IN 220-B0.0208.280.95

136.52

CG 010-B110.351.04-26.87

CG 060-B156.510.94129.21

B 010-B2.010.411.04

-23.55

B 060-B2.058.550.98

129.71

CL 023-B124.091.05

133.97

10.441.04-23.56

10.431.04-24.37

Z2 010-B0.010.381.04-24.66

CL 060-B0.159.58CL 060-B0.059.580.99136.11

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C 060-B5.058.640.98

130.69

P_N 220-B0.1 209.98P_N 220-B0.0 209.980.95

137.39

SJ 220-B0.1210.61SJ 220-B0.0210.610.96

137.07

BJ 023-B123.141.01

130.52

IG 010-B110.351.03

-26.38

SC 010-B110.431.04

-22.62

MO 010-B110.351.03-24.83

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-23.19

IG 023-B123.781.04130.41

SC 023-B123.881.04126.72

MO 023-B123.721.04

127.60

ST 023-B123.741.04

124.45

SI 023-B123.911.04127.36

L 023-B123.691.03126.36

Z 007-B1 7.411.02-19.40

SJ 010-B110.441.04-21.75

C_LIMA 060-B..58.560.98129.07

PR 010-B110.381.04-22.82

PR 023-B123.801.04127.65

PA 010-B110.401.04

-24.69

L 010-B110.381.04

-25.11

S 010-B110.461.05

-19.91

BJ 060-B153.660.89

132.35

CH 023-B124.071.05123.78

SU 010-B110.461.05-15.12

SU 060-B159.570.99

136.90

SM 023-B123.751.04133.37

SM 010-B110.351.04-16.92

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NA 010-B110.401.04-22.02

SM 060-B158.570.98

136.28

NA 060-B157.720.96132.63

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VM 010-B0.010.431.04

-24.32

59.070.98130.05

VM 060-B0.059.070.98

130.05

10.391.04-28.06

CH 010-B0.010.401.04-22.72

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130.24

CH 060-B0.059.200.99

130.24

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B 010-B0.010.411.04

-23.55

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B 060-B0.058.550.98

129.71

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SR 010-B0.010.451.05-15.82

61.421.02138.09

SR 060-B0.061.421.02138.09

10.421.04-24.67

PL 010-B0.010.451.05-24.28

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PL 060-B0.057.200.95129.39

56.680.94

130.25

SC 060-B0.056.680.94

130.25

10.431.04-23.46

HP 010-B0.0

10.421.04-23.45

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130.27

HP 060-B0.057.360.96130.27

10.391.04-24.38

C 060-B0.058.750.98130.39

SL 010-B0.010.421.04

-25.09

58.130.97130.20

SL 060-B0.058.130.97

130.20

10.421.04-24.37

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A 010-B0.010.401.04-23.62

58.810.98

131.00

58.810.98131.00

A 060-B0.058.810.98

131.00

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MO 060-B0.058.350.97

129.92

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ST 060-B0.058.080.97130.31

G 010-B0.110.37

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10.351.03-23.23

SI 010-B0.010.371.04-23.77

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SI 060-B0.058.160.97129.67

G 010-B0.010.461.05-23.53

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-24.48

10.371.04

-25.17

U 010-B0.010.401.04-25.93

58.070.97

129.52

58.070.97

129.52

U 060-B0.058.070.97129.52

10.391.04-23.66

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C 010-B0.010.421.04

-23.18

P_A 060-B0.159.77P_A 060-B0.0 59.771.00131.98

P_N 060-B0.1 59.82P_N 060-B0.0 59.821.00

132.03

58.430.97130.32

IG 060-B0.058.430.97

130.32

Z 220-B0.1207.17Z 220-B0.0207.170.94

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Z 060-B0.159.24Z 060-B0.059.090.98131.01

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PR 060-B0.055.880.93129.58

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PA 060-B0.057.020.95

129.19

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L 060-B0.055.580.93128.52

S 060-B0.057.460.96

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SA 060-B0.058.100.97129.80

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SA 010-B0.010.371.04-24.19

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BJ 010-B0.0 9.060.91

-20.42

G 060-B0.159.05G 060-B0.059.050.98130.95

DIg

SILE

NT



LUZ DEL SUR SGPR




Project: Graphic: MAT Date: 30/05/2008 Annex: Año 6



T22-CL

2

T22-IN

70.5779.670.22

94.41

-69.8975.260.7494.41

1

T11-IN

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-144.1..155.38

1.5392.04

1

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T33-SJ

146.41155.89

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-145.17149.82

1.4386.19

1

T55-Z

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-94.4199.090.9787.43

1

L-20

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L-20

12

-236.98267.75

0.7586.87

238.33271.76

0.7486.87

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T11-CL

100.86107.25

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-99.95103.10

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2

2.52920.44

T22-SJ

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0

T11-SJ

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1

1.43149.8..

T44-Z

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1

T33-Z

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T22-Z

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1

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0.000.00

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T44-P

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1

T33-P

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-146.95154.54

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1

2.55262.83

IN 060-B0.158.58IN 060-B0.058.580.98

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P_N 060-B0.159.61P_N 060-B0.059.610.99

128.11

DIg

SILE

NT



LUZ DEL SUR SGPR







L-20

13

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L-20

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-200.50230.75

0.6474.72

201.50233.60

0.6474.72

0.5051.04

0.1452.12

T11-CL

50.9052.120.1463.38

-50.5651.040.5063.38

2

1.96715.91

T22-SJ

122.62126.82

0.35107.75

-121.39122.54

1.20107.75

1

T11-SJ

123.79128.00

0.35108.76

-122.53123.68

1.21108.76

1

0.000.00

T44-Z

95.60104.48

0.2988.04

-94.7499.850.9888.04

1

T33-Z

160.04189.72

0.5389.09

-158.41177.94

1.7489.09

0

T22-Z

145.37168.08

0.4794.41

-143.92157.79

1.5794.41

1

0.000.00

0.000.00

0.66241.61

T44-P

103.62120.57

0.33100.32

-102.53113.04

1.11100.32

1

T33-P

104.03121.04

0.33100.70

-102.93113.48

1.12100.70

1

2.23226.52

CL 060-B0.159.18CL 060-B0.059.180.99

137.38

CL 220-B0.1212.42CL 220-B0.0212.42

0.97141.72

SJ 220-B0.1210.61SJ 220-B0.0210.61

0.96139.83

SJ 010-B110.361.04

-21.33

SJ 060-B0.159.19SJ 060-B0.059.190.99

132.97

Z 007-B17.411.02

-16.72

Z 220-B0.1207.31Z 220-B0.0207.31

0.94138.76

Z 060-B0.159.03Z 060-B0.058.000.97

132.90

P_N 220-B0.1209.98P_N 220-B0.0209.98

0.95140.81

P_N 060-B0.158.65P_N 060-B0.058.650.98

135.02

DIg

SILE

NT



LUZ DEL SUR SGPR







T55-Z

85.5795.150.2780.20

-84.8490.920.8980.20

1

L-20

13

-226.92254.08

0.7182.33

228.13257.53

0.7182.33

L-20

12

-226.92254.08

0.7182.33

228.13257.53

0.7182.33

0.5556.92

0.1658.04

T11-CL

57.0458.040.1669.86

-56.6356.920.5569.86

2

2.10767.47

T22-SJ

106.68109.18

0.3090.72

-105.77106.47

1.0090.72

0

T11-SJ

145.56149.21

0.4182.52

-144.40145.48

1.3782.52

1

0.000.00

T44-Z

85.9195.520.27

80.51

-85.1891.280.8980.51

1

T33-Z

154.08180.02

0.5084.58

-152.59169.70

1.6584.58

0

T22-Z

128.28138.48

0.3977.82

-127.25132.99

1.2977.82

1

0.000.00

0.000.00

0.64232.56

T44-P

104.20116.06

0.3296.56

-103.18109.98

1.0796.56

1

T33-P

104.61116.50

0.3296.93

-103.59110.40

1.0896.93

1

2.15220.38

CL 060-B0.159.87CL 060-B0.059.871.00

143.27

CL 220-B0.1214.66CL 220-B0.0214.66

0.98148.04

SJ 220-B0.1210.61SJ 220-B0.0210.61

0.96144.80

SJ 010-B110.371.04

-15.17

SJ 060-B0.161.18SJ 060-B0.061.181.02

139.20

Z 007-B17.411.02

-11.36

Z 220-B0.1207.19Z 220-B0.0207.19

0.94143.57

Z 060-B0.159.01Z 060-B0.059.310.99

138.45

P_N 220-B0.1209.98P_N 220-B0.0209.98

0.95144.91

P_N 060-B0.159.28P_N 060-B0.059.280.99

139.10

DIg

SILE

NT



LUZ DEL SUR SGPR







T33-SJ

63.8865.610.18

76.82

-63.3964.020.60

76.82

1

T55-Z

94.65104.50

0.2988.16

-93.7999.620.9888.16

1

L-20

13

-233.23261.76

0.7384.87

234.52265.49

0.7384.87

L-20

12

-233.23261.76

0.7384.87

234.52265.49

0.7384.87

0.6972.04

0.2073.35

T11-CL

72.0373.350.2062.56

-71.5372.040.6962.56

2

2.15785.11

T22-SJ

96.6599.140.2782.37

-95.8896.750.91

82.37

0

T11-SJ

92.8695.310.2679.06

-92.1493.010.8879.06

1

0.6064.02

T44-Z

95.03104.91

0.2988.50

-94.17100.01

0.9888.50

1

T33-Z

151.06178.49

0.5083.91

-149.59168.04

1.6483.91

0

T22-Z

125.73136.77

0.3876.90

-124.71131.18

1.2876.90

1

0.000.00

0.000.00

0.77280.47

T44-P

103.71115.54

0.3296.13

-102.69109.51

1.0796.13

1

T33-P

147.71164.93

0.4591.46

-146.34156.29

1.5291.46

1

2.59265.79

CL 060-B0.159.94CL 060-B0.059.941.00

140.64

CL 220-B0.1214.55CL 220-B0.0214.55

0.98144.65

SJ 220-B0.1210.61SJ 220-B0.0210.61

0.96141.54

SJ 010-B110.361.04

-18.15

SJ 060-B0.161.23SJ 060-B0.061.231.02

136.47

Z 007-B17.411.02

-15.19

Z 220-B0.1207.06Z 220-B0.0207.06

0.94140.27

Z 060-B0.158.82Z 060-B0.059.190.99

135.26

P_N 220-B0.1209.98P_N 220-B0.0209.98

0.95141.90

P_N 060-B0.159.29P_N 060-B0.059.290.99

136.12

DIg

SILE

NT



LUZ DEL SUR SGPR







T11-IN

135.84153.23

0.4285.40

-134.6..145.33

1.4285.40

1

0.9293.66

0.42153.23

T33-SJ

70.7073.470.20

86.04

-70.1271.210.68

86.04

1

T55-Z

92.11100.88

0.2885.04

-91.3196.470.9485.04

1

L-20

13

-228.91255.67

0.7182.84

230.14259.15

0.7182.84

L-20

12

-228.91255.67

0.7182.84

230.14259.15

0.7182.84

0.8083.33

0.2385.18

T11-CL

83.1785.180.2371.99

-82.5683.330.8071.99

2

2.21805.53

T22-SJ

106.98110.99

0.3092.22

-106.04107.59

1.0292.22

0

T11-SJ

102.77106.71

0.2988.53

-101.90103.44

0.9888.53

1

0.6871.21

T44-Z

92.48101.27

0.2885.37

-91.6796.850.9585.37

1

T33-Z

149.13175.84

0.4982.61

-147.70165.74

1.6182.61

0

T22-Z

124.10134.62

0.3875.64

-123.11129.27

1.2675.64

1

0.000.00

0.000.00

0.60218.19

T44-P

82.7689.900.2574.77

-82.1086.500.8374.77

1

T33-P

117.86128.29

0.3571.12

-116.96123.40

1.1871.12

1

2.01209.90

IN 060-B0.159.05IN 060-B0.059.050.98

138.53

IN 220-B0.1208.92IN 220-B0.0208.92

0.95143.88

CL 060-B0.160.25CL 060-B0.060.251.00

144.55

CL 220-B0.1216.54CL 220-B0.0216.54

0.98149.10

SJ 220-B0.1210.61SJ 220-B0.0210.61

0.96144.70

SJ 010-B110.421.04

-14.02

SJ 060-B0.160.82SJ 060-B0.060.821.01

139.07

Z 007-B17.411.02

-11.84

Z 220-B0.1207.19Z 220-B0.0207.19

0.94143.46

Z 060-B0.159.05Z 060-B0.059.300.99

138.52

P_N 220-B0.1209.98P_N 220-B0.0209.98

0.95144.24

P_N 060-B0.160.21P_N 060-B0.060.211.00

139.69

DIg

SILE

NT



LUZ DEL SUR SGPR







T11-IN

148.76168.79

0.4794.15

-147.3..159.14

1.5794.15

1

0.9495.52

0.47168.79

T33-SJ

74.2777.690.2190.99

-73.6375.020.71

90.99

1

T55-Z

96.32104.77

0.2988.37

-95.46100.20

0.9888.37

1

L-20

13

-232.67260.55

0.7384.46

233.95264.22

0.7284.46

L-20

12

-232.67260.55

0.7384.46

233.95264.22

0.7284.46

0.8487.84

0.2490.08

T11-CL

87.4390.080.2476.16

-86.7587.840.8476.16

2

2.28832.88

T22-SJ

112.38117.36

0.3297.52

-111.35113.34

1.0897.52

0

T11-SJ

107.95112.84

0.3193.61

-106.99108.96

1.0493.61

1

0.7175.02

T44-Z

96.71105.18

0.2988.72

-95.84100.59

0.9888.72

1

T33-Z

148.64177.35

0.4983.36

-147.19166.78

1.6383.36

0

T22-Z

123.67135.44

0.3876.13

-122.67129.76

1.2776.13

1

0.000.00

0.000.00

0.70255.27

T44-P

95.53105.17

0.2987.49

-94.67100.34

0.9787.49

1

T33-P

136.07150.10

0.4183.23

-134.90143.19

1.3883.23

1

2.36243.53

IN 060-B0.158.65IN 060-B0.058.650.98

134.88

IN 220-B0.1208.76IN 220-B0.0208.76

0.95140.78

CL 060-B0.160.03CL 060-B0.060.031.00

141.04

CL 220-B0.1216.44CL 220-B0.0216.44

0.98145.83

SJ 220-B0.1210.61SJ 220-B0.0210.61

0.96141.47

SJ 010-B110.361.04

-17.74

SJ 060-B0.160.58SJ 060-B0.060.581.01

135.54

Z 007-B17.411.02

-15.34

Z 220-B0.1207.10Z 220-B0.0207.10

0.94140.20

Z 060-B0.159.02Z 060-B0.059.140.99

135.27

P_N 220-B0.1209.98P_N 220-B0.0209.98

0.95141.28

P_N 060-B0.159.70P_N 060-B0.059.700.99

135.98

DIg

SILE

NT



DIAGRAMAS UNIFILAR

EMPRESA EDECANETE











Anexo C 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. Informes N° 0365 y 0362-2008-GART sobre Observaciones al Estudio Tarifario presentado por Luz del Sur y Edecañete respectivamente.

2. Respuesta a las observaciones al Estudio Tarifario presentados por las empresas Luz del Sur y Edecañete.

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.

El análisis de las observaciones de las empresas Edegel y REP, se presentan en el Informe del área 15.



Análisis de la Respuesta a las Observaciones Formuladas a la Propuesta de la Empresa Luz del Sur

OBSERVACIONES GENERALES

Observación 1.

No se ha presentado de manera completa la información requerida en los formatos F-001, F-002 y F-003. Por ejemplo, en el formato F-001 no se consigna la información general de otros titulares dentro el Área de Demanda 7. Se requiere que complete los formatos indicados.

Respuesta

Se han introducido las modificaciones del caso, completando la información de otros titulares dentro del Área de Demanda 7, en donde corresponde.

En el Volumen 2: “Información General del Sistema Eléctrico a Remunerar y Formularios” se presentan los nuevos formatos F-001, F-002 y F-003.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Se presenta la información faltante en los formatos F-001, F-002 y F-003, conforme se le pidió que complete la información. Observación subsanada.

Demanda

Observación 2.

No fue considerada el Área de Demanda definida por OSINERGMIN para realizar la proyección de demanda.

El Estudio presentado 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 toda el Área de Demanda 7 establecida en la Resolución OSINERGIN N° 634-2007, tanto para Usuarios Menores como Mayores.

Respuesta

En el Área de Demanda 7, se cuenta con la demanda de LUZ DEL SUR, EDECAÑETE y la carga del cliente libre Refinería de Zinc.

Estas tres demandas se encuentran distanciadas y aisladas eléctrica y geográficamente; y cada una de ellas posee diferentes comportamientos. Por lo tanto, para un dimensionamiento más adecuado del sistema de transmisión se ha considerado conveniente proyectar de manera separada la demanda de LUZ DEL SUR.

Sin embargo, para los fines de cálculo del Peaje se ha considerado toda la demanda del Área de Demanda 7.

Además, como parte del levantamiento de las observaciones específicas que se detallan en el numeral 5.2.1 “Proyección de la Demanda” del Informe OSINERGMIN N° 0365-2008-GART, se está proporcionando mayor información para un mejor sustento de nuestro estudio de proyección de la demanda.




En el Artículo 5º, numeral 5.1, de la NORMA TARIFAS, se especifica que “Los titulares de los sistemas tipo SST y SCT asignados a la demanda incluidos los sistemas de pago compartido con la generación, que sirvan en una misma Área de Demanda podrán presentar de manera individual o en conjunto, el ESTUDIO que sustente la propuesta de tarifas y compensaciones de los sistemas secundarios y complementarios de transmisión de dicha Área de Demanda.” Efectivamente la NORMA TARIFAS permite la realización del estudio a nivel de empresa, pero la propuesta debe consistir en la tarifa a nivel de Área de Demanda. La tarifa presentada por LDS correspondería a un cálculo parcial de la mencionada área. Observación no subsanada.

Observación 3.

No se realiza la proyección de demanda de Usuarios Menores y Mayores de manera desagregada.

Los argumentos planteados por LUZ DEL SUR para sostener la no separación de la proyección en Usuarios Menores y Usuarios Mayores son incompletos e insuficientes. La separación obedece entre otros, a que son usuarios con características de consumo diferentes y por tanto no se puede aplicar una misma tasa de crecimiento. Este aspecto no es analizado por LUZ DEL SUR.

Al respecto, se requiere que la información histórica y proyección de la demanda se presente de manera separada para los Usuarios Menores y Mayores, de acuerdo con lo establecido en la NORMA TARIFAS y sobre esta base completar la información solicitada en los formatos correspondientes.

Respuesta

En el modelo desarrollado por LUZ DEL SUR, no se proyecta la demanda a nivel de usuarios mayores y menores por los siguientes motivos:

• Actualmente, LUZ DEL SUR cuenta con 20 clientes mayores: De ellos, más de 15 cuentan con información histórica disponible menor a 6 años, lo cual como es conocido, efectuar proyecciones con una data histórica tan corta no da resultados confiables si las mismas se efectúan a nivel de usuarios utilizando los modelos de tendencias.

• Para los clientes que cuentan con información histórica con mayor número de años, utilizando el modelo de tendencias se obtienen coeficientes de correlación bajos (< 0,8), lo cual invalida el uso de dichos modelos.

• Sólo para tres clientes se consigue un modelo de proyección apropiado.

• Por otro lado, del total de 20 encuestas enviadas, sólo 7 fueron respondidas, cuyas copias se incluyen en el Anexo LDS-003. Como se puede observar en dichas encuestas, sólo 3 de ellos han efectuado su proyección a 10 años, mientras los restantes o mantienen constantes sus cargas actuales a lo largo de los 10 años, o a lo sumo han realizado una proyección para los primeros dos años.

Por lo señalado, no resultaría conveniente incluir los resultados de las encuestas en la proyección de la demanda efectuada.



• Respecto a las nuevas cargas, dado que éstas dependen de variables resultantes dentro del contexto económico del país, no se sabe con certeza la fecha de inicio de sus operaciones.

Además, sólo se cuenta con solicitudes de carga con fechas de ingreso probables para los próximos tres años. Sin embargo, para el planeamiento se considera un horizonte de 10 años.

Debido a las inconvenientes y limitaciones indicados en los puntos anteriores, LUZ DEL SUR ha considerado conveniente realizar modelos de proyección agregada, agrupados en sectores de consumo residencial y el resto (comercial, industrial y otros), en la cual están incluidos los clientes mayores y menores, existentes y nuevos. Dicha agrupación, cuenta con una buena base histórica disponible, la misma que cumple con todas las pruebas estadísticas que validan su uso en la determinación de los modelos econométricos.

Asimismo, con la finalidad de proyectar la demanda espacialmente, a través de un modelo ad-hoc, se ha desagregado la demanda utilizando “factores de crecimiento a nivel de distritos”.


La NORMA TARIFAS establece que la proyección de demanda debe hacerse en forma individual para los Usuarios Menores y Mayores, debido a que la demanda de energía de estos dos tipos de usuarios tiene características diferentes, por lo tanto, el tratamiento de las mismas debería ser distinto. Por otro lado, se verifica la presentación de las encuestas mencionadas. Observación no Subsanada

Observación 4.

En general, no se ha efectuado la proyección de la demanda de acuerdo con lo establecido en la NORMA TARIFAS. Al respecto deben ceñirse a lo establecido en la mencionada norma o sustentar en forma documentada las razones por las que no se da estricta aplicación a la misma y sustentarse adecuadamente la utilizada.

Respuesta

En el levantamiento de las observaciones N° 2 y 3, se sustenta el porqué no se tomaron en cuenta algunos criterios que se indican en la Norma. Sin embargo, el modelo desarrollado por LUZ DEL SUR está contemplado en dicha Norma, y cumple con todas las pruebas estadísticas que validan los resultados obtenidos con el mismo.




El estudio de demanda presentado por Luz del Sur no cumple con la metodología definida en la NORMA TARIFAS que en su Capítulo Segundo se refiere a la Proyección de Demanda señala:

“ 9.1.3.a Usuarios Menores:

La proyección de demanda de estos Usuarios se tratará en forma global para toda el Área de Demanda, se realizará el análisis de los datos históricos de las áreas de demanda, para establecer tendencias y parámetros estadísticos.

Se deberán evaluar diversos modelos, con base en los métodos econométrico y/o de tendencias. De preferencia se debe aplicar el método de tendencias. Para los casos en los que no se cuente con suficientes datos históricos se complementará con el método econométrico.

El método econométrico se efectuará para diferentes combinaciones de las variables independientes consideradas y su correlación con el comportamiento de la demanda.

Se efectuará la eliminación de datos atípicos, sobre la base del conocimiento de sucesos o situaciones particulares o periódicos que expliquen dichos datos.

En el análisis se deberá tener en cuenta: 1) la posibilidad de eventos especiales, 2) el desarrollo de nuevas tecnologías que conlleven a la eficiencia energética, 3) la incorporación de competidores, como el gas, 4) la variación de políticas económicas y 5) fenómenos migratorios.

Se seleccionará el modelo de proyección de la demanda por cada Área de Demanda. Para ello se tomarán en cuenta los siguientes criterios: 1) La calidad y cantidad de datos históricos, 2) los indicadores estadísticos que permitan asumir que el modelo es representativo. Se deberá validar los resultados con el comportamiento esperado del mercado, en aspectos tales como: evolución del coeficiente de electrificación, políticas de reducción de pérdidas, fuentes alternativas de energía y cambios notables en las variables econométricas.

Con base al modelo de proyección seleccionado en el paso anterior, para cada Área de, se proyectará la demanda de energía correspondiente para los próximos 10 años.

Los resultados se presentarán de manera desglosada según los formularios que se especifican en el Título III de la presente norma. 9.1.3.b Usuarios Mayores:

Para la proyección de la demanda correspondiente a los Usuarios Mayores, se deberán considerar cargas concentradas en cada Punto de Suministro y sus respectivas tendencias o planes de crecimiento.

Las tendencias de crecimiento de la demanda de los Usuarios Mayores debe efectuarse de manera individual, reconociendo el comportamiento particular de sus consumos; para lo cual, los respectivos concesionarios suministradores deberán realizar encuestas a sus Usuarios Mayores y proporcionar esta información conjuntamente con la información histórica de demanda de potencia y energía, a los titulares de transmisión que corresponda.”

Observación no subsanada.



Observación 5.

No se han considerado todas las instalaciones del Área de Demanda establecida por OSINERGMIN para definir el sistema eléctrico.

La empresa sólo ha tomado en cuenta las instalaciones dentro de su concesión, del Área de Demanda 7, sin considerar las instalaciones de otros titulares dentro de la misma Área de Demanda, según lo establecido en el numeral 12.2 de la NORMA TARIFAS. Al respecto se debe corregir el planeamiento de la expansión de la transmisión, considerando las instalaciones de Edecañete, Edegel y REP, ubicadas en el Área de Demanda 7.

Respuesta

El desarrollo del Sistema Eléctrico a Remunerar (SER) se ha hecho sólo para las instalaciones de LUZ DEL SUR, pero con el criterio de tener en cuenta su compatibilidad con las instalaciones de los otros titulares dentro de la mencionada Área de Demanda.

Además, como parte del levantamiento de las observaciones específicas que se detallan en el numeral 5.2.2 “Determinación del SER” del Informe OSINERGMIN N° 0365-2008-GART, se está proporcionando mayor información para un mejor sustento de nuestro estudio para determinación del SER.


Luz del Sur, solo ha tomado en cuenta las instalaciones dentro de su concesión, del Área de Demanda 7, sin considerar las instalaciones de Edecañete, Edegel y REP. Observación no subsanada.

Observación 6.

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

El análisis de alternativas fue presentado en el formulario F-205 y además el archivo que contiene los datos utilizados para el desarrollo de este análisis fue incluido en el CD que se adjuntó con la documentación que sustentaba el levantamiento de observaciones de admisibilidad en la siguiente ruta: \\LDS_ObsAdm\BAS\SER\Alternativas.xls



OSINERGMIN F-205SELECCIÓN DE ALTERNATIVA OPTIMA

SISTEMA ELECTRICO A REMUNERAR: Lima Sur

PROYECTO(1)

Costos de ExplotaciónNombre Descripción Transformación(3) Total OYM PERDIDAS(4) Costo Total

Alternativa(2) MAT AT MAT/AT AT/MT Inversión US$

Alternativa 1 La alternativa considera el ingreso de la SET Industriales 220/60 kV el año 2010

3.509.978,68 18.968.151,67 9.007.183,70 10.084.112,82 41.569.426,86 1.391.370,42 48.751.244,90 91.712.042,18

Alternativa 2 La alternativa considera el ingreso de la SET Surquillo 220/60 kV el año 2010

10.527.197,28 17.380.769,28 11.191.523,50 10.072.061,98 49.171.552,04 1.652.042,38 54.139.834,53 104.963.428,95

Alternativa Seleccionada :

(1) Conformado por nuevas instalaciones a incorporarse al SER o por las que conformen un SEA(2) Consignar como referencia la seccion del Estudio donde se encuentra el desarrollo de la alternativa y el diagrama unifilar correspondiente(3) Los costos de transformación AT/MT incluye los costos de celdas en MT(4) Valor presente de los costos de 10 años

TransmisiónCostos de Inversión


Se presenta el análisis de las alternativas, sin embargo en la información presentada producto del levantamiento de observaciones, no se incluye el archivo “Alternativas.xls”. Asimismo, el costo de las pérdidas calculadas en el formato F-205, son producto de la valorización de pérdidas mostradas en el archivo “Alternativas.xls” que se adjunta en la documentación que sustentaba el levantamiento de observaciones de admisibilidad.

Las pérdidas calculadas en el archivo “01 Resumen_Pérdidas_IN.xls”, no coincide con las pérdidas determinadas en la etapa del levantamiento de observaciones de admisibilidad. Es así que el costo de las pérdidas mostradas en el formato F-205, corresponde a las pérdidas determinados en una etapa anterior.

Por otro lado, el costo de las pérdidas mostradas en el formato F-205, solo corresponde al costo de perdidas por energía, dejando de cumplir el numeral 12.3 de la NORMA TARIFAS donde menciona que las pérdidas corresponden a las pérdidas físicas de potencia y energía. De igual manera los costos de inversión mostrados en el formato F-205, no corresponde al valor presente de la inversión. Observación no subsanada.

Observación 7.

No existe congruencia entre los documentos presentados.

La empresa presenta incongruencias entre planos y esquemas. Es necesario que LUZ DEL SUR presente la documentación compatibilizada.

Respuesta

Se han revisado y corregido las incongruencias señaladas, de tal manera que se ha compatibilizado la información presentada en planos y esquemas con la consignada en los formularios.


Los diagramas unifilares son presentados sin consignar la información solicitada por la NORMA TARIFAS, asimismo se presentan incompletos. Observación subsanada parcialmente.

Observación 8.



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

• 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 existentes al 23 de julio de 2006.

• Planos de ubicación de las nuevas subestaciones (posteriores al 23 de julio de 2006).

• Planos de ruta para las líneas de transmisión (posteriores al 23 de julio de 2006).

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

Respuesta

En el Anexo LDS-008 se adjuntan los esquemas unifilares y planos solicitados, los mismos que han sido impresos en la escala 1/10 000 e incluidos en el CD que acompaña al presente documento y corresponden a los siguientes archivos:

Nombre del Archivo Contenido

Esquemas unifilares al 23-07-2006.dwg Esquemas unifilares al 23 de julio de 2006.

Planos de ruta LLTT al 23-07-2006.dwg Planos de ruta para las líneas de transmisión existentes al 23 de julio de 2006.

Ubicación SETs (posteriores al 23-07-2006).dwg

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

Planos de ruta LLTT (posteriores al 23-07-2006).dwg

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

Radio Teórico SETs.dwg Mapas que muestren los radios de atención de las subestaciones existentes y proyectadas.


Se presenta la información descrita por Edelnor, sin embargo este no contempla la totalidad de la información solicitada por OSINERGMIN, tal es así que el plano de ubicación de las SETs posteriores al 23 de julio del año 2006, solo se presente de la SET Chilca. Asimismo los planos de la rutas LLTT posteriores al 23 de julio del año 2006 no están georeferenciados dentro de un plano de ubicación para una rápida lectura. Observación subsanada parcialmente



Costos de Inversión

Observación 9.

No existe congruencia entre los documentos presentados.

La empresa presenta incongruencias entre el Plan de Inversiones con los planos y/o esquemas, presentados. Es necesario que LUZ DEL SUR compatibilice la documentación.

Respuesta

Se han revisado y corregido las incongruencias señaladas, de tal manera que se ha compatibilizado la información presentada en planos y esquemas, con la consignada en el Plan de Inversiones.


La empresa ha presentado lo solicitado. Observación subsanada

Observación 10.

Las columnas de los formatos no corresponden con los formatos de los módulos de inversión establecidos.

La empresa ha presentado la columna correspondiente a ME con la indicada en MN de los módulos de inversión y viceversa. Asimismo, en algunos módulos como LT-060COU0AMS0C5120A, las columnas de Aluminio y Cobre han sido traslapadas.

Al respecto, es necesario que LUZ DEL SUR realice las correcciones respectivas.

Respuesta

Se han introducido las modificaciones del caso, en donde corresponde.

En el Volumen 2: “Información general del Sistema Eléctrico a Renumerar y Formularios” se presenta los nuevos formatos F-301 a F-309.


La empresa presenta la información corregida. Observación subsanada.

Observación 11.

Falta sustento de los módulos adicionales empleados.

La empresa ha utilizado módulos adicionales a los aprobados por OSINERGMIN. LUZ DEL SUR deberá ceñirse a los módulos estándares aprobados.

Respuesta

Se han considerado los siguientes módulos adicionales y sus respectivos sustentos:

LT-060COU0ACD0C1500A: LINEA DE TRANSMISION EN 60 KV, COSTA URBANA DE 0 A 1000 MSNM - Postes de Concreto y Acero - DOBLE TERNA - SIN CABLE DE GUARDA AAAC - 500 mm2.



Se requiere este módulo para la valorización de nuevos enlaces aéreos en 60 kV planteados en el desarrollo del SER y/o para la repotenciación de líneas de transmisión existentes en el SST al 23/07/2006, dado que constituye la sección óptima requerida y no se encuentra disponible en la base de datos de OSINERGMIN. Se solicita a OSINERGMIN la creación de este módulo.

LT-060COU0XXS0C3630S: LINEA DE TRANSMISION EN 60 KV, COSTA URBANA DE 0 A 1000 MSNM - Instalación Subterránea - SIMPLE TERNA - SIN CABLE DE GUARDA Cable Subterr. de Cobre - 630 mm2.

Se requiere este módulo para la valorización de nuevos enlaces subterráneos en 60 kV planteados en el desarrollo del SER y/o para la repotenciación de líneas de transmisión existentes en el SST al 23/07/2006, dado que constituye la sección óptima requerida y no se encuentra disponible en la base de datos de OSINERGMIN. Se solicita a OSINERGMIN la creación de este módulo.

LT-060COU0XXD0C3630S: LINEA DE TRANSMISION EN 60 KV, COSTA URBANA DE 0 A 1000 MSNM - Instalación Subterránea - DOBLE TERNA - SIN CABLE DE GUARDA Cable Subterr. de Cobre - 630 mm2.


LT-060COU0XXS0C3800S: LINEA DE TRANSMISION EN 60 KV, COSTA URBANA DE 0 A 1000 MSNM - Instalación Subterránea - SIMPLE TERNA - SIN CABLE DE GUARDA Cable Subterr. de Cobre - 800 mm2.





Teniendo en cuenta que LUZ DEL SUR ha demostrado la conveniencia de incorporar en el mediano plazo el nivel de tensión de 138 kV en su red de AT (ver levantamiento de la observación N° 35), se requiere este módulo que no se encuentra disponible en la base de datos de OSINERGMIN, para la valorización de nuevos enlaces subterráneos en



dicho nivel de tensión y que han sido planteados en el desarrollo del SER. Se solicita a OSINERGMIN la creación de este módulo.

CE-138COU1ENISBLA: MODULO DE CELDA TIPO ENCAPSULADA, AL INTERIOR 138 KV COSTA URBANA (de 0 a 1000 msnm) - DOBLE BARRA – ACOPLAMIENTO.

Por la misma razón expuesta en el punto anterior, se requiere este módulo para la valorización de nuevas SETs planteadas en el desarrollo del SER y/o Ampliación de las existentes en el SST al 23/07/2006, dado que no se encuentra disponible en la base de datos de OSINERGMIN. Se solicita a OSINERGMIN la creación de este módulo.

CE-060COU1C1IDBCV: MODULO DE CELDA TIPO CONVENCIONAL, AL INTERIOR 60 KV COSTA URBANA (de 0 a 1000 msnm) - DOBLE BARRA - COMPENSADOR SVC.

Se requiere este módulo para la valorización de nuevas SETs planteadas en el desarrollo del SER y/o Ampliación de las existentes en el SST al 23/07/2006, dado que no se encuentra disponible en la base de datos de OSINERGMIN. Se solicita a OSINERGMIN la creación de este módulo.

CE-060COU1C1ESBLA: MODULO DE CELDA TIPO CONVENCIONAL, AL EXTERIOR 60 KV COSTA URBANA (de 0 a 1000 msnm) - SIMPLE BARRA - ACOPLAMIENTO LONGITUDINAL.


CE-060COU1C2IDBTR: MODULO DE CELDA TIPO COMPACTA, AL INTERIOR 60 KV COSTA URBANA (de 0 a 1000 msnm) - DOBLE BARRA – TRANSFORMACIÓN.


CE-060COU1C2ISBLA: MODULO DE CELDA TIPO COMPACTA, AL INTERIOR 60 KV COSTA URBANA (de 0 a 1000 msnm) - DOBLE BARRA - ACOPLAMIENTO LONGITUDINAL.


CE-060COU1C2ESBLA: MODULO DE CELDA TIPO COMPACTA, AL EXTERIOR 60 KV COSTA URBANA (de 0 a 1000 msnm) – SIMPLE BARRA - ACOPLAMIENTO LONGITUDINAL.




CE-010COU1MCIDBMD: MODULO DE CELDA TIPO METAL CLAD, AL INTERIOR 10 KV COSTA URBANA (de 0 a 1000 msnm) - DOBLE BARRA – MEDICIÓN.


CE-010SIR2C1ESBMD: MODULO DE CELDA TIPO CONVENCIONAL, AL INTERIOR 10 KV SIERRA RURAL (de 1000 a 3000 msnm) - SIMPLE BARRA – MEDICIÓN.


TM-220060010-240CO1E: BANCO DE TRANSFORMADORES 220/60/10 KV DE 240 MVA, instalado al exterior en Costa de 0 a 1000 msnm.

Se requiere este módulo para la valorización de nuevas SETs planteadas en el desarrollo del SER y/o Ampliación de la Capacidad de Transformación de las existentes en el SST al 23/07/2006, dado que constituye la potencia óptima requerida y no se encuentra disponible en la base de datos de OSINERGMIN. Se solicita a OSINERGMIN la creación de este módulo.

TM-220060010-180CO1E/3: POLO DE RESERVA 220/60/10 KV DE 60 MVA, instalado al exterior en Costa de 0 a 1000 msnm.

Se requiere de este módulo para valorizar el polo de reserva correspondiente al banco de transformadores monofásicos de 180 MVA - 220/60/10 kV, el cual se considera estacionado sobre una base cisterna, que también debe ser valorizada, al interior de una SET MAT/AT. Se solicita a OSINERGMIN la creación de este módulo.

TM-220060010-240CO1E/3: POLO DE RESERVA 220/60/10 KV DE 80 MVA, instalado al exterior en Costa de 0 a 1000 msnm.

Se requiere de este módulo para valorizar el polo de reserva correspondiente al banco de transformadores monofásicos de 240 MVA - 220/60/10 kV, el cual se considera estacionado sobre una base cisterna, que también debe ser valorizada, al interior de una SET MAT/AT. Se solicita a OSINERGMIN la creación de este módulo.

SA-010-00COU1: SERVICIOS AUXILIARES - TRANSFORMADOR FUERA DE LA SET - COSTA URBANA (de 0 a 1000 msnm).

Se requiere de este módulo para valorizar las instalaciones de Servicios Auxiliares al interior de una SET MAT/AT cuando no se tiene disponibilidad de la tensión MT al interior de dicha SET. Se solicita a OSINERGMIN la creación de este módulo.

SA-010-250COU1: SERVICIOS AUXILIARES 10 KV - 250 KVA COSTA - URBANA (de 0 a 1000 msnm).

Se requiere de este módulo para valorizar las instalaciones de Servicios Auxiliares al interior de una SET MAT/AT, dado que constituye la potencia requerida y no se encuentra disponible en la base de datos de OSINERGMIN. Se solicita a OSINERGMIN la creación de este módulo.




La empresa propone nuevos módulos estándares exponiendo los motivos de esta que se tomaran en consideración en la actualización de los módulos. Sin embargo mientras no se incorporen nuevos módulos estándares la empresa debe ceñirse a lo establecido en la norma. Observación Subsanada parcialmente.

Costos Estándar de Operación y Mantenimiento

Observación 12.

Se requiere recalcular los COyM.

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 recalculo de los COyM respectivos.

Respuesta


En el Volumen 2: “Información general del Sistema Eléctrico a Renumerar y Formularios” se presenta los nuevos formatos F-401.


La empresa presenta lo solicitado. Observación subsanada

Determinación del CMA, Peajes, Compensaciones y Fórmula de Actualización

Observación 13.

Los peajes se han calculado sin considerar las instalaciones ni las demandas de otras titulares dentro del Área de Demanda 7. Se requiere presentar el cálculo de acuerdo con lo establecido en la NORMA TARIFAS.

Respuesta

Se han introducido las modificaciones del caso en donde corresponde, considerando la información de los otros titulares dentro del Área de Demanda 7, existente en la página web de OSINERGMIN.

Además, como parte del levantamiento de las observaciones específicas que se detallan en el numeral 5.2.6 “Determinación del CMA, Peajes, Compensaciones y Fórmulas de Actualización” del Informe OSINERGMIN N° 0365-2008-GART, se está proporcionando mayor información para un mejor sustento de nuestro estudio para determinación del CMA, Peajes, Compensaciones y Fórmulas de Actualización.


Observación subsanada.

Observación 14.



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 serán 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


En el Volumen 2: “Información general del Sistema Eléctrico a Remunerar y Formularios” se presentan los nuevos formatos F-401 a F-523.



OBSERVACIONES ESPECÍFICAS

Proyección de la Demanda

Observación 15.

No se indica el periodo del año representativo.

Los datos en formato F-103 corresponden a un año representativo que no se encuentra indicado en el formato ni en el informe. Se solicita indicar el periodo anual del año representativo a fin de verificar los valores presentados con los de las publicaciones de OSINERGMIN.

Respuesta

De acuerdo a lo señalado en el numeral 23.2. de la NORMA TARIFAS, el año representativo corresponde los doce meses anteriores al año de fijación de Peajes y Compensaciones. En caso de no contarse con registros para alguno de estos meses, se toman en cuenta los valores del mismo mes del año inmediato anterior que contenga registros.

Para efectos de la presentación del presente Estudio Tarifario, se ha considerado como año representativo al periodo Enero 2007 – Diciembre 2007, debido a que al momento de iniciar el estudio de proyección de demanda en enero 2008 se disponía solamente de la información correspondiente al año anterior.

Con relación al mencionado año representativo se ha considerado además la siguiente información adicional:

Máxima demanda del Sistema Eléctrico LUZ DEL SUR: 19/12/2007 a las 19:15 h.

Máxima demanda del SEIN: 10/12/2007 a las 19:45 h.




Se desprende de la información presentada que el año representativo podría ser el 2007, pera esta debe consignarse específicamente en los formatos de demanda. Observación no subsanada.

Observación 16.

La información del formato F-103 no se encuentra debidamente presentada.

La información presentada en el formato F-103 debe considerar las observaciones en el pie de cuadro de este formato. Ello debido a que, cada fila del formato F-103 debe contener información de cada SET por nivel de tensión (kV). Por otro lado, el factor FPHMS se calcula con respecto a la máxima demanda anual del sistema eléctrico (suma de la columna Pmax del formato F-103 de un mismo sistema eléctrico) y el factor FPMWHS se calcula con respecto a la demanda de energía total del año típico del área de demanda (suma de MWh del formato F-103).

Al respecto, se requiere que LUZ DEL SUR revise la información presentada en el formato F-103, de acuerdo con la precisión efectuada en la presente observación.

Respuesta:


En el Volumen 2 “Información general del Sistema Eléctrico a Remunerar y Formularios” se presenta el nuevo formato F-103.


Se ha verificado que dichas modificaciones han sido efectuadas en el formato F-103. Observación subsanada.

Observación 17.

Los valores de ventas de energía no se encuentran vinculados a archivos de cálculo que sustentan estos valores.

Los valores de ventas de energía por SET presentados en el formato F-103 y los totales por nivel de tensión del formato F-105 no se encuentran vinculados a un archivo de cálculo que los sustenten. Se requiere vincular estos formatos a un archivo donde se encuentren los cálculos y valores que sustenten las ventas de energía por SET y nivel de tensión.

Respuesta

Los valores de ventas de energía por SET presentados en el formato F-103 han sido vinculados al archivo \\LDS_Final\BAS\Demanda\Cargas SET (2007).xls que se incluye en el CD que se adjunta al presente documento.

Los valores totales de energía por nivel de tensión presentados en el formato F-105 han sido obtenidos mediante un proceso de desagregación de las ventas de energía que están consignadas en los Anuarios Estadísticos de OSNERGMIN.




Se ha verificado que la última propuesta remitida por ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. incluye dicho archivo que recoge los diagramas de carga por SET. Observación subsanada.

Observación 18.

No se presenta sustento de los valores históricos de ventas de energía y clientes utilizados.

Con relación a las ventas de energía, se observa que no coinciden las ventas informadas para el año 0 en el formato F-105, con el total del año 0 del formato F-108.

LUZ DEL SUR señala que estos datos corresponden a la totalidad de los usuarios. Sin embargo, se requiere que se presente de manera discriminada las ventas al mercado regulado (por SET y nivel de tensión) y las ventas a los clientes libres, así como el correspondiente detalle de los mismos según el formato F-115.

Asimismo, en el formulario F-115, la información de los Usuarios Mayores difiere de los valores publicados por OSINERGMIN. Por ejemplo, se observan grandes diferencias en la máxima demanda para los usuarios: Minera Condestable, Creditex y Centros Comerciales.

Por otro lado, los valores de ventas de energía no se encuentran vinculados a un archivo de cálculo que los sustenten. Se requiere la presentación de un archivo donde se encuentren los cálculos que sustenten los citados valores por SET y nivel de tensión.

Asimismo, las ventas al mercado regulado hasta el año 2000 presentan discrepancias con la información contenida en los correspondientes Anuarios Estadísticos publicados por OSINERGMIN.

En el caso de la cantidad de clientes, tampoco coincide con la información contenida en el Anuario Estadístico publicado por OSINERGMIN.

Se solicita la revisión de estos puntos y su justificación o corrección en caso de ser necesario.

Respuesta

Se ha corregido la información de las ventas presentadas el Formato F-105 con las correspondientes presentadas en el Formato F-108.

En el Formulario F-115 se corrigió la información de los Usuarios Mayores siendo esta información consistente con las publicaciones de OSINERGMIN. Cabe indicar que sólo se han reportado como Usuarios Mayores a aquellos usuarios cuya demanda sea igual o superior a 2 500 kW, según lo indicado en el numeral 3.30 del artículo 3° de la NORMA TARIFAS.


No se verifica que en los formatos F-105 y F-108 la información para el año base coincida, como muestra el siguiente cuadro:



VENTAS HISTORICAS DE ENERGÍA (MWh)AÑO DATOS DATOS Diferencia

LDS (A) OSINERGMIN (B) (A-B)1996 2,338,299 2,330,614 7,6851997 2,540,875 2,538,070 2,8051998 2,788,247 2,789,050 -8031999 2,832,571 2,832,554 172000 2,946,220 2,946,229 -92001 3,030,163 3,030,162 02002 3,230,004 3,230,004 02003 3,372,782 3,372,783 02004 3,570,580 3,570,579 12005 3,798,091 3,798,092 02006 4,131,395 4,136,546 -5,1522007 4,590,673 4,595,186 -4,513

Además existen usuarios mayores que no fueron considerados en el formato F-115 en la propuesta de LUZ DEL SUR:

Código Cliente Razón Social Empresa

Suministradora Código Barra

Barra de Entrega

Tensión (kV)

MD (MW)

CL0037 CEMENTOS LIMA ATOCONGO BARR072 ATOCONGO 60 34.1 CL0427 MINERA CONDESTABLE 2 COELVISA BARR137 BUJAMA 10 5.6


Observación 19.

No se utiliza el PBI correspondiente.

Sin mayor sustento se utiliza en PBI nacional y no el correspondiente al departamento de Lima; no obstante que se dispone de estos valores en las publicaciones del INEI. Se requiere el uso de los valores del PBI correspondiente, publicados por el INEI.

Respuesta

Se utilizó el PBI nacional y no el del departamento de Lima porque se tiene mayor disponibilidad y acceso, además, la referencia es más directa por fuentes oficiales (BCRP e INEI). La contabilidad o medición del PBI departamental se actualiza con serios retrasos y está sujeta a constantes revisiones y/o variaciones. Mientras el PBI nacional del 2007 ya estaba disponible en febrero del 2008, los cálculos del PBI departamental se tienen datos preliminares entre agosto y octubre de 2008. Teniendo en cuenta que el estudio correspondiente a la propuesta tarifaria se inició a comienzos del presente año, si se hubiera optado por utilizar el PBI departamental, no se hubiera tenido disponible la cifra correspondiente a la del año 2007.

Asimismo, se debe considerar que la serie del PBI departamental no se encuentra actualizada en la misma base que la del PBI nacional, lo que genera diferencias de estructuras e índices. En este sentido, es más adecuado tomar la medición del PBI nacional.

Otro aspecto importante a considerar es que además, no existen proyecciones departamentales del PBI, ni oficiales ni de entidades privadas.



Por último, como se puede apreciar en el gráfico siguiente, ambas series tienden a crecer casi en la misma proporción. Así, la correlación entre ambas series es bastante elevada, ya que alcanza un R2 del 91% para todo el periodo (desde los años setentas); del 96% a partir de la década del ochenta; y, del 98% desde 1994, cuando la medición del PBI cambió del año base 1979 al año base 1994. De esta manera, el contenido de información de una es muy similar a la otra.

GRAFICO: PBI NACIONAL Y PBI LIMA (VAR %)

-20%

-15%

-10%

-5%

0%

5%

10%

15%

20%

1971

1973

1975

1977

1979

1981

1983

1985

1987

1989

1991

1993

1995

1997

1999

2001

2003

2005

NACIONAL

LIMA

FUENTE: INEI, APOYO, BCRP.

Por las razones expuestas anteriormente, LUZ DEL SUR optó por tomar el PBI nacional, por su mayor consistencia, reconocimiento y manejo.


Como se pudo apreciar tanto el PBI Nacional como el regional guardan una buena correlación (94.7%) por lo que podría hacerse uso de cualquiera de las dos variables sin que los resultados varíen significativamente. De todas formas es más adecuado utilizar el PBI departamental. Observación parcialmente subsanada.

Observación 20.

No coinciden los valores de ventas presentados por la empresa con los publicados en los Anuarios Estadísticos de OSINERGMIN.

En el archivo LDS 2008 Base_Agregado presentado por LUZ DEL SUR, se verifica el cálculo realizado para discriminar las ventas de energía de Lima Metropolitana de las pertenecientes a LUZ DEL SUR. En este archivo se presentan las ventas de la empresa desde el año 2003. Estos valores no coinciden con los publicados en los Anuarios Estadísticos de OSINERGMIN. Se solicita verificar estos valores y corregir o justificar su utilización por parte de la empresa.

Respuesta

La serie de ventas de energía de Lima Metropolitana utilizada en el modelo incluye el consumo de los clientes de peaje de LUZ DEL SUR y EDELNOR. Asimismo, se ha excluido la energía correspondiente a la Refinería de Zinc de Cajamarquilla, por estar



ésta considerada como cliente de EDEGEL, que también forma parte del Área de Demanda 7. Se ha corregido y verificado que los valores presentados coincidan con los publicados en los Anuarios Estadísticos de OSINERGMIN.


Se considera válido el criterio para la metodología utilizada pero como se pudo apreciar en la evaluación al descargo Nº 18 existen discrepancias en los datos de venta de energía propuesto por ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia.. Observación parcialmente subsanada.

Observación 21.

No se presenta sustento para las distintas proyecciones de tendencia de la demanda de energía.

En el informe presentado por la empresa se enuncia que se utilizaron una serie de modelos de tendencia lineal, exponencial, logarítmica, potencial e hiperbólica, pero no se presentan estos modelos en el informe, ni se presentaron los archivos de cálculo conteniendo esas estimaciones y resultados. Se requiere la presentación de dichos modelos y los archivos de cálculo correspondientes.

Respuesta

En el archivo “\\LDS_Final\BAS\Demanda\Adicionales.xls” se presentan los cálculos realizados.


En adicionales el archivo Tendencias_LDS se presentan las proyecciones pero no todos los modelos de tendencia lineal, exponencial, logarítmica, potencial e hiperbólica. Observación no subsanada

Observación 22.

No se encuentra justificada la inclusión de la variable tarifa residencial como variable explicativa en el modelo de proyección.

Una de las variables explicativas de la demanda de energía considerada por LUZ DEL SUR es la tarifa residencial en términos reales. No se encuentra justificada su incorporación en el modelo, ya que no es un modelo que explica sólo la demanda de energía del sector residencial, sino que están incluidas también la demanda de los sectores comercial, industrial e incluso en el caso específico de esta empresa, los Usuarios Libres. Cada uno de estos usuarios paga una tarifa distinta por la energía que consumen. Por lo que se requiere presentar la justificación de este criterio empleado.

Respuesta

La selección del modelo finalmente considerado implica optar por aquel modelo que se ajuste mejor a la evidencia empírica existente y permita alcanzar estimadores estadísticamente significativos, es decir, aquellos donde las diversas pruebas estadísticas resulten ser las más apropiadas. Si bien la anotación hecha es teóricamente cierta, la evidencia empírica, por diversos motivos de orden estadístico y/o econométrico, no logra ser corroborada en el análisis de la muestra existente. Es por ello que se descartó la utilización de la variable tarifa comercial (que incluye la tarifa industrial, comercial y otros) al obtenerse estimadores inferiores en relación al



finalmente considerado. Asimismo, el modelo seleccionado arroja un R2 de 99.3% por lo que difícilmente se puede encontrar una variable exógena adicional que contribuya y/o pueda sustituir a las ya especificadas en la ecuación.

Concretamente, las pruebas estadísticas demuestran que la variable tarifa comercial (TAR_COMER) no resulta ser significativa para explicar las ventas de energía, ya que si se incluye ésta en lugar de la tarifa residencial se obtiene un R2 ligeramente inferior y, fundamentalmente, se estima que el respectivo test t-student acusa que esta variable no es significativa estadísticamente. El test t-student debe tener un valor superior a 2 (en términos absolutos) para que la variable sea considerada significativa.

Dependent Variable: LOG(V_TOTAL) Method: Least Squares Date: 09/09/08 Time: 22:41 Sample: 1972 2007 Included observations: 36


C -8.710844 0.637880 -13.65593 0.0000 LOG(A_TOTAL) 0.646836 0.058609 11.03645 0.0000 LOG(TAR_COMER(-1)) -0.001412 0.025522 -0.055331 0.9562 LOG(PBI_GLOBAL) 0.717232 0.076546 9.369916 0.0000

R-squared 0.989361 Mean dependent var 8.447043 Adjusted R-squared 0.988364 S.D. dependent var 0.432301 S.E. of regression 0.046632 Akaike info criterion -3.188608 Sum squared resid 0.069586 Schwarz criterion -3.012662 Log likelihood 61.39495 F-statistic 991.9766 Durbin-Watson stat 0.780240 Prob(F-statistic) 0.000000

Este resultado también se observa incluso cuando esta variable se agrega a la tarifa residencial, ya que el correspondiente test t-student no supera el valor crítico obligatorio, siendo innecesario e irrevelante incluirla en la ecuación final ya que no contribuye realmente a explicar la evolución de la variable ventas.



C -9.345260 0.534506 -17.48393 0.0000 LOG(A_TOTAL) 0.546149 0.052716 10.36025 0.0000 LOG(TAR_COMER(-1)) 0.020071 0.021152 0.948882 0.3500 LOG(TAR_RESIDENCIAL(-1)) -0.082065 0.019151 -4.285078 0.0002

LOG(PBI_GLOBAL) 0.912564 0.076657 11.90443 0.0000


Finalmente, también se evaluó la alternativa de utilizar la tarifa promedio o TAR_PROM, calculada sobre la base de la tarifa residencial y comercial. En este caso, la regresión



también nos indica que esta variable tampoco es significativa, estadísticamente, al nivel normalmente evaluado del 5%, aunque si lo sería al 10%. Asimismo, se observa problemas colaterales en la regresión al detectarse la existencia de autocorrelación de los errores.



C -8.297546 0.515489 -16.09645 0.0000 LOG(A_TOTAL) 0.561356 0.062694 8.953904 0.0000 LOG(TAR_PROM(-1)) -0.050844 0.030040 -1.692534 0.1003 LOG(PBI_GLOBAL) 0.799986 0.085214 9.388002 0.0000



Hecha la aclaración y presentado los resultados producto del análisis econométrico por mínimos cuadráticos donde se considera la variable tarifa-residencial. Observación subsanada.

Observación 23.

No se encuentra justificada la exclusión de la variable clientes en el modelo de corto plazo.

Para la proyección de demanda, LUZ DEL SUR estimó un modelo largo plazo donde se incluyen las variables independientes: cantidad de clientes, tarifa residencial y PBI global. Al respecto, se observa que en el caso del modelo de corto plazo, se ha omitido la variable clientes.

No se encuentra justificado el motivo de esta exclusión, no obstante de tratarse de una variable relevante para la proyección. Se requiere que la empresa sustente con cálculos e indicadores la exclusión de la variable señalada.

Respuesta

Similar al caso anterior, la selección del modelo implica elegir el modelo que permita alcanzar estimadores estadísticamente significativos, es decir, aquellos donde las diversas pruebas estadísticas resulten ser las más apropiadas. En este sentido, se descartó la utilización de la variable población en el modelo de corto plazo al obtenerse estimadores inferiores en relación al finalmente considerado.

Específicamente, al incluir la variable número de clientes (A_TOTAL) al modelo, no tiene un aporte efectivo a la capacidad de explicar la evolución de la variable ventas (V_TOTAL) ya que el R2 apenas llega a 92.8% (el R2 anterior es de 92.7%) mientras el R2 ajustado cae a 91.6%, lo que significa que su contribución efectiva global es nula. Es



de anotar que ya de por si misma, el modelo inicial tiene un elevado R2, por lo que difícilmente se puede encontrar una variable exógena adicional que contribuya significativamente a explicarla.

La poca relevancia del número de clientes se comprueba, además, en el hecho que la significancia estadística de esta variable, de manera independiente, es nula, ya que la respectiva prueba estadística (t-student) indica que no es relevante. El test t-student debe tener un valor superior a 2 (en términos absolutos) para que la variable sea considerada significativa.

Dependent Variable: D(LOG(V_TOTAL)) Method: Least Squares Date: 09/09/08 Time: 16:57 Sample(adjusted): 1973 2007 Included observations: 35 after adjusting endpoints


C 0.025818 0.005308 4.864033 0.0000 ERROR_TOTAL(-1) -0.467425 0.091173 -5.126769 0.0000 D(LOG(PBI_GLOBAL)) 0.640755 0.050334 12.72997 0.0000 D(LOG(TAR_RESIDENCIAL(-2))) -0.032919 0.010789 -3.051086 0.0048

D(D92) -0.066533 0.015354 -4.333158 0.0002 D(LOG(A_TOTAL)) 0.066336 0.108515 0.611307 0.5458 R-squared 0.928312 Mean dependent var 0.046027 Adjusted R-squared 0.915952 S.D. dependent var 0.054473 S.E. of regression 0.015792 Akaike info criterion -5.303793 Sum squared resid 0.007232 Schwarz criterion -5.037162 Log likelihood 98.81639 F-statistic 75.10595 Durbin-Watson stat 1.646612 Prob(F-statistic) 0.000000

La poca relevancia de la variable número de clientes en el corto plazo se comprueba, incluso, en las “familias” de modelos alternos que se derivan de rezagar dicha variable, tal como se verifica en los siguientes dos modelos estimados:

Dependent Variable: D(LOG(V_TOTAL)) Method: Least Squares Date: 09/09/08 Time: 17:00 Sample(adjusted): 1973 2007 Included observations: 35 after adjusting endpoints



D(D92) -0.068701 0.014904 -4.609412 0.0001 D(LOG(A_TOTAL(-1))) -0.019726 0.068895 -0.286319 0.7767 R-squared 0.927593 Mean dependent var 0.046027 Adjusted R-squared 0.915109 S.D. dependent var 0.054473 S.E. of regression 0.015871 Akaike info criterion -5.293813 Sum squared resid 0.007305 Schwarz criterion -5.027181 Log likelihood 98.64172 F-statistic 74.30245 Durbin-Watson stat 1.769727 Prob(F-statistic) 0.000000

Dependent Variable: D(LOG(V_TOTAL)) Method: Least Squares Date: 09/09/08 Time: 17:02 Sample(adjusted): 1973 2007



Included observations: 35 after adjusting endpoints



D(D92) -0.069114 0.014883 -4.643932 0.0001 D(LOG(A_TOTAL(-2))) -0.000972 0.058395 -0.016649 0.9868 R-squared 0.927389 Mean dependent var 0.046027 Adjusted R-squared 0.914870 S.D. dependent var 0.054473 S.E. of regression 0.015894 Akaike info criterion -5.290999 Sum squared resid 0.007326 Schwarz criterion -5.024368 Log likelihood 98.59249 F-statistic 74.07741 Durbin-Watson stat 1.785565 Prob(F-statistic) 0.000000


El análisis de los resultados presentado por LUZ DEL SUR sería totalmente válido si adjunto a su descargo se acompañen los cálculos efectuados en medio magnético, tal como lo requiere la NORMA TARIFAS. Observación subsanada Parcialmente.

Observación 24.

No se encuentran debidamente sustentadas la proyección de las variables explicativas: clientes y PBI global.

En el informe se propone un crecimiento tendencial de las variables explicativas PBI global y clientes; sin embargo, no se encuentra debidamente sustentado en los documentos presentados ni en archivos de cálculo, donde las tasas de proyección de de las variables explicativas se encuentran pegadas como “valores”. Se requiere presentar las tasas de proyección calculadas y el modelo que las genera.

Respuesta

En la medida que las proyecciones del consumo de energía son utilizadas para definir las inversiones que requiere efectuar la empresa para un horizonte de proyección de largo plazo, es que se propone emplear la tasa de crecimiento del PBI en el largo plazo. Una manera de definir esta tasa es mediante el crecimiento tendencial de la economía, pero, para un periodo lo suficientemente prolongado como para que se tomen en cuenta tanto los entornos favorables como los desfavorables. Es en este sentido que se propone tomar, para el escenario base o medio, la tasa de crecimiento promedio anual de la economía peruana de los últimos 15 años.

PBI real (Δ %)



4.8%

12.8%

8.6%

2.5%

6.9%

0.9%3.0%

0.2%

5.0% 4.0%5.1%

6.7% 7.6% 8.4%

-0.7%

-2.5%

2.5%

7.5%

12.5%

17.5%

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

PROMEDIO ANNUAL 5%

Fuente: BCRP. Elaboración propia.

El crecimiento promedio anual del PBI en el periodo 1992-2007 fue de 5%, tasa que resulta ser bastante representativa para definir el crecimiento tendencial o de largo plazo de la economía no solo porque toma un periodo de tiempo lo suficientemente extenso, sino porque toma en cuenta el crecimiento económico post programa de ajuste y estabilización de inicios de los 90’s, es decir, la tasa de crecimiento que se alcanzó una vez realizados los correctivos macroeconómicos necesarios. En otras palabras, 5% es la tasa de crecimiento del PBI que se logró alcanzar controlando (o disminuyendo progresivamente) la inflación y manteniendo equilibradas (o tendiendo al equilibrio), en gran medida, las cuentas fiscales, monetarias y externas.

No se debe dejar de mencionar que la tasa de inflación se bajó de 56.7% en 1992 a 10.5% en 1995 y, a partir de 1999, se mantuvo debajo del 5% al año. Asimismo, la balanza comercial fue mejorando progresivamente hasta ser supervitaria a partir del 2002 y, la balanza en cuenta corriente, a partir del 2004; mientras que el déficit fiscal, con ciertas oscilaciones, se logró reducir de casi 4% del PBI en 1992 y a 1% en 1996, hasta lograr un superávit de 3% en el 2007, no obstante se observó un déficit de mas del 3% entre 1999 y el 2000.

Obviamente, este crecimiento del producto no fue constante sino que se vio interrumpido con periodos de desaceleración económica o de recesión generados por factores exógenos, tanto “importado” (como la crisis asiática de 1998) o de carácter climatológico (como el fenómeno El Niño de 1998), pero también generados por factores internos, como el del año 2001. Todas estas oscilaciones, en mayor o menor medida, eventualmente se pueden repetir en el futuro, por lo que la tasa de crecimiento promedio anual de 5% es necesario considerarla como indicador de desempeño promedio de la economía peruana, la que incluye coyunturas o entornos favorables como desfavorables.

Sin embargo, es posible ajustar las proyecciones del PBI de los próximos 2 años, de acuerdo a la dinámica que se observa en la economía actualmente y a las expectativas de crecimiento de corto plazo que tienen los diversos agentes económicos en los últimos meses, tanto del sector privado (analistas económicos e instituciones financieras) como del sector público (BCRP). Concretamente se propone ajustar (o promediar) el crecimiento del PBI del 2008 y del 2009 no solo con el crecimiento tendencial de 5% sino también con estas expectativas de corto plazo, con lo cual el crecimiento del 2008 aumentaría a 6% y del 2009, a 5.5%, manteniendo el 5% para el periodo 2010 al 2019.

Expectativas de crecimiento de las Instituciones del Sistema Financiero

(Mediana de la muestra 1/)



Fuente: BCRP, Resumen Informativo No 6.

Expectativas de crecimiento de Analistas

(Mediana de la muestra 1/)

Fuente: BCRP, Resumen Informativo No 6.

Expectativas de crecimiento del BCRP

Fuente: BCRP, Reporte Inflación, Enero 2008.

En lo que se refiere a los supuestos de crecimiento del número de abonados, se asume que estas crecerán, en el corto plazo (siguientes 2 a 3 años) en aproximadamente 2.3% al año, de acuerdo al crecimiento observado en los últimos 5 años, para luego disminuir, progresivamente, hasta llegar a 1.1% a finales del periodo de proyección, con lo cual, se asume que, en promedio, la tasa de crecimiento de todo el periodo de proyección (1.7%) tenderá a converger con la tasa de crecimiento de la población (1.6%).




LUZ DEL SUR ha indicado en su descargo la fuente de información utilizada y el criterio empleado para la proyección de las variables independientes (PBI y número de clientes). Observación subsanada.

Observación 25.

No se encuentra debidamente justificada la proyección de la tarifa residencial.

No se ha presentado el sustento de usar una tasa de crecimiento nula para la proyección de la tarifa residencial.

Respuesta

La tarifa residencial, como variable exógena dentro del modelo econométrico, se supone que permanecerá constante en términos reales para todo el periodo de proyección. Este supuesto es usual a los supuestos que se hacen en las regulaciones tarifarias en OSINERGMIN, como en el caso de las tarifas en barra, en donde se asume que permanecerá constante en términos de dólares.

Se debe anotar que este supuesto no significa que no vaya a subir en términos nominales, como erróneamente se menciona (“tasa de crecimiento nula para la proyección de la tarifa residencial”), sino que se está asumiendo que crecerá en la misma proporción que el incremento promedio de los precios (o sea que la inflación), por lo que en términos reales permanecerá constante o no variará.


Hecha la aclaración pertinente y tomando en consideración que dicha variable no es tomada en cuenta por ser poco relevante (t < tcrítico), se da por levantado el descargo. Observación subsanada.

Observación 26.

La demanda de energía en BT incorpora también las pérdidas de MT.

La demanda calculada en BT no sólo incorpora las pérdidas correspondientes a ese nivel de tensión, sino también, las de MT. LUZ DEL SUR deberá corregir el cálculo correspondiente.

Respuesta

El peaje del sistema de transmisión (Área de Demanda 7) se calcula para las barras MT, AT y MAT; para ello, se realiza un balance de energía y determina los retiros de energía en cada una de dichas barras.

En el mencionado balance se adicionan a las ventas las pérdidas en los distintos niveles de tensión; las pérdidas en distribución son obtenidas utilizando los “factores de pérdidas medias de energía” PEBT y PEMT reconocidos en el VAD, y para transmisión son los que resultan de las simulaciones de flujo de potencia.

Por lo mencionado anteriormente, para calcular los retiros a nivel de barras de Media Tensión (MT), es necesario adicionar a las ventas en Baja Tensión (BT), las pérdidas tanto en Media como en Baja Tensión.

Por lo tanto, NO ES VALIDA la observación de OSINERGMIN en lo referente a este punto.




Se considera válida la justificación. Observación subsanada.

Observación 27.

No son consistentes los porcentajes de pérdidas declarados con los efectivamente utilizados.

Los porcentajes de pérdidas declarados en el formato F-109 no son consistentes con los que se calculan si se compara las ventas y la demanda para el caso del nivel baja tensión. Se solicita revisión y justificación.

Respuesta

En dicho formulario, el porcentaje de las pérdidas consignadas para la BT y MT son los reconocidos en la fijación del VAD del año 2005. Sin embargo, existe un error en la asignación de las pérdidas totales en distribución, lo cual se ha corregido.

En este punto, cabe indicar que para los cálculos posteriores (proyección de energía y cálculo de peajes) no se utilizan las pérdidas totales de distribución; sino más bien su composición en BT (PEBT) y MT (PEMT), lo cual no contiene errores de cálculo.


Se considera válida la justificación. Observación subsanada.

Observación 28.

Los factores de carga, contribución a la punta y simultaneidad informados presentan inconsistencias.

En el formato F-101 se observan factores de carga y de simultaneidad mayor a 1. El FCP se encuentra calculado sobre la máxima demanda de la SET. Se solicita la corrección de los cálculos de acuerdo a las definiciones contenidas en la NORMA TARIFAS, Título I, artículo 3°. También se requiere la revisión de los valores de energía y potencia sobre los cuales se realizan los cálculos, en vista que las deficiencias en los FC y FS pudieran provenir de estos datos.

Respuesta


En el Volumen 2 “Información general del Sistema Eléctrico a Remunerar y Formularios” se presenta el nuevo formato F-101.


Se ha verificado que dichas modificaciones han sido efectuadas en el formato F-101. Observación subsanada.

Observación 29.

No es posible verificar los cálculos de los formatos F-111 y F-112.



Al no estar con vinculaciones la información presentada en los formatos F-111 y F-112, no se ha podido verificar los cálculos aplicados. Se requiere presentar el cálculo mediante el cual se obtienen los valores reportados en dichos formatos.

Asimismo, se solicita que LUZ DEL SUR complete estos formatos con valores hasta el año 10 de la proyección, tal como se encuentran presentados en el resto de formatos.

Respuesta

En el formulario F-111 se presentan los datos solicitados los cuales han sido vinculados al archivo \\LDS_Final\BAS\Demanda\Max. Dem. Coincidente Barras MT.xls que se incluye en el CD que se adjunta al presente documento.

En el formulario F-112 se presentan los datos solicitados los cuales han sido vinculados al archivo \\LDS_Final\BAS\Demanda\Max. Dem. Coincidente.xls que se incluye en el CD que se adjunta al presente documento.


No se cumple con las vinculaciones establecidas en la NORMA TARIFAS:

Formato F-111 Proyección de la Demanda de Potencia Coincidente a Nivel de Barras MT (MW) – Usuarios Menores

Estos valores se determinan aplicando los FC y FCP consignados en el Formato F-101 y el FPMWHS consignado en el Formato F-103 a los valores de demanda de energía consignados en el Formato F-110.

Valores numéricos con dos decimales expresados en MW. Los datos se consignarán por cada nivel de tensión, SET, sistema eléctrico, y por Área de Demanda.

Formato F-112 Proyección de Demanda de Potencia a Nivel de sistema Eléctrico (MW) por Sector – Usuarios Menores

Estos valores se determinan aplicando los FC y FCP consignados en el Formato F-101 y los FPHMS y FPMWHS consignados en el Formato F- 103, a los valores de demanda de energía consignados en el Formato F-110.. Valores numéricos con dos decimales expresados en MW. Los datos se consignarán por cada nivel de tensión, SET, sistema eléctrico, y por Área de Demanda. Observación no subsanada

Observación 30.

No se presentan datos en el formulario F-113.

LUZ DEL SUR debe calcular la potencia coincidente a nivel de sistema eléctrico por nivel de tensión. Para tal efecto, debe tenerse presenta la información por SET del formato F-112.

Respuesta

Por las razones expuestas en el levantamiento de las observaciones N° 2 y 3, el modelo de proyección desarrollado por Luz del Sur no contempla el análisis a ese nivel de desagregación.




Las observaciones Nº 2 y 3 no han sido subsanadas por lo que no es válida la DESCARGO a la observación Nº 30. Además es necesario que LUZ DEL SUR complete dicho formato con sus fórmulas y vinculaciones respectivas, con el fin de realizar su revisión y validación del modelo econométrico seleccionado, para determinar la consistencia y validez de la metodología aplicada. Observación no subsanada

Observación 31.

El factor de simultaneidad utilizado en los cálculos no es consistente.

En el formato F-101 se informan los factores de simultaneidad por SET; sin embargo, en el formato F-114 se utiliza el mismo factor para el cálculo de potencia máxima coincidente con el SEIN de todas las SET. Al respecto, se requiere revisar y justificar el modelo empleado.

Respuesta

Los valores presentados en el formato F-101 son sólo informativos. El modelo de proyección empleado por LUZ DEL SUR no utiliza dichos valores, sino que para el llenado del formato F-114, que corresponde a las demanda coincidentes con la máxima demanda del SEIN, se utiliza las demandas calculadas en el formato F-112, que corresponde a la máxima demanda del sistema de LUZ DEL SUR, multiplicadas por la relación entre ambas demandas coincidentes.


No queda justificado lo planteado en la observación. Además la NORMA TARIFA establece:

“Formato F-112 Proyección de Demanda de Potencia a Nivel de sistema Eléctrico (MW) por Sector – Usuarios Menores

Estos valores se determinan aplicando los FC y FCP consignados en el Formato F-101 y los FPHMS y FPMWHS consignados en el Formato F- 103, a los valores de demanda de energía consignados en el Formato F-110.. Valores numéricos con dos decimales expresados en MW. Los datos se consignarán por cada nivel de tensión, SET, sistema eléctrico, y por Área de Demanda.” Por lo que el formato F-101 no tiene un carácter meramente informativo, debe ser utilizado para cálculos solicitados en otros formatos. Observación no subsanada.

Observación 32.

Los factores de contribución a la punta de los Usuarios Mayores informados no son consistentes con los factores de las SETs donde se encuentran.

Los factores de contribución a la punta de los Usuarios Mayores informados en el formato F-115 no son consistentes con la información de carga de las SET a las que se encuentran conectadas. Se solicita revisión y justificación de los mismos.

Respuesta

Por las razones expuestas en el levantamiento de las observaciones N° 2 y 3, el modelo de proyección desarrollado por LUZ DEL SUR no contempla la información reportada en el formato F-115 siendo estos sólo de carácter informativo.



Aún así, no se puede afirmar a priori que los factores calculados en el formato F-115 son inconsistentes con los factores de la SET correspondiente, pues la demanda de los Usuarios Mayores representa sólo una pequeña fracción de la demanda total de la SET a la cual están conectados.


Las observaciones Nº 2 y 3 no han sido subsanadas por lo que no es válida la DESCARGO a la observación Nº 30. Observación no subsanada .

Observación 33.

No se ha presentado el análisis comparado de los modelos evaluados para la proyección de demanda.

Se requiere que en el formato F-106 LUZ DEL SUR presente los valores e indicadores de los diversos modelos analizados para la proyección de la demanda, de modo que se evidencie que el modelo seleccionado corresponde a la mejor alternativa entre los analizados.

Respuesta

En el nuevo formato se presentan los resultados obtenidos con los modelos alternativos analizados.


En el formato F-106 no se verifica lo mencionado en la respuesta. Observación no subsanada.

Observación 34.

No se ha presentado información relevante.

LUZ DEL SUR no ha presentado información en los formatos: F-113, F-116, F-117, F-118, F-119 y F-120. De acuerdo con la NORMA TARIFAS el titular deberá revisar su propuesta y presentar la información en dichos formatos.

Respuesta

Por las razones expuestas en el levantamiento de las observaciones N° 2 y 3, el modelo de proyección desarrollado por Luz del Sur no utiliza la información de los citados formularios.

Es por ese motivo que no fueron llenados dichos formularios, que corresponden a proyecciones de ventas de usuarios mayores.


Las observaciones Nº 2 y 3 no han sido subsanadas por lo que no es válido el DESCARGO a la observación Nº 30. Observación no subsanada.

Sistema Eléctrico a Remunerar.

Observación 35.



Falta sustento de la inclusión del nivel de tensión 138 kV

LUZ DEL SUR no ha presentado los cálculos y análisis que sustenten lo relativo al incremento de las corrientes de cortocircuito, así como lo referente al plan de mediano y largo plazo que sustente la introducción del nivel de tensión de 138 kV.

Al respecto, LUZ DEL SUR debe presentar los análisis que sustenten la necesidad de introducir, en su sistema de transmisión, el nivel de tensión de 138 kV. Asimismo, se debe evaluar la alternativa en 220 kV o el sustento para no considerar este nivel de tensión.

Respuesta

En el Anexo LDS-035 se presenta un estudio que sustenta la necesidad de introducir el nivel de tensión de 138 kV en el sistema de transmisión de LUZ DEL SUR. En el mencionado estudio se incorporan los cálculos y análisis requeridos.


En el anexo LDS-035, solo se presenta el siguiente archivo “Caratula.doc”, no se adjunta el estudio que menciona Luz del Sur. Asimismo, no se ha realizado la evaluación de la alternativa en 220kV. Observación no subsanada.

Observación 36.

Falta análisis de potencia óptima de SETs 138/22,9/10 kV.

En el numeral 5.2 “Definición General de Alternativas de Equipamiento de la SET” del ESTUDIO, en la parte “a) Alternativas sin cambio en el nivel de tensión en AT”, se hace mención que luego de efectuar los análisis y cálculos correspondientes esta alternativa fue descartada. Se requiere la presentación de dichos cálculos que justifican esta decisión.

Respuesta

En el Anexo LDS-036 se presenta el análisis desarrollado para la determinación de la potencia óptima se las SETs 138/22,9/10 kV.


Efectivamente en el anexo LDS-036, se presenta el análisis desarrollado para la determinación de la potencia óptima de las SETs. Observación subsanada .

Observación 37.

No hay coherencia en el contenido de información presentada

No existe correspondencia entre las obras incluidas en el cuadro del Plan de Inversiones propuesto, los esquemas unifilares de configuración del sistema en cada año y los planos de ubicación de SETs y recorrido de líneas de transmisión. LUZ DEL SUR debe presentar toda la información indicada conteniendo información coherente entre sí.

Respuesta



Se han revisado y corregido las faltas de correspondencia señaladas, de tal manera que se ha compatibilizado la información presentada en planos y esquemas con la consignada en el Plan de Inversiones.


Los esquemas unifilares no corresponden al plan de inversión propuesto por la empresa. Observación subsanada parcialmente.

Observación 38.

No se presenta el sustento de las alternativas planteadas, en cuanto a la consideración de nuevos enlaces

Se debe presentar por ejemplo, cuadros que muestren los resultados de los flujos de carga con y sin dichos enlaces propuestos.

Respuesta

En el anexo LDS-038 se presentan los resultados de los flujos de carga solicitados.


En el anexo LDS-038, se presentan los factores de utilización de las líneas de transmisión así como de los transformadores de potencia antes y después del proyecto, en el cual se puede ver la necesidad de instalaciones para no superar la capacidad de las mismas. Observación subsanada.

Observación 39.

No se ha presentado los cuadros de balance oferta demanda para el traspaso de carga entre SETs existentes, ni el sustento adecuado para el incremento de transformadores en diversas SETs.

LUZ DEL SUR debe presentar los cuadros de balance oferta demanda de capacidad de transformación, indicando el año en que se llega al coeficiente de utilización de 100%, los traspasos progresivos de carga entre SETs existentes y la necesidad de instalar nuevas unidades de transformación.

Respuesta

En el anexo LDS-039 se presentan los cuadros y sustentos solicitados.


Efectivamente en el anexo LDS-039, se presentan los cuadros de balance oferta demanda de capacidad de transformación. Observación subsanada.

Observación 40.

La información presenta incoherencias que deben ser corregidas.

• En el Plan de Inversiones figura la SET Cieneguilla; sin embargo, no aparece en el plano presentado.



• En el Plan de Inversiones figuran las líneas entre las SETs Los Industriales y La Planicie; sin embargo, no figuran en el plano y en el esquema unifilar correspondiente.

• La línea “Los Industriales-Ingenieros” figura en el esquema unifilar; sin embargo, no en el Plan de Inversiones ni en el plano presentado.

LUZ DEL SUR debe presentar los documentos indicados en forma coherente entre sí.

Respuesta

Se han revisado y corregido las incongruencias señaladas, de tal manera que se ha compatibilizado la información presentada en planos y esquemas con la consignada en el Plan de Inversiones.


En los planos presentados en el anexo LDS-008, no figura más que la ubicación de la SET Chilca, Asimismo los diagramas unifilares no están completos conforme se incorpora un nuevo elemento en el sistema. Observación no subsanada.

Observación 41.

No se han presentado el sustento de las alternativas planteadas para nuevos enlaces

LUZ DEL SUR debe presentar el detalle del análisis efectuado, tales como cuadros, para demostrar la necesidad de las instalaciones contenidas en cada una de las alternativas planteadas.

Respuesta

Ver respuesta a la Observación N° 38.


En el anexo LDS-038, se presentan los factores de utilización de las líneas de transmisión así como de los transformadores de potencia antes y después del proyecto, en el cual se puede ver la necesidad de instalaciones para no superar la capacidad de las mismas. Observación subsanada.

Observación 42.

Incremento de transformadores en las SETs: Barranco, Bujama, Los Ingenieros, Monterrico, Sta. Clara, Villa El Salvador y Villa María, sin sustento.

Se debe presentar el balance oferta demanda que sustente la potencia instalada en las subestaciones indicadas.

Respuesta

Ver respuesta a la Observación N° 39.




Efectivamente en el anexo LDS-039, se presentan los cuadros de balance oferta demanda de capacidad de transformación. Observación subsanada.

Observación 43.

Se deben actualizar las valorizaciones de inversión con base a las observaciones anteriores

En base a las correcciones que corresponda efectuar como resultado de las observaciones anteriores, LUZ DEL SUR debe actualizar los montos de inversión de los elementos que intervienen en el SER, de acuerdo con los módulos estándares vigentes establecidos mediante la Resolución OSINERGMIN N° 343-2008-OS/CD y sus modificatorias resoluciones OSINERGMIN N° 464-2008-OS/CD y OSINERGMIN N° 465-2008-OS/CD.

Respuesta


En el Volumen 2: “Información general del Sistema Eléctrico a Renumerar y Formularios” se presenta los nuevos formatos F-301 a F-309.


La empresa, independiente de corregir los módulos que intervienen en el SER, el formulario F-303 contiene errores tal como el de asignar el costo de moneda extranjera el valor de costo de moneda nacional y viceversa indicado en los módulos estándar. Observación subsanada parcialmente

Observación 44.

No existe correspondencia entre las obras incluidas en el cuadro del Plan de Inversiones propuesto y los formatos F-300

LUZ DEL SUR debe presentar toda la documentación indicada en concordancia con la información contenida, con la finalidad de evitar las inconsistencias presentadas.

Respuesta

Se han revisado y efectuado las concordancias del caso, de tal manera que se ha compatibilizado la información presentada en el formulario F-300 con la consignada en el Plan de Inversiones.


La empresa ha presentado lo solicitado. Observación subsanada.

Observación 45.

En el formato F-303 se ha considerado en la columna de ME el correspondiente a MN

LUZ DEL SUR debe corregir estos formatos. Del mismo modo, en el módulo LT-060COU0AMS0C5120A, los valores de los rubros aluminio y cobre se encuentran traslapados. LUZ DEL SUR deberá corregir este error y verificar que no se repita en otras partes del documento presentado.



Respuesta

Se ha efectuado las correcciones solicitadas en el formato F-303 y en el módulo LT-060COU0AMS0C5120A. Asi mismo se ha verificado que no exista casos similares.


Han considerado costo invertido entre moneda nacional y extranjera.

Observación levantado parcialmente

Observación 46.

Información contenida en los formatos es inconsistente

La información presentada en el formato F-303 no coincide con la de los formatos F-213 y F-203 en los siguientes casos:

• S.E. SAN JUAN: Difieren en la potencia de los transformadores según su código de módulos 2012.

• S.E. BALNEARIOS: Difieren en la potencia de transformadores 2009.

• S.E. INDUSTRIALES: No presentan información de la procedencia del transformador de 120 MVA en los formatos F-303, F-213 (2010). Y para el año 2011 se adiciona un transformador y no existe información de la procedencia del mismo.

• S.E. LOS INGENIEROS: No presentan información de la procedencia del transformador para la ampliación de la S.E. Se adiciona un transformador de 25 MVA, el cual no aparece en el F-303 ni F-213 (pudo ser rotado) 2009.

• S.E. CORPAC: No presenta información de la procedencia de los transformadores de 2x25MVA en los formatos F-303, F-213 (pudo ser rotado) 2012.

• S.E. CIENEGUILLA: No presenta información de la procedencia del transformador de 25 MVA en los formatos F-303, F-213 (pudo ser rotado) 2010

• S.E. CHILCA: No presenta información de la procedencia del transformador de 25 MVA en los formatos F-303, F-213 (pudo ser rotado) 2013.

• S.E. BARRANCO: No presentan información sobre la ampliación de la S.E. Se adiciona un transformador de 25 MVA, el cual no aparece en el formato F-303 ni F-213 (pudo ser rotado) 2010.

• S.E. BUJAMA: No presentan información de la procedencia del transformador para la ampliación de la S.E. Se adiciona un transformador de 25 MVA, el cual no aparece en el formato F-303 ni F-213 (pudo ser rotado) 2011.

• S.E. MONTERRICO: No presentan información de la procedencia del transformador para la ampliación de la S.E. Se adiciona un transformador de 25 MVA, el cual no aparece en el formato F-303 ni F-213 (pudo ser rotado) 2009.

• S.E. ÑAÑA: No presentan información de la procedencia del transformador para la ampliación de la S.E. Se reemplaza un transformador de 25 MVA por uno de 40 MVA, el cual no aparece en el formato F-303 ni F-213 (pudo ser rotado) 2010.



• S.E.PLANICE: No presentan información de la procedencia del transformador para la ampliación de la S.E. Incrementa su potencia de 42,2MVA a 50MVA y no aparece en el formato F-303 ni F-213 (pudo ser rotado) 2010.

• S.E.SAN BARTOLO: No presentan información de la procedencia del transformador para la ampliación de la S.E. Incrementa su potencia de 21MVA a 25MVA y no aparece en el formato F-303 ni F-213 (pudo ser rotado) 2011.

• S.E.SANTA CLARA No presentan información de la procedencia del transformador para la ampliación de la S.E. Incrementa su potencia de 42MVA a 50MVA y no aparece en el formato F-303 ni F-213 (pudo ser rotado) 2011.

Respuesta

Se ha revisado y corregido la falta de concordancia entre los formatos F-203, F-213 y F-303.

En el anexo LDS-046 se presentan los esquemas de ampliaciones y rotaciones de transformadores en las SETs AT/MT, lo cual da una explicación clara respecto a la procedencia y destino de cada uno de los transformadores involucrados en los movimientos.


La empresa ha presentado lo solicitado. Observación subsanada.

Observación 47.

Se ha presentado información incompleta en varios formatos

• No se ha considerado en los formatos F-303 y F-213 a las subestaciones CHOSICA y SURCO.

• No se ha considerado en el formato F-213 a las subestaciones VILLA SALVADOR y SAN MATEO.

• No se ha considerado en el formato F-301 a las siguientes líneas:

• Línea S.E. INDUSTRIALES – S.E. PLANICE (2010).

• Línea S.E. INDUSTRIALES – S.E. INGENIEROS (2010).

• En los formatos F-202 y F-203 no se presenta la demanda de las siguientes subestaciones para el año 2008, y tampoco se presenta la justificación de la ausencia de esta información:

• S.E. SAN JUAN

• S.E. CHILCA

• S.E. SANTA ROSA

• S.E. BALNEARIOS



• En el formato FS-01 no se informa si las potencias están en ONAN u ONAF. Dichas potencias difieren respecto a los valores consignados en los formatos F-202 y F-203, año 2008, en los siguientes casos:

• S.E. BALNEARIOS

• S.E. LIMATAMBO

• S.E. LURIN

• S.E. ÑAÑA

• S.E. SANTA ANITA

Respuesta

Las SETs Cosaca, Surco, Villa El Salvador y San Mateo no están considerados en los formatos F-213 y F-303 debido a que durante el periodo de vigencia del Plan de Inversiones no se plantea ningún cambio en sus configuraciones.

Respecto a las líneas SET Los Industriales – SET La Planicie y SET Los Industriales – SET Los Ingenieros, las mismas se están incluyendo en el formato F-301.

Las demandas de las SETs San Juan, Chilca, Santa Rosa y Balnearios se están incluyendo en los formatos F-202 y F-203.

En el formato FS-01, las potencias están en ONAF. Además se ha concordado la información de dicho formato con la de los formatos F-202 y F-203 para las SETs Balnearios, Limatambo, Lurín, Ñaña y Santa Anita.




Observación 48.

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 N° 343-2008-OS/CD y sus modificatorias en mérito a las resoluciones OSINERGMIN N° 464-2008-OS/CD y OSINERGMIN N° 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




En el Volumen 2 “Información general del Sistema Eléctrico a Remunerar y Formularios” se presentan los nuevos formatos F-301 a F-309.




Observación 49.

Se requiere corregir el cálculo del COyM

No se ha tenido presente que en el cálculo del COyM, al aplicar a una nueva inversión los porcentajes fijados por OSINERGMIN, se obtiene el valor del COyM expresado a 12 meses posteriores a la entrada en operación de la nueva inversión. Se requiere la corrección en el cálculo del COyM teniendo presente este concepto.

Respuesta

Se han introducido las modificaciones del caso, donde corresponde.



Ls valores de COyM considerados entran junto con la inversión. Observación no subsanada.

Observación 50.

Se requiere actualizar el cálculo del COyM

Además de la corrección requerida mediante la observación anterior, con base en las correcciones que se realicen en la determinación del SER y en la valorización de las inversiones, se requiere la actualización del cálculo del COyM.

Respuesta

Se han introducido las modificaciones del caso, donde corresponde.



Ls cálculos han sido actualizados con los porcentajes vigentes. Observación subsanada.

Determinación de Factores de Pérdidas e Ingresos Tarifarios

Observación 51.

No se sustentan los valores del formato F-504



Se requiere la presentación de los archivos fuente de los cálculos de flujos de potencia que sustentan los valores del formato F-504 presentado. Los cálculos realizados con base en los resultados del flujo de potencia deben vincularse a dicho formato.

Respuesta

Al respecto, se están adjuntando los archivos fuente utilizados en las simulaciones de flujo de potencia. Asimismo, en la carpeta “\\LDS_Final\BAS\SER\Pérdidas” se muestran los reportes obtenidos, que se utilizan para el cálculo de los factores de pérdidas.

Adicionalmente, para los cálculos se han considerado las pérdidas obtenidas en los sistemas de transmisión de otros Titulares y que forman parte del Área de Demanda 7.


Observación subsanada

Observación 52.

Error en formato F-510

En el formato F-510 presentado, se constató error en el cálculo de los factores de pérdidas medias individuales, ya que los mismos deben calcularse como el promedio de los 4 factores anuales, ponderados con las respectivas potencias y energías anuales retiradas. Se requiere la corrección de lo observado considerando los criterios y formulación establecidos en los Artículos 20° y 21° de la NORMA TARIFAS.

Respuesta

Se ha completado el cálculo considerando el Área de Demanda 7 y lo establecido en los Artículos 20° y 21° de la NORMA TARIFAS.



Determinación del CMA, Peajes, Compensaciones y Fórmulas de Actualización

Observación 53.

Los cálculos del CMA SSTD no se ciñen a lo establecido en la Norma Tarifas

LUZ DEL SUR realiza el cálculo del CMA SSTD en el archivo “05-Tarifas.xls”, hoja “CMA (SST)”, donde actualiza las ventas mensuales de energía del período agosto 2005/julio 2006. Al respecto, se requiere que LUZ DEL SUR corrija estos cálculos de acuerdo con el numeral 24.1 de la NORMA TARIFAS, donde el CMA se determina valorizando la energía por nivel de tensión del período agosto 2005/julio 2006 a las tarifas vigentes en cada etapa del proceso tarifario.

Asimismo, en el mencionado archivo no se ha respetado la fórmula de cálculo del CMA a que se refiere la NORMA TARIFAS, ya que no se ha calculado el peaje para el nivel MAT.

Se solicita subsanar los errores mencionados y ceñirse al procedimiento de cálculo estipulado por la NORMA TARIFAS.



Respuesta

Al respecto, cabe precisar que en el numeral 24.1 de la Norma Tarifas no indica explícitamente que para el cálculo del COSTO MEDIO ANUAL se debe considerar la SUMA ARITMETICA de las energías mensuales correspondientes al periodo Agosto 2005 / Julio 2006.

EL considerar la suma aritmética de las energías mensuales para el cálculo del CMA correspondiente al SSTD, no permite recuperar las inversiones que se realizan en la Transmisión, tal como se puede apreciar en el archivo “\\LDS_Final\BAS\Peajes\CMA_SST.xls”, en el cual se demuestra que para recuperar el CMA es necesario ACTUALIZAR las ventas mensuales de energía.

Lo indicado en el punto anterior también se sustenta con la metodología de cálculo de los Peajes, la cual considera el VALOR PRESENTE DE LAS DEMANDAS MENSUALES expresadas a fin de mes (Artículo 25.1 de la Norma Tarifas).



Observación 54.

Las Bajas de Instalaciones no se reflejan en el cálculo del CMA SSTD

La empresa presenta el formato F-601 el cual contiene instalaciones dadas de baja para los años 2006-2009. Sin embargo no se puede apreciar la vinculación entre las bajas y el CMA SSTD determinado, ya que este último se muestra constante para cada año del período regulatorio, según se aprecia en el formato F-514 presentado. Se solicita modificar los formatos necesarios de forma tal que se reflejen las bajas del SSTD en el CMA SSTD.

Respuesta

Las instalaciones dadas de baja para periodo comprendido entre los años 2006 y 2009 se habían descontado directamente en el Plan de Inversiones, por lo cual el SSTD se mantenía constante.

Se ha efectuado la corrección de modo tal que las instalaciones dadas de baja estén siendo descontadas del CMA del SSTD.


S ha verificado que las instalaciones dados de baja se descuentan del plan de inversiones, el CMA SSTD es constante en todo el periodo regulatorio. Las instalaciones dados de baja en el plan de inversiones son:

Año Mes Elemento Código Modular Subestación

2006 10 Celda de Transformador TRF-III CE-060COU1C1IDBTR Z+ (Balnearios)

2008 12 Celda de Transformador TRF-II CE-060COU1C1IDBTR Z+ (Balnearios)

2009 7 Celda de Transformador TRF-I CE-060COU1C1EDBTR SJ+ (San Juan)

2010 4 Celda de Transformador TRF-III CE-060COU1C1IDBTR P (Sta. Rosa)



Y no son concordantes con lo informado en el formato F-601. Observación subsanada parcialmente.

Observación 55.

No es correcta la asignación del CMA SSTD

La asignación del CMA SSTD, en la hoja “CMA(SST)” a los distintos niveles de tensión se realiza por medio de porcentajes calculados en función de la suma de la Anualidad del CI + COyM, en lugar de hacerlo solamente en función de los costos de Inversión, de acuerdo con la metodología de la NORMA TARIFAS.

Al respecto, se requiere corregir el cálculo de estos porcentajes ciñéndose a lo establecido en la segunda viñeta del numeral 24.1.6 de la NORMA TARIFAS.

Respuesta

Se han corregido dichos porcentajes según lo establecido en el numeral 24.1.6 de NORMA TARIFAS.



Observación 56.

Formatos incompletos

Con relación al formato F-501: LUZ DEL SUR señala que los valores corresponden al promedio de los años 2005 a 2007. Al respecto, la empresa debe ceñirse a lo establecido en la NORMA TARIFAS, en el sentido que los valores consignados en este formato deben corresponder al año representativo.

Respuesta

Se ha utilizado el promedio de los tres últimos años debido a que las estacionalidades de las ventas de energía van cambiando año tras año. Considerar el último año significaría repetir el comportamiento del mismo para los próximos cinco años (2008-2014), lo cual podría no ser representativo.


Con relación al formato F-503: Solamente se muestra la información correspondiente al año 2014. LUZ DEL SUR debe presentar este formato para cada año del período 2009-2018. Observación no subsanada.

Respuesta

Se han completado los datos solicitados en la hoja auxiliar F-503_. La forma como se presentó originalmente era suficiente, pues mediante el uso de la función Tabla de Excel se podía obtener la información requerida para cualquier año, a elección del usuario.




Con relación al formato F-504: Se requiere que LUZ DEL SUR presente los archivos fuente de los cálculos de flujos de potencia que sustentan los valores presentados en este formato. Observación subsanada

Respuesta

Se está adjuntando los archivos utilizados en las simulaciones (formato Digsilent *.dz) y los reportes respectivos en el archivo Pérdidas.xls.


Observación subsanada parcialmente, se está adjuntando los archivos 01 Pérdidas LT_IN.xls y 01 Pérdidas TRF_IN.xls y 01 Resumen_Pérdidas_IN.xls quedando conforme con lo informado en el formato F-504. No se encuentra los archivos *dz.

Con relación al formato F-508: El año “1” corresponde al año 2009. Se requiere que LUZ DEL SUR realice los ajustes necesarios.

Respuesta

Se realizó el cambio correspondiente. Se escribe 2009 en la respectiva celda y el cálculo se actualiza automáticamente.



Con relación al formato F-509: Se requiere que LUZ DEL SUR corrija los valores de este formato en función a la corrección de los valores del formato F-508.

Respuesta

El cambio indicado en el punto anterior ha actualizado automáticamente los formatos F-509 y F-510.





Análisis de la Respuesta a las Observaciones Formuladas a la Propuesta de la Empresa Edecañete

OBSERVACIONES generales Demanda

Observación 1.

No fue considerada el Área de Demanda definida por OSINERGMIN para realizar la proyección de demanda.

El Estudio presentado 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 toda el Área de Demanda 7 establecida en la Resolución OSINERGMIN N° 634-2007, tanto para Usuarios Menores como Mayores.

Respuesta

En el Área de Demanda 7, se cuenta con la demanda de LUZ DEL SUR, EDECAÑETE y la carga del cliente libre Refinería de Zinc.

Estas tres cargas se encuentran distanciadas eléctricamente y geográficamente; y cada una de ellas posee diferentes comportamientos. Por lo tanto, para un mejor dimensionamiento del sistema de transmisión se ha considerado conveniente proyectar de manera separada la demanda de EDECAÑETE.

Sin embargo, para los fines de cálculo del Peaje, se tomará en cuenta toda la demanda del Área de Demanda 7. Además, como parte del levantamiento de las observaciones específicas que se detallan en el numeral 5.2.1 “Proyección de la Demanda” del Informe OSINERGMIN N° 0362-2008-GART, se está proporcionando mayor información para un mejor sustento de nuestro estudio de proyección de la demanda.


La NORMA TARIFAS indica que el cálculo de peaje se realiza por área de demanda, así como el estudio de demanda. No se verifica que la empresa haya realizado el cálculo de peaje y el estudio de demanda para toda el Área de Demanda 7. Observación no subsanada

Observación 2.

No se justifica la categorización del cliente libre como usuario mayor.

Según el Boletín Anual del Mercado Libre 2007 publicado por OSINERGMIN, el cliente libre Western Cotton tuvo una demanda máxima de 1,9 MW, por lo tanto, según las definiciones de la NORMA TARIFAS, califica como Usuario Menor. De acuerdo a lo informado por EDECAÑETE en el formato F-115, la demanda máxima de este cliente es 4,96 MW. Se solicita justificación y sustento de estos datos.

Respuesta

El cliente Western Cotton cuenta con 03 suministros regulados (SUM 40, SUM 41 y SUM 42) y 01 suministro libre (SUM 28471 LIBRE). Con estos 04 suministros alimenta eléctricamente a su planta de producción ubicada en la Carretera Panamericana Sur Km. 147, distrito de San Vicente de Cañete.



Se trata de una unidad de producción, la que conforme a su crecimiento a través de los años ha ido incrementando el número de suministros para abastecerse de energía, con el objetivo de permanecer como cliente regulado. Ello sucedió con sus primeros 3 suministros (SUM 40, SUM 41 y SUM 42), pero para su cuarto y reciente suministro optó porque pertenezca al mercado libre. Es la información de éste último suministro lo que Osinergmin reporta en su Boletín Anual del Mercado Libre 2007.

Entonces, siendo los 04 suministros los que abastecen de energía eléctrica a una unidad productiva, no tiene sentido que sus demandas sean proyectadas en grupos separados (con diferentes criterios), sino mas bien corresponde sean proyectados de manera conjunta. En ese sentido, al unir los cuatro suministros, la demanda máxima del cliente llega a 4,98 MW calificando como Usuario Mayor.

El detalle de cálculo de la demanda de este suministro conjunto de Western Cotton se encuentra en la hoja “ENERGIAS” del libro “Cañete total 2007 CÑ-LN” del Anexo 4.3 “Caracterización de la demanda”, donde se observa además que los consumos de los suministros regulados de Western Cotton han sido retirados del mercado regulado con lo que se preserva la coherencia de la data.


Dado que la mayor parte de su demanda pertenece al mercado regulado, y su única carga como cliente libre califica como usuario menor de acuerdo a la definición de la NORMA TARIFAS, la demanda de este cliente debe incluirse en la proyección de usuarios menores Observación no subsanada.

Sistema Eléctrico a remunerar

Observación 3.

No se han considerado todas las instalaciones del Área de Demanda establecida por OSINERGMIN para definir el sistema eléctrico.

La empresa sólo ha tomado en cuenta las instalaciones dentro de su concesión, del Área de Demanda 7, sin considerar las instalaciones de otras titulares dentro de la misma Área de Demanda, según lo establecido en el numeral 12.2 de la NORMA TARIFAS. Al respecto se debe corregir el planeamiento de la expansión de la transmisión, considerando las instalaciones de Luz del Sur, Edegel y REP, ubicadas en el Área de Demanda 7.

Respuesta

El desarrollo del Sistema Eléctrico a Remunerar (SER) se ha hecho sólo para las instalaciones de EDECAÑETE, pero con el criterio de tener en cuenta su compatibilidad con las instalaciones de las otras titulares dentro de la mencionada Área de Demanda.

Además, como parte del levantamiento de las observaciones específicas que se detallan en el numeral 5.2.2 “Determinación del SER” del Informe OSINERGMIN N° 0362-2008-GART, se está proporcionando mayor información para un mejor sustento de nuestro estudio para determinación del SER.


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 Edecañete al considerar solas las instalaciones propias para el desarrollo del SER, no está considerando todas las instalaciones presentes en el Área de Demanda 7 y por ende está dejando de cumplir lo establecido en la NORMA TARIFAS. Observación no subsanada.

Observación 4.

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 existentes al 23 de julio de 2006.

Respuesta

Se adjuntan el esquema unifilar y el plano solicitado, los mismos que han sido incluidos como anexo del VOLUMEN 5 “Determinación del Sistema Eléctrico a Remunerar (SER)”. El plano ha sido impreso en la escala 1/10 000 e incluidos en el CD que acompaña al presente documento y corresponden a los siguientes archivos.

Nombre del Archivo Contenido

Unifilar_EDC.dwg Esquema unifilar al 23 de julio de 2006.

Ruta LLTT EDC.dwg Plano de ruta para las líneas de transmisión existentes al 23 de julio de 2006.


La información adjuntada no está completa, debido a que Edecañete se limitó a presentar solo la ruta de la línea SET Cantera – SET San Vicente. Observación subsanada parcialmente.

Determinación del CMA, Peajes, Compensaciones y Fórmula de Actualización

Observación 5.

Los peajes determinados no contemplan ni las instalaciones ni las demandas del área completa. Se requiere presentar el análisis completo.

Respuesta

Se han introducido las modificaciones del caso, considerando la información existente en la página Web de OSINERGMIN de las otras titulares dentro del Área de Demanda 7, en donde corresponde.

Además, como parte del levantamiento de las observaciones específicas que se detallan en el numeral 5.2.5 “Determinación del CMA, Peajes, Compensaciones y Fórmulas de Actualización” del Informe OSINERGMIN N° 0362-2008-GART, se está proporcionando mayor información para un mejor sustento de nuestro estudio para determinación del CMA, Peajes, Compensaciones y Fórmulas de Actualización.




El archivo “05-Tarifas CÑ-LN.xls” solo evalúa las instalaciones de EDECAÑETE, no completo los sistemas eléctricos de todo el área de demanda. Observación no subsanada.

Bajas de instalaciones

Observación 6.

No se ha presentado información sobre baja de instalaciones. El formato F-601 se encuentra vacío a pesar de que en el informe se señala que se presenta información a partir del año 2009.

Respuesta

En el Volumen 2: “Información general del Sistema Eléctrico a Remunerar y Formularios” se presenta el formato F-601 solicitado.


En la ruta: “…\EDC_Final\Formularios\.06-AltasyBajas CÑ-LN.xls”, se presenta la información sobre altas y bajas. Sin embargo en el informe correspondiente al SER, no se presenta el cuadro referente a las altas y bajas. Asi mismo en el archivo “06-AltasyBajas CÑ-LN.xls” se menciona que se dará de alta el transformador en la SET Cantera en abril 2009 y en el formato F-213 así como en el informe se puede ver que ese transformador entra el año 2012. Observación subsanada parcialmente.

Observación 7.

Asimismo, no se ha presentado el sustento técnico por el cual el transformador de 17,2 MVA que ha sido reemplazado por otro de 25 MVA en la subestación San Vicente se requiere mantener en reserva en lugar de considerarlo como baja de instalaciones.

Respuesta

En el VOLUMEN 5: “Determinación del Sistema Eléctrico a Remunerar (SER)” se ha adicionado el Anexo “DETERMINACIÓN DE TRANSFORMADORES DE RESPALDO Y ANÁLISIS DE POTENCIA ÓPTIMA DE TRANSFORMADORES” que hace referencia al archivo Excel “Análisis Trafos.xls”, donde presentamos el sustento técnico para mantener sendos transformadores de respaldo tanto en la SET San Vicente como en la SET Cantera, motivo por el cual no se da de baja el transformador de 17,2 MVA de la SET San Vicente, y se adelanta la compra del transformador de la SET Cantera.


En la ruta: “…\EDC_Final\BAS\SER\Análisis Trafos.xls”, se presenta el sustento económico para mantener transformadores de respaldo en las subestaciones San Vicente y Cantera. Observación subsanada.



OBSERVACIONES ESPECÍFICAS

Proyección de la Demanda

Observación 8.

No se indica el periodo del año representativo.

Los datos en formato F-103 corresponden a un año representativo que no se encuentra indicado en el formato ni en el informe. Se solicita indicar el periodo anual del año representativo a fin de verificar los valores presentados con los de las publicaciones de OSINERGMIN.

Respuesta

El año representativo considerado es el año 2007.

Ello es indicado textualmente en el informe: Volumen 4 “Proyección de la Demanda de Energía”, numeral 6 “Estudio de Caracterización de la Demanda y de Proyección espacial de la carga”, página 10/14.

Es así que el archivo fuente para este estudio corresponde a los registros cada 15 minutos de los consumos de energía de cada alimentador (CÑ1, CÑ2, CÑ3, CÑ4, CÑ5 Y CÑ6) y de los 04 suministros del cliente Western Cotton de todo el año 2007, lo que se puede verificar en el libro “Cañete total 2007 CÑ-LN” del Anexo 4.3 “Caracterización de la demanda”.

Con respecto a la verificación de esta información respecto de las publicaciones de Osinergmin, podemos observar en la página 309 del Anuario Estadístico 2007 publicado por Osinergmin, en la hoja “Balance de energía de la actividad de distribución año 2007”, que en el caso de Edecañete, la línea “8. Energía entregada al Sistema de Distribución en MT y BT” señala 92.222 MWh, lo que es coincidente con lo registrado por el medidor Total 10 ubicado en la salida del transformador de la SET San Vicente. Ello puede verificarse sumando los registros divididos entre 4 de la columna L en la hoja “Energías” del libro “Cañete total 2007 CÑ-LN”.

Sin embargo para el estudio de caracterización de la carga lo más importante es la determinación de la forma de las curvas típicas de los consumos de cada segmento, por ello hemos trabajado primero con los consumos de cada alimentador, verificando que su suma (pulsos de la columna K divididos entre 4) resulta en 92.244 MWh. Dado que la diferencia con los registros del medidor Total 10 es mínima (error menor al 0,1%) se aceptan las mediciones de los alimentadores.

Adicionalmente, en la misma hoja ENERGIAS se realiza la consistencia, preparación y mejoramiento de la data hasta obtener el grado de desagregación deseado. Los pasos seguidos son:

Se retira los consumos del cliente Western Cotton de los correspondientes alimentadores desde los que se alimentan. Para ello previamente se han expandido las lecturas de los suministros de Western Cotton hasta la salida de la SET San Vicente 10 kV (SV10) utilizando el factor de pérdidas regulado 1,0154. El SUM40 se retira del CÑ3 mientras que la suma (SUM41, SUM42, SUM LIBRE) se retiran del CÑ4.

Obtenido el CÑ4 sin Western Cotton (columna Z) se observa una data atípica considerando que debe corresponder a una única SED con una carga menor a 60 kW.



Por ello se determina su curva típica particular en la hoja CÑ4: De la hoja ENERGÍAS se seleccionan los registros donde Western Cotton tiene una demanda menor a 50 kW. Y se copian los correspondientes registros del “CÑ4 sin Western Cotton”. Se entiende que en estos instantes la carga preponderante es el de la única SED por lo que se puede reflejar un adecuado y representativo perfil de carga, que se obtiene promediando los correspondientes pulsos en cada instante. El perfil de carga obtenido para un día se asume para todos los días en la columna CÑ4 SED XXX de la hoja ENERGIAS.

El CÑ3 se obtiene según el paso (a). El CÑ5 y CÑ6 se obtienen directamente pues no son afectados por Western Cotton.

En cuanto a los CÑ1 y CÑ2, debido a que desde las 14:00 horas del 13/02/2007 hasta las 15:00 horas del 05/05/2008, el medidor del CÑ2 ha registrado el consumo conjunto de ambos alimentadores, se ha procedido a separar dichos consumos en la hoja “CÑ1 CÑ2”. Para ello se ha determinado el promedio de la participación del CÑ1 respecto del (CÑ1 + CÑ2) en periodos de data representativa, obteniendo el porcentaje del CÑ1 cada 15 minutos. Este porcentaje (columna % CÑ1 de la hoja ENERGIAS) se aplica en el periodo de consumo conjunto para separar el CÑ1 del CÑ2, manteniéndose inalterable la suma de ambos.

Finalmente se presentan los resultados de cada alimentador sin Western Cotton desde las columnas AB hasta AG y el consumos de Western Cotton en la columna Y. La suma de todos ellos resulta en 91.824,251 MWh cantidad que difiere en 0,4% respecto del medidor Total 10, porcentaje despreciable por lo que se aceptan las curvas típicas determinadas para cada alimentador y para Western Cotton.

Con lo señalado demostramos la consistencia de la data con los registros oficiales del Osinergmin.

Nota: En el libro “Cañete total 2007 CÑ-LN” no se presentan las fórmulas para poder hacer manejable el archivo. El procedimiento seguido es el descrito en los párrafos anteriores.


Se ha verificado en el archivo “SISDIS DIC07.xls” la consistencia de la información de ventas de energía en comparación al archivo SICOM. Lo discutible es el tratamiento especial que la empresa aplica al cliente WESTERN COTTON, al asumir dicha carga como “usuario mayor”.

CLIENTES MAYORESSuministros del cliente Western Cotton

MES TODOSSuma de NTOENAC MWHCNOSIEL Tarifa 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007Sistema 5 - 2 SUM 28471 1918.18 11246.5 13120.3CAÑETE MT1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1918.18 11246.5 13120.3

SUM 40 1944.18 5169.67 6197.61 6096.58 6250.78 5492.7 5052.44 5662.12 6394.32 6765.96 6941.32SUM 41 3261.79 7976.6 8472.5 6667.79 7143.78 7403.28 9398.88 6973.12 7177.28SUM 42 1627.57 7382 8841.03 9884.36 8728.96 6794.67 9678.28

MT3 0 1944.18 5169.67 9459.39 14073.2 16350.9 19542.5 21037.3 22949.8 24522.2 20533.7 23796.9Total Sistema 5 - 2 0 1944.18 5169.67 9459.39 14073.2 16350.9 19542.5 21037.3 22949.8 26440.3 31780.2 36917.2

Por lo que esta demanda debe ser considerada en la data histórica de ventas de energía para usuarios menores (F-105), corrigiendo la información propuesta por ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia.. Observación Subsanada parcialmente



Observación 9.

La información del formato F-103 no se encuentra debidamente presentada.

El formulario F-103 debe contener información de las subestaciones por cada nivel de tensión, organizadas por los sistemas eléctricos que conforman un Área de Demanda. Considerando la jerarquía señalada, cada fila de información del formato F-103 debe contener información de una subestación específica referida, por un lado a la máxima demanda del sistema eléctrico al que pertenece y, por otro, a la energía del área de demanda al cual pertenece.

El factor FPHMS recaba la contribución de la SET a la hora de la máxima demanda del sistema eléctrico al cual pertenece. Por tanto, por cada sistema eléctrico, la sumatoria de los factores FPHMS debe ser igual a la unidad.

Del mismo modo, el factor FPMWHS recaba la contribución de la SET en la energía total del Área de demanda al cual pertenece. Por tanto, por cada Área de demanda, la sumatoria de los factores FPMWHS debe ser igual a la unidad.

Al respecto, se requiere que EDECAÑETE revise la información presentada en el formato F-103, de acuerdo con la precisión efectuada en la presente observación.

Respuesta

Con respecto a que en el formulario F-103 cada fila de información debe contener información de una subestación específica, debemos señalar que se ha consignado de esa manera pero separada por nivel de tensión, tal como se señala en la nota (1) del mismo formato, ya que la proyectada SET San Vicente tendrá salidas tanto en 10 kV como en 22,9 kV.

Con respecto al factor FPHMS, se ha corregido para indicar la participación de cada nivel de tensión en la demanda global del sistema eléctrico, en lo que a clientes menores se refiere. Sin embargo, para que la suma de estos factores resulte en la unidad, se deben considerar a todos los usuarios del correspondiente sistema, más aún cuando se trata de una única SET que los abastece como es el caso de Edecañete, debiéndose entonces considerar también al cliente mayor Western Cotton, con lo que resulta:

Cabe anotar, que sea como se interprete este factor, la aplicación del mismo siempre debe conducir al cálculo de potencias correctas, lo que hemos verificado en el modelo planteado.

Con respecto al factor FPMWHS, se ha completado considerando la participación que tiene en la energía total del área de demanda 7.


SET FPHMS San Vicente 10 kV 0,4192 San Vicente 22,9 kV 0,2970 Cliente Mayor Western Cotton 0,2837

TOTAL 1,0000



¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. ha complementado la información del cálculo del FPHMS y FPMWHS en el formato F-103 incluyendo la participación de la energía total suministrada en el área de demanda 7. Observación subsanada.

Observación 10.

No se presenta sustento de los valores históricos de ventas a Usuarios Menores.

Las ventas al mercado regulado informadas en el formato F-105 no coinciden con los valores publicados por OSINERGMIN en los Anuarios Estadísticos. Se solicita revisión y justificación o corrección de estos valores.

Respuesta

La información de ventas históricas consignadas en el formato F-105 provienen de la información oficial que Edecañete viene reportando mensualmente tanto a Osinergmin como a la Dirección General de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas, de acuerdo a la Resolución R.D. 011-95 EM/DGE (Aplicativos: SISDIS).

El archivo fuente, que hemos llamado “SISDIS DIC07” forma parte del informe de demanda, y cuenta con la información de ventas de energía por tarifas y por sistema eléctrico. En la última hoja llamada “Energía” se presenta ordenadamente cómo se ha trabajado la data:

• VENTA DE ENERGÍA MERCADO REGULADO: lo obtenido directamente de la Base de Datos del SISDIS, separando por sistema eléctrico los años 1996 y 1997: pues dichos años, los sistemas eléctricos Cañete y Lunahuaná conformaban un único sistema eléctrico y por tanto se reportaron como uno sólo. La separación se hacía necesario para proyectar las energías según sistema eléctrico.

• VENTA DE ENERGÍA MERCADO LIBRE: lo obtenido directamente de la Base de Datos del SISDIS

• VENTA DE ENERGÍA MERCADO LIBRE Y REGULADO: Suma de las datas de ambos mercados.

• CLIENTE MAYOR Suministros del cliente Western Cotton: Data histórica mensual de los consumos de los 04 suministros del cliente Western Cotton.

• VENTA DE ENERGÍA CLIENTES MENORES MERCADO LIBRE Y REGULADO: resulta de la sustracción de los consumos del cliente mayor Western Cotton, del cuadro de VENTA DE ENERGÍA MERCADO LIBRE Y REGULADO.

• PARA FORMULARIO F-105: agrupamiento de la data del cuadro anterior según lo requerido por el formulario F-105.

• PARA FORMULARIO F-108: agrupamiento de la data del cuadro anterior según lo requerido por el formulario F-108.

Como se puede observar no se ha modificado la data, sólo se ha agrupado de la manera apropiada según lo requerido por el formulario F-105.



Sin embargo, Osinergmin no precisa en su observación los casos en los que, según indica, no hay coincidencia con los valores publicados por Osinergmin en los anuarios estadísticos. Por tanto limita nuestra posibilidad de hacer un mayor análisis.

En todo caso la información que publica Osinergmin en sus anuarios debería cuadrar con la información de “VENTA DE ENERGÍA MERCADO LIBRE Y REGULADO” reportados en el SISDIS. Sin embargo hemos podido observar diferencias mínimas en el mercado regulado en algunos años (2002 y 2005), diferencias menores a 0,01% por lo que consideramos son irrelevantes, producto probablemente de redondeos, que no afectan en absoluto el estudio de demanda.

Por el contrario, en la información del mercado libre, de observa una diferencia sustancial el año 2005, y es debido a que en el anuario estadístico de Osinegmin existe la omisión de las ventas al mercado libre de diciembre de 2005: Dicha omisión no se da en los archivos SISDIS, tampoco se da en la información que mensualmente reporta Edecañete al Osinergmin en virtud de la Res.079-2004-OS/CD, referente a nuestro Cliente Libre vigente a diciembre de 2005.

Por todo lo indicado, se ha demostrado la consistencia de la data histórica.


La demanda del cliente libre WESTERN COTTON, como los de sus suministros regulados asociados, deben ser incluidos en los formatos F-105. Observación no subsanada.

Observación 11.

No se encuentra sustentada la distribución entre los sistemas eléctrico Cañete y Lunahuaná.

Por un lado, en el informe presentado se indica que el sistema Cañete pertenece al sector típico 2 y Lunahuaná al sector típico 4. Si se observa el diagrama unifilar contenido en la publicación “Distancias equivalentes y diagramas unifilares de transmisión secundaria de los sistemas de distribución eléctrica al 31/12/2006” las demandas Cañete y Lunahuaná toman su energía de la barra 10 kV de la SET San Vicente. Se requiere aclara cómo se distribuye la demanda de esta SET en estas dos demandas para incorporarles sus correspondientes niveles de pérdidas.

Por otro lado, se presenta también la barra 22,9 kV de la SET San Vicente. Si se observan los diagramas unifilares mencionados sólo figuran las barras de 10 kV y de 60 kV. Se solicita presentar una explicación que justifique este aspecto.

Respuesta

Como es sabido Edecañete tiene 2 sistemas eléctricos de distribución:

• El sistema Cañete, clasificado como sector típico 2, que actualmente es alimentado por 05 alimentadores: CÑ1, CÑ2, CÑ3, CÑ4 y CÑ5.

• El sistema Lunahuaná, clasificado como sector típico 4, que actualmente es alimentado por el alimentador CÑ6.

Si bien, a efectos de proyectar la demanda de energía se han proyectado ambos sistemas de manera independiente, eléctricamente no justifica su separación por este



criterio pues parten de la misma SET. Por ello es que a partir de los formularios F-110 hemos definido un sistema eléctrico único y conjunto llamado “Sistema Eléctrico Cañete Lunahuaná”.

Sin embargo, a efectos de poder dimensionar adecuadamente las características técnicas del transformador de la SET San Vicente, el criterio relevante de clasificación de la demanda es el nivel de tensión de alimentación.

Actualmente el transformador de la SET San Vicente es de relación 60/10 kV como se señala en el diagrama unificar mencionado, estando todos los alimentadores conectados a la barra de 10 kV.

Sin embargo, por necesidad de calidad de producto y suministro, se ha determinado la necesidad que una parte de la demanda sea atendida en 22,9 kV y otra parte en 10 kV (ver los archivos del Estudio de Flujos de potencia distribución año 2006), estableciéndose los siguientes objetivos:

• Las zonas que deben ser atendidas en 10 kV son las que actualmente son alimentadas por los alimentadores: CÑ1 y CÑ3.

• Las zonas que deben ser atendidas en 22,9 kV son las que actualmente son alimentadas por los alimentadores: CÑ2, CÑ4, CÑ5 y CÑ6.

Este cambio progresivo de nivel de tensión ya está en curso pues actualmente mientras no se tenga un transformador 60/22,9/10 kV en la SET San Vicente, se cuentan con transformadores elevadores de tensión dentro de la SET San Vicente:

• Es el caso de los alimentadores CÑ4 y CÑ6, que cuentan con sendos transformadores elevadores de 10/22,9 y de 10/20 respectivamente. Es por ello que desde su salida de la SET San Vicente están con una tensión de 22,9 y 20 kV respectivamente.

• El alimentador CÑ5 si bien sale con 10 kV de la SET San Vicente, luego de un recorrido de 15 km se eleva la tensión a 20 kV.

• El alimentador CÑ2 es el próximo a ser elevado en la tensión a 22,9 kV, lo que se realizará el año 2009-2010.

Entonces está claro que la situación actual de tener un transformador 60/10 kV en la SET San Vicente es transitoria, lo que cambiará el año 2010 cuando se concrete la incorporación del nuevo transformador 60/22,9/10 kV. Es por eso que el presente estudio hace hincapié en desagregar la demanda y su proyección entre estos niveles de tensión.

En cuanto al cálculo de los correspondientes niveles de pérdidas según sea sector típico 2 (sistema Cañete) o sector típico 4 (sistema Lunahuaná), se ha realizado de la siguiente manera: El formulario F-108 se ha disgregado en 3 partes:

• F-108 CÑ 10, que corresponde a las áreas del sistema Cañete a alimentar en 10 kV. Se han aplicado factores de pérdidas del sector típico 2.

• F-108 CÑ 22.9, que corresponde a las áreas del sistema Cañete a alimentar en 22,9 kV. Se han aplicado factores de pérdidas del sector típico 2.



• F-108 LN, que corresponde a las áreas del sistema Lunahuaná (a alimentar en 22,9 kV) se han aplicado factores de pérdidas del sector típico 4.

Los cálculos consolidados por nivel de tensión se presentan en el formulario F-110.


Se ha verificado que el formato F-110 muestra el consolidado de demanda por SET donde las pérdidas asignadas son las correspondientes a los sectores típicos 2 y 4. Pese a ello los resultados arrastran el tratamiento inadecuado de la carga del cliente libre WESTERN COTTON, Observación no subsanada

Observación 12.

No se encuentra debidamente sustentada la elección del modelo de proyección de demanda.

En el informe presentado se especifica que “para la elaboración de la propuesta tarifaria de EDECAÑETE se utilizará el resultado de la proyección agregada que se ha determinado con el método econométrico” pero no se presenta el resultado del modelo utilizado ni el análisis de los estadísticos descriptivos.

Respuesta

Para la proyección de la demanda, luego de evaluar varias alternativas, se ha utilizado la proyección desagregada determinada por el método econométrico; es decir, se han proyectado segmentos de mercado independientemente, siendo la demanda global la suma de las partes. Ello lo señalamos explícitamente en la página 4/9 del Volumen 1 “Resumen ejecutivo”, y en la página 9/14 del Volumen 4 “Proyección de la demanda de energía”.

En cuanto a los resultados del modelo y el análisis de los estadísticos descriptivos, se presentan ampliamente en el Volumen 4, Anexo 4.1 “Proyección de las Ventas de Energía de Edecañete – Método Econométrico”. Los resultados numéricos de muestran en el archivo “EDC 2008 base” del mismo anexo, en sus hojas “ESQUEMA” y “Proy Energía”


La NORMA TARIFAS establece que la proyección de demanda se debe tratar en forma global para el área de demanda o en este caso para el área de concesión correspondiente. Solo no es aplicable el método de tendencias cuando la información histórica con la que se cuenta es insuficiente. Respecto al modelo econométrico empleado, además del PBI nacional, EDECAÑETE no presenta un análisis de proyección de la demanda en función de otras variables independientes como la población o el número de clientes. (Numeral 7.2.3. de la NORMA TARIFAS)

EDECAÑETE debe complementar su estudio con los análisis indicados, puesto que cuenta con información para ello, ya que ha reportado al OSINERGMIN, para los anuarios estadísticos, información sobre el número de clientes y precio de la energía. Observación no Subsanada

Observación 13.



No se encuentra debidamente sustentada la utilización del PBI global de Perú, en vez del regional de Lima, para la estimación de los modelos.

El PBI que se utiliza para la estimación de los modelos es el global de Perú, elaborado por el INEI. Se considera más preciso utilizar el PBI de Lima que se encuentra también disponible en la información elaborada por el INEI.

Respuesta

Se utilizó el PBI nacional y no el del departamento de Lima porque se tiene mayor disponibilidad y acceso, además, la referencia es más directa por fuentes oficiales (BCRP e INEI). La contabilidad o medición del PBI departamental se actualiza con serios retrasos y está sujeta a constantes revisiones y/o variaciones. Mientras el PBI nacional del 2007 ya estaba disponible en febrero del 2008, los cálculos del PBI departamental se tienen datos preliminares entre agosto y octubre de 2008. Teniendo en cuenta que el estudio correspondiente a la propuesta tarifaria se inició a comienzos del presente año, si se hubiera optado por utilizar el PBI departamental, no se hubiera tenido disponible la cifra correspondiente a la del año 2007.

Asimismo, se debe considerar que la serie del PBI departamental no se encuentra actualizada en la misma base que la del PBI nacional, lo que genera diferencias de estructuras e índices. En este sentido, es más adecuado tomar la medición del PBI nacional.

Otro aspecto importante a considerar es que además, no existen proyecciones departamentales del PBI, ni oficiales ni de entidades privadas.

Por último, como se puede apreciar en el gráfico siguiente, ambas series tienden a crecer casi en la misma proporción. Así, la correlación entre ambas series es bastante elevada, ya que alcanza un R2 del 91% para todo el periodo (desde los años setentas); del 96% a partir de la década del ochenta; y, del 98% desde 1994, cuando la medición del PBI cambió del año base 1979 al año base 1994. De esta manera, el contenido de información de una es muy similar a la otra.

GRAFICO: PBI NACIONAL Y PBI LIMA (VAR %)

-20%

-15%

-10%

-5%

0%

5%

10%

15%

20%

1971

1973

1975

1977

1979

1981

1983

1985

1987

1989

1991

1993

1995

1997

1999

2001

2003

2005

NACIONAL

LIMA

FUENTE: INEI, APOYO, BCRP.



Por las razones expuestas anteriormente, EDECAÑETE optó por tomar el PBI nacional, por su mayor consistencia, reconocimiento y manejo.


Efectuándose un análisis de correlación entre ambas series para los 10 últimos años se alcanza un coeficiente de 94.7%, por lo que se da por aceptado el descargo de la empresa. Observación Subsanada Parcialmente

-4%

-2%

0%

2%

4%

6%

8%

10%

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

PBI NacionalPBI Lima

Observación 14.

No se encuentra debidamente sustentada la proyección de la variable explicativa clientes.

Los clientes se proyectan a la tasa de crecimiento del último año del periodo histórico. Se solicita justificar este criterio.

Respuesta

En lo que se refiere a los supuestos de crecimiento del número de abonados, el promedio de crecimiento del número de clientes en el ST2 ha sido 2.5% anual en los últimos 11 años, pero han habido años con disminución en el número de clientes. Por ello consideramos más apropiado considerar el crecimiento registrado el último año que fue 2.93%, como referente para la proyección de los siguientes años.

Siguiendo el mismo criterio en el ST4, el promedio de crecimiento del número de clientes ha sido 3.3% anual en los últimos 11 años, pero consideramos más apropiado el crecimiento registrado el último año que fue 3.46%, como referente para la proyección de los siguientes años.



Las diferencias en estos porcentajes son mínimas según el criterio escogido y no tienen mayor relevancia en el modelo de proyección planteado, pues la variable número de clientes no es relevante en el modelo.


Se da por aceptado el descargo de EDECAÑETE, considerando que el crecimiento global del número de clientes esta en el orden del 3% guardando relación con los promedios históricos. Observación Subsanada

Observación 15.

No coincide la información de sistemas eléctricos de los formatos de información base con los informados en los formaos para Usuarios Menores.

En los formatos de información base se presenta el Sistema Eléctrico Cañete Lunahuaná donde se encuentra la SET San Vicente en 22,9 kV y 10 kV. Por otro lado, los formatos de proyección de ventas a Usuarios Menores se presentan para Cañete 10 kV, Cañete 22,9 kV y Lunahuaná. En el caso de los formatos de proyección de demanda de energía se presentan los sistemas Cañete Lunahuaná 10 kV y 22,9 kV que se deduce son las barras de la SET San Vicente. Se solicita aclaración respecto al contenido de los formatos F-108 de proyección de ventas de energía.

Respuesta

Tal como lo mencionamos en la DESCARGO a la observación N° 11, el formulario F-108 se ha disgregado en los formularios “F-108 CÑ 10”, “F-108 CÑ 22.9” y “F-108 LN” para poder aplicar discriminadamente los factores de expansión de pérdidas, los que son diferentes según en sector típico.

Sin embargo, una vez que se consolida la información en el formulario F-110, únicamente se menciona al sistema Cañete Lunahuaná que engloba a todo Edecañete. Sin embargo, a efectos de determinar las proyecciones por nivel de tensión, se ha disgregado en la demanda en 10 kV y en 22,9 kV.


Se ha verificado que en el formato F-110 se muestre el consolidado de demanda por SE, donde las pérdidas asignadas son las correspondientes a los sectores típicos 2 y 4. Observación Subsanada

Observación 16.

No coincide demanda del Usuario Libre con los reportes mensuales de Clientes Libres y tampoco se presenta sustento para los FCP y FS.

En el formato F-115 se presenta un FS mayor a 1, valor que no coincide con la definición de FS, debiendo ser menor a 1.

Asimismo, la máxima demanda y la energía de los Usuarios Mayores no corresponden ala información remitida sobre el Mercado Libre de acuerdo con la Resolución OSINERGMIN N° 079-2004-OS/CD.

Respuesta



Con respecto al Factor de Simultaneidad (FS) del formato F-115 y F-101, debemos indicar que se ha detectado un error en el denominador de dicho factor, lo que se ha procedido a corregir.

Sin embargo, dado que este factor no es utilizado en el dimensionamiento de las instalaciones ni para el cálculo de la demanda, no se ha afectado el cálculo de los peajes propuestos.

Con respecto a la información remitida sobre el Mercado Libre de acuerdo con la Resolución OSINERGMIN N° 079-2004-OS/CD corresponde únicamente al SUM 28471 LIBRE de Western Cotton, mientras que como cliente mayor estamos considerando a la planta de producción de dicho cliente, que tiene 03 suministros regulados más el citado suministro libre. Los 4 suministros en conjunto constituyen en el único cliente mayor de Edecañete.

Detalles complementarios los explicamos en la DESCARGO a la observación N° 2.


Se verifica la corrección en el factor de simultaneidad pero persiste el error en la demanda del usuario libre, como se ha tratado anteriormente Subsanada Parcialmente

Observación 17.

No se ha presentado el sustento de la información presentada en los formatos para determinar el SER.

En el formato F-202, la empresa deberá justificar la potencia de los nuevos transformadores y la no utilización del transformador de 17,2 MVA.

En el formato F-203, la empresa deberá indicar las razones para adelantar la instalación de un nuevo transformador al año 2013. Cabe precisar que en el formato F-206 se indica el año 2014.

Respuesta

En el VOLUMEN 5 “Determinación del Sistema Eléctrico a Remunerar (SER)” se ha adicionado el Anexo “DETERMINACIÓN DE TRANSFORMADORES DE RESPALDO Y ANÁLISIS DE POTENCIA ÓPTIMA DE TRANSFORMADORES” que hace referencia al archivo Excel “Análisis Trafos.xls”, donde presentamos el sustento técnico para mantener sendos transformadores de respaldo tanto en la SET San Vicente como en la SET Cantera, motivo por el cual no se da de baja el transformador de 17,2 MVA de la SET San Vicente, y se adelanta la compra del transformador de la SET Cantera al año 2009.

En cuanto al formulario F-206, ha sido completado para mostrar, en cada alternativa, los cambios considerados dentro de los 05 años de evaluación tarifaria.


Edecañete no presenta los cálculos correspondientes para justificar la instalación de los transformadores en los años previstos para las SETs Cantera y San Vicente. Si tomamos en cuenta el formato F-202, la instalación del transformador en la SET Cantera sería necesario recién en el año 2013 y no el año 2012. Al respecto se



debería considerar los resultados de los flujos de carga para verificar las subestaciones que se encuentran sobrecargadas.

Por otro lado se puede verificar que el formato F-206 ha sido modificado conforme se le pidió. Observación subsanada parcialmente.

Observación 18.

No se ha presentado el sustento del número de celdas de los alimentadores en la Subestaciones.

EDECAÑETE deberá presentar el sustento del número de celdas de los alimentadores en las subestaciones, considerando para ello la capacidad de los transformadores.

Respuesta

En el volumen 5 “Determinación del Sistema Eléctrico a Remunerar (SER)”, en el anexo “EVOLUCIÓN DE LA DEMANDA POR AREAS GEOGRAFICAS – REQUERIMIENTOS DE DIMENSIONAMIENTO DE REDES”, que hace referencia al archivo Excel “Evolución de la demanda por sectores.xls”, en la hoja “Demanda por alimentador” hemos presentado el sustento del número de celdas de los alimentadores en la subestación San Vicente, que es la única desde la que parten los alimentadores.

El criterio de determinación de celdas de alimentadores ha sido según la capacidad de transporte de los alimentadores a los que inician según su nivel de tensión. Para ello se han utilizado los criterios de dimensionamiento de los alimentadores realizados en los estudios VAD 2005, análisis que hemos presentado en la hoja “VAD 2005”.

Este criterio asume la relación biunívoca entre las celdas de alimentadores y los alimentadores.

En este sentido, la determinación del número de celdas para alimentadores no depende de la capacidad del transformador sino más bien de la capacidad de los alimentadores.


Efectivamente en la ruta: “…\EDC_Final\BAS\SER\ Evolución de la demanda por sectores.xls”, se presenta el sustento del número de celdas de los alimentados en la subestación, sin embargo en el informe no se describe los criterios utilizados y/o la metodología aplicada. Observación subsanada parcialmente

Costos de Inversión

Observación 19.

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, EDECAÑETE debe actualizar los montos de inversión de los elementos que intervienen en el SER, de acuerdo con los módulos estándares vigentes establecidos mediante la Resolución OSINERGMIN N° 343-2008-OS/CD y sus modificatorias resoluciones OSINERGMIN N° 464-2008-OS/CD y OSINERGMIN N° 465-2008-OS/CD.

Respuesta






La empresa presento lo solicitado. Observación subsanada.


Observación 20.

Se requiere corregir el cálculo del COyM

Se requiere la corrección del cálculo del COyM teniendo presente que al aplicar los porcentajes fijados a la inversión, resulta el valor del COyM expresado a 12 meses posteriores a la entrada en operación de la nueva inversión.

Respuesta


En el Volumen 2: “Información general del Sistema Eléctrico a Remunerar y Formularios” se presentan los nuevos formatos F-401.



Observación 21.

Se requiere actualizar el cálculo del COyM

Además de la corrección requerida mediante la observación anterior, con base en las correcciones que se realicen en la determinación del SER y en la valorización de las inversiones, se requiere la actualización del cálculo del COyM.

Respuesta


En el Volumen 2 “Información general del Sistema Eléctrico a Remunerar y Formularios” se presentan los nuevos formatos F-401.



Determinación del CMA, Peajes, Compensaciones y Fórmulas de Actualización

Observación 22.

Los cálculos del CMA SSTD no se ciñen a lo establecido en la NORMA TARIFAS



EDECAÑETE realiza el cálculo del CMA SSTD en el archivo “05-Tarifas CÑ-LN.xls”. Al respecto, se debe observar que no se ha respetado la fórmula de cálculo del CMA a que se refiere la NORMA TARIFAS, ya que no se ha calculado el peaje para el nivel MAT.

Además, EDECAÑETE actualiza las ventas mensuales de energía del período agosto 2005/julio 2006 lo cual no es correcto. Al respecto, se requiere que EDECAÑETE corrija estos cálculos de acuerdo con el numeral 24.1 de la NORMA TARIFAS, donde el CMA se determina valorizando la energía por nivel de tensión del período agosto 2005/julio 2006 a las tarifas vigentes en cada etapa del proceso tarifario.

En la hoja “CMA(SST)”, la asignación del CMA SSTD a los distintos niveles de tensión se realiza por medio de porcentajes calculados en función de la suma de la Anualidad del CI + COyM, en lugar de hacerlo solamente en función de los costos de Inversión, de acuerdo a la metodología de la NORMA TARIFAS.

Se solicita subsanar los errores mencionados y ceñirse al procedimiento de cálculo estipulado por la NORMA TARIFAS.

Respuesta

Al respecto, cabe precisar que en el numeral 24.1 de la Norma Tarifas no indica explícitamente que para el cálculo del COSTO MEDIO ANUAL se debe considerar la SUMA ARITMETICA de las energías mensuales correspondientes al periodo Agosto 2005 / Julio 2006.

EL considerar la suma aritmética de las energías mensuales para el cálculo del CMA correspondiente al SSTD, no permite recuperar las inversiones que se realizan en la Transmisión, tal como se puede apreciar en el archivo “\\LDS_Final\BAS\Peajes\CMA_SST.xls”, en el cual se demuestra que para recuperar el CMA es necesario ACTUALIZAR las ventas mensuales de energía.

Lo indicado en el punto anterior también se sustenta con la metodología de cálculo de los Peajes, la cual considera el VALOR PRESENTE DE LAS DEMANDAS MENSUALES expresadas a fin de mes (Artículo 25.1 de la Norma Tarifas).


La empresa asume otro criterio para la aplicación de la formula general del numeral 24.1.3 de la NORMA TARIFAS, menciona que la demanda mensual de energía del periodo ago05-jul06 debe actualizarse a julio 2006. Además, pide se revise el sustento presentado por la empresa Luz del Sur debido a que determina de la misma manera. Observación no subsanada.

Observación 23.

Formatos incompletos

Con respecto a las altas y bajas de instalaciones, la empresa no completa los formatos, a pesar de incluir bajas en el CMA SSTD (en la hoja F-514). Tampoco presentan altas. Se solicita modificar y adjuntar los formatos necesarios de forma tal que se reflejen las altas y bajas en el CMA SSTD de acuerdo con lo estipulado por la NORMA TARIFAS.

Respuesta

Se está presentando el formato F-601 (Altas y Bajas) solicitado.




La empresa presenta lo solicitado. Observación subsanada.

Con relación al formato F-501, se informa que corresponde al promedio de los años 2005 a 2007. Al respecto, EDECAÑETE debe ceñirse a lo establecido en la NORMA TARIFAS, en el sentido que los valores consignados en este formato deben corresponder al año representativo

Respuesta

Las estacionalidades de las ventas de energía van cambiando año tras año, considerar el último año significa tomar el mismo comportamiento para los próximos cinco años (2008-2014); lo que en la práctica no es usual. Es por ese motivo que se considera más conveniente utilizar el promedio de los últimos tres años.


La empresa no se acoge a lo que se establece en la norma, sigue considerando la demanda de energía promedio de los años 2005, 2006 y 2007. Observación no Subsanada.

Con respecto al formato F-503, solamente se muestra lo correspondiente al año 2009. EDECAÑETE debe presentar este formato para cada año del período 2009-2018. Observación no subsanada,

Respuesta

Al respecto, el uso de las Tablas de Excel permiten optimizar los cálculos; si bien no se muestra la información anual, si se determina para el cálculo de los Factores de Pérdidas. Sin embargo, para cumplir con lo solicitado se ha completado los datos en la hoja auxiliar F-503_.


De la información remitida no se ubica la hoja auxiliar en mención. Observación no subsanada.

Con relación al Formato F-504, se requiere que EDECAÑETE presente los archivos fuente de los cálculos de flujos de potencia que sustentan los valores consignados en dicho formato.

Respuesta

Se está adjuntando los archivos utilizados en las simulaciones (formato Digsilent � dz) y los reportes respectivos en la carpeta Pérdidas, dentro de la carpeta Peajes. Además se está adjuntando una copia de los resultados del Flujo de Potencia. Esta información está como anexo del VOLUMEN 8 “Cálculo de los Factores de Pérdidas medias”.

Cabe señalar que los flujos calculados nos han servido a efectos del cálculo de la potencia; sin embargo, para efectos tarifarios no se han utilizado pues se está haciendo uso de un cálculo extendido para todo el área de demanda.




El titular presenta la información solicitada. Observación no subsanada.



Anexo D Instalaciones del SST, según validación de OSINERGMIN



TABLA D1: ELEMENTOS DEL SST CORRESPONDIENTE AL TITULAR LUZ DEL SUR


Miles de US$ (%) 1 Celdas Lineas_SE BALNEARIOS CE-060COU1C1IDBLI 138,69 0,1081% 2 Celdas Lineas_SE BALNEARIOS CE-060COU1C1IDBLI 138,69 0,1081% 3 Celdas Lineas_SE BALNEARIOS CE-060COU1C1IDBLI 138,69 0,1081% 4 Celdas Lineas_SE BALNEARIOS CE-060COU1C1IDBLI 138,69 0,1081% 5 Celdas Lineas_SE BALNEARIOS CE-060COU1C1IDBLI 138,69 0,1081% 6 Celdas Lineas_SE BALNEARIOS CE-060COU1C1ISBLI 124,88 0,0973% 7 Celdas Lineas_SE BALNEARIOS CE-060COU1C1ISBLI 124,88 0,0973% 8 Celdas Lineas_SE BALNEARIOS CE-060COU1C1ISBLI 124,88 0,0973% 9 Celdas Lineas_SE BALNEARIOS CE-060COU1C1ISBLI 124,88 0,0973% 10 Celdas Lineas_SE BALNEARIOS CE-220COU1C1EDBLI 343,30 0,2676% 11 Celdas Lineas_SE BALNEARIOS CE-220COU1C1EDBLI 343,30 0,2676% 12 Celdas Lineas_SE BARRANCO CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 13 Celdas Lineas_SE BARRANCO CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 14 Celdas Lineas_SE BUJAMA CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 15 Celdas Lineas_SE CHORRILLOS CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 16 Celdas Lineas_SE CHORRILLOS CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 17 Celdas Lineas_SE CHOSICA CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 18 Celdas Lineas_SE Deriv_Villa621 CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 19 Celdas Lineas_SE Deriv_Villa621 CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 20 Celdas Lineas_SE Derv_Bujam CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 21 Celdas Lineas_SE Derv_Bujam CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 22 Celdas Lineas_SE Derv_Inge609 CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 23 Celdas Lineas_SE Derv_Inge609 CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 24 Celdas Lineas_SE Derv_Inge610 CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 25 Celdas Lineas_SE Derv_Inge610 CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 26 Celdas Lineas_SE Derv_Inge613 CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 27 Celdas Lineas_SE Derv_Inge613 CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033%




Miles de US$ (%) 28 Celdas Lineas_SE Derv_Mont610 CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 29 Celdas Lineas_SE Derv_Mont610 CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 30 Celdas Lineas_SE Derv_Mont611 CE-060COU1C1EDBLI 166,70 0,1299% 31 Celdas Lineas_SE Derv_Mont611 CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 32 Celdas Lineas_SE Derv_Mont613 CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 33 Celdas Lineas_SE Derv_Mont613 CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 34 Celdas Lineas_SE Derv_Pacha620 CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 35 Celdas Lineas_SE Derv_Pacha620 CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 36 Celdas Lineas_SE Derv_Pacha621 CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 37 Celdas Lineas_SE Derv_Pacha621 CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 38 Celdas Lineas_SE Derv_Pacha622 CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 39 Celdas Lineas_SE Derv_Pacha622 CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 40 Celdas Lineas_SE Derv_Prade621 CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 41 Celdas Lineas_SE Derv_Prade621 CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 42 Celdas Lineas_SE Derv_Prade621 CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 43 Celdas Lineas_SE Derv_Prade624 CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 44 Celdas Lineas_SE Derv_Prade624 CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 45 Celdas Lineas_SE Derv_Prade624 CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 46 Celdas Lineas_SE Derv_Puente609 CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 47 Celdas Lineas_SE Derv_Puente609 CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 48 Celdas Lineas_SE Derv_Puente609 CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 49 Celdas Lineas_SE Derv_Puente610 CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 50 Celdas Lineas_SE Derv_Puente610 CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 51 Celdas Lineas_SE Derv_Puente610 CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 52 Celdas Lineas_SE Derv_SAnit657 CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 53 Celdas Lineas_SE Derv_SAnit657 CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 54 Celdas Lineas_SE Derv_SAnit658 CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 55 Celdas Lineas_SE Derv_SAnit658 CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 56 Celdas Lineas_SE Derv_SAnit659 CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033%




Miles de US$ (%) 57 Celdas Lineas_SE Derv_SAnit659 CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 58 Celdas Lineas_SE Derv_SBart CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 59 Celdas Lineas_SE Derv_SBart CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 60 Celdas Lineas_SE Derv_SMateo CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 61 Celdas Lineas_SE Derv_SMateo CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 62 Celdas Lineas_SE Derv_SMateo CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 63 Celdas Lineas_SE Derv_Villa619 CE-060COU1C1EDBLI 166,70 0,1299% 64 Celdas Lineas_SE Derv_Villa619 CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 65 Celdas Lineas_SE Derv_Villa620 CE-060COU1C1EDBLI 166,70 0,1299% 66 Celdas Lineas_SE Derv_Villa620 CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 67 Celdas Lineas_SE GALVEZ CE-060COU1C1IDBLI 138,69 0,1081% 68 Celdas Lineas_SE GALVEZ CE-060COU1C1IDBLI 138,69 0,1081% 69 Celdas Lineas_SE HUACHIPA CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 70 Celdas Lineas_SE HUACHIPA CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 71 Celdas Lineas_SE HUACHIPA CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 72 Celdas Lineas_SE HUACHIPA CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 73 Celdas Lineas_SE INGENIEROS CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 74 Celdas Lineas_SE INGENIEROS CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 75 Celdas Lineas_SE LA PLANICIE CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 76 Celdas Lineas_SE LA PLANICIE CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 77 Celdas Lineas_SE LIMATAMBO CE-060COU1C1IDBLI 138,69 0,1081% 78 Celdas Lineas_SE LIMATAMBO CE-060COU1C1IDBLI 138,69 0,1081% 79 Celdas Lineas_SE LIMATAMBO CE-060COU1C1ISBLI 124,88 0,0973% 80 Celdas Lineas_SE LIMATAMBO CE-060COU1C1ISBLI 124,88 0,0973% 81 Celdas Lineas_SE LIMATAMBO CE-060COU1C1ISBLI 124,88 0,0973% 82 Celdas Lineas_SE LURIN CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 83 Celdas Lineas_SE LURIN CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 84 Celdas Lineas_SE MONTERRICO CE-060COU1C1ISBLI 124,88 0,0973% 85 Celdas Lineas_SE MONTERRICO CE-060COU1C1ISBLI 124,88 0,0973%




Miles de US$ (%) 86 Celdas Lineas_SE NEYRA CE-060COU1C1IDBLI 138,69 0,1081% 87 Celdas Lineas_SE NEYRA CE-060COU1C1ISBLI 124,88 0,0973% 88 Celdas Lineas_SE NEYRA CE-060COU1C1ISBLI 124,88 0,0973% 89 Celdas Lineas_SE PACHACAMAC CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 90 Celdas Lineas_SE PACHACAMAC CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 91 Celdas Lineas_SE PRADERAS CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 92 Celdas Lineas_SE PRADERAS CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 93 Celdas Lineas_SE PUENTE CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 94 Celdas Lineas_SE PUENTE CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 95 Celdas Lineas_SE S. ROSA (LDS) CE-060COU1C1IDBLI 138,69 0,1081% 96 Celdas Lineas_SE S. ROSA (LDS) CE-060COU1C1IDBLI 138,69 0,1081% 97 Celdas Lineas_SE S. ROSA (LDS) CE-060COU1C1IDBLI 138,69 0,1081% 98 Celdas Lineas_SE S. ROSA (LDS) CE-060COU1C1IDBLI 138,69 0,1081% 99 Celdas Lineas_SE S.ROSA ANT LDS CE-060COU1C1IDBLI 138,69 0,1081% 100 Celdas Lineas_SE S.ROSA ANT LDS CE-060COU1C1IDBLI 138,69 0,1081% 101 Celdas Lineas_SE S.ROSA ANT LDS CE-060COU1C1IDBLI 138,69 0,1081% 102 Celdas Lineas_SE S.ROSA ANT LDS CE-060COU1C1IDBLI 138,69 0,1081% 103 Celdas Lineas_SE S.ROSA ANT LDS CE-060COU1C1IDBLI 138,69 0,1081% 104 Celdas Lineas_SE S.ROSA ANT LDS CE-060COU1C1IDBLI 138,69 0,1081% 105 Celdas Lineas_SE SALAMANCA CE-060COU1C1EDBLI 166,70 0,1299% 106 Celdas Lineas_SE SALAMANCA CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 107 Celdas Lineas_SE SAN BARTOLO CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 108 Celdas Lineas_SE SAN BARTOLO CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 109 Celdas Lineas_SE SAN BARTOLO CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 110 Celdas Lineas_SE SAN ISIDRO CE-060COU1C1ISBLI 124,88 0,0973% 111 Celdas Lineas_SE SAN ISIDRO CE-060COU1C1ISBLI 124,88 0,0973% 112 Celdas Lineas_SE SAN ISIDRO CE-060COU1C1ISBLI 124,88 0,0973% 113 Celdas Lineas_SE San Juan CE-060COU1C1EDBLI 166,70 0,1299% 114 Celdas Lineas_SE San Juan CE-060COU1C1EDBLI 166,70 0,1299%




Miles de US$ (%) 115 Celdas Lineas_SE San Juan CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 116 Celdas Lineas_SE San Juan CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 117 Celdas Lineas_SE San Juan CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 118 Celdas Lineas_SE San Juan CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 119 Celdas Lineas_SE San Juan CE-220COU1C1EDBLI 343,30 0,2676% 120 Celdas Lineas_SE San Juan CE-220COU1C1EDBLI 343,30 0,2676% 121 Celdas Lineas_SE San Mateo CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 122 Celdas Lineas_SE SANTA ANITA CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 123 Celdas Lineas_SE SANTA ANITA CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 124 Celdas Lineas_SE SURCO CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 125 Celdas Lineas_SE V. EL SALVADOR CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 126 Celdas Lineas_SE V. EL SALVADOR CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 127 Celdas Lineas_SE VILLA MARIA CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 128 Celdas Lineas_SE VILLA MARIA CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 129 Celdas Lineas_SE X_Inge609 CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 130 Celdas Lineas_SE X_Inge609 CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 131 Celdas Lineas_SE X_Inge613 CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 132 Celdas Lineas_SE X_Inge613 CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 133 Celdas Lineas_SE X_Prade2 CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 134 Celdas Lineas_SE X_Prade2 CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 135 Celdas Lineas_SE X_SAnit657 CE-060COU1C1EDBLI 166,70 0,1299% 136 Celdas Lineas_SE X_SAnit657 CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 137 Celdas Lineas_SE X_SAnit658 CE-060COU1C1EDBLI 166,70 0,1299% 138 Celdas Lineas_SE X_SAnit658 CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 139 Celdas Lineas_SE X_SRosaL609 CE-060COU1C1EDBLI 166,70 0,1299% 140 Celdas Lineas_SE X_SRosaL609 CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 141 Celdas Lineas_SE X_SRosaL610 CE-060COU1C1EDBLI 166,70 0,1299% 142 Celdas Lineas_SE X_SRosaL610 CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 143 Celdas Lineas_SE XBarranco1 CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033%




Miles de US$ (%) 144 Celdas Lineas_SE XBarranco1 CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 145 Celdas Lineas_SE XBarranco2 CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 146 Celdas Lineas_SE XBarranco2 CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,1033% 147 Celdas Trafos_SE BALNEARIOS CE-010COU1C1EDBTR 35,61 0,0278% 148 Celdas Trafos_SE BALNEARIOS CE-010COU1C1EDBTR 35,61 0,0278% 149 Celdas Trafos_SE BALNEARIOS CE-010COU1C1ESBTR 31,74 0,0247% 150 Celdas Trafos_SE BALNEARIOS CE-010COU1C1ESBTR 31,74 0,0247% 151 Celdas Trafos_SE BALNEARIOS CE-010COU1C1ESBTR 31,74 0,0247% 152 Celdas Trafos_SE BALNEARIOS CE-010COU1C1ESBTR 31,74 0,0247% 153 Celdas Trafos_SE BALNEARIOS CE-010COU1MCIDBTR 29,10 0,0227% 154 Celdas Trafos_SE BALNEARIOS CE-060COU1C1IDBTR 124,88 0,0973% 155 Celdas Trafos_SE BALNEARIOS CE-060COU1C1IDBTR 124,88 0,0973% 156 Celdas Trafos_SE BALNEARIOS CE-060COU1C1IDBTR 124,88 0,0973% 157 Celdas Trafos_SE BALNEARIOS CE-060COU1C1IDBTR 124,88 0,0973% 158 Celdas Trafos_SE BALNEARIOS CE-060COU1C1IDBTR 124,88 0,0973% 159 Celdas Trafos_SE BALNEARIOS CE-060COU1C1IDBTR 124,88 0,0973% 160 Celdas Trafos_SE BALNEARIOS CE-060COU1C1IDBTR 124,88 0,0973% 161 Celdas Trafos_SE BALNEARIOS CE-220COU1C1EDBTR 282,87 0,2205% 162 Celdas Trafos_SE BALNEARIOS CE-220COU1C1EDBTR 282,87 0,2205% 163 Celdas Trafos_SE BALNEARIOS CE-220COU1C1EDBTR 282,87 0,2205% 164 Celdas Trafos_SE BARRANCO CE-010COU1MCISBTR 29,15 0,0227% 165 Celdas Trafos_SE BARRANCO CE-010COU1MCISBTR 29,15 0,0227% 166 Celdas Trafos_SE BARRANCO CE-060COU1C1ESBTR 109,03 0,0850% 167 Celdas Trafos_SE BARRANCO CE-060COU1C1ESBTR 109,03 0,0850% 168 Celdas Trafos_SE BUJAMA CE-010COU1MCISBTR 29,15 0,0227% 169 Celdas Trafos_SE BUJAMA CE-023COU1MCISBTR 35,45 0,0276% 170 Celdas Trafos_SE BUJAMA CE-060COU1C1ESBTR 109,03 0,0850% 171 Celdas Trafos_SE CHORRILLOS CE-010COU1MCISBTR 29,15 0,0227% 172 Celdas Trafos_SE CHORRILLOS CE-010COU1MCISBTR 29,15 0,0227%




Miles de US$ (%) 173 Celdas Trafos_SE CHORRILLOS CE-023COU1MCISBTR 35,45 0,0276% 174 Celdas Trafos_SE CHORRILLOS CE-060COU1C1ESBTR 109,03 0,0850% 175 Celdas Trafos_SE CHORRILLOS CE-060COU1C1ESBTR 109,03 0,0850% 176 Celdas Trafos_SE CHOSICA CE-010COU1MCISBTR 29,15 0,0227% 177 Celdas Trafos_SE CHOSICA CE-060COU1C1ESBTR 109,03 0,0850% 178 Celdas Trafos_SE GALVEZ CE-010COU1MCIDBTR 29,10 0,0227% 179 Celdas Trafos_SE GALVEZ CE-010COU1MCIDBTR 29,10 0,0227% 180 Celdas Trafos_SE GALVEZ CE-023COU1MCISBTR 35,45 0,0276% 181 Celdas Trafos_SE GALVEZ CE-060COU1C1IDBTR 124,88 0,0973% 182 Celdas Trafos_SE GALVEZ CE-060COU1C1IDBTR 124,88 0,0973% 183 Celdas Trafos_SE HUACHIPA CE-010COU1MCISBTR 29,15 0,0227% 184 Celdas Trafos_SE HUACHIPA CE-060COU1C1ESBTR 109,03 0,0850% 185 Celdas Trafos_SE INGENIEROS CE-010COU1MCISBTR 29,15 0,0227% 186 Celdas Trafos_SE INGENIEROS CE-023COU1MCISBTR 35,45 0,0276% 187 Celdas Trafos_SE INGENIEROS CE-060COU1C2ESBTR 181,16 0,1412% 188 Celdas Trafos_SE LA PLANICIE CE-010COU1MCISBTR 29,15 0,0227% 189 Celdas Trafos_SE LA PLANICIE CE-010COU1MCISBTR 29,15 0,0227% 190 Celdas Trafos_SE LA PLANICIE CE-060COU1C1ESBTR 109,03 0,0850% 191 Celdas Trafos_SE LA PLANICIE CE-060COU1C1ESBTR 109,03 0,0850% 192 Celdas Trafos_SE LIMATAMBO CE-010COU1MCISBTR 29,15 0,0227% 193 Celdas Trafos_SE LIMATAMBO CE-010COU1MCISBTR 29,15 0,0227% 194 Celdas Trafos_SE LIMATAMBO CE-010COU1MCISBTR 29,15 0,0227% 195 Celdas Trafos_SE LIMATAMBO CE-023COU1C1ESBTR 43,10 0,0336% 196 Celdas Trafos_SE LIMATAMBO CE-023COU1C1ESBTR 43,10 0,0336% 197 Celdas Trafos_SE LIMATAMBO CE-060COU1C1ISBTR 111,02 0,0865% 198 Celdas Trafos_SE LIMATAMBO CE-060COU1C1ISBTR 111,02 0,0865% 199 Celdas Trafos_SE LIMATAMBO CE-060COU1C1ISBTR 111,02 0,0865% 200 Celdas Trafos_SE LURIN CE-010COU1MCISBTR 29,15 0,0227% 201 Celdas Trafos_SE LURIN CE-060COU1C2ESBTR 181,16 0,1412%




Miles de US$ (%) 202 Celdas Trafos_SE MONTERRICO CE-010COU1MCISBTR 29,15 0,0227% 203 Celdas Trafos_SE MONTERRICO CE-023COU1MCISBTR 35,45 0,0276% 204 Celdas Trafos_SE MONTERRICO CE-060COU1C1ISBTR 111,02 0,0865% 205 Celdas Trafos_SE NEYRA CE-010COU1MCISBTR 29,15 0,0227% 206 Celdas Trafos_SE NEYRA CE-010COU1MCISBTR 29,15 0,0227% 207 Celdas Trafos_SE NEYRA CE-010COU1MCISBTR 29,15 0,0227% 208 Celdas Trafos_SE NEYRA CE-060COU1C1ISBTR 111,02 0,0865% 209 Celdas Trafos_SE NEYRA CE-060COU1C1ISBTR 111,02 0,0865% 210 Celdas Trafos_SE NEYRA CE-060COU1C1ISBTR 111,02 0,0865% 211 Celdas Trafos_SE ÑAÑA CE-010COU1MCISBTR 29,15 0,0227% 212 Celdas Trafos_SE ÑAÑA CE-023COU1C1ESBTR 43,10 0,0336% 213 Celdas Trafos_SE ÑAÑA CE-060COU1C1ESBTR 109,03 0,0850% 214 Celdas Trafos_SE PACHACAMAC CE-010COU1MCISBTR 29,15 0,0227% 215 Celdas Trafos_SE PACHACAMAC CE-060COU1C1ESBTR 109,03 0,0850% 216 Celdas Trafos_SE PRADERAS CE-010COU1MCISBTR 29,15 0,0227% 217 Celdas Trafos_SE PRADERAS CE-023COU1MCISBTR 35,45 0,0276% 218 Celdas Trafos_SE PRADERAS CE-060COU1C1ESBTR 109,03 0,0850% 219 Celdas Trafos_SE PUENTE CE-010COU1MCISBTR 29,15 0,0227% 220 Celdas Trafos_SE PUENTE CE-010COU1MCISBTR 29,15 0,0227% 221 Celdas Trafos_SE PUENTE CE-010COU1MCISBTR 29,15 0,0227% 222 Celdas Trafos_SE PUENTE CE-060COU1C1ESBTR 109,03 0,0850% 223 Celdas Trafos_SE PUENTE CE-060COU1C1ESBTR 109,03 0,0850% 224 Celdas Trafos_SE PUENTE CE-060COU1C1ESBTR 109,03 0,0850% 225 Celdas Trafos_SE S. ROSA (LDS) CE-010COU1C1ESBTR 31,74 0,0247% 226 Celdas Trafos_SE S. ROSA (LDS) CE-010COU1C1ESBTR 31,74 0,0247% 227 Celdas Trafos_SE S. ROSA (LDS) CE-060COU1C1IDBTR 124,88 0,0973% 228 Celdas Trafos_SE S. ROSA (LDS) CE-060COU1C1IDBTR 124,88 0,0973% 229 Celdas Trafos_SE S. ROSA (LDS) CE-220COU1C1EDBTR 282,87 0,2205% 230 Celdas Trafos_SE S. ROSA (LDS) CE-220COU1C1EDBTR 282,87 0,2205%




Miles de US$ (%) 231 Celdas Trafos_SE SALAMANCA CE-010COU1MCISBTR 29,15 0,0227% 232 Celdas Trafos_SE SALAMANCA CE-010COU1MCISBTR 29,15 0,0227% 233 Celdas Trafos_SE SALAMANCA CE-060COU1C1ESBTR 109,03 0,0850% 234 Celdas Trafos_SE SALAMANCA CE-060COU1C1ESBTR 109,03 0,0850% 235 Celdas Trafos_SE SAN BARTOLO CE-010COU1MCISBTR 29,15 0,0227% 236 Celdas Trafos_SE SAN BARTOLO CE-060COU1C1ESBTR 109,03 0,0850% 237 Celdas Trafos_SE SAN ISIDRO CE-010COU1MCISBTR 29,15 0,0227% 238 Celdas Trafos_SE SAN ISIDRO CE-010COU1MCISBTR 29,15 0,0227% 239 Celdas Trafos_SE SAN ISIDRO CE-023COU1C1ESBTR 43,10 0,0336% 240 Celdas Trafos_SE SAN ISIDRO CE-023COU1MCISBTR 35,45 0,0276% 241 Celdas Trafos_SE SAN ISIDRO CE-060COU1C1ISBTR 111,02 0,0865% 242 Celdas Trafos_SE SAN ISIDRO CE-060COU1C1ISBTR 111,02 0,0865% 243 Celdas Trafos_SE San Juan CE-010COU1C1ESBTR 31,74 0,0247% 244 Celdas Trafos_SE San Juan CE-010COU1C1ESBTR 31,74 0,0247% 245 Celdas Trafos_SE San Juan CE-010COU1MCISBTR 29,15 0,0227% 246 Celdas Trafos_SE San Juan CE-060COU1C1EDBTR 140,14 0,1092% 247 Celdas Trafos_SE San Juan CE-060COU1C1EDBTR 140,14 0,1092% 248 Celdas Trafos_SE San Juan CE-060COU1C1EDBTR 140,14 0,1092% 249 Celdas Trafos_SE San Juan CE-220COU1C1ESBTR 216,06 0,1684% 250 Celdas Trafos_SE San Juan CE-220COU1C1ESBTR 216,06 0,1684% 251 Celdas Trafos_SE San Mateo CE-010SIU2C1ESBTR 35,81 0,0279% 252 Celdas Trafos_SE San Mateo CE-023SIU2C1ESBTR 47,99 0,0374% 253 Celdas Trafos_SE San Mateo CE-060SIU2C1ESBTR 128,70 0,1003% 254 Celdas Trafos_SE SANTA ANITA CE-010COU1MCISBTR 29,15 0,0227% 255 Celdas Trafos_SE SANTA ANITA CE-023COU1MCISBTR 35,45 0,0276% 256 Celdas Trafos_SE SANTA ANITA CE-060COU1C1ESBTR 109,03 0,0850% 257 Celdas Trafos_SE SANTA CLARA CE-010COU1MCISBTR 29,15 0,0227% 258 Celdas Trafos_SE SANTA CLARA CE-023COU1MCISBTR 35,45 0,0276% 259 Celdas Trafos_SE SANTA CLARA CE-060COU1C1ESBTR 109,03 0,0850%




Miles de US$ (%) 260 Celdas Trafos_SE SURCO CE-010SIU2MCISBTR 31,94 0,0249% 261 Celdas Trafos_SE SURCO CE-060SIU2C1ESBTR 128,70 0,1003% 262 Celdas Trafos_SE V. EL SALVADOR CE-010COU1MCISBTR 29,15 0,0227% 263 Celdas Trafos_SE V. EL SALVADOR CE-060COU1C1ESBTR 109,03 0,0850% 264 Celdas Trafos_SE VILLA MARIA CE-010COU1MCISBTR 29,15 0,0227% 265 Celdas Trafos_SE VILLA MARIA CE-010COU1MCISBTR 29,15 0,0227% 266 Celdas Trafos_SE VILLA MARIA CE-060COU1C1ESBTR 109,03 0,0850% 267 Celdas Trafos_SE VILLA MARIA CE-060COU1C1ESBTR 109,03 0,0850% 268 Linea de Transmisión LT-060COR0PMD0C1120A 633,13 0,4935% 269 Linea de Transmisión LT-060COR0PMD0C1120A 633,13 0,4935% 270 Linea de Transmisión LT-060COR0PMD0C1120A 1 368,52 1,0667% 271 Linea de Transmisión LT-060COR0PMS0C1120A 462,67 0,3606% 272 Linea de Transmisión LT-060COR0PMS0C1120A 116,31 0,0907% 273 Linea de Transmisión LT-060COU0ACD0C1120A 553,82 0,4317% 274 Linea de Transmisión LT-060COU0ACD0C1120A 553,82 0,4317% 275 Linea de Transmisión LT-060COU0ACD0C1120A 16,44 0,0128% 276 Linea de Transmisión LT-060COU0ACD0C1120A 16,44 0,0128% 277 Linea de Transmisión LT-060COU0ACD0C1120A 1 194,17 0,9308% 278 Linea de Transmisión LT-060COU0ACD0C1120A 1 194,17 0,9308% 279 Linea de Transmisión LT-060COU0ACD0C1400A 506,01 0,3944% 280 Linea de Transmisión LT-060COU0ACD0C1400A 531,88 0,4146% 281 Linea de Transmisión LT-060COU0ACD0C1400A 721,03 0,5620% 282 Linea de Transmisión LT-060COU0ACD0C1400A 964,50 0,7518% 283 Linea de Transmisión LT-060COU0ACD0C1400A 641,81 0,5003% 284 Linea de Transmisión LT-060COU0ACD0C1400A 294,23 0,2293% 285 Linea de Transmisión LT-060COU0ACD0C1400A 430,03 0,3352% 286 Linea de Transmisión LT-060COU0ACD0C1400A 430,03 0,3352% 287 Linea de Transmisión LT-060COU0ACD0C1400A 294,23 0,2293% 288 Linea de Transmisión LT-060COU0ACD0C1400A 506,01 0,3944%




Miles de US$ (%) 289 Linea de Transmisión LT-060COU0ACD0C1400A 295,85 0,2306% 290 Linea de Transmisión LT-060COU0ACD0C1400A 295,85 0,2306% 291 Linea de Transmisión LT-060COU0ACD0C1400A 236,03 0,1840% 292 Linea de Transmisión LT-060COU0ACD0C1400A 2 108,12 1,6432% 293 Linea de Transmisión LT-060COU0ACD0C1400A 1 120,34 0,8733% 294 Linea de Transmisión LT-060COU0ACD0C1400A 158,43 0,1235% 295 Linea de Transmisión LT-060COU0ACD0C1400A 4,85 0,0038% 296 Linea de Transmisión LT-060COU0ACD0C1400A 158,43 0,1235% 297 Linea de Transmisión LT-060COU0ACD0C1400A 4,85 0,0038% 298 Linea de Transmisión LT-060COU0ACD0C1400A 615,95 0,4801% 299 Linea de Transmisión LT-060COU0ACD0C1400A 717,80 0,5595% 300 Linea de Transmisión LT-060COU0ACD0C1400A 615,95 0,4801% 301 Linea de Transmisión LT-060COU0ACD0C1400A 6,47 0,0050% 302 Linea de Transmisión LT-060COU0ACD0C1400A 641,81 0,5003% 303 Linea de Transmisión LT-060COU0ACD0C1400A 531,88 0,4146% 304 Linea de Transmisión LT-060COU0ACD0C1400A 236,03 0,1840% 305 Linea de Transmisión LT-060COU0ACD0C1400A 717,80 0,5595% 306 Linea de Transmisión LT-060COU0ACD0C1400A 1 091,24 0,8506% 307 Linea de Transmisión LT-060COU0ACD0C1400A 1 091,24 0,8506% 308 Linea de Transmisión LT-060COU0ACD0C1400A 539,45 0,4205% 309 Linea de Transmisión LT-060COU0ACD0C1400A 602,17 0,4694% 310 Linea de Transmisión LT-060COU0ACD0C1400A 1 225,43 0,9552% 311 Linea de Transmisión LT-060COU0ACD0C1400A 1 225,43 0,9552% 312 Linea de Transmisión LT-060COU0ACD0C1400A 6,47 0,0050% 313 Linea de Transmisión LT-060COU0ACD0C1400A 1 002,33 0,7813% 314 Linea de Transmisión LT-060COU0ACD0C1400A 1 026,58 0,8002% 315 Linea de Transmisión LT-060COU0ACD0C1400A 1 026,58 0,8002% 316 Linea de Transmisión LT-060COU0ACD0C1400A 964,50 0,7518% 317 Linea de Transmisión LT-060COU0ACS0C1400A 426,12 0,3321%




Miles de US$ (%) 318 Linea de Transmisión LT-060COU0XXD0C3300S 3 336,92 2,6010% 319 Linea de Transmisión LT-060COU0XXD0C3300S 3 044,21 2,3728% 320 Linea de Transmisión LT-060COU0XXS0C3300S 1 295,84 1,0100% 321 Linea de Transmisión LT-060COU0XXS0C3300S 1 295,84 1,0100% 322 Linea de Transmisión LT-060COU0XXS0C3300S 136,62 0,1065% 323 Linea de Transmisión LT-060COU0XXS0C3300S 140,76 0,1097% 324 Linea de Transmisión LT-060COU0XXS0C3400S 1 787,39 1,3932% 325 Linea de Transmisión LT-060COU0XXS0C3400S 2 089,81 1,6289% 326 Linea de Transmisión LT-060COU0XXS0C3400S 135,41 0,1055% 327 Linea de Transmisión LT-060COU0XXS0C3400S 329,49 0,2568% 328 Linea de Transmisión LT-060COU0XXS0C3400S 329,49 0,2568% 329 Linea de Transmisión LT-060COU0XXS0C3400S 153,46 0,1196% 330 Linea de Transmisión LT-060COU0XXS0C3500S 2 296,04 1,7897% 331 Linea de Transmisión LT-060COU0XXS0C3500S 2 296,04 1,7897% 332 Linea de Transmisión LT-060COU0XXS0C3500S 2 154,67 1,6795% 333 Linea de Transmisión LT-060COU0XXS0C3500S 146,24 0,1140% 334 Linea de Transmisión LT-060COU0XXS0C3500S 389,99 0,3040% 335 Linea de Transmisión LT-060COU0XXS0C3500S 389,99 0,3040% 336 Linea de Transmisión LT-060SIR0TAS0C1120A 1 371,28 1,0689% 337 Linea de Transmisión LT-060SIR0TAS0C1120A 39,05 0,0304% 338 Linea de Transmisión LT-060SIR0TAS0C1120A 1 011,98 0,7888% 339 Linea de Transmisión LT-220COU0PAD0C1500A 2 321,36 1,8094% 340 Linea de Transmisión LT-220COU0PAD0C1500A 2 321,36 1,8094% 341 Transformador_SE BALNEARIOS TP-060010-025CO1I 536,21 0,4180% 342 Transformador_SE BALNEARIOS TP-060010-025CO1I 536,21 0,4180% 343 Transformador_SE BALNEARIOS TP-060010-025CO1I 536,21 0,4180% 344 Transformador_SE BALNEARIOS TP-060010-050CO1I 656,85 0,5120% 345 Transformador_SE BALNEARIOS TP-220060010-120CO1E 2 006,95 1,5643% 346 Transformador_SE BALNEARIOS TP-220060010-120CO1E 2 006,95 1,5643%




Miles de US$ (%) 347 Transformador_SE BALNEARIOS TP-220060010-120CO1E 2 006,95 1,5643% 348 Transformador_SE BARRANCO TP-060010-025CO1E 536,21 0,4180% 349 Transformador_SE BARRANCO TP-060010-025CO1E 536,21 0,4180% 350 Transformador_SE BUJAMA TP-060023010-025CO1E 637,22 0,4967% 351 Transformador_SE CHORRILLOS TP-060010-025CO1E 536,21 0,4180% 352 Transformador_SE CHORRILLOS TP-060023010-025CO1E 637,22 0,4967% 353 Transformador_SE CHOSICA TP-060010-025CO1E 536,21 0,4180% 354 Transformador_SE GALVEZ TP-060010-025CO1I 536,21 0,4180% 355 Transformador_SE GALVEZ TP-060023010-040CO1I 735,77 0,5735% 356 Transformador_SE HUACHIPA TP-060010-025CO1E 536,21 0,4213% 357 Transformador_SE INGENIEROS TP-060023010-040CO1E 735,77 0,5735% 358 Transformador_SE LA PLANICIE TP-060010-020CO1E 498,61 0,3886% 359 Transformador_SE LA PLANICIE TP-060010-025CO1E 536,21 0,4180% 360 Transformador_SE LIMATAMBO TP-060010-025CO1I 536,21 0,4180% 361 Transformador_SE LIMATAMBO TP-060023010-025CO1I 637,22 0,4967% 362 Transformador_SE LIMATAMBO TP-060023010-025CO1I 637,22 0,4967% 363 Transformador_SE LURIN TP-060010-020CO1E 498,61 0,3886% 364 Transformador_SE MONTERRICO TP-060023010-040CO1I 735,77 0,5735% 365 Transformador_SE NEYRA TP-060010-025CO1I 536,21 0,4180% 366 Transformador_SE NEYRA TP-060010-025CO1I 536,21 0,4180% 367 Transformador_SE NEYRA TP-060010-025CO1I 536,21 0,4180% 368 Transformador_SE ÑAÑA TP-060023010-025CO1E 637,22 0,4967% 369 Transformador_SE PACHACAMAC TP-060010-020CO1E 498,61 0,3886% 370 Transformador_SE PRADERAS TP-060023010-025CO1E 637,22 0,4967% 371 Transformador_SE PUENTE TP-060010-025CO1E 536,21 0,4180% 372 Transformador_SE PUENTE TP-060010-025CO1E 536,21 0,4180% 373 Transformador_SE PUENTE TP-060010-040CO1E 618,93 0,4824% 374 Transformador_SE S. ROSA (LDS) TP-220060010-085CO1E 1 722,90 1,3429% 375 Transformador_SE S. ROSA (LDS) TP-220060010-120CO1E 2 006,95 1,5643%




Miles de US$ (%) 376 Transformador_SE SALAMANCA TP-060010-025CO1E 536,21 0,4180% 377 Transformador_SE SALAMANCA TP-060010-025CO1E 536,21 0,4180% 378 Transformador_SE SAN BARTOLO TP-060010-015CO1E 448,87 0,3499% 379 Transformador_SE SAN ISIDRO TP-060023010-025CO1I 637,22 0,4967% 380 Transformador_SE SAN ISIDRO TP-060023010-040CO1I 735,77 0,5735% 381 Transformador_SE San Juan TP-060010-025CO1E 536,21 0,4180% 382 Transformador_SE San Juan TP-220060010-120CO1E 2 006,95 1,5643% 383 Transformador_SE San Juan TP-220060010-120CO1E 2 006,95 1,5643% 384 Transformador_SE San Mateo TP-060023010-015SI2E 543,37 0,4235% 385 Transformador_SE SANTA ANITA TP-060023010-040CO1E 735,77 0,5735% 386 Transformador_SE SANTA CLARA TP-060023010-025CO1E 637,22 0,4967% 387 Transformador_SE SURCO TP-060010-005SI2E 263,78 0,2056% 388 Transformador_SE V. EL SALVADOR TP-060010-025CO1E 536,21 0,4180% 389 Transformador_SE VILLA MARIA TP-060010-025CO1E 536,21 0,4180% 390 Transformador_SE VILLA MARIA TP-060010-025CO1E 536,21 0,4180%



TABLA D2: ELEMENTOS DEL SST CORRESPONDIENTE AL TITULAR EDECANETE


Miles de US$ (%) 1 Celdas Lineas_SE CANTERA CE-060COU1C1ESBLI 132,55 4,0907% 2 Celdas Lineas_SE SAN VICENTE CE-060COU1C1ESBLI 132,55 4,0907% 3 Celdas Trafos_SE CANTERA CE-010COU1C1ESBTR 31,74 0,9795% 4 Celdas Trafos_SE CANTERA CE-060COU1C1ESBTR 109,03 3,3649% 5 Celdas Trafos_SE CANTERA CE-220COU1C1ESBTR 216,06 6,6678% 6 Celdas Trafos_SE SAN VICENTE CE-010COU1MCISBTR 29,15 0,8996% 7 Celdas Trafos_SE SAN VICENTE CE-060COU1C1ESBTR 109,03 3,3649% 8 Linea de Transmisión LT-060COU0ACS0C1120A 471,57 14,5531% 9 Transformador_SE CANTERA TP-220060010-060CO1E 1 510,03 46,6012% 10 Transformador_SE SAN VICENTE TP-060010-020CO1E 498,61 15,3876%



TABLA D3: ELEMENTOS DEL SST CORRESPONDIENTE AL TITULAR EDEGEL


Miles de US$ (%) 1 Celdas Trafos_SE CAJAMARQUILLA CE-220COU1C1EDBTR 282,87 100,0000%



Anexo E Diagramas Unifilares del SER 2009-

2013-Según análisis de OSINERGMIN.



Baja y Alta Tensión / Nivel de Carga

U < 0.95 p.u.U > 1.05 p.u.Carga > 100. %

MEC CESEL


DIAGRAMA DE FLUJO DE POTENCIA

Formato: F-206 Area: 07

Año: 2009

Anexo:

NodosLinea-Linea [kV]

Ramas

Lado HV [MVA]Lado MV [MVA]

Alternativa 1

Nue

vo 1

80/1

80/6

0MV

ANuevo 20M

VA

R

Trafo Rotado deSET SAN BARTOLO

Nuevo 20M

VA

RGENERACION PREDOMINANTE EN EL AREA

ROTACIONES Y TRASLADO DE CARGA

ALTAS Y CAMBIOS EN TOPOLOGIA

Derv_BujamDerv_SBart

Derv_Mont610Derv_Inge610

Der

v_N

ana

Derv_SClara655

Derv_SClara656

X_S

Ani

t658

X_S

Ani

t657

Derv_Pacha622

X_Prade2

Der

v_P

acha

621

Derv_Villa619Derv_Villa620

Derv_Pacha620

X_S

Ros

aL60

9

X_S

Ros

aL61

0

Der

v_M

ont6

11

Derv_Mont613

X_I

nge6

13

Derv_Inge613

X_I

nge6

09

Derv_Puente609

Derv_SAnit659

Derv_SAnit657

Derv_Prade624

Derv_Prade621

Der

v_In

ge60

9

Deriv_Villa621

Derv_SMateo

Der

v_S

Ani

t658

Der

v_P

uent

e610

XB

arra

nco1

XB

arra

nco2

Diagrama unifilar

Derv_Lurin X_Prade1

AREA 072009

L-2095

L-2094

L-2093

cp Sta Rosa 02

1

cp Sta Rosa 01

1

180.0 ..180.0 ..

60.0 MVA

180.0 ..180.0 ..

60.0 MVA

180.0 ..180.0 ..

60.0 MVA0

2.0 km

2.0 km

G~Kallpa G2

202.0 ..

202.0 ..

0

G~Enersur G3

126.0 ..

126.0 ..

0

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

-6

40.0 MVA

40.0 MVA

0

0.2 km

14.3 km

26.5 km

25.0 MVA25.0 MVA25.0 MVA

25.0 MVA25.0 MVA25.0 MVA

25.0 MVA25.0 MVA25.0 MVA

0

25.0 MVA25.0 MVA15.0 MVA

25.0 MVA25.0 MVA15.0 MVA

25.0 MVA25.0 MVA15.0 MVA

0

0.7 km

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

-3 0.7 km

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

-2

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

-2

25.0 MVA25.0 MVA25.0 MVA

25.0 MVA25.0 MVA25.0 MVA

25.0 MVA25.0 MVA25.0 MVA

0

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

-5

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

-2

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

-6

16.1 km

16.1 km

1.8 km

1.8 km

49.8 km

49.8 km

49.8 km

49.8 km

4.5 km

4.5 km

4.4 km

4.4 km

13.8 km

13.8 km

13.8 km

13.8 km

0.3 km

0.3 km

6.0 km

6.0 km

G~Callah G3

G~Callah G2

G~Callah G1

20.0 MVA

20.0 MVA

20.0 MVA

20.0 MVA

20.0 MVA

20.0 MVA

4.0 km

4.0 km

3.1 km

3.1 km

17.2 MVA

17.2 MVA

-1

20.0 MVA20.0 MVA6.7 MVA

20.0 MVA20.0 MVA6.7 MVA

-1

82.3 km

82.3 km

4.1 km

4.1 km

1

0.2 km

0.2 km

3

1

0.0 km

2

6.9 km

1.5 km

6.4 km

6.4 km

12.2 km

12.2 km

7.6 km

7.6 km

6.4 km

6.4 km

12.2 km

12.2 km

7.6 km

7.6 km

20.7 km

0.8 km

0.0 km

1.5 km

6.8 km

6.8 km

12.5 MVA12.5 MVA4.2 MVA

12.5 MVA12.5 MVA4.2 MVA

12.5 MVA12.5 MVA4.2 MVA

-3

25.0 MVA25.0 MVA25.0 MVA

25.0 MVA25.0 MVA25.0 MVA

25.0 MVA25.0 MVA25.0 MVA

-4

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

-2

25.0 MVA25.0 MVA25.0 MVA

25.0 MVA25.0 MVA25.0 MVA

25.0 MVA25.0 MVA25.0 MVA 1

25.0 MVA25.0 MVA10.0 MVA

25.0 MVA25.0 MVA10.0 MVA

25.0 MVA25.0 MVA10.0 MVA

0

40.0 MVA30.0 MVA20.0 MVA

40.0 MVA30.0 MVA20.0 MVA

40.0 MVA30.0 MVA20.0 MVA

-6

25.0 MVA25.0 MVA10.0 MVA

25.0 MVA25.0 MVA10.0 MVA

25.0 MVA25.0 MVA10.0 MVA

-1

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

-4

0.6 km

0.6 km

25.0 MVA

25.0 MVA

0

25.0 MVA

25.0 MVA

0

25.0 MVA

25.0 MVA

1

25.0 MVA

25.0 MVA

3

25.0 MVA

25.0 MVA

3

5.0 MVA

5.0 MVA

3

17.2 MVA

17.2 MVA

-2

25.0 MVA

25.0 MVA

-2

25.0 MVA

25.0 MVA

1

25.0 MVA

25.0 MVA

0

40.0 MVA

40.0 MVA

-4

25.0 MVA

25.0 MVA

0

25.0 MVA

25.0 MVA

2

25.0 MVA

25.0 MVA

3

8.8 MVA

8.8 MVA

0

25.0 MVA

25.0 MVA

1

12.5 MVA

12.5 MVA

0

25.0 MVA

25.0 MVA

5

25.0 MVA

25.0 MVA

0

25.0 MVA

25.0 MVA

1

25.0 MVA

25.0 MVA

3

25.0 MVA

25.0 MVA

7

40.8 km

40.8 km

4.4 km

3.7 km

0.3 km

0.3 km

40.0 MVA30.0 MVA20.0 MVA

40.0 MVA30.0 MVA20.0 MVA

40.0 MVA30.0 MVA20.0 MVA

-5

3.1 km

3.1 km

G~Huin G1

85.0 MVA

85.0 MVA

0

62.0 km

62.0 km

62.0 km

62.0 km

26.4 km

26.4 km

26.4 km

26.4 km

G~SRosa G6

G~

SRosa G7

144.0 ..72.0 MVA72.0 MVA

144.0 ..72.0 MVA72.0 MVA

144.0 ..72.0 MVA72.0 MVA

0

140.0 ..

140.0 ..

0

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA1

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA1

17.2 MVA

17.2 MVA

0

G~Callah G4

44.1 MVA

44.1 MVA

-1

57.0 km

57.0 km

lod zzmoyo1

G~Moyop G1

30.0 MVA

30.0 MVA

-1

3.1 km

1.8 km

30.0 MVA

30.0 MVA

-1

6.2 km

12.3 km

G~Moyop G3

3.3 km

3.8 km

G~Moyop G2

3.8 km

4.4 km

8.5 km

8.5 km

0.0 km

1.8 km

1.8 km

0.8 km

85.0 MVA85.0 MVA28.3 MVA

85.0 MVA85.0 MVA28.3 MVA

85.0 MVA85.0 MVA28.3 MVA

2

8.5 km

8.5 km

109.8 km

109.8 km

2.0 km

2.0 km

G~Kallpa G1

202.0 ..

202.0 ..

0

G~Enersur G2

126.0 ..

126.0 ..

0

0.1 km

0.1 km

G~Ventan TV

0.0 km

4.4 km

25.0 MVA

25.0 MVA

0

49.8 km

49.8 km

0.8 km

25.0 MVA

25.0 MVA

0

7.9 km

7.9 km

25.0 MVA

25.0 MVA

0

G~Ventan G4

3

4.0 km

3

3

1

G~Enersur G1

126.0 ..

126.0 ..

0

0.1 km

0.1 km

25.0 MVA

25.0 MVA

0

1

28.1 km

156.0 ..

156.0 ..

2

1

22.4 MVA

22.4 MVA

0

G~Huamp G2

3.3 km

3.3 km

1

12.9 km

12.9 km

1

6.2 km

1

3.3 km

3.3 km

3.3 km

3.3 km

215.0 ..

215.0 ..

2

1

4.7 km

4.7 km

1

4.7 km

4.7 km

30.0 MVA

30.0 MVA

-1

82.4 km

82.4 km

12.3 km

G~Ventan G3

85.0 MVA

85.0 MVA

0

G~Huin G4

85.0 MVA

85.0 MVA

0

G~Huin G3

G~

Huin G2

85.0 MVA

85.0 MVA

0

215.0 ..

215.0 ..

2

11.1 km

11.1 km

1

1

10.6 km

10.6 km

1

1

1

0.3 km

0.3 km

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

1

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

1

9.8 km

9.8 km

9.8 km

9.8 km

1

44.0 km

44.0 km

4.5 km

4.5 km

46.3 km

46.3 km

SVS

60.0 MVA

60.0 MVA

0

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA0

10.6 km

10.6 km

180.0 ..180.0 ..

60.0 MVA

180.0 ..180.0 ..

60.0 MVA

180.0 ..180.0 ..

60.0 MVA0

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA0

3.1 km

G~Huamp G1

22.4 MVA

22.4 MVA

0

23.5 km

23.5 km

5.2 km

G~SRosa G5

8.0 km

8.0 km

50.0 MVA50.0 MVA30.0 MVA

50.0 MVA50.0 MVA30.0 MVA

50.0 MVA50.0 MVA30.0 MVA

10

220.0 kV

BAL10D

10.0 kV

16.5 kV16.0 kV

LURIN22.922.9 kV

CHORR22.922.9 kV

SET Chilca6060.0 kV

ChilcaREP220220.0 kV

SROSN60A60.0 kV

PUEN10A

10.0 kV

SROSAV60A

60.0 kV

ChilcaLDS220220.0 kV

220.0 kV

Chilca220

220.0 kV

LIMA60B60.0 kV

SISID60B

60.0 kV

SALAM60B60.0 kV

GALV60

60.0 kV

Desierto220220.0 kV

CALLA60A60.0 kV

CALLA60B

60.0 kV

CAÑET60

60.0 kV

CALL10C10.0 kV

CALL10B10.0 kV

CALL10A

10.0 kV

CAÑET1010.0 kV

CANTE10

10.0 kV

CANTE60

60.0 kV

CANTE220220.0 kV

EMUSA1010.0 kV

SCLAR23

23.0 kV

SANIT10

10.0 kV

SANIT2323.0 kV

MRICO10

10.0 kV

MRICO23

23.0 kV

SISDR10

10.0 kV

PRADE1010.0 kV

PRADE2323.0 kV

GALV2322.9 kV

SMATE1010.0 kV

SMATE2323.0 kV

INGEN10

10.0 kV

INGEN2323.0 kV

SCLAR10

10.0 kV

SISID2323.0 kV

PRAD6060.0 kV

SALA23

22.9 kV

BUJAM1010.0 kV

GALV10A

10.0 kV

BARR10A10.0 kV

SURCO1010.0 kV

NANA10 10.0 kV

CIEN1010.0 kV

PLAN10

10.0 kV

HCHIP10

10.0 kV

EP10

BAL10

SISID10

10.0 kV

NEYRA10A10.0 kV

LIMA10A

10.0 kV

SALA10A

10.0 kV

BUJAM22.922.9 kV

NANA2323.0 kV

SBART1010.0 kV

SJUAN10

10.0 kV

CHORR1010.0 kV

VMAR10A10.0 kV

LURI1010.0 kV

PACHA1010.0 kV

VSALV10

10.0 kV

CHOSI1010.0 kV

SURCO6060.0 kV

BUJAM6060.0 kV

SBART60

60.0 kV

CHORR6060.0 kV

ATOC60

60.0 kV

VMAR6060.0 kV

LURI6060.0 kV

PACHA6060.0 kV

VSALV60

60.0 kV

CHOSI6060.0 kV

PLAN60

60.0 kV

SCLAR6060.0 kV

SANIT6060.0 kV

HCHIP60

60.0 kV

HU

IN1

12.5 kV

HUIN220220.0 kV

SJNLS220220.0 kV

WESTING13.8 kV

SROS13B

13.8 kV

SROS13A

13.8 kV

10.0 kV10.0 kV

SMATE6060.0 kV

CALLAH8

8.0 kV

BAL23

22.9 kV

SJUAN23

22.9 kV

HCHIP2322.9 kV

NEYRA23

22.9 kV

MOYO110.0 kV

MOYO310.0 kV

MOYO210.0 kV

SET Chilca10

10.0 kV

16.5 kV16.0 kV

ROSA220220.0 kV

INGEN6060.0 kV

LIMA23A

22.9 kVLIMA23C

22.9 kV

16.0 kV

VEN

T-E

16.0 kV

BARR60

60.0 kV

MOYOP60

60.0 kV

SISID60A60.0 kV

LIMA6060.0 kV

HU

IN4

12.5 kV

HU

IN3

12.5 kV

HU

IN2

12.5 kV

IND220a220.0 kV

SJNETC6060.0 kV

VENT

_D

16.0 kV

SJN10A

10.0 kVS_JUAN1010.0 kV

SJN10B

10.0 kV

SJUAN6060.0 kV

VENT_C16.0 kV

SALAM6060.0 kV

NEYRA6060.0 kV

SVCBAL

7.3 kVBAL10C

10.0 kV

BAL10A

10.0 kV

BAL10B

10.0 kV

BAL220

220.0 kV

BAL6060.0 kV

VENT220220.0 kV

MRICO60

60.0 kV

PUENT60

60.0 kV

CHAVA220220.0 kV

HUAMP1010.0 kV

HUAMP6060.0 kV

NANA60.0 kV

DIg

SILE

NT




U < 0.95 p.u.U > 1.05 p.u.Carga > 100. %

MEC CESEL




Año: 2010

Anexo:


Ramas


Alternativa 1

Nuevo 20M

VA

R

trafo 120/120/40MV

A

Nuevo 20M

VA

R

Trafo 40MV

A

XLPE 1200mm2

Trafo 25MVARotado de Chorrillos

Trafo 25MVARotado de Villa Maria

Cam

bio

AA

AC

300

mm

2

Nue

vo L

ínea

AA

AC

300

mm

2

Cam

bio

AA

AC

300

mm

2

Linea:Moyopampa-Santa RosaAhoraMoyopampa-Huachipa

Nueva Línea AAAC 500mm2


Cam

bio

AA

AC

300

mm

2

Cam

bio

AA

AC

300

mm

2

Cambio Cable XLPE 1200mm2


AA

AC

300

mm

2

GENERACION PREDOMINANTE EN EL AREA



Nue

vo 1

80/1

80/6

0MV

A

AA

AC

300

mm

2

AA

AC

300

mm

2

Trafo 40MV

A

Trafo 40MV

A

Se transfiere 10% a SET LIMATAMBO

Nueva SET LIMATAMBO 220/60 kV

Se mantiene este tramo de cable por

criterio N-1

Trafo Rotadode Balnearios 120MVA

Traf

o 40

MV

A

Trafo 40MV

A

XLP

E 1

200m

m2

Nuevo C

able XLP

E 1200 m

m2

Cam

bio Cable X

LPE

1200 mm

2

XLP

E 1

200m

m2

Traslado de carga13.8% de SET LIMATAMBO15.9% de SET NEYRA39.8% de SET SAN ISIDRO

NuevaSET CORPAC

2 x 40 MVA

Nuevo Cable XLPE 800 mm2


Cam

bio Cable X

LPE

1200mm

2

Cam

bio Cable X

LPE

1200mm

2


Derv_Mont610

Derv_Inge610

Der

v_N

ana

Derv_SClara655

Derv_SClara656

X_S

Ani

t658

X_S

Ani

t657

Derv_Pacha622

X_Prade2

Der

v_P

acha

621


Derv_Pacha620

Der

v_M

ont6

11Derv_Mont613

X_I

nge6

13

Derv_Inge613

X_I

nge6

09

Derv_SAnit659

Derv_SAnit657

Derv_Prade624

Derv_Prade621

Derv_Inge609

Deriv_Villa621

Derv_SMateo

Der

v_S

Ani

t658

XB

arra

nco1

XB

arra

nco2

trafo 120/120/40MV

A

Diagrama Unifilar

Derv_Lurin X_Prade1

Nueva SET INDUSTRIALES 220/60 kV

Se transfiere 20% a SET INDUSTRIALES

AREA 072010

L-2095

L-2094

L-2093

39.8 km

G~Sta Rosa TG

140.0 ..

140.0 ..

0

58.0 km

25.0 MVA

25.0 MVA

-4

17.2 MVA

17.2 MVA

-3

28.3 km

28.3 km

40.0 MVA

40.0 MVA

0

40.0 MVA

40.0 MVA

0

40.0 MVA

40.0 MVA

0

cp Sta Rosa 02

1

cp Sta Rosa 01

1

4.7 km

4.7 km

3.1 km

25.0 MVA

25.0 MVA

0

25.0 MVA

25.0 MVA

3

8.0 km

8.0 km

0.7 km

0.7 km

0.7 km

0.7 km

lod LIMA10A

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

1

0.2 km

lod INDUST

12.4 km

12.4 km

12.4 km

12.4 km

14.0 km

14.0 km

14.0 km

14.0 km

180.0 ..180.0 ..

60.0 MVA

180.0 ..180.0 ..

60.0 MVA

180.0 ..180.0 ..

60.0 MVA1

40.0 MVA

40.0 MVA

0

2.0 km

2.0 km

202.0 ..

202.0 ..

0

G~Enersur G3

126.0 ..

126.0 ..

0

G~Kallpa G2

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

-5

40.0 MVA

40.0 MVA

3

0.2 km

14.3 km

26.5 km

2.0 km

2.0 km

25.0 MVA25.0 MVA25.0 MVA

25.0 MVA25.0 MVA25.0 MVA

25.0 MVA25.0 MVA25.0 MVA

0

25.0 MVA25.0 MVA15.0 MVA

25.0 MVA25.0 MVA15.0 MVA

25.0 MVA25.0 MVA15.0 MVA

0

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

-4

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

-2

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

-2

25.0 MVA25.0 MVA25.0 MVA

25.0 MVA25.0 MVA25.0 MVA

25.0 MVA25.0 MVA25.0 MVA

-2

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

-1

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

-2

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

-2

16.1 km

16.1 km

1.8 km

1.8 km

49.8 km

49.8 km

49.8 km

49.8 km

4.5 km

4.5 km

4.4 km

4.4 km

13.8 km

13.8 km

13.8 km

13.8 km

0.3 km

0.3 km

6.0 km

6.0 km

G~Callah G3

G~Callah G2

G~Callah G1

20.0 MVA

20.0 MVA

20.0 MVA

20.0 MVA

20.0 MVA

20.0 MVA

2.0 km

2.0 km

3.8 km

3.8 km

17.2 MVA

17.2 MVA

-2

20.0 MVA20.0 MVA6.7 MVA

20.0 MVA20.0 MVA6.7 MVA

-1

82.3 km

82.3 km

4.1 km

4.1 km

1

2.0 km

2.0 km

0.2 km

3

1

0.0 km

2

6.9 km

1.5 km

6.4 km

6.4 km

12.2 km

12.2 km

7.6 km

7.6 km

6.4 km

6.4 km

12.2 km

12.2 km

7.6 km

7.6 km

20.7 km

0.8 km

0.0 km

1.5 km

6.8 km

6.8 km

12.5 MVA12.5 MVA4.2 MVA

12.5 MVA12.5 MVA4.2 MVA

12.5 MVA12.5 MVA4.2 MVA

-3

25.0 MVA25.0 MVA25.0 MVA

25.0 MVA25.0 MVA25.0 MVA

25.0 MVA25.0 MVA25.0 MVA

-6

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

-4

25.0 MVA25.0 MVA25.0 MVA

25.0 MVA25.0 MVA25.0 MVA

25.0 MVA25.0 MVA25.0 MVA-1

25.0 MVA25.0 MVA10.0 MVA

25.0 MVA25.0 MVA10.0 MVA

25.0 MVA25.0 MVA10.0 MVA

0

40.0 MVA30.0 MVA20.0 MVA

40.0 MVA30.0 MVA20.0 MVA

40.0 MVA30.0 MVA20.0 MVA

0

25.0 MVA25.0 MVA10.0 MVA

25.0 MVA25.0 MVA10.0 MVA

25.0 MVA25.0 MVA10.0 MVA

-1

0.6 km

0.6 km

25.0 MVA

25.0 MVA

0

25.0 MVA

25.0 MVA

-2

25.0 MVA

25.0 MVA

2

25.0 MVA

25.0 MVA

0

40.0 MVA

40.0 MVA

0

25.0 MVA

25.0 MVA

3

7.5 km

7.5 km

5.0 MVA

5.0 MVA

0

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

2

25.0 MVA

25.0 MVA

-1 40.0 MVA

40.0 MVA

-2

25.0 MVA

25.0 MVA

-2

25.0 MVA

25.0 MVA

0

8.8 MVA

8.8 MVA

0

25.0 MVA

25.0 MVA

2

12.5 MVA

12.5 MVA

0

25.0 MVA

25.0 MVA

3

25.0 MVA

25.0 MVA

0

25.0 MVA

25.0 MVA

-3

25.0 MVA

25.0 MVA

0 25.0 MVA

25.0 MVA

7

40.8 km

40.8 km

4.4 km

3.7 km

0.3 km

0.3 km

40.0 MVA30.0 MVA20.0 MVA

40.0 MVA30.0 MVA20.0 MVA

40.0 MVA30.0 MVA20.0 MVA

-4

3.8 km

3.8 km

G~Huin G1

85.0 MVA

85.0 MVA

0

4.0 km

62.0 km

62.0 km

0.6 km

0.6 km

G~SRosa G6

G~

SRosa G7

144.0 ..72.0 MVA72.0 MVA

144.0 ..72.0 MVA72.0 MVA

144.0 ..72.0 MVA72.0 MVA

0

140.0 ..

140.0 ..

0

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA2

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA2

17.2 MVA

17.2 MVA

0

G~Callah G4

44.1 MVA

44.1 MVA

-1

57.0 km

57.0 km

lod zzmoyo1

G~Moyop G1

30.0 MVA

30.0 MVA

-1

1.8 km

30.0 MVA

30.0 MVA

-1

6.2 km

12.3 km

G~Moyop G3

3.3 km

3.8 km

G~Moyop G2

3.8 km

4.4 km

8.5 km

8.5 km

1.8 km

1.8 km

0.8 km

85.0 MVA85.0 MVA28.3 MVA

85.0 MVA85.0 MVA28.3 MVA

85.0 MVA85.0 MVA28.3 MVA

1

8.5 km

8.5 km

109.8 km

109.8 km

2.0 km

2.0 km

G~Kallpa G1

202.0 ..

202.0 ..

0

G~Enersur G2

126.0 ..

126.0 ..

0

0.1 km

0.1 km

G~Ventan TV

4.4 km

25.0 MVA

25.0 MVA

-4

49.8 km

49.8 km

0.8 km

25.0 MVA

25.0 MVA

0

7.9 km

7.9 km

25.0 MVA

25.0 MVA

0

G~Ventan G4

3

4.0 km

3

3

1

G~Enersur G1

126.0 ..

126.0 ..

0

0.1 km

0.1 km

-5 1

28.1 km

156.0 ..

156.0 ..

2

1

22.4 MVA

22.4 MVA

0

G~Huamp G2

3.3 km

3.3 km

1

12.9 km

12.9 km

1

6.2 km

1

3.3 km

3.3 km

3.3 km

3.3 km

215.0 ..

215.0 ..

2

1

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

-3

1

4.7 km

4.7 km

30.0 MVA

30.0 MVA

-1

82.4 km

82.4 km

12.3 km

0.6 km

0.6 km

G~Ventan G3

85.0 MVA

85.0 MVA

0

G~Huin G4

85.0 MVA

85.0 MVA

0

G~Huin G3

G~

Huin G2

85.0 MVA

85.0 MVA

0

215.0 ..

215.0 ..

2

11.1 km

11.1 km

1

1

10.6 km

10.6 km

1

1

1

0.3 km

0.3 km

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

1

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

1

9.8 km

9.8 km

9.8 km

9.8 km

1

44.0 km

44.0 km

4.5 km

4.5 km

28.6 km

28.6 km

SVS

60.0 MVA

60.0 MVA

0

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

1

10.6 km

10.6 km

180.0 ..180.0 ..

60.0 MVA

180.0 ..180.0 ..

60.0 MVA

180.0 ..180.0 ..

60.0 MVA1

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA1

3.1 km

G~Huamp G1

22.4 MVA

22.4 MVA

0

23.5 km

23.5 km

5.2 km

G~SRosa G5

8.0 km

8.0 km

50.0 MVA50.0 MVA30.0 MVA

50.0 MVA50.0 MVA30.0 MVA

50.0 MVA50.0 MVA30.0 MVA

10

ZARAT220220.0 kV

INDUST220220.0 kV

WESTING13.8 kV

LIMAT10A

10.0 kV

BAL10D

10.0 kV

INDUST60

60.0 kV

INDUS10A

10.0 kV

LIMAT6060.0 kV

CORPAC10A10.0 kV

CORPAC60A60.0 kV

Kal

lpa2

20 220.0 kV

16.5 kV16.0 kV

LURIN22.922.9 kV

CHORR22.922.9 kV

SET Chilca6060.0 kV


SROSN60A60.0 kV

PUEN10A

10.0 kV

SROSAV60A

60.0 kV


Kal

lpa2

20 220.0 kV

Chilca220

220.0 kV

LIMA60B60.0 kV

SISID60B

60.0 kV

SALAM60B60.0 kV

GALV60

60.0 kV

Desierto220220.0 kV

CALLA60A60.0 kV

CALLA60B

60.0 kV

CAÑET60

60.0 kV

CALL10C10.0 kV

CALL10B10.0 kV

CALL10A

10.0 kV

CAÑET1010.0 kV

CANTE10

10.0 kV

CANTE60

60.0 kV

CANTE220220.0 kV

EMUSA1010.0 kV

SCLAR23

23.0 kV

SANIT10

10.0 kV

SANIT2323.0 kV

MRICO10

10.0 kV

MRICO23

23.0 kV

SISDR10

10.0 kV

PRADE1010.0 kV

PRADE2323.0 kV

GALV2322.9 kV

SMATE1010.0 kV

SMATE2323.0 kV

INGEN10

10.0 kV

INGEN2323.0 kV

SCLAR10

10.0 kV

SISID2323.0 kV

PRAD6060.0 kV

LIMAT220220.0 kV

SALA23

22.9 kV

BUJAM1010.0 kV

GALV10A10.0 kV

BARR10A10.0 kV

SURCO1010.0 kV

NANA1010.0 kV

CIEN1010.0 kV

PLAN10

10.0 kV

HCHIP10

10.0 kV

EP10

BAL10

SISID10

10.0 kV

NEYRA10A10.0 kV

LIMA10A

10.0 kV

SALA10A

10.0 kV

BUJAM22.922.9 kV

NANA2323.0 kV

SBART1010.0 kV

SJUAN10

10.0 kV

CHORR1010.0 kV

VMAR10A10.0 kV

LURI10 10.0 kV

PACHA1010.0 kV

VSALV10

10.0 kV

CHOSI1010.0 kV

SURCO6060.0 kV

BUJAM6060.0 kV

SBART60

60.0 kV

CHORR6060.0 kV

ATOC60

60.0 kV

VMAR6060.0 kV

LURI6060.0 kV

PACHA6060.0 kV

VSALV60

60.0 kV

CHOSI6060.0 kV

PLAN60

60.0 kV

SCLAR6060.0 kV

SANIT6060.0 kV

HCHIP60

60.0 kV

HU

IN1

12.5 kV

HUIN220220.0 kV

SJNLS220220.0 kV

WESTING13.8 kV

SROS13B

13.8 kV

SROS13A

13.8 kV

10.0 kV10.0 kV

SMATE6060.0 kV

CALLAH8

8.0 kV

BAL23

22.9 kV

SJUAN23

22.9 kV

HCHIP2322.9 kV

NEYRA23

22.9 kV

MOYO110.0 kV

MOYO310.0 kV

MOYO210.0 kV

SET Chilca10

10.0 kV

16.5 kV16.0 kV

ROSA220220.0 kV

INGEN6060.0 kV

LIMA23A

22.9 kVLIMA23C

22.9 kV

16.0 kV

VEN

T-E

16.0 kV

BARR60

60.0 kV

MOYOP60

60.0 kV

SISID60A

60.0 kV

LIMA6060.0 kV

HU

IN4

12.5 kV

HU

IN3

12.5 kV

HU

IN2

12.5 kV

IND220a220.0 kV

SJNETC6060.0 kV

VENT

_D

16.0 kV

SJN10A


SJN10B

10.0 kV

SJUAN6060.0 kV

VENT_C16.0 kV

SALAM6060.0 kV

NEYRA6060.0 kV

SVCBAL

7.3 kV

BAL10C

10.0 kV

BAL10A

10.0 kV

BAL10B

10.0 kV

BAL220

220.0 kV

BAL6060.0 kV

VENT220220.0 kV

MRICO60

60.0 kV

PUENT60

60.0 kV

CHAVA220220.0 kV

HUAMP1010.0 kV

HUAMP6060.0 kVNANA

60.0 kV

DIg

SILE

NT




U < 0.95 p.u.U > 1.05 p.u.Carga > 100. %

MEC CESEL




Año: 2011

Anexo:


Ramas


TR2 R

ESERVA 25M

VA

TR2 R

ESERVA 25M

VA

Nuevo 50/50/20M

VA




Nueva SET ZARATE 60/10 kV

Nueva SET ZARATE 220/60 kV

Se transfiere 10% a SET Industriales

Se transfiere cargaSET Santa Rosa 37%

SET Canto Grande 10%

Alternativa 1

trafo

120

/120

/40

MVA

TR2

RES

ERVA

25M

VA

Se transfiere carga deSET Chavarria 35%

SET Tacna 15%

Nueva SET UNI 60/10 kV

Nuevo 20M

VARN

uevo

20M

VAR

XMar

anga

B

Nue

vo C

able

XLPE

400

mm

2

Nuevo CableXLPE 800mm2


Nue

vo C

able

XLPE

120

0mm

2

nuev

o tra

fo 1

20/1

20/4

0 M

VA

nuev

o tra

fo 1

20/1

20/4

0 M

VA

Nue

vo C

able

XLPE

120

0mm

2

Nue

vo tr

afo

40 M

VA

Se transfiere cargaSET Mirones 15%SET Pando 15%SET Tacna 20%

Nueva SET COLONIAL 60/10 kV

Nueva SET COLONIAL 220/60 kV

trafo

40M

VA

Trafo 25MVARotado deMaranga

Nuevo Línea AAAC

300mm

2

Nuevo Línea AAAC 300mm2

Nuevo CableXLPE-220kV 1200mm2

Nuevo CableXLPE-220kV 1200mm2

Nuevo 120/120/40M

VA

Trafo Rotadode Sta Rosa 120MVA

nuev

o tra

fo 1

20/1

20/4

0 M

VA

Trafo Rotadode Barsi 85MVA

Trafo Rotadode Sta Rosa 85MVA

trafo

40

MVA

Trafo 25MVARotado de

Santa Rosa

XPan

doM

XP

ando

B

XMar

anga

B

XBar

si

XMar

anga

P

XSm

aria

BXM

aran

gaM

XPer

shin

g

XSm

aria

XBar

siB

Doble Terna

Derv Barsi

XTo

mas

Val

le

CHSR-II22CHSR-I22

DSUPE66

X_Ba

rsi1

X_Ba

rsi2

Trafo 25MVARotado deChavarria



trafo

40

MVA



Nue

vo L

ínea

AAA

C 3

00m

m2

Nue

vo L

ínea

AAA

C 3

00m

m2


Nuevo Línea AAAC

300mm

2

Nuevo Línea AAAC

300mm

2

AREA 062011

Diagrama Unifilar

25.0 MVA

25.0 MVA

1

25.0 MVA

25.0 MVA

-2

50.0 MVA50.0 MVA20.0 MVA

50.0 MVA50.0 MVA20.0 MVA

50.0 MVA50.0 MVA20.0 MVA

-3

G~Sta Rosa TG

1.0 km

1.0 km

25.0 MVA

25.0 MVA

0

25.0 MVA

25.0 MVA

0

6.0 MVA

6.0 MVA

0

6.0 MVA

6.0 MVA

0

8.0 km

8.0 km

5.0 km

5.0 km

1.0 km

40.0 MVA

40.0 MVA

1

5.0 km

5.0 km

1.0 km

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

2

1.0 km

2.3 km

40.0 MVA

40.0 MVA

0

2.0 km

1

1

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

2

3.5 km

3.5 km

3.5 km

3.5 km

2.5 km

2.5 km

2.5 km

2.5 km

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

2

40.0 MVA

40.0 MVA

-1

6.4 km

6.4 km

6.4 km

6.4 km

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

1

25.0 MVA

25.0 MVA

0

25.0 MVA

25.0 MVA

2

25.0 MVA

25.0 MVA

-1

25.0 MVA

25.0 MVA

0

22.5 km

22.5 km

G~Matuc G2

G~

Matuc G1

160.0 ..80.0 MVA80.0 MVA

160.0 ..80.0 MVA80.0 MVA

160.0 ..80.0 MVA80.0 MVA

0

lod e_oquen60

lod ..

180.0 ..180.0 ..

60.0 MVA

180.0 ..180.0 ..

60.0 MVA

180.0 ..180.0 ..

60.0 MVA

2

1.5 km

1.5 km

1.5 km

1.5 km

1.0 km

1.0 km

1

2

1

7.8 km

14.8 km

G~Callah G3

G~Callah G2

G~Callah G1

20.0 MVA

20.0 MVA

20.0 MVA

20.0 MVA

20.0 MVA

20.0 MVA

G~SRosHI G2

G~

SRosHI G1

1.3 MVA

1.3 MVA

1

1.3 MVA

1.3 MVA

1

15.0 km

17.2 MVA

17.2 MVA

4

2

2

2

4

2

2

2

4

2

2

2

1

1

2

2

1

1.9 km

1.9 km

1.9 km

1.9 km

4.0 km

4.0 km

0.6 km

0.4 km

3.7 km

0.4 km

4.7 km

1.9 km

1.0 km

3.8 km

3.8 km

1.0 km

34.9 km

34.9 km

5.8 km

5.8 km

5.6 km

5.6 km

40.0 MVA

40.0 MVA

0

2.0 km

2.0 km

2.0 km

2.0 km

0.9 km

7.5 km

7.5 km

3.7 km

6.2 km

6.2 km

18.5 km

18.5 km

9.0 MVA9.0 MVA2.5 MVA



-1

13.5 km

13.5 km

30.0 MVA30.0 MVA10.0 MVA

30.0 MVA30.0 MVA10.0 MVA

30.0 MVA30.0 MVA10.0 MVA

-3

14.1 km

14.1 km

42.4 km

42.4 km

3.9 km

3.9 km

25.0 MVA

25.0 MVA

2

25.0 MVA

25.0 MVA

2

37.8 km

2

1

17.0 MVA

17.0 MVA

-1

8.3 km

8.3 km

6.9 km

6.9 km

1.5 km

1.5 km

7.0 km

7.0 km

5.6 km

5.6 km

25.0 MVA

25.0 MVA

-4

17.2 MVA

17.2 MVA

-4

25.0 MVA

25.0 MVA

0

25.0 MVA

25.0 MVA

-1

25.0 MVA

25.0 MVA

0

140.0 ..

140.0 ..

0

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA1

25.0 MVA

25.0 MVA

0

25.0 MVA

25.0 MVA

0

25.0 MVA

25.0 MVA

0

25.0 MVA

25.0 MVA

0

25.0 MVA

25.0 MVA

0

25.0 MVA

25.0 MVA

0

25.0 MVA

25.0 MVA

-3

25.0 MVA

25.0 MVA

0

17.2 MVA

17.2 MVA

0

25.0 MVA

25.0 MVA

0

25.0 MVA

25.0 MVA

0

25.0 MVA

25.0 MVA

0

25.0 MVA

25.0 MVA

0

25.0 MVA

25.0 MVA

0

25.0 MVA

25.0 MVA

1

58.0 km

58.0 km

25.0 MVA

25.0 MVA

0

25.0 MVA

25.0 MVA

1 25.0 MVA

25.0 MVA

0

1.0 km

25.0 MVA

25.0 MVA

0

8.8 MVA

8.8 MVA

-3

4.5 km

81.0 MVA

81.0 MVA

0

4.0 km

4.0 km

25.0 MVA

25.0 MVA

-1

25.0 MVA

25.0 MVA

-1

25.0 MVA

25.0 MVA

0

25.0 MVA

25.0 MVA

0

25.0 MVA

25.0 MVA

0

1.6 km

25.0 MVA

25.0 MVA

1

25.0 MVA

25.0 MVA

2

25.0 MVA

25.0 MVA

0

2.0 km

2.0 km

25.0 MVA

25.0 MVA

0

25.0 MVA

25.0 MVA

0

25.0 MVA

25.0 MVA

0

25.0 MVA

25.0 MVA

1

25.0 MVA

25.0 MVA

0

25.0 MVA

25.0 MVA

-3

25.0 MVA

25.0 MVA

-3

25.0 MVA

25.0 MVA

0

16.7 km

4.9 km

4.9 km

4.2 km

4.2 km




0

80.8 km

80.8 km

12.0 MVA

12.0 MVA

-1

12.0 MVA

12.0 MVA

-1

3.0 MVA

3.0 MVA

0

65.0 MVA50.0 MVA15.0 MVA

65.0 MVA50.0 MVA15.0 MVA

65.0 MVA50.0 MVA15.0 MVA

4

4.0 km

4.0 km

62.0 km

62.0 km

39.8 km

38.8 km

38.8 km

G~Huin G3

0.2 km

0.2 km

25.0 MVA

25.0 MVA

3

1

25.0 MVA

25.0 MVA

3

36.4 km

36.4 km

G~Callah G4

12.9 km

12.9 km

44.1 MVA

44.1 MVA

-1

21.4 km

21.4 km

55.4 km

55.4 km

30.0 MVA30.0 MVA10.0 MVA

30.0 MVA30.0 MVA10.0 MVA

30.0 MVA30.0 MVA10.0 MVA

-6

18.0 km

18.0 km

G~SRosa G6

G~

SRosa G5

G~

SRosa G7

144.0 ..72.0 MVA72.0 MVA

144.0 ..72.0 MVA72.0 MVA

144.0 ..72.0 MVA72.0 MVA

0

140.0 ..

140.0 ..

0

32.5 km

32.5 km

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

1

lod zzmoyo1

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

2

G~Moyop G1

30.0 MVA

30.0 MVA

-1

30.0 MVA

30.0 MVA

-1

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

1

85.0 MVA85.0 MVA28.3 MVA

85.0 MVA85.0 MVA28.3 MVA

85.0 MVA85.0 MVA28.3 MVA

1

SVS

lod e_smari60

40.0 MVA

40.0 MVA

G~Ventan G4

G~Moyop G3

215.0 ..

215.0 ..

2

5.4 km

1

1

8.5 km

8.5 km

G~Cahua G2

8.5 km

8.5 km

18.0 km

18.0 km

4.0 km

25.0 MVA

25.0 MVA

3

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

2

25.0 MVA

25.0 MVA

3

9.8 km

9.8 km

0.6 km

4.5 km

4.5 km

30.0 MVA

30.0 MVA

-1

G~Ventan TV

156.0 ..

156.0 ..

2

1.9 km

2.3 km

1.0 km

1.0 km

2

2

G~Moyop G2

5.1 km

1

2.0 km

159.5 km

159.5 km

85.0 MVA

85.0 MVA

0

G~Huin G4

85.0 MVA

85.0 MVA

0

27.5 MVA

27.5 MVA

0

G~Huin G2

85.0 MVA

85.0 MVA

0

G~Ventan G3

0.6 km

1.0 km

85.0 MVA85.0 MVA28.3 MVA

85.0 MVA85.0 MVA28.3 MVA

85.0 MVA85.0 MVA28.3 MVA

1

4.5 km

215.0 ..

215.0 ..

2

103.9 km

103.9 km

11.1 km

11.1 km

G~Huin G1

10.6 km

10.6 km

85.0 MVA

85.0 MVA

0

55.6 km

55.6 km

85.0 MVA85.0 MVA28.3 MVA

85.0 MVA85.0 MVA28.3 MVA

85.0 MVA85.0 MVA28.3 MVA

1

180.0 ..180.0 ..

60.0 MVA

180.0 ..180.0 ..

60.0 MVA

180.0 ..180.0 ..

60.0 MVA

1

27.6 MVA

27.6 MVA

0

27.6 MVA

27.6 MVA

0

10.6 km

10.6 km

27.5 MVA

27.5 MVA

-1

63.4 km

63.4 km

63.4 km

63.4 km

9.4 km

9.4 km

G~Cahua G1

HUACH10B10.0 kV

ZAPA10B10.0 kV

ZARAT220220.0 kV

WESTING13.8 kV

ZARA1010.0 kV

ZARAT6060.0 kV

ZARAT10A10.0 kV

ZAPA10A10.0 kV

ZAPA6060.0 kV

UNI60

60.0 kV

ZARAT10B10.0 kV

COLO10B10.0 kV

COLO10A10.0 kV

COLO220

220.0 kV

COLO1010.0 kV

COLO60

60.0 kV

UNI1010.0 kV

MAT220220.0 kV

MAT12B12.5 kV

MAT12A12.5 kV

Chillon6060.0 kV

SROSV60B60.0 kV

Chillon220220.0 kV

SROSN60B60.0 kV

MEPSA

60.0 kV

CALLA60A60.0 kV

CALLA60B

60.0 kV

CALL10C10.0 kV

CALL10B10.0 kV

CALL10A

10.0 kV

CHSR-II2.3 kV

CHSR-I2.3 kV

ZAPALL10

10.0 kV

PAMPI60

60.0 kV

ANDA1010.0 kV

ANDA2323.0 kV

ANDA6666.0 kV

HUACH1010.0 kV

HCHO1010.0 kV

ANCON1010.0 kV

OQUEN1010.0 kV

REFZN30B

30.0 kV

CHAVA1010.0 kV

TVALLE1010.0 kV

REFZN3030.0 kV

MEPSA1010.0 kV

JICA1010.0 kVCANTO10

10.0 kV

TACN1010.0 kV

PPIED1010.0 kV

HUARL1010.0 kV

BARSI1010.0 kV

INDUS1010.0 kV

CAUDI1010.0 kV

MIRON10

10.0 kV

SMARI1010.0 kV

MARAN10

10.0 kV

PERSH10

10.0 kV

PANDO10

10.0 kV

VENTA1010.0 kV

CHAN1010.0 kV

INFAN1010.0 kV

NARA1010.0 kV

CHAN6060.0 kV

HUARAL6060.0 kV

ANCON6060.0 kV

OQUEN6060.0 kV

TVALLE6060.0 kV

PPIED6060.0 kV

SUPE1010.0 kV

CAUDI6060.0 kV

INDUS6060.0 kV

MIRON60 60.0 kV

SMARI6060.0 kV

MARAN6060.0 kV

PERSH6060.0 kV

PANDO6060.0 kV

VENTA6060.0 kV

INFAN6060.0 kV

NARA6060.0 kV

SUPE6666.0 kV

ZAPALL6060.0 kV

HCHO6666.0 kVHUALM66

66.0 kV

HUARM1010.0 kV

HUARM2323.0 kV

HUARM6666.0 kV

PANTA134.2 kV

9OCT1313.8 kV

PANTA6666.0 kV

9OCT6666.0 kV

PAN10

10.0 kV

PAN66

66.0 kV

PANU66

66.0 kV

PANU138138.0 kV

PANU220

220.0 kV

VENT220220.0 kV

HU

IN1

12.5 kV

HUIN220220.0 kV

HU

IN3

12.5 kV

SROS1010.0 kV

Chillon10A

10.0 kV

CALLAH8

8.0 kV

REFZN220220.0 kV

WESTING13.8 kV

SROS13B

13.8 kV

SROS13A

13.8 kV

10.0 kV10.0 kV

BARS10C10.0 kV

BARS10A10.0 kV

BARSI60 60.0 kV

BARS10B10.0 kV

SVCCHAV4.9 kV

BARSI220220.0 kV

CHAV10C10.0 kV

CHAV10D10.0 kV

ROSA220220.0 kV

CALLA220

220.0 kV

CHAV10E10.0 kV

VEN

T-E

16.0 kV

MOYO110.0 kV

MOYOP60

60.0 kV

JICA6060.0 kV

CANTO60

60.0 kV

MOYO310.0 kV

CHAVA6060.0 kV

MOYO210.0 kV

HU

IN4

12.5 kV

ZAPA220

220.0 kV

HU

IN2

12.5 kV

VEN

T_D

16.0 kV

VENT_C16.0 kV

HCHO220220.0 kV

TACN6060.0 kV

CAHUA210.2 kV

CAHUA110.2 kV

P_EXIS

13.8 kV

CAHUA138138.0 kV

PARAM138138.0 kV

CHAVA220220.0 kV

DIg

SILE

NT




U < 0.95 p.u.U > 1.05 p.u.Carga > 100. %

MEC CESEL




Año: 2012

Anexo:


Ramas


Alternativa 1

Trafo Rotadode San Juan 120MVA

Traf

o 18

0/18

0/60

MV

A

Nuevo 20M

VA

R

Nuevo 20M

VA

R

AAAC 300mm2

Trafo 40/40/40MV

A

AAAC 300mm2

AA

AC

300mm

2

AA

AC

300mm

2

Trafo 25MVARotado deVilla Maria

trafo

40

MV

A

Se transfiere 10% a SET LIMATAMBO

trafo

40

MV

A

Cam

bio

AA

AC

300

mm

2

Nue

vo L

ínea

AA

AC

300

mm

2

Cam

bio

AA

AC

300

mm

2

Linea:Moyopampa-Santa RosaAhoraMoyopampa-Huachipa



Cam

bio

AA

AC

300

mm

2

Cam

bio

AA

AC

300

mm

2



AA

AC

300

mm

2




Nue

vo 1

80/1

80/6

0MV

A

trafo

40

MV

A

AA

AC

300

mm

2

AA

AC

300

mm

2

Trafo Rotadode Balnearios 120MVA

trafo

40

MV

A

Nueva SETLIMATAMBO 220/60 kV

Nueva SETINDUSTRIALES 220/60 kV

XLPE 1200mm2

Trafo 25MVARotado deSalamanca

Trafo 25MVARotado deChorrillos

Trafo 120/120/40MV

A

Se mantiene estetramo de cable por

criterio N-1

Trafo 120/120/40MV

A

Nue

vo T

rafo

40M

VA

Nue

vo T

rafo

40M

VA

XLP

E 1

200m

m2

Nuevo C

able XLP

E 1200 m

m2

Cam

bio Cable X

LPE

1200 mm

2

XLP

E 1

200m

m2

Traslado de carga13.8% de SET LIMATAMBO15.9% de SET NEYRA39.8% de SET SAN ISIDRO

NuevaSET CORPAC

2 x 40 MVA



Cam

bio

Cab

le X

LPE

120

0mm

2

Cam

bio

Cab

le X

LPE

120

0mm

2


Derv_Mont610

Derv_Inge610

Der

v_N

ana

Derv_SClara655

Derv_SClara656

X_S

Ani

t658

X_S

Ani

t657

Derv_Pacha622

X_Prade2

Der

v_P

acha

621


Derv_Pacha620

Der

v_M

ont6

11

Derv_Mont613

X_I

nge6

13

Derv_Inge613

X_I

nge6

09

Derv_SAnit659

Derv_SAnit657

Derv_Prade624

Derv_Prade621

Derv_Inge609

Deriv_Villa621

Derv_SMateo

Der

v_S

Ani

t658

XB

arra

nco1

XB

arra

nco2

Diagrama Unifilar

Derv_Lurin X_Prade1

AREA 072012

Se transfiere 20% a SET INDUSTRIALES

L-2095

L-2094

L-2093

180.0 ..180.0 ..

60.0 MVA

180.0 ..180.0 ..

60.0 MVA

180.0 ..180.0 ..

60.0 MVA

1

40.0 MVA

40.0 MVA

0

40.0 MVA

40.0 MVA

0

cp Sta Rosa 02

1

cp Sta Rosa 01

1

39.8 km

G~Sta Rosa TG

140.0 ..

140.0 ..

0

58.0 km

25.0 MVA

25.0 MVA

-6

17.2 MVA

17.2 MVA

-3

28.3 km

28.3 km

3.1 km

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

-1

40.0 MVA

40.0 MVA

1

40.0 MVA

40.0 MVA

0

8.0 km

8.0 km

0.7 km

0.7 km

0.7 km

0.7 km

lod LIMA10A

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA1

0.2 km

lod INDUST

12.4 km

12.4 km

12.4 km

12.4 km

14.0 km

14.0 km

14.0 km

14.0 km

180.0 ..180.0 ..

60.0 MVA

180.0 ..180.0 ..

60.0 MVA

180.0 ..180.0 ..

60.0 MVA0

40.0 MVA

40.0 MVA

0

2.0 km

2.0 km

202.0 ..

202.0 ..

0

G~Enersur G3

126.0 ..

126.0 ..

0

G~Kallpa G2

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

-2

40.0 MVA

40.0 MVA

3

0.2 km

14.3 km

26.5 km

2.0 km

2.0 km

25.0 MVA25.0 MVA25.0 MVA

25.0 MVA25.0 MVA25.0 MVA

25.0 MVA25.0 MVA25.0 MVA

-2

25.0 MVA25.0 MVA15.0 MVA

25.0 MVA25.0 MVA15.0 MVA

25.0 MVA25.0 MVA15.0 MVA

-1

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

0

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

-3

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

-3

25.0 MVA25.0 MVA25.0 MVA

25.0 MVA25.0 MVA25.0 MVA

25.0 MVA25.0 MVA25.0 MVA

-4

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

-3

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

-2

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

-2

16.1 km

1.8 km

49.8 km

49.8 km

49.8 km

49.8 km

4.5 km

4.5 km

4.4 km

4.4 km

13.8 km

13.8 km

13.8 km

13.8 km

0.3 km

0.3 km

6.0 km

6.0 km

G~Callah G3

G~Callah G2

G~Callah G1

20.0 MVA

20.0 MVA

20.0 MVA

20.0 MVA

20.0 MVA

20.0 MVA

2.0 km

2.0 km

3.8 km

3.8 km

17.2 MVA

17.2 MVA

-2

20.0 MVA20.0 MVA6.7 MVA

20.0 MVA20.0 MVA6.7 MVA

-1

82.3 km

82.3 km

4.1 km

4.1 km

1

2.0 km

2.0 km

0.2 km

3

1

0.0 km

2

6.9 km

1.5 km

6.4 km

6.4 km

12.2 km

12.2 km

7.6 km

7.6 km

6.4 km

6.4 km

12.2 km

12.2 km

7.6 km

7.6 km

20.7 km

0.8 km

0.0 km

1.5 km

6.8 km

6.8 km

12.5 MVA12.5 MVA4.2 MVA

12.5 MVA12.5 MVA4.2 MVA

12.5 MVA12.5 MVA4.2 MVA

-3

25.0 MVA25.0 MVA25.0 MVA

25.0 MVA25.0 MVA25.0 MVA

25.0 MVA25.0 MVA25.0 MVA

-5

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

-4

25.0 MVA25.0 MVA10.0 MVA

25.0 MVA25.0 MVA10.0 MVA

25.0 MVA25.0 MVA10.0 MVA

-1

40.0 MVA30.0 MVA20.0 MVA

40.0 MVA30.0 MVA20.0 MVA

40.0 MVA30.0 MVA20.0 MVA

-2

25.0 MVA25.0 MVA10.0 MVA

25.0 MVA25.0 MVA10.0 MVA

25.0 MVA25.0 MVA10.0 MVA

-5

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

40.0 MVA40.0 MVA40.0 MVA

-3

0.6 km

0.6 km

25.0 MVA

25.0 MVA

-1

25.0 MVA

25.0 MVA

-1

25.0 MVA

25.0 MVA

1

25.0 MVA

25.0 MVA

-1

40.0 MVA

40.0 MVA

0

25.0 MVA

25.0 MVA

1

7.5 km

7.5 km

5.0 MVA

5.0 MVA

0

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

2

25.0 MVA

25.0 MVA

-1

25.0 MVA

25.0 MVA

-1

40.0 MVA

40.0 MVA

-4

25.0 MVA

25.0 MVA

-1

25.0 MVA

25.0 MVA

3

25.0 MVA

25.0 MVA

0

8.8 MVA

8.8 MVA

-1

25.0 MVA

25.0 MVA

1

12.5 MVA

12.5 MVA

-1

25.0 MVA

25.0 MVA

2

25.0 MVA

25.0 MVA

-3

25.0 MVA

25.0 MVA

-3

25.0 MVA

25.0 MVA

-1 25.0 MVA

25.0 MVA

7

40.8 km

40.8 km

4.4 km

3.7 km

0.3 km

0.3 km

40.0 MVA30.0 MVA20.0 MVA

40.0 MVA30.0 MVA20.0 MVA

40.0 MVA30.0 MVA20.0 MVA

-4

3.8 km

3.8 km

G~Huin G1

85.0 MVA

85.0 MVA

0

4.0 km

62.0 km

62.0 km

0.6 km

0.6 km

G~SRosa G6

G~

SRosa G7

144.0 ..72.0 MVA72.0 MVA

144.0 ..72.0 MVA72.0 MVA

144.0 ..72.0 MVA72.0 MVA

0

140.0 ..

140.0 ..

0

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA1

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA2

17.2 MVA

17.2 MVA

-1

G~Callah G4

44.1 MVA

44.1 MVA

-1

57.0 km

57.0 km

lod zzmoyo1

G~Moyop G1

30.0 MVA

30.0 MVA

-1

1.8 km

30.0 MVA

30.0 MVA

-1

6.2 km

12.3 km

G~Moyop G3

3.3 km

3.8 km

G~Moyop G2

3.8 km

4.4 km

8.5 km

8.5 km

1.8 km

1.8 km

0.8 km

85.0 MVA85.0 MVA28.3 MVA

85.0 MVA85.0 MVA28.3 MVA

85.0 MVA85.0 MVA28.3 MVA

1

8.5 km

8.5 km

109.8 km

109.8 km

2.0 km

2.0 km

G~Kallpa G1

202.0 ..

202.0 ..

0

G~Enersur G2

126.0 ..

126.0 ..

0

0.1 km

0.1 km

G~Ventan TV

4.4 km

25.0 MVA

25.0 MVA

-4

49.8 km

49.8 km

0.8 km

25.0 MVA

25.0 MVA

-1

7.9 km

7.9 km

25.0 MVA

25.0 MVA

-1

G~Ventan G4

3

4.0 km

3

3

1

G~Enersur G1

126.0 ..

126.0 ..

0

0.1 km

0.1 km

25.0 MVA

25.0 MVA

-1

1

28.1 km

156.0 ..

156.0 ..

2

1

22.4 MVA

22.4 MVA

0

G~Huamp G2

3.3 km

3.3 km

1

12.9 km

12.9 km

1

6.2 km

1

3.3 km

3.3 km

3.3 km

3.3 km

215.0 ..

215.0 ..

2

1

4.7 km

4.7 km

1

4.7 km

4.7 km

30.0 MVA

30.0 MVA

-1

82.4 km

82.4 km

12.3 km

0.6 km

0.6 km

G~Ventan G3

85.0 MVA

85.0 MVA

0

G~Huin G4

85.0 MVA

85.0 MVA

0

G~Huin G3

G~

Huin G2

85.0 MVA

85.0 MVA

0

215.0 ..

215.0 ..

2

11.1 km

11.1 km

1

1

10.6 km

10.6 km

1

1

1

0.3 km

0.3 km

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

2

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

1

9.8 km

9.8 km

9.8 km

9.8 km

1

44.0 km

44.0 km

4.5 km

4.5 km

28.6 km

28.6 km

SVS

60.0 MVA

60.0 MVA

0

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA1

10.6 km

10.6 km

180.0 ..180.0 ..

60.0 MVA

180.0 ..180.0 ..

60.0 MVA

180.0 ..180.0 ..

60.0 MVA0

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA

120.0 ..120.0 ..

40.0 MVA0

3.1 km

G~Huamp G1

22.4 MVA

22.4 MVA

0

23.5 km

23.5 km

5.2 km

G~SRosa G5

8.0 km

8.0 km

50.0 MVA50.0 MVA30.0 MVA

50.0 MVA50.0 MVA30.0 MVA

50.0 MVA50.0 MVA30.0 MVA

10

INDUS10B10.0 kV

ZARAT220220.0 kV

INDUST220

220.0 kV

SROSA TG13.8 kV

LIMAT10A

10.0 kV

BAL10D

10.0 kV

INDUST60

60.0 kV

INDUS10A10.0 kV

LIMAT60

60.0 kV

CORPAC10A10.0 kV

CORPAC60A60.0 kV

Kal

lpa2

20 220.0 kV

16.5 kV16.0 kV

LURIN22.922.9 kV

CHORR22.922.9 kV

SET Chilca6060.0 kV


SROSN60A60.0 kV

PUEN10A

10.0 kV

SROSAV60A

60.0 kV


Kal

lpa2

20 220.0 kV

Chilca220

220.0 kV

LIMA60B60.0 kV

SISID60B

60.0 kV

SALAM60B60.0 kV

GALV60

60.0 kV

Desierto220220.0 kV

CALLA60A60.0 kV

CALLA60B

60.0 kV

CAÑET60

60.0 kV

CALL10C10.0 kV

CALL10B10.0 kV

CALL10A

10.0 kV

CAÑET1010.0 kV

CANTE10

10.0 kV

CANTE60

60.0 kV

CANTE220220.0 kV

EMUSA1010.0 kV

SCLAR23

23.0 kV

SANIT10

10.0 kV

SANIT2323.0 kV

MRICO10

10.0 kV

MRICO23

23.0 kV

SISDR10

10.0 kV

PRADE1010.0 kV

PRADE2323.0 kV

GALV2322.9 kV

SMATE1010.0 kV

SMATE2323.0 kV

INGEN10

10.0 kV

INGEN2323.0 kV

SCLAR10

10.0 kV

SISID2323.0 kV

PRAD6060.0 kV

LIMAT220

220.0 kV

SALA23

22.9 kV

BUJAM1010.0 kV

GALV10A10.0 kV

BARR10A10.0 kV

SURCO1010.0 kV

NANA1010.0 kV

CIEN1010.0 kV

PLAN10

10.0 kV

HCHIP10

10.0 kV

EP10

BAL10

SISID10

10.0 kV

NEYRA10A10.0 kV

LIMA10A

10.0 kV

SALA10A

10.0 kV

BUJAM22.922.9 kV

NANA2323.0 kV

SBART1010.0 kV

SJUAN10

10.0 kV

CHORR1010.0 kV

VMAR10A10.0 kV

LURI10 10.0 kV

PACHA1010.0 kV

VSALV10

10.0 kV

CHOSI1010.0 kV

SURCO6060.0 kV

BUJAM6060.0 kV

SBART60

60.0 kV

CHORR6060.0 kV

ATOC60

60.0 kV

VMAR6060.0 kV

LURI6060.0 kV

PACHA6060.0 kV

VSALV60

60.0 kV

CHOSI6060.0 kV

PLAN60

60.0 kV

SCLAR6060.0 kV

SANIT6060.0 kV

HCHIP60

60.0 kV

HU

IN1

12.5 kV

HUIN220220.0 kV

SJNLS220220.0 kV

WESTING13.8 kV

SROS13B

13.8 kV

SROS13A

13.8 kV

10.0 kV10.0 kV

SMATE6060.0 kV

CALLAH8

8.0 kV

BAL23

22.9 kV

SJUAN23

22.9 kV

HCHIP2322.9 kV

NEYRA23

22.9 kV

MOYO110.0 kV

MOYO310.0 kV

MOYO210.0 kV

SET Chilca10

10.0 kV

16.5 kV16.0 kV

ROSA220220.0 kV

INGEN6060.0 kV

LIMA23A

22.9 kVLIMA23C

22.9 kV

16.0 kV

VEN

T-E

16.0 kV

BARR60

60.0 kV

MOYOP60

60.0 kV

SISID60A

60.0 kV

LIMA6060.0 kV

HU

IN4

12.5 kV

HU

IN3

12.5 kV

HU

IN2

12.5 kV

IND220a220.0 kV

SJNETC6060.0 kV

VENT

_D

16.0 kV

SJN10A


SJN10B

10.0 kV

SJUAN6060.0 kV

VENT_C16.0 kV

SALAM6060.0 kV

NEYRA6060.0 kV

SVCBAL

7.3 kV

BAL10C

10.0 kV

BAL10A

10.0 kV

BAL10B

10.0 kV

BAL220

220.0 kV

BAL6060.0 kV

VENT220220.0 kV

MRICO60

60.0 kV

PUENT60

60.0 kV

CHAVA220220.0 kV

HUAMP1010.0 kV

HUAMP6060.0 kV

NANA60.0 kV

DIg

SILE

NT



Anexo F Cuadros Comparativos



Fijación Tarifas y Compensaciones en SST y SCT – Periodo 2009 - 2013 COMPARACIÓN DE LA PROYECCIÓN DE LA DEMANDA – ÁREA DE DEMANDA 7

Año

LUZ DEL SUR

LUZ DEL SUR EDECAÑETE EDECAÑETE REP REP OSINERGMIN

Prepublicación OSINERGMIN Prepublicación

GWh (%)ΔGWh GWh (%)ΔGWh GWh (%)ΔGWh GWh (%)ΔGWh (A) (B) (C) (D)

2007 5 547,15 47,29 7272,00 6517,05 2008 6 329,60 14.11% 94,85 100,58% 7766,66 6,80% 6838,73 4,94% 2009 6 752,75 6,69% 99,91 5,33% 8299,66 6,86% 7121,43 4,13% 2010 7 152,66 5,92% 105,10 5,20% 8929,66 7,59% 7425,94 4,28% 2011 7 564,62 5,76% 110,65 5,28% 9323,98 4,42% 7732,55 4,13% 2012 7 993,87 5,67% 116,50 5,29% 9840,13 5,54% 8068,42 4,34% 2013 8 438,30 5,56% 122,67 5,29% 10356,27 5,25% 8403,70 4,16% 2014 8 902,39 5,50% 129,23 5,35% 10872,42 4,98% 8735,42 3,95% 2015 9 382,94 5,40% 136,19 5,39% 11388,56 4,75% 9068,27 3,81% 2016 9 884,50 5,35% 143,53 5,39% 11904,70 4,53% 9400,28 3,66% 2017 10 403,17 5,25% 151,27 5,40% 12420,85 4,34% 9732,89 3,54% 2018 10 943,61 5,19% 159,45 5,41% 12936,99 4,16% 10064,97 3,41%

6,37% 11,68% 5,38% 4,03%

Fijación Tarifas y Compensaciones en SST y SCT – Periodo 2009 - 2013 COMPARACIÓN DE CMA TOTAL - ÁREA DE DEMANDA 7

(Nuevos Soles)

Año

Propuesta Propuesta OSINERGMIN

Inicial Final Prepublicación

(A) (B) (C) C/A -1 C/B -1 2007 80 746 259 83 331 268,45 83 246 072 3,10% -0,10% 2008 80 746 259 83 331 268,45 83 246 072 3,10% -0,10% 2009 80 746 259 83 331 268,45 83 246 072 3,10% -0,10% 2010 95 072 967 91 701 923,18 109 784 802 15,47% 19,72% 2011 106 574 569 106 035 211,68 107 307 411 0,69% 1,20% 2012 116 687 525 117 113 400,73 110 189 495 -5,57% -5,91% 2013 128 550 285 126 780 997,81 110 189 495 -14,28% -13,09% 2014 128 550 285 126 780 997,81 110 189 495 -14,28% -13,09%



Fijación Tarifas y Compensaciones en SST y SCT – Periodo 2009 - 2013 COMPARACIÓN DE INVERSIONES ANUALES (SCT)- TOTAL ÁREA DE DEMANDA 7

(Miles US$)

Año


Inicial Final Prepublicación C/A -1 C/B -1

(A) (B) (C) 2009 11 598,45 14 400,05 3 925,76 -66,15% -72,74%

2010 27 384,59 18 579,06 64 948,35 137,17% 249,58%

2011 17 275,97 26 438,76 2 307,59 -86,64% -91,27%

2012 16 559,79 20 200,98 5 507,67 -66,74% -72,74%

2013 1 453,11 4 434,86 - -100,00% -100,00%

Fijación Tarifas y Compensaciones en SST y SCT – Periodo 2009 - 2013 COMPARACIÓN DE COyM (SCT)- TOTAL ÁREA DE DEMANDA 7

(Miles US$)

Año


Inicial Final Prepublicación C/A -1 C/B -1 (A) (B) (C)

2009 388,60 484,69 130,59 -66,39% -73,06%

2010 922,21 621,93 2 159,22 134,14% 247,18%

2011 579,24 889,79 76,87 -86,73% -91,36%

2012 572,80 690,65 183,00 -68,05% -73,50%

2013 48,24 150,93 - -100,00% -100,00%

Fijación Tarifas y Compensaciones en SST y SCT – Periodo 2009 - 2013 COMPARACIÓN SOBRE EL PEAJE

AREA DE DEMANDA 7 (Ctm. S/. / kWh)

Valores Valor Propuesta Propuesta OSINERG C/A -1 C/A -1 D/A -1 Acumulados Vigente Inicial Final Prepublicación Total Total Total

(A) (B) (C) (D)

Peaje MAT 0,5954 0,5768 0,1199 - - -

Peaje AT 0,6809 2,9682 2,7794 1,0060 335,92% 308,20% 47,75%

Peaje MT 1,0737 4,6317 4,3892 1,3509 335,92% 308,20% 47,75%



11. Referencias

[1] Estudios Técnico Económicos presentados por las empresas Luz del Sur, Edecañete, Edegel y REP que sustentan sus Propuestas de Tarifas y/o Compensaciones-Junio 2008.

[2] Evaluación de la admisibilidad de las propuestas tarifarias – OSINERGMIN - Junio 2008.

[3] Respuestas a Observaciones de Admisibilidad-Julio 2008

[4] Notificación de Admisibilidad de Propuestas.-Julio 2008

[5] Informes de Observaciones al Estudio Tarifario presentado por las titulares – OSINERGMIN – Setiembre 2008.

[6] Respuestas a observaciones formuladas a los Estudios Tarifarios-Octubre 2008.

Cabe señalar que la mayor parte de estos documentos se encuentran publicados en la página WEB del OSINERGMIN: www2.osinerg.gob.pe, en la ruta “Procedimientos Regulatorios\Procedimiento para fijación de Peajes y Compensaciones para SST y SCT”.

Documents

Estudio Tarifario para los Sistemas Secundarios de ... · OSINERG-GART Informe N° 0043-2009-GART Estudio Tarifario para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios