Informe No.0046 2009 GART

GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA

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Informe N° 0046-2009-GART

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

Transmisión del Área de Demanda 10 Regulación para el período 2009-2013

Lima, enero 2009

OSINERGMIN-GART Informe N° 0046-2009-GART

Estudio Tarifario para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión del Área de Demanda 10 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 10, para el período de vigencia mayo 2009 - abril 2013.

El Área de Demanda 10, está conformada por las instalaciones de transmisión de las empresas Electro Sur Este S.A. (en adelante “ELECTRO SUR ESTE”), Empresa de Generación Eléctrica de Machupicchu S.A. (en adelante “EGEMSA”) y Red de Energía del Perú S.A. (en adelante “REP”), (en adelante “TITULARES”) y por la demanda de clientes regulados y libres de los sistemas Abancay, Abancay Rural, Andahuaylas, Valle Sagrado 1, Valle Sagrado 3, Combapata-Sicuani Rural, Sicuani, Cusco, Valle Sagrado 2, La Convención, La Convención Rural y Yauri.

Es del caso señalar que las tarifas de los SST de ELECTRO SUR ESTE y EGEMSA, viene siendo remunerada mediante la aplicación de los cargos generales, debido a que dichos titulares no cuentan con regulación específica aprobados en los procesos regulatorios anteriores. Asimismo, para el caso de la empresa REP, sus tarifas fueron fijadas expresamente en el proceso correspondiente al año 2002 y actualizadas en el proceso del año 2005, la misma que se encuentra vigente hasta abril del año 2009.

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

Dentro del plazo de presentación de propuestas establecido en el procedimiento, el 30 de mayo de 2008, las empresas titulares de transmisión EGEMSA y REP presentaron sus propuestas tarifarias. Asimismo, la empresa ELECTRO SUR ESTE presentó su propuesta tarifaria el 02 de junio de 2008. Hasta la fecha se han llevado a cabo las etapas de revisión de admisibilidad, respuesta a las observaciones de admisibilidad, notificación de admisibilidad, audiencia pública para que los agentes expongan sus propuestas tarifarias, observaciones a los estudios técnicos económicos de los titulares y la respuesta de los mismos.


Estudio Tarifario para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión del Área de Demanda 10 ii

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

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

De acuerdo con el análisis realizado por OSINERGMIN, de manera general, se han efectuado los siguientes cambios con relación a 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, a cambio de la propuesta de ELECTRO SUR ESTE que se limita a analizar sólo lo correspondiente a su zona de concesión.

♦ Se ha reducido el número de transformadores nuevos propuestos por ELECTRO SUR ESTE, al considerar la posibilidad de rotación de las unidades existentes que se origina cuando se implementa uno nuevo.

♦ Se justifica la conveniencia de suministro a la ciudad de Sicuani a través de una nueva subestación en 138kV a cambio de reforzar la línea y subestaciones existentes en 60kV de Combapata y Sicuani.

♦ Se ha incluido la demanda e inversión del sistema eléctrico de Mazuco – Pto. Maldonado, debido a que la inversión y el suministro a dicho sistema es de entera responsabilidad de ELECTRO SUR ESTE.

♦ 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 10 son:

Peajes para los SST y SCT del Área de Demanda 10 (Ctms S/. / kWh) Para el periodo 2009-2013

Titular Acumulado en MAT

Acumulado en AT

Acumulado en MT

EGEMSA 0,0082 0,0693 0,1014 ELECTRO SUR ESTE 0,9417 1,4221 1,5585

REP 0,0348 0,0507 0,0628 Total Área 0,9847 1,5421 1,7227


Estudio Tarifario para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión del Área de Demanda 10 iii

El peaje total indicado en el cuadro anterior debe aplicarse a todos los clientes regulados y libres en los sistemas eléctricos comprendidos en el Área de Demanda 10 y en el nivel de tensión correspondiente, debiendo lo recaudado transferirse a cada uno de los TITULARES en proporción a los peajes parciales (no acumulados) que corresponden a cada uno de ellos por nivel de tensión.

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

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

Factores de Pérdidas Medias Acumulados

Factor Muy Alta

Tensión (MAT) Acumulado

Alta Tensión (AT)

Acumulado

Media Tensión (MT)

Acumulado Factor de pérdidas medias de energía (FPMdE) 1,0064 1,0114 1,0119 Factor de pérdidas medias de potencia (FPMdP) 1,0162 1,0257 1,0268


Estudio Tarifario para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión del Área de Demanda 10 Página 1 de 113

INDICE

1. INTRODUCCIÓN ........................................................................................................... 3 1.1 UBICACIÓN ............................................................................................................... 4

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

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

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

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

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

5. AUDIENCIA PÚBLICA ................................................................................................ 22 6. OBSERVACIONES A LOS ESTUDIOS TÉCNICO ECONÓMICOS ........................... 23

6.1 OBSERVACIONES DE OSINERGMIN A LAS PROPUESTAS DE REGULACIÓN DE SST Y SCT .................................................................................................................... 23

6.2 OBSERVACIONES RELEVANTES ............................................................................... 24 7. PROPUESTA FINAL ................................................................................................... 25

7.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA ................................................................................. 25 7.2 SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR ........................................................................ 26

7.2.1 Instalaciones del SST ................................................................................ 26 7.2.2 Instalaciones del SCT ................................................................................ 27

7.3 COSTOS DE INVERSIÓN Y COYM ............................................................................. 29 7.4 FACTORES DE PÉRDIDAS MEDIAS ............................................................................ 30 7.5 INGRESO TARIFARIO ............................................................................................... 30 7.6 PEAJES Y FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN .................................................................. 31

7.6.1 CMA SST ................................................................................................... 31 7.6.2 CMA SCT .................................................................................................. 32 7.6.3 Peajes 32 7.6.4 Fórmula de Actualización .......................................................................... 33

8. ANÁLISIS DE OSINERGMIN ...................................................................................... 34 8.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA ................................................................................. 34

8.1.1 METODOLOGÍA ........................................................................................ 35 8.1.2 DATOS HISTÓRICOS E INFORMACIÓN BASE ...................................... 35

8.1.2.1 VENTAS DE ENERGÍA .......................................................................... 35 8.1.2.2 VARIABLES EXPLICATIVAS ................................................................. 36

8.1.3 PROYECCIÓN VENTAS-USUARIOS MENORES .................................... 38 8.1.4 PROYECCIÓN VENTAS-USUARIOS MAYORES .................................... 40 8.1.5 DEMANDAS ADICIONALES ..................................................................... 40

8.2 SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR ........................................................................ 41 8.2.1 Criterios Generales .................................................................................... 42



8.2.2 Criterios Específicos .................................................................................. 42 8.2.3 Metodología de Planeamiento ................................................................... 43

8.2.3.1 Diagnóstico de la Situación Actual ......................................................... 43 8.2.3.2 Análisis de Alternativas .......................................................................... 43 8.2.3.3 Selección de la alternativa Óptima ......................................................... 43

8.2.4 Instalaciones del SST ................................................................................ 44 Sobrecarga en Transformadores .......................................................................... 44 Sobrecargas en las líneas de transmisión ............................................................ 44 8.2.5 Instalaciones del SCT ................................................................................ 44

8.3 COSTOS DE INVERSIÓN Y COYM ............................................................................. 47 8.4 FACTORES DE PÉRDIDAS MEDIAS ............................................................................ 48 8.5 PEAJES Y FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN .................................................................. 49

8.5.1 CMA SST ................................................................................................... 49 8.5.2 CMA SCT .................................................................................................. 49 8.5.3 Ingreso Tarifario ........................................................................................ 50 8.5.4 Peajes ..................................................................................................... 51 8.5.5 Fórmulas de Actualización ........................................................................ 51

9. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .............................................................. 52 10. ANEXOS ...................................................................................................................... 53

Anexo A Tablas de Elementos de Transmisión con Alícuotas, del SST del Área de Demanda 10 - Según Propuesta ............................................................... 54

Anexo B Diagramas Unifilares del SER 2009-2013 - Según Propuesta .................. 61 Anexo C Análisis de las Respuestas a las Observaciones formuladas a la

PROPUESTA INICIAL ............................................................................... 63 Anexo D Instalaciones del SST, según validación de OSINERGMIN .................... 100 Anexo E Diagramas Unifilares del SER 2009-2013 - Según análisis de

OSINERGMIN ......................................................................................... 105 Anexo F Cuadros Comparativos ............................................................................ 110

11. REFERENCIAS ......................................................................................................... 113



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 10, para el período de vigencia mayo 2009 - abril 2013.

El Área de Demanda 10, está conformada por las instalaciones de transmisión de las empresas Electro Sur Este S.A. (en adelante “ELECTRO SUR ESTE”), Empresa de Generación Eléctrica de Machupicchu S.A. (en adelante “EGEMSA”) y Red de Energía del Perú S.A. (en adelante “REP”), (en adelante y en su conjunto llamadas “TITULARES”) y por la demanda de clientes regulados y libres de los sistemas Abancay, Abancay Rural, Andahuaylas, Valle Sagrado 1, Valle Sagrado 3, Combapata-Sicuani Rural, Sicuani, Cusco, Valle Sagrado 2, La Convención, La Convención Rural y Yauri.

Es del caso señalar que las tarifas de los SST de ELECTRO SUR ESTE y EGEMSA, viene siendo remunerada mediante la aplicación de los cargos generales, debido a que dichos titulares no cuentan con regulación específica aprobados en los procesos regulatorios anteriores. Asimismo, para el caso de la empresa REP, sus tarifas fueron fijadas expresamente en el proceso correspondiente al año 2002 y actualizadas en el proceso del año 2005, la misma que se encuentra vigente hasta abril del año 2009.

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 10 se encuentra ubicada en la región Sur-Este del Perú y esta conformada por instalaciones pertenecientes a las empresas concesionarias ELECTRO SUR ESTE, EGEMSA y REP.

En el Gráfico N° 1.1, se muestra la ubicación geográfica del área de Demanda 10.

GRÁFICO N° 1.1



2. Aspectos Regulatorios

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

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

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

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

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

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



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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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



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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

(…)



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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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



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



3. Proceso de Regulación de los SST y SCT

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

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

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

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

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

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



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

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

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

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



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 titulares de transmisión EGEMSA y REP presentaron sus Estudios Técnico Económicos. Asimismo, la empresa ELECTRO SUR ESTE presentó su Estudio Técnico Económico con fecha 02 de junio de 2008. Dichos Estudios sustentan sus propuestas con relación a la fijación de Tarifas del Área de Demanda 10, 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 ELECTRO SUR ESTE, EGEMSA 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 G-746-2008, G-594-2008 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 10

Proyección de la Demanda (GWh)

Año ELECTRO SUR ESTE EGEMSA REP (1) (2)

2007 0,0 0,0 816,8 2008 353,9 473,1 861,4 2009 357,3 493,5 886,4 2010 342,0 541,0 1 275,4 2011 356,5 572,7 1 400,4 2012 369,9 603,2 1 531,4 2013 383,3 613,3 1 662,5 2014 397,0 623,5 1 793,5 2015 411,0 634,0 1 924,6 2016 425,3 644,6 2 055,7 2017 439,8 655,5 2 186,7 2018 454,5 666,5 2 317,8 Tasa

Promedio 2,53% 3,49% 9,95%

Nota: (1) La propuesta del titular ELECTRO SUR ESTE no abarca todas las

cargas e instalaciones comprendidas en el Área de Demanda 10.

(2) La propuesta del titular EGEMSA no abarca todas las cargas e instalaciones comprendidas en el Área de Demanda 10.

4.2 Sistema Eléctrico a Remunerar

4.2.1 Instalaciones del SST Las empresas ELECTRO SUR ESTE y REP presentaron la siguiente información correspondiente a las instalaciones del SST al 23 de julio de 2006:

• Diagramas Unifilares

• Formatos F-002 y F-003

La empresa EGEMSA presentó solamente los 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 1: ELECTRO SUR ESTE

Año Instalación Elemento Monto de Inversión

Miles de US$

2009 SET AT/MT URPIPATA Celda de Transformador 41,04

2009 SET AT/MT N-URUBAMBA Celda de Transformador 213,97



2009 SET AT/MT N-URUBAMBA Celda de Alimentadores 44,29






2009 SET AT/MT N-URUBAMBA Transformador de Potencia 721,61

2010 SET AT/MT TAMBURCO Celda de Transformador 149,39



2010 SET AT/MT TAMBURCO Transformador de Potencia 1000,37

2009 CACHIMAYO - N-URUBAMBA Línea de Transmisión 60 kV - Tramo 1 129,96

2009 CACHIMAYO - N-URUBAMBA Línea de Transmisión 60 kV - Tramo 2 755,29

2012 QUENCORO - OROPEZA Línea de Transmisión 33 kV 36,50

TOTAL 3 755,81

NOTA: ELECTRO SUR ESTE, presenta su formato F-308, sin consignar el nombre del Sistema Eléctrico.



TITULAR 2: EGEMSA

Año SETs Elemento Monto de Inversión

Miles de US$

2008 SE CACHIMAYO Celda de Transformador 230,62

2008 SE CACHIMAYO Celda de Alimentadores 91,01




2008 SE CACHIMAYO Transformador de Potencia 102,86





2008 SE CACHIMAYO Celda de Compensador 44,22





2008 SE CACHIMAYO Compensador reactivo 64,20




2008 SE DOLORESPATA Celda de Transformador 182,31






2008 SE DOLORESPATA Celda de Alimentadores 35,44









2008 SE DOLORESPATA Celda de Compensador 34,59





2008 SE DOLORESPATA Transformador de Potencia 1 016,67



2008 SE DOLORESPATA Compensador reactivo 55,64




Año SETs Elemento Monto de Inversión

Miles de US$



2008 SE MACHUPICCHU Celda de Transformador 181,06

2008 SE MACHUPICCHU Celda de Alimentadores 163,99


2008 SE MACHUPICCHU Transformador de Potencia 978,85

TOTAL 7 697,87

NOTA: EGEMSA presentó su formato F-308, sin consignar el nombre del Sistema Eléctrico. TITULAR 3: REP REP no presentó el detalle de las inversiones para el Área de Demanda 10.

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:


COSTO DE INVERSIÓN POR AÑO (Miles US$)

Año ELECTRO SUR ESTE REP EGEMSA TOTAL

2006 - 2007 2008 7 697,87 7 697,87 2009 2 379,15 2 379,15 2010 1 340,16 1 340,16 2011 - - 2012 36,50 36,50 2013 - -

Nota; El año 2006 se considera a partir de agosto. El año 2013 se considera hasta abril. REP no presento 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:




COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO ANUAL (Miles US$)


2006 - 2007 2008 255,23 255,23 2009 83,18 83,18 2010 40,57 40,57 2011 - - 2012 1,16 1,16 2013 - -

Nota: El año 2006 se considera a partir de agosto. El año 2013 se considera hasta abril. 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 ELECTRO SUR ESTE EGEMSA REP

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

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

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

Factores de Pérdidas Medias en Potencia (FPMdP) Acumulado en

MAT - 1,0199 -

Factores de Pérdidas Medias en Potencia (FPMdP) Acumulado en AT 1,9221 - -

Factores de Pérdidas Medias en Potencia (FPMdP) Acumulado en MT 1,4458 - -

4.5 Ingreso Tarifario

EGEMSA fue el único titular del Área de Demanda 10 que presentó la información correspondiente a los ingresos tarifarios:




INGRESO TARIFARIO POR AÑO, DEL SER (Nuevos Soles)

Elemento Titular 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 LT Machupicchu-Cachimayo 138kV EGEMSA 424 641,56 424 641,56 424 641,56 422 565,20 422 198,82 550 155,80 703 257,61

LT Machupicchu-Quencoro 138kV EGEMSA 357 469,11 357 469,11 357 469,11 351 508,69 349 907,75 439 536,37 602 563,15

LT Cachimayo-Dolorespata 138kV EGEMSA 29 356,63 29 356,63 29 356,63 25 417,48 26 176,77 1 444,60 41 395,20

Nota: No se considera el Ingreso Tariario de instalaciones MAT/AT informado por EGEMSA por no ajustarse a la NORMA TARIFAS De la información presentada en los formatos F-500, el resto de titulares presentaron los formatos de Ingresos Tarifarios sin datos.

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

ELECTRO SUR ESTE 2007 - 101 8 93,53 1 426 2 27,69 630 5 94,77 2 158 7 16,00 ELECTRO SUR ESTE 2008 101 8 93,53 1 426 2 27,69 630 5 94,77 2 158 7 16,00 ELECTRO SUR ESTE 2009 101 8 93,53 1 426 2 27,69 630 5 94,77 2 158 7 16,00 ELECTRO SUR ESTE 2010 114 1 20,76 1 597 3 75,02 706 2 66,15 2 417 7 61,92 ELECTRO SUR ESTE 2011 127 8 15,25 1 789 0 60,02 791 0 18,08 2 707 8 93,35 ELECTRO SUR ESTE 2012 143 1 53,08 2 003 7 47,22 885 9 40,26 3 032 8 40,55 ELECTRO SUR ESTE 2013 160 3 31,45 2 244 1 96,89 992 2 53,09 3 396 7 81,42 ELECTRO SUR ESTE 2014 160 3 31,45 2 244 1 96,89 992 2 53,09 3 396 7 81,42

EGEMSA 2007 486 8 57,60 486 8 57,60 EGEMSA 2008 486 8 57,60 486 8 57,60 EGEMSA 2009 486 8 57,60 486 8 57,60 EGEMSA 2010 486 8 57,60 486 8 57,60 EGEMSA 2011 486 8 57,60 486 8 57,60 EGEMSA 2012 486 8 57,60 486 8 57,60 EGEMSA 2013 486 8 57,60 486 8 57,60 EGEMSA 2014 486 8 57,60 486 8 57,60




Total Área 2007 588 7 51,13 1 426 2 27,69 630 5 94,77 2 645 5 73,60 Total Área 2008 588 7 51,13 1 426 2 27,69 630 5 94,77 2 645 5 73,60 Total Área 2009 588 7 51,13 1 426 2 27,69 630 5 94,77 2 645 5 73,60 Total Área 2010 600 9 78,35 1 597 3 75,02 706 2 66,15 2 904 6 19,52 Total Área 2011 614 6 72,84 1 789 0 60,02 791 0 18,08 3 194 7 50,95 Total Área 2012 630 0 10,67 2 003 7 47,22 885 9 40,26 3 519 6 98,15 Total Área 2013 647 1 89,04 2 244 1 96,89 992 2 53,09 3 883 6 39,02 Total Área 2014 647 1 89,04 2 244 1 96,89 992 2 53,09 3 883 6 39,02

(*) 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)


ELECTRO SUR ESTE 2007 - - 402 443,30 700 771,87 1 103 215,17

ELECTRO SUR ESTE 2008 - - 402 443,30 700 771,87 1 103 215,17

ELECTRO SUR ESTE 2009 - - 402 443,30 700 771,87 1 103 215,17

ELECTRO SUR ESTE 2010 - - 450 736,49 1 399 269,80 1 850 006,30

ELECTRO SUR ESTE 2011 - - 504 824,87 1 567 182,18 2 072 007,05

ELECTRO SUR ESTE 2012 - - 582 311,60 1 755 244,04 2 337 555,64

ELECTRO SUR ESTE 2013 - - 652 188,99 1 965 873,32 2 618 062,32

ELECTRO SUR ESTE 2014 - - 652 188,99 1 965 873,32 2 618 062,32

EGEMSA 2007 7 166 312,10 1 621 858,82 - 2 182 715,58 10 970 886,50

EGEMSA 2008 7 166 312,10 1 621 858,82 - 2 182 715,58 10 970 886,50

EGEMSA 2009 7 166 312,10 1 621 858,82 - 2 182 715,58 10 970 886,50

EGEMSA 2010 7 166 312,10 1 621 858,82 - 2 182 715,58 10 970 886,50

EGEMSA 2011 7 166 312,10 1 621 858,82 - 2 182 715,58 10 970 886,50

EGEMSA 2012 7 166 312,10 1 621 858,82 - 2 182 715,58 10 970 886,50

EGEMSA 2013 7 166 312,10 1 621 858,82 - 2 182 715,58 10 970 886,50

EGEMSA 2014 7 166 312,10 1 621 858,82 - 2 182 715,58 10 970 886,50

REP 2007 3 546 412,59 2 007 491,73 161 875,73 720 709,94 6 436 489,99

REP 2008 3 546 412,59 2 007 491,73 161 875,73 720 709,94 6 436 489,99

REP 2009 3 546 412,59 2 007 491,73 161 875,73 720 709,94 6 436 489,99

REP 2010 3 546 412,59 2 007 491,73 161 875,73 720 709,94 6 436 489,99

REP 2011 3 546 412,59 2 007 491,73 161 875,73 720 709,94 6 436 489,99

REP 2012 3 546 412,59 2 007 491,73 161 875,73 720 709,94 6 436 489,99

REP 2013 3 546 412,59 2 007 491,73 161 875,73 720 709,94 6 436 489,99

REP 2014 3 546 412,59 2 007 491,73 161 875,73 720 709,94 6 436 489,99

Total Área 2007 10 712 724,69 3 629 350,54 564 319,03 3 604 197,39 18 510 591,65




Total Área 2008 10 712 724,69 3 629 350,54 564 319,03 3 604 197,39 18 510 591,65

Total Área 2009 10 712 724,69 3 629 350,54 564 319,03 3 604 197,39 18 510 591,65

Total Área 2010 10 712 724,69 3 629 350,54 612 612,23 4 302 695,32 19 257 382,78

Total Área 2011 10 712 724,69 3 629 350,54 666 700,60 4 470 607,70 19479 383,54

Total Área 2012 10 712 724,69 3 629 350,54 744 187,33 4 658 669,56 19 744 932,13

Total Área 2013 10 712 724,69 3 629 350,54 814 064,72 4 869 298,84 20 025 438,80

Total Área 2014 10 712 724,69 3 629 350,54 814 064,72 4 869 298,84 20 025 438,80 (*) Se ha utilizado 3.142 S/./US$, como tipo de cambio al 31.12.2008

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


PEAJES (Ctm. S/./kWh)


Acumulado en AT

Acumulado en MT

ELECTRO SUR ESTE - 0,5174 0,9786

EGEMSA 0,3029 - 1,2801

REP 0,2144 0,3488 0,4248

Total Área 0,5173 0,8662 2,6835 (*) 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 Titular a b c d

ELECTRO SUR ESTE 0,5240 0,1092 - 0,3669 EGEMSA 0,2500 0,2500 0,2500 0,2500

REP 0,2456 0,6919 0,0482 0,0143


FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN SCT Titular a b c d

ELECTRO SUR ESTE 0,1939 0,7573 0,0165 0,0324 EGEMSA 0,3296 0,5788 0,0915 -

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 hecha por los titulares de transmisión del Área de Demanda 10, que presentaron propuesta tarifaria, no surgieron comentarios y/o preguntas de parte de los agentes del mercado e interesados que participaron en dicha Audiencia Pública.



6. Observaciones a los Estudios Técnico Económicos

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

A través del Oficio N° 0764-2008- GART, de fecha 03 de setiembre de 2008, OSINERGMIN remitió a las empresas ELECTRO SUR ESTE, EGEMSA y REP los Informes N° 0357-2008-GART, Nº 0358-2008-GART y Nº 0374-2008-GART, respectivamente; los cuales contienen las observaciones al estudio técnico económico presentados por las referidas empresas como sustento de su propuesta tarifaria para su SST – [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;

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

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

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

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

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

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

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

- 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 Nº G-1131-2008, Nº G-594-2008 y GN-5515-2008, las empresas ELECTRO SUR ESTE, EGEMSA 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 10

Proyección de la Demanda (GWh) Año ELECTRO SUR ESTE EGEMSA REP

(1) (2) (3) 2007 0,0 0,0 816,8 2008 666,4 755,3 861,4 2009 673,5 824,2 886,4 2010 661,0 842,9 1 275,4 2011 678,3 860,3 1 400,4 2012 695,8 884,7 1 531,4 2013 713,6 902,4 1 662,5 2014 731,6 920,5 1 793,5 2015 750,1 939,0 1 924,6 2016 769,0 957,9 2 055,7 2017 788,3 977,2 2 186,7 2018 808,0 996,8 2 317,8 Tasa

Promedio 1,94% 2,81% 9,95%

Nota: (1) La empresa titular ELECTRO SUR ESTE presenta una tasa de

crecimiento promedio menor que la propuesta inicial.

(2) La empresa titular EGEMSA presenta una tasa de crecimiento promedio menor que la propuesta inicial.

(3) La empresa titular REP presenta una tasa de crecimiento promedio mayor que ELECTRO SUR ESTE y EGEMSA.

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 ELECTRO SUR ESTE, EGEMSA 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 ELECTRO SUR ESTE Relación de Elementos de Transmisión con Alícuotas

A2 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:


SCT (Miles US$) TITULAR 1: ELECTRO SUR ESTE

Año SETs y LT Elemento Monto de Inversión Miles de US$

2009 SET AT/MT URPIPATA Celda de Transformador 41,98 2009 SET AT/MT N-URUBAMBA Celda de Transformador 216,77 2009 SET AT/MT N-URUBAMBA Celda de Transformador 80,84 2009 SET AT/MT N-URUBAMBA Celda de Transformador 60,31 2009 SET AT/MT N-URUBAMBA Celda de Alimentadores 44,86 2009 SET AT/MT N-URUBAMBA Celda de Alimentadores 44,86 2009 SET AT/MT N-URUBAMBA Celda de Alimentadores 44,86 2009 SET AT/MT N-URUBAMBA Celda de Alimentadores 82,72 2009 SET AT/MT N-URUBAMBA Celda de Alimentadores 82,72 2009 SET AT/MT N-URUBAMBA Celda de Alimentadores 82,72 2009 SET AT/MT N-URUBAMBA Transformador de Potencia 733,64 2010 SET AT/MT TAMBURCO Celda de Transformador 151,84 2010 SET AT/MT TAMBURCO Celda de Transformador 147,64 2010 SET AT/MT TAMBURCO Celda de Transformador 45,80 2010 SET AT/MT TAMBURCO Transformador de Potencia 1 016,58 2009 CACHIMAYO - N-URUBAMBA Línea de Tranmsión 60 kV - Tramo 1 129,96 2009 CACHIMAYO - N-URUBAMBA Línea de Tranmsión 60 kV - Tramo 2 755,29 2012 QUENCORO - OROPEZA Línea de Tranmsión 33 kV 36,50

TOTAL 3 799,88

TITULAR 2: EGEMSA



2008 SE CACHIMAYO Celda de Alimentadores a Urubamba 71,51

2008 SE CACHIMAYO Celda de Alimentadores a Cachimayo 52,20




2008 SE CACHIMAYO Transformador de Puesta a tierra 69,12

2008 SE CACHIMAYO Celda de Transformador de puesta a tierra 41,68




2008 SE CACHIMAYO Transformador de Potencia 1 182,30








































2008 Transformador de Puesta a tierra 75,74

2008 Celda de Transformador de puesta a tierra 42,48

2008 SE MACHUPICCHU Celda de Transformador 186,26



2008 SE MACHUPICCHU Transformador de Potencia 1 029,64

2008 SE MACHUPICCHU Transformador de Puesta a tierra 75,25

2008 SE MACHUPICCHU Celda de Transformador de puesta a tierra 43,06

TOTAL 9 641,01

Nota:



(1) Se han desagregado las instalaciones que son remuneradas 100% por la demanda, dado que la empresa presenta el Formato F-308, consignando todas sus instalaciones cuya asignación de pago corresponde a la generación y a la demanda.

La empresa titular REP, no presenta información de inversión para el Área de Demanda 10.

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


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$)


2006 0,00 0,00 0,00 0,00 2007 0,00 0,00 0,00 0,00 2008 0,00 0,00 9 641,01 9 641,01 2009 2 401,53 0,00 0,00 2 401,53 2010 1 361,86 0,00 0,00 1 361,86 2011 0,00 0,00 0,00 0,00 2012 36,50 0,00 0,00 36,50 2013 0,00 0,00 0,00 0,00

*El año 2006 se considera a partir del mes de agosto y para el año 2013 se considera hasta el mes de abril.

Notas: El costo de inversión en la propuesta final tiene un incremento aproximado de 8% respecto de la propuesta inicial. Los costos anuales de operación y mantenimiento de la PROPUESTA FINAL son los que se muestran en el siguiente cuadro:


COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO ANUAL (Miles US$)


2006 0,00 0,00 0,00 0,00 2007 0,00 0,00 0,00 0,00 2008 0,00 0,00 751,08 316,39 2009 83,91 0,00 0,00 83,91 2010 41,23 0,00 0,00 41,229 2011 0,00 0,00 0,00 0,00




2012 1,16 0,00 0,00 1,16 2013 0,00 0,00 0,00 0,00

*El año 2006 se considera a partir del mes de agosto y para el año 2013 se considera hasta el mes de abril.

Nota: El costo de Operación y Mantenimiento de la propuesta es menor en 22% respecto al presentado en la propuesta inicial.

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 ELECTRO SUR ESTE EGEMSA REP

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

1,0000 1,0179 -

Factores de Pérdidas Medias en Energía (FPMdE) Acumulado en AT 1,0372 1,0199 -

Factores de Pérdidas Medias en Energía (FPMdE) Acumulado en MT 1,0670 1,0199 -

Factores de Pérdidas Medias en Potencia (FPMdP) Acumulado en MAT 1,0000 1,0224 -

Factores de Pérdidas Medias en Potencia (FPMdP) Acumulado en AT 1,0092 1,0300 -

Factores de Pérdidas Medias en Potencia (FPMdP) Acumulado en MT 1,0105 1,0300 -

7.5 Ingreso Tarifario

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

Cuadro Nº 7-7 PROPUESTA FINAL ÁREA DE DEMANDA 10 INGRESO TARIFARIO POR AÑO, DEL SER

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

LT Machupicchu-Cachimayo 138kV EGEMSA 757 944,22 757 944,22 757 944,22 1 447.064,45 1 445.809,80 1 884.030,05 2 408.288,94

LT Machupicchu-Quencoro 138kV EGEMSA 632 459,92 632 459,92 632 459,92 1 224.463,15 1 218.886,38 1 531.111,38 2 099.031,52



Elemento Titular 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

LT Cachimayo-Dolorespata 138kV EGEMSA 3 367,02 3 367,02 3 367,02 1 073,27 1 717,60 60,55 1 747,61

Nota: Solamente la empresa titular EGEMSA presentó valores de ingreso tarifario para el área de demanda 10.


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:



Titular AÑO MAT MAT/AT AT AT/MT Total ELECTRO SUR ESTE 2007 0,00 101 893,53 1.426.227,71 630.594,78 2.158.716,03 ELECTRO SUR ESTE 2008 0,00 101 893,53 1.426.227,71 630.594,78 2.158.716,03 ELECTRO SUR ESTE 2009 0,00 101 893,53 1.426.227,71 630.594,78 2.158.716,03 ELECTRO SUR ESTE 2010 0,00 101 893,53 1.426.227,71 630.594,78 2.158.716,03 ELECTRO SUR ESTE 2011 0,00 101 893,53 1.426.227,71 630.594,78 2.158.716,03 ELECTRO SUR ESTE 2012 0,00 101 893,53 1.426.227,71 630.594,78 2.158.716,03 ELECTRO SUR ESTE 2013 0,00 101 893,53 1.426.227,71 630.594,78 2.158.716,03 ELECTRO SUR ESTE 2014 0,00 101 893,53 1.426.227,71 630.594,78 2.158.716,03

EGEMSA 2007 0,00 961 238,37 0,00 0,00 961 238,37 EGEMSA 2008 0,00 961 238,37 0,00 0,00 961 238,37 EGEMSA 2009 0,00 961 238,37 0,00 0,00 961 238,37 EGEMSA 2010 0,00 961 238,37 0,00 0,00 961 238,37 EGEMSA 2011 0,00 961 238,37 0,00 0,00 961 238,37 EGEMSA 2012 0,00 961 238,37 0,00 0,00 961 238,37 EGEMSA 2013 0,00 961 238,37 0,00 0,00 961 238,37 EGEMSA 2014 0,00 961 238,37 0,00 0,00 961 238,37 Total Área 2007 0,00 1 063 131,90 1 426.227,71 630 594,78 3 119 954,40 Total Área 2008 0,00 1 063 131,90 1 426.227,71 630 594,78 3 119 954,40 Total Área 2009 0,00 1 063 131,90 1 426.227,71 630 594,78 3 119 954,40 Total Área 2010 0,00 1 063 131,90 1 426.227,71 630 594,78 3 119 954,40 Total Área 2011 0,00 1 063 131,90 1 426.227,71 630 594,78 3 119 954,40 Total Área 2012 0,00 1 063 131,90 1 426.227,71 630 594,78 3 119 954,40 Total Área 2013 0,00 1 063 131,90 1 426.227,71 630 594,78 3 119 954,40 Total Área 2014 0,00 1 063 131,90 1 426.227,71 630 594,78 3 119 954,40 (*) 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:




ELECTRO SUR ESTE 2007 0,00 0,00 417 936,89 738 349,91 1 156 286,80 ELECTRO SUR ESTE 2008 0,00 0,00 417 936,89 738 349,91 1 156 286,80 ELECTRO SUR ESTE 2009 0,00 0,00 417 936,89 738 349,91 1 156 286,80 ELECTRO SUR ESTE 2010 0,00 0,00 417 936,89 1 386 735,52 1 804 672,41 ELECTRO SUR ESTE 2011 0,00 0,00 417 936,89 1 386 735,52 1 804 672,41 ELECTRO SUR ESTE 2012 0,00 0,00 435 495,56 1 386 735,52 1 822 231,08 ELECTRO SUR ESTE 2013 0,00 0,00 435 495,56 1 386 735,52 1 822 231,08 ELECTRO SUR ESTE 2014 0,00 0,00 435 495,56 1 386 735,52 1 822 231,08

EGEMSA 2007 7 113 465,67 2 500 635,48 0,00 2 254 028,99 11 868 130,14 EGEMSA 2008 7 113 465,67 2 500 635,48 0,00 2 254 028,99 11 868 130,14 EGEMSA 2009 7 113 465,67 2 500 635,48 0,00 2 254 028,99 11 868 130,14 EGEMSA 2010 7 113 465,67 2 500 635,48 0,00 2 254 028,99 11 868 130,14 EGEMSA 2011 7 113 465,67 2 500 635,48 0,00 2 254 028,99 11 868 130,14 EGEMSA 2012 7 113 465,67 2 500 635,48 0,00 2 254 028,99 11 868 130,14 EGEMSA 2013 7 113 465,67 2 500 635,48 0,00 2 254 028,99 11 868 130,14 EGEMSA 2014 7 113 465,67 2 500 635,48 0,00 2 254 028,99 11 868 130,14

REP 2007 3 546 553,21 2 010 889,67 162 253,18 720 433,07 6 440 129,13 REP 2008 3 546 553,21 2 010 889,67 162 253,18 720 433,07 6 440 129,13 REP 2009 3 546 553,21 2 010 889,67 162 253,18 720 433,07 6 440 129,13 REP 2010 3 546 553,21 2 010 889,67 162 253,18 720 433,07 6 440 129,13 REP 2011 3 546 553,21 2 010 889,67 162 253,18 720 433,07 6 440 129,13 REP 2012 3 546 553,21 2 010 889,67 162 253,18 720 433,07 6 440 129,13 REP 2013 3 546 553,21 2 010 889,67 162 253,18 720 433,07 6 440 129,13 REP 2014 3 546 553,21 2 010 889,67 162 253,18 720 433,07 6 440 129,13

Total Área 2007 10 660 018,87 4 511 525,16 580 190,07 3 712 811,96 19 464 546,07 Total Área 2008 10 660 018,87 4 511 525,16 580 190,07 3 712 811,96 19 464 546,07 Total Área 2009 10 660 018,87 4 511 525,16 580 190,07 3 712 811,96 19 464 546,07 Total Área 2010 10 660 018,87 4 511 525,16 580 190,07 4 361.197,57 20 112.931,68 Total Área 2011 10.660.018,87 4 511.525,16 580.190,07 4.361.197,57 20.112.931,68 Total Área 2012 10.660.018,87 4 511.525,16 597 748,74 4 361 197,57 20 130 490,35 Total Área 2013 10.660.018,87 4 511.525,16 597 748,74 4 361 197,57 20 130 490,35 Total Área 2014 10.660.018,87 4 511.525,16 597 748,74 4 361 197,57 20 130 490,35 (*) Se ha utilizado 3,142 S/./US$, como tipo de cambio al 31.12.2008

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






Acumulado en AT

Acumulado en MT

ELECTRO SUR ESTE - 0,3727 0,7953 EGEMSA 0,1366 - 1,2399

REP 0,2144 0,3491 0,4250 Total Área 0,3510 0,7218 2,4602

(*) Se ha utilizado 3,142 S/./US$, como tipo de cambio al 31.12.2008 Nota El peaje final acumulado en MT resulta ser menor en 26% respecto de la propuesta inicial.

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 Titular a b c d

ELECTRO SUR ESTE 0,5240 0,1092 - 0,3669 EGEMSA 0,2500 0,2500 0,2500 0,2500 REP - - - -


FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN SCT Titular a b c d

ELECTRO SUR ESTE 0,1908 0,7594 0,0167 0,0331 EGEMSA 0,3297 0,5764 0,0939 - REP - - - -

Nota: La empresa REP no presentó los factores de actualización para los SCT.



8. Análisis de OSINERGMIN

OSINERGMIN ha evaluado las premisas y cálculos presentados por las empresas ELECTRO SUR ESTE, EGEMSA 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 demanda del área de demanda 10, en base a la mejor información disponible, debido a que:

• ELECTRO SUR ESTE presentó la proyección de la demanda sólo del mercado eléctrico que atiende dentro de su área de concesión, sin incluir la demanda de las otras titulares que también suministran energía eléctrica en el Área de Demanda 10, no habiendo dado cumplimiento a lo establecido en el nuevo marco regulatorio, en el sentido que la proyección de la demanda debe efectuarse por área de demanda.



• ELECTRO SUR ESTE no sustentó suficientemente la metodología utilizada para la proyección de sus ventas de energía, no permitiendo ello su validación para considerarla como base en el cálculo de las tarifas de SST y SCT comprendidos en el Área de Demanda 10. Por ejemplo, no sustentó con suficiencia las razones por las cuales no utilizó el PBI regional publicado por el INEI para proyectar las ventas de energía del Área de Demanda 10.

Por las razones expuestas, OSINERGMIN procedió a proyectar la demanda del Área de Demanda 10 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 10, 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 las variables independientes: 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, 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 10, 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 10

VENTAS HISTÓRICAS DE ENERGÍA A USUARIOS MENORES

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

Tensión TOTAL VENTAS

AT MT Sub-Total MT(1) BT(1) Sub-Total AT MT+BT

1996 00,00 00,00 00,00 15 239,57 149 237,53 164 477,11 00,00 164 477,11 164 477,11 1997 00,00 00,00 00,00 17 399,60 149 780,81 167 180,41 00,00 167 180,41 167 180,41 1998 00,00 00,00 00,00 22 583,97 147 840,27 170 424,24 00,00 170 424,24 170 424,24 1999 00,00 00,00 00,00 24 360,22 146 689,73 171 049,95 00,00 171 049,95 171 049,95 2000 00,00 00,00 00,00 26 692,41 151 000,41 177 692,82 00,00 177 692,82 177 692,82 2001 00,00 00,00 00,00 27 265,81 155 113,90 182 379,71 00,00 182 379,71 182 379,71 2002 00,00 1 230,52 1 230,52 28 535,35 165 217,15 193 752,50 00,00 194 983,02 194 983,02 2003 00,00 3 635,64 3 635,64 26 683,88 171 670,93 198 354,81 00,00 201 990,45 201 990,45 2004 00,00 3 688,30 3 688,30 30 017,96 186 275,90 216 293,86 00,00 219 982,16 219 982,16 2005 00,00 4 454,36 4 454,36 31 454,53 196 460,89 227 915,41 00,00 232 369,77 232 369,77 2006 00,00 8 741,21 8 741,21 35 360,49 214 236,01 249 596,50 00,00 258 337,70 258 337,70 2007 00,00 14 558,32 14 558,32 39 233,57 233 250,25 272 483,82 00,00 287 042,13 287 042,13

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.

8.1.2.2 VARIABLES EXPLICATIVAS

PBI

El PBI empleado para la proyección de la demanda eléctrica se estimó mediante una ponderación del PBI regional, en función de las ventas de energía en cada departamento que conforma el Área de Demanda 1. Para esto, se identificaron las SET por departamento en base a información del Ministerio de Energía y Minas y OSINERGMIN. Los datos del PBI provienen de las estadísticas de cuentas nacionales estimadas por el INEI (Instituto Nacional de Estadísticas e Informática) publicadas en los documentos “Perú: Compendio Estadístico 2003” y “Producto Bruto Interno por Departamentos 2001 – 2006”.

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


VENTAS DE ENERGÍA POR DEPARTAMENTOS

Departamento Ventas por SET ( MWh) Factor de participación

APURIMAC 45 681 16% CUSCO 241 361 84% TOTAL 287 042 100,00%



POBLACIÓN

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

CLIENTES

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

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


VARIABLES EXPLICATIVAS – INFORMACIÓN HISTÓRICA

AÑO

PBI Regional Número de Clientes Población Regional

(Mio. S/.) TASA DE CRECIM.

(%) CLIENTES

TASA DE CRECIM.

(%) HABITANTES

TASA DE CRECIM.

(%) 1996 2 329 0,0% 119 531 0,0% 950 980 0,0% 1997 2 529 8,6% 134 302 12,4% 959 517 0,9% 1998 2 556 1,0% 149 101 11,0% 968 131 0,9% 1999 2 546 -0,4% 164 103 10,1% 976 825 0,9% 2000 2 608 2,4% 178 470 8,8% 985 598 0,9% 2001 2 269 -13,0% 189 340 6,1% 994 452 0,9% 2002 2 185 -3,7% 201 400 6,4% 1 003 387 0,9% 2003 2 319 6,1% 212 991 5,8% 1 012 403 0,9% 2004 2 740 18,1% 222 563 4,5% 1 021 503 0,9% 2005 2 971 8,4% 232 328 4,4% 1 030 686 0,9% 2006 3 301 11,1% 243 622 4,9% 1 039 953 0,9% 2007 3 705 12,2% 257 213 5,6% 1 049 305 0,9%



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

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


MODELOS ECONOMÉTRICOS R2

1 VEt = C1 + C2 * PBIt 0,7604 C1 -0,04C2 5,63

2 Ln(VEt) = C1 + C2 * Ln(PBIt) 0,6756 C1 2,85C2 4,56

3 VEt = C1 + C2 * POBt + C3 * PBIt 0,9686 C1 -7,65C2 7,73

5,034 Ln(VEt) = C1 + C2 * Ln(POBt) + C3 * Ln(PBIt) 0,9685 C1 -8,31

C2 9,153,97

5 VEt = C1 + C2 * PBIt + C3 * CLIEt 0,9574 C1 -0,73C2 5,21

6,456 Ln(VEt) = C1 + C2 * Ln(PBIt) + C3 * Ln(CLIEt) 0,9323 C1 2,61

C2 4,23C3 5,84

7 VEt = C1 + C2 * PBIt + C3 * VEt-1 0,9912 C1 -5,24C2 0,18C3 14,92

8 Ln(VEt) = C1 + C2 * Ln(PBIt) + C3 * Ln(VEt-1) 0,9840 C1 -3,72C2 -0,06C3 15,38

Estadístico tModelo


MODELOS DE TENDENCIA R2

1 VEt = C1 + C2 * T 0,8714 C1 18,05C2 8,23

2 Ln(Vet) = C1 + C2 * T 0,9132 C1 387,27C2 10,26

3 VEt = C1 + C2 * T + C3 * T^2 0,9925 C1 60,21C2 -2,96

C3 12,054 Ln(Vet) = C1 + C2 * T + C3 * T^2 0,9970 C1 1459,32

C2 -1,27C3 15,82

Modelo Estadístico t

De acuerdo con los criterios teóricos, se optó por seleccionar el modelo 5 de los econométricos, que relaciona la variable ventas de energía con la población y el PBI regional, y el modelo 2 de los de tendencia, los cuales corresponden a los siguientes estadísticos:




EFICIENCIA DEL MODELO ECONOMÉTRICO SELECCIONADO Dependent Variable: VENTAS Sample: 1996 2007 Included observations: 12

Variable Coefficient Std. Error t-Statistic Prob.

C -11892,69 16377,05 -0,72618 0,4862 PBI 41,91912 8,042776 5,212021 0,0006 CLIE 0,532208 0,082541 6,447773 0,0001 R-squared 0,957369 F-statistic 101,0571 Adjusted R-squared 0,947896 Prob(F-statistic) 0.000001 Durbin-Watson stat 0.889001

PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 10 EFICIENCIA DEL MODELO DE TENDENCIA SELECCIONADO

Dependent Variable: LOG(VENTAS) Sample: 1996 2007 Included observations: 12

Variable Coefficient Std. Error t-Statistic Prob.

C 11,93379 0,030815 387,2719 0

@TREND 0,048677 0,004745 10,25768 0

R-squared 0,91321 F-statistic 105,22 Adjusted R-squared 0,90453 Prob(F-statistic) 0.000001 Durbin-Watson stat 0,402046

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

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

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




PROYECCIÓN VENTAS DE ENERGÍA DE USUARIOS MENORES

AÑO TOTAL

VENTAS (AT)

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

(AT+ MT+BT) MT BT MT+BT

2008 00,00 58 681,57 254 452,69 313 134,26 313 134,26 2009 00,00 62 836,23 272 467,94 335 304,17 335 304,17 2010 00,00 67 341,58 292 003,89 359 345,48 359 345,48 2011 00,00 72 196,91 313 057,37 385 254,28 385 254,28 2012 00,00 75 012,50 325 266,23 400 278,73 400 278,73 2013 00,00 77 828,09 337 475,08 415 303,17 415 303,17 2014 00,00 80 643,68 349 683,93 430 327,61 430 327,61 2015 00,00 83 459,27 361 892,78 445 352,06 445 352,06 2016 00,00 86 274,86 374 101,63 460 376,50 460 376,50 2017 00,00 89 090,45 386 310,49 475 400,94 475 400,94 2018 00,00 91 906,04 398 519,34 490 425,38 490 425,38

TASA PROMEDIO (%) 4,59%: (1) No incluye pérdidas en MT y BT

8.1.4 PROYECCIÓN VENTAS-USUARIOS MAYORES De acuerdo a la Norma TARIFAS, la proyección de estos usuarios debe ser efectuada por los propios clientes libres en base a las encuestas que realicen las titulares del área de demanda. Para el caso del Área de Demanda 10, la empresa no presenta las proyecciones de los clientes libres, por lo cual, el consumo del año 2007 se considera constante.

8.1.5 DEMANDAS ADICIONALES En el caso que las empresas pertenecientes al área de demanda, informen demandas adicionales, las mismas son incorporadas a la proyección de demanda en caso de presentar el sustento correspondiente.

En el caso del Área de Demanda 10 se incorpora la demanda adicional de la interconexión del sistema aislado Urubamba, la interconexión del resto de los sistemas aislados se asume incluidos dentro de la tasa de crecimiento histórica del SICOM. No hay sustento para el incremento de demanda de Minera Ares.


DEMANDAS ADICIONALES (MW)

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

URUBAMBA 10 ELSE 1.11 2.48 2.88 3.22 3.22 3.22 3.22 3.22 3.22 3.22 3.22



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 10:


PROYECCIÓN DE LA DEMANDA (MWH) Año MWh Tasa Anual

% 2007 807 185,45 2008 839 459,37 4,00% 2009 885 787,14 5,52% 2010 913 652,25 3,15% 2011 947 581,48 3,71% 2012 964 243,98 1,76% 2013 984 437,48 2,09% 2014 1 001 103,99 1,69% 2015 1 017 772,51 1,67% 2016 1 034 445,05 1,64% 2017 1 051 120,60 1,61% 2018 1 067 800,17 1,59% Tasa

Promedio 2.58%

8.2 Sistema Eléctrico a Remunerar OSINERGMIN ha procedido a determinar el Sistema Eléctrico a Remunerar (SER) del Área de Demanda 10, en base a la mejor información disponible, debido a que:

• El estudio de planeamiento presentado por ELECTRO SUR ESTE, no considera 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.

• ELECTRO SUR ESTE no ha presentado el análisis de alternativas que establece la Norma TARIFAS, lo cual no permite verificar si la alternativa planteada representa la solución de mínimo costo en el área de demanda.

• ELECTRO SUR ESTE no sustenta el dimensionamiento de los nuevos elementos de transmisión que conforman el SER.

• ELECTRO SUR ESTE, no presenta todos los planos solicitados por OSINERGMIN, por ejemplo no se presenta los planos de la línea Quencoro - Oropeza, San Gabán-Puerto Maldonado. Asimismo no se presentan los planos de ruta para las líneas de transmisión existente al 23 de julio de 2006 y los mapas donde se muestren los radios de atención de las subestaciones existentes y proyectadas.



Por las razones expuestas, OSINERGMIN ha procedido a determinar el SER del Área de Demanda 10, 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 planeamiento debe buscar que la configuración integral del sistema a desarrollar permita brindar un servicio de suministro de energía seguro, confiable y que cumpla con las prescripciones de las normas vigentes en el territorio nacional.

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

- Se parte de la configuración real de los sistemas existentes.

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

- 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 operación normal y en condiciones de máxima demanda.

- Se considera un factor de potencia de 0,95 para la demanda en las barras de Media Tensión.

- 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 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

8.2.3.1 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 del sistema y la demanda proyectada correspondiente. De esta manera, se identifica la situación actual y el nivel de sobrecarga que pueden experimentar las SET 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. Mediante el mismo análisis de flujo de potencia se determina los niveles de sobrecarga en los transformadores.

8.2.3.2 Análisis de Alternativas Una vez efectuado el reconocimiento del nivel de carga de cada una 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.

8.2.3.3 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 10, al 23 de julio de 2006, son las que figuran en el Anexo D.

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

Sobrecarga en Transformadores

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 dol_171 DOLOR138 DOLOR11 12.2 143.47tr2 dol_172 DOLOR138 DOLOR11 12.2 143.47tr2 dol_173 DOLOR138 DOLOR11 12.2 143.47tr2 oropeza OROP33 OROP10 1.5 101.92tr2 sic_671 SICU66 SICUA10 7 152.75

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 chahuares CHAR60 CHAR23 CHAR10 7 2 7 31.97 108.15 0.00tr3 com_1671 COMBA138 COMB66 COMBA24 15 7 8 106.18 150.32 52.16tr3 huaro HUAR33 HUAR23 HUAR10 3.5 2 1.5 100.18 42.32 165.24tr3 que_1371 QUEN138 QUEN33 QUEN10 10 3 7 197.46 181.52 175.75

Sobrecargas en las líneas de transmisión

No se presentan sobrecargas en las líneas de transmisión.

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 10, además de los refuerzos e incremento en la capacidad de transformación que serán necesarios realizar en el horizonte al año 2012, se ha identificado la necesidad de regular el nivel de tensión en el departamento de Abancay.

Asimismo, se ha planteado elevar el nivel de transmisión de la SE Sicuani a 138 kV, para lo cual se presenta la ventaja de que por la inmediaciones de esta instalación está pasando la línea de transmisión 138 kV Quencoro – Tintaya.



En esta área de Demanda se ha incorporado la interconexión al SEIN del sistema eléctrico Mazuco – Puerto Maldonado, mediante una línea de transmisión en 138 kV San Gabán – Mazuco.

Las dos alternativas planteadas difieren en la forma de atender la demanda en la ciudad de Urubamba, según lo descrito a continuación:

La Alternativa No. 1 comprende la ampliación de la capacidad transformativa de la SE Urubamba.

La Alternativa No. 2 comprende el traslado de la subestación Urubamba cerca de la localidad de Ollantaytambo.

La alternativa de mínimo costo es la Alternativa 1, tal como se puede observar en el siguiente cuadro:

Total OYM PERDIDAS Costo Total MAT AT MAT/AT AT/MT Inversión US$Alternativa 1 2,627,900 -1,470,123 975,490 1,026,169 3,159,436 357,482 5,839,131 9,356,049Alternativa 2 2,407,014 -849,279 331,688 1,701,545 3,590,969 478,243 5,628,712 9,697,924

Transmisión TransformaciónCostos de Inversión (Valor Presente) Costos de Explotación

El planteamiento para esta área de demanda está focalizada en el problema de tensión que se presenta en la SE Abancay, producto de una caída de tensión muy elevada en la línea de 138 kV. Al respecto, esta caída de tensión se refleja en las barras de MT, lo cual no es factible controlar con la regulación bajo carga. En este sentido, la nueva subestación en 220 kV, que está prevista para alimentar la mina “Las Bambas”, da la posibilidad de instalar un transformador a 138 kV, con lo cual, la estabilidad de tensión se mejora debido a que proviene de una barra de generación.

Para la alternativa óptima, el desarrollo de los sistemas eléctricos en los cuatro años considerados en el proceso regulatorio, es de la siguiente forma:

Año 1

• Incorporación del sistema eléctrico Mazuco – Puerto Maldonado, comprendiendo las siguientes instalaciones:

o Línea de transmisión 138 kV San Gabán – Mazuco o Nueva subestación Mazuco 138/22,9 kV o Línea de transmisión 138 kV Mazuco – Puerto Maldonado o Nueva subestación Puerto Maldonado 138/22.9/10 kV

• Ampliación de la capacidad transformativa 138/33/10 kV de la SE Cahimayo

• Reemplazo del transformador 33/10 kV de la SE Urubamba, por otro de mayor capacidad

• Ampliación de la capacidad transformativa de la SE Quencoro Año 2

• Nueva subestación Sicuani 138/10 kV y su enlace a la línea de transmisión 138 kV Quencoro – Tintaya



Año 3

• Reemplazo de un transformador 138/11 kV en la SE Dolores Pata por otro de mayor capacidad.

Año 4

• Nueva SE Las Bambas 220/138/60 kV y su conexión a la línea de transmisión 220 kV Machu Picchu – Cotaruse.

Como resultado, las instalaciones del SCT que OSINERGMIN ha considerado conforman el Plan de Inversiones para el Área de Demanda 10, 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 (US$) ELECTRO SUR ESTE Monto de

Año Sistema Elèctrico Instalación Elemento Inversiòn

Miles de US$

2009 VALLE SAGRADO SET AT/MT URUBAMBA Transformador de Potencia - Tr2-CSL-Urubamba 10MVA 279,79

2010 SICUANI DERIV. SICUANI 1 - SICUANI Lne csl_DervSicuani1-Sicuani 119,18

2010 SICUANI DERIV. SICUANI 2 - SICUANI Lne csl_DervSicuani2-Sicuani 119,18

2010 SICUANI SET MAT/AT SICUANI Celda de Línea - Lne csl_DervSicuani1-Sicuani 247,63

2010 SICUANI SET MAT/AT SICUANI Celda de Línea - Lne csl_DervSicuani2-Sicuani 247,63

2010 SICUANI SET MAT/AT SICUANI Celda de Transformador -Tr2 csl_Sicuani 157,83

2010 SICUANI SET MAT/AT SICUANI Transformador de Potencia-Tr2 csl_Sicuani 645,92

2012 ABANCAY SET MAT/AT ABANCAY Celda de Transformador - tr3 csl-Abancay_1 281,15



2012 ABANCAY SET MAT/AT ABANCAY Transformador de Potencia - tr3 csl-Abancay_1 2 236,25

2009 PTO MALDONADO-MAZUCO MASUKO - PtoMALDONADO Lne Mazuko_PtoMaldonado 10 536,27

2009 PTO MALDONADO-MAZUCO SAN GABAN - MAZUKO Lne SanGaban_Mazuko_L1014 4 658,20

2009 PTO MALDONADO-MAZUCO SET MAT/AT MAZUKO Celda Compensador -Rp Mazuco145kV 233,08

2009 PTO MALDONADO-MAZUCO SET MAT/AT MAZUKO Celda de Línea-Lne Mazuko_PtoMaldonado 363,47

2009 PTO MALDONADO-MAZUCO SET MAT/AT MAZUKO Celda de Línea-Lne SanGaban_Mazuko_l1014 363,47

2009 PTO MALDONADO-MAZUCO SET MAT/AT MAZUKO Celda de Transformador-tr2 Mazuko 63,71

2009 PTO MALDONADO-MAZUCO SET MAT/AT MAZUKO Celda de Transformador-tr2 Mazuko 240,14

2009 PTO MALDONADO-MAZUCO SET MAT/AT MAZUKO Compensador -Rp Mazuco145kV 380,33

2009 PTO MALDONADO-MAZUCO SET MAT/AT MAZUKO Transformador de Potencia - tr2 Mazuko 857,05



Monto de

Año Sistema Elèctrico Instalación Elemento Inversiòn

Miles de US$

2009 PTO MALDONADO-MAZUCO SET MAT/AT PUERTO MALDONADO Celda de Línea-Lne Mazuko_PtoMaldonado 409,74

2009 PTO MALDONADO-MAZUCO SET MAT/AT PUERTO MALDONADO Celda de Transformador - tr3 PtoMaldonado 71,82



2009 PTO MALDONADO-MAZUCO SET MAT/AT PUERTO MALDONADO Transformador de Potencia - tr3 PtoMaldonado 1 366,38

2009 PTO MALDONADO-MAZUCO SET MAT/AT SAN GABAN Celda de Línea-Lne SanGaban_Mazuko_l1014 222,18

TOTAL 24 736,59

EGEMSA

Año Sistema Eléctrico Instalación Elemento

Monto de Inversión

Miles de US$

2009 VALLE SAGRADO SET MAT/AT CACHIMAYO Transformador de Potencia - tr3 CSL CACH 907,25

2009 VALLE SAGRADO SET MAT/AT QUENCORO Celda de Transformador -tr3 cac_1371 157,83



2011 CUZCO SET MAT/AT DOLORESPATA Transformador de Potencia-Tr2 30MVA Dolores 864,61

TOTAL 2 055,65

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


Los costos de inversión corresponden a la valorización de los elementos que conforman el SER determinado por OSINERGMIN, para lo cual, se toma como base los módulos estándares de inversión vigentes.

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 EGEMSA ELECTRO SUR ESTE Total General 2009 1 191,04 20 382,33 21 573,37 2010 - 1 537,38 1 537,38



Año EGEMSA ELECTRO SUR ESTE Total General 2011 864,61 - 864,61 2012 - 2 816,88 2 816,88 2013 - - -

Los costos anuales de operación y mantenimiento, correspondientes al SCT del Área de Demanda 1, de la PROPUESTA OSINERGMIN, son los que se muestran en el siguiente cuadro:


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

Año EGEMSA ELECTRO SUR ESTE Total general 2009 36,03 620,05 656,08 2010 - 45,35 45,35 2011 25,51 - 25,51 2012 - 83,45 83,45 2013 - - -

8.4 Factores de Pérdidas Medias 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 1,0064

Factores de Pérdidas Medias en Energía (FPMdE) Acumulado en AT 1,0114

Factores de Pérdidas Medias en Energía (FPMdE) Acumulado en MT 1,0119

Factores de Pérdidas Medias en Potencia (FPMdP) Acumulado en MAT 1,0162

Factores de Pérdidas Medias en Potencia (FPMdP) Acumulado en AT 1,0257

Factores de Pérdidas Medias en Potencia (FPMdP) Acumulado en MT 1,0268




8.5.1 CMA SST 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:



TITULAR Año MAT MAT/AT AT AT/MT Total

ELECTROSURESTE 2009 - 75 479,41 2 442 064,53 627 958,34 3 145 502,28

ELECTROSURESTE 2010 - 75 479,41 2 442 064,53 589 392,68 3 106 936,62

ELECTROSURESTE 2011 - 75 479,41 2 442 064,53 589 392,68 3 106 936,62

ELECTROSURESTE 2012 - 75 479,41 2 442 064,53 589 392,68 3 106 936,62

ELECTROSURESTE 2013 - 75 479,41 2 442 064,53 589 392,68 3 106 936,62

REP 2009 343 863,08 131 373,90 - 97 884,02 573 120,99

REP 2010 343 863,08 131 373,90 - 97 884,02 573 120,99

REP 2011 343 863,08 131 373,90 - 97 884,02 573 120,99

REP 2012 343 863,08 131 373,90 - 97 884,02 573 120,99

REP 2013 343 863,08 131 373,90 - 97 884,02 573 120,99

EGEMSA 2009 - - - - -

EGEMSA 2010 - - - - -

EGEMSA 2011 - - - - -

EGEMSA 2012 - - - - -

EGEMSA 2013 - - - - -

TOTAL AREA 10 2009 343 863,08 206 853,31 2 442 064,53 725 842,36 3 718 623,27

TOTAL AREA 10 2010 343 863,08 206 853,31 2 442 064,53 687 276,69 3 680 057,61

TOTAL AREA 10 2011 343 863,08 206 853,31 2 442 064,53 687 276,69 3 680 057,61

TOTAL AREA 10 2012 343 863,08 206 853,31 2 442 064,53 687 276,69 3 680 057,61

TOTAL AREA 10 2013 343 863,08 206 853,31 2 442 064,53 687 276,69 3 680 057,61


8.5.2 CMA SCT 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/.) ELECTROSURESTE 2009 8 790 688,15 1 425 108,40 - 259 797,41 10 475 593,96

ELECTROSURESTE 2010 9 246 128,48 1 425 108,40 - 589 794,93 11 261 031,81

ELECTROSURESTE 2011 9 246 128,48 1 425 108,40 - 589 794,93 11 261 031,81

ELECTROSURESTE 2012 10 609 822,59 1 501 714,11 - 589 794,93 12 701 331,63

ELECTROSURESTE 2013 10 609 822,59 1 501 714,11 - 589 794,93 12 701 331,63

REP 2009 - - - - -

REP 2010 - - - - -

REP 2011 - - - - -

REP 2012 - - - - -

REP 2013 - - - - -

EGEMSA 2009 80 635,62 505 127,89 - 25 699,19 611 462,70

EGEMSA 2010 80 635,62 505 127,89 - 25 699,19 611 462,70

EGEMSA 2011 80 635,62 505 127,89 - 467 423,35 1 053 186,87

EGEMSA 2012 80 635,62 505 127,89 - 467 423,35 1 053 186,87

EGEMSA 2013 80 635,62 505 127,89 - 467 423,35 1 053 186,87

TOTAL SER 2009 8 871 323,77 1 930 236,29 - 285 496,60 11 087 056,66

TOTAL SER 2010 9 326 764,10 1 930 236,29 - 615 494,12 11 872 494,51

TOTAL SER 2011 9 326 764,10 1 930 236,29 - 1 057 218,28 12 314 218,67

TOTAL SER 2012 10 690 458,21 2 006 842,00 - 1 057 218,28 13 754 518,49

TOTAL SER 2013 10 690 458,21 2 006 842,00 - 1 057 218,28 13 754 518,49


Nota: Valores expresados al 30 de abril de cada año. El dato correspondiente al año 2009 incluye el CMA acumulado desde el año 2007.

8.5.3 Ingreso Tarifario

Los Ingresos Tarifarios por año correspondientes a los elementos MAT o MAT/MAT ubicados en el Área de Demanda 1, directamente conectados entre dos barras para las cuales se han fijado Precios en Barra, son los que se muestran en el siguiente cuadro:


INGRESO TARIFARIO POR AÑO, DEL SER (Nuevos Soles)

Elemento Titular 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 San Gaban -

Mazuko 138 kV ELECTRO SUR

ESTE 116 535 116 535 116 535 116 535 146 091 161 849 163 966 163 966



Mazuko - Puerto Maldonado 138 kV

ELECTRO SUR ESTE 106 857 106 857 106 857 106 857 142 713 152 162 155 989 155 989

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



Titular Acumulado en

MAT Acumulado en

AT Acumulado en

MT

EGEMSA 0,0082 0,0693 0,1014 ELECTRO SUR ESTE 0,9417 1,4221 1,5585

REP 0,0348 0,0507 0,0628 Total Área 0,9847 1,5421 1,7227


El peaje total indicado en el cuadro anterior debe aplicarse a la demanda de todos los clientes regulados y libres en los sistemas eléctricos comprendidos en el Área de Demanda 10 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 0,3260 0,6030 0,0533 0,0177 Para CMA de SCT 0,0612 0,9201 0,0149 0,0038

Para Peaje 0,0786 0,8992 0,0174 0,0047



9. Conclusiones y Recomendaciones

Del análisis realizado por OSINERGMIN a los estudios presentados por las empresas ELECTRO SUR ESTE, EGEMSA y REP, así como los análisis de las propuestas presentadas, se concluye lo siguiente:

a) Los valores de los CMA correspondientes al Área de Demanda 10 son los que se muestran en los Cuadros N° 8-6 y 8-7.

b) Los Ingresos Tarifarios por año correspondientes a los elementos MAT o MAT/MAT ubicados en el Área de Demanda 10, directamente conectados entre dos barras para las cuales se han fijado Precios en Barra, son los que se muestran en el Cuadro N° 8-8.

c) Los valores de los Peajes correspondientes al Área de Demanda 10 son los que se muestran en el Cuadro N° 8-9.

El peaje total por área de demanda debe aplicarse a todos los clientes regulados y libres en los sistemas eléctricos comprendidos en la misma área de demanda y en el nivel de tensión correspondiente, debiendo lo recaudado transferirse a cada uno de los TITULARES que la conforman en proporción a los peajes parciales (no acumulados) que corresponden a cada uno de ellos por nivel de tensión.

d) Los valores de los coeficientes correspondientes a las fórmulas para determinar los Factores de Actualización de los Costos Medios Anuales y Peajes, son los que se muestran en el Cuadro N° 8-10.

e) Los Factores de Pérdidas Medias a emplearse para la expansión de los Precios en Barra a las barras de los SST y/o SCT no comprendidas en el literal b) anterior, son los que se muestran en el Cuadro N° 8-5.

f) Se recomienda la emisión de una resolución fijando las Tarifas conformadas por los valores contenidos en los cuadros referidos en los literales anteriores, correspondientes al período del 01 de mayo de 2009 hasta el 30 de abril de 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 10-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 10 - Según Propuesta



TABLA A1: ELEMENTOS DEL SST CORRESPONDIENTE AL TITULAR ELECTRO SUR ESTE

Item Elemento Código Módulo Estándar Asignado Monto de Inversión Miles de US$

Alícuota Inversión (%)

1 Celda de Línea CE-060SIU2C1ESBLI 171,56 0,50 2 Celda de Alimentadores CE-010SIU2C1ESBLI 49,64 0,14 3 Celda de Alimentadores CE-010SIU2C1ESBLI 49,64 0,14 4 Celda de Alimentadores CE-010SIU2C1ESBLI 49,64 0,14 5 Celda de Alimentadores CE-010SIU2C1ESBLI 49,64 0,14 6 Celda de Alimentadores CE-010SIU2C1ESBLI 49,64 0,14 7 Celda de Alimentadores CE-023SIU2C1ESBLI 59,43 0,17 8 Celda de Alimentadores CE-023SIU2C1ESBLI 59,43 0,17 9 Celda de Alimentadores CE-023SIU2C1ESBLI 59,43 0,17 10 Celda de Línea CE-060SIU2C1ESBLI 226,53 0,66 11 Celda de Transformador CE-060SIU2C1ESBTR 205,57 0,60 12 Celda de Transformador CE-023SIU2MCISBTR 63,80 0,19 13 Celda de Transformador CE-010SIU2MCISBTR 51,03 0,15 14 Celda de Transformador CE-010SIU2MCISBTR 51,03 0,15 15 Transformador de Potencia TP-138060010-030SI2E 1 408,59 4,11 16 Celda de Transformador CE-023SIR2C1ESBTR 53,87 0,16 17 Celda de Transformador CE-010SIR2C1ESBTR 47,91 0,14 18 Celda de Línea - Transformador CE-060SIR2C1ESBLT 186,37 0,54 19 Celda de Alimentadores CE-010SIR2C1ESBAL 50,85 0,15 20 Celda de Alimentadores CE-010SIR2C1ESBAL 50,85 0,15 21 Celda de Alimentadores CE-023SIR2C1ESBLI 66,68 0,19 22 Celda de Alimentadores CE-023SIR2C1ESBLI 66,68 0,19 23 Celda de Alimentadores CE-023SIR2C1ESBLI 66,68 0,19 24 Celda de Alimentadores CE-023SIR2C1ESBLI 66,68 0,19 25 Transformador de Potencia TP-060023010-015SI2E 776,36 2,27 26 Celda de Transformador CE-023SIR3C1ESBTR 67,38 0,20 27 Celda de Línea - Transformador CE-060SIR3C1ESBLT 203,72 0,59 28 Celda de Alimentadores CE-023SIR3C1ESBAL 85,05 0,25





29 Celda de Alimentadores CE-023SIR3C1ESBAL 85,05 0,25 30 Celda de Alimentadores CE-023SIR3C1ESBAL 85,05 0,25 31 Transformador de Potencia TP-060023010-007SI3E 591,96 1,73 32 Celda de Transformador CE-023SIR2C1ESBTR 56,38 0,16 33 Celda de Línea - Transformador CE-060SIR2C1ESBLT 195,07 0,57 34 Celda de Alimentadores CE-023SIR2C1ESBAL 73,57 0,21 35 Celda de Alimentadores CE-023SIR2C1ESBAL 73,57 0,21 36 Celda de Alimentadores CE-023SIR2C1ESBAL 73,57 0,21 37 Celda de Alimentadores CE-023SIR2C1ESBAL 73,57 0,21 38 Transformador de Potencia TP-060023010-007SI2E 569,49 1,66 39 Celda de Transformador CE-010SIR2C1ESBTR 53,49 0,16 40 Celda de Línea - Transformador CE-060SIR2C1ESBLT 208,09 0,61 41 Celda de Alimentadores CE-010SIR2C1ESBLI 53,68 0,16 42 Celda de Alimentadores CE-010SIR2C1ESBLI 53,68 0,16 43 Celda de Alimentadores CE-010SIR2C1ESBLI 53,68 0,16 44 Transformador de Potencia TP-060023010-007SI2E 607,48 1,77 45 Celda de Transformador CE-023SIR2C1ESBTR 62,81 0,18 46 Celda de Línea - Transformador CE-060SIR2C1ESBLT 217,32 0,63 47 Celda de Alimentadores CE-023SIR2C1ESBLI 77,75 0,23 48 Celda de Alimentadores CE-023SIR2C1ESBLI 77,75 0,23 49 Celda de Alimentadores CE-023SIR2C1ESBLI 77,75 0,23 50 Transformador de Potencia TP-060023-004SI2E 385,78 1,13 51 Celda de Alimentadores CE-023SIR2C1ESBAL 58,82 0,17 52 Celda de Alimentadores CE-023SIR2C1ESBAL 58,82 0,17 53 Celda de Transformador CE-023SER1C1ESBTR 53,27 0,16 54 Celda de Línea - Transformador CE-060SER1C1ESBLT 196,34 0,57 55 Celda de Alimentadores CE-023SER1C1ESBAL 67,97 0,20 56 Celda de Alimentadores CE-023SER1C1ESBAL 67,97 0,20 57 Celda de Alimentadores CE-023SER1C1ESBAL 67,97 0,20 58 Transformador de Potencia TP-060023010-007SE1E 602,31 1,76





59 Celda de Alimentadores CE-010SIU3MCISBAL 35,75 0,10 60 Celda de Alimentadores CE-010SIU3MCISBAL 35,75 0,10 61 Celda de Transformador CE-010SIU3MCISBTR 61,95 0,18 62 Celda de Línea - Transformador CE-010SIU3C1ESBLT 73,25 0,21 63 Celda de Alimentadores CE-010SIU3MCISBAL 51,48 0,15 64 Celda de Alimentadores CE-010SIU3MCISBAL 51,48 0,15 65 Celda de Alimentadores (reserva equipada) CE-010SIU3MCISBAL 51,48 0,15 66 Transformador de Potencia TP-060010-007SI3E 554,93 1,62 67 Celda de Alimentadores CE-010SIR3C1ESBAL 95,17 0,28 68 Celda de Alimentadores CE-010SIR3C1ESBAL 95,17 0,28 69 Celda de Alimentadores CE-010SIR3C1ESBAL 95,17 0,28 70 Transformador de Potencia TP-033010-002SI3E 176,78 0,52 71 Celda de Alimentadores CE-010SIR2C1ESBAL 72,30 0,21 72 Celda de Alimentadores CE-010SIR2C1ESBAL 72,30 0,21 73 Celda de Alimentadores CE-010SIR2C1ESBAL 72,30 0,21 74 Celda de Alimentadores CE-023SIR2C1ESBAL 99,93 0,29 75 Transformador de Potencia TP-033010-004SI2E 237,40 0,69 76 Celda de Alimentadores CE-010SIU2MCISBAL 63,06 0,18 77 Celda de Alimentadores CE-010SIU2MCISBAL 63,06 0,18 78 Celda de Alimentadores CE-010SIU2MCISBAL 63,06 0,18 79 Celda de Alimentadores CE-010SIU2MCISBAL 63,06 0,18 80 Transformador de Potencia TP-033010-004SI2E 276,54 0,81 81 Celda de Transformador CE-023SIR2C1ESBTR 56,67 0,17 82 Celda de Transformador CE-010SIR2C1ESBTR 50,40 0,15 83 Celda de Línea - Transformador a CACHIMAYO CE-060SIR2C1ESBLT 196,08 0,57 84 Celda de Alimentadores CE-010SIR2C1ESBAL 53,50 0,16 85 Celda de Alimentadores CE-010SIR2C1ESBAL 53,50 0,16 86 Celda de Alimentadores CE-023SIR2C1ESBAL 73,95 0,22 87 Celda de Alimentadores CE-023SIR2C1ESBAL 73,95 0,22 88 Transformador de Potencia TP-060023010-009SI2E 654,77 1,91





89 Línea de Transmisión 1 378,61 4,03 90 Línea de Transmisión 2 677,10 7,82 91 Línea de Transmisión 1 011,26 2,95 92 Línea de Transmisión 4 697,67 13,72 93 Línea de Transmisión 1 662,63 4,86 94 Línea de Transmisión 1 124,91 3,29 95 Línea de Transmisión 1 149,19 3,36 96 Línea de Transmisión 1 356,65 3,96 97 Línea de Transmisión 824,65 2,41 98 Línea de Transmisión 1 822,25 5,32 99 Línea de Transmisión 612,47 1,79 100 Línea de Transmisión 699,22 2,04 101 Línea de Transmisión 110,39 0,32 102 Línea de Transmisión 1 709,77 4,99 103 Línea de Transmisión 119,43 0,35 104 Línea de Transmisión 237,73 0,69

TOTAL 34 241,88 100,00



TABLA A2: ELEMENTOS DEL SST CORRESPONDIENTE AL TITULAR REP

Monto de Alícuota Item Elemento Código Módulo Estándar Asignado Inversión Inversión

Miles de US$ (%) 1 Línea Cachimayo - Abancay LT-220COR0PMS0C1500A 6 787,29 51,23

2 Celda de Línea a Cachimayo LT-220COR0PMS0C1500A 290,95 2,20

3 Celda de Línea a Abancay LT-060COR0PMS0C1300A 270,60 2,04

4 Celda de Transformación LT-060COR0PMS0C1300A 214,61 1,62

5 Celda de Línea a Sicuani LT-060COR0PMS0C1300A 220,04 1,66

6 Celda de Transformación CE-220COU1C1EDBLI 181,39 1,37

7 Celda de Línea a CE-220COU1C1EDBRE 82,47 0,62

8 Celda de Línea a CE-220COU1C1EDBTR 82,47 0,62


10 Celda de Transformación CE-060COU1C1ESBLI 82,57 0,62

11 Transformador de Potencia 15 MVA CE-060COU1C1ESBTR 1 471,83 11,11

12 Celda de Transformación CE-060COU1C1ESBTR 176,96 1,34

13 Celda de Línea a Urcos CE-010COU1C1ESBLI 112,26 0,85


15 Celda de Línea a CE-010COU1C1ESBLI 58,66 0,44

16 Celda de Línea a CE-010COU1C1ESBTR 58,66 0,44


18 Celda de Línea a CE-010COU1C1ESBCV 58,66 0,44

19 Celda de Línea a TP-220060010-050CO1E 58,66 0,44

20 Celda de Transformación TP-220060010-050CO1E 50,26 0,38

21 Celda de Transformación SC-220CO1REEF-0020 171,36 1,29

22 Celda de Transformación SC-010CO1CSEV-0010-0020 171,36 1,29








Monto de Alícuota Item Elemento Código Módulo Estándar Asignado Inversión Inversión

Miles de US$ (%) 28 Celda de Línea a CE-010COU1C1ESBLI 56,90 0,43


30 Celda de Transformación CE-010COU1C1ESBTR 49,50 0,37

31 Transformador de Potencia 25 MVA TP-220060010-050CO1E 989,24 7,47

32 Transformador de Potencia 25 MVA CE-220COU1C1EDBLI 989,24 7,47

TOTAL 13 249,09 100,00



Anexo B Diagramas Unifilares del SER 2009-

2013 - Según Propuesta



SET Urubamba

Cachimayo 138 kV

Urubamba 33 kV

Cachimayo 33 kV

Cachimayo 10 kV

Cachimayo 60 kV

Cachimayo 22.9 kV

Urubamba 22.9 kV

Urubamba 10 kV

Descripción:

Implementación de una segunda terna en 33 kV

de 22.46 km, AAAC 120 mm2.

Instalación de un nuevo transformador en la SET

Cachimayo de 138/33/10 kV, 15/12/3 MVA en

reemplazo del existente.

Instalación de un nuevo transformador en la SET

Urubamba de 33/22.9/10 kV, 12/12/4 MVA

Alternativa 2



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° 0357-2008-GART, 0358-2008-GART y 0374-2008-GART sobre Observaciones al Estudio Tarifario presentado por ELECTRO SUR ESTE, EGEMSA y REP, respectivamente.

2. Respuesta a las observaciones al Estudio Tarifario presentados por las empresas ELECTRO SUR ESTE, EGEMSA y REP.

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

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



Análisis de la Respuesta a las Observaciones Formuladas a la Propuesta de la Empresa ELECTRO SUR ESTE

OBSERVACIONES GENERALES

DEMANDA

Observación 1.

La proyección de demanda presentada no incluye todas las cargas comprendidas en las Áreas de Demanda 10 y 11. Solo se limita a considerar la demanda atendida por las instalaciones de ELECTRO SUR ESTE. Se requiere que efectúe la proyección para el total de cada una de las Áreas de Demanda (incluyendo usuarios menores y mayores) conforme a lo establecido en el numeral 7.5.2 de la NORMA TARIFAS.

Respuesta

Se ha incorporado las demandas de los usuarios mayores YURA CACHIMAYO y XTRATA TINTAYA correspondiente al Área de Demanda 10, así como se ha incorporado la demanda atendida por Eyector Puno correspondiente al Área de Demanda 11.

Análisis y conclusión de OSINERGMIN

Subsanada

ELECTRO SUR ESTE incorpora los dos clientes libres mayores de Área de Demanda 10 y ELECTRO PUNO en el área 11.

ASIGNACIÓN DE RESPONSABILIDADES

Observación 2.

Se debe presentar el sustento sobre la asignación de responsabilidad de pago enmarcado en la Sexta Disposición Complementaria Final de la Ley N° 28832.

Respuesta

Se adjunta el documento respectivo sobre asignación de responsabilidad firmado entre Electro Sur Este y EGEMSA


No Subsanada

La observación presentada esta orientado a la asignación de pago por el uso de las instalaciones de transmisión entre los titulares (Generación, Transmisión y Distribución), y no esta referido a la asignación de responsabilidad entre titulares por el desarrollo del estudio tarifario de los SST-SCT. Por consiguiente, la observación no ha sido subsanada.



DETERMINACIÓN DEL SER

Observación 3.

La empresa sólo ha tomado en cuenta sus instalaciones dentro de su Área de Concesión, 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 las empresas concesionarias de electricidad ubicadas en las Áreas de Demanda 10 y 11.

Respuesta

Se hizo la consulta a OSINERGMIN respecto a dicha observación, en el cual nos indicaron que sólo se debe considerar la demanda de las empresas dentro de la misma área de demanda.


No Subsanada

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 ELECTRO SUR ESTE, al considerar sólo sus instalaciones para el desarrollo del SER, no está cumpliendo con lo establecido en la NORMA TARIFAS.

Observación 4.

El estudio de planeamiento no considera todas las instalaciones de SST y SCT que alimentan las mismas Áreas de Demanda 10 y 11, 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 las otras empresas ubicadas en las Áreas de Demanda 10 y 11.

Respuesta

Como se indicó en la observación anterior, sólo se considera la proyección de demanda de las instalaciones correspondientes a otras empresas, además de lo establecido en el documento de asignación de responsabilidad indicado en la observación 2.


No Subsanada

Acorde a la NORMA TARIFAS en su numeral 12.2, el ESTUDIO debe abarcar todas las instalaciones del SST y SCT que alimenten una misma Área de Demanda.

Observación 5.

No se ha efectuado un análisis adecuado de alternativas que demuestren 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



Se adjunta el equipamiento y valorización de las alternativas planteadas para los sistemas eléctricos en la carpeta “FORMATOS OSINERGMIN \ ALTERNATIVAS”.


No Subsanada

ELECTRO SUR ESTE, no presenta el análisis correspondiente que demuestre que el SER propuesto corresponde a la alternativa de mínimo costo tal como lo establece la NORMA TARIFAS en su numeral 12.3.:

El SER debe determinarse a partir de la evaluación de distintas alternativas y debe corresponder a la alternativa que constituya la solución de mínimo costo para el horizonte de evaluación, teniendo en cuenta lo establecido en la presente Norma y la siguiente expresión:

Costo Total = valor presente de (Inversión + Operación + Mantenimiento + Pérdidas)

Por lo expuesto, se concluye que la observación formulada por OSINERGMIN, no ha sido subsanada.

Observación 6.

Se requiere que, en el Plan de Inversiones, se distingan todas las instalaciones ejecutadas o en ejecución, con cargo a presupuestos de terceros tales como, Plan Nacional de Electrificación Rural (PNER), donaciones, entre otros, y que se hayan transferido. Se requiere que se señale claramente cuál es el porcentaje de la inversión de cada una de esas instalaciones que ha sido cubierto por dichos terceros y por la titular. Asimismo, se requiere que se presente toda la documentación que sustente la transferencia, los costos de transferencia y los expedientes técnicos de ejecución de obra (planos de rutas y diagramas unifilares, memorias descriptivas, metrado y valorización).

Respuesta

Todas las inversiones en trasmisión son financiadas enteramente por ELECTRO SUR ESTE. No existen inversiones futuras a ser financiados por terceros.


Subsanada

ELECTRO SUR ESTE explica lo solicitado.

Observación 7.

Falta documentación técnica del sistema existente y de las alternativas analizadas. Se requiere que la Empresa presente archivos en AutoCad lo siguiente:

• Esquemas unifilares al 23 de Julio de 2006.

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

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



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

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

Respuesta

Se adjunta la información solicitada.


Subsanada Parcialmente

ELECTRO SUR ESTE, no presenta todos los planos solicitados por OSINERGMIN. Por ejemplo, no se presenta los planos de la línea Quencoro - Oropeza, San Gabán-Puerto Maldonado. Asimismo, no se presentan los planos de ruta para las líneas de transmisión existente al 23 de julio de 2006 y los mapas donde se muestren los radios de atención de las subestaciones existentes y proyectadas. En consecuencia, se concluye que la observación ha sido levantada parcialmente.

Observación 8.

No se informa sobre las fechas previstas para la puesta en operación comercial de los nuevos elementos de transmisión, considerados en el Plan de Inversiones, conforme lo establecido en la tercera viñeta del numeral 5.3 de la NORMA TARIFAS. Se requiere la inclusión de esta información en el ESTUDIO.

Respuesta

En el informe de inversiones (Volumen II) se indica las fechas previstas de ingreso comercial de los nuevos elementos de transmisión.



Efectivamente en el Volumen II de su informe, ELECTRO SUR ESTE informa sobre las fechas previstas para la puesta en operación comercial de los nuevos elementos de transmisión (Año), sin indicar el mes ni el día. Por otro lado, no se indica las características generales de cada línea o subestación tal como indica la NORMA TARIFAS. En consecuencia la observación ha sido subsanada parcialmente.

COSTOS DE INVERSIÓN

Observación 9.

No se ha efectuado la justificación de los costos unitarios de telecomunicaciones y centro de control.

Respuesta

Los costos unitarios de telecomunicaciones y de centro de control (componente nacional y componente extranjero) consignados corresponden a los módulos estándares publicados por OSINERGMIN, por lo que no corresponde a ELECTRO SUR ESTE justificar estos costos unitarios.




Subsanada

La empresa explicó lo solicitado.

Observación 10.

Se debe emplear los valores de módulos estándar vigentes en cada etapa del presente proceso regulatorio.

Respuesta

Se ha actualizado los costos considerando los valores de los módulos estándares vigentes (junio 2008)


Subsanada

La Empresa presenta lo solicitado

COSTOS ESTÁNDAR DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

Observación 11.

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 mérito a la actualización de costos de los módulos estándares de inversión de OSINERGMIN se ha actualizado el COYM.


Subsanada

La Empresa presenta lo solicitado.

FACTORES DE PÉRDIDAS



Observación 12.

Las pérdidas utilizadas por la empresa no coinciden con las pérdidas estándar aprobadas por OSINERGMIN. Se requiere que sean revisadas y corregidas e informar los sectores típicos correspondientes para cada sistema eléctrico de la empresa.

Respuesta

Se ha corregido lo indicado y se ha utilizado los porcentajes de pérdidas estándar aprobadas por OSINERGMIN.


Subsanada

Observación levantada, para el formato F-109, los porcentajes por sector típico (cuadro superior) a considerar corresponden a los fijados en la Resolución Nº 370-2005-OS/CD, modificado con la resolución Nº 021-2006-OS/CD y sustentado con el Informe OSINERG-GART/DDE Nº 060-2005.

Porcentajes de Pérdidas Estándar(Respecto al ingreso en cada nivel de tensión)

Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 4 Sector 5SectorEspecial

Media PEMT 1.29% 1.52% 1.70% 1.90% 1.90% 1.45%tension PPMT 1.64% 2.48% 3.76% 3.90% 3.85% 2.10%Baja PEBT 9.00% 8.37% 9.33% 10.07% 10.07% 7.76%tension PPBT 9.68% 11.70% 14.24% 15.16% 15.16% 8.65%

Factores de Expansión de Pérdidas Estándar

Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 4 Sector 5SectorEspecial

Media PEMT 1.0131 1.0154 1.0173 1.0194 1.0194 1.0147tension PPMT 1.0167 1.0254 1.0391 1.0406 1.0400 1.0215Baja PEBT 1.0989 1.0913 1.1029 1.1120 1.1120 1.0841tension PPBT 1.1072 1.1325 1.1660 1.1787 1.1787 1.0947Fuente: 021‐2006‐OS/CD

DETERMINACIÓN DEL CMA, PEAJES, COMPENSACIONES Y FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN

Observación 13.

Los peajes determinados no contemplan ni las instalaciones ni las demandas del área completa. Se requiere presentar el análisis completo.

Respuesta

Se ha recalculado el peaje considerando las instalaciones de ELECTRO PUNO para el Área de Demanda 11.


No Subsanada

No se calculan los peajes por área completa de demanda



OBSERVACIONES ESPECÍFICAS

PROYECCION DE LA DEMANDA

Observación 14.

No es consistente la utilización de los factores de carga

Se ha verificado el cálculo de los factores de carga para las SET con FCP de valor 1 con la información de potencia del formato F-102 y la energía del formato F-103; sin embargo, los resultados no coinciden con los valores informados en el formato F-101. Se solicita revisar y corregir la diferencia.

Respuesta

Se ha revisado los cálculos de los factores de carga, contribución a la punta y simultaneidad, realizando el cálculo de acuerda a lo estipulado en la norma TARIFAS. Los cálculos de dichos factores se efectúan en el archivo auxiliar "Resumen pulsos sistemas eléctricos.xls" ubicado en la carpeta de archivos auxiliares.


Subsanada

Se ha verificado que en el archivo “Resumen Pulsos Sistemas Eléctricos.xls” se ha efectuado los cálculos acorde a lo establecido en la NORMA TARIFAS.

Observación 15.

La información de máxima demanda de las cargas es incompleta

La información de cargas presentada en el formato F-102 sólo muestra la fecha y hora de la máxima demanda de cada SET. Se solicita completar la información con los registros de carga cada 15 minutos para el día de demanda máxima.

Respuesta

Se ha adjuntado los registros de pulsos de energía cada 15 minutos para cada uno de los sistemas eléctricos, el cual se encuentra en el formato F-102 A.

Así mismo, se ha adjuntado el archivo "Resumen pulsos sistemas eléctricos.xls" en donde se muestran los pulsos cada 15 minutos del día de máxima demanda para cada sistema eléctrico.


Subsanada

Se ha presentado la información solicitada.

Observación 16.

No se verifica que la información de PBI utilizada provenga de fuente oficial



La empresa utiliza información del PBI de Perú en Números, pero no se verifica que sea publicación del INEI. Se sugiere utilizar fuente de información oficial, dado que el INEI publica el PBI por departamentos

Respuesta

La información de PBI se ha tomado de "Perú en Números 2005" que es publicado por el instituto Cuanto, En su pagina web, en el enlace de fuentes de datos figura el Instituto Nacional de Estadística e Informática, además de otros, por tanto que se puede considerar que proviene de una fuente oficial.


No Subsanada

Pese a ello los datos propuestos por ELECTRO SUR ESTE y el INEI (fuente oficial) difieren ostensiblemente, tal como muestra el siguiente gráfico:

-16%

-12%

-8%

-4%

0%

4%

8%

12%

16%

20%

24%

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

PBI INEIPBI ELSE

Tampoco se recoge en su propuesta la información del PBI para los años 1995 y 2007.

Observación 17.

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

El ESTUDIO sólo considera los sistemas eléctricos correspondientes a la propia empresa, sin tener en cuenta lo establecido en el Capítulo Segundo, numeral 9.1.3 de la NORMA TARIFAS. Se requiere que la proyección de demanda de energía se trate en forma global para toda el Área de Demanda 10, incluyendo las cargas de Yura Cachimayo y Mina Tintaya atendidos por EGEMSA.

De manera similar, en el estudio se debe considerar la proyección global del Área de Demanda 11 atendida por ELECTRO PUNO.

Respuesta



Se ha adjuntado la demanda correspondiente a ELECTRO PUNO que corresponde al Área de Demanda 11 en la proyección de la demanda y en el cálculo de los peajes. Así mismo también se incorporó la demanda correspondiente a las cargas de Yura Cachimayo y Xtrata Tintaya.



Se ha verificado que se ha incluido la correspondiente demanda del área 11 más las cargas de Xtrata y Yura (formato F-115), aunque no se debe considerar la demanda de la Minera Catalina Huanca por ser menor. También faltaría incluir las otras cargas la Minera Tintaya. En resumen:

Código Cliente Razón Social Empresa

Suministradora Código Barra

Barra de Entrega

Tensión (kV)

MD (MW)

CL0108 MINERA TINTAYA 2 EGEMSA BARR041 TINTAYA 138 3.4

CL0242 MINERA TINTAYA (TINTAYA 138) ENERSUR BARR041 TINTAYA 10 18.0

CL0267 MINERA TINTAYA 4 ENERSUR BARR041 TINTAYA 138 5.5

Observación 18.

No se sustenta debidamente la proyección de la demanda de energía

La empresa estima modelos de proyección con los métodos de tendencia y econométrico. Finalmente utiliza una tasa de proyección que resulta del promedio de las tasas de crecimiento surgidas de modelos econométricos o tendenciales pre-seleccionados, y elige un modelo que no resulta ser el más representativo del comportamiento de las ventas de energía. Se solicita la justificación de esta metodología.

Respuesta

La metodología de proyección de la demanda establecida en la NORMA TARIFAS es muy general. Por la tanto, se debe aplicar el criterio del analista, para combinar adecuadamente los resultados de los métodos de tendencia y econométrico. Así por ejemplo, el método econométrico es más representativo para la proyección a corto plazo, mientras que el de tendencias lo es para el mediano y largo plazo.



Se desprende del ESTUDIO que en el horizonte de estudio ELECTRO SUR ESTE prevé un crecimiento del orden de 8.87% la cual es mayor a la tasa obtenida en los últimos 5 años el cual fue de 7.24% en promedio. ELECTRO SUR ESTE tampoco justifica porqué dicha tasa de crecimiento es determinada como un promedio simple de las tasas de crecimiento de los diversos modelos estimados para un horizonte de 11 años.



Observación 19.

Se presentan errores e inconsistencias de Ios estadísticos de los modelos econométricos

Sin perjuicio de la observación anterior, algunos modelos con estadísticos t observados en algunas variables que son menores al t crítico han sido calificados como estadísticamente significativos. Por ejemplo, en el modelo que estima las ventas a partir del PBI, número de clientes y población, el “t” asociado a los clientes es -0,2033 (menor al valor crítico), siendo necesario un valor del estadístico mayor al valor crítico. Se solicita revisar estas conclusiones.

Respuesta

Para una determinada ecuación, basta que uno de los coeficientes de la misma sea mayor que el valor critico, para que se considere valida.


No Subsanada

En el caso de los estadísticos t, todos los coeficientes deben ser significativos (tvar > t crítico) para que el modelo sea válido.

Observación 20.

El informe no es consistente con lo enunciado en los formatos.

En el informe se señala que se proyectan las ventas globales de la empresa. Esta afirmación induce a pensar que la energía vendida a los Usuarios Mayores se encuentra incluida en las ventas globales. Sin embargo, en los formatos F-121 y F-122 se incluye a los Usuarios Mayores, pero no en los formatos F-123 y F-124. Se solicita revisar estos puntos y corregir.

Respuesta

Efectivamente se proyectan las ventas globales de la empresa, así mismo dichos usuarias mayores si se encuentran incluidos en los formatos F-121 al F-124. Igualmente se ha agregado las demandas de las cargas de Xtrata Tintaya y Yura Cachimayo a dichos formatos.


Subsanada

Se han verificado las incorporaciones.

Observación 21.

No se presenta sustento de las cargas adicionales

La empresa informa la existencia de demandas nuevas pero no se adjunta la documentación que las sustente. Por lo tanto, se requiere el correspondiente sustento.

Respuesta

Se adjunta el sustento respectivo de dichas cargas adicionales.




Subsanada

Se ha adjuntado un documento “Sustento de cargas adicionales.doc” en la que se mencionan que las cargas a interconectarse provienen de proyectos de electrificación elaborados por el estado peruano (MINEM, Gobierno Regional, Municipios, etc.)

Observación 22.

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

Los porcentajes de pérdidas declarados en el formato F-109 no coinciden con los porcentajes de pérdidas estándar aprobados por OSINERGMIN para los sectores típicos que corresponden a cada Área. Se solicita su revisión y corrección.

Respuesta

Se ha corregido esta observación, declarando las pérdidas estándares establecidas por OSINERGMIN.


No Subsanada

En el formato F-109 se han declarado porcentaje de pérdidas estándares que difieren a los vigentes establecidos por el OSINERGMIN.

SECTOR TÍPICO 2

SECTOR TÍPICO 4

MT BT MT BT

ELECTROSURESTE 1.51% 8.37% 1.99% 10.07%

VAD 2005 1.52% 8.37% 1.90% 10.07%

Observación 23.

No se ha calculado correctamente los valores de potencia coincidente.

La potencia coincidente en el formato F-112 se ha calculado con FC y FCP totales de cada sistema. El cálculo consiste en aplicar el FC, FCP y FPHMS de cada SET. Se solicita revisar y corregir.

Asimismo, se ha verificado que, en el cálculo de la potencia coincidente en el formato F-114, a la demanda del formato F-110 se le incorporan nuevamente las pérdidas del formato F-109. Se solicita revisar y efectuar la correspondiente corrección.

Respuesta



La conversión de energía en potencia se ha realizado utilizando la formula indicada en la Norma Tarifas, en el numeral 9.1.4, en donde el modelo matemático sólo contempla el uso del FC y FCP. Se hizo la consulta respectiva directamente a OSINERGMIN pero no hubo respuesta alguna.

Se ha corregido la doble incorporación de las pérdidas en la conversión de energía a potencia.


No Subsanada

No se ha corregido ninguna de las observaciones planteadas para los cálculos de las potencias en los formatos F-112 y F-114

Observación 24.

Se observan inconsistencias entre la demanda máxima de potencia coincidente con el SEIN histórica y proyectada.

De acuerdo con la información presentada por la empresa en los formatos F-102 y F-114 con respecto a la demanda máxima de potencia coincidente con el SEIN, se observa que para algunas SET la demanda de potencia proyectada es inferior a la registrada durante el año base. Se solicita revisión y sustento de estas diferencias.

Respuesta

Se ha corregido lo observado.



Se ha verificado que dicha demanda de potencia ha sido corregida (Pmáx2007=64.84 MW<Pmáx2008=77.49 MW) pero aún se encuentran valores de potencia activa en el día de máxima de la SET (F-102) mayores que los previstos en F-114, por ejemplo Sicuani Ciudad en 10kV.

Observación 25.

Archivos de demanda presentan error de vinculación

El archivo PROYECCION:_SISTEMAS_ELECTRICOS.XLS, hoja DEMANDAS ADICIONALES, presenta la totalidad de las celdas de cálculo con error de vinculación.

Respuesta

Se ha corregido la observación


Subsanada Se ha verificado que el archivo no presenta errores de vinculación, por lo que se da por aceptado el descargo.




Observación 26.

No presenta análisis para reemplazo de transformador

No se presenta el análisis para el reemplazo del transformador de la S.E. Tamburco. Se solicita efectuar el respectivo análisis que justifique el reemplazo de dicha instalación.

Respuesta

En la subestación de Tamburco no se planea reemplazar el transformador existente. Lo que se plantea es la instalación de un segundo transformador en paralelo con el existente, por lo que no es necesario un análisis de reemplazo.


No Subsanada ELECTRO SUR ESTE no presenta los cálculos correspondientes para justificar la instalación de un segundo transformador en paralelo con lo existente. Por tanto, la observación no ha sido subsanada.

Observación 27.

Incoherencias en la información presentada

La información presentada en los formatos F-213, F-214 y F-303 no concuerda con los formatos F-206 y F-216. Se solicita su verificación y corrección.

Respuesta

Se ha revisado dichos formatos y realizado las correcciones pertinentes.



En el formato F-214, se indica que la línea Quencoro – Oropeza entrará en operación el año 2012, sin embargo en el formato F-216 esta línea estará presente desde el año 2009. Asimismo, para la línea Cachimayo – N - Urubamba, en el formato F-214 indica su ingreso para el año 2009; sin embargo, en el formato F-216 para el año 2009 aun no está en operación dicha línea. Por lo expuesto, se concluye que la observación ha sido subsanada parcialmente.

Observación 28.

No se han presentado los valores de tasas de falla y tiempos de interrupción

En los formatos F-208 a F-210 no se han consignado los índices relacionados con las tasas de falla y tiempos de de interrupciones estándares. La empresa señala que estos formatos no aplican a la empresa. En ese sentido, se requiere que se presente la justificación de la no aplicación de dichos formatos.

Respuesta



Para ciudades que tienen una demanda mayor a 30 MW, se aplica el criterio determinístico N-1 por lo tanto, no es necesario considerar tasas anuales estándares de averías ni estudios probabilísticos para determinar la configuración de las instalaciones nuevas, debido a que se utiliza un análisis determinístico. Por otro lado, las tolerancias establecidas en la NTCSE para servicio urbano, servicio rural o red radial, para los índices N y D, corresponden al total por sistema eléctrico o por concesión, es decir que corresponde a las instalaciones en AT, MT, para los clientes en MT, y las instalaciones de AT, MT y BT, para los clientes en BT; lo cual constituye la gran mayoría de los clientes de las distribuidoras. Así mismo, la mayor influencia en los índices de interrupciones corresponde a las redes de MT y BT, que no son materia de los estudios presentados. Si se desea evaluar los índices para clientes en AT, se tendría en primer lugar que estos constituyan una cantidad mínima en comparación con los de MT y BT. En segundo lugar, se tendría que considerar el efecto del comportamiento del SEIN, que no es materia del estudio. Finalmente, OSINERGMIN no ha aprobado los niveles de tolerancia de SAIDI y SAIFI.

Como conclusión de lo expuesto, los formatos F-208, F-209, F-210, F-211 y F-212 no son aplicables en los estudios de peaje de los sistemas de transmisión secundaria y complementaria.


No Subsanada

Esta información debe ser presentada y debe corresponder a los estándares que usualmente utiliza la empresa como referencia, para medir los resultados de la operación de sus instalaciones. Por tanto, la observación no ha sido subsanada.

Observación 29.

No se ha presentado la verificación del cumplimiento de la NTCSE

La empresa señala que no aplica el formato F-211. Por lo tanto, se requiere que se presente la justificación de la no aplicación de dicho formulario.

Respuesta

Para ciudades que tienen una demanda mayor a 30 MW, se aplica el criterio determinístico N-1 por lo tanto, no es necesario considerar tasas anuales estándares de averías ni estudios probabilísticos para determinar la configuración de las instalaciones nuevas, debido a que se utiliza un análisis determinístico. Por otro lado, las tolerancias establecidas en la NTCSE para servicio urbano, servicio rural o red radial, para los índices N y D, corresponden al total por sistema eléctrico o por concesión, es decir que corresponde a las instalaciones en AT, MT, para los clientes en MT, y las instalaciones de AT, MT y BT, para los clientes en BT; lo cual constituye la gran mayoría de los clientes de las distribuidoras. Así mismo, la mayor influencia en los índices de interrupciones corresponde a las redes de MT y BT, que no son materia de los estudios presentados. Si se desea evaluar los índices para clientes en AT, se tendría en primer lugar que estos constituyan una cantidad mínima en comparación con los de MT y BT. En segundo lugar, se tendría que considerar el efecto del comportamiento del SEIN, que no es materia del estudio. Finalmente, OSINERGMIN no ha aprobado los niveles de tolerancia de SAIDI y SAIFI.

Como conclusión de lo expuesto, los formatos F-208, F-209, F-210, F-211 y F-212 no son aplicables en los estudios de peaje de los sistemas de transmisión secundaria y complementaria.




No Subsanada

El formato F-211 debe ser presentado con la información que dispongan sobre los resultados de la operación de sus sistemas de transmisión. En efecto la observación no ha sido subsanada.


Observación 30.

No se informa sobre inversiones realizadas por terceros

No se menciona en la propuesta, sobre instalaciones que son financiadas con recursos de terceros.

Respuesta

No existen inversiones levantadas realizadas por terceros en el presente estudio.


Subsanada

La Empresa explica lo solicitado.

Observación 31.

Incoherencias en la información presentada

En los formatos F-304 y F-302 se presenta un costo incremental de dos (2) subestaciones en el sistema “PUERTO MALDONADO - MAZUCO”; sin embargo, éste sólo se incrementa en una (1) subestación. Se solicita revisar y efectuar la corrección respectiva.

Respuesta

El costo para centro de control se ha tomado de los módulos de inversión de OSINERGMIN y corresponde a un centro de control para dos SET, este costo se incrementa en dos subestaciones: Mazuko y Puerto Maldonado.


Subsanada

La Empresa explica lo solicitado

Observación 32.

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, ELECTRO SUR ESTE debe actualizar los montos de inversión de los elementos que intervienen en el SER, de acuerdo a los módulos



estándares vigentes establecidos mediante la Resolución OSINERGMIN N° 343-2008-OS/CD y sus modificatorias resoluciones OSINERGMIN N° 464-2008-OS/CD y OSINERGMIN N° 465-2008-OS/CD.

Respuesta

Se ha actualizado los costos considerando los valores de módulos estándares vigentes (junio 2008)


Subsanada


COSTO ESTÁNDAR DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

Observación 33.

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

Los valores de los costos de OyM considerados corresponden a costos financieros a 12 meses posteriores a la entrada de operación. Ello se verifica al operar dicho costo con la anualidad de la inversión.


Subsanada


Observación 34.

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 ha actualizado el cálculo del COyM debido a la actualización de costos de inversión.


Subsanada


DETERMINACIÓN DEL CMA, PEAJES, COMPENSACIONES Y FÓRMULAS DE ACTUALIZACIÓN

Observación 35.

No se adjunta el cálculo realizado para obtener el CMA SSTD

Se solicita adjuntar el cálculo del CMA SSTD.

Respuesta

Se adjunta el archivo auxiliar utilizado para el cálculo



La empresa adjunta el archivo “INGRESO TARIFARIO 2005-2006-TAR-MAY-2008.xls” donde determina el valor del CMA para su sistema SSTD, pero este a su vez está vinculado al archivo “RESUMEN PRECIO PEAJE AGO2005-JUL2006.xls” el cual no se encuentra dentro de su información magnética. La empresa no está considerando en su cálculo el sistema eléctrico Cusco.

Observación 36.

No presenta formatos de Altas y Bajas de Instalaciones

La empresa no presenta formatos de bajas de instalaciones, dado que señala que no existen bajas para el período regulatorio. Sin embargo, en los formatos F-300’s del SCT presentan inversiones en el año 2008, las que deberían ser consideradas como altas.

Se solicita modificar los archivos necesarios para cumplir con la normativa con las estimaciones de altas y bajas a ejecutar.

Respuesta

Se adjunta el formato respectivo de altas y bajas


Subsanada




Observación 37.

No se efectúa la asignación del CMA SSTD de acuerdo a la Norma

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 realizar las correcciones necesarias.

Respuesta

Se ha corregido asignando el CMA SSTD a los distintos niveles de tensión por medio de porcentajes en función de la suma de los costos de inversión.


No Subsanada

El CMA SSTD de los distintos niveles de tensión sigue prorrateado en función a la anualidad del CI + COyM.

Observación 38.

Formato F-501

Se han pegado valores sin explicación ni justificación. Se solicita incluir los valores del año representativo de acuerdo a la NORMA TARIFAS.

Respuesta

Se ha realizado las vinculaciones respectivas.


Subsanada


Observación 39.

Formato F-504

Se han pegado valores sin explicación y además no se presenta el sustento de los flujos de carga. Se solicita remitir los archivos fuente de los flujos de carga, archivos de cálculos auxiliares y efectuar las vinculaciones correspondientes.

Respuesta

Se ha realizado las vinculaciones respectivas y se adjunto el sustento de los flujos de carga.





Se ha vinculado al archivo “Resultados Flujo SISTEMA.xls” y “Resultado Flujo SEIN.xls” pero estos archivos están pegados por valor.

Observación 40.

Formato F-505

Se observa que el procedimiento de cálculo aplicado no corresponde al solicitado por la NORMA TARIFAS. Asimismo, en algunas celdas figuran valores pegados. Se requiere que se presente los criterios y método empleados para la determinación de dicho valor y efectuar las vinculaciones correspondientes.

Respuesta

Se ha realizado el cálculo de acuerdo a lo establecido en la norma tarifas. Cabe aclarar que las pérdidas de potencia se dan por año, mientras que las pérdidas de energía se deben mostrar por mes por lo que en la formula indicada en la NORMA TARIFAS no permite realizar un cálculo mensual. En ese sentido se calcula el valor de pérdidas anuales y este se divide en cada mes por los factores estacionales de energía.


No Subsanada

Las formulas indicada en NORMA TARIFAS permite obtener los valores del F-505 a partir de los valores de F-504.

Observación 41.

Formato F-510

Se observa que hay un error en el cálculo de los factores. Los valores determinados resultan muy superiores a los estándares de SST. Se solicita corregir el cálculo.

Respuesta

Se ha revisado y corregido el cálculo de dichos factores


No Subsanada

La formulación no se rige a lo indicado en NORMA TARIFAS, la causa de ser elevado es probable que sea por la determinación errada de pérdidas de energía informado en el formato F-505. Ver observación 40.

Observación 42.

Formato F-514

Se observa que las inversiones del año 5 fueron estimadas con un 12% superior al correspondiente al año 4. Se solicita corregir el cálculo.

Respuesta

Se ha corregido, considerando las inversiones del año 5 iguales al correspondiente año 4.




Subsanada


Observación 43.

Formato F-515

Se observa que el crecimiento del CMA SSTD es de 12% anual. Se solicita corregir el CMA en concordancia con las nuevas inversiones y el alta de las instalaciones. Asimismo, justificar en lo que corresponda y corregir errores detectados.

Respuesta

Se ha corregido manteniendo constante el CMA SSTD desde al año 1 hasta el año 5.


Subsanada

La Empresa explica lo solicitado



Análisis de la Respuesta a las Observaciones Formuladas a la Propuesta de la Empresa EGEMSA

OBSERVACIONES GENERALES

DEMANDA

Observación 1.

La proyección de demanda presentada no incluye todas las cargas comprendidas en el Área de Demanda 10, sólo se limita a considerar la demanda atendida por las instalaciones de EGEMSA y Electro Sur Este S.A.A., sin considerar la demanda total de la Mina Tintaya. Se requiere que se efectúe la proyección para el total del Área de Demanda (incluyendo Usuarios Menores y Mayores), conforme a lo establecido en el numeral 7.2.5 de la NORMA TARIFAS.

Respuesta


No Subsanada

No se ha contestado específicamente la observación

ASIGNACIÓN DE RESPONSABILIDAD

Observación 2.

Se debe presentar el sustento sobre la asignación de responsabilidad de pago enmarcado en la Sexta Disposición Complementaria Final de la Ley N° 28832.

Respuesta

EGEMSA no ha dado respuesta a la observación.


No Subsanada

No se ha contestado específicamente la observación


Observación 3.

Falta documentación técnica del sistema existente. Se requiere que la Empresa presente archivos en AutoCad lo siguiente:



Respuesta



Los Esquemas unifilares al 23 de Julio del 2006 han sido debidamente presentados en archivo Autocad como fueron solicitados en el formato F-206 y presentados en archivo magnético en la carpeta: observaciones/Diagramas Unifilares.

Se adjunta los planos de ruta para las líneas de transmisión al 23 de julio de 2006.


No Subsanada

Los diagramas unifilares presentados por EGEMSA, corresponden a los años 2008, 2010, 2011 y 2013; asimismo, los planos de ruta de línea de transmisión son presentados en archivo “pdf”. Por tanto, la observación ha sido levantada parcialmente.

Observación 4.

El estudio de planeamiento no considera todas las instalaciones de SST y SCT que alimentan la misma Área de Demanda 10, 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 las otras empresas ubicadas en el Área de Demanda 10.

Respuesta



No Subsanada

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 COELVISAC al considerar solas las instalaciones propias para el desarrollo del SER, no está cumpliendo con lo establecido en la NORMA TARIFAS.


Observación 5.

Los formatos de inversión tienen errores en la asignación de montos, los cuales difieren de los valores de los módulos aprobados por OSINERGMIN.

Respuesta

Los formatos de Costos de inversión han sido subsanados conforme a los Módulos Estándares aprobados por el OSINERGMIN.


Subsanada

La Empresa ha corregido lo solicitado

COSTOS ESTÁNDAR DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

Observación 6.



Dado que el costo de operación y mantenimiento resulta de aplicar a la inversión el porcentaje fijado para cada nivel de tensión y tipo de región en donde se ubica cada elemento de transmisión, se requiere que en mérito a las correcciones que se realicen en lo correspondiente a la determinación del SER y la valorización de las inversiones, se efectúe el recálculo de los COyM respectivos.

Respuesta

El formato F-401, ha sido subsanado conforme a lo estipulado en cuanto al calculo del COyM.


Subsanada


FACTORES DE PÉRDIDAS

Observación 7.

Las pérdidas utilizadas por la empresa no coinciden con las pérdidas estándar aprobadas por OSINERGMIN. Se requiere que sean revisadas y corregidas e informar los sectores típicos correspondientes para cada sistema eléctrico de la empresa.

Respuesta

Contestada en observación 14


No Subsanada

Los factores consignados en BT no corresponden con los porcentajes de pérdidas aprobados por OSINERGMIN.

DETERMINACIÓN DEL CMA, PEAJES, COMPENSACIONES Y FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN

Observación 8.

Los peajes determinados no contemplan ni las instalaciones ni las demandas del área completa. Se requiere presentar el análisis completo.

Respuesta



No Subsanada

La empresa no presenta el análisis solicitado.



OBSERVACIONES ESPECÍFICAS

PROYECCIÓN DE LA DEMANDA

Observación 9.

No coinciden las proyecciones presentadas con las estimadas por ELECTRO SUR ESTE

Los formatos de demandas F-104, F-105 y F-106 y siguientes, no coinciden con los valores presentados por la empresa distribuidora ELECTRO SUR ESTE. EGEMSA se encuentra aguas arriba de la empresa distribuidora, por tanto EGEMSA debe considerar los resultados del estudio de dicha empresa para su propuesta tarifaria. Se recomienda consultar los resultados con ELECTRO SUR ESTE a fin de hacer más preciso el cálculo de tarifa.

Respuesta

Los valores de los formatos de Demandas han sido subsanados conforme con los valores presentados por la empresa distribuidora ELECTRO SUR ESTE.


Subsanada Parcialmente Se verifica que en los formatos de Demanda se presentan los valores de ELECTRO SUR ESTE, excepto en el caso del SE Valle Sagrado 1 en el formato F-111.

Observación 10.

La información de máxima demanda de las cargas es incompleta

La información de cargas presentada en el formato F-102 sólo muestra la fecha y hora de la máxima demanda de cada SET. Se solicita completar la información con los registros de carga cada 15 minutos para el día de demanda máxima.

Respuesta

En el archivo 01-DEMANDA se encuentra consignada la información con los registros de carga cada 15 minutos para el día de demanda máxima, consignado para el formato F-102.


Subsanada Se verifica la presentación de la información requerida en el formato F-102.

Observación 11.

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

El ESTUDIO sólo considera los sistemas eléctricos correspondientes a la propia empresa, sin tener en cuenta lo establecido en el Capítulo Segundo, numeral 9.1.3, de la NORMA TARIFAS. Se requiere que la proyección de demanda de energía se trate en forma global para el Área de Demanda 10, incluyendo en total de la demanda de la Mina Tintaya.



De manera similar, en el estudio se debe considerar la proyección global del Área de Demanda 11, atendida por ELECTRO PUNO.

Respuesta

El estudio contempla la proyección de demanda de energía en forma global para el Área de Demanda 10, incluyendo la demanda de la Mina Tintaya.


Subsanado Parcialmente No se encuentra información del usuario mayor MINERA TINTAYA dentro del formato F-115, más bien se incluyen usuarios menores.

Observación 12.

El informe no es consistente con lo enunciado en los formatos

En el informe se señala que se proyectan las ventas globales de la empresa. Esta afirmación induce a pensar que la energía vendida a los Usuarios Mayores se encuentra incluida en las ventas globales. Sin embargo, en los formatos F-121 y F-122 se incluye a los Usuarios Mayores, pero no en los formatos F-123 y F-124. Se solicita revisar estos puntos y corregir.

Respuesta



No Subsanada No se ha respondido a esta observación, por lo que sigue vigente.

Observación 13.

No se presenta sustento de las cargas adicionales

La empresa informa la existencia de demandas nuevas pero no se adjunta la documentación que las sustente. Por lo tanto, se requiere el correspondiente sustento.

Respuesta

En la parte de Anexos se incluye la documentación que sustenta la existencia de demandas nuevas.


No Subsanada Se verifica la presentación de la información requerida.

Observación 14.

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



Los porcentajes de pérdidas declarados en el formato F-109 no coinciden con los porcentajes de pérdidas estándar aprobados por OSINERGMIN para los sectores típicos que corresponden a cada Área. Se solicita su revisión y corrección.

Respuesta

La subsano la consignación del Formato F-109 en base a los porcentajes de perdidas estándar aprobados por OSINERGMIN.


Subsanada Parcialmente Se ha verificado el uso de los porcentajes de pérdidas de energía vigentes.

Observación 15.

No se ha calculado correctamente los valores de potencia coincidente

La potencia coincidente en el formato F-112 se ha calculado con FC y FCP totales de cada sistema. El cálculo consiste en aplicar el FC, FCP y FPHMS de cada SET. Se solicita revisar y corregir.

Asimismo, se ha verificado que, en el cálculo de la potencia coincidente en el formato F-114, a la demanda del formato F-110 se le incorporan nuevamente las pérdidas del formato F-109. Se solicita revisar y efectuar la correspondiente corrección.

Respuesta

Los valores de Potencia coincidente ha sido calculado tal como estable la NORMA TARIFAS (Resolución Osinergmin Nº 0023-2008-OS/CD), en el numeral 9.1.4. del Artículo 9º.


No Subsanada No se verifica el cálculo de la potencia del formato F-112 haya sido realizado según los especificado en la NORMA TARIFAS. Se utiliza un FC y FCP promedio por sistema eléctrico y no se utiliza el FPHMS del formato F-103. Tampoco se verifica la corrección del F-114.

Observación 16.

Se observan inconsistencias entre la demanda máxima de potencia coincidente con el SEIN, histórica y proyectada

De acuerdo con la información presentada por la empresa en los formatos F-102 y F-114 con respecto a la demanda máxima de potencia coincidente con el SEIN, se observa que para algunas SET la demanda de potencia proyectada es inferior a la registrada durante el año base. Se solicita revisión y sustento de estas diferencias.

Respuesta

Se subsanaron los valores de la máxima demanda de potencia coincidente con el SEIN, histórica y proyectada de los formatos F-102 y F-114.




No Subsanada Aún persisten diferencias entre los valores de ambos formularios.


Observación 17.

Falta documentación técnica del sistema existente

La empresa no ha presentado la documentación técnica del sistema eléctrico existente. Se requiere que se presente, en archivos AutoCad, lo siguiente:



Respuesta

Los Esquemas unifilares al 23 de Julio del 2006 han sido debidamente presentados en archivo Autocad como fueron solicitados en el formato F-206 y presentados en archivo magnético en la carpeta: observaciones/Diagramas Unifilares.

Se adjunta los planos de ruta para las líneas de transmisión al 23 de julio de 2006.


Subsanada Parcialmente Los diagramas unifilares presentados por EGEMSA, corresponden a los años 2008, 2010, 2011 y 2013, asimismo los planos de ruta de línea de transmisión son presentados en archivo “pdf”. En efecto la observación ha sido levantada parcialmente.


Observación 18.

La empresa deberá corregir en los formatos F-300 los montos de los siguientes módulos:

- Módulo CE-010SIR3C1ESBAL - Módulo ED-SIC1E138060LT-01 - Módulo IE-SIC1E138SB060SB-03 - Módulo OC-SIC1E138060LT-01 - Módulo RT-SIC1E138SB033SB-02-I1 - Módulo RT-SIC1E138SB060SB-03-I1 - Módulo TP-138010-015SI3E - Módulo TP-138033010-010SI3E - Módulo TP-138060010-010SI3E - Módulo TP-138060023-015SI3E

Respuesta

Los formatos de Costos de inversión han sido subsanados conforme a los Módulos Estándares aprobados por el OSINERGMIN.




Subsanada


Observación 19.

No se informa sobre inversiones realizadas por terceros

No se menciona en la propuesta, aquellas instalaciones que son financiadas con recursos de terceros. En ese sentido, se debe señalar claramente cuál es el porcentaje de la inversión de cada una de esas instalaciones que ha sido cubierto por terceros y por la titular.

Respuesta



No Subsanada No se ha respondido a esta observación, por lo que sigue vigente.

COSTO ESTÁNDAR DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

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



Subsanada La Empresa ha corregido lo solicitado

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





Subsanada

La Empresa ha corregido lo solicitado.

DETERMINACIÓN DEL CMA, PEAJES, COMPENSACIONES Y FÓRMULAS DE ACTUALIZACIÓN

Observación 22.

En el cálculo del CMA SSTD, archivo “05-TarifasV1 ULTIMO.xls”, hoja “CMA”, se presentan las siguientes observaciones:

Las demandas necesarias para el cálculo no se muestran por Sistema Eléctrico

Las demandas se muestran por barras y por nivel de tensión. Se solicita presentar las mismas por Sistema Eléctrico.

Respuesta

Se ha subsanado los formatos de la serie 500, manteniendo el nombre de los sistemas eléctricos, tal como se informa en los formatos de demanda.


Subsanada

Observación levantada

Observación 23.

No se emplean Peajes por nivel de tensión y por sistema eléctrico

Se solicita que EGEMSA subsane este punto, realizando el cálculo como lo requiere la NORMA TARIFAS, es decir por Sistema Eléctrico.

Respuesta

Se ha empleado los peajes por nivel de tensión y sistema eléctrico.


Subsanada


Observación 24.

No se emplean Peajes vigentes

EGEMSA emplea los valores de peaje que surgen de sus cálculos para estimar el valor del CMA SSTD. De acuerdo a la NORMA TARIFAS, para el cálculo del CMA SSTD, se deben emplear los valores de Peaje, factores de pérdidas marginales y las Tarifas en



Barra, que se encuentren vigentes en cada etapa del proceso tarifario. Se solicita emplear los peajes especificados por la NORMA TARIFAS.

Respuesta

Se ha empleado los valores de Peaje, Factores de Perdidas Marginales y las tarifas en Barra, que se encuentran vigentes en cada etapa del proceso tarifario.



El cálculo del CMA para sistemas tipo SSTD se encuentra dentro del archivo “05-TarifasV1 ULTIMO.xls” el cálculo se realiza por SET y nivel de tensión, en vez de hacerlo por sistema eléctrico.

Observación 25.

No presenta formatos de Altas y Bajas de Instalaciones

La empresa no presenta el formato F-601, dado que señala que no existen altas para el período regulatorio. Sin embargo, no señala sobre las bajas. Se requiere se confirme que no se tiene altas ni bajas dentro del periodo regulatorio.

Respuesta

La empresa no responde la observación


No Subsanada

La empresa no responde a lo solicitado

Observación 26.

No se cuenta con la asignación del CMA SSTD de acuerdo a la Norma

No se ha encontrado la asignación del CMSA SSTD a los niveles de tensión de acuerdo a lo solicitado por la NORMA TARIFAS. Se requiere asignar el CMA a los niveles de tensión.

Respuesta



No Subsanada

La empresa no responde a lo solicitado.

Observación 27.

Formato F-501



No se mantienen los nombres de los sistemas eléctricos, tal como se informa en los formatos de demanda. Se solicita realizar las correcciones necesarias.

Respuesta



Subsanada


Observación 28.

Formato F-504

Si bien se incluye el sustento, así como los diagramas unifilares de los flujos realizados, se solicita remitir los archivos de cálculo de donde se han extraído los valores presentados en el formato. Por otra parte, no se han respetado los formatos requeridos. Se solicita corregir conforme a lo requerido por la NORMA TARIFAS.

Respuesta

Se remite los archivos de cálculo para el formato F-504, dentro de la carpeta observaciones/AVMAX_FLUJOS_ESTUDIO TARIFAS Y COMPENSACIONES PARA ISCT.

Se consigna los resultados del NEPLAN exportados en Excel de donde se han extraído los valores para el desarrollo de los formatos F-504 y F-506, dentro de la carpeta observaciones/AVMAX_FLUJOS_ESTUDIO TARIFAS Y COMPENSACIONES PARA ISCT



Observación levantada parcialmente, el contenido del formato F-504 sigue siendo por valor y no es posible relacionarlo con los archivos adjuntos.

Observación 29.

Formato F-505

Se observa que el procedimiento de cálculo de pérdidas aplicado no corresponde al solicitado por la NORMA TARIFAS, ya que la fórmula empleada no es la correcta. Se requiere que se presente los criterios y método empleados para la determinación de dicho valor. Por otra parte, no se han respetado los formatos requeridos. Se solicita corregir conforme a lo requerido por la NORMA TARIFAS.

Respuesta





No Subsanada

Observación no levantada, la fórmula empleada para obtener el formato F-505 no es la correcta. Se debe considerar la siguiente formulación

Donde:

P_perd proviene del formato F-504.

T es el número de horas del mes

Fp es el factor de pérdidas que está en función al factor de carga

Observación 30.

Formato F-506

Si bien se incluye el sustento, así como los diagramas unifilares de los flujos realizados, se solicita remitir los archivos de cálculo de donde se han extraído los valores presentados en el formato. Por otra parte, no se han respetado los formatos requeridos. Se solicita corregir conforme a lo requerido por la NORMA TARIFAS.

Respuesta



No Subsanada

Observación no levantada, la información está como valor.

Observación 31.

Formato F-508

No se han respetado los formatos requeridos. Se solicita corregir conforme a lo requerido por la NORMA TARIFAS.

Respuesta



Subsanada

La empresa responde a lo solicitado

Observación 32.

Formato F-509



No se han respetado los formatos requeridos. Se solicita corregir conforme a lo requerido por la NORMA TARIFAS.

Respuesta



Subsanada

La empresa responde a lo solicitado

Observación 33.

Formato F-510

Se observa que hay un error en el cálculo de los factores, ya que los mismos deben calcularse como el promedio de los 4 factores anuales, ponderados con las respectivas potencias y energías anuales retiradas. Se solicita corregir el cálculo.

Respuesta

Los factores para el formato F-510 han sido correctamente consignados como el promedio de los cuatro factores anuales.


No Subsanada

No se rige a lo indicado en NORMA TARIFAS. Usa su propia metodología en vez de usar los formatos F-506, F-507, F-508 y F-509 que permiten determinar los factores de pérdidas medias. Además al revisar su metodología, se comprueba que usan el promedio simple en vez del promedio ponderado con las energías y potencias retiradas tal como indica la NORMA TARIFAS.

Observación 34.

Formato F-511

Se han introducido elementos (transformadores), que de acuerdo al Artículo 22° de la NORMA TARIFAS se deben incluir líneas en MAT y transformadores MAT/MAT. Se solicita corregir conforme a lo requerido por la NORMA TARIFAS.

Respuesta

Los formatos F-511 y F-512 han sido subsanados, consignando solamente para líneas en MAT.


Subsanada

Se ha retirado del sumando total los valores de transformadores.

Observación 35.



Formato F-512

Se han introducido elementos (transformadores) que no están de acuerdo a lo establecido en el Artículo 22° de la NORMA TARIFAS. En ese sentido, se solicita efectuar las correcciones pertinentes.

Respuesta

Los formatos F-511 y F-512 han sido subsanados, consignando solamente para líneas en MAT.


Subsanada

La empresa responde a lo solicitado.

Observación 36.

Formato F-514

No se ha incluido el CMA SSTD calculado en la hoja “CMA”, el cual debe a su vez ser desagregado por nivel de tensión. A su vez, no se han incluido las altas del período 2006-2009. Se solicita realizar los ajustes requeridos, incluyendo el CMA SSTD para el cálculo del peaje y las altas del período 2006-2009. Se requiere corregir el cálculo.

Respuesta

El formato F-514 ha sido consignado según la Norma Tarifas, donde indica que el cálculo del (CMA), es igual a la suma de la anualidad del CI más el COyM.


Subsanada

La empresa no presenta lo solicitado

Observación 37.

Formato F-515

No se ha incluido el CMA SSTD calculado en la hoja “CMA”, el cual debe ser desagregado por nivel de tensión. Tampoco se han incluido las altas del período 2006-2009. Se solicita realizar las correcciones necesarias para el cálculo del peaje.

Respuesta



No Subsanada

La empresa manifiesta que su CMA es igual a la suma de la anualidad del CI más el COyM.



Observación 38.

Formatos F-518 a F-521

En lo que corresponde al cálculo del CMA SSTD, no se ha considerado la participación de los distintos costos de inversión: Moneda Nacional, Moneda Extranjera, Aluminio y Cobre. Se solicita corregir conforme a lo requerido por la NORMA TARIFAS.

Respuesta



No Subsanada

La empresa manifiesta que su CMA es igual a la suma de la anualidad del CI mas el COyM, por tanto no considera el CMA SSTD para estos formatos.



Anexo D Instalaciones del SST, según validación de OSINERGMIN



TABLA D1: ELEMENTOS DEL SST CORRESPONDIENTE AL TITULAR ELECTROSURESTE

Monto de Alícuota

Item Elemento Código Módulo Estándar Asignado Inversión Inversión

Miles de US$ (%) 1 Celdas Lineas_SE ABANCAY CE-060SIU2C1ESBLI 141,81 0,4642%

2 Celdas Lineas_SE ABANCAY CE-060SIU2C1ESBLI 141,81 0,4642%

3 Celdas Lineas_SE ANDAHUAYLAS CE-060SIU2C1ESBLI 141,81 0,4642%

4 Celdas Lineas_SE CACHIMAYO CE-060SIR3C1ESBLI 149,37 0,4890%

5 Celdas Lineas_SE CACHIMAYO ELP CE-033SIR3C1ESBLI 88,57 0,2899%

6 Celdas Lineas_SE CALCA CE-033COU1C1ESBLI 82,63 0,2705%

7 Celdas Lineas_SE CHAHUARES CE-060SIR2C1ESBLI 142,97 0,4680%

8 Celdas Lineas_SE CHALHUANCA CE-060SIR2C1ESBLI 142,97 0,4680%

9 Celdas Lineas_SE CHUQUIBAMBILLA CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,4339%

10 Celdas Lineas_SE COMBAPATA CE-060SIU3C1ESBLI 149,92 0,4908%

11 Celdas Lineas_SE DCHUQ60 CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,4339%

12 Celdas Lineas_SE DCHUQ60 CE-060SIR2C1ESBLI 142,97 0,4680%

13 Celdas Lineas_SE DCHUQ60 CE-060SIU2C1ESBLI 141,81 0,4642%

14 Celdas Lineas_SE Derv-Calca CE-033COU1C1ESBLI 82,63 0,2705%

15 Celdas Lineas_SE Derv-Calca CE-033COU1C1ESBLI 82,63 0,2705%

16 Celdas Lineas_SE Derv-Calca CE-033SIR3C1ESBLI 88,57 0,2899%

17 Celdas Lineas_SE Derv-Pisac CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,4339%

18 Celdas Lineas_SE Derv-Pisac CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,4339%

19 Celdas Lineas_SE Derv-Pisac CE-060SIR3C1ESBLI 149,37 0,4890%

20 Celdas Lineas_SE HUARO CE-033SIR2C1ESBLI 87,97 0,2880%

21 Celdas Lineas_SE MACHUPICCHU CE-060SIR2C1ESBLI 142,97 0,4680%

22 Celdas Lineas_SE OROPEZA CE-033SIR2C1ESBLI 87,97 0,2880%

23 Celdas Lineas_SE OROPEZA CE-033SIR3C1ESBLI 88,57 0,2899%

24 Celdas Lineas_SE PAUCARTAMBO CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,4339%

25 Celdas Lineas_SE PISAC CE-060COU1C1ESBLI 132,55 0,4339%

26 Celdas Lineas_SE PLAN MAESTRO CE-033SIR3C1ESBLI 88,57 0,2899%

27 Celdas Lineas_SE SANTA MARIA CE-060SIR2C1ESBLI 142,97 0,4680%

28 Celdas Lineas_SE SANTA MARIA CE-060SIR2C1ESBLI 142,97 0,4680%

29 Celdas Lineas_SE SICUANI CE-060SIU3C1ESBLI 149,92 0,4908%

30 Celdas Lineas_SE URPIPATA-QUILL CE-060SIR2C1ESBLI 142,97 0,4680%

31 Celdas Lineas_SE URPIPATA-QUILL CE-060SIR2C1ESBLI 142,97 0,4680%

32 Celdas Lineas_SE URUBAMBA CE-033COU1C1ESBLI 82,63 0,2705%

33 Celdas Trafos_SE ANDAHUAYLAS CE-010SIR2C1ESBTR 33,51 0,1097%



36 Celdas Trafos_SE CALCA CE-010SIR2C1ESBTR 33,51 0,1097%

37 Celdas Trafos_SE CALCA CE-033SIR2C1ESBTR 69,54 0,2276%

38 Celdas Trafos_SE CHAHUARES CE-010SER1C1ESBTR 31,20 0,1021%



41 Celdas Trafos_SE CHALHUANCA CE-010SIR2C1ESBTR 33,51 0,1097%





Monto de Alícuota


Miles de US$ (%) 44 Celdas Trafos_SE CHUQUIBAMBILLA CE-010SIR3C1ESBTR 38,34 0,1255%

45 Celdas Trafos_SE CHUQUIBAMBILLA CE-023SIR3C1ESBTR 45,04 0,1474%

46 Celdas Trafos_SE CHUQUIBAMBILLA CE-060SIR3C1ESBTR 120,59 0,3948%

47 Celdas Trafos_SE HUARO CE-010SIR2C1ESBTR 33,51 0,1097%



50 Celdas Trafos_SE OROPEZA CE-010SIR2C1ESBTR 33,51 0,1097%

51 Celdas Trafos_SE OROPEZA CE-033SIR2C1ESBTR 69,54 0,2276%

52 Celdas Trafos_SE PAUCARTAMBO CE-010SIR3C1ESBTR 38,34 0,1255%



55 Celdas Trafos_SE PISAC CE-010SIR2C1ESBTR 33,51 0,1097%



58 Celdas Trafos_SE PLAN MAESTRO CE-033SIU3C1ESBTR 69,92 0,2289%

59 Celdas Trafos_SE QUENCORO CE-138SIU3C1ESBTR 137,58 0,4504%

60 Celdas Trafos_SE SANTA MARIA CE-023SIR2C1ESBTR 37,68 0,1233%

61 Celdas Trafos_SE SANTA MARIA CE-060SIR2C1ESBTR 115,06 0,3767%

62 Celdas Trafos_SE SICUANI CE-010SIU3C1ESBTR 39,88 0,1305%

63 Celdas Trafos_SE SICUANI CE-060SIU3C1ESBTR 121,14 0,3966%

64 Celdas Trafos_SE URPIPATA-QUILL CE-010SIR2C1ESBTR 33,51 0,1097%



67 Celdas Trafos_SE URUBAMBA CE-010SIU2C1ESBTR 35,81 0,1172%

68 Celdas Trafos_SE URUBAMBA CE-033SIU2C1ESBTR 69,32 0,2269%

69 Linea de Transmisión LT-033SIR0PCS0C1050A 554,39 1,8149%





74 Linea de Transmisión LT-060SIR0TAS1C1120A 436,05 1,4275%

75 Linea de Transmisión LT-060SIR0TAS1C1120A 3 393,74 11,1098%










85 Transformador_SE ANDAHUAYLAS TP-060023010-010SI2E 458,60 1,5013%

86 Transformador_SE CALCA TP-033010-002SI2E 74,22 0,2430%

87 Transformador_SE CHAHUARES TP-060023010-007SE1E 384,15 1,2576%

88 Transformador_SE CHALHUANCA TP-060023010-007SI2E 380,87 1,2468%

89 Transformador_SE CHUQUIBAMBILLA TP-060023010-007SI3E 395,98 1,2963%



Monto de Alícuota


Miles de US$ (%) 90 Transformador_SE HUARO TP-033023010-004SI2E 134,67 0,4408%

91 Transformador_SE OROPEZA TP-033010-002SI2E 74,22 0,2430%

92 Transformador_SE PAUCARTAMBO TP-060023010-007SI3E 395,98 1,2963%

93 Transformador_SE PISAC TP-060023010-007SI2E 380,87 1,2468%

94 Transformador_SE QUENCORO TP-138023-010SI3E 474,65 1,5538%

95 Transformador_SE SANTA MARIA TP-060023-005SI2E 271,08 0,8874%

96 Transformador_SE SICUANI TP-060010-007SI3E 329,34 1,0781%

97 Transformador_SE URPIPATA-QUILL TP-060023010-007SI2E 380,87 1,2468%

98 Transformador_SE URUBAMBA TP-033010-004SI2E 117,11 0,3834%

TABLA D2: ELEMENTOS DEL SST CORRESPONDIENTE AL TITULAR REP

Monto de Alícuota


Miles de US$ (%) 1 Celdas Lineas_SE ABANCAY CE-138SIU2C1ESBLI 206,00 1,6440%

2 Celdas Lineas_SE CACHIMAYO CE-138SIU2C1ESBLI 206,00 1,6440%

3 Celdas Lineas_SE COMBAPATA CE-138SIU3C1ESBLI 215,86 1,7227%

4 Celdas Lineas_SE T-COMBAPATA CE-138SIU3C1ESBLI 215,86 1,7227%

5 Celdas Trafos_SE ABANCAY CE-010SIU2C1ESBTR 35,81 0,2857%



8 Celdas Trafos_SE COMBAPATA CE-023SIU3C1ESBTR 55,11 0,4398%






14 Celdas Trafos_SE TINTAYA CE-010SIU3C1ESBTR 39,88 0,3182%
















30 Transformador_SE ABANCAY TP-138060010-025SI2E 780,29 6,2271%



Monto de Alícuota


Miles de US$ (%) 31 Transformador_SE COMBAPATA TP-138060023-015SI3E 675,33 5,3895%

32 Transformador_SE QUENCORO TP-138033010-010SI3E 558,64 4,4582%

33 Transformador_SE TINTAYA TP-138010-020SI3E 569,10 4,5417%

34 Transformador_SE TINTAYA TP-138010-025SI3E 667,11 5,3238%

.



Anexo E Diagramas Unifilares del SER 2009-

2013 - Según análisis de OSINERGMIN



MEC CESEL

PowerFactory 13.2.339

DIAGRAMA UNIFILAR DEL SISTEMA

Formato: F-206 Area: 10

Año: 2009

Anexo:

Traf

o 10

MV

A

Traf

o R

otad

o de

Cac

him

ayo

6/3/

3MV

A

Traf

o 25

/10/

20M

VA

3 Mvar

10 Mvar

Traf

o 10

MV

A

Traf

o 12

.5/4

/11M

VA

Nue

va L

ínea

138

kV

Nue

va L

ínea

138

kV

Se transfiere0.2MW de cargaa HUAR23 23kV

Se transfiere1.8MW de cargaa QUEN10A 10kV

Carga rotada deSET CALCA

FUE

RA

DE

SE

RV

ICIO

ALTAS Y CAMBIO EN TOPOLOGIA

ROTACIONES Y TRASLADO DE CARGAS

Alternativa 1Diagrama Unifilar

DCHUQ60

AREA 102009

Derv-Calca

T-C

OM

BA

PA

TA

CAELP138

Derv-Pisac

12.50 MVA4.00 MVA

11.00 MVA

12.50 MVA4.00 MVA11.00 MVA

12.50 MVA4.00 MVA11.00 MVA

0

10.00 MVA

10.00 MVA

0

155.73 km

155.73 km

68.85 km

68.85 km

10.00 MVA

10.00 MVA

-2

25.00 MVA10.00 MVA20.00 MVA

25.00 MVA10.00 MVA20.00 MVA

25.00 MVA10.00 MVA20.00 MVA

1

1

1

0.10 km

25.00 MVA

25.00 MVA

6

64.47 km

34.04 km

34.04 km

15.59 km

15.59 km

20.34 km

20.34 km

7.00 MVA2.00 MVA7.00 MVA

7.00 MVA2.00 MVA7.00 MVA

7.00 MVA2.00 MVA7.00 MVA

1

7.00 MVA2.00 MVA7.00 MVA

7.00 MVA2.00 MVA7.00 MVA

7.00 MVA2.00 MVA7.00 MVA

1

7.00 MVA7.00 MVA2.00 MVA

7.00 MVA7.00 MVA2.00 MVA

7.00 MVA7.00 MVA2.00 MVA

0

10.00 MVA10.00 MVA3.50 MVA

10.00 MVA10.00 MVA3.50 MVA

10.00 MVA10.00 MVA3.50 MVA

0

20.00 MVA20.00 MVA9.00 MVA

20

.00

MVA

20.0

0 M

VA9.

00 M

VA

20.00 MVA20.00 MVA9.00 MVA

4

14.25 km

5.80 km

15.98 km

58.24 km

58.24 km

67.40 km

8.66 km

25.00 MVA15.00 MVA12.00 MVA

25.00 MVA15.00 MVA12.00 MVA

25.00 MVA15.00 MVA12.00 MVA

7.00 MVA7.00 MVA2.00 MVA

7.00 MVA7.00 MVA2.00 MVA

7.00 MVA7.00 MVA2.00 MVA

2

7.00 MVA7.00 MVA2.00 MVA

7.00 MVA7.00 MVA2.00 MVA

7.00 MVA7.00 MVA2.00 MVA

2

7.00 MVA7.00 MVA2.00 MVA

7.00 MVA7.00 MVA2.00 MVA

7.00 MVA7.00 MVA2.00 MVA

-5

10.00 MVA4.00 MVA7.00 MVA

10.00 MVA4.00 MVA7.00 MVA

10.00 MVA4.00 MVA7.00 MVA

-7

4.00 MVA

4.00 MVA

1

G~Machu G1

23.70 km

33.50 MVA

33.50 MVA

2

94.50 km

94.50 km

76.37 km

76.37 km

75.64 km

6.00 MVA3.00 MVA3.00 MVA

6.00 MVA3.00 MVA3.00 MVA

6.00 MVA3.00 MVA3.00 MVA

0

G~Dolor G3

3.00 MVA

3.00 MVA

0G~

Dolor G1

1

13.74 km

13.74 km

12.20 MVA

12.20 MVA

-2

8.34 km

8.34 km

16.15 km

16.1

5 km

28.45 km

10.00 MVA3.00 MVA7.00 MVA

10.00 MVA3.00 MVA7.00 MVA

10.00 MVA3.00 MVA7.00 MVA

0

8.00 MVA

8.00 MVA

0

16.00 MVA

16.00 MVA

-2

7.00 MVA

7.00 MVA

0

29.40 km

29.40 km

15.00 MVA7.00 MVA8.00 MVA

15.00 MVA7.00 MVA8.00 MVA

15.00 MVA7.00 MVA8.00 MVA

-1

87.50 km

-2

4.00 MVA

4.00 MVA

0

1.25 MVA

1.25 MVA

-1

3.50 MVA2.00 MVA1.50 MVA

3.50 MVA2.00 MVA1.50 MVA

3.50 MVA2.00 MVA1.50 MVA

-1

18.3

2 km

18.32 km

1.

50 M

VA

1.50

MVA

0

0.15 km

28.49 km

4.00 MVA

4.00 MVA

0

4.00 MVA

4.00 MVA

0

4.00 MVA

4.00 MVA

0

4.00 MVA

4.00 MVA

0

G~Dolor G7

G~Dolor G6

SVS

svc tintaya

G~Dolor G5

G~Dolor G4

3.00 MVA

3.00 MVA

0

3.00 MVA

3.00 MVA

0

3.00 MVA

3.00 MVA

0

3.00 MVA

3.00 MVA

0G~

Dolor G2

12.20 MVA

12.20 MVA

-2

99.08 km

12.20 MVA

12.20 MVA

-2

G~Machu G3

G~Machu G2

33.33 MVA

33.33 MVA

-1

33.50 MVA

33.50 MVA

2

33.50 MVA

33.50 MVA

2

20.00 MVA

20.00 MVA

-2

0.10 km

PTOM2322.90 kV PTOM1010.00 kV

MAZUK2322.90 kV

PTOM145138.00 kV

MAZUK138138.00 kV

SGAB138138.00 kV

QUEN10A10.50 kV

HUAR1010.00 kV

QUILLA2322.90 kV

HUAR2322.90 kV

HUAR3333.00 kV

OROP10

10.00 kV

OROP33

33.00 kV

CHAR1010.00 kV

CHAR2322.90 kV

CHAR6060.00 kV

CALC1010.00 kV

CALC3333.00 kV

URUB10.510.50 kV

URUB3333.00 kV

PISA6060.00 kV

PISA10

10.00 kVPISA23

22.90 kV

DOLO4G4.16 kV

T_OXIDOS10.00 kV

MACH-1010.50 kV

MACH6060.00 kV

CACH23

23.00 kV

INCA6060.00 kV

ABAN1313.20 kV

ABAN60

60.00 kV

PAUC2322.90 kV

CHUQ1010.00 kV

CHUQ2322.90 kV

CHALH1010.00 kV

CHALH2322.90 kV

ANDY1313.20 kV

ANDY2322.90 kV

PAUC1010.00 kV

SMARI23 22.90 kV

QUILLA1010.00 kV

SMAR6060.00 kV

QUILLA6060.00 kV

MACH113.80 kV

ANDY6060.00 kV

ABAN138138.00 kV

MACH138138.00 kV

CACH10

10.00 kV

CACH3333.00 kV

TINTA138

138.00 kV

DOLO4A4.16 kV

INCA138138.00 kV

DOLOR11

11.50 kV

DOLOR138

138.00 kV

QUEN1010.50 kV

QUEN33

34.50 kV

QUE33PM33.00 kV

HERCCA2.30 kV

SICUA1010.00 kV

SICU6666.00 kV

COMBA24

24.00 kV

COMB6666.00 kV

QUEN138138.00 kV

TINT4164.16 kV

COMBA138138.00 kV

PAUCA60

60.00 kV

MAC

H3

13.80 kV

MAC

H2

13.80 kV

CHUQ6060.00 kV

CHAL6060.00 kV

TINTA10

10.00 kV

TINT1010.50 kV

DIg

SILE

NT



MEC CESEL


DIAGRAMA DE FLUJO DE POTENCIA


Año: 2010

Anexo:

Nueva Línea 240mm2

Nueva Línea 240mm2

Traf

o 15

MV

A

Traf

o 10

MV

A

Traf

o R

otad

o de

Cac

him

ayo

6/3/

3MV

A

Traf

o 25

/10/

20M

VA

3 Mvar

10 Mvar

Traf

o 10

MV

A

Traf

o 12

.5/4

/11M

VA

Nue

va L

ínea

138

kV

Nue

va L

ínea

138

kV



FUE

RA

DE

SE

RV

ICIO




DCHUQ60


AREA 102010

Derv-Calca

T-C

OM

BA

PA

TA

CAELP138

Derv-Pisac

15.00 MVA

15.00 MVA

0

2.20

km

2.20 km

12.50 MVA4.00 MVA

11.00 MVA

12.50 MVA4.00 MVA11.00 MVA

12.50 MVA4.00 MVA11.00 MVA

0

10.00 MVA

10.00 MVA

0

155.73 km

155.73 km

68.85 km

68.85 km

10.00 MVA

10.00 MVA

-2

25.00 MVA10.00 MVA20.00 MVA

25.00 MVA10.00 MVA20.00 MVA

25.00 MVA10.00 MVA20.00 MVA

0

1

1

0.10 km

25.00 MVA

25.00 MVA

6

64.47 km

34.04 km

34.04 km

15.59 km

15.59 km

20.34 km

20.34 km

7.00 MVA2.00 MVA7.00 MVA

7.00 MVA2.00 MVA7.00 MVA

7.00 MVA2.00 MVA7.00 MVA

1

7.00 MVA2.00 MVA7.00 MVA

7.00 MVA2.00 MVA7.00 MVA

7.00 MVA2.00 MVA7.00 MVA

1

7.00 MVA7.00 MVA2.00 MVA

7.00 MVA7.00 MVA2.00 MVA

7.00 MVA7.00 MVA2.00 MVA

0

10.00 MVA10.00 MVA3.50 MVA

10.00 MVA10.00 MVA3.50 MVA

10.00 MVA10.00 MVA3.50 MVA

0

20.00 MVA20.00 MVA9.00 MVA

20

.00

MVA

20.0

0 M

VA9.

00 M

VA

20.00 MVA20.00 MVA9.00 MVA

4

14.25 km

5.80 km

15.98 km

58.24 km

58.24 km

67.40 km

8.66 km

25.00 MVA15.00 MVA12.00 MVA

25.00 MVA15.00 MVA12.00 MVA

25.00 MVA15.00 MVA12.00 MVA

7.00 MVA7.00 MVA2.00 MVA

7.00 MVA7.00 MVA2.00 MVA

7.00 MVA7.00 MVA2.00 MVA

2

7.00 MVA7.00 MVA2.00 MVA

7.00 MVA7.00 MVA2.00 MVA

7.00 MVA7.00 MVA2.00 MVA

2

7.00 MVA7.00 MVA2.00 MVA

7.00 MVA7.00 MVA2.00 MVA

7.00 MVA7.00 MVA2.00 MVA

-5

10.00 MVA4.00 MVA7.00 MVA

10.00 MVA4.00 MVA7.00 MVA

10.00 MVA4.00 MVA7.00 MVA

-7

4.00 MVA

4.00 MVA

1

G~Machu G1

23.70 km

33.50 MVA

33.50 MVA

2

94.50 km

94.50 km

76.37 km

76.37 km

75.64 km

6.00 MVA3.00 MVA3.00 MVA

6.00 MVA3.00 MVA3.00 MVA

6.00 MVA3.00 MVA3.00 MVA

0

G~Dolor G3

3.00 MVA

3.00 MVA

0G~

Dolor G1

1

13.74 km

13.74 km

12.20 MVA

12.20 MVA

-2

8.34 km

8.34 km

16.15 km

16.1

5 km

28.45 km

10.00 MVA3.00 MVA7.00 MVA

10.00 MVA3.00 MVA7.00 MVA

10.00 MVA3.00 MVA7.00 MVA

0

8.00 MVA

8.00 MVA

0

16.00 MVA

16.00 MVA

-1

0

2.20

km

2.20 km

15.00 MVA7.00 MVA8.00 MVA

15.00 MVA7.00 MVA8.00 MVA

15.00 MVA7.00 MVA8.00 MVA

-1

87.50 km

-2

4.00 MVA

4.00 MVA

0

1.25 MVA

1.25 MVA

-1

3.50 MVA2.00 MVA1.50 MVA

3.50 MVA2.00 MVA1.50 MVA

3.50 MVA2.00 MVA1.50 MVA

-2

18.3

2 km

18.32 km

1.

50 M

VA

1.50

MVA

0

0.15 km

28.49 km

4.00 MVA

4.00 MVA

0

4.00 MVA

4.00 MVA

0

4.00 MVA

4.00 MVA

0

4.00 MVA

4.00 MVA

0

G~Dolor G7

G~Dolor G6

SVS

svc tintaya

G~Dolor G5

G~Dolor G4

3.00 MVA

3.00 MVA

0

3.00 MVA

3.00 MVA

0

3.00 MVA

3.00 MVA

0

3.00 MVA

3.00 MVA

0G~

Dolor G2

12.20 MVA

12.20 MVA

-2

67.00 km

12.20 MVA

12.20 MVA

-2

G~Machu G3

G~Machu G2

33.33 MVA

33.33 MVA

-1

33.50 MVA

33.50 MVA

2

33.50 MVA

33.50 MVA

2

20.00 MVA

20.00 MVA

-2

0.10 km SICUA10

10.00 kV

SICU138(66)138.00 kV


MAZUK2322.90 kV

PTOM145138.00 kV

MAZUK138138.00 kV

SGAB138138.00 kV

QUEN10A10.50 kV

HUAR1010.00 kV

QUILLA2322.90 kV

HUAR2322.90 kV

HUAR3333.00 kV

OROP10

10.00 kV

OROP33

33.00 kV

CHAR1010.00 kV

CHAR2322.90 kV

CHAR6060.00 kV

CALC1010.00 kV

CALC3333.00 kV

URUB10.510.50 kV

URUB3333.00 kV

PISA6060.00 kV

PISA10

10.00 kVPISA23

22.90 kV

DOLO4G4.16 kV

T_OXIDOS10.00 kV

MACH-1010.50 kV

MACH6060.00 kV

CACH23

23.00 kV

INCA6060.00 kV

ABAN1313.20 kV

ABAN60

60.00 kV

PAUC2322.90 kV

CHUQ1010.00 kV

CHUQ2322.90 kV

CHALH1010.00 kV

CHALH2322.90 kV

ANDY1313.20 kV

ANDY2322.90 kV

PAUC1010.00 kV

SMARI23 22.90 kV

QUILLA1010.00 kV

SMAR6060.00 kV

QUILLA6060.00 kV

MACH113.80 kV

ANDY6060.00 kV

ABAN138138.00 kV

MACH138138.00 kV

CACH10

10.00 kV

CACH3333.00 kV

TINTA138

138.00 kV

DOLO4A4.16 kV

INCA138138.00 kV

DOLOR11

11.50 kV

DOLOR138

138.00 kV

QUEN1010.50 kV

QUEN33

34.50 kV

QUE33PM33.00 kV

HERCCA2.30 kV

COMBA24

24.00 kV

COMB6666.00 kV

QUEN138138.00 kV

TINT4164.16 kV

COMBA138138.00 kV

PAUCA60

60.00 kV

MAC

H3

13.80 kV

MAC

H2

13.80 kV

CHUQ6060.00 kV

CHAL6060.00 kV

TINTA10

10.00 kV

TINT1010.50 kV

DIg

SILE

NT



MEC CESEL




Año: 2011

Anexo:

Traf

o 30

MV

A

Nueva Línea 240mm2

Nueva Línea 240mm2

Traf

o 15

MV

A

Traf

o 10

MV

A

Traf

o R

otad

o de

Cac

him

ayo

6/3/

3MV

A

Traf

o 25

/10/

20M

VA

3 Mvar

10 Mvar

Traf

o 10

MV

A

Traf

o 12

.5/4

/11M

VA

Nue

va L

ínea

138

kV

Nue

va L

ínea

138

kV



FUE

RA

DE

SE

RV

ICIO




DCHUQ60


AREA 102011

Derv-Calca

T-C

OM

BA

PA

TA

CAELP138

Derv-Pisac

30.00 MVA

30.00 MVA

-4

15.00 MVA

15.00 MVA

0

2.20

km

2.20 km

12.50 MVA4.00 MVA

11.00 MVA

12.50 MVA4.00 MVA11.00 MVA

12.50 MVA4.00 MVA11.00 MVA

0

10.00 MVA

10.00 MVA

0

155.73 km

155.73 km

68.85 km

68.85 km

10.00 MVA

10.00 MVA

-2

25.00 MVA10.00 MVA20.00 MVA

25.00 MVA10.00 MVA20.00 MVA

25.00 MVA10.00 MVA20.00 MVA

-2

1

1

0.10 km

25.00 MVA

25.00 MVA

6

64.47 km

34.04 km

34.04 km

15.59 km

15.59 km

20.34 km

20.34 km

7.00 MVA2.00 MVA7.00 MVA

7.00 MVA2.00 MVA7.00 MVA

7.00 MVA2.00 MVA7.00 MVA

0

7.00 MVA2.00 MVA7.00 MVA

7.00 MVA2.00 MVA7.00 MVA

7.00 MVA2.00 MVA7.00 MVA

1

7.00 MVA7.00 MVA2.00 MVA

7.00 MVA7.00 MVA2.00 MVA

7.00 MVA7.00 MVA2.00 MVA

0

10.00 MVA10.00 MVA3.50 MVA

10.00 MVA10.00 MVA3.50 MVA

10.00 MVA10.00 MVA3.50 MVA

0

20.00 MVA20.00 MVA9.00 MVA

20

.00

MVA

20.0

0 M

VA9.

00 M

VA

20.00 MVA20.00 MVA9.00 MVA

2

14.25 km

5.80 km

15.98 km

58.24 km

58.24 km

67.40 km

8.66 km

25.00 MVA15.00 MVA12.00 MVA

25.00 MVA15.00 MVA12.00 MVA

25.00 MVA15.00 MVA12.00 MVA

7.00 MVA7.00 MVA2.00 MVA

7.00 MVA7.00 MVA2.00 MVA

7.00 MVA7.00 MVA2.00 MVA

2

7.00 MVA7.00 MVA2.00 MVA

7.00 MVA7.00 MVA2.00 MVA

7.00 MVA7.00 MVA2.00 MVA

2

7.00 MVA7.00 MVA2.00 MVA

7.00 MVA7.00 MVA2.00 MVA

7.00 MVA7.00 MVA2.00 MVA

-5

10.00 MVA4.00 MVA7.00 MVA

10.00 MVA4.00 MVA7.00 MVA

10.00 MVA4.00 MVA7.00 MVA

-7

4.00 MVA

4.00 MVA

1

G~Machu G1

23.70 km

33.50 MVA

33.50 MVA

2

94.50 km

94.50 km

76.37 km

76.37 km

75.64 km

6.00 MVA3.00 MVA3.00 MVA

6.00 MVA3.00 MVA3.00 MVA

6.00 MVA3.00 MVA3.00 MVA

-2

G~Dolor G3

3.00 MVA

3.00 MVA

0G~

Dolor G1

1

13.74 km

13.74 km

-2

8.34 km

8.34 km

16.15 km

16.1

5 km

28.45 km

10.00 MVA3.00 MVA7.00 MVA

10.00 MVA3.00 MVA7.00 MVA

10.00 MVA3.00 MVA7.00 MVA

-2

8.00 MVA

8.00 MVA

0

16.00 MVA

16.00 MVA

-2

0

2.20

km

2.20 km

15.00 MVA7.00 MVA8.00 MVA

15.00 MVA7.00 MVA8.00 MVA

15.00 MVA7.00 MVA8.00 MVA

-1

87.50 km

-2

4.00 MVA

4.00 MVA

0

1.25 MVA

1.25 MVA

-1

3.50 MVA2.00 MVA1.50 MVA

3.50 MVA2.00 MVA1.50 MVA

3.50 MVA2.00 MVA1.50 MVA

-2

18.3

2 km

18.32 km

1.

50 M

VA

1.50

MVA

0

0.15 km

28.49 km

4.00 MVA

4.00 MVA

0

4.00 MVA

4.00 MVA

0

4.00 MVA

4.00 MVA

0

4.00 MVA

4.00 MVA

0

G~Dolor G7

G~Dolor G6

SVS

svc tintaya

G~Dolor G5

G~Dolor G4

3.00 MVA

3.00 MVA

0

3.00 MVA

3.00 MVA

0

3.00 MVA

3.00 MVA

0

3.00 MVA

3.00 MVA

0G~

Dolor G2

12.20 MVA

12.20 MVA

-2

67.00 km

12.20 MVA

12.20 MVA

-2

G~Machu G3

G~Machu G2

33.33 MVA

33.33 MVA

-1

33.50 MVA

33.50 MVA

2

33.50 MVA

33.50 MVA

2

20.00 MVA

20.00 MVA

-2

0.10 km SICUA10

10.00 kV

SICU138(66)138.00 kV


MAZUK2322.90 kV

PTOM145138.00 kV

MAZUK138138.00 kV

SGAB138138.00 kV

QUEN10A10.50 kV

HUAR1010.00 kV

QUILLA2322.90 kV

HUAR2322.90 kV

HUAR3333.00 kV

OROP10

10.00 kV

OROP33

33.00 kV

CHAR1010.00 kV

CHAR2322.90 kV

CHAR6060.00 kV

CALC1010.00 kV

CALC3333.00 kV

URUB10.510.50 kV

URUB3333.00 kV

PISA6060.00 kV

PISA10

10.00 kVPISA23

22.90 kV

DOLO4G4.16 kV

T_OXIDOS10.00 kV

MACH-1010.50 kV

MACH6060.00 kV

CACH23

23.00 kV

INCA6060.00 kV

ABAN1313.20 kV

ABAN60

60.00 kV

PAUC2322.90 kV

CHUQ1010.00 kV

CHUQ2322.90 kV

CHALH1010.00 kV

CHALH2322.90 kV

ANDY1313.20 kV

ANDY2322.90 kV

PAUC1010.00 kV

SMARI23 22.90 kV

QUILLA1010.00 kV

SMAR6060.00 kV

QUILLA6060.00 kV

MACH113.80 kV

ANDY6060.00 kV

ABAN138138.00 kV

MACH138138.00 kV

CACH10

10.00 kV

CACH3333.00 kV

TINTA138

138.00 kV

DOLO4A4.16 kV

INCA138138.00 kV

DOLOR1111.50 kV

DOLOR138

138.00 kV

QUEN1010.50 kV

QUEN33

34.50 kV

QUE33PM33.00 kV

HERCCA2.30 kV

COMBA24

24.00 kV

COMB6666.00 kV

QUEN138138.00 kV

TINT4164.16 kV

COMBA138138.00 kV

PAUCA60

60.00 kV

MAC

H3

13.80 kV

MAC

H2

13.80 kV

CHUQ6060.00 kV

CHAL6060.00 kV

TINTA10

10.00 kV

TINT1010.50 kV

DIg

SILE

NT



MEC CESEL




Año: 2012

Anexo:

Nuevo Trafo100/50/50 MVA220/138/60 kV

Traf

o 30

MV

A

Nueva Línea 240mm2

Nueva Línea 240mm2

Traf

o 15

MV

A

Traf

o 10

MV

A

Traf

o R

otad

o de

Cac

him

ayo

6/3/

3MV

A

Traf

o 25

/10/

20M

VA

3 Mvar

10 Mvar

Traf

o 10

MV

A

Traf

o 12

.5/4

/11M

VA

Nue

va L

ínea

138

kV

Nue

va L

ínea

138

kV

Se transfiere3MW de carga

a QUEN10A 10kV


FUE

RA

DE

SE

RV

ICIO




DCHUQ60


AREA 102012

Derv-Calca

T-C

OM

BA

PA

TA

CAELP138

Derv-Pisac

100.00 ..50.00 MVA50.00 MVA

100.00 ..50.00 MVA50.00 MVA

100.00 ..50.00 MVA50.00 MVA

-3

30.00 MVA

30.00 MVA

-4

15.00 MVA

15.00 MVA

0

2.20

km

2.20 km

12.50 MVA4.00 MVA

11.00 MVA

12.50 MVA4.00 MVA11.00 MVA

12.50 MVA4.00 MVA11.00 MVA

0

10.00 MVA

10.00 MVA

0

155.73 km

155.73 km

68.85 km

68.85 km

10.00 MVA

10.00 MVA

-2

25.00 MVA10.00 MVA20.00 MVA

25.00 MVA10.00 MVA20.00 MVA

25.00 MVA10.00 MVA20.00 MVA

2

1

1

0.10 km

25.00 MVA

25.00 MVA

6

64.47 km

34.04 km

34.04 km

15.59 km

15.59 km

20.34 km

20.34 km

7.00 MVA2.00 MVA7.00 MVA

7.00 MVA2.00 MVA7.00 MVA

7.00 MVA2.00 MVA7.00 MVA

0

7.00 MVA2.00 MVA7.00 MVA

7.00 MVA2.00 MVA7.00 MVA

7.00 MVA2.00 MVA7.00 MVA

0

7.00 MVA7.00 MVA2.00 MVA

7.00 MVA7.00 MVA2.00 MVA

7.00 MVA7.00 MVA2.00 MVA

0

10.00 MVA10.00 MVA3.50 MVA

10.00 MVA10.00 MVA3.50 MVA

10.00 MVA10.00 MVA3.50 MVA

0

20.00 MVA20.00 MVA9.00 MVA

20

.00

MVA

20.0

0 M

VA9.

00 M

VA

20.00 MVA20.00 MVA9.00 MVA

2

14.25 km

5.80 km

15.98 km

58.24 km

58.24 km

67.40 km

8.66 km

25.00 MVA15.00 MVA12.00 MVA

25.00 MVA15.00 MVA12.00 MVA

25.00 MVA15.00 MVA12.00 MVA

7.00 MVA7.00 MVA2.00 MVA

7.00 MVA7.00 MVA2.00 MVA

7.00 MVA7.00 MVA2.00 MVA

1

7.00 MVA7.00 MVA2.00 MVA

7.00 MVA7.00 MVA2.00 MVA

7.00 MVA7.00 MVA2.00 MVA

0

7.00 MVA7.00 MVA2.00 MVA

7.00 MVA7.00 MVA2.00 MVA

7.00 MVA7.00 MVA2.00 MVA

-7

10.00 MVA4.00 MVA7.00 MVA

10.00 MVA4.00 MVA7.00 MVA

10.00 MVA4.00 MVA7.00 MVA

-10

4.00 MVA

4.00 MVA

1

G~Machu G1

23.70 km

33.50 MVA

33.50 MVA

2

94.50 km

94.50 km

76.37 km

76.37 km

75.64 km

6.00 MVA3.00 MVA3.00 MVA

6.00 MVA3.00 MVA3.00 MVA

6.00 MVA3.00 MVA3.00 MVA

-2

G~Dolor G3

3.00 MVA

3.00 MVA

0G~

Dolor G1

1

13.74 km

13.74 km

-2

8.34 km

8.34 km

16.15 km

16.1

5 km

28.45 km

10.00 MVA3.00 MVA7.00 MVA

10.00 MVA3.00 MVA7.00 MVA

10.00 MVA3.00 MVA7.00 MVA

-3

8.00 MVA

8.00 MVA

0

16.00 MVA

16.00 MVA

-2

0

2.20

km

2.20 km

15.00 MVA7.00 MVA8.00 MVA

15.00 MVA7.00 MVA8.00 MVA

15.00 MVA7.00 MVA8.00 MVA

-1

87.50 km

-2

4.00 MVA

4.00 MVA

0

1.25 MVA

1.25 MVA

-1

3.50 MVA2.00 MVA1.50 MVA

3.50 MVA2.00 MVA1.50 MVA

3.50 MVA2.00 MVA1.50 MVA

-1

18.3

2 km

18.32 km

1.

50 M

VA

1.50

MVA

0

0.15 km

28.49 km

4.00 MVA

4.00 MVA

0

4.00 MVA

4.00 MVA

0

4.00 MVA

4.00 MVA

0

4.00 MVA

4.00 MVA

0

G~Dolor G7

G~Dolor G6

SVS

svc tintaya

G~Dolor G5

G~Dolor G4

3.00 MVA

3.00 MVA

0

3.00 MVA

3.00 MVA

0

3.00 MVA

3.00 MVA

0

3.00 MVA

3.00 MVA

0G~

Dolor G2

12.20 MVA

12.20 MVA

-2

67.00 km

12.20 MVA

12.20 MVA

-2

G~Machu G3

G~Machu G2

33.33 MVA

33.33 MVA

-1

33.50 MVA

33.50 MVA

2

33.50 MVA

33.50 MVA

2

20.00 MVA

20.00 MVA

-2

0.10 km

ABANC220220.00 kV

SICUA1010.00 kV

SICU138(66)138.00 kV


MAZUK2322.90 kV

PTOM145138.00 kV

MAZUK138138.00 kV

SGAB138138.00 kV

QUEN10A10.50 kV

HUAR1010.00 kV

QUILLA2322.90 kV

HUAR2322.90 kV

HUAR3333.00 kV

OROP10

10.00 kV

OROP33

33.00 kV

CHAR1010.00 kV

CHAR2322.90 kV

CHAR6060.00 kV

CALC1010.00 kV

CALC3333.00 kV

URUB10.510.50 kV

URUB3333.00 kV

PISA6060.00 kV

PISA10

10.00 kVPISA23

22.90 kV

DOLO4G4.16 kV

T_OXIDOS10.00 kV

MACH-1010.50 kV

MACH6060.00 kV

CACH23

23.00 kV

INCA6060.00 kV

ABAN1313.20 kV

ABAN6060.00 kV

PAUC2322.90 kV

CHUQ1010.00 kV

CHUQ2322.90 kV

CHALH1010.00 kV

CHALH2322.90 kV

ANDY1313.20 kV

ANDY2322.90 kV

PAUC1010.00 kV

SMARI23 22.90 kV

QUILLA1010.00 kV

SMAR6060.00 kV

QUILLA6060.00 kV

MACH113.80 kV

ANDY6060.00 kV

ABAN138138.00 kV

MACH138138.00 kV

CACH10

10.00 kV

CACH3333.00 kV

TINTA138

138.00 kV

DOLO4A4.16 kV

INCA138138.00 kV

DOLOR1111.50 kV

DOLOR138

138.00 kV

QUEN1010.50 kV

QUEN33

34.50 kV

QUE33PM33.00 kV

HERCCA2.30 kV

COMBA24

24.00 kV

COMB6666.00 kV

QUEN138138.00 kV

TINT4164.16 kV

COMBA138138.00 kV

PAUCA60

60.00 kV

MAC

H3

13.80 kV

MAC

H2

13.80 kV

CHUQ6060.00 kV

CHAL6060.00 kV

TINTA10

10.00 kV

TINT1010.50 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 10

Año ELECTRO SUR ESTE

(A) EGEMSA

(C REP (C)

OSINERGMIN Prepublicación

(E

GWh (%) GWh (%) GWh (%) GWh (%) 2007 0,00 0,00 816,84 807,19

2008 666,44 - 755,31 - 861,42 5,46% 839,46 4,00%

2009 673,53 1,06% 824,24 9,13% 886,42 2,90% 885,79 5,52%

2010 661,03 -1,86% 842,94 2,27% 1 275,42 43,88% 913,65 3,15%

2011 678,35 2,62% 860,26 2,06% 1 400,36 9,80% 947,58 3,71%

2012 695,85 2,58% 884,70 2,84% 1 531,42 9,36% 964,24 1,76%

2013 713,57 2,55% 902,43 2,00% 1 662,48 8,56% 984,44 2,09%

2014 731,65 2,53% 920,51 2,00% 1 793,54 7,88% 1 001,10 1,69%

2015 750,15 2,53% 939,02 2,01% 1 924,60 7,31% 1 017,77 1,67%

2016 769,04 2,52% 957,91 2,01% 2 055,67 6,81% 1 034,45 1,64%

2017 788,31 2,51% 977,19 2,01% 2 186,73 6,38% 1 051,12 1,61%

2018 807,96 - 996,85 2,01% 2 317,79 5,99% 1 067,80 1,59%

Fijación Tarifas y Compensaciones en SST y SCT – Periodo 2009 - 2013 COMPARACIÓN DE CMA TOTAL- ÁREA DE DEMANDA 10

(Nuevos Soles)

Año

Propuesta Inicial

(A)

Propuesta Final (B)


(C)

C/A -1 C/B -1

2007 21 156 165,25 22 584 500,46

2008 21 156 165,25 22 584 500,46

2009 21 156 165,25 22 584 500,46 14 805 679,94 -30,02% -34,44%

2010 22 162 002,30 23 232 886,07 15 552 552,12 -29,82% -33,06%

2011 22 674 134,48 23 232 886,07 15 994 276,29 -29,46% -31,16%

2012 23 264 630,28 23 250 444,75 17 434 576,10 -25,06% -25,01%

2013 23 909 077,82 23 250 444,75 17 434 576,10 -27,08% -25,01%

2014 23 909 077,82 23 250 444,75

Fijación Tarifas y Compensaciones en SST y SCT – Periodo 2009 - 2013 COMPARACIÓN DE INVERSIONES ANUALES (SCT)- TOTAL ÁREA DE DEMANDA 10

(Miles US$)

Año

Propuesta Inicial

(A)

Propuesta Final (B)


(C)

C/A -1 C/B -1

2006

2007 - - -

2008 7 697,87 9 641,01 - -100,00% -100,00%



Año

Propuesta Inicial

(A)

Propuesta Final (B)


(C)

C/A -1 C/B -1

2009 2 379,15 2 401,53 21 573,37 806,77% 798,32%

2010 1 340,16 1 361,86 1 537,38 14,72% 12,89%

2011 - - 864,61 - -

2012 36,50 36,50 2 816,88 7618,36% 7618,36%

2013 - - - - -

Fijación Tarifas y Compensaciones en SST y SCT – Periodo 2009 - 2013

COMPARACIÓN DE COyM (SCT)- TOTAL ÁREA DE DEMANDA 10 (Miles US$)

Año

Propuesta Inicial

(A)

Propuesta Final (B)


(C)

C/A -1 C/B -1

2006

2007 - - - - -

2008 255,23 316,39 - -100,00% -100,00%

2009 83,18 83,91 656,08 688,71% 681,89%

2010 40,57 41,23 45,35 11,78% 10,00%

2011 - - 25,51 - -

2012 1,16 1,16 83,45 7068,11% 7068,11%

2013 - - -

Fijación Tarifas y Compensaciones en SST y SCT – Periodo 2009 - 2013 COMPARACIÓN SOBRE EL PEAJE

AREA DE DEMANDA 10 (Ctm. S/. / kWh)

Valores Acumulados

Valor Vigente

(A)

Propuesta Inicial

(B)

Propuesta Final (C)


(D) B/A -1

Total C/A -1 Total

D/A -1 Total

Peaje MAT 0,5173 0,3510 0,98470 - - -

Peaje AT 0,6172 0,8662 0,7218 1,54210 40,34% 16,95% 149,85%

Peaje MT 1,3040 2,6835 2,4602 1,72270 105,79% 88,67% 32,11%



11. Referencias

[1] Estudios Técnico Económicos presentados por las empresas ELECTRO SUR ESTE, EGEMSA 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 de OSINERGMIN: www2.osinerg.gob.pe, en la ruta “Procedimientos Regulatorios\Procedimiento para fijación de Peajes y Compensaciones para SST y SCT”.

Documents

Informe No.0046 2009 GART