OSINERG-GART Informe OSINERG-GART/GT N° 040 … · Su diseño corresponde a criterios de departamentalización geográfica y funcional. También adjuntan un listado de las funciones

OSINERG-GART Informe OSINERG-GART/GT N° 040-2002

Estudio para la Fijación de Tarifas y Compensaciones en el SST de ELECTROANDES S.A.Regulación de 2002 Página 14 de 41

Barra; la misma que fue analizada y modificada por el OSINERG. En estesentido, se deberán utilizar las demandas empleadas en el informe deOSINERG que sustenta la fijación de mayo 2002 como base para efectuarla proyección requerida, la misma que debe ser contrastada con lainformación de ventas del año 2001.

3.3.3 Costos de Inversióng) Se observa costos elevados de líneas de transmisión. Los costos de

líneas 50kV, 69kV y 138kV presentados en la propuesta son elevados,comparativamente con otros similares. En general las líneas detransmisión deben ser optimizadas a las condiciones del sistema actualadaptado; es decir, a diseños de doble o simple circuito, conductor dealeación de aluminio, contrapeso radial, y diseñados bajo criterio deconfiguración de enlace radial sin redundancia, definidos bajo laconfiguración, dimensionamiento y características de una solución demínimo costo.

h) El Centro de Control y el sistema de telecomunicaciones deben serredimensionados acorde a un SEA.

3.3.4 Costos de Operación y Mantenimientoi) Los costos de Operación y Mantenimiento no han sido determinados

considerando el SEA. El COyM propuesto corresponde a un inventario delas actividades realizadas para el sistema actual.

j) No se ha justificado el uso de subestaciones atendidas, dado que almismo tiempo se propone el reconocimiento de un moderno centro decontrol.

k) No se ha presentado el detalle y sustento del rubro “Servicios” de loscostos de operación.

l) Las actividades de mantenimiento de líneas y subestaciones noresponden a criterios de eficiencia. Los costos de los recursos, laperiodicidad de las actividades de mantenimiento tampoco cuentan conuna justificación.

m) No se ha demostrado que el diagrama de organización de la empresacorresponda a una empresa eficiente. Tampoco se ha detallado lasfunciones específicas del personal propuesto.

n) No se ha detallado ni justificado los costos propuestos de custodia yvigilancia

o) No se ha especificado las funciones del personal del centro de control

3.4 Segunda Audiencia PúblicaEl Consejo Directivo del OSINERG dispuso la realización de una segundaaudiencia pública, la misma que se llevó a cabo el 06 de mayo de 2002, en lacual el OSINERG expuso los criterios, metodología y modelos económicosutilizados en el análisis de los Estudios Técnico Económicos presentado por



los Titulares de Transmisión para la regulación tarifaria, así como el contenidode las observaciones a las propuestas tarifarias presentados por lospropietarios de las instalaciones de transmisión secundaria.

Los criterios, modelos y metodología señalados en el párrafo anterior son, porextensión, los mismos que se utilizan para la fijación de las Tarifas yCompensaciones por el uso de los SST.

3.5 Absolución de las Observaciones y PropuestaFinal de ELECTROANDES

El 13 de mayo de 2002, ELECTROANDES remitió su respuesta a lasobservaciones efectuadas por el OSINERG al Estudio Técnico-Económicopropuesto y presentó un informe con los resultados modificados de suestudio.

3.5.1 Determinación del SEACon relación a la determinación del SEA, se destaca lo siguiente:

• Como respuesta a la observación formulada por OSINERG-GART,ELECTROANDES presenta una propuesta de SEA que difiere del sistemaexistente, en el que se realizan modificaciones en los diseños de granparte de los componentes del SST así como variaciones de costos. Sinembargo, señala que una parte de las instalaciones observadas porOSINERG ya han sido incorporadas en la simulación del ModeloPERSEO que fue utilizado para la determinación de las Tarifas en Barra yque por lo tanto ya forman parte del SEA.

• Con relación al análisis de largo plazo, ELECTROANDES ha presentadoun análisis de flujo de carga para sustentar su propuesta del SEA. Delanálisis efectuado, incorpora un nuevo transformador de 100 MVA 220/50kV en la subestación Oroya Nueva a partir de mayo de 2004, así comobancos de condensadores en la subestaciones San Antonio y Paragsha Ien 50kV a partir de los años 2005 y 2013, respectivamente.

• La observación relacionada con la operación de los proyectosactualmente en construcción, también fueron consideradas en su nuevapropuesta. Consideran el inicio de operaciones de la línea Oroya Nueva-Carhuamayo-Paragsha II-Vizcarra en 220 kV desde octubre 2002. Elproyecto C.H. Huanchor desde agosto 2002 y el Proyecto C.H. Yuncán,así como la línea Yuncán-Carhuamayo Nueva en 220kV, desde abril2004.

• ELECTROANDES realiza una interpretación particular del Artículo 139°para sustentar que las instalaciones de las líneas en 50kV asociadas a laC.H. Malpaso, la línea 138kV Carhuamayo – Oroya, y las subestacionesde enlace en ese anillo deben ser asignadas a la demanda.

• ELECTROANDES señala que el SEA de su propuesta no excede otrasalternativas como la generación térmica aislada; habiéndose determinadoque en el caso del suministro a Yauricocha, éste debe ser tratado comoun sistema aislado. También ELECTROANDES señala que se ha



dimensionado la configuración en forma óptima de las cargas distribuidasde Caripa, Carhuamayo, Cerro de Pasco, etc.

3.5.2 Determinación de Tarifas y Compensaciones• Con relación a la división del sistema eléctrico Pasco en tres zonas,

ELECTROANDES señala que físicamente se encuentra en tresdepartamentos y la demanda que la compone, requiere de una señal claray eficiente de costos reales de la energía eléctrica. Además sustentan supropuesta mediante un análisis de asignación de instalaciones por zonas.

• ELECTROANDES ha modificado la demanda utilizada para ladeterminación del peaje unitario en base a las observaciones efectuadassobre este punto.

3.5.3 Costos de InversiónCon relación a los Costos de Inversión, se tiene que:

• ELECTROANDES señala que en ninguna parte de la Ley y suReglamento se menciona que el costo medio tiene que verse afectado porel tiempo de servicio. Sin embargo, ha revisado sus costos y a partir deellos ha realizado la determinación de los costos medios.

• ELECTROANDES señala que la observación relacionada con los costoselevados de líneas de transmisión fue levantada con elredimensionamiento de las instalaciones de transmisión considerado en elSEA de la empresa.

• En el rubro de comunicaciones, ELECTROANDES ha retirado los costoscorrespondientes al sistema de telecomunicaciones propio de la empresay ha considerado en las subestaciones los costos por las líneastelefónicas externas (propiedad de Telefónica). También, el sistema detelecomunicaciones se ha redimensionado adaptándolo a las necesidadesde la empresa, recalculándose el Costo Eficiente de Inversióncorrespondiente.

3.5.4 Costos de Operación y MantenimientoCon relación a los Costos de Operación y Mantenimiento, se tiene que:

• De acuerdo con ELECTROANDES el COyM fue recalculado considerandoun SEA.

• Con relación a las subestaciones atendidas, ELECTROANDES señalaque las subestaciones de Oroya Nueva y Carhuamayo no estánpreparadas para ser operadas a distancia de manera integral y dada suimportancia requieren de operación manual.

• Con relación al detalle y sustento del rubro “Servicios” ELECTROANDESseñala que el item relacionado con las “Comunicaciones” corresponde alcosto de operación y mantenimiento de RTU’s y el item “Otros”corresponde al servicio de ripiado, mantenimiento de áreas verdes, cercosde protección y cunetas.



• Con relación a las actividades de mantenimiento, ELECTROANDES semantiene en su propuesta inicial ya que de acuerdo con lo que señala,éstas corresponden a aquellas que son ejecutadas por la empresa. Delmismo modo, los recursos, rendimiento, periodicidad, etc, corresponde alo ejecutado por ELECTROANDES.

• ELECTROANDES señala que su diagrama de organización presentadocorresponde a una empresa eficiente. Su diseño corresponde a criteriosde departamentalización geográfica y funcional. También adjuntan unlistado de las funciones del personal.

• Los costos de seguridad han sido reducidos en 66% y presentan comosustento una oferta de servicio presentada por un proveedor de serviciode vigilancia.

En los siguientes cuadros se resume la propuesta de ELECTROANDESdespués de la absolución de las observaciones:

Cuadro No. 3.6

Cuadro No. 3.7



Cuadro No. 3.8FIJACION TARIFAS Y COMPENSACIONES EN SST - AÑO 2002

PROPUESTA FINAL ELECTROANDESPEAJES SECUNDARIOS UNITARIOS

(ctms. S/./kWh)

CARGO NIVEL DE TENSIÓNPeaje Unitario (Ctv US$/kWh)

CBPST MT 0,2542CPSSE01 AT y MT 0,2719

CARGO NIVEL DE TENSIÓNPeaje Unitario

(Ctv US$/kWh-km)CBPSL AT SIN HUANCHOR 0,0256

AT CON HUANCHOR 0,0238


PROPUESTA FINAL ELECTROANDESCOMPENSACIÓN MENSUAL

(ctms. S/./kWh)

GENERADOR NIVEL DE TENSIÓNCompensación

Mensual(US$/mes)

1 HUANCHOR AT 36 882

En el caso de las observaciones al Estudio Técnico-Económico deELECTROANDES que no fueron absueltas a satisfacción del OSINERG,correspondió a este Organismos Regulador establecer los valores finales yfijar las Tarifas y Compensaciones dentro de los márgenes que se señalan enla Ley.

3.6 Análisis de OSINERGEl OSINERG ha evaluado las premisas y cálculos efectuados porELECTROANDES tanto en su estudio inicial como en el informe remitido enrespuesta a las observaciones formuladas a su Estudio Técnico Económicopara la fijación de las Tarifas y Compensaciones para los SST. A raíz delanálisis que se indica se ha elaborado el presente informe que contiene elresultado de los estudios realizados.

3.6.1 Determinación del SEASe ha revisado la nueva propuesta de SEA de ELECTROANDES y seobserva que no presenta la justificación técnica y económica que sustente sunueva propuesta.

ELECTROANDES, ha presentado un conjunto de cálculos y criterios parajustificar que su sistema actual corresponde al SEA. Posteriormente havalorizado su sistema existente. Teniendo en cuenta el desarrollo actual delas redes de la zona, existen instalaciones innecesarias, que originan que elCosto Medio determinado no corresponda a un sistema eficiente y queguarde equilibrio con la demanda.



OSINERG ha realizado un análisis de largo plazo (15 años), aplicandoalternativas de componentes y configuraciones equivalentes, con capacidadsuficiente para la demanda a servir, bajo el criterio de mínimo costo de estasalternativas.

Bajo este criterio se seleccionó la alternativa más conveniente técnica yeconómicamente, dada por el menor Valor Presente del flujo de costos totalesde las alternativas analizadas, en el horizonte de estudio y a una tasa de12%.

Además, en la elaboración de la propuesta de OSINERG se ha contempladolos siguientes aspectos:

• Se ha realizado un análisis técnico-económico de largo plazo (15 años)para determinar las configuraciones de las partes más relevantes delSST. Este análisis fue realizado de manera incremental sobre lapropuesta de ELECTROANDES.

• El análisis técnico-económico de largo plazo ha sido realizado bajo elcriterio de mínimo costo del valor presente de los costos totales dealternativas de configuración formuladas, en las que se incluye lapropuesta de ELECTROANDES.

• Las evaluaciones técnicas han sido realizadas con el modelo de flujo decarga estándar y la base de datos utilizado por ELECTROANDES.

Los resultados obtenidos son los siguientes:

• Se encontró que en la zona Eje Oroya-Carhuamayo-Cerro de Pasco, apartir del año 2004 se presentan dos circuitos de 50kV, un circuito en138kV y un circuito en 220kV. De las instalaciones señaladas, los circuitosen 50 y 130kV son redundantes y se encuentran sub-utilizados.

• En la zona Eje Pachachaca-Morococha-San Mateo se encontró que conla entrada en servicio de la C.H. Huanchor en el extremo más lejano, sereducirán los requerimientos de transmisión en el eje por lo que seencontró redundancia y sub-utilización de uno de los dos circuitos en50kV entre Oroya y Pachachaca, dos de los tres circuitos en 50kV entrePachachaca y Morococha, y uno de los dos circuitos en 50kV entreMorococha y Casapalca.

• Se encontró que en la Zona Eje Pachachaca–San Cristobal–Andaychagua, existe redundancia y sub-utilización de uno de los doscircuitos en 50kV entre Pachachaca y San Cristóbal. Sin embargo debidoa la expansión de la demanda presentada por ELECTROANDES en SanAntonio, cerca de San Cristóbal, se requerirá un reforzamiento del enlaceresultante con conductores de 120 mm2 AAAC a 240 mm2 AAAC, y unbanco de condensadores de 12 MVAR para el 2005 en esa zona.

• La Zona de Yauricocha actualmente servida a nivel de 60kV, deberá serservida con un enlace similar pero a 50kV.

• El suministro a Caripa, punto de conexión al sistema Cemento Andino/Electrocentro, y punto intermedio de la línea 138kV Oroya Nueva-



Carhuamayo, deberá ser servido por un enlace a 50kV desde OroyaNueva, una vez que sea retirada la línea de 138kV.

• El suministro a Junín, punto de conexión a la localidad de Junín servidapor Electrocentro, y punto intermedio de la línea 50kV Malpaso–Carhuamayo deberá ser servido por un enlace a 22,9kV desde Malpaso apartir del año 2002.

• El transformador 220/50kV – 100 MVA de Oroya Nueva tendrá unamoderada sobrecarga no mayor al 40% a partir del 2006, por lo quedeberá ser reemplazado por un transformador de 140 MVA.

• Igualmente se encontró el requerimiento de incremento de capacidad detransformación del transformador 138/50kV en la subestación Paragsha I,de 44 MVA a 60 MVA. En la práctica podría no requerirse reemplazar eltransformador sino elevar su capacidad al régimen OFAF (aceite y aireforzados) mediante un intercambiador de calor externo.

• Debido a que ELECTROANDES no realizó un estudio de adaptación desu Centro de Control y telecomunicaciones al SST, se realizó una revisióndirecta de adaptación de los mismos para el SST, ajustando losrequerimientos de puntos de control acorde a las modificaciones deconfiguración y topología de la nueva red.

3.6.2 Costos de InversiónCon relación a los Costos de Inversión, se han utilizado los módulospropuestos por ELECTROANDES pero racionalizando los costos unitariospara reflejar el promedio del mercado actual.

En los siguientes cuadros se presentan los costos de inversión revisado parael SST de ELECTROANDES. Estos costos son mostrados con y sin lapresencia de la C.H. Huanchor. Cabe destacar que solamente seconsideraron las instalaciones que deben ser pagadas por terceros. En estesentido, no se han incluido aquellas instalaciones asignables aELECTROANDES, que le permiten evacuar la energía producida por suscentrales de generación.



Cuadro No. 3.10

Cuadro No. 3.11

3.6.3 Costos de Operación y MantenimientoCon relación a los Costos de Operación y Mantenimiento se ha efectuado auna racionalización de los costos propuestos por ELECTROANDES, deacuerdo a las instalaciones que han sido consideradas por OSINERG en elCosto Medio de Inversión. Esta recomendación se ha efectuado debido a quegran parte de la propuesta de ELECTROANDES corresponde únicamente aun inventario de sus actividades de operación y mantenimiento y no guardanrelación con el régimen de precios establecido en el marco normativo vigentey con los criterios de eficiencia que están contenidos en la legislación vigente

A pesar de las observaciones efectuadas por OSINERG, la propuesta final delCOyM de ELECTROANDES plantea un incremento total de 22,3% respecto asu propuesta inicial. En un análisis por rubros se observa que se propone unincremento en mantenimiento de líneas de 56,5%, en gestión 75,33% y enmantenimiento del centro de control y telecomunicaciones 75,33%. En los



costos de operación y seguridad se observa una disminución 52,93% y66,14%, respectivamente.

La racionalización de los costos se efectuó sobre la base del análisis de lapropuesta final del COyM presentada por ELECTROANDES y de lasinstalaciones de transmisión consideradas por OSINERG en el Costo Mediode Inversión del SST de ELECTROANDES.

Con relación al mantenimiento de líneas, se racionalizaron los costoseliminando actividades no estándares como refuerzo de bases e inspecciónnocturna de líneas de transmisión y se efectuó el ajuste de los costosunitarios de las actividades relacionadas con el pintado de torres,mantenimiento de la franja de servidumbre y mantenimiento de caminos. Alrespecto cabe mencionar que ELECTROANDES propone valores demantenimiento por kilómetro de línea bastante elevados. Por ejemplo, 1 036US$/km en líneas de 50 kV y 1 169 US$/km en líneas de 138 kV. Los valoresestándares que dispone OSINERG, y que corresponden a un promedio de losmontos propuestos por los titulares de transmisión del SistemaInterconectado Nacional, se encuentran en el orden de 200 a 250 U$/km paralíneas de 60k kV y entre 300 y 450 US$/km para líneas de 138 kV. Conrelación a la actividad de refuerzo de bases, cabe mencionar que el sustentoplanteado por ELECTROANDES no corresponde a una actividad demantenimiento eficiente por las siguientes razones:

• En primer lugar, cuando se diseña un proyecto se evalúa la mejoralternativa del conjunto de posibilidades que existen para construir unalínea, considerando además, el costo de operación y mantenimiento delmismo. Es decir, si una determinada configuración de línea representauna mejor alternativa como inversión, pero su costo de operación ymantenimiento es muy elevado, en el análisis integral del proyecto, laalternativa puede no ser eficiente si es que existe otra alternativa queminimiza el costo total.

• En segundo lugar, cuando se ejecuta un proyecto como es la construcciónde una línea de transmisión con postes de madera, es claro que en laselección de la ruta también se debe considerar la salinidad del suelo; yefectivamente, se prepara una determinada área de terreno mediante untratamiento especial del mismo a fin de que éste, con el tiempo, noocasione daños a la base del poste. En este sentido no es aceptable lapropuesta de ELECTROANDES de remover el cono de protección deconcreto de la base de los postes de madera y remover la tierra tratadapor otra nueva cada 3 años. En todo caso, si efectivamenteELECTROANDES realiza esta actividad es claro que la misma resulta deun diseño no eficiente de la instalación. A fin de corroborar lo señalado, seha verificado que otras empresas dedicadas exclusivamente al segmentode la transmisión, y que operan en ambientes similares a los sistemas detransmisión de ELECTROANDES, no realizan la referida actividad y nopor ello sus instalaciones requieren ser reemplazadas.

Con relación a la inspección nocturna de las líneas, cabe mencionar que losprogramas de mantenimiento modernos han dejado de lado esta actividad,por resultar en redundantes, si se considera que existe la supervisiónconstante de las instalaciones y existe un monitoreo regular de las mismas.



Para determinar los costos eficientes de gestión, se racionalizaron los costosde personal directos, los costos indirectos no personales y se corrigió el valordel aporte a los organismos reguladores. Se observa por ejemplo que, en elcosto de personal propuesto para su organización, ELECTROANDES estáduplicando los costos de los técnicos de la superintendencia demantenimiento, los operadores de subestaciones y el supervisor; los mismosque ya se encuentran incluidos en los costos de operación de subestaciones.Del mismo modo, los costos indirectos no personales corresponden a uninventario de sus gastos ejecutados. Por otro lado, los costos de seguros seracionalizaron en proporción a las instalaciones consideradas en el CostoMedio de Inversión.

En los otros rubros no ha sido necesario racionalizar, debido a que éstos, engran medida responden a la absolución de las observaciones efectuadas a lapropuesta inicial. Sin embargo, fueron redimensionados en función al CostoMedio Inversión determinado por el OSINERG para el cálculo de Tarifas yCompensaciones.

En los siguientes cuadros se presentan los costos de operación ymantenimiento revisado para el SST de ELECTROANDES, considerando eltotal de la empresa sin las instalaciones asignables a las Centrales deELECTROANDES y C.H. HUANCHOR.

Cuadro No. 3.12

Cuadro No. 3.13



Cuadro No. 3.14

Por otro lado, con la finalidad de verificar los valores obtenidos mediante laracionalización de costos, OSINERG ha utilizado el Modelo COyM quepermite determinar dichos costos a partir de una empresa modelo eficiente.Este modelo, entre otros, considera lo siguiente:

• El COyM calculado debe constituir una señal de eficiencia, por lo tantoconsidera instalaciones nuevas, valorizado con precios de mercado ycorresponde al Sistema Económicamente Adaptado (SEA).

• Los costos estándar se determinan de manera modular. Los módulos ysus costos unitarios se determinaron con la evaluación de la informaciónde empresas típicas representativas.

• La ejecución directa del mantenimiento se realiza por terceros. Lasupervisión de mantenimiento, operación y la gestión se realiza conpersonal propio.

• El costo de mantenimiento se determina mediante el costeo basado sobreactividades (ABC).

• El costo de gestión se determina de la recopilación, análisis, y ajuste delos resultados históricos de empresas típicas representativas.

• Los costos de recursos corresponden a costos de mercado

Los resultados que proporciona dicho Modelo a la red de transmisión depropiedad de ELECTROANDES son los siguientes:

Cuadro No. 3.15




COSTOS ESTÁNDARES DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTODETERMINACIÓN COyM A PARTIR EMPRESA MODELO

SIN INSTALACIONES ASIGNABLES A ELECTROANDESAÑO 2 002 2 004 2 006

COyM (Miles US$) 932 1 106 1 125

TRANSMIISIÓN MAT 0 0 0TRANSFORMACIÓN MAT/AT 97 117 126TRANSMISIÓN AT 614 738 745TRANSFORMACIÓN AT/MT 221 251 255


COSTOS ESTÁNDARES DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTODETERMINACIÓN COyM A PARTIR EMPRESA MODELO

SIN INSTALACIONES ASIGNABLES A ELECTROANDES Y HUANCHORAÑO 2 002 2 004 2 006

COyM (Miles US$) 882 1 050 1 070

TRANSMIISIÓN MAT 0 0 0TRANSFORMACIÓN MAT/AT 97 117 126TRANSMISIÓN AT 563 682 689TRANSFORMACIÓN AT/MT 221 251 255

3.6.4 Determinación de los Peajes y CompensacionesPara la determinación de los Peajes, adicionalmente, se consideró losiguiente:

• Debido a la gran participación de los clientes libres y con el objeto deestablecer señales eficientes de los cargos de transmisión ha sido precisodeterminar los peajes por zonas. Las zonas consideradas son las mismasdeterminadas por ELECTROANDES en su propuesta inicial: Zona Oeste,Zona Oroya y Zona Norte.

• Se ha utilizado un horizonte de 15 años (2002 – 2016) para ladeterminación de los valores actualizados del Peaje Secundario y delconsumo de energía eléctrica.

• La demanda proporcionada por ELECTROANDES ha sido ajustada paraconsiderar las pérdidas en MT y BT y se ha adoptado como crecimientode la demanda un 2% anual, considerando que en su mayoría dichasinstalaciones abastecen a un sector industrial.

• Los valores base de la demanda para el año 2001 han sido corregidos, afin de ser consistentes con el Anuario Estadístico publicado por elOSINERG.

• Así mismo, se ha utilizado un modelo estándar para determinar losfactores de pérdidas y los correspondientes ingresos tarifarios. Estosúltimos ascienden aproximadamente a: 20,0% para la transmisión enMAT, 2,0% para la transformación MAT/AT, 10,0% para la transmisión enAT y 2,0% para la transformación AT/MT.



Los siguientes cuadros resumen los cálculos efectuados para ladeterminación del Peaje Secundario Unitario y la Compensación mensual quese deben remunerar por las instalaciones de ELECTROANDES.


DETERMINACIÓN DE LOS PEAJES SECUNDARIOSPeríodo de Análisis: 2002 - 2016

Zona: CPSEE - VA PEAJE ANUAL (Miles US$) CASO 1 CASO 2TRANSMIISIÓN MAT 0 0TRANSFORMACIÓN MAT/AT 2 259 2 259TRANSMISIÓN AT 2 122 2 122TRANSFORMACIÓN AT/MT 0 0

Zona: OESTE - VA PEAJE ANUAL (Miles US$) CASO 1 CASO 2TRANSMIISIÓN MAT 0 0TRANSFORMACIÓN MAT/AT 0 0TRANSMISIÓN AT 12 352 10 833TRANSFORMACIÓN AT/MT 4 299 4 299

Zona: OROYA - VA PEAJE ANUAL (Miles US$) CASO 1 CASO 2TRANSMIISIÓN MAT 0 0TRANSFORMACIÓN MAT/AT 0 0TRANSMISIÓN AT 2 321 2 320TRANSFORMACIÓN AT/MT 354 354

Zona: NORTE - VA PEAJE ANUAL (Miles US$) CASO 1 CASO 2TRANSMIISIÓN MAT 0 0TRANSFORMACIÓN MAT/AT 1 468 1 468TRANSMISIÓN AT 3 732 3 732TRANSFORMACIÓN AT/MT 2 038 2 038

DEMANDAZona: CPSEE - VA DEMANDA (GWh) (1)

INDIVIDUAL ACUMULADO

Energía MT 2 443 2 443Energía AT 7 984 10 427Energía MAT 0 10 427

Zona: OESTE - VA DEMANDA (GWh) (1)INDIVIDUAL ACUMULADO

Energía MT 597 597Energía AT 1 731 2 327Energía MAT 0 2 327

Zona: OROYA - VA DEMANDA (GWh) (1)INDIVIDUAL ACUMULADO

Energía MT 59 59Energía AT 4 645 4 704Energía MAT 0 4 704

Zona: NORTE - VA DEMANDA (GWh) (1)INDIVIDUAL ACUMULADO

Energía MT 1 665 1 665Energía AT 908 2 573Energía MAT 0 2 573

PEAJES UNITARIOS ACUMULADOS - NUEVOS SOLESZona: OESTE - PEAJES ACUMULADOS (ctms. S/./kWh) CASO 1 CASO 2

Alta Tensión (AT) 2,0111 1,7818Media Tensión (MT) 4,5401 4,3108

Zona: OROYA - PEAJES ACUMULADOS (ctms. S/./kWh) CASO 1 CASO 2


Zona: NORTE - PEAJES ACUMULADOS (ctms. S/./kWh) CASO 1 CASO 2


(1) Se incluye únicamente la demanda del Sistema Eléctrico PASCO

ESCENARIO 1: Demanda de OSINERG ajustada por pérdidas y 2% Crecimiento Anual Determinación COyM a partir de Racionalización de Costos de ELECTROANDES

CASO 1: Sin Instalaciones Asignables a ELECTROANDESCASO 2: Sin Instalaciones Asignables a ELECTROANDES y HUANCHOR

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