3.4 Segunda Audiencia Pública

Transcripción

1 Barra; la misma que fue analizada y modificada por el OSINERG. En este sentido, se deberán utilizar las demandas empleadas en el informe de OSINERG que sustenta la fijación de mayo 2002 como base para efectuar la proyección requerida, la misma que debe ser contrastada con la información de ventas del año Costos de Inversión g) 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 de transmisión deben ser optimizadas a las condiciones del sistema actual adaptado; es decir, a diseños de doble o simple circuito, conductor de aleación de aluminio, contrapeso radial, y diseñados bajo criterio de configuración de enlace radial sin redundancia, definidos bajo la configuración, dimensionamiento y características de una solución de mínimo costo. h) El Centro de Control y el sistema de telecomunicaciones deben ser redimensionados acorde a un SEA Costos de Operación y Mantenimiento i) Los costos de Operación y Mantenimiento no han sido determinados considerando el SEA. El COyM propuesto corresponde a un inventario de las actividades realizadas para el sistema actual. j) No se ha justificado el uso de subestaciones atendidas, dado que al mismo tiempo se propone el reconocimiento de un moderno centro de control. k) No se ha presentado el detalle y sustento del rubro Servicios de los costos de operación. l) Las actividades de mantenimiento de líneas y subestaciones no responden a criterios de eficiencia. Los costos de los recursos, la periodicidad de las actividades de mantenimiento tampoco cuentan con una justificación. m) No se ha demostrado que el diagrama de organización de la empresa corresponda a una empresa eficiente. Tampoco se ha detallado las funciones específicas del personal propuesto. n) No se ha detallado ni justificado los costos propuestos de custodia y vigilancia o) No se ha especificado las funciones del personal del centro de control 3.4 Segunda Audiencia Pública El Consejo Directivo del OSINERG dispuso la realización de una segunda audiencia pública, la misma que se llevó a cabo el 06 de mayo de 2002, en la cual el OSINERG expuso los criterios, metodología y modelos económicos utilizados en el análisis de los Estudios Técnico Económicos presentado por Regulación de 2002 Página 14 de 41

2 los Titulares de Transmisión para la regulación tarifaria, así como el contenido de las observaciones a las propuestas tarifarias presentados por los propietarios de las instalaciones de transmisión secundaria. Los criterios, modelos y metodología señalados en el párrafo anterior son, por extensión, los mismos que se utilizan para la fijación de las Tarifas y Compensaciones por el uso de los SST. 3.5 Absolución de las Observaciones y Propuesta Final de ELECTROANDES El 13 de mayo de 2002, ELECTROANDES remitió su respuesta a las observaciones efectuadas por el OSINERG al Estudio Técnico-Económico propuesto y presentó un informe con los resultados modificados de su estudio Determinación del SEA Con 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 sistema existente, en el que se realizan modificaciones en los diseños de gran parte de los componentes del SST así como variaciones de costos. Sin embargo, señala que una parte de las instalaciones observadas por OSINERG ya han sido incorporadas en la simulación del Modelo PERSEO que fue utilizado para la determinación de las Tarifas en Barra y que por lo tanto ya forman parte del SEA. Con relación al análisis de largo plazo, ELECTROANDES ha presentado un análisis de flujo de carga para sustentar su propuesta del SEA. Del análisis efectuado, incorpora un nuevo transformador de 100 MVA 220/50 kv en la subestación Oroya Nueva a partir de mayo de 2004, así como bancos de condensadores en la subestaciones San Antonio y Paragsha I en 50kV a partir de los años 2005 y 2013, respectivamente. La observación relacionada con la operación de los proyectos actualmente en construcción, también fueron consideradas en su nueva propuesta. Consideran el inicio de operaciones de la línea Oroya Nueva- Carhuamayo-Paragsha II-Vizcarra en 220 kv desde octubre El proyecto C.H. Huanchor desde agosto 2002 y el Proyecto C.H. Yuncán, así como la línea Yuncán-Carhuamayo Nueva en 220kV, desde abril ELECTROANDES realiza una interpretación particular del Artículo 139 para sustentar que las instalaciones de las líneas en 50kV asociadas a la C.H. Malpaso, la línea 138kV Carhuamayo Oroya, y las subestaciones de enlace en ese anillo deben ser asignadas a la demanda. ELECTROANDES señala que el SEA de su propuesta no excede otras alternativas como la generación térmica aislada; habiéndose determinado que en el caso del suministro a Yauricocha, éste debe ser tratado como un sistema aislado. También ELECTROANDES señala que se ha Regulación de 2002 Página 15 de 41

3 dimensionado la configuración en forma óptima de las cargas distribuidas de Caripa, Carhuamayo, Cerro de Pasco, etc Determinación de Tarifas y Compensaciones Con relación a la división del sistema eléctrico Pasco en tres zonas, ELECTROANDES señala que físicamente se encuentra en tres departamentos y la demanda que la compone, requiere de una señal clara y eficiente de costos reales de la energía eléctrica. Además sustentan su propuesta mediante un análisis de asignación de instalaciones por zonas. ELECTROANDES ha modificado la demanda utilizada para la determinación del peaje unitario en base a las observaciones efectuadas sobre este punto Costos de Inversión Con relación a los Costos de Inversión, se tiene que: ELECTROANDES señala que en ninguna parte de la Ley y su Reglamento se menciona que el costo medio tiene que verse afectado por el tiempo de servicio. Sin embargo, ha revisado sus costos y a partir de ellos ha realizado la determinación de los costos medios. ELECTROANDES señala que la observación relacionada con los costos elevados de líneas de transmisión fue levantada con el redimensionamiento de las instalaciones de transmisión considerado en el SEA de la empresa. En el rubro de comunicaciones, ELECTROANDES ha retirado los costos correspondientes al sistema de telecomunicaciones propio de la empresa y ha considerado en las subestaciones los costos por las líneas telefónicas externas (propiedad de Telefónica). También, el sistema de telecomunicaciones se ha redimensionado adaptándolo a las necesidades de la empresa, recalculándose el Costo Eficiente de Inversión correspondiente Costos de Operación y Mantenimiento Con relación a los Costos de Operación y Mantenimiento, se tiene que: De acuerdo con ELECTROANDES el COyM fue recalculado considerando un SEA. Con relación a las subestaciones atendidas, ELECTROANDES señala que las subestaciones de Oroya Nueva y Carhuamayo no están preparadas para ser operadas a distancia de manera integral y dada su importancia requieren de operación manual. Con relación al detalle y sustento del rubro Servicios ELECTROANDES señala que el item relacionado con las Comunicaciones corresponde al costo de operación y mantenimiento de RTU s y el item Otros corresponde al servicio de ripiado, mantenimiento de áreas verdes, cercos de protección y cunetas. Regulación de 2002 Página 16 de 41

4 Con relación a las actividades de mantenimiento, ELECTROANDES se mantiene en su propuesta inicial ya que de acuerdo con lo que señala, éstas corresponden a aquellas que son ejecutadas por la empresa. Del mismo modo, los recursos, rendimiento, periodicidad, etc, corresponde a lo ejecutado por ELECTROANDES. ELECTROANDES señala que su diagrama de organización presentado corresponde a una empresa eficiente. Su diseño corresponde a criterios de departamentalización geográfica y funcional. También adjuntan un listado de las funciones del personal. Los costos de seguridad han sido reducidos en 66% y presentan como sustento una oferta de servicio presentada por un proveedor de servicio de vigilancia. En los siguientes cuadros se resume la propuesta de ELECTROANDES después de la absolución de las observaciones: Cuadro No. 3.6 Cuadro No. 3.7 Regulación de 2002 Página 17 de 41

5 Cuadro No. 3.8 FIJACION TARIFAS Y COMPENSACIONES EN SST - AÑO 2002 PROPUESTA FINAL ELECTROANDES PEAJES SECUNDARIOS UNITARIOS (ctms. S/./kWh) CARGO NIVEL DE TENSIÓN Peaje Unitario (Ctv US$/kWh) CBPST MT 0,2542 CPSSE01 AT y MT 0,2719 CARGO NIVEL DE TENSIÓN Peaje Unitario (Ctv US$/kWh-km) CBPSL AT SIN HUANCHOR 0,0256 AT CON HUANCHOR 0,0238 Cuadro No. 3.9 FIJACION TARIFAS Y COMPENSACIONES EN SST - AÑO 2002 PROPUESTA FINAL ELECTROANDES COMPENSACIÓN MENSUAL (ctms. S/./kWh) GENERADOR NIVEL DE TENSIÓN Compensación Mensual (US$/mes) 1 HUANCHOR AT En el caso de las observaciones al Estudio Técnico-Económico de ELECTROANDES que no fueron absueltas a satisfacción del OSINERG, correspondió a este Organismos Regulador establecer los valores finales y fijar las Tarifas y Compensaciones dentro de los márgenes que se señalan en la Ley. 3.6 Análisis de OSINERG El OSINERG ha evaluado las premisas y cálculos efectuados por ELECTROANDES tanto en su estudio inicial como en el informe remitido en respuesta a las observaciones formuladas a su Estudio Técnico Económico para la fijación de las Tarifas y Compensaciones para los SST. A raíz del análisis que se indica se ha elaborado el presente informe que contiene el resultado de los estudios realizados Determinación del SEA Se ha revisado la nueva propuesta de SEA de ELECTROANDES y se observa que no presenta la justificación técnica y económica que sustente su nueva propuesta. ELECTROANDES, ha presentado un conjunto de cálculos y criterios para justificar que su sistema actual corresponde al SEA. Posteriormente ha valorizado su sistema existente. Teniendo en cuenta el desarrollo actual de las redes de la zona, existen instalaciones innecesarias, que originan que el Costo Medio determinado no corresponda a un sistema eficiente y que guarde equilibrio con la demanda. Regulación de 2002 Página 18 de 41

6 OSINERG ha realizado un análisis de largo plazo (15 años), aplicando alternativas de componentes y configuraciones equivalentes, con capacidad suficiente para la demanda a servir, bajo el criterio de mínimo costo de estas alternativas. Bajo este criterio se seleccionó la alternativa más conveniente técnica y económicamente, dada por el menor Valor Presente del flujo de costos totales de las alternativas analizadas, en el horizonte de estudio y a una tasa de 12%. Además, en la elaboración de la propuesta de OSINERG se ha contemplado los siguientes aspectos: Se ha realizado un análisis técnico-económico de largo plazo (15 años) para determinar las configuraciones de las partes más relevantes del SST. Este análisis fue realizado de manera incremental sobre la propuesta de ELECTROANDES. El análisis técnico-económico de largo plazo ha sido realizado bajo el criterio de mínimo costo del valor presente de los costos totales de alternativas de configuración formuladas, en las que se incluye la propuesta de ELECTROANDES. Las evaluaciones técnicas han sido realizadas con el modelo de flujo de carga 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, a partir del año 2004 se presentan dos circuitos de 50kV, un circuito en 138kV y un circuito en 220kV. De las instalaciones señaladas, los circuitos en 50 y 130kV son redundantes y se encuentran sub-utilizados. En la zona Eje Pachachaca-Morococha-San Mateo se encontró que con la entrada en servicio de la C.H. Huanchor en el extremo más lejano, se reducirán los requerimientos de transmisión en el eje por lo que se encontró redundancia y sub-utilización de uno de los dos circuitos en 50kV entre Oroya y Pachachaca, dos de los tres circuitos en 50kV entre Pachachaca y Morococha, y uno de los dos circuitos en 50kV entre Morococha y Casapalca. Se encontró que en la Zona Eje Pachachaca San Cristobal Andaychagua, existe redundancia y sub-utilización de uno de los dos circuitos en 50kV entre Pachachaca y San Cristóbal. Sin embargo debido a la expansión de la demanda presentada por ELECTROANDES en San Antonio, cerca de San Cristóbal, se requerirá un reforzamiento del enlace resultante con conductores de 120 mm2 AAAC a 240 mm2 AAAC, y un banco de condensadores de 12 MVAR para el 2005 en esa zona. La Zona de Yauricocha actualmente servida a nivel de 60kV, deberá ser servida 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- Regulación de 2002 Página 19 de 41

7 Carhuamayo, deberá ser servido por un enlace a 50kV desde Oroya Nueva, una vez que sea retirada la línea de 138kV. El suministro a Junín, punto de conexión a la localidad de Junín servida por Electrocentro, y punto intermedio de la línea 50kV Malpaso Carhuamayo deberá ser servido por un enlace a 22,9kV desde Malpaso a partir del año El transformador 220/50kV 100 MVA de Oroya Nueva tendrá una moderada sobrecarga no mayor al 40% a partir del 2006, por lo que deberá ser reemplazado por un transformador de 140 MVA. Igualmente se encontró el requerimiento de incremento de capacidad de transformación del transformador 138/50kV en la subestación Paragsha I, de 44 MVA a 60 MVA. En la práctica podría no requerirse reemplazar el transformador sino elevar su capacidad al régimen OFAF (aceite y aire forzados) mediante un intercambiador de calor externo. Debido a que ELECTROANDES no realizó un estudio de adaptación de su Centro de Control y telecomunicaciones al SST, se realizó una revisión directa de adaptación de los mismos para el SST, ajustando los requerimientos de puntos de control acorde a las modificaciones de configuración y topología de la nueva red Costos de Inversión Con relación a los Costos de Inversión, se han utilizado los módulos propuestos por ELECTROANDES pero racionalizando los costos unitarios para reflejar el promedio del mercado actual. En los siguientes cuadros se presentan los costos de inversión revisado para el SST de ELECTROANDES. Estos costos son mostrados con y sin la presencia de la C.H. Huanchor. Cabe destacar que solamente se consideraron las instalaciones que deben ser pagadas por terceros. En este sentido, no se han incluido aquellas instalaciones asignables a ELECTROANDES, que le permiten evacuar la energía producida por sus centrales de generación. Regulación de 2002 Página 20 de 41

8 Cuadro No Cuadro No Costos de Operación y Mantenimiento Con relación a los Costos de Operación y Mantenimiento se ha efectuado a una racionalización de los costos propuestos por ELECTROANDES, de acuerdo a las instalaciones que han sido consideradas por OSINERG en el Costo Medio de Inversión. Esta recomendación se ha efectuado debido a que gran parte de la propuesta de ELECTROANDES corresponde únicamente a un inventario de sus actividades de operación y mantenimiento y no guardan relación con el régimen de precios establecido en el marco normativo vigente y con los criterios de eficiencia que están contenidos en la legislación vigente A pesar de las observaciones efectuadas por OSINERG, la propuesta final del COyM de ELECTROANDES plantea un incremento total de 22,3% respecto a su propuesta inicial. En un análisis por rubros se observa que se propone un incremento en mantenimiento de líneas de 56,5%, en gestión 75,33% y en mantenimiento del centro de control y telecomunicaciones 75,33%. En los Regulación de 2002 Página 21 de 41

9 costos de operación y seguridad se observa una disminución 52,93% y 66,14%, respectivamente. La racionalización de los costos se efectuó sobre la base del análisis de la propuesta final del COyM presentada por ELECTROANDES y de las instalaciones de transmisión consideradas por OSINERG en el Costo Medio de Inversión del SST de ELECTROANDES. Con relación al mantenimiento de líneas, se racionalizaron los costos eliminando actividades no estándares como refuerzo de bases e inspección nocturna de líneas de transmisión y se efectuó el ajuste de los costos unitarios de las actividades relacionadas con el pintado de torres, mantenimiento de la franja de servidumbre y mantenimiento de caminos. Al respecto cabe mencionar que ELECTROANDES propone valores de mantenimiento por kilómetro de línea bastante elevados. Por ejemplo, US$/km en líneas de 50 kv y US$/km en líneas de 138 kv. Los valores estándares que dispone OSINERG, y que corresponden a un promedio de los montos propuestos por los titulares de transmisión del Sistema Interconectado Nacional, se encuentran en el orden de 200 a 250 U$/km para líneas de 60k kv y entre 300 y 450 US$/km para líneas de 138 kv. Con relación a la actividad de refuerzo de bases, cabe mencionar que el sustento planteado por ELECTROANDES no corresponde a una actividad de mantenimiento eficiente por las siguientes razones: En primer lugar, cuando se diseña un proyecto se evalúa la mejor alternativa del conjunto de posibilidades que existen para construir una línea, considerando además, el costo de operación y mantenimiento del mismo. Es decir, si una determinada configuración de línea representa una mejor alternativa como inversión, pero su costo de operación y mantenimiento es muy elevado, en el análisis integral del proyecto, la alternativa puede no ser eficiente si es que existe otra alternativa que minimiza el costo total. En segundo lugar, cuando se ejecuta un proyecto como es la construcción de una línea de transmisión con postes de madera, es claro que en la selección de la ruta también se debe considerar la salinidad del suelo; y efectivamente, se prepara una determinada área de terreno mediante un tratamiento especial del mismo a fin de que éste, con el tiempo, no ocasione daños a la base del poste. En este sentido no es aceptable la propuesta de ELECTROANDES de remover el cono de protección de concreto de la base de los postes de madera y remover la tierra tratada por otra nueva cada 3 años. En todo caso, si efectivamente ELECTROANDES realiza esta actividad es claro que la misma resulta de un diseño no eficiente de la instalación. A fin de corroborar lo señalado, se ha verificado que otras empresas dedicadas exclusivamente al segmento de la transmisión, y que operan en ambientes similares a los sistemas de transmisión de ELECTROANDES, no realizan la referida actividad y no por ello sus instalaciones requieren ser reemplazadas. Con relación a la inspección nocturna de las líneas, cabe mencionar que los programas de mantenimiento modernos han dejado de lado esta actividad, por resultar en redundantes, si se considera que existe la supervisión constante de las instalaciones y existe un monitoreo regular de las mismas. Regulación de 2002 Página 22 de 41

10 Para determinar los costos eficientes de gestión, se racionalizaron los costos de personal directos, los costos indirectos no personales y se corrigió el valor del aporte a los organismos reguladores. Se observa por ejemplo que, en el costo de personal propuesto para su organización, ELECTROANDES está duplicando los costos de los técnicos de la superintendencia de mantenimiento, los operadores de subestaciones y el supervisor; los mismos que ya se encuentran incluidos en los costos de operación de subestaciones. Del mismo modo, los costos indirectos no personales corresponden a un inventario de sus gastos ejecutados. Por otro lado, los costos de seguros se racionalizaron en proporción a las instalaciones consideradas en el Costo Medio de Inversión. En los otros rubros no ha sido necesario racionalizar, debido a que éstos, en gran medida responden a la absolución de las observaciones efectuadas a la propuesta inicial. Sin embargo, fueron redimensionados en función al Costo Medio Inversión determinado por el OSINERG para el cálculo de Tarifas y Compensaciones. En los siguientes cuadros se presentan los costos de operación y mantenimiento revisado para el SST de ELECTROANDES, considerando el total de la empresa sin las instalaciones asignables a las Centrales de ELECTROANDES y C.H. HUANCHOR. Cuadro No Cuadro No Regulación de 2002 Página 23 de 41

11 Cuadro No Por otro lado, con la finalidad de verificar los valores obtenidos mediante la racionalización de costos, OSINERG ha utilizado el Modelo COyM que permite 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 tanto considera instalaciones nuevas, valorizado con precios de mercado y corresponde al Sistema Económicamente Adaptado (SEA). Los costos estándar se determinan de manera modular. Los módulos y sus costos unitarios se determinaron con la evaluación de la información de empresas típicas representativas. La ejecución directa del mantenimiento se realiza por terceros. La supervisión de mantenimiento, operación y la gestión se realiza con personal propio. El costo de mantenimiento se determina mediante el costeo basado sobre actividades (ABC). El costo de gestión se determina de la recopilación, análisis, y ajuste de los 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 de propiedad de ELECTROANDES son los siguientes: Cuadro No Regulación de 2002 Página 24 de 41

12 Cuadro No FIJACION TARIFAS Y COMPENSACIONES EN SST - AÑO 2002 COSTOS ESTÁNDARES DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DETERMINACIÓN COyM A PARTIR EMPRESA MODELO SIN INSTALACIONES ASIGNABLES A ELECTROANDES AÑO COyM (Miles US$) TRANSMIISIÓN MAT TRANSFORMACIÓN MAT/AT TRANSMISIÓN AT TRANSFORMACIÓN AT/MT Cuadro No FIJACION TARIFAS Y COMPENSACIONES EN SST - AÑO 2002 COSTOS ESTÁNDARES DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DETERMINACIÓN COyM A PARTIR EMPRESA MODELO SIN INSTALACIONES ASIGNABLES A ELECTROANDES Y HUANCHOR AÑO COyM (Miles US$) TRANSMIISIÓN MAT TRANSFORMACIÓN MAT/AT TRANSMISIÓN AT TRANSFORMACIÓN AT/MT Determinación de los Peajes y Compensaciones Para la determinación de los Peajes, adicionalmente, se consideró lo siguiente: Debido a la gran participación de los clientes libres y con el objeto de establecer señales eficientes de los cargos de transmisión ha sido preciso determinar los peajes por zonas. Las zonas consideradas son las mismas determinadas por ELECTROANDES en su propuesta inicial: Zona Oeste, Zona Oroya y Zona Norte. Se ha utilizado un horizonte de 15 años ( ) para la determinación de los valores actualizados del Peaje Secundario y del consumo de energía eléctrica. La demanda proporcionada por ELECTROANDES ha sido ajustada para considerar las pérdidas en MT y BT y se ha adoptado como crecimiento de la demanda un 2% anual, considerando que en su mayoría dichas instalaciones abastecen a un sector industrial. Los valores base de la demanda para el año 2001 han sido corregidos, a fin de ser consistentes con el Anuario Estadístico publicado por el OSINERG. Así mismo, se ha utilizado un modelo estándar para determinar los factores de pérdidas y los correspondientes ingresos tarifarios. Estos últimos ascienden aproximadamente a: 20,0% para la transmisión en MAT, 2,0% para la transformación MAT/AT, 10,0% para la transmisión en AT y 2,0% para la transformación AT/MT. Regulación de 2002 Página 25 de 41

13 Los siguientes cuadros resumen los cálculos efectuados para la determinación del Peaje Secundario Unitario y la Compensación mensual que se deben remunerar por las instalaciones de ELECTROANDES. Cuadro No FIJACION TARIFAS Y COMPENSACIONES EN SST - AÑO 2002 DETERMINACIÓN DE LOS PEAJES SECUNDARIOS Período de Análisis: Zona: CPSEE - VA PEAJE ANUAL (Miles US$) CASO 1 CASO 2 TRANSMIISIÓN MAT 0 0 TRANSFORMACIÓN MAT/AT TRANSMISIÓN AT TRANSFORMACIÓN AT/MT 0 0 Zona: OESTE - VA PEAJE ANUAL (Miles US$) CASO 1 CASO 2 TRANSMIISIÓN MAT 0 0 TRANSFORMACIÓN MAT/AT 0 0 TRANSMISIÓN AT TRANSFORMACIÓN AT/MT Zona: OROYA - VA PEAJE ANUAL (Miles US$) CASO 1 CASO 2 TRANSMIISIÓN MAT 0 0 TRANSFORMACIÓN MAT/AT 0 0 TRANSMISIÓN AT TRANSFORMACIÓN AT/MT Zona: NORTE - VA PEAJE ANUAL (Miles US$) CASO 1 CASO 2 TRANSMIISIÓN MAT 0 0 TRANSFORMACIÓN MAT/AT TRANSMISIÓN AT TRANSFORMACIÓN AT/MT DEMANDA Zona: CPSEE - VA DEMANDA (GWh) (1) INDIVIDUAL ACUMULADO Energía MT Energía AT Energía MAT Zona: OESTE - VA DEMANDA (GWh) (1) INDIVIDUAL ACUMULADO Energía MT Energía AT Energía MAT Zona: OROYA - VA DEMANDA (GWh) (1) INDIVIDUAL ACUMULADO Energía MT Energía AT Energía MAT Zona: NORTE - VA DEMANDA (GWh) (1) INDIVIDUAL ACUMULADO Energía MT Energía AT Energía MAT PEAJES UNITARIOS ACUMULADOS - NUEVOS SOLES Zona: OESTE - PEAJES ACUMULADOS (ctms. S/./kWh) CASO 1 CASO 2 Alta Tensión (AT) 2,0111 1,7818 Media Tensión (MT) 4,5401 4,3108 Zona: OROYA - PEAJES ACUMULADOS (ctms. S/./kWh) CASO 1 CASO 2 Alta Tensión (AT) 0,3209 0,3209 Media Tensión (MT) 2,4215 2,4215 Zona: NORTE - PEAJES ACUMULADOS (ctms. S/./kWh) CASO 1 CASO 2 Alta Tensión (AT) 0,8574 0,8574 Media Tensión (MT) 1,2871 1,2871 (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 ELECTROANDES CASO 2: Sin Instalaciones Asignables a ELECTROANDES y HUANCHOR Regulación de 2002 Página 26 de 41