Determinación De Tarifas De Sistemas Secundarios De Transmisión. Empresas de Distribución Eléctrica Norte Centro

Transcripción

1 Determinación De Tarifas De Sistemas Secundarios De Transmisión 1

2 r2 Proceso De Cálculo De Peajes Compensaciones De SST - 2

3 Diapositiva 2 r2 WMedina: Alcanzar datos del DEK y FEK, lineas de transmision. Lpiscoya/HTorre:Ventas y Número de Clientes rhuiman, 14/06/2006

4 - 3

5 4

6 ALCANCE DEL ESTUDIO Según los procedimientos establecidos al respecto por el OSINERG GART, se considera un período de estudio de 15 años, como resultado del cual se definirá principalmente: Estudio de mercado eléctrico de la zona de concesión de ENSA. Proyección de la potencia y energía a nivel Global y Espacial. Determinación del Sistema Económicamente Adaptado para los próximos 15 años Costos de Inversión de Líneas, Subestaciones de Transmisión y Centro de Control. Costos de Operación y Mantenimiento Determinación de Peajes Factores de Actualización 5

7 Estudio De Mercado 6

8 MODELO DE TENDENCIAS AJUSTE INFORMACIÓN BASE COMPARACIÓN ENERGÍA A FACTURAR MODELO ECONOMETRICO 7

9 METODOLOGÍA A UTILIZADA Proyección Global de la Demanda Definición de la información requerida División de los datos históricos de carga en Componentes, Sectores o Tipos Análisis de los datos históricos de los componentes o tipos de carga definidos, para establecer tendencias y parámetros estadísticos Selección del mejor ajuste para cada componente Proyección por separado de cada componente o tipo de carga. Ajuste de la proyección efectuada por el método de tendencias y el método econométrico. Corrección de la proyección para considerar cargas puntuales o concentradas conocidas y sus respectivas tendencias o planes de crecimiento. Recomposición de la proyección global recombinando las proyecciones de los componentes o tipos de carga. 8

10 Proyección Espacial de la Demanda Se define la tasa de crecimiento correspondiente hasta el nivel de sistema y de barra de AT y MT, partiendo de la tendencia histórica de la carga en dicho nivel en BT y MT, tabulándose los resultados obtenidos en la proyección final por cada componente. 9

11 INFORMACIÓN N UTILIZADA Venta de energía a nivel total y por tarifas, en la zona de estudio, hasta el nivel de MT. Máxima demanda y consumo hasta el nivel de MT. Evolución histórica del PBI Evolución histórica del precio de la energía. Número de clientes. Crecimiento de la población. Pérdidas de energía. Solicitudes de suministro de nuevos clientes que entrarían en servicio a corto y mediano plazo. 10

12 Determinación n Del Sistema Económicamente Adaptado 11

13 CRITERIOS GENERALES El diseño de las redes y transformadores debe corresponder al principio de adaptación a la demanda para un periodo de 15 años, con una configuración que responda al criterio de mínimo costo total del servicio. El SEA en general, no debe responder necesariamente a la configuración y características de las instalaciones existentes, si es que este no cumple con los principios de adaptación a la demanda. Por otro lado, la configuración del SEA debe considerar las restricciones físicas de uso de los terrenos (derechos de servidumbre en las líneas de transmisión y terrenos disponibles para la ubicación de las subestaciones). En este sentido, hay que tener en cuenta que las instalaciones existentes disponen de estas facilidades. Debe existir consistencia entre el dimensionamiento y configuración de las redes de transmisión y de distribución primaria. 12

14 PREMISAS: CRITERIOS ESPECÍFICOS Se toma como base la topología existente del SST. La ubicación de las subestaciones de transformación MAT/AT y AT/MT existentes se consideran fijas, en cuanto a su ubicación, durante el periodo de estudio. Se mantendrán a futuro las tensiones y potencias normalizadas actualmente. Se considera: MAT = 220 y 138 kv; AT = 60 y 33 kv; MT = 22,9 y 10 kv. Se sustentará el nivel de tensión (10 y 22,9 kv) para atender la demanda incremental a partir del año inicial, en concordancia con el Código Nacional de Electricidad vigente. 13

15 CRITERIOS DE CALIDAD DE SERVICIO: No se excederá las tolerancias máximas que establece la Norma Técnica de Calidad de Servicios Eléctricos (NTCSE) en dos aspectos: Niveles de tensión (calidad del producto) e interrupciones (calidad de suministro). Niveles de Tensión Los niveles de tensión en las barras de AT de las subestaciones AT/MT deben estar dentro de los límites de regulación establecidos por la NTCSE. Interrupciones Las interrupciones, tanto en número como en duración, en las líneas de transmisión y en subestaciones situadas en zonas urbanas o rurales, deben estar dentro de las tolerancias que establece la NTCSE. 14

16 Criterios De Diseño 15

17 Potencia Óptima De SET AT/MT 16

18 LT AT anillo ST SET AT/M T SET MAT + SET AT/MT LT AT radial DT 17

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20 Nombre de la Empresa: ELECTRONORTE PROYECTO: Nombre de la SET: CHICLAYO OESTE Departamento CHICLAYO Tensiones de S.E. 60/10 kv Elaboración del Estudio para Adquisición de un Transformador de Potencia y Equipos Complementarios en la SECHO DESCRIPCION CANTIDAD BASICO SERVICIOS INSTALACIONES COSTOS ACOPLAMIENTO AUXILIARES COMUNES INDIRECTOS TOTAL CELDAS 811,434 36,819 23,045 93,043 88,074 1,052,416 Celda de Línea 60 kv 2 276,657 12,634 34,011 32, ,497 Celda de Línea 22,9 kv Celda de Alimentación 10 kv 7 203,857 9,129 15,210 19,942 18, ,015 Celda de Transformación 60 kv 2 226,040 10,348 28,501 26, ,866 Celda de Transformación 22,9 kv Celda de Transformación 10 kv 2 67,662 3,020 5,040 6,335 5,996 88,053 Celda de Línea Transformador 60 kv Celda de Línea Transformador 22,9 kv Celda de Línea Transformador 10 kv Celda de Medición 22,9 kv Celda de Medición 10 kv 2 37,218 1,688 2,796 4,255 4,027 49,984 TRANSFORMADOR 462,114 23, , , ,164 Transformador 60/10 KV, 15 MVA 2 462,114 23, , , ,164 Transformador Tipo 2 SERVICIOS AUXILIARES 60,594 Servicios Auxiliares 10 kv, 50 kva 1 60,594 CELDAS DE ACOPLAMIENTO 23,045 Celda de Acoplamiento 60 kv Celda de Acoplamiento 22,9 kv Celda de Acoplamiento 10 kv 1 23,045 CONFIGURACION ADOPTADA INSTALACIONES COMUNES 225,724 Obras Civiles Generales 95,862 Edificio de Control 95,421 Red de Tierra Profunda 24,774 Instalaciones Eléctricas al Exterior 9,666 COSTOS INDIRECTOS 213,669 Costo del Terreno 3480 m2 34,800 Ingeniería y Supervisión 94,975 Gastos Administrativos 39,573 Interés Intercalario 44,322 COSTO TOTAL SUBESTACION 1,796,580 Costo Celda 60 kv Asignada a L.T ,497 COSTO TOTAL ASIGNADO A SUBESTACION 1,441, MVA kv 15 MVA 10 kv COSTO MANTENIMIENTO DE SUBESTACION 31, % RESUMEN DE VALORIZACION Cantidad Costo Unitario Costo Total A. COSTO S.E. SIN CELDAS DE ALIMENTACION (A1 + A2) 1,529,565 A1. Costo de Transformador (Inc. Celdas Transf. y Medición) 2 587,034 1,174,068 A2. Costo de Celda de Línea 2 177, ,497 B. COSTO DE CELDAS DE ALIMENTACION 7 38, ,015 C. COSTO TOTAL SUBESTACION (A + B) 1,796,580 19

21 RESULTADOS DEL MODELO MATEMÁTICO CASO 29 POTENCIA SED (KVA) 100 GENERALES NUMERO DE SEDs 314 MD SET (MVA) NÚMERO DE ANILLOS 8 AREA DE SED (m2) 109,873 RADIO DE LA SED AREA DE INFLUENCIA DEL SET (KM2) NUMERO DE ALIMENTADORES RADIALES 8 FACTOR DE UTILIZACIÓN DE RADIALES 0.96 METRADO DE LAS RESDES DE MT LONGITUD DE RADIALES (km) LONGITUD ANILLO EXTERIOR (km) LONGITUD DE ALIMENTADORES SPOKE (km) LONGITUD TOTAL DE LATERALES (km) PÉRIDIDAS EN MT PERDIDAS EN ALIMENTADORES RADIALES (kwh) 1,941, PERDIDAS EN ALIMENTADORES LATERALES (kwh) 46, PERDIDAS EN EL ANILLO EXTERIOR (kwh) 26, PERDIDAS EN ALIMENTADORES SPOKE (kwh) 4, PERDIDAS EN EL Fe DE TRAFOS (kwh) 1,095, PERDIDAS EN EL Cu DE TRAFOS (kwh) 1,652,

22 33.0 COSTO POR M VA ATENDIDO COMBINACIÓN DE DENSIDAD DE CARGA 0,75-1,50 W /m MILES US$/Año / MVA KV 10-22,9 KV 22,9-10 KV 22,9-22,9 KV 27.0 CANTIDAD DE SET Y EQUIPAMIENTO 21

23 Criterio Para La Selección n De La Sección Óptima De Los Conductores 22

24 La sección óptima de los conductores se establece por comparación para una potencia de transmisión de línea determinada. Los principales componentes empleados son: El costo anual de las pérdidas Joule. El Costo anual de la línea de transmisión (con conductores de diferentes secciones). 30 años de vida útil de las líneas Un costo de operación y mantenimiento de 3,0 % de la inversión. Factor de carga y factor de potencia. 23

25 COMPARACION DE LA SECCIÓN ÓPTIMA DOBLE TERNA PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN EN 60 kv COSTO TOTAL ANUALIZADO (US$) POTENCIA* (MVA) AAAC 70 mm2 AAAC 120 mm2 AAAC 150 mm2 AAAC 240 mm2 SECCION ELEGIDA 0 4,420 5,039 5,708 6,465 AAAC 70 mm2 5 4,726 5,212 5,845 6,548 AAAC 70 mm2 10 5,646 5,729 6,257 6,799 AAAC 70 mm2 15 7,178 6,591 6,944 7,216 AAAC 120 mm2 20 9,323 7,798 7,906 7,801 AAAC 120 mm ,081 9,349 9,142 8,553 AAAC 240 mm ,452 11,246 10,653 9,472 AAAC 240 mm ,436 13,487 12,439 10,558 AAAC 240 mm ,033 16,073 14,499 11,811 AAAC 240 mm ,243 19,004 16,835 13,232 AAAC 240 mm ,065 22,280 19,445 14,819 AAAC 240 mm ,501 25,901 22,329 16,574 AAAC 240 mm ,550 29,866 25,489 18,495 AAAC 240 mm ,211 34,176 28,923 20,584 AAAC 240 mm ,485 38,831 32,632 22,840 AAAC 240 mm ,373 43,831 36,616 25,262 AAAC 240 mm ,873 49,176 40,875 27,852 AAAC 240 mm ,986 54,865 45,408 30,609 AAAC 240 mm2 Nota: Se incluyen la anualidad de la inversión, COyM y las pérdidas de potencia y energía El factor de carga considerado es 0,6 (*) Potencia total transmitida por la línea de transmisión en doble terna. CO C O S O 24

26 100,000 COMPARACION DE LINEAS EN DOBLE TERNA - 60 kv POSTES DE MADERA 90,000 80,000 AAAC 70 mm2 AAAC 150 mm2 AAAC 120 mm2 AAAC 240 mm2 COSTO TOTAL ANUALIZADO (US$ 70,000 60,000 50,000 40,000 30,000 20,000 10, POTENCIA (M VA) 25

27 Criterios De Confiabilidad 26

28 RESERVA DE TRANSFORMACIÓN Los análisis de confiabilidad se realizan para comprobar el cumplimiento de los niveles establecidos en la NTCSE; así como la justificación de sistemas o dispositivos de operación y de reservas de transformación y/o transmisión, en los sistemas de transmisión secundaria de provincias. Las inversiones adicionales a realizar con el objeto d disponer de reserva para el restablecimiento del servicio, deberá justificarse a través de los ahorros en las penalizaciones por exceso en las tolerancias de la calidad de suministro. En este sentido, las compensaciones por interrupciones están dadas por la expresión: e*e*ens Donde: e: Es la compensación unitaria por incumplimiento con la calidad de suministro, cuyo valor es 0,35 US$/ kwh E: Es el factor que toma en consideración la magnitud de los indicadores de calidad de suministro y está definido de la siguiente manera: E = (1 + (N N )/N + (D D )/D ) ENS: Es la energía teóricamente no suministrada a un cliente determinado. 27

29 TRANSFORM ADOR 60/22,9 KV ( Factor de Carg a = 0,6) ZONA URBANA DATOS GENERALES Reserva en M T: 20,00% Tiem po m áxim o perm itido por norm a: 10,00 horas Tasa de actualización: 12,00% Factor de sobrecarga: 20,00% Factor de carga: 0,60 Crecim iento anual: 4,00% Dem anda últim o año: 14,00 M VA Valor Lím ite: 13,9966 Costo unitario energía no sum inistr.: 0,35 US$/kW h Indice de fallas anuales: 0,033 falla/año Tiem po de reposicion de falla: 120,00 horas/falla Costo de celda AT: ,53 y = 14.68x x Costo de celda M T: ,29 y = 6.62x x Costo de celda de acoplam iento: ,00 CASO I.- SIN RESERVA Potencia del transform ador: 14,00 M VA AÑO PENALIZACION VALOR ACTUAL Costo del transform ador: ,21 US$ (*) , ,94 Costo de celda AT: ,53 US$ , ,38 Costo de celda M T: ,29 US$ , ,35 SUBTOTAL ,03 US$ , , , ,60 Energía no sum inistrada: ,58 kw h/año , ,63 Coeficiente NTCSE: 12, , ,51 Penalización últim o año: ,43 US$ , ,62 Penalizacion anualizada: ,52 US$ , ,36 SUBTOTAL ,52 US$ , , , ,18 TOTAL ,55 US$ ,43 SUBTOTAL , ,52 CASO II.- PLENA RESERVA A TRAVES DE AT Y MT M VA CASO I CASO II Potencia de cada transform ador: 9,33 M VA , ,85 Costo de cada transform ador: ,45 US$ (*) , ,99 Costo de cada celda AT: ,53 US$ , ,32 Costo de cada celda M T: ,29 US$ , ,85 Costo de celda de acoplam iento: ,00 US$ , ,59 SUBTOTAL ,55 US$ , , , ,65 TOTAL ,55 US$ , ,99 Resultados: Justifica realizar inversión para un transform ador (*) y = x , , , , , , , , , CASO I CASO II 28

30 TRANSFORM ADOR 60/22,9 KV (F actor de C arga = 0,5) ZONA URBANO RURAL DATOS GENERALES Reserva en MT: 0,00% Tiem po m áxim o perm itido por norm a: 20,00 horas Tasa de actualización: 12,00% Factor de sobrecarga: 20,00% Factor de carga: 0,50 Crecim iento anual: 4,00% Dem anda últim o año: 21,78 M VA Valor Lím ite: 21,7840 Costo unitario energía no sum inistr.: 0,35 US$/kW h Indice de fallas anuales: 0,033 falla/año Tiem po de reposicion de falla: 120,00 horas/falla Costo de celda AT: ,64 y = x x Costo de celda M T: ,98 y = 64.22x x Costo de celda de acoplam iento: 0,00 CASO I.- SIN RESERVA Potencia del transform ador: 21,78 M VA AÑO PENALIZACION VALOR ACTUAL Costo del transform ador: ,82 US$ (*) , ,52 Costo de celda AT: ,64 US$ , ,13 Costo de celda M T: ,98 US$ , ,76 SUBTOTAL ,44 US$ , , , ,90 Energía no sum inistrada: ,24 kw h/año , ,12 Coeficiente NTCSE: 6, , ,61 Penalización últim o año: ,70 US$ , ,14 Penalizacion anualizada: ,80 US$ , ,49 SUBTOTAL ,80 US$ , , , ,43 TOTAL ,24 US$ ,70 SUBTOTAL , ,80 CASO II.- PLENA RESERVA A TRAVES DE AT Y MT M VA CASO I CASO II Potencia de cada transform ador: 18,15 M VA , ,48 Costo de cada transform ador: ,00 US$ (*) , ,19 Costo de cada celda AT: ,64 US$ , ,91 Costo de cada celda M T: ,98 US$ , ,63 Costo de celda de acoplam iento: 0,00 US$ , ,34 SUBTOTAL ,24 US$ , , , ,78 TOTAL ,24 US$ , ,49 Resultados: Justifica realizar inversión para dos transform adores (*) y = x , , , , , , , , ,00 0, CASO I C A S O II 29

31 TRANSFORM ADOR 60/22,9 KV (F actor de C arga = 0,4) ZONA RURAL DATOS GENERALES Reserva en MT: 0,00% Tiem po m áxim o perm itido por norm a: 35,00 horas Tasa de actualización: 12,00% Factor de sobrecarga: 20,00% Factor de carga: 0,40 Crecim iento anual: 4,00% Dem anda últim o año: 27,59 M VA Valor Lím ite: 27,5949 Costo unitario energía no sum inistr.: 0,35 US$/kW h Indice de fallas anuales: 0,033 falla/año Tiem po de reposicion de falla: 120,00 horas/falla Costo de celda AT: ,05 y = x x Costo de celda M T: ,80 y = 64.22x x Costo de celda de acoplam iento: 0,00 CASO I.- SIN RESERVA Potencia del transform ador: 27,59 M VA AÑO PENALIZACION VALOR ACTUAL Costo del transform ador: ,55 US$ (*) , ,48 Costo de celda AT: ,05 US$ , ,52 Costo de celda M T: ,80 US$ , ,76 SUBTOTAL ,40 US$ , , , ,34 Energía no sum inistrada: ,30 kw h/año , ,82 Coeficiente NTCSE: 3, , ,69 Penalización últim o año: ,36 US$ , ,71 Penalizacion anualizada: ,89 US$ , ,23 SUBTOTAL ,89 US$ , , , ,85 TOTAL ,29 US$ ,36 SUBTOTAL , ,89 CASO II.- PLENA RESERVA A TRAVES DE AT Y MT M VA CASO I CASO II Potencia de cada transform ador: 23,00 M VA , ,19 Costo de cada transform ador: ,44 US$ (*) , ,63 Costo de cada celda AT: ,05 US$ , ,06 Costo de cada celda M T: ,80 US$ , ,49 Costo de celda de acoplam iento: 0,00 US$ , ,93 SUBTOTAL ,59 US$ , , , ,79 TOTAL ,59 US$ , ,23 Resultados: Justifica realizar inversión para un transform ador (*) y = x , , , , , , , ,00 0, CASO I C A S O II 30

32 ZONA FACTOR DE CARGA POTENCIA LÍMITE PARA RESERVA (MVA) URBANA 0,5 19 URBANA 0,6 14 URBANA RURAL 0,4 35 URBANA RURAL 0,5 22 URBANA RURAL 0,6 17 RURAL 0.4 (1) RURAL 0,5 (1) (1) No se justifica reserva para ningún valor de MVA 31

33 Determinación n Del Sea Por Sistema 32

34 33

35 Cálculo de Factores de Pérdidas P Marginales e Ingresos Tarifarios 34

36 PROCEDIMIENTO PARA CALCULAR LOS FPMP Y FPME PARA EL PERIODO DE FIJACION TARIFARIA G R A F IC O N º 4.1 Datos de dem anda proyectada anual 4 años: potencia y energía por barras M odelos de curva de carga y coeficientes estacionales Configuración del SEA Proyección de CDC m ensual por bloques M odelo del sistem a de tra n s m is ió n Flujos de potencia para m áxim a dem anda y cada bloque de energía, para 4 8 m eses Determ inación de pérdidas de potencia y energía para 48 m eses Cálculo de FPM P y FPM E para 48 m eses Ponderación de FPMP y FPME Resultados: FPM P y FPM E para el periodo de vigencia de las tarifas 35

37 PROCEDIMIENTO PARA CALCULAR LOS IT PARA EL PERIODO DE 15 AÑOS M E T O D O 2 G R A F IC O N º 4.2 D a to s d e d e m a n d a proyectada anual 15 años: potencia y energía por barras Características de la carga: Fcarga, Fperd=f(Fcarga) coef. estacionales Configuración del SEA periodo de 15 años Proyección de m ax. Dem. m ensual para los años de cálculo Determ inación de los años para los cuales se calculan los valores en detalle M odelo del sistem a de transm isión Flujos de potencia para m áxim a dem anda años seleccionados Determ inación de pérdidas de potencia años selecionados Determ inación de pérdidas de energía años selecionados Cálculo de pérdidas para años no sim ulados, por interpolación D e te rm in a c ió n d e lo s p re c io s prom edio de com pra de potencia y energía Precios de potencia y energía en barras de com pra Cálculo Ingresos Tarifarios por m eses, 15 años de proyección: potencia y energía Resultados: IT m ensuales para el periodo de 15 años 36

38 DETERMINACIÓN N DE TARIFAS De acuerdo a lo establecido en el Artículo 139º del Reglamento de la LCE, la compensación del SST usado por la demanda deberá cubrir el 100% del costo medio anual (CMA). Por lo tanto: Peaje total = CMA IT CMA = ACI + COyM Donde: ACI : Anualidad del costo de inversión COyM : Costo total anual de operación, mantenimiento, gestión y seguridad. Puesto que el periodo a considerar para el cálculo de los peajes unitarios es de 15 años, los CMA y las demandas se proyectan para 15 años. El Peaje Secundario Unitario (PSU) resulta de dividir el valor presente del Peaje total entre el valor presente de la demanda: PSU = VP(ACI + COyM IT)/ VP(DEMANDA) El valor presente (VP) indica el valor al inicio del año 1. 37

39 El cálculo anterior se efectúa para cada componente del SST: Red de muy alta tensión Transformación MAT/AT Red de alta tensión Transformación AT/MT Finalmente, se calcula el peaje acumulado por cada nivel de tensión, que resulta de agregar los peajes correspondientes según la secuencia de los niveles de tensión en el sentido del flujo de la energía. 38

40 DETERMINACIÓN N DE FORMULAS DE ACTUALIZACIÓN Las fórmulas de actualización de los peajes se determinan sobre la base de los porcentajes de participación en el CMA de los recursos provenientes del extranjero (moneda extranjera) y los recursos de procedencia nacional (moneda local). Para la determinación de las correspondientes fórmulas de actualización se ha desagregado todos los CI y los COyM en gastos en moneda nacional y en moneda extranjera. Los coeficientes de la fórmula de actualización resultan del cociente entre las componentes de moneda nacional y extranjera respecto al peaje total. PSU 1 = PSU 0 x FACM FACM = a x FTC + b x FPM Donde: FTC = TC / TC 0 FPM = IPM / IPM 0 FACM = Factor de actualización del peaje secundario. a = Porcentaje de participación del costo de procedencia extranjera b = Porcentaje de participación del costo de procedencia nacional 39

41 Electronorte 40

42 Area de Influencia de Electronorte S.A. Sistema de Transmisión Secundaria 41

43 Electronorte Unidad de Negocio Clientes % Jaén 31, % Sucursales 58, % Chiclayo 107, % Cajamarca Centro 13, % Chachapoyas 15, % TOTAL 226, % A DIC

44 Excooperativas 60 KV (L-6051) (L-6052) (L-6053) Km (AAAC 240mm ) Km (AAAC 240mm ) Km (AAAC 240mm ) 17.5 MVA POMALCA 7/7/2 MVA 10 KV 60 KV 60 KV 22.9 KV TUMAN 7/7/2 MVA 10 KV 22.9 KV CAYALTI 7/7/2 MVA 10 KV 60 KV 22.9 KV (120 mm AAAC) (LÍNEA DOBLE TERNA) L Km 2 L KV 17.5 MVA 17.5 MVA CHICLAYO NORTE 10 KV 10 KV 3X5 MW 2X5.7 MW LEYENDA PROPIEDAD DE ELECTRONORTE PROPIEDAD DE DUKE ENERGY S.A.A PROPIEDAD DE DEPOLTI PROPIEDAD DE ETECEN L-238 (A SE PIURA OESTE) SEIN (DE SE GUADALUPE) L-236 SECHO 220 KV SVC 60 KV 50 MVA 8.0 kv. 30 MVA KWH CHICLAYO OESTE 17.5 MVA (L-6032) 2 (107 mm AAAC) Km (L-6033) Km PROPIEDAD DE ADINELSA Km Km Km L mm2 AAAC 83 Km CARHUAQUERO - SECHO 50 MVA 220 KV 10 KV 9.35 Km LAMBAYEQUE 8.75 MVA 60 KV ILLIMO 5/5/2.5 MVA 60 KV 22.9 KV LA VIÑA 5 MVA 10 KV 10 KV 10 KV 10 KV 10 KV 0.8 MVAR 1.0 MVAR 0.45 MVAR 2.0 MVAR 60 KV MOTUPE 6 MVA 60 KV OLMOS 1.6 MVA 60 KV 60 KV 10 KV 22.9 KV OCCIDENTE 7/7/3 MVA 3x31.2 MVA 3X32.27 MVA KWH CARHUAQUERO C.H. CARHUAQUERO 220 kv 25 / 25 / 7 MVA 22.9 kv 60 KV SISTEMA ELECTRICO CHICLAYO EMPRESA ELECTRICA: ELECTRONORTE S.A. 43

45 Estudio De Mercado 44

46 Información n Utilizada 45

47 46

48 47

49 48

50 49

51 Resultados Del Método M De Tendencia 50

52 51

53 52

54 Resultados Del Método M Econométrico 53

55 CASOS CONSIDERADOS Se ha realizado los análisis correspondientes para establecer las variables independientes que explican mejor el comportamiento de las ventas de energía, considerando la correlación con: PBI, precio y población. PBI y precio. PBI y población. PBI. Precio. Población PBI, clientes y población. PBI y clientes Clientes 54

56 55

57 56

58 57

59 58

60 Proyección n De Ventas De Energía a Por Sector Tarifario 59

61 60

62 61

63 62

64 Demanda Espacial 63

65 64

66 65

67 66

68 67

69 Determinación n Del Sistema Económicamente Adaptado 68

70 69

71 OSINERG F-214 EQUIPAMIENTO DE SUBESTACIONES - MAT/AT(/MT) - AT/MT EMPRESA: ELECTRO NORTE Cod. DESCRIPCIÓN TENSION TECNOLOG TIPO TIPO DE MODULO AÑOS (1) BARRA SET MAT/AT/MT SET MAT/AT CHICLAYO OESTE (Propiedad de REP) Región COSTA Zo RURAL Celda de Línea a (Nombre subestacion destibo) 60 KV DB CL Celda de Transformador 60 KV DB CT Celda de Alimentadores Celda de Compensador Estático SVC Celda de Banco de Capacitores Transformador de Potencia Compensador Estático Banco de Capacitores S.S.A.A Celda de Acoplamiento Obras Civiles Generales Edificio de Control Red de Tierra Profunda Instalaciones Eléctricas al Exterior 70

72 SET AT/MT SET AT/MT LAMBAYEQUE (***) Región COSTA Zon RURAL Celda de Línea 60 kv SB kv SB Celda de Transformador 22,9 kv SB kv SB kv SB Celda de Línea - Transformador 22,9 kv SB kv SB Celda de Alimentadores 22,9 kv kv Celda de Compensador Estático SVC Celda de Banco de Capacitores Transformador de Potencia (MVA) 60/22,9/10 KV 1x17/8,5/8,5 1x17/8,5/8,5 1x17/8,5/8,5 1x17/8,5/8,5 1x17/8,5/8,5 1x17/8,5/8,5 1x17/8,5/8,5 Compensador Estático Banco de Capacitores S.S.A.A 60 kv Celda de Acoplamiento 22,9 kv kv Obras Civiles Generales Edificio de Control Red de Tierra Profunda Instalaciones Eléctricas al Exterior SET AT/MT CHICLAYO NORTE (*) Región COSTA Zon URBANA Celda de Línea 60 kv SB kv SB Celda de Transformador 22,9 kv SB kv SB kv SB Celda de Línea - Transformador 22,9 kv SB kv SB Celda de Alimentadores 22,9 kv kv Celda de Compensador Estático SVC Celda de Banco de Capacitores Transformador de Potencia (MVA) 60/22,9/10 KV 1x30/30/30 1x30/30/30 1x30/30/30 1x30/30/30 1x30/30/30 1x30/30/30 1x30/30/30 Compensador Estático Banco de Capacitores S.S.A.A 60 kv Celda de Acoplamiento 22,9 kv kv Obras Civiles Generales Edificio de Control Red de Tierra Profunda Instalaciones Eléctricas al Exterior 71

73 OSINERG PLAN DE EQUIPAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN F- EMPRESA: ELECTRONORTE AÑO: 2006 NOMBRE DE LA LÍNEA DE TRAMO TENSIÓN TIPO CONDUCTOR Nro de Long. NUMERO DE CIRCUITOS TRANSMISIÓN NOMINAL REGION ZONA ALTITUD DE (Barra envio-barra Recepción) Kv ESTRUCTURA Material Seccion mm2 C.G km LÍNEAS DE TRANSMISIÓN AT CHICLAYO OESTE - CHICLAYO NORTE (1) 60 COSTA URBANA AAAC CHICLAYO NORTE - POMALCA (2) 60 COSTA RURAL AAAC POMALCA - TUMAN (2) 33 COSTA RURAL AAAC TUMAN - CAYALTI (2) 22.9 COSTA RURAL AAAC CHICLAYO OESTE - LAMBAYEQUE (3) 60 COSTA RURAL AAAC LAMBAYEQUE - ILLIMO (3) 60 COSTA RURAL AAAC ILLIMO - LA VIÑA (3) 22.9 COSTA RURAL AAAC ILLIMO - MOTUPE (3) 60 COSTA RURAL AAAC MOTUPE - OLMOS (3) 33 COSTA RURAL AAAC OLMOS - OCCIDENTE (3) 22.9 COSTA RURAL AAAC (1) Propiedad de Electro Norte (2) Propiedad de Adinelsa (3) Propiedad de Depolti 72

74 OSINERG F-308 RESUMEN DE COSTOS DE INVERSIÓN US$ EMPRESA : PROPIETARIO: ELECTRONORTE ELECTRONORTE AÑO LINEAS SUBESTACIONES CC y TEL TOTAL 0 404, ,448, , ,700, , ,448, , ,700, , ,448, , ,700, , ,448, , ,700, , ,490, , ,745, , ,490, , ,745, , ,504, , ,759, , ,546, , ,803, , ,546, , ,803, , ,546, , ,803, , ,008, , ,491, , ,127, , ,603, , ,127, , ,603, , ,263, , ,744, , ,262, , ,732, , ,304, , ,779,

75 PROPIETARIO: ADINELSA AÑO LINEAS SUBESTACIONES CC y TEL TOTAL 0 772, ,557, , ,537, , ,557, , ,537, , ,557, , ,537, , ,557, , ,537, , ,556, , ,535, , ,556, , ,535, , ,556, , ,535, , ,555, , ,534, , ,555, , ,534, , ,555, , ,534, , ,554, , ,527, , ,686, , ,671, , ,686, , ,671, , ,686, , ,668, , ,685, , ,665, , ,685, , ,664,

76 PROPIETARIO: DEPOLTI AÑO LINEAS SUBESTACIONES CC y TEL TOTAL 0 3,404, ,739, , ,510, ,404, ,739, , ,510, ,404, ,739, , ,510, ,404, ,739, , ,510, ,404, ,739, , ,508, ,404, ,739, , ,508, ,404, ,739, , ,508, ,404, ,739, , ,506, ,404, ,739, , ,506, ,404, ,739, , ,506, ,401, ,724, , ,479, ,400, ,724, , ,468, ,400, ,724, , ,468, ,400, ,723, , ,462, ,399, ,819, , ,566, ,399, ,819, , ,565,

77 TOTAL AÑO LINEAS SUBESTACIONES CC y TEL TOTAL 0 4,581, ,745, ,422, ,748, ,581, ,745, ,422, ,748, ,581, ,745, ,422, ,748, ,581, ,745, ,422, ,748, ,581, ,786, ,421, ,789, ,581, ,786, ,421, ,789, ,581, ,800, ,421, ,803, ,581, ,841, ,420, ,843, ,581, ,841, ,420, ,843, ,581, ,841, ,420, ,843, ,759, ,287, ,451, ,498, ,757, ,538, ,447, ,743, ,757, ,538, ,447, ,743, ,757, ,673, ,445, ,875, ,756, ,768, ,439, ,964, ,756, ,809, ,443, ,009,

78 OSINERG F-403 RESUMEN DE COyM POR INSTALACION US$ EMPRESA : ELECTRONORTE AÑO LINEAS SUBESTACIONES CC y TEL TOTAL US$ %de Inv 0 155, , , , % 1 155, , , , % 2 155, , , , % 3 155, , , , % 4 155, , , , % 5 155, , , , % 6 155, , , , % 7 155, , , , % 8 155, , , , % 9 155, , , , % , , , , % , , , , % , , , , % , , , , % , , , , % , , , , % 77

79 Tarifas De SST De Electronorte 78

80 ELECTRONORTE Fijación de Tarifas y Compensaciones en SST - Año 2007 Determinación de los Peajes Secundarios Período de Análisis: VA COSTO NETO (Miles US$) (1) TRANSMISIÓN MAT 0 TRANSFORMACIÓN MAT / AT 0 TRANSMISIÓN AT 6,065 TRANSFORMACIÓN AT / MT 12,075 (1) Equivale al Valor Actual de: ACMI + COyM - IT VA DEMANDA (MWh) TRANSMISIÓN MAT 0 TRANSFORMACIÓN MAT / AT 0 TRANSMISIÓN AT 3,647,274 TRANSFORMACIÓN AT / MT 3,655,566 PEAJES UNITARIOS (c US$ / KWh) PSU TRANSMISIÓN MAT TRANSFORMACIÓN MAT / AT TRANSMISIÓN AT TRANSFORMACIÓN AT / MT PEAJES ACUMULADOS (c US$ / KWh) PSU En Alta Tensión (AT) En Media Tensión (MT) PEAJES ACUMULADOS (ctm. S/. / KWh) PSU En Alta Tensión (AT) En Media Tensión (MT)

81 ELECTRONORTE (ADINELSA) Fijación de Tarifas y Compensaciones en SST - Año 2007 Determinación de los Peajes Secundarios Período de Análisis: VA COSTO NETO (Miles US$) (1) TRANSMISIÓN MAT 0 TRANSFORMACIÓN MAT / AT 0 TRANSMISIÓN AT 899 TRANSFORMACIÓN AT / MT 1,300 (1) Equivale al Valor Actual de: ACMI + COyM - IT VA DEMANDA (MWh) TRANSMISIÓN MAT 0 TRANSFORMACIÓN MAT / AT 0 TRANSMISIÓN AT 3,647,274 TRANSFORMACIÓN AT / MT 3,655,566 PEAJES UNITARIOS (c US$ / KWh) PSU TRANSMISIÓN MAT TRANSFORMACIÓN MAT / AT TRANSMISIÓN AT TRANSFORMACIÓN AT / MT PEAJES ACUMULADOS (c US$ / KWh) PSU En Alta Tensión (AT) En Media Tensión (MT) PEAJES ACUMULADOS (ctm. S/. / KWh) PSU En Alta Tensión (AT) En Media Tensión (MT)

82 ELECTRONORTE (DEPOLTI) Fijación de Tarifas y Compensaciones en SST - Año 2007 Determinación de los Peajes Secundarios Período de Análisis: VA COSTO NETO (Miles US$) (1) TRANSMISIÓN MAT 0 TRANSFORMACIÓN MAT / AT 0 TRANSMISIÓN AT 4,395 TRANSFORMACIÓN AT / MT 2,168 (1) Equivale al Valor Actual de: ACMI + COyM - IT VA DEMANDA (MWh) TRANSMISIÓN MAT 0 TRANSFORMACIÓN MAT / AT 0 TRANSMISIÓN AT 3,647,124 TRANSFORMACIÓN AT / MT 3,655,584 PEAJES UNITARIOS (c US$ / KWh) PSU TRANSMISIÓN MAT TRANSFORMACIÓN MAT / AT TRANSMISIÓN AT TRANSFORMACIÓN AT / MT PEAJES ACUMULADOS (c US$ / KWh) PSU En Alta Tensión (AT) En Media Tensión (MT) PEAJES ACUMULADOS (ctm. S/. / KWh) PSU En Alta Tensión (AT) En Media Tensión (MT)

83 ELECTRONORTE (PROPIO) Fijación de Tarifas y Compensaciones en SST - Año 2007 Determinación de los Peajes Secundarios Período de Análisis: VA COSTO NETO (Miles US$) (1) TRANSMISIÓN MAT 0 TRANSFORMACIÓN MAT / AT 0 TRANSMISIÓN AT 801 TRANSFORMACIÓN AT / MT 8,615 (1) Equivale al Valor Actual de: ACMI + COyM - IT VA DEMANDA (MWh) TRANSMISIÓN MAT 0 TRANSFORMACIÓN MAT / AT 0 TRANSMISIÓN AT 3,647,124 TRANSFORMACIÓN AT / MT 3,655,584 PEAJES UNITARIOS (c US$ / KWh) PSU TRANSMISIÓN MAT TRANSFORMACIÓN MAT / AT TRANSMISIÓN AT TRANSFORMACIÓN AT / MT PEAJES ACUMULADOS (c US$ / KWh) PSU En Alta Tensión (AT) En Media Tensión (MT) PEAJES ACUMULADOS (ctm. S/. / KWh) PSU En Alta Tensión (AT) En Media Tensión (MT)

84 Electronoroeste 83

85 Electronoroeste Unidad de Negocio Clientes % Tumbes 29, % Talara 24, % Sullana 43, % Paita 17, % Piura 73, % Alto Piura 18, % Bajo Piura 12, % TOTAL 220, % A DIC

86 85

87 86

88 87

89 88

90 89

91 90

92 Estudio De Mercado 91

93 92

94 93

95 94

96 95

97 96

98 97

99 98

100 99

101 100

102 101

103 102

104 103

105 Determinación n Del Sea Por Sistema 104

106 105

107 106

108 107

109 108

110 109

111 OSINERG F-214 EQUIPAMIENTO DE SUBESTACIONES - MAT/AT(/MT) - AT/MT EMPRESA: ELECTRONOROESTE Cod. DESCRIPCIÓN TENSION TECN TIPO TIPO DE MODULO AÑOS BARRA SET MAT/AT/MT SET MAT/AT/MT PIURA OESTE (Pertenece a REP) Región COSTA Altitud: Celda de Línea 60 KV DB CL Celda de Transformador Celda de Alimentadores (1) Celda de Compensador Estático SVC Celda de Banco de Capacitores Transformador de Potencia Compensador Estático Banco de Capacitores S.S.A.A Celda de Acoplamiento Obras Civiles Generales Edificio de Control Red de Tierra Profunda Instalaciones Eléctricas al Exterior (1) Alimenta a Coscomba 10 KV SB CA ,9 kv SET MAT/AT/MT NUEVA ZORRITOS (Pertenece a REP) Región COSTA Altitud: Celda de Línea 60 KV Celda de Transformador Celda de Alimentadores Celda de Compensador Estático SVC Celda de Banco de Capacitores Transformador de Potencia Compensador Estático Banco de Capacitores S.S.A.A Celda de Acoplamiento Obras Civiles Generales Edificio de Control Red de Tierra Profunda Instalaciones Eléctricas al Exterior 110

112 OSINERG F-214 EQUIPAMIENTO DE SUBESTACIONES - MAT/AT(/MT) - AT/MT EMPRESA: ELECTRONOROESTE Cod. DESCRIPCIÓN TENSION TECN TIPO TIPO DE M ODULO A ÑOS BARRA SET AT/ MT SET AT/MT PIURA CENTRO Región COSTA Altitud: Celda de Línea 60 kv SB Celda de Transformador Celda de Línea - Transformador Celda de Alimentadores 60 kv SB ,9 kv SB kv SB kv SB ,9 kv SB kv SB ,9 kv kv Celda de Compensador Estático SVC Celda de Banco de Cap acitores Transformador de Potencia (MVA) 60/22,9/10 KV 2x20/20/20 2x20/20/20 2x20/20/20 2x20/20/20 2x20/20/20 2x20/20/20 2x20/20/20 Compensador Estático Banco de Cap acitores S.S.A.A Celda de Acoplamiento 60 kv ,9 kv kv Obras Civiles Generales Edificio de Control Red de Tierra Profunda Instalaciones Eléctricas al Exterior SET AT/MT CASTILLA Región COSTA Altitud: Celda de Línea 60 kv SB Celda de Transformador Celda de Línea - Transformador Celda de Alimentadores 60 kv SB ,9 kv SB kv SB kv SB ,9 kv SB kv SB ,9 kv kv Celda de Compensador Estático SVC Celda de Banco de Cap acitores Transformador de Potencia (MVA) 60/22,9/10 KV 1x20/20/20 1x20/20/20 1x20/20/20 1x20/20/20 1x20/20/20 2x20/20/20 2x20/20/20 Compensador Estático Banco de Cap acitores S.S.A.A Celda de Acoplamiento 60 kv ,9 kv kv Obras Civiles Generales Edificio de Control Red de Tierra Profunda Instalaciones Eléctricas al Exterior 111

113 OSINERG PLAN DE EQUIPAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN F-215 EMPRESA: ELECTRONOROESTE AÑO: 2006 TENSIÓ NOMBRE DE LA LÍNEA DE TIPO CONDUCTOR Nro de Long. NUMERO DE CIRCUITOS NOMINA N TRANSMISIÓN TRAMO REGION ZONA ALTITUD DE L (Barra envio-barra Recepción) Kv ESTRUCTURA Material Seccion mm2 C.G km LÍNEAS DE TRANSMISIÓN MAT LÍNEA MAT "n" LÍNEAS DE TRANSMISIÓN AT PIURA OESTE - PIURA CENTRO 60 COSTA URBANA AAAC PIURA OESTE - SULLANA 60 COSTA RURAL AAAC PIURA OESTE - PAITA Tramo 1 60 COSTA RURAL AAAC Tramo 2 60 COSTA RURAL AERO Z PAITA - TIERRA COLORADA 60 COSTA RURAL AERO Z PAITA - EL ARENAL 60 COSTA RURAL AAAC PAITA - SAN LUIS DE COLAN 22.9 COSTA RURAL AAAC PIURA OESTE - DERV. CASTILLA 60 COSTA RURAL AAAC DERV. CASTILLA - CASTILLA 60 COSTA RURAL AAAC DERV. CASTILLA - CHULUCANAS 60 COSTA RURAL AAAC CHULUCANAS - S.E. NUEVA 1 33 COSTA RURAL AAAC S.E. NUEVA 1 - LAS LOMAS 22.9 COSTA RURAL AAAC S.E. NUEVA 1 - MORROPON 22.9 COSTA RURAL AAAC PIURA OESTE - LA UNION 60 COSTA RURAL AAAC LA UNION - SECHURA 60 COSTA RURAL AAAC SECHURA - CONSTANTE 60 COSTA RURAL AAAC CONSTANTE - BAYOBAR 33 COSTA RURAL AAAC NUEVA ZORRITOS - TUMBES 60 COSTA RURAL AAAC TUMBES - PUERTO PIZARRO 33 COSTA RURAL AAAC PUERTO PIZARRO - ZARUMILLA 22.9 COSTA RURAL AAAC NUEVA ZORRITOS - MANCORA 60 COSTA RURAL AERO "Z" ZORRITOS - ZORRITOS COSTA RURAL AAAC ZORRITOS - LA CRUZ 22.9 COSTA RURAL AAAC ZORRITOS - NAUTILIUS 22.9 COSTA RURAL AAAC NAUTILIUS - CABEZA DE VACA 22.9 COSTA RURAL AAAC

114 OSINERG F-308 RESUMEN DE COSTOS DE INVERSIÓN US$ EMPRESA : PROPIETARIO: ELECTRONOROESTE ELECTRONOROESTE AÑO LINEAS SUBESTACIONES CC y TEL TOTAL 0 13,393, ,144, ,265, ,803, ,393, ,144, ,265, ,803, ,393, ,163, ,259, ,816, ,387, ,791, ,268, ,446, ,387, ,794, ,268, ,450, ,261, ,283, ,258, ,804, ,261, ,325, ,259, ,846, ,261, ,360, ,259, ,881, ,259, ,506, ,278, ,044, ,251, ,514, ,264, ,030, ,250, ,597, ,267, ,116, ,249, ,686, ,268, ,205, ,249, ,748, ,264, ,262, ,246, ,996, ,271, ,513, ,245, ,090, ,280, ,616, ,245, ,113, ,287, ,647,

115 PROPIETARIO: ADINELSA AÑO LINEAS SUBESTACIONES CC y TEL TOTAL 0 945, ,141, , ,282, , ,141, , ,282, , ,177, , ,324, , ,177, , ,315, , ,177, , ,315, , ,175, , ,298, , ,175, , ,297, , ,175, , ,297, , ,175, , ,296, , ,174, , ,285, , ,174, , ,284, , ,174, , ,283, , ,210, , ,323, , ,210, , ,321, , ,210, , ,320, , ,210, , ,320,

116 TOTAL AÑO LINEAS SUBESTACIONES CC y TEL TOTAL 0 14,339, ,286, ,461, ,086, ,339, ,286, ,461, ,086, ,338, ,341, ,460, ,140, ,332, ,969, ,461, ,762, ,332, ,972, ,461, ,766, ,205, ,459, ,437, ,102, ,205, ,501, ,437, ,143, ,204, ,536, ,437, ,178, ,203, ,682, ,455, ,340, ,194, ,689, ,432, ,315, ,193, ,772, ,434, ,400, ,192, ,861, ,434, ,488, ,191, ,959, ,434, ,586, ,189, ,206, ,439, ,834, ,188, ,301, ,447, ,937, ,188, ,323, ,455, ,967,

117 OSINERG F-403 RESUMEN DE COyM POR INSTALACION US$ EMPRESA : ELECTRONOROESTE AÑO LINEAS SUBESTACIONES CC y TEL TOTAL US$ % de Inv 0 452, , , ,688, % 1 452, , , ,688, % 2 452, , , ,690, % 3 448, ,005, , ,713, % 4 448, ,005, , ,713, % 5 461, ,065, , ,783, % 6 461, ,067, , ,785, % 7 461, ,069, , ,786, % 8 459, ,077, , ,793, % 9 455, ,116, , ,825, % , ,120, , ,829, % , ,126, , ,833, % , ,133, , ,838, % , ,150, , ,851, % , ,154, , ,854, % , ,154, , ,855, % 116

118 De Tarifas Del SST De Electronoroeste 117

119 ELECTRO NOR OESTE Fijación de Tarifas y Com pensaciones en SST - Año 2007 Determinación de los Peajes Secundarios Período de Análisis: VA CO STO NETO (Miles US$) (1) TRANSMISIÓ N MAT 0 TRANSFORMACIÓN MAT / AT 0 TRANSMISIÓN AT 13,859 TRANSFORMACIÓN AT / MT 20,052 (1 ) E qu iva le a l Va lo r Ac tu al de: A CM I + CO ym - IT VA DEMANDA (MWh) TRANSMISIÓ N MAT 0 TRANSFORMACIÓN MAT / AT 0 TRANSMISIÓN AT 5,349,644 TRANSFORMACIÓN AT / MT 6,283,781 PEAJES UNITARIOS (c US$ / KWh) PSU TRANSMISIÓ N MAT TRANSFORMACIÓN MAT / AT TRANSMISIÓN AT TRANSFORMACIÓ N A T / M T PEAJES ACUMULADOS (c US$ / KW h) PSU En Alta Tensión (AT) En Media Tensión (MT) PEAJES ACUMULADO S (ctm. S/. / KWh) PSU En Alta Tensión (AT) En Media Tensión (MT)

120 ELECTRONOROESTE (ADINELSA) Fijación de Tarifas y Compensaciones en SST - Año 2007 Determinación de los Peajes Secundarios Período de Análisis: VA COSTO NETO (Miles US$) (1) TRANSMISIÓN MAT 0 TRANSFORMACIÓN MAT / AT 0 TRANSMISIÓN AT 471 TRANSFORMACIÓN AT / MT 1,455 (1) Equivale al Valor Actual de: ACMI + COyM - IT VA DEMANDA (MWh) TRANSMISIÓN MAT 0 TRANSFORMACIÓN MAT / AT 0 TRANSMISIÓN AT 5,349,644 TRANSFORMACIÓN AT / MT 6,283,781 PEAJES UNITARIOS (c US$ / KWh) PSU TRANSMISIÓN MAT TRANSFORMACIÓN MAT / AT TRANSMISIÓN AT TRANSFORMACIÓN AT / MT PEAJES ACUMULADOS (c US$ / KWh) PSU En Alta Tensión (AT) En Media Tensión (MT) PEAJES ACUMULADOS (ctm. S/. / KWh) PSU En Alta Tensión (AT) En Media Tensión (MT)

121 ELECTRONOROESTE (PROPIO) Fijación de Tarifas y Compensaciones en SST - Año 2007 Determinación de los Peajes Secundarios Período de Análisis: VA COSTO NETO (Miles US$) (1) TRANSMISIÓN MAT 0 TRANSFORMACIÓN MAT / AT 0 TRANSMISIÓN AT 13,388 TRANSFORMACIÓN AT / MT 18,596 (1) Equivale al Valor Actual de: ACMI + COyM - IT VA DEMANDA (MWh) TRANSMISIÓN MAT 0 TRANSFORMACIÓN MAT / AT 0 TRANSMISIÓN AT 5,349,644 TRANSFORMACIÓN AT / MT 6,283,781 PEAJES UNITARIOS (c US$ / KWh) PSU TRANSMISIÓN MAT TRANSFORMACIÓN MAT / AT TRANSMISIÓN AT TRANSFORMACIÓN AT / MT PEAJES ACUMULADOS (c US$ / KWh) PSU En Alta Tensión (AT) En Media Tensión (MT) PEAJES ACUMULADOS (ctm. S/. / KWh) PSU En Alta Tensión (AT) En Media Tensión (MT)

122 ELECTRO NOR OESTE Fijación de Tarifas y Com pensaciones en SST - Año 2007 Determinación de los Peajes Secundarios Período de Análisis: VA CO STO NETO (Miles US$) (1) TRANSMISIÓN MAT 0 TRANSFORMACIÓN MAT / AT 0 TRANSMISIÓN AT 13,859 TRANSFORMACIÓN AT / MT 20,052 (1) Equivale al Valor Ac tual de: A CMI + CO ym - IT VA DEMANDA (MWh) TRANSMISIÓN MAT 0 TRANSFORMACIÓN MAT / AT 0 TRANSMISIÓN AT 5,349,644 TRANSFORMACIÓN AT / MT 6,283,781 PEAJES UNITARIOS (c US$ / KWh) PSU TRANSMISIÓN MAT TRANSFORMACIÓN MAT / AT TRANSMISIÓN AT TRANSFORMACIÓ N A T / M T PEAJES ACUMULADOS (c US$ / KWh) PSU En Alta Tensión (AT) En Media T ensión (MT ) PEAJES ACUMULADOS (ctm. S/. / KWh) PSU En Alta Tensión (AT) En Media T ensión (MT )

123 Hidrandina 122

124 Hidrandina HIDRANDINA Unidad de Negocio Clientes % Cajamarca 49, La Libertad Nor Oeste 53, Trujillo 169, Huaraz 50, Chimbote 88, TOTAL 411, % A DIC

125 124

126 125

127 126

128 127

129 128

130 129

131 130

132 131

133 AÑO DPTO. ANCASH DPTO. LA LIBERTAD DPTO. CAJAMARCA TOTAL POBLACIÓN T.C. POBLACIÓN T.C. POBLACIÓN T.C. POBLACIÓN T.C ,03% ,80% ,24% ,38% ,03% ,80% ,24% ,38% ,05% ,82% ,25% ,40% ,02% ,79% ,25% ,39% ,03% ,79% ,25% ,39% ,00% ,74% ,25% ,36% ,93% ,65% ,18% ,29% ,93% ,65% ,18% ,29% ,93% ,65% ,18% ,29% ,93% ,65% ,18% ,29% ,93% ,65% ,18% ,29% ,79% ,46% ,06% ,14% ,79% ,46% ,06% ,14% ,79% ,46% ,06% ,14% ,79% ,46% ,06% ,14% ,79% ,46% ,06% ,14% ,66% ,28% ,94% ,00% ,66% ,28% ,94% ,00% ,66% ,28% ,94% ,00% ,66% ,28% ,94% ,00% ,66% ,28% ,94% ,00% ,66% ,28% ,94% ,00% ,66% ,28% ,94% ,00% ,66% ,28% ,94% ,00% ,66% ,28% ,94% ,00% ,66% ,28% ,94% ,00% PROMEDIO ( ) 0,73% 1,37% 1,00% 1,07% Información Obtenida del INEI Información Estimada por S&Z EVOLUCIÓN DE LA POBLACIÓN NOTA: Para la proyección de la población del área de influencia del proyecto se ha tenido en cuenta las siguientes consideraciones 1. EL INEI a nivel departamental cuenta con información para el periodo y una proyección hasta el año 2015 por quinquenios, es decir, para los años 2005, 2010 y Con la tasa de crecimiento promedio quinquenal se determinó la proyección de la población anual 2. A nivel provincial y distrital solamente cuenta con información para el periodo De acuerdo a lo indicado en los nuemrales 1 y 2, se procedió a determinar la proyección de la población del área de influencia del proyectohasta el año 2015 teniendo en cuenta la tendencia de crecimiento a nivel departamental y provincial. 4. Para el periodo , se proyecta la población considerando la tasa de crecimiento del periodo

134 133

135 134

136 135