Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A. TARIFAS DEL SISTEMA SECUNDARIO DE TRANSMISIÓN DE SEAL

Transcripción

1 Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A. TARIFAS DEL SISTEMA SECUNDARIO DE TRANSMISIÓN DE SEAL

2 Proceso de Cálculo de Peajes de los SST Continua...

3 Proceso de Cálculo de Peajes de los SST

4 Alcances del Estudio Según los procedimientos establecidos al respecto por el OSINERG GART, se considerará un período de estudio de 15 años, como resultado del cual se definirá principalmente: Estudio de mercado eléctrico de la zona de concesión de SEAL. 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, para los próximos 15 años. Costos de Operación y Mantenimiento Determinación de Peajes Factores de Actualización

5 Instalaciones del SST

6 Instalaciones actuales de los SST

7 Instalaciones actuales de los SST

8 Instalaciones actuales de los SST

9 Instalaciones actuales de los SST

10 Instalaciones actuales de los SST

11 ESTUDIO DE MERCADO

12 Información Utilizada RESUMEN DE LA INFORMACIÓN ANUAL DE VENTAS DE ENERGÍA Y NÚMERO DE CLIENTES DE SEAL AÑO VENTAS DE ENERGÍA (MWh) NÚMERO CLIENTES DEL PRECIO MEDIO MERCADO REGULADO MERCADO LIBRE MERCADO REGULADO TOTAL (Ctm AT MT BT TOTAL MAT AT MT TOTAL AT MT BT TOTAL S/./kW.h) , , , , , , , , , , , , ,34 Año 2005 información proporcionada por SEAL (archivo ventas de Energía ) Continua...

13 Información Utilizada VENTAS DE ENERGÍA (MWh) - A NIVEL EMPRESA ENERGÍA (MWh) MAT MT AT BT AÑOS Continua...

14 Información Utilizada AÑO EVOLUCIÓN DEL PBI DPTO. AREQUIPA PBI (Mio. S/.) Tasa. Crec. (%) ,11% ,72% ,17% ,37% ,43% ,45% ,68% ,59% ,79% ,86% ,31% ,28% ,19% ,84% ,84% ,84% ,84% ,84% ,84% ,84% ,84% ,84% ,84% ,84% ,84% ,84% ,84% Información obtenida del INEI Información obtenida de Apoyo Información estimada por S&Z EVOLUCIÓN DE LA POBLACIÓN AÑO DPTO. AREQUIPA POBLACIÓN T.C ,82% ,82% ,85% ,80% ,80% ,76% ,70% ,70% ,70% ,70% ,70% ,50% ,50% ,50% ,50% ,50% ,30% ,30% ,30% ,30% ,30% ,30% ,30% ,30% ,30% ,30% ,30% PROMEDIO ( ) 1,40% Información Obtenida del INEI Información Estimada por S&Z Continua...

15 Métodos empleados para la Proyección de Demanda MODELO DE TENDENCIAS AJUSTE INFORMACIÓN BASE COMPARACIÓN ENERGÍA A FACTURAR MODELO ECONOMETRICO

16 Resultados del Método de Tendencias 600,0 VENTAS DE ENERGÍA A NIVEL EMPRESA MERCADO REGULADO TOTAL 600,0 VENTAS DE ENERGÍA A NIVEL EMPRESA MERCADO REGULADO TOTAL 500,0 500,0 400,0 400,0 ENERGÍA (GWh 300,0 200,0 y = 247,4458e 0,0490x R 2 = 0,9676 ENERGÍA (GWh 300,0 200,0 y = 1,0942x 2 + 2,2657x + 269,9721 R 2 = 0, ,0 100,0 Serie1 Polinómica (Serie1) 0,0 Serie1 Exponencial (Serie1) , AÑO AÑO 600,0 VENTAS DE ENERGÍA A NIVEL EMPRESA MERCADO REGULADO TOTAL 600,0 VENTAS DE ENERGÍA A NIVEL EMPRESA MERCADO REGULADO TOTAL 500,0 500,0 ENERGÍA (GWh 400,0 300,0 200,0 y = 80,1254Ln(x) + 215,7692 R 2 = 0,7567 ENERGÍA (GWh 400,0 300,0 200,0 y = 17,585x + 231,67 R 2 = 0, ,0 Serie1 Logarítmica (Serie1) 100,0 Serie1 Lineal (Serie1) 0, , AÑO AÑO

17 Resultados del Método de Tendencias RESUMEN DEL MÉTODO TENDENCIA - MERCADO REGULADO TOTAL DATA HISTÓRICA DESCRIPCIÓN EXPONENCIAL POLINÓMICA LOGARÍTMICA LINEAL Tasa de Crecimiento Prom. ( ) 5,02% 4,89% 5,93% 5,25% R 2 0,9676 0,9837 0,7567 0,9435 Tasa de Crecimiento Prom. ( ) 5,02% 6,14% 0,89% 3,03%

18 Resultados del Método Econométrico 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 Continua...

19 Resultados del Método Econométrico PARÁMETROS GENERALES AÑO VENTAS PBI N CLIENTES N POBLACIÓN GWh (Mio. S/.) , , , , , , , , , , , , Continua...

20 Resultados del Método Econométrico RESULTADOS DE LAS VENTAS (GWh) CON AJUSTES ECONOMÉTRICOS AÑO VENTAS (PBI+CLI+PO B.) VENTAS (PBI+CLI.) VENTAS (PBI+POB.) VENTAS (PBI) VENTAS (CLI.) VENTAS (POB.) ,55 277,27 304,11 268,97 265,41 283, ,37 326,63 293,76 309,53 294,58 300, ,54 306,68 318,99 317,88 332,82 317, ,75 349,02 316,07 353,30 359,11 334, ,43 347,21 349,15 355,24 364,98 351, ,35 354,22 370,93 368,15 383,56 369, ,13 382,69 386,30 386,95 391,09 386, ,68 403,29 404,90 402,06 399,60 403, ,06 426,63 417,96 422,83 416,60 421, ,79 445,62 436,05 439,52 430,02 439, ,77 451,99 460,47 450,95 446,30 457, ,44 469,62 482,17 465,46 456,76 475, ,73 497,38 492,91 486,52 469,63 491, ,20 524,98 504,06 507,69 482,88 508, ,44 548,90 517,62 527,09 496,50 525, ,73 573,49 531,10 547,05 510,52 542, ,05 598,77 544,50 567,57 524,95 560, ,94 624,76 553,10 588,67 539,80 575, ,74 651,48 561,46 610,37 555,08 591, ,43 678,94 569,57 632,69 570,80 606, ,00 707,18 577,41 655,64 586,98 622, ,44 736,20 584,98 679,25 603,63 639, ,74 766,05 592,24 703,52 620,76 655, ,89 796,72 599,20 728,48 638,39 672, ,88 828,26 605,83 754,15 656,53 689, ,71 860,68 612,12 780,55 675,19 706, ,35 894,01 618,05 807,70 694,40 723, ,79 928,28 623,61 835,62 714,17 741,06 Continua...

21 Resultados del Método Econométrico DESCRIPCIÓN VENTAS PBI+PRECIO +POBL. RESUMEN DEL MÉTODO ECONOMÉTRICO - GLOBAL DATA HISTÓRICA VENTAS PBI+PRECIO VENTAS PBI+POBL. VENTAS PBI VENTAS PRECIO VENTAS POBL. VENTAS PBI+CLIEN.+ POBL. VENTAS PBI+CLIEN. VENTAS CLIEN. Valor Inicial (GWh) ,38 294,96 304,11 268,97 303,13 283,97 308,55 277,27 265,41 Valor Final (GWh) ,23 477,99 482,17 465,46 386,24 457,05 460,77 451,99 446,30 Tasa de Crecimiento Prom. ( ) 4,10% 4,49% 4,28% 5,11% 2,23% 4,42% 3,71% 4,54% 4,84% R 2 0,9786 0,9474 0,9519 0,8801 0,2407 0,9328 0,9620 0,8985 0,8176 Tasa de Crecimiento Prom. ( ) 2,86% 4,41% 1,62% 3,73% 0,00% 2,81% 2,36% 4,35% 2,83%

22 Comparación de resultados de los Métodos TASA DE CREC. PROPUESTO - GLOBAL ESCENARIO TASA CRECIMI. PESIMISTA 2,49% Promedio {Lineal, Ventas (PBI+Población) y Ventas (Pobl.)} BASE 3,60% Promedio {Exponencial, Polinómica, Ventas (PBI + Precio + Pobl.), Ventas (PBI + Pobl.) y Ventas (PBI + Clien. + Pobl.)} OPTIMISTA 4,72% Promedio {Exponencial y Ventas (PBI+Precio)}

23 Proyección de Ventas de Energía por Sector Tarifario SEAL MERCADO REGULADO - BT VENTAS DE ENERGÍA BT Año GWh Tasa Crec , , ,73 0,1% ,98 3,2% ,80 0,8% ,61 3,3% ,13 1,0% ,16 1,6% ,67 3,8% ,38 9,5% ,00 3,4% ,85 8,1% ,06 14,3% Promedio 4,5% SEAL MERCADO REGULADO - MT VENTAS DE ENERGÍA MT Año GWh Tasa Crec , , ,24-0,1% ,50 0,4% ,86 11,1% ,94 15,0% ,12 10,8% ,37 6,6% ,30 3,9% ,86 15,9% ,87 7,4% ,82 11,5% ,67 3,4% Promedio 7,8% Continua...

24 Proyección de Ventas de Energía por Sector Tarifario RESUMEN DEL MÉTODO TENDENCIA - MERCADO REGULADO BT DATA HISTÓRICA DESCRIPCIÓN EXPONENCIAL POLINÓMICA LOGARÍTMICA LINEAL Tasa de Crecimiento Prom. ( ) 3,63% 3,55% 4,02% 3,78% R 2 0,9307 0,9691 0,7096 0,9044 Tasa de Crecimiento Prom. ( ) 3,63% 5,85% 0,69% 2,48% RESUMEN DEL MÉTODO TENDENCIA - MERCADO REGULADO MT DATA HISTÓRICA DESCRIPCIÓN EXPONENCIAL POLINÓMICA LOGARÍTMICA LINEAL Tasa de Crecimiento Prom. ( ) 9,07% 8,91% 14,12% 9,83% R 2 0,9794 0,9875 0,7975 0,9697 Tasa de Crecimiento Prom. ( ) 9,07% 6,73% 1,34% 4,09%

25 Análisis Final Como puede apreciarse, para las ventas en BT se obtiene un coeficiente de correlación alto para la función poli nómica y exponencial, aunque como se ha indicado anteriormente, la curva polinómica supone una tasa de crecimiento siempre creciente, lo cual no es realista. Para las ventas en MT estos coeficientes son altos. Sin embargo, las tasas obtebidas son altos y no son coherentes con las ventas globales de la empresa. Por lo tanto, para las ventas en BT se considera que la tasa más probable de crecimiento de este sector es la correspondiente a la obtenida para la función Exponencial y Lineal, la cual resulta igual a 3,06 % anual. Por lo expuesto, se ha efectuado la proyección de las ventas globales, de acuerdo a la tasa de crecimiento definida para las mismas, así como de las ventas en BT, de acuerdo con su correspondiente tasa antes mencionada. Las ventas en MT se definen por diferencia, tal como se muestra en el cuadro siguiente: Continua...

26 Análisis Final PROYECCIÓN DE LAS VENTAS DE ENERGÍA (MWh) POR TIPO DE TARIFAS A NIVEL GLOBAL A NIVEL EMPRESA DESCRIPCIÓN AÑO TASA CREC. PROM. BAJA TENSIÓN ,06% MEDIA TENSIÓN ,58% TOTAL ,60%

27 Demanda Espacial PROYECCIÓN DE LAS VENTAS DE ENERGÍA (MWh) POR TIPO DE TARIFAS A NIVEL SISTEMA ELÉCTRICO AREQUIPA SISTEMA ELÉCTRICO AREQUIPA AÑO DESCRIPCIÓN TASA CREC. PROM. BAJA TENSIÓN ,06% MEDIA TENSIÓN ,92% TOTAL ,35% PROYECCIÓN DE LAS VENTAS DE ENERGÍA (MWh) POR TIPO DE TARIFAS A NIVEL SISTEMA ELÉCTRICO ISLAY SISTEMA ELÉCTRICO ISLAY DESCRIPCIÓN AÑO TASA CREC. PROM. BAJA TENSIÓN ,09% MEDIA TENSIÓN ,14% TOTAL ,11% Continua...

28 Demanda Espacial PROYECCIÓN DE LAS VENTAS DE ENERGÍA (MWh) POR TIPO DE TARIFA POR SET Y SISTEMAS ELÉCTRICOS PERIODO ( ) SISTEMA ELECTRICO AREQUIPA Y YURA AÑOS BT Regulado MT Regulado TOTAL BT Regulado MT Regulado Libre TOTAL BT Regulado MT Regulado TOTAL BT Regulado MT Regulado TOTAL BT Regulado MT Regulado TOTAL BT Regulado MT Regulado TOTAL BT Regulado MT Regulado TOTAL BT Regulado MT Regulado TOTAL AT Regulado Libre TOTAL AT Regulado Libre TOTAL BT Regulado MT AT Regulado Regulado Libre Libre TOTAL SET TARIFA MERCADO JESUS PARQUE INDUSTRIAL SAN LAZARO SOCABAYA CHILINA CHALLAPAMPA CONO NORTE PAUCARPATA ACEROS AREQUIPA CERVESUR TOTAL SISTEMA ELECTRICO

29 Demanda Espacial PARÁMETROS PARA LA PROYECCIÓN DE LA MÁXIMA DEMANDA ESPACIAL SISTEMA ELÉCTRICO AREQUIPA Y YURA CHALA - BELLA UNION LA CANO Y REPARTICION SET MAXIMA DEMANDA (MW) NO COINCIDENTE COINCIDENTE FACTOR DE CARGA SISTEMA ELÉCTRICO NO COINCIDENTE COINCIDENTE JESUS 15,07 13,76 0,500 MATARANI 1,95 1,62 0,223 PQUE INDUSTRIAL 32,74 29,90 0,680 AGUA LIMA 0,30 0,25 0,330 SAN LAZARO 14,31 13,07 0,510 MOLLENDO 3,31 2,74 0,660 SOCABAYA 7,38 6,74 0,460 MEJIA 0,80 0,67 0,128 CHILINA 14,31 13,07 0,520 MOLLENDO - MATARANI LA CURVA 1,51 1,25 0,257 CHALLAPAMPA 11,00 10,04 0,450 CHUCARAPI 0,84 0,70 0,320 CONO NORTE 4,42 4,03 0,550 M.D. NO COINCIDENTE (MW) 8,71 PAUCARPATA 3,16 2,89 0,520 M.D. COINCIDENTE (MW) 7,23 ACEROS AREQUIPA 2,22 2,03 0,463 FACTOR DE COINCIDENCIA 0,829 CERVESUR 1,48 1,35 0,436 MAJES 3,96 3,96 0,525 M.D. NO COINCIDENTE (MW) 106,10 MAJES M.D. NO COINCIDENTE (MW) 3,96 M.D. COINCIDENTE (MW) 96,88 M.D. COINCIDENTE (MW) 3,96 FACTOR DE COINCIDENCIA 0,913 FACTOR DE COINCIDENCIA 1,000 BELLA UNION 1,78 1,78 0,530 CALLALLI 1,46 1,46 0,234 M.D. NO COINCIDENTE (MW) 1,78 COLCA M.D. NO COINCIDENTE (MW) 1,46 M.D. COINCIDENTE (MW) 1,78 M.D. COINCIDENTE (MW) 1,46 FACTOR DE COINCIDENCIA 1,000 FACTOR DE COINCIDENCIA 1,000 REPARTICION 5,53 5,53 0,174 M.D. NO COINCIDENTE (MW) 116,83 M.D. NO COINCIDENTE (MW) 5,53 TOTAL SEAL M.D. COINCIDENTE (MW) 110,45 M.D. COINCIDENTE (MW) 5,53 FACTOR DE COINCIDENCIA 0,945 FACTOR DE COINCIDENCIA 1,000 SET MAXIMA DEMANDA (MW) FACTOR DE CARGA Continua...

30 Demanda Espacial PROYECCIÓN DE LA MÁXIMA DEMANDA (MW) NO COINCIDENTE POR SET Y SISTEMAS ELÉCTRICOS - PERIODO ( ) SISTEMA ELECTRICO AREQUIPA Y YURA SET JESUS PARQUE INDUSTRIAL SAN LAZARO SOCABAYA CHILINA CHALLAPAMPA CONO NORTE PAUCARPATA ACEROS AREQUIPA CERVESUR TOTAL SISTEMA TARIFA AÑOS MT 15,78 16,80 17,89 19,05 20,28 21,59 22,99 24,48 T.C. (%) 2,31% 3,19% 3,19% 3,19% 3,19% 3,19% 3,19% 3,19% MT 34,51 37,00 39,67 42,53 45,59 48,88 52,39 56,16 T.C. (%) 2,66% 3,54% 3,54% 3,54% 3,54% 3,54% 3,53% 3,53% MT 15,00 15,99 17,05 18,18 19,38 20,66 22,03 23,49 T.C. (%) 2,37% 3,25% 3,25% 3,25% 3,25% 3,25% 3,25% 3,26% MT 7,71 8,20 8,72 9,27 9,86 10,48 11,14 11,85 T.C. (%) 2,23% 3,11% 3,11% 3,11% 3,11% 3,12% 3,12% 3,12% MT 14,99 15,97 17,01 18,13 19,32 20,58 21,93 23,37 T.C. (%) 2,34% 3,22% 3,22% 3,22% 3,22% 3,22% 3,22% 3,22% MT 11,52 12,28 13,09 13,95 14,86 15,84 16,88 17,99 T.C. (%) 2,35% 3,23% 3,23% 3,23% 3,23% 3,23% 3,23% 3,23% MT 4,64 4,97 5,31 5,68 6,08 6,50 6,95 7,43 T.C. (%) 2,54% 3,42% 3,42% 3,42% 3,42% 3,42% 3,42% 3,42% MT 3,31 3,52 3,74 3,98 4,23 4,50 4,79 5,09 T.C. (%) 2,25% 3,13% 3,13% 3,13% 3,13% 3,13% 3,13% 3,13% MT 2,22 2,22 2,22 2,22 2,22 2,22 2,22 2,22 T.C. (%) 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% MT 1,48 1,48 1,48 1,48 1,48 1,48 1,48 1,48 T.C. (%) 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% MT 111,17 118,43 126,19 134,46 143,30 152,74 162,81 173,56 T.C. (%) 2,36% 3,22% 3,22% 3,23% 3,24% 3,24% 3,25% 3,25% Continua...

31 Demanda Espacial CARGAS ADICIONALES SET CARGA F. Carga MINERA MW 0,25 0,98 1,33 1,50 1,50 1,50 1,50 1,50 BELLA UNIÓN 0,85 HUALLANCA MWh MW 3,00 3,00 3,00 3,00 3,00 3,00 3,00 3,00 CONO NORTE INCALPACA 0,60 MWh CEMENTOS MW 0,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 MATARANI 0,60 OTORONGO MWh 0, SISTEMAS A INTERCONECTARSE CON EL SEIN - PROYECTO DEL MEM Información proporcionada por SEAL (No se realizó proyección de demanda con el método empleado) MÁXIMA DEMANDA NO COINCIDENTE (MW) SISTEMA AÑOS FACTOR SET TARIFA ELECTRICO DE CARGA CORIRE CHUQUIBAMBA CAMANA CARAVELI CORIRE CHUQUIBAMBA TOTAL SISTEMA CAMANA LA PLANCHADA (Ocoña-Atico) IQUIPI (Caravelí) TOTAL SISTEMA MT 1,24 1,30 1,36 1,43 1,51 1,58 1,66 1,75 T.C. (%) 2,51% 2,50% 2,52% 2,50% 2,50% 2,50% 2,49% 2,50% MT 2,16 2,27 2,38 2,50 2,63 2,76 2,90 3,05 T.C. (%) 2,51% 2,50% 2,52% 2,50% 2,50% 2,50% 2,49% 2,50% MT 3,39 3,57 3,75 3,94 4,14 4,35 4,57 4,80 AT 2,5% 2,5% 2,5% 2,5% 2,5% 2,5% 2,5% 2,5% MT 4,17 4,83 5,33 5,68 6,06 6,46 6,88 7,33 T.C. (%) 20,47% 6,88% 3,32% 3,29% 3,24% 3,24% 3,22% 3,21% MT 0,00 0,88 2,42 2,60 2,80 3,04 3,31 3,62 T.C. (%) 6,02% 3,55% 3,63% 3,85% 4,11% 4,38% 4,60% MT 0,00 0,00 0,00 0,76 1,07 1,57 2,11 2,18 T.C. (%) 21,77% 28,78% 32,17% 1,68% MT 4,17 5,71 7,75 9,04 9,94 11,06 12,30 13,13 AT 20,5% 6,7% 3,4% 12,9% 5,1% 6,5% 7,6% 3,3% FACTOR DE COINCIDENCIA 0,975 0,3 0,4 0,35 0,4 0,3 Continua...

32 Demanda Espacial PROYECCIÓN DE LA ENERGÍA DISTRIBUIDA (MWh) POR SET Y SISTEMAS ELÉCTRICOS PERIODO ( ) INCLUYE CARGAS ADICIONALES SIN TRANSFERENCIA DE CARGA ENTRE SUBESTACIONES AÑOS SISTEMA ELECTRICO SET JESUS PARQUE INDUSTRIAL SAN LAZARO SOCABAYA CHILINA AREQUIPA Y YURA CHALLAPAMPA CONO NORTE PAUCARPATA ACEROS AREQUIPA CERVESUR MOLYCOP (CL Tercero en AT) TOTAL SISTEMA CHALA - BELLA UNION BELLA UNION TOTAL SISTEMA LA CANO Y REPARTICION REPARTICION TOTAL SISTEMA MOLLENDO MATARANI MEJIA MOLLENDO - MATARANI LA CURVA CHUCARAPI AGUA LIMA TOTAL SISTEMA MAJES CORIRE (1) CHUQUIBAMBA (1) MAJES CAMANÁ (1) LA PLANCHADA (1) IQUIPI (1) TOTAL SISTEMA CALLALLI COLCA MINERA ARES (CL Tercero en AT) TOTAL SISTEMA TOTAL SEAL

33 Demanda Espacial PROYECCIÓN DE LA MÁXIMA DEMANDA (MW) NO COINCIDENTE POR SET Y SISTEMAS ELÉCTRICOS PERIODO ( ) INCLUYE CARGAS ADICIONALES SIN TRANSFERENCIA DE CARGA ENTRE SUBESTACIONES AÑOS SISTEMA ELECTRICO SET JESUS 15,42 15,78 16,28 16,80 17,33 18,46 19,05 19,65 20,93 21,59 22,28 23,73 24,48 PARQUE INDUSTRIAL 33,62 34,51 35,74 37,00 38,31 41,08 42,53 44,04 47,21 48,88 50,60 54,25 56,16 SAN LAZARO 14,65 15,00 15,49 15,99 16,51 17,60 18,18 18,77 20,01 20,66 21,33 22,74 23,49 SOCABAYA 7,54 7,71 7,95 8,20 8,46 8,99 9,27 9,56 10,16 10,48 10,81 11,49 11,85 CHILINA 14,64 14,99 15,47 15,97 16,48 17,56 18,13 18,71 19,94 20,58 21,24 22,64 23,37 CHALLAPAMPA 11,26 11,52 11,90 12,28 12,68 13,51 13,95 14,40 15,34 15,84 16,35 17,42 17,99 AREQUIPA Y YURA CONO NORTE 4,53 7,64 7,80 7,97 8,14 8,49 8,68 8,88 9,28 9,50 9,72 10,19 10,43 PAUCARPATA 3,23 3,31 3,41 3,52 3,63 3,86 3,98 4,10 4,36 4,50 4,64 4,94 5,09 ACEROS AREQUIPA 2,22 2,22 2,22 2,22 2,22 2,22 2,22 2,22 2,22 2,22 2,22 2,22 2,22 CERVESUR 1,48 1,48 1,48 1,48 1,48 1,48 1,48 1,48 1,48 1,48 1,48 1,48 1,48 MOLYCOP (CL Tercero en AT) 3,12 3,12 3,12 3,12 3,12 3,12 3,12 3,12 3,12 3,12 3,12 3,12 3,12 M.D. NO COINC. (MW) 111,73 117,29 120,86 124,55 128,37 136,38 140,58 144,93 154,06 158,86 163,81 174,22 179,68 FACTOR DE COINCID. 0,913 0,913 0,913 0,913 0,913 0,913 0,913 0,913 0,913 0,913 0,913 0,913 0,913 M.D. COINC. (MW) 102,02 107,10 110,36 113,73 117,21 124,53 128,37 132,33 140,67 145,05 149,57 159,08 164,07 BELLA UNION 1,91 2,30 3,00 3,33 3,66 4,37 4,56 4,76 5,18 5,42 5,66 6,18 6,46 CHALA - BELLA UNION M.D. NO COINC. (MW) 1,91 2,30 3,00 3,33 3,66 4,37 4,56 4,76 5,18 5,42 5,66 6,18 6,46 FACTOR DE COINCID. 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 M.D. COINC. (MW) 1,91 2,30 3,00 3,33 3,66 4,37 4,56 4,76 5,18 5,42 5,66 6,18 6,46 REPARTICION 5,74 5,95 6,30 6,67 7,06 7,89 8,33 8,80 9,80 10,33 10,89 12,09 12,74 LA CANO Y M.D. NO COINC. (MW) 5,74 5,95 6,30 6,67 7,06 7,89 8,33 8,80 9,80 10,33 10,89 12,09 12,74 REPARTICION FACTOR DE COINCID. 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 M.D. COINC. (MW) 5,74 5,95 6,30 6,67 7,06 7,89 8,33 8,80 9,80 10,33 10,89 12,09 12,74 MOLLENDO 3,38 3,46 3,60 3,75 3,91 4,24 4,41 4,59 4,98 5,18 5,39 5,85 6,09 MATARANI 2,00 2,04 7,13 7,22 7,31 7,50 7,60 7,71 7,94 8,06 8,19 8,45 8,60 MEJIA 0,82 0,84 0,88 0,91 0,95 1,03 1,07 1,11 1,21 1,26 1,31 1,42 1,48 LA CURVA 1,54 1,58 1,64 1,71 1,78 1,93 2,01 2,09 2,27 2,36 2,46 2,66 2,77 MOLLENDO - MATARANI CHUCARAPI 0,86 0,88 0,91 0,95 0,99 1,07 1,12 1,16 1,26 1,31 1,36 1,48 1,54 AGUA LIMA 0,31 0,32 0,33 0,34 0,36 0,39 0,40 0,42 0,46 0,47 0,49 0,54 0,56 M.D. NO COINC. (MW) 8,92 9,12 14,50 14,89 15,29 16,16 16,61 17,09 18,10 18,64 19,20 20,39 21,03 FACTOR DE COINCID. 0,829 0,829 0,829 0,829 0,829 0,829 0,829 0,829 0,829 0,829 0,829 0,829 0,829 M.D. COINC. (MW) 7,39 7,56 12,02 12,34 12,68 13,39 13,77 14,17 15,01 15,46 15,92 16,91 17,43 MAJES 4,16 4,37 4,66 4,97 5,30 6,00 6,38 6,78 7,63 8,09 8,57 9,61 10,16 CORIRE (1) 1,21 1,24 1,27 1,30 1,33 1,40 1,43 1,47 1,54 1,58 1,62 1,70 1,75 CHUQUIBAMBA (1) 2,11 2,16 2,21 2,27 2,32 2,44 2,50 2,57 2,70 2,76 2,83 2,98 3,05 CAMANÁ (1) 3,46 4,17 4,52 4,83 5,16 5,50 5,68 5,87 6,26 6,46 6,67 7,10 7,33 MAJES LA PLANCHADA (1) 0,00 0,00 0,83 0,88 2,34 2,51 2,60 2,70 2,92 3,04 3,17 3,46 3,62 IQUIPI (1) 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,76 0,88 1,22 1,57 1,60 2,15 2,18 M.D. NO COINC. (MW) 10,94 11,94 13,49 14,25 16,45 17,85 19,36 20,26 22,26 23,50 24,46 27,00 28,09 FACTOR DE COINCID. 0,985 0,984 0,984 0,984 0,983 0,983 0,983 0,983 0,984 0,984 0,984 0,984 0,984 M.D. COINC. (MW) 10,77 11,75 13,27 14,02 16,17 17,56 19,03 19,93 21,90 23,12 24,07 26,56 27,64 CALLALLI 1,46 1,47 1,51 1,56 1,60 1,70 1,75 1,80 1,91 1,97 2,02 2,15 2,21 MINERA ARES (CL Tercero en AT) 9,84 9,84 9,84 9,84 9,84 9,84 9,84 9,84 9,84 9,84 9,84 9,84 9,84 COLCA M.D. NO COINC. (MW) 11,30 11,31 11,35 11,40 11,44 11,54 11,59 11,64 11,75 11,81 11,87 11,99 12,05 FACTOR DE COINCID. 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 M.D. COINC. (MW) 11,30 11,31 11,35 11,40 11,44 11,54 11,59 11,64 11,75 11,81 11,87 11,99 12,05

34 DETERMINACIÓN DEL SEA

35 Determinación de la Sección Óptima de Conductores 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.

36 Determinación de la Sección Óptima de Conductores POTENCIA (MVA) COMPARACION DE LA SECCIÓN ÓPTIMA SIMPLE TERNA PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN EN 60 kv COSTO TOTAL ANUALIZADO (US$) - SIERRA AAAC 70 mm2 AAAC 120 mm2 AAAC 150 mm2 AAAC 240 mm2 SECCION ELEGIDA AAAC 70 mm COMPARACION DE LINEAS EN SIMPLE TERNA - 60 kv TORRES DE ACERO 5, AAAC 70 mm2 10, AAAC 120 mm2 15, AAAC 120 mm2 20, AAAC 240 mm2 25, AAAC 240 mm2 30, AAAC 240 mm2 35, AAAC 240 mm2 40, AAAC 240 mm2 45, AAAC 240 mm2 50, AAAC 240 mm2 55, AAAC 240 mm2 60, AAAC 240 mm2 65, AAAC 240 mm2 COSTO TOTAL ANUALIZADO (US$ AAAC 70 mm2 AAAC 150 mm2 AAAC 120 mm2 AAAC 240 mm2 70,00 AAAC 240 mm2 75,00 AAAC 240 mm2 80,00 AAAC 240 mm2 85,00 AAAC 240 mm POTENCIA (MVA)

37 Determinación de la Sección Óptima de Conductores POTENCIA (MVA) COMPARACION DE LA SECCIÓN ÓPTIMA SIMPLE TERNA PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN EN 33 kv COSTO TOTAL ANUALIZADO (US$) - COSTA RURAL AAAC 70 mm2 AAAC 120 mm2 AAAC 150 mm2 AAAC 240 mm2 SECCION ELEGIDA AAAC 70 mm2 5, AAAC 150 mm2 10, AAAC 150 mm2 15, AAAC 150 mm2 20, AAAC 150 mm2 25, AAAC 150 mm2 30, AAAC 150 mm2 35,00 AAAC 150 mm2 40,00 AAAC 150 mm2 45,00 AAAC 150 mm2 50,00 AAAC 150 mm2 COSTO TOTAL ANUALIZADO (US$ COMPARACION DE LINEAS EN SIMPLE TERNA - 33 kv POSTES DE MADERA AAAC 70 mm2 AAAC 150 mm2 AAAC 120 mm POTENCIA (MVA)

38 Determinación de la Potencia Óptima de SET AT/MT Se emplea un Modelo Matemático el cual se divide en: - Redes de MT

39 Determinación de la Potencia Óptima de SET AT/MT LT AT anillo ST SET AT/M T SET MAT + SET AT/M T - Redes de AT LT AT radial DT

40 VALORIZACION DE COSTO DE INVERSION DE SUBESTACIONES (US$) ALTERNATIVA N 3 EMPRESA SUBESTACION DEPARTAMENTO 20 PROYECTO: PROVINCIA UBICACIÓN Costa Urbana (De 0 a 1000 msnm) CÓD PROY: TENSION 60/10 kv DESCRIPCION TENSION CANTIDAD BASICO SERV. AUXILIARES ACOPLAMIENTO INST. COM. C.INDIRECT. TOTAL Celda de Línea 60 KV Celda de Alimentación 10 KV Celda de Transformación 60 KV Celda de Transformación 10 KV Celda de Medición 10 KV TOTAL CELDAS (US$) Transformador de Potencia 60/10 KV TOTAL TRANSFORMADORES (US$) Servicios Auxiliares 10 KV TOTAL SERVICIOS AUXILIARES (US$) Obras Civiles Generales CONFIGURACION ADOPTADA Edificio de Control Red de Tierra Profunda Instalaciones Eléctricas al Exterior TOTAL INSTALACIONES COMUNES (US$) TOTAL COSTO DIRECTO (US$) kv Costo del Terreno $ 10 / m m Ingeniería y Supervisión 6,0% Gastos Administrativos 2,5% Interés Intercalario 2,8% TOTAL COSTO INDIRECTOS (US$) MVA MANIOBRA DE SUBESTACION (US$) COSTO TOTAL DE LA SUBESTACION (US$) RESUMEN DE VALORIZACION Costo Unitario Costo Total I.- COSTOS ASIGNADOS A TRANSMISION Costo de Celda de Línea 60 kv II.- COSTO ASIGNADO A TRANSFORMACION (US$) Costo Transf. Potencia (Inc.Cel Transf+Cel Med) Costo de Celda de Alimentación 10 kv COSTO DE SUBESTACION (I+II). (US$) kv

41 Determinación de la Potencia Óptima de SET AT/MT MODELO PARA SIMULACIÓN DE RED DE DISTRIBUCIÓN PRIMARIA CASO 45 POTENCIA SED (KVA) 100 CARACTERÍSTICAS GENERALES: POTENCIA NOMINAL DEL SET (MVA) CAPACIDAD DE SOBRECARGA (%) POTENCIA NOMINAL DE LAS SEDs (KVA) CAPACIDAD DE SOBRECARGA DE LAS SEDs (%) CARGA BT/CARGA MT ,00 PARÁMETROS PARA LOS CÁLCULOS ECONÓMICOS PERIDODO DE ESTUDIO (AÑOS) TASA DE ACTUALIZACIÓN VIDA ÚTIL DE LAS SEDs (AÑOS) VIDA ÚTIL DE LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN (AÑOS) 20 12% CARACTERÍSTICAS DE LA CARGA COSTOS UNITARIOS TENSIÓN DE DISTRIBUCIÓN PRIMARIA (KV) 10 COSTO DE SEDs (US$) 5 303,00 TENSIÓN DE SUBTRANSMISIÓN (KV) 60 COSTO DE ALIMENTADORES RADIALES (US$/KM) ,00 DENSIDAD DE CARGA (W/M2) 1,25 COSTO DE ANILLO EXTERIOR (US$/KM) ,00 FACTOR DE POTENCIA 0,9 COSTO DE ALIMENTADORES LATERALES (US$/KM) 8 830,00 FACTOR DE CARGA 0,55 COSTO DE ALIMENTADORES SPOKE (US$/KM) 8 178,00 FACTOR DE PÉRDIDAS 0,38 COSTO DE CELDAS PARA ALIMENTADORES RADIALES (US$) ,21 PARÁMETROS PARA EL DISEÑO DE LAS REDES CAPACIDAD NOMINAL DE ALIMENTADORES RADIALES (MVA) PÉRDIDAS EN EL FE DE LOS TRAFOS DE DISTRIBUCIÓN (W) PÉRDIDAS EN EL CU DE LOS TRAFOS DE DISTRIBUCIÓN (W) 4, COSTO DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA (US$/KWH) COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO (CO&M) CO&M de MEDIA TENSIÓN (% respecto a la Inversión de MT) CO&M de ALTA TENSIÓN (% respecto a la Inversión de AT) 0,030 5,00% 3,00% RESISTENCIA DE ALIMENTADORES RADIALES (OHM/KM) 0,30595 RESISTENCIA DEL ANILLO EXTERIOR (OHM/KM) 0,30595 RESISTENCIA DE ALIMENTADORES LATERALES (OHM/KM) 0,74022 RESISTENCIA DE ALIMENTADORES "SPOKE (OHM/KM)" 1,03652 FACTOR DE CORRECCIÓN DE LONGITUD DE REDES DE MT 1,20

42 Determinación de la Potencia Óptima de SET AT/MT CASOS DENSIDAD CARGA (W/m2) COSTO TOTAL ANUAL (Miles US$ / año) CON POTENCIA DE SED DE 100 KVA POTENCIA INSTALADA SET COSTO TOTAL ANUAL (Miles US$ / año) MVA N TRAFO TENSIÓN (KV) LINEAS AT SET AT/MT REDES MT TOTAL 1 1, x 15 60/10 kv 63,53 228,71 324,21 616,45 2 1, x 15 60/22,9 kv 63,53 225,84 326,07 615,44 3 1, x 20 60/10 kv 66,08 247,74 438,34 752,16 4 1, x 20 60/22,9 kv 66,08 246,35 439,13 751,56 5 1, x 25 60/10 kv 72,53 270,05 548,71 891,28 6 1, x 25 60/22,9 kv 72,53 265,80 551,02 889,35 7 1, x 30 60/10 kv 49,25 289,84 667, ,91 8 1, x 30 60/22,9 kv 49,25 284,64 657,58 991,48 9 1, x 45 60/10 kv 55,87 319, , , , x 45 60/22,9 kv 55,87 302,34 993, , , x 15 60/10 kv 50,45 339,43 668, , , x 15 60/22,9 kv 50,45 339,25 658, ,64 CASOS DENSIDAD CARGA (W/m2) COSTO TOTAL POR MVA ATENDIDO (Miles US$ / año) CON POTENCIA DE SED DE 100 KVA POTENCIA INSTALADA SET COSTO TOTAL POR MVA ATENDIDO (Miles US$ / año) MVA N TRAFO TENSIÓN (KV) LINEAS AT SET AT/MT REDES MT TOTAL 1 1, x 15 60/10 kv 3,68 13,26 18,79 35,74 2 1, x 15 60/22,9 kv 3,68 13,09 18,90 35,68 3 1, x 20 60/10 kv 2,87 10,77 19,07 32,71 4 1, x 20 60/22,9 kv 2,87 10,71 19,10 32,68 5 1, x 25 60/10 kv 2,52 9,39 19,11 31,03 6 1, x 25 60/22,9 kv 2,52 9,25 19,19 30,96 7 1, x 30 60/10 kv 1,43 8,40 19,36 29,19 8 1, x 30 60/22,9 kv 1,43 8,25 19,06 28,74 9 1, x 45 60/10 kv 1,08 6,17 19,57 26, , x 45 60/22,9 kv 1,08 5,84 19,22 26, , x 15 60/10 kv 1,46 9,84 19,37 30, , x 15 60/22,9 kv 1,46 9,83 19,10 30,40

43 Determinación de la Potencia Óptima de SET AT/MT MILES US$/Año/MVA COSTO TOTAL POR MVA ATENDIDO (1,25 W/m2)

44 Análisis de Confiabilidad Reserva de Transformadores 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 de 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 )

45 Análisis de Confiabilidad Reserva de Transformadores ZONA URBANA TRANSFORMADOR 60/22,9 KV (Factor de Carga = 0,5) DATOS GENERALES Reserva en MT: 20,00% Tiempo máximo permitido por norma: 10,00 horas CASO I.- SIN RESERVA Tasa de actualización: 12,00% Factor de sobrecarga: 20,00% Factor de carga: 0,50 Crecimiento anual: 4,00% Demanda último año: 18,97 MVA Valor Límite: 18,9721 Costo unitario energía no suministr.: 0,35 US$/kWh Indice de fallas anuales: 0,033 falla/año Tiempo de reposicion de falla: 120,00 horas/falla Costo de celda AT: ,70 y = 14.68x x Costo de celda MT: ,09 y = 6.62x x Costo de celda de acoplamiento: ,00 Potencia del transformador: 18,97 MVA AÑO PENALIZACION VALOR ACTUAL Costo del transformador: ,14 US$ (*) , ,93 Costo de celda AT: ,70 US$ , ,30 Costo de celda MT: ,09 US$ , ,78 SUBTOTAL ,94 US$ , , , ,48 Energía no suministrada: ,81 kwh/año , ,87 Coeficiente NTCSE: 12, , ,53 Penalización último año: ,01 US$ , ,56 Penalizacion anualizada: ,80 US$ , ,16 SUBTOTAL ,80 US$ , , , ,69 TOTAL ,74 US$ ,01 SUBTOTAL , ,80 CASO II.- PLENA RESERVA A TRAVES DE AT Y MT MVA CASO I CASO II Potencia de cada transformador: 12,65 MVA , ,52 Costo de cada transformador: ,07 US$ (*) , ,65 Costo de cada celda AT: ,70 US$ , ,99 Costo de cada celda MT: ,09 US$ , ,52 Costo de celda de acoplamiento: ,00 US$ , ,25 SUBTOTAL ,74 US$ , , , ,32 TOTAL ,74 US$ , , CASO I CASO II Potencia (MVA) Resultados: Justifica realizar inversión para dos transformadores

46 Análisis de Confiabilidad Reserva de Transformadores ZONA URBANO RURAL TRANSFORMADOR 60/22,9 KV (Factor de Carga = 0,5) DATOS GENERALES Reserva en MT: 0,00% Tiempo máximo permitido por norma: 20,00 horas CASO I.- SIN RESERVA Tasa de actualización: 12,00% Factor de sobrecarga: 20,00% Factor de carga: 0,50 Crecimiento anual: 4,00% Demanda último año: 21,78 MVA Valor Límite: 21,7840 Costo unitario energía no suministr.: 0,35 US$/kWh Indice de fallas anuales: 0,033 falla/año Tiempo de reposicion de falla: 120,00 horas/falla Costo de celda AT: ,64 y = x x Costo de celda MT: ,98 y = 64.22x x Costo de celda de acoplamiento: 0,00 Potencia del transformador: 21,78 MVA AÑO PENALIZACION VALOR ACTUAL Costo del transformador: ,82 US$ (*) , ,52 Costo de celda AT: ,64 US$ , ,13 Costo de celda MT: ,98 US$ , ,76 SUBTOTAL ,44 US$ , , , ,90 Energía no suministrada: ,24 kwh/año , ,12 Coeficiente NTCSE: 6, , ,61 Penalización último 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 MVA CASO I CASO II Potencia de cada transformador: 18,15 MVA , ,48 Costo de cada transformador: ,00 US$ (*) , ,19 Costo de cada celda AT: ,64 US$ , ,91 Costo de cada celda MT: ,98 US$ , ,63 Costo de celda de acoplamiento: 0,00 US$ , ,34 SUBTOTAL ,24 US$ , , , ,78 TOTAL ,24 US$ , , CASO I CASO II Potencia (MVA) Resultados: Justifica realizar inversión para dos transformadores

47 Análisis de Confiabilidad Reserva de Transformadores 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

48 Configuración del SEA

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52 Equipamiento Progresivo EQUIPAMIENTO DE SUBESTACIONES - MAT/AT(/MT) - AT/MT EMPRESA: SEAL Cod. DESCRIPCIÓN TENSION AÑOS (1) SET MAT/AT/MT SET MAT/MT MAJES Región COSTA Altitud: Zona: RURAL Celda de Línea 138 KV KV KV Celda de Transformador 60 KV KV KV Celda de Línea - Transformador 60 KV KV Celda de Alimentadores 10 KV Celda de Compensador Estático SVC Celda de Banco de Capacitores Transformador de Potencia (MVA) 138/60/10 kv 1x30/20/15 1x30/20/15 1x30/20/15 1x30/20/15 1x30/20/15 1x30/20/15 1x30/20/15 1x30/20/15 1x30/20/15 1x30/20/15 1x30/20/15 Compensador Estático Banco de Capacitores S.S.A.A Celda de Acoplamiento 60 KV KV Obras Civiles Generales Edificio de Control Red de Tierra Profunda Instalaciones Eléctricas al Exterior

53 Equipamiento Progresivo PLAN DE EQUIPAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN EMPRESA: SEAL AÑO: 2007 NOMBRE DE LA LÍNEA DE TENSIÓN CONDUCTOR Long. NUMERO DE CIRCUITOS TRANSMISIÓN NOMINAL REGION ZONA ALTITUD (Barra envio-barra Recepción) Kv Material Seccion mm2 km LÍNEAS DE TRANSMISIÓN MAT SOCABAYA - PAUCARPATA 138 SIERRA RURAL 1000 a 3000 msnm AAAC 240 6, PAUCARPATA - PARQUE INDUSTRIAL 138 SIERRA URBANA 1000 a 3000 msnm AAAC 240 4, LÍNEAS DE TRANSMISIÓN AT PARQUE INDUSTRIAL - CERVESUR 22,9 SIERRA RURAL 1000 a 3000 msnm AAAC 120 1, CHILINA - CHALLAPAMPA 60 SIERRA RURAL 1000 a 3000 msnm AAAC 240 3, CHALLAPAMPA - CONO NORTE 60 SIERRA RURAL 1000 a 3000 msnm AAAC 120 6, MARCONA - BELLA UNIÓN 60 COSTA RURAL < 1000 msnm AAAC 70 63, REPARTICIÓN - MAJES 138 COSTA RURAL < 1000 msnm AAAC , MAJES - CORIRE 60 COSTA RURAL < 1000 msnm AAAC 70 38, CORIRE - CHUQUIBAMBA 60 SIERRA RURAL 1000 a 3000 msnm AAAC 70 20, Mayor a 3000 msnm AAAC 70 42,40 MAJES - CAMANÁ 60 COSTA RURAL < 1000 msnm AAAC , CAMANÁ - DERV. LA PLANCHADA 60 COSTA RURAL < 1000 msnm AAAC 120 3, DERV. LA PLANCHADA - LA PLANCHADA 60 COSTA RURAL < 1000 msnm AAAC 70 23, DERV. LA PLANCHADA - IQUIPI 60 COSTA RURAL < 1000 msnm AAAC 70 61, BASE MOLLENDO - MOLLENDO 22,9 COSTA RURAL < 1000 msnm AAAC 120 4, MOLLENDO - MATARANI 33 COSTA RURAL < 1000 msnm AAAC , MATARANI - AGUA LIMA 22,9 COSTA RURAL < 1000 msnm AAAC 70 3, MOLLENDO - MEJÍA 33 COSTA RURAL < 1000 msnm AAAC , MEJÍA - LA CURVA 22,9 COSTA RURAL < 1000 msnm AAAC , LA CURVA - CHUCARAPI 22,9 COSTA RURAL < 1000 msnm AAAC ,

54 Valorización del SEA RESUMEN DE COSTOS DE INVERSIÓN US$ AÑO LINEAS SS.EE. CC y TEL TOTAL

55 CO&M del SEA RESUMEN DE COyM POR INSTALACION US$ AÑO LINEAS SUBESTACIONES CC y TEL TOTAL US$ % de Inv ,65% ,65% ,60% ,60% ,60% ,60% ,63% ,53% ,53% ,52% ,51% ,57% ,57% ,57% ,57% ,57%

56 Determinación de Tarifas La determinación de los peajes se basa en el Artículo 49º de la LCE, que establece que en las barras del SST el precio incluirá el costo medio del SEA; es decir los costos totales correspondientes a la inversión, operación y mantenimiento para el sistema eléctrico en condiciones de eficiencia. 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. Por lo tanto, siguiendo la metodología establecida, se calcula la anualidad de los costos de inversión correspondientes al SEA determinado para cada sistema eléctrico, los costos de operación y mantenimiento asociados a los mismos y los ingresos tarifarios, para finalmente obtener el peaje unitario respectivo.

57 Determinación de Tarifas 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.

58 Determinación de Fórmulas 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

59 Propuesta de Tarifas