Estudio Tarifario para los Sistemas de Transmisión Asignados a la Generación o Generación Demanda

GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA AV. CANADA N 1460 - SAN BORJA 224 0487 224 0488 - FAX 224 0491 Estudio Tarifario para los Sistemas de Transmisión Asignados a la Generación o Generación Demanda Regulación para el período 2009-2013 Lima, enero 2009

Resumen Ejecutivo El presente informe describe el estudio realizado por OSINERGMIN para la Fijación de Tarifas de las instalaciones del Sistema Secundario de Transmisión (en adelante ) y del Sistema Complementario de Transmisión (en adelante SCT ) cuyo pago es asignado a la generación o a la generación y demanda, para el período de vigencia mayo 2009 - abril 2013. Dichos sistemas comprenden las instalaciones de transmisión de las siguientes empresas: Empresa de Generación Machupicchu S.A. (en adelante Egemsa ), Electroandes S.A. (en adelante Electro Andes ), Edegel S.A.A. (en adelante Edegel ), Enersur S.A. (en adelante Enersur ), Empresa de Generación Eléctrica San Gabán S.A. (en adelante San Gabán ), Red de Energía del Perú S.A. (en adelante ), Red Eléctrica del Sur S.A. (en adelante Redesur ), S.R.L. (en adelante ) y S.R.L. (en adelante ), las que en adelante y en conjunto para efectos del presente informe llamaremos TITULARES ). Es del caso señalar que las tarifas de los fijadas en el año 2005, mediante la Resolución OSINERG Nº 065-2005-OS/CD y modificadas con Resolución OSINERG N 146-2005-OS/CD, se encuentran vigentes hasta abril del año 2009.. Así mismo, el presente proceso de fijación se lleva a cabo en cumplimiento del Anexo B de la norma Procedimientos para Fijación de Precios Regulados (en adelante el PROCEDIMIENTO ), aprobada mediante Resolución OSINERG N 001-2003-OS/CD, ordenada y concordada mediante Resolución OSINERGMIN N 775-2007-OS/CD. Dentro del plazo establecido en el PROCEDIMIENTO para la presentación de propuestas, el 2 de junio de 2008 las empresas titulares de transmisión Egemsa, Electro Andes, Edegel, San Gabán,, Redesur, y, respectivamente, presentaron sus propuestas tarifarias. Hasta la fecha se han llevado a cabo las etapas de revisión de admisibilidad, respuesta a las observaciones de admisibilidad, notificación de admisibilidad, audiencia pública para que los agentes expongan sus propuestas tarifarias, observaciones a los estudios técnicos económicos de los titulares y la respuesta de los mismos. o Generación-Demanda i

OSINERGMIN ha evaluado las premisas y cálculos presentados por las TITULARES en las etapas anteriores; asimismo, en esta evaluación se ha tomado en cuenta el análisis de la respuesta de los TITULARES a las observaciones formuladas por OSINERGMIN. En ese sentido, para los casos en los que no se han subsanado adecuadamente dichas observaciones o la información presentada como parte de la subsanación no es consistente o no ha sido debidamente sustentada, OSINERGMIN ha procedido a determinar las Tarifas correspondientes con base en lo dispuesto en la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento; en la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica y su Reglamento de Transmisión; así como, en las normas emitidas por OSINERGMIN para tal fin. De acuerdo con el análisis realizado por OSINERGMIN, de manera general, se han efectuado los siguientes cambios con relación a las propuestas presentadas por las TITULARES: Para todos los casos, se han valorizado las instalaciones mediante los costos correspondientes a la Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión, aprobada mediante la Resolución OSINERGMIN N 343-2008-OS/CD y modificada según las Resoluciones OSINERGMIN N 464 y 465-2008-OS/CD. La responsabilidad de pago entre la demanda y generación vigente, se ha mantenido conforme lo dispone la normatividad actual. El criterio para la asignación de responsabilidades de pago entre los generadores se mantiene, mientras que la metodología para el reparto del pago entre los mismos es la contenida en la norma Procedimiento para la Asignación de Responsabilidades de Pago de los y SCT, aprobada con Resolución OSINERGMIN N 383-2008-OS/CD. El Peaje de las instalaciones GD que corresponde sea pagado por la demanda, se ha determinado considerando la demanda total del SEIN. Como consecuencia de la aplicación de estos cambios, las compensaciones para estas instalaciones son: Compensaciones de Instalaciones Asignadas a la Generación o Generación / Demanda Para el periodo 2009-2013 Titular S//mes 11 832 906 1 211 797 ELECTROANDES 210 923 ETESELVA 1 015 212 2 208 299 SAN GABÁN 552 127 EGEMSA 581 899 ENERSUR 324 443 o Generación-Demanda ii

Debido a que el conjunto de Generadores Relevantes respecto a un elemento de transmisión es dinámico en el tiempo y dado que la asignación de la compensación por el método del uso (fuerza-distancia) debe ser realizada por el COES con una frecuencia mensual, este comité deberá proponer para la aprobación de OSINERGMIN la relación de Generadores Relevantes por elemento a compensar, de acuerdo a lo establecido en la norma Procedimiento para la Asignación de Responsabilidad de pago de los y SCT, aprobada con Resolución OSINERGMIN N 383-2008-OS/CD. La primera relación de generadores relevantes, por elemento, deberá ser presentada a OSINERGMIN a más tardar el 30 de marzo del presente año, pudiéndose proponer su modificación cad vez que se integre al Sistema Interconectado Nacional una nueva planta de generación mayor a 20 MW o se modifique la topología de la red de transmisión. En cuanto a los Peajes a aplicarse a toda la demanda del Sistema Interconectado Nacional por la parte que corresponde de las instalaciones de transmisión tipo Generació-Demanda, es el que se resume en el cuadro siguiente: Área de Demanda 15 Acumulado en MAT Acumulado en AT Acumulado en MT Titular Ctm. S/./kWh [1] Ctm. S/./kWh [1] Ctm. S/./kWh [1] [2] 0,0218 0,0218 0,0218 Total Área 0,0218 0,0218 0,0218 15 [3] 0,0666 0,0666 0,0666 Total Area 0,0666 0,0666 0,0666 [1] Estos peajes son aplicables a los Usuarios Libres y Regulados del Área de Demanda correspondiente. [2] Este peaje se aplica únicamente a los Usuarios Regulados del Área de Demanda 15. [3] Este peaje se aplica únicamente a los Usuarios Libres del Área de Demanda 15. Los valores mostrados en los cuadros anteriores han sido determinados con un Tipo de Cambio de 3,142 S/./US$, que corresponde al 31 de diciembre de 2008, por lo que serán actualizados en la etapa de publicación de las Tarifas y Compensaciones de los y SCT que está previsto efectuarse el 15 de abril de 2009. o Generación-Demanda iii

INDICE 1. INTRODUCCIÓN... 3 1.1 ALCANCE DEL INFORME... 3 2. ASPECTOS REGULATORIOS... 5 3. PROCESO DE REGULACIÓN DE LOS Y SCT... 8 4. PROPUESTA INICIAL... 11 4.1 RESPONSABILIDAD DE PAGO... 11 4.2 SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR... 18 4.3 COSTOS DE INVERSIÓN Y COYM... 18 4.4 COMPENSACIONES Y FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN... 33 4.4.1 CMA 33 4.4.2 Compensaciones Mensuales... 42 4.4.3 47 4.4.4 Fórmula de Actualización... 48 4.4.5 Peaje 49 5. AUDIENCIA PÚBLICA... 50 6. OBSERVACIONES A LOS ESTUDIOS TÉCNICO ECONÓMICOS... 51 6.1 OBSERVACIONES DE OSINERGMIN A LAS PROPUESTAS DE REGULACIÓN DE Y SCT... 51 6.2 OBSERVACIONES RELEVANTES... 52 7. PROPUESTA FINAL... 54 7.1 RESPONSABILIDAD DE PAGO... 54 7.2 SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR... 65 7.3 COSTOS DE INVERSIÓN Y COYM... 65 7.4 COMPENSACIONES Y FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN... 79 7.4.1 CMA 79 7.4.2 Compensaciones Mensuales... 88 7.4.3 Fórmula de Actualización... 97 7.4.4 Peajes 97 8. ANÁLISIS DE OSINERGMIN... 100 8.1 RESPONSABILIDAD DE PAGO... 100 8.2 SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR... 110 8.3 COSTOS DE INVERSIÓN Y COYM... 110 8.4 COMPENSACIONES Y FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN... 111 8.4.1 Cálculo del CMA... 111 8.4.2 Cálculo de Compensaciones Mensuales (CM)... 111 8.4.3 Fórmulas de Actualización... 122 8.5 PEAJES DEL AREA DE DEMANDA 15... 122 8.5.1 Demanda... 122 8.5.2 CMA asignado a los Usuarios... 125 8.5.3 Ingreso Tarifario... 127 8.5.4 Peajes... 129 8.5.5 Fórmula de Actualización... 130 9. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES... 132 10. ANEXOS... 133 Anexo A Diagramas Unifilares del SER 2009-2013 - Según Propuesta... 134 o Generación-Demanda Página 1 de 262

Anexo B Análisis de las Respuestas a las Observaciones formuladas a la PROPUESTA INICIAL... 139 Anexo C Determinación del SER 2009-2013... 204 Anexo D Reparto de Responsabilidad de Pago entre Generadores por el Método de Beneficio Económico... 241 11. REFERENCIAS... 249 o Generación-Demanda Página 2 de 262

1. Introducción El presente informe describe el estudio realizado por OSINERGMIN para la Fijación de Tarifas de las instalaciones del y SCT, cuyo pago es asignado a la generación o a la generación y demanda, para el período de vigencia mayo 2009 - abril 2013. Dichos sistemas comprenden las instalaciones de transmisión de las siguientes empresas: Egemsa, Electro Andes, Edegel, San Gabán,, Redesur, y, las que en adelante y en conjunto para efectos del presente informe llamaremos TITULARES. Para su elaboración se ha considerado los estudios técnicos-económicos presentados por las TITULARES, así como los estudios desarrollados sobre el particular por la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria de OSINERGMIN (en adelante GART ) y/o estudios encargados por OSINERGMIN a consultores especializados. 1.1 Alcance del informe Las instalaciones de Generación y de Generación-Demanda de las TITULARES tienen distintas ubicaciones dentro del Sistema Interconectado Nacional, el cual abarca las zonas Nor-Oeste, Centro, Sur y Sur Este del Perú. En el Gráfico N 4.1, se muestra el diagrama de los sistemas de transmisión en el Perú, en donde se incluyen los de Generación (en adelante G ) y los de Generación-Demanda (en adelante GD ). o Generación-Demanda Página 3 de 262

GRÁFICO N 1.1 o Generación-Demanda Página 4 de 262

2. Aspectos Regulatorios El sistema de precios debe ser estructurado sobre la base de la eficiencia económica de acuerdo con lo señalado por los Artículos 8 y 42 de la Ley 1 de Concesiones Eléctricas (en adelante LCE ). Las tarifas y compensaciones correspondientes a los sistemas de transmisión y distribución, deberán ser reguladas en cumplimiento del Artículo 43 de la LCE, modificado por la Ley N 28832 2. Asimismo, el Artículo 62 de la LCE modificado con la Ley Nº 28832 3, establece que las compensaciones del deberán ser reguladas por OSINERGMIN. El concepto de Costo Medio Anual al que hace referencia el Artículo 139 del Reglamento de la LCE, está definido en el literal b) numeral II) del Decreto Supremo N 027-2007-EM, y corresponde a la suma de la anualidad del costo de inversión y el costo anual de operación y mantenimiento, en condiciones de eficiencia (en adelante aci y COyM, respectivamente). El Sistema Económicamente Adaptado (en adelante SEA ) al que hace referencia el Artículo 139 del Reglamento de la LCE en su literal c) numeral 1 2 3 Artículo 8º.- La Ley establece un régimen de libertad de precios para los suministros que puedan efectuarse en condiciones de competencia, y un sistema de precios regulados en aquellos suministros que por su naturaleza lo requieran, reconociendo costos de eficiencia según los criterios contenidos en el Título V de la presente Ley. (...) Artículo 42º.- Los precios regulados reflejarán los costos marginales de suministro y estructurarán de modo que promuevan la eficiencia del sector. Artículo 43º.- Estarán sujetos a regulación de precios: (...) c) Las tarifas y compensaciones de Sistemas de Transmisión y Distribución; (...) Artículo 62º.- Las compensaciones y peajes por las redes del Sistema Secundario de Transmisión, o del Sistema de Distribución serán reguladas por OSINERG. (...) o Generación-Demanda Página 5 de 262

II), también se encuentra definido en el Anexo de la LCE 4 y corresponde al sistema eléctrico en el que existe un equilibrio entre la oferta y la demanda. Por otro lado, todas las nuevas instalaciones que se construyan posteriormente al 23 de julio de 2006 en que se emitió la Ley 28832 y que no forman parte del Plan de Transmisión 5, se consideran como parte del SCT definidas en el Artículo 27.1 de la Ley N 28832 6, las mismas que en cumplimiento del inciso b) del Artículo 27.2 de dicha Ley 7 se regulan según los criterios establecidos en la LCE. Para la determinación y asignación de los cargos de transmisión, el Artículo 139 del Reglamento de la LCE, establece el procedimiento a ser seguido por OSINERGMIN para definir la asignación de compensaciones a la generación o a la demanda o en forma compartida entre la demanda y la generación, tomando en cuenta el uso y/o beneficio económico que cada instalación proporcione a los generadores y/o usuarios. Los costos medios anuales y las respectivas compensaciones y fórmulas de actualización se fijarán cada 4 años, según lo establecido en el literal d) del Artículo 139 de la LCE modificado mediante el D.S. N 027-2007-EM. Para cumplir con estos mandatos de la LCE y, considerando el principio de transparencia que rige el accionar del regulador, de acuerdo con lo establecido en la Ley N 27838 Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos, OSINERG (ahora OSINERGMIN) mediante Resolución OSINERG N 001-2003-OS/CD, publicada el 11 de enero de 2003, aprobó la norma Procedimientos para Fijación de Precios Regulados, en cuyo Anexo B se establece el Procedimiento para la Fijación de Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión. 4 SISTEMA ECONOMICAMENTE ADAPTADO: Es aquel sistema eléctrico en el que existe una correspondencia de equilibrio entre la oferta y la demanda de energía, procurando el menor costo y mantenimiento de la calidad del servicio. Artículo 48º.- Los factores de pérdida de potencia y de energía se calcularán considerando las Pérdidas Marginales de Transmisión de Potencia de Punta y Energía respectivamente, considerando un Sistema Económicamente Adaptado. 5 Artículo 1 - Definiciones 21. Plan de Transmisión.- Estudio periódico, aprobado por el Ministerio, que identifica, mediante un análisis centralizado, los requerimientos de equipamiento de transmisión necesarios para mantener o mejorar la calidad, fiabilidad, seguridad o economía del sistema para un horizonte no mayor de diez (10) años. Este estudio tiene como producto un plan recomendado de obras de transmisión que considere los diversos escenarios de la expansión de la generación y de crecimiento de la demanda futura, el cronograma de ejecución y la asignación de las compensaciones para su remuneración. 6 27.1 Se consideran como instalaciones del Sistema Complementario de Transmisión aquellas que son parte del Plan de Transmisión y cuya construcción es resultado de la iniciativa propia de uno o varios Agentes. Además, son parte del Sistema Complementario de Transmisión todas aquellas instalaciones no incluidas en el Plan de Transmisión. 7 27.2 Para las instalaciones del Sistema Complementario de Transmisión se tendrá en cuenta lo siguiente: ( ) b) OSINERG establecerá el monto máximo a reconocer como costo de inversión, operación y mantenimiento. Las compensaciones y tarifas se regulan considerando los criterios establecidos en la Ley de Concesiones Eléctricas para el caso de los Sistemas Secundarios de Transmisión. ( ) o Generación-Demanda Página 6 de 262

Posteriormente, la Resolución OSINERG N 262-2004-OS/CD, publicada el 21 de setiembre de 2004, modificó el numeral 5.2 del Artículo 5 de la referida Norma y el Anexo B mencionado. Dicha modificación respondía a la necesidad de establecer un período mayor para llevar a cabo la regulación de los, a fin de optimizar los requerimientos de información y su procesamiento para el cálculo de las tarifas y compensaciones de los mismos, además del hecho de que las principales variables que intervienen en la determinación de las tarifas de los mantienen una tendencia estable en el mediano plazo. Mediante la Resolución OSINERGMIN N 775-2007-OS/CD, se aprobó el Texto Único Ordenado y Concordado de la Norma Procedimientos para Fijación de Precios Regulados, el cual complementariamente a la Resolución OSINERG N 262-2004-OS/CD, incorpora lo dispuesto en la Ley N 28832 Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, en concordancia con el Reglamento de la Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos, aprobado mediante Decreto Supremo N 042-2005-PCM. Con Resolución OSINERGMIN N 023-2008-OS/CD, publicada el 14 de enero de 2008, se aprobaron los criterios, metodología y formatos para la presentación de los estudios tarifarios que sustenten las propuestas de fijación tarifaria de los titulares de los y SCT (en adelante NORMA TARIFAS ). Asimismo, se aprobaron las siguientes normas, las cuales tienen relación vinculante con la NORMA TARIFAS: Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica, aprobada mediante la Resolución OSINERGMIN N 022-2007-OS/CD. Norma de Altas y Bajas, aprobada mediante la Resolución OSINERGMIN N 024-2007-OS/CD. Norma de Áreas de Demanda, aprobada con la Resolución OSINERGMIN N 634-2007-OS/CD. Norma de Porcentajes para determinar los Costos de Operación y Mantenimiento para la Regulación de los - SCT, aprobada mediante la Resolución OSINERGMIN N 635-2007-OS/CD. Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión, aprobada con Resolución OSINERGMIN N 343-2008- OS/CD. Norma de Procedimiento para la Asignación de Responsabilidad de Pago de los y SCT, aprobada con Resolución OSINERGMIN N 383-2008- OS/CD. o Generación-Demanda Página 7 de 262

3. Proceso de Regulación de los y SCT El presente proceso de fijación se lleva a cabo según lo establecido en el Anexo B Procedimiento para la Fijación de Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión (en adelante PROCEDIMIENTO ) de la norma Procedimientos para Fijación de Precios Regulados, aprobada mediante Resolución OSINERG N 001-2003-OS/CD, ordenada y concordada mediante Resolución OSINERGMIN N 775-2007-OS/CD. Mediante la Primera Disposición Transitoria de la Resolución OSINERGMIN N 775-2007-OS/CD, se estableció que el PROCEDIMIENTO, correspondiente al período de vigencia 2009-2013, se inicie excepcionalmente antes del 01 de abril de 2008. A solicitud de diversas empresas concesionarias, mediante Resolución OSINERGMIN N 198-2008-OS/CD se postergó, hasta antes del 01 de junio de 2008, el plazo para la presentación de los estudios técnicos económicos que sustenten las propuestas de Fijación de Peajes y Compensaciones para los y SCT, correspondiente al período de vigencia 2009-2013. Las etapas siguientes del PROCEDIMIENTO correspondiente al período de vigencia 2009-2013, fueron reprogramadas a fin de cumplir con la publicación de las tarifas y compensaciones de los y SCT a más tardar el 15 de abril de 2009. De acuerdo con el PROCEDIMIENTO, este proceso se inició el 2 de junio de 2008, fecha límite para la presentación de los Estudios Técnico Económicos con las Propuestas de Tarifas y Compensaciones, preparados por los titulares de los y remitidos a OSINERGMIN para su evaluación. OSINERGMIN, en aplicación del principio de transparencia contenido en la Ley N 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas, ha incluido como parte del PROCEDIMIENTO la publicación de los proyectos de resolución que fijan las tarifas y compensaciones así como la realización de audiencias públicas, con la o Generación-Demanda Página 8 de 262

finalidad de que los usuarios e interesados puedan manifestarse sobre las propuestas tarifarias respectivas. Este esquema, que obedece a las disposiciones legales vigentes, establece un ambiente abierto de participación donde pueden expresarse las opiniones de la ciudadanía, y de los interesados en general, a fin de que estas sean consideradas por el regulador antes que adopte su decisión para la aprobación de las tarifas y compensaciones para los. Asimismo, con posterioridad a dicha decisión, se prevé la instancia de los recursos de reconsideración donde se pueden interponer cuestionamientos a las decisiones adoptadas. En la siguiente figura 3.1 se muestra el cronograma del proceso que se viene siguiendo con base en dicho PROCEDIMIENTO. o Generación-Demanda Página 9 de 262

OSINERGmin Figura 3.1 Proceso de Fijación de Tarifas y Compensaciones de los y SCT (Período 2009-2013) c g k ñ r Respuestas a las observaciones de admisibilidad Observaciones a los Estudios Técnico Económicos de los Titulares de los y SCT Audiencia Pública de OSINERGMIN- GART PUBLICACIÓN DE LOS RECURSOS DE RECONSIDERACIÓN CONVOCATORIA A AUDIENCIA PÚBLICA Publicación de las Resoluciones que resuelven Recursos de Reconsideración a Presentación de los Estudios Técnico Económicos e Publicación en página WEB de OSINERGMIN y convocatoria a audiencia pública i Publicación en página WEB de OSINERGMIN de las respuestas a las observaciones m Publicación de las Resoluciones de Peajes y Compensaciones P Opiniones y sugerencias sobre los Recursos de Reconsideración 02-Jun 19-Jun 10-Jul 24-Jul 30-Jul 06-Ago- 06-Ago 03-Sep 16-Oct 20-Oct 30-Ene 30-Ene- 10-Feb- 10-Feb 24-Feb 15-Abr 15-Abr- 07-May 14-May 21-May 21-May- 28-May 18-Jun 23-Jun 08 09 09 09 09 13d 15d 10d 2d 5d 20d 30d 2d 67d 5d 10d 34d 15d 5d 5d 5d 15d 3d Primera Revisión de admisibilidad de las propuestas de peajes y compensaciones de los y SCT Audiencia Pública de los Titulares de los y SCT Prepublicación del Proyecto de Resolución que fija los peajes y compensaciones, la Relación de Información que la sustenta y convocatoria a Audiencia Pública Interposición de Recursos de Reconsideración (de ser el caso) Resolución de Recursos de Reconsideración f j n q b Notificación de admisibilidad de las propuestas de peajes y compensaciones de los y SCT Respuestas a las Observaciones Opiniones y sugerencias de los interesados respecto a la Prepublicación Audiencia Pública para sustentar Recursos de Reconsideración d Nota: Actualizado según D.S. N 082-2008-PCM publicado en el Diario El Peruano el 13 de diciembre de 2008 h l o o Generación-Demanda Página 10 de 262

4. Propuesta Inicial En cumplimiento del cronograma establecido para la Fijación de Tarifas de los y SCT, con fecha 2 de junio de 2008, las empresas Edegel, Egemsa, Electro Andes,,, y San Gabán, presentaron los Estudios Técnicos Económicos que sustentan sus propuestas con relación a la fijación de Tarifas y Compensaciones de los y SCT, para el periodo mayo 2009-abril 2013 (en adelante y en conjunto PROPUESTA INICIAL ) [Ver Referencia 1]. Dichas propuestas, fueron evaluadas por OSINERGMIN a fin de determinar su admisibilidad como parte del presente proceso regulatorio, como resultado de lo cual, mediante Oficio N 0533-2008-GART, de fecha 19 de junio 2008, se notificó a las empresas Edegel, Egemsa, Electro Andes,,, Redesur, y San Gabán, las observaciones relacionadas con la admisibilidad de sus propuestas al proceso regulatorio [Ver Referencia 2], las mismas que fueron respondidas mediante las cartas CM-358-2008, G- 809-2008, ELA-GG/263-2008, C-261-2008, ETS-0700-08, GS-5515 2008, EGESG N 654-2008-, respectivamente [Ver Referencia 3]. Con Oficio N 0632-2008-GART-88, de fecha 22 de julio 2008, OSINERGMIN notificó a las empresas sobre los resultados de la admisibilidad de sus propuestas al proceso de fijación de Tarifas y Compensaciones de los y SCT para el período 2009-2013, señalando que ello no otorga conformidad del contenido ni de los resultados presentados en dicho estudio, dado que serán materia de revisión en las etapas posteriores del presente proceso [Ver Referencia 4]. 4.1 Responsabilidad de Pago La asignación de responsabilidad de pago entre la generación y/o demanda y entre los generadores, contenida en la PROPUESTA INICIAL, se resume en el siguiente cuadro: o Generación-Demanda Página 11 de 262

Cuadro Nº 4-1 PROPUESTA INICIAL ASIGNACION DE RESPONSABILIDAD DE PAGO Titular Sistema Eléctrico de de de de de de de de de de de de de Porcentaje Porcentaje Instalación Elemento Asignado a la Asignado a la Demanda Generación Aguaytía Tingo María Línea 96,37% 3,63% Tingo María - Vizcarra Línea 93,15% 6,85% Tingo María - Vizcarra Línea 93,15% 6,85% S.E. Aguaytia Celda de Línea - Tingo María 96,37% 3,63% S.E. Aguaytia Celda Transformador - Grupo 1 96,37% 3,63% S.E. Aguaytia Celda Transformador - Grupo 2 96,37% 3,63% S.E. Tingo María Celda de Línea - Aguaytia 96,37% 3,63% S.E. Tingo María Celda de Línea - Vizcarra 93,15% 6,85% S.E. Vizcarra Celda de Línea - Tingo María 93,15% 6,85% Centro de Control 93,15% 6,85% Telecomunicaciones 93,15% 6,85% Repuestos 96,37% 3,63% VNR No Eléctrico 96,37% 3,63% Método de Asignación de Responsabilidad de pago entre Generadores Beneficios Económicos Beneficios Económicos Beneficios Económicos Beneficios Económicos Beneficios Económicos Beneficios Económicos Beneficios Económicos Beneficios Económicos Beneficios Económicos Beneficios Económicos Beneficios Económicos Beneficios Económicos Beneficios Económicos Asignación % de Pago entre Generadores 3.63% 6.85% 6.85% 3.63% 3.63% 3.63% 3.63% 6.85% 6.85% 6.85% 6.85% 3.63% 3.63% Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento Carhuaquero- Chiclayo Huallanca - Huallanca - Huallanca - Huallanca - Huallanca - Huallanca - Huallanca - Huallanca - Huallanca - Huallanca - Huallanca - Huallanca - Huallanca - Carhuaquero - Chiclayo Oeste 1 - Huallanca 1 - Huallanca 1 - Huallanca 1 - Huallanca Porcentaje Asignado a la Demanda Porcentaje Asignado a la Generación Línea Costa Rura 91,04% 8,96% Línea Costa Rural 88,04% 11,96% Línea Sierra Rural 0 88,04% 11,96% Línea Sierra Rural 1 88,04% 11,96% Línea Sierra Rural 2 88,04% 11,96% S.E. 1 Celda de Transformador - T30-211 0,00% 100,00% S.E. 1 Celda de Transformador - T30-211 0,00% 100,00% S.E. 1 Celda de Transformador - T30-211 0,00% 100,00% S.E. 1 Transformador de Potencia - T30-211 - 100 MVA 0,00% 100,00% S.E. Huallanca Celda de Línea - L-1103 88,04% 11,96% S.E. Huallanca Celda de Línea - L-1104 88,04% 11,96% S.E. Huallanca Celda de Línea - L-1127 88,04% 11,96% S.E. Huallanca Celda de Transformador - Grupo 1 88,04% 11,96% S.E. Huallanca Celda de Transformador - Grupo 2 88,04% 11,96% Método de Asignación de Resonsabilidad de pago entre Generadores Beneficios Económicos Beneficios Económicos Beneficios Económicos Beneficios Económicos Beneficios Económicos Uso - Factores Topológicos Uso - Factores Topológicos Uso - Factores Topológicos Uso - Factores Topológicos Beneficios Económicos Beneficios Económicos Beneficios Económicos Beneficios Económicos Beneficios Económicos Asiganción % de Pago entre Generadores o Generación-Demanda Página 12 de 262 8.96% 11.96% 11.96% 11.96% 11.96% 100% 100% 100% 100% 11.96% 11.96% 11.96% 11.96% 11.96%

Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento Huallanca - Huallanca - Huallanca - Huallanca - Carhuaquero- Chiclayo Carhuaquero- Chiclayo Carhuaquero- Chiclayo Carhuaquero- Chiclayo Carhuaquero- Chiclayo Porcentaje Asignado a la Demanda Porcentaje Asignado a la Generación S.E. Huallanca Celda de Transformador - Grupo 3 88,04% 11,96% S.E. Huallanca Celda de Transformador - Grupo 4 88,04% 11,96% S.E. Huallanca Celda de Transformador - Grupo 5 88,04% 11,96% S.E. Huallanca Celda de Transformador - Grupo 6 88,04% 11,96% S.E. Carhuaquero Celda de Línea - L-2040 91,04% 8,96% S.E. Carhuaquero Celda de Transformador - Grupo 1 91,04% 8,96% S.E. Carhuaquero Celda de Transformador - Grupo 2 91,04% 8,96% S.E. Carhuaquero Celda de Transformador - Grupo 3 91,04% 8,96% S.E. Carhuaquero Celda de Transformador - Grupo 4 91,04% 8,96% Método de Asignación de Resonsabilidad de pago entre Generadores Beneficios Económicos Beneficios Económicos Beneficios Económicos Beneficios Económicos Beneficios Económicos Beneficios Económicos Beneficios Económicos Beneficios Económicos Beneficios Económicos Asiganción % de Pago entre Generadores 11.96% 11.96% 11.96% 11.96% 8.96% 8.96% 8.96% 8.96% 8.96% o Generación-Demanda Página 13 de 262

TITULAR INSTALACIÓN RESPONSABLES DE Porcentaje de Compensación PAGO Pago Nuevos Soles Campo Armiño - Pachachaca (*) (L-2201/2202) Generadores del SEIN Por uso del Sistema 1 167 432 Campo Armiño - Huancavelica (L-2203/2204) Generadores del SEIN Por uso del Sistema 393 269 Huancavelica - Independencia (L-2203/2231) Generadores del SEIN Por uso del Sistema 1 136 552 Pachachaca (*) - San Juan (L-2205/2206) Generadores del SEIN Por uso del Sistema 814 437 La Cantera - Independencia (L-2207) Generadores del SEIN Por uso del Sistema 233 403 Desierto - Independencia (L-2208) Generadores del SEIN Por uso del Sistema 174 390 Campo Armiño - Pachachaca (L-2218/2219) Generadores del SEIN Por uso del Sistema 1 108 238 Campo Armiño - Huayucachi (L-2220) Generadores del SEIN Por uso del Sistema 298 781 Huayucachi - Zapallal (L-2221) Generadores del SEIN Por uso del Sistema 923 558 Pachachaca - Callahuanca (L-2222/2223) Generadores del SEIN Por uso del Sistema 537 889 Celdas en Chavarria (L-2008/2015) Generadores del SEIN Por uso del Sistema 32 533 Celdas en Purunhuasi (L-2716) Generadores del SEIN Por uso del Sistema 26 799 Cantera-Chilca (L-2090) Generadores del SEIN Por uso del Sistema 238 586 Desierto - Chilca (L-2091) Generadores del SEIN Por uso del Sistema 301 734 Línea San Juan - Chilca (L-2093) Generadores del SEIN Por uso del Sistema 163 783 Línea San Juan - Chilca (L-2094/2095) Generadores del SEIN Por uso del Sistema 421 154 2 Celdas 220 kv de conexión a la CT Chilca de Enersur ENERSUR 100% 34 758 2 Celdas 220 kv de conexión a la CT Kallpa de Globeleq KALLPA 100% 34 758 Carhuaquero Duke Energy International 100% 16 673 Celda de Transformación Duke Energy International 100% 30 966 Huallanca Duke Energy International 100% 12 856 Huallanca Duke Energy International 100% 12 856 Huallanca Duke Energy International 100% 12 856 Celda del Autotransformación 138 kv Duke Energy International 100% 7 233 Autotransformador 220/138 kv Duke Energy International 100% 80 729 Huinco (L-2001) Edegel S.A.A. 100% 15 445 Huinco (L-2002) Edegel S.A.A. 100% 15 445 Celda de TG-UTI Edegel S.A.A. 100% 12 941 Línea Quencoro - Tintaya (L-1005) Egemsa S.A. 100% 443 945 Tintaya (L-1005) Egemsa S.A. 100% 8 870 Quencoro(L-1005) Egemsa S.A. 100% 8 870 Línea Azangaro - Juliaca (L-1011) Generadores del SEIN Por uso del Sistema 193 278 Línea Juliaca - Puno(L-1012) Generadores del SEIN Por uso del Sistema 113 866 Machupichu Egemsa S.A. 100% 8 906 Línea Toquepala - Aricota Egesur S.A. 100% 65 989 SE Ventanilla Celda de Transformación TG 100% 15 335 S.E. Zorritos C.T. Tumbes 5 619 Línea Piura Oeste - Chiclayo Oeste (L-2238) 470 190 Cahua 3,5% 16.649,50 Edegel 19,7% 92.441,61 Eepsa 13,6% 63.812,56 Egasa 1,8% 8.491,31 Egenor 29,6% 139.395,32 Electro Andes 5,8% 27.306,69 Electroperú 17,0% 79.747,77 Enersur 6,8% 31.941,02 San Gabán 2,2% 10.404,46 Línea Trujillo Norte - 1 (L-2232) 227 662 Termoselva 6,8% 15.494,18 Edegel 16,8% 38.215,42 Egenor 13,3% 30.266,53 Electro Andes 5,2% 11.739,58 Electroperú 37,7% 85.833,16 Enersur 5,0% 11.305,73 Etevensa 11,3% 25.612,93 San Gabán 4,0% 9.194,22 Línea Zapallal - Ventanilla (L-2242/2243) 32 219 Termoselva 7,7% 2.472,85 Edegel 10,6% 3.424,92 Egenor 23,3% 7.503,94 Electro Andes 7,6% 2.446,55 Electroperú 42,2% 13.605,77 o Generación-Demanda Página 14 de 262

TITULAR INSTALACIÓN RESPONSABLES DE Porcentaje de Compensación PAGO Pago Nuevos Soles Campo Armiño - Pachachaca (*) (L-2201/2202) Generadores del SEIN Por uso del Sistema 1 167 432 Enersur 8,6% 2.765,24 Línea Santa Rosa - San Juan (L-2010/2011) 17 620 Termoselva 15,9% 2.804,20 Edegel 36,8% 6.479,74 Electro Andes 22,8% 4.014,17 Enersur 24,5% 4.321,40 Línea Paramonga Nueva - 1 (L-2216) Generadors del SEIN Por uso del Sistema 97 179 Línea Zapallal - Paramonga Nueva (L-2214) Generadors del SEIN Por uso del Sistema 77 725 Línea Tintaya - Callalli (L-1008) 239 933 Egemsa 42,7% 102 404 San Gabán 57,3% 137 528 S.E. Paramonga Nueva Autotrafo 220/138 kv 55 280 Termoselva 0,0% Cahua 100,0% 55 280 Línea Santuario - Callalli (L-1020) 212 328 Arcata 1,9% 3961 Egemsa 41,4% 87810 San Gabán 56,8% 120557 Línea Santuario - Socabaya (L-1021/1022) 86 609 Edegel 26,7% 23159 Egasa 2,7% 2313 Electro Andes 4,1% 3581 Electroperú 45,6% 39453 Enersur 5,9% 5151 Etevensa 15,0% 12952 Línea Socabaya - Cerro Verde (L-1023/1024) 25 518 Termoselva 5,0% 1277 Edegel 14,9% 3813 Egasa 4,6% 1186 Egemsa 4,8% 1219 Egenor 5,4% 1381 Electro Andes 4,5% 1138 Electroperú 41,8% 10667 Enersur 4,5% 1150 Etevensa 8,9% 2274 San Gabán 5,5% 1413 Total 10 666 998 o Generación-Demanda Página 15 de 262

Titular Sistema Eléctrico Instalación Element o Porcentaje Asignado a la Demanda Porcentaje Asignado a la Generación Método de Asignación de responsabilidad de pago entre Generadores Asignación de % Pago entre Generadores Huinco -Santa Rosa Matucana - Callahuanca Purunhuasi - Callahuanca Callahuanca - Cajamarquilla Cajamarquilla - Chavarría Callahuanca - Huachipa Callahuanca - Huampaní Callahuanca - Moyopampa Moyopampa - Santa Rosa Moyopampa - Chosica LT 220kV Huinco - Santa Rosa L-2001, 2002-100% (1) Generadores LT 220kV Matucana - Callahuanca L-2716-100% (1) Generadores LT 220kV Purunhuasi - Callahuanca L-2007-100% (1) Generadores LT 220kV Callahuanca - Cajamarquilla LT 220kV Cajamarquilla - Chavarría L-2008- L2009 L-2014-L- 2015-100% (1) Generadores - 100% (1) Generadores LT 60kV Callahuanca - Huachipa L-6031-100% (1) Generadores LT 60kV Callahuanca - Huampaní L-6040-100% (1) Generadores LT 60kV Callahuanca - Moyopampa L-6111-100% (1) Generadores LT 60kV Moyopampa - Santa Rosa L-6011-6020 - 100% (1) Generadores LT 60kV Moyopampa - Chosica L-6731-100% (1) Generadores Huampaní -Ñaña LT 60kV Huampaní - Ñaña L-6544-100% (1) Generadores Moyopampa - Balnearios Moyopampa - Salamanca LT 60kV Moyopampa - Balnearios L-6060-100% (1) Generadores LT 60kV Moyopampa - Salamanca L-6055-100% (1) Generadores Chimay -Yanango LT 220kV Chimay - Yanango L-2257-100% (1) Yanango - Pachachaca Callahuanca Callahuanca Callahuanca Callahuanca Callahuanca Moyopampa Moyopampa Moyopampa Huinco Huinco Huinco Huinco Yanango Huampaní Huampaní Santa Rosa Santa Rosa Ventanilla Generadores Generadores LT 220kV Yanango - Pachachaca L-2256-100% (1) Generadores Celda 60kV Transformador G1 Callahuanca Celda 60kV Transformador G2 Callahuanca Celda 60kV Transformador G3 Callahuanca Celda 60kV Transformador G4 Callahuanca Celda Transformador 220/60/10kV Callahuanca Celda 60kV Transformador G1 Moyopampa Celda 60kV Transformador G2 Moyopampa Celda 60kV Transformador G3 Moyopampa Celda 220kV Transformador G1 Huinco Celda 220kV Transformador G2 Huinco Celda 220kV Transformador G3 Huinco Celda 220kV Transformador G4 Huinco Celda 220kV Transformador G1 Yanango Celda 60kV Transformador G1 Huampaní Celda 60kV Transformador G2 Huampaní Celda 220kV Transformador TG7 Santa Rosa Celda 220kV Nuevo Transformador Santa Rosa (*) Celda 220kV Transformador TG3 Ventanilla Celda - 100% (1) Generadores Celda - 100% (1) Generadores Celda - 100% (1) Generadores Celda - 100% (1) Generadores Celda - 100% (1) Generadores Celda - 100% (1) Generadores Celda - 100% (1) Generadores Celda - 100% (1) Generadores Celda - 100% (1) Generadores Generadores Celda - 100% (1) Generadores Celda - 100% (1) Generadores Celda - 100% (1) Generadores Celda - 100% (1) Generadores Celda - 100% (1) Generadores Celda - 100% (1) Generadores Celda - 100% (1) Generadores Celda - 100% (1) Generadores Celda - 100% (1) Generadores o Generación-Demanda Página 16 de 262

Titular Sistema Eléctrico Instalación Element o Porcentaje Asignado a la Demanda Porcentaje Asignado a la Generación Método de Asignación de responsabilidad de pago entre Generadores Asignación de % Pago entre Generadores Ventanilla Celda 220kV Transformador TG4 Ventanilla (1) propone se determine a partir del Método de Janusk Bialek Celda - 100% (1) Generadores Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento San Gabán San Gabán San Gabán San Gabán Azángaro San Gabán Azángaro San Gabán II Porcentaje Asignado a la Demanda Porcentaje Asignado a la Generación Método de Asignación de responsabilidad de pago entre Generadores L-1010 Línea 0% 100% - L-1009/1013 Línea 0% 100% - San Rafael - L- 1013 Subestación 0% 100% - San Gabán San Gabán II Azángaro - L-1010 Subestación 0% 100% - San Gabán San Gabán San Gabán San Gabán San Gabán II San Gabán II Azángaro Azángaro Celda de Transformador - 01GTA001TP Celda de Transformador - 02GTA001TP San Gabán - L- 1009 San Gabán - L- 1010 Subestación 0% 100% - Subestación 0% 100% - Subestación 0% 100% - Subestación 0% 100% - San Gabán Azángaro Tintaya - L-1006 Subestación 0% 100% - San Gabán Azángaro Juliaca - L-1011 Subestación 0% 100% - San Gabán Azángaro Celda de Transformador - T50-162 Subestación 0% 100% - San Gabán San Gabán II Centro de Control Subestación 0% 100% - San Gabán San Gabán II Telecomunicaciones Subestación 0% 100% - Asignación de % Pago entre Generadores 100%- Generadores SEIN 100%- Generadores SEIN 100%- Generadores SEIN 100%- Generadores SEIN 100%- Generadores SEIN 100%- Generadores SEIN 100%- Generadores SEIN 100%- Generadores SEIN 100%- Generadores SEIN 100%- Generadores SEIN 100%- Generadores SEIN 100%- Generadores SEIN 100%- Generadores SEIN Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento Porcentaje Asignado a la Demanda Porcentaje Asignado a la Generación Método de Asignación de responsabilidad de pago entre Generadores Asignación de % Pago entre Generadores Linea 1001 Egemsa de Egemsa Linea 1002 0% 100% 100% Generadores SEIN-100% Egemsa de Egemsa Linea 1003 0% 100% 100% Generadores SEIN-100% Egemsa de Egemsa Celda de Línea 0% 100% 100% Generadores SEIN-100% Egemsa de Egemsa Celda de Línea 0% 100% 100% Generadores o Generación-Demanda Página 17 de 262

Egemsa de Egemsa Celda de Línea 0% 100% 100% Egemsa de Egemsa Celda de Línea 0% 100% 100% Egemsa de Egemsa Celda de Línea 0% 100% 100% Egemsa de Egemsa Celda de Línea 0% 100% 100% SEIN-100% Generadores SEIN-100% Generadores SEIN-100% Generadores SEIN-100% Generadores SEIN-100% 4.2 Sistema Eléctrico a Remunerar Las TITULARES presentaron en la PROPUESTA INICIAL la siguiente información correspondiente a sus SEA. Formatos F-002 y F-003:, y San Gabán Diagramas Unifilares (F-206): Egemsa, Electro Andes La empresa Edegel no presenta los siguientes formatos: F-002, F003 y F206 y las empresas Egemsa y Electro Andes no presentan los formatos: F-002 y F-003. 4.3 Costos de Inversión y COyM Los costos de inversión por año de la PROPUESTA INICIAL son los que se muestran en el siguiente cuadro: Cuadro Nº 4-2 PROPUESTA INICIAL COSTO DE INVERSIÓN POR AÑO (Miles US$) Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 de AGUAYTIA - TINGO MARÍA Línea 12 428,94 12 428,94 12 428,94 12 428,94 de TINGO MARÍA - VIZCARRA Línea 9 270,76 9 270,76 9 270,76 9 270,76 de TINGO MARÍA - VIZCARRA Línea 20 936,82 20 936,82 20 936,82 20 936,82 de S.E. Aguaytia Celda de Línea - Tingo María 1 479,40 1 479,40 1 479,40 1 479,40 de S.E. Aguaytia Celda Transformador - Grupo 1 1 360,52 1 360,52 1 360,52 1 360,52 de S.E. Aguaytia Celda Transformador - Grupo 2 1 360,52 1 360,52 1 360,52 1 360,52 de S.E. Tingo María Celda de Línea - Aguaytia 1 152,52 1 152,52 1 152,52 1 152,52 de S.E. Tingo María Celda de Línea - Vizcarra 1 152,52 1 152,52 1 152,52 1 152,52 de S.E. Vizcarra Celda de Línea - Tingo María 1 470,56 1 470,56 1 470,56 1 470,56 de Centro de Control - 613,61 613,61 613,61 613,61 de Telecomunicaciones - 322,59 322,59 322,59 322,59 de Repuestos - 627,96 627,96 627,96 627,96 de VNR No Eléctrico - 46,67 46,67 46,67 46,67 TOTAL 52 223,41 52 223,41 52 223,41 52 223,41 o Generación-Demanda Página 18 de 262

Titular Sistema Eléctrico Carhuaquero- Chiclayo Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca - Huallanca - Huallanca - Huallanca - Huallanca - Huallanca - Carhuaquero- Chiclayo Carhuaquero- Chiclayo Carhuaquero- Chiclayo Carhuaquero- Chiclayo Carhuaquero- Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Carhuaquero - Chiclayo Oeste Linea 6 551,59 6 551,59 6 551,59 6 551,59 1 - Huallanca Linea 3 699,06 3 699,06 3 699,06 3 699,06 1 - Huallanca Linea 3 071,85 3 071,85 3 071,85 3 071,85 1 - Huallanca Linea 3 192,27 3 192,27 3 192,27 3 192,27 1 - Huallanca Linea 241,74 241,74 241,74 241,74 S.E. 1 Celda de Transformador - T30-211 475,49 475,49 475,49 475,49 S.E. 1 Celda de Transformador - T30-211 66,92 66,92 66,92 66,92 S.E. 1 Celda de Transformador - T30-211 41,94 41,94 41,94 41,94 S.E. 1 Transformador de Potencia - T30-211 - 100 MVA 2 491,16 2 491,16 2 491,16 2 491,16 S.E. Huallanca Celda de Línea - L-1103 391,55 391,55 391,55 391,55 S.E. Huallanca Celda de Línea - L-1104 387,26 387,26 387,26 387,26 S.E. Huallanca Celda de Línea - L-1127 387,26 387,26 387,26 387,26 S.E. Huallanca Celda de Transformador - Grupo 1 263,62 263,62 263,62 263,62 S.E. Huallanca Celda de Transformador - Grupo 2 263,62 263,62 263,62 263,62 S.E. Huallanca Celda de Transformador - Grupo 3 263,62 263,62 263,62 263,62 S.E. Huallanca Celda de Transformador - Grupo 4 263,62 263,62 263,62 263,62 S.E. Huallanca Celda de Transformador - Grupo 5 263,62 263,62 263,62 263,62 S.E. Huallanca Celda de Transformador - Grupo 6 263,62 263,62 263,62 263,62 S.E. Carhuaquero Celda de Línea - L-2040 552,46 552,46 552,46 552,46 S.E. Carhuaquero Celda de Transformador - Grupo 1 477,26 477,26 477,26 477,26 S.E. Carhuaquero Celda de Transformador - Grupo 2 477,26 477,26 477,26 477,26 S.E. Carhuaquero Celda de Transformador - Grupo 3 477,26 477,26 477,26 477,26 S.E. Carhuaquero Celda de Transformador - Grupo 4 477,26 477,26 477,26 477,26 o Generación-Demanda Página 19 de 262

Titular Sistema Eléctrico Carhuaquero- Chiclayo Chiclayo Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Carhuaquero - Chiclayo Oeste Linea 6 551,59 6 551,59 6 551,59 6 551,59 TOTAL 25 041,27 25 041,27 25 041,27 25 041,27 Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Sistema Mantaro Lima Campo Armiño - Huancavelica Línea 10 860,11 Sistema Mantaro Lima Huancavelica - Independencia Línea 32 670,99 Sistema Mantaro Lima Campo Armiño - Pachachaca Línea 33 604,75 (*) Sistema Mantaro Lima Pachachaca (*) - San Juan Línea 22 053,24 Sistema Mantaro Lima Campo Armiño - Pachachaca Línea 31 830,40 Sistema Mantaro Lima Pachachaca - Callahuanca Línea 13 127,67 Sistema Mantaro Lima Campo Armiño - Huayucachi Línea 8 534,99 Sistema Mantaro Lima Huayucachi - Zapallal Línea 26 710,72 Chilca-San Juan San Juan - Chilca Línea 3 701,54 Chilca-San Juan San Juan - Chilca Línea 10 126,83 Chilca-San Juan Chilca - La Cantera Línea 6 349,74 Chilca-San Juan Chilca Desierto Línea 8 187,56 Sistema Mantaro Lima La Cantera - Independencia Línea 6 337,55 Sistema Mantaro Lima Línea Desierto - Independencia 4 620,07 Sistema Quencoro- Tintaya Línea Quencoro - Tintaya 13 307,18 Sistema Azángaro Juliaca Puno Línea Azangaro - Juliaca 5 517,32 Sistema Azángaro Juliaca Puno Línea Juliaca - Puno 2 862,93 Aricota Toquepala Línea Toquepala - Aricota 1 762,33 Sistema Secundario Tumbes Zorritos C.T. Tumbes 164,48 I-Chiclayo Oeste Chiclayo Carhuaquero 485,25 Guadalupe, Guadalupe Rural Guadalupe Gallito Ciego 203,32 I-Chiclayo Oeste Celda de Transformación 551,90 I-Chiclayo Oeste Huallanca 374,17 I-Chiclayo Oeste Huallanca 374,17 I-Chiclayo Oeste Huallanca 374,17 I-Chiclayo Oeste Celda del Autotransformación 300,72 I-Chiclayo Oeste Celda del Autotransformación 210,51 I-Chiclayo Oeste Celda de Transformación 47,70 I-Chiclayo Transformador de Potencia 120 Oeste MVA 2 349,51 Sistema Mantaro Lima Zapallal Huayucachi L- 2221 535,83 Ventanilla Ventanilla Celda de Transformación 446,30 Sistema Mantaro Lima Chavarría Callahuanca 473,41 Sistema Mantaro Lima Chavarría Cajamarquilla 473,41 Sistema Secundario Santa Rosa Huinco 449,50 o Generación-Demanda Página 20 de 262

Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Sistema Mantaro Lima Campo Armiño - Huancavelica Línea 10 860,11 Santa Rosa Sistema Secundario Santa Rosa Santa Rosa Huinco 449,50 Sistema Secundario Santa Rosa Santa Rosa Celda de TG-Uti 376,63 Chilca-San Juan Chilca San Juan 593,96 Chilca-San Juan Chilca San Juan 593,96 Chilca-San Juan Chilca San Juan 593,96 Sistema Mantaro Lima Chilca Cantera 593,96 Sistema Mantaro Lima Chilca Desierto 593,96 Chilca-San Juan Chilca Celda de Transformación 505,79 Chilca-San Juan Chilca Celda de Transformación 505,79 Chilca-San Juan Chilca Celda de Transformación 505,79 Chilca-San Juan Chilca Celda de Transformación 505,79 Sistema Mantaro Lima San Juan Pomacocha 471,16 Sistema Mantaro Lima San Juan Pomacocha 471,16 Chilca-San Juan San Juan Chilca 471,16 Chilca-San Juan San Juan Chilca 471,16 Chilca-San Juan San Juan Chilca 471,16 Sistema Mantaro Lima Independencia Desierto 455,29 Sistema Mantaro Lima Independencia Cantera 455,29 Sistema Mantaro Lima Independencia Mantaro 455,29 Sistema Mantaro Lima Independencia Huancavelica 455,29 Sistema Mantaro Lima Callahuanca Pachachaca 803,31 Sistema Mantaro Lima Callahuanca Pachachaca 803,31 Sistema Mantaro Lima Callahuanca Callahuanca 803,31 Sistema Mantaro Lima Pachachaca Purunhuasi 694,43 Sistema Mantaro Lima Pachachaca Purunhuasi 694,43 Sistema Mantaro Lima Pachachaca Mantaro 694,43 Sistema Mantaro Lima Pachachaca Mantaro 694,43 Sistema Mantaro Lima Pachachaca Mantaro 694,43 Sistema Mantaro Lima Pachachaca Mantaro 694,43 Sistema Mantaro Lima Pachachaca San Juan 694,43 Sistema Mantaro Lima Pachachaca San Juan 694,43 Sistema Mantaro Lima Huayucachi Mantaro 420,93 Sistema Mantaro Lima Huayucachi Zapallal 420,93 Sistema Mantaro Lima Huancavelica Mantaro 459,15 Sistema Mantaro Lima Huancavelica Independencia 459,15 Sistema Azángaro Juliaca Puno Juliaca Azangaro 276,15 Sistema Azángaro Juliaca Puno Juliaca Puno 276,15 Sistema Azángaro Juliaca Puno Puno Juliaca 274,03 Sistema Quencoro- Tintaya Quencoro Machupichu 266,97 Sistema Quencor- Tintaya Quencoro Tintaya 266,97 Sistema Quencoro- Tintaya Tintaya Quencoro 264,77 Aricota Toquepala Toquepala Aricota 185,26 Sistema Nacional Línea Piura Oeste - Chiclayo Oeste 14 534,61 Sistema Nacional Línea Trujillo Norte - 1 10 186,84 Sistema Nacional Línea Trujillo Norte - 1 10 785,94 Sistema Nacional Línea Zapallal - Ventanilla 3 146,97 Sistema Nacional Línea Ventanilla - Chavarria 1 659,22 Sistema Nacional Línea Santa Rosa - San Juan 4 605,37 Paramonga Nueva Línea Paramonga Nueva - 1 7 581,10 Paramonga Nueva Línea Zapallal - Paramonga Nueva 5 488,91 Sistema Nacional Línea Tintaya - Callalli 7 352,00 Sistema Nacional Línea Santuario - Callalli 6 359,52 Sistema Nacional Línea Santuario - Socabaya 2 979,51 Sistema Nacional Línea Socabaya - Cerro Verde 1 170,14 Piura, Sullana-El Arenal- Paita,Bajo Piura, Piura Chiclayo Oeste 312,01 Chulucanas Chiclayo y Chiclayo Baja densidad Chiclayo Piura Oesta 485,25 Trujillo Trujillo 1 470,54 Trujillo Trujillo 1 470,54 o Generación-Demanda Página 21 de 262

Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Sistema Mantaro Lima Campo Armiño - Huancavelica Línea 10 860,11, Paramonga rural y Casma Rural Nueva 590,43, rural y Casma Rural Trujillo Norte 590,43, rural y Casma Rural Trujillo Norte 590,43 Paramonga Nueva Paramonga 1 464,28 Paramonga Nueva Paramonga Zapallal 464,28 Paramonga Nueva Paramonga Celda de Transformación 388,85 Paramonga Nueva Paramonga Paramonga Ex 228,50 Paramonga Nueva Paramonga Celda de Transformación 152,76 Paramonga Nueva Paramonga Transformador de Potencia 50 MVA 1 755,56 Lima Norte Zapallal Ventanilla L-2243 535,83 Lima Norte Zapallal Ventanilla L-2242 535,83 Lima Norte Zapallal Paramonga Nueva L-2214 535,83 Lima Norte Ventanilla Zapallal 527,86 Lima Norte Ventanilla Zapallal 527,86 Lima Norte Ventanilla Chavarria 527,86 Lima Norte Ventanilla Chavarria 527,86 Lima Norte Chavarría Ventanilla 473,41 Lima Norte Chavarría Ventanilla 473,41 Lima Norte y Sur Santa Rosa San Juan 449,50 Lima Norte y Sur Santa Rosa San Juan 449,50 Lima Sur San Juan Santa Rosa 471,16 Lima Sur San Juan Santa Rosa 471,16 Valle del Colca Callalli Tintaya 298,94 Valle del Colca Callalli Santuarios 298,94 Ilo Cerro Verde Socabaya 440,90 Ilo Cerro Verde Socabaya 440,90 Arequipa Santuario Callalli 346,54 Arequipa Santuario Socabaya 346,54 Arequipa Santuario Socabaya 346,54 Arequipa Socabaya Santuario 353,53 Arequipa Socabaya Santuario 353,53 Arequipa Socabaya Cerro Verde 353,53 Arequipa Socabaya Cerro Verde 353,53 Yauri Tintaya Callalli 264,77 TOTAL 365 031,30 0,00 0,00 0,00 o Generación-Demanda Página 22 de 262

Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Edegel Huinco -Santa Rosa LT 220kV Huinco - Santa Rosa L-2001, 2002 16 410,13 16 410,13 16 410,13 16 410,13 Edegel Matucana - Callahuanca LT 220kV Matucana - Callahuanca L-2716 5 156,53 5 156,53 5 156,53 5 156,53 Edegel Purunhuasi - Callahuanca LT 220kV Purunhuasi - Callahuanca L-2007 609,29 609,29 609,29 609,29 Edegel Callahuanca - Cajamarquilla LT 220kV Callahuanca - Cajamarquilla L-2008-L2009 11 021,87 11 021,87 11 021,87 11 021,87 Edegel Cajamarquilla - L-2014(*)-L- LT 220kV Cajamarquilla - Chavarría Chavarría 2015 6 415,77 6 415,77 6 415,77 6 415,77 Edegel Callahuanca -Huachipa LT 60kV Callahuanca - Huachipa L-6031 3 941,00 3 941,00 3 941,00 3 941,00 Edegel Callahuanca - Huampaní LT 60kV Callahuanca - Huampaní L-6040 2 730,66 2 730,66 2 730,66 2 730,66 Edegel Callahuanca - Moyopampa LT 60kV Callahuanca - Moyopampa L-6111 1 651,15 1 651,15 1 651,15 1 651,15 Edegel Moyopampa -Santa Rosa LT 60kV Moyopampa - Santa Rosa L-6011-6020 6 323,41 6 323,41 6 323,41 6 323,41 Edegel Moyopampa -Chosica LT 60kV Moyopampa - Chosica L-6731 357,65 357,65 357,65 357,65 Edegel Huampaní -Ñaña LT 60kV Huampaní - Ñaña L-6544 922,30 922,30 922,30 922,30 Edegel Moyopampa - Balnearios LT 60kV Moyopampa - Balnearios L-6060 4 472,34 4 472,34 4 472,34 4 472,34 Edegel Moyopampa - Salamanca LT 60kV Moyopampa - Salamanca L-6055 2 754,45 2 754,45 2 754,45 2 754,45 Edegel Chimay -Yanango LT 220kV Chimay - Yanango L-2257 4 300,26 4 300,26 4 300,26 4 300,26 Edegel Yanango -Pachachaca LT 220kV Yanango - Pachachaca L-2256 10 117,37 10 117,37 10 117,37 10 117,37 Edegel Callahuanca Celda 60kV Transformador G1 Callahuanca Celda 252,35 252,35 252,35 252,35 Edegel Callahuanca Celda 60kV Transformador G2 Callahuanca Celda 252,35 252,35 252,35 252,35 Edegel Callahuanca Celda 60kV Transformador G3 Callahuanca Celda 252,35 252,35 252,35 252,35 Edegel Callahuanca Celda 60kV Transformador G4 Callahuanca Celda 252,35 252,35 252,35 252,35 Edegel Callahuanca Celda Transformador 220/60/10kV Callahuanca Celda 614,07 614,07 614,07 614,07 Edegel Moyopampa Celda 60kV Transformador G1 Moyopampa Celda 260,68 260,68 260,68 260,68 Edegel Moyopampa Celda 60kV Transformador G2 Moyopampa Celda 260,68 260,68 260,68 260,68 Edegel Moyopampa Celda 60kV Transformador G3 Moyopampa Celda 260,68 260,68 260,68 260,68 Edegel Huinco Celda 220kV Transformador G1 Huinco Celda 659,86 659,86 659,86 659,86 Edegel Huinco Celda 220kV Transformador G2 Huinco Celda 659,86 659,86 659,86 659,86 Edegel Huinco Celda 220kV Transformador G3 Huinco Celda 659,86 659,86 659,86 659,86 Edegel Huinco Celda 220kV Transformador G4 Huinco Celda 659,86 659,86 659,86 659,86 Edegel Yanango Celda 220kV Transformador G1 Yanango Celda 522,06 522,06 522,06 522,06 Edegel Huampaní Celda 60kV Transformador G1 Huampaní Celda 203,73 203,73 203,73 203,73 Edegel Huampaní Celda 60kV Transformador G2 Huampaní Celda 203,73 203,73 203,73 203,73 Edegel Santa Rosa Celda 220kV Transformador TG7 Santa Rosa Celda 502,46 502,46 502,46 502,46 Edegel Santa Rosa Celda 220kV Nuevo Transformador Santa Rosa (*) Celda 502,46 502,46 502,46 502,46 Edegel Ventanilla Celda 220kV Transformador TG3 Ventanilla Celda 438,53 438,53 438,53 438,53 Edegel Ventanilla Celda 220kV Transformador TG4 Ventanilla Celda 438,53 438,53 438,53 438,53 o Generación-Demanda Página 23 de 262

Titular Electro Andes Electro Andes Electro Andes Sistema Eléctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 L-535 Línea 792,47 792,47 792,47 792,47 San Mateo Celda 323,43 323,43 323,43 323,43 Carlos Francisco Celda 195,79 195,79 195,79 195,79 Titular San Gabán San Gabán San Gabán San Gabán San Gabán San Gabán San Gabán San Gabán San Gabán San Gabán San Gabán Sistema Eléctrico San Gabán- Azángaro San Gabán- Azángaro San Gabán II San Gabán II San Gabán II San Gabán II Azángaro Azángaro Azángaro Azángaro Azángaro Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 L-1010 Línea 3 824,06 3 824,06 3 824,06 3 824,06 L-1009/1013 Línea 17 150,17 17 150,17 17 150,17 17 150,17 SAN RAFAEL - L-1013 AZANGARO - L-1010 Celda de Transformador - 01GTA001TP Celda de Transformador - 02GTA001TP SAN RAFAEL - L-1009 SAN GABAN - L-1010 TINTAYA - L-1006 JULIACA - L- 1011 Celda de Transformador - T50-162 San Gabán San Gabán II Centro de Control San Gabán San Gabán II Telecomu. S.E.T. S.E.T. S.E.T. S.E.T. S.E.T. S.E.T. S.E.T. S.E.T. S.E.T. S.E.T. S.E.T. 469,60 469,60 469,60 469,60 469,60 469,60 469,60 469,60 303,04 303,04 303,04 303,04 303,04 303,04 303,04 303,04 440,08 440,08 440,08 440,08 440,08 440,08 440,08 440,08 0,00 0,00 0,00 0,00 440,08 440,08 440,08 440,08 63,49 63,49 63,49 63,49 247,03 247,03 247,03 247,03 197,36 197,36 197,36 197,36 COSTO DE INVERSIÓN INICIAL milesus$ Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 EGEMSA EGEMSA EGEMSA EGEMSA EGEMSA EGEMSA EGEMSA EGEMSA EGEMSA de Egemsa de Egemsa de Egemsa de Egemsa de Egemsa de Egemsa de Egemsa de Egemsa de Egemsa Linea 1001 00LRL1001 Linea 5.420,66 Linea 1002 00LRL1002 Linea 6.723,79 Linea 1003 00LRL1003 Linea 952,48 Celda de Línea 71LRL Celda 330,96 Celda de Línea 73LRL Celda 330,96 Celda de Línea 83LRL Celda 271,59 Celda de Línea 84LRL Celda 271,59 Celda de Línea 61LRL Celda 271,40 Celda de Línea 62LRL Celda 271,40 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - o Generación-Demanda Página 24 de 262

Los costos anuales de operación y mantenimiento de la PROPUESTA INICIAL son los que se muestran en el siguiente cuadro: Cuadro Nº 4-3 PROPUESTA INICIAL COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO ANUAL (Miles US$) Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 ETESELVA de AGUAYTIA - TINGO MARÍA Línea 482,16 482,16 482,16 482,16 ETESELVA de TINGO MARÍA VIZCARRA Línea 359,64 359,64 359,64 359,64 ETESELVA de TINGO MARÍA VIZCARRA Línea 812,21 812,21 812,21 812,21 ETESELVA de S.E. Aguaytia Celda de Línea - Tingo María 57,39 57,39 57,39 57,39 ETESELVA de S.E. Aguaytia Celda Transformador - Grupo 1 52,78 52,78 52,78 52,78 ETESELVA de S.E. Aguaytia Celda Transformador - Grupo 2 52,78 52,78 52,78 52,78 ETESELVA de S.E. Tingo María Celda de Línea - Aguaytia 44,71 44,71 44,71 44,71 ETESELVA de S.E. Tingo María Celda de Línea - Vizcarra 44,71 44,71 44,71 44,71 ETESELVA de S.E. Vizcarra Celda de Línea - Tingo María 57,05 57,05 57,05 57,05 ETESELVA de Centro de Control - 23,80 23,80 23,80 23,80 ETESELVA de Telecomunicaciones - 12,51 12,51 12,51 12,51 ETESELVA de Repuestos - 24,36 24,36 24,36 24,36 ETESELVA de VNR No Eléctrico - 1,81 1,81 1,81 1,81 TOTAL 2 025,91 2 025,91 2 025,91 2 025,91 Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Carhuaquero- Chiclayo Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca - Huallanca - Huallanca - Huallanca - Huallanca - Carhuaquero - Chiclayo Oeste 1 - Huallanca 1 - Huallanca 1 - Huallanca 1 - Huallanca 1-2 1-2 Costa Rural 223,13 223,13 223,13 223,13 Costa Rural 125,98 125,98 125,98 125,98 Sierra Rural 0 90,59 90,59 90,59 90,59 Sierra Rural 1 94,15 94,15 94,15 94,15 Sierra Rural 2 7,13 7,13 7,13 7,13 Costa Rural 21,61 21,61 21,61 21,61 Costa Urbana 16,58 16,58 16,58 16,58 S.E. 1 Celda de Transformador - T30-211 16,19 16,19 16,19 16,19 S.E. 1 Celda de Transformador - T30-211 2,28 2,28 2,28 2,28 S.E. 1 Celda de Transformador - T30-211 1,55 1,55 1,55 1,55 S.E. 1 Transformador de Potencia - T30-211 - 100 MVA 84,84 84,84 84,84 84,84 S.E. Huallanca Celda de Línea - L-1103 11,55 11,55 11,55 11,55 S.E. Huallanca Celda de Línea - L-1104 11,42 11,42 11,42 11,42 S.E. Huallanca Celda de Línea - L-1127 11,42 11,42 11,42 11,42 S.E. Huallanca Celda de Línea - L-1132 - - - - S.E. Huallanca Celda de Transformador - Grupo 1 7,77 7,77 7,77 7,77 S.E. Huallanca Celda de Transformador - Grupo 2 7,77 7,77 7,77 7,77 o Generación-Demanda Página 25 de 262

Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Carhuaquero- Chiclayo Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca - Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca - Carhuaquero- Chiclayo Carhuaquero- Chiclayo Carhuaquero- Chiclayo Carhuaquero- Chiclayo Carhuaquero- Chiclayo Carhuaquero- Chiclayo Carhuaquero - Chiclayo Oeste Costa Rural 223,13 223,13 223,13 223,13 S.E. Huallanca Celda de Transformador - Grupo 3 7,77 7,77 7,77 7,77 S.E. Huallanca Celda de Transformador - Grupo 4 7,77 7,77 7,77 7,77 S.E. Huallanca Celda de Transformador - Grupo 5 7,77 7,77 7,77 7,77 S.E. Huallanca Celda de Transformador - Grupo 6 7,77 7,77 7,77 7,77 S.E. Huallanca Celda de Transformador - T11 7,77 7,77 7,77 7,77 S.E. Huallanca Celda de Línea - L-6678 7,32 7,32 7,32 7,32 S.E. Huallanca Celda de Línea - L-6682 7,32 7,32 7,32 7,32 S.E. Huallanca Celda de Transformador - T11 5,89 5,89 5,89 5,89 S.E. Huallanca Celda de Transformador - T63 5,89 5,89 5,89 5,89 S.E. Huallanca Celda de Transformador - T11 2,41 2,41 2,41 2,41 S.E. Huallanca Celda de Transformador - T63 2,41 2,41 2,41 2,41 S.E. Huallanca Celda de Alimentador - Huallanca 2,56 2,56 2,56 2,56 S.E. Huallanca Celda de Alimentador - Huaylas 2,56 2,56 2,56 2,56 S.E. Huallanca Celda de Alimentador - Campamento 2,56 2,56 2,56 2,56 S.E. Huallanca Celda de Alimentador - Bocatoma 2,56 2,56 2,56 2,56 S.E. Huallanca Celda de Alimentador - Casa Fuerza 2,56 2,56 2,56 2,56 S.E. Huallanca Transformador de Potencia - T11-15 MVA 30,96 30,96 30,96 30,96 S.E. Huallanca Transformador de Potencia - T63-3 MVA 8,83 8,83 8,83 8,83 S.E. Carhuaquero Celda de Línea - L-2040 18,82 18,82 18,82 18,82 S.E. Carhuaquero Celda de Línea - Adinelsa - - - - S.E. Carhuaquero Celda de Transformador - Grupo 1 16,25 16,25 16,25 16,25 S.E. Carhuaquero Celda de Transformador - Grupo 2 16,25 16,25 16,25 16,25 S.E. Carhuaquero Celda de Transformador - Grupo 3 16,25 16,25 16,25 16,25 S.E. Carhuaquero Celda de Transformador - Grupo 4 16,25 16,25 16,25 16,25 TOTAL 940,49 940,49 940,49 940,49 o Generación-Demanda Página 26 de 262

Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Huinco -Santa Rosa LT 220kV Huinco - Santa Rosa L-2001, 2002 559,59 559,59 559,59 559,59 Matucana -Callahuanca LT 220kV Matucana - Callahuanca L-2716 175,84 175,84 175,84 175,84 Purunhuasi -Callahuanca LT 220kV Purunhuasi - Callahuanca L-2007 20,78 20,78 20,78 20,78 Callahuanca - Cajamarquilla Cajamarquilla -Chavarría LT 220kV Cajamarquilla - Chavarría LT 220kV Callahuanca - Cajamarquilla L-2008-L2009 375,85 375,85 375,85 375,85 L-2014(*)-L- 2015 218,78 218,78 218,78 218,78 Callahuanca -Huachipa LT 60kV Callahuanca - Huachipa L-6031 130,84 130,84 130,84 130,84 Callahuanca -Huampaní LT 60kV Callahuanca - Huampaní L-6040 90,66 90,66 90,66 90,66 Callahuanca -Moyopampa LT 60kV Callahuanca - Moyopampa L-6111 54,82 54,82 54,82 54,82 Moyopampa -Santa Rosa LT 60kV Moyopampa - Santa Rosa L-6011-6020 209,94 209,94 209,94 209,94 Moyopampa -Chosica LT 60kV Moyopampa - Chosica L-6731 11,87 11,87 11,87 11,87 Huampaní -Ñaña LT 60kV Huampaní - Ñaña L-6544 30,62 30,62 30,62 30,62 Moyopampa -Balnearios LT 60kV Moyopampa - Balnearios L-6060 148,48 148,48 148,48 148,48 Moyopampa -Salamanca LT 60kV Moyopampa - Salamanca L-6055 91,45 91,45 91,45 91,45 Chimay -Yanango LT 220kV Chimay - Yanango L-2257 140,19 140,19 140,19 140,19 Yanango -Pachachaca LT 220kV Yanango - Pachachaca L-2256 298,46 298,46 298,46 298,46 Callahuanca Celda 60kV Transformador G1 Callahuanca Celda 8,05 8,05 8,05 8,05 Callahuanca Celda 60kV Transformador G2 Callahuanca Celda 8,05 8,05 8,05 8,05 Callahuanca Celda 60kV Transformador G3 Callahuanca Celda 8,05 8,05 8,05 8,05 Callahuanca Celda 60kV Transformador G4 Callahuanca Celda 8,05 8,05 8,05 8,05 Callahuanca Celda Transformador 220/60/10kV Callahuanca Celda 18,11 18,11 18,11 18,11 Moyopampa Celda 60kV Transformador G1 Moyopampa Celda 8,32 8,32 8,32 8,32 Moyopampa Celda 60kV Transformador G2 Moyopampa Celda 8,32 8,32 8,32 8,32 Moyopampa Celda 60kV Transformador G3 Moyopampa Celda 8,32 8,32 8,32 8,32 Huinco Celda 220kV Transformador G1 Huinco Celda 19,47 19,47 19,47 19,47 Huinco Celda 220kV Transformador G2 Huinco Celda 19,47 19,47 19,47 19,47 Huinco Celda 220kV Transformador G3 Huinco Celda 19,47 19,47 19,47 19,47 Huinco Celda 220kV Transformador G4 Huinco Celda 19,47 19,47 19,47 19,47 Yanango Celda 220kV Transformador G1 Yanango Celda 17,02 17,02 17,02 17,02 Huampaní Celda 60kV Transformador G1 Huampaní Celda 6,76 6,76 6,76 6,76 Huampaní Celda 60kV Transformador G2 Huampaní Celda 6,76 6,76 6,76 6,76 Santa Rosa Celda 220kV Transformador TG7 Santa Rosa Celda 17,13 17,13 17,13 17,13 Santa Rosa Celda 220kV Nuevo Transformador Santa Rosa (*) Celda 17,13 17,13 17,13 17,13 Ventanilla Celda 220kV Transformador TG3 Ventanilla Celda 14,95 14,95 14,95 14,95 Ventanilla Celda 220kV Transformador TG4 Ventanilla Celda 14,95 14,95 14,95 14,95 o Generación-Demanda Página 27 de 262

Titular Sistema Elèctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 ELECTROANDES HUANCHOR L-535 Línea 25,28 25,28 25,28 25,28 ELECTROANDES HUANCHOR San Mateo Celda 10,32 10,32 10,32 10,32 ELECTROANDES HUANCHOR Carlos Francisco Celda 6,25 6,25 6,25 6,25 Titular Sistema Elèctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 San Gabán San Gabán-Azángaro L-1010 Línea 130,24 130,24 130,24 130,24 San Gabán San Gabán-Azángaro L-1009/1013 Línea 584,09 584,09 584,09 584,09 San San Gabán II Subestación SAN RAFAEL - L- Gabán 1013 13,85 13,85 13,85 13,85 San Gabán San Gabán San Gabán San Gabán San Gabán San Gabán San Gabán San Gabán San Gabán San Gabán San Gabán II San Gabán II San Gabán II Azángaro Azángaro Azángaro Azángaro Azángaro Subestación Subestación Subestación Subestación Subestación Subestación Subestación Subestación AZANGARO - L- 1010 Celda de Transformador - 01GTA001TP Celda de Transformador - 02GTA001TP SAN RAFAEL - L- 1009 SAN GABAN - L- 1010 TINTAYA - L-1006 JULIACA - L-1011 Celda de Transformador - T50-162 13,85 13,85 13,85 13,85 8,94 8,94 8,94 8,94 8,94 8,94 8,94 8,94 12,98 12,98 12,98 12,98 12,98 12,98 12,98 12,98 0,00 0,00 0,00 0,00 12,98 12,98 12,98 12,98 1,87 1,87 1,87 1,87 San Gabán II Subestación Centro de Control 7,29 7,29 7,29 7,29 San Gabán II Subestación Telecomunicacione s 5,82 5,82 5,82 5,82 o Generación-Demanda Página 28 de 262

Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Sistema Mantaro Campo Armiño - Lima Huancavelica Línea 320,37 Sistema Mantaro Huancavelica - Lima Independencia Línea 963,79 Sistema Mantaro Campo Armiño - Lima Pachachaca (*) Línea 991,34 Sistema Mantaro Pachachaca (*) - San Lima Juan Línea 650,57 Sistema Mantaro Campo Armiño - Lima Pachachaca Línea 939,00 Sistema Mantaro Pachachaca - Lima Callahuanca Línea 387,27 Sistema Mantaro Campo Armiño - Lima Huayucachi Línea 251,78 Sistema Mantaro Lima Huayucachi - Zapallal Línea 787,97 Chilca-San Juan San Juan - Chilca Línea 126,22 Chilca-San Juan San Juan - Chilca Línea 345,32 Chilca-San Juan Chilca - La Cantera Línea 216,53 Chilca-San Juan Chilca - Desierto Línea 279,20 Sistema Mantaro La Cantera - Lima Independencia Línea 216,11 Sistema Mantaro Desierto - Lima Independencia Línea 157,54 Sistema Quencoro- Tintaya Quencoro - Tintaya Línea 392,56 Sistema Azángaro Juliaca Puno Azangaro - Juliaca Línea 162,76 Sistema Azángaro Juliaca Puno Juliaca - Puno Línea 84,46 Aricota Toquepala Toquepala - Aricota Línea 56,22 Sistema Secundario Tumbes Zorritos C.T. Tumbes 5,46 I-Chiclayo Oeste Chiclayo Carhuaquero 16,55 Guadalupe, Guadalupe Rural Guadalupe Gallito Ciego 6,75 I-Chiclayo Oeste Celda de Transformación 18,82 I-Chiclayo Oeste Huallanca 12,76 I-Chiclayo Oeste Huallanca 12,76 I-Chiclayo Oeste Huallanca 12,76 I-Chiclayo Oeste Celda del Autotransformación 10,25 I-Chiclayo Oeste Celda del Autotransformación 7,18 I-Chiclayo Oeste Celda de Transformación 1,77 I-Chiclayo Transformador de Potencia 120 Oeste MVA 80,12 Sistema Mantaro Huayucachi L- Zapallal Lima 2221 18,27 Ventanilla Ventanilla Celda de Transformación 15,22 Sistema Mantaro Lima Chavarría Callahuanca 16,14 Sistema Mantaro Lima Chavarría Cajamarquilla 16,14 Sistema Secundario Santa Rosa Santa Rosa Huinco 15,33 Sistema Secundario Santa Rosa Santa Rosa Huinco 15,33 Sistema Secundario Santa Rosa Santa Rosa Celda de TG-Uti 12,84 Chilca-San Juan Chilca San Juan 20,25 Chilca-San Juan Chilca San Juan 20,25 o Generación-Demanda Página 29 de 262

Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Chilca-San Juan Chilca San Juan 20,25 Sistema Mantaro Lima Chilca Cantera 20,25 Sistema Mantaro Lima Chilca Desierto 20,25 Chilca-San Juan Chilca Celda de Transformación 17,25 Chilca-San Juan Chilca Celda de Transformación 17,25 Chilca-San Juan Chilca Celda de Transformación 17,25 Chilca-San Juan Chilca Celda de Transformación 17,25 Sistema Mantaro Lima San Juan Pomacocha 16,07 Sistema Mantaro Lima San Juan Pomacocha 16,07 Chilca-San Juan San Juan Chilca 16,07 Chilca-San Juan San Juan Chilca 16,07 Chilca-San Juan San Juan Chilca 16,07 Sistema Mantaro Lima Independencia Desierto 15,53 Sistema Mantaro Lima Independencia Cantera 15,53 Sistema Mantaro Lima Independencia Mantaro 15,53 Sistema Mantaro Lima Independencia Huancavelica 15,53 Sistema Mantaro Lima Callahuanca Pachachaca 23,70 Sistema Mantaro Lima Callahuanca Pachachaca 23,70 Sistema Mantaro Lima Callahuanca Callahuanca 23,70 Sistema Mantaro Lima Pachachaca Purunhuasi 20,49 Sistema Mantaro Lima Pachachaca Purunhuasi 20,49 Sistema Mantaro Lima Pachachaca Mantaro 20,49 Sistema Mantaro Lima Pachachaca Mantaro 20,49 Sistema Mantaro Lima Pachachaca Mantaro 20,49 Sistema Mantaro Lima Pachachaca Mantaro 20,49 Sistema Mantaro Lima Pachachaca San Juan 20,49 Sistema Mantaro Lima Pachachaca San Juan 20,49 Sistema Mantaro Lima Huayucachi Mantaro 12,42 Sistema Mantaro Lima Huayucachi Zapallal 12,42 Sistema Mantaro Lima Huancavelica Mantaro 13,55 Sistema Mantaro Lima Huancavelica Independencia 13,55 Sistema Azángaro Juliaca Puno Juliaca Azangaro 8,15 Sistema Azángaro Juliaca Puno Juliaca Puno 8,15 Sistema Azángaro Juliaca Puno Puno Juliaca 8,08 Sistema Quencoro- Tintaya Quencoro Machupichu 7,88 Sistema Quencor- Tintaya Quencoro Tintaya 7,88 Sistema Quencoro- Tintaya Tintaya Quencoro 7,81 Aricota Toquepala Toquepala Aricota 5,91 Sistema Nacional Piura Oeste - Chiclayo Oeste Línea 495,63 o Generación-Demanda Página 30 de 262

Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Sistema Nacional Trujillo Norte - 1 Línea 347,37 Sistema Nacional Trujillo Norte - 1 Línea 367,80 Sistema Nacional Zapallal - Ventanilla Línea 107,31 Sistema Nacional Ventanilla - Chavarria Línea 56,58 Sistema Nacional Santa Rosa - San Juan Línea 157,04 Paramonga Nueva Paramonga Nueva - 1 Línea 258,52 Paramonga Nueva Zapallal - Paramonga Nueva Línea 187,17 Sistema Nacional Tintaya - Callalli Línea 216,88 Sistema Nacional Santuario - Callalli Línea 187,61 Sistema Nacional Santuario - Socabaya Línea 87,90 Sistema Nacional Piura, Sullana-El Arenal-Paita,Bajo Piura, Chulucanas Chiclayo y Chiclayo Baja densidad Socabaya - Cerro Verde Línea 34,52 Piura Chiclayo Oeste 10,64 Chiclayo Piura Oesta 16,55 Trujillo Trujillo 1 16,05 Trujillo Trujillo 1 16,05, rural y Casma Rural Paramonga Nueva 20,13, rural y Casma Rural Trujillo Norte 20,13, rural y Casma Rural Trujillo Norte 20,13 Paramonga Nueva Paramonga 1 15,83 Paramonga Nueva Paramonga Zapallal 15,83 Paramonga Nueva Paramonga Celda de Transformación 13,26 Paramonga Nueva Paramonga Paramonga Ex 7,79 Paramonga Nueva Paramonga Celda de Transformación 5,21 Paramonga Nueva Paramonga Transformador de Potencia 50 MVA 59,86 Lima Norte Zapallal Ventanilla L-2243 18,27 Lima Norte Zapallal Ventanilla L-2242 18,27 Lima Norte Zapallal Paramonga Nueva L-2214 18,27 Lima Norte Ventanilla Zapallal 18,00 Lima Norte Ventanilla Zapallal 18,00 Lima Norte Ventanilla Chavarria 18,00 Lima Norte Ventanilla Chavarria 18,00 Lima Norte Chavarría Ventanilla 16,14 Lima Norte Chavarría Ventanilla 16,14 Lima Norte y Sur Santa Rosa San Juan 15,33 Lima Norte y Sur Santa Rosa San Juan 15,33 Lima Sur San Juan Santa Rosa 16,07 Lima Sur San Juan Santa Rosa 16,07 Valle del Colca Callalli Tintaya 8,82 Valle del Colca Callalli Santuarios 8,82 Ilo Cerro Verde Socabaya 13,01 Ilo Cerro Verde Socabaya 13,01 Arequipa Santuario Callalli 10,22 Arequipa Santuario Socabaya 10,22 Arequipa Santuario Socabaya 10,22 o Generación-Demanda Página 31 de 262

Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Arequipa Socabaya Santuario 10,43 Arequipa Socabaya Santuario 10,43 Arequipa Socabaya Cerro Verde 10,43 Arequipa Socabaya Cerro Verde 10,43 Yauri Tintaya Callalli 7,81 TOTAL 11 364,44 0,00 0,00 0,00 COYM INICIAL - miles US$ Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 EGEMSA EGEMSA EGEMSA EGEMSA EGEMSA EGEMSA EGEMSA EGEMSA EGEMSA de Egemsa de Egemsa de Egemsa de Egemsa de Egemsa de Egemsa de Egemsa de Egemsa de Egemsa Linea 1001 00LRL1001 Linea 159,91 Linea 1002 00LRL1002 Linea 198,35 Linea 1003 00LRL1003 Linea 28,10 Celda de Línea 71LRL Celda 9,76 Celda de Línea 73LRL Celda 9,76 Celda de Línea 83LRL Celda 8,01 Celda de Línea 84LRL Celda 8,01 Celda de Línea 61LRL Celda 8,01 Celda de Línea 62LRL Celda 8,01 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - o Generación-Demanda Página 32 de 262

4.4 Compensaciones y Fórmula de Actualización 4.4.1 CMA Los CMA por año correspondientes al SER de la PROPUESTA INICIAL, son los que se muestran a continuación: Titular ETESELVA ETESELVA ETESELVA ETESELVA ETESELVA ETESELVA ETESELVA ETESELVA ETESELVA ETESELVA ETESELVA ETESELVA ETESELVA Sistema Eléctrico de de de de de de de de de de de de de Cuadro Nº 4-4 PROPUESTA INICIAL CMA (Nuevos Soles) Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Aguaytia - Tingo María Línea 6 362 966,39 6 362 966,39 6 362 966,39 6 362 966,39 Tingo Maria - Vizcarra Línea 4 746 139,48 4 746 139,48 4 746 139,48 4 746 139,48 Tingo Maria - Vizcarra Línea 10 718 551,62 10 718 551,62 10 718 551,62 10 718 551,62 S.E. Aguaytia S.E. Aguaytia S.E. Aguaytia S.E. Tingo María S.E. Tingo María S.E. Vizcarra Celda de Línea - Tingo María Celda Transformador - Grupo 1 Celda Transformador - Grupo 2 Celda de Línea - Aguaytia Celda de Línea - Vizcarra Celda de Línea - Tingo María 757 373,89 757 373,89 757 373,89 757 373,89 696 517,29 696 517,29 696 517,29 696 517,29 696 517,29 696 517,29 696 517,29 696 517,29 590 030,73 590 030,73 590 030,73 590 030,73 590 030,73 590 030,73 590 030,73 590 030,73 752 851,50 752 851,50 752 851,50 752 851,50 Centro de Control 314 136,34 314 136,34 314 136,34 314 136,34 Telecomunicaciones - 165 151,26 165 151,26 165 151,26 165 151,26 Repuestos 321 482,89 321 482,89 321 482,89 321 482,89 VNR No Eléctrico 23 890,32 23 890,32 23 890,32 23 890,32 TOTAL 26 735 639,73 26 735 639,73 26 735 639,73 26 735 639,73 NOTA: Se ha utilizado 3,142 S/./US$, como tipo de cambio al 31.12.2008 o Generación-Demanda Página 33 de 262

Titular Sistema Eléctrico Carhuaquero- Chiclayo Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca - Huallanca - Huallanca - Huallanca - Huallanca - Huallanca - Huallanca - Huallanca - Huallanca - Huallanca - Huallanca - Huallanca Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Carhuaquero - Chiclayo Oeste 1 - Huallanca 1 - Huallanca 1 - Huallanca 1 - Huallanca 1-2 1-2 S.E. 1 S.E. 1 S.E. 1 S.E. 1 Costa Rural 3 256 590,89 3 256 590,89 3 256 590,89 3 256 590,89 Costa Rural 1 838 689,02 1 838 689,02 1 838 689,02 1 838 689,02 Sierra Rural 0 1 482 849,18 1 482 849,18 1 482 849,18 1 482 849,18 Sierra Rural 1 1 540 979,34 1 540 979,34 1 540 979,34 1 540 979,34 Sierra Rural 2 116 691,12 116 691,12 116 691,12 116 691,12 Costa Rural 315 439,04 315 439,04 315 439,04 315 439,04 Costa Urbana 241 971,31 241 971,31 241 971,31 241 971,31 Celda de Transformador - T30-211 Celda de Transformador - T30-211 Celda de Transformador - T30-211 Transformador de Potencia - T30-211 - 100 MVA 236 349,15 236 349,15 236 349,15 236 349,15 33 262,44 33 262,44 33 262,44 33 262,44 21 243,03 21 243,03 21 243,03 21 243,03 1 238 279,96 1 238 279,96 1 238 279,96 1 238 279,96 S.E. Huallanca Celda de Línea - L-1103 189 010,33 189 010,33 189 010,33 189 010,33 S.E. Huallanca Celda de Línea - L-1104 186 941,07 186 941,07 186 941,07 186 941,07 S.E. Huallanca Celda de Línea - L-1127 186 941,07 186 941,07 186 941,07 186 941,07 S.E. Huallanca Celda de Línea - L-1132 - - - - S.E. Huallanca S.E. Huallanca S.E. Huallanca S.E. Huallanca S.E. Huallanca S.E. Huallanca S.E. Huallanca Celda de Transformador - Grupo 1 Celda de Transformador - Grupo 2 Celda de Transformador - Grupo 3 Celda de Transformador - Grupo 4 Celda de Transformador - Grupo 5 Celda de Transformador - Grupo 6 Celda de Transformador - T11 127 253,64 127 253,64 127 253,64 127 253,64 127 253,64 127 253,64 127 253,64 127 253,64 127 253,64 127 253,64 127 253,64 127 253,64 127 253,64 127 253,64 127 253,64 127 253,64 127 253,64 127 253,64 127 253,64 127 253,64 127 253,64 127 253,64 127 253,64 127 253,64 127 253,64 127 253,64 127 253,64 127 253,64 S.E. Huallanca Celda de Línea - L-6678 112 453,66 112 453,66 112 453,66 112 453,66 S.E. Huallanca Celda de Línea - L-6682 112 453,66 112 453,66 112 453,66 112 453,66 o Generación-Demanda Página 34 de 262

Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Celda de Transformador - Huallanca - S.E. Huallanca T11 90 471,92 90 471,92 90 471,92 90 471,92 Celda de Transformador - Huallanca - S.E. Huallanca T63 90 471,92 90 471,92 90 471,92 90 471,92 Celda de Transformador - Huallanca - S.E. Huallanca T11 28 548,11 28 548,11 28 548,11 28 548,11 Celda de Transformador - Huallanca - S.E. Huallanca T63 28 548,11 28 548,11 28 548,11 28 548,11 Celda de Alimentador - Huallanca - S.E. Huallanca Huallanca 30 274,26 30 274,26 30 274,26 30 274,26 Celda de Alimentador - Huallanca - S.E. Huallanca Huaylas 30 274,26 30 274,26 30 274,26 30 274,26 Celda de Alimentador Huallanca - S.E. Huallanca Campamento 30 274,26 30 274,26 30 274,26 30 274,26 Celda de Alimentador - Huallanca - S.E. Huallanca Bocatoma 30 274,26 30 274,26 30 274,26 30 274,26 Celda de Alimentador - Casa Huallanca - S.E. Huallanca Fuerza 30 274,26 30 274,26 30 274,26 30 274,26 Transformador de Potencia - Huallanca - S.E. Huallanca T11-15 MVA 506 789,04 506 789,04 506 789,04 506 789,04 Transformador de Potencia - Huallanca - S.E. Huallanca T63-3 MVA 135 704,24 135 704,24 135 704,24 135 704,24 Huallanca - S.E. Carhuaquero Celda de Línea - L-2040 274 609,22 274 609,22 274 609,22 274 609,22 Huallanca - S.E. Carhuaquero Celda de Línea Adinelsa - - - - Celda de Transformador - Huallanca - S.E. Carhuaquero Grupo 1 237 228,49 237 228,49 237 228,49 237 228,49 Celda de Transformador - Huallanca - S.E. Carhuaquero Grupo 2 237 228,49 237 228,49 237 228,49 237 228,49 Celda de Transformador - Huallanca - S.E. Carhuaquero Grupo 3 237 228,49 237 228,49 237 228,49 237 228,49 Huallanca - S.E. Carhuaquero Celda de Transformador - Grupo 4 237 228,49 237 228,49 237 228,49 237 228,49 TOTAL 14 256 347,52 14 256 347,52 14 256 347,52 14 256 347,52 (*) Se ha utilizado 3,142 S/./US$, como tipo de cambio al 31.12.2008 Titular Sistema Elèctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Huinco -Santa Rosa LT 220kV Huinco - Santa Rosa L-2001, 2002 8 159,14 8 159,14 8 159,14 8 159,14 Matucana -Callahuanca LT 220kV Matucana Callahuanca L-2716 2 563,83 2 563,83 2 563,83 2 563,83 Purunhuasi -Callahuanca LT 220kV Purunhuasi Callahuanca L-2007 302,94 302,94 302,94 302,94 Callahuanca - L-2008- Cajamarquilla LT 220kV Callahuanca Cajamarquilla L2009 5 480,09 5 480,09 5 480,09 5 480,09 Cajamarquilla -Chavarría LT 220kV Cajamarquilla - Chavarría L-2014-L- 2015 3 189,93 3 189,93 3 189,93 3 189,93 Callahuanca -Huachipa LT 60kV Callahuanca - Huachipa L-6031 1 948,33 1 948,33 1 948,33 1 948,33 Callahuanca -Huampaní LT 60kV Callahuanca - Huampaní L-6040 1 349,97 1 349,97 1 349,97 1 349,97 Callahuanca - Moyopampa LT 60kV Callahuanca - Moyopampa L-6111 816,28 816,28 816,28 816,28 o Generación-Demanda Página 35 de 262

Titular Sistema Elèctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Moyopampa -Santa Rosa LT 60kV Moyopampa - Santa Rosa L-6011-6020 3 126,13 3 126,13 3 126,13 3 126,13 Moyopampa -Chosica LT 60kV Moyopampa - Chosica L-6731 176,81 176,81 176,81 176,81 Huampaní -Ñaña LT 60kV Huampaní - Ñaña L-6544 455,96 455,96 455,96 455,96 Moyopampa -Balnearios LT 60kV Moyopampa - Balnearios L-6060 2 211,01 2 211,01 2 211,01 2 211,01 Moyopampa -Salamanca LT 60kV Moyopampa - Salamanca L-6055 1 361,73 1 361,73 1 361,73 1 361,73 Chimay -Yanango LT 220kV Chimay - Yanango L-2257 2 117,83 2 117,83 2 117,83 2 117,83 Yanango -Pachachaca LT 220kV Yanango - Pachachaca L-2256 4 884,14 4 884,14 4 884,14 4 884,14 Callahuanca Celda 60kV Transformador G1 Callahuanca Celda 123,72 123,72 123,72 123,72 Callahuanca Celda 60kV Transformador G2 Callahuanca Celda 123,72 123,72 123,72 123,72 Callahuanca Celda 60kV Transformador G3 Callahuanca Celda 123,72 123,72 123,72 123,72 Callahuanca Celda 60kV Transformador G4 Callahuanca Celda 123,72 123,72 123,72 123,72 Callahuanca Celda Transformador 220/60/10kV Callahuanca Celda 296,44 296,44 296,44 296,44 Moyopampa Celda 60kV Transformador G1 Moyopampa Celda 127,81 127,81 127,81 127,81 Moyopampa Celda 60kV Transformador G2 Moyopampa Celda 127,81 127,81 127,81 127,81 Moyopampa Celda 60kV Transformador G3 Moyopampa Celda 127,81 127,81 127,81 127,81 Huinco Celda 220kV Transformador G1 Huinco Celda 318,55 318,55 318,55 318,55 Huinco Celda 220kV Transformador G2 Huinco Celda 318,55 318,55 318,55 318,55 Huinco Celda 220kV Transformador G3 Huinco Celda 318,55 318,55 318,55 318,55 Huinco Celda 220kV Transformador G4 Huinco Celda 318,55 318,55 318,55 318,55 Yanango Celda 220kV Transformador G1 Yanango Celda 257,11 257,11 257,11 257,11 Huampaní Celda 60kV Transformador G1 Huampaní Celda 100,72 100,72 100,72 100,72 Huampaní Celda 60kV Transformador G2 Huampaní Celda 100,72 100,72 100,72 100,72 Santa Rosa Celda 220kV Transformador TG7 Santa Rosa Celda 249,82 249,82 249,82 249,82 Celda 220kV Nuevo Transformador Santa Rosa Santa Rosa (*) Celda 249,82 249,82 249,82 249,82 Ventanilla Celda 220kV Transformador TG3 Ventanilla Celda 218,04 218,04 218,04 218,04 Ventanilla Celda 220kV Transformador TG4 Ventanilla Celda 218,04 218,04 218,04 218,04 NOTA: Se ha utilizado 3,142 S/./US$, como tipo de cambio al 31.12.2008 CMA INICIAL - Nuevos Soles Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 EGEMSA EGEMSA EGEMSA EGEMSA EGEMSA EGEMSA EGEMSA EGEMSA EGEMSA TC 3.142 S/, de Egemsa de Egemsa de Egemsa de Egemsa de Egemsa de Egemsa de Egemsa de Egemsa de Egemsa Linea 1001 00LRL1001 Linea 2.616.814,04 Linea 1002 00LRL1002 Linea 3.245.898,45 Linea 1003 00LRL1003 Linea 459.807,23 Celda de Línea 71LRL Celda 159.771,35 Celda de Línea 73LRL Celda 159.771,35 Celda de Línea 83LRL Celda 131.108,39 Celda de Línea 84LRL Celda 131.108,39 Celda de Línea 61LRL Celda 131.016,44 Celda de Línea 62LRL Celda 131.016,44 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - o Generación-Demanda Página 36 de 262

Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Sistema Mantaro Campo Armiño - Lima Huancavelica Línea 5 242 677,93 Sistema Mantaro Huancavelica - Lima Independencia Línea 15 771 798,01 Sistema Mantaro Campo Armiño - Lima Pachachaca (*) Línea 16 222 566,52 Sistema Mantaro Pachachaca (*) - Lima San Juan Línea 10 646 118,26 Sistema Mantaro Campo Armiño - Lima Pachachaca Línea 15 366 007,44 Sistema Mantaro Pachachaca - Lima Callahuanca Línea 6 337 334,92 Sistema Mantaro Campo Armiño - Lima Huayucachi Línea 4 120 236,23 Sistema Mantaro Huayucachi - Lima Zapallal Línea 12 894 502,02 Chilca-San Juan San Juan - Chilca Línea 1 840 402,30 Chilca-San Juan San Juan - Chilca Línea 5 035 052,78 Chilca-San Juan Chilca - La Cantera Línea 3 157 085,18 Chilca-San Juan Chilca - Desierto Línea 4 070 848,71 Sistema Mantaro La Cantera - Lima Independencia Línea 3 151 026,24 Sistema Mantaro Desierto - Lima Independencia Línea 2 297 094,72 Sistema Quencoro- Quencoro - Tintaya Tintaya Línea 6 423 990,41 Sistema Azángaro Azangaro - Juliaca Puno Juliaca Línea 2 663 464,56 Sistema Azángaro Juliaca Puno Juliaca - Puno Línea 1 382 068,34 Aricota Toquepala Toquepala - Aricota Línea 864 047,58 Sistema Secundario Tumbes Zorritos C.T. Tumbes 81 312,30 I-Chiclayo Oeste Chiclayo Carhuaquero 241 268,45 Guadalupe, Guadalupe Rural Guadalupe Gallito Ciego 100 514,00 I-Chiclayo Oeste Celda de Transformación 274 405,21 I-Chiclayo Oeste Huallanca 186 034,94 I-Chiclayo Oeste Huallanca 186 034,94 I-Chiclayo Oeste Huallanca 186 034,94 I-Chiclayo Oeste Celda del Autotransformación 149 519,63 I-Chiclayo Oeste Celda del Autotransformación 104 663,74 I-Chiclayo Oeste Celda de Transformación 24 166,33 I-Chiclayo Oeste Transformador de Potencia 120 MVA 1 168 174,61 Sistema Mantaro Lima Zapallal Huayucachi L-2221 266 412,43 Ventanilla Ventanilla Celda de Transformación 221 900,69 Sistema Mantaro Lima Chavarría Callahuanca 235 380,11 Sistema Mantaro Lima Chavarría Cajamarquilla 235 380,11 Sistema Secundario Santa Rosa Santa Rosa Huinco 223 489,05 Sistema Secundario Santa Rosa Santa Rosa Huinco 5 242 677,93 Sistema Secundario Santa Rosa Santa Rosa Celda de TG-Uti 223 489,05 o Generación-Demanda Página 37 de 262

Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Chilca-San Juan Chilca San Juan 187 260,33 Chilca-San Juan Chilca San Juan 295 318,10 Chilca-San Juan Chilca San Juan 295 318,10 Sistema Mantaro Lima Chilca Cantera 295 318,10 Sistema Mantaro Lima Chilca Desierto 295 318,10 Chilca-San Juan Chilca Celda de Transformación 295 318,10 Chilca-San Juan Chilca Celda de Transformación 251 477,46 Chilca-San Juan Chilca Celda de Transformación 251 477,46 Chilca-San Juan Chilca Celda de Transformación 251 477,46 Sistema Mantaro Lima San Juan Pomacocha 251 477,46 Sistema Mantaro Lima San Juan Pomacocha 234 258,15 Chilca-San Juan San Juan Chilca 234 258,15 Chilca-San Juan San Juan Chilca 234 258,15 Chilca-San Juan San Juan Chilca 234 258,15 Sistema Mantaro Lima Independencia Desierto 234 258,15 Sistema Mantaro Lima Independencia Cantera 226 369,54 Sistema Mantaro Lima Independencia Mantaro 226 369,54 Sistema Mantaro Lima Independencia Huancavelica 226 369,54 Sistema Mantaro Lima Callahuanca Pachachaca 226 369,54 Sistema Mantaro Lima Callahuanca Pachachaca 387 795,15 Sistema Mantaro Lima Callahuanca Callahuanca 387 795,15 Sistema Mantaro Lima Pachachaca Purunhuasi 387 795,15 Sistema Mantaro Lima Pachachaca Purunhuasi 335 232,74 Sistema Mantaro Lima Pachachaca Mantaro 335 232,74 Sistema Mantaro Lima Pachachaca Mantaro 335 232,74 Sistema Mantaro Lima Pachachaca Mantaro 335 232,74 Sistema Mantaro Lima Pachachaca Mantaro 335 232,74 Sistema Mantaro Lima Pachachaca San Juan 335 232,74 Sistema Mantaro Lima Pachachaca San Juan 335 232,74 Sistema Mantaro Lima Huayucachi Mantaro 335 232,74 Sistema Mantaro Lima Huayucachi Zapallal 203 203,77 Sistema Mantaro Lima Huancavelica Mantaro 203 203,77 Sistema Mantaro Lima Huancavelica Independencia 221 654,39 Sistema Azángaro Juliaca Puno Juliaca Azangaro 221 654,39 Sistema Azángaro Juliaca Puno Juliaca Puno 133 309,67 Sistema Azángaro Juliaca Puno Puno Juliaca 133 309,67 Sistema Quencoro- Tintaya Quencoro Machupichu 132 288,78 Sistema Quencor- Tintaya Quencoro Tintaya 128 878,43 Sistema Quencoro- Tintaya Tintaya Quencoro 128 878,43 o Generación-Demanda Página 38 de 262

Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Aricota Toquepala Toquepala Aricota 127 817,35 Sistema Nacional Piura Oeste - Chiclayo Oeste Línea 90 832,28 Sistema Nacional Trujillo Norte - 1 Línea 7 226 601,03 Sistema Nacional Trujillo Norte - 1 Línea 5 064 893,16 Sistema Nacional Zapallal - Ventanilla Línea 5 362 762,85 Sistema Nacional Ventanilla - Chavarria Línea 1 564 672,96 Sistema Nacional Santa Rosa - San Juan Línea 824 961,01 Paramonga Nueva Paramonga Nueva - Línea 2 289 788,60 1 Paramonga Nueva Zapallal - Paramonga Línea 3 769 318,94 Nueva Sistema Nacional Tintaya - Callalli Línea 2 729 082,04 Sistema Nacional Santuario - Callalli Línea 3 549 151,49 Sistema Nacional Santuario - Socabaya Línea 3 070 034,47 Sistema Nacional Socabaya - Cerro Verde Línea 1 438 349,33 Piura, Sullana-El Arenal-Paita,Bajo Piura Chiclayo Oeste 564 879,01 Piura, Chulucanas Chiclayo y Chiclayo Baja densidad Chiclayo Piura Oesta 155 130,29 Trujillo Trujillo 1 241 268,45 Trujillo Trujillo 1 233 951,18, rural y Paramonga Nueva 233 951,18 Casma Rural, rural y Trujillo Norte 293 559,61 Casma Rural, rural y Trujillo Norte 293 559,61 Casma Rural Paramonga Nueva Paramonga 1 293 559,61 Paramonga Nueva Paramonga Zapallal 230 840,31 Paramonga Nueva Paramonga Celda de Transformación 230 840,31 Paramonga Nueva Paramonga Paramonga Ex 193 337,10 Paramonga Nueva Paramonga Celda de Transformación 113 611,99 Paramonga Nueva Paramonga Transformador de Potencia 50 MVA 75 953,02 Lima Norte Zapallal Ventanilla L-2243 872 861,56 Lima Norte Zapallal Ventanilla L-2242 266 412,43 Lima Norte Zapallal Paramonga Nueva L-2214 266 412,43 Lima Norte Ventanilla Zapallal 266 412,43 Lima Norte Ventanilla Zapallal 262 452,94 Lima Norte Ventanilla Chavarria 262 452,94 Lima Norte Ventanilla Chavarria 262 452,94 Lima Norte Chavarría Ventanilla 262 452,94 Lima Norte Chavarría Ventanilla 235 380,11 Lima Norte y Sur Santa Rosa San Juan 235 380,11 Lima Norte y Sur Santa Rosa San Juan 223 489,05 Lima Sur San Juan Santa Rosa 223 489,05 Lima Sur San Juan Santa Rosa 234 258,15 o Generación-Demanda Página 39 de 262

Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Valle del Colca Callalli Tintaya 144 313,44 Valle del Colca Callalli Santuarios 144 313,44 Ilo Cerro Verde Socabaya 212 840,85 Ilo Cerro Verde Socabaya 212 840,85 Arequipa Santuario Callalli 167 291,61 Arequipa Santuario Socabaya 167 291,61 Arequipa Santuario Socabaya 167 291,61 Arequipa Socabaya Santuario 170 664,90 Arequipa Socabaya Santuario 170 664,90 Arequipa Socabaya Cerro Verde 170 664,90 Arequipa Socabaya Cerro Verde 170 664,90 Yauri Tintaya Callalli 127 817,35 TOTAL 178 090 193,75 Nota: Se ha utilizado 3,142 S/./US$, como tipo de cambio al 31.12.2008 o Generación-Demanda Página 40 de 262

Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 ELECTROANDES HUANCHOR L-535 Línea 388 537,56 388 537,56 388 537,56 388 537,56 ELECTROANDES HUANCHOR San Mateo Celda 158 571,89 158 571,89 158 571,89 158 571,89 ELECTROANDES HUANCHOR Carlos Francisco Celda 95 992,76 95 992,76 95 992,76 95 992,76 NOTA: Se ha utilizado 3,142 S/./US$, como tipo de cambio al 31.12.2008 Titular San Gabán San Gabán Sistema Eléctrico San Gabán - Azángaro San Gabán - Azángaro San Gabán San Gabán II Subestación San Gabán San Gabán II Subestación San Gabán San Gabán II Subestación San Gabán San Gabán II Subestación San Gabán Azángaro Subestación San Gabán Azángaro Subestación San Gabán Azángaro Subestación San Gabán Azángaro Subestación San Gabán Azángaro Subestación San Gabán San Gabán II Subestación San Gabán San Gabán II Subestación Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 L-1010 Línea 1 900 822,23 1 900 822,23 1 900 822,23 1 900 822,23 L-1009/1013 Línea 8 524 809,56 8 524 809,56 8 524 809,56 8 524 809,56 Celda de Línea a SAN RAFAEL - L- 1013 Celda de Línea a AZANGARO - L-1010 Celda de Transformado r - 01GTA001TP Celda de Transformado r - 02GTA001TP Celda de Línea a SAN RAFAEL - L- 1009 Celda de Línea a SAN GABAN - L- 1010 Celda de Línea a TINTAYA - L- 1006 Celda de Línea a JULIACA - L- 1011 Celda de Transformado r - T50-162 Centro de Control Telecomunica ciones 226 685,38 226 685,38 226 685,38 226 685,38 226 685,38 226 685,38 226 685,38 226 685,38 146 284,90 146 284,90 146 284,90 146 284,90 146 284,90 146 284,90 146 284,90 146 284,90 212 434,02 212 434,02 212 434,02 212 434,02 212 434,02 212 434,02 212 434,02 212 434,02 0,00 0,00 0,00 0,00 212 434,02 212 434,02 212 434,02 212 434,02 30 645,76 30 645,76 30 645,76 30 645,76 119 249,07 119 249,07 119 249,07 119 249,07 95 269,94 95 269,94 95 269,94 95 269,94 o Generación-Demanda Página 41 de 262

4.4.2 Compensaciones Mensuales Las compensaciones mensuales correspondientes al SER de la PROPUESTA INICIAL, son los que se muestran a continuación: Cuadro Nº 4-5 PROPUESTA INICIAL Compensaciones Mensuales (Nuevos Soles) Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento CM Nuevos soles ETESELVA de AGUAYTIA - TINGO MARÍA Línea 439 727,58 ETESELVA de TINGO MARÍA - VIZCARRA Línea 327 993,00 ETESELVA de TINGO MARÍA - VIZCARRA Línea 740 730,42 ETESELVA de S.E. Aguaytia Celda de Línea - Tingo María 52 340,08 ETESELVA de S.E. Aguaytia Celda Transformador - Grupo 1 48 134,45 ETESELVA de S.E. Aguaytia Celda Transformador - Grupo 2 48 134,45 ETESELVA de S.E. Tingo María Celda de Línea - Aguaytia 40 775,44 ETESELVA de S.E. Tingo María Celda de Línea - Vizcarra 40 775,44 ETESELVA de S.E. Vizcarra Celda de Línea - Tingo María 52 027,55 ETESELVA de Centro de Control - 21 709,12 ETESELVA de Telecomunicaciones - 11 413,16 ETESELVA de Repuestos - 22 216,82 ETESELVA de VNR No Eléctrico - 1 651,00 TOTAL 1 847 628,51 NOTA: (1) El tipo de cambio empleado por la empresa es de: 2,746 S/. / US$ (2) Se ha multiplicado por 1000 al CMA propuesto (por error cometido por la empresa) o Generación-Demanda Página 42 de 262

Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento CM Nuevos Soles Carhuaquero- Chiclayo Carhuaquero - Chiclayo Oeste Linea 225 054,28 Huallanca 1 - Huallanca Linea 127 066,88 Huallanca 1 - Huallanca Linea 102 475,74 Huallanca 1 - Huallanca Linea 106 492,96 Huallanca 1 - Huallanca Linea 8 064,21 Huallanca 1-2 Linea 21 799,15 Huallanca 1-2 Linea 16 721,99 Huallanca S.E. 1 Celda de Transformador - T30-211 16 333,46 Huallanca S.E. 1 Celda de Transformador - T30-211 2 298,68 Huallanca S.E. 1 Celda de Transformador - T30-211 1 468,05 Huallanca Transformador de Potencia - T30-211 - 100 S.E. 1 MVA 85 574,21 Huallanca S.E. Huallanca Celda de Línea - L-1103 13 062,00 Huallanca - S.E. Huallanca Celda de Línea - L-1104 12 919,00 Huallanca - S.E. Huallanca Celda de Línea - L-1127 12 919,00 Huallanca - S.E. Huallanca Celda de Línea - L-1132 - Huallanca - S.E. Huallanca Celda de Transformador - Grupo 1 8 794,16 Huallanca - S.E. Huallanca Celda de Transformador - Grupo 2 8 794,16 Huallanca - S.E. Huallanca Celda de Transformador - Grupo 3 8 794,16 Huallanca - S.E. Huallanca Celda de Transformador - Grupo 4 8 794,16 Huallanca - S.E. Huallanca Celda de Transformador - Grupo 5 8 794,16 Huallanca - S.E. Huallanca Celda de Transformador - Grupo 6 8 794,16 Huallanca - S.E. Huallanca Celda de Transformador - T11 8 794,16 Huallanca - S.E. Huallanca Celda de Línea - L-6678 7 771,37 Huallanca S.E. Huallanca Celda de Línea - L-6682 7 771,37 Huallanca - S.E. Huallanca Celda de Transformador - T11 6 252,27 Huallanca - S.E. Huallanca Celda de Transformador - T63 6 252,27 Huallanca - S.E. Huallanca Celda de Transformador - T11 1 972,88 Huallanca - S.E. Huallanca Celda de Transformador - T63 1 972,88 Huallanca - S.E. Huallanca Celda de Alimentador - Huallanca 2 092,17 Huallanca S.E. Huallanca Celda de Alimentador - Huaylas 2 092,17 Huallanca - S.E. Huallanca Celda de Alimentador - Campamento 2 092,17 Huallanca - S.E. Huallanca Celda de Alimentador - Bocatoma 2 092,17 Huallanca - S.E. Huallanca Celda de Alimentador - Casa Fuerza 2 092,17 Huallanca - S.E. Huallanca Transformador de Potencia - T11-15 MVA 35 022,83 Huallanca - S.E. Huallanca Transformador de Potencia - T63-3 MVA 9 378,16 o Generación-Demanda Página 43 de 262

Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento Carhuaquero- Chiclayo Carhuaquero- Chiclayo Carhuaquero- Chiclayo Carhuaquero- Chiclayo Carhuaquero- Chiclayo Carhuaquero- Chiclayo CM Nuevos Soles S.E. Carhuaquero Celda de Línea - L-2040 18 977,51 S.E. Carhuaquero Celda de Línea - Adinelsa - S.E. Carhuaquero Celda de Transformador - Grupo 1 16 394,23 S.E. Carhuaquero Celda de Transformador - Grupo 2 16 394,23 S.E. Carhuaquero Celda de Transformador - Grupo 3 16 394,23 S.E. Carhuaquero Celda de Transformador - Grupo 4 16 394,23 TOTAL 985 218,03 NOTA: (1) El tipo de cambio empleado por la empresa es de: 2,746 S/. / US$ (2) Se ha multiplicado por 1000 al CMA propuesto (por error cometido por la empresa) Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Huinco -Santa LT 220kV Huinco - Santa Rosa Rosa L-2001, 2002 645 170,15 2 014 751,48 2 014 751,48 2 014 751,48 Matucana - LT 220kV Matucana Callahuanca Callahuanca L-2716 202 730,65 242 003,31 242 003,31 242 003,31 Purunhuasi - LT 220kV Purunhuasi Callahuanca Callahuanca L-2007 23 954,50 456 364,69 456 364,69 456 364,69 Callahuanca - LT 220kV Callahuanca Cajamarquilla Cajamarquilla L-2008-L2009 433 328,75 1 356 274,41 1 356 274,41 1 356 274,41 Cajamarquilla - LT 220kV Cajamarquilla - Chavarría Chavarría L-2014-L-2015 252 238,46 788 419,43 788 419,43 788 419,43 Callahuanca - LT 60kV Callahuanca - Huachipa Huachipa L-6031 154 060,76 483 783,81 483 783,81 483 783,81 Callahuanca - LT 60kV Callahuanca - Huampaní Huampaní L-6040 106 746,35 333 476,05 333 476,05 333 476,05 Callahuanca - LT 60kV Callahuanca - Moyopampa Moyopampa L-6111 64 546,19 199 835,44 199 835,44 199 835,44 Moyopampa - LT 60kV Moyopampa - Santa Rosa Santa Rosa L-6011-6020 247 193,32 771 294,23 771 294,23 771 294,23 Moyopampa - LT 60kV Moyopampa - Chosica Chosica L-6731 13 981,02 41 234,77 41 234,77 41 234,77 Huampaní - Ñaña LT 60kV Huampaní - Ñaña L-6544 36 054,29 111 636,71 111 636,71 111 636,71 Moyopampa - LT 60kV Moyopampa - Balnearios Balnearios L-6060 174 831,64 546 627,43 546 627,43 546 627,43 Moyopampa - LT 60kV Moyopampa - Salamanca Salamanca L-6055 107 676,26 335 625,22 335 625,22 335 625,22 Chimay - Yanango LT 220kV Chimay - Yanango L-2257 167 463,74 525 357,58 525 357,58 525 357,58 Yanango - LT 220kV Yanango - Pachachaca Pachachaca L-2256 386 205,30 1 212 775,20 1 212 775,20 1 212 775,20 Callahuanca Celda 60kV Transformador G1 Callahuanca Celda 9 783,12 30 721,04 30 721,04 30 721,04 Callahuanca Celda 60kV Transformador G2 Callahuanca Celda 9 783,12 30 721,04 30 721,04 30 721,04 Callahuanca Celda 60kV Transformador G3 Callahuanca Celda 9 783,12 30 721,04 30 721,04 30 721,04 Callahuanca Celda 60kV Transformador G4 Callahuanca Celda 9 783,12 30 721,04 30 721,04 30 721,04 Callahuanca Celda Transformador 220/60/10kV Callahuanca Celda 23 440,45 51 174,93 51 174,93 51 174,93 Moyopampa Celda 60kV Transformador G1 Moyopampa Celda 10 106,43 29 752,93 29 752,93 29 752,93 Moyopampa Celda 60kV Transformador G2 Moyopampa Celda 10 106,43 29 752,93 29 752,93 29 752,93 Moyopampa Celda 60kV Transformador Celda 10 106,43 29 752,93 29 752,93 29 752,93 o Generación-Demanda Página 44 de 262

Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 G3 Moyopampa Huinco Celda 220kV Transformador G1 Huinco Celda 25 188,61 76 620,54 76 620,54 76 620,54 Huinco Celda 220kV Transformador G2 Huinco Celda 25 188,61 76 620,54 76 620,54 76 620,54 Huinco Celda 220kV Transformador G3 Huinco Celda 25 188,61 76 620,54 76 620,54 76 620,54 Huinco Celda 220kV Transformador G4 Huinco Celda 25 188,61 76 620,54 76 620,54 76 620,54 Yanango Celda 220kV Transformador G1 Yanango Celda 20 330,55 72 785,37 72 785,37 72 785,37 Huampaní Celda 60kV Transformador G1 Huampaní Celda 7 964,28 23 321,45 23 321,45 23 321,45 Huampaní Celda 60kV Transformador G2 Huampaní Celda 7 964,28 23 321,45 23 321,45 23 321,45 Santa Rosa Celda 220kV Transformador TG7 Santa Rosa Celda 19 754,21 60 512,41 60 512,41 60 512,41 Santa Rosa Celda 220kV Nuevo Transformador Santa Rosa (*) Celda 19 754,21 60 512,41 60 512,41 60 512,41 Ventanilla Celda 220kV Transformador TG3 Ventanilla Celda 17 240,95 51 794,40 51 794,40 51 794,40 Ventanilla Celda 220kV Transformador TG4 Ventanilla Celda 17 240,95 51 794,40 51 794,40 51 794,40 NOTA: Se ha utilizado 3,142 S/./US$, como tipo de cambio al 31.12.2008 Titular Sistema Eléctrico Electro Andes Huanchor L-535 Línea Electro Andes Huanchor San Mateo Celda Electro Andes Huanchor Carlos Francisco Celda NOTA: Se ha utilizado 3,142 S/./US$, como tipo de cambio al 31.12.2008 Electro Andes no desagrega las compensaciones por elemento Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 50 852,20 50 852,20 50 852,20 50 852,20 o Generación-Demanda Página 45 de 262

Titular San Gabán San Gabán San Gabán San Gabán San Gabán San Gabán San Gabán San Gabán San Gabán San Gabán San Gabán San Gabán San Gabán NOTA: Sistema Eléctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 San Gabán- L-1010 Línea 150 304,24 150 304,24 150 304,24 150 304,24 Azángaro San Gabán- L-1009/1013 Línea 674 084,61 674 084,61 674 084,61 674 084,61 Azángaro San Gabán II Subestación 17 924,76 17 924,76 17 924,76 17 924,76 SAN RAFAEL - L- 1013 San Gabán II Subestación 17 924,76 17 924,76 17 924,76 17 924,76 AZANGARO - L- 1010 San Gabán II Subestación Celda de 11 567,23 11 567,23 11 567,23 11 567,23 Transformador - 01GTA001TP San Gabán II Subestación Celda de 11 567,23 11 567,23 11 567,23 11 567,23 Transformador - 02GTA001TP Azángaro Subestación 16 797,85 16 797,85 16 797,85 16 797,85 SAN RAFAEL - L- 1009 Azángaro Subestación 16 797,85 16 797,85 16 797,85 16 797,85 SAN GABAN - L- 1010 Azángaro Subestación 0,00 0,00 0,00 0,00 TINTAYA - L-1006 Azángaro Subestación 16 797,85 16 797,85 16 797,85 16 797,85 JULIACA - L-1011 Azángaro Subestación Celda de 2 423,26 2 423,26 2 423,26 2 423,26 Transformador - T50-162 San Gabán II Subestación Centro de Control 9 429,41 9 429,41 9 429,41 9 429,41 San Gabán II Subestación Telecomunicaciones 7 533,31 7 533,31 7 533,31 7 533,31 Se ha utilizado 3,142 S/./US$, como tipo de cambio al 31.12.2008 Se han corregido las unidades (Miles U$ a U$) o Generación-Demanda Página 46 de 262

4.4.3 Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento CM Nuevos soles Sistema Mantaro Lima Campo Armiño - Linea Linea 1 167 432,23 Pachachaca (*) (L-2201/2202) Sistema Mantaro Lima Campo Armiño - Linea 393 269,18 Huancavelica (L- 2203/2204) Sistema Mantaro Lima uancavelica - Linea 1 136 552,28 Independencia (L- 2203/2231) Sistema Mantaro Lima Pachachaca (*) - Linea 814 436,73 San Juan (L- 2205/2206) Sistema Mantaro Lima La Cantera - Linea 233 402,78 Independencia (L- 2207) Sistema Mantaro Lima Desierto - Linea 174 389,86 Independencia (L- 2208) Sistema Mantaro Lima Campo Armiño - Linea 1 108 237,73 Pachachaca (L- 2218/2219) Sistema Mantaro Lima Campo Armiño - Linea 298 781,37 Huayucachi (L- 2220) Sistema Mantaro Lima Huayucachi - Linea 923 558,45 Zapallal (L-2221) Sistema Mantaro Lima Pachachaca - Linea 537 889,30 Callahuanca (L- 2222/2223) Sistema Mantaro Lima Celdas en Chavarria (L-2008/2015) 32 532,98 Sistema Mantaro Lima Celdas en Purunhuasi (L-2716) 26 799,49 Sistema Mantaro Lima Cantera-Chilca (L- Linea 238 586,35 2090) Sistema Mantaro Lima Desierto - Chilca Linea 301 734,10 (L-2091) Chilca-San Juan San Juan - Chilca Línea 163 782,88 (L-2093) Chilca-San Juan San Juan - Chilca Línea 421 154,22 (L-2094/2095) Chilca-San Juan 2 Celdas 220 kv de conexión 34 757,87 a la CT Chilca de Enersur Chilca-San Juan 2 Celdas 220 kv de conexión 34 757,87 a la CT Kallpa de Globeleq I-Chiclayo Oeste Carhuaquero 16 673,42 I-Chiclayo Oeste Celda de Transformación 30 966,38 I-Chiclayo Oeste Huallanca 12 856,38 I-Chiclayo Oeste Huallanca 12 856,38 I-Chiclayo Oeste Huallanca 12 856,38 I-Chiclayo Oeste Celda del Autotransformación 138 kv 7 233,03 I-Chiclayo Oeste Autotransformador 220/138 kv 80 729,42 Sistema Secundario Santa Huinco (L-2001) 15 444,73 Rosa Sistema Secundario Santa Huinco (L-2002) 15 444,73 Rosa Sistema Secundario Santa Celda de TG-UTI 12 941,06 Rosa Sistema Quencoro-Tintaya Línea Quencoro - Tintaya (L-1005) 443 944,79 Sistema Quencoro-Tintaya Tintaya (L-1005) 8 869,78 Sistema Quencoro-Tintaya Quencoro(L-1005) 8 869,78 Sistema Azángaro Juliaca Azangaro - Línea 193 277,58 Puno Juliaca (L-1011) Sistema Azángaro Juliaca Juliaca - Puno(L- Línea 113 865,84 Puno 1012) Sistema SET Quencoro Machupichu 8 906,44 Aricota Toquepala Toquepala - Línea 65 989,19 Aricota Ventanilla SE Ventanilla Celda de Transformación TG 15 334,96 S.E. ZORRITOS S.E. Zorritos C.T. Tumbes 5 619,28 Paramonga Nueva S.E. Paramonga Nueva Celda de Transformación 8 510,96 o Generación-Demanda Página 47 de 262

Paramonga Nueva S.E. Paramonga Nueva Paramonga Ex 5 001,35 Paramonga Nueva S.E. Paramonga Nueva Celda de Transformación 3 343,56 Paramonga Nueva S.E. Paramonga Nueva Transformador de Potencia 50 38 424,56 MVA L-2238 Línea Piura Oeste - Chiclayo Oeste (L-2238) 445 740,18 L-2232 Línea Trujillo Norte - 1 (L-2232) 100 419,30 L-2233 Línea Trujillo Norte - 1 (L-2233) 106 325,02 L-2242/2243 Línea Zapallal - Ventanilla (L-2242/2243) 19 223,82 L-2244/2245 Línea Ventanilla - Chavarria (L-2244/2245) 0,00 L-2010/2011 Línea Santa Rosa - San Juan (L-2010/2011) 12 587,02 L-2216 Línea Paramonga Nueva - 1 (L-2216) 85 310,03 L-2214 Línea Zapallal - Paramonga Nueva (L-2214) 65 746,08 L-1008 Línea Tintaya - Callalli (L-1008) 222 846,08 L-1020 Línea Santuario - Callalli (L-1020) 192 763,02 L-1021/1022 Línea Santuario - Socabaya (L-1021/1022) 58 920,62 L-1023/1024 Línea Socabaya - Cerro Verde (L-1023/1024) 10 822,76 Piura Chiclayo Oeste 9 568,51 Chiclayo Piura Oeste 14 881,55 Trujillo 1 4 638,44 Trujillo 1 4 638,44 Paramonga Nueva 6 644,06 Trujillo Norte 5 820,27 Trujillo Norte 5 820,27 Paramonga 1 5 224,55 Paramonga Zapallal 5 561,15 Zapallal Ventanilla L-2243 3 273,19 Zapallal Ventanilla L-2242 3 273,19 Zapallal Paramonga Nueva L-2214 6 418,12 Ventanilla Zapallal 3 224,54 Ventanilla Zapallal 3 224,54 Ventanilla Chavarria 0,00 Ventanilla Chavarria 0,00 Chavarría Ventanilla 0,00 Chavarría Ventanilla 0,00 Santa Rosa San Juan 1 228,52 Santa Rosa San Juan 1 228,52 San Juan Santa Rosa 1 287,72 San Juan Santa Rosa 1 287,72 Callalí Tintaya 9 061,23 Callalí Santuarios 9 061,23 Cerro Verde Socabaya 4 077,91 Cerro Verde Socabaya 4 077,91 Santuario Callalli 10 504,00 Santuario Socabaya 6 852,94 Santuario Socabaya 6 852,94 Socabaya Santuario 6 991,13 Socabaya Santuario 6 991,13 Socabaya Cerro Verde 3 269,84 Socabaya Cerro Verde 3 269,84 Tintaya Callalli 8 025,47 TOTAL 10 666 998,45 NOTA: (1) El tipo de cambio empleado por la empresa es de: 2,746 S/. / US$ CM INICIAL Nuevos Soles Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento CM Nuevos soles Generadores SEIN Transmisión Todos 493,62 4.4.4 Fórmula de Actualización o Generación-Demanda Página 48 de 262

Según la normativa vigente, los parámetros a, b, c, d correspondientes a la Fórmula de Actualización, de la PROPUESTA INICIAL, son los que se resumen a continuación: Cuadro Nº 4-6 PROPUESTA INICIAL FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN Titular Sistema a b c d Egemsa 0,3126 0,5064 0,1274 0,0536 0,1587 0,7816 0,0586 0,0011 0,3038 0,5733 0,1105 0,0123 Edegel 0,4494 0,4704 0,0801 0,0000 Electro -Andes 0,3991 0,5489 0,0480 0,0040 San Gabán 0,2813 0,5759 0,1410 0,0018 G 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 G/D 0,2117 0,6973 0,0882 0,0028 4.4.5 Peaje Los Titulares,, Edegel, San Gabán y no presentaron su propuesta de Peajes.; el Titular Egemsa presenta su propuesta de Peajes, según el Formulario N 515, según el siguiente cuadro. OSINERGMIN F-515 PEAJE (PU) POR NIVEL DE TENSION AREA DE DEMANDA: 10 Tipo de Cambio: S/. / US$ Egemsa VP CI VP COyM -VP IT PEAJE ANUAL VP ENERGIA PU PU ACUMUL. Mil S/. Mil S/ Mil S/ Mil S/ MWh ctmss/./kwh ctmss/./kwh Transporte MAT 15.266,75 4.282,04 69.368,19 88.916,99 3.176.138,76 2,7995 2,7995 Transformación MAT/AT 4.741,87 1.462,76 476,74 6.681,37 1.974.402,68 0,3384 3,1379 Transporte AT - - 0 - Transformación AT/MT 4.605,00 1.418,54 0 6.023,54 824763,5136 0,7303 3,8683 TOTAL AREA VP CI VP COyM -VP IT PEAJE ANUAL VP ENERGIA PU PU ACUMUL. Mil S/. Mil S/ Mil S/ Mil S/ MWh ctmss/./kwh ctmss/./kwh Transporte MAT 15.266,75 4.282,04 69.368,19 88.916,99 3.176.138,76 2,7995 2,7995 Transformación MAT/AT 4.741,87 1.462,76 476,74 6.681,37 1.974.402,68 0,3384 3,1379 Transporte AT - - - - - - - Transformación AT/MT 4.605,00 1.418,54-6.023,54 824.763,51 0,7303 3,8683 Nota: Los valores de VP Energía son los mismos en cada nivel de tensión o Generación-Demanda Página 49 de 262

5. Audiencia Pública Con la finalidad de promover, en un entorno de mayor transparencia, la participación de los diversos agentes (empresas concesionarias, asociaciones de usuarios, usuarios individuales, etc.), como parte del PROCEDIMIENTO OSINERGMIN convocó a una Audiencia Pública que se desarrolló entre los días 05 y 06 de agosto de 2008. El objetivo de la audiencia fue que los titulares de los Sistemas de Transmisión expongan el sustento técnico - económico de sus propuestas de tarifas y compensaciones para los y SCT. En esta oportunidad, respecto a la exposición hecha por Edegel, Egemsa, Electro Andes,,, Redesur, y San Gabán, no surgieron comentarios y/o preguntas de parte de los agentes del mercado e interesados que participaron en dicha Audiencia Pública o Generación-Demanda Página 50 de 262

6. Observaciones a los Estudios Técnico Económicos 6.1 Observaciones de OSINERGMIN a las Propuestas de Regulación de y SCT A través del Oficio N 0764-2008- GART, de fecha 03 de setiembre de 2008, el OSINERGMIN remitió a las empresas Edegel, Egemsa, Electro Andes,,, y San Gabán los Informes N 0363-2008-GART, 0358-2008-GART, 0368-2008-GART, 0369-2008-GART-, 0377-2008-GART, 0374-2008-GART y 0373-2008-GART, respectivamente; los cuales contienen las observaciones al estudio técnico económico presentado por las referidas empresas como sustento de sus propuestas tarifarias de y SCT [Ver referencia 5]. Dichos documentos de observaciones han sido consignados en la página Web de OSINERGMIN, al igual que en el caso de la propuesta de los titulares de transmisión, con el propósito de que los agentes del mercado e interesados, tengan acceso al documento mencionado y cuenten con la información necesaria que les permita, en su oportunidad, expresar sus comentarios y puntos de vista relacionados con los temas observados. Las observaciones hechas a los estudios, se clasificaron en generales y específicas, precisándose que las observaciones generales tienen jerarquía sobre las específicas, por lo que estas últimas no deben ser consideradas como limitativas. Asimismo, se indicó que las absoluciones de las observaciones específicas, deberán sujetarse, en lo que corresponda, a lo absuelto en las observaciones generales. o Generación-Demanda Página 51 de 262

Se señaló además que los sustentos e información que sean presentados como respuesta a las observaciones, serán evaluados a fin de verificar la consistencia y trazabilidad de la propuesta; así como, el cumplimiento de la normatividad pertinente y del criterio de eficiencia que exige el marco regulatorio para las instalaciones de transmisión. De igual manera, se señaló que los comentarios y/o preguntas de parte de los agentes del mercado e interesados que participaron en la Audiencia Pública, también sean absueltas, en lo que corresponda, por la respectiva empresa titular de los y SCT. Para tal efecto, se consignó el video de la citada Audiencia Pública en la página Web: http://www2.osinerg.gob.pe/gart.htm, y en la sección que resulta de ingresar a los vínculos siguientes Procedimientos Regulatorios, Procedimiento para fijación de Peajes y Compensaciones para y SCT, Audiencia Pública de Titulares de los y SCT. 6.2 Observaciones Relevantes Entre otras, las observaciones relevantes hechas a la PROPUESTA INICIAL, son las siguientes: Edegel: - No incluye la celda de transformación 220 kv, de la S.E. Cajamarquilla cuya responsabilidad de pago recae en la demanda. - La información de los costos de inversión, COyM y Peajes no están vinculados, lo que impide efectuar un seguimiento y validación de los datos y cálculos presentados. Asimismo, se observan diversos errores de cálculo en la valorización de las instalaciones. Electro Andes: - No incluyen todas las cargas e instalaciones comprendidas en el Área de Demanda correspondiente, sólo se limita a los alcances de las instalaciones de ELECTROANDES. - No se ha presentado el Plan de Inversiones para el periodo 2009-2013 y sí se han incluido en dicho plan instalaciones existentes antes del 24 de julio de 2006, fecha en que entró en vigencia la Ley N 28832. - No se han evaluado las suficientes alternativas que permitan concluir que la configuración presentada corresponde efectivamente a la alternativa de mínimo costo. - En la valorización de las instalaciones se observan errores de cálculo. - Asimismo, se observan diversos errores de cálculo en la determinación de los factores de pérdidas medias, CMA, peajes y fórmulas de actualización. San Gabán: - Existe errores en el cálculo del Valor Presente, en diversos formularios. o Generación-Demanda Página 52 de 262

- No se consigna el nombre de los generadores responsables del pago, por cada instalación. : - No se ha efectuado un análisis adecuado de alternativas. - Falta documentación técnica del sistema existente y de las alternativas. - Los formatos de inversión tienen errores en la asignación de montos diferentes a los correspondientes de los módulos aprobados por OSINERGMIN. - Se solicita explicar las razones por las cuales, para la asignación de pago de sus instalaciones, no se ha tenido presente lo establecido en la Sexta Disposición Final Complementaria de la Ley N 28832. - Se requiere que presente una propuesta de peajes y compensaciones de acuerdo a la NORMA TARIFAS. Se requirió que el titular revise completamente sus cálculos y metodologías aplicadas, a fin de subsanar errores que no necesariamente puedan haberse detectado como parte del informe de observaciones, pues de detectarse en las siguientes etapas podrían constituirse en razones para modificar la propuesta presentada en su última versión. o Generación-Demanda Página 53 de 262

7. Propuesta Final Dentro del plazo establecido para el efecto, con cartas CM-204-2008, G-594-2008, ELA-GG/053-2008, Carta s/n de ETESELVA con fecha 10.07.2008, RDS N 517/2008, GN-1606-2008, EGESG N 426-2008-GG, las empresas Edegel, Egemsa, Electroandes,,, Redesur, y San Gabán, respectivamente, presentaron las respuestas a las observaciones hechas por OSINERGMIN a sus PROPUESTAS INICIALES, las mismas que para efectos del presente proceso regulatorio se consideran como la PROPUESTA FINAL correspondiente. Toda la documentación entregada como PROPUESTA FINAL, ha sido consignada en la página Web de OSINERGMIN, al igual que en el caso de la PROPUESTA INICIAL y las observaciones a la misma, con el propósito de que los agentes del mercado e interesados, tengan acceso a los documentos mencionados y cuenten con la información necesaria que les permita, en su oportunidad, expresar sus comentarios y puntos de vista relacionados con los temas observados. [Ver referencia 6]. A continuación se resumen los valores contenidos en la PROPUESTA FINAL. 7.1 Responsabilidad de Pago La asignación de responsabilidad de pago entre la generación y/o demanda y entre los generadores, contenida en la PROPUESTA FINAL, se resume en el siguiente cuadro: o Generación-Demanda Página 54 de 262

Cuadro Nº 7-1 PROPUESTA FINAL ASIGNACION DE RESPONSABILIDAD DE PAGO Titular ETESELVA ETESELVA ETESELVA ETESELVA ETESELVA ETESELVA ETESELVA ETESELVA ETESELVA ETESELVA ETESELVA Sistema Elèctrico de de de de de de de de de de de Instalación Elemento Porcentaje Asignado a la Demanda Porcentaje Asignado a la Generación Método de Asignación de Responsabilidad de pago entre Generadores Asignación de % de Pago entre Generadores Aguaytia - Tingo Maria Linea 96,37% 3,63% Generadores SEIN 3.63% Aguaytia - Tingo Maria Linea 96,37% 3,63% Generadores SEIN 3.63% Tingo maria - Vizcarra Linea 93,15% 6,85% Generadores SEIN 6.85% Tingo maria - Vizcarra Linea 93,15% 6,85% Generadores SEIN 6.85% Tingo maria - Vizcarra Linea 93,15% 6,85% Generadores SEIN 6.85% S.E. Aguaytia S.E. Aguaytia S.E. Aguaytia S.E. Tingo María S.E. Tingo María S.E. Vizcarra Celda de Línea - Tingo María Celda Transformador - Grupo 1 Celda Transformador - Grupo 2 Celda de Línea - Aguaytia Celda de Línea - Vizcarra Celda de Línea - Tingo María 96,37% 3,63% Generadores SEIN 3.63% 96,37% 3,63% Generadores SEIN 3.63% 96,37% 3,63% Generadores SEIN 3.63% 96,37% 3,63% Generadores SEIN 3.63% 93,15% 6,85% Generadores SEIN 6.85% 93,15% 6,85% Generadores SEIN 6.85% o Generación-Demanda Página 55 de 262

Titular Sistema Eléctrico Carhuaquero- Chiclayo Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Carhuaquero- Chiclayo Carhuaquero- Chiclayo Carhuaquero- Chiclayo Carhuaquero- Chiclayo Carhuaquero- Chiclayo Porcentaje Porcentaje Método de Asignación de Asignación % de Instalación Elemento de Asignado Asignado Responsabilidad a la a la de Pago entre Demanda Generación pago entre Generadores Generadores Carhuaquero - Beneficios Linea 91,04% 8,96% Chiclayo Oeste Económicos 8.96% 1 - Beneficios Linea 88,04% 11,96% Huallanca Económicos 11.96% 1 - Beneficios Linea 88,04% 11,96% Huallanca Económicos 11.96% 1 - Beneficios Linea 88,04% 11,96% Huallanca Económicos 11.96% 1 - Beneficios Generadores Linea 88,04% 11,96% Huallanca Económicos SEIN - 11.96% S.E. 1 Celda de Transformador - T30-211 0,00% 100,00% Uso - Factores Generadores Topológicos SEIN - 100% S.E. 1 Celda de Transformador - T30-211 0,00% 100,00% Uso - Factores Generadores Topológicos SEIN - 100% S.E. 1 Celda de Transformador - T30-211 0,00% 100,00% Uso - Factores Generadores Topológicos SEIN - 100% S.E. 1 Transformador de Potencia - T30- Uso - Factores Generadores 0,00% 100,00% 211-100 MVA Topológicos SEIN - 100% S.E. Huallanca Celda de Línea - L-1103 88,04% 11,96% Beneficios Generadores Económicos SEIN - 11.96% S.E. Huallanca Celda de Línea - L-1104 88,04% 11,96% Beneficios Generadores Económicos SEIN - 11.96% S.E. Huallanca Celda de Línea - L-1127 88,04% 11,96% Beneficios Generadores Económicos SEIN - 11.96% S.E. Huallanca Celda de Transformador - Grupo 1 88,04% 11,96% Beneficios Generadores Económicos SEIN - 11.96% S.E. Huallanca Celda de Transformador - Grupo 2 88,04% 11,96% Beneficios Generadores Económicos SEIN - 11.96% S.E. Huallanca Celda de Transformador - Grupo 3 88,04% 11,96% Beneficios Generadores Económicos SEIN - 11.96% S.E. Huallanca Celda de Transformador - Grupo 4 88,04% 11,96% Beneficios Generadores Económicos SEIN - 11.96% S.E. Huallanca Celda de Transformador - Grupo 5 88,04% 11,96% Beneficios Generadores Económicos SEIN - 11.96% S.E. Huallanca Celda de Transformador - Grupo 6 88,04% 11,96% Beneficios Generadores Económicos SEIN - 11.96% S.E. Carhuaquero Celda de Línea - L-2040 91,04% 8,96% Beneficios Generadores Económicos SEIN - 8.96% S.E. Carhuaquero Celda de Transformador - Grupo 1 91,04% 8,96% Beneficios Generadores Económicos SEIN - 8.96% S.E. Carhuaquero Celda de Transformador - Grupo 2 91,04% 8,96% Beneficios Generadores Económicos SEIN - 8.96% S.E. Carhuaquero Celda de Transformador - Grupo 3 91,04% 8,96% Beneficios Generadores Económicos SEIN - 8.96% S.E. Carhuaquero Celda de Transformador - Grupo 4 91,04% 8,96% Beneficios Generadores Económicos SEIN - 8.96% o Generación-Demanda Página 56 de 262

Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento Edegel Edegel Edegel Edegel Edegel Edegel Edegel Edegel Edegel Edegel Huinco -Santa Rosa LT 220kV Huinco - Santa Rosa Porcentaje Asignado a la Demanda Porcentaje Asignado a la Generación L-2001, 2002-100% Matucana - Callahuanca LT 220kV Matucana - Callahuanca L-2716-100% Purunhuasi - LT 220kV Purunhuasi - Callahuanca Callahuanca L-2007-100% Callahuanca - LT 220kV Callahuanca - L-2008- Cajamarquilla Cajamarquilla L2009-100% Cajamarquilla - L-2014-L- Chavarría LT 220kV Cajamarquilla - Chavarría 2015-100% Callahuanca - Huachipa LT 60kV Callahuanca - Huachipa L-6031-100% Callahuanca - Huampaní LT 60kV Callahuanca - Huampaní L-6040-100% Callahuanca - Moyopampa LT 60kV Callahuanca - Moyopampa L-6111-100% Moyopampa -Santa L-6011- Rosa LT 60kV Moyopampa - Santa Rosa 6020-100% Moyopampa - Chosica LT 60kV Moyopampa - Chosica L-6731-100% Edegel Huampaní -Ñaña LT 60kV Huampaní - Ñaña L-6544-100% Moyopampa - Edegel Balnearios LT 60kV Moyopampa - Balnearios L-6060-100% Moyopampa - Edegel Salamanca LT 60kV Moyopampa - Salamanca L-6055-100% Método de Asignación de responsabilidad de pago entre Generadores MÉTODO DE JANUSK BIALEK MÉTODO DE JANUSK BIALEK MÉTODO DE JANUSK BIALEK MÉTODO DE JANUSK BIALEK MÉTODO DE JANUSK BIALEK MÉTODO DE JANUSK BIALEK MÉTODO DE JANUSK BIALEK MÉTODO DE JANUSK BIALEK MÉTODO DE JANUSK BIALEK MÉTODO DE JANUSK BIALEK MÉTODO DE JANUSK BIALEK MÉTODO DE JANUSK BIALEK MÉTODO DE JANUSK BIALEK Asignación de % Pago entre Generadores Generadores SEIN Generadores SEIN Generadores SEIN Generadores SEIN Generadores SEIN Generadores SEIN Generadores SEIN Generadores SEIN Generadores SEIN Generadores SEIN Generadores SEIN Generadores SEIN Generadores SEIN o Generación-Demanda Página 57 de 262

Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento Porcentaje Asignado a la Demanda Porcentaje Asignado a la Generación LT 220kV Chimay - Edegel Chimay Yanango Yanango L-2257-100% Yanango - LT 220kV Yanango - Edegel Pachachaca Pachachaca L-2256-100% Celda 60kV Transformador G1 Edegel Callahuanca Callahuanca Celda - 100% Celda 60kV Transformador G2 Edegel Callahuanca Callahuanca Celda - 100% Celda 60kV Transformador G3 Edegel Callahuanca Callahuanca Celda - 100% Celda 60kV Transformador G4 Edegel Callahuanca Callahuanca Celda - 100% Celda Transformador 220/60/10kV Edegel Callahuanca Callahuanca Celda - 100% Celda 60kV Transformador G1 Edegel Moyopampa Moyopampa Celda - 100% Celda 60kV Transformador G2 Edegel Edegel Edegel Edegel Edegel Edegel Edegel Moyopampa Moyopampa Huinco Huinco Huinco Huinco Yanango Moyopampa Celda - 100% Celda 60kV Transformador G3 Moyopampa Celda - 100% Celda 220kV Transformador G1 Huinco Celda - 100% Celda 220kV Transformador G2 Huinco Celda - 100% Celda 220kV Transformador G3 Huinco Celda - 100% Celda 220kV Transformador G4 Huinco Celda - 100% Celda 220kV Transformador G1 Yanango Celda - 100% Método de Asignación de responsabilidad de pago entre Generadores MÉTODO DE JANUSK BIALEK MÉTODO DE JANUSK BIALEK MÉTODO DE JANUSK BIALEK MÉTODO DE JANUSK BIALEK MÉTODO DE JANUSK BIALEK MÉTODO DE JANUSK BIALEK MÉTODO DE JANUSK BIALEK MÉTODO DE JANUSK BIALEK MÉTODO DE JANUSK BIALEK MÉTODO DE JANUSK BIALEK MÉTODO DE JANUSK BIALEK MÉTODO DE JANUSK BIALEK MÉTODO DE JANUSK BIALEK MÉTODO DE JANUSK BIALEK MÉTODO DE JANUSK BIALEK Asignación de % Pago entre Generadores Generadores SEIN Generadores SEIN Generadores SEIN Generadores SEIN Generadores SEIN Generadores SEIN Generadores SEIN Generadores SEIN Generadores SEIN Generadores SEIN Generadores SEIN Generadores SEIN Generadores SEIN Generadores SEIN Generadores SEIN o Generación-Demanda Página 58 de 262

Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento Porcentaje Asignado a la Demanda Porcentaje Asignado a la Generación Celda 60kV Transformador G1 Edegel Huampaní Huampaní Celda - 100% Celda 60kV Transformador G2 Edegel Huampaní Huampaní Celda - 100% Celda 220kV Transformador TG7 Edegel Santa Rosa Santa Rosa Celda - 100% Celda 220kV Nuevo Transformador Santa Edegel Santa Rosa Rosa (*) Celda - 100% Celda 220kV Transformador TG3 Edegel Ventanilla Ventanilla Celda - 100% Celda 220kV Transformador TG4 Edegel Ventanilla Ventanilla Celda - 100% (1) Edegel establece que esta columna no aplica debido a que esta información se determina a partir del Método de Janusk Bialek Método de Asignación de responsabilidad de pago entre Generadores MÉTODO DE JANUSK BIALEK MÉTODO DE JANUSK BIALEK MÉTODO DE JANUSK BIALEK MÉTODO DE JANUSK BIALEK MÉTODO DE JANUSK BIALEK MÉTODO DE JANUSK BIALEK Asignación de % Pago entre Generadores Generadores SEIN Generadores SEIN Generadores SEIN Generadores SEIN Generadores SEIN Generadores SEIN o Generación-Demanda Página 59 de 262

TITULAR INSTALACION RESPONSABLES DE Compensacion Porcentaje de Pago PAGO Nuevos Soles Campo Armiño - Pachachaca (*) (L-2201/2202) Generadors del SEIN Por uso del Sistema 1 121 098 Campo Armiño - Huancavelica (L-2203/2204) Generadors del SEIN Por uso del Sistema 362 307 Huancavelica - Independencia (L-2203/2231) Generadors del SEIN Por uso del Sistema 1 089 947 Pachachaca (*) - San Juan (L-2205/2206) Generadors del SEIN Por uso del Sistema 735 725 La Cantera - Independencia (L-2207) Generadors del SEIN Por uso del Sistema 217 759 Desierto - Independencia (L-2208) Generadors del SEIN Por uso del Sistema 158 746 Campo Armiño - Pachachaca (L-2218/2219) Generadors del SEIN Por uso del Sistema 1 061 904 Campo Armiño - Huayucachi (L-2220) Generadors del SEIN Por uso del Sistema 284 738 Huayucachi - Zapallal (L-2221) Generadors del SEIN Por uso del Sistema 891 105 Pachachaca - Callahuanca (L-2222/2223) Generadors del SEIN Por uso del Sistema 437 956 Celdas en Chavarria (L-2008/2015) Generadors del SEIN Por uso del Sistema 33 195 Celdas en Purunhuasi (L-2716) Generadors del SEIN Por uso del Sistema 27 132 Cantera-Chilca (L-2090) Generadors del SEIN Por uso del Sistema 218 178 Desierto - Chilca (L-2091) Generadors del SEIN Por uso del Sistema 281 325 Línea San Juan - Chilca (L-2093) Generadors del SEIN Por uso del Sistema 127 316 Línea San Juan - Chilca (L-2094/2095) Generadors del SEIN Por uso del Sistema 347 598 2 Celdas 220 kv de conexión a la CT Chilca de Enersur Enersur 100% 35 431 2 Celdas 220 kv de conexión a la CT Kallpa de Globeleq Kallpa 100% 35 431 Carhuaquero Duke Energy International 100% 17 055 Celda de Transformación Duke Energy International 100% 19 400 Huallanca Duke Energy International 100% 12 856 Huallanca Duke Energy International 100% 12 856 Huallanca Duke Energy International 100% 12 856 Celda del Autotransformación 138 kv Duke Energy International 100% 7 234 Autotransformador 220/138 kv Duke Energy International 100% 81 765 Huinco (L-2001) Edegel S.A.A. 100% 15 780 Huinco (L-2002) Edegel S.A.A. 100% 15 780 Celda de TG-UTI Edegel S.A.A. 100% 13 167 Línea Quencoro - Tintaya (L-1005) Egemsa S.A. 100% 439 167 Tintaya (L-1005) Egemsa S.A. 100% 8 921 Quencoro(L-1005) Egemsa S.A. 100% 8 839 Línea Azangaro - Juliaca (L-1011) Generadors del SEIN Por uso del Sistema 183 594 Línea Juliaca - Puno(L-1012) Generadors del SEIN Por uso del Sistema 94 238 Machupichu Egemsa S.A. 100% 8 921 Línea Toquepala - Aricota Egesur S.A. 100% 59 712 SE Ventanilla Celda de Transformación TG Edegel 100% 15 558 S.E. Zorritos C.T. Tumbes 5 823 Línea Piura Oeste - Chiclayo Oeste (L-2238) 470 789 Cahua 3,5% 16.670,70 Edegel 19,7% 92.559,31 Eesa 13,6% 63.893,82 Egasa 1,8% 8.502,12 Egenor 29,6% 139.572,82 o Generación-Demanda Página 60 de 262

TITULAR INSTALACION RESPONSABLES DE Compensacion Porcentaje de Pago PAGO Nuevos Soles Campo Armiño - Pachachaca (*) (L-2201/2202) Generadors del SEIN Por uso del Sistema 1 121 098 Electro Andes 5,8% 27.341,46 ELP 17,0% 79.849,32 Enersur 6,8% 31.981,69 San Gabán 2,2% 10.417,71 Línea Trujillo Norte - 1 (L-2232) 228 130 Termoselva 6,8% 15.526,08 Edegel 16,8% 38.294,10 Egesur 13,3% 30.328,84 Electro Andes 5,2% 11.763,75 Electroperú 37,7% 86.009,87 Enersur 5,0% 11.329,00 Etevensa 11,3% 25.665,66 San Gabán 4,0% 9.213,14 Línea Zapallal - Ventanilla (L-2242/2243) 32 506 Termoselva 7,7% 2.494,85 Edegel 10,6% 3.455,40 Egesur 23,3% 7.570,72 Electro Andes 7,6% 2.468,32 Electroperú 42,2% 13.726,85 Enersur 8,6% 2.789,85 Línea Santa Rosa - San Juan (L-2010/2011) 17 620 Termoselva 15,9% 2.804,20 Edegel 36,8% 6.479,74 Electro Andes 22,8% 4.014,17 Enersur 24,5% 4.321,40 Línea Paramonga Nueva - 1 (L-2216) Generadors del SEIN Por uso del Sistema 97 454 Línea Zapallal - Paramonga Nueva (L-2214) Generadors del SEIN Por uso del Sistema 78 020 Línea Tintaya - Callalli (L-1008) 226 280 Egemsa 42,7% 96 577 San Gabán 57,3% 129 703 S.E. Paramonga Nueva Autotrafo 220/138 kv 55 829 Cahua 100,0% 55 829 Línea Santuario - Callalli (L-1020) 225 981 Arcata 1,9% 4216 Egemsa 41,4% 93457 San Gabán 56,8% 128309 Línea Santuario - Socabaya (L-1021/1022) 86 609 Edegel 26,7% 23159 Egasa 2,7% 2313 Electro Andes 4,1% 3581 Electroperú 45,6% 39453 Enersur 5,9% 5151 Etevensa 15,0% 12952 Línea Socabaya - Cerro Verde (L-1023/1024) 25 518 Termoselva 5,0% 1277 Edegel 14,9% 3813 o Generación-Demanda Página 61 de 262

TITULAR INSTALACION RESPONSABLES DE Compensacion Porcentaje de Pago PAGO Nuevos Soles Campo Armiño - Pachachaca (*) (L-2201/2202) Generadors del SEIN Por uso del Sistema 1 121 098 Egasa 4,6% 1186 Egemsa 4,8% 1219 Egesur 5,4% 1381 Electro Andes 4,5% 1138 Electroperú 41,8% 10667 Enersur 4,5% 1150 Etevensa 8,9% 2274 San Gabán 5,5% 1413 Total 10 045 149 o Generación-Demanda Página 62 de 262

Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento Porcentaje Asignado a la Demanda Porcentaje Asignado a la Generación Método de Asignación de responsabilidad de pago entre Generadores Asignación de % Pago entre Generadores Egemsa Machupicchu- Linea 1001 Linea 100% - Generadores Cachimayo Egemsa Machupicchu- Linea 1002 Linea 100% - Generadores Quenqoro Egemsa Cachimayo- Linea 1003 Linea 100% - Generadores Dolorespata Egemsa Cachimayo Celda de Línea Celda 100% - Generadores Egemsa Cachimayo Celda de Línea Celda 100% - Generadores Egemsa Cachimayo Celda de Transformador Celda 100% Egemsa Cachimayo Celda de Alimentadores Celda 100% Egemsa Cachimayo Celda de Alimentadores Celda 100% Egemsa Cachimayo Celda de Alimentadores Celda 100% Egemsa Cachimayo Celda de Alimentadores Celda 100% Egemsa Cachimayo Transformador de Potencia Transformador 100% Egemsa Cachimayo Celda de Transformador Celda 100% Egemsa Cachimayo Celda de Alimentadores Celda 100% Egemsa Cachimayo Celda de Alimentadores Celda 100% Egemsa Cachimayo Transformador de Potencia Transformador 100% Egemsa Cachimayo Celda de Compensador Celda 100% Egemsa Cachimayo Celda de Compensador Celda 100% Egemsa Cachimayo Celda de Compensador Celda 100% Egemsa Cachimayo Celda de Compensador Celda 100% Egemsa Cachimayo Celda de Compensador Celda 100% Egemsa Cachimayo Compensador reactivo Compensador 100% Reactivo Egemsa Cachimayo Compensador reactivo Compensador 100% Reactivo Egemsa Cachimayo Compensador reactivo Compensador 100% Reactivo Egemsa Cachimayo Compensador reactivo Compensador Reactivo 100% Egemsa Dolorespata Celda de Línea Celda 100% - Generadores Egemsa Dolorespata Celda de Línea Celda 100% - Generadores Egemsa Dolorespata Celda de Transformador Celda 100% Egemsa Dolorespata Celda de Transformador Celda 100% Egemsa Dolorespata Celda de Transformador Celda 100% Egemsa Dolorespata Celda de Transformador Celda 100% Egemsa Dolorespata Celda de Transformador Celda 100% Egemsa Dolorespata Celda de Transformador Celda 100% Egemsa Dolorespata Celda de Alimentadores Celda 100% Egemsa Dolorespata Celda de Alimentadores Celda 100% Egemsa Dolorespata Celda de Alimentadores Celda 100% Egemsa Dolorespata Celda de Alimentadores Celda 100% Egemsa Dolorespata Celda de Alimentadores Celda 100% Egemsa Dolorespata Celda de Alimentadores Celda 100% Egemsa Dolorespata Celda de Alimentadores Celda 100% Egemsa Dolorespata Celda de Alimentadores Celda 100% Egemsa Dolorespata Celda de Alimentadores Celda 100% Egemsa Dolorespata Celda de Compensador Celda 100% o Generación-Demanda Página 63 de 262

Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento Porcentaje Asignado a la Demanda Egemsa Dolorespata Celda de Compensador Celda 100% Egemsa Dolorespata Celda de Compensador Celda 100% Egemsa Dolorespata Celda de Compensador Celda 100% Egemsa Dolorespata Celda de Compensador Celda 100% Egemsa Dolorespata Transformador de Potencia Transformador 100% Egemsa Dolorespata Transformador de Potencia Transformador 100% Egemsa Dolorespata Transformador de Potencia Transformador 100% Porcentaje Asignado a la Generación Método de Asignación de responsabilidad de pago entre Generadores Asignación de % Pago entre Generadores Egemsa Dolorespata Compensador reactivo Compensador 100% Reactivo Egemsa Dolorespata Compensador reactivo Compensador 100% Reactivo Egemsa Dolorespata Compensador reactivo Compensador 100% Reactivo Egemsa Dolorespata Compensador reactivo Compensador Reactivo 100% Egemsa Machupicchu Celda de Línea Celda 100% - Generadores Egemsa Machupicchu Celda de Línea Celda 100% - Generadores Egemsa Machupicchu Celda de Transformador Celda 100% Egemsa Machupicchu Celda de Alimentadores Celda 100% Egemsa Machupicchu Celda de Alimentadores Celda 100% Egemsa Machupicchu Transformador de Potencia Transformador 100% o Generación-Demanda Página 64 de 262

7.2 Sistema Eléctrico a Remunerar Las instalaciones del SER correspondiente al período 1 de mayo 2009 al 30 de abril de 2013, de la PROPUESTA FINAL, son las que se muestran en los diagramas unifilares contenidos en el Anexo A del presente documento. 7.3 Costos de Inversión y COyM Los costos de inversión por año de la PROPUESTA FINAL son los que se muestran en el siguiente cuadro: Cuadro Nº 7-2 PROPUESTA FINAL COSTO DE INVERSIÓN POR AÑO (Miles de $) Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Sistema Mantaro Campo Armiño Línea 10.860,11 Lima Huancavelic Sistema Mantaro Huancavelica Línea 32.670,99 Lima Independencia Sistema Mantaro Campo Armiño - Línea (*) 33.604,75 Lima Pachachaca Sistema Mantaro Pachachaca (*) - Línea 22.053,24 Lima San Juan Sistema Mantaro Campo Armiño - Línea 31.830,40 Lima Pachachaca Sistema Mantaro Pachachaca - Línea 13.127,67 Lima Callahuanca Sistema Mantaro Campo Armiño - Línea 8.534,99 Lima Huayucachi Sistema Mantaro Lima Huayucachi - Zapallal Línea 26.710,72 Chilca-San Juan San Juan - Chilca Línea 3.705,35 Chilca-San Juan San Juan - Chilca Línea 10.116,32 Chilca-San Juan Chilca - La Cantera Línea 6.349,74 Chilca-San Juan Chilca - Desierto Línea 8.187,56 Sistema Mantaro La Cantera - Línea 6.337,55 Lima Independencia Sistema Mantaro Lima Desierto - Independencia Línea 4.620,07 Sistema Quencoro - Tintaya Línea 13.163,95 Quencoro-Tintaya Sistema Azángaro Azangaro - Juliaca Línea 5.503,21 Juliaca Puno Sistema Azángaro Juliaca - Puno Línea 2.824,76 Juliaca Puno Aricota Toquepala Toquepala - Aricota Línea 1.762,33 Sistema Secundario Tumbes I- Chiclayo Oeste Guadalupe, Guadalupe Rural I- Chiclayo Oeste I- Chiclayo Oeste Zorritos C.T. Tumbes 169,74 Chiclayo Carhuaquero 494,34 Guadalupe Gallito Ciego 208,89 Celda de Transformación 562,32 Huallanca 372,63 o Generación-Demanda Página 65 de 262

Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Sistema Mantaro Campo Armiño Línea 10.860,11 Lima Huancavelic I- Huallanca 372,63 Chiclayo Oeste I- Huallanca 372,63 Chiclayo Oeste I- Celda del Autotransformación 299,50 Chiclayo Oeste I- Celda del Autotransformación 209,65 Chiclayo Oeste I- Celda de Transformación 47,48 Chiclayo Oeste I- Transformador de Potencia 120 2.371,70 Chiclayo Oeste MVA Sistema Mantaro Zapallal Huayucachi L- 547,11 Lima 2221 Ventanilla Ventanilla Celda de Transformación 450,87 Sistema Mantaro Chavarría Callahuanca 481,05 Lima Sistema Mantaro Chavarría Cajamarquilla 481,05 Lima Sistema Santa Rosa Huinco 457,39 Secundario Santa Rosa Sistema Santa Rosa Huinco 457,39 Secundario Santa Rosa Sistema Santa Rosa Celda de TG-Uti 381,62 Secundario Santa Rosa Chilca-San Juan Chilca San Juan 604,94 Chilca-San Juan Chilca San Juan 604,94 Chilca-San Juan Chilca San Juan 604,94 Sistema Mantaro Chilca Cantera 604,94 Lima Sistema Mantaro Chilca Desierto 604,94 Lima Chilca-San Juan Chilca Celda de Transformación 513,34 Chilca-San Juan Chilca Celda de Transformación 513,34 Chilca-San Juan Chilca Celda de Transformación 513,34 Chilca-San Juan Chilca Celda de Transformación 513,34 Sistema Mantaro San Juan Pomacocha 478,99 Lima Sistema Mantaro San Juan Pomacocha 478,99 Lima Chilca-San Juan San Juan Chilca 478,99 Chilca-San Juan San Juan Chilca 478,99 Chilca-San Juan San Juan Chilca 478,99 Sistema Mantaro Lima Sistema Mantaro Lima Sistema Mantaro Lima Sistema Mantaro Lima Sistema Mantaro Lima Sistema Mantaro Lima Sistema Mantaro Lima Sistema Mantaro Lima Sistema Mantaro Lima Sistema Mantaro Lima Independencia Desierto 463,95 Independencia Cantera 463,95 Independencia Mantaro 463,95 Independencia Huancavelica 463,95 Callahuanca Pachachaca 809,79 Callahuanca Pachachaca 809,79 Callahuanca Callahuanca 809,79 Pachachaca Purunhuasi 695,16 Pachachaca Purunhuasi 695,16 Pachachaca Mantaro 695,16 o Generación-Demanda Página 66 de 262

Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Sistema Mantaro Campo Armiño Línea 10.860,11 Lima Huancavelic Sistema Mantaro Pachachaca Mantaro 695,16 Lima Sistema Mantaro Pachachaca Mantaro 695,16 Lima Sistema Mantaro Pachachaca Mantaro 695,16 Lima Sistema Mantaro Pachachaca San Juan 695,16 Lima Sistema Mantaro Pachachaca San Juan 695,16 Lima Sistema Mantaro Huayucachi Mantaro 420,41 Lima Sistema Mantaro Huayucachi Zapallal 420,41 Lima Sistema Mantaro Huancavelica Mantaro 459,98 Lima Sistema Mantaro Huancavelica Independencia 459,98 Lima Sistema Azángaro Juliaca Azangaro 276,12 Juliaca Puno Sistema Azángaro Juliaca Puno 276,12 Juliaca Puno Sistema Azángaro Puno Juliaca 274,01 Juliaca Puno Sistema Quencoro Machupichu 266,34 Quencoro-Tintaya Sistema Quencor- Quencoro Tintaya 266,34 Tintaya Sistema Tintaya Quencoro 263,91 Quencoro-Tintaya Aricota Toquepala Toquepala Aricota 185,82 Sistema Nacional Línea Piura Oeste - Chiclayo 14.534,61 Oeste Sistema Nacional Línea Trujillo Norte - 1 10.186,84 Sistema Nacional Línea Trujillo Norte - 1 10.785,53 Sistema Nacional Línea Zapallal - Ventanilla 3.146,97 Sistema Nacional Línea Ventanilla - Chavarria 1.659,22 Sistema Nacional Línea Santa Rosa - San Juan 4.605,37 Paramonga Nueva Línea Paramonga Nueva - 7.581,10 1 Paramonga Nueva Línea Zapallal - Paramonga 5.488,91 Nueva Sistema Nacional Línea Tintaya - Callalli 6.901,57 Sistema Nacional Línea Santuario - Callalli 6.809,95 Sistema Nacional Línea Santuario - Socabaya 2.979,51 Sistema Nacional Línea Socabaya - Cerro Verde 1.170,14 Piura, Sullana-El Piura Chiclayo Oeste 319,17 Arenal-Paita,Bajo Piura, Chulucanas Chiclayo y Chiclayo Piura Oesta 494,34 Chiclayo Baja densidad Trujillo Trujillo 1 479,01 Trujillo Trujillo 1 479,01, rural y Casma Rural, rural y Casma Rural, rural y Casma Rural Paramonga Nueva 601,51 Trujillo Norte 601,51 Trujillo Norte 601,51 Paramonga Nueva Paramonga 1 473,27 o Generación-Demanda Página 67 de 262

Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Sistema Mantaro Campo Armiño Línea 10.860,11 Lima Huancavelic Paramonga Nueva Paramonga Zapallal 473,27 Paramonga Nueva Paramonga Celda de Transformación 394,74 Paramonga Nueva Paramonga Paramonga Ex 228,12 Paramonga Nueva Paramonga Celda de Transformación 152,59 Paramonga Nueva Paramonga Transformador de Potencia 50 1.763,92 MVA Lima Norte Zapallal Ventanilla L- 547,11 2243 Lima Norte Zapallal Ventanilla L- 547,11 2242 Lima Norte Zapallal Paramonga 547,11 Nueva L-2214 Lima Norte Ventanilla Zapallal 535,43 Lima Norte Ventanilla Zapallal 535,43 Lima Norte Ventanilla Chavarria 535,43 Lima Norte Ventanilla Chavarria 535,43 Lima Norte Chavarría Ventanilla 481,05 Lima Norte Chavarría Ventanilla 481,05 Lima Norte y Sur Santa Rosa San Juan 457,39 Lima Norte y Sur Santa Rosa San Juan 457,39 Lima Sur San Juan Santa Rosa 478,99 Lima Sur San Juan Santa Rosa 478,99 Valle del Colca Callalli Tintaya 299,62 Valle del Colca Callalli Santuarios 299,62 Ilo Cerro Verde Socabaya 440,34 Ilo Cerro Verde Socabaya 440,34 Arequipa Santuario Callalli 346,09 Arequipa Santuario Socabaya 346,09 Arequipa Santuario Socabaya 346,09 Arequipa Socabaya Santuario 352,17 Arequipa Socabaya Santuario 352,17 Arequipa Socabaya Cerro Verde 352,17 Arequipa Socabaya Cerro Verde 352,17 Yauri Tintaya Callalli 263,91 TOTAL 365 310,99 0,00 0,00 0,00 Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Carhuaquero- Chiclayo Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Carhuaquero - Chiclayo Oeste Linea 6 321,55 6 321,55 6 321,55 6 321,55 1 - Huallanca Linea 3 569,18 3 569,18 3 569,18 3 569,18 1 - Huallanca Linea 2 963,99 2 963,99 2 963,99 2 963,99 1 - Huallanca Linea 3 080,18 3 080,18 3 080,18 3 080,18 1 - Huallanca Linea 233,25 233,25 233,25 233,25 S.E. 1 Celda de Transformador - T30-211 516,79 516,79 516,79 516,79 o Generación-Demanda Página 68 de 262

Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 TOTAL Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Carhuaquero- Chiclayo Carhuaquero- Chiclayo Carhuaquero- Chiclayo Carhuaquero- Chiclayo Carhuaquero- Chiclayo S.E. 1 Celda de Transformador - T30-211 70,78 70,78 70,78 70,78 S.E. 1 Celda de Transformador - T30-211 44,34 44,34 44,34 44,34 S.E. 1 Transformador de Potencia - T30-211 - 100 MVA 2 651,77 2 651,77 2 651,77 2 651,77 S.E. Huallanca Celda de Línea - L-1103 415,73 415,73 415,73 415,73 S.E. Huallanca Celda de Línea - L-1104 411,20 411,20 411,20 411,20 S.E. Huallanca Celda de Línea - L-1127 411,20 411,20 411,20 411,20 S.E. Huallanca Celda de Transformador - Grupo 1 279,95 279,95 279,95 279,95 S.E. Huallanca Celda de Transformador - Grupo 2 279,95 279,95 279,95 279,95 S.E. Huallanca Celda de Transformador - Grupo 3 279,95 279,95 279,95 279,95 S.E. Huallanca Celda de Transformador - Grupo 4 279,95 279,95 279,95 279,95 S.E. Huallanca Celda de Transformador - Grupo 5 279,95 279,95 279,95 279,95 S.E. Huallanca Celda de Transformador - Grupo 6 279,95 279,95 279,95 279,95 S.E. Carhuaquero Celda de Línea - L-2040 589,34 589,34 589,34 589,34 S.E. Carhuaquero Celda de Transformador - Grupo 1 509,17 509,17 509,17 509,17 S.E. Carhuaquero Celda de Transformador - Grupo 2 509,17 509,17 509,17 509,17 S.E. Carhuaquero Celda de Transformador - Grupo 3 509,17 509,17 509,17 509,17 S.E. Carhuaquero Celda de Transformador - Grupo 4 509,17 509,17 509,17 509,17 24 995,65 24 995,65 24 995,65 24 995,65 Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Edegel Huinco -Santa Rosa LT 220kV Huinco - Santa Rosa L-2001, 2002 16 309,97 16 309,97 16 309,97 16 309,97 Edegel Matucana LT 220kV Matucana - L-2716 1 959,08 1 959,08 1 959,08 1 959,08 Callahuanca Callahuanca Edegel Purunhuasi LT 220kV Purunhuasi - L-2007 3 694,40 3 694,40 3 694,40 3 694,40 Callahuanca Callahuanca Edegel Callahuanca LT 220kV Callahuanca - L-2008-10 979,41 10 979,41 10 979,41 10 979,41 Cajamarquilla Cajamarquilla L2009 Edegel Cajamarquilla LT 220kV Cajamarquilla - L-2014-L- 6 382,47 6 382,47 6 382,47 6 382,47 Chavarría Chavarría 2015 Edegel Callahuanca Huachipa LT 60kV Callahuanca - Huachipa L-6031 3 938,76 3 938,76 3 938,76 3 938,76 Edegel Callahuanca Huampaní LT 60kV Callahuanca - Huampaní L-6040 2 715,02 2 715,02 2 715,02 2 715,02 Edegel Callahuanca LT 60kV Callahuanca - L-6111 1 626,98 1 626,98 1 626,98 1 626,98 Moyopampa Moyopampa Edegel Moyopampa -Santa Rosa LT 60kV Moyopampa - Santa Rosa L-6011-6020 6 279,55 6 279,55 6 279,55 6 279,55 Edegel Moyopampa Chosica LT 60kV Moyopampa - Chosica L-6731 335,72 335,72 335,72 335,72 Edegel Huampaní -Ñaña LT 60kV Huampaní - Ñaña L-6544 908,90 908,90 908,90 908,90 Edegel Moyopampa Balnearios LT 60kV Moyopampa - Balnearios L-6060 4 450,41 4 450,41 4 450,41 4 450,41 Edegel Moyopampa LT 60kV Moyopampa - L-6055 2 732,52 2 732,52 2 732,52 2 732,52 Salamanca Salamanca Edegel Chimay -Yanango LT 220kV Chimay - Yanango L-2257 4 293,61 4 293,61 4 293,61 4 293,61 Edegel Yanango Pachachaca LT 220kV Yanango - Pachachaca L-2256 10 111,69 10 111,69 10 111,69 10 111,69 Edegel Callahuanca Celda 60kV Transformador G1 Callahuanca Celda 250,12 250,12 250,12 250,12 o Generación-Demanda Página 69 de 262

Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Edegel Huinco -Santa Rosa LT 220kV Huinco - Santa Rosa L-2001, 2002 16 309,97 16 309,97 16 309,97 16 309,97 Edegel Callahuanca Celda 60kV Transformador G2 Celda 250,12 250,12 250,12 250,12 Callahuanca Edegel Callahuanca Celda 60kV Transformador G3 Celda 250,12 250,12 250,12 250,12 Callahuanca Edegel Callahuanca Celda 60kV Transformador G4 Callahuanca Celda 250,12 250,12 250,12 250,12 Edegel Callahuanca Celda Transformador 220/60/10kV Celda 414,28 414,28 414,28 414,28 Callahuanca Edegel Moyopampa Celda 60kV Transformador G1 Celda 242,24 242,24 242,24 242,24 Moyopampa Edegel Moyopampa Celda 60kV Transformador G2 Celda 242,24 242,24 242,24 242,24 Moyopampa Edegel Moyopampa Celda 60kV Transformador G3 Celda 242,24 242,24 242,24 242,24 Moyopampa Edegel Huinco Celda 220kV Transformador G1 Celda 620,26 620,26 620,26 620,26 Huinco Edegel Huinco Celda 220kV Transformador G2 Celda 620,26 620,26 620,26 620,26 Huinco Edegel Huinco Celda 220kV Transformador G3 Celda 620,26 620,26 620,26 620,26 Huinco Edegel Huinco Celda 220kV Transformador G4 Celda 620,26 620,26 620,26 620,26 Huinco Edegel Yanango Celda 220kV Transformador G1 Celda 589,22 589,22 589,22 589,22 Yanango Edegel Huampaní Celda 60kV Transformador G1 Celda 189,87 189,87 189,87 189,87 Huampaní Edegel Huampaní Celda 60kV Transformador G2 Celda 189,87 189,87 189,87 189,87 Huampaní Edegel Santa Rosa Celda 220kV Transformador TG7 Celda 489,86 489,86 489,86 489,86 Santa Rosa Edegel Santa Rosa Celda 220kV Nuevo Celda 489,86 489,86 489,86 489,86 Transformador Santa Rosa (*) Edegel Ventanilla Celda 220kV Transformador TG3 Celda 419,29 419,29 419,29 419,29 Ventanilla Edegel Ventanilla Celda 220kV Transformador TG4 Ventanilla Celda 419,29 419,29 419,29 419,29 Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Electro Huanchor L-535 Línea 827,05 827,05 827,05 827,05 Andes Electro Huanchor San Mateo Celda 471,00 471,00 471,00 471,00 Andes Electro Andes Huanchor Carlos Francisco Celda 149,37 149,37 149,37 149,37 Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 San Gabán San Gabán San Gabán San Gabán San Gabán San Gabán - Azángaro L-1010 Línea 3 824,06 3 824,06 3 824,06 3 824,06 San Gabán - L-1009/1013 Línea 17 150,17 17 150,17 17 150,17 17 150,17 Azángaro San Gabán II Subestación Celda de 547,94 547,94 547,94 547,94 Línea a San Rafael - L- 1013 San Gabán II Subestación Celda de 547,94 547,94 547,94 547,94 Línea a Azángaro - L-1010 San Gabán II Subestación Celda de 353,66 353,66 353,66 353,66 Transformad or - 01GTA001T P o Generación-Demanda Página 70 de 262

Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 San Gabán San Gabán San Gabán San Gabán San Gabán San Gabán San Gabán Titular San Gabán - Azángaro L-1010 Línea 3 824,06 3 824,06 3 824,06 3 824,06 San Gabán II Subestación Celda de 353,66 353,66 353,66 353,66 Transformad or - 02GTA001T P Azángaro Subestación Celda de 509,94 509,94 509,94 509,94 Línea a San Rafael - L- 1009 Azángaro Subestación Celda de 509,94 509,94 509,94 509,94 Línea a San Gabán - L- 1010 Azángaro Subestación Celda de 0,00 0,00 0,00 0,00 Línea a Tintaya - L- 1006 Azángaro Subestación Celda de 509,94 509,94 509,94 509,94 Línea a Juliaca - L- 1011 Azángaro Subestación Celda de 73,58 73,58 73,58 73,58 Transformad or - T50-162 Sistema Eléctrico de de de de de de de de de de de Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Aguaytia - Tingo María Linea 6 220,92 6 220,92 6 220,92 6 220,92 Aguaytia - Tingo María Linea 6 304,93 6 304,93 6 304,93 6 304,93 Tingo María Vizcarra Linea 9 333,24 9 333,24 9 333,24 9 333,24 Tingo María - Vizcarra Linea 8 487,57 8 487,57 8 487,57 8 487,57 Tingo María - Vizcarra Linea 12 613,89 12 613,89 12 613,89 12 613,89 S.E. Aguaytia S.E. Aguaytia S.E. Aguaytia Celda de Línea - Tingo María Celda Transformador - Grupo 1 Celda Transformador - Grupo 2 1 706,18 1 706,18 1 706,18 1 706,18 1 567,39 1 567,39 1 567,39 1 567,39 1 567,39 1 567,39 1 567,39 1 567,39 S.E. Tingo María Celda de Línea - Aguaytia 1 345,79 1 345,79 1 345,79 1 345,79 S.E. Tingo María Celda de Línea - Vizcarra 1 345,79 1 345,79 1 345,79 1 345,79 S.E. Vizcarra Celda de Línea - Tingo María 1 716,42 1 716,42 1 716,42 1 716,42 TOTAL 52 209,51 52 209,51 52 209,51 52 209,51 Titular EGEMSA EGEMSA EGEMSA EGEMSA EGEMSA COSTO DE INVERSIÓN FINAL (miles US$) Sistema Eléctrico de Egemsa de Egemsa de Egemsa de Egemsa de Egemsa Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Linea 1001 Linea 5.420,66 Linea 1002 Linea 6.723,79 Linea 1003 Linea 952,48 Machupicchu Celda 265,61 Dolorespata Celda 265,61 - - - - - - - - - - - - - - - o Generación-Demanda Página 71 de 262

Titular EGEMSA EGEMSA EGEMSA EGEMSA Sistema Eléctrico de Egemsa de Egemsa de Egemsa de Egemsa Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Celda de Línea A Cachimayo Celda 276,02 - - - Quencoro Celda 276,02 - - - Quencoro Celda 277,58 - - - Cachimayo Celda 277,58 - - - Los costos anuales de operación y mantenimiento de la PROPUESTA FINAL son los que se muestran en el siguiente cuadro: Titular Sistema Eléctrico de de de de de de de de de de de Cuadro Nº 7-3 PROPUESTA FINAL COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO ANUAL (Miles US$) Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Aguaytia - Tingo María Linea 241,39 241,39 241,39 241,39 Aguaytia - Tingo María Linea 244,65 244,65 244,65 244,65 Tingo María Vizcarra Linea 362,16 362,16 362,16 362,16 Tingo María - Vizcarra Linea 329,35 329,35 329,35 329,35 Tingo María - Vizcarra Linea 489,46 489,46 489,46 489,46 S.E. Aguaytia Celda de Línea - Tingo María 66,21 66,21 66,21 66,21 S.E. Aguaytia Celda Transformador - Grupo 1 60,82 60,82 60,82 60,82 S.E. Aguaytia Celda Transformador - Grupo 2 60,82 60,82 60,82 60,82 S.E. Tingo María Celda de Línea - Aguaytia 52,22 52,22 52,22 52,22 S.E. Tingo María Celda de Línea - Vizcarra 52,22 52,22 52,22 52,22 S.E. Vizcarra Celda de Línea - Tingo María 66,60 66,60 66,60 66,60 TOTAL 2 025,91 2 025,91 2 025,91 2 025,91 Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Carhuaquero- Chiclayo Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Carhuaquero - Chiclayo Oeste Linea 215,30 215,30 215,30 215,30 1 - Huallanca Linea 121,56 121,56 121,56 121,56 1 - Huallanca Linea 87,41 87,41 87,41 87,41 1 - Huallanca Linea 90,84 90,84 90,84 90,84 1 - Huallanca Linea 6,88 6,88 6,88 6,88 1-2 Linea 20,85 20,85 20,85 20,85 1-2 Linea 16,00 16,00 16,00 16,00 S.E. 1 Celda de Transformador - T30-211 17,60 17,60 17,60 17,60 o Generación-Demanda Página 72 de 262

Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Huallanca Carhuaquero- Chiclayo Carhuaquero- Chiclayo Carhuaquero- Chiclayo Carhuaquero- Chiclayo Carhuaquero- Chiclayo S.E. 1 Celda de Transformador - T30-211 2,41 2,41 2,41 2,41 S.E. 1 Celda de Transformador - T30-211 1,64 1,64 1,64 1,64 S.E. 1 Transformador de Potencia - T30-211 - 100 MVA 90,31 90,31 90,31 90,31 S.E. Huallanca Celda de Línea - L-1103 12,26 12,26 12,26 12,26 S.E. Huallanca Celda de Línea - L-1104 12,13 12,13 12,13 12,13 S.E. Huallanca Celda de Línea - L-1127 12,13 12,13 12,13 12,13 S.E. Huallanca Celda de Línea - L-1132 0,00 0,00 0,00 0,00 S.E. Huallanca Celda de Transformador - Grupo 1 8,26 8,26 8,26 8,26 S.E. Huallanca Celda de Transformador - Grupo 2 8,26 8,26 8,26 8,26 S.E. Huallanca Celda de Transformador - Grupo 3 8,26 8,26 8,26 8,26 S.E. Huallanca Celda de Transformador - Grupo 4 8,26 8,26 8,26 8,26 S.E. Huallanca Celda de Transformador - Grupo 5 8,26 8,26 8,26 8,26 S.E. Huallanca Celda de Transformador - Grupo 6 8,26 8,26 8,26 8,26 S.E. Huallanca Celda de Transformador - T11 8,26 8,26 8,26 8,26 S.E. Huallanca Celda de Línea - L-6678 7,77 7,77 7,77 7,77 S.E. Huallanca Celda de Línea - L-6682 7,77 7,77 7,77 7,77 S.E. Huallanca Celda de Transformador - T11 6,25 6,25 6,25 6,25 S.E. Huallanca Celda de Transformador - T63 6,25 6,25 6,25 6,25 S.E. Huallanca Celda de Transformador - T11 2,56 2,56 2,56 2,56 S.E. Huallanca Celda de Transformador - T63 2,56 2,56 2,56 2,56 S.E. Huallanca Celda de Alimentador - Huallanca 2,71 2,71 2,71 2,71 S.E. Huallanca Celda de Alimentador - Huaylas 2,71 2,71 2,71 2,71 S.E. Huallanca Celda de Alimentador - Campamento 2,71 2,71 2,71 2,71 S.E. Huallanca Celda de Alimentador - Bocatoma 2,71 2,71 2,71 2,71 S.E. Huallanca S.E. Huallanca S.E. Huallanca Celda de Alimentador - Casa Fuerza Transformador de Potencia - T11-15 MVA Transformador de Potencia - T63-3 MVA 2,71 2,71 2,71 2,71 32,87 32,87 32,87 32,87 9,38 9,38 9,38 9,38 S.E. Carhuaquero Celda de Línea - L-2040 20,07 20,07 20,07 20,07 S.E. Carhuaquero Celda de Línea - Adinelsa 0,00 0,00 0,00 0,00 S.E. Carhuaquero Celda de Transformador - Grupo 1 17,34 17,34 17,34 17,34 S.E. Carhuaquero Celda de Transformador - Grupo 2 17,34 17,34 17,34 17,34 S.E. Carhuaquero Celda de Transformador - Grupo 3 17,34 17,34 17,34 17,34 S.E. Carhuaquero Celda de Transformador - Grupo 4 17,34 17,34 17,34 17,34 TOTAL 943,53 943,53 943,53 943,53 o Generación-Demanda Página 73 de 262

Titular Sistema Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Eléctrico Electro Andes Huanchor L-535 Línea 26,38 26,38 26,38 26,38 Electro Andes Huanchor San Mateo Celda 15,02 15,02 15,02 15,02 Electro Andes Huanchor Carlos Francisco Celda 4,77 4,77 4,77 4,77 Titular Sistema Elèctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 San Gabán San Gabán - Azángaro L-1010 Línea 112,78 112,78 112,78 112,78 San Gabán San Gabán - Azángaro L-1009/1013 Línea 505,79 505,79 505,79 505,79 San Gabán San Gabán II San Rafael - L-1013 San Gabán San Gabán II Azángaro - L-1010 San Gabán San Gabán II Celda de Transformador - 01GTA001TP San Gabán San Gabán II Celda de Transformador - 02GTA001TP San Gabán Azángaro San Rafael - L-1009 San Gabán Azángaro San Gabán - L-1010 San Gabán Azángaro Tintaya - L-1006 San Gabán Azángaro Juliaca - L-1011 San Gabán Azángaro Celda de Transformador - T50-162 Subestación Subestación Subestación Subestación Subestación Subestación Subestación Subestación Subestación 16,16 16,16 16,16 16,16 16,16 16,16 16,16 16,16 10,43 10,43 10,43 10,43 10,43 10,43 10,43 10,43 15,04 15,04 15,04 15,04 15,04 15,04 15,04 15,04 0,00 0,00 0,00 0,00 15,04 15,04 15,04 15,04 2,17 2,17 2,17 2,17 o Generación-Demanda Página 74 de 262

Titular Sistema Elèctrico Sistema Mantaro Lima Sistema Mantaro Lima Sistema Mantaro Lima Sistema Mantaro Lima Sistema Mantaro Lima Sistema Mantaro Lima Sistema Mantaro Lima Sistema Mantaro Lima Chilca-San Juan Chilca-San Juan Chilca-San Juan Chilca-San Juan Sistema Mantaro Lima Sistema Mantaro Lima Sistema Quencoro- Tintaya Sistema Azángaro Juliaca Puno Sistema Azángaro Juliaca Puno Aricota Toquepala Sistema Secundario Tumbes I- Chiclayo Oeste Guadalupe, Guadalupe Rural I- Chiclayo Oeste I- Chiclayo Oeste I- Chiclayo Oeste I- Chiclayo Oeste I- Chiclayo Oeste I- Chiclayo Oeste I- Chiclayo Oeste I- Chiclayo Oeste Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Campo Armiño - Línea Huancavelica Huancavelica - Línea Independencia Campo Armiño - Línea Pachachaca (*) Pachachaca (*) - Línea San Juan Campo Armiño - Línea Pachachaca Pachachaca - Línea Callahuanca Campo Armiño - Línea Huayucachi Huayucachi - Línea Zapallal San Juan - Línea Chilca San Juan - Línea Chilca Chilca - La Línea Cantera Chilca - Desierto Línea La Cantera - Línea Independencia Desierto - Línea Independencia Quencoro - Línea Tintaya Azangaro - Juliaca Línea Juliaca - Puno Línea Toquepala - Aricota Zorritos Chiclayo Guadalupe Línea C.T. Tumbes Carhuaquero Gallito Ciego Celda de Transformación Huallanca Huallanca Huallanca Celda del Autotransformación Celda del Autotransformación Celda de Transformación Transformador de Potencia 120 MVA 320,37 963,79 991,34 650,57 939,00 387,27 251,78 787,97 126,35 344,97 216,53 279,20 216,11 157,54 388,34 162,34 83,33 56,22 5,64 16,86 6,94 19,18 12,71 12,71 12,71 10,21 7,15 1,76 80,88 o Generación-Demanda Página 75 de 262

Titular Sistema Elèctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Sistema Zapallal Huayucachi Mantaro Lima L-2221 18,66 Ventanilla Ventanilla Celda de Transformación 15,37 Sistema Chavarría Callahuanca Mantaro Lima 16,40 Sistema Chavarría Cajamarquilla Mantaro Lima 16,40 Sistema Santa Rosa Huinco Secundario 15,60 Santa Rosa Sistema Santa Rosa Huinco Secundario 15,60 Santa Rosa Sistema Santa Rosa Celda de TG-Uti Secundario 13,01 Santa Rosa Chilca-San Chilca San Juan Juan 20,63 Chilca-San Chilca San Juan Juan 20,63 Chilca-San Chilca San Juan Juan 20,63 Sistema Chilca Cantera Mantaro Lima 20,63 Sistema Chilca Desierto Mantaro Lima 20,63 Chilca-San Chilca Celda de Transformación Juan 17,50 Chilca-San Chilca Celda de Transformación Juan 17,50 Chilca-San Chilca Celda de Transformación Juan 17,50 Chilca-San Chilca Celda de Transformación Juan 17,50 Sistema San Juan Pomacocha Mantaro Lima 16,33 Sistema San Juan Pomacocha Mantaro Lima 16,33 Chilca-San San Juan Chilca Juan 16,33 Chilca-San San Juan Chilca Juan 16,33 Chilca-San San Juan Chilca Juan 16,33 Sistema Independencia Desierto Mantaro Lima 15,82 Sistema Independencia Cantera Mantaro Lima 15,82 Sistema Independencia Mantaro Mantaro Lima 15,82 Sistema Independencia Huancavelica Mantaro Lima 15,82 Sistema Callahuanca Pachachaca Mantaro Lima 23,89 Sistema Callahuanca Pachachaca Mantaro Lima 23,89 Sistema Callahuanca Callahuanca Mantaro Lima 23,89 Sistema Pachachaca Purunhuasi Mantaro Lima 20,51 Sistema Pachachaca Purunhuasi Mantaro Lima 20,51 Sistema Pachachaca Mantaro Mantaro Lima 20,51 o Generación-Demanda Página 76 de 262

Titular Sistema Elèctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Sistema Pachachaca Mantaro Mantaro Lima 20,51 Sistema Pachachaca Mantaro Mantaro Lima 20,51 Sistema Pachachaca Mantaro Mantaro Lima 20,51 Sistema Pachachaca San Juan Mantaro Lima 20,51 Sistema Pachachaca San Juan Mantaro Lima 20,51 Sistema Huayucachi Mantaro Mantaro Lima 12,40 Sistema Huayucachi Zapallal Mantaro Lima 12,40 Sistema Huancavelica Mantaro Mantaro Lima 13,57 Sistema Huancavelica Mantaro Lima Independencia 13,57 Sistema Juliaca Azangaro Azángaro 8,15 Juliaca Puno Sistema Juliaca Puno Azángaro 8,15 Juliaca Puno Sistema Puno Juliaca Azángaro 8,08 Juliaca Puno Sistema Quencoro Machupichu Quencoro- 7,86 Tintaya Sistema Quencoro Tintaya Quencor- 7,86 Tintaya Sistema Tintaya Quencoro Quencoro- 7,79 Tintaya Aricota Toquepala Aricota Toquepala 5,93 Sistema Piura Oeste - Línea Nacional Chiclayo Oeste 495,63 Sistema Trujillo Norte - Línea Nacional 1 347,37 Sistema Trujillo Norte - Línea Nacional 1 367,79 Sistema Zapallal - Línea Nacional Ventanilla 107,31 Sistema Ventanilla - Línea Nacional Chavarria 56,58 Sistema Santa Rosa - Línea Nacional San Juan 157,04 Paramonga Paramonga Línea Nueva Nueva - 1 258,52 Paramonga Zapallal - Línea Nueva Paramonga Nueva 187,17 Sistema Tintaya - Callalli Línea Nacional 203,60 Sistema Santuario - Línea Nacional Callalli 200,89 Sistema Santuario - Línea Nacional Socabaya 87,90 Sistema Socabaya - Línea Nacional Cerro Verde 34,52 Piura, Sullana- Piura Chiclayo 10,88 o Generación-Demanda Página 77 de 262

Titular Sistema Elèctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 El Arenal- Oeste Paita,Bajo Piura, Chulucanas Chiclayo y Chiclayo Piura Oesta Chiclayo Baja 16,86 densidad Trujillo Trujillo 1 16,33 Trujillo Trujillo 1 16,33, rural Paramonga Nueva 20,51 y Casma Rural, Trujillo Norte rural 20,51 y Casma Rural, Trujillo Norte rural y Casma Rural 20,51 Paramonga Paramonga 1 Nueva 16,14 Paramonga Paramonga Zapallal Nueva 16,14 Paramonga Paramonga Celda de Transformación Nueva 13,46 Paramonga Paramonga Paramonga Nueva Ex 7,78 Paramonga Paramonga Celda de Transformación Nueva 5,20 Paramonga Paramonga Transformador de Potencia 50 Nueva MVA 60,15 Lima Norte Zapallal Ventanilla L- 2243 18,66 Lima Norte Zapallal Ventanilla L- 2242 18,66 Lima Norte Zapallal Paramonga Nueva L-2214 18,66 Lima Norte Ventanilla Zapallal 18,26 Lima Norte Ventanilla Zapallal 18,26 Lima Norte Ventanilla Chavarria 18,26 Lima Norte Ventanilla Chavarria 18,26 Lima Norte Chavarría Ventanilla 16,40 Lima Norte Chavarría Ventanilla 16,40 Lima Norte y Santa Rosa San Juan Sur 15,60 Lima Norte y Santa Rosa San Juan Sur 15,60 Lima Sur San Juan Santa Rosa 16,33 Lima Sur San Juan Santa Rosa 16,33 Valle del Colca Callalli Tintaya 8,84 Valle del Colca Callalli Santuarios 8,84 Ilo Cerro Verde Socabaya 12,99 Ilo Cerro Verde Socabaya 12,99 Arequipa Santuario Callalli 10,21 Arequipa Santuario Socabaya 10,21 Arequipa Santuario Socabaya 10,21 Arequipa Socabaya Santuario 10,39 Arequipa Socabaya Santuario 10,39 Arequipa Socabaya Cerro Verde 10,39 Arequipa Socabaya Cerro Verde 10,39 Yauri Tintaya Callalli 7,79 TOTAL 11 374,79 0,00 0,00 0,00 COYM FINAL - miles US$ o Generación-Demanda Página 78 de 262

Titular EGEMSA EGEMSA EGEMSA EGEMSA EGEMSA EGEMSA EGEMSA EGEMSA EGEMSA Sistema Eléctrico de Egemsa de Egemsa de Egemsa de Egemsa de Egemsa de Egemsa de Egemsa de Egemsa de Egemsa Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Linea 1001 LINEA 159,91 - - - Linea 1002 LINEA 198,35 - - - Linea 1003 LINEA 28,10 - - - Machupicchu CELDA 7,84 - - - Dolorespata CELDA 7,84 - - - Celda de Línea A Cachimayo CELDA 8,14 - - - Quencoro CELDA 8,14 - - - Quencoro CELDA 8,19 - - - Cachimayo CELDA 8,19 - - - 7.4 Compensaciones y Fórmula de Actualización 7.4.1 CMA Los CMA por año correspondiente al SER de la PROPUESTA FINAL, son los que se muestran a continuación: Titular Sistema Eléctrico de de de de de de de de de de de Cuadro Nº 7-4 PROPUESTA FINAL CMA (Nuevos Soles) Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 AGUAYTIA - TINGO MARÍA Línea 3 184 985,29 3 184 985,29 3 184 985,29 3 184 985,29 AGUAYTIA - TINGO MARÍA Línea 3 227 996,59 3 227 996,59 3 227 996,59 3 227 996,59 TINGO MARÍA - VIZCARRA Línea 4 778 430,66 4 778 430,66 4 778 430,66 4 778 430,66 TINGO MARÍA - VIZCARRA Línea 4 345 467,22 4 345 467,22 4 345 467,22 4 345 467,22 TINGO MARÍA - VIZCARRA Línea 6 458 057,49 6 458 057,49 6 458 057,49 6 458 057,49 S.E. Aguaytia Celda de Línea - Tingo María 873 529,48 873 529,48 873 529,48 873 529,48 S.E. Aguaytia Celda Transformador - Grupo 1 802 472,40 802 472,40 802 472,40 802 472,40 S.E. Aguaytia Celda Transformador - Grupo 2 802 472,40 802 472,40 802 472,40 802 472,40 S.E. Tingo María Celda de Línea - Aguaytia 689 017,81 689 017,81 689 017,81 689 017,81 S.E. Tingo María Celda de Línea - Vizcarra 689 017,81 689 017,81 689 017,81 689 017,81 S.E. Vizcarra Celda de Línea - Tingo María 878 772,68 878 772,68 878 772,68 878 772,68 TOTAL 26 730 219,82 26 730 219,82 26 730 219,82 26 730 219,82 o Generación-Demanda Página 79 de 262

Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 3 142 246,51 3 142 246,51 3 142 246,51 3 142 246,51 Carhuaquero - Carhuaquero- Linea Chiclayo Oeste Chiclayo 1 774 129,56 1 774 129,56 1 774 129,56 1 774 129,56 1 Huallanca Linea Huallanca 1 430 783,85 1 430 783,85 1 430 783,85 1 430 783,85 1 Huallanca Linea Huallanca 1 486 872,96 1 486 872,96 1 486 872,96 1 486 872,96 1 Huallanca Linea Huallanca 112 593,90 112 593,90 112 593,90 112 593,90 1 Huallanca Linea Huallanca 304 363,44 304 363,44 304 363,44 304 363,44 1 - Huallanca Linea 2 233 475,29 233 475,29 233 475,29 233 475,29 1 - Huallanca Linea 2 256 879,43 256 879,43 256 879,43 256 879,43 Celda de Transformador Huallanca S.E. 1 - T30-211 35 184,44 35 184,44 35 184,44 35 184,44 Celda de Transformador Huallanca S.E. 1 - T30-211 22 459,78 22 459,78 22 459,78 22 459,78 Celda de Transformador Huallanca S.E. 1 - T30-211 Transformador de 1 318 112,55 1 318 112,55 1 318 112,55 1 318 112,55 Huallanca S.E. 1 Potencia - T30-211 - 100 MVA 200 680,36 200 680,36 200 680,36 200 680,36 Huallanca S.E. Huallanca Celda de Línea - L-1103 198 495,59 198 495,59 198 495,59 198 495,59 Huallanca S.E. Huallanca Celda de Línea - L-1104 198 495,59 198 495,59 198 495,59 198 495,59 Huallanca S.E. Huallanca Celda de Línea - L-1127 - - - - Huallanca S.E. Huallanca Celda de Línea - L-1132 135 135,77 135 135,77 135 135,77 135 135,77 Celda de Transformador Huallanca S.E. Huallanca - Grupo 1 135 135,77 135 135,77 135 135,77 135 135,77 Celda de Transformador Huallanca S.E. Huallanca - Grupo 2 135 135,77 135 135,77 135 135,77 135 135,77 Celda de Transformador Huallanca S.E. Huallanca - Grupo 3 135 135,77 135 135,77 135 135,77 135 135,77 Celda de Transformador Huallanca S.E. Huallanca - Grupo 4 135 135,77 135 135,77 135 135,77 135 135,77 Celda de Transformador Huallanca S.E. Huallanca - Grupo 5 135 135,77 135 135,77 135 135,77 135 135,77 Celda de Transformador Huallanca S.E. Huallanca - Grupo 6 135 135,77 135 135,77 135 135,77 135 135,77 Celda de Transformador Huallanca S.E. Huallanca - T11 119 397,65 119 397,65 119 397,65 119 397,65 S.E. Huallanca Celda de Línea - L-6678 Huallanca o Generación-Demanda Página 80 de 262

Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Huallanca S.E. Huallanca Celda de Línea - L-6682 119 397,65 119 397,65 119 397,65 119 397,65 96 064,37 96 064,37 96 064,37 96 064,37 Celda de Transformador Huallanca S.E. Huallanca - T11 96 064,37 96 064,37 96 064,37 96 064,37 Celda de Transformador Huallanca S.E. Huallanca - T63 30 302,18 30 302,18 30 302,18 30 302,18 Celda de Transformador Huallanca S.E. Huallanca - T11 30 302,18 30 302,18 30 302,18 30 302,18 Celda de Transformador Huallanca S.E. Huallanca - T63 32 133,35 32 133,35 32 133,35 32 133,35 Celda de Alimentador - Huallanca S.E. Huallanca Huallanca 32 133,35 32 133,35 32 133,35 32 133,35 Celda de Alimentador - Huallanca S.E. Huallanca Huaylas 32 133,35 32 133,35 32 133,35 32 133,35 Celda de Alimentador - Huallanca S.E. Huallanca Campamento 32 133,35 32 133,35 32 133,35 32 133,35 Celda de Alimentador - Huallanca S.E. Huallanca Bocatoma 32 133,35 32 133,35 32 133,35 32 133,35 Celda de Alimentador - Huallanca S.E. Huallanca Casa Fuerza Transformador de 538 064,70 538 064,70 538 064,70 538 064,70 Huallanca S.E. Huallanca Potencia - T11-15 MVA 144 262,88 144 262,88 144 262,88 144 262,88 Transformador de Huallanca S.E. Huallanca Potencia - T63-3 MVA 292 943,56 292 943,56 292 943,56 292 943,56 Carhuaquero- Chiclayo S.E. Carhuaquero Celda de Línea - L-2040 - - - - Celda de Línea - Carhuaquero- S.E. Carhuaquero Adinelsa Chiclayo 253 090,29 253 090,29 253 090,29 253 090,29 Celda de Transformador Carhuaquero- S.E. Carhuaquero - Grupo 1 Chiclayo 253 090,29 253 090,29 253 090,29 253 090,29 Celda de Transformador Carhuaquero- S.E. Carhuaquero - Grupo 2 Chiclayo 253 090,29 253 090,29 253 090,29 253 090,29 Celda de Transformador Carhuaquero- S.E. Carhuaquero - Grupo 3 Chiclayo 253 090,29 253 090,29 253 090,29 253 090,29 Celda de Transformador Carhuaquero- S.E. Carhuaquero - Grupo 4 Chiclayo TOTAL 14 300 551,08 14 300 551,08 14 300 551,08 14 300 551,08 (*) Se ha utilizado 3,142 S/./US$, como tipo de cambio al 31.12.2008 Titular Sistema Elèctrico Edegel Huinco -Santa Rosa Edegel Matucana - Callahuanca Edegel Purunhuasi - Callahuanca Edegel Callahuanca - Cajamarquilla Edegel Cajamarquilla - Chavarría Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 LT 220kV Huinco - Santa Rosa L-2001, 2002 8 109 341,29 8 109 341,29 8 109 341,29 8 109 341,29 LT 220kV Matucana - Callahuanca LT 220kV Purunhuasi - Callahuanca LT 220kV Callahuanca - Cajamarquilla LT 220kV Cajamarquilla - Chavarría L-2716 974 059,31 974 059,31 974 059,31 974 059,31 L-2007 1 836 860,31 1 836 860,31 1 836 860,31 1 836 860,31 L-2008-L2009 5 458 982,01 5 458 982,01 5 458 982,01 5 458 982,01 L-2014-L-2015 3 173 375,14 3 173 375,14 3 173 375,14 3 173 375,14 o Generación-Demanda Página 81 de 262

Titular Sistema Elèctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Edegel Callahuanca - LT 60kV Callahuanca - L-6031 1 947 221,80 1 947 221,80 1 947 221,80 1 947 221,80 Huachipa Huachipa Edegel Callahuanca - Huampaní LT 60kV Callahuanca - Huampaní L-6040 1 342 235,58 1 342 235,58 1 342 235,58 1 342 235,58 Edegel Callahuanca - Moyopampa LT 60kV Callahuanca - Moyopampa L-6111 804 334,34 804 334,34 804 334,34 804 334,34 Edegel Moyopampa - Santa Rosa LT 60kV Moyopampa - Santa Rosa L-6011-6020 3 104 446,49 3 104 446,49 3 104 446,49 3 104 446,49 Edegel Moyopampa - Chosica LT 60kV Moyopampa - Chosica L-6731 165 969,26 165 969,26 165 969,26 165 969,26 Edegel Huampaní -Ñaña LT 60kV Huampaní - Ñaña L-6544 449 335,93 449 335,93 449 335,93 449 335,93 Edegel Moyopampa - LT 60kV Moyopampa - L-6060 2 200 166,36 2 200 166,36 2 200 166,36 2 200 166,36 Balnearios Balnearios Edegel Moyopampa - LT 60kV Moyopampa - L-6055 1 350 885,95 1 350 885,95 1 350 885,95 1 350 885,95 Salamanca Salamanca Edegel Chimay - LT 220kV Chimay - Yanango L-2257 2 114 555,56 2 114 555,56 2 114 555,56 2 114 555,56 Yanango Edegel Yanango - Pachachaca LT 220kV Yanango - Pachachaca L-2256 4 881 400,07 4 881 400,07 4 881 400,07 4 881 400,07 Edegel Callahuanca Celda 60kV Transformador G1 Celda 123 651,69 123 651,69 123 651,69 123 651,69 Callahuanca Edegel Callahuanca Celda 60kV Transformador G2 Celda 123 651,69 123 651,69 123 651,69 123 651,69 Callahuanca Edegel Callahuanca Celda 60kV Transformador G3 Celda 123 651,69 123 651,69 123 651,69 123 651,69 Callahuanca Edegel Callahuanca Celda 60kV Transformador G4 Celda 123 651,69 123 651,69 123 651,69 123 651,69 Callahuanca Edegel Callahuanca Celda Transformador Celda 205 978,23 205 978,23 205 978,23 205 978,23 220/60/10kV Callahuanca Edegel Moyopampa Celda 60kV Transformador G1 Celda 119 755,06 119 755,06 119 755,06 119 755,06 Moyopampa Edegel Moyopampa Celda 60kV Transformador G2 Celda 119 755,06 119 755,06 119 755,06 119 755,06 Moyopampa Edegel Moyopampa Celda 60kV Transformador G3 Celda 119 755,06 119 755,06 119 755,06 119 755,06 Moyopampa Edegel Huinco Celda 220kV Transformador G1 Celda 308 396,41 308 396,41 308 396,41 308 396,41 Huinco Edegel Huinco Celda 220kV Transformador G2 Celda 308 396,41 308 396,41 308 396,41 308 396,41 Huinco Edegel Huinco Celda 220kV Transformador G3 Celda 308 396,41 308 396,41 308 396,41 308 396,41 Huinco Edegel Huinco Celda 220kV Transformador G4 Celda 308 396,41 308 396,41 308 396,41 308 396,41 Huinco Edegel Yanango Celda 220kV Transformador G1 Celda 292 959,91 292 959,91 292 959,91 292 959,91 Yanango Edegel Huampaní Celda 60kV Transformador G1 Celda 93 868,46 93 868,46 93 868,46 93 868,46 Huampaní Edegel Huampaní Celda 60kV Transformador G2 Celda 93 868,46 93 868,46 93 868,46 93 868,46 Huampaní Edegel Santa Rosa Celda 220kV Transformador Celda 243 561,44 243 561,44 243 561,44 243 561,44 TG7 Santa Rosa Edegel Santa Rosa Celda 220kV Nuevo Celda 243 561,44 243 561,44 243 561,44 243 561,44 Transformador Santa Rosa (*) Edegel Ventanilla Celda 220kV Transformador Celda 208 471,58 208 471,58 208 471,58 208 471,58 TG3 Ventanilla Edegel Ventanilla Celda 220kV Transformador Celda 208 471,58 208 471,58 208 471,58 208 471,58 TG4 Ventanilla NOTA: Se ha utilizado 3,142 S/./US$, como tipo de cambio al 31.12.2008 Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 o Generación-Demanda Página 82 de 262

Electro Huanchor L-535 Línea 405 492,26 405 492,26 405 492,26 405 492,26 Andes Electro Huanchor San Mateo Celda 230 926,36 230 926,36 230 926,36 230 926,36 Andes Electro Huanchor Carlos Francisco Celda 73 236,86 73 236,86 73 236,86 73 236,86 Andes NOTA: Se ha utilizado 3,142 S/./US$, como tipo de cambio al 31.12.2008 Titular San Gabán San Gabán San Gabán San Gabán San Gabán San Gabán San Gabán San Gabán San Gabán San Gabán San Gabán Sistema Eléctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 San Gabán L-1010 Línea 1 845 960,84 1 845 960,84 1 845 960,84 1 845 960,84 Azángaro San Gabán L-1009/1013 Línea 8 278 767,12 8 278 767,12 8 278 767,12 8 278 767,12 Azángaro San Gabán II San Subestación 264 503,37 264 503,37 264 503,37 264 503,37 Rafael - L-1013 San Gabán II Azángaro Subestación 264 503,37 264 503,37 264 503,37 264 503,37 - L-1010 San Gabán II Celda de Transformador - Subestación 170 719,87 170 719,87 170 719,87 170 719,87 01GTA001TP San Gabán II Celda de Transformador - Subestación 170 719,87 170 719,87 170 719,87 170 719,87 02GTA001TP Azángaro San Subestación 246 158,24 246 158,24 246 158,24 246 158,24 Rafael - L-1009 Azángaro San Subestación 246 158,24 246 158,24 246 158,24 246 158,24 Gabán - L-1010 Azángaro Tintaya - Subestación 0,00 0,00 0,00 0,00 L-1006 Azángaro Juliaca - Subestación 246 158,24 246 158,24 246 158,24 246 158,24 L-1011 Azángaro Celda de Transformador - Subestación 35 520,00 35 520,00 35 520,00 35 520,00 T50-162 Titular Sistema Elèctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Sistema Mantaro Lima Campo Armiño - Línea 5 242 677,93 Huancavelica Sistema Mantaro Lima Huancavelica - Línea 15 771 798,01 Independencia Sistema Mantaro Lima Campo Armiño - Línea 16 222 566,52 Pachachaca (*) Sistema Mantaro Lima Pachachaca (*) - Línea 10 646 118,26 San Juan Sistema Mantaro Lima Campo Armiño - Línea 15 366 007,44 Pachachaca Sistema Mantaro Lima Pachachaca - Línea 6 337 334,92 Callahuanca Sistema Mantaro Lima Campo Armiño - Línea 4 120 236,23 Huayucachi Sistema Mantaro Lima Huayucachi - Zapallal Línea 12 894 502,02 Chilca-San Juan San Juan - Chilca Línea 1 842 295,72 Chilca-San Juan San Juan - Chilca Línea 5 029 829,69 Chilca-San Juan Chilca - La Cantera Línea 3 157 085,18 Chilca-San Juan Chilca - Desierto Línea 4 070 848,71 Sistema Mantaro Lima La Cantera - Línea 3 151 026,24 Independencia Sistema Mantaro Lima Desierto - Independencia Línea 2 297 094,72 Sistema Quencoro- Quencoro - Tintaya Línea 6 354 849,33 Tintaya Sistema Azángaro Azangaro - Juliaca Línea 2 656 652,63 Juliaca Puno Sistema Azángaro Juliaca - Puno Línea 1 363 640,76 Juliaca Puno Aricota Toquepala Toquepala - Aricota Línea 864 047,58 o Generación-Demanda Página 83 de 262

Titular Sistema Elèctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Sistema Mantaro Lima Campo Armiño - Línea 5 242 677,93 Huancavelica Sistema Secundario Tumbes Zorritos Celda de Línea a C.T. 83 916,02 I-Chiclayo Oeste Guadalupe, Guadalupe Rural I-Chiclayo Oeste I-Chiclayo Oeste I-Chiclayo Oeste I-Chiclayo Oeste I-Chiclayo Oeste I-Chiclayo Oeste I-Chiclayo Oeste I-Chiclayo Oeste Chiclayo Guadalupe Tumbes Celda de Línea a Carhuaquero Celda de Línea a Gallito Ciego Celda de Transformació n Celda de Línea a Huallanca Celda de Línea a Huallanca Celda de Línea a Huallanca Celda del Autotransform ación Celda del Autotransform ación Celda de Transformació n Transformador de Potencia 120 MVA Sistema Mantaro Lima Zapallal Celda de Línea a Huayucachi L- 2221 Ventanilla Ventanilla Celda de Transformació n Sistema Mantaro Lima Chavarría Celda de Línea a Callahuanca Sistema Mantaro Lima Chavarría Celda de Línea a Sistema Secundario Santa Rosa Sistema Secundario Santa Rosa Santa Rosa Santa Rosa Cajamarquilla Celda de Línea a Huinco Celda de Línea a Huinco Sistema Secundario Santa Rosa Santa Rosa Celda de TG- Uti Chilca-San Juan Chilca Celda de Línea a San Juan Chilca-San Juan Chilca Celda de Línea a San Juan Chilca-San Juan Chilca Celda de Línea a San Juan Sistema Mantaro Lima Chilca Celda de Línea a Cantera Sistema Mantaro Lima Chilca Celda de Línea a Desierto Chilca-San Juan Chilca Celda de Transformació 245 785,04 103 270,31 279 584,19 185 273,18 185 273,18 185 273,18 148 911,63 104 238,14 24 055,44 1 179 208,90 272 025,03 224 171,04 239 178,36 239 178,36 227 411,70 227 411,70 189 741,05 300 776,14 300 776,14 300 776,14 300 776,14 300 776,14 255 231,74 o Generación-Demanda Página 84 de 262

Titular Sistema Elèctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Sistema Mantaro Lima Campo Armiño - Línea 5 242 677,93 Huancavelica n Chilca-San Juan Chilca Celda de 255 231,74 Transformació n Chilca-San Juan Chilca Celda de 255 231,74 Transformació n Chilca-San Juan Chilca Celda de 255 231,74 Transformació n Sistema Mantaro Lima San Juan Celda de 238 153,36 Línea a Pomacocha Sistema Mantaro Lima San Juan Celda de 238 153,36 Línea a Pomacocha Chilca-San Juan San Juan Celda de 238 153,36 Línea a Chilca Chilca-San Juan San Juan Celda de 238 153,36 Línea a Chilca Chilca-San Juan San Juan Celda de 238 153,36 Línea a Chilca Sistema Mantaro Lima Independencia Celda de 230 674,85 Línea a Desierto Sistema Mantaro Lima Independencia Celda de 230 674,85 Línea a Cantera Sistema Mantaro Lima Independencia Celda de 230 674,85 Línea a Mantaro Sistema Mantaro Lima Independencia Celda de 230 674,85 Línea a Huancavelica Sistema Mantaro Lima Callahuanca Celda de 390 923,45 Línea a Pachachaca Sistema Mantaro Lima Callahuanca Celda de 390 923,45 Línea a Pachachaca Sistema Mantaro Lima Callahuanca Celda de 390 923,45 Línea a Callahuanca Sistema Mantaro Lima Pachachaca Celda de 335 587,43 Línea a Purunhuasi Sistema Mantaro Lima Pachachaca Celda de 335 587,43 Línea a Purunhuasi Sistema Mantaro Lima Pachachaca Celda de 335 587,43 Línea a Mantaro Sistema Mantaro Lima Pachachaca Celda de 335 587,43 Línea a Mantaro Sistema Mantaro Lima Pachachaca Celda de 335 587,43 Línea a Mantaro Sistema Mantaro Lima Pachachaca Celda de 335 587,43 Línea a Mantaro Sistema Mantaro Lima Pachachaca Celda de 335 587,43 Línea a San Juan Sistema Mantaro Lima Pachachaca Celda de 335 587,43 Línea a San Juan Sistema Mantaro Lima Huayucachi Celda de Línea a Mantaro 202 949,99 o Generación-Demanda Página 85 de 262

Titular Sistema Elèctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Sistema Mantaro Lima Campo Armiño - Línea 5 242 677,93 Huancavelica Sistema Mantaro Lima Huayucachi Celda de 202 949,99 Línea a Zapallal Sistema Mantaro Lima Huancavelica Celda de 222 053,46 Línea a Mantaro Sistema Mantaro Lima Huancavelica Celda de 222 053,46 Línea a Independencia Sistema Azángaro Juliaca Celda de 133 294,80 Juliaca Puno Línea a Azangaro Sistema Azángaro Juliaca Celda de 133 294,80 Juliaca Puno Sistema Azángaro Juliaca Puno Sistema Quencoro- Tintaya Sistema Quencor- Tintaya Sistema Quencoro- Tintaya Puno Quencoro Quencoro Tintaya Línea a Puno Celda de Línea a Juliaca Celda de Línea a Machupichu Celda de Línea a Tintaya Celda de Línea a Quencoro Aricota Toquepala Toquepala Celda de Línea a Aricota 132 278,46 128 576,78 128 576,78 127 399,39 91 104,42 Sistema Nacional Piura Oeste - Línea 7 226 601,03 Chiclayo Oeste Sistema Nacional Trujillo Norte - Línea 5 064 893,16 1 Sistema Nacional Trujillo Norte - Linea Línea Sistema Nacional Zapallal - Ventanilla Línea 1 564 672,96 Sistema Nacional Ventanilla - Línea 824 961,01 Chavarria Sistema Nacional Santa Rosa - San Línea 2 289 788,60 Juan Paramonga Nueva Paramonga Nueva - Línea 3 769 318,94 1 Paramonga Nueva Zapallal - Paramonga Nueva Línea 2 729 082,04 Sistema Nacional Tintaya - Callalli Línea 3 331 706,08 Sistema Nacional Santuario - Callalli Línea 3 287 479,89 Sistema Nacional Santuario - Línea 1 438 349,33 Socabaya Sistema Nacional Socabaya - Cerro Línea 564 879,01 Verde Piura, Sullana-El Arenal-Paita,Bajo Piura, Chulucanas Piura Celda de Línea a Chiclayo 158 690,06 Chiclayo y Chiclayo Baja densidad Chiclayo Oeste Celda de Línea a Piura Oesta Trujillo Trujillo Celda de Línea a 1 Trujillo Trujillo Celda de Línea a 1, rural y Casma Rural, rural y Casma Rural Celda de Línea a Paramonga Nueva Celda de Línea a Trujillo Norte 245 785,04 238 162,92 238 162,92 299 072,83 299 072,83 o Generación-Demanda Página 86 de 262

Titular Sistema Elèctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Sistema Mantaro Lima Campo Armiño - Línea 5 242 677,93 Huancavelica, Celda de 299 072,83 rural y Casma Rural Línea a Trujillo Norte Paramonga Nueva Paramonga Celda de 235 308,70 Línea a 1 Paramonga Nueva Paramonga Celda de 235 308,70 Línea a Zapallal Paramonga Nueva Paramonga Celda de 196 264,29 Transformació n Paramonga Nueva Paramonga Celda de 113 423,03 Línea a Paramonga Ex Paramonga Nueva Paramonga Celda de 75 867,60 Transformació n Paramonga Nueva Paramonga Transformador 877 020,98 de Potencia 50 MVA Lima Norte Zapallal Celda de 272 025,03 Línea a Ventanilla L- 2243 Lima Norte Zapallal Celda de 272 025,03 Línea a Ventanilla L- 2242 Lima Norte Zapallal Celda de 272 025,03 Línea a Paramonga Nueva L-2214 Lima Norte Ventanilla Celda de 266 214,81 Línea a Zapallal Lima Norte Ventanilla Celda de 266 214,81 Línea a Zapallal Lima Norte Ventanilla Celda de 266 214,81 Línea a Chavarria Lima Norte Ventanilla Celda de 266 214,81 Línea a Chavarria Lima Norte Chavarría Celda de 239 178,36 Línea a Ventanilla Lima Norte Chavarría Celda de 239 178,36 Línea a Ventanilla Lima Norte y Sur Santa Rosa Celda de 227 411,70 Línea a San Juan Lima Norte y Sur Santa Rosa Celda de 227 411,70 Línea a San Juan Lima Sur San Juan Celda de 238 153,36 Línea a Santa Rosa Lima Sur San Juan Celda de 238 153,36 Línea a Santa Rosa Valle del Colca Callalli Celda de 144 639,92 Línea a Tintaya Valle del Colca Callalli Celda de 144 639,92 Línea a Santuarios Ilo Cerro Verde Celda de Línea a 212 570,57 o Generación-Demanda Página 87 de 262

Titular Sistema Elèctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Sistema Mantaro Lima Campo Armiño - Línea 5 242 677,93 Huancavelica Socabaya Ilo Cerro Verde Celda de 212 570,57 Línea a Socabaya Arequipa Santuario Celda de 167 075,81 Línea a Callalli Arequipa Santuario Celda de 167 075,81 Línea a Socabaya Arequipa Santuario Celda de 167 075,81 Línea a Socabaya Arequipa Socabaya Celda de 170 010,21 Línea a Santuario Arequipa Socabaya Celda de 170 010,21 Línea a Santuario Arequipa Socabaya Celda de 170 010,21 Línea a Cerro Verde Arequipa Socabaya Celda de 170 010,21 Línea a Cerro Verde Yauri Tintaya Celda de 127 399,39 Línea a Callalli TOTAL 178 231 810,02 0,00 0,00 0,00 NOTA: Se ha utilizado 3,142 S/./US$, como tipo de cambio al 31.12.2008 CMA FINAL - Nuevos Soles Titular EGEMSA EGEMSA EGEMSA EGEMSA EGEMSA EGEMSA EGEMSA EGEMSA EGEMSA TC 3.142 S/, Sistema Eléctrico de Egemsa de Egemsa de Egemsa de Egemsa de Egemsa de Egemsa de Egemsa de Egemsa de Egemsa Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Linea 1001 Linea 2.616.814,04 - - - Linea 1002 Linea 3.245.898,45 - - - Linea 1003 Linea 459.807,23 - - - Machupicchu Celda 128.225,16 - - - Dolorespata Celda 128.225,16 - - - Celda de Línea A Cachimayo Celda 133.248,80 - - - Quencoro Celda 133.248,80 - - - Quencoro Celda 133.999,01 - - - Cachimayo Celda 133.999,01 - - - 7.4.2 Compensaciones Mensuales Las compensaciones mensuales correspondientes al SER de la PROPUESTA FINAL, son los que se muestran a continuación: o Generación-Demanda Página 88 de 262

Cuadro Nº 7-5 PROPUESTA FINAL Compensaciones Mensuales (Nuevos Soles) Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento CM Nuevos soles de Aguaytía - Tingo María Linea 239 134,62 de Aguaytía-Tingo María Linea 242 363,99 de Tingo María-Vizcarra Linea 358 773,47 de Tingo María-Vizcarra Linea 326 265,77 de Tingo María-Vizcarra Linea 484 882,97 de S.E. Aguaytia Celda de Línea - Tingo María 65 586,22 de S.E. Aguaytia Celda Transformador - Grupo 1 60 251,12 de S.E. Aguaytia Celda Transformador - Grupo 2 60 251,12 de S.E. Tingo María Celda de Línea - Aguaytia 51 732,74 de S.E. Tingo María Celda de Línea - Vizcarra 51 732,74 de S.E. Vizcarra Celda de Línea - Tingo María 65 979,89 TOTAL 2 006 954,65 NOTA: (1) El tipo de cambio empleado por la empresa es de: 2,9834 S/. / US$ o Generación-Demanda Página 89 de 262

Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento CM Nuevos soles Carhuaquero- Carhuaquero - Chiclayo Oeste Linea 235 925,72 Chiclayo Huallanca 1 - Huallanca Linea 133 204,95 Huallanca 1 - Huallanca Linea 107 425,91 Huallanca 1 - Huallanca Linea 111 637,19 Huallanca 1 - Huallanca Linea 8 453,76 Huallanca 1-2 Linea 22 852,17 Huallanca 1-2 Linea 17 529,76 Huallanca S.E. 1 Celda de Transformador - T30-211 19 286,99 Huallanca S.E. 1 Celda de Transformador - T30-211 2 641,71 Huallanca S.E. 1 Celda de Transformador - T30-211 1 686,32 Transformador de Potencia - T30-211 - Huallanca S.E. 1 100 MVA 98 966,34 Huallanca S.E. Huallanca Celda de Línea - L-1103 15 067,45 Huallanca S.E. Huallanca Celda de Línea - L-1104 14 903,42 Huallanca S.E. Huallanca Celda de Línea - L-1127 14 903,42 Huallanca S.E. Huallanca Celda de Línea - L-1132 0,00 Huallanca S.E. Huallanca Celda de Transformador - Grupo 1 10 146,25 Huallanca S.E. Huallanca Celda de Transformador - Grupo 2 10 146,25 Huallanca S.E. Huallanca Celda de Transformador - Grupo 3 10 146,25 Huallanca S.E. Huallanca Celda de Transformador - Grupo 4 10 146,25 Huallanca S.E. Huallanca Celda de Transformador - Grupo 5 10 146,25 Huallanca S.E. Huallanca Celda de Transformador - Grupo 6 10 146,25 Huallanca S.E. Huallanca Celda de Transformador - T11 10 146,25 S.E. Huallanca Celda de Línea - L-6678 8 964,60 o Generación-Demanda Página 90 de 262

Huallanca Huallanca S.E. Huallanca Celda de Línea - L-6682 8 964,60 Huallanca S.E. Huallanca Celda de Transformador - T11 7 212,69 Huallanca S.E. Huallanca Celda de Transformador - T63 7 212,69 Huallanca S.E. Huallanca Celda de Transformador - T11 2 275,14 Huallanca S.E. Huallanca Celda de Transformador - T63 2 275,14 Huallanca S.E. Huallanca Celda de Alimentador - Huallanca 2 412,63 Huallanca S.E. Huallanca Celda de Alimentador - Huaylas 2 412,63 Huallanca S.E. Huallanca Celda de Alimentador - Campamento 2 412,63 Huallanca S.E. Huallanca Celda de Alimentador - Bocatoma 2 412,63 Huallanca S.E. Huallanca Celda de Alimentador - Casa Fuerza 2 412,63 Transformador de Potencia - T11-15 Huallanca S.E. Huallanca MVA 40 398,90 Transformador de Potencia - T63-3 Huallanca S.E. Huallanca MVA 10 831,53 Carhuaquero- S.E. Carhuaquero Celda de Línea - L-2040 21 994,75 Chiclayo Carhuaquero- S.E. Carhuaquero Celda de Línea - Adinelsa 0,00 Chiclayo Carhuaquero- S.E. Carhuaquero Celda de Transformador - Grupo 1 19 002,49 Chiclayo Carhuaquero- S.E. Carhuaquero Celda de Transformador - Grupo 2 19 002,49 Chiclayo Carhuaquero- S.E. Carhuaquero Celda de Transformador - Grupo 3 19 002,49 Chiclayo Carhuaquero- S.E. Carhuaquero Celda de Transformador - Grupo 4 19 002,49 Chiclayo TOTAL 1 073 711,99 NOTA: (1) El tipo de cambio empleado por la empresa es de: 2,9834 S/. / US$ o Generación-Demanda Página 91 de 262

Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Electro Andes Huanchor L-535 Línea Electro Huanchor San Mateo Celda Andes 17 859,57 17 859,57 17 859,57 17 859,57 Electro Huanchor Carlos Francisco Celda Andes NOTA: Se ha utilizado 3,142 S/./US$, como tipo de cambio al 31.12.2008 Electro Andes no desagrega las compensaciones por elemento Titular Sistema Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Eléctrico San Gabán San Gabán - L-1010 Línea 145 966,17 145 966,17 145 966,17 145 966,17 Azángaro San Gabán San Gabán L-1009/1013 Línea 654 629,22 654 629,22 654 629,22 654 629,22 Azángaro San Gabán San Gabán II Subestación 20 915,15 20 915,15 20 915,15 20 915,15 San Rafael - L-1013 San Gabán San Gabán II Subestación 20 915,15 20 915,15 20 915,15 20 915,15 Azángaro - L-1010 San Gabán San Gabán II Subestación Celda de 13 499,38 13 499,38 13 499,38 13 499,38 Transformador - 01GTA001TP San Gabán San Gabán II Subestación Celda de 13 499,38 13 499,38 13 499,38 13 499,38 Transformador - 02GTA001TP San Gabán Azángaro Subestación 19 464,54 19 464,54 19 464,54 19 464,54 San Rafael - L-1009 San Gabán Azángaro Subestación 19 464,54 19 464,54 19 464,54 19 464,54 San Gabán - L-1010 San Gabán Azángaro Subestación 0,00 0,00 0,00 0,00 Tintaya - L-1006 San Gabán Azángaro Subestación 19 464,54 19 464,54 19 464,54 19 464,54 Juliaca - L-1011 San Gabán Azángaro Subestación Celda de 2 808,68 2 808,68 2 808,68 2 808,68 Transformador - T50-162 NOTA: Se ha utilizado 3,142 S/./US$, como tipo de cambio al 31.12.2008 o Generación-Demanda Página 92 de 262

Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Edegel Huinco -Santa LT 220kV Huinco - Santa Rosa Rosa L-2001, 2002 641 232,17 641 232,17 641 232,17 641 232,17 Edegel Matucana - LT 220kV Matucana - Callahuanca Callahuanca L-2716 77 022,06 77 022,06 77 022,06 77 022,06 Edegel Purunhuasi - LT 220kV Purunhuasi - Callahuanca Callahuanca L-2007 145 246,56 145 246,56 145 246,56 145 246,56 Edegel Callahuanca - LT 220kV Callahuanca - Cajamarquilla Cajamarquilla L-2008-L2009 431 659,58 431 659,58 431 659,58 431 659,58 Edegel Cajamarquilla - LT 220kV Cajamarquilla - L-2014-L- Chavarría Chavarría 2015 250 929,16 250 929,16 250 929,16 250 929,16 Edegel Callahuanca - LT 60kV Callahuanca - Huachipa Huachipa L-6031 153 973,20 153 973,20 153 973,20 153 973,20 Edegel Callahuanca - LT 60kV Callahuanca - Huampaní Huampaní L-6040 106 134,96 106 134,96 106 134,96 106 134,96 Edegel Callahuanca - LT 60kV Callahuanca - Moyopampa Moyopampa L-6111 63 601,35 63 601,35 63 601,35 63 601,35 Edegel Moyopampa - LT 60kV Moyopampa - Santa Rosa Santa Rosa L-6011-6020 245 478,75 245 478,75 245 478,75 245 478,75 Edegel Moyopampa - LT 60kV Moyopampa - Chosica Chosica L-6731 13 123,73 13 123,73 13 123,73 13 123,73 Edegel Huampaní - Ñaña LT 60kV Huampaní - Ñaña L-6544 35 530,46 35 530,46 35 530,46 35 530,46 Edegel Moyopampa - LT 60kV Moyopampa - Balnearios Balnearios L-6060 173 974,36 173 974,36 173 974,36 173 974,36 Edegel Moyopampa - LT 60kV Moyopampa - Salamanca Salamanca L-6055 106 818,98 106 818,98 106 818,98 106 818,98 Edegel Chimay - LT 220kV Chimay - Yanango Yanango L-2257 167 204,83 167 204,83 167 204,83 167 204,83 Edegel Yanango - LT 220kV Yanango - Pachachaca Pachachaca L-2256 385 988,29 385 988,29 385 988,29 385 988,29 Celda 60kV Edegel Callahuanca Transformador G1 Celda 9 777,54 9 777,54 9 777,54 9 777,54 Callahuanca Edegel Callahuanca Celda 60kV Transformador G2 Celda 9 777,54 9 777,54 9 777,54 9 777,54 Callahuanca Edegel Callahuanca Celda 60kV Transformador G3 Celda 9 777,54 9 777,54 9 777,54 9 777,54 Callahuanca Edegel Callahuanca Celda 60kV Transformador G4 Celda 9 777,54 9 777,54 9 777,54 9 777,54 Callahuanca Edegel Callahuanca Celda Transformador 220/60/10kV Callahuanca Celda 16 287,37 16 287,37 16 287,37 16 287,37 Edegel Moyopampa Celda 60kV Transformador G1 Celda 9 469,43 9 469,43 9 469,43 9 469,43 Moyopampa Edegel Moyopampa Celda 60kV Transformador G2 Celda 9 469,43 9 469,43 9 469,43 9 469,43 Moyopampa Edegel Moyopampa Celda 60kV Transformador G3 Celda 9 469,43 9 469,43 9 469,43 9 469,43 Moyopampa Edegel Huinco Celda 220kV Transformador G1 Huinco Celda 24 385,91 24 385,91 24 385,91 24 385,91 Edegel Huinco Celda 220kV Transformador G2 Huinco Celda 24 385,91 24 385,91 24 385,91 24 385,91 Edegel Huinco Celda 220kV Transformador G3 Huinco Celda 24 385,91 24 385,91 24 385,91 24 385,91 Edegel Huinco Celda 220kV Celda 24 385,91 24 385,91 24 385,91 24 385,91 Transformador G4 Huinco Edegel Yanango Celda 220kV Celda 23 165,30 23 165,30 23 165,30 23 165,30 Transformador G1 Yanango Edegel Huampaní Celda 60kV Celda 7 422,49 7 422,49 7 422,49 7 422,49 Transformador G1 Huampaní Edegel Huampaní Celda 60kV Transformador G2 Huampaní Celda 7 422,49 7 422,49 7 422,49 7 422,49 o Generación-Demanda Página 93 de 262

Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Edegel Santa Rosa Celda 220kV Celda 19 259,20 19 259,20 19 259,20 19 259,20 Transformador TG7 Santa Rosa Edegel Santa Rosa Celda 220kV Nuevo Celda 19 259,20 19 259,20 19 259,20 19 259,20 Transformador Santa Rosa (*) Edegel Ventanilla Celda 220kV Celda 16 484,53 16 484,53 16 484,53 16 484,53 Transformador TG3 Ventanilla Edegel Ventanilla Celda 220kV Celda 16 484,53 16 484,53 16 484,53 16 484,53 Transformador TG4 Ventanilla NOTA: Se ha utilizado 3,142 S/./US$, como tipo de cambio al 31.12.2008 Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento CM Nuevos soles Sistema Mantaro Lima Campo Armiño - Linea 1 121 098,16 Pachachaca (*) (L-2201/2202) Sistema Mantaro Lima Campo Armiño - Linea 362 307,44 Huancavelica (L- 2203/2204) Sistema Mantaro Lima Huancavelica - Linea 1 089 946,75 Independencia (L-2203/2231) Sistema Mantaro Lima Pachachaca (*) - Linea 735 724,74 San Juan (L- 2205/2206) Sistema Mantaro Lima La Cantera - Linea 217 758,99 Independencia (L-2207) Sistema Mantaro Lima Desierto - Linea 158 746,07 Independencia (L-2208) Sistema Mantaro Lima Campo Armiño - Linea 1 061 903,65 Pachachaca (L- 2218/2219) Sistema Mantaro Lima Campo Armiño - Linea 284 738,50 Huayucachi (L- 2220) Sistema Mantaro Lima Huayucachi - Linea 891 104,53 Zapallal (L-2221) Sistema Mantaro Lima Pachachaca - Linea 437 956,26 Callahuanca (L- 2222/2223) Sistema Mantaro Lima Celdas en Chavarria (L-2008/2015) 33 195,30 Sistema Mantaro Lima Celdas en Purunhuasi (L-2716) 27 131,74 Sistema Mantaro Lima Cantera-Chilca Linea 218 177,71 (L-2090) Sistema Mantaro Lima Desierto - Chilca Línea 281 325,46 (L-2091) Chilca-San Juan San Juan - Línea 127 316,13 Chilca (L-2093) Chilca-San Juan San Juan - Línea 347 598,07 Chilca (L- 2094/2095) Chilca-San Juan 2 Celdas 220 kv de conexión 35 430,92 a la CT Chilca de Enersur Chilca-San Juan 2 Celdas 220 kv de conexión 35 430,92 a la CT Kallpa de Globeleq I-Chiclayo Carhuaquero 17 054,87 Oeste I-Chiclayo Celda de Transformación 19 400,34 Oeste I-Chiclayo Huallanca 12 856,27 Oeste I-Chiclayo Oeste Huallanca 12 856,27 o Generación-Demanda Página 94 de 262

Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento CM Nuevos soles I-Chiclayo Huallanca 12 856,27 Oeste I-Chiclayo Celda del Autotransformación 138 kv 7 233,74 Oeste I-Chiclayo Autotransformador 220/138 kv 81 764,84 Oeste Sistema Secundario Santa Huinco (L-2001) 15 780,32 Rosa Sistema Secundario Santa Huinco (L-2002) 15 780,32 Rosa Sistema Secundario Santa Celda de TG-UTI 13 167,09 Rosa Sistema Quencoro-Tintaya Quencoro - Línea 439 166,63 Tintaya (L-1005) Sistema Quencoro-Tintaya Tintaya (L-1005) 8 921,03 Sistema Quencoro-Tintaya Quencoro(L-1005) 8 838,96 Sistema Azángaro Juliaca Azangaro - Línea 183 594,15 Puno Juliaca (L-1011) Sistema Azángaro Juliaca Juliaca - Puno(L- Línea 94 237,56 Puno 1012) Sistema SET Quencoro Machupichu 8 921,03 Aricota Toquepala Toquepala - Línea 59 712,02 Aricota Ventanilla SE Ventanilla Celda de Transformación TG 15 558,11 S.E. ZORRITOS S.E. Zorritos C.T. Tumbes 5 822,79 Paramonga Nueva S.E. Paramonga Nueva Celda de 8 675,76 Transformación Paramonga Nueva S.E. Paramonga Nueva 5 012,97 Paramonga Ex Paramonga Nueva S.E. Paramonga Nueva Celda de 3 353,61 Transformación Paramonga Nueva S.E. Paramonga Nueva Transformador de 38 786,31 Potencia 50 MVA L-2238 Piura Oeste - Línea 445 740,18 Chiclayo Oeste (L-2238) L-2232 Trujillo Norte - Línea 100 419,30 1 (L- 2232) L-2233 Trujillo Norte - Línea 106 321,02 1 (L- 2233) L-2242/2243 Zapallal - Línea 19 223,82 Ventanilla (L- 2242/2243) L-2244/2245 Ventanilla - Línea 0,00 Chavarria (L- 2244/2245) L-2010/2011 Santa Rosa - Línea 12 587,02 San Juan (L- 2010/2011) L-2216 Paramonga Línea 85 310,03 Nueva - 1 (L- 2216) L-2214 Zapallal - Línea 65 746,08 Paramonga Nueva (L-2214) L-1008 Tintaya - Callalli Línea 209 193,00 (L-1008) L-1020 Santuario - Línea 206 416,10 Callalli (L-1020) L-1021/1022 Santuario - Línea 58 920,62 Socabaya (L- 1021/1022) L-1023/1024 Socabaya - Línea 10 822,76 Cerro Verde (L- 1023/1024) Piura Chiclayo Oeste 9 826,76 Chiclayo Piura Oeste 15 222,01 Trujillo 1 4 741,22 o Generación-Demanda Página 95 de 262

Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento CM Nuevos soles Trujillo 1 4 741,22 Paramonga Nueva 6 796,53 Trujillo Norte 5 953,84 Trujillo Norte 5 953,84 Paramonga 1 5 347,52 Paramonga Zapallal 5 692,05 Zapallal Ventanilla L-2243 3 356,53 Zapallal Ventanilla L-2242 3 356,53 Zapallal Paramonga Nueva L-2214 6 581,55 Ventanilla Zapallal 3 284,55 Ventanilla Zapallal 3 284,55 Ventanilla Chavarria 0,00 Ventanilla Chavarria 0,00 Chavarría Ventanilla 0,00 Chavarría Ventanilla 0,00 Santa Rosa San Juan 1 228,52 Santa Rosa San Juan 1 228,52 San Juan Santa Rosa 1 287,72 San Juan Santa Rosa 1 287,72 Callalí Tintaya 9 061,23 Callalí Santuarios 9 061,23 Cerro Verde Socabaya 4 077,91 Cerro Verde Socabaya 4 077,91 Santuario Callalli 10 504,00 Santuario Socabaya 6 852,94 Santuario Socabaya 6 852,94 Socabaya Santuario 6 991,13 Socabaya Santuario 6 991,13 Socabaya Cerro Verde 3 269,84 Socabaya Cerro Verde 3 269,84 Tintaya Callalli 8 025,47 TOTAL 10 045 149,31 NOTA: (1) El tipo de cambio empleado por la empresa es de: 2,746 S/. / US$ CM FINAL - Nuevos Soles Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento CM Nuevos soles EGEMSA EGEMSA Transmisión Todos 1.219,48 o Generación-Demanda Página 96 de 262

7.4.3 Fórmula de Actualización Según la normativa vigente, los parámetros a, b, c, d correspondientes a la Fórmula de Actualización, de la PROPUESTA FINAL, son los que se resumen a continuación: Cuadro Nº 7-6 PROPUESTA FINAL FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN Titular a b c d Egemsa 0,3126 0,5064 0,1274 0,0536 ETESELVA 0,1587 0,7816 0,0586 0,0011 0,3044 0,5763 0,1063 0,0129 0,4452 0,4740 0,0809 0,0000 Electro Andes 0,3988 0,5506 0,0454 0,0052 San Gabán 0,2882 0,5656 0,1444 0,0019 G 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 G/D 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 7.4.4 Peajes : Para las instalaciones del asignado a la Generación/Demanda ha determinado el Peaje para el Área de Demanda 15 (Zonas 1 y 2 de ); asimismo, refiere que ha tomado las siguientes consideraciones de cálculo: Un horizonte de estudio de 5 años a partir del año de vigencia de la fijación de tarifas, y que está conformado por el período comprendido desde el año 2009 hasta el año 2014 (tanto en inversiones como en energía). Para el cálculo del Costo Medio Anual correspondiente al ha considerado las tarifas vigentes (Peaje e Ingreso Tarifario). Se ha tomado en cuenta las proyecciones de ventas de energía desarrolladas por HIDRANDINA y en sus propuestas tarifarias. La tasa de actualización del 12%, utilizado para la determinación de los valores actualizados al inicio del período de estudio. OSINERGMIN F-515 PEAJE (PU) POR NIVEL DE TENSION AREA DE DEMANDA: 15 Tipo de Cambio: 2,9834 S/. / US$ TITULAR 1 VP @CI VP COyM -VP IT PEAJE ANUAL VP ENERGIA PU PU ACUMUL. Mil S/. Mil S/ Mil S/ Mil S/ MWh ctmss/./kwh ctmss/./kwh o Generación-Demanda Página 97 de 262

Transporte MAT 80 115,5 141 706 003,7 0,0565 0,0565 Transformación MAT/AT 141 706 003,7 0,0000 0,0565 Transporte AT 120 011 352,9 0,0000 0,0565 Transformación AT/MT 47 360 478,9 0,0000 0,0565 TITULAR 2 VP @CI VP COyM -VP IT PEAJE ANUAL VP ENERGIA PU PU ACUMUL. Mil S/. Mil S/ Mil S/ Mil S/ MWh ctmss/./kwh ctmss/./kwh Transporte MAT 25 879,7 6 702,3 32 582,0 141 706 003,7 0,0230 0,0230 Transformación MAT/AT 141 706 003,7 0,0000 0,0230 Transporte AT 120 011 352,9 0,0000 0,0230 Transformación AT/MT 47 360 478,9 0,0000 0,0230 AREA 15 VP @CI VP COyM -VP IT PEAJE ANUAL VP ENERGIA PU PU ACUMUL. Mil S/. Mil S/ Mil S/ Mil S/ MWh ctmss/./kwh ctmss/./kwh Transporte MAT 112 697,4 141 706 003,7 0,0795 0,0795 Transformación MAT/AT 141 706 003,7 0,0000 0,0795 Transporte AT 120 011 352,9 0,0000 0,0795 Transformación AT/MT 47 360 478,9 0,0000 0,0795 Nota: Los valores de VP Energía son los mismos en cada nivel de tensión ETESELVA: Considera lo siguiente: 1.- Determina el Peaje del Área 15 debido a que sus instalaciones pertenecen a G/D. 2.-Horizonte de estudio de 5 años (2009-2013). 3.- Toma en cuenta las proyecciones de ventas de energía desarrolladas por en su propuesta tarifaria. 4.- Tasa de actualización (12%). OSINERGMIN F-515 PEAJE (PU) POR NIVEL DE TENSION AREA DE DEMANDA: 15 Tipo de Cambio: 2,9834 S/. / US$ TITULAR 1 VP @CI VP COyM -VP IT PEAJE ANUAL VP ENERGIA PU PU ACUMUL. Mil S/. Mil S/ Mil S/ Mil US$ MWh ctmss/./kwh ctmss/./kwh Transporte MAT 80 115,5 141 706 003,7 0,0565 0,0565 Transformación 141 706 003,7 0,0000 0,0565 MAT/AT Transporte AT 120 011 352,9 0,0000 0,0565 Transformación AT/MT 47 360 478,9 0,0000 0,0565 o Generación-Demanda Página 98 de 262

TITULAR 2 VP @CI VP COyM -VP IT PEAJE ANUAL VP ENERGIA PU PU ACUMUL. ETESELVA Mil S/. Mil S/ Mil S/ Mil US$ MWh ctmss/./kwh ctmss/./kwh Transporte MAT 65 733,9 20 546,4 0,0 86 280,3 141 706 003,7 0,0609 0,0609 Transformación 141 706 003,7 0,0000 0,0609 MAT/AT Transporte AT 120 011 352,9 0,0000 0,0609 Transformación AT/MT 47 360 478,9 0,0000 0,0609 AREA 15 VP @CI VP COyM -VP IT PEAJE ANUAL VP ENERGIA PU PU ACUMUL. Mil S/. Mil S/ Mil S/ Mil US$ MWh ctmss/./kwh ctmss/./kwh Transporte MAT 166 395,7 141 706 003,7 0,1174 0,1174 Transformación 141 706 003,7 0,0000 0,1174 MAT/AT Transporte AT 120 011 352,9 0,0000 0,1174 Transformación AT/MT 47 360 478,9 0,0000 0,1174 : Señla que sus instalaciones calificadas como parte de los D/G están asignados tanto a la generación como a la demanda, para lo cual realiza el cálculo de las remuneraciones por dichas instalaciones, en dos partes: La primera que corresponde al cálculo de las compensaciones asociadas a la generación; y la segunda que corresponde al cálculo de los Peajes asociados a la demanda, obteniendo para lo último el siguiente resultado: : Peaje correspondiente al Area 15 PEAJE UNITARIO ACUMULADO (ctms S/./KW-h) MAT Peaje 0.0522 o Generación-Demanda Página 99 de 262

8. Análisis de OSINERGMIN OSINERGMIN ha evaluado las premisas y cálculos presentados por las empresas EGEMSA, ETESELVA, ELECTROANDES,,, SAN GABÁN y tanto en la PROPUESTA INICIAL como en la PROPUESTA FINAL. Para esta evaluación ha tomado en cuenta el análisis de las Respuestas a las Observaciones formuladas a la PROPUESTA INICIAL, que se desarrolla en el Anexo B del presente informe. En ese sentido, para los casos en los que no se han subsanado adecuadamente las observaciones o la información presentada ha resultado inconsistente o no ha sido debidamente sustentada, OSINERGMIN ha procedido a evaluar la proyección de la demanda y a determinar el SER; así como, a establecer los valores finales de los costos de Inversión y de operación y mantenimiento, a fin de fijar las tarifas y compensaciones dentro del marco regulatorio vigente. Para efectos del presente informe, el análisis hecho por OSINERGMIN y los resultados obtenidos como producto de dicho análisis, se denominará en adelante PROPUESTA OSINERGMIN 8.1 Responsabilidad de Pago De conformidad con lo establecido en el último párrafo de la Sexta Disposición Complementaria Final de la Ley N 28832, toda instalación de transmisión existente a la fecha de su entrada en vigencia se pagará por Usuarios y Generadores en la misma proporción en que se viene pagando a dicha fecha y se mantendrá invariable y permanente mientras dichas instalaciones formen parte del Sistema Económicamente Adaptado. o Generación-Demanda Página 100 de 262

Asimismo, el mismo dispositivo dispone que la distribución del pago al interior del conjunto de ususarios o del conjunto de Generadores mantendrá el criterio vigente a la fecha de la entrada en vigencia de la Ley N 28832. En el siguiente cuadro se señala la responsabilidad de pago de las instalaciones de generación y de generación-demanda: Cuadro Nº 8-1 PROPUESTA OSINERGMIN ASIGNACION DE RESPONSABILIDAD DE PAGO Titular Enersur Enersur Enersur Enersur Enersur Enersur Sistema Eléctrico Asociado con la CH Yuncán Asociado con la CH Yuncán Asociado con la CH Yuncán Asociado con la CH Yuncán Asociado con la CH Yuncán Asociado con la CH Yuncán Instalación SET MAT/AT SANTA ISABEL SET MAT/AT SANTA ISABEL SET MAT/AT SANTA ISABEL SET MAT/AT SANTA ISABEL SET MAT/AT CARHUAMAYO CARHUAMAYO - SANTA ISABEL Elemento Celda de Línea - L2265 Celda de Transformador 220 kv Celda de Transformador 10 kv Transformador de Potencia 220/10 kv, 3x43MVA Celda de Línea - L2266 Porcentaje Asignado a la Demanda Porcentaje Asignado a la Generación 0% 100% 0% 100% 0% 100% 0% 100% 0% 100% Línea_L-2266 0% 100% Método de Asignación de responsabilidad de pago entre Generadores Asignación de % Pago entre Generadores Enersur 100% Enersur 100% Enersur 100% Electro Andes 100% Enersur 100% Enersur 100% Titular Sistema Eléctrico de Egenor en SE de Egenor en SE de Egenor en SE de Egenor en SE de Egenor en SE de Egenor en SE de Egenor en SE de Egenor en SE de Egenor en SE de Egenor en SE de Egenor en SE de Egenor en SE Chiclayo Oeste- Carhuaquero Instalación SET CHIMBOTE 1 SET CHIMBOTE 1 SET CHIMBOTE 1 SET CHIMBOTE 1 SET CHIMBOTE 1 SET CHIMBOTE 1 SET CHIMBOTE 1 SET HUALLANCA SET HUALLANCA SET HUALLANCA HUALLANCA - CHIMBOTE HUALLANCA - CHIMBOTE CHICLAYO OESTE - CARHUAQUERO Elemento Celda de Transformador Celda de Transformador Celda de Transformador Transformador de Potencia Celda de Línea L- 1103 Celda de Línea L- 1104 Celda de Línea L- 1105 Celda de Línea L- 1103 Celda de Línea L- 1104 Celda de Línea L- 1105 Porcentaje Asignado a la Demanda Porcentaje Asignado a la Generación Método de Asignación de responsabilidad de pago entre Generadores Asignación de % Pago entre Generadores 0,00% 100% Egenor 100% 0,00% 100% Egenor 100% 0,00% 100% Egenor 100% 0,00% 100% Egenor 100% 0,00% 100% Egenor 100% 0,00% 100% Egenor 100% 0,00% 100% Egenor 100% 0,00% 100% Egenor 100% 0,00% 100% Egenor 100% 0,00% 100% Egenor 100% L-1104/L-1105 0,00% 100% Egenor 100% L-1103 0,00% 100% Egenor 100% L-2240 0,00% 100% Egenor 100% o Generación-Demanda Página 101 de 262

Titular EGEMSA EGEMSA EGEMSA EGEMSA EGEMSA EGEMSA EGEMSA EGEMSA EGEMSA EGEMSA Sistema Eléctrico Valle Sagrado 1 y 3; La Convencion, La Convencion Rural; Cusco Valle Sagrado 1 y 3; La Convencion, La Convencion Rural; Cusco Valle Sagrado 1 y 3; La Convencion, La Convencion Rural; Cusco Valle Sagrado 1 y 3; La Convencion, La Convencion Rural; Cusco Valle Sagrado 1 y 3; La Convencion, La Convencion Rural; Cusco Valle Sagrado 1 y 3; La Convencion, La Convencion Rural; Cusco Valle Sagrado 1 y 3; La Convencion, La Convencion Rural; Cusco Valle Sagrado 1 y 3; La Convencion, La Convencion Rural; Cusco Valle Sagrado 1 y 3; La Convencion, La Convencion Rural; Cusco Valle Sagrado 1 y 3; La Convencion, La Convencion Rural; Cusco Instalación SET MAT/AT CACHIMAYO SET MAT/AT CACHIMAYO SET MAT/AT MACHUPICCHU SET MAT/AT MACHUPICCHU SET MAT/AT QUENCORO SET MAT/AT DOLORESPATA Machupicchu - CAELP 138 Machupicchu - INCA QUENCORO - DERIV CACHIMAYO CACHIMAYO - DOLORESPATA Elemento Celda de Línea - Lne Machupicchu- YuraCachimayo_L1001 Celda de Línea - Lne Cachimayo- DoloresPata_L1003 Celda de Línea - Lne Machupicchu- YuraCachimayo_L1001 Celda de Línea - Lne Machupicchu- Drv.Cachimayo_L1002/1 Celda de Línea - Lne Drv.Cachimayo- Quencoro_L1002/2 Celda de Línea - Lne Cachimayo- DoloresPata_L1003 Lne Machupicchu- Drv.Cachimayo_L1002/1 Lne Machupicchu- YuraCachimayo_L1001 Lne Drv.Cachimayo- Quencoro_L1002/2 Lne Cachimayo- DoloresPata_L1003 Porcentaje Asignado a la Demanda Porcentaje Asignado a la Generación 0,00% 100% 0,00% 100% 0,00% 100% 0,00% 100% 0,00% 100% 0,00% 100% 0,00% 100% 0,00% 100% 0,00 100% 0,00% 100% Método de Asignación de responsabilidad de pago entre Generadores Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu Asignación de % Pago entre Generadores 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% Titular Sistema Eléctrico Instalación Elemento Porcentaje Asignado a la Demanda Porcentaje Asignado a la Generación Método de Asignación de responsabilidad de pago entre Generadores Uso Fuerza Distancia Uso Fuerza Distancia Uso Fuerza Distancia Uso Fuerza Distancia Asignación de % Pago entre Generadores C.H. HUINCO 100% 0% 100% Santa Rosa L-2001 C.H. HUINCO 100% 0% 100% Santa Rosa L-2002 C.H. HUINCO Celda de 100% 0% 100% Transformador G1 C.H. HUINCO Celda de 100% 0% 100% Transformador G2 C.H. HUINCO Celda de 0% 100% Uso Fuerza 100% o Generación-Demanda Página 102 de 262

Titular Sistema Eléctrico Instalación C.H. HUINCO C.H. MATUCANA C.H. CALLAHUANCA C.H. CALLAHUANCA C.H. CALLAHUANCA C.H. CALLAHUANCA C.H. CALLAHUANCA C.H. CALLAHUANCA C.H. CALLAHUANCA C.H. CALLAHUANCA C.H. CALLAHUANCA C.H. CALLAHUANCA SET MAT/AT CAJAMARQUILLA SET MAT/AT CAJAMARQUILLA C.H. HUAMPANÍ C.H. HUAMPANÍ C.H. HUAMPANÍ C.H. HUAMPANÍ C.H. MOYOPAMPA C.H. MOYOPAMPA C.H. MOYOPAMPA C.H. MOYOPAMPA C.H. MOYOPAMPA C.H. MOYOPAMPA C.H. MOYOPAMPA C.H. MOYOPAMPA C.H. MOYOPAMPA SET MAT/AT SANTA ROSA SET MAT/AT SANTA ROSA SET AT/MT HUACHIPA SET AT/MT ÑAÑA Elemento Transformador G3 Celda de Transformador G4 Celda de Línea Transformador L- 2007 Matucana L-2007 Cajamarquilla L- 2009 Chavarría L-2008 Huampaní Moyopampa Celda de Transformador 220 kv Celda de Transformador G1 Celda de Transformador G2 Celda de Transformador G3 Celda de Transformador G4 Callahuanca L- 2009 Chavarría Callahuanca Ñaña Celda de Transformador 60 kv Celda de Transformador 60 kv Santa Rosa L-601 Santa Rosa L-602 Salamanca L-605 Balnearios L-606 Callahuanca L-611 Chosica L-673 Celda de Transformador G1 Celda de Transformador G2 Celda de Transformador G3 Celda de Transformador Celda de Transformador Ñaña Huachipa Porcentaje Asignado a la Demanda Porcentaje Asignado a la Generación 0% 100% Método de Asignación de responsabilidad de pago entre Generadores Distancia Uso Fuerza Distancia 0% 100% Uso Fuerza Distancia 0% 100% Uso Fuerza Distancia 0% 100% Uso Fuerza Distancia 0% 100% Uso Fuerza Distancia 0% 100% Uso Fuerza Distancia 0% 100% Uso Fuerza Distancia 0% 100% Uso Fuerza Distancia 0% 100% Uso Fuerza Distancia 0% 100% Uso Fuerza Distancia 0% 100% Uso Fuerza Distancia 0% 100% Uso Fuerza Distancia 0% 100% Uso Fuerza Distancia 0% 100% Uso Fuerza Distancia 0% 100% Uso Fuerza Distancia 0% 100% Uso Fuerza Distancia 0% 100% Uso Fuerza Distancia 0% 100% Uso Fuerza Distancia 0% 100% Uso Fuerza Distancia 0% 100% Uso Fuerza Distancia 0% 100% Uso Fuerza Distancia 0% 100% Uso Fuerza Distancia 0% 100% Uso Fuerza Distancia 0% 100% Uso Fuerza Distancia 0% 100% Uso Fuerza Distancia 0% 100% Uso Fuerza Distancia 0% 100% Uso Fuerza Distancia 0% 100% Uso Fuerza Distancia 0% 100% Uso Fuerza Distancia 0% 100% Uso Fuerza Distancia 0% 100% Uso Fuerza Distancia Asignación de % Pago entre Generadores o Generación-Demanda Página 103 de 262 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100%

Titular Sistema Eléctrico Instalación C.T. VENTANILLA C.T. VENTANILLA SET CHIMAY SET YANANGO SET YANANGO Elemento Celda de Transformador TG3 Celda de Transformador TG4 Celda de Línea Transformador a YANANGO PACHACHACA CHIMAY Celda de Transformador 220 kv Yanango Porcentaje Asignado a la Demanda Porcentaje Asignado a la Generación Método de Asignación de responsabilidad de pago entre Generadores 0% 100% Uso Fuerza Distancia 0% 100% Uso Fuerza Distancia 0% 100% Uso Fuerza Distancia 0% 100% Uso Fuerza Distancia 0% 100% Uso Fuerza Distancia SET YANANGO 0% 100% Uso Fuerza Distancia SET PACHACHACA 0% 100% Uso Fuerza Distancia Huinco - Santa Rosa L-2001, L-2002 0% 100% Uso Fuerza Distancia Matucana - Uso Fuerza L-2007 0% 100% Callahuanca Distancia Callahuanca - Uso Fuerza L-2009 0% 100% Cajamarquilla Distancia Cajamarquilla - Uso Fuerza L-2015 0% 100% Chavarría Distancia Naña - Huachipa L-6544 0% 100% Uso Fuerza Distancia Callahuanca - Uso Fuerza L-6040 0% 100% Huampaní Distancia Callahuanca - Uso Fuerza L-6111 0% 100% Moyopampa Distancia Moyopampa - Santa Uso Fuerza L-6011-6020 0% 100% Rosa Distancia Moyopampa - Uso Fuerza L-6060 0% 100% Balnearios Distancia Moyopampa - Uso Fuerza L-6055 0% 100% Salamanca Distancia Moyopampa - Chosica L-6731 0% 100% Uso Fuerza Distancia Huampaní - Ñaña L-6544 0% 100% Uso Fuerza Distancia Chimay - Yanango L-2257 0% 100% Uso Fuerza Distancia Yanango - Pachachaca L-2256 0% 100% Uso Fuerza Distancia Asignación de % Pago entre Generadores 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% Titul ar Sistema Eléctrico Generación / Demanda Generación / Demanda Generación / Demanda Generación / Demanda Generación / Demanda Generación / Demanda Generación / Demanda Generación / Demanda Instalación Elemento Porcentaje Asignado a la Demanda Porcentaje Asignado a la Generación Método de Asignación de responsabilidad de pago entre Generadores Asignación de % Pago entre Generadores Piura Oeste - Chiclayo Oeste L-2238 10,75% 89,25% Beneficios Económicos (1) Trujillo Norte - 1 L-2232 71,31% 28,69% Beneficios Económicos (1) Trujillo Norte - 1 L-2233 71,31% 28,69% Beneficios Económicos (1) Zapallal - Ventanilla L-2242/2243 82,22% 17,78% Beneficios Económicos (1) Santa Rosa - San Juan L-2010/2011 92,05% 7,95% Beneficios Económicos (1) Tintaya - Callalli L-1008 9,14% 90,86% Beneficios Económicos (1) Santuario - Callalli L-1020 9,14% 90,86% Beneficios Económicos (1) Santuario - Socabaya L-1021/1022 40,72% 59,28% Beneficios Económicos (1) Generación / Socabaya - Cerro Verde L-1023 72,28% 27,72% Beneficios Económicos (1) o Generación-Demanda Página 104 de 262

Demanda Generación / Demanda Generación / Demanda Zapallal - Paramonga Nueva L-2214 65,14% 34,86% Uso Fuerza Distancia 34,86% Paramonga Nueva - 1 L-2216 67,25% 32,75% Uso Fuerza Distancia 32,75% Mantaro-Lima Campo Armiño - Pachachaca (*) L-2201/2202 0,00% 100,00% Uso Fuerza Distancia 100% Mantaro-Lima Campo Armiño - Huancavelica L-2203/2204 0,00% 100,00% Uso Fuerza Distancia 100% Mantaro-Lima Huancavelica - Independencia L-2203/2231 0,00% 100,00% Uso Fuerza Distancia 100% Mantaro-Lima Pachachaca (*) - San Juan L-2205/2206 0,00% 100,00% Uso Fuerza Distancia 100% Mantaro-Lima Campo Armiño - Pachachaca L-2218/2219 0,00% 100,00% Uso Fuerza Distancia 100% Mantaro-Lima Campo Armiño - Huayucachi L-2220 0,00% 100,00% Uso Fuerza Distancia 100% Mantaro-Lima Huayucachi - Zapallal L-2221 0,00% 100,00% Uso Fuerza Distancia 100% Mantaro-Lima Pachachaca - Callahuanca L-2222/2223 0,00% 100,00% Uso Fuerza Distancia 100% Mantaro-Lima Desierto - Independencia L-2208 0,00% 100,00% Uso Fuerza Distancia 100% Mantaro-Lima Chilca - Desierto L-2091 0,00% 100,00% Uso Fuerza Distancia 100% Mantaro-Lima La Cantera - Independencia L-2207 0,00% 100,00% Uso Fuerza Distancia 100% Mantaro-Lima Chilca - La Cantera L-2090 0,00% 100,00% Uso Fuerza Distancia 100% Chilca - San Juan Chilca - San Juan Chilca - San Juan Chilca - San Juan Chilca - San Juan Linea Quencoro - Tintaya Azangaro - Juliaca - Puno Azangaro - Juliaca - Puno Toquepala - Aricota en la SE Piura Oeste en la SE Chiclayo Oeste en la SE Trujillo Norte en la SE Trujillo Norte en la SE 1 en la SE 1 en la SE 1 en la SE Zapallal en la SE Zapallal en la SE Zapallal en la SE Ventanilla en la SE Ventanilla en la SE. Santa Rosa en la SE. Santa Rosa San Juan - Chilca L-2093 0,00% 100,00% Uso Fuerza Distancia 100% San Juan - Chilca L-2094/2095 0,00% 100,00% Uso Fuerza Distancia 100% SET CHILCA SET CHILCA SET CHILCA San Juan San Juan San Juan 0,00% 100,00% Uso Fuerza Distancia 100% 0,00% 100,00% Uso Fuerza Distancia 100% 0,00% 100,00% Uso Fuerza Distancia 100% Quencoro - Tintaya L-1005 0,00% 100,00% Egemsa 100% Azangaro - Juliaca L-1011 0,00% 100,00% Uso Fuerza Distancia 100% Juliaca - Puno L-1012 0,00% 100,00% Uso Fuerza Distancia 100% Toquepala - Aricota L-1026 0,00% 100,00% Egesur 100% SET PIURA OESTE SET CHICLAYO OESTE SET TRUJILLO NORTE SET TRUJILLO NORTE SET CHIMBOTE 1 SET CHIMBOTE 1 SET CHIMBOTE 1 SET ZAPALLAL SET ZAPALLAL SET ZAPALLAL SET VENTANILLA SET VENTANILLA SET SANTA ROSA SET SANTA ROSA Chiclayo Oeste Piura Oeste 1 1 Trujillo Norte Trujillo Norte Paramonga Nueva Ventanilla L-2243 Ventanilla L-2242 Paramonga Nueva L-2214 Zapallal L-2242 Zapallal L-2243 San Juan San Juan 10,75% 89,25% Beneficios Económicos (1) 71,31% 28,69% Beneficios Económicos (1) 71,31% 28,69% Beneficios Económicos (1) 71,31% 28,69% Beneficios Económicos (1) 71,31% 28,69% Beneficios Económicos (1) 71,31% 28,69% Beneficios Económicos (1) 32,75% 67,25% Uso Fuerza Distancia (1) 82,22% 17,78% Beneficios Económicos (1) 82,22% 17,78% Beneficios Económicos (1) 34,86% 65,14% Uso Fuerza Distancia (1) 82,22% 17,78% Beneficios Económicos (1) 82,22% 17,78% Beneficios Económicos (1) 92,05% 7,95% Beneficios Económicos (1) 92,05% 7,95% Beneficios Económicos (1) en la SE. SET SAN JUAN 92,05% 7,95% Beneficios Económicos (1) o Generación-Demanda Página 105 de 262

San Juan en la SE. San Juan en la SE. Socabaya en la SE. Socabaya en la SE. Socabaya en la SE. Socabaya en la SE. San Juan en la SE. San Juan SET SAN JUAN SET SOCABAYA SET SOCABAYA SET SOCABAYA SET SOCABAYA SET TINTAYA SET CALLALI SE Callalli SET CALLALI SE Cerro Verde SET CERRO VERDE SE Cerro Verde SET CERRO VERDE SE Santuario SET SANTUARIO SE Santuario SET SANTUARIO SE Santuario SET SANTUARIO en SE Paramonga Nueva en SE Paramonga Nueva en SE Paramonga Nueva en SE Paramonga Nueva en SE Paramonga Nueva en la subestación Chiclayo Oeste en las subestación 1 en las subestación 1 en las subestación 1 en las subestación 1 en las subestación 1 en las subestación 1 en las subestación 1 en las subestación 1 en las subestación Pachachaca SET PARAMONGA NUEVA SET PARAMONGA NUEVA SET PARAMONGA NUEVA SET PARAMONGA NUEVA SET PARAMONGA NUEVA SET CHICLAYO OESTE SET CHIMBOTE 1 SET CHIMBOTE 1 SET CHIMBOTE 1 SET CHIMBOTE 1 SET CHIMBOTE 1 SET CHIMBOTE 1 SET CHIMBOTE 1 SET CHIMBOTE 1 SET PACHACHACA Santa Rosa Santa Rosa Santuario Santuario Cerro Verde Cerro Verde Callalli Tintaya Santuarios Socabaya Socabaya Callalli Socabaya Socabaya Zapallal 1 Celda de Transformador Celda de Transformador Transformador de Potencia Carhuaquero L- 2240 Celda 138 kv L- 103 a Cañón del Pato Celda 138 kv L- 104 a Cañón del Pato Celda 138 kv L- 105 a Cañón del Pato Celda de Autransformador 1 Celda de Autransformador 1 Celda de Autransformador 1 Celda 138 kv del Autotransformador 2. Autotransformador de Potencia 1 Purunhuasi 92,05% 7,95% Beneficios Económicos (1) 40,72% 59,28% Beneficios Económicos (1) 40,72% 59,28% Beneficios Económicos (1) 72,28% 27,72% Beneficios Económicos (1) 72,28% 27,72% Beneficios Económicos (1) 9,14% 90,86% Beneficios Económicos (1) 9,14% 90,86% Beneficios Económicos (1) 9,14% 90,86% Beneficios Económicos (1) 72,28% 27,72% Beneficios Económicos (1) 72,28% 27,72% Beneficios Económicos (1) 9,14% 90,86% Beneficios Económicos (1) 40,72% 59,28% Beneficios Económicos (1) 40,72% 59,28% Beneficios Económicos (1) 34,86% 65,14% Cahua 65,14% 32,75% 67,25% Cahua 67,25% 36,30% 63,70% Cahua 63,70% 36,30% 63,70% Cahua 63,70% 36,30% 63,70% Cahua 63,70% 0,00% 100,00% Uso Fuerza Distancia 100% 0,00% 100,00% Uso Fuerza Distancia 100% 0,00% 100,00% Uso Fuerza Distancia 100% 0,00% 100,00% Uso Fuerza Distancia 100% 0,00% 100,00% Uso Fuerza Distancia 100% 0,00% 100,00% Uso Fuerza Distancia 100% 0,00% 100,00% Uso Fuerza Distancia 100% 0,00% 100,00% Uso Fuerza Distancia 100% 0,00% 100,00% Uso Fuerza Distancia 100% 0,00% 100,00% Uso Fuerza Distancia 100% o Generación-Demanda Página 106 de 262

en las subestación Pachachaca en las subestación Pachachaca en las subestación Pachachaca en las subestación Pachachaca en las subestación Pachachaca en las subestación Pachachaca en las subestación Pachachaca en las subestación Pachachaca en las subestación Huayucachi en las subestación Huayucachi en las subestación Huancavelica en las subestación Huancavelica en las subestación Zapallal en las subestación Ventanilla en las subestación Chavarría en las subestación Chavarría en las subestación Chavarría en la SE Santa Rosa en la SE Santa Rosa en la SE Santa Rosa en la SE Chilca en la SE Chilca en la SE Chilca en la SE Chilca SET PACHACHACA SET PACHACHACA SET PACHACHACA SET PACHACHACA SET PACHACHACA SET PACHACHACA SET PACHACHACA SET PACHACHACA SET HUAYUCACHI SET HUAYUCACHI SET HUANCAVELICA SET HUANCAVELICA SET ZAPALLAL SET VENTANILLA SET CHAVARRIA SET CHAVARRIA SET CHAVARRIA SET SANTA ROSA SET SANTA ROSA SET SANTA ROSA SET CHILCA SET CHILCA SET CHILCA SET CHILCA Purunhuasi Mantaro Mantaro Mantaro Mantaro San Juan San Juan Purunhuasi L-2716 Mantaro Zapallal Mantaro Independencia Huayucachi L- 2221 Celda de Transformador TG L-2008 L-2015 Ventanilla L-2246 Celda de Llegada L-2001 (L.T. Huinco - Santa Rosa) Celda de Llegada L-2002 (L.T. Huinco - Santa Rosa) Celda de Conexión Grupo Generador UTI Cantera Desierto Celda de Transformador de conexión de CT de Enersur Celda de Transformador de conexión de CT de Enersur 0,00% 100,00% Uso Fuerza Distancia 100% 0,00% 100,00% Uso Fuerza Distancia 100% 0,00% 100,00% Uso Fuerza Distancia 100% 0,00% 100,00% Uso Fuerza Distancia 100% 0,00% 100,00% Uso Fuerza Distancia 100% 0,00% 100,00% Uso Fuerza Distancia 100% 0,00% 100,00% Uso Fuerza Distancia 100% 0,00% 100,00% Uso Fuerza Distancia 100% 0,00% 100,00% Uso Fuerza Distancia 100% 0,00% 100,00% Uso Fuerza Distancia 100% 0,00% 100,00% Uso Fuerza Distancia 100% 0,00% 100,00% Uso Fuerza Distancia 100% 0,00% 100,00% Uso Fuerza Distancia 100% 0,00% 100,00% Uso Fuerza Distancia 100% 0,00% 100,00% Uso Fuerza Distancia 100% 0,00% 100,00% Uso Fuerza Distancia 100% 0,00% 100,00% Uso Fuerza Distancia 100% 0,00% 100,00% Edegel 100% 0,00% 100,00% Edegel 100% 0,00% 100,00% Edegel 100% 0,00% 100,00% Uso Fuerza Distancia 100% 0,00% 100,00% Uso Fuerza Distancia 100% 0,00% 100,00% Enersur 100% 0,00% 100,00% Enersur 100% o Generación-Demanda Página 107 de 262

(1) en la SE Chilca en la SE San Juan en la SE San Juan en la SE San Juan en la SE San Juan en la SE San Juan SET CHILCA SET SAN JUAN SET SAN JUAN SET SAN JUAN SET SAN JUAN SET SAN JUAN Celda de Transformador de conexión de CT de Kallpa Chilca Chilca Chilca Pomacocha (PACHACHACA) Pomacocha (PACHACHACA) Desierto Cantera Mantaro Huancavelica Tintaya C.H. Machupicchu Quencoro Azangaro Puno Aricota Pachachaca Pachachaca Juliaca 0,00% 100,00% Kallpa 100% 0,00% 100,00% Uso Fuerza Distancia 100% 0,00% 100,00% Uso Fuerza Distancia 100% 0,00% 100,00% Uso Fuerza Distancia 100% 0,00% 100,00% Uso Fuerza Distancia 100% 0,00% 100,00% Uso Fuerza Distancia 100% en la SE Indeendencia SET INDEPENDENCIA 0,00% 100,00% Uso Fuerza Distancia 100% en la SE Indeendencia SET INDEPENDENCIA 0,00% 100,00% Uso Fuerza Distancia 100% en la SE Indeendencia SET INDEPENDENCIA 0,00% 100,00% Uso Fuerza Distancia 100% en la SE Indeendencia SET INDEPENDENCIA 0,00% 100,00% Uso Fuerza Distancia 100% en la SE Quencoro SET QUENCORO 0,00% 100,00% Egemsa 100% en la SE Quencoro SET QUENCORO 0,00% 100,00% Egemsa 100% en la SE Tintaya SET TINTAYA 0,00% 100,00% Egemsa 100% en la SE Juliaca SET JULIACA 0,00% 100,00% Uso Fuerza Distancia 100% en la SE Juliaca SET JULIACA 0,00% 100,00% Uso Fuerza Distancia 100% en la SE Toquepala SET TOQUEPALA 0,00% 100,00% Egesur 100% en la SE Callahuanca SET CALLAHUANCA 0,00% 100,00% Uso Fuerza Distancia 100% en la SE Callahuanca SET CALLAHUANCA 0,00% 100,00% Uso Fuerza Distancia 100% en la SE Puno SET PUNO 0,00% 100,00% Uso Fuerza Distancia 100% El reparto de la asignación de responsabilidad de pago entre los generadores, de estas instalaciones, se realiza por el método del beneficio económico conforme se muestra en el Anexo E. Titular San Gabán San Gabán San Gabán San Gabán San Gabán Sistema Eléctrico de San Gabán de San Gabán de San Gabán de San Gabán de San Gabán Instalación Elemento Porcentaje Asignado a la Demanda Porcentaje Asignado a la Generación Método de Asignación de responsabilidad de pago entre Generadores C.H. SAN GABAN II San Rafel 0% 100% Titular de C.H. San Gabán SET SAN RAFAEL SAN GABAN II 0% 100% Titular de C.H. San Gabán SET SAN RAFAEL AZANGARO 0% 100% Titular de C.H. San Gabán C.H. SAN GABAN II - Línea de Transmisión C.H. SAN 0% 100% Titular de C.H. SET SAN RAFAEL GABAN II - SET SAN RAFAEL San Gabán SET SAN RAFAEL - Línea de Transmisión SET SAN 0% 100% Titular de C.H. SET AZANGARO RAFAEL - SET AZANGARO San Gabán Asignación de % Pago entre Generador es 100% 100% 100% 100% 100% o Generación-Demanda Página 108 de 262

Titular REDESUR REDESUR REDESUR REDESUR Sistema Eléctrico en SE Puno de Redesur en SE Puno de Redesur en SE Puno de Redesur en SE Puno de Redesur Instalación Elemento Porcentaje Asignado a la Demanda Porcentaje Asignado a la Generación Método de Asignación de responsabilidad de pago entre Generadores SET PUNO Celda de Transformador 0% 100% Uso-Fuerza Distancia SET PUNO Celda de Transformador 0% 100% Uso-Fuerza Distancia SET PUNO Celda de Transformador 0% 100% Uso-Fuerza Distancia SET PUNO Transformador de Potencia 0% 100% Uso-Fuerza Distancia Asignación de % Pago entre Generadores 100% 100% 100% 100% Titular Sistema Eléctrico de de de de de de de de Instalación Elemento Porcentaje Asignado a la Demanda SET MAT/AT(/MT) AGUAYTIA SET MAT/AT(/MT) AGUAYTIA SET MAT/AT(/MT) AGUAYTIA SET MAT/AT(/MT) TINGO MARIA SET MAT/AT(/MT) TINGO MARIA SET MAT/AT(/MT) VIZCARRA Aguaytia - Tingo María L-251 Tingo María - Vizcarra L-252 Porcentaje Asignado a la Generación Método de Asignación de responsabilidad de pago entre Generadores Tingo María 0% 100% Titular de C.T. Aguaytía Celda de 0% 100% Titular de C.T. Transformador Aguaytía Celda de 0% 100% Uso-Fuerza Transformador Distancia Celda de Línea - 0% 100% Uso-Fuerza Aguaytia Distancia Celda de Línea - 0% 100% Uso-Fuerza Vizcarra Distancia Celda de Línea - 0% 100% Uso-Fuerza Tingo María Distancia L-251 0% 100% Uso-Fuerza Distancia L-252 0% 100% Uso-Fuerza Distancia Asignación de % Pago entre Generadores 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% o Generación-Demanda Página 109 de 262

8.2 Sistema Eléctrico a Remunerar Consideraciones Generales Para cada tipo de sistema, el SER se conforma de acuerdo a lo siguiente: Para sistemas tipo G y GD, el SER está conformado por el Sistema Económicamente Adaptado (SEA). Criterios Generales para la Determinación del SER El dimensionamiento de las instalaciones de transmisión que conforman el SER corresponde al principio de adaptación a la capacidad de generación para instalaciones cuya remuneración es asignada a los Generadores, existentes en el periodo de vigencia de la fijación tarifaria (4 años). Para las instalaciones que son asignadas al Área de Demanda 15 (demanda de todo el Sistema Interconectado Nacional), en lo que al tema de confiabilidad concierne, se deberá tomar en cuenta la norma Criterios y Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión establecida por el Ministerio de Energía y Minas, la cual fue aprobada con la Resolución OSINERGMIN N 383-2008-OS/CD. En el anexo C, se encuentra el análisis para la definición del SER de las instalaciones asignadas a la generación. 8.3 Costos de Inversión y COyM Para el costo de inversión del sistema tipo ST059 8 se determina conforme con lo establecido en el respectivo contrato de concesión y, en lo pertinente, se aplican los criterios indicados a continuación: Para los sistemas tipo G y GD, los costos de inversión corresponden a la valorización de los elementos que conforman el SER determinado por OSINERGMIN; para lo cual, se toma como base los módulos estándares de inversión vigentes. Asimismo, el costo de operación y mantenimiento se determinan según los porcentajes aprobados para el efecto mediante la Resolución N 635-2007- OS/CD. 8 Sistemas de transmisión comprendidos en las concesiones otorgadas al amparo del Texto Único Ordenado de las normas con rango de Ley que regulan la entrega en concesión al sector privado de las obras públicas de infraestructura y de servicios públicos, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 059-96-PCM o Generación-Demanda Página 110 de 262

8.4 Compensaciones y Fórmula de Actualización 8.4.1 Cálculo del CMA El CMA para las instalaciones de los sistemas comprendidos en el presente informe se calcula mediante la expresión que se muestra a continuación: Donde: CMA NO D, SE, t =@ CI + COyM @CI : Anualidad del costo de inversión del nivel de tensión n, referido al final del año, calculado para una vida útil de 30 años y Tasa de Actualización vigente según el Artículo 79º de la LCE. COyM : Costo estándar de operación y mantenimiento. En el cuadro 8-7 se muestra el CMA de las instalaciones asignadas a la generación. 8.4.2 Cálculo de Compensaciones Mensuales (CM) El CMA y las compensaciones mensuales, correspondientes al SER determinado por OSINERGMIN, son los que se muestran en el Cuadro N 8-7 a continuación: o Generación-Demanda Página 111 de 262

Cuadro Nº 8-2 PROPUESTA OSINERGMIN CM (Nuevos Soles) SISTEMA G/D TITULAR INSTALACION CI aci COyM CMA CM CM Mil US$ Mil US$ Mil US$ Mil US$ US$ Nuevos soles Chiclayo Oeste SET PIURA OESTE Piura Oeste SET CHICLAYO OESTE 1 SET TRUJILLO NORTE 1 SET TRUJILLO NORTE Trujillo Norte SET CHIMBOTE 1 Trujillo Norte SET CHIMBOTE 1 Ventanilla L-2243 SET ZAPALLAL Ventanilla L-2242 SET ZAPALLAL Zapallal L-2242 SET VENTANILLA Zapallal L-2243 SET VENTANILLA San Juan SET SANTA ROSA San Juan SET SANTA ROSA Santa Rosa SET SAN JUAN Santa Rosa SET SAN JUAN Santuario SET SOCABAYA Santuario SET SOCABAYA Cerro Verde SET SOCABAYA Cerro Verde SET SOCABAYA Callalli SET TINTAYA Tintaya SET CALLALI Santuarios SET CALLALI Socabaya SET CERRO VERDE Socabaya SET CERRO VERDE Callalli SET SANTUARIO Socabaya SET SANTUARIO Socabaya SET SANTUARIO L-2238 Piura Oeste - Chiclayo Oeste L-2232 Trujillo Norte - 1 L-2233 Trujillo Norte - 1 265,22 32,93 9,04 41,97 3 319 10 428 108,54 13,47 3,70 17,18 1 358 4 267 108,54 13,47 3,70 17,18 1 358 4 267 108,54 13,47 3,70 17,18 1 358 4 267 107,72 13,37 3,67 17,05 1 348 4 235 107,72 13,37 3,67 17,05 1 348 4 235 67,27 8,35 2,29 10,64 842 2 646 67,27 8,35 2,29 10,64 842 2 646 67,29 8,35 2,29 10,65 842 2 646 67,29 8,35 2,29 10,65 842 2 646 30,09 3,74 1,03 4,76 376 1 181 30,09 3,74 1,03 4,76 376 1 181 30,08 3,73 1,03 4,76 376 1 181 30,08 3,73 1,03 4,76 376 1 181 164,63 20,44 4,86 25,29 2 000 6 284 164,63 20,44 4,86 25,29 2 000 6 284 76,98 9,56 2,27 11,83 935 2 938 76,98 9,56 2,27 11,83 935 2 938 221,72 27,53 6,54 34,07 2 694 8 465 221,72 27,53 6,54 34,07 2 694 8 465 221,72 27,53 6,54 34,07 2 694 8 465 65,63 8,15 1,94 10,08 797 2 504 65,63 8,15 1,94 10,08 797 2 504 252,33 31,33 7,44 38,77 3 066 9 633 164,63 20,44 4,86 25,29 2 000 6 284 164,63 20,44 4,86 25,29 2 000 6 284 14 355,87 1 782,19 489,54 2 271,72 179 633 564 407 3 120,22 387,35 106,40 493,75 39 043 122 673 3 120,22 387,35 106,40 493,75 39 043 122 673 o Generación-Demanda Página 112 de 262

TITULAR INSTALACION CI aci COyM CMA CM CM Mil US$ Mil US$ Mil US$ Mil US$ US$ Nuevos soles L-2242/2243 Zapallal - Ventanilla 598,51 74,30 20,41 94,71 7 489 23 530 L-2010/2011 Santa Rosa - San Juan 366,13 45,45 12,48 57,94 4 581 14 394 L-1008 Tintaya - Callalli 6 173,34 766,38 182,11 948,49 75 001 235 653 L-1020 Santuario - Callalli 5 785,20 718,20 170,66 888,86 70 285 220 835 L-1021/1022 Santuario - Socabaya 1 329,51 165,05 39,22 204,27 16 152 50 750 L-1023 Socabaya - Cerro Verde 195,58 24,28 5,77 30,05 2 376 7 465 Total 38 101,47 4 730,06 1 228,67 5 958,73 471 176,00 1 480 435 Mantaro-Lima TITULAR INSTALACION CI aci COyM CMA CM CM Mil US$ Mil US$ Mil US$ Mil US$ US$ Nuevos soles Purunhuasi SET PACHACHACA Purunhuasi SET PACHACHACA Mantaro SET PACHACHACA Mantaro SET PACHACHACA Mantaro SET PACHACHACA Mantaro SET PACHACHACA San Juan SET PACHACHACA San Juan SET PACHACHACA Purunhuasi L-2716 SET PACHACHACA Mantaro SET HUAYUCACHI Zapallal SET HUAYUCACHI Mantaro SET HUANCAVELICA Independencia SET HUANCAVELICA Huayucachi L-2221 SET ZAPALLAL L-2008 SET CHAVARRIA L-2015 SET CHAVARRIA Ventanilla L-2246 SET CHAVARRIA Cantera SET CHILCA Desierto SET CHILCA Pomacocha (PACHACHACA) SET SAN JUAN Pomacocha (PACHACHACA) SET SAN JUAN Desierto SET INDEPENDENCIA 525,39 65,22 15,50 80,72 6 383 20 055 525,39 65,22 15,50 80,72 6 383 20 055 525,39 65,22 15,50 80,72 6 383 20 055 525,39 65,22 15,50 80,72 6 383 20 055 525,39 65,22 15,50 80,72 6 383 20 055 525,39 65,22 15,50 80,72 6 383 20 055 525,39 65,22 15,50 80,72 6 383 20 055 525,39 65,22 15,50 80,72 6 383 20 055 525,39 65,22 15,50 80,72 6 383 20 055 387,86 48,15 11,44 59,59 4 712 14 805 387,86 48,15 11,44 59,59 4 712 14 805 387,86 48,15 11,44 59,59 4 712 14 805 387,86 48,15 11,44 59,59 4 712 14 805 378,32 46,97 12,90 59,87 4 734 14 874 378,32 46,97 12,90 59,87 4 734 14 874 378,32 46,97 12,90 59,87 4 734 14 874 378,32 46,97 12,90 59,87 4 734 14 874 378,59 47,00 12,91 59,91 4 737 14 884 378,59 47,00 12,91 59,91 4 737 14 884 378,32 46,97 12,90 59,87 4 734 14 874 378,32 46,97 12,90 59,87 4 734 14 874 378,32 46,97 12,90 59,87 4 734 14 874 o Generación-Demanda Página 113 de 262

TITULAR INSTALACION CI aci COyM CMA CM CM Mil US$ Mil US$ Mil US$ Mil US$ US$ Nuevos soles Cantera SET INDEPENDENCIA Mantaro SET INDEPENDENCIA Huancavelica SET INDEPENDENCIA Pachachaca SET CALLAHUANCA Pachachaca SET CALLAHUANCA 378,32 46,97 12,90 59,87 4 734 14 874 378,32 46,97 12,90 59,87 4 734 14 874 378,32 46,97 12,90 59,87 4 734 14 874 364,41 45,24 10,75 55,99 4 427 13 910 364,41 45,24 10,75 55,99 4 427 13 910 L-2203/2204 Campo Armiño - Huancavelica 10 860,11 1 348,21 320,37 1 668,59 131 941 414 559 L-2203/2231 Huancavelica - Independencia 32 656,53 4 054,10 963,37 5 017,47 396 748 1 246 582 L-2201/2202 Campo Armiño - Pachachaca (*) 31 405,60 3 898,81 926,47 4 825,27 381 550 1 198 830 L-2205/2206 Pachachaca (*) - San Juan 22 042,71 2 736,46 650,26 3 386,72 267 799 841 424 L-2218/2219 Campo Armiño - Pachachaca 31 830,40 3 951,54 939,00 4 890,54 386 711 1 215 046 L-2222/2223 Pachachaca - Callahuanca 13 127,67 1 629,72 387,27 2 016,98 159 489 501 114 L-2220 Campo Armiño - Huayucachi 8 869,31 1 101,07 261,64 1 362,71 107 754 338 563 L-2221 Huayucachi - Zapallal 26 710,72 3 315,97 787,97 4 103,93 324 511 1 019 614 L-2090 Chilca - La Cantera 6 349,74 788,28 216,53 1 004,81 79 453 249 641 L-2091 Chilca - Desierto 8 187,56 1 016,43 279,20 1 295,63 102 450 321 898 L-2207 La Cantera - Independencia 6 753,44 838,40 230,29 1 068,69 84 505 265 515 L-2208 Desierto - Independencia 4 620,07 573,55 157,54 731,10 57 810 181 639 Total 214 962,99 26 686,29 6 481,48 33 167,77 2 622 684,00 8 240 468 Chiclayo-Carhuaquero TITULAR INSTALACION CI aci COyM CMA CM CM Mil US$ Mil US$ Mil US$ Mil US$ US$ Nuevos soles CHICLAYO OESTE - CARHUAQUERO 11 699,07 1 452,37 398,94 1 851,30 146 389 459 954 Total 11 699,07 1 452,37 398,94 1 851,30 146 389,00 459 954 en la SE Santa Rosa TITULAR INSTALACION CI aci COyM CMA CM CM Mil US$ Mil US$ Mil US$ Mil US$ US$ Nuevos soles Celda de Llegada L-2001 (L.T. Huinco - Santa Rosa) SET SANTA ROSA Celda de Llegada L-2002 (L.T. Huinco - Santa Rosa) SET SANTA ROSA Celda de Conexión Grupo Generador UTI SET SANTA ROSA 378,46 46,98 12,91 59,89 4 736 14 881 378,46 46,98 12,91 59,89 4 736 14 881 311,84 38,71 10,63 49,35 3 902 12 260 Total 1 068,76 132,68 36,44 169,12 13 374,00 42 022 Asociado con la CH Yuncán TITULAR INSTALACION CI aci COyM CMA CM CM Mil US$ Mil US$ Mil US$ Mil US$ US$ Nuevos soles ELECTROANDES Celda de Línea L-2265 SET MAT/AT(/MT) CARHUAMAYO 338,97 42,08 10,00 52,08 4 118 12 939 o Generación-Demanda Página 114 de 262

TITULAR INSTALACION CI aci COyM CMA CM CM Mil US$ Mil US$ Mil US$ Mil US$ US$ Nuevos soles ENERSUR ELECTROANDES ENERSUR ENERSUR ENERSUR ENERSUR ENERSUR ENERSUR Celda de Línea L-2265 SET MAT/AT(/MT) SANTA ISABEL L-2265 CARHUAMAYO - SANTA ISABEL Celda de Línea L2266 SET MAT/AT SANTA ISABEL Celda de Transformador 220 kv SET MAT/AT SANTA ISABEL Celda de Transformador 10 kv SET MAT/AT SANTA ISABEL Transformador de Potencia 220/10 kv, 3x43MVA SET MAT/AT SANTA ISABEL Celda de Línea - L2266 SET MAT/AT CARHUAMAYO L-2266 CARHUAMAYO - SANTA ISABEL 338,97 42,08 10,00 52,08 4 118 12 939 5 186,54 643,88 153,00 796,88 63 012 197 984 361,88 44,92 10,68 55,60 4 396 13 812 361,88 44,92 10,68 55,60 4 396 13 812 42,11 5,23 1,89 7,11 562 1 766 1 883,37 233,81 55,56 289,37 22 881 71 892 364,41 45,24 10,75 55,99 4 427 13 910 4 530,71 562,46 133,66 696,11 55 044 172 948 Total 13 408,82 1 664,62 396,20 2 060,82 162 954,00 512 002 Azangaro - Juliaca - Puno TITULAR INSTALACION CI aci COyM CMA CM CM Mil US$ Mil US$ Mil US$ Mil US$ US$ Nuevos soles Azangaro SET JULIACA 244,02 30,29 7,20 37,49 2 965 9 316 Puno SET JULIACA 244,02 30,29 7,20 37,49 2 965 9 316 Juliaca SET PUNO 244,02 30,29 7,20 37,49 2 965 9 316 L-1011 Azangaro - Juliaca 5 970,16 741,16 176,12 917,28 72 532 227 896 L-1012 Juliaca - Puno 2 610,50 324,08 77,01 401,09 31 715 99 649 Total 9 312,73 1 156,12 274,73 1 430,84 113 142,00 355 493 Chilca - San Juan TITULAR INSTALACION CI aci COyM CMA CM CM Mil US$ Mil US$ Mil US$ Mil US$ US$ Nuevos soles San Juan SET CHILCA San Juan SET CHILCA San Juan SET CHILCA Celda de Transformador de conexión de CT de Enersur SET CHILCA Celda de Transformador de conexión de CT de Enersur SET CHILCA Celda de Transformador de conexión de CT de Kallpa SET CHILCA 378,59 47,00 12,91 59,91 4 737 14 884 378,59 47,00 12,91 59,91 4 737 14 884 378,59 47,00 12,91 59,91 4 737 14 884 311,95 38,73 10,64 49,36 3 903 12 263 311,95 38,73 10,64 49,36 3 903 12 263 311,95 38,73 10,64 49,36 3 903 12 263 Chilca SET SAN JUAN 378,32 46,97 12,90 59,87 4 734 14 874 Chilca SET SAN JUAN 378,32 46,97 12,90 59,87 4 734 14 874 Chilca SET SAN JUAN 378,32 46,97 12,90 59,87 4 734 14 874 L-2093 San Juan - Chilca 3 344,75 415,23 114,06 529,29 41 852 131 499 L-2094/2095 San Juan - Chilca 11 464,10 1 423,20 390,93 1 814,12 143 449 450 717 Total 18 015,43 2 236,50 614,33 2 850,83 225 423,00 708 279 o Generación-Demanda Página 115 de 262

de EGEMSA TITULAR INSTALACION CI aci COyM CMA CM CM Mil US$ Mil US$ Mil US$ Mil US$ US$ Nuevos soles EGEMSA EGEMSA EGEMSA EGEMSA EGEMSA EGEMSA EGEMSA EGEMSA EGEMSA EGEMSA Celda SET MAT/AT CACHIMAYO Celda SET MAT/AT CACHIMAYO Celda SET MAT/AT MACHUPICCHU Celda SET MAT/AT MACHUPICCHU Celda SET MAT/AT QUENCORO Celda SET MAT/AT DOLORESPATA Línea Machupicchu - CAELP 138 Línea Machupicchu - INCA Línea QUENCORO - DERIV CACHIMAYO Línea CACHIMAYO - DOLORESPATA 236,75 29,39 6,98 36,38 2 876 9 036 236,75 29,39 6,98 36,38 2 876 9 036 236,75 29,39 6,98 36,38 2 876 9 036 236,75 29,39 6,98 36,38 2 876 9 036 236,75 29,39 6,98 36,38 2 876 9 036 236,75 29,39 6,98 36,38 2 876 9 036 5 538,26 687,54 163,38 850,92 67 285 211 409 5 596,86 694,82 165,11 859,92 67 997 213 647 1 684,92 209,17 49,71 258,88 20 470 64 317 1 003,63 124,59 29,61 154,20 12 193 38 310 Total 15 244,18 1 892,47 449,70 2 342,17 185 201,00 581 899 de EGENOR en SE TITULAR INSTALACION CI aci COyM CMA CM CM Mil US$ Mil US$ Mil US$ Mil US$ US$ Nuevos soles Celda de Transformador SET CHIMBOTE 1 Celda de Transformador SET CHIMBOTE 1 Celda de Transformador SET CHIMBOTE 1 308,41 38,29 10,52 48,80 3 859 12 125 16,43 2,04 0,56 2,60 206 647 34,60 4,30 1,28 5,58 441 1 386 Total 359,45 44,62 12,36 56,98 4 506,00 14 158 de ETESELVA TITULAR INSTALACION CI aci COyM CMA CM CM Mil US$ Mil US$ Mil US$ Mil US$ US$ Nuevos soles ETESELVA ETESELVA ETESELVA ETESELVA ETESELVA ETESELVA ETESELVA ETESELVA Tingo María SET MAT/AT(/MT) AGUAYTIA Celda de Transformador SET MAT/AT(/MT) AGUAYTIA Celda de Transformador SET MAT/AT(/MT) AGUAYTIA Celda de Línea - Aguaytia SET MAT/AT(/MT) TINGO MARIA Celda de Línea - Vizcarra SET MAT/AT(/MT) TINGO MARIA Celda de Línea - Tingo María SET MAT/AT(/MT) VIZCARRA L-251 Aguaytia - Tingo María L-251 L-252 Tingo María - Vizcarra L-252 402,94 50,02 13,14 63,16 4 994 15 691 353,24 43,85 11,52 55,37 4 378 13 756 353,24 43,85 11,52 55,37 4 378 13 756 402,83 50,01 13,13 63,14 4 993 15 688 402,83 50,01 13,13 63,14 4 993 15 688 492,76 61,17 14,54 75,71 5 987 18 811 7 503,22 931,48 244,60 1 176,08 92 997 292 197 16 167,99 2 007,15 527,08 2 534,23 200 390 629 625 Total 26 079,04 3 237,55 848,65 4 086,20 323 110,00 1 015 212 o Generación-Demanda Página 116 de 262

de SAN GABÁN TITULAR INSTALACION CI aci COyM CMA CM CM Mil US$ Mil US$ Mil US$ Mil US$ US$ Nuevos soles SAN GABAN SAN GABAN SAN GABAN SAN GABAN SAN GABAN San Rafel C.H. SAN GABAN II SAN GABAN II SET SAN RAFAEL AZANGARO SET SAN RAFAEL Línea de Transmisión C.H. SAN GABAN II - SET SAN RAFAEL C.H. SAN GABAN II - SET SAN RAFAEL Línea de Transmisión SET SAN RAFAEL - SET AZANGARO SET SAN RAFAEL - SET AZANGARO 299,10 37,13 8,82 45,96 3 634 11 418 353,68 43,91 10,43 54,34 4 297 13 501 353,68 43,91 10,43 54,34 4 297 13 501 6 640,76 824,41 195,90 1 020,31 80 679 253 493 6 816,82 846,27 201,10 1 047,36 82 818 260 214 Total 14 464,05 1 795,62 426,69 2 222,31 175 725,00 552 127 en la SE Quencoro TITULAR INSTALACION CI aci COyM CMA CM CM Mil US$ Mil US$ Mil US$ Mil US$ US$ Nuevos soles C.H. Machupicchu SET QUENCORO 236,75 29,39 6,98 36,38 2 876 9 036 Total 236,75 29,39 6,98 36,38 2 876,00 9 036 en la SE Ventanilla TITULAR INSTALACION CI aci COyM CMA CM CM Mil US$ Mil US$ Mil US$ Mil US$ US$ Nuevos soles Celda de Transformador TG SET VENTANILLA 311,82 38,71 10,63 49,34 3 902 12 260 Total 311,82 38,71 10,63 49,34 3 902,00 12 260 en la subestación Chiclayo Oeste TITULAR INSTALACION CI aci COyM CMA CM CM Mil US$ Mil US$ Mil US$ Mil US$ US$ Nuevos soles Carhuaquero L-2240 SET CHICLAYO OESTE 378,32 46,97 12,90 59,87 4 734 14 874 Total 378,32 46,97 12,90 59,87 4 734,00 14 874 en las subestación 1 TITULAR INSTALACION CI aci COyM CMA CM CM Mil US$ Mil US$ Mil US$ Mil US$ US$ Nuevos soles Celda 138 kv L-103 a Cañón del Pato SET CHIMBOTE 1 Celda 138 kv L-104 a Cañón del Pato SET CHIMBOTE 1 Celda 138 kv L-105 a Cañón del Pato SET CHIMBOTE 1 Celda de Autransformador 1 SET CHIMBOTE 1 247,40 30,71 8,44 39,15 3 096 9 728 247,40 30,71 8,44 39,15 3 096 9 728 247,40 30,71 8,44 39,15 3 096 9 728 309,36 38,41 10,55 48,95 3 871 12 163 o Generación-Demanda Página 117 de 262

Celda de Autransformador 1 SET CHIMBOTE 1 Celda de Autransformador 1 SET CHIMBOTE 1 Celda 138 kv del Autotransformador 2. SET CHIMBOTE 1 Autotransformador de Potencia 1 SET CHIMBOTE 1 172,25 21,38 5,87 27,26 2 155 6 771 34,71 4,31 1,29 5,60 443 1 392 155,77 19,34 5,31 24,65 1 949 6 124 2 216,19 275,13 65,38 340,50 26 925 84 598 Total 3 630,49 450,70 113,71 564,41 44 631,00 140 232 Zapallal-Paramonga Nueva- I TITULAR INSTALACION CI aci COyM CMA CM CM Mil US$ Mil US$ Mil US$ Mil US$ US$ Nuevos soles Paramonga Nueva SET CHIMBOTE 1 Paramonga Nueva L-2214 SET ZAPALLAL Zapallal SET PARAMONGA NUEVA 1 SET PARAMONGA NUEVA L-2214 Zapallal - Paramonga Nueva L-2216 Paramonga Nueva - 1 122,96 15,26 4,19 19,46 1 539 4 836 131,88 16,37 4,50 20,87 1 650 5 184 134,51 16,70 4,59 21,29 1 683 5 288 126,37 15,69 4,31 20,00 1 581 4 968 1 383,74 171,78 47,19 218,97 17 315 54 404 1 753,08 217,63 59,78 277,41 21 936 68 923 Total 3 652,54 453,44 124,55 577,99 45 704,00 143 603 en SE Paramonga Nueva TITULAR INSTALACION CI aci COyM CMA CM CM Mil US$ Mil US$ Mil US$ Mil US$ US$ Nuevos soles Celda de Transformador SET PARAMONGA NUEVA Celda de Transformador SET PARAMONGA NUEVA Transformador de Potencia SET PARAMONGA NUEVA Celda de Línea - Lne ParamongaNueva- ParamongaExist_L1101 202,53 25,14 6,91 32,05 2 534 7 962 87,13 10,82 2,97 13,79 1 090 3 425 1 132,92 140,64 38,63 179,28 14 176 44 541 158,62 19,69 5,41 25,10 1 985 6 237 Total 1 581,20 196,30 53,92 250,21 19 785,00 62 165 Huallanca - TITULAR INSTALACION CI aci COyM CMA CM CM Mil US$ Mil US$ Mil US$ Mil US$ US$ Nuevos soles Transformador de Potencia SET CHIMBOTE 1 Celda de Línea L-1103 SET CHIMBOTE 1 Celda de Línea L-1104 SET CHIMBOTE 1 Celda de Línea L-1105 SET CHIMBOTE 1 Celda de Línea L-1103 SET HUALLANCA Celda de Línea L-1104 SET HUALLANCA 2 209,40 274,28 75,34 349,62 27 646 86 864 246,64 30,62 8,41 39,03 3 086 9 696 246,64 30,62 8,41 39,03 3 086 9 696 246,64 30,62 8,41 39,03 3 086 9 696 265,37 32,94 7,83 40,77 3 224 10 130 265,37 32,94 7,83 40,77 3 224 10 130 o Generación-Demanda Página 118 de 262

Celda de Línea L-1105 SET HUALLANCA 265,37 32,94 7,83 40,77 3 224 10 130 HUALLANCA - CHIMBOTE 9 390,45 1 165,76 277,02 1 442,78 114 086 358 458 HUALLANCA - CHIMBOTE 6 100,87 757,38 179,98 937,36 74 120 232 885 Total 19 236,76 2 388,12 581,05 2 969,17 234 782,00 737 685 Ilo TITULAR INSTALACION CI aci COyM CMA CM CM Mil US$ Mil US$ Mil US$ Mil US$ US$ Nuevos soles ENERSUR ENERSUR Celda de Línea - L-2227 SET MAT/AT ILO2 Celda de Línea - L-2227 SET MAT/AT MOQUEGUA 297,16 36,89 10,13 47,02 3 718 11 682 297,16 36,89 10,13 47,02 3 718 11 682 Total 594,33 73,78 20,27 94,05 7 436,00 23 364 Linea Quencoro - Tintaya TITULAR INSTALACION CI aci COyM CMA CM CM Mil US$ Mil US$ Mil US$ Mil US$ US$ Nuevos soles L-1005 Quencoro - Tintaya Tintaya SET QUENCORO Quencoro SET TINTAYA 13 299,42 1 651,04 392,33 2 043,37 161 576 507 672 236,75 29,39 6,98 36,38 2 876 9 036 244,02 30,29 7,20 37,49 2 965 9 316 Total 13 780,19 1 710,72 406,52 2 117,24 167 417,00 526 024 Toquepala - Aricota TITULAR INSTALACION CI aci COyM CMA CM CM Mil US$ Mil US$ Mil US$ Mil US$ US$ Nuevos soles Aricota SET TOQUEPALA L-1026 Toquepala - Aricota 163,27 20,27 5,21 25,48 2 015 6 331 2 401,83 298,17 70,85 369,03 29 180 91 684 Total 2 565,10 318,44 76,06 394,50 31 195,00 98 015 de TITULAR INSTALACION CI aci COyM CMA CM CM Mil US$ Mil US$ Mil US$ Mil US$ US$ Nuevos soles Santa Rosa L-2001 C.H. HUINCO Santa Rosa L-2002 C.H. HUINCO Celda de Transformador G1 C.H. HUINCO Celda de Transformador G2 C.H. HUINCO Celda de Transformador G3 C.H. HUINCO Celda de Transformador G4 C.H. HUINCO Celda de Línea Transformador L-2007 C.H. MATUCANA Matucana L-2007 C.H. CALLAHUANCA Cajamarquilla L-2009 C.H. CALLAHUANCA 385,00 47,80 11,36 59,15 4 677 14 695 385,00 47,80 11,36 59,15 4 677 14 695 304,99 37,86 9,00 46,86 3 705 11 641 304,99 37,86 9,00 46,86 3 705 11 641 304,99 37,86 9,00 46,86 3 705 11 641 304,99 37,86 9,00 46,86 3 705 11 641 314,27 39,02 9,27 48,29 3 818 11 996 405,47 50,34 11,96 62,30 4 926 15 477 405,47 50,34 11,96 62,30 4 926 15 477 o Generación-Demanda Página 119 de 262

TITULAR INSTALACION CI aci COyM CMA CM CM Mil US$ Mil US$ Mil US$ Mil US$ US$ Nuevos soles Chavarría L-2008 C.H. CALLAHUANCA Huampaní C.H. CALLAHUANCA Moyopampa C.H. CALLAHUANCA Celda de Transformador 220 kv C.H. CALLAHUANCA Celda de Transformador G1 C.H. CALLAHUANCA Celda de Transformador G2 C.H. CALLAHUANCA Celda de Transformador G3 C.H. CALLAHUANCA Celda de Transformador G4 C.H. CALLAHUANCA Callahuanca L-2009 SET MAT/AT CAJAMARQUILLA Chavarría SET MAT/AT CAJAMARQUILLA Callahuanca C.H. HUAMPANÍ Ñaña C.H. HUAMPANÍ Celda de Transformador 60 kv C.H. HUAMPANÍ Celda de Transformador 60 kv C.H. HUAMPANÍ Santa Rosa L-601 C.H. MOYOPAMPA Santa Rosa L-602 C.H. MOYOPAMPA Salamanca L-605 C.H. MOYOPAMPA Balnearios L-606 C.H. MOYOPAMPA Callahuanca L-611 C.H. MOYOPAMPA Chosica L-673 C.H. MOYOPAMPA Celda de Transformador G1 C.H. MOYOPAMPA Celda de Transformador G2 C.H. MOYOPAMPA Celda de Transformador G3 C.H. MOYOPAMPA Celda de Transformador SET MAT/AT SANTA ROSA Celda de Transformador SET MAT/AT SANTA ROSA Ñaña SET AT/MT HUACHIPA Huachipa SET AT/MT ÑAÑA Celda de Transformador TG3 C.T. VENTANILLA Celda de Transformador TG4 C.T. VENTANILLA 405,47 50,34 11,96 62,30 4 926 15 477 213,68 26,53 6,82 33,34 2 637 8 285 213,68 26,53 6,82 33,34 2 637 8 285 321,20 39,87 9,48 49,35 3 902 12 260 212,55 26,39 6,78 33,17 2 623 8 241 212,55 26,39 6,78 33,17 2 623 8 241 212,55 26,39 6,78 33,17 2 623 8 241 212,55 26,39 6,78 33,17 2 623 8 241 574,44 71,31 19,59 90,90 7 188 22 585 574,44 71,31 19,59 90,90 7 188 22 585 167,91 20,84 5,57 26,42 2 089 6 564 167,91 20,84 5,57 26,42 2 089 6 564 138,11 17,15 4,59 21,73 1 718 5 398 138,11 17,15 4,59 21,73 1 718 5 398 238,47 29,60 7,61 37,21 2 942 9 244 238,47 29,60 7,61 37,21 2 942 9 244 238,47 29,60 7,61 37,21 2 942 9 244 238,47 29,60 7,61 37,21 2 942 9 244 238,47 29,60 7,61 37,21 2 942 9 244 238,47 29,60 7,61 37,21 2 942 9 244 200,74 24,92 6,40 31,32 2 477 7 783 200,74 24,92 6,40 31,32 2 477 7 783 200,74 24,92 6,40 31,32 2 477 7 783 369,15 45,83 12,59 58,41 4 619 14 513 369,15 45,83 12,59 58,41 4 619 14 513 146,62 18,20 4,87 23,07 1 824 5 731 146,62 18,20 4,87 23,07 1 824 5 731 265,56 32,97 9,06 42,02 3 323 10 441 265,56 32,97 9,06 42,02 3 323 10 441 o Generación-Demanda Página 120 de 262

TITULAR INSTALACION CI aci COyM CMA CM CM Mil US$ Mil US$ Mil US$ Mil US$ US$ Nuevos soles Celda de Línea Transformador a YANANGO SET CHIMAY PACHACHACA SET YANANGO 302,47 37,55 9,86 47,41 3 749 11 779 406,80 50,50 13,87 64,37 5 090 15 993 CHIMAY SET YANANGO 406,80 50,50 13,87 64,37 5 090 15 993 Celda de Transformador 220 kv SET YANANGO 335,76 41,68 10,95 52,63 4 162 13 077 Yanango SET PACHACHACA 464,47 57,66 13,70 71,36 5 643 17 730 L-2001, L-2002 Huinco - Santa Rosa 9 721,62 1 206,88 331,51 1 538,38 121 645 382 209 L-2007 Matucana - Callahuanca 2 336,03 290,00 79,66 369,66 29 230 91 841 L-2009 Callahuanca - Cajamarquilla 6 790,25 842,97 231,55 1 074,51 84 965 266 960 L-2015 Cajamarquilla - Chavarría 4 001,30 496,74 136,44 633,18 50 068 157 314 L-6544 Naña - Huachipa 400,47 49,72 13,30 63,01 4 983 15 657 L-6040 Callahuanca - Huampaní 1 151,52 142,95 38,23 181,18 14 327 45 015 L-6111 Callahuanca - Moyopampa 561,01 69,65 18,63 88,27 6 980 21 931 L-6011-6020 Moyopampa - Santa Rosa 3 265,59 405,40 108,42 513,82 40 629 127 656 L-6060 Moyopampa - Balnearios 2 146,83 266,52 71,27 337,79 26 710 83 923 L-6055 Moyopampa - Salamanca 1 260,85 156,53 41,86 198,39 15 687 49 289 L-6731 Moyopampa - Chosica 24,73 3,07 0,82 3,89 308 968 L-6544 Huampaní - Ñaña 349,71 43,41 11,61 55,02 4 351 13 671 L-2257 Chimay - Yanango 3 227,09 400,62 105,20 505,83 39 997 125 671 L-2256 Yanango - Pachachaca 9 068,55 1 125,80 267,52 1 393,33 110 175 346 170 Total 56 697,87 7 038,68 1 849,73 8 888,41 702 832,00 2 208 299 (*) Se ha utilizado 3,142 S/./US$, como tipo de cambio al 31.12.2008 Los elementos que figuran en este cuadro corresponden al SEA. El reparto de la responsabilidad de pago entre generadores por el método de beneficios económico, de las instalaciones asignadas a la generación, se ha realizado conforme a lo establecido en la NORMA TARIFAS. El detalle del cálculo seguido se encuentra en el anexo D adjunto al presente informe. Debido a que el conjunto de Generadores Relevantes respecto a un elemento de transmisión es dinámico en el tiempo y dado que la asignación de la compensación por el método del uso (fuerza-distancia) debe ser realizada por el COES con una frecuencia mensual, este comité deberá proponer para la aprobación de OSINERGMIN la relación de Generadores Relevantes por elemento a compensar, de acuerdo a lo establecido en la norma Procedimiento para la Asignación de Responsabilidad de pago de los y SCT, aprobada con Resolución OSINERGMIN N 383-2008-OS/CD. La primera relación de generadores relevantes, por elemento, deberá ser presentada a OSINERGMIN a más tardar el 30 de marzo del presente año, pudiéndose proponer su modificación cada vez que se integre al Sistema Interconectado Nacional una nueva planta de generación mayor a 20 MW o se modifique la topología de la red de transmisión. o Generación-Demanda Página 121 de 262

8.4.3 Fórmulas de Actualización Según la normativa vigente, los parámetros a, b, c, d correspondientes a las Fórmulas de Actualización, de la PROPUESTA OSINERGMIN, son los que se resumen a continuación: Sistema a b c d GD 0,4386 0,3682 0,1932 - Mantaro-Lima 0,4257 0,4008 0,1735 - Quencoro - Tintaya 0,5167 0,3701 0,1132 - Sistema Chiclayo Carhuaquero 0,4210 0,4573 0,1217 - en la SE Santa Rosa 0,4410 0,5590 - - Asociado con la CH Yuncán 0,4248 0,4858 0,0748 0,0146 Azangaro - Juliaca - Puno 0,5031 0,3783 0,1186 - Chilca - San Juan 0,4004 0,4715 0,1281 - de Edegel 0,4515 0,4067 0,1406 0,0012 de Egemsa 0,4948 0,3788 0,1264 - de EGENOR en SE 0,4577 0,5423 - - de 0,5035 0,3581 0,1384 - de San Gaban 0,5040 0,3605 0,1352 0,0003 en la SE Quencoro 0,3632 0,6368 - - en la SE Ventanilla 0,4621 0,5379 - - en la subestación Chiclayo Oeste 0,4320 0,5680 - - en la subestación 1 0,2881 0,6477-0,0642 en SE Paramonga Nueva 0,7682 0,1563-0,0755 en SE Puno de Redesur 0,8041 0,1117-0,0842 Huallanca - 0,4347 0,4206 0,1326 0,0121 Toquepala-Aricota 0,3874 0,6126 - - Zapallal Paramonga Nueva I 0,4284 0,3414 0,2302-8.5 Peajes del Area de Demanda 15 En la presente sección se determinan el Ingreso Tarifario, los Peajes y sus correspondientes fórmulas de actualziación aplicacbles a los usuarios del Área d edemanda 15. 8.5.1 Demanda Metodología Para calcular la demanda de energía y potencia del área 15 (demanda a nivel nacional) se agregaron las demandas proyectadas de cada una de las áreas en los puntos de entrega de energía del al sistema de distribución. A su vez, se incluyeron los clientes libres que emplean solo las instalaciones que pertenecen al área 15. Para proyectar su consumo, se mantiene constante la máxima demanda registrada en el 2007, debido a la falta de disponibilidad de información provista por estos clientes para su proyección. En la Tabla 1 se presentan los clientes libres, su punto de conexión, su o Generación-Demanda Página 122 de 262

demanda máxima y los factores de carga, simultaneidad y contribución a la punta. Tabla 1 Clientes Libres Demanda Máxima y Factores Subestación Tensión kv Barra Cliente Código MD (MW) FC FS FCP Vizcarra 220 VIZCA220 MINERA SANTA LUISA CL0422 4.2 0.09 0.03 0.00 Antamina 220 ANTAM220 MINERA ANTAMINA (3) CL0253 93.1 0.82 0.88 0.00 Independencia 220 IND220 MINERA MILPO (DESIERTO) CL0420 8.6 0.50 0.62 0.84 Independencia 220 IND220 CORPORACIÓN ACEROS AREQUIPA (ICA) CL0004 74.1 0.44 0.16 0.04 Independencia 220 IND220 PRAXAIR PERÚ (ICA) CL0194 6.1 0.71 0.47 0.01 M Cerro Verde 220 CVERD220 MINERA CERRO VERDE (MINA) CL0413 125 0.74 0.81 0.00 Cajamarca Norte 220 CAJA220 Gold Field La Cima S.A. CL0441 18.29 0.79 0.83 0.84 En la Tabla 2 se muestran los valores de demanda de energía proyectados. La tasa de crecimiento promedio anual en el período de proyección 2008/2018 es 3.1%. Tabla 2 Proyección Demanda de Energía SEIN [MWh] Año MAT AT MT TOTAL 2008 5,082,729 2,745,351 19,391,122 27,219,202 2009 5,077,315 2,774,959 20,540,219 28,392,493 2010 5,077,315 2,799,646 21,657,777 29,534,738 2011 5,077,315 2,802,318 22,827,605 30,707,238 2012 5,082,729 2,838,784 23,747,036 31,668,550 2013 5,077,315 2,832,805 24,675,559 32,585,680 2014 5,077,315 2,840,351 25,572,802 33,490,469 2015 5,077,315 2,862,086 26,464,681 34,404,082 2016 5,082,729 2,874,448 27,348,046 35,305,223 2017 5,077,315 2,888,219 28,222,942 36,188,476 2018 5,077,315 2,903,453 29,087,551 37,068,319 En la Tabla 3 se muestra la proyección de demanda máxima de potencia del SEIN. Tabla 3 Proyección Demanda Máxima de Potencia SEIN [MW] NivelTensionDemanda 2009 2010 2011 2012 2013 MAT 580.36 580.47 580.58 580.69 580.80 AT 286.82 291.35 293.34 299.20 299.68 MT 3,342.70 3,538.48 3,747.48 3,908.80 4,074.59 TOTAL 4,209.89 4,410.30 4,621.41 4,788.69 4,955.07 NivelTensionDemanda 2014 2015 2016 2017 2018 MAT 580.90 581.00 581.08 581.16 581.23 AT 301.84 305.74 308.39 311.16 314.03 MT 4,232.04 4,388.48 4,543.47 4,696.95 4,848.71 TOTAL 5,114.78 5,275.21 5,432.95 5,589.28 5,743.98 A continuación se presentan la demanda de energía y potencia coincidente con el SEIN por nivel de tensión de todas las áreas de demanda. o Generación-Demanda Página 123 de 262

Tabla 4 Demanda de Energía [MWh] Area NT 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Area 1 MAT - - - - - - - - - - - AT 118,914 118,914 118,914 118,914 118,914 118,914 118,914 118,914 118,914 118,914 118,914 MT 806,567 861,629 916,779 971,615 1,025,541 1,078,116 1,128,799 1,177,046 1,222,316 1,264,199 1,302,080 Area 2 MAT - - - - - - - - - - - AT - - - - - - - - - - - MT 517,147 569,765 624,247 683,775 733,617 802,661 853,752 904,843 955,935 1,007,026 1,058,117 Area 3 MAT 128,690 128,690 128,690 128,690 128,690 128,690 128,690 128,690 128,690 128,690 128,690 AT 590,784 590,784 590,784 590,784 590,784 590,784 590,784 590,784 590,784 590,784 590,784 MT 1,736,398 1,834,702 1,921,038 2,008,356 2,065,727 2,123,120 2,180,503 2,237,861 2,295,196 2,352,524 2,409,885 Area 4 MAT - - - - - - - - - - - AT - - - - - - - - - - - MT 162,458 186,355 205,034 222,661 240,172 257,689 275,518 293,049 310,585 328,125 346,401 Area 5 MAT 178,018 178,018 178,018 178,018 178,018 178,018 178,018 178,018 178,018 178,018 178,018 AT 1,065,110 1,078,771 1,103,458 1,106,130 1,142,597 1,136,618 1,144,164 1,165,898 1,178,260 1,192,032 1,207,265 MT 1,149,099 1,207,234 1,265,872 1,324,450 1,382,274 1,440,788 1,494,980 1,546,000 1,593,065 1,635,418 1,672,334 Area 6 MAT - - - - - - - - - - - AT 368,792 374,599 374,599 374,599 374,599 374,599 374,599 374,599 374,599 374,599 374,599 MT 5,908,102 6,213,545 6,556,683 6,945,372 7,164,276 7,371,007 7,577,737 7,784,468 7,991,198 8,197,929 8,404,659 Area 7 MAT 517,400 517,400 517,400 517,400 517,400 517,400 517,400 517,400 517,400 517,400 517,400 AT 343,098 343,098 343,098 343,098 343,098 343,098 343,098 343,098 343,098 343,098 343,098 MT 5,978,237 6,260,928 6,565,444 6,872,053 7,207,918 7,543,205 7,874,922 8,207,767 8,539,785 8,872,393 9,204,475 Area 8 MAT - - - - - - - - - - - AT 54,771 54,771 54,771 54,771 54,771 54,771 54,771 54,771 54,771 54,771 54,771 MT 1,116,547 1,173,790 1,236,678 1,299,302 1,337,818 1,376,309 1,414,805 1,453,359 1,491,853 1,530,367 1,568,902 Area 9 MAT 453,499 453,499 453,499 453,499 453,499 453,499 453,499 453,499 453,499 453,499 453,499 AT 189,821 199,961 199,961 199,961 199,961 199,961 199,961 199,961 199,961 199,961 199,961 MT 717,560 845,109 906,605 961,074 996,315 1,031,529 1,066,789 1,101,998 1,137,259 1,172,489 1,207,710 Area 10 MAT 162,360 162,360 162,360 162,360 162,360 162,360 162,360 162,360 162,360 162,360 162,360 AT 14,060 14,060 14,060 14,060 14,060 14,060 14,060 14,060 14,060 14,060 14,060 MT 663,039 709,367 737,232 771,161 787,824 808,017 824,684 841,353 858,025 874,701 891,380 Area 11 MAT 103,483 103,483 103,483 103,483 103,483 103,483 103,483 103,483 103,483 103,483 103,483 AT - - - - - - - - - - - MT 204,988 220,306 236,859 254,519 265,520 276,510 287,499 298,480 309,475 320,455 331,451 Area 12 MAT 1,557,746 1,557,746 1,557,746 1,557,746 1,557,746 1,557,746 1,557,746 1,557,746 1,557,746 1,557,746 1,557,746 AT - - - - - - - - - - - MT 74,656 78,322 81,862 85,366 88,499 91,631 94,765 97,893 101,025 104,157 107,292 Area 13 MAT - - - - - - - - - - - AT - - - - - - - - - - - MT 175,987 183,484 191,539 200,082 207,819 215,556 223,293 231,030 238,767 246,503 254,240 Area 14 MAT - - - - - - - - - - - AT - - - - - - - - - - - MT 180,336 195,683 211,905 227,819 243,714 259,420 274,755 289,533 303,563 316,655 328,625 Area 15 CL MAT 1,981,534 1,976,120 1,976,120 1,976,120 1,981,534 1,976,120 1,976,120 1,976,120 1,981,534 1,976,120 1,976,120 AT - - - - - - - - - - - MT - - - - - - - - - - - Area 15 Total MAT 5,082,729 5,077,315 5,077,315 5,077,315 5,082,729 5,077,315 5,077,315 5,077,315 5,082,729 5,077,315 5,077,315 AT 2,745,351 2,774,959 2,799,646 2,802,318 2,838,784 2,832,805 2,840,351 2,862,086 2,874,448 2,888,219 2,903,453 MT 19,391,122 20,540,219 21,657,777 22,827,605 23,747,036 24,675,559 25,572,802 26,464,681 27,348,046 28,222,942 29,087,551 o Generación-Demanda Página 124 de 262

Tabla 5 Potencia coincidente con el SEIN [MW] Area NT 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Area 1 MAT - - - - - - - - - - AT 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 MT 143 152 161 170 179 188 196 203 210 216 Area 2 MAT - - - - - - - - - - AT - - - - - - - - - - MT 105 115 126 135 150 160 169 179 188 198 Area 3 MAT 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 AT 68 69 69 70 70 70 70 71 71 71 MT 316 335 353 365 377 389 401 413 425 437 Area 4 MAT - - - - - - - - - - AT - - - - - - - - - - MT 50 55 59 64 69 74 78 83 88 92 Area 5 MAT 18 18 18 18 19 19 19 19 19 19 AT 127 131 133 138 138 140 144 146 148 151 MT 183 194 204 215 225 235 244 252 260 267 Area 6 MAT - - - - - - - - - - AT 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 MT 995 1,055 1,125 1,163 1,199 1,235 1,271 1,307 1,343 1,379 Area 7 MAT 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 AT 38 38 38 38 38 38 38 38 38 38 MT 999 1,048 1,098 1,153 1,208 1,262 1,316 1,370 1,424 1,479 Area 8 MAT - - - - - - - - - - AT 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 MT 152 161 170 176 181 187 193 198 204 209 Area 9 MAT 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 AT 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 MT 140 149 159 165 171 178 184 190 197 203 Area 10 MAT 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 AT 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 MT 125 131 138 142 146 150 154 157 161 164 Area 11 MAT 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 AT - - - - - - - - - - MT 51 55 59 62 64 67 69 72 75 77 Area 12 MAT 193 193 193 193 193 193 193 193 193 193 AT - - - - - - - - - - MT 14 14 15 15 16 16 17 18 18 19 Area 13 MAT - - - - - - - - - - AT - - - - - - - - - - MT 34 35 37 38 40 41 42 44 45 47 Area 14 MAT - - - - - - - - - - AT - - - - - - - - - - MT 37 40 43 46 49 51 54 57 59 61 Area 15 CL MAT 219 219 219 219 219 219 219 219 219 219 AT - - - - - - - - - - MT - - - - - - - - - - Area 15 Total MAT 580 580 581 581 581 581 581 581 581 581 AT 287 291 293 299 300 302 306 308 311 314 MT 3,343 3,538 3,747 3,909 4,075 4,232 4,388 4,543 4,697 4,849 8.5.2 CMA asignado a los Usuarios Las instalaciones que son asignadas al Área de Demanda 15 (demanda de todo el SEIN) son las instalaciones de calificadas como casos excepcionales, denominados GD, (Generación/Demanda), las mismas que se muestran en el cuadro siguiente: Cuadro Nº 8-3 INSTALACIONES ASIGNADAS AL ÁREA DE DEMANDA 15 (GD) INSTALACION Chiclayo Oeste SET PIURA OESTE Piura Oeste SET CHICLAYO OESTE 1 SET TRUJILLO NORTE 1 SET TRUJILLO NORTE Trujillo Norte SET CHIMBOTE 1 Trujillo Norte SET CHIMBOTE 1 Ventanilla L-2243 SET ZAPALLAL Ventanilla L-2242 SET ZAPALLAL San Juan SET SANTA ROSA Santa Rosa SET SAN JUAN Santa Rosa SET SAN JUAN o Generación-Demanda Página 125 de 262

Santuario SET SOCABAYA Santuario SET SOCABAYA Cerro Verde SET SOCABAYA Cerro Verde SET SOCABAYA Callalli SET TINTAYA Tintaya SET CALLALI Santuarios SET CALLALI Socabaya SET CERRO VERDE Socabaya SET CERRO VERDE Callalli SET SANTUARIO Socabaya SET SANTUARIO Socabaya SET SANTUARIO L-2238 Piura Oeste - Chiclayo Oeste L-2232 Trujillo Norte - 1 L-2233 Trujillo Norte - 1 L-2242/2243 Zapallal - Ventanilla L-2244/2245 Ventanilla - Chavarria L-2246 Ventanilla - Chavarria L-2010/2011 Santa Rosa - San Juan L-1008 Tintaya - Callalli L-1020 Santuario - Callalli L-1021/1022 Santuario - Socabaya L-1023 Socabaya - Cerro Verde El CMA de este GD, asignado a los Usuarios, calculado con base en los porcentajes de responsabilidad de pago mostrado en el Cuadro 8.1 del presente informe y el CMA del sistema GD, mostrado en el cuadro Nº 8-6, asciende a: S/. 53 026.566,5 conforme se muestra en el siguiente cuadro: Cuadro Nº 8-4 PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 15 CMA GD (Nuevos Soles) Nombre Código Elemento Instalación Elemento Elemento (2) (3) (US$) (S/.) Chiclayo Oeste L-2238 Celda SET PIURA OESTE 47.024,33 147750,44 Piura Oeste L-2238 Celda SET CHICLAYO OESTE 59.866,52 188100,61 1 L-2232 Celda SET TRUJILLO NORTE 59.866,52 188100,61 1 L-2233 Celda SET TRUJILLO NORTE 59.866,52 188100,61 Trujillo Norte L-2232 Celda SET CHIMBOTE 1 59.412,25 186673,29 Trujillo Norte L-2233 Celda SET CHIMBOTE 1 59.412,25 186673,29 Paramonga Nueva L-2216 Celda SET CHIMBOTE 1 59.412,25 186673,29 Ventanilla L-2243 L-2242 Celda SET ZAPALLAL 59.866,52 188100,61 Ventanilla L-2242 L-2243 Celda SET ZAPALLAL 59.866,52 188100,61 Paramonga Nueva L-2214 L-2214 Celda SET ZAPALLAL 59.866,52 188100,61 Zapallal L-2242 L-2242 Celda SET VENTANILLA 59.884,82 188158,11 Zapallal L-2243 L-2243 Celda SET VENTANILLA 59.884,82 188158,11 Chavarria L-2245 L-2245 Celda SET VENTANILLA 59.884,82 188158,11 Chavarria L-2244 L-2244 Celda SET VENTANILLA 59.884,82 188158,11 o Generación-Demanda Página 126 de 262

Nombre Código Elemento Instalación Elemento Elemento (2) (3) (US$) (S/.) Chiclayo Oeste L-2238 Celda SET PIURA OESTE 47.024,33 147750,44 Chavarria L-2246 L-2246 Celda SET VENTANILLA 59.884,82 188158,11 Ventanilla L-2244 L-2244 Celda SET CHAVARRIA 59.866,52 188100,61 Ventanilla L-2245 L-2245 Celda SET CHAVARRIA 59.866,52 188100,61 San Juan L-2010 Celda SET SANTA ROSA 59.888,62 188170,04 San Juan L-2011 Celda SET SANTA ROSA 59.888,62 188170,04 Santa Rosa L-2010 Celda SET SAN JUAN 59.866,52 188100,61 Santa Rosa L-2011 Celda SET SAN JUAN 59.866,52 188100,61 Santuario L-1021 Celda SET SOCABAYA 42.668,68 134064,99 Santuario L-1022 Celda SET SOCABAYA 42.668,68 134064,99 Cerro Verde L-1023 Celda SET SOCABAYA 42.668,68 134064,99 Cerro Verde L-1024 Celda SET SOCABAYA 42.668,68 134064,99 Callalli L-1008 Celda SET TINTAYA 37.492,65 117801,91 Tintaya L-1008 Celda SET CALLALI 37.492,65 117801,91 Santuarios L-1020 Celda SET CALLALI 37.492,65 117801,91 Socabaya L-1023 Celda SET CERRO VERDE 36.375,52 114291,87 Socabaya L-1024 Celda SET CERRO VERDE 36.375,52 114291,87 Callalli L-1020 Celda SET SANTUARIO 42.668,68 134064,99 Socabaya L-1021 Celda SET SANTUARIO 42.668,68 134064,99 Socabaya L-1022 Celda SET SANTUARIO 42.668,68 134064,99 Zapallal L-2214 Celda SET PARAMONGA NUEVA 61.059,76 191849,77 1 L-2216 Celda SET PARAMONGA NUEVA 61.059,76 191849,77 L-2238 Línea Piura Oeste - Chiclayo Oeste 2.545.350,12 7997490,07 L-2232 Línea Trujillo Norte - 1 1.720.998,03 5407375,81 L-2233 Línea Trujillo Norte - 1 1.720.998,03 5407375,81 L-2242/2243 Línea Zapallal - Ventanilla 532.675,12 1673665,22 L-2244/2245 Línea Ventanilla - Chavarria 312.747,10 982651,39 L-2246 Línea Ventanilla - Chavarria 173.823,09 546152,16 L-2010/2011 Línea Santa Rosa - San Juan 728.770,88 2289798,12 L-1008 Línea Tintaya - Callalli 1.043.907,78 3279958,24 L-1020 Línea Santuario - Callalli 978.272,80 3073733,14 L-1021/1022 Línea Santuario - Socabaya 344.586,06 1082689,40 L-1023 Línea Socabaya - Cerro Verde 108.401,64 340597,95 L-2214 Línea Zapallal - Paramonga Nueva 1.976.587,16 6210436,86 L-2216 Línea Paramonga Nueva - 1 2.840.417,34 8924591,30 8.5.3 Ingreso Tarifario Los Ingresos Tarifarios por año correspondientes a los elementos MAT o MAT/MAT ubicados en el Área de Demanda 15, directamente conectados entre dos barras para las cuales se han fijado Precios en Barra, son los que se muestran en el siguiente cuadro: o Generación-Demanda Página 127 de 262

Cuadro Nº 8-5 PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 15 INGRESO TARIFARIO POR AÑO, DEL SER (Nuevos Soles) Elemento Titular 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Tintaya - Callalli 138 kv 44.072,8 44.072,8 44.072,8 44.072,8 13.780,9 37.221,6 38.966,3 38.966,3 Callalli - Santuario 138 kv - - - - - - - - Santuario - Socabaya 138 248.141, 259.392, 259.392, 198.821,2 198.821,2 198.821,2 198.821,2 218.693,9 kv (GD) 2 9 9 Socabaya - Cerro Verde 138 kv 19.212,7 19.212,7 19.212,7 19.212,7 27.391,9 28.397,7 23.617,3 23.617,3 Chiclayo - Piura 138 kv 678.065,5 678.065,5 678.065,5 678.065,5 817.841,5 288.794, 317.021, 317.021, 3 3 3 - Trujillo 220 kv 127.456,9 127.456,9 127.456,9 127.456,9 474.798,7 898.225, 883.158, 883.158, 4 8 8 Zapallal - Ventanilla 220 kv 1.990,7 1.990,7 1.990,7 1.990,7 73.733,7 255.828, 313.570, 313.570, 1 6 6 Ventanilla - Chavarria 220 kv 140.413,8 140.413,8 140.413,8 140.413,8 5.295,4 35.779,4 46.935,3 46.935,3 Santa Rosa - San Juan 220 kv 47.100,4 47.100,4 47.100,4 47.100,4 16.051,7 - - - Zapallal - Huacho 220 kv - - - - 77,2 - - - Huacho - Paramonga Nueva 220 kv Paramonga Nueva - 220 kv Zapallal - Paramonga Nueva 220 kv 582.396,0 582.396,0 582.396,0 582.396,0 889.180,7 657.721, 5 731.827, 7 731.827, 7 - - - - 75.273,4 75.959,0 68.939,4 68.939,4 669,8 669,8 669,8 669,8 928,6 540,2 540,2 540,2 Cuadro 3.9 AREA DE DEMANDA 15 Titular Elemento Ingreso Tarifario Ingreso Tarifario Ingreso Tarifario Ingreso Tarifario Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 S/. S/. S/. S/. Tintaya - Callalli 138 kv 44.072,8 13.780,9 37.221,6 38.966,3 Callalli - Santuario 138 kv - - - - Santuario - Socabaya 138 kv (GD) 198.821,2 218.693,9 248.141,2 259.392,9 Socabaya - Cerro Verde 138 kv 19.212,7 27.391,9 28.397,7 23.617,3 Chiclayo - Piura 138 kv 678.065,5 817.841,5 288.794,3 317.021,3 - Trujillo 220 kv 127.456,9 474.798,7 898.225,4 883.158,8 Zapallal - Ventanilla 220 kv 1.990,7 73.733,7 255.828,1 313.570,6 Ventanilla - Chavarria 220 kv 140.413,8 5.295,4 35.779,4 46.935,3 Santa Rosa - San Juan 220 kv 47.100,4 16.051,7 - - Zapallal - Huacho 220 kv - 77,2 - - Huacho - Paramonga Nueva 220 kv Paramonga Nueva - 220 kv Zapallal - Paramonga Nueva 220 kv 582.396,0 889.180,7 657.721,5 731.827,7-75.273,4 75.959,0 68.939,4 669,8 928,6 540,2 540,2 o Generación-Demanda Página 128 de 262

8.5.4 Peajes El Peaje para cada nivel de tensión, se determina como el cociente del valor presente del flujo de CMA menos el IT anual entre el valor presente de las demandas mensuales para un horizonte de 5 años, conforme la siguiente expresión: PU 5 año= 1 = mes ano CMAaño IT año (1 + α) Dmes (1 + β ) mes= 1 Donde: PU : Peaje expresado en ctms S/./kWh CMA : Costo Medio Anual o parte del CMA asignado a los Usuarios, expresado al 30 de abril de cada año, en miles S/. α : Tasa de Actualización anual, según el Art. 79 de la LCE o el que la sustituya β : Tasa de actualización mensual calculada con la tasa de actualización anual, obtenida mediante la siguiente expresión: 1/12 β = (1 + α) 1 año : Horizonte para cálculo de peaje, equivalente a 5 años D mes : Demanda mensual, expresada a fin de mes en GWh año : Índice de variación del año mes : Índice de variación del mes mes año El cálculo anterior se efectúa para cada uno de los siguientes componentes, según el nivel de tensión: PUMAT : Peaje Unitario para Red de Muy Alta Tensión (MAT) PUMAT/AT : Transformación Muy Alta Tensión a Alta Tensión (MAT/AT) PUAT : Red de Alta Tensión (AT) PUAT/MT : Transformación Alta Tensión a Media Tensión (AT/MT) El CMA considerado en este cálculo incluye la parte correspondiente del CMA de las instalaciones del G/D. Cálculo del Peaje Unitario por Nivel de Tensión El peaje acumulado por cada nivel de tensión, resulta de agregar los peajes correspondientes según la secuencia de los niveles de tensión en el sentido del flujo de la energía. Peaje Acumulado MAT = PUMAT Peaje Acumulado AT = PUMAT + PUMAT/AT + PUAT Peaje Acumulado MT = PUMAT + PUMAT/AT + PUAT+ PUAT/MT o Generación-Demanda Página 129 de 262

Los Peajes acumulados por nivel de tensión de la PROPUESTA OSINERGMIN, son los que se muestran a continuación: Cuadro Nº 8-6 PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 15 PEAJES (cmt. S/kWh) PEAJE (PU) POR NIVEL DE TENSION AREA DE DEMANDA: AREA 15 Red Eléctrica del Perú S.A. PU PU ACUMUL. ctmss/./kwh ctmss/./kwh Transmision MAT 0,0666 0,0666 Transformacion MAT/AT - 0,0666 Transmision AT - 0,0666 Transformacion AT/MT - 0,0666 (*) Se ha utilizado 3,142 S/./US$, como tipo de cambio al 31.12.2008 El peaje total indicado en el cuadro anterior debe aplicarse a la demanda de todos los clientes regulados y libres de los sistemas eléctricos comprendidos en el Área de Demanda 15 y en el nivel de tensión correspondiente, debiendo el monto resultante transferirse a cada uno de los TITULARES que la conforman en proporción a los peajes parciales (no acumulados) fijados para cada uno de ellos por nivel de tensión. 8.5.5 Fórmula de Actualización Según la normativa vigente, los parámetros a, b, c, d correspondientes a las Fórmulas de Actualización, de la PROPUESTA OSINERGMIN, son los que se resumen a continuación: Cuadro Nº 8-7 PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 15 FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN FACTORES DE ACTUALIZACION DE LOS CMA Y PEAJES Área de Demanda AREA 15 SCT COEFICIENTES Partes Procedencia Procedencia Aluminio Cobre Total Extranjera Nacional a b c d Transmision MAT 0,0855 0,8717 0,0428 1,0000 Transformacion MAT/AT Transmision AT Transformacion AT/MT TOTAL 0,0855 0,8717 0,0428 1,0000 o Generación-Demanda Página 130 de 262

Los índices de la fórmula de actualización del Peaje se ha calculado con base a la participación de la suma de los montos de cada una de las componentes (Moneda Nacional, Extranjera, Aluminio y Cobre) del CMA de y CMA SCT, respecto de las componentes del CMA total (CMA de + CMA SCT). o Generación-Demanda Página 131 de 262

9. Conclusiones y Recomendaciones Del análisis realizado por OSINERGMIN a los estudios presentados por las empresas,, ELECTRO ANDES, ENERSUR,, EGEMSA, SAN GABÁN, REDESUR y ETESELVA, así como los análisis de oficio correspondientes a las titulares que no han presentado propuesta y pertenecen al Área de Demanda 15, se concluye lo siguiente: a) Los Titulares plantean Costos de Inversión durante los cuatro (04) años, mientras que OSINERGMIN plantea que los Costos de Inversión se realicen durante el primer año. b) Los valores de los CMA correspondientes al Área de Demanda 15 son los que se muestran en los Cuadros N 8-5 y 8-6. c) Los Ingresos Tarifarios por año correspondientes a los elementos MAT o MAT/MAT ubicados en el Área de Demanda 15, son los que se muestran en el Cuadro N 8-7. d) Los valores de los Peajes correspondientes al Área de Demanda 15 son los que se muestran en el Cuadro N 8-8. e) Los valores de los coeficientes correspondientes a las fórmulas para determinar los Factores de Actualización de los Costos Medios Anuales y Peajes, son los que se muestran en el Cuadro N 8-9. f) Se recomienda la emisión de una resolución fijando las Tarifas conformadas por los valores contenidos en los cuadros referidos en los literales anteriores, correspondientes al período del 1 de mayo del 2009 hasta el 30 de abril del 2013. o Generación-Demanda Página 132 de 262

10. Anexos A continuación se presentan los siguientes anexos al informe: Anexo A Anexo B Anexo C Anexo D Diagramas Unifilares del SER 2009-2013-Según Propuesta. Análisis de las Respuestas a las Observaciones formuladas a la PROPUESTA INICIAL. Diagramas Unifilares del SER 2009-2013-Según análisis de OSINERGMIN. Cuadros Comparativos o Generación-Demanda Página 133 de 262

Anexo A Diagramas Unifilares del SER 2009-2013 - Según Propuesta o Generación-Demanda Página 134 de 262

Informe 0051-2009-GART TITULAR: ETESELVA o Generación-Demanda Página 135 de 262

Informe 0051-2009-GART TITULAR: C. H. Cañon del Pato G1 G6 13,8 kv Huallanca Hidrandina Caraz-Carhuaz-Huaraz- Enlace ACSR 501 mm2 83,3 km 1 Hidrandina SEIN o Generación-Demanda Página 136 de 262

Informe 0051-2009-GART TITULAR: o Generación-Demanda Página 137 de 262

Informe 0051-2009-GART o Generación-Demanda Página 138 de 262

Informe 0051-2009-GART Anexo B Análisis de las Respuestas a las Observaciones formuladas a la PROPUESTA INICIAL o Generación-Demanda Página 139 de 262

Informe 0051-2009-GART El análisis de las respuestas a las observaciones formuladas a la PROPUESTA INICIAL se ha realizado sobre la base de los siguientes documentos: 1. Informe N Oficio múltiple N 0533-2008-GART sobre Observaciones al Estudio Tarifario presentado por Edegel, Egemsa, Electroandes,, y SanGabán, respectivamente. 2. Respuesta a las observaciones al Estudio Tarifario presentados por las empresas Edegel, Egemsa, Electroandes,,, y San Gabán. En los casos en que se considere que la observación ha sido subsanada, no significa necesariamente que se acepta los resultados y conclusiones contenidas en la propuesta de la empresa, ya que, como resultado de los análisis efectuados por OSINERGMIN se puede concluir que la metodología, procedimientos y valores utilizados no conllevan a la solución técnica de mínimo costo para los sistemas en estudio. A continuación se presenta el análisis de dichas respuestas, conservando la numeración original de las observaciones. o Generación-Demanda Página 140 de 262

Informe 0051-2009-GART Análisis de la Respuesta a las Observaciones Formuladas a la Propuesta de la Empresa OBSERVACIONES GENERALES DEMANDA Observación 1. Edegel no ha presentado información de demanda para la determinación del peaje correspondiente a la celda de transformación 220kV de la subestación Cajamarquilla, cuya responsabilidad de pago corresponde a la demanda. Respuesta En el Anexo A.1, se adjunta la información de demanda de Cajamarquilla, según lo observado. CAJAMARQUILLA Análisis y conclusión de OSINERGMIN. Año Mes Energía (KWh) 2005 agosto 46594119 2005 setiembre 43081929 2005 octubre 48918639 2005 noviembre 36105333 2005 diciembre 48329573 2006 enero 43943510 2006 febrero 44321162 2006 marzo 47658377 2006 abril 45014838 2006 mayo 47926692 2006 junio 43964819 2006 julio 46524028 En el Anexo A1 se presenta la demanda para el cálculo del CMA correspondiente al período Agosto 2005- Julio 2006 aunque existen diferencias del orden 0.1% con los datos oficiales del SICOM. Observación subsanada. Observación 2. Falta documentación técnica del sistema existente. Se requiere que la Empresa presente en archivos AutoCad lo siguiente: Esquemas unifilares al 23 de Julio de 2006. o Generación-Demanda Página 141 de 262

Informe 0051-2009-GART Planos de ruta para las líneas de transmisión existente al 23 de Julio de 2006. Respuesta Adjunto al presente documento, se entrega la información solicitada (Anexo B). Análisis y conclusión de OSINERGMIN La empresa presenta la información requerida por OSINERGMIN. Observación subsanada. COSTOS DE INVERSIÓN Observación 3. no ha presentado la valorización de los costos de inversión correspondiente a la celda de transformación 220 kv de la subestación Cajamarquilla, cuya responsabilidad de pago corresponde a la demanda. Respuesta En el Anexo A.2 se adjunta los resultados del Costo Medio Anual (CMA) correspondiente a la celda del transformador en 220kV en Cajamarquilla. Cabe anotar que al ser ésta instalación existente antes de la vigencia de la Ley 28832, corresponde determinar el CMA empleando la formulación establecida en el Articulo 24º de la Resolución OSINERGMIN Nº 023-2008-OS/CD (Norma de Tarifas y Compensaciones para los SCT). Análisis y conclusión de OSINERGMIN presentó lo solicitado. Observación subsanada. COSTOS ESTÁNDAR DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO Observación 4. Dado que el costo de operación y mantenimiento resulta de aplicar a la inversión el porcentaje fijado para cada nivel de tensión y tipo de región en donde se ubica cada elemento de transmisión, se requiere que en mérito a las correcciones que se realicen en lo correspondiente a la determinación del SER y la valorización de las inversiones, se efectúe el recálculo de los COyM respectivos. Respuesta Debido a que la instalación de transmisión de Edegel asignado a la demanda, es existente antes de la vigencia de la Ley 28832, no corresponde determinar el COyM según lo observado, sino, que la formulación establecida en el Artículo 24º de la resolución OSINERGMIN Nº 023-2008-OS/CD, ya contiene implícitamente o Generación-Demanda Página 142 de 262

Informe 0051-2009-GART los valores del COyM, debido a que el resultado del CMA es equivalente a la anualidad de la inversión más el COyM. Sin embargo, en mérito a la actualización de las valorizaciones de inversión correspondiente a las instalaciones asignadas a la generación, se adjunta en el Anexo A.3, las valorizaciones y cálculo del COyM, según lo señalado. Análisis y conclusión de OSINERGMIN presentó lo solicitado. Observación Subsanada. DETERMINACIÓN DEL CMA, PEAJES, COMPENSACIONES Y FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN Observación 5. No se ha presentado el CMA, Peaje y Fórmula de actualización correspondiente a la celda de transformación 220 kv de la subestación Cajamarquilla, cuya responsabilidad de pago corresponde a la demanda. Respuesta Se adjunta en el Anexo A.4, los resultados de CMA, peaje y fórmula de actualización, correspondiente a la celda de transformación en 220kV de Cajamarquilla. Análisis y conclusión de OSINERGMIN El valor del CMA D indicado en los formatos F-518 a F-521 considera únicamente el costo de inversión. Además, la suma de los parciales de la anualidad de CI y el valor de COyM de MN, ME, Al y Cu por nivel de tensión no concuerda con el total indicado en el formato F-308 para los denominados Otros Sistemas en los mismos formatos. Observación subsanada parcialmente OBSERVACIONES ESPECÍFICAS PROYECCIÓN DE DEMANDA Observación 6. No se ha presentado información de demanda para inversiones cuyo pago es asignado a la demanda deberá presentar el sustento del por qué no ha presentado información de demanda para la determinación del peaje correspondiente a la celda de transformación 220 kv de la subestación Cajamarquilla, cuya responsabilidad de pago corresponde a la demanda. o Generación-Demanda Página 143 de 262

Informe 0051-2009-GART Asimismo, deberá considerar el Área de Demanda definida por OSINERGMIN para realizar dicha proyección de demanda. Es decir, se debe tener en cuenta lo establecido en el Capítulo Segundo, numeral 9.1.3 de la NORMA TARIFAS donde se requiere que la proyección de demanda de energía se trate en forma global para el Área de Demanda 7 establecida en la Resolución OSINERGMIN Nº 634-2007-OS/CD, tanto para Usuarios Menores como Mayores. Respuesta En el Anexo A.1, se adjunta la información de demanda según lo observado. Al respecto, se debe indicar que la demanda considerada corresponde a la de Cajamarquilla, agregada de los valores de proyección de demanda determinados por las empresas Luz del Sur y Edecañete en sus respectivas áreas de concesión (Área de demanda 7), las cuales han sido obtenidas a partir de la información publicada en la página Web de OSINERGMIN. Proyección de Demanda El cliente Cajamarquilla mediante oficio remitido al COES-SINAC de fecha 15 de agosto de 2007 en la etapa de propuesta tarifaria de precios en barra, el cual fue publicado por OSINERGMIN en su página Web, formalizó su compromiso de incremento de potencia en las magnitudes que se muestran en el cuadro siguiente: Potencia Potencia Año HP HFP Energía (MW) (MW) (MWh) 2008 30 91 685835 2009 60 175 1323125 2010 60 175 1323125 2011 135 195 1598700 2012 135 195 1598700 Consecuentemente, para el Área de Demanda 7, se considera la demanda de las empresas Edecañete, Luz del Sur y Edegel. La información a emplearse corresponde al valor presente de la demanda por nivel de tensión consignado en los formatos F-515 de dichas empresas. Información de demanda de Edecañete TITULAR EDECAÑETE VP ENERGIA MWh Transporte MAT 421.891,06 Transformación MAT/AT 421.891,06 Transporte AT 421.891,06 Transformación AT/MT 421.891,06 o Generación-Demanda Página 144 de 262

Informe 0051-2009-GART Información de demanda de Luz del Sur TITULAR LUZ DEL SUR VP ENERGIA MWh Transporte MAT 28 947 524,9 Transformación MAT/AT 28 947 524,9 Transporte AT 28 947 524,9 Transformación AT/MT 26 821 935,1 Información de demanda de TITULAR VP ENERGIA MWh Transporte MAT 5 657 509,99 Transformación MAT/AT 0,0 Transporte AT 0,0 Transformación AT/MT 0,0 Información de demanda Área de Demanda 7 TITULAR VP ENERGIA EDC, LDS, EDG MWh Transporte MAT 35 026 925,95 Transformación MAT/AT 29 369 415,96 Transporte AT 29 369 415,96 Transformación AT/MT 27 243 826,16 Análisis y conclusión de OSINERGMIN Existen diferencias entre las demandas de energía propuestas en el Anexo A.1 del informe de absolución de observaciones y lo comprometido por Votorantim Metais - Cajamarquilla. Según se aprecia en el documento dirigido al COES con fecha 15/08/2007 la demanda eléctrica proyectada es la siguiente: o Generación-Demanda Página 145 de 262

Informe 0051-2009-GART Cabe mencionar también que los valores presente de energía, recogidas en el formato F-515 han variado entre la primera propuesta y la definitiva. Tal es el caso de la empresa LDS, que muestra valores distintos a su propuesta inicial. Observación subsanada parcialmente COSTOS DE INVERSIÓN Observación 7. Información presentada en los formatos no permite verificar su validez y consistencia ha presentado los formatos de inversión sin vínculos, impidiendo que se pueda revisar y verificar su propuesta tarifaria. Por lo que no ha sido posible revisar la información presentada por esta empresa para el rubro de inversión. A continuación se describen algunos de los problemas e inconsistencias encontradas: En el formato F-301 los costos unitarios del módulo no tienen vinculación con el módulo. En las hojas F302-HCO, F302-CHO, F-302-YAN, no existe vinculación en los valores MAT y AT. En las hojas F303-HCO y F303-MATUC no existe vinculación y los valores de los módulos OC-SIC1E220IM-10 y ED-SIC1E220IM-10 no son los correctos con respecto a los módulos aprobados por OSINERGMIN. En la hoja F303-CALLAH no existe vinculación y los valores de los módulos TP-060010-040SI2E, TP-060010-020SI2E, OC-SIC1E220IM-10 y ED-SIC1E220IM-10 no son los correctos con respecto al módulo aprobado por OSINERGMIN. En la hoja F303-MOYOP no existe vinculación y los valores de los módulos OC-SIC1E060SB-05 y ED-SIC1EMC no son los correctos con respecto al módulo aprobado por OSINERGMIN. En la hoja F303-HNI no existe vinculación y los valores de los módulos OC-COC1E060SB-02 y ED-COC1E060SB-02 no son los correctos con respecto al módulo aprobado por OSINERGMIN. o Generación-Demanda Página 146 de 262

Informe 0051-2009-GART En la hoja F303-YAN no existe vinculación y los valores de los módulos CE-220SER1C1ESBLT, OC-SEC1E220IM-10 y ED-SEC1E220IM-10 no son los correctos con respecto al módulo aprobado por OSINERGMIN. En la hoja F303-CHIM no existe vinculación y los valores de los módulos OC-SEC1E220IM-10 y ED-SEC1E220IM-10no son los correctos con respecto al módulo aprobado por OSINERGMIN. En las hojas F303-PACHA y F303-VEN no existe vinculación y los valores de los módulos OC-SEC1E220IM-10 y ED-SEC1E220IM-10 no son los correctos con respecto al módulo aprobado por OSINERGMIN. En las hojas F303-SROSA y F303-CAJAM no existe vinculación y los valores de los módulos OC-COC1E220AN-10 y ED-COC1E220AN-10 no son los correctos con respecto al módulo aprobado por OSINERGMIN. En general, deberá revisar todos los datos de los formatos de inversión y presentarlos de modo que los datos allí consignados tengan un sustento de su cálculo y la vinculación respectiva a fin de verificar su validez y consistencia. Respuesta En el Anexo A.4, se adjunta los formatos debidamente actualizados y vinculados a los módulos estándares vigentes establecidos mediante las resoluciones OSINERGMIN Nº 464-2008-OS/CD y OSINERGMIN Nº 465-2008-OS/CD. No obstante, debemos aclarar que la valorización de las instalaciones de Edegel, se efectuaron en base a los módulos estándares que estuvieron vigentes en el momento de la presentación de la propuesta tarifaria, la misma que corresponde a la Resolución OSINERGMIN Nº 343-2008-OS/CD. Por consiguiente, los valores colocados en los formatos fueron los correctos. Sin embargo, debemos señalar que en fecha posterior a la presentación de propuesta, OSINERGMIN publicó las resoluciones OSINERGMIN 464 Y 465-2008-OS/CD, mediante las cuales modificó los módulos estándares que estuvieron vigentes hasta ese momento. En este sentido, es razonable que los valores colocados en los formatos no coincidan con los módulos vigentes a la fecha. Finalmente, reiteramos que en el Anexo A.4, se adjunta los formatos debidamente actualizados y vinculados a los módulos estándares vigentes. Análisis y conclusión de OSINERGMIN presentó lo solicitado. Observación Subsanada. Observación 8. Se deben actualizar las valorizaciones de inversión con base a las observaciones anteriores En base a las correcciones que correspondan efectuar como resultado de las observaciones anteriores, debe actualizar los montos de inversión de los o Generación-Demanda Página 147 de 262

Informe 0051-2009-GART elementos que intervienen en el SER, de acuerdo a los módulos estándares vigentes establecidos mediante la Resolución OSINERGMIN N 343-2008-OS/CD y sus modificatorias resoluciones OSINERGMIN N 464-2008-OS/CD y OSINERGMIN N 465-2008-OS/CD. Respuesta Ver respuesta del numeral anterior. Análisis y conclusión de OSINERGMIN presentó lo solicitado. Observación Subsanada. COSTOS ESTÁNDAR DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO Observación 9. Se requiere actualizar el cálculo del COyM Con base en las correcciones que se realicen en la determinación de la valorización de las inversiones, se requiere la actualización del cálculo del COyM. Respuesta En los formatos correspondientes a la inversión y COyM, se presenta los nuevos costos de operación y mantenimiento, como resultado de las modificaciones efectuadas en atención a las observaciones dadas por OSINERGMIN. Análisis y conclusión de OSINERGMIN presentó lo solicitado. Observación Subsanada. DETERMINACIÓN DEL CMA, PEAJES, COMPENSACIONES Y FÓRMULAS DE ACTUALIZACIÓN Observación 10. No se ha presentado el Peaje para inversiones cuyo pago es asignado a la demanda deberá presentar el sustento del por qué no ha presentado los cálculos para la determinación del peaje correspondiente a la celda de transformación 220 kv de la subestación Cajamarquilla, cuya responsabilidad de pago corresponde a la demanda. Respuesta En el Anexo A.5, se presentan los resultados de peajes asignados a la demanda por el uso de la celda de transformador en 220kV de Cajamarquilla. o Generación-Demanda Página 148 de 262

Informe 0051-2009-GART Análisis y conclusión de OSINERGMIN En el formato F-515 se considera en una columna adicional el valor del CMA asignado a la demanda. Observación Subsanada Observación 11. Asignación de la compensación incompleta deberá adecuar la asignación de las compensaciones de acuerdo con la Resolución OSINERGMIN N 383-2008-OS/CD que aprueba la norma: Procedimiento para la Asignación de Responsabilidad de Pago de los y SCT", la misma que es aplicable al presente proceso de fijación de Peajes y Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión, cuyos cargos entrarán en vigencia a partir del 01 de mayo del 2009. Respuesta De acuerdo a lo establecido en los Artículos 10º y 12º de la Resolución OSINERGMIN Nº 383-2008-OS/CD, el cálculo de la asignación de compensaciones mediante la metodología establecida en la Norma Procedimiento para la Asignación de Responsabilidad de Pago de los y SCT, depende para el caso del reparto por el criterio de beneficios, de la base de datos correspondiente al proceso de fijación de precios en barra del mismo año del proceso de fijación de los y SCT, lo cual, se dispondrá recién en el año 2009, mientras que, para el caso del reparto por el criterio de uso, depende de los datos y resultados que determine el COES, según lo establecido en dicho Artículo 12º. Por consiguiente, en esta etapa del proceso regulatorio, no es factible determinar el reparto de las compensaciones según lo observado. Análisis y conclusión de OSINERGMIN La empresa manifiesta que la responsabilidad de pago es 100% asignado a los generadores, excepto la celda de transformador 220kV de Cajamarquilla el cual se le asigna el 100% de responsabilidad de pago a la demanda. Observación No Subsanada Observación 12. Formatos incompletos Con relación al formato F-516, los valores de COyM no se vinculan a los del formato F-401 como establece el Artículo 44 de la NORMA TARIFAS. Los valores están vinculados a la planilla Análisis.XLS. Asimismo, no ha sido posible revisar los valores de aci dado que los mismos se vinculan a la planilla Análisis.XLS. No se redondean los cálculos de CM. Al respecto, deberá corregir y adecuar la información a lo establecido en la NORMA TARIFAS. o Generación-Demanda Página 149 de 262

Informe 0051-2009-GART A pesar que no presenta el formato F-601, en el archivo 03-Inversión- EDG-Adm.XLS se observa una alta en el año 2009. Al respecto, se solicita presentar dicho formato F-601 y completar los otros formatos que correspondan. Respuesta En el Anexo A.4, se adjuntan los formatos observados, debidamente vinculados. Asimismo, se adjunta el formato F-601 en el mismo anexo. Es importante mencionar que, en dicho formato F-601 se incluyen la alta de la celda en Cajamarquilla, siendo el costo de esta celda asignada a la demanda, por tener la misma configuración de conexión que fuera aprobado por OSINERGMIN en la regulación del año 2003. Con respecto al caso de la celda en Yanango para SIMSA, que fuera incluido en el estudio tarifario presentado con anterioridad, le informamos que no es factible mantener esta propuesta, debido a que SIMSA hasta la fecha no ha formalizado su requerimiento, requisito indispensable para la aprobación por parte de OSINERGMIN del plan de obras de Edegel. En este aspecto, se ha optado por retirar en todos los formatos respectivos, la inversión correspondiente a la celda de 220kV en Yanango. Análisis y conclusión de OSINERGMIN En el formato F-516 no vincula el COyM al formato F-401, el valor del C.I. contiene un grave error al multiplicar el costo de las celdas de línea por los kilometros de la línea que lo contiene. Para el formato F-601 no indica la alta del cliente SIMSA a pesar que en el resumen ejecutivo, definición del SER, considera dicho cliente con las celda 220kV en Yanango. Observación No Subsanada. o Generación-Demanda Página 150 de 262

Informe 0051-2009-GART Análisis de la Respuesta a las Observaciones Formuladas a la Propuesta de la Empresa OBSERVACIONES GENERALES Observación 1. Falta de Formatos de Información General (F-002 Y F-003) no ha presentado los formatos F-002 y F-003. Dichos formatos son los que la titular ha remitido de manera regular a la Gerencia de Fiscalización Eléctrica de OSINERGMIN denominados FL y FS. Se solicita presentar dicha información. Respuesta Se Incluyen los formularios F-002 y F-003, correspondientes a las instalaciones de transmisión de. Análisis y conclusión de OSINERGMIN Subsanada La Empresa presenta lo solicitado. DEMANDA Observación 2. No fue considerada el Área de Demanda definida por OSINERGMIN para realizar la proyección de demanda. El Estudio sólo considera los sistemas eléctricos correspondientes a la propia empresa, sin tener en cuenta lo establecido en el Capítulo Segundo, numeral 9.1.3 de la NORMA TARIFAS. Se requiere que la proyección de demanda de energía se trate en forma global para el Área de Demanda 3 establecida en la Resolución OSINERGMIN Nº 0634-2007, tanto para Usuarios Menores como Mayores. Respuesta Se incorpora la información correspondiente a las áreas de demanda 2 y 3 definidas por el OSINERGMIN, información proporcionada por la empresa Hidrandina (Área 3) y extraída de la propuesta presentada por Electronorte (Área 2). Análisis y conclusión de OSINERGMIN o Generación-Demanda Página 151 de 262

Informe 0051-2009-GART Subsanada La empresa incorporó y consideró la información de las Áreas de Demanda correspondientes, suministrada por los distribuidores correspondientes DETERMINACIÓN DEL SER Observación 3. No se ha efectuado un análisis adecuado de alternativas. No se ha efectuado un análisis adecuado de alternativas que demuestre que la configuración seleccionada corresponda a la alternativa de mínimo costo (inversión, operación, mantenimiento y pérdidas). Al respecto, debe efectuarse el análisis de alternativas de acuerdo con lo señalado en el Capítulo Tercero de la NORMA TARIFAS. Respuesta Las alternativas analizadas para determinar la configuración de mínimo costo de inversión, operación, mantenimiento y pérdidas han sido calculadas bajo los criterios señalados en el Capítulo Tercero de la Norma TARIFAS. Revisar archivos de la carpeta \\\\Informe\Calculos\. Análisis y conclusión de OSINERGMIN No Subsanada El análisis de las alternativas presentadas por, no cumplen los criterios generales para la determinación del SER descrito en la NORMA TARIFAS. Por ejemplo para el cálculo de los costos de inversión, COyM y pérdidas, considera el valor presente para un horizonte de 30 años, contrariando a lo descrito en el numeral 12.3 de la NORMA TARIFAS, donde indica que la evaluación corresponderá al horizonte de evaluación (10 años). Asimismo para el cálculo de las pérdidas de potencia, no ha utilizado los resultados de los flujos de carga. Observación 4. Falta documentación técnica del sistema existente y de las alternativas. Se requiere que la empresa presente en archivos Autocad lo siguiente: Esquemas unifilares al 23 de julio de 2006 Planos de ruta para las líneas de transmisión existente al 23 de julio de 2006 Planos de ubicación de las nuevas subestaciones (posteriores al 23 de julio de 2006) o Generación-Demanda Página 152 de 262

Informe 0051-2009-GART Planos de ruta para las nuevas líneas de transmisión (posteriores al 23 de julio de 2006) Mapas que muestren los radios de atención de las subestaciones. Respuesta Se adjunta en medio magnético la información solicitada. \\\\Informe\Planimetria de LT Análisis y conclusión de OSINERGMIN Subsanada Parcialmente, no adjunta Mapas que muestren los radios de atención de las subestaciones existentes y proyectadas, asimismo en algunos casos se ha presentado plano de ruta de línea en formato tif. COSTOS DE INVERSIÓN Observación 5. Los formatos de inversión tienen errores en la asignación de montos diferentes a los correspondientes de los módulos aprobados por OSINERGMIN. Respuesta Se ha realizado la actualización de los módulos de inversión, considerando los costos de módulos de transmisión vigentes correspondientes las resoluciones OSINERGMIN N 464-2008-OS/CD y OSINERGMIN N 465-2008-OS/CD. Análisis y conclusión de OSINERGMIN Subsanada La Empresa ha realizado las actualizaciones solicitadas. COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO Observación 6. Dado que el costo de operación y mantenimiento resulta de aplicar a la inversión el porcentaje fijado para cada nivel de tensión y tipo de región en donde se ubica cada elemento de transmisión, se requiere que en mérito a las correcciones que se realicen en lo correspondiente a la determinación del SER y la valorización de las inversiones, se efectúa el recálculo del COyM respectivo. Respuesta Se ha recalculado los costos de operación y mantenimiento resultante de aplicar el porcentaje fijado para cada nivel de tensión y tipo de región a los costos de inversión actualizados en el punto anterior. o Generación-Demanda Página 153 de 262

Informe 0051-2009-GART Análisis y conclusión de OSINERGMIN Subsanada La Empresa ha realizado las actualizaciones solicitadas. DETERMINACIÓN DEL CMA, PEAJES, COMPENSACIONES Y FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN Observación 7. De acuerdo con lo establecido en la Sexta Disposición Final Complementaria de la Ley Nº 28832, para el caso de las instalaciones del existentes a la fecha de entrada en vigencia de la citada Ley, la proporción de pago entre Usuarios y Generadores y el criterio de su distribución al interior del conjunto Usuarios y Generadores serán los mismos que se encuentren vigentes a la fecha de entrada en vigencia de dicha Ley. Al respecto, se solicita explicar las razones por las cuales para la asignación de pago de sus instalaciones, no se ha tenido presente dicha disposición. Respuesta Según la Sexta Disposición Final Complementaria Armonización del marco legal de transmisión. La calificación de las instalaciones señalada en el artículo 58º de la Ley de Concesiones Eléctricas, vigente a la promulgación de la presente Ley, no es materia de revisión, ni es aplicable a las instalaciones cuya puesta en operación comercial se produce en fecha posterior a la promulgación de la presente Ley. Lo dispuesto en la presente Ley no será aplicable a las concesiones otorgadas al amparo del Texto Único Ordenado de las normas con rango de Ley que regulan la entrega en concesión al sector privado de las obras públicas de infraestructura y de servicios públicos, aprobado por el Decreto Supremo Nº 059-96-PCM, y de la Ley Nº 27133, Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural, en aquello que se oponga a lo estipulado en los respectivos contratos de concesión. A la expiración de dichos contratos, las instalaciones de transmisión correspondientes pasarán a formar parte del Sistema Garantizado de Transmisión considerando lo dispuesto en el numeral 22.2, inciso d), del artículo 22º de la presente Ley. Cada instalación de transmisión existente a la fecha de entrada en vigencia de la presente Ley se pagará por Usuarios y Generadores en la misma proporción en que se viene pagando a dicha fecha y se mantendrá invariable y permanente mientras dichas instalaciones formen parte del Sistema Económicamente Adaptado. La distribución al interior del conjunto de Usuarios o del conjunto de Generadores mantendrá el criterio vigente a la fecha de entrada en vigencia de la presente Ley. Establece para el caso de instalaciones del existentes a la fecha de entrada en vigencia de la citada Ley, la proporción de pago entre Usuarios y Generadores o Generación-Demanda Página 154 de 262

Informe 0051-2009-GART serán los mismos que se encuentren vigentes a la entrada en vigencia de dicha Ley. Para el caso de, empresa transmisora nueva, que presenta por primera vez su propuesta de tarifas para sus instalaciones de transmisión y considerando las variaciones del SEIN en el mediano plazo, debido a la entrada en servicio de la línea 220 kv Vizcarra Huallanca Cajamarca Carhuaquero (cuya operación esta prevista para el año 2011). considera que sus instalaciones de transmisión pertenecientes a las zonas 1 y 2 definidas en el informe, -no reguladas anteriormente por el OSINERGMIN-, son de generación / demanda, condición que se refuerza con los resultados obtenidos del análisis realizado para determinar la asignación de pagos por beneficios económicos. Por lo tanto, dentro de la propuesta de tarifas, dichas Zonas han sido consideradas y tratadas con tal calificación. Análisis y conclusión de OSINERGMIN No Subsanada No sustenta adecuadamente su posición. Observación 8. Para las instalaciones definidas como D no se encuentra el cálculo del CMA de acuerdo a lo establecido en el numeral 24.1 de la NORMA TARIFAS. Respuesta Se incluyen el cálculo del CMA para las instalaciones definidas como D y lo correspondiente a los GD. Análisis y conclusión de OSINERGMIN Subsanada Parcialmente Se presenta la información requerida de manera incompleta. Observación 9. Se requiere que presente una propuesta de peajes y compensaciones de acuerdo a la NORMA TARIFAS, Además, se solicita que presente informe explicativo detallado del proceso de cálculo. Respuesta Se presenta la propuesta de peajes y compensaciones de acuerdo a la NORMA TARIFAS, considerando las observaciones planteadas por el OSINERGMIN. Análisis y conclusión de OSINERGMIN Subsanada Parcialmente o Generación-Demanda Página 155 de 262

Informe 0051-2009-GART Se presenta la información requerida de manera incompleta. Observación 10. Se requiere efectuar el recálculo de los Peajes, Compensaciones y Fórmula de Actualización, con base en las correcciones que se efectúen en mérito a las observaciones contenidas en el presente informe, teniendo presente que las tarifas y peajes que se empleen serás los que se encuentren vigentes al 31 de marzo de 2009 y que entre tanto, se debe emplear las tarifas vigentes en cada etapa del presente proceso regulatorio. Respuesta Se ha efectuado el recalculo de los peajes, compensaciones y formula de ajuste, considerando las observaciones planteadas por el OSINERGMIN. Análisis y conclusión de OSINERGMIN Subsanada Parcialmente Ver comentarios anteriores. OBSERVACIONES ESPECÍFICAS DETERMINACIÓN DEL SER Observación 11. No tiene plan de obras de las alternativas óptimas No se presenta el plan de obras para cada una de las alternativas analizadas (F- 205). Respuesta, no tiene previsto realizar obras de ampliación de su sistema de transmisión, razón por la que no se ha contemplado un plan de inversiones para las alternativas analizadas. Análisis y conclusión de OSINERGMIN Subsanada Se presenta la información requerida Observación 12. No hay referencia de que el formato F-216 está desarrollado con la alternativa óptima que estable el formato F-205 Se requiere se indique esta referencia. Respuesta o Generación-Demanda Página 156 de 262

Informe 0051-2009-GART Los diagramas de flujo de potencia indicados en el formulario F-216, corresponden a las alternativas óptimas seleccionada para las zonas 1 y 2 del estudio, calculados año a año para el período de análisis en condiciones de máxima demanda del SEIN. Análisis y conclusión de OSINERGMIN Subsanada Parcialmente El formato F-216, no está claro, dado que no se puede distinguir las alternativas desarrolladas en el formato F-205. COSTOS DE INVERSIÓN Observación 13. La empresa deberá corregir en el formato F-300 los montos de los módulos estándar. Se ha verificado que los costos unitarios empleados en el formato F-300 no corresponden a los costos estándares vigentes a la fecha de presentación de propuestas, aprobado mediante la Resolución OSINERGMIN Nº 343-2008- OS/CD. Dadas las diferencias encontradas, se requiere que la titula valorice nuevamente todos los elementos que intervienen en su Plan de Inversiones de líneas de transmisión y subestaciones, para lo cual, se debe emplear estrictamente los módulos estándares vigentes en cada etapa del proceso regulatorio, los cuales a la fecha, corresponden a las Resoluciones modificatorias OSINERGMIN Nº 464-2008-OS/CD y OSINERGMIN Nº 465-2008-OS/CD, publicadas el 22 de junio de 2008. o Generación-Demanda Página 157 de 262

Informe 0051-2009-GART Respuesta Se ha actualizado la valorización de las instalaciones, considerando los costos de módulos de transmisión vigentes publicados mediante las OSINERGMIN N 464-2008-OS/CD y OSINERGMIN N 465-2008-OS/CD. Análisis y conclusión de OSINERGMIN Subsanada La Empresa ha realizado las actualizaciones solicitadas. DETERMINACIÓN DEL CMA, PEAJES, COMPENSACIONES Y FÓRMULAS DE ACTUALIZACIÓN Observación 14. Respecto a los formularios F-501 F-513 y F--515 De acuerdo a la NORMA TARIFAS, los estudios deben ser presentados por Área de Demanda, para lo cual, de ser necesario, la titular debe coordinar con las otras concesionarias a fin de recabar la información que necesite. Se solicita, por lo tanto, que la empresa presente los formularios de acuerdo a la NORMA TARIFAS. Respuesta Con la información recabada de las Áreas de Demanda 3 y 2 proporcionadas por las concesionarias de distribución, en cumplimiento de lo establecido en la NORMA TARIFAS; se incluyen los formularios correspondientes. Análisis y conclusión de OSINERGMIN Subsanada Parcialmente Si bien recabó información de las demás empresas de las áreas de demanda mencionadas, no ha coordinado debidamente con las otras concesionarias, ya la información empleada no corresponde a las últimas versiones que dichas empresas han entregado al OSINERGMIN. Observación 15. Respecto a los formatos F-514, F-518 F-521 No queda claro cómo se realiza el cálculo del VP. Se solicita aclaración de la fórmula aplicada. Respuesta Se ha modificado el cálculo del VP, para su mejor comprensión, en los formatos F- 514, F-518 F-521. o Generación-Demanda Página 158 de 262

Informe 0051-2009-GART Análisis y conclusión de OSINERGMIN No Subsanada La empresa no explica el cálculo del VP den los formatos solicitados, ya que la fórmula empleada no es la correcta. Observación 16. Respecto a los formatos F-516 Las unidades de las últimas dos columnas deben expresarse en US$ y Nuevos Soles, respectivamente, por lo que los valores monetarios deben ser multiplicados por mil. Se solicita corregir dicho error. Respuesta Se ha realizado las correcciones solicitadas. Análisis y conclusión de OSINERGMIN Subsanada Parcialmente La empresa corrige el formato solicitado. o Generación-Demanda Página 159 de 262

Informe 0051-2009-GART ETESELVA ANALISIS DE LAS RESPUESTAS A LAS OBSERVACIONES A LA PROPUESTA TARIFARIA PARA LA REGULACION DE LOS Y SCT 2009-2013 OBSERVACIONES GENERALES Observación 1. No se ha presentado el ESTUDIO de acuerdo con lo establecido en la NORMA TARIFAS. Al respecto, se requiere que la propuesta sea reformulada ciñéndose a la normativa vigente. Respuesta ETESELVA, en el presenta proceso regulatorio como en anteriores a manifestado su disconformidad con los valores del VNR y COYM determinados por el OSINERGMIN para su sistema de transmisión; ya que sus módulos estándar aprobados, presentan errores, que posteriormente detallaremos. Ante este hecha la empresa a contratado a V&M y Consultores Asociados S.A.C. para la elaboración de sus módulos estándar de líneas transmisión y subestaciones, que sirvan de base para la determinación del VNR y COyM presentado por ETESELVA Posición de la empresa, que es consecuente con los pedidas en regulaciones anteriores. Por lo tanto, ETESELVA ratifica los valores presentados y sustentados en su propuesta que fuera admitida par el OSINERGMIN, mediante Oficio No 0632-200&GART, de fecha 22 de julio de 2008. Sin embargo, sin perjuicio de lo solicitado, ETESELVA absuelve las observaciones que correspondan. Análisis y conclusión de OSINERGMIN: No Subsanada La empresa no presenta el estudio de acuerdo a la NORMA TARIFAS. Observación 2. No se ha presentado los formularios F-002 y F-003 (FL y FS que las titulares de transmisión entregaban a OSINERGMIN). Se requiere la presentación de dichos formatos. o Generación-Demanda Página 160 de 262

Informe 0051-2009-GART Respuesta Se incluyen los formularios F002 y F-003. Análisis y conclusión de OSINERGMIN: Subsanada En la ruta:...\\ 2008 \ FORMULARIOS \ ETESELVA.xls, se presentan los formularios F-002 y F-003. FORMULARIOS Observación 3. No se sustenta la proyección de la demanda presentada como parte del ESTUDIO. Al respecto, se requiere la presentación de toda la documentación que sustenta dicha proyección de demanda. Respuesta Se presenta la proyección del área demanda 14 incluida por Electro Ucayali en su propuesta de Fijación de Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión, periodo 2009-2013. Análisis y conclusión de OSINERGMIN: Subsanada Parcialmente Existen diferencias entre los datos propuestos por ELECTROUCAYALI con los datos oficiales del SICOM. Observación 4. No se ha efectuado un análisis adecuado de alternativas que demuestre que la configuración seleccionada para la expansión de la transmisión corresponda a la alternativa de mínimo costo (inversión, operación, mantenimiento y pérdidas). Se requiere efectuar el análisis de alternativas de acuerdo con lo señalado en el Capítulo Tercero de la NORMA TARIFAS. Respuesta Las alternativas analizadas para determinar la configuración de mínimo costo de inversión, operación, mantenimiento y pérdidas han sido calculadas bajo los criterios señalados en el Capítulo Tercero de la Noma TARIFAS. Revisar archivos en la siguiente M: \ 20\lnforme\Calculos Análisis y conclusión de OSINERGMIN: Subsanada o Generación-Demanda Página 161 de 262

Informe 0051-2009-GART Observación 5. No se sustenta el dimensionamiento de los elementos de transmisión que conforman el SEA. Se requiere incluir en el ESTUDIO la información que sustente el dimensionamiento de cada elemento de transmisión que conforma el SEA de ETESELVA, así como adjuntar los archivos de cálculo correspondientes. Respuesta El dimensionamiento de los elementos y la determinación del SEA del Sistema Secundario de Transmisión de ETESELVA, se están debidamente sustentados bajo los criterios señalados en el Capitulo Tercero de la NORMA TARIFAS. Revisar archivos en la siguiente ruta: \\ 2008\Informe\Calculos Análisis y conclusión de OSINERGMIN: Subsanada La empresa sustenta lo solicitado. Observación 6. Se han utilizado módulos que no corresponden a los módulos estándares de inversión para los sistemas de transmisión, aprobados por OSINERGMIN. Se requiere la revisión y valorización de los elementos de transmisión, según los módulos estándar de inversión aprobados por OSINERGMIN Dado que el costo de operación y mantenimiento resulta de aplicar a la inversión el porcentaje fijado para cada nivel de tensión y tipo de región, en donde se ubica cada elemento de transmisión, se requiere que en mérito a las correcciones que se realicen en lo correspondiente a la determinación del SEA y la valorización de las inversiones, se efectúe el recálculo del COyM respectivo. Respuesta Ver respuesta a Observación 1. Sin embargo, debemos informar que el OSINERGMIN, en sus módulos estándares aprobados para Líneas de Transmisión ha considerado para la región Selva una altitud máxima de 1000 msnm y conductores AAAC o ACAR; y para la región Sierra altitudes entre 1 OOO a 4000 msnm y 3001 a más de 4500 msnm; y conductores ACAR y ACSR, respectivamente. En la concepción de los módulos estándares aprobados por el OSlNERGMlN para la región Selva, no ha tomado en cuenta que existen dos tipos distintivos de Selva: la Selva Alta y la Selva Baja. La Selva Alta ostenta una altitud entre los 800 y 3500 msnm y a diferencia de la Sierra, tiene un clima templado y húmedo, la Selva Baja se encuentra, en promedio, entre los O y los 800 msnm. La Línea de Transmisión 1-2251 atraviesa exclusivamente por la selva llegando hasta alturas de 1810 msnm y la L-2252 atraviesa dos regiones, Selva, que llega o Generación-Demanda Página 162 de 262

Informe 0051-2009-GART hasta una altura de 2981 msnm y Sierra. Sin embargo, el OSINERGMIN tan solo ha creado módulos para la región Selva con una altura máxima de hasta 1000 msnm. El OSINERGMIN, para el conductor ACSR, se ha equivocado al promediar los Costos de Unitarios de conductores de distintos pesos, secciones y números de hilos, ya que la cantidad de aluminio y acero por tipo de conductor varia considerablemente, tal como se muestra en el siguiente cuadro. (En el Anexo No 4 presentamos un mayor detalle). Al considerar el costo de US $ 0,42 por kg y al ser promediado con los otros costos (US $Ikg 3,43, 3,36 y 4,60), crea una distorsión de los costos y por lo tanto, el Costo de los conductores ACSR comparándolos con AAAC y ACAR para un diámetro equivalente y cantidad de aluminio, es aproximadamente el 50 % de los otros conductores, tal como se muestra en el siguiente cuadro: Por lo tanto, ETESELVA solicita al OSINERGMIN la reformulación y actualización de los costos de la totalidad de los módulos estándares, además de la creación nuevos módulos de Líneas de Transmisión considerando las distintas regiones y diferentes altitudes (Selva Alta y Selva Baja). Análisis y conclusión de OSINERGMIN: No Subsanada La Empresa no realiza lo solicitado. Observación 7. o Generación-Demanda Página 163 de 262

Informe 0051-2009-GART Dado que el costo de operación y mantenimiento resulta de aplicar a la inversión el porcentaje fijado para cada nivel de tensión y tipo de región, en donde se ubica cada elemento de transmisión, se requiere que en mérito a las correcciones que se realicen en lo correspondiente a la determinación del SEA y la valorización de las inversiones, se efectúe el recálculo del COyM respectivo. Respuesta Ver respuesta a Observación 1. Evaluación Respuesta a Observación: No Subsanada La Empresa no realiza lo solicitado. Observación 8. Para la asignación de responsabilidades de pago no se está tomando en cuenta lo establecido en la Sexta Disposición Final Complementaria de la Ley No 28832. Al respecto, se requiere recalcular las compensaciones teniendo presente la calificación del de ETESELVA. Respuesta Según la Sexta Disposición Final Complementaria de la Ley 28832.. o Generación-Demanda Página 164 de 262

Informe 0051-2009-GART Establece para el caso de instalaciones del existentes a la fecha de entrada en vigencia de la citada Ley, que la proporción de pago entre Usuarios y Generadores serán los mismos que se encuentren vigentes a la publicación de dicha Ley. Es de conocimiento del OSINERGMIN que los de ETESELVA asociados a las Líneas de transmisión L-2251 y 1,2252, son considerados por el propio OSINERGMIN casos excepcionales (generación / demanda), antes de la entrada en vigencia de la Ley 28832. Por tanto, ETESELVA dentro de su propuesta de tarifas ha considerado a dichos con tal calificación. Análisis y conclusión de OSINERGMIN: No Subsanado Observación no levantada, la empresa considera que sus instalaciones son sistemas de tipo GD a pesar que la Resolución OSINERG Nº 065-2005- OS/CD manifiesta que las compensaciones del sistema secundario de ETESELVA debe ser abonado únicamente por los generadores. o Generación-Demanda Página 165 de 262

Informe 0051-2009-GART Mediante la metodología publicado en la Resolución OSINERGMIN Nº 383-2008- OS/CD para determinar la Responsabilidad de Pago, ETELSELVA determina cuales son los porcentajes que le corresponde a la demanda y generación, clasifica su sistema secundario de transmisión en dos (2) zonas. Se muestra los porcentajes planteados por la empresa. Zona Responsabilidad de Pago Demanda Generador Zona 1 96% 4% Zona 2 93% 7% Donde; Zona 1 es el sistema secundario entre las subestaciones Aguaytía-Tingo María Zona 2 es el sistema secundario entre las subestaciones Tingo María-Vizcarra. Observación 9. Se requiere efectuar el recálculo de las Compensaciones y Fórmula de Actualización, con base en las correcciones que se efectúen en mérito a las observaciones contenidas en el presente informe. Respuesta Se ha efectuado el recalculo de las compensaciones, peajes y formula de actualización como consecuencia de las modificaciones efectuadas en la absolución de observaciones. Análisis y conclusión de OSINERGMIN: Subsanada OBSERVACIONES ESPECÍFICAS PROYECCIÓN DE LA DEMANDA Observación 10. No se sustenta la proyección de la demanda No se presenta la información de sustento de la proyección de la demanda presentada como parte del ESTUDIO. Al respecto, se requiere que la titular presente en archivos electrónicos, los registros de potencia y energía necesarios para evaluar los requerimientos de capacidad de cada elemento de transmisión que conforman su. o Generación-Demanda Página 166 de 262

Informe 0051-2009-GART Respuesta Se ha considerado la información de demanda del área 14. Asimismo, se adjunta en medio magnético los registros de mediciones de energía y potencia considerados en el estudio. Revisar archivos en la siguiente ruta: \ 2008\Informe\Registro de Mediciones\. Análisis y conclusión de OSINERGMIN: Subsanada Se ha verificado los datos de potencia y energía en el archivo en mención. Observación 11. No se aplica el procedimiento establecido en la NORMA TARIFAS La proyección de la demanda, presentada por la titular como parte de su ESTUDIO, no toma en cuenta lo establecido en el numeral 8.1 de la NORMA TARIFAS. Se requiere la reformulación de la proyección de la demanda ciñéndose estrictamente a lo estipulado en la normativa vigente. Respuesta La proyección de la demanda presentada en el estudio contempla lo establecido en el punto 8.2 de la NORMA TARIFAS, por tratarse a criterio de ETESELVA de casos excepcionales (GD). Análisis y conclusión de OSINERGMIN: No Subsanada ETESELVA debe cumplir lo que estrictamente señala la NORMA TARIFAS para el tipo de sistema que le corresponde. Observación 12. DETERMINACIÓN DEL SER No se presenta un análisis que sustente el dimensionamiento de los elementos de transmisión que conforman el SEA. Se requiere la presentación del análisis de alternativas que fundamenta la selección de la alternativa propuesta como SEA, en la que se desarrolle la selección óptima de la sección de conductores considerando otros tipos de conductores distintos al ACSR, análisis de diferentes alternativas de arreglo de barras en subestaciones, soportes alternativos para las líneas de transmisión, etc. o Generación-Demanda Página 167 de 262

Informe 0051-2009-GART RESPUESTA Las razones por las cuales, solo se considera técnicamente viable el conductor tipo ACSR para el Sistema de Transmisión de ETESELVA, son las siguientes: a) Por consideraciones de diseño La Línea de Transmisión de ETESELVA en su mayor parte sigue rutas altas con fuertes ondulaciones, donde prácticamente el perfil define los vanos de la línea, encontrándose a lo largo de la misma vanos mayores a los 1000m. En el siguiente cuadro se muestra un resumen de los vanos superiores a los 500m por cada tramo de la línea de transmisión de ETESELVA: Línea de N Estructuras % Transmisión Totales Con Vanos > 500 m L-2251 158 44 28% L-2252 370 128 35% Total 528 172 33% En el siguiente diagrama se muestra el perfil topográfico de la línea, que demuestra lo mencionado anteriormente: o Generación-Demanda Página 168 de 262

Informe 0051-2009-GART PERFIL TOPOGRÁFICO DE LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN o Generación-Demanda Página 169 de 262

Informe 0051-2009-GART Del la figura podemos visualizar que la línea L-2251 a pesar de encontrarse en una misma región geográfica (Selva) presenta un perfil no característico para este tipo de región, ya que atraviesa zonas con desniveles marcados debido al trazo de ruta de la línea. Para la línea L-2252 en su tramo de selva se presenta una situación similar, presentado vanos superiores a los 1000m. El conductor ACSR, por la composición de sus materiales tiene mejor performance mecánica lo cual se traduce en su mayor capacidad de rotura. Este tipo de conductor es el típicamente utilizado en Líneas de Transmisión, especialmente en las zonas de fuertes ondulaciones, como es el caso de la línea de transmisión de ETESELVA. Por tanto, se concluye que por condiciones de diseño se justifica el empleo del conductor ACSR. b) Por consideraciones de costos El Sistema Secundario de Transmisión de ETESELVA parte de la S.E de Aguaytia y termina en la S.E. Vizcarra. Por concepto de economía de escala, el adquirir una mayor cantidad de un solo tipo de conductor representa una mejora en los costos de adquisición, al mismo tiempo que se reduce su stock de repuestos. Este criterio es extensivo al caso de las estructuras, donde optar por menos variantes de diseño de tipo de estructuras, implica una reducción de costos en su diseño y fabricación. c) Por consideraciones de mantenimiento El realizar el mantenimiento para dos tipos de conductor implica para las empresas adquirir una mayor gama de equipos, esto debido a que el equipamiento empleado para un tipo de conductor no puede ser empleado en otros; esto se traduce en mayores costos de operación y mantenimiento durante el tiempo de vida de las instalaciones. Por lo tanto, ETESELVA en su propuesta ha considerado el tipo de conductor ACSR para el análisis de sus alternativas y determinación del SER. Análisis y conclusión de OSINERGMIN: Levantada La Empresa sustenta su planteamiento. Observación 13. Se requiere mayor información sobre las alternativas analizadas Como parte del sustento del análisis de alternativas, además de los diagramas unifilares correspondientes se requiere la presentación en archivos autocad de los mapas que muestren la ubicación de líneas y subestaciones consideradas en cada alternativa analizada, así como el detalle del metrado considerado para las mismas. RESPUESTA Se adjunta en medio magnético la planimetría de las Líneas de Transmisión. o Generación-Demanda Página 170 de 262

Informe 0051-2009-GART Análisis y conclusión de OSINERGMIN: Subsanada Parcialmente ETESELVA, incluye en archivos AutoCad las planimetrías de las líneas de transmisión, sin embargo no adjunta los planos de ubicación de líneas y subestaciones consideradas para cada alternativa analizada. Observación 14. Deficiencias en formatos presentados No se consigna toda la información requerida en el formato F-207; como por ejemplo: Grupo de Conexión del Transformador, Taps de Regulación, Tipo de Regulación, Peso de Transformador y Peso de Cobre. Al respecto, se requiere se complemente la información del formato indicado. RESPUESTA Se ha completado la información requerida. Análisis y conclusión de OSINERGMIN: Subsanada Parcialmente En el formato F-207, no se consigna el peso de cobre para la SET Tingo María, asimismo no se consignan datos de las SET Vizcarra, Paramonga Nueva y Aguaytía. Observación 15. En el Formato F-213 EQUIPAMIENTO DE SUBESTACIONES MAT/AT(/MT) AT/MT, no se desagrega los elementos de la subestación Paramonga Nueva (aunque esta subestación no forma parte del ) y en lo correspondiente a la subestación Vizcarra se consigna erróneamente el valor 5. Se requiere la corrección de este formato según lo especificado en el pie de cuadro que se ha establecido para el mismo, en la NORMA TARIFAS. RESPUESTA Se presenta el desagregado de los elementos de la Subestación Paramonga Nueva y se ha corregido los datos de la Subestación Vizcarra (Formulario F-213). Análisis y conclusión de OSINERGMIN: Subsanada La Empresa realiza lo solicitado. o Generación-Demanda Página 171 de 262

Informe 0051-2009-GART Observación 16. En el formato F-213 y F-214 se consignan códigos modulares que no corresponden a los estándares aprobado. La titular debe aplicar los módulos que están debidamente aprobados por OSINERGMIN. RESPUESTA Ver respuesta a la Observación 1. Análisis y conclusión de OSINERGMIN: No Subsanada La NORMA TARIFAS, en su numeral 13.1.5 indica que se consideraran los costos de los módulos estándares establecidos por el OSINERGMIN, según la ubicación geográfica de las instalaciones. En ese sentido ETESELVA al considerar módulos desarrollados por V&M Consultores, no está cumpliendo con lo establecido en la NORMA TARIFAS. Observación 17. En el formato F-215, RESUMEN DEL SISTEMA ELÉCTRICO, se consigna como longitud de líneas 392,02 km; sin embargo, en el F-001 y F-301 se consigna un valor de 392,09 km. El titular debe explicar esta diferencia y efectuar la corrección que corresponde. RESPUESTA Se han corregido los formularios indicados Análisis y conclusión de OSINERGMIN: Subsanada Efectivamente, la empresa ha corregido los formularios. Observación 18. COSTOS DE INVERSIÓN Aplicación de módulos no estándares Se han utilizado módulos y costos que no corresponden a los estándares aprobados por OSINERGMIN; como por ejemplo: LT-220COU0TAS0C2600A; LT- 220SIU1TAS1C2600A; LT-220SEU0TAS1C2600A; TP-220060010-030CO1E,TP- 220138060-065CO1E, etc. Se requiere la revisión y valorización de todos los elementos de transmisión que conforman el SEA de ETESELVA, ciñéndose a la aplicación de los módulos estándar de inversión aprobados por OSINERGMIN. RESPUESTA o Generación-Demanda Página 172 de 262

Informe 0051-2009-GART Ver respuesta a la Observación 1. Análisis y conclusión de OSINERGMIN: No Subsanada La Empresa no realiza lo solicitado. Observación 19. Asimismo, en el formulario F-308, el titular está considerando los módulos: Repuestos y VNR no eléctrico, que no forman parte de los estándares aprobados por OSINERGMIN. Al respecto, se requiere el retiro de estos módulos por no ser de aplicación estándar, dado que estos rubros ya están incluidos en los porcentajes que se han establecido para la determinación del COyM en función de la inversión. RESPUESTA Ver respuesta a la Observación 1. Análisis y conclusión de OSINERGMIN: No Subsanada La Empresa no realiza lo solicitado. Observación 20. Deficiencias en la aplicación de costos. En el mismo formato F-308 se consigna de manera separada los costos del Centro de Control y de Telecomunicaciones, así como los elementos de transmisión sólo de ETESELVA. Al respecto, se requiere que, usando el mismo formato, los costos del Centro de Control y de Telecomunicaciones sean internalizados en los costos de todos los elementos de transmisión de cada subestación, indicando al propietario de cada uno de dichos elementos. RESPUESTA Se ha considerado la observación propuesta por el OSINERGMIN. Análisis y conclusión de OSINERGMIN: Subsanada La Empresa realiza lo solicitado. Observación 21. Se requiere la corrección integral de la información El titular debe proceder a revalorizar su propuesta de equipamiento programado según los cambios descritos en las secciones anteriores, aplicando los módulos estándares vigentes establecidos mediante la Resolución OSINERGMIN Nº 343-2008-OS/CD y sus modificatorias en mérito a las resoluciones OSINERGMIN Nº 464-2008-OS/CD y OSINERGMIN Nº 465-2008-OS/CD. o Generación-Demanda Página 173 de 262

Informe 0051-2009-GART Los costos de los módulos estándares que se empleen deben ser siempre los últimos vigentes en cada etapa del proceso regulatorio. RESPUESTA Ver respuesta a la Observación 1. Análisis y conclusión de OSINERGMIN: No Subsanada La Empresa no realiza lo solicitado. Observación 22. COSTOS ESTÁNDAR DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO Se requiere corregir el cálculo del COyM. El COyM ha sido determinado sin considerar lo establecido en la NORMA TARIFAS. Al respecto, se requiere la presentación del cálculo del COyM de acuerdo con lo establecido en dicha norma y aplicando los porcentajes establecidos en la Resolución OSINERGMIN Nº 0635-2007-OS/CD. RESPUESTA Ver respuesta a la Observación 1. Análisis y conclusión de OSINERGMIN: No Subsanada La Empresa no realiza lo solicitado. Observación 23. Se requiere actualizar el cálculo del COyM Además de la corrección requerida mediante la observación anterior, con base en la correcciones que se realicen en la determinación de SEA y en la valorización de las inversiones, se requiere la actualización del cálculo del COyM. RESPUESTA Ver respuesta a la Observación 1. Análisis y conclusión de OSINERGMIN: No Subsanada La Empresa no realiza lo solicitado. o Generación-Demanda Página 174 de 262

Informe 0051-2009-GART DETERMINACIÓN DEL CMA, PEAJES, COMPENSACIONES Y FÓRMULAS DE ACTUALIZACIÓN Observación 24. No se toma en cuenta la normativa vigente para la asignación de responsabilidades de pago De acuerdo con lo establecido en la Sexta Disposición Final Complementaria de la Ley No 28832, para el caso de las instalaciones del existentes a la fecha de entrada en vigencia de la citada Ley, la proporción de pago entre Usuarios y Generadores y el criterio de su distribución al interior del conjunto de Usuarios y Generadores serán los mismos que se encuentren vigentes a la fecha de entrada en vigencia de dicha Ley. Al respecto, se requiere a la titular corrija la asignación de responsabilidades de pago por el de ETESELVA según el dispositivo legal citado líneas arriba. Respuesta Ver respuesta a la Observación 8. Análisis y conclusión de OSINERGMIN: No Subsanada Ver respuesta de la observación 8 Observación 25. Deficiencias en la determinación de compensaciones En el formato F-517 se consigna compensaciones para el Centro de Control y Telecomunicaciones. Al respecto, se debe corregir este formato consignando las compensaciones sólo de los elementos de transmisión, para los cuales pueda aplicarse un método de asignación de compensaciones. Respuesta: Se ha actualizado el formulario F-517, según los requerimiento del OSINERGMIN. Análisis y conclusión de OSINERGMIN: Subsanada La empresa corrige lo solicitado por OSINERGMIN. o Generación-Demanda Página 175 de 262

Informe 0051-2009-GART RED ELECTRICA DEL PERU ANALISIS DE LAS RESPUESTAS A LAS OBSERVACIONES A LA PROPUESTA TARIFARIA PARA LA REGULACION DE LOS Y SCT 2009-2013 Observación 1. OBSERVACIONES GENERALES El estudio de planeamiento no abarca todas las cargas e instalaciones comprendidas en el Área de Demanda correspondiente, solo se limita a los alcances de las instalaciones de. Observación 2. Se requiere que el titular revise completamente sus cálculos y metodologías aplicadas, a fin de subsanar errores que no necesariamente puedan haberse detectado como parte del presente informe, pues de detectarse éstos en las siguientes etapas del proceso regulatorio, podrían constituirse en razones para modificar la propuesta presentada en su última versión. DEMANDA Observación 3. No se ha efectuado la proyección de demanda conforme a los criterios establecidos en la norma tarifas. Tampoco se presenta sustento de la proyección de demanda para las instalaciones asignadas a la generación. Observación 4. DETERMINACION DEL SER El estudio de planeamiento no considera todas las instalaciones de SS y SCT que alimentan las mismas Áreas de Demanda donde se encuentra, según lo establecido en el numeral 12.2 de la NORMA TARIFAS. Tampoco se han evaluado diversas alternativas para la determinación del SER. Observación 5. DETERMINACIÓN DEL COSTO DE INVERSIÓN Y MANTENIMIENTO En la valorización de las instalaciones se observan diversos errores de cálculo y de aplicación de los módulos estándares. DETERMINACIÓN DE LOS FACTORES DE PERDIDAS CMA, PEAJES Y FORMULAS DE ACTUALIZACIÓN o Generación-Demanda Página 176 de 262

Informe 0051-2009-GART Observación 6. No se han determinado los factores de pérdidas medias ni ingreso tarifario. Observación 7. No se ha determinado el Costo Medio Anual para las instalaciones de tipo D, conforme a las NORMAS TARIFAS. Observación 8. Se ha cometido diversos errores de cálculo en la determinación de los factores de pérdidas medias, Costo Medio Anual (en adelante CMA ) peajes y fórmulas de actualización. Respuesta Mediante cartas solicitó a las empresas distribuidoras y generadoras información para el desarrollo de la propuesta tarifaria para las regulación de los y SCT, sin embargo debido a diversos motivos, entre ellos principalmente el corto tiempo, no fue posible obtener información de dichas empresas a fin de incluir su información en el estudio desarrollado por. Asimismo, en las observaciones Específicas se absuelve y sustenta los criterios de cálculo y las modificaciones realizadas. Análisis y conclusión de OSINERGMIN No Subsanada La Empresa no responde a lo solicitado OBSERVACIONES ESPECIFICAS Observación 1. PROYECCION DE LA DEMANDA La proyección de la demanda no se ajusta a la NORMA TARIFAS Se observa que la proyección de demanda empleada no se ajusta a los criterios y metodología que se establece en el Capítulo Segundo de la NORMA TARIFAS. Asimismo, en el archivo "DEMAIVDA DE ENERGÍA POR BARRAS Y ÁREAs-2005.~1s" se encuentran datos de demanda proyectados pero en valores, lo cual no permite hacer un seguimiento de la metodología empleada. En este sentido se requiere que efectúe la proyección de todas las áreas de demanda en base a lo establecido en la NORMA TARIFAS y que se adjunten todos los archivos de cálculo de sustento con las formulaciones completas. Respuesta: A) Como se señaló en el informe con la propuesta presentada por y de acuerdo a lo establecido en el artículo 7.2.2 "Para el caso de las instalaciones de transmisión o Generación-Demanda Página 177 de 262

Informe 0051-2009-GART asignadas total o parcialmente al Área de Demanda 15 (demanda a nivel nacional), la proyección de demanda deberá tener en cuenta los siguientes criterios: Para los primeros años, deberá considerar la proyección de demanda de la fijación de Precios en Barra vigente, para el horizonte de largo plazo deberá considerar las tasas de crecimiento de la demanda promedio del Plan de Transmisión y, de manera complementaria, se podrá emplear las tasas de crecimiento promedio del Plan Referencial de Electricidad... ". En consideración de lo anteriormente señalado, para la proyección de la demanda se ha utilizado la siguiente información: Informe para la Fijación de los Precios en Barra Período mayo 2008 abril 2009. Informe No 0 193-2008-GART. Abril del 2008. El estudio presentado por el COES al OSINERGMIN titulado: "Estudio técnico económico de determinación de precios de potencia y energía en barras para la Fijación tarifaria de Mayo del 2008" del 14 Noviembre de 2007, el cual recoge las observaciones planteadas por OSINERGMIN. Se considera como Máxima demanda del año base, la máxima demanda del 10 de diciembre del 2007,3 965,60 MW. Información, cartas y documentos enviados por las empresas de generación y en general empresas eléctricas respecto a sus clientes libres y cargas importantes que ellos abastecen, así como la información proporcionada por las empresas de distribución eléctrica. En este sentido para el área 15 si se ha cumplido con lo establecido en el NORMA. B) Para el caso de las demás áreas de acuerdo a la NORMA la proyección de demanda debe realizarse en base a la información reportada por las empresas eléctricas de distribución. El numeral 7.2.4 de la Resolución No 0023-2008-OSICD Norma "Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios y Complementarios de Transmisión", estableció lo siguiente: "Las empresas titulares de los y SCT emplearán la información de demanda de aquellas empresas suministradoras cuyos Usuarios se alimenten desde el sistema de transmisión de dichos titulares, para lo cual, las empresas suministradoras deberán facilitar toda la información necesaria en un plazo no mayor de 15 días calendarios, contados a partir de la fecha de solicitud de información por parte del titular de transmisión, En este sentido, entre el 29 de enero y 05 de febrero de 2008, envió cartas a las empresas distribuidoras solicitando la información señalada en el numeral 7.2.4. Asimismo, con fecha 18 de febrero de 2008 envió cartas a las empresas generadoras, en calidad de suministradores de clientes libres, solicitándoles la misma información. o Generación-Demanda Página 178 de 262

Informe 0051-2009-GART En atención a la solicitud realizada por, algunas empresas generadores y distribuidoras enviaron su información y comentarios, con algunas observaciones: Consideraron que el plazo de respuesta de 15 días era muy corto, ya que las empresas distribuidoras requerían los servicios de consultores para procesar su información, y ello tomaba un plazo mas prolongado, no solo de procesamiento sino de contratación. No todas las empresas enviaron proyección de demanda, algunas solo enviaron información histórica. Las empresas de generación que enviaron información principalmente enviaron data histórica y proyecciones de acuerdo a los plazos de vigencia de sus contratos. Algunas empresas comunicaron que enviarían la información en un plazo determinado, lo cual no se cumplió. La información considerada para el presente estudio fue la recibida hasta el día 29 de Abril del 2008 que corresponde a la Información de Electro Andes. Sin embargo la poca información recibida no se encontraba con el detalle solicitado por la NORMA, y no había información completa de un área específica como para realizar las proyecciones. Es por esta razón no fue posible realizar la proyección de demanda de acuerdo a lo establecido NORMA. Al respecto, con el fin de no paralizar y continuar con las siguientes etapas del estudio se procedió a estimar la demanda de cada área tomando como base la proyección de la demanda nacional (área 15). El detalle de los cálculos y la metodología utilizada se encuentra en el Informe presentado por al OSINERGMIN. C) Debido a que no se cuenta con el Plan de Transmisión para obtener la tasa de crecimiento promedio de la demanda, se propone utilizar el Informe para la Fijación de los Precios en Barra Período mayo 2008 - abril 2009. Informe No 0193-2008-GART de Abril del 2008, como datos y continuar con la proyección utilizando del modelo "curve fitting"; es decir se van utilizar los resultados del Informe No 0193-2008-GART y con esos datos como entrada se incorporan al modelo "curve fitting" a fin de obtener la demanda desde el 20 1 1 hasta el 20 18. Así mismo se tiene en cuenta las nuevas incorporaciones de cargas especiales informadas por las respectivas empresas eléctricas, concesionarias y10 clientes especiales. Esta información se ve complementada por el estudio presentado por el COES al OSINERGMIN titulado: "Estudio técnico económico de determinación de precios de potencia y energía en barras para la Fijación tarifaria de Mayo del 2008. El COES utiliza el modelo econométrico de correcciones de errores y las series de PBI, Población y Tarifa se proyectan los valores de ventas de los anos 2008-2010. D) Respecto a que los datos de demanda se encuentran en valores y por tal no es posible hacer un seguimiento de la metodología empleada se debe señalar que: La proyección de demanda del 2009 al 2010 se basa en el Estudio de Tarifas publicado por el OSINERGMIN en la Fijación de Tarifas en Barra de Mayo 2008, o Generación-Demanda Página 179 de 262

Informe 0051-2009-GART de conformidad a lo establecido en la NORMA numeral 7.2.2. En este sentido no se requiere mayor sustento por parte de. De acuerdo con la NORMA la proyección para los siguientes años se debe realizar con las tasas de crecimiento de la demanda establecidos en el Plan de Transmisión; sin embargo, debido a que este todavía no ha sido desarrollado se ha empleado el modelo "Curve Fitting", cuyo detalle de metodología se encuentra en el Estudio presentado por. El programa arroja la proyección de demanda a nivel nacional de acuerdo a la metodología basada en la extrapolación de datos históricos. A la Proyección de la demanda vegetativa se adicionó la Proyección de cargas especiales, incorporadas, grandes proyectos, y pérdidas para obtener la demanda global, las cuales se encuentran sustentadas en las cartas presentadas por el COES, Estudio de Tarifas del OSINERGMIN y cartas proporcionadas por los generadores en respuesta a la solicitud de. La asignación a cada barra se ha realizado de acuerdo a la metodología explicada en el capitulo 4.3 del Informe de demanda (Volumen 11), en el cual se detalla que los factores de asignación han sido determinados de los flujo de carga (Winfiu) y por lo tanto solo es posible consignarlos en las hojas de cálculo como valor. Análisis y Conclusión de OSINERGMIN: La empresa no se ajusta a los criterios y metodología que se establece en el Capítulo Segundo de la NORMA TARIFAS. No Subsanada. Observación 2. No se sustenta la proyección de demanda para las instalaciones del tipo G En la Tabla 6.3-1 del ESTUDIO se presenta un cuadro denominado Plan de Expansión de Generación, no obstante no se indica claramente cuál es el sustento de los proyectos considerados en dicho cuadro. Se requiere que se presente el sustento de los requerimientos de capacidad de transmisión de las centrales de generación a los cuales se asigna la responsabilidad de pago de dichas instalaciones, conforme a lo establecido en el Artículo 8" de la NORMA TARIFAS. Respuesta.- De conformidad con el Artículo 8 de la NORMA se ha utilizado los requerimientos de capacidad de transmisión de acuerdo a los proyectos de generación señaladas por las empresas generadoras y comunicadas al COES y que forman parte de la propuesta tarifaria de COES para la regulación Mayo 08-Abril 09 (Anexo D del Informe del COES). Asimismo, a fin de complementar la información y señalada anteriormente también se consideró la información del Plan Referencia1 de Electricidad 2006-20 15 del Ministerio de Energía y Minas. Análisis y Conclusión de OSINERGMIN: o Generación-Demanda Página 180 de 262

Informe 0051-2009-GART No se presenta el sustento de los requerimientos de capacidad de transmisión de las centrales de generación a los cuales se asigna la responsabilidad de pago a la demanda, conforme a lo establecido en el Artículo 8" de la NORMA TARIFAS. No Subsanada Observación 3. Se debe revisar la información del PBI Se ha verificado que los datos del PBI nacional que ha consignado en el formato F- 104 no coinciden con los datos históricos de la información que publica el INEI. Por lo tanto, se requiere que revise las cifras del PBI y modifique los valores en el formato F- 104 según lo observado. Respuesta.- Los valores del PBI presentados en el Formulario F-104 corresponden a la información presentada por el COES al OSINERGMIN como parte de la propuesta de Tarifas en Barra para el periodo Mayo 2009-Abril 20 10. Sin embargo, de acuerdo a lo solicitado por el OSINERGMIN en el Informe de Observaciones estamos procediendo a corregir dicho Formulario con los datos del PBI publicados por el INEI. Análisis y Conclusión de OSINERGMIN: Se ha verificado que la información de PBI proviene de una fuente estatal y por ende más fiable. Subsanada Observación 4. Se deben revisar los valores del formato F-117 En el Formato F-117, según la NORMA TARIFAS, se debe registrar la proyección de demanda de energía de los Usuarios Mayores; sin embargo consigna en este formato, los datos de proyección de demanda por cada subestación, que incluye a los Usuarios Menores. Por lo indicado, ser requiere que justifique los valores contenidos en dicho formato, así como, presente las encuesta a los Usuarios Mayores sobre sus planes de crecimiento, dado que en el formato F-117 se debe registrar la proyección de la demanda de dichos Usuarios Mayores. Respuesta.- Como se señaló anteriormente, solicitó a las empresas generadoras y distribuidoras información sobres sus clientes, la cual en general no fue presentada y en los casos presentados no fue proporcionada con los detalles solicitados por el OSINERGMIN. Por los cual no fue posible consignar a nivel de Usuarios Menores y Mayores la información solicitada en los Formularios. o Generación-Demanda Página 181 de 262

Informe 0051-2009-GART A fin de proporcionar la información de la mejor manera posible al OSINERGMIN se procedió a llenar la información solicitada en el Formulario F-117 con la demanda de energía de las subestaciones de acuerdo a los cálculos realizados por. En los Anexos 2-3-1 y 3-3-1 del Informe con la propuesta entregado por se presenta la información de demanda de los clientes libres proporcionada por los generadores en calidad de suministradores de energía eléctrica. Así mismo, se utilizó la información proporcionada por los grandes clientes libres al COES, la que a su vez fue presentada al OSINRGMIN como parte del Estudio de Tarifas en Barra. Análisis y Conclusión de OSINERGMIN: La metodología aplicada para determinar la proyección de demanda en el formato F-117 no corresponde a lo requerido en la NORMA TARIFAS, pues se sugiere que la demanda de los usuarios mayores crece de manera similar que el mercado regulado. No Subsanada Observación 5. Falta completar los formatos de demanda no ha presentado información alguna en los formatos F- 102, F- 103, F- 1 15, F- 1 1 8 al F-120 y F-125. En este sentido, se requiere que se presenten dichos formatos debidamente completados conforme al Capítulo Segundo de la NORMA TARIFAS. Respuesta.- Observación sustentada en la observación No 11. Análisis y Conclusión de OSINERGMIN: La empresa no presenta los formularios solicitados No Subsanada DETERMINACION DEL SER Observación 6. En el Estudio de Planeamiento no se han evaluado todas las instalaciones de transmisión de las Áreas de Demanda El estudio de planeamiento no considera todas las instalaciones de y SCT que alimentan las mismas Áreas de Demanda donde se encuentra, según lo establecido en el numeral 12.2 de la NORMA TARIFAS. Esto puede originar resultados ineficientes dado que se dejan de evaluar alternativas para solucionar de manera integral la problemática de cada sistema eléctrico de transmisión. Por ejemplo, en el sistema Valle del Mantaro, identifica que se requiere incrementar la potencia de la subestación Huayucachi para satisfacer el crecimiento de la demanda de dicho sistema, sin embargo otra alternativa de solución y que fue planteada por la empresa o Generación-Demanda Página 182 de 262

Informe 0051-2009-GART distribuidora sería implementar otra subestación de 220/60 kv en las cercanías de la localidad de Orcotuna, con lo cual se descargaría la subestación Huayucachi. Respuesta Para la elaboración del SER de las instalaciones de demanda se ha considerado lo establecido en el Artículo 11º de la NORMA TARIFAS:... Para sistemas tipo D el SER está constituido por las instalaciones del existentes al 23 de julio de 2006, menos las instalaciones que se den de baja. En lo referente al Planeamiento, lo señalado por como requerimientos del sistema solo se limita a la identificación de instalaciones como problemas futuros, mas no a la propuesta de alternativas de inversión, ello por las siguientes razones: a) solo cuenta con instalaciones del y no del SCT. b) El SER de las instalaciones demanda de los está dada por las instalaciones existentes. c) De acuerdo a lo establecido en el Contrato de Concesión, tiene la responsabilidad de operar y mantener las instalaciones que le fueron otorgadas en concesión, no estando obligada a presentar Planes de Inversión dentro del presente proceso regulatorio. Actualmente, se han suscrito 4 convenios para el desarrollo de proyectos de Ampliación, de los cuales 2 ya se encuentran operativos y los otros 2 se espera que entren en operación en enero y febrero del 2009. Asimismo, mediante el Plan de Expansión presentado al Ministerios de Energía y Minas se han propuesto requerimientos del sistema de transmisión, sin embargo dependerá de esta institución asignar la responsabilidad de ejecución de los proyectos. En este sentido, no ha propuesto un Plan de Inversiones como parte de la propuesta tarifaria, dado que no tiene certeza de la asignación de responsabilidad de ejecución de los proyectos de Ampliación. Análisis y conclusión de OSINERGMIN La NORMA TARIFAS en su numeral 12.2 menciona que el estudio de planeamiento deberá abarcar todas las instalaciones del y SCT que alimenten una misma Área de Demanda, en ese sentido al considerar solas las instalaciones propias para el desarrollo del SER, no está cumpliendo con lo establecido en la NORMA TARIFAS. No Subsanada Observación 7. El factor de potencia empleado es menor a 0,95 Los factores de potencia correspondientes a los valores de MW y MVAR que se han empleado en los archivos de flujos de carga en formato Winflu son menores a 0,95, de manera contraria a lo establecido en el numeral 13.1.8 de la NORMA TARIFAS. Se requiere que se corrija y se emplee como mínimo el factor de potencia de 0,95. o Generación-Demanda Página 183 de 262

Informe 0051-2009-GART Respuesta De acuerdo a la NORMA TARIFAS este criterio solo es aplicable a las barras de MT. Análisis y Conclusión de OSINERGMIN: Según los datos del Winflu en MT, los factores de potencia utilizados difieren al valor de 0.95 contrariando a lo establecido el numeral 13.1.8.b de la NORMA TARIFAS. No Subsanada Observación 8. No se analizan diversas alternativas para la determinación del SER Se observa que solo ha evaluado una única alternativa para cada caso. Al respecto, la NORMA TARIFAS establece en su numeral 12.3 que el SER debe determinarse a partir de la evaluación de distintas alternativas y debe corresponder a la alternativa que constituya la solución de mínimo costo. En este sentido, se requiere que se presente el análisis de diversas alternativas de acuerdo con los criterios y metodología establecidos en el Capítulo Tercero de la citada norma. Respuesta.- a) Para el caso de las instalaciones del Demanda la configuración de las instalaciones están dadas por las instalaciones existentes. b) En el Estudio se ha presentado únicamente el análisis de técnico del SER de algunas instalaciones, esto debido a que los requerimientos de capacidad del sistema de transmisión actual son mayores a las existentes, las cuales se encuentran establecidas en el Contrato de Concesión de. Por lo tanto, en general se ha mantenido las dimensiones y características técnicas establecidas en el Contrato de Concesión, puesto que no podría proponer alternativas de SER con capacidades mayores a las establecidas en su Contrato. Como se observa en los punto señalados anteriormente en general no es posible realizar el análisis del SER establecido en la NORMA. Análisis y Conclusión de OSINERGMIN: La Empresa no responde a lo solicitado, dado que no cumple con lo establecido en la NORMA TARIFAS. No Subsanada Observación 9. No se presenta el sustento de dimensionamiento óptimo de Elementos. No se sustenta el dimensionamiento óptimo de los diferentes Elementos de transmisión que conforman el SER. Se requiere incluir en el ESTUDIO y adjuntar los archivos de cálculo correspondientes, que sustenten el dimensionamiento de cada elemento de o Generación-Demanda Página 184 de 262

Informe 0051-2009-GART transmisión considerado (tales como selección de calibre óptimo, selección de potencia óptima de transformador, entre otros. Respuesta Observación absuelta en los puntos 14 y 16. Análisis y Conclusión de OSINERGMIN:, no presenta los cálculos correspondientes para justificar el dimensionamiento óptimo de los elementos (Capacidad óptima de las subestaciones, sección mínima del conductor, etc.). No Subsanada Observación 10. Se debe revisa la información de los formatos F-202 y F-203 De acuerdo con los valores consignados en los formatos F-202 y F-203, se observa que para el caso de la SET Marcona 220/60 kv, la ampliación de la capacidad pasa de 70 a 140 MVA en el primer año; sin embargo este incremento es insuficiente a partir del año 2, donde se tiene una ipso de uso de 1,37. En este aspecto, se requiere que revise y sustente de manera documentada el dimensionamiento d la capacidad de transformación. Respuesta De conformidad con lo establecido en el Contrato de Concesión de, las instalaciones otorgadas en concesión tienen una capacidad definida, por lo tanto no está proponiendo incrementos de capacidad que no se hayan acordado con el Concedente (MEM) previa suscripción de Adendas. Tal y como se señaló en la observación 14 (c). El Contrato de Concesión establece mecanismos de inversión para ampliaciones de las instalaciones de transmisión concesionadas, mediante la suscripción de adendas con el Concedente (Ministerio de Energía y Minas) en las cuales se establecen los plazos y las características técnicas del proyecto de inversión. Actualmente, se han suscrito 4 convenios para el desarrollo de proyectos de Ampliación, de los cuales 2 ya se encuentran operativos y los otros 2 se espera que entren en operación en enero y febrero del 2009. Como parte de estas cuatro Ampliaciones está en ejecución la Ampliación Nº 3 la cual está conformada por la Ampliación de capacidad de transformación de las subestaciones Ica, Marcona y Juliaca. En el caso de Marcona la ampliación de transformación ha sido acordada con el MEM de 75 MVA a 150 MVA cuya fecha de ingreso se tiene prevista para febrero de 2009. Por lo tanto, de acuerdo al Contrato de Concesión y las Adendas suscritas para la ejecución de Ampliaciones en el o Generación-Demanda Página 185 de 262

Informe 0051-2009-GART caso de Marcona no está proponiendo instalación con capacidades mayores a las establecidas en los documentos señalados. Análisis y Conclusión de OSINERGMIN: La Empresa no responde a lo solicitado. No Subsanada Observación 11. Se debe revisar la información de los parámetros eléctricos En el formato F-207 correspondiente a la información de los parámetros eléctricos, se observa que para algunas líneas de transmisión, se presentan dos valores de resistencia y reactancia a pesar de que la línea es una simple terna. Por lo indicado, se solicita que efectúe la revisión y corrección correspondiente. Respuesta Se ha procedido a corregir el Formato F-207 señalado. Análisis y Conclusión de OSINERGMIN: La Empresa presenta lo solicitado Subsanada Observación 12. Se debe revisar la información del formato F-213 Se han detectado algunos datos consignados en estos formatos que no tienen sustento; por ejemplo, se han consignado celdas de línea a Cementos Sur a partir del año 2009, así como, a otros circuitos, sin embargo en el análisis del SER no se menciona nada sobre estas celdas. En este sentido, se requiere que se revise la información consignada en estos formatos y, de ser el caso, se presente el sustento de todas las nuevas instalaciones consideradas. Respuesta Las celda que entran en operación en febrero 2009 (fecha estimada) forman parte de la Ampliación Nº 3, tal y como se señaló en el Volumen III correspondiente al SER capítulo 5 numeral 5.15. Este proyecto de ampliación está sustentado con la Cláusula Adicional al Contrato de Concesión suscrito con el Estado Peruano a través del Ministerio de Energía y Minas y que fue presentado al OSINERGMIN en el Anexo 5-11-1 Volumen III. o Generación-Demanda Página 186 de 262

Informe 0051-2009-GART CONFIGURACIÓN ACTUAL CONFIGURACIÓN CON AMPLIACIÓN Nº 3 L-1011 L-1012 L-1011 L-1012 A S.E. Azángaro A S.E. Puno A S.E. Azángaro A S.E. Puno Ampliación Nº 3 138 kv 138 kv T51-161 138±8x1.25%/60/10 kv 32/32/8 MVA (ONAN) 40/40/10 MVA (ONAF) 10 kv L-0156 Cuartel L-0157 Cemento Sur L-0153 Cercado T51-161 138±8x1.25%/60/10 kv 32/32/8 MVA (ONAN) 40/40/10 MVA (ONAF) 138±8x1.25%/22.9/10 kv 50/30/30 MVA (ONAF) 10 kv 60 kv 22.9 kv 60 kv T54-61 60/10 kv 5.5 MVA T52-61 60/10 kv 12 MVA Cemento Huancane Lampa Sur Deustua Reserva T52-61 60/10 kv 12 MVA 10 kv 10 kv 10 kv L-0159 L-0158 L-0155 L-0154 L-0152 L-0151 Huancane Lampa Pque. Industrial Cercado Periferie TAPARACHI II El Transformador T54-61 es una instalación provisional y su desconexión no implica un descuento en el COyM de la Ampliación Nº 3. Como parte del Proyecto de Ampliación Nº 3, se instalará 01 transformador zig-zag en la barras de 10 kv. Asimismo, la implementación de nuevas celdas en 22.9 kv no implicará el retiro de las celdas en 10 kv, por lo tanto no habrá ningún descuento en el COyM de la Ampliación Nº 3. Asimismo, a continuación presentamos el diagrama unifilar de la S.E. Juliaca presentado como parte del Anteproyecto de la Ampliación Nº 3: o Generación-Demanda Página 187 de 262

Informe 0051-2009-GART Análisis y Conclusión de OSINERGMIN: La Empresa presenta lo solicitado Subsanada Observación 13. Se debe corregir en el formato F-216, los unifilares de la subestación Juliaca En el formato F-216 no se presenta, en los diagramas unifilares, la ampliación de las celdas en 23 kv de la subestación Juliaca, razón por la cual deberá atualizar dichos diagramas unifilares, los cuales deben guardar concordancia con la información contenida en el formato F-213. Respuesta En el formato F-216 se ha procedido a corregir el Diagrama de Flujos de Potencia de acuerdo a la nueva configuración. Cabe señalar que debido a que será una nueva instalación, la repartición de carga se ha realizado de manera estimada. Análisis y Conclusión de OSINERGMIN: La Empresa presenta lo solicitado Subsanada Observación 14. Se debe corregir en el formato F-216, los unifilares de la subestación Marcona En el formato F-216 no se presenta, en los diagramas unifilares, la ampliación de las celdas y transformador de la subestación Marcona, razón por la cual deberá actualizar dichos diagramas unifilares, los cuales deben guardar concordancia con la información contenida en el formato F-213. Respuesta En el formato F-216 se ha procedido a corregir el Diagrama de Flujos de Potencia de acuerdo a la nueva configuración. Análisis y Conclusión de OSINERGMIN:, presenta el diagrama de flujos de potencia de acuerdo a su nueva configuración. Subsanada o Generación-Demanda Página 188 de 262

Informe 0051-2009-GART Observación 15. El SER de Chilca-San Juan se debe desagregar en el tiempo Para el caso del sistema Chilca-San Juan se ha presentado un único SEA para todo el horizonte de 4 años; no obstante, los requerimientos de generación no son constantes a lo largo de dicho periodo. En ese sentido, se requiere que el SER se desagregue en el tiempo, de modo tal que cada periodo de tiempo se distinga por el incremento del requerimiento de capacidad de transporte por parte de la generación (por la entrada o salida de centrales de generación). Respuesta Toda la generación señalada como parte del análisis entrará en operación desde el 2009. Del 2009 al 2010 se observa un requerimiento de capacidad de aproximadamente 150 MW, en los siguientes años se observa una disminución del flujo, y del 2010 al 2013 se observa nuevamente un incremento del flujo de 300 MW, tal y como se observa en la siguiente tabla: Flujo de Potencia (MW) 2009 2010 2011 2012 2013 838.0 982.5 667.7 689.8 997.8 Como se observa no hay un incremento escalonado que dé señales de realizar inversiones de esa forma, tal y como lo está sugiriendo el OSINERGMIN, ya que para este caso de realizarlo de acuerdo a lo sugerido se estarían colocando y retirando instalaciones de transmisión. Los conveniente dado el corto periodo de análisis y la diferencia de requerimientos de generación, es realizar el análisis considerando el requerimiento máximo de capacidad. Además la variación entre el 2009 y el 2013 de incremento de capacidad es de aprox. 150 MW. En el análisis del SEA se han evaluado dos alternativas, de acuerdo a la metodología establecida por el OSINERGMIN, siendo la elegida la de menor costo. Análisis y Conclusión de OSINERGMIN: La Empresa explica lo solicitado Subsanada Observación 16. En el grupo de instalaciones tipo GD se han incluido instalaciones que no corresponden En el cuadro 6.5-2, incluido dentro del numeral 6.5.3 sobre resultados del SEA del G, se ha presentado una relación de instalaciones de transformación como si estuvieran clasificadas tipo generación/demanda; no obstante, en su mayoría dichas o Generación-Demanda Página 189 de 262

Informe 0051-2009-GART instalaciones se clasifican como tipo D. Se requiere revisar dicho cuadro y retirar aquellas instalaciones que nos tipo GD. Respuesta El error solo era del título, ya que como se podía observar en el contenido del cuadro se hacia referencia a líneas de transmisión, las cuales como se pueden verificar en las Resoluciones corresponden a las instalaciones asignadas por el OSINERGMIN a Generación/Demanda. Análisis y Conclusión de OSINERGMIN: La Empresa explica lo solicitado Subsanada Observación 17. Se requiere que se sustente el criterio de tensión empleado En el numeral 7.4.3 se menciona, como criterio de evaluación de la calidad, que se verificó que los resultados de nivel de tensión estén en el orden de 1,0±5%. Al respecto, se requiere que se presente el sustento d dicho criterio. Respuesta Se ha considerado la tolerancia del ±5% para el indicador de tensión establecido en lo referente a Calidad de Producto de la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos. Análisis y Conclusión de OSINERGMIN: La Empresa explica lo solicitado Subsanada Observación 18. Se requiere que se sustente incluir la subestación Talara en el D En el numeral 7.5, sobre definición del SER de instalaciones tipo D del área de demanda 1, se ha incluido la subestación Talara. Al respecto, se requiere que se sustente, en el marco de la Sexta Disposición Complementaria Final de la Ley Nº 28832, de que dicha instalación corresponde asignarse a la demanda. Respuesta ha propuesto la S.E. Talara como parte del D de acuerdo a lo establecido por el OSINERGMIN en su Informe Nº 112-2007-GART de la Resolución Nº 169-2007- OS/CD, el cual en el Anexo C como parte del análisis de la opiniones y sugerencias de al Proyecto de Resolución (C.2.2) concluye que dicha instalación corresponde ser asignada a la demanda. En este sentido, EL OSINERGMIN ya había establecido previamente la responsabilidad de pago del transformador de la S.E. Talara. o Generación-Demanda Página 190 de 262

Informe 0051-2009-GART Extractos del Informe 112-2007-GART (C.2.2): o Generación-Demanda Página 191 de 262

Informe 0051-2009-GART o Generación-Demanda Página 192 de 262

Informe 0051-2009-GART Análisis y Conclusión de OSINERGMIN: La Empresa explica lo solicitado Subsanada Observación 19. No se sustenta la diferencia entre la proyección de la demanda y los resultados de los flujos de potencia En diferentes subestaciones de potencia (por ejemplo Talara, Chiclayo Oeste, Trujillo Norte, etc.), presentadas en el Capítulo 7, se menciona que, de acuerdo a la proyección de demanda, se estaría sobrepasando la capacidad de dichas subestaciones en un determinado año; sin embargo, se manifiesta que luego del análisis de flujo de potencia dicho requerimiento cambia a otro, en algunos años se adelanta y en otros se retrasa. Se requiere que se sustente dicha diferencia. Respuesta De acuerdo al Marco Legal, el SER de las instalaciones del de demanda corresponden a las instalaciones existentes, sin embargo para fines de determinar las necesidades de incremento de capacidad de transformación se ha realizado el siguiente análisis: 1.- Se verifica la capacidad existente y la requerida para el año 2018, detectándose el año en que se requiere incrementar dicha capacidad, para lo cual se sigue el siguiente procedimiento: Se verifica la capacidad de transformación versus la proyección de la Máxima Demanda. 2.- Para los casos en que la capacidad real del transformador excede la demanda proyecta se realiza un análisis de flujo de potencia, hasta el año 2013, con el objeto de recoger el efecto de la operación del sistema en su conjunto. Sólo cuando en ambos análisis se excediera la capacidad real del transformador se propondrá una ampliación del equipamiento Determinación del equipamiento requerido: De acuerdo a la necesidad de potencia adicional se evalúa la conveniencia de incrementar una nueva unidad adicional de transformación de acuerdo a la alternativa más conveniente técnica y económicamente. Este criterio se ha aplicado para la determinación del SER en las zonas en las cuales tiene compromisos de inversión de ampliaciones suscritas con el MEM. En las zonas en las cuales no tiene compromiso de inversión sólo se presenta como una recomendación de efectuar un análisis más detallado, por lo que en dichos casos no se modificará ni ampliará el equipamiento. Análisis y Conclusión de OSINERGMIN: o Generación-Demanda Página 193 de 262

Informe 0051-2009-GART La Empresa no responde a lo solicitado Subsanada Observación 20. No se han presentado los archivos de flujos de potencia para todos los años No se han presentado los archivos de flujos de potencia para todos los años del horizonte (2009-2018), tan solo se han considerado hasta el año 2013, se requiere que se presente los archivos completos de flujos de potencia. Respuesta. Solo se han evaluado los años que abarcan el periodo de análisis de las tarifas 2009-2013. Análisis y Conclusión de OSINERGMIN: La NORMA TARIFAS menciona que los archivos de flujos de potencia deberán ser presentados para los años 1, 5, 10 y para el año en el que se incorpora un nuevo elemento en el sistema. No Subsanada Observación 21. En el Área de Demanda 8 no se ha considerado en las alternativas centrales térmicas a gas natural en Marcona. En la determinación del SER de las líneas Independencia-Ica e Ica-Marcona, no se ha evaluado la alternativa en la que entre en operación una central térmica a gas natural. Al respecto, se requiere la evaluación económica de dicha alternativa. Respuesta.- El Área de Demanda 8 es un Área estrictamente de Demanda, por lo cual la generación interna no se ve involucrada en el cálculo de las Tarifas de transmisión. Asimismo, independiente de lo señalado anteriormente, no cuenta con información sobre un proyecto que contemple la instalación de centrales de gas natural en Marcona. Análisis y Conclusión de OSINERGMIN: Las razones expuestas justifican la observación Subsanada Observación 22. Se han excluido instalaciones sin presentar el sustento o Generación-Demanda Página 194 de 262

Informe 0051-2009-GART En la definición del SER no se han considerado diversas instalaciones presentadas en el numeral 3.3; no obstante, no se ha presentado el sustento por el cual no se incluyen esas instalaciones. Al respecto se requiere el sustento con base al cual se concluye no considerar en la definición del SER a las referidas instalaciones. Respuesta El sustento se encuentra contemplado en el Anexo Nº 8 del Contrato de Concesión, en la cual se señala que la propiedad de estos equipos se encuentra en controversia en el Poder Judicial. o Generación-Demanda Página 195 de 262