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

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

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

Proceso de Cálculo de Peajes de los SST

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

Instalaciones del SST

Instalaciones actuales de los SST

Instalaciones actuales de los SST

Instalaciones actuales de los SST

Instalaciones actuales de los SST

Instalaciones actuales de los SST

ESTUDIO DE MERCADO

Información Utilizada RESUMEN DE LA INFORMACIÓN ANUAL DE VENTAS DE ENERGÍA Y NÚMERO DE CLIENTES DE SEAL AÑO VENTAS DE ENERGÍA (MWh) NÚMERO CLIENTES DEL PRECIO MEDIO MERCADO REGULADO MERCADO LIBRE MERCADO REGULADO TOTAL (Ctm AT MT BT TOTAL MAT AT MT TOTAL AT MT BT TOTAL S/./kW.h) 1993 50 261 205 112 255 374 68 341 53 513 15 021 136 875 392 249 75 127 196 127 271 12,38 1994 66 291 226 413 292 704 96 045 64 044 17 870 177 959 470 663 81 138 022 138 103 19,11 1995 4 351 66 241 226 731 297 323 116 990 85 656 16 669 219 315 516 638 103 153 982 154 085 23,60 1996 4 405 66 496 233 975 304 876 193 738 58 075 16 426 268 239 573 115 1 114 174 917 175 032 26,84 1997 5 236 73 861 235 804 314 901 224 602 20 124 17 506 262 232 577 133 1 133 189 303 189 437 29,71 1998 84 942 243 605 328 547 229 095 23 449 17 382 269 926 598 473 165 192 485 192 650 29,39 1999 94 120 246 133 340 253 251 655 45 630 18 273 315 558 655 811 180 202 653 202 833 33,09 2000 100 369 250 156 350 525 273 521 64 320 16 183 354 024 704 549 195 206 763 206 958 34,72 2001 104 302 259 672 363 974 54 124 16 304 70 428 434 402 205 211 411 211 616 32,10 2002 120 864 284 384 405 248 46 621 9 843 56 464 461 712 220 220 710 220 930 29,95 2003 129 866 294 001 423 867 24 985 9 098 34 083 457 950 243 228 042 228 285 30,20 2004 144 816 317 852 462 668 16 635 10 197 26 832 489 500 264 236 940 237 204 30,24 2005 149 675 336 059 485 734 14 676 18 472 33 148 518 882 290 242 645 242 935 31,34 Año 2005 información proporcionada por SEAL (archivo ventas de Energía 1994-2005) Continua...

Información Utilizada 400 000 VENTAS DE ENERGÍA (MWh) - A NIVEL EMPRESA ENERGÍA (MWh) 350 000 300 000 250 000 200 000 150 000 MAT MT AT BT 100 000 50 000 0 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 AÑOS Continua...

Información Utilizada AÑO EVOLUCIÓN DEL PBI DPTO. AREQUIPA PBI (Mio. S/.) Tasa. Crec. (%) 1994 4 754 1995 5 187 9,11% 1996 5 277 1,72% 1997 5 655 7,17% 1998 5 676 0,37% 1999 5 814 2,43% 2000 6 014 3,45% 2001 6 176 2,68% 2002 6 398 3,59% 2003 6 576 2,79% 2004 6 698 1,86% 2005 6 853 2,31% 2006 7 078 3,28% 2007 7 304 3,19% 2008 7 512 2,84% 2009 7 725 2,84% 2010 7 944 2,84% 2011 8 170 2,84% 2012 8 401 2,84% 2013 8 640 2,84% 2014 8 885 2,84% 2015 9 137 2,84% 2016 9 396 2,84% 2017 9 663 2,84% 2018 9 937 2,84% 2019 10 219 2,84% 2020 10 509 2,84% 2021 10 808 2,84% Información obtenida del INEI Información obtenida de Apoyo Información estimada por S&Z EVOLUCIÓN DE LA POBLACIÓN AÑO DPTO. AREQUIPA POBLACIÓN T.C. 1994 963 704 1995 981 206 1,82% 1996 999 026 1,82% 1997 1 017 491 1,85% 1998 1 035 773 1,80% 1999 1 054 374 1,80% 2000 1 072 958 1,76% 2001 1 091 151 1,70% 2002 1 109 652 1,70% 2003 1 128 467 1,70% 2004 1 147 601 1,70% 2005 1 167 059 1,70% 2006 1 184 526 1,50% 2007 1 202 254 1,50% 2008 1 220 247 1,50% 2009 1 238 510 1,50% 2010 1 257 045 1,50% 2011 1 273 418 1,30% 2012 1 290 005 1,30% 2013 1 306 808 1,30% 2014 1 323 830 1,30% 2015 1 341 073 1,30% 2016 1 358 541 1,30% 2017 1 376 236 1,30% 2018 1 394 161 1,30% 2019 1 412 320 1,30% 2020 1 430 716 1,30% 2021 1 449 351 1,30% PROMEDIO (2004-2021) 1,40% Información Obtenida del INEI Información Estimada por S&Z Continua...

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

Resultados del Método de Tendencias 600,0 VENTAS DE ENERGÍA A NIVEL EMPRESA MERCADO REGULADO TOTAL 600,0 VENTAS DE ENERGÍA A NIVEL EMPRESA MERCADO REGULADO TOTAL 500,0 500,0 400,0 400,0 ENERGÍA (GWh 300,0 200,0 y = 247,4458e 0,0490x R 2 = 0,9676 ENERGÍA (GWh 300,0 200,0 y = 1,0942x 2 + 2,2657x + 269,9721 R 2 = 0,9837 100,0 100,0 Serie1 Polinómica (Serie1) 0,0 Serie1 Exponencial (Serie1) 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 0,0 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 AÑO AÑO 600,0 VENTAS DE ENERGÍA A NIVEL EMPRESA MERCADO REGULADO TOTAL 600,0 VENTAS DE ENERGÍA A NIVEL EMPRESA MERCADO REGULADO TOTAL 500,0 500,0 ENERGÍA (GWh 400,0 300,0 200,0 y = 80,1254Ln(x) + 215,7692 R 2 = 0,7567 ENERGÍA (GWh 400,0 300,0 200,0 y = 17,585x + 231,67 R 2 = 0,9435 100,0 Serie1 Logarítmica (Serie1) 100,0 Serie1 Lineal (Serie1) 0,0 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 0,0 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 AÑO AÑO

Resultados del Método de Tendencias RESUMEN DEL MÉTODO TENDENCIA - MERCADO REGULADO TOTAL DATA HISTÓRICA 1993-2005 DESCRIPCIÓN EXPONENCIAL POLINÓMICA LOGARÍTMICA LINEAL Tasa de Crecimiento Prom. (1993-2004) 5,02% 4,89% 5,93% 5,25% R 2 0,9676 0,9837 0,7567 0,9435 Tasa de Crecimiento Prom. (2005-2020) 5,02% 6,14% 0,89% 3,03%

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

Resultados del Método Econométrico PARÁMETROS GENERALES AÑO VENTAS PBI N CLIENTES N POBLACIÓN GWh (Mio. S/.) 1994 310,57 4 754 138 103 963 704 1995 309,64 5 187 154 085 981 206 1996 316,90 5 277 175 032 999 026 1997 327,17 5 655 189 437 1 017 491 1998 345,93 5 676 192 650 1 035 773 1999 358,53 5 814 202 833 1 054 374 2000 366,71 6 014 206 958 1 072 958 2001 380,28 6 176 211 616 1 091 151 2002 415,09 6 398 220 930 1 109 652 2003 432,97 6 576 228 285 1 128 467 2004 472,87 6 698 237 204 1 147 601 2005 504,21 6 853 242 935 1 167 059 2006 7 078 249 985 1 184 526 2007 7 304 257 240 1 202 254 2008 7 512 264 705 1 220 247 2009 7 725 272 387 1 238 510 2010 7 944 280 292 1 257 045 2011 8 170 288 427 1 273 418 2012 8 401 296 797 1 290 005 2013 8 640 305 410 1 306 808 2014 8 885 314 274 1 323 830 2015 9 137 323 394 1 341 073 2016 9 396 332 779 1 358 541 2017 9 663 342 437 1 376 236 2018 9 937 352 375 1 394 161 2019 10 219 362 601 1 412 320 2020 10 509 373 124 1 430 716 2021 10 808 383 953 1 449 351 Continua...

Resultados del Método Econométrico RESULTADOS DE LAS VENTAS (GWh) CON AJUSTES ECONOMÉTRICOS AÑO VENTAS (PBI+CLI+PO B.) VENTAS (PBI+CLI.) VENTAS (PBI+POB.) VENTAS (PBI) VENTAS (CLI.) VENTAS (POB.) 1994 308,55 277,27 304,11 268,97 265,41 283,97 1995 307,37 326,63 293,76 309,53 294,58 300,44 1996 310,54 306,68 318,99 317,88 332,82 317,21 1997 314,75 349,02 316,07 353,30 359,11 334,59 1998 343,43 347,21 349,15 355,24 364,98 351,80 1999 360,35 354,22 370,93 368,15 383,56 369,31 2000 383,13 382,69 386,30 386,95 391,09 386,80 2001 405,68 403,29 404,90 402,06 399,60 403,92 2002 421,06 426,63 417,96 422,83 416,60 421,34 2003 440,79 445,62 436,05 439,52 430,02 439,04 2004 460,77 451,99 460,47 450,95 446,30 457,05 2005 484,44 469,62 482,17 465,46 456,76 475,37 2006 500,73 497,38 492,91 486,52 469,63 491,81 2007 517,20 524,98 504,06 507,69 482,88 508,49 2008 534,44 548,90 517,62 527,09 496,50 525,43 2009 551,73 573,49 531,10 547,05 510,52 542,62 2010 569,05 598,77 544,50 567,57 524,95 560,06 2011 581,94 624,76 553,10 588,67 539,80 575,47 2012 594,74 651,48 561,46 610,37 555,08 591,09 2013 607,43 678,94 569,57 632,69 570,80 606,90 2014 620,00 707,18 577,41 655,64 586,98 622,92 2015 632,44 736,20 584,98 679,25 603,63 639,15 2016 644,74 766,05 592,24 703,52 620,76 655,59 2017 656,89 796,72 599,20 728,48 638,39 672,25 2018 668,88 828,26 605,83 754,15 656,53 689,12 2019 680,71 860,68 612,12 780,55 675,19 706,21 2020 692,35 894,01 618,05 807,70 694,40 723,52 2021 703,79 928,28 623,61 835,62 714,17 741,06 Continua...

Resultados del Método Econométrico DESCRIPCIÓN VENTAS PBI+PRECIO +POBL. RESUMEN DEL MÉTODO ECONOMÉTRICO - GLOBAL DATA HISTÓRICA 1994-2005 VENTAS PBI+PRECIO VENTAS PBI+POBL. VENTAS PBI VENTAS PRECIO VENTAS POBL. VENTAS PBI+CLIEN.+ POBL. VENTAS PBI+CLIEN. VENTAS CLIEN. Valor Inicial (GWh) 1994 312,38 294,96 304,11 268,97 303,13 283,97 308,55 277,27 265,41 Valor Final (GWh) 2005 486,23 477,99 482,17 465,46 386,24 457,05 460,77 451,99 446,30 Tasa de Crecimiento Prom. (1994-2005) 4,10% 4,49% 4,28% 5,11% 2,23% 4,42% 3,71% 4,54% 4,84% R 2 0,9786 0,9474 0,9519 0,8801 0,2407 0,9328 0,9620 0,8985 0,8176 Tasa de Crecimiento Prom. (2006-2021) 2,86% 4,41% 1,62% 3,73% 0,00% 2,81% 2,36% 4,35% 2,83%

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

Proyección de Ventas de Energía por Sector Tarifario SEAL MERCADO REGULADO - BT VENTAS DE ENERGÍA BT Año GWh Tasa Crec. 1993 205,11 1994 226,41 1995 226,73 0,1% 1996 233,98 3,2% 1997 235,80 0,8% 1998 243,61 3,3% 1999 246,13 1,0% 2000 250,16 1,6% 2001 259,67 3,8% 2002 284,38 9,5% 2003 294,00 3,4% 2004 317,85 8,1% 2005 336,06 14,3% Promedio 4,5% SEAL MERCADO REGULADO - MT VENTAS DE ENERGÍA MT Año GWh Tasa Crec. 1993 50,26 1994 66,29 1995 66,24-0,1% 1996 66,50 0,4% 1997 73,86 11,1% 1998 84,94 15,0% 1999 94,12 10,8% 2000 100,37 6,6% 2001 104,30 3,9% 2002 120,86 15,9% 2003 129,87 7,4% 2004 144,82 11,5% 2005 149,67 3,4% Promedio 7,8% Continua...

Proyección de Ventas de Energía por Sector Tarifario RESUMEN DEL MÉTODO TENDENCIA - MERCADO REGULADO BT DATA HISTÓRICA 1993-2005 DESCRIPCIÓN EXPONENCIAL POLINÓMICA LOGARÍTMICA LINEAL Tasa de Crecimiento Prom. (1993-2005) 3,63% 3,55% 4,02% 3,78% R 2 0,9307 0,9691 0,7096 0,9044 Tasa de Crecimiento Prom. (2006-2021) 3,63% 5,85% 0,69% 2,48% RESUMEN DEL MÉTODO TENDENCIA - MERCADO REGULADO MT DATA HISTÓRICA 1993-2005 DESCRIPCIÓN EXPONENCIAL POLINÓMICA LOGARÍTMICA LINEAL Tasa de Crecimiento Prom. (1993-2005) 9,07% 8,91% 14,12% 9,83% R 2 0,9794 0,9875 0,7975 0,9697 Tasa de Crecimiento Prom. (2006-2021) 9,07% 6,73% 1,34% 4,09%

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

Análisis Final PROYECCIÓN DE LAS VENTAS DE ENERGÍA (MWh) POR TIPO DE TARIFAS A NIVEL GLOBAL A NIVEL EMPRESA DESCRIPCIÓN AÑO 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 TASA CREC. PROM. BAJA TENSIÓN 346 329 356 913 367 820 379 060 390 644 402 582 414 885 427 564 440 630 454 096 467 973 482 274 497 012 512 201 527 854 543 985 3,06% MEDIA TENSIÓN 176 035 184 263 192 845 201 796 211 130 220 864 231 013 241 595 252 628 264 128 276 117 288 613 301 636 315 210 329 354 344 094 4,58% TOTAL 522 363 541 175 560 665 580 856 601 775 623 446 645 899 669 159 693 258 718 224 744 090 770 887 798 649 827 411 857 208 888 079 3,60%

Demanda Espacial PROYECCIÓN DE LAS VENTAS DE ENERGÍA (MWh) POR TIPO DE TARIFAS A NIVEL SISTEMA ELÉCTRICO AREQUIPA SISTEMA ELÉCTRICO AREQUIPA AÑO DESCRIPCIÓN 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 TASA CREC. PROM. BAJA TENSIÓN 288 169 296 975 306 050 315 403 325 042 334 975 345 212 355 762 366 634 377 838 389 384 401 284 413 547 426 185 439 209 452 631 466 464 3,06% MEDIA TENSIÓN 138 375 143 849 149 533 155 433 161 558 167 917 174 517 181 368 188 479 195 860 203 521 211 473 219 725 228 289 237 177 246 400 255 972 3,92% TOTAL 426 543 440 824 455 583 470 836 486 600 502 892 519 729 537 129 555 113 573 698 592 906 612 757 633 272 654 474 676 386 699 032 722 436 3,35% PROYECCIÓN DE LAS VENTAS DE ENERGÍA (MWh) POR TIPO DE TARIFAS A NIVEL SISTEMA ELÉCTRICO ISLAY SISTEMA ELÉCTRICO ISLAY DESCRIPCIÓN AÑO 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 TASA CREC. PROM. BAJA TENSIÓN 16 430 17 102 17 801 18 530 19 287 20 076 20 897 21 752 22 641 23 567 24 531 25 535 26 579 27 666 28 797 29 975 31 201 4,09% MEDIA TENSIÓN 9 594 9 992 10 406 10 837 11 286 11 754 12 241 12 748 13 276 13 826 14 399 14 996 15 617 16 264 16 938 17 640 18 371 4,14% TOTAL 26 024 27 094 28 207 29 367 30 573 31 830 33 138 34 500 35 918 37 394 38 931 40 530 42 196 43 930 45 736 47 615 49 572 4,11% Continua...

Demanda Espacial PROYECCIÓN DE LAS VENTAS DE ENERGÍA (MWh) POR TIPO DE TARIFA POR SET Y SISTEMAS ELÉCTRICOS PERIODO (2005-2021) SISTEMA ELECTRICO AREQUIPA Y YURA AÑOS 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019 2021 BT Regulado 48 221 51 213 54 391 57 766 61 351 65 158 69 201 73 495 78 056 MT Regulado 8 214 8 876 9 590 10 359 11 188 12 081 13 043 14 079 15 194 TOTAL 56 435 60 089 63 981 68 125 72 539 77 239 82 244 87 574 93 250 BT Regulado 75 861 80 569 85 568 90 878 96 517 102 507 108 868 115 623 122 798 MT Regulado 74 010 79 978 86 409 93 340 100 808 108 853 117 520 126 854 136 907 Libre 16 868 18 228 19 694 21 274 22 976 24 810 26 785 28 912 31 203 TOTAL 166 739 160 546 171 978 184 218 197 325 211 360 226 387 242 477 259 705 BT Regulado 42 742 45 394 48 211 51 202 54 380 57 754 61 338 65 144 69 187 MT Regulado 11 920 12 881 13 917 15 033 16 236 17 532 18 927 20 431 22 050 TOTAL 54 661 58 275 62 128 66 235 70 616 75 286 80 265 85 575 91 236 BT Regulado 23 787 25 263 26 831 28 496 30 264 32 142 34 136 36 255 38 504 MT Regulado 1 628 1 759 1 901 2 053 2 218 2 395 2 585 2 791 3 012 TOTAL 25 415 27 022 28 732 30 549 32 482 34 537 36 722 39 045 41 516 BT Regulado 45 512 48 336 51 335 54 521 57 904 61 497 65 313 69 366 73 670 MT Regulado 10 207 11 030 11 917 12 872 13 902 15 012 16 207 17 494 18 881 TOTAL 55 718 59 365 63 252 67 393 71 806 76 509 81 520 86 860 92 551 BT Regulado 29 939 31 796 33 769 35 865 38 090 40 454 42 964 45 630 48 462 MT Regulado 7 132 7 708 8 327 8 995 9 715 10 490 11 326 12 225 13 194 TOTAL 37 071 39 504 42 097 44 860 47 805 50 944 54 290 57 856 61 656 BT Regulado 10 827 11 499 12 212 12 970 13 775 14 630 15 537 16 502 17 526 MT Regulado 7 363 7 957 8 597 9 287 10 029 10 830 11 692 12 621 13 621 TOTAL 18 190 19 456 20 809 22 256 23 804 25 460 27 230 29 122 31 147 BT Regulado 11 281 11 981 12 725 13 514 14 353 15 244 16 190 17 194 18 261 MT Regulado 1 033 1 116 1 206 1 303 1 407 1 519 1 640 1 770 1 911 TOTAL 12 314 13 097 13 931 14 817 15 760 16 763 17 829 18 964 20 172 AT Regulado 0 0 0 0 0 0 0 0 Libre 9 020 9 020 9 020 9 020 9 020 9 020 9 020 9 020 9 020 TOTAL 9 020 9 020 9 020 9 020 9 020 9 020 9 020 9 020 9 020 AT Regulado 0 0 0 0 0 0 0 0 Libre 5 656 5 656 5 656 5 656 5 656 5 656 5 656 5 656 5 656 TOTAL 5 656 5 656 5 656 5 656 5 656 5 656 5 656 5 656 5 656 BT Regulado 288 169 306 050 325 042 345 212 366 634 389 384 413 547 439 209 466 464 MT AT Regulado Regulado 121 507 0 131 304 0 141 864 0 153 243 0 165 503 0 178 712 0 192 940 0 208 265 0 224 769 0 Libre Libre 16 868 14 676 18 228 14 676 19 694 14 676 21 274 14 676 22 976 14 676 24 810 14 676 26 785 14 676 28 912 14 676 31 203 14 676 TOTAL 441 220 470 259 501 276 534 405 569 789 607 582 647 948 691 062 737 112 SET TARIFA MERCADO JESUS PARQUE INDUSTRIAL SAN LAZARO SOCABAYA CHILINA CHALLAPAMPA CONO NORTE PAUCARPATA ACEROS AREQUIPA CERVESUR TOTAL SISTEMA ELECTRICO

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

Demanda Espacial PROYECCIÓN DE LA MÁXIMA DEMANDA (MW) NO COINCIDENTE POR SET Y SISTEMAS ELÉCTRICOS - PERIODO (2005-2021) SISTEMA ELECTRICO AREQUIPA Y YURA SET JESUS PARQUE INDUSTRIAL SAN LAZARO SOCABAYA CHILINA CHALLAPAMPA CONO NORTE PAUCARPATA ACEROS AREQUIPA CERVESUR TOTAL SISTEMA TARIFA AÑOS 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019 2021 MT 15,78 16,80 17,89 19,05 20,28 21,59 22,99 24,48 T.C. (%) 2,31% 3,19% 3,19% 3,19% 3,19% 3,19% 3,19% 3,19% MT 34,51 37,00 39,67 42,53 45,59 48,88 52,39 56,16 T.C. (%) 2,66% 3,54% 3,54% 3,54% 3,54% 3,54% 3,53% 3,53% MT 15,00 15,99 17,05 18,18 19,38 20,66 22,03 23,49 T.C. (%) 2,37% 3,25% 3,25% 3,25% 3,25% 3,25% 3,25% 3,26% MT 7,71 8,20 8,72 9,27 9,86 10,48 11,14 11,85 T.C. (%) 2,23% 3,11% 3,11% 3,11% 3,11% 3,12% 3,12% 3,12% MT 14,99 15,97 17,01 18,13 19,32 20,58 21,93 23,37 T.C. (%) 2,34% 3,22% 3,22% 3,22% 3,22% 3,22% 3,22% 3,22% MT 11,52 12,28 13,09 13,95 14,86 15,84 16,88 17,99 T.C. (%) 2,35% 3,23% 3,23% 3,23% 3,23% 3,23% 3,23% 3,23% MT 4,64 4,97 5,31 5,68 6,08 6,50 6,95 7,43 T.C. (%) 2,54% 3,42% 3,42% 3,42% 3,42% 3,42% 3,42% 3,42% MT 3,31 3,52 3,74 3,98 4,23 4,50 4,79 5,09 T.C. (%) 2,25% 3,13% 3,13% 3,13% 3,13% 3,13% 3,13% 3,13% MT 2,22 2,22 2,22 2,22 2,22 2,22 2,22 2,22 T.C. (%) 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% MT 1,48 1,48 1,48 1,48 1,48 1,48 1,48 1,48 T.C. (%) 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% MT 111,17 118,43 126,19 134,46 143,30 152,74 162,81 173,56 T.C. (%) 2,36% 3,22% 3,22% 3,23% 3,24% 3,24% 3,25% 3,25% Continua...

Demanda Espacial CARGAS ADICIONALES SET CARGA 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019 2021 F. Carga MINERA MW 0,25 0,98 1,33 1,50 1,50 1,50 1,50 1,50 BELLA UNIÓN 0,85 HUALLANCA MWh 1 862 7 260 9 866 11 169 11 169 11 169 11 169 11 169 MW 3,00 3,00 3,00 3,00 3,00 3,00 3,00 3,00 CONO NORTE INCALPACA 0,60 MWh 15 768 15 768 15 768 15 768 15 768 15 768 15 768 15 768 CEMENTOS MW 0,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 MATARANI 0,60 OTORONGO MWh 0,00 26 280 26 280 26 280 26 280 26 280 26 280 26 280 SISTEMAS A INTERCONECTARSE CON EL SEIN - PROYECTO DEL MEM Información proporcionada por SEAL (No se realizó proyección de demanda con el método empleado) MÁXIMA DEMANDA NO COINCIDENTE (MW) SISTEMA AÑOS FACTOR SET TARIFA ELECTRICO 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019 2021 DE CARGA CORIRE CHUQUIBAMBA CAMANA CARAVELI CORIRE CHUQUIBAMBA TOTAL SISTEMA CAMANA LA PLANCHADA (Ocoña-Atico) IQUIPI (Caravelí) TOTAL SISTEMA MT 1,24 1,30 1,36 1,43 1,51 1,58 1,66 1,75 T.C. (%) 2,51% 2,50% 2,52% 2,50% 2,50% 2,50% 2,49% 2,50% MT 2,16 2,27 2,38 2,50 2,63 2,76 2,90 3,05 T.C. (%) 2,51% 2,50% 2,52% 2,50% 2,50% 2,50% 2,49% 2,50% MT 3,39 3,57 3,75 3,94 4,14 4,35 4,57 4,80 AT 2,5% 2,5% 2,5% 2,5% 2,5% 2,5% 2,5% 2,5% MT 4,17 4,83 5,33 5,68 6,06 6,46 6,88 7,33 T.C. (%) 20,47% 6,88% 3,32% 3,29% 3,24% 3,24% 3,22% 3,21% MT 0,00 0,88 2,42 2,60 2,80 3,04 3,31 3,62 T.C. (%) 6,02% 3,55% 3,63% 3,85% 4,11% 4,38% 4,60% MT 0,00 0,00 0,00 0,76 1,07 1,57 2,11 2,18 T.C. (%) 21,77% 28,78% 32,17% 1,68% MT 4,17 5,71 7,75 9,04 9,94 11,06 12,30 13,13 AT 20,5% 6,7% 3,4% 12,9% 5,1% 6,5% 7,6% 3,3% FACTOR DE COINCIDENCIA 0,975 0,3 0,4 0,35 0,4 0,3 Continua...

Demanda Espacial PROYECCIÓN DE LA ENERGÍA DISTRIBUIDA (MWh) POR SET Y SISTEMAS ELÉCTRICOS PERIODO (2005-2021) INCLUYE CARGAS ADICIONALES SIN TRANSFERENCIA DE CARGA ENTRE SUBESTACIONES AÑOS SISTEMA ELECTRICO SET 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2015 2016 2018 2019 2021 JESUS 67 545 69 102 71 305 73 578 75 924 78 344 80 842 83 419 88 824 91 657 97 597 100 710 107 238 PARQUE INDUSTRIAL 200 260 205 591 212 879 220 423 228 232 236 316 244 684 253 347 271 595 281 203 301 442 312 098 334 544 SAN LAZARO 65 464 67 016 69 196 71 447 73 771 76 171 78 649 81 208 86 579 89 396 95 309 98 411 104 922 SOCABAYA 30 397 31 076 32 043 33 041 34 070 35 131 36 226 37 354 39 717 40 954 43 546 44 902 47 744 CHILINA 66 709 68 270 70 469 72 740 75 083 77 502 79 999 82 577 87 985 90 821 96 770 99 889 106 434 AREQUIPA Y YURA CHALLAPAMPA 44 387 45 429 46 897 48 411 49 975 51 589 53 256 54 976 58 586 60 479 64 451 66 534 70 904 CONO NORTE 21 820 38 142 38 907 39 698 40 517 41 363 42 238 43 143 45 046 46 047 48 152 49 259 51 586 PAUCARPATA 14 730 15 062 15 534 16 020 16 522 17 039 17 573 18 124 19 277 19 881 21 146 21 809 23 197 ACEROS AREQUIPA 9 020 9 020 9 020 9 020 9 020 9 020 9 020 9 020 9 020 9 020 9 020 9 020 9 020 CERVESUR 5 656 5 656 5 656 5 656 5 656 5 656 5 656 5 656 5 656 5 656 5 656 5 656 5 656 MOLYCOP (CL Tercero en AT) 16 399 16 399 16 399 16 399 16 399 16 399 16 399 16 399 16 399 16 399 16 399 16 399 16 399 TOTAL SISTEMA 542 387 570 764 588 305 606 433 625 168 644 531 664 542 685 223 728 685 751 513 799 488 824 687 877 644 CHALA - BELLA UNION BELLA UNION 8 862 11 373 16 153 18 176 20 237 22 336 24 477 25 357 27 254 28 274 30 471 31 652 34 191 TOTAL SISTEMA 8 862 11 373 16 153 18 176 20 237 22 336 24 477 25 357 27 254 28 274 30 471 31 652 34 191 LA CANO Y REPARTICION 8 765 9 090 9 626 10 189 10 779 11 397 12 045 12 724 14 181 14 962 16 635 17 531 19 451 REPARTICION TOTAL SISTEMA 8 765 9 090 9 626 10 189 10 779 11 397 12 045 12 724 14 181 14 962 16 635 17 531 19 451 MOLLENDO 19 567 20 017 20 840 21 698 22 590 23 519 24 486 25 493 27 634 28 770 31 185 32 468 35 194 MATARANI 3 902 3 992 30 436 30 607 30 786 30 971 31 165 31 366 31 794 32 021 32 504 32 760 33 305 MEJIA 920 941 979 1 019 1 061 1 104 1 149 1 196 1 296 1 349 1 462 1 522 1 649 MOLLENDO - MATARANI LA CURVA 3 471 3 550 3 695 3 846 4 004 4 167 4 338 4 515 4 892 5 092 5 517 5 743 6 222 CHUCARAPI 2 405 2 460 2 561 2 665 2 774 2 888 3 006 3 129 3 390 3 529 3 823 3 979 4 312 AGUA LIMA 894 915 953 992 1 033 1 076 1 121 1 167 1 266 1 318 1 430 1 489 1 615 TOTAL SISTEMA 31 158 31 874 59 464 60 828 62 248 63 726 65 265 66 867 70 271 72 079 75 921 77 961 82 296 MAJES 19 144 20 090 21 449 22 877 24 378 25 955 27 611 29 351 33 094 35 106 39 432 41 755 46 744 CORIRE (1) 3 695 3 787 3 882 3 979 4 079 4 181 4 285 4 392 4 615 4 730 4 970 5 094 5 352 CHUQUIBAMBA (1) 6 457 6 619 6 784 6 954 7 128 7 307 7 488 7 676 8 066 8 267 8 686 8 902 9 353 MAJES CAMANÁ (1) 10 621 12 822 13 936 14 890 15 880 16 404 16 938 17 493 18 646 19 253 20 513 21 172 22 549 LA PLANCHADA (1) 0 0 2 597 2 751 7 230 7 485 7 748 8 027 8 650 9 002 9 772 10 198 11 142 IQUIPI (1) 0 0 0 0 0 0 0 3 726 5 577 6 388 8 708 12 019 12 345 TOTAL SISTEMA 39 916 43 319 48 649 51 451 58 694 61 332 64 071 70 664 78 648 82 746 92 081 99 140 107 485 CALLALLI 3 000 3 008 3 098 3 190 3 285 3 382 3 483 3 587 3 803 3 915 4 150 4 273 4 529 COLCA MINERA ARES (CL Tercero en AT) 48 386 48 386 48 386 48 386 48 386 48 386 48 386 48 386 48 386 48 386 48 386 48 386 48 386 TOTAL SISTEMA 51 386 51 394 51 483 51 576 51 671 51 768 51 869 51 972 52 188 52 301 52 536 52 659 52 915 TOTAL SEAL 682 474 717 814 773 681 798 652 828 796 855 090 882 268 912 807 971 227 1 001 875 1 067 133 1 103 630 1 173 983

Demanda Espacial PROYECCIÓN DE LA MÁXIMA DEMANDA (MW) NO COINCIDENTE POR SET Y SISTEMAS ELÉCTRICOS PERIODO (2005-2021) INCLUYE CARGAS ADICIONALES SIN TRANSFERENCIA DE CARGA ENTRE SUBESTACIONES AÑOS SISTEMA ELECTRICO SET 2006 2007 2008 2009 2010 2012 2013 2014 2016 2017 2018 2020 2021 JESUS 15,42 15,78 16,28 16,80 17,33 18,46 19,05 19,65 20,93 21,59 22,28 23,73 24,48 PARQUE INDUSTRIAL 33,62 34,51 35,74 37,00 38,31 41,08 42,53 44,04 47,21 48,88 50,60 54,25 56,16 SAN LAZARO 14,65 15,00 15,49 15,99 16,51 17,60 18,18 18,77 20,01 20,66 21,33 22,74 23,49 SOCABAYA 7,54 7,71 7,95 8,20 8,46 8,99 9,27 9,56 10,16 10,48 10,81 11,49 11,85 CHILINA 14,64 14,99 15,47 15,97 16,48 17,56 18,13 18,71 19,94 20,58 21,24 22,64 23,37 CHALLAPAMPA 11,26 11,52 11,90 12,28 12,68 13,51 13,95 14,40 15,34 15,84 16,35 17,42 17,99 AREQUIPA Y YURA CONO NORTE 4,53 7,64 7,80 7,97 8,14 8,49 8,68 8,88 9,28 9,50 9,72 10,19 10,43 PAUCARPATA 3,23 3,31 3,41 3,52 3,63 3,86 3,98 4,10 4,36 4,50 4,64 4,94 5,09 ACEROS AREQUIPA 2,22 2,22 2,22 2,22 2,22 2,22 2,22 2,22 2,22 2,22 2,22 2,22 2,22 CERVESUR 1,48 1,48 1,48 1,48 1,48 1,48 1,48 1,48 1,48 1,48 1,48 1,48 1,48 MOLYCOP (CL Tercero en AT) 3,12 3,12 3,12 3,12 3,12 3,12 3,12 3,12 3,12 3,12 3,12 3,12 3,12 M.D. NO COINC. (MW) 111,73 117,29 120,86 124,55 128,37 136,38 140,58 144,93 154,06 158,86 163,81 174,22 179,68 FACTOR DE COINCID. 0,913 0,913 0,913 0,913 0,913 0,913 0,913 0,913 0,913 0,913 0,913 0,913 0,913 M.D. COINC. (MW) 102,02 107,10 110,36 113,73 117,21 124,53 128,37 132,33 140,67 145,05 149,57 159,08 164,07 BELLA UNION 1,91 2,30 3,00 3,33 3,66 4,37 4,56 4,76 5,18 5,42 5,66 6,18 6,46 CHALA - BELLA UNION M.D. NO COINC. (MW) 1,91 2,30 3,00 3,33 3,66 4,37 4,56 4,76 5,18 5,42 5,66 6,18 6,46 FACTOR DE COINCID. 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 M.D. COINC. (MW) 1,91 2,30 3,00 3,33 3,66 4,37 4,56 4,76 5,18 5,42 5,66 6,18 6,46 REPARTICION 5,74 5,95 6,30 6,67 7,06 7,89 8,33 8,80 9,80 10,33 10,89 12,09 12,74 LA CANO Y M.D. NO COINC. (MW) 5,74 5,95 6,30 6,67 7,06 7,89 8,33 8,80 9,80 10,33 10,89 12,09 12,74 REPARTICION FACTOR DE COINCID. 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 M.D. COINC. (MW) 5,74 5,95 6,30 6,67 7,06 7,89 8,33 8,80 9,80 10,33 10,89 12,09 12,74 MOLLENDO 3,38 3,46 3,60 3,75 3,91 4,24 4,41 4,59 4,98 5,18 5,39 5,85 6,09 MATARANI 2,00 2,04 7,13 7,22 7,31 7,50 7,60 7,71 7,94 8,06 8,19 8,45 8,60 MEJIA 0,82 0,84 0,88 0,91 0,95 1,03 1,07 1,11 1,21 1,26 1,31 1,42 1,48 LA CURVA 1,54 1,58 1,64 1,71 1,78 1,93 2,01 2,09 2,27 2,36 2,46 2,66 2,77 MOLLENDO - MATARANI CHUCARAPI 0,86 0,88 0,91 0,95 0,99 1,07 1,12 1,16 1,26 1,31 1,36 1,48 1,54 AGUA LIMA 0,31 0,32 0,33 0,34 0,36 0,39 0,40 0,42 0,46 0,47 0,49 0,54 0,56 M.D. NO COINC. (MW) 8,92 9,12 14,50 14,89 15,29 16,16 16,61 17,09 18,10 18,64 19,20 20,39 21,03 FACTOR DE COINCID. 0,829 0,829 0,829 0,829 0,829 0,829 0,829 0,829 0,829 0,829 0,829 0,829 0,829 M.D. COINC. (MW) 7,39 7,56 12,02 12,34 12,68 13,39 13,77 14,17 15,01 15,46 15,92 16,91 17,43 MAJES 4,16 4,37 4,66 4,97 5,30 6,00 6,38 6,78 7,63 8,09 8,57 9,61 10,16 CORIRE (1) 1,21 1,24 1,27 1,30 1,33 1,40 1,43 1,47 1,54 1,58 1,62 1,70 1,75 CHUQUIBAMBA (1) 2,11 2,16 2,21 2,27 2,32 2,44 2,50 2,57 2,70 2,76 2,83 2,98 3,05 CAMANÁ (1) 3,46 4,17 4,52 4,83 5,16 5,50 5,68 5,87 6,26 6,46 6,67 7,10 7,33 MAJES LA PLANCHADA (1) 0,00 0,00 0,83 0,88 2,34 2,51 2,60 2,70 2,92 3,04 3,17 3,46 3,62 IQUIPI (1) 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,76 0,88 1,22 1,57 1,60 2,15 2,18 M.D. NO COINC. (MW) 10,94 11,94 13,49 14,25 16,45 17,85 19,36 20,26 22,26 23,50 24,46 27,00 28,09 FACTOR DE COINCID. 0,985 0,984 0,984 0,984 0,983 0,983 0,983 0,983 0,984 0,984 0,984 0,984 0,984 M.D. COINC. (MW) 10,77 11,75 13,27 14,02 16,17 17,56 19,03 19,93 21,90 23,12 24,07 26,56 27,64 CALLALLI 1,46 1,47 1,51 1,56 1,60 1,70 1,75 1,80 1,91 1,97 2,02 2,15 2,21 MINERA ARES (CL Tercero en AT) 9,84 9,84 9,84 9,84 9,84 9,84 9,84 9,84 9,84 9,84 9,84 9,84 9,84 COLCA M.D. NO COINC. (MW) 11,30 11,31 11,35 11,40 11,44 11,54 11,59 11,64 11,75 11,81 11,87 11,99 12,05 FACTOR DE COINCID. 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 M.D. COINC. (MW) 11,30 11,31 11,35 11,40 11,44 11,54 11,59 11,64 11,75 11,81 11,87 11,99 12,05

DETERMINACIÓN DEL SEA

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

Determinación de la Sección Óptima de Conductores POTENCIA (MVA) COMPARACION DE LA SECCIÓN ÓPTIMA SIMPLE TERNA PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN EN 60 kv COSTO TOTAL ANUALIZADO (US$) - SIERRA AAAC 70 mm2 AAAC 120 mm2 AAAC 150 mm2 AAAC 240 mm2 SECCION ELEGIDA 0 5 962 6 613 7 304 8 068 AAAC 70 mm2 35 000 30 000 COMPARACION DE LINEAS EN SIMPLE TERNA - 60 kv TORRES DE ACERO 5,00 6 503 6 917 7 547 8 216 AAAC 70 mm2 10,00 8 127 7 831 8 275 8 658 AAAC 120 mm2 15,00 10 833 9 353 9 488 9 396 AAAC 120 mm2 20,00 14 621 11 484 11 186 10 429 AAAC 240 mm2 25,00 19 492 14 224 13 369 11 757 AAAC 240 mm2 30,00 25 445 17 574 16 038 13 379 AAAC 240 mm2 35,00 21 531 19 191 15 297 AAAC 240 mm2 40,00 26 098 22 830 17 510 AAAC 240 mm2 45,00 26 954 20 019 AAAC 240 mm2 50,00 31 563 22 822 AAAC 240 mm2 55,00 25 920 AAAC 240 mm2 60,00 29 313 AAAC 240 mm2 65,00 33 002 AAAC 240 mm2 COSTO TOTAL ANUALIZADO (US$ 25 000 20 000 15 000 10 000 5 000 AAAC 70 mm2 AAAC 150 mm2 AAAC 120 mm2 AAAC 240 mm2 70,00 AAAC 240 mm2 75,00 AAAC 240 mm2 80,00 AAAC 240 mm2 85,00 AAAC 240 mm2-0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 POTENCIA (MVA)

Determinación de la Sección Óptima de Conductores POTENCIA (MVA) COMPARACION DE LA SECCIÓN ÓPTIMA SIMPLE TERNA PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN EN 33 kv COSTO TOTAL ANUALIZADO (US$) - COSTA RURAL AAAC 70 mm2 AAAC 120 mm2 AAAC 150 mm2 AAAC 240 mm2 SECCION ELEGIDA 0 3 464 3 797 4 024 AAAC 70 mm2 5,00 5 490 4 937 4 932 AAAC 150 mm2 10,00 11 568 8 356 7 657 AAAC 150 mm2 15,00 21 699 14 056 12 198 AAAC 150 mm2 20,00 22 035 18 556 AAAC 150 mm2 25,00 32 294 26 730 AAAC 150 mm2 30,00 36 721 AAAC 150 mm2 35,00 AAAC 150 mm2 40,00 AAAC 150 mm2 45,00 AAAC 150 mm2 50,00 AAAC 150 mm2 COSTO TOTAL ANUALIZADO (US$ 40 000 35 000 30 000 25 000 20 000 15 000 10 000 5 000 - COMPARACION DE LINEAS EN SIMPLE TERNA - 33 kv POSTES DE MADERA AAAC 70 mm2 AAAC 150 mm2 AAAC 120 mm2 0 5 10 15 20 25 30 POTENCIA (MVA)

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

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

VALORIZACION DE COSTO DE INVERSION DE SUBESTACIONES (US$) ALTERNATIVA N 3 EMPRESA SUBESTACION DEPARTAMENTO 20 PROYECTO: PROVINCIA UBICACIÓN Costa Urbana (De 0 a 1000 msnm) CÓD PROY: TENSION 60/10 kv DESCRIPCION TENSION CANTIDAD BASICO SERV. AUXILIARES ACOPLAMIENTO INST. COM. C.INDIRECT. TOTAL Celda de Línea 60 KV 2 242 520 15 570 46 545 32 113 336 747 Celda de Alimentación 10 KV 5 126 605 7 862 16 894 11 656 163 018 Celda de Transformación 60 KV 1 99 510 6 419 19 940 13 757 139 627 Celda de Transformación 10 KV 1 29 341 1 811 3 611 2 491 37 254 Celda de Medición 10 KV 1 16 350 1 039 2 843 1 961 22 194 TOTAL CELDAS (US$) 514 326 Transformador de Potencia 60/10 KV 1 227 619 17 558 125 649 86 690 457 516 TOTAL TRANSFORMADORES (US$) 227 619 Servicios Auxiliares 10 KV 1 50 259 TOTAL SERVICIOS AUXILIARES (US$) 50 259 Obras Civiles Generales 91 557 CONFIGURACION ADOPTADA Edificio de Control 91 604 Red de Tierra Profunda 23 581 Instalaciones Eléctricas al Exterior 8 739 TOTAL INSTALACIONES COMUNES (US$) 215 482 TOTAL COSTO DIRECTO (US$) 1 007 687 60 kv Costo del Terreno $ 10 / m2 3480 m2 34 800 Ingeniería y Supervisión 6,0% 60 461 Gastos Administrativos 2,5% 25 192 Interés Intercalario 2,8% 28 215 TOTAL COSTO INDIRECTOS (US$) 148 669 20 MVA MANIOBRA DE SUBESTACION (US$) COSTO TOTAL DE LA SUBESTACION (US$) 1 156 356 RESUMEN DE VALORIZACION Costo Unitario Costo Total I.- COSTOS ASIGNADOS A TRANSMISION 336 747 Costo de Celda de Línea 60 kv 2 168 374 336 747 II.- COSTO ASIGNADO A TRANSFORMACION (US$) 819 608 Costo Transf. Potencia (Inc.Cel Transf+Cel Med) 1 656 590 656 590 Costo de Celda de Alimentación 10 kv 5 32 604 163 018 COSTO DE SUBESTACION (I+II). (US$) 1 156 356 1 2 3 4 5 10 kv

Determinación de la Potencia Óptima de SET AT/MT MODELO PARA SIMULACIÓN DE RED DE DISTRIBUCIÓN PRIMARIA CASO 45 POTENCIA SED (KVA) 100 CARACTERÍSTICAS GENERALES: POTENCIA NOMINAL DEL SET (MVA) CAPACIDAD DE SOBRECARGA (%) POTENCIA NOMINAL DE LAS SEDs (KVA) CAPACIDAD DE SOBRECARGA DE LAS SEDs (%) CARGA BT/CARGA MT 15 15 100 10 1,00 PARÁMETROS PARA LOS CÁLCULOS ECONÓMICOS PERIDODO DE ESTUDIO (AÑOS) TASA DE ACTUALIZACIÓN VIDA ÚTIL DE LAS SEDs (AÑOS) VIDA ÚTIL DE LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN (AÑOS) 20 12% 25 20 CARACTERÍSTICAS DE LA CARGA COSTOS UNITARIOS TENSIÓN DE DISTRIBUCIÓN PRIMARIA (KV) 10 COSTO DE SEDs (US$) 5 303,00 TENSIÓN DE SUBTRANSMISIÓN (KV) 60 COSTO DE ALIMENTADORES RADIALES (US$/KM) 10 913,00 DENSIDAD DE CARGA (W/M2) 1,25 COSTO DE ANILLO EXTERIOR (US$/KM) 10 913,00 FACTOR DE POTENCIA 0,9 COSTO DE ALIMENTADORES LATERALES (US$/KM) 8 830,00 FACTOR DE CARGA 0,55 COSTO DE ALIMENTADORES SPOKE (US$/KM) 8 178,00 FACTOR DE PÉRDIDAS 0,38 COSTO DE CELDAS PARA ALIMENTADORES RADIALES (US$) 33 182,21 PARÁMETROS PARA EL DISEÑO DE LAS REDES CAPACIDAD NOMINAL DE ALIMENTADORES RADIALES (MVA) PÉRDIDAS EN EL FE DE LOS TRAFOS DE DISTRIBUCIÓN (W) PÉRDIDAS EN EL CU DE LOS TRAFOS DE DISTRIBUCIÓN (W) 4,00 398 1 595 COSTO DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA (US$/KWH) COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO (CO&M) CO&M de MEDIA TENSIÓN (% respecto a la Inversión de MT) CO&M de ALTA TENSIÓN (% respecto a la Inversión de AT) 0,030 5,00% 3,00% RESISTENCIA DE ALIMENTADORES RADIALES (OHM/KM) 0,30595 RESISTENCIA DEL ANILLO EXTERIOR (OHM/KM) 0,30595 RESISTENCIA DE ALIMENTADORES LATERALES (OHM/KM) 0,74022 RESISTENCIA DE ALIMENTADORES "SPOKE (OHM/KM)" 1,03652 FACTOR DE CORRECCIÓN DE LONGITUD DE REDES DE MT 1,20

Determinación de la Potencia Óptima de SET AT/MT CASOS DENSIDAD CARGA (W/m2) COSTO TOTAL ANUAL (Miles US$ / año) CON POTENCIA DE SED DE 100 KVA POTENCIA INSTALADA SET COSTO TOTAL ANUAL (Miles US$ / año) MVA N TRAFO TENSIÓN (KV) LINEAS AT SET AT/MT REDES MT TOTAL 1 1,25 15 1 x 15 60/10 kv 63,53 228,71 324,21 616,45 2 1,25 15 1 x 15 60/22,9 kv 63,53 225,84 326,07 615,44 3 1,25 20 1 x 20 60/10 kv 66,08 247,74 438,34 752,16 4 1,25 20 1 x 20 60/22,9 kv 66,08 246,35 439,13 751,56 5 1,25 25 1 x 25 60/10 kv 72,53 270,05 548,71 891,28 6 1,25 25 1 x 25 60/22,9 kv 72,53 265,80 551,02 889,35 7 1,25 30 1 x 30 60/10 kv 49,25 289,84 667,82 1 006,91 8 1,25 30 1 x 30 60/22,9 kv 49,25 284,64 657,58 991,48 9 1,25 45 1 x 45 60/10 kv 55,87 319,08 1 012,02 1 386,97 10 1,25 45 1 x 45 60/22,9 kv 55,87 302,34 993,59 1 351,80 11 1,25 30 2 x 15 60/10 kv 50,45 339,43 668,14 1 058,03 12 1,25 30 2 x 15 60/22,9 kv 50,45 339,25 658,94 1 048,64 CASOS DENSIDAD CARGA (W/m2) COSTO TOTAL POR MVA ATENDIDO (Miles US$ / año) CON POTENCIA DE SED DE 100 KVA POTENCIA INSTALADA SET COSTO TOTAL POR MVA ATENDIDO (Miles US$ / año) MVA N TRAFO TENSIÓN (KV) LINEAS AT SET AT/MT REDES MT TOTAL 1 1,25 15 1 x 15 60/10 kv 3,68 13,26 18,79 35,74 2 1,25 15 1 x 15 60/22,9 kv 3,68 13,09 18,90 35,68 3 1,25 20 1 x 20 60/10 kv 2,87 10,77 19,07 32,71 4 1,25 20 1 x 20 60/22,9 kv 2,87 10,71 19,10 32,68 5 1,25 25 1 x 25 60/10 kv 2,52 9,39 19,11 31,03 6 1,25 25 1 x 25 60/22,9 kv 2,52 9,25 19,19 30,96 7 1,25 30 1 x 30 60/10 kv 1,43 8,40 19,36 29,19 8 1,25 30 1 x 30 60/22,9 kv 1,43 8,25 19,06 28,74 9 1,25 45 1 x 45 60/10 kv 1,08 6,17 19,57 26,82 10 1,25 45 1 x 45 60/22,9 kv 1,08 5,84 19,22 26,14 11 1,25 30 2 x 15 60/10 kv 1,46 9,84 19,37 30,67 12 1,25 30 2 x 15 60/22,9 kv 1,46 9,83 19,10 30,40

Determinación de la Potencia Óptima de SET AT/MT MILES US$/Año/MVA 40 38 36 34 32 30 28 26 24 22 20 COSTO TOTAL POR MVA ATENDIDO (1,25 W/m2)

Análisis de Confiabilidad Reserva de Transformadores Los análisis de confiabilidad se realizan para comprobar el cumplimiento de los niveles establecidos en la NTCSE; así como la justificación de sistemas o dispositivos de operación y de reservas de transformación y/o transmisión, en los sistemas de transmisión secundaria de provincias. Las inversiones adicionales a realizar con el objeto de disponer de reserva para el restablecimiento del servicio, deberá justificarse a través de los ahorros en las penalizaciones por exceso en las tolerancias de la calidad de suministro. En este sentido, las compensaciones por interrupciones están dadas por la expresión: e*e*ens Donde: e: Es la compensación unitaria por incumplimiento con la calidad de suministro, cuyo valor es 0,35 US$/ kwh E: Es el factor que toma en consideración la magnitud de los indicadores de calidad de suministro y está definido de la siguiente manera: E = (1 + (N N )/N + (D D )/D )

Análisis de Confiabilidad Reserva de Transformadores ZONA URBANA TRANSFORMADOR 60/22,9 KV (Factor de Carga = 0,5) DATOS GENERALES Reserva en MT: 20,00% Tiempo máximo permitido por norma: 10,00 horas CASO I.- SIN RESERVA Tasa de actualización: 12,00% Factor de sobrecarga: 20,00% Factor de carga: 0,50 Crecimiento anual: 4,00% Demanda último año: 18,97 MVA Valor Límite: 18,9721 Costo unitario energía no suministr.: 0,35 US$/kWh Indice de fallas anuales: 0,033 falla/año Tiempo de reposicion de falla: 120,00 horas/falla Costo de celda AT: 153 790,70 y = 14.68x2-1229.40x + 171831.05 Costo de celda MT: 69 346,09 y = 6.62x2-554.34x + 77480.27 Costo de celda de acoplamiento: 30 596,00 Potencia del transformador: 18,97 MVA AÑO PENALIZACION VALOR ACTUAL Costo del transformador: 296 489,14 US$ (*) 1 61 491,29 54 902,93 Costo de celda AT: 153 790,70 US$ 2 63 950,94 50 981,30 Costo de celda MT: 69 346,09 US$ 3 66 508,98 47 339,78 SUBTOTAL 519 625,94 US$ 4 69 169,33 43 958,36 5 71 936,11 40 818,48 Energía no suministrada: 22 538,81 kwh/año 6 74 813,55 37 902,87 Coeficiente NTCSE: 12,00 7 77 806,09 35 195,53 Penalización último año: 94 663,01 US$ 8 80 918,34 32 681,56 Penalizacion anualizada: 452 771,80 US$ 9 84 155,07 30 347,16 SUBTOTAL 452 771,80 US$ 10 87 521,27 28 179,51 11 91 022,13 26 166,69 TOTAL 972 397,74 US$ 12 94 663,01 SUBTOTAL 24 297,64 452 771,80 CASO II.- PLENA RESERVA A TRAVES DE AT Y MT MVA CASO I CASO II Potencia de cada transformador: 12,65 MVA 15 851 210,82 940 014,52 Costo de cada transformador: 247 764,07 US$ (*) 16 881 657,33 948 040,65 Costo de cada celda AT: 153 790,70 US$ 17 912 146,43 956 151,99 Costo de cada celda MT: 69 346,09 US$ 18 942 678,13 964 348,52 Costo de celda de acoplamiento: 30 596,00 US$ 19 973 252,44 972 630,25 SUBTOTAL 972 397,74 US$ 20 1 003 869,34 980 997,19 21 1 034 528,85 989 449,32 TOTAL 972 397,74 US$ 22 1 065 230,95 997 986,65 1 100 000 1 050 000 1 000 000 950 000 900 000 CASO I CASO II 850 000 800 000 750 000 700 000 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 Potencia (MVA) Resultados: Justifica realizar inversión para dos transformadores

Análisis de Confiabilidad Reserva de Transformadores ZONA URBANO RURAL TRANSFORMADOR 60/22,9 KV (Factor de Carga = 0,5) DATOS GENERALES Reserva en MT: 0,00% Tiempo máximo permitido por norma: 20,00 horas CASO I.- SIN RESERVA Tasa de actualización: 12,00% Factor de sobrecarga: 20,00% Factor de carga: 0,50 Crecimiento anual: 4,00% Demanda último año: 21,78 MVA Valor Límite: 21,7840 Costo unitario energía no suministr.: 0,35 US$/kWh Indice de fallas anuales: 0,033 falla/año Tiempo de reposicion de falla: 120,00 horas/falla Costo de celda AT: 142 332,64 y = 153.38x2-6122.77x + 202925.73 Costo de celda MT: 40 675,98 y = 64.22x2-2632.50x + 67547.24 Costo de celda de acoplamiento: 0,00 Potencia del transformador: 21,78 MVA AÑO PENALIZACION VALOR ACTUAL Costo del transformador: 313 804,82 US$ (*) 1 58 837,54 52 533,52 Costo de celda AT: 142 332,64 US$ 2 61 191,05 48 781,13 Costo de celda MT: 40 675,98 US$ 3 63 638,69 45 296,76 SUBTOTAL 496 813,44 US$ 4 66 184,24 42 061,28 5 68 831,60 39 056,90 Energía no suministrada: 43 132,24 kwh/año 6 71 584,87 36 267,12 Coeficiente NTCSE: 6,00 7 74 448,26 33 676,61 Penalización último año: 90 577,70 US$ 8 77 426,19 31 271,14 Penalizacion anualizada: 433 231,80 US$ 9 80 523,24 29 037,49 SUBTOTAL 433 231,80 US$ 10 83 744,17 26 963,38 11 87 093,94 25 037,43 TOTAL 930 045,24 US$ 12 90 577,70 SUBTOTAL 23 249,04 433 231,80 CASO II.- PLENA RESERVA A TRAVES DE AT Y MT MVA CASO I CASO II Potencia de cada transformador: 18,15 MVA 5 498 415,85 783 361,48 Costo de cada transformador: 282 014,00 US$ (*) 10 614 178,81 801 417,19 Costo de cada celda AT: 142 332,64 US$ 15 740 821,78 841 232,91 Costo de cada celda MT: 40 675,98 US$ 20 878 344,75 902 808,63 Costo de celda de acoplamiento: 0,00 US$ 25 1 026 747,72 986 144,34 SUBTOTAL 930 045,24 US$ 30 1 186 030,68 1 091 240,06 35 1 356 193,65 1 218 095,78 TOTAL 930 045,24 US$ 40 1 537 236,62 1 366 711,49 1 800 000 1 600 000 1 400 000 1 200 000 1 000 000 800 000 600 000 400 000 200 000 CASO I CASO II 0 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 Potencia (MVA) Resultados: Justifica realizar inversión para dos transformadores

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

Configuración del SEA

Equipamiento Progresivo EQUIPAMIENTO DE SUBESTACIONES - MAT/AT(/MT) - AT/MT EMPRESA: SEAL Cod. DESCRIPCIÓN TENSION AÑOS (1) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 SET MAT/AT/MT SET MAT/MT MAJES Región COSTA Altitud: Zona: RURAL Celda de Línea 138 KV 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 60 KV 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 138 KV 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Celda de Transformador 60 KV 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 10 KV 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 138 KV 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 Celda de Línea - Transformador 60 KV 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10 KV 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Celda de Alimentadores 10 KV 2 2 2 2 2 2 2 2 2 3 3 Celda de Compensador Estático SVC 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Celda de Banco de Capacitores 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Transformador de Potencia (MVA) 138/60/10 kv 1x30/20/15 1x30/20/15 1x30/20/15 1x30/20/15 1x30/20/15 1x30/20/15 1x30/20/15 1x30/20/15 1x30/20/15 1x30/20/15 1x30/20/15 Compensador Estático 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Banco de Capacitores 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 S.S.A.A Celda de Acoplamiento 60 KV 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10 KV 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Obras Civiles Generales Edificio de Control Red de Tierra Profunda Instalaciones Eléctricas al Exterior

Equipamiento Progresivo PLAN DE EQUIPAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN EMPRESA: SEAL AÑO: 2007 NOMBRE DE LA LÍNEA DE TENSIÓN CONDUCTOR Long. NUMERO DE CIRCUITOS TRANSMISIÓN NOMINAL REGION ZONA ALTITUD (Barra envio-barra Recepción) Kv Material Seccion mm2 km 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 LÍNEAS DE TRANSMISIÓN MAT SOCABAYA - PAUCARPATA 138 SIERRA RURAL 1000 a 3000 msnm AAAC 240 6,70 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PAUCARPATA - PARQUE INDUSTRIAL 138 SIERRA URBANA 1000 a 3000 msnm AAAC 240 4,90 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 LÍNEAS DE TRANSMISIÓN AT PARQUE INDUSTRIAL - CERVESUR 22,9 SIERRA RURAL 1000 a 3000 msnm AAAC 120 1,00 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 CHILINA - CHALLAPAMPA 60 SIERRA RURAL 1000 a 3000 msnm AAAC 240 3,00 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 CHALLAPAMPA - CONO NORTE 60 SIERRA RURAL 1000 a 3000 msnm AAAC 120 6,50 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 MARCONA - BELLA UNIÓN 60 COSTA RURAL < 1000 msnm AAAC 70 63,00 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 REPARTICIÓN - MAJES 138 COSTA RURAL < 1000 msnm AAAC 240 45,00 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 MAJES - CORIRE 60 COSTA RURAL < 1000 msnm AAAC 70 38,00 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 CORIRE - CHUQUIBAMBA 60 SIERRA RURAL 1000 a 3000 msnm AAAC 70 20,00 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 Mayor a 3000 msnm AAAC 70 42,40 MAJES - CAMANÁ 60 COSTA RURAL < 1000 msnm AAAC 240 65,00 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 CAMANÁ - DERV. LA PLANCHADA 60 COSTA RURAL < 1000 msnm AAAC 120 3,50 0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 DERV. LA PLANCHADA - LA PLANCHADA 60 COSTA RURAL < 1000 msnm AAAC 70 23,10 0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 DERV. LA PLANCHADA - IQUIPI 60 COSTA RURAL < 1000 msnm AAAC 70 61,70 0 0 0 0 0 0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 BASE MOLLENDO - MOLLENDO 22,9 COSTA RURAL < 1000 msnm AAAC 120 4,68 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 MOLLENDO - MATARANI 33 COSTA RURAL < 1000 msnm AAAC 120 10,06 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 MATARANI - AGUA LIMA 22,9 COSTA RURAL < 1000 msnm AAAC 70 3,36 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 MOLLENDO - MEJÍA 33 COSTA RURAL < 1000 msnm AAAC 120 14,02 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 MEJÍA - LA CURVA 22,9 COSTA RURAL < 1000 msnm AAAC 120 10,70 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 LA CURVA - CHUCARAPI 22,9 COSTA RURAL < 1000 msnm AAAC 120 14,00 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Valorización del SEA RESUMEN DE COSTOS DE INVERSIÓN US$ AÑO LINEAS SS.EE. CC y TEL TOTAL 0 9 072 337 26 737 063 3 106 416 38 915 816 1 9 072 337 26 737 063 3 106 416 38 915 816 2 9 661 075 26 740 002 3 104 660 39 505 737 3 9 661 075 26 740 002 3 104 660 39 505 737 4 9 661 075 26 740 002 3 104 660 39 505 737 5 9 661 075 26 740 002 3 104 660 39 505 737 6 9 660 386 26 818 717 3 104 247 39 583 350 7 10 998 487 26 837 249 3 100 405 40 936 141 8 10 998 487 26 837 249 3 100 405 40 936 141 9 10 994 831 27 234 602 3 098 431 41 327 865 10 10 989 636 27 812 776 3 095 645 41 898 058 11 10 989 636 27 812 776 3 095 645 41 898 058 12 10 988 711 27 917 509 3 095 151 42 001 371 13 10 986 435 28 177 245 3 093 940 42 257 620 14 10 986 449 28 180 374 3 089 144 42 255 967 15 10 985 999 28 227 318 3 093 709 42 307 026

CO&M del SEA RESUMEN DE COyM POR INSTALACION US$ AÑO LINEAS SUBESTACIONES CC y TEL TOTAL US$ % de Inv 0 359 547 1 184 472 264 069 1 808 087 4,65% 1 359 547 1 184 472 264 069 1 808 087 4,65% 2 361 237 1 190 925 265 309 1 817 471 4,60% 3 361 237 1 190 925 265 309 1 817 471 4,60% 4 361 237 1 190 925 265 309 1 817 471 4,60% 5 361 237 1 190 925 265 309 1 817 471 4,60% 6 383 255 1 185 584 262 284 1 831 123 4,63% 7 387 005 1 201 683 264 844 1 853 532 4,53% 8 387 005 1 201 683 264 844 1 853 532 4,53% 9 385 137 1 219 366 263 519 1 868 023 4,52% 10 381 805 1 248 103 261 176 1 891 084 4,51% 11 433 479 1 223 568 256 042 1 913 089 4,57% 12 432 169 1 231 632 255 257 1 919 058 4,57% 13 430 539 1 244 878 254 268 1 929 685 4,57% 14 430 413 1 245 376 254 193 1 929 982 4,57% 15 430 264 1 247 272 254 100 1 931 637 4,57%

Determinación de Tarifas La determinación de los peajes se basa en el Artículo 49º de la LCE, que establece que en las barras del SST el precio incluirá el costo medio del SEA; es decir los costos totales correspondientes a la inversión, operación y mantenimiento para el sistema eléctrico en condiciones de eficiencia. De acuerdo a lo establecido en el Artículo 139º del Reglamento de la LCE, la compensación del SST usado por la demanda deberá cubrir el 100% del costo medio anual (CMA). Por lo tanto: Peaje total = CMA IT CMA = ACI + COyM Donde: ACI : Anualidad del costo de inversión COyM : Costo total anual de operación, mantenimiento, gestión y seguridad. Puesto que el periodo a considerar para el cálculo de los peajes unitarios es de 15 años, los CMA y las demandas se proyectan para 15 años. El Peaje Secundario Unitario (PSU) resulta de dividir el valor presente del Peaje total entre el valor presente de la demanda: PSU = VP(ACI + COyM IT)/ VP(DEMANDA) El valor presente (VP) indica el valor al inicio del año 1. Por lo tanto, siguiendo la metodología establecida, se calcula la anualidad de los costos de inversión correspondientes al SEA determinado para cada sistema eléctrico, los costos de operación y mantenimiento asociados a los mismos y los ingresos tarifarios, para finalmente obtener el peaje unitario respectivo.

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

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

Propuesta de Tarifas