Análisis del Recurso de Reconsideración interpuesto por Hidrandina S.A. contra la Resolución OSINERGMIN N OS/CD

GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA AV. CANADA N 1460 - SAN BORJA 224 0487 224 0488 - FAX 224 0491 Análisis del Recurso de Reconsideración interpuesto por Hidrandina S.A. contra la Resolución OSINERGMIN N 075-2009-OS/CD Lima, julio de 2009

Resumen Ejecutivo El 30 de mayo de 2009 se publicó la Resolución OSINERGMIN Nº 075-2009- OS/CD (RESOLUCIÓN), mediante la cual se aprobó el primer Plan de Inversiones en Transmisión por Áreas de Demanda, como parte del proceso de regulación de los Sistemas Secundarios de Transmisión (SST) y sistemas Complementarios de Transmisión para el período de vigencia 2009-2013. El 22 de junio de 2009 la empresa Hidrandina S.A. (HIDRANDINA) interpuso, ante el Consejo Directivo de OSINERGMIN, recurso de reconsideración contra la RESOLUCIÓN, en el que solicita: 1. Se considere las cargas adicionales, cuya potencia esté por debajo de 2,5 MW. 2. Se reconozca los transformadores zig-zag junto con sus celdas debido a que son necesarios para tener una adecuada protección de los alimentadores ante fallas fase-tierra. 3. Se reconozca los transformadores tipo booster de 60/60 kv, los cuales permiten niveles de tensión por encima de 0,95 p.u. 4. Se reconozca el banco capacitor instalado en la subestación Cajabamba 60/23/10 kv como parte del sistema de transmisión. 5. Se considere en el análisis de flujo de potencia la operación real de la C.H. Gallito Ciego para la operación del sistema eléctrico Cajamarca. 6. Se considere una (1) celda de alimentador en la subestación Cajamarca para el año 2010. 7. Se revise la nueva propuesta de HIDRANDINA, entregable en 60 días, de considerar la interconexión en 138 kv de la futura subestación Conococha al sistema eléctrico Caraz-Carhuaz-Huaraz. 8. Se revise los flujos de potencia año por año para corregir la excesiva potencia reactiva generada por la C.H. Pariac. 9. Se considere el nuevo transformador de potencia 66/13,8 kv en la subestación Carhuaz para el año 2009. 10. Se implemente para el año 2010 el banco de capacitores en la barra de 22,9 kv de la subestación Pallasca debido a la caída de tensión que se presenta en el año 2011. 11. Se considere en el año 2012 el reemplazo del transformador de potencia de la subestación Huallanca debido a la sobrecarga ocurrida en este año. Análisis del Recurso de Reconsideración Interpuesto por por Hidrandina S.A. contra la Resolución OSINERGMIN N 075-2009-OS/CD i

OSINERG-GART 12. Se analice los flujos de potencia, que sustentan el Plan de Inversiones, considerando la operación real de la C.H. Santa Cruz. 13. Se realice una adecuada transferencia de carga, entre las subestaciones Trujillo Norte, Trujillo Sur, Porvenir y Trujillo oeste y se reconozca el transformador de 35 MVA y las celdas de transformación para la subestación Trujillo Sur. 14. Se considere la implementación de la L.T. 138 kv Trujillo Norte Trujillo Sur para el año 2011. 15. Se considere la implementación de la subestación Trujillo Sur Oeste 138/60/10 kv. 16. Se considere la L.T. 60 kv Trujillo Sur Virú, incluidas sus celdas, como inversión totalmente efectuada por Hidrandina y no por el Ministerio de Energía y Minas. 17. Se considere la celda de transformador en 10 kv en la subestación Virú para el año 2007. 18. Se incluya en el Plan de Inversiones el transformador de reserva 60/10 kv de 15 MVA en la subestación Virú para el año 2007. 19. Se considere dos (02) celdas de alimentador en 22,9 kv en la subestación Chao y una (01) celda de alimentador en 10 kv en la subestación Casagrande 2 para el año 2010. 20. Se considere la celda de transformación en 22,9 kv en la subestación Virú y se considere tres (03) celdas de alimentador en 22,9 kv en la misma subestación para el año 2009. 21. Se considere la celda de transformación de 10 kv en la subestación Chao para el año 2010. 22. Se considere la celda de línea en 138 kv en la subestación Santiago de Cao para el año 2010. 23. Se considere el nivel de tensión de 13,8 kv para el sistema eléctrico Chimbote. 24. Se considere el transformador de reserva 138/22,9/13,2 kv de 12 MVA de la subestación Trapecio. 25. Se considere dentro del Plan de Inversiones la implementación de la L.T. 138 kv Chimbote Norte - Trapecio para el año 2011. 26. Se adelante la inversión del transformador de potencia en la subestación Chimbote Norte para el año 2011. 27. Se considere el transformador de potencia 60/10 kv de 25 MVA en la subestación Guadalupe 2 para el año 2011. 28. Se considere dos (02) celdas de alimentador en 22,9 kv en la subestación Huari para el año 2010. Como resultado del análisis que se realiza en el presente informe, se recomienda: o Declarar fundado el recurso de reconsideración interpuesto por la empresa HIDRANDINA S.A., contra la Resolución OSINERGMIN N 075- contra la Resolución OSINERGMIN N 075-2009-OS/CD ii

OSINERG-GART 2009-OS/CD en los extremos 4, 5, 6, 8, 9, 12, 13, 14, 16, 17, 20, 21, 22, 25, y 28 por las razones señaladas en los numerales 2.42, 2.5.2, 2.6.2, 2.8.2, 2.9.2, 2.12.2, 2.13.2, 2.14.2, 2.16.2, 2.17.2, 2.20.2, 2.21.2, 2.22.2, 2.25.2 y 2.28.2 del presente informe. o Declarar fundado en parte el recurso de reconsideración interpuesto por la empresa HIDRANDINA S.A., contra la Resolución OSINERGMIN N 075-2009-OS/CD en los extremos 7 y 19,por las razones señaladas en los numerales 2.7.2 y 2.19.2 del presente informe. o Declarar infundado el recurso de reconsideración interpuesto por la empresa HIDRANDINA S.A., contra la Resolución OSINERGMIN N 075-2009-OS/CD en los extremos 1, 2, 3, 10, 11, 15, 18, 23, 24, 26 y 27, por las razones señaladas en los numerales 2.1.2, 2.2.2, 2.3.2, 2.10.2, 2.11.2, 2.15.2, 2.18.2, 2.23.2, 2.24.2, 2.26.2 y 2.27.2 del presente informe. contra la Resolución OSINERGMIN N 075-2009-OS/CD iii

INDICE 1. INTRODUCCIÓN...4 2. RECURSO DE RECONSIDERACIÓN...7 2.1. SE CONSIDERE LAS CARGAS ADICIONALES, CUYA POTENCIA ESTÉ POR DEBAJO DE 2,5 MW...9 2.1.1. SUSTENTO DEL PETITORIO...9 2.1.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN...9 2.1.3. CONCLUSIÓN...11 2.2. RECONOCIMIENTO DE LOS TRANSFORMADORES ZIG-ZAG JUNTO CON SUS CELDAS...11 2.2.1. SUSTENTO DEL PETITORIO...11 2.2.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN...12 2.2.3. CONCLUSIÓN...12 2.3. RECONOCIMIENTO DE TRANSFORMADORES TIPO BOOSTER DE 60/60 KV QUE PERMITEN NIVELES DE TENSIÓN POR ENCIMA DE 0,95 P.U...13 2.3.1. SUSTENTO DEL PETITORIO...13 2.3.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN...13 2.3.3. CONCLUSIÓN...14 2.4. RECONOCIMIENTO DEL BANCO CAPACITOR INSTALADO EN LA SUBESTACIÓN CAJABAMBA 60/23/10 KV COMO PARTE DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN...15 2.4.1. SUSTENTO DEL PETITORIO...15 2.4.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN...15 2.4.3. CONCLUSIÓN...15 2.5. CONSIDERAR EN EL ANÁLISIS DE FLUJO DE POTENCIA LA OPERACIÓN REAL DE LA C.H. GALLITO CIEGO...15 2.5.1. SUSTENTO DEL PETITORIO...15 2.5.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN...16 2.5.3. CONCLUSIÓN...19 2.6. SOLICITA UNA CELDA DE ALIMENTADOR EN LA SET CAJAMARCA PARA EL AÑO 2010...19 2.6.1. SUSTENTO DEL PETITORIO...19 2.6.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN...19 2.6.3. CONCLUSIÓN...20 2.7. SE REVISE LA NUEVA PROPUESTA DE HIDRANDINA, DE CONSIDERAR LA INTERCONEXIÓN EN 138 KV DE LA FUTURA SUBESTACIÓN CONOCOCHA AL SISTEMA ELÉCTRICO CARAZ-CARHUAZ- HUARAZ...20 2.7.1. SUSTENTO DEL PETITORIO...20 2.7.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN...21 2.7.3. CONCLUSIÓN...25 2.8. SE REVISE LOS FLUJOS DE POTENCIA AÑO POR AÑO PARA CORREGIR LA EXCESIVA POTENCIA REACTIVA GENERADA POR LA C.H. PARIAC...25 2.8.1. SUSTENTO DEL PETITORIO...25 2.8.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN...25 2.8.3. CONCLUSIÓN...26 2.9. SE CONSIDERE EL NUEVO TRANSFORMADOR DE POTENCIA 66/13,8KV EN LA SET CARHUAZ PARA EL AÑO 2009...26 2.9.1. SUSTENTO DEL PETITORIO...26 2.9.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN...26 2.9.3. CONCLUSIÓN...28 2.10. SE IMPLEMENTE PARA EL AÑO 2010 EL BANCO DE CAPACITORES EN LA BARRA DE 22,9 KV DE LA SUBESTACIÓN PALLASCA DEBIDO A LA CAÍDA DE TENSIÓN QUE SE PRESENTA EN EL AÑO 2011...28 2.10.1. SUSTENTO DEL PETITORIO...28 2.10.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN...28 2.10.3. CONCLUSIÓN...29 contra la Resolución OSINERGMIN N 075-2009-OS/CD Página 1 de 59

2.11. SE CONSIDERE EN EL AÑO 2012 EL REEMPLAZO DEL TRANSFORMADOR DE POTENCIA DE LA SUBESTACIÓN HUALLANCA DEBIDO A LA SOBRECARGA OCURRIDA EN ESTE AÑO...29 2.11.1. SUSTENTO DEL PETITORIO...29 2.11.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN...29 2.11.3. CONCLUSIÓN...29 2.12. SE ANALICE LOS FLUJOS DE POTENCIA, QUE SUSTENTAN EL PLAN DE INVERSIONES, CONSIDERANDO LA OPERACIÓN REAL DE LA C.H. SANTA CRUZ...29 2.12.1. SUSTENTO DEL PETITORIO...29 2.12.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN...30 2.12.3. CONCLUSIÓN...30 2.13. SE REALICE UNA ADECUADA TRANSFERENCIA DE CARGA, ENTRE LAS SET TRUJILLO NORTE, TRUJILLO SUR, PORVENIR Y TRUJILLO OESTE Y SE RECONOZCA EL TRANSFORMADOR DE 35 MVA Y LAS CELDAS DE TRANSFORMACIÓN PARA LA SUBESTACIÓN TRUJILLO SUR...30 2.13.1. SUSTENTO DEL PETITORIO...30 2.13.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN...31 2.13.3. CONCLUSIÓN...33 2.14. SE CONSIDERE LA IMPLEMENTACIÓN DE LA L.T. 138 KV TRUJILLO NORTE TRUJILLO SUR PARA EL AÑO 2011...33 2.14.1. SUSTENTO DEL PETITORIO...33 2.14.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN...34 2.14.3. CONCLUSIÓN...34 2.15. SE CONSIDERE LA IMPLEMENTACIÓN DE LA SET TRUJILLO SUR OESTE 138/60/10 KV.35 2.15.1. SUSTENTO DEL PETITORIO...35 2.15.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN...37 2.15.3. CONCLUSIÓN...38 2.16. SE CONSIDERE QUE LA L.T. 60 KV TRUJILLO SUR VIRÚ, INCLUIDAS SUS CELDAS, ES INVERSIÓN TOTALMENTE EFECTUADA POR HIDRANDINA...38 2.16.1. SUSTENTO DEL PETITORIO...38 2.16.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN...38 2.16.3. CONCLUSIÓN...39 2.17. SE CONSIDERE LA CELDA DE TRANSFORMADOR EN 10 KV EN LA SET VIRÚ PARA EL AÑO 2007 39 2.17.1. SUSTENTO DEL PETITORIO...39 2.17.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN...39 2.17.3. CONCLUSIÓN...39 2.18. SE INCLUYA EN EL PLAN DE INVERSIONES EL TRANSFORMADOR DE RESERVA 60/10/7,2 KV DE 15 MVA INSTALADO PROVISIONALMENTE EN LA SET VIRÚ...40 2.18.1. SUSTENTO DEL PETITORIO...40 2.18.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN...40 2.18.3. CONCLUSIÓN...40 2.19. SE CONSIDERE DOS (02) CELDAS DE ALIMENTADOR EN 22,9 KV EN LA SET CHAO Y UNA (01) CELDA DE ALIMENTADOR EN 10 KV EN LA SET CASAGRANDE 2 PARA EL AÑO 2010...41 2.19.1. SUSTENTO DEL PETITORIO...41 2.19.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN...41 2.19.3. CONCLUSIÓN...42 2.20. SE CONSIDERE LA CELDA DE TRANSFORMACIÓN EN 22,9 KV Y TRES (03) CELDAS DE ALIMENTADOR EN 22,9 KV PARA EL AÑO 2009 EN LA SET VIRÚ...42 2.20.1. SUSTENTO DEL PETITORIO...42 2.20.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN...42 2.20.3. CONCLUSIÓN...43 2.21. SE CONSIDERE LA CELDA DE TRANSFORMACIÓN DE 10 KV EN LA SET CHAO PARA EL AÑO 2010 43 2.21.1. SUSTENTO DEL PETITORIO...43 2.21.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN...43 2.21.3. CONCLUSIÓN...44 2.22. SE CONSIDERE LA CELDA DE LÍNEA EN 138 KV EN LA SET SANTIAGO DE CAO PARA EL AÑO 2010...44 2.22.1. SUSTENTO DEL PETITORIO...44 2.22.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN...44 contra la Resolución OSINERGMIN N 075-2009-OS/CD Página 2 de 59

2.22.3. CONCLUSIÓN...45 2.23. SE CONSIDERE EL NIVEL DE TENSIÓN DE 13,8 KV PARA EL SISTEMA ELÉCTRICO CHIMBOTE...45 2.23.1. SUSTENTO DEL PETITORIO...45 2.23.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN...46 2.23.3. CONCLUSIÓN...46 2.24. SE CONSIDERE EL TRANSFORMADOR DE RESERVA 138/22,9/13,2 KV DE 12 MVA DE LA SET TRAPECIO...46 2.24.1. SUSTENTO DEL PETITORIO...46 2.24.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN...47 2.24.3. CONCLUSIÓN...47 2.25. SE CONSIDERE DENTRO DEL PLAN DE INVERSIONES LA IMPLEMENTACIÓN DE LA L.T. 138 KV CHIMBOTE NORTE - TRAPECIO PARA EL AÑO 2011...48 2.25.1. SUSTENTO DEL PETITORIO...48 2.25.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN...48 2.25.3. CONCLUSIÓN...48 2.26. SE ADELANTE LA INVERSIÓN DEL TRANSFORMADOR DE POTENCIA EN LA SET CHIMBOTE NORTE PARA EL AÑO 2011...48 2.26.1. SUSTENTO DEL PETITORIO...48 2.26.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN...49 2.26.3. CONCLUSIÓN...49 2.27. SE CONSIDERE EL TRANSFORMADOR DE POTENCIA 60/10 KV DE 25 MVA EN LA SET GUADALUPE 2 PARA EL AÑO 2011...49 2.27.1. SUSTENTO DEL PETITORIO...49 2.27.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN...49 2.27.3. CONCLUSIÓN...50 2.28. SE CONSIDERE DOS (02) CELDAS DE ALIMENTADOR EN 22,9 KV EN LA SET HUARI PARA EL AÑO 2010...50 2.28.1. SUSTENTO DEL PETITORIO...50 2.28.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN...50 2.28.3. CONCLUSIÓN...51 3. CONCLUSIONES...52 4. ANEXO A PLAN DE INVERSIONES DEL ÁREA 3...53 5. REFERENCIAS...60 contra la Resolución OSINERGMIN N 075-2009-OS/CD Página 3 de 59

1. Introducción 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. Según lo señalado en el Artículo 44 de la LCE 3, la regulación de la transmisión será efectuada por OSINERGMIN, independientemente de si las 1 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. 2 Artículo 43º.- Estarán sujetos a regulación de precios: (...) c) Las tarifas y compensaciones de Sistemas de Transmisión y Distribución; (...) 3 Artículo 44º.- Las tarifas de transmisión y distribución serán reguladas por la Comisión de Tarifas de Energía independientemente de si éstas corresponden a ventas de electricidad para el servicio público o para aquellos suministros que se efectúen en condiciones de competencia, según lo establezca el Reglamento de la Ley. Para éstos últimos, los precios de generación se obtendrán por acuerdo de partes. (...) contra la Resolución OSINERGMIN N 075-2009-OS/CD Página 4 de 59

tarifas corresponden a ventas de electricidad para el servicio público o para aquellos suministros que se efectúen en condiciones de competencia. Para cumplir con los 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, se 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. 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 SST, 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 SST 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. 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 técnico económicos que sustenten las propuestas de Fijación de Peajes y Compensaciones para los SST y SCT, correspondiente al período de vigencia 2009-2013. 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 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 contra la Resolución OSINERGMIN N 075-2009-OS/CD Página 5 de 59

consideradas por el regulador antes que adopte su decisión para la aprobación de las tarifas y compensaciones para los SST. Bajo el proceso descrito, 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, la respuesta de las mismas, la prepublicación de las tarifas y compensaciones de SST y SCT para el período 2009-2013, así como la presentación de opiniones y sugerencias a dicha prepublicación. En esta situación, el 1 de abril de 2009 se publicó el Decreto Supremo N 021-2009-EM, cuyo Artículo 2 modificó el literal d) del referido Artículo 139 del Reglamento de la LCE, en el que entre otras modificaciones, le agrega el numeral VI, en el cual se establece que en cada proceso regulatorio de los SST y SCT se debe prever una etapa de aprobación del Plan de Inversiones, previa a la fijación de Tarifas y Compensaciones. En ese sentido, las etapas siguientes del PROCEDIMIENTO correspondiente al período de vigencia 2009-2013, se han reprogramado mediante la Resolución OSINERGMIN N 055-2009-OS/CD, a fin de cumplir con la publicación de las tarifas y compensaciones de los SST y SCT a más tardar el 15 de octubre de 2009. Posteriormente, con fecha 30 de mayo de 2009, OSINERGMIN publicó la Resolución OSINERGMIN Nº 075-2009-OS/CD (en adelante RESOLUCIÓN ), mediante la cual se aprobaron los Planes de Inversión de cada Área de Demanda, dentro de las que se encontraba el Área de Demanda 3, correspondiente a los sistemas eléctricos Cajamarca, Guadalupe, Trujillo, Caraz-Carhuaz-Huaraz y Chimbote, entre los más resaltantes. Con fecha 22 de junio de 2009, Hidrandina S.A. (en adelante HIDRANDINA ) interpuso recurso de reconsideración contra la RESOLUCIÓN, cuyos alcances se señalan en el apartado 2 siguiente. Seguidamente, el Consejo Directivo de OSINERGMIN convocó a Audiencia Pública para que las instituciones, empresas y demás interesados que presentaron recursos de reconsideración contra la RESOLUCIÓN, pudieran exponer el sustento de sus respectivos recursos, la misma que se realizó entre los días 01 y 02 de julio de 2009. Hasta el 07 de julio de 2009 los interesados, debidamente legitimados, presentaron sus opiniones y sugerencias en relación con los recursos de reconsideración interpuestos, las mismas que fueron publicadas en la página Web de OSINERGMIN. No se recibió ninguna opinión o sugerencia en relación con el recurso impugnativo de HIDRANDINA. En lo que sigue del presente informe, se resumen los requerimientos y argumentos presentados por la recurrente, se presenta el análisis efectuado por OSINERGMIN y se establecen las conclusiones y recomendaciones al respecto. contra la Resolución OSINERGMIN N 075-2009-OS/CD Página 6 de 59

2. Recurso de Reconsideración HIDRANDINA en su recurso de reconsideración contra la RESOLUCIÓN, solicita a OSINERGMIN declararlo fundado, modificando la resolución emitida y emitiendo una nueva que recoja los siguientes aspectos: 1. Se considere las cargas adicionales, cuya potencia esté por debajo de 2,5 MW. 2. Se reconozca los transformadores zig-zag junto con sus celdas debido a que son necesarios para tener una adecuada protección de los alimentadores ante fallas fase-tierra. 3. Se reconozca los transformadores tipo booster de 60/60 kv, los cuales permiten niveles de tensión por encima de 0,95 p.u. 4. Se reconozca el banco capacitor instalado en la subestación Cajabamba 60/23/10 kv como parte del sistema de transmisión. 5. Se considere en el análisis de flujo de potencia la operación real de la C.H. Gallito Ciego para la operación del sistema eléctrico Cajamarca. 6. Se considere una (01) celda de alimentador en la subestación Cajamarca para el año 2010. 7. Se revise la nueva propuesta de HIDRANDINA, entregable en 60 días, de considerar la interconexión en 138 kv de la futura subestación Conococha al sistema eléctrico Caraz-Carhuaz-Huaraz. 8. Se revise los flujos de potencia año por año para corregir la excesiva potencia reactiva generada por la C.H. Pariac. 9. Se considere el nuevo transformador de potencia 66/13,8 kv en la subestación Carhuaz para el año 2009 10. Se implemente para el año 2010 el banco de capacitores en la barra de 22,9 kv de la subestación Pallasca debido a la caída de tensión que se presenta en el año 2011. contra la Resolución OSINERGMIN N 075-2009-OS/CD Página 7 de 59

11. Se considere en el año 2012 el reemplazo del transformador de potencia de la subestación Huallanca debido a la sobrecarga ocurrida en este año. 12. Se analice los flujos de potencia, que sustentan el plan de inversiones, considerando la operación real de la C.H. Santa Cruz. 13. Se realice una adecuada transferencia de carga, entre las subestaciones Trujillo Norte, Trujillo Sur, Porvenir y Trujillo Oeste y se reconozca el transformador de 35 MVA y las celdas de transformación para la subestación Trujillo Sur. 14. Se considere la implementación de la L.T. 138 kv Trujillo Norte Trujillo Sur para el año 2011. 15. Se considere la implementación de la subestación Trujillo Sur Oeste 138/60/10 kv. 16. Se considere la L.T. 60 kv Trujillo Sur Virú, incluidas sus celdas, como inversión totalmente efectuada por HIDRANDINA y no por el Ministerio de Energía y Minas. 17. Se considere la celda de transformador en 10 kv en la subestación Virú para el año 2007. 18. Se incluya en el Plan de Inversiones el transformador de reserva 60/10 kv de 15 MVA en la subestación Virú para el año 2007. 19. Se considere dos (02) celdas de alimentador en 22,9 kv en la subestación Chao y una (01) celda de alimentador en 10 kv en la subestación Casagrande 2 para el año 2010. 20. Se considere la celda de transformación en 22,9 kv en la subestación Virú y se considere tres (03) celdas de alimentador en 22,9 kv en la misma subestación para el año 2009. 21. Se considere la celda de transformación de 10 kv en la subestación Chao para el año 2010. 22. Se considere la celda de línea en 138 kv en la subestación Santiago de Cao para el año 2010. 23. Se considere el nivel de tensión de 13,8 kv para el sistema eléctrico Chimbote. 24. Se considere el transformador de reserva 138/22,9/13,2 kv de 12 MVA de la subestación Trapecio. 25. Se considere dentro del Plan de Inversiones la implementación de la L.T. 138 kv Chimbote Norte - Trapecio para el año 2011. 26. Se adelante la inversión del transformador de potencia en la subestación Chimbote Norte para el año 2011. 27. Se considere el transformador de potencia 60/10 kv de 25 MVA en la subestación Guadalupe 2 para el año 2011. 28. Se considere dos (02) celdas de alimentador en 22,9 kv en la subestación Huari para el año 2010. HIDRANDINA anexa a su recurso de reconsideración, en calidad de nueva prueba, los siguientes informes: contra la Resolución OSINERGMIN N 075-2009-OS/CD Página 8 de 59

Anexo 1 Generación de la Central Hidroeléctrica Gallito Ciego del Informe Recursos de Reconsideración Planteadas por Hidrandina al Plan de Inversiones en Transmisión del Área de Demanda 3. Anexo 2 Generación de la Central Hidroeléctrica Santa Cruz del Informe Recursos de Reconsideración Planteadas por Hidrandina al Plan de Inversiones en Transmisión del Área de Demanda 3. Anexo 3 Diagrama Unifilar del Sistema Callejón de Huaylas del Informe Recursos de Reconsideración Planteadas por Hidrandina al Plan de Inversiones en Transmisión del Área de Demanda 3. Anexo 4 Diagrama Unifilar Subestaciones Proyectadas del Sistema Eléctrico Trujillo del Informe Recursos de Reconsideración Planteadas por Hidrandina al Plan de Inversiones en Transmisión del Área de Demanda 3. Los documentos mencionados fueron elaborados por la Gerencia de Operaciones de HIDRANDINA. 2.1. Se considere las cargas adicionales, cuya potencia esté por debajo de 2,5 MW 2.1.1. SUSTENTO DEL PETITORIO La recurrente menciona que la NORMA TARIFAS considera como cargas adicionales mayores o iguales a 2,5 MW a aquellas que tengan sustento y sin hacer una discriminación de cargas rurales y urbanas. Además, muestra desacuerdo en que sólo se considere como carga adicional a aquellas que sean mayores o iguales a 2,5 MW sin tener en cuenta que dicha calificación debe ser variable, según el sistema eléctrico analizado. Por lo tanto, agrega, OSINERGMIN debe publicar un análisis técnico - económico para la determinación de la potencia 2,5 MW como mínimo. Finalmente, menciona que en caso OSINERGMIN no replantee sus cálculos se correría el riesgo de restricciones en el servicio público de electricidad, a fin de no operar en sobrecarga. 2.1.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN La recurrente menciona en su recurso que OSINERGMIN sólo ha aplicado el criterio establecido en el acápite 9.1.3.b de la NORMA TARIFAS referido a los usuarios mayores, por lo que OSINERGMIN no ha considerado una serie de cargas adicionales propuestas por HIDRANDINA. Además cuestiona a OSINERGMIN, entre otros motivos, por no haber efectuado una adecuada evaluación de dichas cargas adicionales propuestas y sugiere que se presente un análisis técnico económico por el cual se consideró los 2,5 MW de potencia como mínimo, y que como consecuencia de ello existirá riesgo de restricciones del servicio por sobrecarga en las redes. Sobre el particular es preciso transcribir la definición sobre el tratamiento de demandas nuevas contenida en la NORMA TARIFAS y que aplicó contra la Resolución OSINERGMIN N 075-2009-OS/CD Página 9 de 59

OSINERGMIN en la presente fijación: 9.1.3.c Demandas Nuevas: - Se considerarán como demandas nuevas a las reconocidas en el Estudio de Fijación de las Precios en Barra vigentes y aquellas que cuenten con solicitudes de factibilidad de suministro para nuevas cargas, sustentadas documentadamente. - La proyección de estas demandas debe estar sustentada en los estudios de factibilidad de suministro o en estudios de instituciones como el Ministerio de Energía y Minas, Gobiernos Regionales o Gobiernos Locales, entre otros. Para la validación de dichas proyecciones de demanda se deberá considerar su grado de similitud con las tasas de crecimiento del Área de Demanda al que se incorpore. En concordancia con dicha definición, OSINERGMIN ha incorporado para el estudio tarifario 2009 2013, las siguientes cargas adicionales presentadas por HIDRANDINA tanto en su estudio tarifario como en su Informe de Opiniones y Sugerencias: SET Tensión [kv] CAJABAMBA 60 GUADALUPE 2 10 MALABRIGO 10 PALLASCA 22,9 POMABAMBA 22,9 PORVENIR 10 SALAVERRY 2 10 SANTA 13,2 TRUJILLO SUR 10 TRUJILLO NORTE 10 TICAPAMPA 13,2 TRAPECIO 13,2 VIRU NUEVA 60 CHAO 10 NUEVA SET CHAO 23 HUARI 13,2 HUARI 22,9 Demanda (MW) Nombre 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 CARGAS ADICIONALES HIDRANDINA - 1,0 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 CARGAS ADICIONALES HIDRANDINA - 2,52 5,52 5,52 5,52 5,52 5,52 5,52 5,52 5,52 5,52 CARGAS ADICIONALES HIDRANDINA 3,5 6,5 8,5 8,8 8,8 8,8 8,8 8,8 8,8 8,8 8,8 CARGAS ADICIONALES HIDRANDINA 2,0 4,0 5,0 6,0 6,0 6,0 6,0 6,0 6,0 6,0 6,0 CARGAS ADICIONALES HIDRANDINA 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 CARGAS ADICIONALES HIDRANDINA 1,0 5,43 5,93 5,93 5,93 5,93 5,93 5,93 5,93 5,93 5,93 CARGAS ADICIONALES HIDRANDINA - 2,85 2,85 2,85 2,85 2,85 2,85 2,85 2,85 2,85 2,85 CARGAS ADICIONALES HIDRANDINA 4,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 CARGAS ADICIONALES HIDRANDINA - 3,47 3,47 3,47 3,47 3,47 3,47 3,47 3,47 3,47 3,47 CARGAS ADICIONALES HIDRANDINA - 3,97 4,37 4,37 4,37 4,37 4,37 4,37 4,37 4,37 4,37 CARGAS ADICIONALES HIDRANDINA 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 CARGAS ADICIONALES HIDRANDINA 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 CARGAS ADICIONALES HIDRANDINA 0,6 1,2 1,8 1,8 1,8 1,8 1,8 1,8 1,8 1,8 1,8 CARGAS ADICIONALES HIDRANDINA 3,98 5,15 - - - - - - - - - CARGAS ADICIONALES HIDRANDINA SET CHAO - - 5,15 5,15 5,15 5,15 5,15 5,15 5,15 5,15 5,15 CARGAS ADICIONALES HIDRANDINA SET HUARI - - 2,14 2,27 2,88 3,00 3,12 3,24 3,38 3,51 3,55 CARGAS ADICIONALES HIDRANDINA SET HUARI - - 2,39 2,39 2,39 2,39 2,39 2,39 2,39 2,39 2,39 Es así que, el resto de las cargas presentadas y sustentadas con cartas, en su informe de Opiniones y Sugerencias, corresponden a demandas efectivas de Usuarios Menores (menores a 2,5 MW), cuya proyección es considerada contra la Resolución OSINERGMIN N 075-2009-OS/CD Página 10 de 59

por separado de la correspondiente a Usuarios Mayores. Además, cabe señalar que existen casos en donde a futuro se solicitan incrementos de demandas de suministros atendidos por HIDRANDINA; sin embargo, estos incrementos de demanda no están debidamente respaldados, la relación de dichas demandas, se muestra en el siguiente cuadro: Subestación Actividad Tensión Nombre del Cliente Potencia actual Atendida (MW) Trujillo Sur Servicio 10 kv Minera San Manuel 0,26 Trujillo Norte Industria 10 kv Creditex 2,60 Caraz Mineria 13,2 kv Compañía Cristina Urzula 2006 0,50 Malabrigo Pesquera 10 kv Hayduk 2,00 Malabrigo Pesquera 10 kv Copeinca (Ex Piangesa) 0,90 Malabrigo Pesquera 10 kv Pesquera Chicama 0,44 Malabrigo Pesquera 10 kv Corporación Pesquera del Pacífico Centro 0,10 Malabrigo Pesquera 10 kv CFG Invesment (Ex Alexandra) 0,90 Con relación al sustento técnico económico solicitado por la recurrente respecto del valor de 2,5 MW establecido en la NORMA TARIFAS, se aclara que no es materia del presente recurso de reconsideración la revisión de dicha norma. Por lo expuesto, resulta evidente que OSINERGMIN está cumpliendo estrictamente con lo establecido en la NORMA TARIFAS. 2.1.3. CONCLUSIÓN En función a los argumentos señalados en esta sección del informe, el petitorio efectuado por HIDRANDINA, debe ser declarado infundado. 2.2. Reconocimiento de los transformadores Zig-zag junto con sus celdas 2.2.1. SUSTENTO DEL PETITORIO La recurrente menciona que dicho tipo de transformador es adecuado para la protección de los alimentadores ante la falla fase - tierra. Además, la recurrente indica que cuenta con estas instalaciones (transformadores y sus celdas) desde el año 2006 por lo cual correspondería el reconocimiento de estas inversiones en la regulación de las tarifas del sistema de transmisión, ya que hasta el momento no están siendo reconocidas y, por consiguiente, no se tiene el retorno de la inversión contra la Resolución OSINERGMIN N 075-2009-OS/CD Página 11 de 59

efectuada. En el siguiente cuadro se presenta la relación de los transformadores zig-zag con que cuenta HIDRANDINA. SE Relación de Transformación Conexión Transformador Zig-Zag Celda de Transformador Zig-zag Trujillo Sur 138/60/10 kv E-E-D Barra A 10 kv 1 138/10 kv E-D Barra B 10 kv 1 Porvenir 138/10 kv E-D Barra 10 kv 1 Stgo. de Cao 138/34,5/13,8 kv E-D-E Barra 34,5 kv 1 Guadalupe 02 60/10 kv E-D Barra 10 kv 1 Cajamarca 60/10 kv E-D Barra 10 kv 1 Chimbote Norte 138/13,8 kv E-D Barra 13,8 kv 1 Chimbote Sur 138/66/13,8 kv E-E-D Barra 13,8 kv 1 2.2.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN Según lo manifestado por la recurrente, el uso de transformadores Zig-zag tiene como finalidad proteger los alimentadores de media tensión ante fallas fase-tierra. Al respecto, cabe señalar que el presente proceso de regulación de las tarifas de transmisión contempla aquellas instalaciones necesarias para abastecer la demanda de manera eficiente en el sector de transmisión y sólo considera las instalaciones de media tensión que, como parte de la transmisión, beneficien la operatividad del sistema de transmisión. Asimismo, los numerales 12.6 del Artículo 12º, y 15.2 del Artículo 15 de la NORMA TARIFAS establecen que: 1) no se considera como parte del Plan de Inversiones aquellos elementos que no constituyan un módulo estándar definido por OSINERGMIN y; 2) para cada tipo de sistema de transmisión, excepto para los SSTD, el costo de inversión se determina por única vez aplicando los Costos Estándares, donde Costos Estándares están definidos como los costos de inversión de los Módulos Estándares. En este contexto, OSINERGMIN está cumpliendo estrictamente con lo establecido en la NORMA TARIFAS al valorizar las instalaciones con los Módulos Estándares correspondientes, por lo que resulta improcedente el pedido de la recurrente de incorporar nuevos Módulos Estándares para casos especiales como los señalados por HIDRANDINA. 2.2.3. CONCLUSIÓN En función a los argumentos señalados en esta sección del informe, el petitorio efectuado por HIDRANDINA, debe ser declarado infundado en el extremo de considerar Módulos Estándares adicionales a los aprobados a fin de valorizar los transformadores Zig-Zag de HIDRANDINA en el Plan de Inversiones. contra la Resolución OSINERGMIN N 075-2009-OS/CD Página 12 de 59

2.3. Reconocimiento de transformadores tipo Booster de 60/60 kv que permiten niveles de tensión por encima de 0,95 p.u. 2.3.1. SUSTENTO DEL PETITORIO La recurrente manifiesta que OSINERGMIN considera niveles de tensión por debajo de 0,95 para el caso de la barra 60 kv en la subestación Cajabamba 60/23/10 kv, por tanto, como alternativa de solución, plantea implementar un transformador tipo Booster debido a que OSINERGMIN consideró la implementación de un banco de capacitores reconocido como una inversión de la distribución mas no como transmisión, criterio que, a juicio de la recurrente, está completamente errado dado que al haber considerado OSINERGMIN un factor de potencia de 0,95 para las cargas, dicho elemento no sería reconocido como una inversión en distribución por no requerirlo; Adicionalmente señala que OSINERGMIN debe ser coherente en los criterios establecidos y además que debe hacer cumplir las Normas Técnicas que se han establecido para una adecuada operación en el sistema de transmisión. 2.3.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN De los diagramas de flujo de potencia que forman parte del Informe Técnico N 0204-2009-GART que sustenta el Plan de Inversiones aprobado por OSINERGMIN, se observa efectivamente que el nivel de tensión en la barra de 60 kv de la subestación Cajabamba llega a valores inferiores a 0,95 p.u. por el crecimiento de la demanda regulada y la demanda en 60 kv que requiere el cliente minero La Poderosa. Por otro lado, la subestación Cajabamba no dispone de alternativas de interconexión con otras subestaciones que permitan aliviar la caída de tensión, valor por debajo del mínimo permitido por la NTCSE. Es así que la alternativa propuesta por HIDRANDINA consistió en la implementación de un transformador tipo Booster de relación de transformación 60/60 kv a la salida de la subestación San Marcos 60/23/10 kv para obtener niveles de tensión que superen el 0,95 p.u. en la barra de 60 kv de la subestación Cajabamba. Al respecto, en vista de los niveles bajos de tensión señalados por la recurrente, OSINERGMIN evaluó el considerar un banco de capacitores de mayor tamaño, optando por uno de 5 MVAR, solución que es también técnicamente viable tal como se muestra en el siguiente gráfico adjunto cuyo análisis se realizó para el año 10. contra la Resolución OSINERGMIN N 075-2009-OS/CD Página 13 de 59

AREA 3 Año 2: 2010 La elección de esta alternativa obedece al hecho que, implementar un transformador tipo Booster, con las características señaladas por HIDRANDINA, resulta en una inversión aproximadamente superior en US$ 300 000 a la alternativa de considerar el banco capacitivo con su respectiva celda, adicional al hecho que el banco capacitivo logra mejorar el perfil de tensiones de todas las barras aledañas, que como se observa son superiores a 0,95 p.u., ventaja que no se tiene con la solución planteada por la recurrente. Respecto al comentario de la recurrente, señalando que debido a haber considerado un factor de potencia de 0,95, el banco de capacitores no sería reconocido en la distribución y por lo tanto debiera ser reconocido en la transmisión, el análisis correspondiente ha sido desarrollado en la sección 2.4 del presente informe. 2.3.3. CONCLUSIÓN En función a los argumentos señalados en esta sección del informe, el petitorio efectuado por HIDRANDINA, debe ser declarado infundado en el extremo de incorporar el transformador tipo Booster en el Plan de Inversiones. contra la Resolución OSINERGMIN N 075-2009-OS/CD Página 14 de 59

2.4. Reconocimiento del banco capacitor instalado en la subestación Cajabamba 60/23/10 kv como parte del sistema de transmisión 2.4.1. SUSTENTO DEL PETITORIO La recurrente manifiesta que el banco de capacitores mejora el perfil de tensión en la barra de los sistemas de transmisión, por lo que se debería reconocer al sistema de transmisión y no a la distribución. Además, señala la recurrente, que el factor de potencia en las cargas que ha considerado OSINERGMIN para el presente proceso de regulación tarifaria, y que está establecido en la NORMA TARIFAS es de 0,95, y por lo tanto no habría penalidad por el consumo de energía reactiva que motivaría la instalación del mismo en distribución. 2.4.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN En la sección 2.3.2 del presente informe, se señala el análisis sobre la implementación del banco de capacitores al resultar más económico que implementar el transformador tipo booster propuesto por la recurrente. En este caso, como bien señala la recurrente, las cargas al tener un factor de potencia de 0,95 no están obligadas a instalar dicha compensación; por ello es que, al ser la finalidad del banco capacitivo la de mejorar el nivel de tensión en 60 kv, a pesar de estar instalado en un nivel de tensión de distribución, resulta necesario que sea reconocido dentro del Plan de Inversiones de HIDRANDINA, tal como lo solicita la recurrente. 2.4.3. CONCLUSIÓN En función a los argumentos señalados en esta sección del informe, el petitorio efectuado por HIDRANDINA, debe ser declarado fundado en el extremo de incorporar en el Plan de Inversiones el banco capacitor de la barra de 22,9 kv para la subestación Cajabamba. 2.5. Considerar en el análisis de flujo de potencia la operación real de la C.H. Gallito Ciego 2.5.1. SUSTENTO DEL PETITORIO La recurrente manifiesta que OSINERGMIN considera una generación de 30 MW para la C.H. Gallito Ciego cuando, en época de estiaje, realmente esta central entrega dicha potencia en hora punta y durante solo 1 hora y 30 minutos. La recurrente expone que si se considera la operación mínima de la C.H. Gallito Ciego se acentuarían las caídas de tensión en las barras de la SET contra la Resolución OSINERGMIN N 075-2009-OS/CD Página 15 de 59

Cajamarca y SET Cajabamba por lo que se requiere que se considere una menor potencia de operación de la central para validar el Plan de Inversiones del sistema Cajamarca. Como sustento de su pedido, la recurrente adjunta en su Recurso de Reconsideración los diagramas de operación de la C.H. Gallito Ciego. 2.5.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN En el Recurso de Reconsideración presentado por la recurrente se muestra el diagrama de generación típica de la C.H. Gallito Ciego en épocas de estiaje y en avenida, donde se aprecia que la potencia generada promedio es 35 MW en ambos casos, pero en los periodos de estiaje entrega dicha potencia sólo en horas punta. Al respecto, en el análisis de flujo de potencia elaborado por OSINERGMIN se consideró a la C.H. Gallito Ciego con una potencia de 30 MW, valor ligeramente inferior a los 35 MW que se muestra en el sustento de HIDRANDINA. Por otro lado, en este sistema eléctrico, los periodos de horas punta son los más críticos y se usan para evaluar la conveniencia técnica de las alternativas seleccionadas, tal como lo dispone el numeral 12.5 de la NORMA TARIFAS, en razón que la demanda en los periodos de media y mínima demanda se encuentran en el orden del 75% y 30% respecto de la máxima demanda para este subsistema, de acuerdo a la información recabada en los flujos del potencia que utiliza el COES. Es en base a ellos que, una operación de la central con 15 MW o incluso la parada total en horas de mínima demanda, no constituyen casos críticos para el diseño y selección de las alternativas técnicas de solución. En los siguientes gráficos se adjuntan los resultados de flujo de potencia para el periodo de media demanda con la central Gallito Ciego totalmente parada poniendo en evidencia que, los periodos de media y mínima no presentan mayor problema con la alternativa seleccionada por OSINERGMIN. Media Demanda ESCENARIO MEDIA DEMANDA AÑO 2010 Derv_Tembladera Derv_Chilete -1.27 MW -0.46 M.. Año 2010 Gallito Ciego Fuera de Servicio GCiego G1GCiego G2 G ~ G ~ TEMB60 60.72 kv 1.01 p.u. -7.43 deg -0.03 MW -0.02 M.. 0.07 % 0.00 ka 0.03 MW 0.02 Mv.. 1.82 % CHILET60 59.72 kv 1.00 p.u. -9.45 deg 2.62 % 0.01 ka 1.27 MW 0.46 Mv.. 14.57 % 0 0 GALL1 10.18 kv 0.97 p.u. -156.58.. -0.00 MW 0.00 Mv.. 0.52 % -0.00 MW 0.00 Mv.. 0.52 % GALL2 10.18 kv 0.97 p.u. -156.58.. 0.03 MW -0.03 MW 0.01 Mv.. -0.01 M.. 1.82 % 13.35 kv 1.01 p.u. TEMB13-7.46 deg -0.00 MW -0.00 M.. 1.82 % 2.43 kv 1.01 p.u. TEMB2.3-157.46.. 1.26 MW 0.41 Mv.. -1.26 MW -0.41 M.. 14.57 % 23.46 kv 1.02 p.u. CHILET23-10.20.. -0.00 MW 0.00 Mv.. 14.57 % 10.24 kv 1.02 p.u. CHILET10-160.28.. 2 2 0.03 MW 0.03 MW 0.13 Mv.. 0.13 Mv.. 7.52 MW 0.73 Mv.. 14.38 % -6.04 MW -0.90 M.. 12.01 % GALL_60 0.52 % 0.52 % 0.07 ka CAJA60 0.06 ka CAJA60B 61.12 kv 1.02 p.u. -6.58 deg -7.28 MW -0.75 M.. -7.28 MW -0.75 M.. 6.98 MW 0.50 Mv.. 58.91 kv 0.98 p.u. -11.12.. -6.80 MW -1.15 M.. 12.83 M.. 2.05 Mv.. 61.32 kv 1.02 p.u. -15.59.. 0.27 MW -0.65 M.. -7.52 MW 3.66 Mv.. 7.26 MW -3.01 M.. 14.37 % 0.07 ka 14.37 % 0.07 ka 13.56 % 0.07 ka 13.56 % 0.07 ka 66.17 % 1.55 % 0.01 ka 25.86 % 0.08 ka 14.86 % 0.07 ka -3 CAJAM10-12.77.. -1.19 M.. 66.17 % -0.27 MW -0.10 M.. 1.55 % 0.00 ka CELEN60 SEGUA60 14.64 M.. 4.81 Mv.. 7.35 MW 0.57 Mv.. 14.37 % 0.07 ka 7.35 MW 0.57 Mv.. 14.37 % 0.07 ka 2.66 MW 0.77 Mv.. 6.99 % 0.03 ka PACA60-2.65 MW -0.99 M.. 6.99 % 0.03 ka 10.01 kv 1.00 p.u. -164.56.. 0.00 MW -3.00 M.. 1 12.77 M.. 4.20 Mv.. 0.27 MW 0.10 Mv.. 3.97 % 0 61.37 kv 1.02 p.u. -15.79.. 61.84 kv 1.03 p.u. -4.98 deg -16.04.. -3.19 M.. 75.73 % -15.95.. -3.53 M.. 77.25 % 61.49 kv 1.02 p.u. -5.24 deg 2.65 MW 0.99 Mv.. 54.22 % -0.25 MW -0.08 M.. 3.97 % CELEN23-6 -6 2 0.25 MW 23.39 kv 1.02 p.u. -165.94.. contra la Resolución OSINERGMIN N 075-2009-OS/CD Página 16 de 59

ESCENARIO MEDIA Media DEMANDA AÑO 2012 Demanda Año 2012 Gallito Ciego Fuera de Servicio GCiego G1GCiego G2 G ~ G ~ TEMB60 60.35 kv 1.01 p.u. -8.02 deg Derv_Tembladera -0.03 MW -0.02 M.. 0.07 % 0.00 ka 0.03 MW 0.02 Mv.. 2.04 % Derv_Chilete CHILET60 59.12 kv 0.99 p.u. -10.31.. -1.43 MW -0.52 M.. 2.98 % 0.01 ka 1.43 MW 0.52 Mv.. 16.54 % 0 0 GALL1 10.14 kv 0.97 p.u. -157.06.. -0.00 MW 0.00 Mv.. 0.52 % -0.00 MW 0.00 Mv.. 0.52 % GALL2 10.14 kv 0.97 p.u. -157.06.. 0.03 MW -0.03 MW 0.01 Mv.. -0.01 M.. 2.04 % 13.27 kv 1.01 p.u. TEMB13-8.05 deg -0.00 MW 0.00 Mv.. 2.04 % 2.41 kv 1.01 p.u. TEMB2.3-158.05.. 1.42 MW 0.47 Mv.. -1.42 MW -0.47 M.. 16.54 % 23.21 kv 1.01 p.u. CHILET23-11.16.. -0.00 MW -0.00 M.. 16.54 % 10.13 kv 1.01 p.u. CHILET10-161.26.. 2 2 0.03 MW 0.13 Mv.. 0.52 % GALL_60 0.03 MW 0.13 Mv.. 0.52 % 8.51 MW 1.24 Mv.. 16.45 % 0.08 ka CAJA60-6.81 MW -1.15 M.. 13.77 % 0.07 ka CAJA60B 60.86 kv 1.01 p.u. -7.06 deg -8.24 MW -1.24 M.. -8.24 MW -1.24 M.. 7.91 MW 0.98 Mv.. 58.14 kv 0.97 p.u. -12.22.. -7.66 MW -1.42 M.. 14.47 M.. 2.58 Mv.. 61.34 kv 1.02 p.u. -14.91.. 0.30 MW -0.64 M.. -8.19 MW 3.51 Mv.. 7.89 MW -2.87 M.. 16.43 % 0.08 ka 16.43 % 0.08 ka 15.54 % 0.08 ka 15.54 % 0.08 ka CAJAM10 50.56 % -14.37.. -1.80 M.. 50.56 % 30MVA (2011) -3 1.56 % 0.01 ka -0.30 MW -0.11 M.. 1.56 % 0.00 ka CELEN60 27.45 % 0.08 ka 15.87 % 0.08 ka SEGUA60 61.79 kv 1.03 p.u. -5.27 deg -21.72.. -5.50 M.. 80.54 % -6 14.64 M.. 4.81 Mv.. -21.96.. -6.04 M.. 82.16 % 8.32 MW 1.13 Mv.. 16.43 % 0.08 ka -6 8.32 MW 1.13 Mv.. 16.43 % 0.08 ka 3.00 MW 9.39 MW 0.91 Mv.. 3.56 Mv.. 7.90 % 16.44 % 0.03 ka 0.09 ka 240mm2 AAAC - 8.08Km (2011) GUAD60 61.40 kv 1.02 p.u. -5.71 deg -9.36 MW -3.58 M.. 16.44 % 0.09 ka 9.36 MW 3.58 Mv.. 48.94 % -1 0MVA (2011) o de CAJAMARCA PACA60 61.38 kv 1.02 p.u. -5.56 deg 2.96 MW 0.97 Mv.. -2.98 MW -1.13 M.. 7.90 % 0.03 ka 2.98 MW 1.13 Mv.. 61.25 % -2.96 MW -0.97 M.. 61 25 % 2 9.87 kv 0.99 p.u. -164.87.. 0.00 MW -2.92 M.. 1 14.37 M.. 4.72 Mv.. 0.30 MW 0.11 Mv.. 4.42 % 1-0.28 MW -0.09 M.. 4.42 % CELEN23 0.28 MW 0.09 Mv.. 61.37 kv 1.02 p.u. -15.12.. 22.82 kv 1.00 p.u. -165.30.. ESCENARIO MEDIA Media DEMANDA AÑO 2018 Demanda Año 2018 Gallito Ciego Fuera de Servicio GCiego G1GCiego G2 G ~ G ~ TEMB60 60.71 kv 1.01 p.u. -4.42 deg Derv_Tembladera -0.04 MW -0.02 M.. 0.09 % 0.00 ka 0.04 MW 0.02 Mv.. 2.55 % Derv_Chilete CHILET60 60.42 kv 1.01 p.u. -4.88 deg -1.76 MW -0.64 M.. 3.60 % 0.02 ka 1.76 MW 0.64 Mv.. 20.46 % 3 0 GALL1 10.37 kv 0.99 p.u. -154.21.. -0.00 MW 0.00 Mv.. 0.54 % -0.00 MW 0.00 Mv.. 0.54 % GALL2 10.37 kv 0.99 p.u. -154.21.. 0.04 MW 0.01 Mv.. -0.04 MW -0.01 M.. 2.55 % 13.35 kv 1.01 p.u. TEMB13-4.46 deg -0.00 MW -0.00 M.. 2.55 % 2.43 kv 1.01 p.u. TEMB2.3-154.46.. 1.76 MW 0.58 Mv.. -1.76 MW -0.58 M.. 20.46 % 22.99 kv 1.00 p.u. CHILET23-5.96 deg -0.00 MW 0.00 Mv.. 20.46 % 10.04 kv 1.00 p.u. CHILET10-156.08.. 1 1 0.03 MW 0.13 Mv.. 0.54 % GALL_60 0.03 MW 0.13 Mv.. 0.54 % 1.81 MW -0.06 M.. 3.47 % 0.02 ka CAJA60 0.00 MW -0.50 M.. 0.96 % 0.00 ka CAJA60B 60.79 kv 1.01 p.u. -4.21 deg -0.93 MW -0.11 M.. 1.92 % 0.01 ka -0.93 MW -0.11 M.. 1.92 % 0.01 ka -0.00 MW -0.00 M.. 2.37 % 0.00 ka 59.98 kv 1.00 p.u. -16.08.. 0.00 MW -1.23 M.. 2.37 % 0.01 ka CAJAM10 17.94 M.. 7.10 Mv.. 64.34 % -17.80.. -5.85 M.. 64.34 % 30MVA (2011) -1 59.98 kv 1.00 p.u. -16.08.. 1.72 MW -1.42 M.. 5.08 % 0.02 ka -1.70 MW 0.74 Mv.. 5.08 % 0.02 ka CELEN60-28.94.. 9.28 MW -2.16 M.. -1.79 M.. 48.75 % 18.27 % 0.28 ka 0.09 ka SEGUA60 60.84 kv 1.01 p.u. -3.99 deg -15.42.. -4.60 M.. 59.27 % -4 14.64 M.. 4.81 Mv.. -15.56.. -4.99 M.. 60.43 % 0.93 MW -0.27 M.. 1.92 % 0.01 ka -4 0.93 MW -0.27 M.. 1.92 % 0.01 ka 3.73 MW 1.13 Mv.. 9.92 % 0.04 ka 10.74 M.. 4.19 Mv.. 19.16 % 0.11 ka 240mm2 AAAC - 8.08Km (2011) GUAD60 60.38 kv 1.01 p.u. -4.51 deg -10.70.. -4.17 M.. 19.16 % 0.11 ka 10.70 M.. 4.17 Mv.. 57.04 % -1 MVA (2011) e CAJAMARCA -3.71 MW -1.33 M.. 9.92 % 0.04 ka PACA60 60.33 kv 1.01 p.u. -4.37 deg 367MW 3.71 MW 1.33 Mv.. 26.11 % -3 67MW 15MVA (2014) 0 9.84 kv 0.98 p.u. -169.29.. 0.00 MW 17.80 M.. 0.00 Mv.. 5.85 Mv.. 0 59.98 kv 1.00 p.u. -17.18.. 1.33 MW -0.87 M.. 4.07 % 0.02 ka AAC - 110Km (2013) 0.36 MW 0.14 Mv.. 5.55 % -1-0.35 MW -0.11 M.. 5.55 % CELEN23 0.35 MW 0.11 Mv.. 23.44 kv 1.02 p.u. -167.40.. Además, a modo de verificación, motivo del presente recurso, en los flujos de potencia se ha considerado que la C.H. Gallito Ciego opera con un grupo cuya capacidad de generación es 15 MW, resultando factible la operatividad del sistema de transmisión. A continuación se muestran los resultados para los años 2010, 2012 y 2018, respectivamente. contra la Resolución OSINERGMIN N 075-2009-OS/CD Página 17 de 59

Año 2010 GCiego G1 G ~ 15.00 MW 3.16 Mvar 76.65 % GALL1 10.50 kv 1.00 p.u. -152.31 deg 15.00 MW 3.16 Mvar 61.32 % FUERA DE SERVICIO Derv_Tembladera Derv_Chilete GCiego G2 G ~ -0.00 MW -0.00 Mvar 0.53 % GALL2 10.35 kv 0.99 p.u. -155.20 deg TEMB60 61.44 kv 1.02 p.u. -6.27 deg -0.04 MW -0.02 Mvar 0.08 % 0.00 ka 0.04 MW 0.02 Mvar 2.40 % CHILET60 59.75 kv 1.00 p.u. -8.84 deg -1.69 MW -0.62 Mvar 3.49 % 0.02 ka 1.69 MW 0.62 Mvar 19.39 % 0.04 MW -0.04 MW 0.01 Mvar -0.01 Mvar 2.40 % -0.00 MW -0.00 Mvar 2.40 % 1.68 MW -1.68 MW 0.55 Mvar -0.55 Mvar 19.39 % -0.00 MW 0.00 Mvar 19.39 % 13.51 kv 1.02 p.u. TEMB13-6.31 deg 2.46 kv 1.02 p.u. TEMB2.3-156.31 deg 23.43 kv 1.02 p.u. CHILET23-9.83 deg 10.23 kv 1.02 p.u. CHILET10-159.94 deg -14.90 MW -2.23 Mvar 61.32 % GALL_60 62.14 kv 1.04 p.u. -5.20 deg -2.34 MW -1.23 Mvar 5.11 % 0.02 ka 0.03 MW 0.13 Mvar 0.53 % -2.34 MW -1.23 Mvar 5.11 % 0.02 ka 10.14 MW 2.45 Mvar 19.56 % 0.10 ka 9.42 MW 2.12 Mvar 18.56 % 0.09 ka CAJA60-8.06 MW -1.97 Mvar 16.47 % 0.08 ka CAJA60B BARRA ABIERTA 58.41 kv 0.97 p.u. -11.00 deg -9.07 MW 17.13 MW -2.28 Mvar 4.25 Mvar 18.56 % 90.66 % 0.09 ka 58.35 kv 0.97 p.u. -16.71 deg 0.35 MW -0.55 Mvar 1.52 % 0.01 ka -0.35 MW -0.13 Mvar 1.52 % 0.00 ka CELEN60 SEGUA60 19.52 MW 6.42 Mvar 2.35 MW 0.86 Mvar 5.11 % 0.02 ka 2.35 MW 0.86 Mvar 5.11 % 0.02 ka 3.55 MW 1.15 Mvar 9.27 % 0.03 ka -17.03 MW -2.71 Mvar 90.66 % CAJAM10 9.81 kv 0.98 p.u. -165.71 deg 0.00 MW 17.03 MW -2.89 Mvar 5.60 Mvar 58.34 kv 0.97 p.u. -16.94 deg 0.35 MW 0.13 Mvar 5.44 % 62.57 kv 1.04 p.u. -4.76 deg -14.03 MW 4 50 Mvar -13.74 MW 4 79 Mvar 353MW Año 2012 FUERA DE SERVICIO Derv_Tembladera Derv_Chilete GCiego G1 GCiego G2 G ~ 15.00 MW 7.01 Mvar 82.78 % GALL1 10.50 kv 1.00 p.u. -153.28 deg 15.00 MW 7.01 Mvar 66.22 % G ~ GALL2 10.22 kv 0.97 p.u. -156.15 deg -0.00 MW -0.00 Mvar 0.52 % TEMB60 60.45 kv 1.01 p.u. -7.37 deg -0.04 MW -0.02 Mvar 0.09 % 0.00 ka 0.04 MW 0.02 Mvar 2.72 % CHILET60 58.40 kv 0.97 p.u. -10.37 deg -1.90 MW -0.70 Mvar 4.01 % 0.02 ka 1.90 MW 0.70 Mvar 22.32 % 0.04 MW -0.04 MW 0.01 Mvar -0.01 Mvar 2.72 % -0.00 MW 0.00 Mvar 2.72 % 1.89 MW -1.89 MW 0.62 Mvar -0.62 Mvar 22.32 % -0.00 MW -0.00 Mvar 22.32 % GALL_60-14.89 MW -5.95 Mvar 66.22 % 0.03 MW 0.13 Mvar 0.52 % 11.50 MW 3.30 Mvar 22.74 % 0.11 ka 13.29 kv 1.01 p.u. TEMB13-7.42 deg 2.42 kv 1.01 p.u. TEMB2.3-157.42 deg 22.87 kv 0.99 p.u. CHILET23-11.53 deg 9.98 kv 1.00 p.u. CHILET10-161.66 deg 61.32 kv 1.02 p.u. -6.15 deg -3.67 MW -0.21 Mvar 7.19 % 0.03 ka -3.67 MW -0.21 Mvar 7.19 % 0.03 ka 10.69 MW 2.93 Mvar 21.56 % 0.10 ka BARRRA ABIERTA -9.09 MW -2.31 Mvar 19.15 % 0.10 ka CAJA60 CAJA60B 56.78 kv 0.95 p.u. -12.92 deg -10.22 MW -2.66 Mvar 21.56 % 0.11 ka CAJAM10 19.31 MW 4.97 Mvar 70.23 % -19.16 MW -3.56 Mvar 70.23 % 30MVA (2011) 59.29 kv 0.99 p.u. -15.76 deg 0.39 MW -0.55 Mvar 1.56 % 0.01 ka -11.08 MW 10.69 MW -0.37 Mvar 0.93 Mva 34.83 % 21.05 % 0.11 ka 0.10 ka SEGUA60 19.52 MW 6.42 Mvar 3.68 MW -0.13 Mvar 7.19 % 0.03 ka 3.68 MW -0.13 Mvar 7.19 % 0.03 ka 4.00 MW 12.54 MW 1.37 Mvar 5.02 Mvar 10.65 % 22.16 % 0.04 ka 0.13 ka 240mm2 AAAC - 8.08Km (2011) 9.55 kv 0.96 p.u. -166.64 deg 0.00 MW 19.16 MW -2.74 Mvar 6.30 Mvar 61.62 kv 1.03 p.u. -5.32 deg -21 61 MW -21 82 MW Año 2018 APERTURA DE LÍNEA FUERA DE SERVICIO Derv_Tembladera Derv_Chilete TEMB60-0.05 MW -0.03 Mvar 0.11 % 0.00 ka CHILET60-2.35 MW -0.87 Mvar 4.81 % 0.02 ka GCiego G1 G ~ GCiego G2 G ~ 60.83 kv 1.01 p.u. -2.41 deg 0.05 MW 0.03 Mvar 3.39 % 60.41 kv 1.01 p.u. -3.02 deg 2.35 MW 0.87 Mvar 27.36 % 15.00 MW 1.74 Mvar 75.51 % GALL1 GALL2 10.50 kv 1.00 p.u. -149.24 deg 15.00 MW 1.74 Mvar 60.40 % 10.40 kv 0.99 p.u. -152.14 deg -0.00 MW -0.00 Mvar 0.54 % 0.05 MW -0.05 MW 0.02 Mvar -0.02 Mvar 3.39 % -0.00 MW -0.00 Mvar 3.39 % 2.34 MW -2.34 MW 0.77 Mvar -0.77 Mvar 27.36 % -0.00 MW -0.00 Mvar 27.36 % 13.38 kv 1.01 p.u. TEMB13-2.47 deg 2.43 kv 1.01 p.u. TEMB2.3-152.47 deg 22.93 kv 1.00 p.u. CHILET23-4.45 deg 10.01 kv 1.00 p.u. CHILET10-154.61 deg GALL_60-14.90 MW -0.84 Mvar 60.40 % 0.03 MW 0.14 Mvar 0.54 % 2.42 MW 0.18 Mvar 4.66 % 0.02 ka APERTURA DE LÍNEA 0.00 MW -0.49 Mvar 0.95 % 0.00 ka CAJA60 CAJA60B BARRA CERRADA 60.96 kv 1.02 p.u. -2.14 deg 6.23 MW 0.26 Mvar 12.32 % 0.06 ka 6.23 MW 0.26 Mvar 12.32 % 0.06 ka -0.00 MW 0.00 Mvar 2.34 % 0.00 ka 59.16 kv 0.99 p.u. -19.64 deg 0.00 MW -1.19 Mvar 2.34 % 0.01 ka CAJAM10 23.93 MW 6.43 Mvar 83.77 % -23.73 MW -4.59 Mvar 83.77 % 30MVA (2011) 59.16 kv 0.99 p.u. -19.64 deg 3.62 MW -2.10 Mvar 9.65 % 0.04 ka -40.23-4.67 M 68.98 0.40 240mm2 AAAC - 8.08Km (2011) 10.35 kv 1.03 p.u. -173.56 deg 0.00 MW 23.73 MW -3.21 Mvar 7.80 Mvar SEGUA60 60.38 kv 1.01 p.u. -3.55 deg 19.52 MW 6.42 Mvar -13.23 MW -6.34 Mvar 56 16 % -6.18 MW -6.18 MW -0.48 Mvar -0.48 Mvar 12.32 % 12.32 % 0.06 ka 0.06 ka -13.27 MW -6.73 Mvar 57 21 % 4.98 MW 14.35 MW 1.63 Mvar 5.98 Mvar 13.37 % 26.02 % 0.05 ka 0.15 ka -14.28 MW -5.85 Mvar 26.02 % 0.15 ka GUAD60-4.94 MW -1.80 Mvar 13.37 % 0.05 ka PACA60 CELEN60-3.53 MW 1.54 Mvar 9.65 % 0.04 ka contra la Resolución OSINERGMIN N 075-2009-OS/CD Página 18 de 59