New Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en … · 2009. 6. 2. · OSINERGMIN Informe N° 0202-2009-GART Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en

GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA

AV. CANADA N° 1460 - SAN BORJA 224 0487 224 0488 - FAX 224 0491

Informe N° 0202-2009-GART

Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en Transmisión del Área

de Demanda 1 Regulación para el período 2009-2013

Lima, mayo 2009

OSINERGMIN Informe N° 0202-2009-GART

Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en Transmisión del Área de Demanda 1 Página 1 de 91

Resumen Ejecutivo

El presente informe describe el estudio realizado por OSINERGMIN como sustento para la aprobación del Plan de Inversiones en Transmisión del Área de Demanda 1, lo cual forma parte del proceso de Fijación de Tarifas de los Sistemas Secundarios de Transmisión (en adelante “SST”) y de los Sistemas Complementarios de Transmisión (en adelante “SCT”), para el período de vigencia noviembre 2009 - abril 2013.

El Área de Demanda 1, está conformada por las instalaciones de transmisión de las empresas Electronoroeste S.A., Adinelsa, Electroperú S.A. y Red de Energía del Perú S.A. (en adelante las “TITULARES”) y por la demanda de clientes regulados y libres de los sistemas comprendidos en el Área de Demanda 1 establecida mediante la Resolución OSINERGMIN Nº 634-2007-OS/CD y sus modificaciones.

El proceso de fijación de SST y SCT se lleva a cabo en cumplimiento del Anexo B de la norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados” (en adelante el “PROCEDIMIENTO”), aprobada mediante Resolución OSINERG N° 001-2003-OS/CD, la cual fue ordenada y concordada mediante Resolución OSINERGMIN N° 775-2007-OS/CD.

Dentro del plazo establecido en el procedimiento para la presentación de propuestas tarifarias para los SST y SCT, las empresas titulares de transmisión Electronoroeste S.A. y Red de Energía del Perú S.A. presentaron sus propuestas tarifarias. Las empresas Adinelsa y Electroperú S.A. no presentaron propuestas tarifarias.

Hasta la fecha se han llevado a cabo las etapas de revisión de admisibilidad, respuesta a las observaciones de admisibilidad, notificación de admisibilidad, audiencia pública para que los agentes expongan sus propuestas tarifarias, observaciones a los estudios técnicos económicos de los titulares, 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 01 de abril de 2009 se publicó el Decreto Supremo N° 021-2009-EM, en cuyo Artículo 2° modificó el literal d) del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (en adelante “RLCE”), en el que entre otras modificaciones, le agrega el numeral VI, el cual 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.

OSINERGMIN ha evaluado las premisas y cálculos presentados por las TITULARES en las etapas anteriores y, para la presente etapa de aprobación de los Planes de Inversión, ha tomado en cuenta el análisis de las opiniones y sugerencias a la prepublicación, que fueron presentadas por diversas titulares de transmisión.

En ese sentido, para los casos en los que no se han subsanado adecuadamente las observaciones hechas a los estudios que sustentan las propuestas presentadas por las TITULARES o la información presentada como parte de la subsanación no es consistente o no ha sido debidamente sustentada, OSINERGMIN ha procedido a revisar y aprobar el Plan de Inversiones con base a lo dispuesto en la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento; en la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica y su Reglamento de Transmisión; así como, en las normas emitidas por OSINERGMIN para tal fin.

De acuerdo con el análisis realizado por OSINERGMIN, de manera general, se han efectuado los siguientes cambios con relación a la propuesta presentada por las TITULARES:

♦ La proyección de la demanda eléctrica y el planeamiento de la expansión de la transmisión se realiza para toda el Área de Demanda 1, a cambio de la propuesta de Electronoroeste S.A. que se limita a analizar sólo lo correspondiente a su zona de concesión.

♦ Se ha reducido el número de transformadores nuevos propuestos por Electronoroeste S.A., al considerar la posibilidad de rotación de las unidades existentes que se origina cuando se implementa uno nuevo.

♦ Se justifica la conveniencia de reforzar las dos ternas de la línea de transmisión existente entre las subestaciones Piura Oeste y Piura Centro, a cambio de mantener cortocircuitada en los extremos la doble terna existente e implementar una nueva terna entre las mismas subestaciones.

♦ Para el planeamiento de la expansión de la transmisión se ha considerado los potenciales desarrollos de generación y la incorporación de nuevas demandas de tipo industrial que hayan sido debidamente sustentadas, contrariamente a la propuesta de Electronoroeste S.A. que no considera incrementos de generación en el Área de Demanda 1 y no sustenta las nuevas cargas que propone incorporar a sus redes.

♦ Se ha considerado el criterio N-1 para la determinación de nuevas líneas de transmisión, teniendo presente la prioridad de las inversiones necesarias para atender el crecimiento de la demanda.

Como consecuencia de la aplicación de estos cambios, el Plan de Inversiones para el Área de Demanda 1, correspondiente al período abril 2009-abril 2013, es el que se muestra en el siguiente cuadro:



PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 1 RESÚMEN DEL PLAN DE INVERSIONES, PERIODO 2009-2013

(Miles US$)

Año ELECTRONOROESTE NNNN (1) REP ELECTROPERÚ ADINELSA Total general

2009 - - - - - - 2010 3 385,99 3 113,93 - - - 6 499,92 2011 1 766,61 - - - - 1 766,61 2012 1 061,21 - - - - 1 061,21 2013 - - - - - -

(1) Por definir la responsabilidad de inversión

Los valores mostrados en el cuadro anterior han sido determinados con la Base de Datos de Módulos Estándar de Inversión para Sistemas de Transmisión, aprobada mediante Resolución OSINERGMIN N° 051-2009-OS/CD, publicada el 31 de marzo de 2009.

No obstante, estos valores tienen carácter preliminar, toda vez que según el numeral III), literal b) del Artículo 139° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, las instalaciones incluidas en dicho Plan de Inversiones serán valorizadas de manera definitiva en la fijación tarifaria, al determinar el Costo Medio anual de las instalaciones de transmisión que son remuneradas de forma exclusiva por la demanda.

El nominativo “NNNN” está referido a instalaciones que no han sido imputadas a ninguna de las titulares que conforman el Área de Demanda 1; sin embargo, según los resultados del análisis eléctrico realizado se requiere su implementación para garantizar el servicio eléctrico.



INDICE

1. INTRODUCCIÓN ........................................................................................................... 6 1.1 UBICACIÓN ...............................................................................................................6

2. ASPECTOS REGULATORIOS ..................................................................................... 9 3. PROCESO DE REGULACIÓN DE LOS SST Y SCT .................................................. 13 4. PROPUESTA INICIAL................................................................................................. 16

4.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA.................................................................................16 4.2 PLAN DE INVERSIONES ............................................................................................17

5. PRIMERA AUDIENCIA PÚBLICA............................................................................... 20 6. OBSERVACIONES A LOS ESTUDIOS TÉCNICO ECONÓMICOS ........................... 21

6.1 OBSERVACIONES DE OSINERGMIN A LAS PROPUESTAS DE REGULACIÓN DE SST Y SCT ....................................................................................................................21

6.2 OBSERVACIONES RELEVANTES ...............................................................................22 7. PROPUESTA FINAL ................................................................................................... 23

7.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA.................................................................................23 7.2 PLAN DE INVERSIONES ............................................................................................24

8. PREPUBLICACIÓN DE TARIFAS .............................................................................. 26 9. SEGUNDA AUDIENCIA PÚBLICA ............................................................................. 27 10. OPINIONES Y SUGERENCIAS A LA PREPUBLICACIÓN........................................ 28

10.1 OPINIONES SOBRE LA PROYECCIÓN DE LA DEMANDA ........................................28 10.2 OPINIONES SOBRE EL SER Y PLAN DE INVERSIONES.........................................29

11. ANÁLISIS DE OSINERGMIN ...................................................................................... 30 11.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA..........................................................................30

11.1.1 METODOLOGÍA........................................................................................31 11.1.2 DATOS HISTÓRICOS Y VARIABLES EXPLICATIVAS............................32

11.1.2.1 DATOS HISTÓRICOS E INFORMACIÓN BASE.................................. 32 11.1.2.2 VARIABLES EXPLICATIVAS ............................................................... 35

11.1.3 PROYECCIÓN DE VARIABLES ...............................................................36 11.1.3.1 Metodología de Proyección .................................................................. 36 11.1.3.2 Proyección de Variables Explicativas ................................................... 37

11.1.4 PROYECCIÓN VENTAS-USUARIOS MENORES....................................39 11.1.5 PROYECCIÓN VENTAS-USUARIOS MAYORES ....................................42 11.1.6 DEMANDAS ADICIONALES.....................................................................42 11.1.7 RESULTADOS DE LA PROYECCIÓN DE LA DEMANDA .......................43

11.2 SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR.................................................................45 11.2.1 Criterios Generales....................................................................................45 11.2.2 Criterios Específicos..................................................................................46 11.2.3 Metodología de Planeamiento...................................................................47 11.2.4 Instalaciones del SST................................................................................47

11.2.4.1 Diagnóstico........................................................................................... 47 11.2.4.2 Análisis de Alternativas ........................................................................ 48

11.2.5 Plan de Inversiones ...................................................................................54 12. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .............................................................. 58 13. ANEXOS...................................................................................................................... 59

Anexo A Diagrama Unifilar del Sistema Actual ........................................................ 60



Anexo B Diagramas Unifilares del SER 2009-2013 - Según Propuesta de Titulares................................................................................................................... 63

Anexo C Análisis de las opiniones y Sugerencias a la PREPUBLICACIÓN............ 69 Anexo D Diagramas Unifilares del SER 2009-2013-Según análisis de

OSINERGMIN. .......................................................................................... 70 Anexo E Plan de Inversiones ................................................................................... 70 Anexo F Cuadros Comparativos.............................................................................. 70

14. REFERENCIAS ........................................................................................................... 70



1. Introducción

El presente informe describe el estudio realizado por OSINERGMIN para la determinación del Plan de Inversiones en Transmisión correspondiente al Área de Demanda 1, lo cual forma parte del proceso de Fijación de Tarifas de los Sistemas Secundarios de Transmisión (en adelante “SST”) y de los Sistemas Complementarios de Transmisión (en adelante “SCT”), para el período de vigencia noviembre 2009 - abril 2013.

Para su elaboración se ha considerado los estudios técnicos económicos presentados por los TITULARES, así como los estudios desarrollados sobre el particular por la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del OSINERGMIN (en adelante “GART”) y/o estudios encargados por OSINERGMIN a consultores especializados.

1.1 Ubicación

El Área de Demanda 1 está ubicada en los departamentos de Tumbes y Piura, los cuales se encuentran en la región Nor-Oeste del Perú. Dicha Área de Demanda está conformada por instalaciones pertenecientes a las empresas concesionarias: Electronoroeste S.A. (en adelante “ENOSA”), Red de Energía del Perú S.A. (en adelante “REP”), Electroperú S.A. (en adelante “ELECTROPERÚ) y Empresa de Administración de Infraestructura Eléctrica S.A. (en adelante “ADINELSA”), en adelante y en conjunto llamadas “TITULARES”.

Actualmente el Área de Demanda 1 está conformada por los sistemas eléctricos:

• Piura. • Sullana – El Arenal - Paita. • Talara. • Tumbes. Tumbes Rural, Máncora y Zarumilla Rural. • Bajo Piura.



• Chulucanas, Morropon (Santo Domingo-Chalaco) y Loma Larga (Huancabamba-Huarmaca-Canchaque).

En el Gráfico N° 1-1 se muestra la ubicación geográfica del Área de Demanda 1.

GRÁFICO N° 1-1

ÁREA DE INFLUENCIA

ÁREA DE DEMANDA 01



Asimismo, en el Gráfico N° 1-2 se muestra el trazo de las principales instalaciones del sistema de transmisión que corresponden al Área de Demanda 1.

GRÁFICO N° 1-.2



2. Aspectos Regulatorios

El sistema de precios debe ser estructurado sobre la base de la eficiencia económica de acuerdo con lo señalado por los Artículos 8° y 42° de la Ley1 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° 288322.

Según lo señalado en el Artículo 44° de la LCE3, la regulación de la transmisión será efectuada por OSINERGMIN, independientemente de si las tarifas corresponden a ventas de electricidad para el servicio público o para aquellos suministros que se efectúen en condiciones de competencia.

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. (...)



De forma similar, el Artículo 62° de la LCE modificado con la Ley Nº 288324, establece que las compensaciones del SST deberán ser reguladas por OSINERGMIN.

Por otro lado, para la determinación de las tarifas correspondientes al SST, el Artículo 49° de la LCE, modificado por la Ley N° 288325, establece que en las barras del SST el precio incluirá el correspondiente peaje de dicho sistema, el mismo que será determinado según lo establecido en los Artículos 128° y 139° del Reglamento de la LCE6, modificado mediante el Decreto Supremo N° 027-2007-EM.

4 Artículo 62º.- Las compensaciones y peajes por las redes del Sistema Secundario de Transmisión, o del Sistema de Distribución serán reguladas por OSINERG. (...)

5 Artículo 49º.- En las barras del Sistema Secundario de Transmisión el precio incluirá el correspondiente peaje de dicho sistema.

6 Artículo 128º.- Para la fijación de los precios en Barra de energía, a que se refiere el Artículo 49º de la Ley, el sistema de transmisión a considerar comprenderá todas aquellas instalaciones del SEIN hasta el límite donde se inician las instalaciones que sirven en forma exclusiva a la demanda y hasta el límite donde se inician las instalaciones que sirven de forma exclusiva a la generación. Artículo 139º.- (…) Las compensaciones y las tarifas de transmisión a que se refieren los artículos 44° y 62° de la Ley; así

como, las compensaciones y tarifas del Sistema Complementario de Transmisión a que se refiere el Artículo 27° de la Ley N° 28832, serán fijadas por OSINERGMIN, teniendo presente lo siguiente:

a) Criterios Aplicables I) El pago mensual que efectúen los generadores por las instalaciones de transmisión se denomina

compensación. II) Las instalaciones de transmisión a que se refiere este artículo comprenden tanto las pertenecientes

al Sistema Secundario de Transmisión como al Sistema Complementario de Transmisión, salvo que se indique lo contrario.

III) El Plan de Transmisión se refiere al definido en el Artículo 21° de la Ley N° 28832. IV) El pago que realicen los consumidores se denomina Peaje que se aplicará como un cargo por

unidad de energía consumida. Para el caso de instalaciones que comprenden el sistema de transmisión, a que se refiere el Artículo 128°, el pago incluirá además del Peaje, la aplicación de los factores nodales de energía y los factores de pérdidas de potencia.

V) El Plan de Inversiones está constituido por el conjunto de instalaciones de transmisión requeridas que entren en operación dentro de un periodo de fijación de Peajes y Compensaciones. Será aprobado por OSINERGMIN y obedece a un estudio de planificación de la expansión de transmisión considerando un horizonte de diez (10) años, que deberá preparar obligatoriamente cada concesionario de las instalaciones de transmisión remuneradas exclusivamente por la demanda.

VI) El Costo Medio Anual de las instalaciones de transmisión corresponde al monto anual que permite retribuir los costos de inversión, operación y mantenimiento.

VII) Los costos de explotación son los definidos en el Artículo 1° de la Ley N° 28832. VIII) Los Ingresos Esperados Anuales corresponden al monto que se debe liquidar anualmente. IX) La Tasa Mensual para el cálculo de las Tarifas y Compensaciones; así como, para la actualización

de los ingresos mensuales de la liquidación anual, se determina aplicando fórmulas de interés compuesto y la Tasa de Actualización anual establecida en el Artículo 79° de la LCE.

b) (…) c) Responsabilidad de Pago (…) III) Para las instalaciones del Sistema Secundario de Transmisión no contempladas en ninguno de los

casos anteriores, OSINERGMIN definirá la asignación de responsabilidad de pago a la generación o a la demanda, o en forma compartida entre ambas. Para ello, deberá tener en cuenta el uso y/o el beneficio económico que cada instalación proporcione a los generadores y/o demanda, así como, lo dispuesto por el cuarto párrafo de la Sexta Disposición Complementaria Final de la Ley N° 28832.



El concepto de Costo Medio Anual al que hace referencia el Artículo 139° del Reglamento de la LCE, está definido en el literal b) numeral II) del Decreto Supremo N° 027-2007-EM, y corresponde a la suma de la anualidad del Costo de Inversión y el Costo anual de Operación y Mantenimiento, en condiciones de eficiencia (en adelante “aCI” y “COyM”, respectivamente)

El Sistema Económicamente Adaptado (en adelante “SEA”) al que hace referencia el Artículo 139° del Reglamento de la LCE en su literal c) numeral II), también se encuentra definido en el Anexo de la LCE7 y corresponde al sistema eléctrico en el que existe un equilibrio entre la oferta y la demanda.

Por otro lado, todas las nuevas instalaciones que se construyan posteriormente al 23 de julio de 2006 en que se emitió la Ley 28832 y que no forman parte del Plan de Transmisión8, se consideran como instalaciones del SCT definidas en el Artículo 27.1 de la Ley N° 288329, las mismas que en cumplimiento del inciso b) del Artículo 27.2 de dicha Ley10 se regulan según los criterios establecidos en la LCE.

El Sistema Eléctrico a Remunerar (en adelante “SER”) al que hace referencia el literal c) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE, es la configuración del sistema de transmisión considerado para la determinación de los Peajes y Compensaciones de cada titular.

Para la determinación y asignación de los cargos de transmisión, el Artículo 139° del Reglamento de la LCE establece el procedimiento a ser seguido por OSINERGMIN para definir la asignación de compensaciones a la generación o a la demanda o en forma compartida entre la demanda y la generación, tomando en cuenta el uso y/o beneficio económico que cada instalación proporcione a los generadores y/o usuarios.

Con Resolución OSINERGMIN N° 023-2008-OS/CD, publicada el 14 de enero de 2008, se aprobaron los criterios, metodología y formatos para la

7 SISTEMA ECONOMICAMENTE ADAPTADO: Es aquel sistema eléctrico en el que existe una correspondencia de equilibrio entre la oferta y la demanda de energía, procurando el menor costo y mantenimiento de la calidad del servicio. Artículo 48º.- Los factores de pérdida de potencia y de energía se calcularán considerando las Pérdidas Marginales de Transmisión de Potencia de Punta y Energía respectivamente, considerando un Sistema Económicamente Adaptado.

8 Artículo 1° - Definiciones 21. Plan de Transmisión.- Estudio periódico, aprobado por el Ministerio, que identifica, mediante un análisis centralizado, los requerimientos de equipamiento de transmisión necesarios para mantener o mejorar la calidad, fiabilidad, seguridad o economía del sistema para un horizonte no mayor de diez (10) años. Este estudio tiene como producto un plan recomendado de obras de transmisión que considere los diversos escenarios de la expansión de la generación y de crecimiento de la demanda futura, el cronograma de ejecución y la asignación de las compensaciones para su remuneración.

9 27.1 Se consideran como instalaciones del Sistema Complementario de Transmisión aquellas que son parte del Plan de Transmisión y cuya construcción es resultado de la iniciativa propia de uno o varios Agentes. Además, son parte del Sistema Complementario de Transmisión todas aquellas instalaciones no incluidas en el Plan de Transmisión.

10 27.2 Para las instalaciones del Sistema Complementario de Transmisión se tendrá en cuenta lo siguiente: (…) b) OSINERG establecerá el monto máximo a reconocer como costo de inversión, operación y

mantenimiento. Las compensaciones y tarifas se regulan considerando los criterios establecidos en la Ley de Concesiones Eléctricas para el caso de los Sistemas Secundarios de Transmisión.

(…)



presentación de los estudios tarifarios que sustenten las propuestas de fijación tarifaria de los titulares de los SST y SCT (en adelante “NORMA TARIFAS”).

Asimismo, se aprobaron las siguientes normas, las cuales tienen relación vinculante con la NORMA TARIFAS:

• Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica, aprobada mediante la Resolución OSINERGMIN N° 022-2007-OS/CD.

• Norma de Altas y Bajas, aprobada mediante la Resolución OSINERGMIN

N° 024-2007-OS/CD. • Norma de Áreas de Demanda, aprobada con la Resolución OSINERGMIN

N° 634-2007-OS/CD. Posteriormente, modificada mediante Resoluciones OSINERGMIN N° 487-2008-OS/CD, N° 016-2009-OS/CD y N° 058-2009-OS/CD.

• Norma de Porcentajes para determinar los Costos de Operación y

Mantenimiento para la Regulación de los SST - SCT, aprobada mediante la Resolución OSINERGMIN N° 635-2007-OS/CD.

• Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de

Transmisión, aprobada con Resolución OSINERGMIN N° 343-2008-OS/CD, cuya primera versión fue aprobada con Resolución OSINERGMIN N° 343 2008-OS/CD y modificada según las Resoluciones OSINERGMIN N° 464 2008-OS/CD N° y 465 2008-OS/CD, así como la segunda versión de la misma aprobada con Resolución OSINERGMIN N° 051 2009-OS/CD, la cual fue publicada el 31 de marzo de 2009.

• Norma de Procedimiento para la Asignación de Responsabilidad de Pago

de los SST y SCT, aprobada con Resolución OSINERGMIN N° 383-2008-OS/CD.



3. Proceso de Regulación de los SST y SCT

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 técnicos 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 consideradas por el regulador antes que adopte su decisión para la aprobación de las tarifas y compensaciones para los SST.

Hasta la fecha se han llevado a cabo las etapas de revisión de admisibilidad, respuesta a las observaciones de admisibilidad, notificación de admisibilidad, audiencia pública para que los agentes expongan sus propuestas tarifarias, observaciones a los estudios técnicos económicos de los titulares, 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.

Asimismo, con posterioridad a dicha decisión, se prevé la instancia de los recursos de reconsideración donde se pueden interponer cuestionamientos a las decisiones adoptadas.

En la Figura N° 3-1 se muestra el cronograma de las etapas que resta llevar a cabo para la fijación de las Tarifas y Compensaciones de los SST y SCT correspondiente al período de vigencia 2009-2013.



Figura N° 3-1 Etapas restantes del Proceso de Fijación de Tarifas y Compensaciones de los SST y SCT (Período 2009-2013)

30-May 22-Jun 23-Jun 30-Jun 07-Jul 31-Jul 03-Ago 03-Sep 07-Sep 14-Sep 24-Sep 15-Oct 05-Nov 12-Nov 19-Nov 26-Nov 29-Dic 05-Ene31-Jul-

0930-May-

09

Resolución de Recursos de Reconsideración

Publicación de la Resolución de

aprobación de Planes de Inversión

Audiencia Pública para sustentar Recursos de Reconsideración

Publicación de los Recursos de Reconsideración y convocatoria a

Audiencia Pública

Publicación de las Resoluciones que resuelven

Recursos de Reconsideración

Prepublicación del Proyecto de Resolución que fija los peajes y compensaciones, la Relación de

Información que la sustenta y convocatoria a Audiencia Pública

Publicación en página WEB de OSINERGMIN del proyecto de Resolución

Opiniones y sugerencias de los interesados respecto a la

Prepublicación

Publicación de las Resoluciones de Peajes y

Compensaciones

Interposición de Recursos de Reconsideración (de

ser el caso)

15d 1d 4d 5d 1d 23d 2d 5d 13d

Opiniones y sugerencias sobre los Recursos de

Reconsideración

15d 8d

Audiencia Pública de OSINERGMIN-GART

m

o

q

s

u

w

n

p

r

t

v

x

15d 5d 5d

Audiencia Pública para sustentar Recursos de Reconsideración

aa

Interposición de Recursos de Reconsideración (de ser el

caso)

y

Publicación de los Recursos de Reconsideración y convocatoria a

Audiencia Pública

z

03-Sep-09

15-Oct-09

5d 20d 3d

Opiniones y sugerencias sobre los Recursos de Reconsideración

Resolución de Recursos de Reconsideración

Publicación de las Resoluciones que resuelven

Recursos de Reconsideración

ab

ac

ad



4. Propuesta Inicial

En cumplimiento del cronograma establecido para la Fijación de Tarifas de los SST y SCT, 30 de mayo de 2008, las empresas ENOSA y REP, presentaron los Estudios Técnicos Económicos que sustentan sus propuestas con relación a la fijación de Tarifas del Área de Demanda 1, para el periodo mayo 2009-abril 2013 (en adelante y en conjunto “PROPUESTA INICIAL”) – [Ver Referencia 1].

Dichas propuestas, fueron evaluadas por OSINERGMIN a fin de determinar su admisibilidad como parte del presente proceso regulatorio, como resultado de lo cual, mediante Oficio N° 0533-2008-GART, de fecha 19 de junio 2008, se notificó a las empresas ENOSA y REP las observaciones relacionadas con la admisibilidad de sus propuestas al proceso regulatorio– [Ver Referencia 2], las mismas que fueron respondidas mediante las cartas R-1136-2008/ENOSA y GN-1606-2008, respectivamente, respectivamente– [Ver Referencia 3].

Con Oficio N° 0632-2008-GART, de fecha 22 de julio 2008, OSINERGMIN notificó a las empresas sobre los resultados de la admisibilidad de sus propuestas al proceso de fijación de tarifas de los SST y SCT para el período 2009-2013, señalando que ello no otorga conformidad del contenido ni de los resultados presentados en dicho estudio, dado que serán materia de revisión en las etapas posteriores del presente proceso– [Ver Referencia 4].

A continuación, para el propósito del presente informe, se presenta el resumen de la PROPUESTA INICIAL en lo referente a la proyección de la demanda y al Plan de Inversiones en transmisión propuesto por las TITULARES.

4.1 Proyección de la Demanda

La proyección de la demanda de la PROPUESTA INICIAL se resume en el siguiente cuadro:



Cuadro Nº 4-1 PROPUESTA INICIAL ÁREA DE DEMANDA 1

Proyección de la Demanda (GWH)

Año ENOSA (1)

ELECTROPERU (2)

ADINELSA (3)

REP

2007 660,1 - - 870,9 2008 758,5 - - 980,7 2009 848,1 - - 1 092,6 2010 1010,6 - - 1 260,7 2011 1087,3 - - 1 339,0 2012 1217,8 - - 1 429,2 2013 1275,3 - - 1 519,4 2014 1330,0 - - 1 609,7 2015 1390,5 - - 1 699,9 2016 1448,2 - - 1 790,1 2017 1535,6 - - 1 880,3 2018 1596,5 - - 1 970,8 Tasa

Promedio 7,73% 7,71% Nota.

(1) La propuesta del titular ENOSA no abarca todas las cargas e instalaciones comprendidas en el Área de Demanda 1.

(2) ELECTROPERÚ no presentó su propuesta tarifaria de los SST-SCT

(3) ADINELSA no presentó su propuesta tarifaria de los SST-SCT

4.2 Plan de Inversiones

Las instalaciones del SCT que conforman el Plan de Inversiones correspondiente al período comprendido entre el 24 de julio 2006 y el 30 de abril de 2013, de la PROPUESTA INICIAL, son las que se resumen en los siguientes cuadros:


SCT (Miles US$) TITULAR 1: ENOSA

Monto de Año SETs Elemento Inversión

Miles de US$

2006 SET AT/MT CASTILLA Transformador de Potencia 60/10, 30 MVA 629,76

2007 SET AT/MT CORRALES Celda de Transformación 10 kV 99,69

2007 SET AT/MT CORRALES Celda de Transformación 22,9 kV 220,49

2007 SET AT/MT CORRALES Transformador de Potencia 33/10, 4 MVA 213,29

2008 SET AT/MT CONSTANTE Celda Compensador 31,79 2008 SET AT/MT CONSTANTE Compensador 47,94 2008 SET AT/MT SULLANA Celda de Alimentadores 34,72 2008 SET AT/MT PAITA Celda Compensador 47,53 2008 SET AT/MT PAITA Compensador 56,02 2008 SET AT/MT TIERRA Compensador 47,92



Monto de Año SETs Elemento Inversión

COLORADA

2008 SET AT/MT PUERTO PIZARRO Compensador 47,92

2008 SET AT/MT ZARUMILLA Celda Compensador 47,27 2008 SET AT/MT ZARUMILLA Compensador 55,97 2009 SET AT/MT CHULUCANAS Celda de Transformador 71,59 2009 SET AT/MT CHULUCANAS Transformador de Potencia 498,68 2009 SET AT/MT CHULUCANAS Transformador de Potencia 662,70

2009 SET AT/MT PIURA CENTRO Celda de Línea 145,54

2009 SET AT/MT PIURA CENTRO Celda de Línea 145,54

2009 SET AT/MT PIURA CENTRO Celda de Transformador 119,71

2009 SET AT/MT PIURA CENTRO Celda de Transformador 38,92

2009 SET AT/MT PIURA CENTRO Celda de Medición 23,66

2009 SET AT/MT PIURA CENTRO Transformador de Potencia 319,10

2009 SET MAT/AT PIURA OESTE Celda de Línea 145,63

2009 SET AT/MT EL ARENAL Compensador 47,92

2009 SET AT/MT TIERRA COLORADA Celda de Línea 145,11

2009 SET AT/MT TIERRA COLORADA Celda de Transformador 118,63

2009 SET AT/MT TIERRA COLORADA Celda de Transformador 35,06

2009 SET AT/MT TIERRA COLORADA Transformador de Potencia 595,12

2009 SET AT/MT ZORRITOS Celda de Línea 88,43 2009 SET AT/MT ZORRITOS Celda de Transformador 70,18 2009 SET AT/MT ZORRITOS Celda de Transformador 31,73 2009 SET AT/MT LA CRUZ Celda de Transformador 70,99 2009 SET AT/MT LA CRUZ Celda de Transformador 32,10 2009 SET AT/MT LA CRUZ Transformador de Potencia 126,92

2009 SET AT/MT CEREZOS (NAUTILIUS) Transformador de Potencia 81,29

2009 SET AT/MT CORRALES Transformador de Potencia 203,85 2010 SET AT/MT SULLANA Celda de Transformador 118,91 2010 SET AT/MT SULLANA Celda de Transformador 32,26 2010 SET AT/MT SULLANA Celda de Alimentadores 35,14 2010 SET AT/MT SULLANA Transformador de Potencia 627,77 2010 SET AT/MT EL ARENAL Transformador de Potencia 630,11 2010 SET AT/MT EL ARENAL Compensador 21,16 2010 SET AT/MT PAITA Celda de Alimentadores 34,65 2010 SET AT/MT PAITA Compensador 13,75

2010 SET AT/MT TIERRA COLORADA Compensador 13,62

2010 SET AT/MT ZORRITOS Celda de Transformador 71,16 2010 SET AT/MT ZORRITOS Celda de Transformador 32,18 2010 SET AT/MT ZORRITOS Transformador de Potencia 203,30 2010 SET AT/MT PUERTO

PIZARRO Celda de Transformador 118,79

2010 SET AT/MT PUERTO PIZARRO Celda de Transformador 36,26



Monto de Año SETs Elemento Inversión 2010 SET AT/MT PUERTO

PIZARRO Transformador de Potencia 400,51 2010 SET AT/MT ZARUMILLA Compensador 13,68 2011 SET AT/MT SULLANA Celda de Alimentadores 34,72 2011 SET AT/MT EL ARENAL Compensador 34,14 2011 SET AT/MT PAITA Celda de Transformador 31,76


2011 S.E. MT MANCORA Celda Compensador 31,79 2011 S.E. MT MANCORA Compensador 55,83 2011 SET AT/MT ZARUMILLA Compensador 20,77 2012 SET AT/MT CONSTANTE Compensador 13,62 2012 SET AT/MT PIURA

CENTRO Celda Compensador 25,88

2012 SET AT/MT PIURA CENTRO Compensador 55,68

2012 SET AT/MT SULLANA Celda de Alimentadores 34,72 2012 SET AT/MT SULLANA Celda de Alimentadores 34,72 2012 SET AT/MT SULLANA Celda de Alimentadores 34,72 2012 SET AT/MT PAITA Compensador 13,68 2012 SET AT/MT TIERRA

COLORADA Celda de Alimentadores 39,49


2012 SET AT/MT ZORRITOS Celda Compensador 35,83 2012 SET AT/MT ZORRITOS Compensador 37,18

2012 SET AT/MT PUERTO PIZARRO Compensador 6,73

2009 Línea de Transmisión en 60 kV

SET PIURA OESTE - SET PIURA CENTRO 442,10

2012 Línea de Transmisión en 60 kV

SET PAITA - SET TIERRA COLORADA 50,92

TOTAL 8 877,66 Nota. El titular no presenta información de los sistemas a los cuales corresponden los elementos de transmisión incluidos en el formato F-308.

En resumen, los costos de inversión por año de la PROPUESTA INICIAL son los que se muestran en el siguiente cuadro:


COSTO DE INVERSIÓN POR AÑO (Miles US$)

Año ENOSA TOTAL (Miles US $)

2006 629,76 629,76 2007 533,47 533,47 2008 417,07 417,07 2009 4 260,51 4 260,51 2010 2 403,25 2 403,25 2011 229,69 229,69 2012 403,91 403,91 2013 - -

Nota. Las demás titulares que conforman el Área de Demanda 1, no presentaron costo de inversión en esta etapa del proceso.



5. Primera Audiencia Pública

Con la finalidad de promover, en un entorno de mayor transparencia, la participación de los diversos agentes (empresas concesionarias, asociaciones de usuarios, usuarios individuales, etc.), como parte del PROCEDIMIENTO OSINERGMIN convocó a una Audiencia Pública que se desarrolló entre los días 05 y 06 de agosto de 2008.

El objetivo de la audiencia fue que los titulares de los Sistemas de Transmisión expongan el sustento técnico - económico de sus propuestas de tarifas y compensaciones para los SST y SCT.

En esta oportunidad, respecto a la exposición por los titulares de transmisión del Área de Demanda 1, que presentaron propuesta tarifaria, no surgieron comentarios y/o preguntas de parte de los agentes del mercado e interesados que participaron en dicha Audiencia Pública.



6. Observaciones a los Estudios Técnico Económicos

6.1 Observaciones de OSINERGMIN a las Propuestas de Regulación de SST y SCT

A través del Oficio N° 0764-2008- GART, de fecha 03 de setiembre de 2008, el OSINERGMIN remitió a las empresas ENOSA y REP los Informes N° 0367-2008-GART y 0374-2008-GART, respectivamente; los cuales contienen las observaciones al estudio técnico económico presentado por las referidas empresas como sustento de su propuesta tarifaria para SST y SCT – [Ver Referencia 5].

Dichos documentos de observaciones han sido consignados en la página Web de OSINERGMIN, al igual que en el caso de la propuesta de los titulares de transmisión, con el propósito de que los agentes del mercado e interesados, tengan acceso al documento mencionado y cuenten con la información necesaria que les permita, en su oportunidad, expresar sus comentarios y puntos de vista relacionados con los temas observados.

Las observaciones hechas a los estudios, se clasificaron en generales y específicas, precisándose que las observaciones generales tienen jerarquía sobre las específicas, por lo que estas últimas no deben ser consideradas como limitativas. Asimismo, se indicó que las absoluciones de las observaciones específicas, deberán sujetarse, en lo que corresponda, a lo absuelto en las observaciones generales.

Las observaciones se organizaron en los rubros siguientes:



o Proyección de la demanda;

o Determinación del Sistema Eléctrico a Remunerar (SER);

o Costos de Inversión;

o Costos Estándar de Operación y Mantenimiento;

o Determinación de Factores de Pérdidas Medias e Ingresos Tarifarios;

o Determinación del Costo Medio Anual (CMA), Peajes, Compensaciones y Fórmulas de Actualización.

Se señaló, además, que los sustentos e información que sean presentados como respuesta a las observaciones, serán evaluados a fin de verificar la consistencia y trazabilidad de la propuesta; así como, el cumplimiento de la normatividad pertinente y del criterio de eficiencia que exige el marco regulatorio para las instalaciones de transmisión.

De igual manera, se señaló que los comentarios y/o preguntas de parte de los agentes del mercado e interesados que participaron en la Audiencia Pública, también sean absueltas, en lo que corresponda, por la respectiva empresa titular de los SST y SCT. Para tal efecto, se consignó el video de la citada Audiencia Pública en la página Web: http://www2.osinerg.gob.pe/gart.htm, y en la sección que resulta de ingresar a los vínculos siguientes “Procedimientos Regulatorios”, “Procedimiento para fijación de Peajes y Compensaciones para SST y SCT”, “Audiencia Pública de Titulares de los SST y SCT”.

6.2 Observaciones Relevantes Entre otras, las observaciones relevantes hechas a la PROPUESTA INICIAL, en lo referente a la proyección de la demanda y Plan de Inversiones, son las siguientes:

- La propuesta presentada no abarca todas las cargas e instalaciones comprendidas en el Área de Demanda correspondiente, sólo se limita a los alcances de las instalaciones de cada titular.

- No se han evaluado las suficientes alternativas que permitan concluir que la configuración presentada corresponde efectivamente a la alternativa de mínimo costo.

- Se observan diversos errores de cálculo en la valorización de las instalaciones.

Se requirió que el titular revise completamente sus cálculos y metodologías aplicadas, a fin de subsanar errores que no necesariamente puedan haberse detectado como parte del informe de observaciones, pues de detectarse en las siguientes etapas podrían constituirse en razones para modificar la propuesta presentada en su última versión.



7. Propuesta Final

Dentro del plazo establecido para el efecto, con cartas R-1575-2008/ENOSA y GN-5515-2008, las empresas ENOSA y REP, respectivamente, presentaron las respuestas a las observaciones hechas por OSINERGMIN a sus PROPUESTAS INICIALES, las mismas que para efectos del presente proceso regulatorio se consideran como la PROPUESTA FINAL correspondiente.

Toda la documentación entregada como PROPUESTA FINAL, ha sido consignada en la página Web de OSINERGMIN, al igual que en el caso de la PROPUESTA INICIAL y las observaciones a la misma, con el propósito de que los agentes del mercado e interesados, tengan acceso a los documentos mencionados y cuenten con la información necesaria que les permita, en su oportunidad, expresar sus comentarios y puntos de vista relacionados con los temas observados. – [Ver Referencia 6].

Para los propósitos del presente informe, a continuación se resumen los valores contenidos en la PROPUESTA FINAL, en lo referente a la proyección de la demanda y Plan de Inversiones.

7.1 Proyección de la Demanda

La proyección de la demanda de la PROPUESTA FINAL se resume en el siguiente cuadro:

Cuadro Nº 7-1 PROPUESTA FINAL ÁREA DE DEMANDA 1

Proyección de la Demanda (GWH) Año ENOSA

(1) REP (2)

ADINELSA (3)

ELECTROPERU (4)

2007 660,1 870,9 - - 2008 725,3 980,7 - - 2009 814,5 1 092,6 - - 2010 865,1 1 260,7 - - 2011 915,1 1 339,0 - -



Año ENOSA (1)

REP (2)

ADINELSA (3)

ELECTROPERU (4)

2012 966,6 1 429,2 - - 2013 1 019,5 1 519,4 - - 2014 1 073,9 1 609,7 - - 2015 1 129,8 1 699,9 - - 2016 1 187,3 1 790,1 - - 2017 1 246,4 1 880,3 - - 2018 1 307,2 1 970,8 - - Tasa

Promedio 6,41% 7,71%

Notas (1) La propuesta de ENOSA no abarca todas las cargas e instalaciones

comprendidas en el Área de Demanda 1 (2) La proyección de la demanda presentada por REP corresponde a la

demanda que atiende en el Área de Demanda. (3) ADINELSA no presentó propuesta tarifaria de SST-SCT. (4) ELECTROPERU no presentó propuesta tarifaria de SST-SCT.

Cabe señalar que la proyección de demanda presentada por ENOSA en la etapa de PROPUESTA FINAL difiere de los valores presentados en la etapa de PROPUESTA INICIAL, siendo estos valores mayores en todos los años de proyección.

7.2 Plan de Inversiones

Las instalaciones del SCT que conforman el Plan de Inversiones correspondiente al período 24 de julio 2006 al 30 de abril de 2013, de la PROPUESTA FINAL, son las que se resumen en los siguientes cuadros:

Cuadro Nº 7-2 PROPUESTA FINAL ÁREA DE DEMANDA 1

SCT (Miles US$) TITULAR 1: ENOSA Monto de

Año SETs Elemento Inversión Miles de US$

2006 SET AT/MT CASTILLA Transformador de Potencia 633,36 2007 SET AT/MT N-CORRALES Celda de Transformador 54,97 2007 SET AT/MT N-CORRALES Celda de Transformador 121,57 2007 SET AT/MT N-CORRALES Transformador de Potencia 217,34 2008 SET AT/MT SULLANA Celda de Alimentadores 35,45 2008 SET AT/MT ZARUMILLA Celda Compensador - 2008 SET AT/MT ZARUMILLA Compensador - 2009 SET AT/MT CHULUCANAS Transformador de Potencia 848,78 2009 SET AT/MT PIURA CENTRO Celda de Línea 148,08 2009 SET AT/MT PIURA CENTRO Celda de Línea 148,08 2009 SET AT/MT PIURA CENTRO Celda de Transformador 121,81 2009 SET AT/MT PIURA CENTRO Celda de Transformador 39,61 2009 SET AT/MT PIURA CENTRO Celda de Medición 24,08 2009 SET AT/MT PIURA CENTRO Transformador de Potencia 503,81 2009 SET MAT/AT PIURA OESTE Celda de Línea 152,06 2009 SET AT/MT LA CRUZ Celda de Transformador 71,99 2009 SET AT/MT LA CRUZ Celda de Transformador 32,55

2009 SET AT/MT CEREZOS (NAUTILIUS) Transformador de Potencia 81,72



2009 SET AT/MT N-CORRALES Transformador de Potencia 204,83 2009 SET AT/MT ZARUMILLA Celda Compensador 48,43 2009 SET AT/MT ZARUMILLA Compensador 50,26 2010 SET AT/MT SULLANA Celda de Alimentadores 35,45 2011 SET AT/MT SULLANA Celda de Alimentadores 35,45 2011 SET AT/MT PAITA Celda de Alimentadores 35,45



2011 SET AT/MT PUERTO PIZARRO Transformador de Potencia 404,48

2012 SET AT/MT SULLANA Celda de Transformador 119,97 2012 SET AT/MT SULLANA Celda de Transformador 32,55 2012 SET AT/MT SULLANA Transformador de Potencia 633,36 2012 SET AT/MT SULLANA Celda de Alimentadores 35,45 2012 SET AT/MT SULLANA Celda de Alimentadores 35,45 2012 SET AT/MT SULLANA Celda de Alimentadores 35,45

2012 SET AT/MT TIERRA COLORADA Celda de Alimentadores 35,45

2009 SET PIURA OESTE - SET PIURA CENTRO

Linea de transmisión 563,20

Nota. La titular no presenta la información de los sistemas a los cuales corresponden los elementos de transmisión incluidos en el formato F-308.

Las demás TITULARES que conforman esta Área de Demanda no presentaron propuesta de Plan de Inversiones para el período señalado.

En el Anexo B se muestra los diagramas unifilares correspondiente al SER (SST y SCT) de la PROPUESTA FINAL.

En resumen, los costos de inversión por año de la PROPUESTA FINAL son los que se muestran en el siguiente cuadro:

Cuadro Nº 7-3

PROPUESTA FINAL ÁREA DE DEMANDA 1 COSTO DE INVERSIÓN POR AÑO

(Miles US$)

Año ENOSA REP TOTAL (Miles US $)

2006 633,.36 - 633,.36 2007 393,88 - 393,88 2008 35,45 - 35,45 2009 3 039,29 - 3 039,29 2010 35,45 - 35,45 2011 631,98 - 631,98 2012 927,69 - 927,69 2013 - - - (1) El año 2006 se considera a partir de agosto (2) El año 2013 se considera hasta abril



8. Prepublicación de Tarifas

Con fecha 02 de febrero de 2009 se publicó la Resolución de Consejo Directivo OSINERGMIN Nº 027-2009-OS/CD, mediante la cual se prepublicó en el Diario El Peruano el “Proyecto de resolución con la que se fijarían las Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión, aplicables para el periodo comprendido entre el 1° de mayo de 2009 y el 30 de abril de 2013” (en adelante “PREPUBLICACIÓN”). Asimismo, se publicó en la página Web de OSINERGMIN conjuntamente con la información que la sustenta.

Dicha PREPUBLICACIÓN incluyó la prepublicación de la Proyección de la Demanda Eléctrica y el Plan de Inversiones del Área de Demanda 1.



9. Segunda Audiencia Pública

El Consejo Directivo del OSINERGMIN convocó a una segunda audiencia pública la misma que se llevó a cabo el 10 de febrero de 2009, en la cual el OSINERGMIN realizó la exposición y sustento de los criterios, metodología y modelos económicos utilizados en el presente procedimiento de fijación tarifaria para los SST y SCT.

Cabe resaltar que, la realización de esta audiencia pública se produjo de manera descentralizada y simultánea en tres ciudades del país: Lima, Arequipa y Piura, a través de un sistema de multi videoconferencia.

En esta audiencia pública, los consumidores, las empresas concesionarias, las asociaciones de usuarios y demás personas interesadas en la regulación de las tarifas de transmisión secundaria, pudieron dar a conocer sus puntos de vista sobre el procedimiento regulatorio en ejecución y su resultado tarifario, así como plantear sus interrogantes las mismas que se absolvieron en el mismo acto.

El desarrollo de esta audiencia pública ha quedado registrado en los videos y actas, los cuales se encuentran publicados en la página Web de OSINERGMIN, pudiendo acceder a la misma con el siguiente Link:

http://www2.osinerg.gob.pe/ProcReg/FijacionSSTySCT/Audiencia.htm,

conjuntamente con las presentaciones correspondientes.



10. Opiniones y sugerencias a la Prepublicación

El 24 de febrero de 2009 fue la fecha de cierre para que los interesados en la regulación tarifaria de SST y SCT, en curso, presentaran sus opiniones y sugerencias sobre los proyectos de resolución que fijan las Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión.

Con respecto al Área de Demanda 1, dentro del plazo señalado, ENOSA presentó sus opiniones y sugerencias.

Para los propósitos del presente informe, en el Anexo C del mismo se ha desarrollado el análisis de cada una de las opiniones y sugerencias que han sido presentadas con respecto a la Proyección de la Demanda, Definición del SER y Valorización del Plan de Inversiones correspondiente al período 2009-2013.

10.1 Opiniones sobre la Proyección de la Demanda

En resumen, en este aspecto, ENOSA opina que la proyección de demanda, no posee un sustento adecuado, especialmente en lo relativo a la demanda espacial considerada, descartando en varios casos las cargas adicionales presentadas por la empresa.



10.2 Opiniones sobre el SER y Plan de Inversiones

En resumen, en este aspecto, ENOSA opina que, dado que la proyección de demanda no consideró la nueva demanda prevista, el SER propuesto por OSINERGMIN no es adecuado para soportar el crecimiento de la demanda. Así mismo, ENOSA opina que existe muy poca información sobre el sustento de los análisis y cálculos efectuados por OSINERGMIN al definir sus alternativas de desarrollo de los sistemas de transmisión.

También señala ENOSA que OSINERGMIN descartó las alternativas presentadas por las empresas sin demostrar que sus alternativas sean mejores desde el punto de vista técnico y económico.



11. Análisis de OSINERGMIN

OSINERGMIN además de haber evaluado las premisas y cálculos presentados por las TITULARES, tanto en la PROPUESTA INICIAL como en la PROPUESTA FINAL, para la presente etapa del proceso ha tomado en cuenta el análisis de las Opiniones y Sugerencias a la PREPUBLICACIÓN, el cual se desarrolla en el Anexo C del presente informe.

En ese sentido, para los casos en los que no se han subsanado adecuadamente las observaciones hechas a las propuestas regulatorias presentadas por las TITULARES o la información presentada ha resultado inconsistente o no ha sido debidamente sustentada, OSINERGMIN ha procedido a evaluar la proyección de la demanda y a determinar el SER; así como, a establecer los valores finales de los costos de Inversión, a fin de determinar el Plan de Inversiones para el período 2009-2013, en conformidad con el marco regulatorio vigente.

Para efectos del presente informe, el análisis hecho por OSINERGMIN y los resultados obtenidos como producto de dicho análisis, se denominará en adelante PROPUESTA OSINERGMIN.

11.1 Proyección de la Demanda OSINERGMIN ha procedido a determinar la proyección de demanda del Área de Demanda 1, en base a la mejor información disponible, debido a que:

• ENOSA presentó la proyección de la demanda sólo del mercado eléctrico que atiende dentro de su área de concesión, sin incluir la proyección de la demanda atendida por otras titulares que también suministran energía eléctrica en el Área de Demanda 1, no habiendo dado cumplimiento a lo establecido en el nuevo marco regulatorio, en el sentido que la proyección de la demanda debe efectuarse por Área de Demanda.



• ENOSA ha utilizado una metodología para la proyección de la demanda distinta a la establecida en la NORMA TARIFAS, sin demostrar la eficiencia y consistencia de dicha metodología, no permitiendo ello su validación para considerarla como base en el cálculo de las tarifas de SST y SCT comprendidos en el Área de Demanda 1. Por ejemplo, no sustentó con suficiencia las razones por las que utilizó el PBI nacional para proyectar las ventas de energía del Área de Demanda 1.

• ENOSA no presentó en medio electrónico toda la información correspondiente a la proyección de la demanda, no permitiendo con ello su trazabilidad y consecuente validación.

Es del caso señalar que la diferencia entre la proyección de la demanda presentada por las TITULARES y lo proyectado por OSINERGMIN para la PREPUBLICACIÓN, se debe fundamentalmente a que dichas titulares no consideraron la demanda de clientes importantes ubicados dentro del Área de Demanda 1, atendidos por otros suministradores, y a la demanda nueva que por falta de sustento no se consideró en dicha prepublicación.

Para la presente etapa, se ha considerado para el análisis, tanto la información que las TITULARES han proporcionado como parte de sus opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN, así como la información que han presentado como respuesta a lo requerido mediante Oficio N° 0188-2009-GART, de fecha 11 de febrero 2009; asimismo, se incorporaron las demandas nuevas de Usuarios Menores y Usuarios Mayores para las que cada titular presentó la información de sustento.

Por las razones expuestas, OSINERGMIN procedió a proyectar la demanda del Área de Demanda 1 en estricto cumplimiento del marco normativo vigente. Los criterios y procedimiento utilizados para la proyección de la demanda eléctrica son los mismos que se explicaron en el Informe N° 037-2009-GART que sustentó la prepublicación de las Tarifas y Compensaciones de SST y SCT del Área de Demanda 1 - [Ver Referencia 7].

11.1.1 METODOLOGÍA Para la proyección de las ventas de energía del Área de Demanda 1, se utilizó la metodología definida en la NORMA TARIFAS, en la que se establece que:

− Las ventas totales de energía de los Usuarios Menores a 2,5 MW, libres y regulados, se proyectan en base a modelos econométricos, con la utilización de variables explicativas independientes, tales como: PBI regional, población regional, clientes y la variable tiempo para los modelos de tendencia.

− La proyección de las ventas de energía de los Usuarios Mayores es solicitada a cada cliente libre, la cual debe responder a su propia previsión de demanda de energía.

La proyección de la demanda total de energía y potencia a nivel de subestaciones de cada sistema eléctrico, comprendido en el Área de Demanda 1, se obtiene mediante la agregación de las proyecciones de las



demandas de los Usuarios Menores y de los Usuarios Mayores, según el procedimiento establecido en la NORMA TARIFAS.

11.1.2 DATOS HISTÓRICOS Y VARIABLES EXPLICATIVAS

11.1.2.1 DATOS HISTÓRICOS E INFORMACIÓN BASE

a) USUARIOS MENORES

VENTAS DE ENERGÍA

Las ventas históricas de energía de los Usuarios Menores pertenecientes al mercado regulado, se obtienen de la información proporcionada por las propias TITULARES, la cual es corroborada y complementada con los datos “SICOM_1996_2007” de OSINERGMIN que contiene información de clientes por empresa distribuidora y por sistema eléctrico desde el año 1996.

Las ventas históricas de energía a los clientes libres, considerados como Usuarios Menores (< 2,5 MW), se obtienen de la información proporcionada por las mismas empresas, las cuales se corroboran y complementan con la base de datos de Clientes Libres de OSINERGMIN, la cual contiene información de ventas de energía por clientes libres desde el año 1998 hasta 2007, siendo estos tipos de clientes los siguientes:

Cuadro Nº 11-1 PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 1

CLIENTES LIBRES CONSIDERADOS COMO USUARIOS MENORES Cliente MD(MW)

CORPORACION PESQUERA INCA 1.9GRAÑA Y MONTERO PETROLERA 1.9ALICORP PIURA (1) 2

De esta manera, las ventas efectuadas a los mercados libre y regulado por nivel de tensión y total de ventas, de dichos Usuarios Menores son los que se muestran en el siguiente cuadro:




VENTAS HISTÓRICAS DE ENERGÍA A USUARIOS MENORES (MWh)

AÑO Mercado Libre Mercado Regulado MT+BT Totales Por Nivel de

Tensión TOTAL AT MT Sub-Total MT(1) BT(1) Sub-Total AT MT+BT VENTAS 1996 00,00 00,00 00,00 64 284,67 173 687,52 237 972,19 00,00 237 972,19 237 972,19 1997 00,00 00,00 00,00 86 702,76 176 148,25 262 851,01 00,00 262 851,01 262 851,01 1998 00,00 2 945,92 2 945,92 106 274,01 171 718,32 277 992,33 00,00 280 938,25 280 938,25 1999 00,00 11 577,36 11 577,36 134 549,83 181 832,62 316 382,45 00,00 327 959,81 327 959,81 2000 00,00 17 234,68 17 234,68 158 449,68 187 213,79 345 663,47 00,00 362 898,15 362 898,15 2001 00,00 9 169,98 9 169,98 185 264,52 190 844,34 376 108,85 00,00 385 278,83 385 278,83 2002 00,00 10 061,96 10 061,96 191 977,63 205 717,78 397 695,40 00,00 407 757,36 407 757,36 2003 00,00 14 151,02 14 151,02 197 810,07 215 224,89 413 034,96 00,00 427 185,98 427 185,98 2004 00,00 17 592,72 17 592,72 229 819,14 231 378,78 461 197,92 00,00 478 790,64 478 790,64 2005 00,00 14 681,25 14 681,25 270 500,89 250 919,57 521 420,46 00,00 536 101,71 536 101,71 2006 00,00 22 999,89 22 999,89 319 821,32 277 500,53 597 321,85 00,00 620 321,74 620 321,74 2007 00,00 24 532,79 24 532,79 348 174,16 306 700,62 654 874,77 00,00 679 407,56 679 407,56 (1) No incluye pérdidas en media y baja tensión.

Conforme la metodología establecida en la NORMA TARIFAS, para realizar la distribución de las ventas por subestaciones se utiliza el factor de participación calculado en base a la información proporcionada por las TITULARES sobre la energía vendida en cada SET y la energía total del Área de Demanda del año base 2007.

En cuanto a las pérdidas en BT y MT, para su cálculo se utilizan los factores de expansión de pérdidas (calculados respecto a las ventas) aprobados por OSINERGMIN, los cuales se encuentran diferenciados por Sector Típico y por nivel de tensión, tal como se muestran en el siguiente cuadro:


FACTORES DE EXPANSIÓN DE PÉRDIDAS EN MT Y BT

Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 4 Sector 5Media 1.29% 1.52% 1.70% 1.90% 1.90%Baja 9.00% 8.37% 9.33% 10.07% 10.07%

Sector típicoNivel de Tensión

Los Factores de Carga para la demanda correspondiente a los Usuarios Menores de cada SET se calcularon con base en la información de los registros de potencia y energía, del año 2007, informados por las empresas que conforman el Área de Demanda en sus respectivas propuestas de tarifas, a las que se descontó aquella correspondiente a la demanda de Usuarios Mayores. De manera similar se calcularon los Factores de Contribución a la Punta y de Simultaneidad.

Los factores mencionados y la potencia de cada SET coincidente con la máxima anual del sistema eléctrico respectivo, para el año 2007, se muestran en el siguiente cuadro.




FACTORES DE CÁLCULO USUARIOS MENORES – AÑO 2007

Energía del año típico -usuarios menores

Factor de Participación

[MWh]Factor de Carga

Factor de Contribución a la

Punta

Factor de Simultaneidad

Max Dem. del Sistema Electrico - Pmax - usuarios menores

MWh [%] [unid] [unid] [unid] kW

PIURA10 1,01544 1,10875 118 583 17,5% 0,61 1,00 0,79 22 925SULLA10 1,01548 1,10902 90 216 13,3% 0,54 1,00 0,92 19 336TCOLOR10 1,01548 1,10902 69 779 10,3% 0,70 1,00 0,77 7 831PAIT10 1,01548 1,10902 53 630 7,9% 0,49 1,00 0,63 12 801MALACAS 1,01543 1,10819 51 601 7,6% 0,67 1,00 0,92 9 153TUMB10 1,01566 1,11127 41 947 6,2% 0,54 1,00 0,99 9 056CASTI10 1,01544 1,10875 36 916 5,4% 0,34 1,00 0,59 7 863PIURA23 1,01544 1,10875 33 446 4,9% 0,61 1,00 0,79 6 466CHUL23 1,01937 1,13351 25 282 3,7% 0,73 1,00 0,45 4 273AREN13.8 1,01548 1,10902 23 742 3,5% 0,54 1,00 0,81 2 918PIZA23 1,01566 1,11127 21 185 3,1% 0,62 1,00 0,37 2 916ZARU10 1,01566 1,11127 17 796 2,6% 0,27 1,00 0,48 4 512SEPO10 1,01544 1,10875 15 103 2,2% 0,30 1,00 0,96 6 119UNION10 1,01937 1,13351 11 988 1,8% 0,48 1,00 0,81 3 091CHUL10 1,01937 1,13351 9 351 1,4% 0,73 1,00 0,45 1 581LCRUZ10 1,01566 1,11127 9 139 1,3% 0,81 1,00 0,79 1 331CABEZ10 1,01566 1,11127 8 052 1,2% 0,61 1,00 0,35 967MANC23 1,01566 1,11127 7 374 1,1% 0,52 1,00 0,96 1 702CONST23 1,01729 1,12197 6 590 1,0% 0,15 1,00 0,96 4 910MANC10 1,01566 1,11127 5 427 0,8% 0,56 1,00 0,94 1 136ZORR23 1,01566 1,11127 5 269 0,8% 0,46 1,00 0,78 1 361SECHU10 1,01729 1,12197 4 800 0,7% 0,44 1,00 0,87 1 071POECH23 1,01548 1,10902 4 228 0,6% 0,37 1,00 0,69 1 338LOMAL23 1,01937 1,13351 2 816 0,4% 0,11 1,00 0,25 3 007NAUTI10 1,01566 1,11127 2 794 0,4% 0,67 1,00 0,54 225MORRO23 1,01937 1,13351 1 111 0,2% 0,04 1,00 0,86 3 238ZARU23 1,01566 1,11127 961 0,1% 0,17 1,00 0,85 677ZORR10 1,01566 1,11127 281 0,0% 0,46 1,00 0,78 73

Sistema Eléctrico / Barra

Factor de Pérdidas

demanda de MT (Perdidas MT)

Factor de Pérdidas

demanda de BT (Perdidas MT + Perdidas BT)

Fuente: OSINERGMIN y propuesta tarifaria de empresas

b) USUARIOS MAYORES

En cuanto a las ventas de energía efectuadas a los Usuarios Mayores (>2,5 MW), la información histórica presentada por cada empresa suministradora se ha corroborado y complementado con base en la máxima demanda registrada de cada cliente libre en el año 2007, contenida en el Boletín Anual del Mercado Libre del año 2007 publicado por OSINERGMIN.

Los Factores de Carga, de Contribución a la Punta y de Simultaneidad de los clientes libres mayores se calculan mediante el procesamiento de las curvas de carga de cada cliente con registros cada 15 minutos, del año 2007.

Los factores de cálculo correspondiente a los Usuarios Mayores, así como la máxima demanda, demanda coincidente con el SEIN y la energía, correspondientes al año 2007, se muestran en el siguiente cuadro.


FACTORES DE CÁLCULO USUARIOS MAYORES – AÑO 2007 Máxima Demanda

SISTEMA SUBESTACIÓN NOMBRE DEL USUARIO MAYOR TENSIÓN (1) Demanda Coincidente Energía (2) FCP FScon Max SEIN

(kV) (MW) (MW) (MWh)Piura TEXTIL TEXTIL PIURA 60.00 9.00 0.00 66476.92 0.00 0.00

Sullana - El Arenal - Paita T.COLORADA TECNOLÓGICA DE ALIMENTOS 10.00 2.60 0.00 1346.74 0.03 0.00

Talara MALACAS PETROPERU REFINERÍA TALARA 33.00 7.50 6.56 52437.34 0.91 0.87

DATOS PARA EL AÑO "0"



11.1.2.2 VARIABLES EXPLICATIVAS PBI

El PBI empleado para la proyección de la demanda eléctrica se estimó mediante una ponderación del PBI departamental, en función de las ventas de energía en cada parte de departamento que conforman el Área de Demanda.

Para esto, se identificaron las SET por departamento y sobre esta base se determinó un factor de participación que relaciona la energía vendida en cada departamento, según las SET ubicadas en los mismos, y el total de energía vendida en el Área en el año base 2007. Este factor se utiliza para ponderar el PBI de cada departamento, conformándose así el PBI del Área de Demanda. Cabe resaltar que al disponer de información de ventas por SET solo para el año base, se supone que esta distribución es la misma para todo el período histórico considerado en este estudio.

Los datos del PBI provienen de las estadísticas de cuentas nacionales estimadas por el INEI (Instituto Nacional de Estadísticas e Informática) publicadas en los documentos “Perú: Compendio Estadístico 2003” y “Producto Bruto Interno por Departamentos 2001 – 2006”.

En el caso del Área de Demanda 1, los departamentos que forman parte de la misma son Arequipa e Ica, y la distribución de las ventas por SET al año 2007 es la siguiente:


VENTAS DE ENERGÍA POR DEPARTAMENTOS

Departamento Ventas por SET (MWh) Factor de participación

PIURA 581,529 84,60%

TUMBES 105,859 15,40%

TOTAL 687,387 100,00%

POBLACIÓN

Para la determinación de la población por Área de Demanda, se utiliza la misma metodología que para la estimación del PBI Regional y el mismo factor de participación.

Los datos de base para esta estimación provienen de los Censos Nacionales de Población de los años 1993 y 2005 publicados por el INEI. Los valores entre esos años fueron interpolados a la tasa de crecimiento promedio anual.

CLIENTES

La cantidad de clientes por Área de Demanda proviene de la base de datos que dispone OSINERGMIN, la cual se mantiene actualizada con información reportada por las mismas empresas concesionarias del sector eléctrico. Al igual que la energía vendida, dicha base de datos contiene también la



cantidad de clientes por sistema eléctrico, de manera tal que se consideran los clientes de los sistemas que conforman el Área de Demanda.

En la siguiente tabla se muestran las series históricas del PBI y la población del Área de Demanda 1, así como el número de clientes correspondiente.


VARIABLES EXPLICATIVAS – INFORMACIÓN HISTÓRICA PBI del Área Número de Clientes Población del Área AÑO TASA DE TASA DE TASA DE

(Mio. S/.) CRECIM. (%) CLIENTES

CRECIM. (%) HABITANTES

CRECIM. (%)

1996 3 847,32 0,00% 143 520,00 0,00% 1 248 177,11 0,00%1997 3 892,87 1,18% 152 502,00 6,26% 1 265 218,92 1,37%1998 3 674,34 -5,61% 158 986,00 4,25% 1 282 493,95 1,37%1999 3 640,90 -0,91% 172 231,00 8,33% 1 300 005,41 1,37%2000 3 713,34 1,99% 187 092,00 8,63% 1 317 756,53 1,37%2001 3 844,58 3,53% 194 557,00 3,99% 1 335 750,61 1,37%2002 3 955,56 2,89% 205 681,00 5,72% 1 353 990,99 1,37%2003 4 090,39 3,41% 217 567,00 5,78% 1 372 481,04 1,37%2004 4 440,77 8,57% 225 064,00 3,45% 1 391 224,20 1,37%2005 4 708,46 6,03% 233 658,00 3,82% 1 410 223,93 1,37%2006 5 231,31 11,10% 254 055,00 8,73% 1 429 483,77 1,37%2007 5 787,37 10,63% 273 698,00 7,73% 1 449 007,29 1,37%

11.1.3 PROYECCIÓN DE VARIABLES Para la proyección de las ventas de energía de Usuarios Menores se estimaron modelos econométricos que relacionan las ventas de energía con la proyección del PBI, la población y los clientes como variables explicativas, y modelos de tendencia, de acuerdo a lo explicado en la metodología.

11.1.3.1 Metodología de Proyección Para proyectar las ventas de energía de los usuarios menores se estiman dos clases de modelos:

1. Modelos tendenciales: se proyectan las ventas de energía a partir de curvas determinísticas que reflejen la tendencia global de la serie durante el período histórico. Esto significa que la proyección que resulta de estos modelos dependen de la evolución de la variable en el pasado. Se consideran curvas de tipo lineal, logarítmicas, curvas cuadráticas con y sin logaritmos.

2. Modelos econométricos: están basados en la incorporación de variables explicativas que resulten significativas para representar la evolución de las ventas de energía. Se consideran modelos que incorporen las siguientes variables:

- PBI

- PBI + Población



- PBI + Clientes

- PBI + variables Ventas de energía rezagadas en un período Ambas clases de modelos, si bien son similares en cuanto a las herramientas de estimación, presentan características diferentes en cuanto a sus resultados. Los modelos tendenciales son más adecuados para representar comportamientos de largo plazo ya que dan por resultado curvas suaves cuya evolución se mantiene estable a través del tiempo. En la modelización de series económicas se utilizan para representar la tendencia de la serie.

Por su parte, los modelos econométricos permiten incorporar la información de otras variables, que se denominan explicativas y que se consideran relacionadas con la variable que se desea proyectar. Esto implica que se deben disponer de proyecciones de las variables auxiliares, las cuales pueden provenir de fuentes oficiales o bien deberán calcularse oportunamente. A su vez, la utilización de estas variables explicativas puede generar que los valores proyectados de la variable de interés presente fluctuaciones de corto plazo que los modelos tendenciales no capturan.

Concretamente, la proyección de la demanda se realiza de la siguiente manera:

1. Hasta el año 2011 se utilizan los resultados del modelo econométrico seleccionado en base a los criterios estadísticos que se explicarán a continuación.

2. Se fija un horizonte de proyección para el período 2012-2018 en base a los resultados del modelo de tendencia seleccionado. De acuerdo a los resultados obtenidos se utilizan dos criterios:

o Se fija como valor horizonte al 2018 las ventas de energía que pronostica el modelo de tendencia para ese año y se realiza una interpolación lineal entre el valor del 2011 y el del 2018;

o Se utilizan las tasas de crecimiento proyectadas que surgen del modelo de tendencia seleccionado.

La selección de los modelos se realiza en base a los criterios estadísticos habituales de bondad del ajuste.

11.1.3.2 Proyección de Variables Explicativas

a) PBI Regional

La proyección del PBI Regional implicó proyectar el PBI de cada departamento que forma parte del Área de Demanda. Dado que los organismos oficiales solo realizan previsiones de variables macroeconómicas a nivel nacional, es necesario estimar el PBI Regional en base a las estimaciones agregadas.

Para desagregar la proyección del PBI Nacional a nivel de Departamentos, se calculó un factor que relaciona la tasa de crecimiento del PBI departamental con la Nacional durante el período histórico, reflejando así cuáles son los departamentos que presentan un crecimiento del PBI mayor, igual o menor al observado a nivel nacional. Los resultados obtenidos no permiten observar una relación directa entre estas dos series para cada departamento, siendo la



relación calculada muy distinta en distintos años para cada uno de ellos. De esta manera, se decidió promediar el factor calculado para los dos últimos años del período histórico, esto es, 2005 y 2006, para estimar la tasa de crecimiento del PBI correspondiente a cada Departamento para el período 2007/2011, suponiendo que dicha estructura se mantiene en el corto plazo.

El factor promedio calculado se aplica a la tasa de crecimiento que estima el Ministerio de Economía y Finanzas (MEF) hasta el año 2010, publicada en el “Plan de Estímulo Económico” de Febrero de 2009. Se utilizan estas estimaciones dado que incluyen los efectos de la crisis financiera y económica mundial en el Perú. La tasa de proyección del año 2011 se estima suponiendo que se mantiene la relación incremental entre el 2009 y 2010, replicándola para el próximo año. A su vez, se verificó que este porcentaje es similar al estimado por el MEF en el “Marco Macroeconómico Multianual 2009-2011 (Actualizado al mes de Agosto de 2008)”, en el cual la tasa de crecimiento pronosticada para el último año de esta serie es 7.5%. De esta manera, en el siguiente cuadro se pueden observar las tasas de crecimiento proyectadas que se utilizaron para calcular las proyecciones del PBI Regional.


VARIACIÓN PORCENTUAL REAL PBI A NIVEL NACIONAL 2007 2008 2009 2010 2011

Proyección PBI MEF Febrero 2009 9.0% 9.1% 5.0% 6.0% 7.2%

b) Población Regional

Al igual que los datos históricos de la población regional, se utiliza la proyección estimada por el INEI, la cual se encuentra publicada en la Biblioteca Digital de dicha entidad. Se presentan estimaciones quinquenales entre 1995 y 2015. Para completar la serie de datos entre los quinquenios se realiza una interpolación entre esos años utilizando la tasa de crecimiento promedio de los quinquenios.

c) Clientes

Los clientes se proyectaron en base a un modelo de tendencia lineal cuyos resultados se pueden observar en el siguiente cuadro. El resultado de los estadísticos descriptivos R2, t, y F muestran valores óptimos.




MODELO DE PROYECCIÓN DE CLIENTES Dependent Variable: CLIE_ORIG Method: Least Squares Sample: 1996 2007 Included observations: 12 Variable Coefficient Std. Error t-Statistic Prob. C 139332,6 2559,295 54,44178 0 @TREND 11312,42 394,1266 28,70251 0 R-squared 0,988007 Mean dependent var 201550,9 Adjusted R-squared 0,986808 S.D. dependent var 41034,32 S.E. of regression 4713,068 Akaike info criterion 19,90508 Sum squared resid 2,22E+08 Schwarz criterion 19,9859 Log likelihood -117,4305 F-statistic 823,8342 Durbin-Watson stat 1,053951 Prob(F-statistic) 0

En el siguiente cuadro se muestran los valores proyectados de las variables explicativas de los modelos utilizados para la proyección de las ventas de energía.


VARIABLES EXPLICATIVAS PROYECTADAS

AÑO PBI Regional TC POB Regional TC CLIE TC

Mio. S/. % hab. % # %

2007 5,787 10.6% 1,449,007 1.4% 273,698 7.7%

2008 6,410 10.8% 1,464,618 1.1% 285,436 4.3%2009 6,789 5.9% 1,480,402 1.1% 297,174 4.1%2010 7,271 7.1% 1,496,360 1.1% 308,913 3.9%2011 7,890 8.5% 1,510,411 0.9% 320,651 3.8%2012 1,524,597 0.9% 332,389 3.7%2013 1,538,921 0.9% 344,127 3.5%2014 1,553,383 0.9% 355,866 3.4%2015 1,567,985 0.9% 367,604 3.3%2016 1,582,729 0.9% 379,342 3.2%2017 1,597,616 0.9% 391,080 3.1%2018 1,612,648 0.9% 402,819 3.0%

11.1.4 PROYECCIÓN VENTAS-USUARIOS MENORES Para la proyección de las ventas de energía de Usuarios Menores se estimaron modelos econométricos que relacionan las ventas de energía con la proyección del PBI, la población y los clientes, como variables explicativas, y modelos de tendencia, de acuerdo a lo explicado en la metodología.

A continuación se presentan los valores del coeficiente de correlación R2 y el estadístico t, obtenidos para cada uno de los modelos.




MODELOS ECONOMÉTRICOS R2

1 VEt = C1 + C2 * PBIt 0.8589 C1 -3.70C2 7.80

2 Ln(VEt) = C1 + C2 * Ln(PBIt) 0.7534 C1 -1.10C2 5.53

3 VEt = C1 + C2 * POBt + C3 * PBIt 0.9898 C1 -13.26C2 10.76C3 4.95

4 Ln(VEt) = C1 + C2 * Ln(POBt) + C3 * Ln(PBIt) 0.9895 C1 -14.75C2 14.25C3 0.76

5 VEt = C1 + C2 * PBIt + C3 * CLIEt 0.9920 C1 -12.22C2 3.87C3 12.22

6 Ln(VEt) = C1 + C2 * Ln(PBIt) + C3 * Ln(CLIEt) 0.9924 C1 -11.88C2 1.74C3 16.80

7 VEt = C1 + C2 * PBIt + C3 * VEt-1 0.9894 C1 -1.47C2 1.36C3 8.14

8 Ln(VEt) = C1 + C2 * Ln(PBIt) + C3 * Ln(VEt-1) 0.9861 C1 -1.33C2 1.58C3 10.46

Estadístico tModelo


MODELOS DE TENDENCIA

R2

1 VEt = C1 + C2 * T 0.9554 C1 12.44C2 14.63

2 Ln(Vet) = C1 + C2 * T 0.9889 C1 619.69C2 29.79

3 VEt = C1 + C2 * T + C3 * T^2 0.9866 C1 18.91C2 2.37

C3 4.584 Ln(Vet) = C1 + C2 * T + C3 * T^2 0.9894 C1 443.52

C2 7.10C3 0.69

Modelo Estadístico t

De acuerdo a los criterios teóricos explicados se seleccionó el modelo 3 de los econométricos, que relaciona la variable ventas de energía con la población y el PBI del área, y el modelo 1 de los de tendencia, los cuales corresponden a los siguientes estadísticos:


EFICIENCIA DEL MODELO ECONOMÉTRICO SELECCIONADO Dependent Variable: VTAS Method: Least Squares Sample: 1996 2007 Included observations: 12 Variable Coefficient Std. Error t-Statistic Prob. C -1873138 141296,3 -13,25681 0 POBL 1,490351 0,138463 10,76355 0



PBI 66,13541 13,37375 4,945167 0,0008 R-squared 0,989828 Mean dependent var 417288,6 Adjusted R-squared 0,987568 S.D. dependent var 139667,1 S.E. of regression 15572,83 Akaike info criterion 22,35676 Sum squared resid 2,18E+09 Schwarz criterion 22,47799 Log likelihood -131,1406 F-statistic 437,9007 Durbin-Watson stat 0,836609 Prob(F-statistic) 0


EFICIENCIA DEL MODELO DE TENDENCIA SELECCIONADO Dependent Variable: VTAS Method: Least Squares Included observations: 12 Variable Coefficient Std. Error t-Statistic Prob. C 209045 16803,84 12,44031 0@TREND 37862,47 2587,759 14,63137 0R-squared 0,955373 Mean dependent var 417288,6Adjusted R-squared 0,95091 S.D. dependent var 139667,1S.E. of regression 30945,1 Akaike info criterion 23,66883Sum squared resid 9580000000 Schwarz criterion 23,74965

Log likelihood -1,40E+02 F-statistic 214,0771

Durbin-Watson stat 0,484 Prob(F-statistic) 0

Como se puede observar en los cuadros anteriores, el coeficiente de determinación muestra un ajuste óptimo. De acuerdo a los resultados del estadístico t, las variables consideradas de manera individual son significativas para explicar el comportamiento de la variable dependiente. Por otro lado, las variables consideradas en conjunto, también son significativas para explicar las variaciones en las ventas de energía, según el resultado del estadístico F.

Una vez estimados los modelos en base a los cuales se proyectarán las ventas de energía, se calcula la serie de la variable dependiente que resulta de aplicar los valores de las variables explicativas en el modelo especificado. De esta serie ajustada, surge la tasa de crecimiento que se utiliza para pronosticar las ventas futuras.

En la tabla siguiente se presentan los resultados de la proyección de ventas de energía de Usuarios Menores.




PROYECCIÓN VENTAS DE ENERGÍA DE USUARIOS MENORES (MWh)

TOTAL NIVEL DE TENSIÓN: MT+BT(1) TOTAL AÑO VENTAS

(AT) MT BT MT+BT VENTAS

(AT+ MT+BT)

2008 00,00 408 412,27 336 082,53 744 494,80 744 494,80 2009 00,00 435 326,64 358 230,37 793 557,01 793 557,01 2010 00,00 466 147,76 383 593,08 849 740,85 849 740,85 2011 00,00 500 409,63 411 787,17 912 196,80 912 196,80 2012 00,00 524 779,57 431 841,21 956 620,78 956 620,78 2013 00,00 549 181,82 451 921,83 1 001 103,65 1 001 103,65 2014 00,00 573 565,50 471 987,16 1 045 552,65 1 045 552,65 2015 00,00 597 942,03 492 046,61 1 089 988,64 1 089 988,64 2016 00,00 622 338,07 512 122,11 1 134 460,18 1 134 460,18 2017 00,00 646 733,72 532 197,30 1 178 931,02 1 178 931,02 2018 00,00 671 115,58 552 261,14 1 223 376,72 1 223 376,72

TASA PROMEDIO (%) 5,09% (1) No incluye pérdidas en MT y BT

Los valores de proyección de la demanda presentados en el cuadro anterior resultan ligeramente inferiores a los de la PREPUBLICACIÓN, debido a que para esta etapa del proceso se han considerado los últimos valores de PBI proyectados por el MEF.

11.1.5 PROYECCIÓN VENTAS-USUARIOS MAYORES Según la NORMA TARIFAS, la proyección de estos usuarios debe ser efectuada por los propios clientes libres por solicitud de las empresas que presentan sus propuestas tarifarias. En el caso que las empresas hayan presentado la encuesta con la proyección del cliente libre se toma esta información como válida. En caso contrario, se mantiene constante la potencia no coincidente del año base 2007 para todo el período de proyección.

En el caso del Área de Demanda 1, la empresa no presenta las proyecciones de los clientes libres, por lo cual, se considera constante el consumo del año 2007.

11.1.6 DEMANDAS ADICIONALES

En el caso que las empresas pertenecientes al Área de Demanda, no sustentan la incorporación de las demandas adicionales propuestas, éstas no fueron incorporadas a la proyección de demanda.

En esta etapa del proceso, ENOSA ha presentado el sustento correspondiente a las demandas adicionales, por lo cual se han incorporado al estudio las siguientes cargas:




DEMANDAS ADICIONALES INCORPORADAS

SET Tensión [kV] 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

S.E. PIURA OESTE 10 4.00 4.00 4.00 4.00 4.00 4.00 4.00 4.00 4.00 4.00 4.00 S.E. PIURA CENTRO (SEPC) 10 1.30 2.00 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.5 S.E. SULLANA 10 0.20 0.30 2.50 5.50 16.00 16.00 16.00 16.00 16.00 16.00 16 S.E. PAITA 10 0.00 1.00 2.35 3.65 4.65 4.65 4.65 4.65 4.65 4.65 4.65 S.E. EL ARENAL 13.8 0.00 0.00 17.49 16.29 18.34 18.39 18.44 18.49 18.55 18.60 18.65 S.E. TIERRA COLORADA 10 3.5 5.7 5.7 5.7 7.45 7.45 7.45 8.45 8.45 8.45 8.45 S.E. TUMBES 10 0.00 0.50 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 3.00 3.00 SET ZARUMILLA 10 1.40 3.20 4.20 5.20 6.20 6.20 6.20 6.20 6.20 10.60 10.60 S.E. MANCORA 10 0.00 1.00 2.50 3.50 3.50 3.50 3.50 3.50 3.50 3.50 3.50 S.E. ZORRITOS 10 1.25 2.20 3.20 4.20 4.20 5.20 5.20 5.20 5.20 5.20 5.20

11.1.7 RESULTADOS DE LA PROYECCIÓN DE LA DEMANDA

Luego de efectuar la integración de la proyección de las demandas de Usuarios Menores y Usuarios Mayores, así como la incorporación de demandas adicionales, según el procedimiento establecido en la NORMA TARIFAS, se obtiene la siguiente proyección de la demanda de potencia coincidente a nivel de SET, correspondiente al Área de Demanda 1


PROYECCIÓN DE POTENCIA COINCIDENTE A NIVEL DE SET MÁXIMA DEMANDA (MW)

Subestación Tensión [kV] 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

CONSTANTE 23,00 5,82 6,21 6,65 7,14 7,48 7,83 8,18 8,53 8,88 9,22 9,57 LA UNION 10,00 3,43 3,65 3,91 4,20 4,40 4,61 4,81 5,01 5,22 5,42 5,63 SECHURA 10,00 1,46 1,55 1,66 1,78 1,87 1,96 2,05 2,13 2,22 2,31 2,39 Total: MT 10,71 11,41 12,22 13,12 13,76 14,40 15,04 15,67 16,31 16,95 17,59 CHULUCANAS 10,00 1,77 1,89 2,02 2,17 2,28 2,38 2,49 2,59 2,70 2,81 2,91 CHULUCANAS 23,00 4,79 5,11 5,47 5,87 6,16 6,44 6,73 7,01 7,30 7,59 7,87 LOMA LARGA 22,90 3,37 3,59 3,85 4,13 4,33 4,53 4,73 4,93 5,14 5,34 5,54 MORROPON 22,90 3,63 3,87 4,14 4,45 4,66 4,88 5,10 5,31 5,53 5,75 5,96 Total: MT 13,56 14,46 15,48 16,62 17,43 18,24 19,05 19,86 20,67 21,48 22,29 CASTILLA 10,00 14,45 15,40 16,49 17,71 18,57 19,43 20,29 21,16 22,02 22,88 23,74 PIURA CENTRO 10,00 27,44 29,86 32,33 34,53 36,09 37,65 39,21 40,77 42,33 43,89 45,45

PIURA CENTRO 22,90 7,37 7,86 8,41 9,03 9,47 9,91 10,35 10,79 11,23 11,67 12,12

PIURA OESTE 10,00 10,85 11,30 11,81 12,39 12,80 13,21 13,61 14,02 14,43 14,84 15,25 TEXTIL 60,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 Total: AT 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 Total: MT 60,11 64,42 69,06 73,65 76,92 80,20 83,47 86,74 90,02 93,29 96,56 EL ARENAL 13,20 5,73 6,11 24,03 23,32 25,71 26,10 26,49 26,89 27,28 27,68 28,07 PAITA 10,00 14,38 16,33 18,77 21,27 23,13 23,99 24,85 25,71 26,57 27,43 28,28



MÁXIMA DEMANDA (MW) Subestación Tensión

[kV] 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

POECHOS 22,90 1,50 1,60 1,71 1,84 1,93 2,02 2,11 2,20 2,29 2,38 2,47 SULLANA 10,00 21,79 23,32 27,15 31,96 43,75 45,04 46,33 47,61 48,90 50,19 51,48 T.COLORADA 10,00 19,10 22,16 23,14 24,23 26,76 27,53 28,31 30,09 30,86 31,64 32,42 Total: MT 62,51 69,52 94,80 102,62 121,27 124,68 128,09 132,49 135,90 139,31 142,72 MALACAS 13,20 10,26 10,94 11,71 12,57 13,18 13,80 14,41 15,02 15,64 16,25 16,48 MALACAS 33,00 7,50 7,50 7,50 7,50 7,50 7,50 7,50 7,50 7,50 7,50 7,50 Total: AT 7,50 7,50 7,50 7,50 7,50 7,50 7,50 7,50 7,50 7,50 7,50 Total: MT 10,26 10,94 11,71 12,57 13,18 13,80 14,41 15,02 15,64 16,25 16,48 LA CRUZ 10,00 1,49 1,59 1,70 1,83 1,92 2,01 2,10 2,18 2,27 2,36 2,45 Loma del Viento 10,00 1,74 1,86 1,99 2,13 2,24 2,34 2,44 2,55 2,65 2,76 2,86

MANCORA 10,00 1,27 2,36 3,95 5,06 5,14 5,21 5,29 5,36 5,44 5,52 5,59 MANCORA 23,00 1,87 1,99 2,13 2,29 2,40 2,51 2,62 2,73 2,85 2,96 3,07 NAUTILIUS 10,00 0,55 0,58 0,62 0,67 0,70 0,74 0,77 0,80 0,83 0,87 0,90 PUERTO PIZARRO 22,90 4,49 4,78 5,12 5,50 5,76 6,03 6,30 6,57 6,84 7,10 7,37

TUMBES 10,00 10,20 11,37 12,64 13,50 14,11 14,72 15,33 15,94 16,55 19,16 19,76 ZARUMILLA 10,00 10,11 12,48 14,14 15,87 17,39 17,91 18,43 18,95 19,47 24,39 24,91 ZARUMILLA 23,00 0,76 0,81 0,87 0,93 0,98 1,02 1,07 1,11 1,16 1,20 1,25 ZORRITOS 10,00 1,33 2,29 3,29 4,30 4,30 5,31 5,31 5,32 5,32 5,33 5,33 ZORRITOS 22,90 1,53 1,63 1,74 1,87 1,96 2,05 2,14 2,23 2,33 2,42 2,51 Total: MT 35,33 41,74 48,20 53,95 56,90 59,85 61,80 63,75 65,70 74,05 76,01

Área: 1 Total AT 16,50 16,50 16,50 16,50 16,50 16,50 16,50 16,50 16,50 16,50 16,50

Total MT 192,48 212,48 251,47 272,52 299,46 311,16 321,85 333,54 344,24 361,34 372,03

En el siguiente gráfico se muestra la proyección de la demanda de potencia, correspondiente al Área de Demanda 1, según las propuestas de las TITULARES y los resultados obtenidos por OSINERGMIN.

Proyección de la demanda máxima: Área 1

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

AÑOS

MW

OSINERGMIN

TITULARES

Finalmente se obtiene la siguiente proyección de la demanda correspondiente al Área de Demanda 1:



Cuadro Nº 11-18

PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 1 Proyección de la Demanda (GWH)

Año MAT AT MT Demanda Total

Tasa Anual

% 2007 0,00 118,91 749,14 868,05 2008 0,00 118,91 833,92 952,84 9,77% 2009 0,00 118,91 922,04 1 040,95 9,25% 2010 0,00 118,91 1 093,42 1 212,34 16,46% 2011 0,00 118,91 1 186,31 1 305,22 7,66% 2012 0,00 118,91 1 304,76 1 423,68 9,08% 2013 0,00 118,91 1 356,49 1 475,40 3,63% 2014 0,00 118,91 1 403,80 1 522,72 3,21% 2015 0,00 118,91 1 455,48 1 574,40 3,39% 2016 0,00 118,91 1 502,83 1 621,74 3,01% 2017 0,00 118,91 1 578,20 1 697,11 4,65% 2018 0,00 118,91 1 625,52 1 744,43 2,79%

Tasa Promedio 6,63%

11.2 Sistema Eléctrico a Remunerar OSINERGMIN ha procedido a determinar el Sistema Eléctrico a Remunerar (SER) del Área de Demanda 1, en base a la mejor información disponible, en el estudio presentado tanto por ENOSA como por REP debido a que:

• No se ha presentado el análisis de alternativas que establece la NORMA TARIFAS, lo cual no permite verificar si la alternativa planteada representa la solución de mínimo costo en el Área de Demanda.

• No se consideran todas las instalaciones de SST y/o SCT que alimentan la misma Área de Demanda, según lo establece el numeral 12.2 de la NORMA TARIFAS.

Por las razones expuestas, OSINERGMIN ha procedido a determinar el SER del Área de Demanda 1, en estricto cumplimiento al marco normativo vigente, según los criterios y análisis que se desarrollan en los párrafos siguientes.

11.2.1 Criterios Generales Para la determinación del SER se ha tenido presente los siguientes criterios generales de planeamiento:

- El dimensionamiento de la capacidad de las instalaciones se efectúa conforme al principio de adaptación a la demanda.

- El estudio de planeamiento comprende todas las subestaciones de transmisión del SST y SCT que alimenten una misma Área de Demanda, incluyendo las MAT/AT, las líneas de transmisión en MAT y AT, las SET



AT/MT y las instalaciones de comunicaciones y control necesarias para su óptima operación.

- El SER debe determinarse a partir de la evaluación de distintas alternativas técnicamente viables, aplicando el criterio de mínimo costo; el cual considera los costos de inversión, los costos de operación y mantenimiento y las pérdidas de potencia y energía.

- Los elementos que forman parte del sistema se dimensionan considerando los máximos valores de potencia que fluyen a través de los mismos, considerando las condiciones de operación máxima.

- En los años comprendidos hasta el horizonte de planeamiento, se busca optimizar el uso de las instalaciones existentes antes de añadir instalaciones o equipamiento adicional.

11.2.2 Criterios Específicos Los criterios de planeamiento específicos para la determinación del SER que se han tenido presente, son los que se señalan a continuación:

- De acuerdo con lo señalado en la Disposición Transitoria de la NORMA TARIFAS, se toma como base la topología del sistema existente al 23 de julio del 2006 y las instalaciones que se hayan construido y/o puesto en servicio a la fecha.

- Excepcionalmente, para la aprobación del primer Plan de Inversiones se toman en cuenta las instalaciones implementadas desde el 24 de julio 2006 al 30 de marzo de 2009, las cuales son consideradas como altas según lo establecido en el Procedimiento de Altas y Bajas en Sistemas de Transmisión aprobado con Resolución OSINERGMIN N° 024-2008-OS/CD.

- La ubicación de las SET existentes se consideran fijas a lo largo del periodo de planeamiento.

- La configuración de barras de las nuevas SET son las que se consideran necesarias para la operación del sistema integral.

- Para el dimensionamiento de las líneas de transmisión y las SET, se considera un Factor de Utilización (f.u.) máximo de 1,0 en condiciones de operación normal y de máxima demanda.

- Se considera un factor de potencia mínimo de 0,95 para todas las demanda eléctricas a nivel de MT.

- Para la instalación de transformadores de potencia adicionales a los existentes, se consideran las características y tamaños de los módulos estándares aprobados por OSINERGMIN.

- Como parte de la optimización del uso de las instalaciones existentes se considera la rotación de transformadores, la transferencia de carga entre las SET, entre otras medidas, siempre que estas soluciones resulten más eficientes que la construcción de nuevas instalaciones.

- Para la operación del sistema de transmisión se ha considerado el criterio N-1, para ciudades con demandas superiores a los 30 MW. Este criterio se ha considerado a partir del año 2010, a fin que en el presente año se prioricen las inversiones para la expansión de la red de transmisión necesarias para atender el crecimiento de la demanda. Para el efecto, se



evaluó el comportamiento de los distintos componentes del sistema en condiciones de operación normal y en contingencia, verificando el cumplimiento de las normas técnicas de calidad y seguridad, vigentes.

11.2.3 Metodología de Planeamiento DIAGNÓSTICO DE LA SITUACIÓN ACTUAL

La determinación de las condiciones en las que actualmente opera el sistema, permite establecer una base a partir de la cual se inicia el proceso de planeamiento del desarrollo futuro de las instalaciones del mismo.

Para este fin se utilizan los resultados de la proyección de la demanda a nivel de SET, a partir del cual se realiza un balance entre la potencia instalada existente en las SET’s y sus demandas proyectadas correspondientes. De esta manera, se identifica la situación actual y el nivel de sobrecarga que pueden experimentar las SET’s en el futuro.

Mediante un análisis de flujo de potencia para los años 2008 y 2018 se identifican las necesidades de expansión de la transmisión eléctrica para atender la demanda, mediante nuevas líneas o refuerzo de lo existente. Con los resultados del mismo análisis de flujo de potencia se determina los niveles de sobrecarga en los transformadores.

ANÁLISIS DE ALTERNATIVAS

Una vez efectuado el reconocimiento del nivel de carga de cada uno de los transformadores y líneas existentes, y sus condiciones de carga futuras, se procede con el análisis de las alternativas técnicamente viables que conduzcan a prever las soluciones que permitan la operación del sistema de transmisión en condiciones adecuadas de calidad y seguridad.

SELECCIÓN DE LA ALTERNATIVA ÓPTIMA

La alternativa óptima se selecciona aplicando el criterio de mínimo costo a las alternativas analizadas, el cual consiste en evaluar los costos de inversión, operación y mantenimiento y pérdidas de potencia y energía, determinándose como SER el que resulta con el menor costo total.

11.2.4 Instalaciones del SST Según la información reportada por las TITULARES y validada con la información disponible por OSINERGMIN, las instalaciones del SST del Área de Demanda 1, al 23 de julio de 2006, son las que figuran en el diagrama unifilar del Anexo A.

11.2.4.1 Diagnóstico El diagnóstico de estas instalaciones está referido al comportamiento de las mismas para atender la demanda en el año 2018. Este diagnóstico se refleja en los siguientes aspectos:



• Sobrecarga en Transformadores Los transformadores de dos arrollamientos que presentarían sobrecarga en el año 2018, son los siguientes:

SOBRECARGA EN TRANSFORMADORES DE DOS DEVANADOS Nombre Lado HV Lado LV Pot.Nom. Porcentaje de

Barras Barras MVA Utilización tr2 LaCruz LCRUZ33 LCRUZ10 2,5 112tr2 Tierra Colorada TCOLOR60 TCOLOR10 25 104tr2 Zorritos_a ZORR33 ZORR23 5 151tr2 Zorritos_b ZORR33 ZORR10 0,4 469tr2 are_801 AREN60 AREN13.8 10 340

Los transformadores de tres arrollamientos que presentan sobrecarga en el año 2018, son los siguientes:

SOBRECARGA EN TRANSFORMADORES DE TRES DEVANADOS Nombre Lado HV Lado MV Lado LV

Pot.Nom. HV

Pot.Nom. MV

Pot.Nom. LV

Porcentaje de

Porcentaje de

Porcentaje de

Barras Barras Barras MVA MVA MVA Utilización

(HV) Utilizacion

(MV) Utilización

(LV) tr3 Sullana SULLA60 SULLA23 SULLA10 35 9 26 116 0 141 tr3 chul_8001 CHULU60 CHUL23 CHUL10 10 4 7 98 159 44 tr3 const_8001 CONST60 CONST23 CONST10 9 9 2,5 114 107 0 tr3 cttumb_8001 CTTUM60 CTUMB33 CTTUM10 30 12 30 46 120 0 tr3 piu_2671 SEPO220 SEPO60 SEPO10 50 50 30 250 210 25 tr3 piu_2672 SEPO220 SEPO60 SEPO10 50 50 30 250 210 25 tr3 piucentro_621 PIURA60 PIURA23 PIURA10 53 8 45 109 154 99 tr3 zar_8001 ZARU60 ZARU23 ZARU10 10 10 7,5 179 68 117 tr3 zor_2671 ZORRI220 ZORRI60 ZORRI10 65 65 13 124 111 0

• Sobrecargas en líneas de transmisión

Las líneas que resultan sobrecargadas en el año 2018, son las siguientes:

SOBRECARGA EN TRANSFORMADORES DE TRES DEVANADOS

Nombre Terminal i Terminal j Cable/AéreoLín. Par. Long. Unom Inom

Porcentaje de

Barras Barras km kV kA Utilización lne PAI_PIU_61 PAITA60 SEPO60 Línea Aérea 1 45,78 60 0,545 104lne PIU_PIU_61 SEPO60 PIURA60 Línea Aérea 1 7,35 60 0,348 160

11.2.4.2 Análisis de Alternativas De manera general, se puede mencionar que la problemática del Área de Demanda 1 consiste en la sobrecarga de 5 de los 26 transformadores de 2 devanados y 9 de los de 3 devanados, sobrecargas en las líneas de 60 kV Paita – Piura Oeste y Piura Oeste 138 kV y 60/23/10 kV y caídas de tensión mayores al 5% en más del 25% de las barras de los sistemas Talara – Tumbes y Piura, problemas que se presentarían producto del crecimiento de la demanda.



Para solucionar estos problemas, ENOSA propone el siguiente plan de obras.

A. SISTEMA PIURA Planteamiento de la Titular

FECHA SETs AT/MT

01/12/2006 CASTILLA Reemplazo del TR-1 en CASTILLA 60/10 kV 7 MVA por NUEVO TR 60/10 30MVA (Ex TR-1 va a reserva)

30/11/2009 PIURA CENTRO Instalación de NUEVO TR-2 en PIURA CENTRO 60/22,9 kV de 12MVA

30/11/2016 PIURA CENTRO Instalación de NUEVO TR-3 en PIURA CENTRO 60/10 kV de 25 MVA

Planteamiento de OSINERGMIN

Para el planteamiento de la alternativa de solución a la problemática de transmisión del Área de Demanda 1, se consideraron los proyectos de inversión ejecutados después del 23 de julio del 2006 y aquellos comprometidos por ENOSA. Entre estos proyectos se tiene:

• El cambio de conductor del enlace existente entre las subestaciones Piura Oeste y Piura Centro debido a sobrecargas observadas en este enlace, previsto para el año 2009.

Si bien la adición de una segunda terna contribuye a darle confiabilidad al sistema, ésta se limita sólo a la demanda atendida por la SET Piura Centro. Otro Aspecto a destacar de la propuesta de la empresa es que ésta, para el desarrollo de flujo de potencia, hace uso de todas las Centrales Térmicas de la zona, como Paita (9MW), Sullana (10MW) y Piura (40MW) (Figura N° 2). Como es sabido dichas centrales operan según el despacho dispuesto por el COES de acuerdo a las necesidades del SEIN, pudiéndose encontrar muchas veces fuera de servicio, motivo por el cual no deben ser consideradas para la definición del SER.



Figura Nº1 Sistema Eléctrico Piura – Año 04 - ENOSA

CT SULLANA 10 MW

CT PAITA 9 MW

G~Sulla G4

2.00 MW-0.99 ..71.36 %

G~Sulla G5

2.00 MW-0.99 ..71.36 %

G~Sulla G2

2.00 MW-0.99 ..71.36 %

G~Sulla G1

2.00 MW-0.99 ..71.36 %

G~Sulla G3

2.00 MW-0.99 ..71.36 %

SULL4CSULL4A SULL4B

G~

Paita G3

2.00 MW0.74 M..65.56 %

G~Paita G4

1.00 MW0.37 M..77.20 %

G~

Paita G1

2.00 MW0.74 M..65.56 %

G~

Paita G2

2.00 MW0.74 M..65.56 %

G~Paita G6

1.00 MW0.37 M..77.20 %

G~Paita G5

1.00 MW0.37 M..77.20 %

PA

IT2C

PA

IT2B

CT PIURA40 MW

A C

hulu

cana

s

70mm2 Cu - 7.35Km (2009)

-44.32 MW-12.53 Mvar108.84 %

50.83 MW19.44 Mvar108.84 %

-6.31 MW-2.07 Mvar108.84 %

-6

-44.32 MW-12.53 Mvar108.84 %

50.83 MW19.44 Mvar108.84 %

-6.31 MW-2.07 Mvar108.84 %

-6

4.10 MW2.18 Mvar12.57 %0.04 kA

-4.09 MW-2.26 Mvar

12.57 %0.04 kA

(3)

12M

VA (2

011)

(3) 20% dePiura 22.9kV

1.86 MW0.64 Mvar15.99 %

-1.82 MW-0.60 Mvar15.99 %

0

1.82 MW0.60 Mvar

7.28 MW2.39 Mvar

62.64 MW29.44 Mvar

0.91

6.31 MW3.87 Mvar92.91 %

-7.28 MW-2.39 Mvar

92.91 %

1.03 MW-1.17 Mvar

92.91 %

-1

12.61 MW4.15 Mvar

15.96 MW1.57 Mvar28.12 %0.15 kA

27.49 MW6.88 Mvar48.56 %0.26 kA

-27.09 MW-6.04 Mvar48.56 %0.26 kA

11.09 MW4.44 Mvar39.69 %

-11.07 MW-3.64 Mvar39.69 %

0

11.14 MW4.47 Mvar33.70 %0.11 kA

-11.09 MW-4.44 Mvar33.70 %0.11 kA

34.78 MW11.43 Mvar

G~Piura TG

20.00 MW2.40 Mvar72.26 %

G~Piura G1

4.50 MW0.54 Mvar72.35 %

0.00 MW-6.40 Mvar

1

18.00 MW2.16 Mvar93.81 %1.01 kA

-17.91 MW-1.93 Mvar

93.81 %1.01 kA

18.00 MW2.16 Mvar93.81 %1.01 kA

-17.91 MW-1.93 Mvar

93.81 %1.01 kA

-4.09 MW-2.26 Mvar

12.57 %0.04 kA

4.10 MW2.18 Mvar12.57 %0.04 kA

G~Piura G3

7.00 MW0.84 Mvar64.09 %

G~Piura G2

4.50 MW0.54 Mvar72.35 %

11.07 MW3.64 Mvar

PIU23B23.36 kV1.02 p.u.

-155.57 deg

PIURA2323.62 kV1.03 p.u.

-155.73 deg

EJIDOS6060.56 kV1.01 p.u.-6.49 deg

CASTI109.82 kV0.98 p.u.

-159.93 deg

CASTI6060.20 kV1.00 p.u.-6.74 deg

PIURTG1010.40 kV1.04 p.u.-4.77 deg

PIURA1010.33 kV1.03 p.u.-5.45 deg

PIURA6061.60 kV1.03 p.u.-4.89 deg

SEPO1010.28 kV1.03 p.u.24.57 deg

SEPO6061.88 kV1.03 p.u.-4.74 deg

SEPO220220.00 kV1.00 p.u.0.00 deg

Flujo Carga BalanceadaNodosUl, Magnitud u, Magnitud U, Ángulo

RamasPotencia Activa Potencia Reactiva Nivel de Carga

Red ExternaPotencia Activa Potencia Reactiva Factor de Potencia

LíneaPotencia Activa Potencia Reactiva Nivel de Carga Corriente, Magnitud

PowerFactory 13.2.343

DIAGRAMA DE FLUJO DE POTENCIA

PROPUESTA ENOSA SISTEMA ELECTRICO PIURA

AÑO 04

Anexo:

PA

IT2A

DIg

SILE

NT

Al respecto, adicionalmente, se plantea la construcción de un enlace entre Piura Centro y Los Ejidos con el objeto de reforzar la alimentación eléctrica a la SET Castilla, previsto para el año 2010 y el cambio y/o reforzamiento de los transformadores de potencia en las subestaciones donde se presentan sobrecargas mayores al 10%.

Figura Nº2 Sistema Eléctrico Piura – Año 04 - OSINERGMIN

A C

hulu

cana

s(3)

12M

VA (2

011)


100/

100/

30M

VA (2

010) 240mm2 AAAC - 4.5Km (2010)

(CRITERIO N-1)

Cambio 240mm2 AAAC - 7.35Km (2009)

1.82 MW0.60 Mvar

1.86 MW0.64 Mvar16.08 %

-1.82 MW-0.60 Mvar

16.08 %

0

-1.79 MW0.46 Mvar

3.23 %0.02 kA

1.79 MW-0.52 Mvar

3.23 %0.02 kA

-70.57 MW-25.73 Mvar

74.01 %

3.12 MW2.12 Mvar74.01 %

67.59 MW30.15 Mvar

74.01 %

-7

7.28 MW2.39 Mvar

119.94 MW43.73 Mvar

0.94

42.33 MW10.93 Mvar

94.67 %

-7.28 MW-2.39 Mvar

94.67 %

-34.78 MW-5.27 Mvar

94.67 %

-1

12.61 MW4.15 Mvar

15.96 MW2.85 Mvar28.20 %0.15 kA

29.33 MW7.73 Mvar51.33 %0.28 kA

-28.89 MW-6.78 Mvar

51.33 %0.28 kA

11.09 MW4.42 Mvar39.23 %

-11.07 MW-3.64 Mvar

39.23 %

0

11.14 MW4.45 Mvar33.31 %0.11 kA

-11.09 MW-4.42 Mvar

33.31 %0.11 kA

34.78 MW11.43 Mvar

G~Piura TG

G~Piura G1

0.00 MW-6.16 Mvar

1

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.00 %0.00 kA

0.00 MW-0.00 Mvar

0.00 %0.00 kA

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.00 %0.00 kA

0.00 MW-0.00 Mvar

0.00 %0.00 kA

-42.40 MW-12.03 Mvar

76.24 %0.42 kA

42.96 MW13.61 Mvar

76.24 %0.42 kA

-37.66 MW-4.69 Mvar

94.23 %

45.69 MW11.51 Mvar

94.23 %

-6

-37.66 MW-4.69 Mvar

94.23 %

45.69 MW11.51 Mvar

94.23 %

-7.87 MW-3.13 Mvar

94.23 %

-6

G~Piura G3

G~Piura G2

11.07 MW3.64 Mvar

PIU23B23.22 kV1.01 p.u.

-156.80 deg

CASTI109.94 kV0.99 p.u.

-159.42 deg

CASTI6060.88 kV1.01 p.u.-6.30 deg

PIURTG1010.13 kV1.01 p.u.-9.98 deg

PIURA1010.13 kV1.01 p.u.-9.98 deg

PIURA6061.23 kV1.02 p.u.-6.12 deg

SEPO1010.41 kV1.04 p.u.25.05 deg

SEPO6062.66 kV1.04 p.u.-4.24 deg

SEPO220220.00 kV1.00 p.u.0.00 deg

Flujo Carga BalanceadaNodosUl, Magnitud u, Magnitud U, Ángulo

RamasPotencia Activa Potencia Reactiva Máximo Nivel de Carga

Red ExternaPotencia Activa Potencia Reactiva Factor de Potencia

LíneaPotencia Activa Potencia Reactiva Nivel de Carga Corriente, Magnitud



SISTEMA ELECTRICO PIURA

AÑO 04

Anexo:

PIURA2323.18 kV1.01 p.u.

-160.33 deg

EJIDOS6061.24 kV1.02 p.u.-6.06 deg

DIg

SILE

NT



Así mismo, debido a la menor demanda prevista, la ampliación de la SET Piura Centro se posterga para el año 2014 con un transformador de 25 MVA.

B. SISTEMA BAJO PIURA Planteamiento de la Titular

FECHA SETs COMPENSACION 30/11/2013 CONSTANTE Banco Capacitivo 3 MVAR 22,9 kV 30/11/2017 SULLANA Banco Capacitivo 3 MVAR, 10 kV


De acuerdo a los análisis eléctricos realizados, el banco capacitivo de la SET Constante se posterga para el 2016 y el banco previsto para la SET Sullana no resulta necesario.

C. SISTEMA TUMBES Planteamiento de la Titular

FECHA SETs AT/MT COMPENSACION 01/08/2007 N-CORRALES NUEVA SET Corrales 33/10 kV 2.5 MVA 30/11/2009 ZARUMILLA Banco Capacitivo 3 MVAR 22,9 kV

30/11/2009 N-CORRALES Reemplazo del TR-2 en CORRALES 33/10 kV de 2.5 MVA por un NUEVO TR de 33/10 kV 7 MVA

30/11/2011 PUERTO PIZARRO Instalación de NUEVO TR-2 en PUERTO PIZARRO 60/22,9 kV de 9 MVA

30/11/2013 PUERTO PIZARRO Banco Capacitivo 2x2 MVAR 22,9 kV 30/11/2018 TUMBES Banco Capacitivo 3 MVAR, 10 kV


De acuerdo al análisis eléctrico se observa que controlando la tensión de la barra en 60 kV de la SET Zorritos, se puede lograr un perfil adecuado de tensiones, con lo cual se puede postergar la necesidad del banco capacitivo de la SET Zarumilla hasta el 2015. Respecto al reemplazo del transformador de 2,5 MVA de la SET N-Corrales, la demanda prevista para el horizonte de planeamiento (2018) es del orden de 1,74 MW con lo cual no se justifica el cambio propuesto por ENOSA. Respecto a la instalación de un nuevo transformador de 9 MVA de la SET Puerto Pizarro, la demanda prevista para el horizonte de planeamiento (2018) es del orden de 5,3 MW con lo cual no se justifica el cambio propuesto por ENOSA. Finalmente, el banco capacitivo propuesto para la SET Tumbes se requeriría para el 2017, de acuerdo a los análisis eléctricos realizados.



D. SISTEMA TUMBES RURAL Planteamiento de la Titular

FECHA SETs AT/MT

30/11/2009 ZORRITOS Reemplazo de TR-2 en ZORRITOS 33/10 kV de 0,8 MVA (EX TR-1 de CEREZOS 33/10kV de 0,8 MVA) y se manda a reserva el trafo existente en ZORRITOS 33/10 KV de 0,4 (EX TR-1 de ZORRITOS)


La subestación Zorritos correspondiente a la empresa ENOSA tiene una ubicación extremadamente pequeña para una adecuada disposición de sus transformadores, lo cual se observa en la siguiente fotografía:

El diagnóstico de esta subestación es de sobrecargas que involucran incremento de transformación.



A fin de aprovechar la capacidad remanente del transformador de 33/22,9 kV de la SET Zorritos, se propone el traslado de carga de la barra de 10 kV a la barra de 22,9 kV debido a la sobrecarga del transformador de 0,4 MVA. Posteriormente, como solución definitiva, se propone reemplazar estos dos transformadores (relativamente pequeños) por otro de mayor potencia; para lo cual se ha planteado que esto se realice dentro de la subestación de REP, en el área que se muestra en el siguiente gráfico:

En ese sentido, se propone la ampliación (2011) de potencia en la nueva SET Zorritos, para la cual se instala un transformador de 10/10/7,5 MVA -33/22,9/10kV rotado de la SET Zarumilla, el cual remplaza a los 2 transformadores de 0,4 MVA y 5 MVA, quedando estos en reserva.

E. SISTEMA CHULUCANAS Planteamiento de la Titular

FECHA SETs AT/MT

08/02/2009 CHULUCANAS 8. Reemplazo del TR-1 en CHULUCANAS 60/22,9/10 kV de 10/7/4 MVA por NUEVO TR-2 60/22,9/10 KV de 45/35/15 MVA; TR-1 va a reserva


La alternativa de OSINERGMIN coincide con la de ENOSA.

Ampliación



F. SISTEMA SULLANA – EL ARENAL – PAITA Planteamiento de la Titular

FECHA SETs AT/MT 30/11/2012 SULLANA Instalación de NUEVO TR-2 en SULLANA 60/10 kV de 30 MVA 30/11/2015 TIERRA COLORADA Instalación de NUEVO TR-2 en TIERRA COLORADA, 60/10,5 kV de 25 MVA

30/11/2017 ZONA INDUSTRIAL Instalación de TR-1 en NUEVA SET ZONA INDUSTRIAL PAITA 60/22.9 kV de 15 MVA (NUEVO)

30/11/2018 N-SULLANA OESTE Instalación de TR-1 en NUEVA SET SULLANA OESTE 60/10 kV de 20 MVA (NUEVO)


El año 2 está previsto el ingreso de nueva generación entre Paita y Sullana, con lo cual se desplaza el reforzamiento del anillo existente, en 60 kV, entre las subestaciones de Piura Oeste, Paita, El Arenal y Sullana, para atender el crecimiento de la demanda del área, hasta después del periodo de la presente regulación. Así mismo, se adelanta un año la propuesta de ENOSA referido a la instalación de un nuevo transformador en la SET Sullana 60/10 kV de 30 MVA y en la SET Tierra colorada debido a la mayor demanda prevista. Respecto a las nuevas subestaciones propuestas por ENOSA, Zona Industrial (2017) y Nueva Sullana Oeste (2018), no son consideradas dentro del horizonte de planeamiento por la menor demanda prevista.

11.2.5 Plan de Inversiones

PROGRAMACIÓN DEL EQUIPAMIENTO DE TRANSMISIÓN Es del caso mencionar que, posteriormente al 23 de julio de 2006, fecha de emisión la Ley N° 28832, se han registrado las siguientes altas de instalaciones de transmisión en el Área de Demanda 1:

Implementado por ELECTRONOROESTE: Un nuevo transformador de 30 MVA, 60/10 kV en la SE Castilla, el cual entró en servicio el 01 de diciembre de 2006; un nuevo transformador de 4 MVA, 33/10 kV y sus respectivas celdas en la nueva SE Loma de Viento, el cual entró en operación el 28 de setiembre de 2007; y un nuevo transformador de 30 MVA, 60/23/10 kV, el cual entró en operación comercial el 12 de enero de 2008.

Al respecto, cabe señalar que las altas consideradas en el Plan de Inversiones, materia del presente informe, aún están sujetas a revisión dado que a la fecha no todas las TITULARES han presentado la información que las sustenta y, por otro lado, se han suscrito algunas actas de altas involucrando equipamiento que estaría reemplazando instalaciones existentes al 23 de julio de 2006 o equipos reparados o traídos de otro lugar de la red de transmisión.



En ese sentido, con base en el análisis eléctrico del sistema de transmisión, la programación resultante del equipamiento de transmisión en el Área de Demanda 1 se resume a continuación:

AÑO 2009:

• Traslado de carga en la SET Zorritos. Se traslada carga de la barra de 10 kV a la barra de 22.9 kV debido a la sobrecarga del transformador de 0,4 MVA.

• Traslado de carga en la SET Zarumilla. Se traslada carga de la barra de 10 kV a la barra de 22.9 kV debido a la sobrecarga del devanado de 10 kV.

• Cambio de conductor de la línea en 60 kV Piura Oeste – Piura Centro. Se cambia el conductor a AAAC 240mm2

AÑO 2010:

• Reemplazo de potencia en la SET El Arenal. Se Instala un nuevo transformador de 30MVA quedando en reserva el existente de 10MVA.

• Reemplazo de potencia en la SET Chulucanas 60/23/10 kV. Se Instala un nuevo transformador de 15/15/7 MVA quedando en reserva el existente de 10/4/7 MVA.

• Reemplazo de potencia en SET Zarumilla. Se Instala un nuevo transformador de 30/5/25 MVA quedando en reserva el existente de 10/10/7,5 MVA.

• Ampliación de potencia en la nueva SET Zorritos. Se Instala un transformador de 10/10/7,5 MVA - 33/22,9/10 kV rotado de la SET Zarumilla, el cual remplaza a los 2 transformadores de 0,4 MVA y 5 MVA, quedando estos en reserva.

• Ampliación de Potencia en SET Piura Oeste de REP. Se Instala un transformador de 100/100/30 MVA que operará en paralelo con los 2 transformadores existentes de 50 MVA.

• Nueva línea Piura Centro – Los Ejidos. Instalación de nueva línea de 240 mm2 - 4,5 Km por el criterio N-1.

• Nueva línea Piura Centro – Los Ejidos. Instalación de nueva línea de 240mm2 - 4,5Km por el criterio N-1.

AÑO 2011:

• Ampliación de potencia en SET Piura Centro. Se Instala un nuevo transformador de 12MVA - 60/22,9 kV

• Ampliación de potencia en SET Sullana. Se Instala un nuevo transformador de 30MVA - 60/10 kV.

AÑO 2012:



• Ampliación de potencia en SET Sullana. Se Instala un nuevo transformador de 30MVA - 60/23/10kV, para RESERVA.

• Instalación de un compensador en la SET El Arenal de 5 MVAR, 4 pasos, 10kV.

En el Anexo D se muestran los diagramas unifilares correspondientes al SER, según los resultados del análisis efectuado por OSINERGMIN.

Por las razones expuestas en el análisis de alternativas y según la programación del equipamiento de transmisión, desarrollado en la sección anterior, el Plan de Inversiones por elemento de transmisión para el Área de Demanda 1 se presenta en el Anexo E, el cual gráficamente se resume a continuación en comparación con lo propuesto por cada titular de transmisión que conforma dicha Área de Demanda:

Área de Demanda 1 - Plan de Inversiones de Electronoroeste

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000

2009 2010 2011 2012 2013

Año

mile

s U

S$ EMPRESA

OSINERGMIN

Área de Demanda 1 - Plan de Inversiones de NNNN

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

2009 2010 2011 2012 2013

Año

mile

s U

S$ EMPRESA

OSINERGMIN



La última gráfica corresponde a un nuevo transformador de potencia, 100 MVA, 220/60/10 kV en la SE Piura Oeste, que no ha sido propuesta por ninguna titular de transmisión. Según el análisis de flujos de potencia resulta que este transformador de potencia se requiere en el año 2010, sin embargo, dado que probablemente requiera de un proceso de licitación para su implementación, se considera que debe entrar en operación comercial a más tardar a principios del año 2011.

En resumen, los costos de inversión por año correspondientes al SCT, de la PROPUESTA OSINERGMIN, son los que se muestran en el siguiente cuadro. Por excepción, el primer Plan de Inversiones se considera a partir del 24 de julio de 2006, fecha que entró en vigencia la Ley N° 28832, (Tercera Disposición Transitoria del D.S. 027-2007-EM):

Cuadro Nº 11-19

PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 1 COSTO DE INVERSIÓN POR AÑO DE SCT

(Miles US$)

Año ELECTRO NOROESTE NNNN REP ELECTRO

PERÚ ADINELSA Total general

2006 633,36 - - - - 633,36 2007 700,66 - - - - 700,66 2008 841,65 - - - - 841,65 2009 - - - - - - 2010 3 385,99 3 113,93 - - - 6 499,92 2011 1 766,61 - - - - 1 766,61 2012 1 061,21 - - - - 1 061,21 2013 3 098,90 - - - - 3 098,90

Los valores mostrados en el cuadro anterior se han determinados con la Base de Datos de Módulos Estándar de Inversión para Sistemas de Transmisión, según lo establecido en el numeral II del literal d) del Artículo 139° del RLCE.

Cabe señalar que estos valores tienen carácter preliminar, toda vez que según el numeral III), literal b) del Artículo 139° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, las instalaciones incluidas en dicho Plan de Inversiones serán valorizadas de manera definitiva en la fijación tarifaria, al determinar el Costo Medio anual de las instalaciones de transmisión que son remuneradas de forma exclusiva por la demanda.

El nominativo “NNNN” está referido a instalaciones que no han sido imputadas a ninguna de las titulares que conforman el Área de Demanda 6; sin embargo, según los resultados del análisis eléctrico realizado se requiere su implementación para garantizar el servicio eléctrico.



12. Conclusiones y Recomendaciones

Del análisis realizado por OSINERGMIN a los estudios presentados por ENOSA, así como los análisis de oficio correspondientes a las TITULARES que no han presentado propuesta y pertenecen al Área de Demanda 1, se concluye lo siguiente:

a) Se ha obtenido el valor de 5,09% como tasa promedio anual de crecimiento de las ventas de energía eléctrica a Usuarios Menores a 2,5 MW, conforme los resultados mostrados en el Cuadro N° 11-15 del presente informe, mientras que la tasa de crecimiento de la demanda total de energía eléctrica, en el Área de Demanda 1, resulta en 6,63% según lo mostrado en el Cuadro 11-18.

b) La inversión total considerada para el periodo comprendido entre el 24 de julio de 2006 al 30 de abril de 2013, asciende al monto de miles US$ 11 503,41 según los valores de inversión por elemento de transmisión que se muestran en el Anexo E.

c) Se recomienda la emisión de una resolución en la que se incluya la aprobación de los Planes de Inversión en Transmisión del Área de Demanda 1, correspondientes al período del 24 de julio de 2006 al 30 de abril de 2013.



13. Anexos

A continuación se presentan los siguientes anexos al informe:

Anexo A Diagrama Unifilar del Sistema Eléctrico Actual

Anexo B Diagramas Unifilares del SER 2009-2013-Según Propuesta.

Anexo C Análisis de las Opiniones y Sugerencias a la PREPUBLICACIÓN.

Anexo D Diagramas Unifilares del SER 2009-2013-Según análisis de OSINERGMIN.

Anexo E Plan de Inversiones

Anexo F Cuadros Comparativos



Anexo A Diagrama Unifilar del Sistema Actual



YNd5

YNd5yn

YNynd5

Dyn5

YNd5

YNynd5

YNd5yno



YNynd1

YNd5

Yy0

YNd5

YNynd5

YNynd5

YNynd5

YNynd11

Dyn5 Dyn5

Yd11

Ynd5

Ynd5

Yd11



Anexo B Diagramas Unifilares del SER 2009-2013 - Según Propuesta de Titulares



AÑO 2009



AÑO 2010



AÑO 2011



AÑO 2012



AÑO 2013



Anexo C Análisis de las opiniones y

Sugerencias a la PREPUBLICACIÓN



El análisis de las opiniones y sugerencias a la prepublicación de la fijación de Tarifas y compensaciones de los SST y SCT (PREPUBLICACIÓN) se ha realizado sobre la base de los siguientes documentos:

1. Resolución OSINERGMIN N° 023-2009-OS/C que prepublica el proyecto de resolución mediante la cual, entre otros, se fijaría las Tarifas y Compensaciones de los SST y SCT para el período mayo 2009-abril 2013.

2. Informe N° 037-2009-GART, sobre Estudio Tarifario para SST y SCT del Área de Demanda 1, el cual involucra instalaciones pertenecientes a ELECTRONOROESTE, ELECTROPERÚ, ADINELSA y REP.

3. Carta GCT-005-2009, recibida el 24 de febrero de 2009, presentada por el Grupo Distriluz conteniendo las opiniones y sugerencias de ENOSA a la PREPUBLICACIÓN.

En los casos en que se considere que la opinión o sugerencia es acogida, no significa necesariamente que se acepta los resultados contenidos en la propuesta o sugerencia de la empresa, ya que, como resultado de los análisis efectuados por OSINERGMIN se puede concluir que la metodología, procedimientos y valores utilizados no conllevan a la solución técnica de mínimo costo para los sistemas en estudio.

A continuación se presenta el análisis de dichas opiniones y sugerencias, conservando la numeración original de las mismas.



Análisis de las Opiniones y Sugerencias a la PREPUBLICACIÓN presentadas por ENOSA

1.- OPINIONES GENERALES

Opinión 1.

ENOSA menciona que existe muy poca información sobre el sustento de los análisis y cálculos efectuados por OSINERGMIN al definir sus alternativas de desarrollo de los sistemas de transmisión.

En este sentido, señala que OSINERGMIN no cumple con la transparencia que debe existir, no siendo coherente con la exigencia que hace al respecto a las empresas que han presentado sus estudios.

Análisis de OSINERGMIN

En los informes técnicos de cada Área de Demanda y en los cálculos publicados en la página Web de OSINERGMIN que sustenta la prepublicación de las tarifas y compensaciones de los SST- SCT para el periodo 2009-2013, se incluyeron los sustentos de los análisis y cálculos efectuados. En efecto, en el numeral 8.2 del informe técnico del Área de Demanda 1, se colocaron las características de cada alternativa, su valorización y determinación de la alternativa óptima en base al Artículo 12º de la NORMA TARIFAS, así como, las condiciones de las redes de transmisión como producto de la visita técnica realizada a ENOSA en diciembre del año 2008. Por otro lado, en los cálculos publicados en la Web, se incluyeron los formatos de demanda, del SER, de inversiones y de peajes, tal como se establece en dicha NORMA TARIFAS. Cabe mencionar que, debido al tamaño de la información de detalle, se optó por publicar en los informes, la información necesaria que permita sustentar la propuesta de OSINERGMIN. No obstante, si a pesar de la información presentada, la Titular lo consideró insuficiente, esta información siempre ha estado a disposición de los interesados a simple solicitud de los titulares.

Por otro lado, debido a la opinión presentada en este alcance, en la presente etapa del proceso regulatorio, se incluye en los informes y en los archivos de cálculo, mayor información de detalle que permite sustentar el Plan de Inversiones de OSINERGMIN para el Área de Demanda 1.

Conclusión Se aclara la consulta de la Titular.

Opinión 2.

ENOSA afirma que en el informe de OSINERGMIN, se descartan las alternativas presentadas por las empresas, sin demostrar que sus propias alternativas son mejores desde el punto de vista técnico y económico.




Las alternativas del SER que presentó ENOSA, correspondieron a la solución a su crecimiento de demanda, el cual no fue debidamente sustentado por la Titular en la forma que establece los numerales 9.1.3.b y 9.1.3.c de la NORMA TARIFAS. Por otro lado, ENOSA presentó el SER para su zona de concesión, sin considerar toda el Área de Demanda. En consecuencia, al modificar la demanda e incluir el análisis integral de toda el área, la alternativa propuesta por ENOSA deja de ser válida. Ante esta situación, OSINERGMIN procedió a determinar las alternativas para el SER en base a la mejor información disponible y siguiendo los lineamientos que establece dicha Norma para la elección de la alternativa óptima.


Opinión 3.

En lo referente a la proyección de demanda, señala ENOSA, no existe sustento adecuado especialmente en lo relativo a la demanda espacial considerada, descartando en varios casos el crecimiento real y las cargas adicionales presentadas por la empresa. Al respecto, considera que hubiera sido muy adecuado discutir el tema con ENOSA y con todas las empresas, para llegar a valores consensuados de demanda, teniendo en cuenta que esto constituye base fundamental para la planificación de los sistemas de transmisión.


Para la distribución espacial de la demanda, OSINERGMIN se ha basado en la información suministrada por la empresa en los formatos F-102, F-103 y F-115, que corresponden a la información de demanda de Usuarios Menores y Mayores. Para el caso de los Usuarios Mayores y demandas nuevas, se consideró la información de demanda que haya sido debidamente sustentada por la Titular. En este sentido, ENOSA no presentó el sustento de todas sus demandas, razón por la cual, estas demandas no fueron consideradas en la proyección correspondiente a la prepublicación. Al respecto, OSINERGMIN en fecha posterior a la prepublicación y con el fin de incorporar al estudio, la información no presentada por las titulares en su oportunidad, remitió a las empresas el Oficio N° 0188-2009-GART, en el cual, se solicitó el sustento de las cargas nuevas en sus sistemas eléctricos. En este sentido, se ha considerado en esta etapa del proceso regulatorio, la información de demanda sustentada por la Titular. Respecto de la opinión donde se menciona que hubiera sido adecuado discutir el tema con ENOSA, se debe aclarar que las empresas prestadoras de servicio público de electricidad, están facultadas para solicitar y obtener audiencias privadas con los funcionarios del Organismo Regulador, a fin de intercambiar opiniones respecto del proceso regulatorio (Artículo 8º de la Ley 27838 – Ley de Transparencia). En este sentido, no se produjeron estas reuniones a iniciativa de ENOSA en fecha anterior a la prepublicación. No obstante y sin perjuicio de lo señalado, se debe aclarar que para la proyección de demanda, el Artículo 9º de la NORMA TARIFAS establece la metodología y requisitos a ser presentados por la Titular para el sustento de su información,



reiterando que ENOSA no sustentó adecuadamente sus demandas nuevas, optando OSINERGMIN por efectuar la proyección en base a la mejor información disponible debidamente sustentada. Por lo indicado, la demanda no debe entenderse que es un tema que requiera de consenso tal como lo menciona la Titular, sino que, es un tema que debe ser tratado en estricta sujeción a la NORMA TARIFAS.

Conclusión de OSINERGMIN Se aclara la consulta de la Titular.

Opinión 4.

ENOSA menciona que todo lo indicado en los acápites anteriores, se resume en la importancia de que los planes de obras e inversiones sean debidamente coordinados con las empresas concesionarias, las que finalmente son quienes deberán realizar dichas obras y asumir las inversiones correspondientes.

En este sentido, señala que en el Artículo 139º del Reglamento de la LCE, en el acápite v), se establece que:

"El Plan de Inversiones está constituido por el conjunto de instalaciones de transmisión requeridas que entren en operación dentro de un periodo de fijación de Peajes y Compensaciones. Será aprobado por OSINERGMIN y obedece a un estudio de planificación de la expansión de transmisión considerando un horizonte de 10 (diez) años, que deberá preparar obligatoriamente cada concesionario de las instalaciones de transmisión remuneradas exclusivamente por la demanda."

ENOSA señala que el párrafo previo, significa que OSINERGMIN puede aprobar o modificar la planificación realizada por los concesionarios, pero no efectuar esta de manera independiente; lo cual es coherente con el hecho de que son los concesionarios los que deben asumir el compromiso de inversión, adicionalmente al hecho de que son los que mejor conocen las características del mercado que atienden.


Respecto del tema de la coordinación que señala la Titular en su opinión, se debe mencionar que la empresas prestadoras de servicio público de electricidad, están facultadas para solicitar y obtener audiencias privadas con los funcionarios del Organismo Regulador, a fin de intercambiar opiniones respecto del proceso regulatorio (Artículo 8º de la Ley 27838 – Ley de Transparencia). En este sentido, es facultad del Titular solicitar las reuniones que considere conveniente, las cuales no se produjeron a iniciativa de ENOSA en fecha anterior a la prepublicación, sino, a iniciativa de OSINERGMIN. En efecto, el regulador con el fin de hacer precisiones a su propuesta del SER, efectuó una visita técnica conjuntamente con los representantes de ENOSA a sus instalaciones de transmisión a fines del año 2008. Asimismo, en fecha posterior a la prepublicación se han sostenido reuniones con los representantes de ENOSA en las oficinas de OSINERGMIN. Estos hechos demuestran que sí hubieron coordinaciones con las empresas concesionarias. En relación al comentario sobre los compromisos de inversión que deben asumir los concesionarios, se debe aclarar que el Decreto Supremo Nº 010-2009-EM publicado el 06 de febrero de 2009, faculta al Ministerio y/o Proinversión a conducir los procesos de licitación para la ejecución y operación de las instalaciones del SCT. En este sentido, las



instalaciones que apruebe OSINERGMIN como parte del Plan de Transmisión, podrán ser ejecutadas por la Titular, o en su defecto, podrán ser licitados por el Ministerio y/o Proinversión para su ejecución y operación.

Conclusión de OSINERGMIN Se aclara la consulta de la Titular.

2.- OPINIONES ESPECÍFICAS

2.1.- DEMANDA

Opinión 5.

ENOSA señala que su propuesta presentada considera una tasa de crecimiento promedio de 6,41% anual, entre los años 2007 a 2018 para las ventas vegetativas de energía. OSINERGMIN obtiene una tasa de crecimiento promedio de 5,02% anual para el mismo periodo (cuadro 8-8 del informe de OSINERGMIN). Asimismo, en el cuadro 8-10 del mismo informe, se propone una tasa de crecimiento promedio de 4,78%.

Así mismo manifiesta que es necesario que OSINERGMIN exponga el procedimiento seguido para efectuar la distribución espacial de la demanda, teniendo en cuenta que la tasa de crecimiento de ENOSA es mayor que la del Área de Demanda.

ENOSA precisa que el comportamiento de la energía que atiende se ha incrementado en el año 2007 en 9,64% y en el 2008 en 12,62% respecto del 2007, es decir mayor en 3,72% al previsto en el estudio de OSINERGMIN.

Con respecto al comportamiento de la máxima demanda, ENOSA concluye que, a nivel del sistema eléctrico la demanda se incrementó en 11,71%, a nivel de SET se incrementó en 14,28%, y a nivel de aporte al SEIN se incrementó en 10,76%. Concluye también que las tasas de crecimiento en potencia y energía son mucho mayores a los considerados por OSINERGMIN. Se solicita se incremente el porcentaje de la tasa de crecimiento del Área de Demanda 1.


Para la distribución espacial de la demanda OSINERGMIN se ha basado en la información suministrada por la empresa en los formatos F-102, F-103 y F-115, que corresponden a la información de demanda de Usuarios Menores y Mayores. Para el caso de los Usuarios Mayores y demandas nuevas, se consideró la información de demanda que haya sido debidamente sustentada por la Titular, tal como lo establece la NORMA TARIFAS en sus numerales 9.1.3.b y 9.1.3.c. En este sentido, ENOSA no presentó el sustento de todas sus demandas, razón por la cual, estas demandas no fueron consideradas en la proyección de demanda correspondiente a la prepublicación, la misma que siguió los lineamientos que se establecen en el Artículo 9º de dicha Norma. Al respecto, OSINERGMIN en fecha posterior a la prepublicación y con el fin de incorporar al estudio, la información no presentada por las titulares en su oportunidad, remitió a las empresas el Oficio N° 0188-2009-GART, de fecha 11 de febrero 2009, en el cual, se solicitó el sustento de las cargas nuevas en sus sistemas eléctricos.

En base a la respuesta de las titulares, en particular ENOSA, y considerando además, la información de sustento presentada en el informe de opiniones, OSINERGMIN ha



incluido las demandas nuevas debidamente sustentadas. Como resultado de esta inclusión, el porcentaje de crecimiento promedio obtenido del formato F-121, es de 6,22%, incrementándose respecto del crecimiento promedio de la prepublicación de 4,78% (cuadro Nº 8-10 del informe 0037-2009-GART). Cabe aclarar que la tasa de crecimiento del cuadro 8-8 del informe de OSINERGMIN de 5,02% que menciona la Titular, corresponde al crecimiento de usuarios menores solamente, siendo la tasa de 4,78% el porcentaje que representa el crecimiento de la demanda global de usuarios menores y mayores.

Conclusión Se acoge la opinión, por las razones expuestas en el análisis.

Opinión 6.

ENOSA señala que para esta área, OSINERGMIN incorpora la demanda adicional de Textil Piura, presentada por ENOSA, siendo según señala, la única que cuenta con sustento.

Para ENOSA, las cargas adicionales pueden generar un requerimiento muy significativo en los sistemas eléctricos correspondientes. Estas cargas se sustentan en los Anexos 2, 3 y 4 del informe de opiniones.

ENOSA comenta que la no consideración de estas cargas adicionales, trae como consecuencia que el planeamiento establecido por OSINERGMIN no permitirá atender las mismas, no constituyendo una real alternativa técnica económica óptima, y que inclusive puede generar problemas de atención de nuevas cargas de esta naturaleza.


En relación al tema de la inclusión de las cargas adicionales, la respuesta correspondiente se desarrolla con amplitud en el análisis de la opinión 5.

Respecto del comentario sobre la consecuencia del planeamiento de OSINERGMIN sin considerar las cargas adicionales, resulta lógico que incorporar mayores demandas en los sistemas de transmisión, puede conllevar a incrementar los niveles de inversión en ampliar las capacidades de transmisión que permita atender el crecimiento de la demanda. Este tema se analiza con mayor detalle en el análisis del Sistema Eléctrico a Remunerar.

Conclusión

Se acoge la opinión, por las razones expuestas en el análisis.

2.2.- SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR OBRAS E INVERSIONES EN EL PERIODO 2006-2008

Opinión 7.

ENOSA señala que OSINERGMIN no ha considerado las obras e inversiones correspondientes que se han debido ejecutar en el periodo comprendido entre los años



2006 y 2008. Estas obras han sido necesarias para atender el incremento de la demanda que se ha presentado en dicho periodo, el cual como se sabe, ha sido muy superior al ritmo de crecimiento que se tenía hasta el año 2000. El detalle de las obras mencionadas se muestra en el Anexo 5 del informe de opiniones (formatos 601 y 602).


En relación a este comentario, se debe mencionar que, de acuerdo al Artículo 6º de la Resolución OSINERGMIN N° 024-2008-OS/CD (procedimiento de Altas y Bajas), se consideran como altas a aquellas instalaciones que cuenten con la respectiva acta de puesta en servicio. En este sentido, debido a que la titular no presentó las actas correspondientes, no se consideró las instalaciones de transmisión que no dispusieron en su oportunidad de estos documentos sustentatorios.

No obstante, para la siguiente etapa de este proceso regulatorio, mediante Oficio N° 0188-2009-GART, de fecha 11 de febrero 2009, se requirió a las titulares de transmisión que presenten su sustento de las altas y bajas en el período julio 2006-febrero 2009, las mismas que se dispuso sean validadas en campo.

Consecuentemente, de manera excepcional, para la presente etapa del proceso tarifario, las obras e inversiones ejecutadas en el periodo comprendido entre julio 2006 y febrero 2009, que han sido debidamente sustentadas por los titulares, han sido consideradas y valorizadas con los módulos estándares de inversión vigentes. Instalaciones previstas para fechas posteriores a la señalada serán reconocidas siempre y cuando se encuentren dentro del Plan de Inversiones que finalmente se apruebe.


OBRAS E INVERSIONES EN PROCESO DE EJECUCIÓN

Opinión 8.

ENOSA señala que, teniendo en cuenta que el incremento de la demanda ha reducido la reserva que existía en la capacidad instalada, ha planificado, diseñado e iniciado el proceso de construcción y compra de equipos y materiales necesarios para atender oportunamente dicha demanda.

Al respecto, ENOSA afirma que es necesario que OSINERGMIN considere estas instalaciones y correspondientes inversiones, como parte del SCT, por tratarse de costos comprometidos. Las obras e inversiones en curso, se detallan en el Anexo 6 del informe de opiniones.

Análisis de OSINERGMIN Ver análisis de la Opinión 7.




CONSIDERACIÓN DE EQUIPOS DE RESERVA

Opinión 9.

ENOSA menciona que OSINERGMIN no ha considerado equipos de reserva para atender situaciones de emergencia. En ENOSA existen 26 unidades de transformación, cuya potencia media es de 11 MVA, con una antigüedad promedio de 15 años.

Así mismo, indica que en concordancia al acápite 13.3.1 de la NORMA TARIFAS (redundancia bajo el criterio N-1), se debe reconocer la necesidad de tener una reserva, especialmente en cuanto a transformadores y celdas de AT y MT.

ENOSA señala que el único transformador de reserva que contaba ENOSA, es una unidad de 30 MVA, que fue utilizada para reemplazar un transformador de 7 MVA y 35 años de antigüedad que se quemó. Por este motivo, es necesario que se reconozca la reposición de por lo menos una unidad de reserva de 15 MVA.

En consecuencia, ENOSA señala que se deben considerar por lo menos una unidad de reserva para afrontar situaciones imprevistas, la cual, considera debería ser de 15 MVA y de doble relación en el secundario.


Al respecto, se aclara que en el presente proceso regulatorio se mantiene el mismo criterio de reserva empleado para las regulaciones tarifarias anteriores, que consiste en mantener en reserva una capacidad de transformación equivalente a la unidad de mayor potencia instalada; este criterio es aplicable en los sistemas con demandas iguales o mayores a 30 MW. Cabe mencionar que la remuneración de esta reserva está incluida en el CMA de los SSTD determinados en aplicación del Artículo 24º de la NORMA TARIFAS, con excepción de los casos que, como consecuencia del Plan de Inversiones, se implementen transformadores de mayor capacidad lo cual implicaría también un transformador de reserva de mayor tamaño. Este criterio, permite que ante eventualidades se pueda cubrir las necesidades de transformación en cualquiera de las SETs que conforman el Área de Demanda. Para el caso de ENOSA, el transformador considerado corresponde a una unidad de 30 MVA de 60/22,9/10 kV.


CONSIDERACIÓN DE CELDAS DE ALIMENTADORES MT

Opinión 10.

ENOSA señala que en la lista de inversiones de OSINERGMIN no se consideran celdas de alimentadores MT que serán necesarias para la ampliación de subestaciones existentes y para las nuevas subestaciones que se deberán poner en servicio.

Se debe agregar a las inversiones planteadas por OSINERGMIN lo correspondiente a las celdas de alimentadores MT.




En esta etapa del proceso regulatorio, se considera en el Plan de Inversiones las celdas de alimentadores MT en los casos de nuevas SETs y de ampliación de la capacidad de transformación de las SETs existentes.


CONSIDERACIÓN DE PÉRDIDAS

Opinión 11.

ENOSA opina que como está demostrando que el incremento de la demanda será mayor al considerado por OSINERGMIN, esto traerá como consecuencia mayores pérdidas en las instalaciones del sistema de transmisión, por lo que señala que OSINERGMIN deberá recalcular los factores de pérdidas, por ser de absoluta importancia para el cálculo de las tarifas a los usuarios finales, a fin de que estas reflejen los costos reales en que se incurre para el suministro de energía eléctrica.


El proceso regulatorio de los SST-SCT está conformado por varias etapas directamente vinculadas, es decir, los cambios que se generen en una etapa previa, se verán reflejados en las etapas posteriores. En este sentido, las modificaciones a las magnitudes de demanda y al dimensionamiento del SER, se verán reflejados en los nuevos factores de pérdidas y determinación de peajes, cuya prepublicación se efectuará el 03 de setiembre de 2009, de acuerdo a lo establecido en la Resolución OSINERGMIN Nº 055-2009-OS/CD, la misma que modificó el cronograma del proceso regulatorio de los SST-SCT.




Anexo D Diagramas Unifilares del SER 2009-

2013-Según análisis de OSINERGMIN.



Baja y Alta Tensión / Nivel de Carga

U < 0.95 p.u.U > 1.05 p.u.Carga > 100. %

OSINERGMIN



FORMATO: F-216 AREA: 01 AÑO: 01

Anexo:

Flujo Carga BalanceadaNodosTensión Línea-Línea, Magnitud [kV]Tensión, Magnitud [p.u.]Tensión, Ángulo [deg]

RamasPotencia Activa [MW]Potencia Reactiva [Mvar]Nivel de Carga [%]

Red ExternaPotencia Activa [MW]Potencia Reactiva [Mvar]Factor de Potencia [-]

LíneaPotencia Activa [MW]Potencia Reactiva [Mvar]Nivel de Carga [%]Corriente, Magnitud [kA]

ROTACIONES Y TRAS-LADOS DE CARGA

(4)

(1) 85% dezorritos 10kV

(1)

(4) 35% deZarumilla 10kV

Loma de Viento3 MVA (2007)

30 M

VA

(200

6)

30/7

/25

MV

A (2

008)

ALTAS Y CAMBIOSEN TOPOLOGIA

Zorr_Mach

DCURM60

Derv_Morropon

Derv_NautiliusDerv_LaCruz

Derv_PPizarro

AREA 01Año 01

-1

1.94 MW0.64 Mvar

2.96 MW0.97 Mvar

G~Poech II

10.00 MW1.16 Mvar85.61 %

-10.83 MW-3.87 Mvar

32.70 %0.11 kA

0.00 MW-1.81 Mvar

1

-1

1.13 MW0.37 Mvar

1.63 MW0.53 Mvar

0

15.99 MW4.82 Mvar53.85 %

-0.00 MW0.00 Mvar53.85 %

-15.95 MW-3.43 Mvar53.85 %

-5

7.55

MW

2.48

Mva

r

-2

-3.09 MW0.62 Mvar

5.76 %0.03 kA

-3.62 MW-1.32 Mvar

7.13 %0.04 kA

6.79 MW0.07 Mvar12.29 %0.07 kA

3.62 MW1.32 Mvar44.85 %

-3.59 MW-1.18 Mvar44.85 %

-2

3.09 MW-0.62 Mvar36.11 %

-3.07 MW0.73 Mvar36.11 %

1

4.00 MW1.53 Mvar13.61 %0.07 kA

-3.94 MW-1.49 Mvar13.61 %0.07 kA

-0.27 MW-0.09 Mvar

0.90 %0.00 kA

-1.60 MW-0.62 Mvar

5.47 %0.03 kA

-1.14 MW-0.41 Mvar

3.88 %0.02 kA

3.02 MW1.10 Mvar10.21 %0.06 kA

1.14 MW0.41 Mvar42.15 %

-1.13 MW-0.37 Mvar42.15 %

-3

0.27 MW0.09 Mvar36.66 %

-0.26 MW-0.09 Mvar36.66 %

2

1.60 MW0.62 Mvar71.33 %

-1.59 MW-0.52 Mvar71.33 %

2

0.35 MW0.15 Mvar94.82 %

-0.34 MW-0.11 Mvar

94.82 %

0

3.60 MW1.34 Mvar77.21 %

-3.57 MW-1.17 Mvar77.21 %

0

3.43 MW1.27 Mvar42.03 %

-3.41 MW-1.12 Mvar42.03 %

-0.00 MW0.00 Mvar42.03 %

-4

15.19 MW2.60 Mvar57.05 %0.16 kA

-14.99 MW-2.45 Mvar

57.05 %0.16 kA

14.99 MW2.45 Mvar63.50 %

-14.91 MW-1.35 Mvar

63.50 %

0

1.60 MW0.53 Mvar

1.61 MW0.57 Mvar28.02 %

-1.60 MW-0.53 Mvar

28.02 %

3

23.06 MW5.90 Mvar88.93 %

-0.00 MW-0.00 Mvar88.93 %

-22.92 MW-3.93 Mvar88.93 %

1

G~nch ElNogal

0.80 MW2.00 Mvar86.16 %

G~nch Sicacate

0.20 MW0.04 Mvar

5.10 %

G~nch Quiroz

1.30 MW0.26 Mvar33.13 %

41.58 MW29.79 Mvar

0.81

-7.92 MW0.06 Mvar23.32 %0.08 kA

8.07 MW-0.08 Mvar23.32 %0.08 kA

0.00 MW-8.99 Mvar

9.51 %0.02 kA

G~Tumb G2

20.47 MW3.72 Mvar95.98 %

-12.81 MW-0.34 Mvar95.98 %

-1

11.15 MW3.66 Mvar

-0.00 MW0.00 Mvar

0.34 %

0.03 MW0.04 Mvar

0.34 %

0

-3.40 MW-1.12 Mvar28.76 %

3.43 MW1.23 Mvar28.76 %

-1

-3.40 MW-1.12 Mvar

28.76 %

3.43 MW1.23 Mvar28.76 %

-1

-3.43 MW-1.27 Mvar10.80 %0.04 kA

-9.36 MW-4.27 Mvar

30.92 %0.10 kA

13.10 MW5.80 Mvar41.53 %0.14 kA

24.98 MW12.13 Mvar

47.06 %0.26 kA

-24.26 MW-10.28 Mvar

47.06 %0.26 kA

-7.06 MW-2.95 Mvar12.93 %0.07 kA

7.06 MW2.94 Mvar12.93 %0.07 kA

7.06 MW2.95 Mvar61.74 %

-0.00 MW0.00 Mvar61.74 %

-7.01 MW-2.63 Mvar61.74 %

6

9.36 MW4.27 Mvar104.67 %

-3.77 MW-1.24 Mvar104.67 %

-5.51 MW-1.81 Mvar104.67 %

-8

11.16 MW4.48 Mvar40.56 %

-0.00 MW0.00 Mvar40.56 %

-11.08 MW-3.64 Mvar40.56 %

-4

4.38 MW1.60 Mvar45.68 %

-1.99 MW-0.65 Mvar45.68 %

-2.36 MW-0.78 Mvar45.68 %

0

-12.32 MW-2.23 Mvar22.62 %0.12 kA

12.70 MW2.60 Mvar22.62 %0.12 kA

22.20 MW6.69 Mvar39.41 %0.21 kA

-21.94 MW-6.19 Mvar39.41 %0.21 kA

1.26 MW0.46 Mvar39.17 %

-1.25 MW-0.41 Mvar39.17 %

-1

9.20 MW3.59 Mvar32.39 %

-9.18 MW-3.02 Mvar32.39 %

0

3.63 MW1.33 Mvar43.03 %

-3.61 MW-1.19 Mvar43.03 %

-2

-5.78 MW-2.27 Mvar

18.27 %0.06 kA

5.84 MW2.17 Mvar18.27 %0.06 kA

9.23 MW3.59 Mvar27.50 %0.09 kA

-9.20 MW-3.59 Mvar27.50 %0.09 kA

11.14 MW4.03 Mvar20.20 %0.11 kA

-4.98 MW-3.02 Mvar39.04 %

5.00 MW3.27 Mvar39.04 %

0

3.43 MW0.05 Mvar35.86 %

-3.41 MW0.07 Mvar35.86 %

-4

5.52 MW2.16 Mvar96.11 %

-1.89 MW-0.62 Mvar96.11 %

-3.61 MW-1.38 Mvar96.11 %

-4

5.74 MW1.89 Mvar

G~

2.50 MW1.63 Mvar42.36 %

12.17 MW9.78 Mvar20.21 %

-12.11 MW-9.37 Mvar

20.21 %

0

1

0.00 MW-3.55 Mvar

1

1.25 MW0.41 Mvar

3.61 MW1.19 Mvar

28.78 MW9.46 Mvar

G~Piura TG

G~Piura G1

4.50 MW0.78 Mvar72.90 %

0.00 MW-6.45 Mvar

1

8.00 MW1.38 Mvar50.41 %0.45 kA

-7.98 MW-1.34 Mvar50.41 %0.45 kA

-36.49 MW-15.98 Mvar

62.66 %

36.61 MW18.68 Mvar

62.66 %

-0.00 MW-0.00 Mvar62.66 %

-5

8.00 MW1.38 Mvar50.41 %0.45 kA

-7.98 MW-1.34 Mvar50.41 %0.45 kA

G~

15.00 MW7.94 Mvar70.15 %

G~Poech G1

7.50 MW0.87 Mvar79.48 %

7.95 MW4.22 Mvar15.53 %0.08 kA

4.98 MW3.02 Mvar10.10 %0.05 kA

G~Sulla G4

22.88 MW7.52 Mvar

-0.00 MW-3.64 Mvar

1

0.01 MW0.02 Mvar

0.35 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.35 %

0

-12.71 MW-7.18 Mvar25.76 %0.14 kA

23.23 MW0.61 Mvar43.03 %0.22 kA

-22.39 MW0.90 Mvar43.03 %0.22 kA

-20.47 MW-3.72 Mvar35.62 %0.19 kA

20.59 MW3.98 Mvar35.62 %0.19 kA

0.00 MW-1.19 Mvar

1

3.41 MW1.12 Mvar

G~Paita G3

G~Paita G4

-0.00 MW-0.94 Mvar

1

0.00 MW0.00 Mvar

0.32 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.32 %

1

G~Paita G1

-0.01 MW0.93 Mvar

7.29 %

0.02 MW-0.85 Mvar

7.29 %-0.0

0 M

W-0

.00

Mva

r7.

29 %

-6

G~Paita G2

14.91 MW4.90 Mvar

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.18 %0.00 kA

0.00 MW-0.06 Mvar

0.18 %0.00 kA

-23.28 MW-6.63 Mvar45.54 %0.25 kA

24.59 MW10.26 Mvar

45.54 %0.25 kA

-11.50 MW0.02 Mvar33.24 %0.12 kA

12.03 MW0.39 Mvar33.24 %0.12 kA

-43.24 MW-14.57 Mvar

106.57 %

-5.57 MW-1.83 Mvar106.57 %

49.00 MW20.93 Mvar106.57 %

-7

-43.24 MW-14.57 Mvar106.57 %

49.00 MW20.93 Mvar106.57 %

-5.57 MW-1.83 Mvar106.57 %

-7

15.95 MW5.24 Mvar

3.59 MW1.18 Mvar

3.87 MW1.27 Mvar

6.80 MW2.24 Mvar

0.26 MW0.09 Mvar

1.59 MW0.52 Mvar

0.34 MW0.11 Mvar

5.11 MW1.68 Mvar

G~Tumb G1

3.41 MW1.12 Mvar

4.45 MW0.91 Mvar

8.02 %0.04 kA

-4.38 MW-1.60 Mvar

8.02 %0.04 kA

G~Paita G6

0.00 MW0.00 Mvar

0.32 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.32 %

1

G~Paita G5

0.00 MW0.00 Mvar

0.32 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.32 %

1

G~Sulla G5

G~Sulla G2

G~Sulla G1

0.01 MW0.01 Mvar

0.35 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.35 %

0

G~Sulla G3

0.01 MW0.01 Mvar

0.35 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.35 %

0

G~Piura G3

7.00 MW1.21 Mvar64.58 %

G~Piura G2

4.50 MW0.78 Mvar72.90 %

59.34 MW-1.40 Mvar

38.48 %0.15 kA

-56.42 MW-12.07 Mvar

38.48 %0.15 kA

G~Poech G2

7.50 MW0.87 Mvar79.48 %

7.20 MW2.55 Mvar21.95 %0.07 kA

-7.10 MW-2.62 Mvar

21.95 %0.07 kA

37.40 MW-11.32 Mvar

25.33 %0.10 kA

-36.61 MW-9.68 Mvar25.33 %0.10 kA

5.51 MW1.81 Mvar

0.81 MW0.27 Mvar

11.08 MW3.64 Mvar

2.36 MW0.78 Mvar

1.99 MW0.65 Mvar

1.89 MW0.62 Mvar

1

G~

2.50 MW1.63 Mvar42.36 %

G~Malac G4

85.00 MW-15.00 Mvar

72.41 %

85.00 MW-15.00 Mvar

69.05 %

-84.63 MW22.10 Mvar

69.05 %

0

10.94 MW3.59 Mvar

-24.85 MW-1.18 Mvar81.85 %

25.00 MW2.90 Mvar81.85 %

0

0.00 MW0.00 Mvar

9.18 MW3.02 Mvar

5.78 MW2.27 Mvar71.53 %

-5.74 MW-1.89 Mvar71.53 %

-0.00 MW-0.00 Mvar71.53 %

-2

G~

15.00 MW7.94 Mvar70.15 %

CABEZ10

CABEZ33

PAIT2323.40 kV1.02 p.u.

-160.98 deg

LOMAV1010.22 kV1.02 p.u.

-155.99 deg

LOMAV3333.04 kV1.00 p.u.-4.56 deg

NAUTI109.91 kV0.99 p.u.24.58 deg

NAUTI3333.19 kV1.01 p.u.-4.41 deg

LCRUZ109.86 kV0.99 p.u.

-157.04 deg

LCRUZ3333.29 kV1.01 p.u.-4.31 deg

ZORR1010.09 kV1.01 p.u.

-159.21 degZORR2322.38 kV

0.98 p.u.-156.78 deg

ZORR3332.80 kV0.99 p.u.-4.77 deg

PIURA23

23.71 kV1.04 p.u.

-157.54 deg

POECH6062.37 kV1.04 p.u.-0.95 deg

TALA3333.99 kV1.03 p.u.

-175.49 deg

MALAC3332.86 kV1.00 p.u.

-176.64 degCTUMB33

33.36 kV1.01 p.u.-4.23 deg

CTTUM6062.79 kV1.05 p.u.-2.71 deg

PIZA109.98 kV1.00 p.u.

-158.31 deg

ZARU1010.10 kV1.01 p.u.

-164.82 deg

TUMB109.94 kV0.99 p.u.

-159.48 deg

MANC1010.05 kV1.01 p.u.23.67 deg

PIZA2322.75 kV0.99 p.u.-8.89 deg

ZARU2323.41 kV1.02 p.u.

-12.81 deg

MERC3333.11 kV1.00 p.u.-8.22 deg

MANC2323.09 kV1.00 p.u.-6.02 deg

PIZA6057.99 kV0.97 p.u.-7.12 deg

ZARU6056.99 kV0.95 p.u.-7.81 deg

TUMB6059.32 kV0.99 p.u.-6.19 deg

MANC6061.22 kV1.02 p.u.-4.57 deg

CHUL10

10.15 kV1.02 p.u.

-160.17 deg

CHUL23

23.00 kV1.00 p.u.

-11.19 deg

CHULU6058.63 kV0.98 p.u.-9.74 deg

LOMAL2322.71 kV0.99 p.u.

-163.43 degMORRO2322.60 kV

0.99 p.u.-162.26 deg

LOMAL6057.24 kV0.95 p.u.

-11.89 deg

MORRO6058.19 kV0.97 p.u.

-10.79 deg

EJIDOS6061.28 kV1.02 p.u.-5.82 deg

CONST2322.22 kV0.97 p.u.

-11.25 degCONST109.78 kV0.98 p.u.

-160.22 deg

SECHU109.82 kV0.98 p.u.

-158.91 deg

CASTI1010.00 kV1.00 p.u.

-158.59 deg

UNION109.99 kV1.00 p.u.

-158.13 deg

CONST6057.83 kV0.96 p.u.-8.17 deg

SECHU6058.71 kV0.98 p.u.-7.49 deg

CASTI6060.99 kV1.02 p.u.-6.03 deg

UNION6059.92 kV1.00 p.u.-6.53 deg

CURM1010.20 kV1.02 p.u.

-153.55 deg

AREN13.813.73 kV0.99 p.u.

-162.09 deg

PIURTG1010.40 kV1.04 p.u.-6.93 deg

PIURA1010.37 kV1.04 p.u.-7.23 deg

CURM6061.46 kV1.02 p.u.-5.23 deg

ZORRI1010.46 kV1.05 p.u.27.10 deg

SULL4C

4.20 kV1.01 p.u.

-160.58 deg

SULLA2323.07 kV1.01 p.u.

-160.59 deg

SULLA1010.06 kV1.01 p.u.

-10.57 deg

SULLA6060.13 kV1.00 p.u.-6.21 deg

ZORRI6062.80 kV1.05 p.u.-2.70 deg

AREN6057.41 kV0.96 p.u.

-10.54 deg

PA

IT2A

2.39 kV1.00 p.u.47.54 deg

ZORRI220221.96 kV1.01 p.u.0.52 deg

PAITA4164.26 kV1.02 p.u.

-162.42 deg

PAITA10 10.22 kV1.02 p.u.

-162.46 deg

PAITA6056.32 kV0.94 p.u.

-12.37 deg

MALACAS13.60 kV1.03 p.u.34.52 deg

TEXTIL6062.43 kV1.04 p.u.-4.47 deg

PIURA6061.87 kV1.03 p.u.-5.40 deg

PAIT1010.18 kV1.02 p.u.

-16.35 deg

SEPO1010.37 kV1.04 p.u.24.90 deg

SEPO6062.43 kV1.04 p.u.-4.47 deg

TCOLOR109.93 kV0.99 p.u.

-166.67 deg

TALA1313.80 kV1.00 p.u.37.94 deg

PAIT

2C

2.39 kV1.00 p.u.47.54 deg

PA

IT2B

2.39 kV1.00 p.u.47.54 deg

CTTUM1010.10 kV1.01 p.u.

-154.26 deg

SULL4A

4.20 kV1.01 p.u.

-160.58 deg

SULL4B

4.20 kV1.01 p.u.

-160.58 deg

SEPO220

220.00 kV1.00 p.u.0.00 deg


-13.02 deg

POECH2322.93 kV1.00 p.u.

-151.94 degPOECH1010.25 kV1.02 p.u.

-147.28 deg

TALA_220223.20 kV1.01 p.u.3.46 deg

DIg

SILE

NT




U < 0.95 p.u.U > 1.05 p.u.Carga > 100. %

OSINERGMIN




Anexo:





(1)

(1) Rotado deZorritos_B 10kV

30/5

/25

MV

A (2

010)

SE ZORRITOS ENOSA (2010)

10/1

0/7.

5 M

VA

(201

0)R

otad

o de

ZA

RU

MIL

LA

15/1

5/7M

VA

(201

0)

100/

100/

30M

VA

(201

0)

240mm2 AAAC - 4.5Km (2010)(CRITERIO N-1)

15

MW

(201

0)

30M

VA

(201

0)

10M

W (2

010)


(4)

(4) Rotado deZarumilla 10kV


30 M

VA

(200

6)

30/7

/25

MV

A (2

008)


Zorr_Mach

DCURM60

Derv_Morropon


Derv_PPizarro

AREA 01Año 02

6.05 MW1.78 Mvar42.82 %

-2.02 MW-0.66 Mvar42.82 %

-3.97 MW-0.71 Mvar42.82 %

-4

-1.82 MW0.66 Mvar

3.38 %0.02 kA

1.83 MW-0.73 Mvar

3.38 %0.02 kA

G~

15.00 MW10.34 Mvar

91.08 %

21.18 MW8.17 Mvar79.31 %

-21.14 MW-5.79 Mvar

79.31 %

-10

G~

10.00 MW6.65 Mvar80.07 %

-1

9.60 MW-2.97 Mvar

27.55 %0.10 kA

-9.42 MW3.02 Mvar27.55 %0.10 kA

-52.55 MW-23.72 Mvar

57.33 %

1.58 MW1.95 Mvar57.33 %

51.10 MW26.01 Mvar

57.33 %

-7

10.82 MW4.50 Mvar79.23 %

-3.83 MW-1.26 Mvar

79.23 %

-6.88 MW-2.26 Mvar

79.23 %

-8

1.94 MW0.64 Mvar

2.96 MW0.97 Mvar

G~Poech II

10.00 MW0.83 Mvar85.33 %

-11.61 MW-4.23 Mvar

34.98 %0.12 kA

0.00 MW-1.84 Mvar

1

-1

1.21 MW0.40 Mvar

1.74 MW0.57 Mvar

0

18.41 MW5.96 Mvar61.66 %

-0.00 MW0.00 Mvar61.66 %

-18.36 MW-4.19 Mvar61.66 %

-2

8.09

MW

2.66

Mva

r

-2

-3.36 MW0.53 Mvar

6.19 %0.03 kA

-3.87 MW-1.42 Mvar

7.62 %0.04 kA

7.34 MW0.30 Mvar13.23 %0.07 kA

3.87 MW1.42 Mvar47.94 %

-3.85 MW-1.26 Mvar47.94 %

-2

3.36 MW-0.53 Mvar38.88 %

-3.34 MW0.65 Mvar38.88 %

1

-0.28 MW-0.10 Mvar

0.96 %0.01 kA

-1.72 MW-0.67 Mvar

5.84 %0.03 kA

-1.22 MW-0.44 Mvar

4.14 %0.02 kA

3.23 MW1.19 Mvar10.90 %0.06 kA

1.22 MW0.44 Mvar44.99 %

-1.21 MW-0.40 Mvar

44.99 %

-3

0.28 MW0.10 Mvar39.17 %

-0.28 MW-0.09 Mvar39.17 %

2

1.72 MW0.67 Mvar76.15 %

-1.70 MW-0.56 Mvar76.15 %

2

0-1

3.67 MW1.36 Mvar45.62 %

-3.65 MW-1.20 Mvar45.62 %

0.00 MW0.00 Mvar45.62 %

-7

15.83 MW2.48 Mvar56.84 %0.16 kA

-15.64 MW-2.33 Mvar

56.84 %0.16 kA

15.64 MW2.33 Mvar63.27 %

-15.56 MW-1.23 Mvar

63.27 %

0

1.71 MW0.56 Mvar

1.73 MW0.62 Mvar29.97 %

-1.71 MW-0.56 Mvar

29.97 %

3

26.90 MW7.70 Mvar102.91 %

-0.00 MW-0.00 Mvar102.91 %

-26.72 MW-5.10 Mvar102.91 %

0

G~nch ElNogal

0.80 MW2.01 Mvar86.48 %

G~nch Sicacate

0.20 MW0.15 Mvar

6.18 %

G~nch Quiroz

1.30 MW0.94 Mvar40.16 %

70.99 MW32.68 Mvar

0.91

2.57 MW5.36 Mvar17.52 %0.06 kA

-2.48 MW-5.51 Mvar17.52 %0.06 kA

0.00 MW-8.81 Mvar

9.41 %0.02 kA

G~Tumb G2

39.49 MW9.45 Mvar104.15 %

-31.17 MW-3.97 Mvar104.15 %

-1

11.65 MW3.83 Mvar

-0.00 MW0.00 Mvar

0.34 %

0.03 MW0.04 Mvar

0.34 %

0

-3.40 MW-1.12 Mvar28.76 %

3.43 MW1.23 Mvar28.76 %

-1

-3.40 MW-1.12 Mvar28.76 %

3.43 MW1.23 Mvar28.76 %

-1

-3.67 MW-1.36 Mvar11.72 %0.04 kA

-10.82 MW-4.50 Mvar

35.78 %0.12 kA

14.90 MW6.29 Mvar47.35 %0.16 kA

28.26 MW13.81 Mvar

53.38 %0.29 kA

-27.33 MW-11.34 Mvar

53.38 %0.29 kA

-3.27 MW-1.34 Mvar

5.99 %0.03 kA

3.27 MW1.33 Mvar

5.99 %0.03 kA

3.27 MW1.34 Mvar28.28 %

-0.00 MW0.00 Mvar28.28 %

-3.23 MW-1.19 Mvar28.28 %

6

5.07 MW1.98 Mvar50.37 %

-3.68 MW-1.21 Mvar

50.37 %

-1.35 MW-0.44 Mvar

50.37 %

4

12.43 MW5.05 Mvar45.68 %

0.00 MW0.00 Mvar45.68 %

-12.33 MW-4.05 Mvar45.68 %

-7

6.13 MW2.34 Mvar65.36 %

-2.13 MW-0.70 Mvar65.36 %

-3.95 MW-1.30 Mvar65.36 %

0

-13.38 MW-2.08 Mvar24.37 %0.13 kA

13.83 MW2.60 Mvar24.37 %0.13 kA

25.89 MW6.44 Mvar45.00 %0.24 kA

-25.55 MW-5.75 Mvar45.00 %0.25 kA

1.35 MW0.49 Mvar41.83 %

-1.34 MW-0.44 Mvar41.83 %

-1

9.85 MW3.86 Mvar34.51 %

-9.83 MW-3.23 Mvar34.51 %

0

3.89 MW1.43 Mvar45.90 %

-3.86 MW-1.27 Mvar45.90 %

-2

-6.19 MW-2.46 Mvar

19.57 %0.07 kA

6.25 MW2.37 Mvar19.57 %0.07 kA

9.89 MW3.87 Mvar29.30 %0.10 kA

-9.85 MW-3.86 Mvar29.30 %0.10 kA

11.96 MW4.47 Mvar21.62 %0.12 kA

-4.98 MW-2.21 Mvar36.31 %

5.00 MW2.42 Mvar36.31 %

0

-8

6.14 MW2.02 Mvar

G~

2.50 MW1.21 Mvar39.41 %

11.40 MW11.17 Mvar

20.66 %

-11.34 MW-10.75 Mvar

20.66 %

0

1

0.00 MW-3.88 Mvar

1

1.34 MW0.44 Mvar

3.86 MW1.27 Mvar

31.17 MW10.25 Mvar

G~Piura TG

G~Piura G1

0.00 MW-6.28 Mvar

1

-0.00 MW0.00 Mvar

0.00 %0.00 kA

0.00 MW-0.00 Mvar

0.00 %0.00 kA

-42.88 MW-18.97 Mvar

74.88 %

43.01 MW22.66 Mvar

74.88 %

-0.00 MW-0.00 Mvar74.88 %

-6

-0.00 MW0.00 Mvar

0.00 %0.00 kA

0.00 MW-0.00 Mvar

0.00 %0.00 kA

G~

15.00 MW8.76 Mvar71.81 %

G~Poech G1

7.50 MW0.63 Mvar79.22 %

9.50 MW4.40 Mvar17.86 %0.10 kA

4.98 MW2.21 Mvar

9.39 %0.05 kA

G~Sulla G4

26.68 MW8.77 Mvar

-0.00 MW-3.72 Mvar

1

0.01 MW0.02 Mvar

0.36 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.36 %

0

-14.21 MW-6.44 Mvar27.37 %0.15 kA

23.12 MW-0.24 Mvar

42.72 %0.21 kA

-22.29 MW1.71 Mvar42.72 %0.21 kA

-37.67 MW-10.11 Mvar

67.02 %0.37 kA

38.10 MW11.31 Mvar

67.02 %0.36 kA

0.00 MW-1.15 Mvar

1

21.14 MW6.95 Mvar

G~Paita G3

G~Paita G4

-0.00 MW-0.95 Mvar

1

0.00 MW0.00 Mvar

0.32 %

-0.00 MW0.00 Mvar

0.32 %

1

G~Paita G1

-0.01 MW0.94 Mvar

7.32 %

0.02 MW-0.86 Mvar

7.32 %-0.0

0 M

W-0

.00

Mva

r7.

32 %

-3

G~Paita G2

15.56 MW5.11 Mvar

-0.00 MW0.00 Mvar

0.18 %0.00 kA

0.00 MW-0.06 Mvar

0.18 %0.00 kA

-21.83 MW-2.60 Mvar39.61 %0.22 kA

22.82 MW5.21 Mvar39.61 %0.21 kA

-18.70 MW-2.66 Mvar

54.73 %0.19 kA

19.42 MW3.63 Mvar54.73 %0.19 kA

-27.86 MW-4.02 Mvar71.51 %

34.59 MW9.06 Mvar71.51 %

-6

-27.86 MW-4.02 Mvar71.51 %

34.59 MW9.06 Mvar71.51 %

-6.62 MW-2.89 Mvar71.51 %

-6

18.36 MW6.03 Mvar

3.85 MW1.26 Mvar

4.14 MW1.36 Mvar

6.80 MW2.24 Mvar

0.28 MW0.09 Mvar

1.70 MW0.56 Mvar

1.35 MW0.44 Mvar

5.47 MW1.80 Mvar

G~Tumb G1

3.65 MW1.20 Mvar

6.28 MW1.85 Mvar11.48 %0.06 kA

-6.13 MW-2.34 Mvar11.48 %0.06 kA

G~Paita G6

0.00 MW0.00 Mvar

0.32 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.32 %

1

G~Paita G5

0.00 MW0.00 Mvar

0.32 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.32 %

1

G~Sulla G5

G~Sulla G2

G~Sulla G1

0.01 MW0.01 Mvar

0.36 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.36 %

0

G~Sulla G3

0.01 MW0.01 Mvar

0.36 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.36 %

0 G~Piura G3

G~Piura G2

52.07 MW-2.82 Mvar33.88 %0.14 kA

-49.28 MW-11.44 Mvar

33.88 %0.13 kA

G~Poech G2

7.50 MW0.63 Mvar79.22 %

7.72 MW2.80 Mvar23.51 %0.08 kA

-7.60 MW-2.86 Mvar

23.51 %0.08 kA

43.90 MW-6.11 Mvar29.76 %0.11 kA

-43.01 MW-13.85 Mvar

29.76 %0.12 kA

6.88 MW2.26 Mvar

0.87 MW0.28 Mvar

12.33 MW4.05 Mvar

3.95 MW1.30 Mvar

2.13 MW0.70 Mvar

2.02 MW0.66 Mvar

1

G~

2.50 MW1.21 Mvar39.41 %

G~Malac G4

85.00 MW-12.64 Mvar

72.09 %

85.00 MW-12.64 Mvar

68.75 %

-84.63 MW19.68 Mvar

68.75 %

0

11.71 MW3.85 Mvar

-24.85 MW-0.37 Mvar81.58 %

25.00 MW2.08 Mvar81.58 %

0

0.00 MW0.00 Mvar

9.83 MW3.23 Mvar

6.19 MW2.46 Mvar76.60 %

-6.14 MW-2.02 Mvar76.60 %

0.00 MW-0.00 Mvar76.60 %

-2

G~

15.00 MW8.76 Mvar71.81 %

CABEZ10

CABEZ33

PAIT2323.66 kV1.03 p.u.

-159.05 deg

LOMAV1010.25 kV1.03 p.u.

-156.76 deg

LOMAV3333.16 kV1.00 p.u.-5.23 deg

NAUTI109.95 kV0.99 p.u.23.84 deg

NAUTI3333.32 kV1.01 p.u.-5.08 deg

LCRUZ109.89 kV0.99 p.u.

-157.88 deg

LCRUZ3333.42 kV1.01 p.u.-4.97 deg

ZORR10_B10.15 kV1.02 p.u.

-157.54 degZORR23_B23.33 kV

1.02 p.u.-6.89 deg

PIURA23

23.40 kV1.02 p.u.

-158.78 deg

POECH6062.50 kV1.04 p.u.-0.01 deg

TALA3333.99 kV1.03 p.u.

-175.98 deg

MALAC3332.86 kV1.00 p.u.

-177.13 degCTUMB33

33.51 kV1.02 p.u.-4.89 deg

CTTUM6062.65 kV1.04 p.u.-4.19 deg

PIZA1010.16 kV1.02 p.u.

-160.51 deg

ZARU1010.19 kV1.02 p.u.

-164.12 deg

TUMB1010.05 kV1.00 p.u.

-161.75 deg

MANC109.81 kV0.98 p.u.20.52 deg

PIZA2323.16 kV1.01 p.u.

-11.11 deg

ZARU2323.31 kV1.01 p.u.

-14.09 deg

MERC3333.50 kV1.02 p.u.

-10.38 deg

MANC2322.60 kV0.98 p.u.-8.88 deg

PIZA6057.23 kV0.95 p.u.-9.28 deg

ZARU6056.10 kV0.93 p.u.

-10.12 deg

TUMB6058.72 kV0.98 p.u.-8.18 deg

MANC6060.24 kV1.00 p.u.-6.80 deg

CHUL10

9.97 kV1.00 p.u.

-163.10 deg

CHUL23

23.00 kV1.00 p.u.

-11.78 deg

CHULU6058.88 kV0.98 p.u.-9.05 deg

LOMAL2322.74 kV0.99 p.u.

-162.98 degMORRO2322.65 kV

0.99 p.u.-161.75 deg

LOMAL6057.36 kV0.96 p.u.

-11.34 deg

MORRO6058.38 kV0.97 p.u.

-10.17 deg

EJIDOS6061.65 kV1.03 p.u.-4.80 deg

CONST2322.21 kV0.97 p.u.

-10.41 degCONST109.78 kV0.98 p.u.

-159.30 deg

SECHU109.84 kV0.98 p.u.

-157.90 deg

CASTI1010.04 kV1.00 p.u.

-157.73 deg

UNION1010.02 kV1.00 p.u.

-157.08 deg

CONST6057.92 kV0.97 p.u.-7.11 deg

SECHU6058.86 kV0.98 p.u.-6.39 deg

CASTI6061.34 kV1.02 p.u.-5.01 deg

UNION6060.17 kV1.00 p.u.-5.37 deg

CURM1010.20 kV1.02 p.u.

-152.46 deg

AREN13.813.54 kV0.98 p.u.

-166.01 deg

PIURTG1010.23 kV1.02 p.u.-8.41 deg

PIURA1010.23 kV1.02 p.u.-8.41 deg

CURM6061.78 kV1.03 p.u.-4.14 deg

ZORRI1010.43 kV1.04 p.u.25.58 deg

SULL4C

4.25 kV1.02 p.u.

-160.23 deg

SULLA2323.33 kV1.02 p.u.

-160.25 deg

SULLA1010.16 kV1.02 p.u.

-10.23 deg

SULLA6060.49 kV1.01 p.u.-5.29 deg

ZORRI6062.66 kV1.04 p.u.-4.18 deg

AREN6057.25 kV0.95 p.u.

-10.48 deg

PA

IT2A

2.40 kV1.00 p.u.49.26 deg

ZORRI220219.74 kV1.00 p.u.-0.41 deg

PAITA4164.27 kV1.03 p.u.

-160.70 deg

PAITA10 10.25 kV1.03 p.u.

-160.73 deg

PAITA6058.80 kV0.98 p.u.

-10.65 deg


TEXTIL6062.87 kV1.05 p.u.-3.20 deg

PIURA6061.65 kV1.03 p.u.-4.86 deg

PAIT1010.26 kV1.03 p.u.

-15.14 deg

SEPO1010.45 kV1.04 p.u.26.23 deg

SEPO6062.87 kV1.05 p.u.-3.20 deg


-164.76 deg

TALA1313.80 kV1.00 p.u.37.52 deg

PAIT

2C

2.40 kV1.00 p.u.49.26 deg

PA

IT2B

2.40 kV1.00 p.u.49.26 deg

CTTUM1010.15 kV1.02 p.u.

-154.91 deg

SULL4A

4.25 kV1.02 p.u.

-160.23 deg

SULL4B

4.25 kV1.02 p.u.

-160.23 deg

SEPO220

220.00 kV1.00 p.u.0.00 deg


-11.28 deg

POECH2322.96 kV1.00 p.u.

-151.07 degPOECH1010.25 kV1.02 p.u.

-146.34 deg

TALA_220222.72 kV1.01 p.u.3.04 deg

DIg

SILE

NT




U < 0.95 p.u.U > 1.05 p.u.Carga > 100. %

OSINERGMIN




Anexo:





(3)

12M

VA

(201

1)

(2)

30M

VA

(201

1)

(2) 20% deSullana 10kV


(1)


30/5

/25

MV

A (2

010)


10/1

0/7.

5 M

VA

(201

0)R

otad

o de

ZA

RU

MIL

LA

15/1

5/7M

VA

(201

0)

100/

100/

30M

VA

(201

0)


15

MW

(201

0)

30M

VA

(201

0)

10M

W (2

010)


(4)



30 M

VA

(200

6)

30/7

/25

MV

A (2

008)


Zorr_Mach

DCURM60

Derv_Morropon


Derv_PPizarro

AREA 01Año 03

1.34 MW0.46 Mvar11.56 %

-1.30 MW-0.43 Mvar

11.56 %

0

6.31 MW2.38 Mvar22.64 %

-6.29 MW-2.07 Mvar22.64 %

-3

1.30 MW0.43 Mvar

6.29 MW2.07 Mvar

6.60 MW0.95 Mvar45.56 %

-2.17 MW-0.71 Mvar45.56 %

-4.37 MW0.22 Mvar45.56 %

-4

-1.80 MW0.33 Mvar

3.18 %0.02 kA

1.80 MW-0.39 Mvar

3.18 %0.02 kA

G~

15.00 MW11.30 Mvar

93.89 %

20.24 MW7.80 Mvar77.34 %

-20.21 MW-5.53 Mvar

77.34 %

-10

G~

10.00 MW4.52 Mvar73.17 %

-1

9.18 MW-1.20 Mvar

25.77 %0.09 kA

-9.02 MW1.22 Mvar25.77 %0.09 kA

-59.02 MW-26.23 Mvar

64.11 %

2.05 MW2.17 Mvar64.11 %

57.10 MW29.16 Mvar

64.11 %

-7

12.32 MW5.32 Mvar83.18 %

-3.89 MW-1.28 Mvar

83.18 %

-8.30 MW-2.73 Mvar

83.18 %

-8

1.94 MW0.64 Mvar

2.96 MW0.97 Mvar

G~Poech II

10.00 MW1.73 Mvar86.30 %

-12.49 MW-4.68 Mvar38.04 %0.13 kA

0.00 MW-1.75 Mvar

1

-1

1.30 MW0.43 Mvar

1.87 MW0.61 Mvar

0

20.89 MW7.44 Mvar72.18 %

-0.00 MW0.00 Mvar72.18 %

-20.84 MW-5.10 Mvar72.18 %

-2

7.38 MW2.43 Mvar

-2

-3.67 MW0.40 Mvar

6.76 %0.04 kA

-4.16 MW-1.53 Mvar

8.26 %0.05 kA

7.95 MW0.60 Mvar14.45 %0.08 kA

4.16 MW1.53 Mvar51.97 %

-4.13 MW-1.36 Mvar51.97 %

-2

3.67 MW-0.40 Mvar42.47 %

-3.65 MW0.54 Mvar42.47 %

1

-0.31 MW-0.11 Mvar

1.04 %0.01 kA

-1.84 MW-0.73 Mvar

6.32 %0.03 kA

-1.31 MW-0.48 Mvar

4.49 %0.02 kA

3.47 MW1.30 Mvar11.80 %0.06 kA

1.31 MW0.48 Mvar48.70 %

-1.30 MW-0.43 Mvar

48.70 %

-3

0.31 MW0.11 Mvar42.42 %

-0.30 MW-0.10 Mvar42.42 %

2

1.84 MW0.73 Mvar82.48 %

-1.83 MW-0.60 Mvar82.48 %

2

0-1

3.94 MW1.48 Mvar50.09 %

-3.92 MW-1.29 Mvar50.09 %

-0.00 MW-0.00 Mvar50.09 %

-7

16.59 MW3.08 Mvar61.10 %0.17 kA

-16.37 MW-2.90 Mvar

61.10 %0.17 kA

16.37 MW2.90 Mvar68.01 %

-16.28 MW-1.66 Mvar

68.01 %

0

1.84 MW0.60 Mvar

1.85 MW0.66 Mvar32.37 %

-1.84 MW-0.60 Mvar32.37 %

3

25.37 MW7.08 Mvar98.34 %

-0.00 MW-0.00 Mvar98.34 %

-25.20 MW-4.70 Mvar98.34 %

0

G~nch ElNogal

0.80 MW2.00 Mvar86.16 %

G~nch Sicacate

0.20 MW0.29 Mvar

8.74 %

G~nch Quiroz

1.30 MW1.86 Mvar56.82 %

91.80 MW41.05 Mvar

0.91

2.02 MW5.32 Mvar17.15 %0.06 kA

-1.94 MW-5.47 Mvar17.15 %0.06 kA

0.00 MW-8.60 Mvar

9.30 %0.02 kA

G~Tumb G2

40.91 MW10.20 Mvar

95.61 %

-7.38 MW-2.43 Mvar95.61 %

-33.28 MW-4.74 Mvar95.61 %

-1

12.22 MW4.01 Mvar

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.34 %

0.03 MW0.04 Mvar

0.34 %

0

-3.40 MW-1.12 Mvar28.76 %

3.43 MW1.23 Mvar28.76 %

-1

-3.40 MW-1.12 Mvar28.76 %

3.43 MW1.23 Mvar28.76 %

-1

-3.94 MW-1.48 Mvar12.87 %0.04 kA

-12.32 MW-5.32 Mvar

42.04 %0.14 kA

16.82 MW7.48 Mvar54.74 %0.18 kA

31.26 MW16.17 Mvar

60.07 %0.33 kA

-30.08 MW-12.96 Mvar

60.07 %0.33 kA

-3.51 MW-1.45 Mvar

6.47 %0.04 kA

3.51 MW1.45 Mvar

6.47 %0.04 kA

3.51 MW1.45 Mvar30.63 %

-0.00 MW0.00 Mvar30.63 %

-3.47 MW-1.30 Mvar30.63 %

6

6.21 MW2.54 Mvar62.49 %

-3.81 MW-1.25 Mvar

62.49 %

-2.36 MW-0.78 Mvar

62.49 %

4

13.27 MW5.48 Mvar49.70 %

-0.00 MW0.00 Mvar49.70 %

-13.16 MW-4.32 Mvar49.70 %

-7

7.42 MW2.92 Mvar80.82 %

-2.29 MW-0.75 Mvar80.82 %

-5.06 MW-1.66 Mvar80.82 %

0

-14.55 MW-1.54 Mvar26.47 %0.14 kA

15.08 MW2.28 Mvar26.47 %0.14 kA

27.90 MW6.93 Mvar48.63 %0.26 kA

-27.50 MW-6.09 Mvar48.63 %0.27 kA

1.45 MW0.53 Mvar45.41 %

-1.44 MW-0.47 Mvar45.41 %

-1

10.58 MW4.19 Mvar37.29 %

-10.56 MW-3.47 Mvar37.29 %

0

4.17 MW1.55 Mvar49.69 %

-4.15 MW-1.36 Mvar49.69 %

-2

-6.64 MW-2.68 Mvar21.31 %0.07 kA

6.73 MW2.62 Mvar21.31 %0.07 kA

10.62 MW4.21 Mvar31.66 %0.11 kA

-10.58 MW-4.19 Mvar31.66 %0.11 kA

12.91 MW5.04 Mvar23.52 %0.13 kA

-4.97 MW-3.55 Mvar41.11 %

5.00 MW3.81 Mvar41.11 %

0

-8

6.59 MW2.17 Mvar

G~

2.50 MW1.91 Mvar44.60 %

10.53 MW12.88 Mvar

21.54 %

-10.47 MW-12.42 Mvar

21.54 %

0

1

0.00 MW-3.70 Mvar

1

1.44 MW0.47 Mvar

4.15 MW1.36 Mvar

33.28 MW10.94 Mvar

G~Piura TG

G~Piura G1

0.00 MW-6.20 Mvar

1

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.00 %0.00 kA

0.00 MW-0.00 Mvar

0.00 %0.00 kA

-48.63 MW-22.81 Mvar

87.45 %

48.79 MW27.65 Mvar

87.45 %

-0.00 MW-0.00 Mvar87.45 %

-7

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.00 %0.00 kA

0.00 MW-0.00 Mvar

0.00 %0.00 kA

G~

15.00 MW9.75 Mvar73.97 %

G~Poech G1

7.50 MW1.30 Mvar80.12 %

14.23 MW5.05 Mvar25.72 %0.14 kA

4.97 MW3.55 Mvar10.63 %0.06 kA

G~Sulla G4

25.17 MW8.27 Mvar

-0.00 MW-3.62 Mvar

1

0.01 MW0.02 Mvar

0.35 %

-0.00 MW0.00 Mvar

0.35 %

0

-18.71 MW-7.86 Mvar36.14 %0.20 kA

22.99 MW1.91 Mvar42.93 %0.21 kA

-22.15 MW-0.41 Mvar42.93 %0.21 kA

-40.45 MW-10.99 Mvar

72.38 %0.39 kA

40.96 MW12.41 Mvar

72.38 %0.39 kA

0.00 MW-1.11 Mvar

1

20.21 MW6.64 Mvar

G~Paita G3

G~Paita G4

-0.00 MW-0.91 Mvar

1

0.00 MW0.00 Mvar

0.32 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.32 %

1

G~Paita G1

-0.01 MW0.90 Mvar

7.17 %

0.02 MW-0.82 Mvar

7.17 %-0.0

0 M

W-0

.00

Mva

r7.

17 %

-3

G~Paita G2

16.28 MW5.35 Mvar

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.18 %0.00 kA

0.00 MW-0.06 Mvar

0.18 %0.00 kA

-24.53 MW-3.72 Mvar45.63 %0.25 kA

25.84 MW7.37 Mvar45.63 %0.25 kA

-18.30 MW-2.33 Mvar

54.57 %0.19 kA

19.02 MW3.30 Mvar54.57 %0.19 kA

-31.41 MW-5.25 Mvar80.43 %

38.67 MW11.05 Mvar

80.43 %

-6

-31.41 MW-5.25 Mvar80.43 %

38.67 MW11.05 Mvar

80.43 %

-7.13 MW-3.09 Mvar80.43 %

-6

20.84 MW6.85 Mvar

4.13 MW1.36 Mvar

4.45 MW1.46 Mvar

6.80 MW2.24 Mvar

0.30 MW0.10 Mvar

1.83 MW0.60 Mvar

2.36 MW0.78 Mvar

5.87 MW1.93 Mvar

G~Tumb G1

3.92 MW1.29 Mvar

7.64 MW2.65 Mvar14.19 %0.08 kA

-7.42 MW-2.92 Mvar14.19 %0.08 kA

G~Paita G6

0.00 MW0.00 Mvar

0.32 %

-0.00 MW0.00 Mvar

0.32 %

1

G~Paita G5

0.00 MW0.00 Mvar

0.32 %

-0.00 MW0.00 Mvar

0.32 %

1

G~Sulla G5

G~Sulla G2

G~Sulla G1

0.01 MW0.01 Mvar

0.35 %

-0.00 MW0.00 Mvar

0.35 %

0

G~Sulla G3

0.01 MW0.01 Mvar

0.35 %

-0.00 MW0.00 Mvar

0.35 %

0G~

Piura G3

G~Piura G2

45.32 MW-4.68 Mvar29.68 %0.12 kA

-42.63 MW-10.22 Mvar

29.68 %0.12 kA

G~Poech G2

7.50 MW1.30 Mvar80.12 %

8.32 MW3.14 Mvar25.60 %0.09 kA

-8.17 MW-3.15 Mvar25.60 %0.09 kA

49.78 MW0.36 Mvar34.92 %0.13 kA

-48.79 MW-19.05 Mvar

34.92 %0.14 kA

8.30 MW2.73 Mvar

0.93 MW0.31 Mvar

13.16 MW4.32 Mvar

5.06 MW1.66 Mvar

2.29 MW0.75 Mvar

2.17 MW0.71 Mvar

1

G~

2.50 MW1.91 Mvar44.60 %

G~Malac G4

85.00 MW-9.76 Mvar

71.78 %

85.00 MW-9.76 Mvar

68.45 %

-84.63 MW16.74 Mvar

68.45 %

0

12.57 MW4.13 Mvar

-24.85 MW-2.58 Mvar82.51 %

25.00 MW4.32 Mvar82.51 %

0

0.00 MW0.00 Mvar

10.56 MW3.47 Mvar

6.64 MW2.68 Mvar83.43 %

-6.59 MW-2.17 Mvar

83.43 %

-0.00 MW0.00 Mvar83.43 %

-2

G~

15.00 MW9.75 Mvar73.97 %

PIU23B23.31 kV1.02 p.u.

-155.86 deg

SULLA10B10.12 kV1.01 p.u.

-158.41 deg

CABEZ10

CABEZ33

PAIT2323.14 kV1.01 p.u.

-160.13 deg

LOMAV1010.17 kV1.02 p.u.

-158.36 deg

LOMAV3332.91 kV1.00 p.u.-6.70 deg

NAUTI109.87 kV0.99 p.u.22.29 deg

NAUTI3333.09 kV1.00 p.u.-6.53 deg

LCRUZ109.80 kV0.98 p.u.

-159.58 deg

LCRUZ3333.20 kV1.01 p.u.-6.42 deg

ZORR10_B10.01 kV1.00 p.u.

-159.99 degZORR23_B23.05 kV

1.01 p.u.-8.97 deg

PIURA2323.26 kV1.02 p.u.

-159.45 deg

POECH6062.14 kV1.04 p.u.-1.53 deg

TALA3333.99 kV1.03 p.u.

-176.44 deg

MALAC3332.86 kV1.00 p.u.

-177.59 degCTUMB33

33.29 kV1.01 p.u.-6.33 deg

CTTUM6062.28 kV1.04 p.u.-5.57 deg

PIZA109.93 kV0.99 p.u.

-162.67 deg

ZARU109.86 kV0.99 p.u.

-167.17 deg

TUMB109.85 kV0.99 p.u.

-163.98 deg

MANC109.57 kV0.96 p.u.17.82 deg

PIZA2322.64 kV0.99 p.u.

-13.35 deg

ZARU2322.57 kV0.98 p.u.

-16.98 deg

MERC3332.89 kV1.00 p.u.

-12.46 deg

MANC2322.10 kV0.96 p.u.

-11.36 deg

PIZA6056.02 kV0.93 p.u.

-11.30 deg

ZARU6054.68 kV0.91 p.u.

-12.29 deg

TUMB6057.77 kV0.96 p.u.

-10.03 deg

MANC6059.19 kV0.99 p.u.-8.76 deg

CHUL10

9.99 kV1.00 p.u.

-164.53 deg

CHUL23

23.00 kV1.00 p.u.

-13.12 deg

CHULU6058.56 kV0.98 p.u.

-10.09 deg

LOMAL2322.51 kV0.98 p.u.

-164.36 degMORRO2322.46 kV

0.98 p.u.-163.04 deg

LOMAL6056.85 kV0.95 p.u.

-12.57 deg

MORRO6057.97 kV0.97 p.u.

-11.30 deg

EJIDOS6061.36 kV1.02 p.u.-5.32 deg

CONST2321.89 kV0.95 p.u.

-11.45 degCONST109.65 kV0.96 p.u.

-160.23 deg

SECHU109.73 kV0.97 p.u.

-158.69 deg

CASTI109.97 kV1.00 p.u.

-158.51 deg

UNION109.93 kV0.99 p.u.

-157.79 deg

CONST6057.24 kV0.95 p.u.-7.82 deg

SECHU6058.27 kV0.97 p.u.-7.04 deg

CASTI6061.03 kV1.02 p.u.-5.55 deg

UNION6059.71 kV1.00 p.u.-5.93 deg

CURM1010.20 kV1.02 p.u.

-153.49 deg

AREN13.813.27 kV0.96 p.u.

-167.27 deg

PIURTG1010.16 kV1.02 p.u.-9.10 deg

PIURA10

10.16 kV1.02 p.u.-9.10 deg

CURM6061.26 kV1.02 p.u.-5.16 deg

ZORRI1010.37 kV1.04 p.u.24.16 deg

SULL4C

4.19 kV1.01 p.u.

-161.49 deg

SULLA2323.01 kV1.00 p.u.

-161.50 deg

SULLA1010.03 kV1.00 p.u.

-11.48 deg

SULLA6059.59 kV0.99 p.u.-6.68 deg

ZORRI6062.29 kV1.04 p.u.-5.56 deg

AREN6056.10 kV0.94 p.u.

-11.77 deg

PA

IT2A

2.35 kV0.98 p.u.47.85 deg

ZORRI220217.04 kV0.99 p.u.-1.26 deg

PAITA4164.18 kV1.01 p.u.

-162.12 deg

PAITA10 10.04 kV1.00 p.u.

-162.15 deg

PAITA6057.60 kV0.96 p.u.

-12.07 deg


TEXTIL6062.68 kV1.04 p.u.-3.59 deg

PIURA6061.35 kV1.02 p.u.-5.38 deg

PAIT109.99 kV1.00 p.u.

-17.42 deg

SEPO1010.41 kV1.04 p.u.25.79 deg

SEPO6062.68 kV1.04 p.u.-3.59 deg


-166.55 deg

TALA1313.80 kV1.00 p.u.37.14 deg

PAIT

2C

2.35 kV0.98 p.u.47.85 deg

PA

IT2B

2.35 kV0.98 p.u.47.85 deg

CTTUM1010.08 kV1.01 p.u.

-156.34 deg

SULL4A

4.19 kV1.01 p.u.

-161.49 deg

SULL4B

4.19 kV1.01 p.u.

-161.49 deg

SEPO220

220.00 kV1.00 p.u.0.00 deg


-12.73 deg

POECH2322.81 kV1.00 p.u.

-152.68 degPOECH1010.25 kV1.02 p.u.

-147.87 deg

TALA_220222.14 kV1.01 p.u.2.65 deg

DIg

SILE

NT




U < 0.95 p.u.U > 1.05 p.u.Carga > 100. %

OSINERGMIN




Anexo:





5MVAR(2012)

(3)

12M

VA

(201

1)

(2)

30M

VA

(201

1)



(1)


30/5

/25

MV

A (2

010)


10/1

0/7.

5 M

VA

(201

0)R

otad

o de

ZA

RU

MIL

LA

15/1

5/7M

VA

(201

0)

100/

100/

30M

VA

(201

0)


15

MW

(201

0)

30M

VA

(201

0)

10M

W (2

010)


(4)



30 M

VA

(200

6)

30/7

/25

MV

A (2

008)


Zorr_Mach

DCURM60

Derv_Morropon


Derv_PPizarro

AREA 01Año 04

0.00 MW-5.28 Mvar

1

1.86 MW0.64 Mvar16.07 %

-1.82 MW-0.60 Mvar

16.07 %

0

19.49 MW8.53 Mvar71.80 %

-19.45 MW-6.39 Mvar71.80 %

-6

1.82 MW0.60 Mvar

19.45 MW6.39 Mvar

7.00 MW0.52 Mvar48.07 %

-2.28 MW-0.75 Mvar48.07 %

-4.66 MW0.73 Mvar48.07 %

-4

-1.78 MW0.16 Mvar

3.10 %0.02 kA

1.78 MW-0.23 Mvar

3.10 %0.02 kA

G~

15.00 MW12.61 Mvar

97.99 %

22.49 MW3.42 Mvar80.14 %

-22.45 MW-0.94 Mvar

80.14 %

-9

G~

10.00 MW9.38 Mvar91.40 %

-1

9.31 MW-6.16 Mvar

31.26 %0.11 kA

-9.08 MW6.30 Mvar31.26 %0.11 kA

-70.59 MW-25.47 Mvar

73.92 %

3.13 MW2.09 Mvar73.92 %

67.60 MW29.90 Mvar

73.92 %

-7

13.68 MW6.06 Mvar84.66 %

-3.94 MW-1.30 Mvar

84.66 %

-9.59 MW-3.15 Mvar

84.66 %

-9

1.94 MW0.64 Mvar

2.96 MW0.97 Mvar

G~Poech II

10.00 MW3.64 Mvar90.49 %

-13.11 MW-4.97 Mvar40.12 %0.14 kA

0.00 MW-1.73 Mvar

1

-1

1.36 MW0.45 Mvar

1.96 MW0.64 Mvar

0

22.74 MW8.48 Mvar79.00 %

-0.00 MW0.00 Mvar79.00 %

-22.67 MW-5.72 Mvar79.00 %

-2

7.28 MW2.39 Mvar

-2

-3.89 MW0.32 Mvar

7.17 %0.04 kA

-4.36 MW-1.62 Mvar

8.71 %0.05 kA

8.38 MW0.81 Mvar15.32 %0.08 kA

4.36 MW1.62 Mvar54.82 %

-4.33 MW-1.42 Mvar54.82 %

-2

3.89 MW-0.32 Mvar45.05 %

-3.86 MW0.47 Mvar45.05 %

1

-0.32 MW-0.11 Mvar

1.08 %0.01 kA

-1.93 MW-0.77 Mvar

6.62 %0.04 kA

-1.37 MW-0.51 Mvar

4.70 %0.03 kA

3.64 MW1.37 Mvar12.36 %0.07 kA

1.37 MW0.51 Mvar50.98 %

-1.36 MW-0.45 Mvar

50.98 %

-3

0.32 MW0.11 Mvar44.30 %

-0.32 MW-0.10 Mvar44.30 %

2

1.93 MW0.77 Mvar86.38 %

-1.92 MW-0.63 Mvar86.38 %

2

0-1

4.13 MW1.56 Mvar53.02 %

-4.11 MW-1.35 Mvar53.02 %

-0.00 MW0.00 Mvar53.02 %

-7

18.94 MW4.32 Mvar70.36 %0.19 kA

-18.65 MW-4.07 Mvar

70.36 %0.19 kA

18.65 MW4.07 Mvar78.32 %

-18.54 MW-2.46 Mvar

78.32 %

0

1.93 MW0.63 Mvar

1.95 MW0.69 Mvar32.84 %

-1.93 MW-0.63 Mvar32.84 %

0

23.96 MW5.92 Mvar88.93 %

-0.00 MW0.00 Mvar88.93 %

-23.81 MW-3.94 Mvar88.93 %

-4

G~nch ElNogal

0.80 MW2.00 Mvar86.16 %

G~nch Sicacate

0.20 MW0.37 Mvar10.44 %

G~nch Quiroz

1.30 MW2.38 Mvar67.86 %

119.96 MW43.15 Mvar

0.94

4.16 MW1.08 Mvar12.59 %0.04 kA

-4.11 MW-1.29 Mvar12.59 %0.04 kA

0.00 MW-8.47 Mvar

9.23 %0.02 kA

G~Tumb G2

42.33 MW10.91 Mvar

94.61 %

-7.28 MW-2.39 Mvar94.61 %

-34.78 MW-5.27 Mvar94.61 %

-1

12.61 MW4.15 Mvar

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.34 %

0.03 MW0.04 Mvar

0.34 %

0

-3.40 MW-1.12 Mvar28.76 %

3.43 MW1.23 Mvar28.76 %

-1

-3.40 MW-1.12 Mvar28.76 %

3.43 MW1.23 Mvar28.76 %

-1

-4.13 MW-1.56 Mvar13.63 %0.05 kA

-13.68 MW-6.06 Mvar

47.47 %0.16 kA

18.51 MW8.55 Mvar60.91 %0.20 kA

33.77 MW18.17 Mvar

65.24 %0.35 kA

-32.38 MW-14.33 Mvar

65.24 %0.36 kA

-3.68 MW-1.53 Mvar

6.77 %0.04 kA

3.68 MW1.52 Mvar

6.77 %0.04 kA

3.68 MW1.53 Mvar32.07 %

-0.00 MW-0.00 Mvar32.07 %

-3.64 MW-1.37 Mvar32.07 %

6

6.31 MW2.58 Mvar63.29 %

-3.90 MW-1.28 Mvar

63.29 %

-2.37 MW-0.78 Mvar

63.29 %

4

13.87 MW5.79 Mvar52.27 %

-0.00 MW-0.00 Mvar52.27 %

-13.75 MW-4.52 Mvar52.27 %

-7

7.61 MW3.01 Mvar82.77 %

-2.40 MW-0.79 Mvar82.77 %

-5.14 MW-1.69 Mvar82.77 %

0

-15.38 MW-1.33 Mvar28.01 %0.15 kA

15.98 MW2.22 Mvar28.01 %0.15 kA

29.33 MW7.39 Mvar51.18 %0.28 kA

-28.89 MW-6.44 Mvar51.18 %0.28 kA

1.52 MW0.56 Mvar47.86 %

-1.51 MW-0.50 Mvar47.86 %

-1

11.09 MW4.42 Mvar39.20 %

-11.07 MW-3.64 Mvar39.20 %

0

4.38 MW1.63 Mvar52.32 %

-4.35 MW-1.43 Mvar52.32 %

-2

-6.97 MW-2.81 Mvar22.48 %0.08 kA

7.06 MW2.76 Mvar22.48 %0.08 kA

11.14 MW4.45 Mvar33.28 %0.11 kA

-11.09 MW-4.42 Mvar33.28 %0.11 kA

13.58 MW5.41 Mvar24.81 %0.13 kA

-4.97 MW-4.12 Mvar43.62 %

5.00 MW4.42 Mvar43.62 %

0

-8

6.91 MW2.27 Mvar

G~

2.50 MW2.21 Mvar47.33 %

9.92 MW13.87 Mvar

22.08 %

-9.86 MW-13.39 Mvar

22.08 %

0

1

0.00 MW-3.64 Mvar

1

1.51 MW0.50 Mvar

4.35 MW1.43 Mvar

34.78 MW11.43 Mvar

G~Piura TG

G~Piura G1

0.00 MW-6.16 Mvar

1

-0.00 MW0.00 Mvar

0.00 %0.00 kA

0.00 MW-0.00 Mvar

0.00 %0.00 kA

-51.60 MW-25.04 Mvar

94.39 %

51.77 MW30.51 Mvar

94.39 %

-0.00 MW0.00 Mvar94.39 %

-8

-0.00 MW0.00 Mvar

0.00 %0.00 kA

0.00 MW-0.00 Mvar

0.00 %0.00 kA

G~

15.00 MW10.35 Mvar

75.34 %

G~Poech G1

7.50 MW2.73 Mvar84.02 %

27.12 MW2.11 Mvar46.08 %0.25 kA

4.97 MW4.12 Mvar11.29 %0.06 kA

G~Sulla G4

23.77 MW7.81 Mvar

-0.00 MW-3.92 Mvar

1

0.01 MW0.02 Mvar

0.37 %

-0.00 MW0.00 Mvar

0.37 %

0

-30.75 MW-3.38 Mvar55.40 %0.30 kA

22.89 MW6.50 Mvar43.95 %0.22 kA

-22.01 MW-4.91 Mvar43.95 %0.22 kA

-42.41 MW-11.72 Mvar

76.09 %0.41 kA

42.97 MW13.30 Mvar

76.09 %0.41 kA

0.00 MW-1.16 Mvar

1

22.45 MW7.38 Mvar

G~Paita G3

G~Paita G4

-0.00 MW-0.91 Mvar

1

0.00 MW0.00 Mvar

0.32 %

-0.00 MW0.00 Mvar

0.32 %

1

G~Paita G1

-0.01 MW0.90 Mvar

7.17 %

0.02 MW-0.82 Mvar

7.17 %-0.0

0 M

W0.

00 M

var

7.17

%

-3

G~Paita G2

18.54 MW6.10 Mvar

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.18 %0.00 kA

0.00 MW-0.06 Mvar

0.18 %0.00 kA

-30.86 MW-0.44 Mvar56.77 %0.31 kA

32.90 MW6.41 Mvar56.77 %0.31 kA

-18.38 MW-2.13 Mvar

54.07 %0.19 kA

19.08 MW3.08 Mvar54.07 %0.19 kA

-37.66 MW-4.54 Mvar94.15 %

45.69 MW11.35 Mvar

94.15 %

-6

-37.66 MW-4.54 Mvar94.15 %

45.69 MW11.35 Mvar

94.15 %

-7.87 MW-3.12 Mvar94.15 %

-6

22.67 MW7.45 Mvar

4.33 MW1.42 Mvar

4.66 MW1.53 Mvar

6.80 MW2.24 Mvar

0.32 MW0.10 Mvar

1.92 MW0.63 Mvar

2.37 MW0.78 Mvar

6.16 MW2.02 Mvar

G~Tumb G1

4.11 MW1.35 Mvar

7.84 MW2.76 Mvar14.53 %0.08 kA

-7.61 MW-3.01 Mvar14.53 %0.08 kA

G~Paita G6

0.00 MW0.00 Mvar

0.32 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.32 %

1

G~Paita G5

0.00 MW0.00 Mvar

0.32 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.32 %

1

G~Sulla G5

G~Sulla G2

G~Sulla G1

0.01 MW0.02 Mvar

0.37 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.37 %

0

G~Sulla G3

0.01 MW0.02 Mvar

0.37 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.37 %

0G~

Piura G3

G~Piura G2

41.65 MW-5.76 Mvar27.43 %0.11 kA

-39.01 MW-9.44 Mvar

27.43 %0.11 kA

G~Poech G2

7.50 MW2.73 Mvar84.02 %

8.73 MW3.34 Mvar27.01 %0.09 kA

-8.58 MW-3.32 Mvar27.01 %0.09 kA

52.84 MW4.12 Mvar37.79 %0.14 kA

-51.77 MW-22.03 Mvar

37.79 %0.15 kA

9.59 MW3.15 Mvar

0.98 MW0.32 Mvar

13.75 MW4.52 Mvar

5.14 MW1.69 Mvar

2.40 MW0.79 Mvar

2.28 MW0.75 Mvar

1

G~

2.50 MW2.21 Mvar47.33 %

G~Malac G4

85.00 MW-8.09 Mvar

71.63 %

85.00 MW-8.09 Mvar

68.31 %

-84.63 MW15.04 Mvar

68.31 %

0

13.18 MW4.33 Mvar

-24.83 MW-7.19 Mvar86.52 %

25.00 MW9.10 Mvar86.52 %

1

0.00 MW0.00 Mvar

11.07 MW3.64 Mvar

6.97 MW2.81 Mvar87.98 %

-6.91 MW-2.27 Mvar

87.98 %

-0.00 MW-0.00 Mvar87.98 %

-4

G~

15.00 MW10.35 Mvar

75.34 %

PIU23B23.23 kV1.01 p.u.

-156.80 deg


-165.77 deg

CABEZ10

CABEZ33

PAIT2323.12 kV1.01 p.u.

-163.28 deg

LOMAV1010.18 kV1.02 p.u.

-159.16 deg

LOMAV3332.98 kV1.00 p.u.-7.42 deg

NAUTI109.89 kV0.99 p.u.21.53 deg

NAUTI3333.17 kV1.01 p.u.-7.24 deg

LCRUZ109.81 kV0.98 p.u.

-160.43 deg

LCRUZ3333.28 kV1.01 p.u.-7.13 deg

ZORR10_B10.04 kV1.00 p.u.

-160.70 degZORR23_B23.11 kV

1.01 p.u.-9.68 deg

PIURA2323.20 kV1.01 p.u.

-160.33 deg

POECH6062.90 kV1.05 p.u.-5.92 deg

TALA3333.99 kV1.03 p.u.

-176.71 deg

MALAC3332.86 kV1.00 p.u.

-177.86 degCTUMB33

33.38 kV1.01 p.u.-7.04 deg

CTTUM6062.47 kV1.04 p.u.-6.24 deg

PIZA109.84 kV0.98 p.u.

-163.89 deg

ZARU109.79 kV0.98 p.u.

-169.04 deg

TUMB109.79 kV0.98 p.u.

-165.21 deg

MANC109.58 kV0.96 p.u.17.01 deg

PIZA2322.41 kV0.98 p.u.

-14.62 deg

ZARU2322.44 kV0.98 p.u.

-18.71 deg

MERC3332.69 kV0.99 p.u.

-13.60 deg

MANC2322.12 kV0.96 p.u.

-12.16 deg

PIZA6055.53 kV0.93 p.u.

-12.42 deg

ZARU6054.01 kV0.90 p.u.

-13.54 deg

TUMB6057.49 kV0.96 p.u.

-11.03 deg

MANC6059.29 kV0.99 p.u.-9.50 deg

CHUL10

10.00 kV1.00 p.u.

-165.87 deg

CHUL23

23.00 kV1.00 p.u.

-14.41 deg

CHULU6058.39 kV0.97 p.u.

-11.17 deg

LOMAL2322.38 kV0.98 p.u.

-165.68 degMORRO2322.36 kV

0.98 p.u.-164.29 deg

LOMAL6056.56 kV0.94 p.u.

-13.78 deg

MORRO6057.75 kV0.96 p.u.

-12.44 deg

EJIDOS6061.28 kV1.02 p.u.-6.06 deg

CONST2322.46 kV0.98 p.u.

-12.32 degCONST109.90 kV0.99 p.u.

-161.10 deg

SECHU109.67 kV0.97 p.u.

-159.62 deg

CASTI109.95 kV0.99 p.u.

-159.42 deg

UNION109.89 kV0.99 p.u.

-158.66 deg

CONST6056.92 kV0.95 p.u.-8.70 deg

SECHU6058.00 kV0.97 p.u.-7.87 deg

CASTI6060.93 kV1.02 p.u.-6.31 deg

UNION6059.53 kV0.99 p.u.-6.70 deg

CURM1010.20 kV1.02 p.u.

-156.10 deg

AREN13.813.57 kV0.98 p.u.

-172.18 deg

PIURTG1010.14 kV1.01 p.u.-9.98 deg

PIURA10

10.14 kV1.01 p.u.-9.98 deg

CURM6061.03 kV1.02 p.u.-7.77 deg

ZORRI1010.40 kV1.04 p.u.23.47 deg

SULL4C

4.36 kV1.05 p.u.

-164.80 deg

SULLA2323.95 kV1.05 p.u.

-164.80 deg

SULLA1010.44 kV1.04 p.u.

-14.79 deg

SULLA6059.25 kV0.99 p.u.

-10.58 deg

ZORRI6062.47 kV1.04 p.u.-6.23 deg

AREN6056.77 kV0.95 p.u.

-16.19 deg

PA

IT2A

2.35 kV0.98 p.u.44.50 deg

ZORRI220215.48 kV0.98 p.u.-1.71 deg

PAITA4164.18 kV1.01 p.u.

-165.46 deg

PAITA10 10.04 kV1.00 p.u.

-165.50 deg

PAITA6057.60 kV0.96 p.u.

-15.42 deg


TEXTIL6062.67 kV1.04 p.u.-4.24 deg

PIURA6061.27 kV1.02 p.u.-6.12 deg

PAIT109.95 kV0.99 p.u.

-21.26 deg

SEPO1010.41 kV1.04 p.u.25.05 deg

SEPO6062.67 kV1.04 p.u.-4.24 deg


-170.53 deg

TALA1313.80 kV1.00 p.u.36.94 deg

PAIT

2C

2.35 kV0.98 p.u.44.50 deg

PA

IT2B

2.35 kV0.98 p.u.44.50 deg

CTTUM1010.11 kV1.01 p.u.

-157.05 deg

SULL4A

4.36 kV1.05 p.u.

-164.80 deg

SULL4B

4.36 kV1.05 p.u.

-164.80 deg

SEPO220

220.00 kV1.00 p.u.0.00 deg


-16.14 deg

POECH2323.79 kV1.04 p.u.

-157.03 degPOECH1010.25 kV

1.02 p.u.-152.27 deg

TALA_220221.80 kV1.01 p.u.2.44 deg

DIg

SILE

NT




U < 0.95 p.u.U > 1.05 p.u.Carga > 100. %

OSINERGMIN




Anexo:





5MVAR(2017) 5MVAR

(2017)

3 MVAR(2016)

50/5

0/30

MV

A (2

015)

Rot

ado

de P

. OE

STE

25M

VA

(201

4)

240m

m2

AA

AC

- 34

.97K

m (2

014)

(CR

ITE

RIO

N-1

)

240mm2 AAAC - 7.35Km (2013) (CRITERIO N-1)

240m

m2

AAAC

- 45

.78K

m (2

013)

(CR

ITER

IO N

-1)

5MVAR(2012)

(3)

12M

VA

(201

1)

(2)

30M

VA

(201

1)

100/

100/

30M

VA

(201

5)



(1)


30/5

/25

MV

A (2

010)


10/1

0/7.

5 M

VA

(201

0)R

otad

o de

ZA

RU

MIL

LA

15/1

5/7M

VA

(201

0)

100/

100/

30M

VA

(201

0)


15

MW

(201

0)

30M

VA

(201

0)

10M

W (2

010)


(4)



30 M

VA

(200

6)

30/7

/25

MV

A (2

008)


Zorr_Mach

DCURM60

Derv_Morropon


Derv_PPizarro

AREA 01Año 10

0.00 MW-4.64 Mvar

1

0.00 MW-4.82 Mvar

1

0.00 MW-3.02 Mvar

1

11.36 MW2.66 Mvar48.78 %

-11.31 MW-1.96 Mvar48.78 %

4

17.20 MW6.91 Mvar31.58 %0.17 kA

-16.75 MW-6.04 Mvar

31.58 %0.17 kA

-22.79 MW-2.99 Mvar

41.40 %0.23 kA

23.82 MW5.44 Mvar41.40 %0.22 kA

32.83 MW10.54 Mvar

58.20 %0.32 kA

-32.50 MW-9.66 Mvar58.20 %0.32 kA

0.00 MW-5.54 Mvar

1

4.13 MW1.49 Mvar35.59 %

-4.08 MW-1.34 Mvar

35.59 %

0

25.46 MW11.95 Mvar

94.17 %

-25.41 MW-8.35 Mvar94.17 %

-6

4.08 MW1.34 Mvar

25.41 MW8.35 Mvar

-75.61 MW-31.19 ..85.92 %

76.65 MW38.83 Mvar

85.92 %

-8

9.39 MW-1.84 Mvar65.92 %

-2.91 MW-0.96 Mvar65.92 %

-6.37 MW3.68 Mvar65.92 %

-3

9.14 MW2.34 Mvar16.22 %0.09 kA

-9.13 MW-2.36 Mvar16.22 %0.09 kA

G~

15.00 MW11.60 Mvar

94.81 %

23.95 MW3.78 Mvar84.26 %

-23.91 MW-1.10 Mvar84.26 %

-10

G~

10.00 MW9.04 Mvar89.86 %

-1

7.54 MW-5.84 Mvar26.48 %0.09 kA

-7.37 MW5.86 Mvar26.48 %0.09 kA

-75.61 MW-31.19 ..85.92 %

-0.89 MW0.90 Mvar85.92 %

76.65 MW38.83 Mvar

85.92 %

-8

20.24 MW5.19 Mvar92.50 %

-4.21 MW-1.38 Mvar

92.50 %

-15.76 MW-0.55 Mvar

92.50 %

-10

1.94 MW0.64 Mvar

2.96 MW0.97 Mvar

G~Poech II

10.00 MW1.69 Mvar86.25 %

-16.81 MW-3.67 Mvar49.33 %0.17 kA

0.00 MW-1.69 Mvar

1

-1

1.74 MW0.57 Mvar

2.51 MW0.82 Mvar

0

27.79 MW11.54 Mvar

97.97 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

97.97 %

-27.70 MW-7.41 Mvar97.97 %

0

7.57 MW2.49 Mvar

-2

-5.20 MW-0.21 Mvar

9.66 %0.05 kA

-5.58 MW-2.13 Mvar11.41 %0.06 kA

11.01 MW2.12 Mvar20.53 %0.11 kA

5.58 MW2.13 Mvar71.81 %

-5.54 MW-1.82 Mvar71.81 %

-2

5.20 MW0.21 Mvar60.82 %

-5.16 MW0.04 Mvar60.82 %

1

-0.41 MW-0.15 Mvar

1.39 %0.01 kA

-2.47 MW-1.02 Mvar

8.53 %0.05 kA

-1.76 MW-0.66 Mvar

6.05 %0.03 kA

4.67 MW1.83 Mvar15.92 %0.09 kA

1.76 MW0.66 Mvar65.64 %

-1.74 MW-0.57 Mvar

65.64 %

-3

0.41 MW0.15 Mvar57.00 %

-0.41 MW-0.13 Mvar57.00 %

2

2.47 MW1.02 Mvar108.65 %

-2.45 MW-0.81 Mvar108.65 %

1

0-1

5.29 MW2.04 Mvar69.96 %

-5.25 MW-1.73 Mvar69.96 %

-0.00 MW-0.00 Mvar69.96 %

-11

23.16 MW5.72 Mvar84.60 %0.23 kA

-22.73 MW-5.32 Mvar84.60 %0.23 kA

11.36 MW2.66 Mvar48.78 %

-11.31 MW-1.96 Mvar48.78 %

4

2.47 MW0.81 Mvar

2.49 MW0.90 Mvar42.54 %

-2.47 MW-0.81 Mvar42.54 %

0

25.61 MW7.05 Mvar97.94 %

-0.00 MW0.00 Mvar97.94 %

-25.44 MW-4.68 Mvar97.94 %

-1

G~nch ElNogal

0.80 MW2.00 Mvar86.17 %

G~nch Sicacate

0.20 MW2.97 Mvar74.40 %

G~nch Quiroz

1.30 MW3.30 Mvar88.67 %

188.20 MW49.60 Mvar

0.97

7.27 MW1.25 Mvar20.97 %0.07 kA

-7.15 MW-1.33 Mvar20.97 %0.07 kA

0.00 MW-8.61 Mvar

9.31 %0.02 kA

G~Tumb G2

51.73 MW15.50 Mvar

99.06 %

-7.57 MW-2.49 Mvar99.06 %

-43.78 MW-8.22 Mvar99.06 %

-1

15.02 MW4.94 Mvar

-0.00 MW0.00 Mvar

0.34 %

0.03 MW0.04 Mvar

0.34 %

0

-3.40 MW-1.12 Mvar28.76 %

3.43 MW1.23 Mvar28.76 %

-1

-3.40 MW-1.12 Mvar28.76 %

3.43 MW1.23 Mvar28.76 %

-1

-5.29 MW-2.04 Mvar17.98 %0.06 kA

-20.24 MW-5.19 Mvar

68.73 %0.23 kA

26.96 MW9.40 Mvar86.56 %0.29 kA

49.11 MW20.74 Mvar

90.34 %0.49 kA

-46.44 MW-13.10 ..90.34 %0.49 kA

-4.71 MW-2.02 Mvar

8.69 %0.05 kA

4.71 MW2.02 Mvar

8.69 %0.05 kA

4.71 MW2.02 Mvar41.31 %

-0.00 MW-0.00 Mvar41.31 %

-4.67 MW-1.83 Mvar41.31 %

6

7.90 MW3.41 Mvar79.69 %

-4.45 MW-1.46 Mvar

79.69 %

-3.39 MW-1.12 Mvar

79.69 %

4

19.49 MW3.70 Mvar70.10 %

-0.00 MW-0.00 Mvar70.10 %

-19.31 MW-1.52 Mvar70.10 %

-8

8.74 MW3.50 Mvar96.02 %

-3.06 MW-1.01 Mvar96.02 %

-5.59 MW-1.84 Mvar96.02 %

-3

-20.40 MW-0.28 Mvar37.22 %0.20 kA

21.46 MW2.32 Mvar37.22 %0.20 kA

26.96 MW6.68 Mvar46.90 %0.26 kA

-26.59 MW-5.92 Mvar46.90 %0.26 kA

1.94 MW0.73 Mvar61.42 %

-1.93 MW-0.63 Mvar61.42 %

-1

14.18 MW5.88 Mvar50.28 %

-14.16 MW-4.65 Mvar50.28 %

0

5.60 MW2.14 Mvar67.26 %

-5.57 MW-1.83 Mvar67.26 %

-2

-8.91 MW-0.64 Mvar26.68 %0.09 kA

9.04 MW0.66 Mvar26.68 %0.09 kA

14.26 MW5.95 Mvar42.69 %0.14 kA

-14.18 MW-5.88 Mvar42.69 %0.15 kA

17.52 MW4.54 Mvar30.62 %0.17 kA

-4.98 MW-3.27 Mvar39.99 %

5.00 MW3.53 Mvar39.99 %

0

8

8.84 MW2.91 Mvar

G~

2.50 MW1.76 Mvar43.39 %

6.25 MW1.67 Mvar

8.37 %

-6.19 MW-1.57 Mvar

8.37 %

0

1

0.00 MW-3.52 Mvar

1

1.93 MW0.63 Mvar

5.57 MW1.83 Mvar

43.78 MW14.39 Mvar

G~Piura TG

G~Piura G1

0.00 MW-6.17 Mvar

1

-0.00 MW0.00 Mvar

0.00 %0.00 kA

0.00 MW-0.00 Mvar

0.00 %0.00 kA

-36.25 MW-21.28 ..68.13 %

36.37 MW24.28 Mvar

68.13 %

-0.00 MW-0.00 Mvar68.13 %

-7

-0.00 MW0.00 Mvar

0.00 %0.00 kA

0.00 MW-0.00 Mvar

0.00 %0.00 kA

G~

15.00 MW4.86 Mvar65.18 %

G~Poech G1

7.50 MW1.27 Mvar80.07 %

15.89 MW4.56 Mvar28.05 %0.15 kA

4.98 MW3.27 Mvar10.34 %0.06 kA

G~Sulla G4

25.41 MW8.35 Mvar

-0.00 MW-3.71 Mvar

1

0.01 MW0.02 Mvar

0.36 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.36 %

0

-20.29 MW-6.92 Mvar38.10 %0.21 kA

22.36 MW1.59 Mvar41.69 %0.21 kA

-21.57 MW-0.21 Mvar41.69 %0.21 kA

-32.50 MW-9.66 Mvar58.20 %0.32 kA

32.83 MW10.54 Mvar

58.20 %0.32 kA

-0.00 MW-1.22 Mvar

1

23.91 MW7.86 Mvar

G~Paita G3

G~Paita G4

-0.00 MW-0.95 Mvar

1

0.00 MW0.00 Mvar

0.32 %

-0.00 MW0.00 Mvar

0.32 %

1

G~Paita G1

-0.01 MW0.94 Mvar

7.32 %

0.02 MW-0.86 Mvar

7.32 %-0.0

0 M

W0.

00 M

var

7.32

%

-3

G~Paita G2

22.62 MW7.43 Mvar

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.18 %0.00 kA

0.00 MW-0.06 Mvar

0.18 %0.00 kA

-20.46 MW-3.06 Mvar

37.28 %0.20 kA

21.34 MW5.29 Mvar37.28 %0.20 kA

-16.80 MW-2.45 Mvar48.94 %0.17 kA

17.37 MW3.17 Mvar48.94 %0.17 kA

-34.54 MW-8.35 Mvar73.33 %

34.66 MW10.46 Mvar

73.33 %

-7

-37.15 MW7.93 Mvar101.37 %

50.57 MW3.33 Mvar101.37 %

-13.24 MW-6.74 Mvar101.37 %

-5

27.70 MW9.10 Mvar

5.54 MW1.82 Mvar

5.96 MW1.96 Mvar

6.80 MW2.24 Mvar

0.41 MW0.13 Mvar

2.45 MW0.81 Mvar

3.39 MW1.12 Mvar

7.87 MW2.59 Mvar

G~Tumb G1

5.25 MW1.73 Mvar

9.07 MW3.47 Mvar16.86 %0.09 kA

-8.74 MW-3.50 Mvar16.86 %0.09 kA

G~Paita G6

0.00 MW0.00 Mvar

0.32 %

-0.00 MW0.00 Mvar

0.32 %

1

G~Paita G5

0.00 MW0.00 Mvar

0.32 %

-0.00 MW0.00 Mvar

0.32 %

1

G~Sulla G5

G~Sulla G2

G~Sulla G1

0.01 MW0.01 Mvar

0.36 %

-0.00 MW0.00 Mvar

0.36 %

0

G~Sulla G3

0.01 MW0.01 Mvar

0.36 %

-0.00 MW0.00 Mvar

0.36 %

0G~

Piura G3

G~Piura G2

18.23 MW14.99 Mvar

23.07 %0.06 kA

-15.67 MW-31.38 ..23.07 %0.09 kA

G~Poech G2

7.50 MW1.27 Mvar80.07 %

11.21 MW1.53 Mvar32.53 %0.11 kA

-10.98 MW-1.39 Mvar32.53 %0.11 kA

72.57 MW11.12 Mvar

50.41 %0.19 kA

-71.03 MW-26.13 ..50.41 %0.20 kA

15.76 MW5.18 Mvar

1.25 MW0.41 Mvar

19.31 MW6.35 Mvar

5.59 MW1.84 Mvar

3.06 MW1.01 Mvar

2.91 MW0.96 Mvar

1

G~

2.50 MW1.76 Mvar43.39 %

G~Malac G4

85.00 MW32.39 Mvar

76.31 %

85.00 MW32.39 Mvar

72.77 %

-84.61 MW-24.54 ..72.77 %

4

16.86 MW5.54 Mvar

-24.85 MW-2.49 Mvar82.46 %

25.00 MW4.24 Mvar82.46 %

0

0.00 MW0.00 Mvar

14.16 MW4.65 Mvar

8.91 MW0.64 Mvar104.42 %

-8.84 MW0.11 Mvar104.42 %

-0.00 MW0.00 Mvar104.42 %

-4

G~

15.00 MW4.86 Mvar65.18 %

PIU23B23.22 kV1.01 p.u.

-157.72 deg


-165.08 deg

CABEZ10

CABEZ33

PAIT2323.08 kV1.01 p.u.

-159.02 deg

LOMAV1010.10 kV1.01 p.u.

-161.67 deg

LOMAV3332.88 kV1.00 p.u.-9.43 deg

NAUTI109.84 kV0.98 p.u.19.22 deg

NAUTI3333.12 kV1.00 p.u.-9.20 deg

LCRUZ109.98 kV1.00 p.u.

-163.12 deg

LCRUZ3333.27 kV1.01 p.u.-9.05 deg

ZORR10_B9.95 kV1.00 p.u.

-163.67 degZORR23_B22.98 kV

1.00 p.u.-12.27 deg

PIURA2323.20 kV1.01 p.u.

-161.26 deg

POECH6062.16 kV1.04 p.u.-3.30 deg

TALA3333.99 kV1.03 p.u.

-178.65 deg

MALAC3332.86 kV1.00 p.u.

-179.80 degCTUMB33

33.39 kV1.01 p.u.-8.94 deg

CTTUM6062.61 kV1.04 p.u.-7.92 deg

PIZA109.97 kV1.00 p.u.

-169.48 deg

ZARU109.63 kV0.96 p.u.

-178.53 deg

TUMB109.82 kV0.98 p.u.

-171.34 deg

MANC109.78 kV0.98 p.u.14.55 deg

PIZA2322.68 kV0.99 p.u.

-20.39 deg

ZARU2321.96 kV0.95 p.u.

-27.45 deg

MERC3332.65 kV0.99 p.u.

-19.04 deg

MANC2322.58 kV0.98 p.u.

-14.61 deg

PIZA6054.02 kV0.90 p.u.

-17.66 deg

ZARU6052.08 kV0.87 p.u.

-19.69 deg

TUMB6056.58 kV0.94 p.u.

-15.35 deg

MANC6058.86 kV0.98 p.u.

-11.66 deg

CHUL10

10.06 kV1.01 p.u.

-169.79 deg

CHUL23

23.00 kV1.00 p.u.

-17.97 deg

CHULU6058.06 kV0.97 p.u.

-13.44 deg

LOMAL2321.82 kV0.95 p.u.

-169.37 degMORRO2321.97 kV

0.96 p.u.-167.61 deg

LOMAL6055.45 kV0.92 p.u.

-16.83 deg

MORRO6057.04 kV0.95 p.u.

-15.08 deg

EJIDOS6061.54 kV1.03 p.u.-6.47 deg

CONST2322.96 kV1.00 p.u.

-16.06 degCONST1010.05 kV1.00 p.u.

-164.51 deg

SECHU109.63 kV0.96 p.u.

-162.35 deg

CASTI109.91 kV0.99 p.u.

-160.76 deg

UNION109.83 kV0.98 p.u.

-160.83 deg

CONST6057.02 kV0.95 p.u.

-11.42 deg

SECHU6057.96 kV0.97 p.u.

-10.09 deg

CASTI6061.08 kV1.02 p.u.-6.77 deg

UNION6059.41 kV0.99 p.u.-8.30 deg

CURM1010.20 kV1.02 p.u.

-154.94 deg

AREN13.813.90 kV1.01 p.u.

-169.20 deg

PIURTG1010.14 kV1.01 p.u.

-10.88 deg

PIURA10

10.14 kV1.01 p.u.

-10.88 deg

CURM6061.37 kV1.02 p.u.-6.62 deg

ZORRI1010.42 kV1.04 p.u.21.88 deg

SULL4C

4.25 kV1.02 p.u.

-163.04 deg

SULLA2323.31 kV1.02 p.u.

-163.05 deg

SULLA1010.16 kV1.02 p.u.

-13.04 deg

SULLA6059.73 kV1.00 p.u.-8.31 deg

ZORRI6062.62 kV1.04 p.u.-7.91 deg

AREN6057.54 kV0.96 p.u.

-13.12 deg

PA

IT2A

2.40 kV1.00 p.u.48.20 deg

ZORRI220217.24 kV0.99 p.u.-4.74 deg

PAITA4164.27 kV1.03 p.u.

-161.77 deg

PAITA10 10.25 kV1.03 p.u.

-161.80 deg

PAITA6058.80 kV0.98 p.u.

-11.72 deg


TEXTIL6062.81 kV1.05 p.u.-4.80 deg

PIURA6061.71 kV1.03 p.u.-6.21 deg

PAIT109.83 kV0.98 p.u.

-18.95 deg

SEPO1010.41 kV1.04 p.u.24.22 deg

SEPO6062.81 kV1.05 p.u.-4.80 deg


-165.33 deg

TALA1313.80 kV1.00 p.u.35.41 deg

PAIT

2C

2.40 kV1.00 p.u.48.20 deg

PA

IT2B

2.40 kV1.00 p.u.48.20 deg

CTTUM1010.11 kV1.01 p.u.

-158.96 deg

SULL4A

4.25 kV1.02 p.u.

-163.04 deg

SULL4B

4.25 kV1.02 p.u.

-163.04 deg

SEPO220

220.00 kV1.00 p.u.0.00 deg


-12.55 deg

POECH2323.44 kV1.02 p.u.

-154.75 degPOECH1010.25 kV

1.02 p.u.-149.63 deg

TALA_220226.01 kV1.03 p.u.0.81 deg

DIg

SILE

NT



Anexo E Plan de Inversiones



Fijación Tarifas y Compensaciones en SST y SCT – Periodo 2009 - 2013 PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 1

PLAN DE INVERSIONES

Por excepción, el primer Plan de Inversiones se considera a partir del 24 de julio de 2006, fecha que entró en vigencia la Ley N° 28832 (según Tercera Disposición Transitoria del D.S. 027-2007-EM)

ELECTRONOROESTE

Fecha estimada de entrada en operación ELEMENTO

Año Mes Día

Inversión Total US$ Modulo Empleado

Transformador, 60/10kV, SET AT/MT CASTILLA

2006 12 1 633 363,53 TP-060010-030CO1E

Celda Transformador, 10kV, SET AT/MT LOMA DE VIENTO

2007 9 28 66 395,87 CE-010COR1C1ESBTR

Celda Línea-Transformador, 33kV, SET AT/MT LOMA DE VIENTO

2007 9 28 154 795,26 CE-033COR1C1ESBLT

Celda Alimentador, 10kV, SET AT/MT LOMA DE VIENTO

2007 9 28 72 312,91 CE-010COR1C1ESBAL


2007 9 28 72 312,91 CE-010COR1C1ESBAL


2007 9 28 72 312,91 CE-010COR1C1ESBAL

Transformador, 33/10kV, SET AT/MT LOMA DE VIENTO

2007 9 28 262 529,55 TP-033010-004CO1E

Celda Transformador, 23kV, SET AT/MT PAITA

2008 1 12 48 150,43 CE-023COU1C1ESBTR

Transformador, 60/23/10kV, SET AT/MT PAITA

2008 1 12 753 045,19 TP-060023010-030CO1E

Celda Alimentador, 10kV, SET AT/MT SULLANA

2008 11 8 40 455,84 CE-010COU1C1ESBAL

Celda Alimentador, 10kV, SET AT/MT PAITA 2010 10 30 41 164,20 CE-010COU1C1ESBAL


2010 10 30 41 164,20 CE-010COU1C1ESBAL

Transformador, 60/10kV, SET AT/MT EL ARENAL

2010 10 30 737 367,38 TP-060010-030CO1E

Celda Alimentador, 10kV, SET MAT/AT PIURA OESTE

2010 10 30 42 269,64 CE-010COU1C1ESBAL

Celda Línea, 60kV, SET AT/MT PIURA CENTRO

2010 10 30 188 411,56 CE-060COU1C1ESBLI

Celda Línea, 60kV, S.E. AT LOS EJIDOS 2010 10 30 187 063,50 CE-060COR1C1ESBLI

Celda Alimentador, 23kV, SET AT/MT ZARUMILLA

2010 10 30 55 388,45 CE-023COR1C1ESBAL

Transformador, 60/23/10kV, SET AT/MT ZARUMILLA

2010 10 30 861 258,16 TP-060023010-030CO1E

Celda Transformador, 60kV, SET MAT/AT ZORRITOS REP

2010 10 30 145 490,57 CE-060COR1C1ESBTR


2010 10 30 44 470,44 CE-023COR1C1ESBTR




2010 10 30 35 551,71 CE-010COR1C1ESBTR

Celda Alimentador, 23kV, SET MAT/AT ZORRITOS REP

2010 10 30 60 058,74 CE-023COR1C1ESBAL

Transformador, 60/23/10kV, SET AT/MT CHULUCANAS

2010 10 30 562 104,24 TP-060023010-015CO1E

Línea, 60kV, 4.5km, PIURA CENTRO - EJIDOS

2010 10 30 384 225,12 LT-060COU0ACS0C1240A

Celda Alimentador, 10kV, SET AT/MT PAITA 2011 11 30 41 164,20 CE-010COU1C1ESBAL

Celda Transformador, 60kV, SET AT/MT SULLANA

2011 10 30 174 196,83 CE-060COU1C1EDBTR

Celda Transformador, 10kV, SET AT/MT SULLANA

2011 10 30 35 977,50 CE-010COU1C1ESBTR


2011 10 30 41 164,20 CE-010COU1C1ESBAL

Transformador, 60/10kV, SET AT/MT SULLANA

2011 10 30 737 367,38 TP-060010-030CO1E

Celda Transformador, 60kV, SET AT/MT PIURA CENTRO

2011 10 30 136 046,21 CE-060COU1C1ESBTR

Celda Transformador, 23kV, SET AT/MT PIURA CENTRO

2011 10 30 52 896,19 CE-023COU1C1ESBTR

Celda Alimentador, 10kV, SET AT/MT PIURA CENTRO

2011 10 30 41 164,20 CE-010COU1C1ESBAL

Transformador, 60/23kV, SET AT/MT PIURA CENTRO

2011 10 30 468 354,95 TP-060023-015CO1E

Celda Alimentador, 10kV, SET MAT/AT ZORRITOS REP

2011 10 30 38 275,40 CE-010COR1C1ESBAL


2012 11 30 41 164,20 CE-010COU1C1ESBAL


2012 11 30 41 164,20 CE-010COU1C1ESBAL


2012 11 30 41 164,20 CE-010COU1C1ESBAL

Transformador, 60/23/10kV, SET AT/MT SULLANA

2012 10 30 861 258,16 TP-060023010-030CO1E

Celda Alimentador, 10kV, SET AT/MT EL ARENAL

2012 10 30 41 164,20 CE-010COU1C1ESBAL

Celda Alimentador, 10kV, SET AT/MT TIERRA COLORADA

2012 11 30 35 299,03 CE-010COR1C1ESBAL

Celda Línea, 60kV, SET AT/MT PAITA 2013 10 30 188 411,56 CE-060COU1C1ESBLI

Celda Línea, 60kV, SET MAT/AT PIURA OESTE

2013 10 30 192 086,97 CE-060COR1C1ESBLI


2013 10 30 192 086,97 CE-060COR1C1ESBLI

Celda Línea, 60kV, SET AT/MT PIURA CENTRO

2013 10 30 188 411,56 CE-060COU1C1ESBLI

Línea, 60kV, 45.78km, PIURA OESTE - PAITA

2013 10 30 1 710 331,19 LT-060COR0PMS0C1240A

Línea, 60kV, 7.35km, PIURA OESTE - PIURA CENTRO

2013 10 30 627 567,70 LT-060COU0ACS0C1240A



Celda Línea, 60kV, SET AT/MT SULLANA 2014 10 30 230 012,73 CE-060COU1C1EDBLI

Celda Transformador, 60kV, SET AT/MT TIERRA COLORADA

2014 10 30 134 176,93 CE-060COR1C1ESBTR

Celda Transformador, 10kV, SET AT/MT TIERRA COLORADA

2014 10 30 32 787,14 CE-010COR1C1ESBTR

Transformador, 60/10kV, SET AT/MT TIERRA COLORADA

2014 10 30 662 616,79 TP-060010-025CO1E


2014 10 30 192 086,97 CE-060COR1C1ESBLI

Línea, 60kV, 34.97km, PIURA OESTE - SULLANA

2014 10 30 1 306 471,86 LT-060COR0PMS0C1240A

NNNN (1) Fecha estimada de

entrada en operación ELEMENTO

Año Mes Día


Celda Transformador, 220kV, SET MAT/AT PIURA OESTE

2010 10 30 384 108,90 CE-220COR1C1EDBTR


2010 10 30 137 780,17 CE-060COR1C1ESBTR


2010 10 30 33 667,62 CE-010COR1C1ESBTR

Transformador, 220/60/10kV, SET MAT/AT PIURA OESTE

2010 10 30 2 558 371,27 TP-220060010-100CO1E

Transformador, 220/60/10kV, SET MAT/AT PIURA OESTE

2015 10 30 2 558 371,27 TP-220060010-100CO1E

(1) Por definir la responsabilidad de inversión REP

Fecha estimada de entrada en operación ELEMENTO

Año Mes Día



2015 10 30 313 478,48 CE-220COR1C1ESBTR


2015 10 30 145 490,57 CE-060COR1C1ESBTR


2015 10 30 35 551,71 CE-010COR1C1ESBTR



Anexo F Cuadros Comparativos



Fijación Tarifas y Compensaciones en SST y SCT – Periodo 2009 - 2013 COMPARACIÓN DE LA PROYECCIÓN DE LA DEMANDA – ÁREA DE DEMANDA 1

ENOSA REP OSINERGMIN

Año GWh (%)ΔGWh GWh (%)ΔGWh GWh (%)ΔGWh (A) (B) (C)

2007 660,1 870,9 868,05 2008 725,3 9,88% 980,7 12,61% 952,84 9,77% 2009 814,5 12,30% 1 092,60 11,41% 1040,95 9,25% 2010 865,1 6,21% 1 260,70 15,39% 1212,34 16,46% 2011 915,1 5,78% 1 339,00 6,21% 1305,22 7,66% 2012 966,6 5,63% 1 429,20 6,74% 1423,68 9,08% 2013 1 019,50 5,47% 1 519,40 6,31% 1475,40 3,63% 2014 1 073,90 5,34% 1 609,70 5,94% 1522,72 3,21% 2015 1 129,80 5,21% 1 699,90 5,60% 1574,40 3,39% 2016 1 187,30 5,09% 1 790,10 5,31% 1621,74 3,01% 2017 1 246,40 4,98% 1 880,30 5,04% 1697,11 4,65% 2018 1 307,20 4,88% 1 970,80 4,81% 1744,43 2,79%

Tasa Promedio 6,43% 7,76% 6,63%

Fijación Tarifas y Compensaciones en SST y SCT – Periodo 2009 - 2013 COMPARACIÓN DE INVERSIONES ANUALES (SCT)- TOTAL ÁREA DE DEMANDA 1

(Miles US$)

Propuesta Propuesta OSINERGMIN OSINERGMIN

Inicial Final Prepublicación Publicación D/A -1 D/B -1 D/C -1 Año

(A) (B) (C) (D) 2007 533,5 393,9 1 984,5 700,7 31% 78% -65% 2008 417,1 35,5 0,0 841,7 102% 2274% - 2009 4 260,5 3 039,3 563,2 0,0 -100% -100% -100% 2010 2 403,2 35,5 1 944,3 6 499,9 170% 18235% 234% 2011 229,7 632,0 0,0 1 766,6 669% 180% - 2012 403,9 927,7 0,0 1 061,2 163% 14% -



14. Referencias

[1] Estudios Técnico Económicos presentados por las empresas ENOSA y REP que sustentan sus Propuestas de Tarifas y/o Compensaciones-Junio 2008.

[2] Evaluación de la admisibilidad de las propuestas tarifarias – OSINERGMIN - Junio 2008.

[3] Respuestas a Observaciones de Admisibilidad-Julio 2008

[4] Notificación de Admisibilidad de Propuestas.-Julio 2008

[5] Informes de Observaciones al Estudio Tarifario presentado por las titulares – OSINERGMIN – Setiembre 2008.

[6] Respuestas a observaciones formuladas a los Estudios Tarifarios-Octubre 2008.

[7] Informes de Estudios Tarifarios para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión, por Áreas de Demanda – Enero 2009, los cuales sustentan la prepublicación de la resolución que fijaría las Tarifas de los indicados sistemas para el período 2009-2013.

Cabe señalar que la mayor parte de estos documentos se encuentran publicados en la página Web del OSINERGMIN: www2.osinerg.gob.pe, en la ruta “Procedimientos Regulatorios\Procedimiento para fijación de Peajes y Compensaciones para SST y SCT”, conjuntamente con los archivos magnéticos de cálculos y análisis eléctricos que los sustentan.

Documents

New Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en … · 2009. 6. 2. · OSINERGMIN Informe N° 0202-2009-GART Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en