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GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA

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

Informe N° 0206-2009-GART

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

Demanda 5 Regulación para el período 2009-2013

Lima, mayo 2009

OSINERGMIN Informe N° 0206-2009-GART

Estudio para la Detreminación del Plan de Inversiones en Transmisión del Área de Demanda 5 Página 1 de 194

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 5, 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 5 está conformada por las instalaciones de transmisión de las empresas Electrocentro S.A. (ELECTROCENTRO), Electro Andes S.A. (ELECTROANDES), Cemento Andino S.A. (CEMENTO ANDINO), Consorcio Energético Huancavelica S.A. (CONENHUA), Adinelsa (ADINELSA), Red de Energía del Perú (REP) y Electroperú (ELECTROPERU), (en adelante “TITULARES”) y por la demanda de clientes regulados y libres de los sistemas comprendidos en el Área de Demanda 5 establecida mediante la Resolución OSINERGMIN Nº 634-2007-OS/CD y modificatorias.

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, con fecha 30 de mayo de 2008, las empresas ELECTROCENTRO, ELECTROANDES y REP, presentaron los Estudios Técnicos Económicos que sustentan sus propuestas con relación a la fijación de Tarifas del Área de Demanda 5, para el periodo mayo 2009-abril 2013. Las empresas CEMENTO ANDINO, CONENHUA, ADINELSA y ELECTROPERU 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 de transmisión 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:

♦ Se ha determinado la proyección de la demanda para toda el Área de Demanda 5, incorporando información reciente proporcionada por la concesionaria ELECTROCENTRO.

♦ El planeamiento de la expansión de la transmisión se ha realizado teniendo en cuenta todas las instalaciones que alimentan el Área de Demanda 5, contrariamente a lo presentado por las TITULARES que sólo planifican la expansión de la transmisión sobre la base de sus propias redes de transmisión.

♦ Se ha reformulado el Plan de Inversiones, como consecuencia del análisis de opiniones y sugerencias, actualización del mercado e incorporación reciente de proyectos en vías de implementación en el Área de Demanda 5, lo cual refleja que en algunos casos no resulta necesario construir diversos elementos de transmisión propuestos por las TITULARES.

Como consecuencia de la aplicación de estos cambios, el Plan de Inversiones para el Área de Demanda 5, correspondiente al período abril 2009 – abril 2013, es el que se muestra en el siguiente cuadro:



PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 5 RESÚMEN DEL PLAN DE INVERSIONES, PERIODO 2009-2013

(Miles US$) Año ELECTROCENTRO MINEM NNNN ELECTROANDES TOTAL

GENERAL 2009 9 602,02 9 602,02 9 602,02 2010 27 245,75 2 360,70 29 476,09 29 606,44 2011 2 616,89 9 487,06 12 103,95 12 103,95 2012 1 139,33 1 139,33 1 139,33 Total 40 603,98 2 360,70 9 487,06 52,35 52 451,74

* NNNN: Titular que se conocerá luego del proceso de licitación correspondiente.

Los valores mostrados en el cuadro anterior se han determinado 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.

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 3; sin embargo, según los resultados del análisis eléctrico realizado se requiere su implementación para garantizar el servicio eléctrico.



INDICE

1. INTRODUCCIÓN ........................................................................................................... 5 1.1 UBICACIÓN ...............................................................................................................5

2. ASPECTOS REGULATORIOS ..................................................................................... 8 3. PROCESO DE REGULACIÓN DE LOS SST Y SCT .................................................. 12 4. PROPUESTA INICIAL................................................................................................. 15

4.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA.................................................................................15 4.2 PLAN DE INVERSIONES ............................................................................................16

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 .............................................................................. 31 9. SEGUNDA AUDIENCIA PÚBLICA ............................................................................. 32 10. OPINIONES Y SUGERENCIAS A LA PREPUBLICACIÓN........................................ 33

10.1 OPINIONES SOBRE LA PROYECCIÓN DE LA DEMANDA ........................................33 10.2 OPINIONES SOBRE EL SER Y PLAN DE INVERSIONES.........................................34

11. ANÁLISIS DE OSINERGMIN ...................................................................................... 37 11.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA..........................................................................37

11.1.1 METODOLOGÍA........................................................................................38 11.1.2 DATOS HISTÓRICOS Y VARIABLES EXPLICATIVAS............................39

11.1.2.1 DATOS HISTÓRICOS E INFORMACIÓN BASE.................................. 39 11.1.2.2 VARIABLES EXPLICATIVAS ............................................................... 43

11.1.3 PROYECCIÓN DE VARIABLES ...............................................................44 11.1.3.1 Metodología de Proyección .................................................................. 44 11.1.3.2 Proyección de Variables Explicativas ................................................... 45

11.1.4 PROYECCIÓN VENTAS-USUARIOS MENORES....................................47 11.1.5 PROYECCIÓN VENTAS-USUARIOS MAYORES ....................................50 11.1.6 DEMANDAS ADICIONALES. ....................................................................50 11.1.7 RESULTADOS DE LA PROYECCIÓN DE LA DEMANDA .......................51

11.2 SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR.................................................................57 11.2.1 Criterios Generales....................................................................................57 11.2.2 Criterios Específicos..................................................................................57 11.2.3 Metodología de Planeamiento...................................................................58 11.2.4 Instalaciones del SST................................................................................59

11.2.4.1 Diagnóstico........................................................................................... 59 11.2.4.2 Análisis de Alternativas ........................................................................ 65

11.2.5 Programa del Equipamiento de Transmisión ............................................77 11.2.6 Plan de Inversiones ...................................................................................80

12. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .............................................................. 83 13. ANEXOS...................................................................................................................... 84 14. REFERENCIAS ......................................................................................................... 194



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 5, 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 5 se encuentra ubicada en la región Sierra Centro del Perú y está conformada por instalaciones pertenecientes a las empresas concesionarias Electrocentro S.A. (en adelante “ELECTROCENTRO”), Electroandes S.A. (en adelante “ELECTROANDES”), Red de Energía del Perú S.A. (en adelante “REP”), Empresa de Administración de Infraestructura Eléctrica S.A. (en adelante “ADINELSA”), Cemento Andino S.A. (en adelante “CEMENTO ANDINO”) y Consorcio Energético Huancavelica (en adelante “CONENHUA”) y Electroperú (en Adelante “ELECTROPERÚ”) En el Gráfico N° 1.1, se muestra la ubicación geográfica del Área de Demanda 5.

Actualmente el Área de Demanda 5 está conformada por los sistemas eléctricos: Tarma Rural, Tarma-Chanchamayo, Huaytará-Chocorvos, Huancavelica Ciudad, Huancavelica Rural, Huanuco, Huánuco Rural 1, Huánuco Rural 2, Huancayo, Valle del Mantaro 1, Valle del Mantaro 2, Valle del Mantaro 3, Valle del Mantaro 4, Tablachaca, Pampas, Cangallo-Llusita, Huanta Rural, Huanta-Cobriza, Ayacucho Rural, Ayacucho, San Balvín, Pasco, Pasco Rural, Tingo María y Tocache.



En el Gráfico N° 1-1, se muestra la ubicación geográfica del Área de Demanda 5.

GRÁFICO N° 1-1 UBICACIÓN ÁREA DE DEMANDA 5

AREA DE INFLUENCIA

AREA DE DEMANDA 05



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 5.

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 Nº 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. • 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.

• Norma de Procedimiento para la Asignación de Responsabilidad de Pago

de los SST y SCT, aprobada con Resolución OSINERGMIN N° 383-2008- OS/CD y modificatoria aprobada mediante Resolución OSINERGMIN Nº 051-2009, publicada el 31 de marzo de 2009.



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 siguiente Figura Nº 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 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

a

c

e

g

i

k

b

d

f

h

j

l

15d 5d 5d

Audiencia Pública para sustentar Recursos de Reconsideración

o

Interposición de Recursos de Reconsideración (de ser el

caso)

m

Publicación de los Recursos de Reconsideración y convocatoria a

Audiencia Pública

n

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

p

q

r



4. Propuesta Inicial

En cumplimiento del cronograma establecido para la Fijación de Tarifas de los SST y SCT, con fecha 30 de mayo de 2008, las empresas ELECTROCENTRO, ELECTROANDES y REP, presentaron los Estudios Técnicos Económicos que sustentan sus propuestas con relación a la fijación de Tarifas del Área de Demanda 5, 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 ELECTROCENTRO, ELECTROANDES 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 A-009717-08/GC, COI-1550-GG-2008, SEAL-GG/PY-1068-2008 y GN-1006-2008, 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 5

Proyección de la Demanda (GWh)

Año ELECTROANDES (1)

ELECTROCENTRO (2)

ELECTROPERÚ (3)

CONENHUA (4)

CEMENTO ANDINO.

(5) ADINELSA

(6) REP (7)

2007 0,0 0,0 - - - - - 2008 1 878,0 530,0 - - - - - 2009 2 432,0 552,6 - - - - - 2010 2 578,3 576,3 - - - - - 2011 2 762,4 601,1 - - - - - 2012 2 797,2 627,1 - - - - - 2013 2 838,0 654,2 - - - - - 2014 2 860,7 682,5 - - - - - 2015 2 792,1 712,1 - - - - - 2016 2 811,5 743,1 - - - - - 2017 2 839,8 775,5 - - - - 2018 2 860,3 844,9 - - - - - Tasa

Promedio 4,30% 4,77% - - - - -

Notas: (1) La propuesta del titular ELECTROANDES no abarca todas las cargas e instalaciones

comprendidas en el Área de Demanda 5. El titular ha considerado en este caso a los Usuarios Mayores (clientes libres) y Menores (Información de usuarios y tasa de crecimiento informado por le empresa de distribución ELECTROCENTRO atendidos desde el sistema de transmisión de ELECTROANDES.

(2) La propuesta del titular ELECTROCENTRO no abarca todas las cargas e instalaciones comprendidas en el Área de Demanda 5. El titular ha considerado en este caso únicamente la información de los usuarios regulados de sus sistemas eléctricos.

(3) El titular en su propuesta tarifaria de los SST-SCT no desagregó la demanda para el SE Huaytara-Chocorvos.

(4) El titular no presentó su propuesta tarifaria de los SST-SCT.

(5) El titular no presentó su propuesta tarifaria de los SST-SCT. (6) El titular no presentó su propuesta tarifaria de los SST-SCT. (7) La empresa REP en su propuesta tarifaria, presenta una proyección de demanda a nivel

del SEIN sin desagregar esta proyección según áreas de demanda.

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: ELECTROCENTRO

Año Instalaciones de Transmisión Elemento Monto de Inversiòn

Miles de US$ 2009 MOLLEPATA B2 -SAN FRANCISCO B1 (*) Tramo de Línea 4 245,33 2009 HUAYUCACHI -HYO ESTE B1 (*) Tramo de Línea 526,59 2009 SEPI B1 -HYO ESTE B1 Tramo de Línea 712,88 2009 HUALLANCA B2 -LA UNION B1 Tramo de Línea 514,73 2009 OXAPAMPA B2 -VILLA RICA B2 (*) Tramo de Línea 1 478,50 2009 VILLA RICA B2 -PICHANAKI B1 (*) Tramo de Línea 3 677,61 2009 PICHANAKI B1 -SATIPO B1 Tramo de Línea 3 625,93 2009 VILLARICA B2 -P. BERMUDEZ B1 Tramo de Línea 3 458,41 2009 P. BERMUDEZ B2 -CONSTITUCIÓN (*) Tramo de Línea 1 835,87 2009 CONSTITUCION -PTO. MAYRO (*) Tramo de Línea 1 100,83 2009 PTO MAYRO -CENTRO LAGARTO ESCOZACIN (*) Tramo de Línea 449,19 2009 CENTRO LAGARTO ESCOZACIN -STA ROSA (*) Tramo de Línea 632,77 2009 STA ROSA -DELFIN B1 (*) Tramo de Línea 624,88 2009 STA ROSA -HUANCA OSOMAYO Tramo de Línea 848,04 2009 HUANCA OSOMAYO -CODO POZUZO Tramo de Línea 506,81 2009 CODO POZUZO -SJ CODO Tramo de Línea 640,90 2009 SJ CODO -LOS ANGELES Tramo de Línea 228,89 2009 CONSTITUCION -LAS PALMAS (*) Tramo de Línea 250,65 2009 LAS PAMPAS -YUYAPICHIS (*) Tramo de Línea 585,71 2009 YUYAPICHIS -STA ROSA YANAYACU (*) Tramo de Línea 208,44 2009 STA ROSA YANAYACU -N. TRUJILLO (*) Tramo de Línea 253,24 2009 N. TRUJILLO -PTO. ZUNGARO (*) Tramo de Línea 412,66 2009 PTO ZUNGARO -PTO. INCA (*) Tramo de Línea 243,50 2010 ORCOTUNAI B2 -ORCOTUNA II Tramo de Línea 248,49 2010 CHALA NUEVA B1 -EL MACHU B1 Tramo de Línea 1 013,95 2010 LA UNION B1 -HUACAYBAMBA B1 Tramo de Línea 3 706,05 2010 HUACAYBAMBA B1 -HUACRACHUCO B1 Tramo de Línea 1 921,65 2010 VILLA RICA B1 -CHANCHAMAYO B1 Tramo de Línea 2 186,66 2011 MOLLEPATA B2 -FRIASPATA B2 Tramo de Línea 5 590,96 2,011 SATIPO B3 -MAZAMARI B1 Tramo de Línea 754,84 2,011 SATIPO B3 -ATALAYA B1 Tramo de Línea 4 755,47 2009 SET AT/MT "AYACUCHO" SEP 1 255,09 2009 SET AT/MT "SAN FRANCISCO" (*) SEP 1 174,73 2009 SET AT/MT "MOLLEPATA" (*) SEP 1 850,78 2009 SET AT/MT "HUANTA" CELDA 80,65 2009 SET AT/MT "MACHAHUAY" SEP 683,12 2010 SET AT/MT "AYACUCHO" SEP 1 171,25 2010 SET AT/MT "HUANTA" CELDA 80,65 2011 SET AT/MT "AYACUCHO" CELDA 54,77 2011 SET AT/MT "CANGALLO" SEP 932,67 2011 SET AT/MT "FRIASPATA" SEP 1 691,53 2011 SET AT/MT "MOLLEPATA" CELDA 159,25 2009 SET AT/MT "AUCAYACU" CELDA 149,73 2009 SET AT/MT "Caudalosa-G" (*) CELDA 63,33 2009 SET AT/MT "HUALLANCA" SEP 1 127,75 2009 SET AT/MT "LA UNIÓN" CELDA 906,28 2009 SET AT/MT "LA UNIÓN" CELDA 98,67 2010 SET AT/MT "HUAYCABAMBA" CELDA 991,81 2010 SET AT/MT "HUACRACHUCO" SEP 744,49 2009 SET AT/MT "HCVA-NORTE" CELDA 360,01 2012 SET AT/MT "HCVA-NORTE" SEP 132,94 2009 SET AT/MT "HUAYUCACHI 60" (*) CELDA 166,99 2009 SET AT/MT "SALESIANOS" (*) SEP 1 638,22 2009 SET AT/MT "P-INDUSTRIAL" CELDA 200,32 2009 SET AT/MT "H-ESTE" (*) SEP 1 709,34 2009 SET AT/MT "CONCEPCIÓN" SEP 861,17 2009 SET AT/MT "CHUPACA" CELDA 98,67 2009 SET AT/MT "COMAS" (*) SEP 872,95



Año Instalaciones de Transmisión Elemento Monto de Inversiòn

Miles de US$ 2010 SET AT/MT "HUAYUCACHI 60" CELDA 166,99 2010 SET AT/MT "P-INDUSTRIAL" SEP 1 468,88 2010 SET AT/MT "CHILCA" SEP 1 855,62 2010 SET AT/MT "H-ESTE" CELDA 167,44 2010 SET AT/MT "ORCOTUNA2" CELDA 499,15 2010 SET MAT/MT "ORCOTUNA1" SEP 4 989,89 2010 SET AT/MT "CHALA-N" SEP 971,62 2010 SET MAT/MT "MACHU" SEP 1 008,86 2011 SET AT/MT "H-ESTE" SEP 1 407,87 2009 SET AT/MT "HUANUCO" CELDA 89,09 2009 SET AT/MT "PACHACHACA" SEP 843,61 2010 SET AT/MT "PASCO" SEP 1 410,15 2009 SET AT/MT "NINATAMBO" SEP 2 055,99 2009 SET AT/MT "PUNTAYACU" CELDA 159,25 2012 SET AT/MT "NINATAMBO" CELDA 45,34 2009 SET AT/MT "OXAPAMPA" (*) CELDA 128,15 2009 SET AT/MT "VILLA-RICA" (*) CELDA 318,49 2009 SET MAT/MT "PICHANAKI" (*) SEP 1 225,87 2009 SET AT/MT "SATIPO" SEP 1 163,01 2009 SET AT/MT "P-BERMUDEZ" SEP 1 096,10 2009 SET AT/MT "C-CONSTITUCIÓN" (*) CELDA 189,59 2009 SET AT/MT "S-ROSA" (*) CELDA 94,80 2009 SET AT/MT "DELFIN" (*) SEP 203,63 2010 SET MAT/MT "YAUPI" SEP 1 743,97 2010 SET MAT/MT "OXAPAMPA" SEP 2 075,03 2010 SET AT/MT "VILLA RICA" (*) SEP 1 098,78 2010 SET AT/MT "CHANCHAMAYO" SEP 1 002,69 2010 SET AT/MT "SATIPO" CELDA 357,90 2012 SET AT/MT "SATIPO" CELDA 146,69 2011 SET AT/MT "MAZAMARI" SEP 680,30 2011 SET AT/MT "ATALAYA" SEP 764,50 2009 SET AT/MT "CHUMPE" CELDA 295,56

TOTAL 96 222,43

TITULAR 2 ELECTROANDES

Año Instalaciones de Transmisión Elemento Monto de Inversión

Miles de US$ 2010 Carhuamayo Línea en 138 kV 4 261,6 2010 Carhuamayo Celda en 138 kV 317,8 2010 Carhuamayo Celda de Línea en 60 KV 149,1

2010 Carhuamayo Transformador 138/60/10 kV de 30 MVA 901,5

2007 SET San Mateo Celda de Banco de Condensadores (2) 149,14

2007 SET San Mateo Banco de Condensadores (2) 66,70

2009 SET San Mateo Celda de Banco de Condensadores (2) 149,14

2009 SET San Mateo Banco de Condensadores (2) 100,90

TOTAL 6 095,91



En esta etapa de presentación de PROPUESTA INICIAL, los TITULARES ELECTROPERÚ, CONENHUA, CEMENTO ANDINO, ADINELSA y REP no presentaron información de inversión para el Área de Demanda 5.

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 ELECTROCENTRO ELECTROANDES REP TOTAL 2006 0,00 0,00 2007 215,84 215,84 2008 0,00 0,00 2009 50 192,67 250,05 51 889,89 2010 29 570,48 5 630,02 33 930,41 2011 16 938,86 0 17 690,88 2012 178,28 0 258,12 2013



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 5, que presentaron propuesta tarifaria, surgieron comentarios y/o preguntas de parte de los agentes del mercado e interesados que participaron en dicha Audiencia Pública, las cuales fueron respondidas por los respectivos expositores.



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, OSINERGMIN remitió a las empresas ELECTROCENTRO, ELECTROANDES y REP los Informes N° 0352-2008-GART, 0368-2008-GART y 0374-2008-GART, respectivamente; los cuales contienen las observaciones al estudio técnico económico presentado por la referida empresa como sustento de su propuesta tarifaria para su SST – [Ver Referencia 5].

Los referidos 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, así como 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.



Para efectos de la absolución respectiva, 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 los Factores de Pérdidas Medias e Ingresos Tarifarios;

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

Asimismo, se señaló que los sustentos e información que se presentaran como respuesta a las observaciones, serían 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.

Además, 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 absueltos, 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.

Además, 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 GR-1190-2008, ELA-GC-263-2008, A-012386-08/GC y GN-5515-2008, las empresas ELECTROCENTRO, ELECTROANDES 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 5



ELECTROCENTRO (2)

ELECTROPERÚ (3)

CONENHUA (4)

CEMENTO ANDINO.

(5) ADINELSA

(6) REP (7)

2007 - - - - - 2008 1 892,5 604,7 - - - - - 2009 2 534,1 636,9 - - - - -




ELECTROCENTRO (2)

ELECTROPERÚ (3)

CONENHUA (4)

CEMENTO ANDINO.

(5) ADINELSA

(6) REP (7)

2010 2 709,2 689,3 - - - - - 2011 2 899,9 718,1 - - - - - 2012 2 949,4 756,5 - - - - - 2013 2 998,1 848,3 - - - - - 2014 3 025,4 883,2 - - - - - 2015 2 987,9 919,8 - - - - - 2016 3 012,5 958,2 - - - - - 2017 3 046,2 998,6 - - - - - 2018 3 071,2 1040,9 - - - - - Tasa

Promedio 4,96% 5,58% - - - - -

Nota. (1) La propuesta del titular ELECTROANDES no abarca todas las cargas e instalaciones

comprendidas en el Área de Demanda 5. El titular ha considerado en este caso a los usuarios mayores (clientes libres) y menores (Información de usuarios y tasa de crecimiento informado por le empresa de distribución ELECTROCENTRO) atendidos desde el sistema de transmisión de ELECTROANDES.

(2) La propuesta del titular ELECTROCENTRO no abarca todas las cargas e instalaciones comprendidas en el Área de Demanda 5. El titular ha considerado en este caso únicamente la información de los usuarios regulados de sus sistemas eléctricos.

(3) El titular en su propuesta tarifaria de los SST-SCT no desagregó la demanda para el SE Huaytara-Chocorvos.



(6) El titular no presentó su propuesta tarifaria de los SST-SCT. (7) La empresa REP en su propuesta tarifaria, presenta una proyección de demanda a nivel del

SEIN sin desagregar esta proyección según áreas de demanda.

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 5

SCT (Miles US$) TITULAR 1: ELECTROCENTRO


Miles de US$ 2009 SET AT/MT "AYACUCHO" CELDA COMPENSADOR 43,10

2009 SET AT/MT "AYACUCHO" TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 60/23/10 KV DE 8 MVA, instalado al exterior en Sierra de 3000 a 4000 msnm

479,38

2009 SET AT/MT "AYACUCHO" BANCO CAPACITIVO 33,53

2009 SET AT/MT "CANGALLO" TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 33/23 KV 332,91




Miles de US$ DE 4 MVA, instalado al exterior en Sierra de 1000 a 3000 msnm

2009 SET AT/MT "SAN FRANCISCO" CELDA TRANSFORMACIÓN 150,50 2009 SET AT/MT "SAN FRANCISCO" CELDA TRANSFORMACIÓN 47,21 2009 SET AT/MT "SAN FRANCISCO" CELDA ALIMENTADOR 60,39 2009 SET AT/MT "SAN FRANCISCO" CELDA ALIMENTADOR 60,39 2009 SET AT/MT "SAN FRANCISCO" CELDA ALIMENTADOR 60,39 2009 SET AT/MT "SAN FRANCISCO" CELDA ALIMENTADOR 60,39

2009 SET AT/MT "SAN FRANCISCO" TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 60/23 KV DE 4 MVA, instalado al exterior en Selva de 0 a 1000 msnm

390,80

2009 SET AT/MT "MOLLEPATA" CELDA LÍNEA 188,17 2009 SET AT/MT "MOLLEPATA" CELDA TRANSFORMACIÓN 159,12 2009 SET AT/MT "MOLLEPATA" CELDA TRANSFORMACIÓN 159,12

2009 SET AT/MT "MOLLEPATA"

TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 138/60/10 KV DE 25 MVA, instalado al exterior en Sierra de 3000 a 4000 msnm

1 185,88

2009 SET AT/MT "HUANTA" CELDA COMPENSADOR 45,20 2009 SET AT/MT "HUANTA" CELDA COMPENSADOR 45,20 2009 SET AT/MT "HUANTA" BANCO CAPACITIVO 35,45 2009 SET AT/MT "HUANTA" BANCO CAPACITIVO 35,45

2009 SET AT/MT "MACHAHUAY" TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 33/23 KV DE 4 MVA, instalado al exterior en Sierra de 3000 a 4000 msnm

337,29

2010 SET AT/MT "AYACUCHO" CELDA COMPENSADOR 45,20 2010 SET AT/MT "AYACUCHO" BANCO CAPACITIVO 35,45 2011 SET AT/MT "AYACUCHO" CELDA TRANSFORMACIÓN 170,70 2011 SET AT/MT "AYACUCHO" CELDA TRANSFORMACIÓN 73,77 2011 SET AT/MT "AYACUCHO" CELDA ALIMENTADOR 64,46

2011 SET AT/MT "AYACUCHO"


786,43

2011 SET MAT/AT "QUINUA" CELDA LÍNEA 574,05 2011 SET MAT/AT "QUINUA" CELDA LÍNEA 574,05 2011 SET MAT/AT "QUINUA" CELDA TRANSFORMACIÓN 158,39

2011 SET MAT/AT "QUINUA" TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 220/60 KV DE 30 MVA, instalado al exterior en Sierra de 3000 a 4000 msnm

1 604,97

2011 SET AT/MT "CANGALLO" TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 60/23 KV DE 7 MVA, instalado al exterior en Sierra de 1000 a 3000 msnm

1 031,06

2011 SET AT/MT "MOLLEPATA" CELDA LÍNEA 174,75 2009 SET AT/MT "HUAYUCACHI 60" CELDA LÍNEA 166,99 2009 SET AT/MT "SALESIANOS" CELDA LÍNEA 167,44 2009 SET AT/MT "SALESIANOS" CELDA LÍNEA 167,44 2009 SET AT/MT "P-INDUSTRIAL" CELDA LÍNEA 167,44 2009 SET AT/MT "H-ESTE" CELDA LÍNEA 203,74 2009 SET AT/MT "H-ESTE" CELDA LÍNEA 203,74 2009 SET AT/MT "H-ESTE" CELDA TRANSFORMACIÓN 165,89 2009 SET AT/MT "H-ESTE" CELDA TRANSFORMACIÓN 54,39 2009 SET AT/MT "H-ESTE" CELDA ALIMENTADOR 38,78 2009 SET AT/MT "H-ESTE" CELDA ALIMENTADOR 38,78 2009 SET AT/MT "H-ESTE" CELDA ALIMENTADOR 38,78

2009 SET AT/MT "H-ESTE" TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 60/10 KV 663,93




Miles de US$ DE 10 MVA, instalado al exterior en Sierra de 3000 a 4000 msnm

2009 SET AT/MT "CONCEPCIÓN" CELDA LÍNEA 139,04 2009 SET AT/MT "CONCEPCIÓN" CELDA TRANSFORMACIÓN 71,19

2009 SET AT/MT "CONCEPCIÓN" TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 33/23 KV DE 5 MVA, instalado al exterior en Sierra de 3000 a 4000 msnm

305,11

2009 SET AT/MT "CHUPACA" CELDA LÍNEA 98,67

2009 SET AT/MT "COMAS" TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 60/33/23 KV DE 4 MVA, instalado al exterior en Sierra de 3000 a 4000 msnm

513,92

2009 SET AT/MT "DERV-SINAYCOCHA" CELDA LÍNEA 98,67 2010 SET AT/MT "HUAYUCACHI 60" CELDA LÍNEA 166,99

2010 SET AT/MT "P-INDUSTRIAL"


1 124,47

2010 SET AT/MT "CHILCA" CELDA LÍNEA 200,28 2010 SET AT/MT "CHILCA" CELDA LÍNEA 200,28 2010 SET AT/MT "CHILCA" CELDA TRANSFORMACIÓN 162,97 2010 SET AT/MT "CHILCA" CELDA TRANSFORMACIÓN 73,51 2010 SET AT/MT "CHILCA" CELDA TRANSFORMACIÓN 53,45 2010 SET AT/MT "CHILCA" CELDA ALIMENTADOR 53,32 2010 SET AT/MT "CHILCA" CELDA ALIMENTADOR 38,34

2010 SET AT/MT "CHILCA"


768,20

2010 SET AT/MT "ORCOTUNA II" CELDA LÍNEA 166,38 2010 SET AT/MT "ORCOTUNA II" CELDA LÍNEA 166,38 2010 SET AT/MT "ORCOTUNA II" CELDA LÍNEA 166,38 2010 SET AT/MT "ORCOTUNA II" CELDA LÍNEA 166,38 2010 SET MAT/AT "ORCOTUNA I" CELDA LÍNEA 454,89 2010 SET MAT/AT "ORCOTUNA I" CELDA LÍNEA 454,89 2010 SET MAT/AT "ORCOTUNA I" CELDA TRANSFORMACIÓN 366,07 2010 SET MAT/AT "ORCOTUNA I" CELDA TRANSFORMACIÓN 171,85

2010 SET MAT/AT "ORCOTUNA I" TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 220/60 KV DE 30 MVA, instalado al exterior en Sierra de 3000 a 4000 msnm

1 821,59

2010 SET AT/MT "CHALA" CELDA LÍNEA 120,00 2010 SET AT/MT "CHALA" CELDA COMPENSADOR 77,82

2010 SET AT/MT "CHALA" TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 60/33/23 KV DE 4 MVA, instalado al exterior en Sierra de 3000 a 4000 msnm

436,97

2010 SET AT/MT "CHALA" TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 33/23 KV DE 2 MVA, instalado al exterior en Sierra de 3000 a 4000 msnm

120,03

2010 SET AT/MT "CHALA" BANCO CAPACITIVO 32,04 2010 SET MAT/MT "MACHU" CELDA TRANSFORMACIÓN 100,33 2010 SET MAT/MT "MACHU" CELDA ALIMENTADOR 81,57 2010 SET MAT/MT "MACHU" CELDA ALIMENTADOR 81,57

2010 SET MAT/MT "MACHU" TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 60/33/23 KV DE 3 MVA, instalado al exterior en Sierra de 3000 a 4000 msnm

382,28

2011 SET AT/MT "H-ESTE" CELDA TRANSFORMACIÓN 175,18




Miles de US$ 2011 SET AT/MT "H-ESTE" CELDA TRANSFORMACIÓN 67,08 2011 SET AT/MT "H-ESTE" CELDA ALIMENTADOR 48,92 2011 SET AT/MT "H-ESTE" CELDA ALIMENTADOR 48,92 2011 SET AT/MT "H-ESTE" CELDA ALIMENTADOR 48,92

2011 SET AT/MT "H-ESTE" TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 60/10 KV DE 10 MVA, instalado al exterior en Sierra de 3000 a 4000 msnm

688,19

2009 SET AT/MT "NINATAMBO" CELDA LÍNEA 181,12 2009 SET AT/MT "NINATAMBO" BANCO CAPACITIVO 42,84 2009 SET AT/MT "NINATAMBO" CELDA COMPENSADOR 48,03 2009 SET AT/MT "CHANCHAMAYO B-2" CELDA COMPENSADOR 51,37

2009 SET AT/MT "CHANCHAMAYO B-2" TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 60/23/10 KV DE 7 MVA, instalado al exterior en Sierra de 3000 a 4000 msnm

445,00

2009 SET AT/MT "CHANCHAMAYO B-2" BANCO CAPACITIVO 41,80

2010 SET AT/MT "CHANCHAMAYO" TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 60/23 KV DE 10 MVA, instalado al exterior en Selva de 0 a 1000 msnm

729,46

2011 SET MAT/AT "YANANGO" CELDA LÍNEA 158,88 2011 SET MAT/AT "YANANGO" CELDA LÍNEA 158,88 2011 SET MAT/AT "YANANGO" CELDA TRANSFORMACIÓN 128,63 2011 SET MAT/AT "YANANGO" CELDA TRANSFORMACIÓN 42,24 2011 SET AT/MT "PUNTAYACU" CELDA LÍNEA 159,25 2009 SET AT/MT "OXAPAMPA" CELDA TRANSFORMACIÓN 140,63 2009 SET AT/MT "VILLA-RICA" CELDA LÍNEA 174,75 2009 SET AT/MT "VILLA-RICA" CELDA LÍNEA 174,75 2009 SET MAT/MT "PICHANAKI" CELDA LÍNEA 195,09 2009 SET MAT/MT "PICHANAKI" CELDA TRANSFORMACIÓN 158,26 2009 SET MAT/MT "PICHANAKI" CELDA TRANSFORMACIÓN 65,68 2009 SET MAT/MT "PICHANAKI" CELDA TRANSFORMACIÓN 65,68

2009 SET MAT/MT "PICHANAKI" TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 60/33/23 KV DE 7 MVA, instalado al exterior en Selva de 0 a 1000 msnm

661,83

2010 SET MAT/MT "OXAPAMPA" CELDA LÍNEA 420,54 2010 SET MAT/MT "OXAPAMPA" CELDA TRANSFORMACIÓN 220,26

2010 SET MAT/MT "OXAPAMPA"


1.502,63

2010 SET MAT/MT "VILLA RICA" CELDA LÍNEA 176,16 2010 SET AT/MT "PICHANAQUI" CELDA LÍNEA 168,08 2010 SET AT/MT "SATIPO" CELDA TRANSFORMACIÓN 133,80 2010 SET AT/MT "SATIPO" CELDA TRANSFORMACIÓN 82,57 2010 SET AT/MT "SATIPO" CELDA TRANSFORMACIÓN 41,79 2010 SET AT/MT "PUERTO BERMUDEZ" CELDA LÍNEA 116,10 2010 SET AT/MT "PUERTO BERMUDEZ" CELDA TRANSFORMACIÓN 152,16 2010 SET AT/MT "PUERTO BERMUDEZ" CELDA TRANSFORMACIÓN 93,45

2010 SET AT/MT "PUERTO BERMUDEZ" TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 60/33/23 KV DE 4 MVA, instalado al exterior en Selva de 0 a 1000 msnm

466,44

2010 SET AT/MT "DELFIN" CELDA TRANSFORMACIÓN 129,97 2010 SET AT/MT "DELFIN" CELDA TRANSFORMACIÓN 61,26

2010 SET AT/MT "DELFIN" TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 33/23/10 KV DE 2 MVA, instalado al exterior en Selva de 0 a 1000 msnm

227,23

2011 SET AT/MT "YAUPI" CELDA LÍNEA 231,28




Miles de US$ 2011 SET AT/MT "YAUPI" CELDA LÍNEA 231,28 2011 SET AT/MT "OXAPAMPA" CELDA LÍNEA 229,65 2011 SET AT/MT "OXAPAMPA" CELDA TRANSFORMACIÓN 130,82 2011 SET AT/MT "VILLA RICA" CELDA TRANSFORMACIÓN 194,52 2011 SET AT/MT "VILLA RICA" CELDA TRANSFORMACIÓN 64,01

2011 SET AT/MT "VILLA RICA" TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 60/23 KV DE 3 MVA, instalado al exterior en Sierra de 1000 a 3000 msnm

391,27

2011 SET AT/MT "MAZAMARI" CELDA TRANSFORMACIÓN 176,60 2011 SET AT/MT "MAZAMARI" CELDA TRANSFORMACIÓN 100,17

2011 SET AT/MT "MAZAMARI" TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 33/23 KV DE 4 MVA, instalado al exterior en Sierra de 1000 a 3000 msnm

522,97

2011 SET AT/MT "ATAYALA" CELDA TRANSFORMACIÓN 209,79 2011 SET AT/MT "ATAYALA" CELDA TRANSFORMACIÓN 119,92

2011 SET AT/MT "ATAYALA" TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 33/23 KV DE 2 MVA, instalado al exterior en Sierra de 1000 a 3000 msnm

422,00

2011 SET AT/MT "CIUDAD CONSTITUCIÓN" CELDA LÍNEA TRANSFORMADOR 79,85 2011 SET AT/MT "CIUDAD CONSTITUCIÓN" CELDA LÍNEA TRANSFORMADOR 79,85 2011 SET AT/MT "DERIVACIÓN ISCOZACIN" CELDA LÍNEA TRANSFORMADOR 79,85 2011 SET AT/MT "SANTA ROSA" CELDA LÍNEA TRANSFORMADOR 79,85 2011 SET AT/MT "SANTA ROSA" CELDA LÍNEA TRANSFORMADOR 79,85 2011 SET AT/MT "SANTA ROSA" CELDA LÍNEA TRANSFORMADOR 79,85 2011 SET AT/MT "NUEVO TRUJILLO" CELDA LÍNEA TRANSFORMADOR 79,85 2009 SET AT/MT "CAUDALOSA GRANDE" CELDA ALIMENTADOR 63,33 2009 SET AT/MT "CHUMPE" CELDA ALIMENTADOR 63,33 2010 SET AT/MT "HUALLANCA" CELDA TRANSFORMACIÓN 166,62 2010 SET AT/MT "HUALLANCA" CELDA TRANSFORMACIÓN 96,42

2010 SET AT/MT "HUALLANCA" TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 60/33/23 KV DE 5 MVA, instalado al exterior en Sierra de 3000 a 4000 msnm

535,04

2010 SET AT/MT"UNION" CELDA TRANSFORMACIÓN 102,65 2010 SET AT/MT"UNION" CELDA TRANSFORMACIÓN 65,84 2010 SET AT/MT"UNION" CELDA ALIMENTADOR 83,50 2010 SET AT/MT"UNION" CELDA ALIMENTADOR 83,50

2010 SET AT/MT"UNION" TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 33/23 KV DE 5 MVA, instalado al exterior en Sierra de 3000 a 4000 msnm

284,94

2009 SET AT/MT "HUANCAVELICA NORTE" CELDA TRANSFORMACIÓN 57,65 2009 SET AT/MT "HUANCAVELICA NORTE" CELDA TRANSFORMACIÓN 50,57 2009 SET AT/MT "HUANCAVELICA NORTE" CELDA ALIMENTADOR 61,39 2009 SET AT/MT "HUANCAVELICA NORTE" CELDA ALIMENTADOR 63,99 2009 SET AT/MT "HUANCAVELICA NORTE" CELDA ALIMENTADOR 63,99 2009 SET AT/MT "HUANCAVELICA NORTE" CELDA ALIMENTADOR 63,99 2009 SET AT/MT "HUANUCO" CELDA ALIMENTADOR 48,88 2009 SET AT/MT "HUANUCO" CELDA ALIMENTADOR 48,88 2009 SET AT/MT "PACHACHACA" CELDA LÍNEA TRANSFORMADOR 70,82 2009 SET AT/MT "PACHACHACA" CELDA TRANSFORMACIÓN 64,27 2009 SET AT/MT "PACHACHACA" CELDA ALIMENTADOR 71,96 2009 SET AT/MT "PACHACHACA" CELDA ALIMENTADOR 71,96

2009 SET AT/MT "PACHACHACA" TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 33/10 KV DE 2 MVA, instalado al exterior en Sierra de 3000 a 4000 msnm

187,27

2010 SET AT/MT "PASCO" CELDA LÍNEA 87,03 2010 SET AT/MT "PASCO" CELDA LÍNEA 87,03 2010 SET AT/MT "PASCO" CELDA TRANSFORMACIÓN 159,30




Miles de US$ 2010 SET AT/MT "PASCO" CELDA TRANSFORMACIÓN 73,29

2010 SET AT/MT "PASCO" TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 138/23 KV DE 7 MVA, instalado al exterior en Sierra más de 4000 msnm

640,36

2009 SET AT/MT "TINGO MARIA" CELDA TRANSFORMACIÓN 73,55 2009 SET AT/MT "TINGO MARIA" CELDA TRANSFORMACIÓN 73,55

2009 SET AT/MT "TINGO MARIA" TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 33/10 KV DE 2 MVA, instalado al exterior en Selva de 0 a 1000 msnm

218,80

2009 HUALLANCA B2 - LA UNION B1 Línea de Transmisión en 33 KV 857,88 2009 MOLLEPATA B2 - SAN FRANCISCO B1 Línea de Transmisión en 60 KV 4 264,84 2011 QUINUA B4 - MOLEPATA B2 Línea de Transmisión en 60 KV 310,61 2009 HUAYUCACHI - HYO ESTE B1 Línea de Transmisión en 60 KV 872,98 2009 PARQUE INDUSTRIAL - HYO ESTE B1 Línea de Transmisión en 60 KV 712,88 2009 CONCEPCIÓN B3 - INGENIO Línea de Transmisión en 33 KV 205,89 2010 ORCOTUNA I B2 - ORCOTUNA II Línea de Transmisión en 60 KV 248,49 2010 CHALA NUEVA B1 - EL MACHU B1 Línea de Transmisión en 33 KV 904,48 2009 OXAPAMPA B2 - VILLA RICA B1 Línea de Transmisión en 60 KV 2 205,63 2009 VILLA RICA B1 - PICHANAKI B1 Línea de Transmisión en 60 KV 3 755,75 2010 PICHANAKI B1 - SATIPO B1 Línea de Transmisión en 60 KV 3 625,93 2010 VILLA RICA B1 - P. BERMUDEZ B1 Línea de Transmisión en 60 KV 3 474,31 2010 P. BERMUDEZ B2 - C. CONSTITUCIÓN B1 Línea de Transmisión en 33 KV 2 061,84 2010 C. CONSTITUCIÓN B1 - GOLONDRINAS Línea de Transmisión en 33 KV 926,56 2010 GOLONDRINAS - PUERTO MAYRO Línea de Transmisión en 33 KV 284,20 2010 PUERTO MAYRO - SAN CRISTOBAL Línea de Transmisión en 33 KV 238,91 2010 SAN CRISTOBAL - DER. ISCOZACIN Línea de Transmisión en 33 KV 255,13 2010 DER. ISCOZACIN - SANTA ROSA Línea de Transmisión en 33 KV 692,18 2010 SANTA ROSA - DER. TINGO MALPASO Línea de Transmisión en 33 KV 261,93 2010 DER. TINGO MALPASO - DELFIN Línea de Transmisión en 33 KV 425,35 2010 C. CONSTITUCIÓN B1 - DER. ORELLANA Línea de Transmisión en 33 KV 110,73 2010 DER. ORELLANA - LAS PALMAS Línea de Transmisión en 33 KV 148,54 2010 LAS PALMAS - YUYAPICHIS Línea de Transmisión en 33 KV 624,19 2010 YUYAPICHIS - SANTA ROSA YANAYACU Línea de Transmisión en 33 KV 201,54 2010 YUYAPICHIS - NUEVO TRUJILLO Línea de Transmisión en 33 KV 263,31 2010 NUEVO TRUJILLO - NUEVO MIRAFLORES Línea de Transmisión en 33 KV 275,13

2010 NUEVO MIRAFLORES - DER. PUERTO INCA Línea de Transmisión en 33 KV 130,31

2010 DER. PUERTO INCA - PUERTO INCA Línea de Transmisión en 33 KV 241,93 2010 DER. PUERTO INCA - PUERTO ZUNGARO Línea de Transmisión en 33 KV 61,22 2011 SATIPO B3 - MAZAMARI B1 Línea de Transmisión en 33 KV 686,31 2011 SATIPO B3 - ATALAYA B1 Línea de Transmisión en 33 KV 4 323,72 2011 DER. ISCOZACIN - CENTRO LAGARTO Línea de Transmisión en 33 KV 491,86 2011 CENTRO LAGARTO - CENTRO CASTILLA Línea de Transmisión en 33 KV 339,61 2011 CENTRO CASTILLA - ISCOZACIN Línea de Transmisión en 33 KV 392,27 2011 ISCOZACIN - PUERTO ISCOZACIN Línea de Transmisión en 33 KV 218,08

2011 PUERTO ISCOZACIN - NUEVO PROGRESO Línea de Transmisión en 33 KV 557,35

2011 NUEVO PROGRESO - PUERTO LAGUNA Línea de Transmisión en 33 KV 216,05 2011 PUERTO LAGUNA - NUEVA ALDEA Línea de Transmisión en 33 KV 241,71 2011 SANTA ROSA - HUANCA OSOMAYO Línea de Transmisión en 33 KV 1 376,82 2011 HUANCA OSOMAYO - CODO POZUZO Línea de Transmisión en 33 KV 344,96 2011 CODO POZUZO - SJ CODO Línea de Transmisión en 33 KV 778,24 2011 SJ CODO - LOS ANGELES Línea de Transmisión en 33 KV 384,21

2011 DER. TINGO MALPASO - TINGO MALPASO Línea de Transmisión en 33 KV 466,11

2011 DER. ORELLANA - ORELLANA Línea de Transmisión en 33 KV 577,00 2011 PUERTO INCA - PUERTO SIRIA Línea de Transmisión en 33 KV 609,59 2011 PUERTO ZUNGARO - PUERTO LIBRE Línea de Transmisión en 33 KV 563,09 2011 PUERTO LIBRE - NUEVO PORVENIR Línea de Transmisión en 33 KV 207,95

2011 NUEVO PORVENIR - SANTA ROSA DE PATA Línea de Transmisión en 33 KV 427,04




Miles de US$ 2011 SANTA ROSA DE PATA - PUEBLO NUEVO Línea de Transmisión en 33 KV 241,71 2011 PUEBLO NUEVO - MACUYA Línea de Transmisión en 33 KV 263,99

TOTAL 79 427,40

TITULAR 2: ELECTROANDES


Miles de US$ 2010 Carhuamayo Línea en 138 kV (1) 4 375,29 2010 Carhuamayo Celda en 138 kV (1) 317,86 2010 Carhuamayo Celda de Transformador en 60 kV

(2) 223,25

2010 Carhuamayo Transformador 138/60/10 kV de 30 MVA

1 148,70

2007 SET San Mateo Banco de Condensadores en 23 kV 34,21 2006 Paragsha I Transformador 138/60/10 kV de

35MVA 1 008,98

2007 SET San Mateo Celda de Banco de Condensadores 202,63 2007 SET San Mateo Banco de Condensadores 66,65

TOTAL 7 377,57

Notas: 1. Los dos primeros elementos corresponden a líneas de transmisión.

2. La celda de transformador, se desarrolla con un módulo de celda de línea en 60 kV.

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 5 COSTO DE INVERSIÓN POR AÑO

(Miles US$) Año ELECTROCENTRO ELECTROANDES REP TOTAL 2006 1 008,98 - 1 008,98 2007 303,49 - 303,49 2008 0,00 - 0,00 2009 23 954,66 0,00 - 23 954,66 2010 30 933,54 6 065,10 - 36 998,63 2011 24 539,21 0,00 - 24 539,21 2012 2013



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 del OSINERGMIN conjuntamente con la información que lo sustenta.

Dicha PREPUBLICACIÓN incluyó la prepublicación de la Proyección de Demanda Eléctrica y Plan de Inversiones del Área de Demanda 5.



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,

Asimismo, se pueden acceder a 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 5, dentro del plazo señalado, presentaron opiniones y sugerencias CONENHUA, ELECTROCENTRO y REP.

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, ELECTROCENTRO indica que los datos de demanda de ELECTROCENTRO utilizados por OSINERGMIN no coinciden con lo publicado en el anuario estadístico correspondiente.

ELECTROANDES por su parte opina que en los formatos del F-115 al F-120 de proyección de demanda no se observa crecimiento en la demanda de los usuarios mayores a excepción de SIMSA, a pesar de que estos informaron un incremento en sus consumos mediante comunicaciones enviadas a ELECTROANDES, cuya copia se adjuntó como parte de su propuesta. Asimismo, indica que dado que la demande de usuarios mayores representa el 85% del total de la demanda de los sistemas eléctricos Pasco y Pasco Rural; y el 41% para el sistema eléctrico Ayacucho, su no inclusión influye decisivamente en la determinación del SER.



Por otro lado, ELECTROANDES opina que en el formato F-202 se considera una máxima demanda de 4,21 MW para la SET Oroya Nueva 138/50/10kV, la cual posee una potencia de 172,50 MVA, resultando incoherentes, tal es así que el factor de uso calculado es de 0,02. Similar situación sucede en otras subestaciones como Paragsha I, Paragsha II, etc.

En cuanto a REP, no presentó opiniones relacionadas con la proyección de la demanda.

10.2 Opiniones sobre el SER y Plan de Inversiones

En resumen, en este aspecto, ELECTROCENTRO opina que:

1. OSINERGMIN no ha tomado en cuenta su propuesta de incluir la subestación Chilca 60/13,2/10 kV, debido a que se encuentra bastante cercana a las demás subestaciones ubicadas en la ciudad de Huancayo.

2. La subestación Orcotuna propuesta por OSINERGMIN debe contar con un transformador de dos bobinados de 220/60kV de 30MVA en lugar del transformador de tres devanados 220/60/33kV propuesto por OSINERGMIN.

3. Se retire del Plan de Inversiones la línea Concepción – Comas en 60 kV, la cual no tendría viablidad económica debido a que la carga de la minera Sinaycocha, uno de los principales beneficiarios del proyecto, ha retirado su suministro. Asimismo, indica que su propuesta inicial, la línea de transmisión Concepción-Ingenio en 33kV, ha sido ejecutada el año 2008 y cuenta con Acta de Recepción de obra y Puesta en servicio.

4. OSINERGMIN no ha considerado su propuesta de implementar la línea de transmisión en 33kV desde Chala Nueva a Machu, sin indicar motivos.

5. Su propuesta de interconexión de las ciudades de Pichanaki y Satipo, mediante la línea de transmisión en 60kV de Villa Rica a Pichanaki de 59km de longitud, se encuentra en actual ejecución. Asimismo, comunica que ELECTROCENTRO ha convocado el concurso Nº 04 - 057-2008 para la ejecución de la línea de transmisión Pichanaki – Satipo y subestación asociada. Adicionalmente, indica que la propuesta de interconexión planteada por OSINERGMIN mediante la línea en 60kV Yanango-Chanchamayo-Satipo, que considera el tramo de línea Yanango-SIMSA en 60kV, no es procedente debido a la incertidumbre del consumo de energía por parte de la minera SIMSA lo cual se evidencia con su reducción de retiro de energía del SEIN y al hecho de que a partir de noviembre de 2008 se abastece de energía proveniente de sus centrales hidroeléctricas.



6. OSINERGMIN no reconoce las instalaciones de transmisión en 33kV del sistema eléctrico Pozuzo. ELECTROCENTRO señala que dicho sistema esta implementado en un nivel de tensión resultado de los cálculos efectuados por la DGE/MEM, PRODAPP y ELECTROCENTRO en el informe “Justificación Técnico Económica S.E. Pozuzo”, en el cual se indica que niveles de tensión menores a 33kV son inaplicables debido a las características de dispersión del sistema.

7. OSINERGMIN no ha considerado su propuesta de alimentar a la ciudad de La Unión y localidades aledañas mediante la línea de transmisión en 33kV Huallanca-La Unión. Además, indica que la localidad de La Unión, Llata, Jesús y otras localidades aledañas se encuentran atendidas en la actualidad mediante el alimentador A4258 de la SET Huanuco el que tiene una longitud de 80 km y utiliza una subestación elevadora 22,9/22,9 kV a fin de mantener los niveles de tensión adecuados. Asimismo, comunica que la problemática de atención a la demanda de la zona rural de Huanuco ha sido abordada en conjunto con el Ministerio de Energía y Minas y el Gobierno Regional de Huanuco y que se ha declarado en emergencia dicha situación. Por tal motivo, la Dirección General de Electrificación Rural ha previsto al ejecución de la Línea de Transmisión en 60kV Huallanca – La Unión y la ampliación de la subestación Huallanca Nueva 220/60kV y una celda de salida en 60kV.

8. OSINERGMIN no ha considerado su propuesta de implementar la segunda unidad de transformación de la SET Pasco. Asimismo, indica que OSINERGMIN no ha mencionado motivo ni presentado ninguna justificación para su decisión.

9. OSINERGMIN no ha considerado su propuesta para extender las barras en 10kV de la SET Friaspata de propiedad de REP, sin mencionar motivo ni presentar justificación para su decisión.

10. OSINERGMIN no ha considerado su propuesta para implementar la celda de salida de 22,9kV a fin de alimentar el PSE Castrovirreyna Norte, sin mencionar motivo ni presentar justificación para su decisión.

11. OSINERGMIN no ha considerado su propuesta para reemplazar el actual transformador de la subestación elevadora Pachachaca, sin mencionar motivo ni presentar justificación para su decisión.

12. OSINERGMIN no ha considerado su propuesta para extender las barras en 10kV de la SET Huánuco de propiedad de REP, sin mencionar motivo ni presentar justificación para su decisión.

13. OSINERGMIN no ha considerado su propuesta de implementar una subestación elevadora de 10/22,9 kV en la subestación Tingo María, sin mencionar motivo ni presentar justificación para su decisión.

14. OSINERGMIN reconoce en su informe Nº 0041-2009-GART como alternativa de mínimo costo la línea de transmisión en 138kV Mantaro-Mollepata y Subestación. Sin embargo, ELECTROCENTRO ha detectado que la valorización respectiva considerada en el formato F-301 corresponde a la línea Abancay-Mollepata.



Por su parte, ELECTROANDES opina que OSINERGMIN considera que se ha efectuado en el Sistema Eléctrico Pasco la optimización del parque de transformadores existentes mediante rotación de los mismos entre las subestaciones, sin embargo, estas no se describen en el informe. Por ello, solicita se brinden los detalles de las referidas rotaciones y si dentro de los supuestos es posible realizar rotaciones entre activos de diferentes TITULARES. Asimismo, indica que en la prepublicación no se indican los motivos por los que no se ha considerado el Banco de Condensadores de San Mateo (9,6MVAR) y el segundo transformador de 35 MVA Paragsha I en el SCT, aún cuando en el Anexo C del informe Nº 0041-2009-GART, OSINERGMIN considera estas observaciones como subsanadas al presentar Actas de puesta en servicio de ambas instalaciones.

En cuanto a REP, no presentó opiniones relacionadas con la definición del SER.



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 de transmisión 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 5, en base a la mejor información disponible, debido a que:

• ELECTROCENTRO presentó la proyección de demanda eléctrica sólo del mercado eléctrico que atiende dentro de su área de concesión, sin incluir la demanda de otras suministradoras que también son atendidas dentro del Área de Demanda 5, no habiéndose así dado cumplimiento a lo establecido en el nuevo marco regulatorio, en el sentido que la proyección de la demanda eléctrica debe efectuarse por toda el área de demanda.



• ELECTROCENTRO presentó cargas adicionales correspondientes a nuevos proyectos de suministro, sin embargo no se presenta el sustento necesario para incorporar dichas demanda en el estudio.

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 5, atendidos por otros suministradores y a la demanda nueva que por falta de sustento no se consideró en dicha prepublicación.

Para la presente etapa, con base en la información que las TITULARES han proporcionado como parte de sus opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN, así como en la información que han presentado como respuesta a lo requerido mediante Oficio N° 0188-2009-GART, de fecha 11 de febrero 2009; 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 5 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° 044-2009-GART que sustentó la prepublicación de las Tarifas y Compensaciones de SST y SCT del área 5 - [Ver Referencia 7].

11.1.1 METODOLOGÍA

Para la proyección de las ventas de energía del Área de Demanda 5, 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 5, 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 5

CLIENTES LIBRES CONSIDERADOS COMO USUARIOS MENORES Cliente MD(MW)INDUSTRIA DEL ESPINO 1.6EMPRESA EXPLOTADORA DE VINCHOS 1COMPAÑÍA MINERA CAUDALOSA 1.9DOE RUN PERÚ 0.8COMPAÑÍA MINERA ARGENTUM (COMPRESORA 2.1MINERA RAURA 2 2.1CIA MINERA ARGENTUM (MINERA CORONA ALP 2DOE RUN PERÚ COPPER 0.1

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 TOTALAT MT Sub-Total MT(1) BT(1) Sub-Total AT MT+BT VENTAS

1996 00 00 00 49,841 193,034 242,876 00 242,876 242,8761997 00 00 00 53,486 207,850 261,336 00 261,336 261,3361998 00 33,155 33,155 51,494 228,019 279,513 00 312,668 312,6681999 14,222 829 15,052 44,804 243,177 287,980 14,222 288,810 303,0322000 20,022 3,872 23,894 51,096 248,059 299,155 20,022 303,028 323,0502001 20,719 5,581 26,300 50,169 247,948 298,117 20,719 303,698 324,4172002 21,067 6,133 27,200 50,120 260,407 310,527 21,067 316,659 337,7262003 20,121 6,517 26,638 47,140 272,332 319,472 20,121 325,988 346,1092004 7,592 18,249 25,842 55,479 295,843 351,322 7,592 369,571 377,1632005 7,720 21,031 28,752 75,380 320,277 395,657 7,720 416,689 424,4092006 11,290 20,336 31,626 99,511 344,848 444,358 11,290 464,695 475,9842007 21,145 28,133 49,278 119,312 376,907 496,219 21,145 524,352 545,497

Mercado Libre Mercado Regulado MT+BT Totales Por Nivel de 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] kWPQIND10 1.01708 1.11670 64,105 11.8% 0.62 1.00 0.96 12,690SALE10 1.01708 1.11670 56,610 10.4% 0.54 1.00 0.96 12,756HUANU10 1.01591 1.11222 43,488 8.0% 0.55 1.00 0.95 9,960AYA10 1.01816 1.11447 37,931 7.0% 0.51 1.00 0.96 8,440CHAN23 1.01730 1.12359 24,794 4.5% 0.62 1.00 0.89 4,603PASCO23 1.01756 1.12409 22,331 4.1% 0.54 1.00 0.89 5,127TMARI10 1.01543 1.10819 18,309 3.4% 0.46 1.00 0.96 4,917TOCA23 1.01729 1.12197 16,839 3.1% 0.46 1.00 0.96 4,426JAUJA13 1.01708 1.11670 14,542 2.7% 0.45 1.00 0.96 3,720INGE23 1.01664 1.11916 14,238 2.6% 0.69 1.00 0.56 2,528CONCE13 1.01708 1.11670 13,397 2.5% 0.46 1.00 0.96 3,650HUANU23 1.01591 1.11222 12,372 2.3% 0.43 1.00 0.99 3,520TARMA10 1.01730 1.12359 11,823 2.2% 0.48 1.00 0.99 2,730HUAYU10 1.01708 1.11670 11,623 2.1% 0.42 1.00 0.85 3,345HVELI10 1.01664 1.11916 11,587 2.1% 0.48 1.00 0.98 3,004VRICA 1.01756 1.12409 10,009 1.8% 0.49 1.00 0.81 2,550CHUP13 1.01708 1.11670 9,736 1.8% 0.42 1.00 0.88 2,640

ALAMB 1.01756 1.12409 9,410 1.7% 0.58 1.00 0.46 1,143HUANT10 1.01816 1.11447 9,312 1.7% 0.45 1.00 0.92 2,430MARCA50 1.01756 1.12409 8,523 1.6% 0.52 1.00 0.24 2,023SJUA11 1.01756 1.12409 8,166 1.5% 0.88 1.00 0.87 1,144SC_SAB2 1.01756 1.12409 7,666 1.4% 0.53 1.00 0.85 1,622CMOR2.4 1.01756 1.12409 7,564 1.4% 0.45 1.00 0.36 1,458PARAGII 1.01756 1.12409 6,419 1.2% 0.38 1.00 0.52 1,008AYA23 1.01816 1.11447 6,053 1.1% 0.54 1.00 0.96 1,340TARMA23 1.01730 1.12359 5,067 0.9% 0.36 1.00 0.99 1,620SC_PIB2 1.01756 1.12409 4,909 0.9% 0.53 1.00 0.85 1,038AY_SFRA 1.01816 1.11447 4,895 0.9% 0.50 1.00 0.98 1,210CANG23 1.01816 1.11447 4,666 0.9% 0.45 1.00 0.74 1,213CHALA13 1.01708 1.11670 4,437 0.8% 0.36 1.00 0.97 1,520OROY2.3 1.01756 1.12409 3,918 0.7% 0.61 1.00 0.79 528HVELI23 1.01664 1.11916 3,808 0.7% 0.48 1.00 0.99 987CHAPR2 1.01756 1.12409 3,717 0.7% 0.47 1.00 0.91 978SC_MAB2 1.01756 1.12409 3,581 0.7% 0.53 1.00 0.85 758SC_PIB3 1.01756 1.12409 3,568 0.7% 0.53 1.00 0.85 755HUICRA50 1.01756 1.12409 3,400 0.6% 0.42 1.00 0.50 276AUCA23 1.01543 1.10819 3,247 0.6% 0.46 1.00 0.96 872CARHUA23 1.01756 1.12409 2,987 0.5% 0.47 1.00 0.98 769OXA23 1.01756 1.12409 2,893 0.5% 0.49 1.00 0.96 737JUNIN13 1.01756 1.12409 2,813 0.5% 0.45 1.00 0.94 766PAMP10 1.01937 1.13351 2,622 0.5% 0.46 1.00 0.96 732CARHUA13 1.01756 1.12409 2,318 0.4% 0.45 1.00 0.90 626PACHA2.3 1.01756 1.12409 2,042 0.4% 0.61 1.00 0.93 417MACHA23 1.01816 1.11447 1,903 0.3% 0.43 1.00 0.55 343PAMP23 1.01937 1.13351 1,671 0.3% 0.34 1.00 0.96 627CURIP50 1.01756 1.12409 1,650 0.3% 0.29 1.00 0.16 714CHUMP13 1.01756 1.12409 1,630 0.3% 0.43 1.00 0.88 466GOYLLA13 1.01756 1.12409 1,624 0.3% 0.40 1.00 0.84 505TABLA23 1.01937 1.13351 1,427 0.3% 0.37 1.00 0.70 491SC_PBB2 1.01756 1.12409 1,391 0.3% 0.53 1.00 0.85 294PACHYO13 1.01756 1.12409 1,277 0.2% 0.34 1.00 0.53 468HUARI13 1.01708 1.11670 1,169 0.2% 0.46 1.00 0.94 310HUANCA13 1.01937 1.13351 1,160 0.2% 0.37 1.00 0.74 392YAU23 1.01756 1.12409 1,159 0.2% 0.45 1.00 0.90 307SJOSE23 1.01756 1.12409 1,101 0.2% 0.42 1.00 0.91 328LAFUND 1.01756 1.12409 968 0.2% 0.46 1.00 0.88 263SHELBY 1.01756 1.12409 810 0.1% 0.44 1.00 0.76 227SC_ATB2 1.01756 1.12409 699 0.1% 0.53 1.00 0.85 148MOR2.4 1.01756 1.12409 636 0.1% 0.79 1.00 0.68 41COMAS13 1.01708 1.11670 549 0.1% 0.44 1.00 0.96 157SC_CONS 1.01756 1.12409 417 0.1% 0.53 1.00 0.85 88SC_PINC 1.01756 1.12409 389 0.1% 0.53 1.00 0.85 82SC_ISCO 1.01756 1.12409 272 0.0% 0.53 1.00 0.85 58MATAP13 1.01708 1.11670 213 0.0% 0.46 1.00 0.90 58SC_PZAN 1.01756 1.12409 212 0.0% 0.53 1.00 0.85 45INGE60 1.01664 1.11916 201 0.0% 0.39 1.00 0.69 64SC_YUYA 1.01756 1.12409 186 0.0% 0.53 1.00 0.85 39RESTI13 1.01937 1.13351 138 0.0% 0.35 1.00 0.73 51SC_SRYA 1.01756 1.12409 127 0.0% 0.53 1.00 0.85 27SC_PALM 1.01756 1.12409 110 0.0% 0.53 1.00 0.85 23SC_SROS 1.01756 1.12409 103 0.0% 0.53 1.00 0.85 22SC_CART 1.01756 1.12409 91 0.0% 0.53 1.00 0.85 19SC_CLAG 1.01756 1.12409 82 0.0% 0.53 1.00 0.85 17SC_PMAY 1.01756 1.12409 65 0.0% 0.53 1.00 0.85 14SC_CCAS 1.01756 1.12409 57 0.0% 0.53 1.00 0.85 12SC_OREL 1.01756 1.12409 46 0.0% 0.53 1.00 0.85 10SC_SFRA 1.01756 1.12409 46 0.0% 0.53 1.00 0.85 10SC_SCRI 1.01756 1.12409 46 0.0% 0.53 1.00 0.85 10SC_GOLO 1.01756 1.12409 41 0.0% 0.53 1.00 0.85 9MAPAT33 1.01708 1.11670 33 0.0% 0.46 1.00 0.92 9SC_NMIR 1.01756 1.12409 32 0.0% 0.53 1.00 0.85 7SC_NTRU 1.01756 1.12409 29 0.0% 0.53 1.00 0.85 6

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 DemandaSISTEMA SUBESTACIÓN NOMBRE DEL USUARIO MAYOR TENSIÓN (1) Demanda Coincidente Energía (2) FCP FS

con Max SEIN(kV) (MW) (MW) (MWh)

Ayacucho, Huanta-Cobriza, Ayacucho Rural, Cangallo-Llusita y Huanta Rural Cobriza II DOE RUN PERÚ (EX COBRIZA) 69.00 15.10 10.76 94485.16 0.22 0.71

Huancavelica Ciudad y Huancavelica Rural HUANCAVELICA CONENHUA 60.00 5.00 3.39 15707.32 0.48 0.68INGENIO CONE COMPAÑÍA DE MINAS BUENAVENTURA 23.00 3.80 2.81 22302.96 0.71 0.74INGENIO CONE MINERA CASTROVIRREYNA 23.00 2.60 2.04 13862.22 0.50 0.79

Huancayo, Valle del Mantaro 1, 2, 3 y 4 S.E. COMAS MINERA SINAYCOCHA 33.00 0.92 0.68 5380.71 0.71 0.74

Pasco y Pasco Rural ALAMB DOE RUN PERÚ (PLANTA DE ZINC1) 50.00 10.04 8.06 76291.64 0.79 0.80ANDAYCHAGUA MINERA VOLCAN 1 TICLIO (7) 4.16 5.90 4.69 35927.67 0.75 0.80Antuquito MINERA CASAPALCA 50.00 4.70 3.59 24320.36 0.63 0.76Casapalca MINERA LOS QUENUALES (YAULIYACU) 2.40 4.17 0.90 24065.87 0.60 0.22Casapalca MINERA LOS QUENUALES (YAULIYACU) 4.16 0.68 0.15 3945.22 0.60 0.22CARAHUACRA(CON) MINERA VOLCAN 1 TICLIO (7) 50.00 2.76 2.20 16827.91 0.75 0.80Clos Francisco MINERA LOS QUENUALES (YAULIYACU) 50.00 5.69 1.23 32861.64 0.60 0.22EL CHUMPE MINERA IRL 12.50 4.23 3.13 24826.72 0.71 0.74EL CHUMPE MINERA CORONA 12.50 5.60 3.86 35674.14 0.75 0.69Casapalca Norte MINERA LOS QUENUALES (YAULIYACU) 4.16 0.40 0.09 2287.37 0.60 0.22EXCELSIOR MINERA VOLCAN 3 CERRO 12.00 5.93 4.54 42530.97 0.80 0.77DUVAZ SOCIEDAD MINERA AUSTRIA DUVAZ 50.00 2.60 1.75 15802.07 0.75 0.67EXCELSIOR MINERA VOLCAN 3 CERRO 2.40 1.12 0.86 8061.64 0.80 0.77EXCELSIOR MINERA VOLCAN 3 CERRO 2.40 0.84 0.64 6028.34 0.80 0.77RDOERUN DOE RUN PERÚ (PLANTA DE ZINC1) 50.00 51.00 40.97 387687.25 0.79 0.80HUANCHOR COMPAÑÍA MINERA SAN JUAN 10.00 3.60 3.09 18163.26 0.76 0.86Huicra MINERA VOLCAN 3 CERRO 2.40 0.69 0.53 4939.81 0.80 0.77LAFUND SOCIEDAD MINERA EL BROCAL 50.00 5.60 5.07 41124.87 0.82 0.90MAHR TUNEL MINERA VOLCAN 1 TICLIO (7) 2.40 3.25 2.58 19782.30 0.75 0.80MAYUPAMPA DOE RUN PERÚ (PLANTA DE ZINC1) 50.00 1.06 0.85 8051.36 0.79 0.80CARAHUACRA(M) MINERA VOLCAN 1 TICLIO (7) 50.00 1.44 1.15 8767.32 0.75 0.80MILPO MINERA MILPO 13.20 9.40 5.22 49058.76 0.52 0.56Morococha COMPAÑÍA MINERA ARGENTUM 50.00 4.60 1.08 31920.46 0.81 0.23PARAGSHA 1 MINERA VOLCAN 3 CERRO 12.00 9.84 7.53 70589.67 0.80 0.77PARAGSHA 1 MINERA VOLCAN 3 CERRO 12.00 8.30 6.35 59543.75 0.80 0.77PARAGSHA 1 MINERA ATACOCHA 50.00 8.40 3.28 32399.31 0.19 0.39PARAGSHA 2 MINERA RAURA 138.00 5.40 1.60 17532.12 0.27 0.30PARAGSHA 2 MINERA BUENAVENTURA 138.00 9.10 5.14 49344.44 0.59 0.57ROSAURA PERUBAR 50.00 4.00 2.97 27909.07 0.85 0.74San Antonio MINERA VOLCAN 1 TICLIO (7) 4.16 1.31 1.04 7971.01 0.75 0.80San Antonio MINERA VOLCAN 1 TICLIO (7) 50.00 2.60 2.07 15836.34 0.75 0.80SAN CRISTOBAL MINERA VOLCAN 1 TICLIO (7) 2.40 2.39 1.91 14588.15 0.75 0.80SAN CRISTOBAL MINERA VOLCAN 1 TICLIO (7) 4.16 2.83 2.25 17224.34 0.75 0.80Shelby MINERA HUARON 50.00 8.50 7.22 58709.02 0.63 0.85Shelby EMPRESA ADMINISTRADORA CHUNGAR 50.00 5.80 1.70 19235.85 0.44 0.29Derv_Simsa SAN IGNACIO DE MOROCOHA (SIMSA) 60.00 4.81 3.56 28230.85 0.71 0.74SAN JUAN (ELAN) MINERA VOLCAN 3 CERRO 50.00 0.43 0.33 3100.86 0.80 0.77SAN JUAN (ELAN) MINERA VOLCAN 3 CERRO 11.00 1.15 0.88 8254.21 0.80 0.77San Mateo Pco MINERA LOS QUENUALES (YAULIYACU) 50.00 0.27 0.06 1544.47 0.60 0.22TICLIO50 MINERA VOLCAN 1 TICLIO (7) 50.00 0.72 0.58 4414.46 0.75 0.80Uchucchacua MINERA LOS QUENUALES (ISCAYCRUZ) 33.00 11.50 7.90 78309.70 0.69 0.69

Tarma-Chanchamayo y Tarma Rural CONDORCOCHA CEMENTO ANDINO 2 138.00 20.20 10.03 111141.16 0.68 0.50CONDORCOCHA CEMENTO ANDINO 1 44.00 4.40 3.27 25662.70 0.71 0.74

DATOS PARA EL AÑO "0"

Fuente: OSINERGMIN y propuesta tarifaria de empresas



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 5, los departamentos que forman parte de la misma son Ayacucho, Huancavelica, Junín, Pasco, Huanuco y San Martín. 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

AYACUCHO 62 858 11,52% HUANCAVELICA 24 317 4,46%

JUNIN 260 360 47,73% PASCO 102 763 18,84%

HUANUCO 78 361 14,37% SAN MARTIN 16 839 3,09%

TOTAL 545 497 100,00%

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 5, así como el número de clientes correspondiente.


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

Año Tasa de Año Tasa de (Mio. S/.)

Crecim. (%) Habitantes (Mio. S/.)

Crecim. (%)

1996 2 324 0,0% 750 296 0,0% 194 805 0,0% 1997 2 449 5,4% 759 971 1,3% 221 159 13,5% 1998 2 509 2,5% 769 773 1,3% 241 113 9,0% 1999 2 584 3,0% 779 703 1,3% 262 593 8,9% 2000 2 641 2,2% 789 763 1,3% 278 937 6,2% 2001 2 532 -4,1% 799 956 1,3% 293 448 5,2% 2002 2 623 3,6% 810 283 1,3% 308 722 5,2% 2003 2 690 2,5% 820 745 1,3% 331 273 7,3% 2004 2 810 4,5% 831 344 1,3% 358 300 8,2% 2005 2 845 1,3% 842 083 1,3% 378 009 5,5% 2006 3 145 10,5% 852 963 1,3% 398 615 5,5% 2007 3 369 7,1% 863 986 1,3% 426 034 6,9%

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 2011Proyección 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: CLIENTES

Sample: 1996 2007 Included observations: 12 Variable Coefficient Std. Error t-Statistic Prob.

C 197 179,3 2 803,957 70,32179

0

Tendencia 20 103,89 431,8041 46,55789

0

R-squared 0,995408

Mean dependent var 307 750,7

Adjusted R-squared0,994949

S.D. dependent var 72 652,61

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 PBI del Área Población del Área Número de Clientes Año Tasa de Tasa de Tasa de

(Mio. S/.) Crecim.

(%) Habitantes Crecim.

(%) Clientes Crecim.

(%) 2007 3 369 7,1% 863 986 1,3% 426 034 6,9% 2008 3 613 7,3% 873 186 1,1% 446 509 4,8% 2009 3 758 4,0% 882 501 1,1% 466 983 4,6% 2010 3 938 4,8% 891 932 1,1% 487 458 4,4% 2011 4 166 5,8% 900 488 1,0% 507 932 4,2% 2012 909 140 1,0% 528 407 4,0% 2013 917 890 1,0% 548 881 3,9% 2014 926 739 1,0% 569 356 3,7% 2015 935 688 1,0% 589 830 3,6% 2016 944 738 1,0% 610 305 3,5% 2017 953 892 1,0% 630 779 3,4% 2018 963 150 1,0% 651 254 3,2%

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 0,9711 C1 -9,99C2 18,32

2 Ln(VEt) = C1 + C2 * Ln(PBIt) 0,9560 C1 -3,79C2 14,73

3 VEt = C1 + C2 * POBt + C3 * PBIt 0,9792 C1 -4,76C2 1,87

6,424 Ln(VEt) = C1 + C2 * Ln(POBt) + C3 * Ln(PBIt) 0,9765 C1 -3,39

C2 2,804,56

5 VEt = C1 + C2 * PBIt + C3 * CLIEt 0,9791 C1 -5,36C2 5,65

1,866 Ln(VEt) = C1 + C2 * Ln(PBIt) + C3 * Ln(CLIEt) 0,9769 C1 -2,83

C2 4,95C3 2,86

7 VEt = C1 + C2 * PBIt + C3 * VEt-1 0,9739 C1 -3,51C2 3,14C3 1,62

8 Ln(VEt) = C1 + C2 * Ln(PBIt) + C3 * Ln(VEt-1) 0,9627 C1 -2,51C2 3,04C3 1,88

Estadístico tModelo


MODELOS DE TENDENCIA R2

1 VEt = C1 + C2 * T 0,8742 C1 13,07C2 8,34

2 Ln(Vet) = C1 + C2 * T 0,9219 C1 334,17C2 10,86

3 VEt = C1 + C2 * T + C3 * T^2 0,9436 C1 15,86C2 3,33

C3 -0,054 Ln(Vet) = C1 + C2 * T + C3 * T^2 0,9436 C1 275,30

C2 1,86C3 1,45

Modelo Estadístico t

De acuerdo a los criterios teóricos explicados se seleccionó el modelo 1 de los econométricos, que relaciona la variable ventas de energía con la población y el PBI del área, y el modelo 2 de los de tendencia, los cuales corresponden a los siguientes estadísticos:


EFICIENCIA DEL MODELO ECONOMÉTRICO SELECCIONADO

Dependent Variable: VENTAS Sample: 1996 2007 Included observations: 12

Variable Coefficient Std. Error t-Statistic Prob. C -432015,2 43252,71 -9,988165 0 POBL 290,8352 15,87259 18,32312 0



PBI 0,971076 F-statistic 335,7366

R-squared 0,968184 Prob(F-statistic) 0 Adjusted R-squared 2.,68112 Durbin-Watson stat -432015,2 43252,71 -9,988165

Cuadro Nº 11-14

PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 5 EFICIENCIA DEL MODELO DE TENDENCIA SELECCIONADO

Dependent Variable: VENTAS Sample: 1996 2007 Included observations: 12

Variable Coefficient Std. Error t-Statistic Prob.

C 12,41561 0,037154 334,1673 0,00000 @TREND 0,062157 0,005722 10,86356 0,00000 R-squared 0,921885 F-statistic 200,5675 Adjusted R-squared 0,914074 Prob(F-statistic) 0 Durbin-Watson stat 0,849982

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)

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

VENTAS

(AT) MT BT MT+BT VENTAS (AT+

MT+BT) 2008 20 864,05 149 853,00 445 108,56 594 961,56 615 825,61 2009 23 570,12 169 288,94 502 839,14 672 128,07 695 698,19 2010 25 170,53 180 783,66 536 981,91 717 765,57 742 936,10 2011 27 171,59 195 155,96 579 671,97 774 827,93 801 999,52 2012 29 693,11 213 266,43 633 465,53 846 731,97 876 425,08 2013 31 354,71 225 200,62 668 913,67 894 114,29 925 469,01 2014 33 016,31 237 134,81 704 361,81 941 496,62 974 512,93



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

VENTAS

(AT) MT BT MT+BT VENTAS (AT+

MT+BT) 2015 34 677,91 249 069,00 739 809,95 988 878,95 1 023 556,86 2016 36 339,51 261 003,19 775 258,09 1 036 261,28 1 072 600,79 2017 38 001,11 272 937,38 810 706,23 1 083 643,61 1 121 644,72 2018 39 662,70 284 871,57 846 154,37 1 131 025,94 1 170 688,65

TASA PROMEDIO (%): 6,44%

(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 5, las empresas presentan las proyecciones de los clientes libres mayores Doe Run Perú, Minera Sinaycocha y SIMSA, por lo cual en estos casos se toman las proyecciones suministradas por los clientes. En el caso de los restantes clientes libres mayores se considera constante el consumo del año 2007.

11.1.6 DEMANDAS ADICIONALES.

En el caso que las empresas pertenecientes al Área de Demanda informen demandas adicionales, las mismas son incorporadas a la proyección de demanda si presentan el sustento correspondiente.

En el caso del Área de Demanda 5 las demandas adicionales presentadas por ELECTROCENTRO corresponden, en general, a la interconexión de sistemas eléctricos aislados y captación de clientes inmediatos. Estos últimos no son considerados como cargas adicionales.

En términos generales no se considera demanda adicional la interconexión de sistemas aislados cercanos a redes de media tensión existentes ya que los mismos están incluidos en la tasa de crecimiento histórica del SICOM. Por otro lado sí se consideran cargas adicionales la interconexión de sistemas eléctricos que requieran de la construcción de líneas de transmisión. Por lo dicho anteriormente se incluyen las siguientes cargas adicionales:




DEMANDAS ADICIONALES INCORPORADAS SET Tensión

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

Macuya PSE 0,00 0,00 0,00 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 Pueblo Nuevo SC PSE 0,00 0,00 0,00 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03

Santa Rosa de Pata PSE 0,00 0,00 0,00 0,05 0,05 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06

Nuevo Porvenir PSE 0,00 0,00 0,00 0,21 0,21 0,22 0,22 0,23 0,24 0,24 0,25 Pueblo Libre PSE 0,00 0,00 0,00 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 Puerto Siria PSE 0,00 0,00 0,00 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,08 0,08

Puerto Iscozacin PSE 0,00 0,00 0,00 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 Nuevo Progreso PSE 0,00 0,00 0,00 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 Puerto Laguna PSE 0,00 0,00 0,00 0,08 0,08 0,08 0,08 0,09 0,09 0,09 0,09 Nueva Aldea PSE 0,00 0,00 0,00 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02

Huanca-Osomayo PSE 0,00 0,00 0,00 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,03

Codo Pozuzo PSE 0,00 0,00 0,00 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,07 0,07 0,07 SJ Codo PSE 0,00 0,00 0,00 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,05 0,05 0,05

Los Angeles PSE 0,00 0,00 0,00 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 Tingo Malpaso PSE 0,00 0,00 0,00 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,02 0,02 0,02

DELFIN-B4 PSE 0,00 0,21 0,21 0,22 0,24 0,25 0,26 0,28 0,29 0,30 0,32

Villa Rica

PSE Yurinaki I

Etapa (Ramales 1, 2 y 3)

0,73 0,74 0,76 0,78 0,80 0,82 0,85 0,87 0,89 0,91 0,94

Chala Nueva 13,2

Carga Adicional

ELC Linea Chala

Nueva - Machu

0,00 0,00 1,10 1,10 1,10 1,10 1,10 1,10 1,10 1,10 1,10

Caudalosa 22,9

Mina Castor (Carga

Adicional ELSM)

0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45

Adicionalmente ELECTROCENTRO presenta cargas adicionales correspondientes a nuevos proyectos de suministro, sin embargo no se presenta el sustento necesario para incorporar dichas demanda en el estudio. Por otro lado dichas cargas adicionales corresponden a clientes menores, salvo la correspondiente al cliente Saga Falabella cuya demanda informada es de 2,5 MW.

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 SEIN correspondiente al Área de Demanda 5.




PROYECCIÓN DE POTENCIA COINCIDENTE A NIVEL DE SEIN MÁXIMA DEMANDA

(MW)

Sistema CodSET Tensión Real

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Ayacucho, Huanta-Cobriza, Ayacucho Rural, Cangallo-Llusita y Huanta Rural

CANGALLO 23,00 1,09 1,17 1,26 1,38 1,45 1,53 1,61 1,68 1,76 1,84 1,92

Cobriza II 69,00 10,76 10,76 10,76 10,76 10,76 10,76 10,76 10,76 10,76 10,76 10,76 San Francisco 22,90 1,33 1,42 1,54 1,68 1,77 1,87 1,96 2,06 2,15 2,24 2,34 SET AYACUCHO 10,00 9,98 10,65 11,50 12,57 13,27 13,97 14,68 15,38 16,08 16,79 17,49 SET AYACUCHO 22,90 1,53 1,63 1,76 1,92 2,03 2,14 2,24 2,35 2,46 2,57 2,67 SET HUANTA 10,00 2,67 2,85 3,07 3,36 3,55 3,73 3,92 4,11 4,30 4,49 4,67 SET MACHAHUAY 23,00 0,35 0,37 0,40 0,44 0,46 0,49 0,51 0,54 0,56 0,59 0,61

Total: AT 10,76 10,76 10,76 10,76 10,76 10,76 10,76 10,76 10,76 10,76 10,76 Total: MT 16,94 18,09 19,53 21,34 22,54 23,73 24,92 26,12 27,31 28,51 29,70 Total: Ayacucho, Huanta-Cobriza, Ayacucho Rural, Cangallo-Llusita y Huanta Rural

27,70 28,85 30,29 32,10 33,29 34,49 35,68 36,87 38,07 39,26 40,46

Huancavelica Ciudad y Huancavelica Rural

HUANCAVELICA 10,00 3,32 3,55 3,83 4,18 4,42 4,65 4,89 5,12 5,36 5,59 5,82

HUANCAVELICA 60,00 3,39 3,39 3,39 3,39 3,39 3,39 3,39 3,39 3,39 3,39 3,39 HUANCAVELICA_

N 22,90 1,10 1,18 1,27 1,39 1,47 1,55 1,63 1,70 1,78 1,86 1,94

INGENIO CONE 23,00 6,45 6,56 6,70 6,87 6,98 7,09 7,21 7,32 7,43 7,54 7,66 INGENIO CONE 60,00 0,05 0,05 0,06 0,06 0,07 0,07 0,07 0,08 0,08 0,08 0,09 SET CAUDALOSA 22,90 0,00 0,34 0,34 0,34 0,34 0,34 0,34 0,34 0,34 0,34 0,34

Total: AT 3,44 3,44 3,45 3,45 3,45 3,46 3,46 3,47 3,47 3,47 3,48 Total: MT 10,88 11,63 12,14 12,79 13,21 13,64 14,06 14,48 14,91 15,33 15,76 Total: Huancavelica Ciudad y Huancavelica Rural

14,32 15,07 15,59 16,24 16,67 17,09 17,52 17,95 18,38 18,81 19,23

Huancayo, Valle del Mantaro 1, 2, 3 y 4

CHALA NUEVA 13,20 1,69 1,80 3,04 3,22 3,34 3,46 3,58 3,70 3,82 3,94 4,05

HUAYUCACHI 10,00 3,34 3,57 3,85 4,21 4,45 4,68 4,92 5,15 5,39 5,62 5,86 PQUE IND (ELC) 10,00 14,11 15,07 16,27 17,78 18,78 19,77 20,77 21,76 22,76 23,75 24,75 S.E. CHUPACA 13,20 2,91 3,11 3,36 3,67 3,88 4,08 4,29 4,49 4,70 4,90 5,11 S.E. COMAS 13,20 0,17 0,18 0,20 0,21 0,23 0,24 0,25 0,26 0,27 0,29 0,30 S.E. COMAS 33,00 0,68 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 S.E.

CONCEPCION 13,20 3,99 4,26 4,59 5,02 5,30 5,58 5,86 6,14 6,43 6,71 6,99

S.E. HUARISCA 13,20 0,34 0,36 0,39 0,43 0,45 0,47 0,50 0,52 0,55 0,57 0,59 S.E. MATAPA 13,20 0,06 0,06 0,07 0,07 0,08 0,08 0,09 0,09 0,10 0,10 0,10 S.E. MATAPA 33,00 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,02 0,02 0,02 S.E. SALESIANOS 10,00 14,22 15,19 16,39 17,91 18,92 19,92 20,92 21,92 22,93 23,93 24,93 S.E. XAUXA 13,20 4,38 4,68 5,05 5,52 5,83 6,14 6,45 6,76 7,07 7,38 7,68

Total: AT 0,69 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,02 0,02 0,02 Total: MT 45,21 48,28 53,22 58,06 61,25 64,43 67,62 70,81 73,99 77,18 80,37 Total: Huancayo, Valle del Mantaro 1, 2, 3 y 4 45,90 48,29 53,23 58,07 61,26 64,45 67,63 70,82 74,01 77,20 80,39

Huanuco, Huanuco Rural 1 y 2

HUALLANCA NUEVA

60,00 0,00 0,00 0,53 0,57 0,61 0,64 0,67 0,70 0,74 0,77 0,80

HUÁNUCO 10,50 10,66 11,38 12,29 13,43 14,18 14,93 15,68 16,43 17,18 17,93 18,69



MÁXIMA DEMANDA (MW)


2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

HUÁNUCO 22,90 4,05 4,33 4,67 5,11 5,39 5,68 5,96 6,25 6,54 6,82 7,11 Total: AT 0,00 0,00 0,53 0,57 0,61 0,64 0,67 0,70 0,74 0,77 0,80 Total: MT 14,71 15,71 16,96 18,53 19,57 20,61 21,64 22,68 23,72 24,76 25,79 Total: Huanuco, Huanuco Rural 1 y 2 14,71 15,71 17,49 19,11 20,18 21,25 22,32 23,38 24,45 25,52 26,59

Pampas y Tablachaca Huancayoccasa 13,20 0,34 0,37 0,40 0,43 0,46 0,48 0,50 0,53 0,55 0,58 0,60

Restitución 13,20 0,04 0,04 0,05 0,05 0,06 0,06 0,06 0,06 0,07 0,07 0,07 S.E. PAMPAS 10,00 0,80 0,85 0,92 1,01 1,06 1,12 1,18 1,23 1,29 1,34 1,40 S.E. PAMPAS 23,00 0,69 0,74 0,80 0,87 0,92 0,97 1,02 1,06 1,11 1,16 1,21 TABLACHACA 22,90 0,39 0,42 0,45 0,49 0,52 0,54 0,57 0,60 0,63 0,65 0,68

Total: MT 2,26 2,42 2,61 2,85 3,01 3,17 3,33 3,49 3,65 3,81 3,97 Total: Pampas y Tablachaca 2,26 2,42 2,61 2,85 3,01 3,17 3,33 3,49 3,65 3,81 3,97

Pasco y Pasco Rural ALAMB 50,00 9,10 9,42 10,79 10,90 10,98 11,05 11,12 11,19 11,27 11,34 11,41

ANDAYCHAGUA 4,16 4,69 4,69 4,69 4,69 4,69 4,69 4,69 4,69 4,69 4,69 4,69 Antuquito 50,00 3,59 3,59 3,59 3,59 3,59 3,59 3,59 3,59 3,59 3,59 3,59 ATALAYA-B2 33,00 0,16 0,17 0,18 0,20 0,21 0,22 0,23 0,24 0,26 0,27 0,28 C_Morococha 2,40 0,86 0,92 0,99 1,08 1,14 1,20 1,26 1,32 1,38 1,45 1,51 CARAHUACRA(C

ON) 50,00 2,20 2,20 2,20 2,20 2,20 2,20 2,20 2,20 2,20 2,20 2,20

CARAHUACRA(M) 50,00 1,15 1,15 1,15 1,15 1,15 1,15 1,15 1,15 1,15 1,15 1,15 CARHUAMAYO 13,20 0,65 0,70 0,75 0,82 0,87 0,91 0,96 1,01 1,05 1,10 1,14 CARHUAMAYO 22,90 0,87 0,93 1,00 1,09 1,16 1,22 1,28 1,34 1,40 1,46 1,52 Cartagena 33,00 0,02 0,02 0,02 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,04 Casapalca 2,40 0,90 0,90 0,90 0,90 0,90 0,90 0,90 0,90 0,90 0,90 0,90 Casapalca 4,16 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 Casapalca Norte 4,16 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09 Centro Castilla 33,00 0,01 0,01 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 Centro Lagarto 33,00 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 CHAPRIN 2,40 1,00 1,07 1,15 1,26 1,33 1,40 1,47 1,54 1,61 1,68 1,75 Clos Francisco 50,00 1,23 1,23 1,23 1,23 1,23 1,23 1,23 1,23 1,23 1,23 1,23 Codo Pozuzo 33,00 0,00 0,00 0,00 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,06 0,06 0,06 Constitucion-B1 33,00 0,09 0,10 0,11 0,12 0,13 0,13 0,14 0,15 0,15 0,16 0,17 CURIPATA 50,00 0,13 0,14 0,15 0,16 0,17 0,18 0,19 0,20 0,21 0,22 0,23 DELFIN-B4 33,00 0,00 0,18 0,18 0,19 0,20 0,21 0,22 0,23 0,25 0,26 0,27 Derv_Simsa 60,00 4,89 4,89 4,89 4,89 4,89 4,89 4,89 4,89 4,89 4,89 4,89 DUVAZ 50,00 1,75 1,75 1,75 1,75 1,75 1,75 1,75 1,75 1,75 1,75 1,75 EL CHUMPE 12,50 7,45 7,48 7,52 7,57 7,61 7,64 7,67 7,70 7,74 7,77 7,80 EXCELSIOR 2,40 1,50 1,50 1,50 1,50 1,50 1,50 1,50 1,50 1,50 1,50 1,50 EXCELSIOR 12,00 4,54 4,54 4,54 4,54 4,54 4,54 4,54 4,54 4,54 4,54 4,54 Golondrinas 33,00 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,02 0,02 0,02 GOYLLARISQUIZ

GA 13,20 0,48 0,51 0,55 0,61 0,64 0,67 0,71 0,74 0,78 0,81 0,84

Huanca-Osomayo 33,00 0,00 0,00 0,00 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 HUANCHOR 10,00 3,09 3,09 3,09 3,09 3,09 3,09 3,09 3,09 3,09 3,09 3,09 Huicra 2,40 0,53 0,53 0,53 0,53 0,53 0,53 0,53 0,53 0,53 0,53 0,53 Huicra 50,00 0,57 0,61 0,66 0,72 0,76 0,80 0,84 0,88 0,92 0,96 1,00 Iscozacin 33,00 0,06 0,07 0,07 0,08 0,08 0,09 0,09 0,10 0,10 0,10 0,11 LAFUND 50,00 5,33 5,35 5,37 5,40 5,41 5,43 5,45 5,47 5,49 5,51 5,52 Las Palmas 33,00 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04





2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Los Angeles 33,00 0,00 0,00 0,00 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,03 0,03 Macuya 33,00 0,00 0,00 0,00 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,03 0,03 MAHR TUNEL 2,40 2,58 2,58 2,58 2,58 2,58 2,58 2,58 2,58 2,58 2,58 2,58 MARCA 50,00 0,55 0,58 0,63 0,69 0,73 0,76 0,80 0,84 0,88 0,92 0,96 MAYUPAMPA 50,00 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 MAZAMARI-B2 33,00 0,81 0,87 0,94 1,02 1,08 1,14 1,19 1,25 1,31 1,37 1,42 MILPO 13,20 5,22 5,22 5,22 5,22 5,22 5,22 5,22 5,22 5,22 5,22 5,22 Morococha 2,40 0,08 0,08 0,09 0,10 0,10 0,11 0,11 0,12 0,12 0,13 0,13 Morococha 50,00 1,08 1,08 1,08 1,08 1,08 1,08 1,08 1,08 1,08 1,08 1,08 N Trujillo 33,00 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 NMIRAF 33,00 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 Nueva Aldea 33,00 0,00 0,00 0,00 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 Nuevo Porvenir 33,00 0,00 0,00 0,00 0,18 0,18 0,19 0,19 0,20 0,20 0,21 0,21 Nuevo Progreso 33,00 0,00 0,00 0,00 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,03 0,03 Orellana 33,00 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 Oroya 2,30 0,71 0,76 0,82 0,90 0,95 1,00 1,05 1,10 1,15 1,20 1,25 OXAPAMPA 23,00 0,80 0,85 0,92 1,00 1,06 1,12 1,17 1,23 1,28 1,34 1,40 P.BERMUDEZ-B2 33,00 0,32 0,34 0,36 0,40 0,42 0,44 0,46 0,49 0,51 0,53 0,55 Pachachaca 2,30 0,44 0,47 0,50 0,55 0,58 0,61 0,64 0,67 0,70 0,73 0,77 PARAGSHA 1 12,00 13,89 13,89 13,89 13,89 13,89 13,89 13,89 13,89 13,89 13,89 13,89 PARAGSHA 1 50,00 3,28 3,28 3,28 3,28 3,28 3,28 3,28 3,28 3,28 3,28 3,28 PARAGSHA 2 138,00 7,98 8,07 8,17 8,30 8,39 8,48 8,56 8,65 8,74 8,83 8,91 PASCO 22,90 5,18 5,53 5,97 6,52 6,89 7,25 7,62 7,98 8,35 8,71 9,08 PICHANAKI-B2 33,00 1,11 1,19 1,28 1,40 1,48 1,56 1,64 1,72 1,79 1,87 1,95 PICHANAKI-B3 33,00 0,81 0,86 0,93 1,02 1,08 1,13 1,19 1,25 1,30 1,36 1,42 PISCOZ 33,00 0,00 0,00 0,00 0,02 0,02 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 Pto Inca 33,00 0,09 0,09 0,10 0,11 0,12 0,12 0,13 0,14 0,14 0,15 0,15 Pto Mayro 33,00 0,01 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,03 Pto Zangaro 33,00 0,05 0,05 0,06 0,06 0,06 0,07 0,07 0,07 0,08 0,08 0,08 Pueblo Libre 33,00 0,00 0,00 0,00 0,02 0,02 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 Pueblo Nuevo SC 33,00 0,00 0,00 0,00 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,03 0,03 Puerto Laguna 33,00 0,00 0,00 0,00 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,08 0,08 0,08 Puerto Siria 33,00 0,00 0,00 0,00 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,07 RDOERUN 50,00 40,97 46,91 59,04 59,04 59,04 59,04 59,04 59,04 59,04 59,04 59,04 ROSAURA 50,00 2,97 2,97 2,97 2,97 2,97 2,97 2,97 2,97 2,97 2,97 2,97 S.E. JUNIN 13,20 0,81 0,87 0,93 1,02 1,08 1,14 1,19 1,25 1,31 1,36 1,42 S.E. PACHACAYO 13,20 0,28 0,30 0,32 0,35 0,37 0,39 0,41 0,43 0,45 0,47 0,49 San Antonio 4,16 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 San Antonio 50,00 2,07 2,07 2,07 2,07 2,07 2,07 2,07 2,07 2,07 2,07 2,07 SAN CRISTOBAL 2,40 1,91 1,91 1,91 1,91 1,91 1,91 1,91 1,91 1,91 1,91 1,91 SAN CRISTOBAL 4,16 2,25 2,25 2,25 2,25 2,25 2,25 2,25 2,25 2,25 2,25 2,25 SAN JOSE 44,00 0,34 0,36 0,39 0,43 0,45 0,47 0,50 0,52 0,54 0,57 0,59 SAN JUAN (ELAN) 11,00 0,88 0,88 0,88 0,88 0,88 0,88 0,88 0,88 0,88 0,88 0,88 SAN JUAN (ELAN) 50,00 1,46 1,53 1,63 1,75 1,83 1,91 1,99 2,07 2,15 2,23 2,31 San Mateo Pco 50,00 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 SATIPO-B2 33,00 1,74 1,86 2,00 2,19 2,31 2,43 2,56 2,68 2,80 2,92 3,05 SCRISTSC 33,00 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 SFRANSC 33,00 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 Shelby 50,00 9,11 9,13 9,14 9,16 9,18 9,19 9,20 9,22 9,23 9,25 9,26 SJ Codo 33,00 0,00 0,00 0,00 0,03 0,03 0,03 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04





2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

SROSADPATA 33,00 0,00 0,00 0,00 0,04 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 SROSAYANA 33,00 0,03 0,03 0,03 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,05 0,05 0,05 Sta Rosa 33,00 0,02 0,02 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,04 0,04 0,04 0,04 TICLIO50 50,00 0,58 0,58 0,58 0,58 0,58 0,58 0,58 0,58 0,58 0,58 0,58 Tingo Malpaso 33,00 0,00 0,00 0,00 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 Uchucchacua 33,00 7,90 7,90 7,90 7,90 7,90 7,90 7,90 7,90 7,90 7,90 7,90 Villa Rica 23,00 2,91 3,08 3,29 3,56 3,74 3,92 4,10 4,28 4,46 4,64 4,83 Yaupi 23,00 0,33 0,35 0,38 0,41 0,43 0,46 0,48 0,50 0,53 0,55 0,57 Yuyapichis 33,00 0,04 0,04 0,05 0,05 0,06 0,06 0,06 0,06 0,07 0,07 0,07

Total: AT 106,63 113,66

127,89

129,55

130,26

130,97

131,67

132,38

133,09

133,81

134,52

Total: MAT 7,98 8,07 8,17 8,30 8,39 8,48 8,56 8,65 8,74 8,83 8,91 Total: MT 66,09 67,14 68,45 70,10 71,19 72,29 73,38 74,47 75,57 76,66 77,76 Total: Pasco y Pasco Rural

180,70 188,86

204,52

207,95

209,84

211,73

213,62

215,51

217,40

219,29

221,19

Sistema de Tingo Maria AUCAYACU 22,90 0,94 1,01 1,09 1,19 1,25 1,32 1,39 1,45 1,52 1,58 1,65 Total: MT 0,94 1,01 1,09 1,19 1,25 1,32 1,39 1,45 1,52 1,58 1,65 Total: Sistema de Tingo Maria 0,94 1,01 1,09 1,19 1,25 1,32 1,39 1,45 1,52 1,58 1,65

Tarma-Chanchamayo y Tarma Rural

CHANCHAMAYO 22,90 4,93 5,26 5,68 6,21 6,55 6,90 7,25 7,59 7,94 8,29 8,64

CONDORCOCHA 44,00 3,27 3,27 3,27 3,27 3,27 3,27 3,27 3,27 3,27 3,27 3,27 CONDORCOCHA 138,00 10,03 10,03 10,03 10,03 10,03 10,03 10,03 10,03 10,03 10,03 10,03 S.E. NINATAMBO 10,00 3,34 3,57 3,85 4,21 4,45 4,68 4,92 5,16 5,39 5,63 5,86 S.E. NINATAMBO 22,90 1,91 2,04 2,21 2,41 2,55 2,68 2,82 2,95 3,09 3,22 3,36

Total: AT 3,27 3,27 3,27 3,27 3,27 3,27 3,27 3,27 3,27 3,27 3,27 Total: MAT 10,03 10,03 10,03 10,03 10,03 10,03 10,03 10,03 10,03 10,03 10,03 Total: MT 10,18 10,88 11,74 12,83 13,55 14,27 14,98 15,70 16,42 17,14 17,86 Total: Tarma-Chanchamayo y Tarma Rural 23,48 24,17 25,04 26,13 26,85 27,56 28,28 29,00 29,72 30,44 31,15

Tingo Maria TINGO MARÍA 10,00 5,31 5,67 6,12 6,69 7,06 7,44 7,81 8,18 8,56 8,93 9,31 Total: MT 5,31 5,67 6,12 6,69 7,06 7,44 7,81 8,18 8,56 8,93 9,31 Total: Tingo Maria 5,31 5,67 6,12 6,69 7,06 7,44 7,81 8,18 8,56 8,93 9,31

Tocache TOCACHE 23,00 4,78 5,10 5,51 6,02 6,36 6,69 7,03 7,37 7,71 8,04 8,38 Total: MT 4,78 5,10 5,51 6,02 6,36 6,69 7,03 7,37 7,71 8,04 8,38 Total: Tocache 4,78 5,10 5,51 6,02 6,36 6,69 7,03 7,37 7,71 8,04 8,38

En el siguiente gráfico se muestra la proyección de la demanda de potencia, correspondiente al Área de Demanda 5, según las propuestas de las TITULARES y los resultados obtenidos por OSINERGMIN.



Proyección de la demanda coincidente a Nivel Sistema: Área 5

0

100

200

300

400

500

600

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

AÑOS

MW

OSINERGMINTITULARES

Luego de efectuar la integración de la proyección de las demandas de Usuarios Menores, Usuarios Mayores y Demandas Adicionales, según el procedimiento establecido en la NORMA TARIFAS, se obtiene la siguiente proyección de la demanda correspondiente al Área de Demanda 5:



Año MAT AT MT Demanda Total

Tasa Anual

% 2007 178,02 1 075,44 1 084,59 2 338,05 2008 178,02 1 088,68 1 164,87 2 431,56 4,00% 2009 178,02 1 144,48 1 213,79 2 536,29 4,31% 2010 178,02 1 275,43 1 274,43 2 727,87 7,55% 2011 178,02 1 281,54 1 346,42 2 805,97 2,86% 2012 178,02 1 283,47 1 393,89 2 855,37 1,76% 2013 178,02 1 285,41 1 441,36 2 904,79 1,73% 2014 178,02 1 287,34 1 488,83 2 954,19 1,70% 2015 178,02 1 289,27 1 536,31 3 003,60 1,67% 2016 178,02 1 291,21 1 583,79 3 053,02 1,65% 2017 178,02 1 293,16 1 631,27 3 102,45 1,62% 2018 178,02 1 295,11 1 678,76 3 151,88 1,59%

Tasa Promedio 2,77%



11.2 Sistema Eléctrico a Remunerar OSINERGMIN ha procedido a determinar el Sistema Eléctrico a Remunerar (SER) del Área de Demanda 5, en base a la mejor información disponible, considerando la información de las propuestas y opiniones presentadas tanto por ELECTROCENTRO como por ELECTRO ANDES, así como a los análisis realizados por OSINERGMIN.

En consecuencia, OSINERGMIN ha procedido a determinar el SER del Área de Demanda 5, 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, así como las SET AT/MT.

- 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 la 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.

- En el presente proceso regulatorio se mantiene el mismo criterio de reserva empleado para las regulaciones tarifarias anteriores, que consiste en 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 30MW. 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, salvo los casos que como parte del Plan de Inversiones se implemente transformadores de mayor capacidad que impliquen un transformador de reserva de la misma magnitud y el anterior transformador de reserva sea destinado a operar en alguna subestación dentro del Área de Demanda.

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, para realizar a partir de éstos 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 mediante nuevas líneas o refuerzo de lo existente, para atender la demanda. 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 de transmisión y validada con la información disponible por OSINERGMIN, las instalaciones del SST del Área de Demanda 5, 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

En la Tabla siguiente se presentan el cálculo del porcentaje de utilización de los transformadores de dos devanados en el Área de Demanda 5 al año 2018. En dicho cuadro se señalan los transformadores de dos devanados que presentarían sobrecarga.


SOBRECARGA EN TRANSFORMADORES DE DOS DEVANADOS

Nombre Lado HV Barras

Lado LV Barras

Pot.Nom. MVA

Nivel de Carga %

Tr 2 Yuncan G1 YUNCAN220 YUNC1 48,2 90,805 Tr 2 Yuncan G2 YUNCAN220 YUNC2 48,2 90,805 Tr 2 Yuncan G3 YUNCAN220 YUNC3 48,2 90,805 Tr2 csl_Chumpe CHUMP69 CHUMP13 9 98,192 Tr2 csl_Concepcion CONCE33 CONCE13 5 9,700




Lado LV Barras

Pot.Nom. MVA

Nivel de Carga %

tr2 Andaychagua ANDA50 ANDA23 2 0,347 tr2 ChalaNueva CHALN33 CHALA13 1 355,422 tr2 Chupaca CHUP33 CHUP13 5 115,803 tr2 Comas COMAS33 COMAS13 0,63 56,645 tr2 Goyllar GOYLLA50 GOYLLA13 3 37,593 tr2 Huancayoccasa HUANCA33 HUANCA13 1 86,513 tr2 Huarisca_a HUARI33 HUARI13 0,5 143,525 tr2 Junin JUNIN50 JUNIN13 3,75 45,652 tr2 Matapa_a MAPAT33 MATAP13 0,2 32,650 tr2 Matapa_b MAPAT33 MATAP13 0,2 32,650 tr2 Pachacayo PACHYO69 PACHYO13 1 100,614 tr2 ParqIndustrial_a PQIND60 PQIND10 20 119,178 tr2 ParqIndustrial_b PQIND60 PQIND10 8,75 166,405 tr2 Restitucion RESTI33 RESTI13 0,5 21,979 tr2 Salecianos_a SALE60 SALE10 15 101,604 tr2 Salecianos_b SALE60 SALE10 11 135,219 tr2 SanJose SJOSE50 SJOSE23 5 14,634 tr2 Tablachaca TABLA33 TABLA23 1,5 73,131 tr2 anday_802 ANDAY50 ANDAY4 10 49,249 tr2 atacocha_801 ATAC50 ATAC04 2,01 0,320 tr2 atacocha_802 ATAC50 ATAC04 2,01 0,320 tr2 bel_571 BELLAV50 BELLA2.4 0,52 1,841 tr2 cang_801 CANG60 CANG23 3 56,093 tr2 cas_571 CNOR50 CNOR4.16 2,5 9,780 tr2 cas_572 CAS50 CAS2.4 9 29,043 tr2 cas_573 CAS50 CAS4.16 3 14,052 tr2 casaf_801 CASAF50 CASF2 7,5 0,343 tr2 casaf_802 CASAF50 CASF2 7,5 0,343 tr2 casaf_803 CASAF50 CASF2 7,5 0,343 tr2 chaprin_801 CHAPR50 CHAPR2 3,75 31,420 tr2 chaprin_802 CHAPR50 CHAPR2 3,3 30,045 tr2 condor_801 COND138 COND44 20 137,811 tr2 exc_571 EXCEL50 EXPD2.4 3 23,402 tr2 exc_572 EXCEL50 EXC2.4 1,5 63,492 tr2 exc_573 EXCEL50 CPIED12 10 50,105 tr2 hua_571 HCHOR50 HCHOR10 10,2 85,525 tr2 hua_572 HCHOR50 HCHOR10 10,2 85,525 tr2 huant_801 HUANT60 HUANT10 3 206,940 tr2 huanu_11 HUANU138 HUANU10 33,33 92,272 tr2 hui_571 HUICRA50 HUICRA2 1,5 37,797 tr2 macha_801 MACHA60 MACHA23 3 25,043 tr2 mal_571 MALPA50 MALP1 17 66,506 tr2 mal_572 MALPA50 MALP2 17 66,506 tr2 mal_573 MALPA50 MALP3 17 66,506 tr2 mal_574 MALPA50 MALP4 17 66,506 tr2 man_271 CARMI220 SAM1 120 87,244 tr2 marh_801 MAHR50 MAHRT2 6 43,488 tr2 milpo_801 MILPO50 MILPO13 50 18,432 tr2 mor_571 MORO50 MORO2.4 6 1,245 tr2 morococha_c CMOR50 CMOR2.4 3,75 87,518




Lado LV Barras

Pot.Nom. MVA

Nivel de Carga %

tr2 oro_571 OROY50 OROY2.3 11 68,269 tr2 oro_651 ONU69 ONU50 12,5 80,311 tr2 pac_571 PACHA50 PACHA2.3 18 41,943 tr2 santo_801 SANTO50 SANTO4 1,5 68,416 tr2 scris_801 SCRIS50 SCRIS2 3,75 52,071 tr2 sju_572 SJUA50 SJUA11 15 19,012 tr2 sris_802 SCRIS50 SCRIS4 3 76,436 tr2 tmaria_801 TMAR138 TMARI10 16,7 64,293 tr2 yau_171 YAUP138 YAU13A 75 76,587 tr2 yau_172 YAUP138 YAU13B 50 72,454 tr2_ParqIndustrial_c PQIND33 PQIND10 5 131,538

Asimismo, se presenta el cálculo del porcentaje de utilización de los transformadores de tres devanados en el Área de Demanda 5 al año 2018. En dicho cuadro se señalan los transformadores de dos devanados que presentarían sobrecarga.


SOBRECARGA EN TRANSFORMADORES DE TRES DEVANADOS

Nombre

Lado HV Barras

Lado MV Barras

Lado LV Barras

Pot.Nom. HV

MVA

Pot.Nom. MV

MVA

Pot.Nom. LV

MVA

Nivel de Carga (HV)

%

Nivel de Carga (MV)

%

Nivel de Carga (LV) %

tr3 Chanchamayo CHAN44 CHAN35 CHAN23 13 5,2 9,1 94,68 0,00 116,52 tr3 Ingenio INGE60 INGE23 INGE10 12,5 12,5 4,2 86,83 83,43 0,00 tr3 Mantaro_a MAN33 SAM1 MANTa 5 5 1 19,34 19,62 0,00 tr3 Mantaro_b MAN33 SAM1 MANTb 5 5 1 19,34 19,62 0,00 tr3 Pasco PASCO50 PASCO23 PASCO4 12,5 12,5 4,2 93,09 89,42 0,00 tr3 Restitucion REST33 RON1 REST 5 5 1 2,19 2,48 0,00 tr3 Yaupi_121 YAUP138B YAU23 YAU13B 25 4 25 7,33 16,33 8,97 tr3 Yuncan YUNCAN220 YUNCAN138 YUN23 120 120 9 81,42 81,44 0,00 tr3 auca_8001 AUCA138 AUCA60 AUCA23 15 10 8 12,55 0,00 22,85 tr3 aya_8001 AYA60 AYA23 AYA10 15 4 15 111,21 71,25 75,33 tr3 cam_2671 CARMI220 COBRI_69 COBRI_10 50 50 16,7 66,57 63,04 0,00 tr3 car_1571 CARHUA138 CARHUA50 CARHUA11 30 30 6,57 22,98 24,45 0,00 tr3 carhuam_8001

CARHUA50 CARHUA23 CARHUA13 8,75 5 3,75 36,59 34,02 36,83

tr3 cobriz_8001 COBR69 COBRI10 COBRI4 26 13,3 13,3 13,44 25,64 0,00 tr3 conce_8001 CONCE60 CONCE13 CONCE6 13 13 5 56,88 50,46 0,00 tr3 hua_2671 HVELI220 HVELIC60 HVELI10 30 30 10 72,44 46,21 88,81 tr3 huy_2671 HUAYU220 HUAYU60 HUAYU10 50 50 10 121,08 101,40 73,59 tr3 huy_2672 HUAYU220 HUAYU60 - HUAYU10 30 30 10 129,72 124,36 0,00 tr3 jauja_8001 JAUJA60 JAUJA13 JAUJA10 7 7 3 136,89 129,75 0,00 tr3 marcop_8001 MARCO50 MARCO4 CHICR04 5 3 2 0,00 0,00 0,00 tr3 oro_1571 ONU138 ONU50 ONU10A 30 30 6,57 32,65 34,57 0,00 tr3 oro_1572 ONU138 ONU50 ONU10B 30 30 6,57 32,65 34,57 0,00



Nombre

Lado HV Barras

Lado MV Barras

Lado LV Barras

Pot.Nom. HV

MVA

Pot.Nom. MV

MVA

Pot.Nom. LV

MVA

Nivel de Carga (HV)

%

Nivel de Carga (MV)

%

Nivel de Carga (LV) %

tr3 oro_2571 ONU220 ONU50 ONU13A 100 100 33 90,55 89,68 0,00 tr3 oxap_8001 OXA138 OXA60 OXA23 20 13 10 8,05 0,00 15,50 tr3 pamp_8001 PAMP69 PAMP23 PAMP10 9 9 2,5 27,44 14,55 61,53 tr3 par_1571 PARAG138 PARAG50 PARAG12 44 35 44 61,24 56,53 17,91 tr3 par_1572 PARAG138 PARAG50 PARAG12 44 35 44 61,24 56,53 17,91 tr3 par_2171 PARAG220 PARAGII PARAG10 120 120 40 93,22 90,12 0,00 tr3 tarma_8001 TARMA44 TARMA23 TARMA10 10 5 5 100,94 71,62 121,59 tr3 tin_2171 TMAR220 TMAR138 TMAR10 50 50 0,38 138,58 126,90 0,00 tr3 toca_8001 TOCA138 TOCA23 TOCA10 7 7 2 157,20 144,36 0,00 tr3 uchu_8001 UCHU138 UCHU33 UCHU4 20 18 20 42,99 47,50 0,00

• Sobrecargas en líneas de transmisión

En el cuadro siguiente se presenta el cálculo del porcentaje de utilización de las líneas de transmisión en el Área de Demanda 5 al año 2018. En dicho cuadro se observa que ninguna de las líneas de transmisión del Área de Demanda 5 presentaría sobrecarga.


SOBRECARGA EN TRANSFORMADORES DE TRES DEVANADOS

Nombre Terminal i Barras

Terminal j Barras Cable Aéreo Lín.

Par. Long.

km Unom

kV Inom

kA Nivel de Carga

% Lne Bellavista-Antuquito_L6535B_tramo1

ANTUQ50 ROSAURA50 Línea Aérea 1 1,953 50 0,291 50,73

Lne Bellavista-Antuquito_L6535B_tramo2

BELLAV50 ROSAURA50 Línea Aérea 1 1,953 50 0,291 65,08

Lne Bellavista-SanMateo_L6535 BELLAV50 SMAT50 Línea Aérea 1 6,997 50 0,291 65,08 Lne C.Carahuacra-M.Carahuacra_L6527B

CCARH50 MCARH50 Línea Aérea 1 3,592 50 0,219 27,14

Lne CampoArmino-Huancavelica_L2204

HVELI220 CARMI220 Línea Aérea 1 66,47 220 0,472 11,81

Lne CampoArmino-Huayucachi_L2220 HUAYU220 CARMI220 Línea Aérea 1 76,59 220 0,472 164,04 Lne Carhuamayo-Caripa_L1702 CARHUA138 CARIPA138 Línea Aérea 1 53,49 138 0,489 20,15 Lne Carhuamayo-Paragsha2_L1703 PARAGII CARHUA138 Línea Aérea 1 39,69 138 0,489 17,82 Lne Carhuamayo-Paragsha2_L2258 CMAYO220 PARAG220 Línea Aérea 1 42,2 220 0,486 86,27 Lne Carhuamayo-Yuncan_L2265 YUNCAN220 CMAYO220 Línea Aérea 1 53,2 220 1,025 29,28 Lne Carhuamayo-Yuncan_L2266 YUNCAN220 CMAYO220 Línea Aérea 1 53,2 220 1,025 29,28 Lne Caripa-Condorcocha_L1706 CARIPA138 COND138 Línea Aérea 1 13 138 0,489 39,71 Lne CarlosFrancisco-Antuquito_L6535A

CFRA50 ANTUQ50 Línea Aérea 1 1,566 50 0,28 19,90

Lne CarlosFrancisco-Antuquito_L6535A1

CFRA50 ANTUQ50 Línea Aérea 1 1,566 50 0,28 19,90

Lne CarlosFrancisco-Casapalca_L1 CAS50 CFRA50 Línea Aérea 1 2 50 0,28 13,21 Lne CasapNorte-CarlosFrancisco_L6532B

CNOR50 CFRA50 Línea Aérea 1 1,234 50 0,28 6,50

Lne CasapNorte-CarlosFrancisco_L6533B

CNOR50 CFRA50 Línea Aérea 1 1,234 50 0,28 6,50

Lne Churruca_CasapalcaNorte_L6532A

CHURRU50 CNOR50 Línea Aérea 1 6,326 50 0,28 5,55

Lne Curipata-Pachachaca_L6525B CURIP50 PACHA50 Línea Aérea 1 8,932 50 0,47 19,98





Par. Long.

km Unom

kV Inom

kA Nivel de Carga

% Lne DerAnday_Andaychagua Derv_Anday ANDA50 Línea Aérea 1 0,2 50 0,219 0,04 Lne DervAnday_AndaychaguaELC_L6539C

Derv_Anday ANDAY50 Línea Aérea 1 1,362 50 0,219 27,00

Lne Huanchor-SanMateo_L6685 SMAT50 HCHOR50 Línea Aérea 1 4,3 60 0,35 54,61 Lne M.Carahuacra-SanAntonio_L6527C

MCARH50 SANTO50 Línea Aérea 1 1,533 50 0,219 20,90

Lne MahrTunel-ConcCarahuacra_L6527A

MAHR50 CCARH50 Línea Aérea 1 7,906 50 0,219 39,11

Lne Morococha-AustriaDuvaz_L6528C MORO50 DUVAZ50 Línea Aérea 1 1,288 50 0,25 2,99 Lne Morococha_Churruca_L6532A MORO50 CHURRU50 Línea Aérea 1 6,689 50 0,28 5,47 Lne Morococha_Ticlio_L6533A MORO50 TICLIO50 Línea Aérea 1 6,689 50 0,28 4,58 Lne OroyaNueva-Carhuamayo_L2259 CMAYO220 ONU220 Línea Aérea 1 75,5 220 0,486 37,90 Lne OroyaNueva-Caripa_L1705 ONU138 CARIPA138 Línea Aérea 1 20,47 138 0,489 20,23 Lne OroyaNueva-Curipata_L6525A CURIP50 ONU50 Línea Aérea 1 9,842 50 0,44 25,16 Lne Pachachaca-MahrTunel_L6526 PACHA50 MAHR50 Línea Aérea 1 2,471 50 0,25 46,59 Lne Pachachaca-Morococha_L6529 PACHA50 MORO50 Línea Aérea 1 12,94 50 0,291 10,31 Lne Pachachaca-Morococha_L6530 PACHA50 MORO50 Línea Aérea 1 12,945 50 0,291 10,31 Lne Pachachaca-OroyaNueva_L2224 ONU220 PACHA220 Línea Aérea 1 21,63 220 0,4 32,16 Lne Pachachaca-OroyaNueva_L6538 PACHA50 ONU50 Línea Aérea 1 18,19 50 0,346 31,54 Lne Pachachaca-SanCristobalB_L6539A

SCRIS50 PACHA50 Línea Aérea 1 17,113 50 0,291 35,79

Lne Pachachaca-Yauli_L6528A PACHA50 YAULI50 Línea Aérea 1 7,901 50 0,25 12,04 Lne Paragsha1-Paragsha2_L1704 PARAG138 PARAGII Línea Aérea 1 1,85 138 0,489 53,02 Lne Paragsha2-Huanuco_L1120 PARAGII HUANU138 Línea Aérea 1 86,21 138 0,188 54,91 Lne Paragsha2-Uchuchacua_L1123 PARAGII UCHU138 Línea Aérea 1 47,86 138 0,435 18,70 Lne SanAntonio-SanCristobal_L6257D SCRIS50 SANTO50 Línea Aérea 1 1,895 50 0,219 5,16 Lne SanCristobal-AndaychaguaELC_L6539B

SCRIS50 Derv_Anday Línea Aérea 1 5,75 50 0,219 27,00

Lne Ticlio_CasapalcaNorte_L6533A TICLIO50 CNOR50 Línea Aérea 1 6,326 50 0,28 6,57 Lne TingoMaria-Aucayacu_L1122 TMAR138 AUCA138 Línea Aérea 1 44,2 138 0,188 90,64 Lne TingoMaria-Huanuco_L1121 TMAR138 HUANU138 Línea Aérea 1 88,16 138 0,188 46,93 Lne Tocache-Aucayacu_L1124 TOCA138 AUCA138 Línea Aérea 1 107,76 138 0,188 90,77 Lne Yauli-AustriaDuvaz_L6528B YAULI50 DUVAZ50 Línea Aérea 1 2,69 50 0,25 12,09 Lne Yaupi-Oxampampa_L1203 YAUP138B OXA138 Línea Aérea 1 28,3 138 0,251 3,19 Lne Yaupi-Yuncan_L1701 YAUP138 YUNCAN138 Línea Aérea 1 14,03 138 0,736 55,58 Lne csl_Concepcion-Ingenio CONCE33 INGE33 Línea Aérea 1 6 33 0,29 2,91 lne BVI_LAF_51 BVISTA LAFUND Línea Aérea 1 2,15 50 0,291 22,50 lne BVI_SHE_51 BVISTA SHELBY Línea Aérea 1 6,45 50 0,291 24,62 lne BVI_VAL_51 BVISTA VALEGR Línea Aérea 1 7,11 50 0,28 43,53 lne CAR_JUN_51 CARHUA50 Derv_Junin Línea Aérea 1 27,43 50 0,28 20,38 lne CAR_SHE_51 CARHUA50 SHELBY Línea Aérea 1 22,94 50 0,346 25,49 lne CASAF_PLOXI_81 CASAF50 PLOXI50 Línea Aérea 1 0,12 50 0,346 71,21 lne CHU_PAC_61 CHUMP69 PACHYO69 Línea Aérea 1 63,92 69 0,3732 20,41 lne COB1_COB2_81 COBRI_69C COBR69 Línea Aérea 1 55 69 0,4853 50,57 lne COB_PAMP_81 PAMP69 COBRI_69P Línea Aérea 1 27,826 50 0,346 6,87 lne COND_TARMA_81 COND44 TARMA44 Línea Aérea 1 15,65 44 0,363 79,33 lne Carhuamayo_DervSJose CARHUA50

Derv_SanJose Línea Aérea 1 22,94 50 0,346 17,69

lne Chupaca_Huarisca CHUP33 HUARI33 Línea Aérea 1 8,05 33 0,225 33,10 lne Cobriza_DervMachahuay COBR69 Derv_Macha Línea Aérea 1 1,45 69 0,565 37,78 lne Comas_Matapa COMAS33 MAPAT33 Línea Aérea 1 39,19 33 0,16 1,82 lne DMILPO_MILPO_81 MILPO50 Derv_Milpo Línea Aérea 1 0,87 50 0,575 17,96





Par. Long.

km Unom

kV Inom

kA Nivel de Carga

% lne DMILPO_Pasco Derv_Milpo PASCO50 Línea Aérea 1 2,61 50 0,291 55,10 lne DerConcep_Concepcion Derv_Concep CONCE60 Línea Aérea 1 2 50 0,346 20,57 lne DerivMarcavalle_Marcavalle ALAMB MARCA50 Línea Aérea 1 0,86 50 0,346 14,44 lne DervCangallo_Ayacucho Derv_Canga AYA60 Línea Aérea 1 4,5 50 0,346 42,18 lne DervCangallo_Cangallo Derv_Canga CANG60 Línea Aérea 1 63,11 66 0,565 3,25 lne DervConcep_Jauja Derv_Concep JAUJA60 Línea Aérea 1 26,5 50 0,346 27,57 lne DervHuanca_Huancayoccasa Derv_Huanca HUANCA33 Línea Aérea 1 0,63 33 0,19 7,97 lne DervHuanca_Tablachaca Derv_Huanca TABLA33 Línea Aérea 1 17 33 0,19 10,10 lne DervHuanta_DervCangallo Derv_Huanta Derv_Canga Línea Aérea 1 23,72 69 0,565 27,70 lne DervHuanta_Huanta Derv_Huanta HUANT60 Línea Aérea 1 0,65 69 0,565 9,61 lne DervJunin_Junin Derv_Junin JUNIN50 Línea Aérea 1 0,2 50 0,28 7,06 lne DervMachahuay_DervHuanta Derv_Macha Derv_Huanta Línea Aérea 1 51,78 69 0,565 36,99 lne DervMachahuay_Machahuay Derv_Macha MACHA60 Línea Aérea 1 0,3 69 0,565 1,16 lne DervSJose_SJose

Derv_SanJose SJOSE50 Línea Aérea 1 27 50 0,346 2,47

lne Derv_SJose_Excelsior Derv_SanJose

EXCEL50 Línea Aérea 1 18,116 50 0,291 19,73

lne EXC_PAR_51 EXCEL50 PARAG50 Línea Aérea 1 1,22 50 0,515 52,13 lne FUN_ORN_51 FUNDIC ONU50 Línea Aérea 1 2,68 50 0,575 42,64 lne FUN_ORN_52 FUNDIC ONU50 Línea Aérea 1 2,47 50 0,575 46,28 lne FUN_TORR8_81 FUNDIC COTRE50 Línea Aérea 1 0,46 50 0,575 42,84 lne HUAY_SALES_81 HUAYU60 SALE60 Línea Aérea 1 8,02 50 0,346 235,82 lne HUI_GOY_51 HUICRA50 GOYLLA50 Línea Aérea 1 24,17 50 0,28 4,65 lne HVELIC_ING_81 HVELIC60 INGE60 Línea Aérea 1 32,9 60 0,6 17,63 lne Huarisca_ChalaNueva HUARI33 CHALN33 Línea Aérea 1 13,36 33 0,225 27,64 lne Ingenio_Comas INGE33 COMAS33 Línea Aérea 1 32,39 33 0,16 5,24 lne MAL_CAR_51 MALPA50 CARHUA50 Línea Aérea 1 64,7 50 0,28 24,30 lne MAL_JUN_51 MALPA50 Derv_Junin Línea Aérea 1 37,25 50 0,28 27,15 lne MAL_MAY_51 MALPA50 MAYUP Línea Aérea 1 18,26 50 0,575 32,49 lne MARCOP_ATAC_81 MARCO50 ATAC50 Línea Aérea 1 1,5 50 0,575 0,03 lne MARCOP_CHAP_81 MARCO50 CHAPR50 Línea Aérea 1 15 50 0,575 4,35 lne MAY_ORO_51 MAYUP ONU50 Línea Aérea 1 1,82 50 0,575 30,86 lne Mantaro_DervHuanca MAN33 Derv_Huanca Línea Aérea 1 6 33 0,19 17,88 lne ORO_CASAF_81 OROY50 CASAF50 Línea Aérea 1 2,389 50 0,515 47,93 lne ORO_MAL_51 OROY50 MALPA50 Línea Aérea 1 18,26 50 0,457 36,25 lne Oroya_Marcavalle ONU50 ALAMB Línea Aérea 1 0,1 50 0,346 55,84 lne PAC_ORO_61 PACHYO69 ONU69 Línea Aérea 1 37,8 69 0,3732 21,84 lne PARAG_MARCOP_81 MARCO50 PARAG50 Línea Aérea 1 17,2 50 0,346 7,10 lne ParqIndustrial_Chupaca PQIND33 CHUP33 Línea Aérea 1 5,63 33 0,225 46,41 lne ParqIndustrial_DervConcep PQIND60 Derv_Concep Línea Aérea 1 16,9 50 0,346 47,26 lne Pasco_Huicra PASCO50 HUICRA50 Línea Aérea 1 2,61 50 0,291 9,04 lne Restitucion REST33 RESTI33 Línea Aérea 1 0,2 50 0,346 0,56 lne SALES_PQIND_81 PQIND60 SALE60 Línea Aérea 1 3,23 50 0,346 152,66 lne SJU_VAL_51 SJUA50 VALEGR Línea Aérea 1 2,71 50 0,291 15,78 lne Simsa_Chanchamayo Simsa CHAN44 Línea Aérea 1 13,89 44 0,363 44,49 lne TMI_PAR_51 Derv_Milpo PARAG50 Línea Aérea 1 2,53 50 0,575 36,25 lne TORR8_PLOXI_81 COTRE50 PLOXI50 Línea Aérea 1 1 50 0,346 71,21 lne Tarma_Simsa TARMA44 Simsa Línea Aérea 1 47,68 44 0,363 44,68 lne VAL_EXC_51 VALEGR EXCEL50 Línea Aérea 1 4,55 50 0,346 47,30 lne morococha L531 MORO50 CMOR50 Línea Aérea 1 0,2 50 0,28 13,53 Lne Bellavista- ANTUQ50 ROSAURA50 Línea Aérea 1 1,953 50 0,291 50,73





Par. Long.

km Unom

kV Inom

kA Nivel de Carga

% Antuquito_L6535B_tramo1 Lne Bellavista-Antuquito_L6535B_tramo2

BELLAV50 ROSAURA50 Línea Aérea 1 1,953 50 0,291 65,08

Lne Bellavista-SanMateo_L6535 BELLAV50 SMAT50 Línea Aérea 1 6,997 50 0,291 65,08 Lne C.Carahuacra-M.Carahuacra_L6527B

CCARH50 MCARH50 Línea Aérea 1 3,592 50 0,219 27,14

Lne CampoArmino-Huancavelica_L2204

HVELI220 CARMI220 Línea Aérea 1 66,47 220 0,472 11,81

Lne CampoArmino-Huayucachi_L2220 HUAYU220 CARMI220 Línea Aérea 1 76,59 220 0,472 164,04 Lne Carhuamayo-Caripa_L1702 CARHUA138 CARIPA138 Línea Aérea 1 53,49 138 0,489 20,15 Lne Carhuamayo-Paragsha2_L1703 PARAGII CARHUA138 Línea Aérea 1 39,69 138 0,489 17,82 Lne Carhuamayo-Paragsha2_L2258 CMAYO220 PARAG220 Línea Aérea 1 42,2 220 0,486 86,27 Lne Carhuamayo-Yuncan_L2265 YUNCAN220 CMAYO220 Línea Aérea 1 53,2 220 1,025 29,28 Lne Carhuamayo-Yuncan_L2266 YUNCAN220 CMAYO220 Línea Aérea 1 53,2 220 1,025 29,28 Lne Caripa-Condorcocha_L1706 CARIPA138 COND138 Línea Aérea 1 13 138 0,489 39,71

11.2.4.2 Análisis de Alternativas

A. Sistemas: Huancayo, Valle del Mantaro 1, Valle del Mantaro 2, Valle del Mantaro 3, Valle del Mantaro 4

Planteamiento de la Titular

a. ELECTROCENTRO indica que la ciudad de Huancayo y distritos del Valle del Mantaro son alimentados mediante la línea en 60 kV doble circuito Huayucachi-Salesianos-P.Industrial con energía proveniente de la SET Huayucachi 220/60/10 kV. Según la tendencia del crecimiento de la demanda, para el año 2009 la mencionada línea de transmisión estaría operando con su máxima capacidad térmica y la SET Parque Industrial entraría en régimen de sobrecarga. El diseño de las alternativas consideradas pro ELECTROCENTRO plantea modificar la configuración del sistema eléctrico Huancayo a fin de obtener un suministro confiable y permitir el crecimiento y expansión eléctrica cumpliendo con las Normas de Calidad. Al respecto, ELECTROCENTRO ha evaluado 02 alternativas de configuración seleccionando la alternativa con menores pérdidas y menores costos de inversión, la misma que consiste en fijar un nuevo punto de suministro para las localidades del Valle del Mantaro aliviando la carga de la línea Huayucachi-Salesianos-Parque Industrial y permitiendo también obtener el sistema en anillo para la ciudad urbana de Huancayo. La configuración propuesta por la empresa aprovecha la cercanía del recorrido de las líneas 220 kV del sistema Mantaro y plantea la construcción de una SET denominada Orcotuna I 220/60 kV ubicada en el Distrito de Orcotuna, la cual servirá como segundo punto de alimentación al sistema eléctrico de Huancayo, mediante la SET de interconexión Orcotuna II en 60 kV. En el Anexo B se presentan los diagramas unifilares de la alternativa propuesta por ELECTROCENTRO.

b. ELECTROCENTRO manifiesta que el sistema eléctrico Chumpe es atendido desde las barras de 12,5kV de la subestación Chumpe de propiedad de Electroandes, las mismas que alimentan la subestación



elevadora 22,9/12,5 kV de ELECTROCENTRO ubicada en forma adyacente a la mencionada SET. ELECTROCENTRO propone implementar una celda en 22,9 kV a fin de obtener selectividad de protecciones eléctricas en el alimentador.

Planteamiento de OSINERGMIN

a. La demanda eléctrica de la ciudad de Huancayo, para el año 10, está proyectada en alrededor de 50 MW. La distribución de la demanda entre las dos subestaciones existentes más la nueva subestación Huancayo Este, en construcción, resultaría en una carga aproximada de 17 MW por cada subestación. El hecho de considerar una subestación adicional reduciría el factor de utilización de las subestaciones por debajo de factores económicamente admisibles.

En el Anexo No. 1 presentado por la Titular, se muestra la planimetría de Huancayo, en el cual se puede observar que el planteamiento de la subestación Chilca produciría un acortamiento de los radios de acción de las subestaciones existentes, con lo cual la demanda atendida por cada subestación se reduciría.

Por otro lado, de la revisión al Anexo No. 2 presentado por la Titular, en el cual efectúa el análisis del cambio del transformador de Huayucachi 220/60/10 kV por otro de relación 220/60/13,2 kV, se concluye que el mismo no es sustentable, debido a que se estaría invirtiendo en un nuevo transformador dejándose en reserva otro transformador de la misma capacidad.

Desde la barra de 10 kV en la subestación Parque industrial se suministra energía a Chupaca, Huarisca y Chala Nueva; para lo cual se tiene un transformador para elevar la tensión a 33 kV. Debido a que este transformador se sobrecarga, la propuesta de inicial de OSINERGMIN contemplaba un arrollamiento terciario en la nueva subestación Orcotuna, de tal manera que utilizando un enlace existente de 60 kV, que sale de Parque Industrial, se conectaría a la barra de 33 kV en Chupaca, descongestionando el anillo de Huancayo.

La Empresa observa que es mejor mantener a Chupaca desde la SE Parque Industrial y conectar en 60 kV las subestaciones de Orcotuna y Parque Industrial, para lo cual se haría uso de una línea existente que pasa por la SE Orcotuna y sale de la SE Parque Industrial. El beneficio de este planteamiento es dar una mayor confiabilidad en 60 kV a la ciudad de Huancayo. Por lo tanto, se ha acogido esta opinión en la propuesta de OSINERGMIN.

Por lo tanto, la alternativa seleccionada comprendería la complementación de la subestación Orcotuna en donde se implementaría un transformador de 30 MVA, así como la implementación del transformador de 60/33/10kV de 20/15/15 MVA y las líneas de transmisión en 60 kV Huayucachi – Huancayo Este – Parque Industrial y la línea de transmisión en 60kV desde Concepción hasta la subestación Ingenio.



b. En relación a la subestación Chumpe de ELECTROCENTRO, de acuerdo a lo señalado en el numeral 13.1.1 de la NORMA TARIFAS, se establecen como tensiones normalizadas en media tensión a 10 kV y 22,9 kV, aplicables únicamente para las celdas de alimentadores. Por consiguiente, la propuesta de ELECTROCENTRO de implementar una celda de salida en su subestación Chumpe, no está comprendida en el alcance de la NORMA TARIFAS.

Asimismo, debemos señalar que la subestación elevadora Chumpe 12,5/22,9 kV de ELECTROCENTRO, es una instalación que forma parte del sistema de distribución eléctrica Valle del Mantaro 4, clasificado mediante Resolución OSINERG Nº 157-2005-OSCD como perteneciente al sector típico rural, cuyos costos de inversión y de operación y mantenimiento se reconocen mediante el Valor Agregado de Distribución, tarifa que se aprueba en los procesos de fijación de las tarifas de distribución eléctrica.

Por consiguiente, no se ha considerado la propuesta de ELECTROCENTRO en este punto.

B. Sistemas: Ayacucho, Ayacucho Rural, Cangallo-Llusita, Huanta-Cobriza, Huanta Rural, Pampas, Tablachaca, San Balvín


En la actualidad, las ciudades de Ayacucho y Huanta son atendidas con energía proveniente del SEIN mediante la LT 69 kV Cobriza-Huanta-Ayacucho de 134.7 km. Debido a su longitud, actualmente, la línea registra una caída de tensión total del orden del 20%, lo que impide obtener una adecuada regulación de tensión en las barras MT especialmente de las SET’s más alejadas como Ayacucho y Cangallo. Esta problemática impide la asignación de nuevas cargas al sistema eléctrico Ayacucho y aledaños, así como no permite la integración al SEIN de las localidades que forman parte del sistema eléctrico San Francisco.

A fin de permitir el crecimiento y expansión eléctrica cumpliendo las Normas de Calidad de Servicio, ELECTROCENTRO ha evaluado 04 alternativas para mejorar el nivel de caída de tensión de la LT 69 kV Cobriza – Huanta - Ayacucho.

La alternativa seleccionada por ELECTROCENTRO tendría un costo total sustancialmente menor que las demás alternativas evaluadas por la empresa, ofreciendo menores pérdidas y menores gastos de operación y mantenimiento. La alternativa permitiría aliviar la carga de la LT Cobriza-Huanta-Ayacucho independizando el suministro eléctrico de la ciudad de Ayacucho mediante un nuevo punto de alimentación desde la línea principal de transmisión 220 kV Mantaro-Socabaya y construyendo una subestación 220/69 kV, ubicada a 5 km de la subestación Mollepata. En el Anexo B del informe se presentan los diagramas unifilares con la configuración de la alternativa seleccionada por ELECTROCENTRO, la misma que considera la ampliación de la subestación Ayacucho, la conexión de San Francisco al Sistema Ayacucho y la implementación de una nueva conexión con el SEIN mediante la construcción de la subestación 220 kV La Quinua que se conecta a la línea Mantaro - Cotaruse.



Planteamiento de OSINERGMIN

Luego de los análisis realizados por OSINERGMIN, se considera que el planteamiento de alimentar la ciudad de Ayacucho desde la línea de transmisión 220 kV Mantaro – Cotaruse, se considera inconveniente ya que su viabilidad técnica presenta la dificultad de complicar la compensación, que actualmente REP está proyectando implementar en esta línea. La complicación radica en que la segmentación de la línea para alimentar la ciudad de Ayacucho produciría un desbalance en la impedancia de la línea y tendría que modificarse el sistema de compensación, lo cual tendría un costo muy elevado. Por otro lado, la implementación de la SE 220 kV La Quinua (SE Ayacucho) afectaría la confiabilidad y seguridad del SEIN.

En ese sentido, dada la necesidad de implementar un enlace de transmisión más robusto para la ciudad de Ayacucho que el que se tiene actualmente. Se han evaluado cuatro alternativas:

a. Alternativa 01: Línea de Transmisión en 220kV desde la subestación Mantaro hasta la nueva subestación Mollepata 220/60kV (Ayacucho), con una longitud de 100km.

MANTARO 220 kVSAN FRANCISCO 69 kV

100 km LT 220 kV

CANGALLO 69 kV MOLLEPATA 69KV HUANTA 69 kV MACHAHUAY 69 kV Cobriza II 69kV

AYACUCHO 69 kV

b. Alternativa 02: Línea de Transmisión en 138 kV desde la Nueva

subestación Mantaro 138/60kV hasta la nueva subestación Mollepata 138/60kV (Ayacucho), con una longitud de 100km.

MANTARO 220 kV

SAN FRANCISCO 69 kV

100 km 138 kV


AYACUCHO 69 kV

c. Alternativa 03: Línea de Transmisión en 138kV desde la Subestación

Cobriza II hasta la nueva subestación Mollepata 138/60kV, con una longitud de 65km.




70 km 138 kV


AYACUCHO 69 kV

d. Alternativa 04: Línea de Transmisión en 138kV desde la subestación Abancay hasta la nueva subestación Mollepata 138/60kV (Ayacucho), con una longitud de 140 km.


2x25MVA

140 km 138 kV

2x20MVAR


AYACUCHO 69 kV

Se ha realizado la evaluación técnica de la implementación de cada una de las alternativas consideradas. Asimismo, se ha realizado la evaluación económica a fin de determinar la alternativa de mínimo costo.

Del análisis de alternativas consideradas, la Alternativa 01, de acuerdo a indagaciones realizadas, presentaría limitaciones técnicas debido al escaso espacio existente en la subestación Mantaro, lo que haría que no sea factible su implementación.

Asimismo, la implementación de la Alternativa 04, de acuerdo a los resultados de las simulaciones efectuadas, perjudicaría de manera considerable los perfiles tensión en la zona de Andahuaylas.

La evaluación económica de las Alternativas se muestra en el cuadro siguiente:



OSINERGMIN F-205SELECCIÓN DE ALTERNATIVA OPTIMA

SISTEMA ELECTRICO A REMUNERAR:PROYECTO(1)

Costos de ExplotaciónNombre Transformación(3) Total OYM PERDIDAS(4) Costo Total

MAT AT MAT/AT AT/MT Inversión US$ALTERNATIVA-3 3 846 967,25 - 2 112 429,37 - 5 959 396,62 1 410 859,40 2 507 562,77 9 877 818,80

ALTERNATIVA-1 8 037 317,96 - 2 615 245,47 - 10 652 563,42 2 516 400,34 1 204 716,66 14 430 703,68

ALTERNATIVA-2 6 177 405,32 - 3 322 860,98 - 9 500 266,30 2 244 584,58 1 654 090,81 13 477 235,33

ALTERNATIVA-4 8 465 049,00 - 2 622 778,57 514 531,51 11 602 359,08 2 684 584,30 1 105 322,62 15 444 584,60

Alternativa Seleccionada : ALTERNATIVA-3(1) Conformado por nuevas instalaciones a incorporarse al SER o por las que conformen un SEA(2) Consignar como referencia la seccion del Estudio donde se encuentra el desarrollo de la alternativa y el diagrama unifilar correspondiente(3) Los costos de transformación AT/MT incluye los costos de celdas en MT(4) Valor presente de los costos de 10 años

Costos de Inversión (Valor Presente)Transmisión

Por lo tanto, la Alternativa seleccionada es la Alternativa 03 que comprende la conexión entre las subestaciones de Mollepata y Cobriza II mediante una línea de transmisión en 138 kV, simple terna con conductor AAAC 400 mm2. Asimismo, se implementarían la ampliación de la subestación Cobriza con un transformador de potencia 138/60kV de 30MVA y la ampliación de la subestación Mollepata 138/60kV de 30MVA.

Además, se implementarían como parte del SER, la línea de transmisión en 69 kV Ayacucho – San Francisco, la implementación del transformador 60/10kV de 12,5 MVA en la subestación Huanta, así como la implementación de un nuevo transformador 60/23/10kV de 15/4/15 MVA en la subestación Ayacucho.

C. Sistemas: Tarma – Chanchamayo, Tarma Rural


Las ciudades de Tarma y Chanchamayo son atendidas mediante la LT 44 kV Condorcocha – Ninatambo - Chanchamayo de 75,2 km. de longitud que registra una caída de tensión del orden de 17,5 %. Esta situación es agravada por la falta de regulación de tensión en la SET Condorcocha, por lo que dicha configuración es insuficiente para mantener los niveles de tensión adecuados en las barras 44 kV de la minera SIMSA. Esta situación también impide la asignación de nuevas cargas al sistema eléctrico Tarma - Chanchamayo. A fin de subsanar esta problemática técnica se hace el planteamiento con una configuración desde las barras 220 kV de la C.H. Yanango.

La alternativa propuesta por la ehmpresa muestra una inversión sustancialmente inferior a las demás alternativas. Se propone aliviar la carga de la LT Condorcocha-Ninatambo fijando las barras 220 kV de la C.H. Yanango como un nuevo punto de alimentación para la SET Chanchamayo y las cargas de la minera SIMSA. Esta configuración se encuentra prevista en el proyecto de expansión de la minera SIMSA la misma que cuenta con la conformidad de EDEGEL propietaria de la C.H. Yanango. En el Anexo B se presentan los diagramas unifilares de la alternativa propuesta por ELECTROCENTRO.



Planteamiento de OSINERGMIN Se ha replanteado el SER considerando el efecto de la línea Villa Rica – Pichanaki para el año 2010, sin incluir la alimentación desde Yanango por las razones que se exponen en el párrafo siguiente.

Respecto del caso de Yanango, se debe mencionar que, en base a la revisión de la documentación presentada por la Titular sobre los excedentes de producción de las centrales de SIMSA y la incertidumbre del consumo de energía, OSINERGMIN ha visto por conveniente retirar del Plan de Inversiones la interconexión de Yanango al sistema Tarma – Chanchamayo.

Finalmente, para el sistema Tarma-Chanchamayo se prevé la adecuación del nivel de tensión de la línea Condorcocha – Tarma – Chanchamayo, el cual operaría desde el 2010 en 60 kV. Cabe señalar que el transformador de la subestación Condorcocha está preparado para trabajar en la relación de transformación 138/60 kV, tal y como se sustenta de las propuestas alcanzadas por ELECTROCENTRO y de la información de subestaciones de OSINERGMIN.

Por lo tanto, se acoge la propuesta de ELECTROCENTRO.

D. Sistemas: Pasco, Pasco Rural

Planteamiento de la Titular a. La ciudad de Pasco es atendida desde las barras 22,9 kV de la SET

Pasco mediante el transformador 50/22,9 kV – 7/9 MVA. Debido al crecimiento sostenido de la demanda dicho transformador entraría en régimen de sobrecarga el año 2010. La configuración propuesta por la empresa propone la disposición de una segunda unidad de transformación con las mismas características que la primera a fin de atender los nuevos requerimientos de energía en forma más confiable cumpliendo con las Normas de Calidad.

b. Las ciudades de Oxapampa y Villa Rica son atendidas con energía proveniente del SEIN mediante la LT 138 kV Yaupi-Oxapampa. Sin embargo las ciudades de Pichanaki, Satipo, Mazamari y otras localidades pertenecientes al PSE Pozuzo - Palcazu pertenecen a sistemas aislados los cuales presentan déficit de generación hidráulica y térmica. La configuración de la alternativa seleccionada por ELECTROCENTRO para el sistema eléctrico Yaupi - Oxapampa considera la interconexión de los sistemas eléctricos aislados de Villa Rica, Puerto Bermúdez, Pichanaki y Satipo al Sistema Yaupi – Oxapampa. Asimismo, considera el reforzamiento de la Subestación Oxapampa 132/60/22,9 kV con un segundo transformador de 20/20/3 MVA.

c. Las localidades de Yauli y Pachachaca son alimentadas mediante la subestación elevadora 10/2,4 kV – 0.5 MVA de ELECTROCENTRO que toma energía desde las barras 2,4 kV de la C.H. Pachachaca de propiedad de ELECTROANDES. Debido al crecimiento de la demanda el transformador elevador de la mencionada subestación entrará en régimen de sobrecarga el año 2010. La siguiente configuración propone el reemplazo de la mencionada unidad de transformación por



otra de mayor capacidad a fin de atender los nuevos requerimientos de energía en forma confiable cumpliendo con las Normas de Calidad.

Planteamiento de OSINERGMIN a. Respecto a la propuesta a. de la titular ELECTROCENTRO,

OSINERGMIN ha revisado la información presentada en su formato F-122. Dicha información prevé para la SE Pasco, en la barra de 22,9 kV, una demanda de 11,08 MW para el último año de estudio. Asimismo, la demanda proyectada por OSINERGMIN para esta misma SET, alcanza una máxima de 10,15 MW para el último año del horizonte de estudio.

Dado que, de acuerdo a nuestra base de datos de las instalaciones de transmisión, la capacidad de transformación de la SET Pasco es de 12,5 MVA (ONAF), lo cual además coincide con el diagrama unifilar de la SET presentado por la Titular, no correspondería implementar una segunda unidad de transformación en el horizonte de estudio, debido a que la demanda proyectada no supera la capacidad de transformación.

Por otro lado, se debe indicar que el hecho circunstancial de la reparación del transformador 50/22,9/4,16 kV – 10-12,5MVA, situación señalada por ELECTROCENTRO en su oficio GR-194-2009 de fecha 05 de marzo de 2009, es una situación de carácter temporal y no justifica la instalación de un segundo transformador. Asimismo, ELECTROCENTRO no ha presentado el acta de baja del transformador 50/22,9/4,16 kV – 10-12,5 MVA que justifique como permanente la operación del transformador 50/22,9 kV – 7/9 MVA.

Por consiguiente, considerando la proyección de demanda estimada por ELECTROCENTRO o la proyección de demanda estimada por OSINERGMIN y la capacidad de transformación de la SET Pasco de 12,5 MVA, no se justifica instalar un segundo transformador en el horizonte de estudio, debido a que la demanda proyectada no supera la capacidad de transformación.

b. Respecto a la propuesta b. de la titular ELECTROCENTRO, OSINERGMIN, luego de revisar la información presentada por ELECTROCENTRO y considerando:

(i). Que parte de su propuesta, que consistía en la ejecución de una línea en 60 kV desde Villa Rica a Pichanaki de 59 km de longitud, se viene ejecutando por la empresa CAME Contratistas Generales, tal como se sustenta en la copia del contrato Nº. GR/L-131-2008/ELCTO presentado por ELECTROCENTRO.

(ii). Que ELECTROCENTRO ha convocado el concurso Nº 04-057-2008 para la ejecución de la obra Línea de transmisión Pichanaki Satipo y subestación asociada.

Se ha visto por conveniente considerar parcialmente la propuesta de ELECTROCENTRO, propuesta que consistiría en implementar:



o Reforzamiento de la subestación Oxapampa con la implementación de un transformador 138/60/22,9 kV de 20/20/3 MVA.

o Ejecución de la línea de transmisión en 60 kV Oxapampa – Villa Rica, de 23,8 km de longitud.

o Ejecución de la subestación Villa Rica 60/22,9 kV – 6 MVA.

o Ejecución de la línea de transmisión en 60 kV Villa Rica Puerto Bermúdez, de 69 km de longitud.

o Ejecución de la subestación Puerto Bermúdez 60/22,9 kV – 6 MVA.

o Ejecución de la línea de transmisión en 60 kV Villa Rica – Pichanaki, de 59,2 km de longitud.

o Ejecución de la subestación Pichanaki 60/22,9/13,2 kV – 6/6/6 MVA.

o Ejecución de la línea de transmisión en 60 kV Pichanaki – Satipo, de 55 km de longitud.

o Ejecución de la subestación Satipo 60/22,9/13,2 kV – 6/6/6MVA.

c. Respecto a la propuesta c. de la titular ELECTROCENTRO, de acuerdo a lo señalado en el numeral 13.1.1 de la NORMA TARIFAS, se establecen como tensiones normalizadas en media tensión a 10kV y 22,9kV, aplicables únicamente para las celdas de alimentadores. Por consiguiente, la sobrecarga del transformador de 10/2,4 kV – 0,5 MVA que menciona la Titular, no está comprendida en el alcance de la NORMA TARIFAS.

Asimismo, debemos señalar que la subestación elevadora 10/2,4kV – 0,5MVA, señalada por la Titular, que es utilizada para suministrar energía a las localidades de Yauli y Pachachaca, es una instalación que forma parte del sistema de distribución eléctrica Pasco, clasificado mediante Resolución OSINERG Nº 157-2005-OSCD como perteneciente al sector típico urbano de baja densidad, cuyos costos de inversión y de operación y mantenimiento se reconocen mediante el Valor Agregado de Distribución, tarifa que se aprueba en los procesos de fijación de las tarifas de distribución eléctrica.

Por consiguiente, no se acoge la propuesta de ELECTROCENTRO.

E. Sistemas: Huánuco, Huánuco Rural1, Huánuco Rural 2, Tingo María

Planteamiento de la Titular a. El sistema eléctrico de Huánuco es atendido desde las barras 22,9 kV

y 10 kV de la SET Huánuco de propiedad de REP. Debido a la necesidad de contar con mayor número de alimentadores, se ha dispuesto utilizar temporalmente las celdas 10 kV de la Central Térmica (obsoleta) ubicada en forma adyacente a la SET Huánuco. ELECTROCENTRO ha propuesto una disposición definitiva a fin de atender los nuevos requerimientos de energía en forma más confiable cumpliendo con las Normas de Calidad. La configuración propuesta consiste en extender las barras 10 kV de la SET Huánuco mediante un interruptor de acoplamiento lo que permitirá incrementar el número



de celdas de salida a fin de mejorar la confiabilidad de suministro de la ciudad de Huánuco.

b. La localidad de Tingo María viene siendo alimentada mediante celdas de salida en 10 kV de la subestación de Tingo María de propiedad de REP, sin embargo, las cargas rurales de la zona requieren una tensión de distribución de 22,9 kV, por lo que se propone la implementación de un transformador elevador 22,9/10 kV.

c. Las localidades de La Unión, LLata, Jesús y otras localidades se encuentran atendidas mediante el alimentador A4258 de la SET Huánuco, dicho alimentador tiene una longitud de mas de 80 km y utiliza una subestación elevadora 22,9/22,9 kV (Rain, ubicada a medio tramo de la línea) a fin de mantener los niveles de tensión adecuados. Debido al crecimiento sostenido de la demanda del sistema eléctrico de Huánuco, es necesario implementar un nuevo punto de alimentación para las localidades más alejadas donde el alimentador A4258 resulta insuficiente. Se propone fijar las barras en 60 kV de la SET Huallanca como punto de alimentación para transportar energía mediante una línea en 33 kV a fin de atender la demanda de la localidad de de La Unión y otras localidades de la zona.

La problemática de atención de la demanda de la zona rural de Huánuco fue abordada en conjunto con el Ministerio de Energía y Minas y el Gobierno Regional de Huanuco y se ha declarado en emergencia dicha situación como se aprecia en los informes y actas suscritas al respecto incluidos en el Anexo Nº 14 de su propuesta.

Para la atención de la problemática energética de estas localidades la Dirección General de Electrificación Rural ha previsto la ejecución del proyecto Línea Transmisión 60 kV Huallanca - La Unión de 23,08 km (Anexo Nº 15 de su propuesta), la ampliación de la S.E. Huallanca Nueva 60 kV, implementando un transformador de potencia 220/60 kV y una celda de salida en 60 kV tipo GIS; asimismo, se construirá la nueva S.E. La Unión 60/22,9 kV de 7/9 MVA configuración que se aprecia en el diagrama de flujo de potencia del Anexo N° 16 de su propuesta.


OSINERGMIN ha revisado la información presentada. En base al análisis del sustento presentado por la Titular, se considera en esta etapa del proceso regulatorio, una celda de alimentador en 10 kV en la SET Huánuco.

b. Respecto a la propuesta b. de la titular ELECTROCENTRO, OSINERGMIN ha revisado la información y sustentos presentados. Al respecto, de acuerdo a lo señalado en el numeral 13.1.1 de la NORMA TARIFAS, se establecen como tensiones normalizadas en media tensión a 10 kV y 22,9 kV, aplicables únicamente para las celdas de alimentadores. Por consiguiente, la implementación de una subestación elevadora 10/22,9kV no está comprendida en el alcance de la NORMA TARIFAS.



Asimismo, debemos señalar que la subestación elevadora 10/22,9kV – 2MVA, señalada por la Titular, es una instalación de distribución eléctrica, cuyos costos de inversión y de operación y mantenimiento se reconocen mediante el Valor Agregado de Distribución, tarifa que se aprueba en los procesos de fijación de las tarifas de distribución eléctrica. Por lo tanto, no se acoge la propuesta de ELECTROCENTRO.

c. Respecto a la propuesta c. de la titular ELECTROCENTRO, OSINERGMIN, luego de revisar la información presentada por ELECTROCENTRO y de otras fuentes, se ha encontrado que dicha propuesta no se ajusta a los alcances del proyecto “Línea de Transmisión en 60kV Huallanca - La Unión y subestaciones”, citado por ELECTROCENTRO, el actual se encuentra actualmente en proceso de licitación (Licitación Pública N° LP-0003-2009-MEM/DGER), convocado por la Dirección General de Electrificación Rural del Ministerio de Energía y Minas. Cabe señalar que en dicha licitación se considera además la ejecución de los proyectos “Sistema Eléctrico Rural Huánuco – Eje Dos De Mayo III Etapa” y “Sistema Eléctrico Rural Huánuco – Eje Dos De Mayo IV Etapa”, en cuyos alcances se incorporarán a las localidades La Unión, LLata, Jesús y otras aledañas, descargando de esta manera al alimentador A4258 de la SET Huánuco. Por lo tanto, no se acoge la propuesta de ELECTROCENTRO.

d. Además, OSINERGMIN ha previsto la ampliación de un transformador 220/138kV/10 kV de 50 MVA en la SE Tingo María, la cual se prevé implementar el año 2011, instalación que permitirá aliviar los problemas de sobrecarga previstos para ese periodo.

F. Sistemas: Huancavelica Ciudad, Huancavelica Rural

Planteamiento de la Titular a. El sistema eléctrico de Huancavelica Norte es atendido desde las

barras 10 kV de la SET Friaspata de propiedad de REP, que alimenta la subestación elevadora 22,9/10 kV – 2.5 MVA de ELECTROCENTRO que se ubica en forma adyacente a la mencionada SET. Debido al crecimiento de la demanda el transformador elevador de la mencionada subestación entrará en régimen de sobrecarga el año 2015, por lo que se propone extender las barras 10 kV de la SET Friaspata mediante un interruptor de acoplamiento de barras lo que hará posible establecer una configuración adecuada mejorando la continuidad del suministro de las cargas urbanas en 10 kV y las cargas rurales en 22,9 kV y al mismo tiempo permitir la implementación del futuro transformador de potencia de 3 MVA y atender a los clientes MT en la subestación de ELECTROCENTRO.

b. El PSE Castrovirreyna Norte se alimenta desde las barras 22.0 kV de la SET Caudalosa Grande de propiedad de CONENHUA mediante una celda de salida en 22,9 kV. Esta configuración hace factible atender las cargas de PSE Castrovirreyna Norte y clientes MT mediante el alimentador A4131. ELECTROCENTRO considera que se



debe reconocer la inversión efectuada para la implementación de la celda de salida hacia el PSE Castrovirreyna.


OSINERGMIN ha revisado la información presentada en su formato F-122, encontrando que dicha información no prevé sobrecarga para la SE Friaspata en la barra de 22,9 kV, en el horizonte de evaluación.

El esquema Unifilar, presentado por la empresa, muestra el detalle de subestación Friaspata:

Sin embargo, dado que se prevé sobrecarga en la subestación elevadora 22,9/10kV de 2,5 MVA adyacente a la subestación Friaspata, denominada subestación Huancavelica Norte, se considera en esta etapa del proceso regulatorio, una celda de alimentador en 10 kV de acuerdo a la propuesta del Titular. Por lo tanto, se acoge parcialmente la propuesta de ELECTROCENTRO.

b. OSINERGMIN ha revisado la información y sustentos presentados por ELECTROCENTRO respecto a su propuesta b. de incluir a la celda de salida en 22 kV de la subestación Caudalosa como parte del sistema complementario de transmisión de ELECTROCENTRO. Al respecto debemos señalar que se ha verificado que dicha instalación viene operando comercialmente desde por lo menos el año 2005, tal y como se verifica en su comunicación GC-799-2006 de fecha 15 de marzo de 2006 mediante la cual ELECTROCENTRO remitió información comercial para el cálculo de los factores de ponderación del VAD. Por



lo tanto, dado que esta instalación ha sido implementada con anterioridad al 24 de julio de 2006, no corresponde considerarla como parte del SCT de ELECTROCENTRO. Asimismo, se señala que en el Artículo 24º de la NORMA TARIFAS se describe el tratamiento de las inversiones realizadas con anterioridad al 24 de julio de 2006. Por lo tanto, no se acoge la propuesta de ELECTROCENTRO.

11.2.5 Programa del Equipamiento de Transmisión Es del caso mencionar que posteriormente al 23 de julio de 2006, fecha de emisión la Ley Nº 28832, se han registrado las siguientes altas de instalaciones de transmisión en el Área de Demanda 5.

Instalaciones Implementadas por ELECTROCENTRO:

ELECTROCENTRO ha presentado el sustento de las siguientes instalaciones que habrían sido instaladas con posterioridad al 23 de julio de 2006.

Cuadro Nº 11-22 PROPUESTA ELECTROCENTRO DE ALTAS Y BAJAS EN EL ÁREA DE DEMANDA 5

Año Alta/Baja Descripción Tensión (kV) Observ. Sustento

2006 ALTA P. BERMUDEZ B2 - SAN FRANCISCO 33 AISLADO1 ACTA Nº1 2006 ALTA SAN FRANCISCO - CARTAGENA 33 AISLADO1 ACTA Nº1 2006 ALTA CARTAGENA - C. CONSTITUCIÓN 33 AISLADO1 ACTA Nº1 2006 ALTA C. CONSTITUCIÓN B1 - GOLONDRINAS 33 AISLADO1 ACTA Nº2 2006 ALTA GOLONDRINAS - PUERTO MAYRO 33 AISLADO1 ACTA Nº2 2006 ALTA PUERTO MAYRO - SAN CRISTOBAL 33 AISLADO1 ACTA Nº2 2006 ALTA SAN CRISTOBAL - DER. ISCOZACIN 33 AISLADO1 ACTA Nº2 2006 ALTA DER. ISCOZACIN - SANTA ROSA 33 AISLADO1 ACTA Nº2 2006 ALTA SANTA ROSA - DER. TINGO MALPASO 33 AISLADO1 ACTA Nº2 2006 ALTA DER. TINGO MALPASO - DELFIN 33 AISLADO1 ACTA Nº2 2006 ALTA C. CONSTITUCIÓN B1 - DER. ORELLANA 33 AISLADO1 ACTA Nº2 2006 ALTA DER. ORELLANA - LAS PALMAS 33 AISLADO1 ACTA Nº2 2006 ALTA LAS PALMAS - YUYAPICHIS 33 AISLADO1 ACTA Nº2 2006 ALTA YUYAPICHIS - SANTA ROSA YANAYACU 33 AISLADO1 ACTA Nº2 2006 ALTA YUYAPICHIS - NUEVO TRUJILLO 33 AISLADO1 ACTA Nº2 2006 ALTA NUEVO TRUJILLO - NUEVO MIRAFLORES 33 AISLADO1 ACTA Nº2 2006 ALTA NUEVO MIRAFLORES - DER. PUERTO INCA 33 AISLADO1 ACTA Nº2 2006 ALTA DER. PUERTO INCA - PUERTO INCA 33 AISLADO1 ACTA Nº2 2006 ALTA DER. PUERTO INCA - PUERTO ZUNGARO 33 AISLADO1 ACTA Nº2 2008 ALTA CONCEPCIÓN - INGENIO 33 SEIN ACTA Nº3 2006 ALTA CELDA XAUXA 13,8 SEIN ACTA Nº4 2007 ALTA CELDA HUANTA 10 SEIN ACTA Nº5 2007 ALTA CELDA AYACUCHO 10 SEIN ACTA Nº6 2006 ALTA CELDA NINATAMBO (TARMA) 22,9 SEIN ACTA Nº7 2006 ALTA CELDA CHANCHAMAYO 22,9 SEIN ACTA Nº9

1. Altas que se considerarán, previa evaluación y presentación de sustentos respectivos, para el cálculo de peajes en tanto y cuando se integren al SEIN.

Instalaciones Implementadas por ELECTROANDES:

ELECTROANDES ha presentado el sustento de la siguiente instalación que habría sido instalada con posterioridad al 23 de julio de 2006.



Año Alta/Baja Descripción Sustento2

2006 ALTA Transformador 138/50/12kV – 35MVA Acta de puesta en servicio comunicada mediante documento ELA-GC-263-2008

2. Alta que se considerará, previa evaluación y presentación de sustentos respectivos. 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 5 se resume a continuación:

AÑO 2009:

• Nueva SE Huancayo Este 60/10 kV, 2 x 15MVA. Además, comprende la instalación de sus celdas de conexión.

• Nueva línea de transmisión en 60 kV entre la subestación Huayucachi y la subestación de Huancayo Este, de 11,56km de longitud.

• Nueva línea de transmisión en 60 kV entre la nueva subestación Huancayo Este y la subestación Parque Industrial, de 9,44 km de longitud.

• Nueva línea de transmisión en 69 kV Mollepata – San Francisco, de 84,7 km de longitud.

• Implementación de la subestación San Francisco 69/23 kV – 4MVA Además, comprende la instalación de sus celdas de conexión.

AÑO 2010:

• Nueva subestación Orcotuna 220/60 kV – 30MVA que comprende, además, la instalación de sus celdas de conexión.

• Derivación de la línea de transmisión en 220 kV Huayucachi-Zapallal en una entrada y salida a la SE Orcotuna.

• Reemplazo de los transformadores en las subestaciones Chala Nueva 33/13,2kV – 1MVA y Huanta 60/10kV – 12,5MVA. Además, comprende la instalación de sus celdas de conexión.

• Nueva línea de transmisión en 33 kV Chala Nueva – Machu, de 35,3 km de longitud, y Subestación El Machu 33/13 kV – 3MVA.

• Nuevas subestaciones en la zona de la selva central: 60/22,9/13 kV en Pichanaki, 60/33/23kV en Satipo, 60/33/23 kV en Puerto Bermúdez y



60/22,9 kV en Villa Rica. Además, comprende la instalación de sus celdas de conexión.

• Nuevas líneas de transmisión en 60 kV para las subestaciones de selva central: Pichanaki – Satipo, Oxapampa - Villa Rica - Puerto Bermúdez y Villa Rica – Pichanaki.

• Implementación en la subestación Oxapampa de un nuevo transformador 138/60/22,9kV – 20/20/3 MVA. Además, comprende la instalación de sus celdas de conexión.

• Alimentación en 60 kV al sistema Tarma - Chanchamayo desde la subestación Condorcocha 138/60 kV.

• Línea de Transmisión en 60kV Huallanca Nueva – La Unión y subestación La Unión 60/22,9kV – 7/9MVA. Además, comprende la instalación de sus celdas de conexión.

• Implementación de un transformador de reserva 60/10kV de 15MVA en la subestación Huancayo Este. Además, comprende la instalación de sus celdas de conexión.

AÑO 2011:

• Instalación de un transformador 220/138/10 kV, 50 MVA en la subestación Tingo María. Además, comprende la instalación de sus celdas de conexión.

• Línea de Transmisión en 138kV Cobriza II – Mollepata, de 65 km de longitud, simple terna con conductor AAAC de 400 mm2.

• Ampliación de la subestación Cobriza con un transformador de potencia 138/60kV de 30MVA. Además, comprende la instalación de sus celdas de conexión.

• Ampliación de la subestación Mollepata con un transformador de 138/60kV de 30MVA. Además, comprende la instalación de sus celdas de conexión.

• Instalación de un transformador 60/33/10kV – 25/15/15 MVA en la subestación Parque Industrial.

AÑO 2012:

• Ampliación de la subestación Ayacucho con un transformador de 60/23/10kV de 15/4/15 MVA. Además, comprende la instalación de sus celdas de conexión.



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

11.2.6 Plan de Inversiones 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 5 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:

Gráfico 11-1

ÁREA DE DEMANDA 5 - Plan de Inversiones Electrocentro

0

5 000 000

10 000 000

15 000 000

20 000 000

25 000 000

30 000 000

2009 2010 2011 2012 2013

Años

US$

EMPRESA

OSINERGMIN

ÁREA DE DEMANDA 5 - Plan de Inversiones Electroandes

0

1 000 000

2 000 000

3 000 000

4 000 000

5 000 000

6 000 000

7 000 000

2009 2010 2011 2012 2013

Años

US$

EMPRESA

OSINERGMIN



ÁREA DE DEMANDA 5 - Plan de Inversiones NNNN

0

1 000 000

2 000 000

3 000 000

4 000 000

5 000 000

6 000 000

7 000 000

8 000 000

9 000 000

10 000 000

2009 2010 2011 2012 2013

Años

US

$

EMPRESA

OSINERGMIN

* NNNN: Titular que se conocerá luego del proceso de licitación correspondiente.

ÁREA DE DEMANDA 5 - Plan de Inversiones MINEM

0

500 000

1 000 000

1 500 000

2 000 000

2 500 000

2009 2010 2011 2012 2013

Años

US$

EMPRESA

OSINERGMIN

* Inversión corresponde al Proyecto LT en 60kV Huallanca – La Unión y subestación que viene implementando el Ministerio de Energía y Minas.

La última gráfica corresponde a una nueva línea de transmisión en 60 kV Huallanca Nueva – La Unión, que no ha sido propuesta por ninguna titular de transmisión que conforma el Área de Demanda 5, cuya licitación para ejecución de obra ha sido convocada por el Ministerio de Energía y Minas.

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):




COSTO DE INVERSIÓN POR AÑO DE SCT (Miles US$)

Año ELECTROCENTRO MINEM NNNN* ELECTROANDES TOTAL GENERAL

2006 141,65 1 157,48 1 299,13 2007 118,70 118,70 2008 205,89 205,89 2009 9 602,02 9 602,02 2010 27 245,75 2 360,70 29 606,44 2011 2 616,89 9 487,06 12 103,95 2012 1 139,33 1 139,33

Total general 41 070,22 2 360,70 9 487,06 1 157,48 54 075,46 * NNNN: Titular que se conocerá luego del proceso de licitación correspondiente.

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. 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 5; 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 las empresas ELECTROCENTRO, ELECTROANDES y REP, así como los análisis de oficio correspondientes a las TITULARES que no han presentado propuesta y pertenecen al Área de Demanda 5, se concluye lo siguiente:

a) Se ha obtenido el valor de 6,44% 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 5, resulta en 2,77% 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 US$ 53 945 107 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 5, correspondientes al período del 01 de abril del 2009 hasta el 30 de abril del 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



Baja y Alta Tensión / Nivel de Carga

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

OSINERGMIN

PowerFactory 13.2.339

DIAGRAMA DE FLUJO DE POTENCIA

DIAGNOSTICO AREA: 05 AÑO: 00

Anexo: NodosLinea-Linea [kV]

Ramas

Lado HV [MVA]Lado MV [MVA]

ALA

MB

Derv_Junin

Der

v_An

day

VALEGR

BVISTA

Derv_Milpo

AREA 05Año 0

9.00

9.00

-2

0

1.00

1.00

-1

120.00120.009.00

120.00120.009.00

120.00120.009.00

0

3.00

3.00

2

12.5012.504.20

12.5012.504.20

12.5012.504.20

0

5.00

5.00

2

6.00

6.00

0

3.75

3.75

0

Alam

bron

3.75

3.75

0

2.

00 2.

00

-2

G~

50.0050.000.38

50.0050.000.38

50.0050.000.38

-2

44.20

44.20

47.86

47.86

1.36

33.33

33.33

-9

1.89

1.89

25.004.0025.00

25.004.0025.00

25.004.0025.00

0

3.30

3.30

-1

1.53

1.53

3.59

3.59

7.91

7.91

2.47

2.47

17.11

17.11

1.50

1.50

15.00

15.00

17.20

17.20

0.87

4.30

4.30

13.89

13.89

47.68

47.68

15.65

15.65

13.0

0

13.00

20.00

20.00

-3

13.005.209.10

13.005.209.10

13.005.209.10

-10

20.0018.0020.00

20.0018.0020.00

20.0018.0020.00

2

8.755.003.75

8.755.003.75

8.755.003.75

-3

15.0010.008.00

15.0010.008.00

15.0010.008.00

4

20.0013.0010.00

20.0013.0010.00

20.0013.0010.00

-1

10.005.005.00

10.005.005.00

10.005.005.00

-3

5.003.002.00

5.003.002.00

5.003.002.00

2

7.007.002.00

7.007.002.00

7.007.002.00

3

2.01

2.01

2

2.01

2.01

2

3.75

3.75

-1

7.50

7.50

0

7.50

7.50

0

7.50

7.50

0

39.69

39.69

1.85

1.85

120.00120.0040.00

120.00120.0040.00

120.00120.0040.00

86.21

86.21

1

1

88.16

88.16

G~Malpa G1

G~Yunc G2

G~

Yunc G1

G~Malpa G3

17.00

17.00

1

48.20

48.20

0

Calera

53.20

53.20

G~Yunc G3

48.20

48.20

0

53.20

53.20

48.20

48.20

0

2.61

2.61

1.95

1.95

0.86

6.33

6.33

9.00

9.00

2

1.57

1.57

0.10

G~Chapr G3

G~

Chapr G2

3.00

3.00

1

3.75

3.75

1

0.20

0.20

10.00

10.00

1

1.50

1.50

2

0.20

6.00

6.00

1

G~Pacha G3

G~Chapr G1

G~Marcop G1

2.39

2.39

0.12

0.12

G~Pacha G2

18.26

18.26

G~Oroy G3

G~Oroy G1

G~Yaup G1

16.70

16.70

3

G~Hchor G2

G~Pacha G1

G~Hchor G1

50.00

50.00

1

28.30

28.30

1

10.20

10.20

2

2.50

2.50

2

1.23

1.23

6.69

6.69

0.52

0.52

-3

7.00

7.00

1.95

1.95

1.57

1.57

2.00

2.00

1.23

1.23

17.00

17.00

1

3.00

3.00

1

0

6.33

6.33

5.75

17.00

17.00

1

0

107.76

107.76

1.29

1.29

2.69

2.69

17.00

17.00

1

1

12.94

10.20

10.20

2

12.94

7.90

7.90

18.00

18.00

0

8.93

8.93

63.92

63.92

37.80

37.80

0.46

0.46

G~Yaup G4

11.00

11.00

2

37.25

18.26

18.26

G~Yaup G3

G~Yaup G2

1.00

1.00

24.17

24.17

1.50

1.50

-4

2.61

1

2.53

0

6.69

6.69

15.00

15.00

1

2.15

6.45

2.71

1.22

1.22

44.0035.0044.00

44.0035.0044.00

44.0035.0044.00

4.55

10.00

10.00

2

1.50

1.50

2

3.00

3.00

0

18.12

27.43

22.94

22.94

22.94

27.00

64.70

64.70

20.47

20.4

7

1

9.84

9.84

2.47

2.47

2.68

2.68

1.82

1.82

18.19

18.19

12.50

12.50

0

30.0030.006.57

30.0030.006.57

30.0030.006.57

-1

30.0030.006.57

30.0030.006.57

30.0030.006.57

-1

53.49

53.4

9

44.0035.0044.00

44.0035.0044.00

44.0035.0044.00

30.0030.006.57

30.0030.006.57

30.0030.006.57-1

G~Yaup G5

50.00

50.00

0

75.00

75.00

0

14.03

14.03

G~Malpa G4

100.00100.0033.00

100.00100.0033.00

100.00100.0033.00

-1

G~Malpa G2

75.50

75.50

42.20

42.20

G~Oroy G2

Simsa44.00 kV

CAR

IPA1

3813

8.00

kV

CHURRU5050.00 kV

ROSAURA5050.00 kV

MAL

P2

6.90 kV

MAL

P4

6.90 kV

MAL

P1

6.90 kV

YAUP138B

138.00 kV

YUNC

3

13.80 kV

MILPO5050.00 kV

HCHOR5050.00 kV

CASAF5050.00 kV

PLOXI50

50.00 kV

COTRE50

50.00 kV

CHAN4444.00 kV

TARMA4444.00 kV

COND4444.00 kV

COND138 138.00 kV

YAU23

23.00 kV

OXA6060.00 kV

TARMA1010.00 kV

TARMA2322.90 kV

CHICR040.48 kV

MARCO44.16 kV

TOCA1010.00 kV

TOCA2323.00 kV

ANDA50

50.00 kV

YUN2322.90 kV

HUANU1010.50 kV

CHAN2322.90 kV

CHAN3535.00 kV

ANDA23

22.90 kV

UCHU44.16 kV

UCHU3333.00 kV

CARHUA1313.20 kVCARHUA23

22.90 kV

AUCA2322.90 kVAUCA6060.00 kV

OXA23 23.00 kV

ATAC044.16 kV

CHAPR22.40 kV

CASF22.40 kV

ATAC5050.00 kV

CHAPR5050.00 kV

CMAYO220220.00 kV

CARHUA138138.00 kV

PARAG138138.00 kV

MILPO1313.20 kV

PARAG1010.00 kV

PARAG1212.00 kV

PARAGII138.00 kV

AUCA138138.00 kV

HUANU138138.00 kV

TMARI1010.00 kV

MAL

P3

6.90 kV

PARAG220220.00 kV

TMAR220220.00 kV

PACHYO1313.20 kV

GOYLLA1313.20 kV

PASCO44.16 kV

PASCO2322.90 kV

PASCO5050.00 kV

SJOSE2322.90 kV

SJOSE5050.00 kV

JUNIN1313.20 kV

CAS2.42.40 kV

UCHU138138.00 kV

SCRIS44.16 kV

SCRIS22.40 kV

SCRIS50

50.00 kV

CMOR5050.00 kV

ANDAY44.16 kV

CMOR2.42.40 kV

ANDAY5050.00 kV

SANTO44.16 kV

SANTO50

50.00 kV

MCARH5050.00 kV

CCARH5050.00 kV

MAHRT22.40 kV

MAHR5050.00 kV

MARCO5050.00 kV

MARCA50

50.00 kV

TMAR1010.00 kV

OXA138138.00 kV

TMAR138138.00 kV

HCHOR1010.00 kV

CNOR4.164.16 kV

CNOR5050.00 kV

BELLA2.42.40 kV

SMAT5050.00 kV

BELLAV5050.00 kV

ANTUQ5050.00 kV

CFRA5050.00 kV

CAS4.164.16 kV

CAS50

50.00 kV

TICLIO5050.00 kV

MORO2.42.40 kV

DUVAZ50

50.00 kV

MORO5050.00 kV

YAULI50

50.00 kV

PACHA2.32.30 kV

CHUMP1312.50 kV

CHUMP6969.00 kV

PACHYO6969.00 kV

OROY2.32.30 kV

OROY5050.00 kV

GOYLLA5050.00 kV

HUICRA22.50 kV

HUICRA5050.00 kV

SJUA1111.00 kV

LAFUND50.00 kV

SJUA5050.00 kV

PARAG5050.00 kV

CPIED1212.50 kV

EXC2.42.40 kV

EXPD2.42.40 kV

EXCEL5050.00 kV

JUNIN5050.00 kV

SHELBY50.00 kV

MALPA5050.00 kV

TOCA138138.00 kV

CURIP5050.00 kV

FUNDIC50.00 kV

MAYUP50.00 kV

PACHA5050.00 kV

ONU69

69.00 kV

ONU138138.00 kV

CARHUA5050.00 kV

YAU13B13.80 kV

YAU13A

13.80 kV

YAUP138

138.00 kV

YUNCAN138138.00 kV

YUN

C2

13.80 kV

YUNC

1

13.80 kV

ONU5050.00 kV

YUNCAN220220.00 kV

ONU220220.00 kV

DIg

SILE

NT



Anexo B Diagramas Unifilares del SER 2009-

2013 - Según Propuesta



Año 2009 - ELECTROCENTRO



Año 2010



Año 2011



Año 2012



Año 2013



Año 2009



Año 2010



Año 2011



Año 2012



Año 2013



Año 2009



Año 2010



Año 2011



Año 2012



Año 2013



Año 2010



Año 2011



Año 2012



Año 2013



Año 2009



Año 2010



Año 2011



Año 2012



Año 2013



Año 2009



Año 2010



Año 2011



Año 2012



Año 2013



Año 2009



Año 2010



Año 2011



Año 2012



Año 2013



Año 2009



Año 2010



Año 2011



Año 2012



Año 2013



Año 2009



Año 2010



Año 2011



Año 2012



Año 2013



Año 2009



Año 2010



Año 2011



Año 2012



Año 2013



Año 2009



Año 2010



Año 2011



Año 2012



Año 2013



Año 2009



Año 2010



Año 2011



Año 2012



Año 2013



Año 2009 – ELECTROANDES – SSTG HUANCHOR

89LSM2

52LSM2

89LSM1

89PTLSM

A LA CHHUANCHOR

SOC. MINERACORONA

0650T

0128

9.4 MVAR50 kV

9334

A MILLOTINGO

(VER NOTA 1)

0129

0621

0620T

0619 0955

3052

GRATON TÚNEL

0954

3041

B ELLAVIS TA

3740

0635

IN-9200

IN-9051

9859

SL-9838

9860T

SET ROSAURA(PERUBAR)

0605

0608T

9022

9857

9858T

9856

A MINERACASAPALCA

0628

0627

3037

MINA

0953

0604

0607T 0132 0603

S AN M ATEOS ET

AN TU Q U ITOS ET

0122

0644

MINA

0121

0641

CONCENTRADORA

0600

0127

6 MVAR50 kV

0473T

C AS APALC AS ET

C ARLO SS ET

FR AN C IS C O

0123

0624

0618

CO

MPR

ENSO

RASE

T C

ASA

0915

SAN

AN

TON

IOSE

T

0914

NIV

EL 2

00SE

T

0636

0637T

0133

0625

YAULIYACU S.A.(LOS QUENUALES)

0648

S ETDE TERCEROS.INSTALACIONES DE PROPIEDAD

DE TRANSMISION NO REGULADO.INSTALACIONES DEL SISTEMA

GENERACION (SSTG).INSTALACIONES ASIGNADA A LA



Año 2010 SCTPI – OROYA NUEVA – CARIPA – CARHUAMAYO, SIN LÍNEA L702, SIN INTERCONEXIÓN

05240520T

0518T

03800382T

0381 SL9807

ST-9808IN

-9026 SB-9806

SL-9803

ST-9805IN

-9025 SB-9804

SB-9809

IN-9027

SL-9810

ST-9811

A SET CO

ND

ORCOCHA

(CEM

ENTO

ANDINO)

CH

YAU

PI

(ENER

SUR)

CH

YU

NC

AN

SL-2002

ST-2051IN

-2001IN

-1006

SB-1019

SB-1018BA

SET S

AN

TA IS

AB

EL(EN

ERSUR)

SL-3189

ST-444IN

-2464 SA-3191BA

SB-3193

SL-3183

ST-443IN

-2462

SA-3185

SB-3187

SL-3195

ST-445IN

-2466 SA-3197

SB-3199

SL-3177

ST-442IN

-2460 SA-3179

SB-3181

SB-3203

IN-2468

SA-3201CA

RH

UA

MA

YO

NU

EVA(ISA PERU)

SET

SL-4143

ST-420IN

-4060

A SETH

UANUCO

SA-4141

SL-4135

ST-418IN

-4056 SA-4133

SET PARAG

SHA II

(REP)

0321

0322T

0011

0323

0329

0330T0013

03280325

0326T0012

0324

0327

0981SS.AA.

0718

0163

0717

CA

RH

UA

MA

YOS

ET

ST-1054

IN-1007

SB-1021

ST-1053

SB-1020

SET CARIPA

ORO

YA NUEVA

A SET

(CEM

ENTO

ANDINO)

SB-1011

SB-1010SL-1023

ST-1052IN

-1002

SL-1022

ST-1051IN

-1001

SB-1009

SB-1008

OR

OYA

NU

EVA

DE TERC

EROS.

INSTALACION

ES DE PRO

PIEDAD

DE TRAN

SMISIO

N NO REG

ULADO

.INSTALACIO

NES D

EL SISTEMA



Año 2009 SCTPI – OROYA NUEVA – CARIPA – CARHUAMAYO, CON LÍNEA L702, CON INTERCONEXIÓN

0012

0325

0326T0013

0329

0330T0323

SET PARAG

SHA II

AB

OR

OY

A N

UE

VA

0381

03800382T

0518T

0520T

0524

CH

YA

UP

IIN

STALACIO

NES D

EL SISTEMA

DE TR

ANSM

ISION

NO

REG

ULAD

O.

INSTALAC

ION

ES DE PR

OPIED

ADD

E TERCER

OS.

(CEM

ENTO

AND

INO

)SET C

ARIPA

SB-9804

IN-9025

SL-9803

ST-9805

(CEM

ENTO

AND

INO

)A SET C

ON

DO

RCO

CH

A

SL-9810

ST-9811

IN-9027

SB-9809

SB-9806

IN-9026

SL9807

ST-9808SB

-1011

SB-1008

SB-1009

IN-1001

SL-1022

ST-1051

IN-1002

SL-1023

ST-1052SB

-1010

SB-1020

ST-1053

SB-1021

IN-1007

ST-1054

SB-1018

SB-1019

IN-1006

IN-2001

SL-2002

ST-2051

YU

NC

AN

CH

(ENER

SUR)

(ENER

SUR)

SE

T SA

NTA

ISA

BE

L

ORO

YA NUEVASA

-3179

IN-2460SA

-3197

IN-2466SA

-3191

IN-2464

SL-3177

ST-442SB

-3199

SL-3195

ST-445SB

-3193

SL-3189

ST-444 A SET

0011

0321

0322T

SB-3181

SA-3201IN

-2468

HU

ANU

COA SET

SE

T

(ISA PERU)

CA

RH

UA

MA

YO N

UE

VA

SB-3203SB

-3187

SA-3185IN

-2462 SL-3183

ST-443A

B

(REP)

SA-4133

IN-4056

SL-4135

ST-418

SA-4141

IN-4060

SL-4143

ST-420

CA

RH

UA

MA

YO

0717

SE

T

0163

0718

SS.AA.0981

0327

03240328



AÑO 2009 – SCTPI CARHUAMAYO SIN AUTOTRANSFORMADOR, SIN INTERCONEXIÓN

05240520T

0518T

03800382T

0381 SL9807

ST-9808

IN-9026 S

B-9806

SL-9803

ST-9805

IN-9025 S

B-9804

SB-9809

IN-9027

SL-9810

ST-9811

A SET CO

ND

ORCO

CHA(C

EMEN

TO ANDINO

)

CH

YAU

PI

(ENER

SUR)

CH

YU

NC

AN

SL-2002

ST-2051

IN-2001

IN-1006

SB-1019

SB-1018B

A

SE

T S

AN

TA IS

AB

EL

(ENER

SUR)

SL-3189

ST-444

IN-2464 S

A-3191BA

SB-3193

SL-3183

ST-443

IN-2462

SA-3185

SB-3187

SL-3195

ST-445

IN-2466 S

A-3197

SB-3199

SL-3177

ST-442

IN-2460 S

A-3179

SB-3181

SB-3203

IN-2468

SA-3201C

AR

HU

AM

AY

O N

UE

VA

(ISA PERU)

SE

T

SL-4143

ST-420

IN-4060

A SET

HU

ANU

CO

SA-4141

SL-4135

ST-418

IN-4056 S

A-4133

SET PARAG

SHA II

(REP)

0321

0322T

0011

0323

0329

0330T0013

03280325

0326T0012

0324

0327

0981SS.AA.

0718

0163

0717

CA

RH

UA

MA

YOS

ET

ST-1054

IN-1007

SB-1021

ST-1053

SB-1020

SET CAR

IPA

ORO

YA N

UEVA

A SET

(CEM

ENTO

ANDINO)

SB-1011

SB-1010

SL-1023

ST-1052

IN-1002

SL-1022

ST-1051

IN-1001

SB-1009

SB-1008

OR

OY

A N

UE

VA

DE TERC

EROS.

INSTALAC

ION

ES DE PR

OPIED

AD

DE TR

ANSM

ISION

NO

REG

ULAD

O.

INSTALAC

ION

ES DEL SISTEM

A



AÑO 2010 – SCTPI CARHUAMAYO CON AUTOTRANSFORMADOR, CON INTERCONEXIÓN

05240520T

0518T

03800382T

0381 SL9807

ST-9808IN-9026 SB-9806

SL-9803

ST-9805IN-9025 SB-9804

SB-9809

IN-9027

SL-9810

ST-9811

A SET CO

NDO

RCO

CHA

(CEMEN

TO AN

DINO

)

CH

YA

UP

I

(ENERSUR)

CH

YU

NC

AN

SL-2002

ST-2051IN-2001

IN-1006

SB-1019

SB-1018BA

SE

T SA

NTA

ISA

BE

L(EN

ERSUR)

SL-3189

ST-444IN-2464 SA-3191B

A

SB-3193

SL-3183

ST-443IN-2462

SA-3185

SB-3187

SL-3195

ST-445IN-2466 SA-3197

SB-3199

SL-3177

ST-442IN-2460 SA-3179

SB-3181

SB-3203

IN-2468

SA-3201CA

RH

UA

MA

YO N

UE

VA(ISA PERU)

SE

T

SL-4143

ST-420IN-4060

A SETH

UAN

UCO

SA-4141

SL-4135

ST-418IN-4056 SA-4133

SET PARAGSH

A II(REP)

0321

0322T

0011

0323

0329

0330T0013

03280325

0326T0012

0324

0327

0981SS.AA.

0718

0163

0717

CA

RH

UA

MA

YOS

ET

ST-1054

IN-1007

SB-1021

ST-1053

SB-1020

SET CARIPA

ORO

YA NUEVA

A SET

(CEMEN

TO AN

DINO

)

SB-1011

SB-1010SL-1023

ST-1052IN-1002

SL-1022

ST-1051IN-1001

SB-1009

SB-1008

OR

OYA

NU

EVA

DE TERC

EROS.

INSTALACION

ES DE PRO

PIEDAD

DE TRAN

SMISIO

N NO REG

ULADO

.INSTALACIO

NES D

EL SISTEMA



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° 041-2009-GART, sobre Estudio Tarifario para SST y SCT del Área de Demanda 5, el cual involucra instalaciones pertenecientes a ELECTROCENTRO, CONENHUA, ELECTROANDES, CEMENTO ANDINO y REP.

3. Carta GCT-005-2009, recibida el 24 de febrero de 2009, sobre opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN presentadas por DISTRILUZ (ELECTROCENTRO).

4. Carta SNP-GC-004-2009, recibida el 25 de febrero de 2009, sobre opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN presentadas por SN POWER (ELECTROANDES).

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 a la Prepublicación Formuladas por la

Empresas Titulares del Área de demanda 5

TITULAR 1: ELECTROCENTRO

DEMANDA

Opinión 1.

Ante la observación hecha por OSINERGMIN referida a que ELECTROCENTRO no ha tomado en cuenta las ventas de energía de los demás TITULARES, la titular señala que esta postura adoptada por el regulador, se basa en que ELECTROCENTRO tiene una gran participación en lo que se refiere a Mercados Regulados dentro del área de demanda. Asimismo, menciona que estos datos fueron extraídos de los anuarios publicados por OSINERGMIN, de los cuales se tuvo que restar las ventas de los primeros 4 años de la Localidad de Ucayali dado que sólo hasta este período estaba dentro de la jurisdicción de ELECTROCENTRO; del mismo modo, se restó las demandas de la Localidad de Aucayacu incluido en el Área de Demanda 4, y por último en los años 2005, 2006 y 2007 no se incluyeron la demanda de regulado en AT de SIMSA, puesto que desde abril de 2008 no es cliente de ELECTROCENTRO. De esta manera, tomando estas consideraciones se sustenta que las ventas de energía totales sí corresponden a lo publicado en los anuarios.

Frente a la observación presentada por OSINERGMIN, se deduce que en el Estudio que realizaron incluyen las ventas globales, es decir la de ELECTROCENTRO y de los demás Titulares que operan en el Área de Demanda 5; pero al efectuarse las comparaciones se nota que los datos usados no coinciden con lo publicado en los anuarios de OSINERGMIN, es más, si se compara con los datos registrados en el anuario correspondiente sólo a ELECTROCENTRO se aprecia que los valores son menores a la base histórica de la propuesta de OSINERGMIN.

Análisis de OSINERGMIN

La NORMA TARIFAS establece que la demanda a considerarse para efectos de determinar los peajes unitarios, debe corresponder a toda el área de demanda. En este sentido, se debe mencionar que el dimensionamiento de las capacidades de transmisión y/o transformación del Sistema Eléctrico a Remunerar (SER), tiene que representar la solución óptima para toda el área demanda, siendo por consiguiente necesario que se considere la demanda total conectada en dicha área y no demandas parciales, debido a que en este caso, el SER no resolvería la problemática integral del área.

En relación a la opinión de la Titular referida a la no coincidencia de la propuesta con los anuarios de OSINERGMIN, cabe aclarar que la información contenida en dicho Anuario Estadístico, incluye la demanda correspondiente al sistema interconectado y de los sistemas aislados. En la propuesta del regulador se incluyen la demanda existente y las demandas futuras (nuevas y/o sistemas aislados) a conectarse al sistema en el periodo de estudio, no considerando las demandas del sistema aislado que no se interconecte



en dicho horizonte de estudio; siendo esta la razón de la diferencia que observa la Titular.

Conclusión

No se acoge la opinión, por las razones expuestas en el análisis.

Opinión 2.

ÁREAS DE DEMANDA

Dentro del Área de Demanda 5 se encuentran la mayoría de las instalaciones pertenecientes a ELECTROCENTRO, y sólo la localidad de Aucayacu y localidades aledañas se encuentran en la zona del Área de Demanda 4. Consideramos que por continuidad eléctrica, el sistema eléctrico de Aucayacu así como la localidad de Tocache, deberían ser considerados en la zona del Área de Demanda 5.


Como resultado de la revisión de las zonas que conforman las diferentes Áreas de Demanda, el regulador ha visto por conveniente actualizar la Resolución que estableció dichas Áreas de Demanda. En este sentido, OSINERGMIN con fecha 16 de abril de 2009, ha publicado la Resolución OSINERGMIN 058-2009-OS/CD, que modifica las zonas que forman parte del Área de Demanda 5. En esta Resolución se incluyen las demandas de las zonas de Aucayacu y Tocache.

Conclusión

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

DETERMINACIÓN DEL SER

SISTEMA ELÉCTRICO HUANCAYO – VALLE DEL MANTARO

Opinión 3.

SET CHILCA 60/13,2/10 kV

OSINERGMIN no ha tomado en cuenta la propuesta de ELECTROCENTRO al no incluir a la subestación de 60/13,2/10 kV de Chilca. ELECTROCENTRO ha propuesto la subestación Chilca 60/13.2/10 kV con la finalidad de:

A. Reemplazar la Subestación elevadora Huayucachi II 13.2/10 kV por ser considerada ineficiente y no ser reconocida en el VNR de distribución.

B. Atender la demanda creciente en 10 kV de la zona periférica de Huancayo.

C. Esta configuración permitirá mejorar la confiabilidad del servicio a la zona céntrica de Huancayo y dar de baja una SE ineficiente y obsoleta.



Ante las coordinaciones de OSINERGMIN se presenta, la alternativa de implementar un transformador en la SET de Huayucachi de 220/60/13,2 kV con una potencia de 35/30/7 MVA, la cual abastece las demandas de las Zona sur en 13,2 kV y a las demás demandas en 60 kV como la de Huancayo Este y Salesianos, con la finalidad de omitir la SE. Chilca.


La demanda eléctrica de la ciudad de Huancayo, para el año 10, está proyectada en alrededor de 50 MW. La distribución de la demanda entre las dos subestaciones existentes mas la nueva subestación Huancayo Este en construcción, resultaría en una carga aproximada de 17 MW por cada subestación. El hecho de considerar una subestación adicional reduciría el factor de utilización de las subestaciones por debajo de factores económicamente admisibles.

En el Anexo No. 1 presentado por la Titular, se muestra la planimetría de Huancayo, en el cual se puede observar que el planteamiento de la subestación Chilca produciría un acortamiento de los radios de acción de las subestaciones existentes, con lo cual la demanda atendida por cada subestación se reduciría.

Por otro lado, de la revisión al Anexo No. 2 presentado por la Titular, en el cual efectúa el análisis del cambio del transformador de Huayucachi 220/60/10 kV por otro de relación 220/60/13,2 kV, se concluye que el mismo no es sustentable, debido a que se estaría invirtiendo en un nuevo transformador dejándose en reserva otro transformador de la misma capacidad.

Conclusión


Opinión 4.

SET ORCOTUNA 220/60 kV Y SET PARQUE INDUSTRIAL 60/33/10 kV

OSINERGMIN plantea una SET en Orcotuna de 220/60/33 kV con una conexión en pi. Asimismo considera que la línea de 60 kV existente Parque Industrial – Concepción se alimente en un nivel de tensión de 33 kV, para alimentar a las cargas de la SE Chupaca.

ELECTROCENTRO propone que la SET Orcotuna cuente con un transformador de dos bobinados de 220/60 kV de 30 MVA en lugar del transformador de tres devanados de 220/60/33 kV, propuesto por OSINERGMIN, lo cual es suficiente para abastecer la demanda debido al retiro de la Minera Sinaycocha. Asimismo se debe implementar otro transformador en Parque Industrial de 60/33/10 kV, para alimentar las cargas en tensiones de 10 kV de Huancayo y las cargas de la SET Chupaca en 33 kV.

Al aprobarse el anillo que alimentará las cargas de Huancayo, El Tambo, Chilca y alrededores, éste sólo contaría con un punto de alimentación, sin embargo es preciso considerar que todo sistema en anillo por seguridad de servicio y facilidad de mantenimiento se caracteriza por tener dos fuentes de alimentación en sus extremos. Bajo el planteamiento de ELECTROCENTRO, estas fuentes lo constituyen la SET de Orcotuna 220/60 kV y la SET Huayucachi 220/60/10 kV que alimentan al anillo OSINERGMIN plantea una SET en Orcotuna de 220/60/33 kV con una conexión en pi. Asimismo considera que la línea de 60 kV existente Parque Industrial – Concepción se alimente en un nivel de tensión de 33 kV, para alimentar a las cargas de la SE Chupaca.



ELECTROCENTRO propone que la SET Orcotuna cuente con un transformador de dos bobinados de 220/60 kV de 30 MVA en lugar del transformador de tres devanados de 220/60/33 kV, propuesto por OSINERGMIN, lo cual es suficiente para abastecer la demanda debido al retiro de la Minera Sinaycocha. Asimismo se debe implementar otro transformador en Parque Industrial de 60/33/10 kV, para alimentar las cargas en tensiones de 10 kV de Huancayo y las cargas de la SET Chupaca en 33 kV.

Al aprobarse el anillo que alimentará las cargas de Huancayo, El Tambo, Chilca y alrededores, éste sólo contaría con un punto de alimentación, sin embargo es preciso considerar que todo sistema en anillo por seguridad de servicio y facilidad de mantenimiento se caracteriza por tener dos fuentes de alimentación en sus extremos. Bajo el planteamiento de ELECTROCENTRO, estas fuentes lo constituyen la SET de Orcotuna 220/60 kV y la SET Huayucachi 220/60/10 kV que alimentan al anillo en 60 kV.


Desde la barra de 10 kV en la SE Parque industrial se suministra energía a Chupaca, Huarisca y Chala Nueva; para lo cual se tiene un transformador para elevar la tensión a 33 kV. Debido a que este transformador se sobrecarga, la propuesta de OSINERGMIN contempla un arrollamiento terciario en la nueva SE Orcotuna, de tal manera que utilizando un enlace existente de 60 kV, que sale de Parque Industrial, se conectaría a la barra de 33 kV en Chupaca, descongestionando el anillo de Huancayo.

La empresa observa que es mejor mantener a Chupaca desde la SE Parque Industrial y conectar en 60 kV las subestaciones de Orcotuna y Parque Industrial, para lo cual se haría uso de una línea existente que pasa por la SE Orcotuna y sale de la SE Parque Industrial. El beneficio de este planteamiento es dar una mayor confiabilidad en 60 kV a la ciudad de Huancayo.

Conclusión


Opinión 5.

LÍNEA CONCEPCIÓN – COMAS

OSINERGMIN plantea la línea Concepción - Comas de 60 kV y 39.7 Km. con un CMA de US$ 384 840,28 y un Costo de Inverisón de US$ 2 466 234,67, con el cual se daba solución a las demandas de las localidades como Comas y Matapa y del usuario mayor Minera Sinaycocha.

ELECTROCENTRO en la propuesta inicial plantea la línea Concepción – Ingenio en 33 kV con 6 Km., la cual fue ejecutada por la empresa TRÁELSA en el año 2008, mediante el contrato Nº 098 – 2007/ELCT (Anexo Nº 3 de su propuesta) y cuenta con Acta de Recepción de la Obra y puesta en servicio (Anexo Nº 4 de su propuesta). Además se propuso la implementacion de un transformador elevador de 13,2/33 kV con capacidad de 5 MVA en la SE Concepción y un autotransformador en Comas con la función de recuperar la caída de tensión que se generan y que es mostrada en los flujos de potencia incluidos en el estudio de propuesta tarifaria para los SCT. Todo esto para atender las exigencias de las demandas de las localidades y del usuario mayor Minera Sinaycocha.



Sin embargo, en el último semestre, la Minera Sinaycocha, ha disminuido su consumo terminando por el retiro definitivo de su suministro a solicitud propia en el mes de enero del 2009 mostrados en el Anexo Nº 5 de su propuesta, quedando sin ánimos de inversión, por lo que es necesario que se retire del plan de inversiones la línea Concepción – Comas en 60 kV, la cual ya no tendría viabilidad económica.


Respecto de la línea Concepción – Ingenio en 33kV, se debe mencionar que OSINERGMIN considera en la presente etapa del proceso regulatorio, todas las altas que hayan sido debidamente sustentadas por las TITULARES, con las actas correspondientes. En este sentido, se incluye la línea Concepción – Ingenio en 33 kV como alta del año 2008.

Debido al retiro definitivo de la Minera Sinaycocha, se justifica retirar del plan de inversiones la línea Concepción – Comas en 60kV, tal como lo menciona la Titular.

Conclusión


Opinión 6.

LÍNEA CHALA NUEVA - MACHU

OSINERGMIN no ha considerado la propuesta de ELECTROCENTRO en la cual se pretende implementar una línea de 33kV desde Chala Nueva B1 - Machu B1 de 31.2 km, sin indicar el motivo.

Esta línea es necesaria ante el crecimiento de la demanda de las localidades que integran los PSE como Chongos Altos, Alto Cunas, Jarpa y localidades vecinas que vienen siendo abastecidas mediante una línea en 13,2 kV el cual presenta problemas de sobrecarga y perdidas técnicas altas, a causa de las características dispersas de estos sistemas, ELECTROCENTRO está implementando una línea en 33 kV desde la SET Chala Nueva a la SET Machu, con la función de alimentar las cargas actuales y futuras de los sistemas mencionados, por lo que en el mes de junio del año 2008 se firma el contrato Nº GR – 098 – 2008/ELCTO (Anexo Nº 6 de su propuesta) con la empresa TECSUR a partir del estudio desarrollado por la empresa PACIFIC S.A..

OSINERGMIN en el análisis presentado, plantea incorporar un transformador de 5MVA 33/13,2kV en la Subestación de Chala Nueva con lo cual se logra aliviar el suministro a las cargas cercanas a esta con distribución en 13,2 kV; sin embargo no satisface las necesidades de las localidades con cargas dispersas que son abastecidas con una línea deficiente como se observa en el reporte de interrupciones del Anexo Nº 7 de su propuesta.

Para la definición del SER, no se han considerado todas las instalaciones del Área de Demanda establecida por OSINERGMIN.


En base a la revisión de la opinión de ELECTROCENTRO, se considera en esta etapa del proceso regulatorio, una demanda en 13 kV en la SET Machu. Asimismo considerando que la Titular ya ha suscrito un contrato para la ejecución del proyecto de la línea Chala Nueva – Machu en 33 kV, OSINERGMIN considera necesario y



justificado incluir esta línea como parte del SCT. En este sentido, en base al estudio de demanda actualizado, OSINERGMIN incluye esta línea como parte del SCT para el año 2010.

Conclusión


Opinión 7.

SISTEMA ELÉCTRICO TARMA - CHANCHAMAYO

OSINERGMIN ha propuesto interconectar las ciudades de Pichanaki y Satipo mediante una línea en 60 kV. Yanango-Chanchamayo-Pichanaki con una longitud de 49 km (tramo Chanchamayo – Pichanaki). Sin embargo en los diagramas unifilares se indica una longitud de 59.2 km que es lo real. Fundamenta esta configuración manifestando que existe una carretera asfaltada entre Chanchamayo y Pichanaki. Mientras tanto la propuesta de ELECTROCENTRO consiste en ejecutar una línea en 60 kV de Villa Rica a Pichanaki de 59 km de longitud, ruta que también cuenta con una carretera afirmada en buen estado de conservación.

Adicionalmente, las obras propuestas por ELECTROCENTRO se encuentran en actual ejecución por la empresa CAME Contratistas Generales tal como se sustenta en el contrato Nº GR/L-131-2008/ELCTO (Anexo Nº 8 de su propuesta), quien tiene un plazo de 330 días para su ejecución habiéndose iniciado el 5 de diciembre 2008.

Asimismo ELECTROCENTRO ha convocado el concurso Nº 04-057-2008 para la ejecución de la obra Línea de transmisión Pichanaki - Satipo y subestación asociada.

Por otro lado OSINERGMIN ha propuesto la construcción de la SE de Yanango de 220/60 kV y el tramo de línea Yanango SIMSA en 60 kV considerado en el Plan de Inversiones para ELECTROCENTRO. Al respecto, ELECTROCENTRO considera que esto no es procedente, debido a la incertidumbre del consumo de energía por parte de esta minera, lo que se evidencia en la reducción de retiro de energía del SEIN y que a partir del mes de noviembre 2008 ya se abastecerá únicamente desde sus centrales como se puede comprobar en su carta propuesta donde ofertan un excedente de producción de dichas centrales (Anexo Nº 9 de su propuesta).

Obliga esta situación a que ELECTROCENTRO reconfigure el Sistema Tarma – Chanchamayo, siendo necesario que OSINERGMIN considere el retiro de la SE de Yanango de 220/60/22,9 kV e implemente una SE de 60/22,9/10 kV conectada a la barra de generación de Edegel de 10 kV y que, así mismo, considere un transformador de 60/22,9 kV como se puede apreciar en los reportes del análisis del flujo de potencia del Anexo No 10 de su propuesta.


En relación a las obras que se encuentran en curso, cabe aclarar que OSINERGMIN considera como parte del SCT a aquellas obras donde la Titular haya presentado la documentación justificatoria y cuya puesta en servicio se encuentra dentro del periodo tarifario (2009 – 2013). En este sentido, se ha replanteado el SER considerando la línea Villarrica – Pichanaki para el año 2010, sin incluir la alimentación desde Yanango por las razones que se exponen en el párrafo siguiente.



Respecto del caso de Yanango, se debe mencionar que, en base a la revisión de la documentación presentada por la Titular sobre los excedentes de producción de las centrales de SIMSA y la incertidumbre del consumo de energía, OSINERGMIN ha visto por conveniente retirar del Plan de Inversiones la interconexión de Yanango al sistema Tarma – Chanchamayo.

Conclusión


Opinión 8.

SISTEMA ELÉCTRICO POZUZO

OSINERGMIN no reconoce las instalaciones de transmisión en 33 kV del sistema eléctrico Pozuzo el cual alimenta a cargas ubicadas en forma dispersa y en una zona amplia. Al no reconocerse dichas instalaciones tampoco se reconocen los gastos de operación y mantenimiento, lo que no daría los recursos necesarios para atender el mantenimiento de estas líneas generando deficiencias en el servicio prestado, e incumpliendo lo establecido en la Ley de Concesiones Eléctricas.

El sistema eléctrico Pozuzo está implementado con líneas de transmisión en 33 kV que, según los cálculos efectuados por el DGE/MEM, PRODAPP y ELECTROCENTRO S.A en el informe “JUSTIFICACION TECNICO ECONOMICO S.E. POZUZO” (Anexo Nº 11 de su propuesta) en el cual se muestra tensiones inferiores a 33 kV, son inaplicables por las características de dispersión del sistema.

ELECTROCENTRO S.A., en el convenio marco realizado con el PRODAPP con el fin de asegurar la administración del PSE Pozuzo – Palcazú I Etapa, recibe responsabilidades como se observa en el ítem 4.2.2 del Convenio Marco (Anexo No 12) donde se establece que ELECTROCENTRO:

o Debe realizar el servicio de mantenimiento de las instalaciones entregadas.

o Efectuar los trabajos de mantenimiento preventivo y correctivo, así como la reparación de la misma.

Se hace constar que los trabajos de Operación y Mantenimiento de estas instalaciones son desarrollados por ELECTROCENTRO desde el año 2007, lo cual no es reconocido en la tarifa.

En tal sentido, es necesario que en la propuesta de tarifas de los SST y SCT de OSINERGMIN se considere los costos operación y mantenimiento de las líneas de transmisión que se ejecutaron para alimentar a los PSE Pozuzo – Palcazú I etapa y Obra de Electrificación de Puerto Bermúdez, el cual cuenta con un acta de recepción (Anexo Nº 13 de su propuesta); además deberán incrementarse los costos de operación y mantenimiento del PSE Pozuzo – Palcazú II y III etapa que cuenta con estudio definitivo y cuya obra ingresará en servicio el año 2011.


Se han revisado las referencias del proyecto PSE Pozuzo – Palcazo, obra ejecutada mediante el Convenio marco suscrito entre ELECTROCENTRO y el Programa de Desarrollo Alternativo en las Áreas de Pozuzo y Palcazú (PRODAPP). De acuerdo a lo



señalado en el numeral 4.1 de dicho convenio, se especifica que las instalaciones en 33 kV corresponden a líneas primarias del PSE Pozuzo - Palcazú, el cual en la actualidad forma parte del sistema de distribución eléctrica Pozuzo, el cual es un sistema aislado hidráulico, clasificado mediante Resolución OSINERG Nº 157-2005-OS/CD como perteneciente al sector típico urbano-rural y cuyos costos de inversión, de operación y de mantenimiento se reconocen mediante el Valor Agregado de Distribución (VAD), tarifa que se aprueba en los procesos de fijación de las tarifas de distribución eléctrica.

Cabe señalar que las Altas reportadas por la empresa, correspondientes a instalaciones implementadas con fecha posterior al 24 de julio de 2006, se considerarán, previa evaluación, para el cálculo de peajes en tanto y cuando se integren al SEIN.

Conclusión


Opinión 9.

SISTEMA ELÉCTRICO HUALLANCA

OSINERGMIN no ha considerado la propuesta de ELECTROCENTRO para alimentar la ciudad de La Unión y localidades aledañas mediante una línea de transmisión en 33 kV, Huallanca-La Unión.

ELECTROCENTRO considera que es necesaria la implementación de su propuesta basada en la siguiente justificación:

La localidad de La Unión, LLata, Jesús y otras localidades se encuentran atendidas mediante el alimentador A4258 de la SET Huánuco, dicho alimentador tiene una longitud de mas de 80 km y utiliza una subestación elevadora 22,9/22,9 kV (Rain, ubicada a medio tramo de la línea) a fin de mantener los niveles de tensión adecuados. Debido al crecimiento sostenido de la demanda del sistema eléctrico de Huánuco, es necesario implementar un nuevo punto de alimentación para las localidades más alejadas donde el alimentador A4258 resulta insuficiente. Se propone fijar las barras en 60 kV de la SET Huallanca como punto de alimentación para transportar energía mediante una línea en 33 kV a fin de atender la demanda de la localidad de La Unión y otras localidades de la zona.

La problemática de atención de la demanda de la zona rural de Huánuco fue abordada en conjunto con el Ministerio de Energía y Minas y el Gobierno Regional de Huánuco y se ha declarado en emergencia dicha situación como se aprecia en los informes y actas suscritas al respecto incluidos en el Anexo Nº 14 de su propuesta.

Para la atención de la problemática energética de estas localidades, la Dirección General de Electrificación Rural ha previsto la ejecución del proyecto Línea Transmisión 60 kV Huallanca - La Unión de 23,08 km (Anexo Nº 15 de su propuesta), la ampliación de la S.E. Huallanca Nueva 60 kV, implementando un transformador de potencia 220/60 kV y una celda de salida en 60 kV tipo GIS; asimismo, se construirá la nueva S.E. La Unión 60/22,9 kV de 7/9 MVA configuración que se aprecia en el diagrama de flujo de potencia del Anexo Nº 16 de su propuesta.




En relación a la propuesta de ELECTROCENTRO se ha encontrado que dicha propuesta no se ajusta a los alcances del proyecto “Línea de Transmisión en 60kV Huallanca - La Unión y subestaciones”, citado por ELECTROCENTRO, el actual se encuentra actualmente en proceso de licitación (Licitación Pública N° LP-0003-2009-MEM/DGER), convocado por la Dirección General de Electrificación Rural del Ministerio de Energía y Minas. Cabe señalar que en dicha licitación se considera además la ejecución de los proyectos “Sistema Eléctrico Rural Huánuco – Eje Dos De Mayo III Etapa” y “Sistema Eléctrico Rural Huánuco – Eje Dos De Mayo IV Etapa”, en cuyos alcances se incorporarán a las localidades La Unión, LLata, Jesús y otras aledañas, descargando de esta manera al alimentador A4258 de la SET Huanuco.

Conclusión

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

Opinión 10.

SISTEMA ELÉCTRICO PASCO

OSINERGMIN no ha considerado la propuesta de ELECTROCENTRO para implementar la segunda unidad de transformación de la SET Pasco, OSINERGMIN no ha mencionado el motivo ni ha presentado ninguna justificación para su decisión. ELECTROCENTRO considera que es necesaria la implementación de dicha unidad de transformación basada en la siguiente justificación:

La ciudad de Pasco es atendida desde las barras 22,9 kV de la SET Pasco mediante el transformador 50/22,9 kV – 7/9 MVA. Debido al crecimiento sostenido de la demanda dicho transformador entrará en régimen de sobrecarga el año 2010. La configuración propuesta por ELECTROCENTRO establece la disposición de una segunda unidad de transformación con las mismas características que la primera a fin de atender los nuevos requerimientos de energía en forma más confiable cumpliendo con las Normas de Calidad.


ELECTROCENTRO en su formato F-122, presenta para la SE Pasco en 22,9 kV una demanda de 11,08 MW para el último año de estudio. Asimismo, la demanda proyectada por OSINERGMIN para esta misma SET, alcanza una demanda de 10,15 MW para el último año del horizonte de estudio.

Por otro lado, de acuerdo a nuestra base de datos de las instalaciones de transmisión, la capacidad de transformación de la SET Pasco es de 12,5 MVA (ONAF), lo cual coincide con el diagrama unifilar de la SET presentado por la Titular, tal como se muestra en el siguiente diagrama:



Cabe señalar que el hecho circunstancial de la reparación del transformador 50/22,9/4,16 kV – 10-12,5MVA, de acuerdo a lo señalado en su oficio GR-194-2009 de fecha 05 de marzo de 2009, es una situación de carácter temporal y no justifica la instalación de un segundo transformador. Asimismo, ELECTROCENTRO no ha presentado el acta de baja del transformador 50/22,9/4,16 kV – 10-12,5MVA que justifique como permanente la operación del transformador 50/22,9 kV – 7/9MVA.

Por consiguiente, considerando la proyección de demanda estimada por ELECTROCENTRO, la proyección de demanda estimada por OSINERGMIN y la capacidad de transformación de la SET Pasco de 12,5 MVA, no se justifica instalar un segundo transformador en el horizonte de estudio, debido a que la demanda proyectada no supera la capacidad de transformación.

Conclusión


Opinión 11.

SISTEMA ELÉCTRICO HUANCAVELICA NORTE

OSINERGMIN no ha considerado la propuesta de ELECTROCENTRO para extender las barras 10 kV de la SET Friaspata de propiedad de REP. OSINERGMIN no ha mencionado el motivo ni ha presentado ninguna justificación para su decisión.

ELECTROCENTRO considera que es necesaria la implementación de dicha configuración basada en la siguiente justificación:

El sistema eléctrico de Huancavelica Norte es atendido desde las barras 10 kV de la SET Friaspata de propiedad de REP, que alimentan la subestación elevadora 22,9/10 kV – 2.5 MVA de ELECTROCENTRO que se ubica en forma adyacente a la mencionada SET. Debido al crecimiento de la demanda el transformador elevador de la mencionada subestación entrará en régimen de sobrecarga el año 2015, por lo que se propone extender las barras 10 kV de la SET Friaspata mediante un interruptor de acoplamiento de barras lo que hará posible establecer una configuración adecuada mejorando la continuidad del suministro de las cargas urbanas en 10 kV y las cargas rurales en 22,9 kV y al mismo tiempo permitir la implementación del futuro transformador de potencia de 3 MVA y atender a los clientes MT en la subestación de ELECTROCENTRO.




La empresa en su formato F-122 indica para la SE Friaspata la siguiente demanda:

SISTEMA ELECTRICO 3 HUANCAVELICASET TENSION (kV)

S.E. Huancavelica Norte 22.9 3.35 3.42 3.49 3.57 3.65 3.73 3.81 3.88 3.96 4.05 4.14S.E. Friaspata 10 2.89 3.07 3.26 3.45 3.67 3.89 4.08 4.28 4.49 4.71 4.95

MATATMT 6.24 6.49 6.75 7.02 7.31 7.62 7.89 8.16 8.46 8.76 9.08

TOTAL SISTEMA ELÉCTRICO 3 6.24 6.49 6.75 7.02 7.31 7.62 7.89 8.16 8.46 8.76 9.08

El esquema Unifilar, presentado por la empresa, muestra el siguiente transformador:

De acuerdo con la información remitida por ELECTROCENTRO no existe sobrecarga en el transformador de la subestación Friaspata (220/60/10 kV) en el horizonte de estudio. Sin embargo, dado que se prevé sobrecarga en la subestación elevadora 22,9/10kV de 2,5 MVA adyacente a la subestación Friaspata, denominada subestación Huancavelica Norte, se considera en esta etapa del proceso regulatorio una celda de alimentador en 10 kV.

Conclusión

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



Opinión 12.

SISTEMA ELÉCTRICO CAUDALOSA GRANDE

OSINERGMIN no ha considerado la propuesta de ELECTROCENTRO para implementar la celda de salida en 22,9 kV a fin de alimentar el PSE Castrovirreyna Norte. OSINERGMIN no ha mencionado el motivo ni ha presentado ninguna justificación para su decisión.

ELECTROCENTRO considera que se debe reconocer la inversión efectuada para la implementación de la celda de salida hacia el PSE Castrovirreyna. El PSE Castrovirreyna Norte se alimenta desde la SET Caudalosa Grande de propiedad de CONENHUA mediante una celda de salida en 22.9 kV. Esta configuración hace factible atender las cargas del PSE Castrovirreyna Norte y clientes MT mediante el alimentador A4131.


Se ha revisado la información y sustento presentados por ELECTROCENTRO respecto a su propuesta de incluir a la celda de salida en 22,9 kV de la subestación Caudalosa como parte del sistema complementario de transmisión de ELECTROCENTRO. Al respecto debemos señalar que se ha verificado que dicha instalación viene operando comercialmente desde el año 2005, tal y como se verifica en su comunicación GC-799-2006 de fecha 15 de marzo de 2006 mediante la cual ELECTROCENTRO remitió información comercial para el cálculo de los factores de ponderación del VAD. Por lo tanto, dado que esta instalación ha sido implementada con anterioridad al 24 de julio de 2006, no corresponde considerarla como parte del SCT de ELECTROCENTRO. Asimismo, señalamos que en el Artículo 24º de la NORMA TARIFAS se describe el tratamiento de las inversiones realizadas con anterioridad al 24 de julio de 2006.

Conclusión


Opinión 13.

SISTEMA ELÉCTRICO PACHACHACA

OSINERGMIN no ha considerado la propuesta de ELECTROCENTRO para reemplazar el actual transformador de potencia por otro de mayor capacidad. OSINERGMIN no ha mencionado el motivo ni ha presentado ninguna justificación para su decisión.

ELECTROCENTRO considera que es necesaria la implementación de dicha nueva unidad de transformación basada en la siguiente justificación:

Las localidades de Yauli y Pachachaca son alimentadas mediante la subestación elevadora 10/2,4 kV – 0,5 MVA de ELECTROCENTRO que toma energía desde las barras 2,4 kV de la C.H. Pachachaca de propiedad de ELECTROANDES. Debido al crecimiento de la demanda, el transformador elevador de la mencionada subestación entrará en régimen de sobrecarga el año 2010. La siguiente configuración propone el reemplazo de la mencionada unidad de transformación por otra de mayor capacidad a fin de atender los nuevos requerimientos de energía en forma confiable cumpliendo con las Normas de Calidad.




De acuerdo a lo señalado en el numeral 13.1.1 de la NORMA TARIFAS, se establecen como tensiones normalizadas en media tensión a 10kV y 22,9kV, aplicables únicamente para las celdas de alimentadores. Por consiguiente, la sobrecarga del transformador de 10/2,4 kV que menciona la Titular, no está comprendida en el alcance de la NORMA TARIFAS.

Asimismo, debemos señalar que la subestación elevadora 10/2,4kV – 0,5 MVA, señalada por la Titular, que es utilizada para suministrar energía a las localidades de Yauli y Pachachaca, es una instalación que forma parte del sistema de distribución eléctrica Pasco, clasificado mediante Resolución OSINERG Nº 157-2005-OSCD como perteneciente al sector típico urbano de baja densidad, cuyos costos de inversión y de operación y mantenimiento se reconocen mediante el Valor Agregado de Distribución, tarifa que se aprueba en los procesos de fijación de las tarifas de distribución eléctrica.

Conclusión


Opinión 14.

SISTEMA ELÉCTRICO HUÁNUCO

OSINERGMIN no ha considerado la propuesta de ELECTROCENTRO para extender las barras 10 kV de la SET Huánuco de propiedad de REP. OSINERGMIN no ha mencionado el motivo ni ha presentado ninguna justificación para su decisión.

ELECTROCENTRO considera que es necesaria la implementación de dicha configuración basada en la siguiente justificación:

El sistema eléctrico de Huánuco es atendido desde las barras 22,9 kV y 10 kV de la SET Huánuco de propiedad de REP. Debido a la necesidad de contar con mayor número de alimentadores, se ha dispuesto utilizar temporalmente las celdas 10 kV de la Central Térmica (obsoleta) ubicada en forma adyacente a la SET Huánuco. ELECTROCENTRO ha propuesto una disposición definitiva a fin de atender los nuevos requerimientos de energía en forma más confiable cumpliendo las Normas de Calidad. La configuración propuesta consiste en extender las barras 10 kV de la SET Huánuco mediante un interruptor de acoplamiento lo que permitirá incrementar el número de celdas de salida a fin de mejorar la confiabilidad de suministro de la ciudad de Huánuco.


En base al análisis del sustento presentado por la Titular, se considera en esta etapa del proceso regulatorio, una celda de alimentador en 10 kV.

Conclusión




Opinión 15.

SISTEMA ELÉCTRICO TINGO MARÍA

OSINERGMIN no ha considerado la propuesta de ELECTROCENTRO para reemplazar el actual transformador de potencia por otro de mayor capacidad. OSINERGMIN no ha mencionado el motivo ni ha presentado ninguna justificación para su decisión.

ELECTROCENTRO considera que es necesaria la implementación de dicha nueva unidad de transformación basada en la siguiente justificación:

La localidad de Tingo María viene siendo alimentada mediante celdas de salida en 10 kV de la subestación de Tingo María de propiedad de REP; sin embargo, las cargas rurales de la zona requieren una tensión de distribución de 22,9 kV, por lo que se propone la implementación de un transformador elevador 22,9/10 kV.


De acuerdo a lo señalado en el numeral 13.1.1 de la NORMA TARIFAS, se establecen como tensiones normalizadas en media tensión a 10 kV y 22,9 kV, aplicables únicamente para las celdas de alimentadores. Por consiguiente, la implementación de una subestación elevadora 10/22,9 kV no está comprendida en el alcance de la NORMA TARIFAS.

Asimismo, se debe indicar que la subestación elevadora 10/22,9 kV – 2 MVA, señalada por la Titular, es una instalación de distribución eléctrica, cuyos costos de inversión y de operación y mantenimiento se reconocen mediante el Valor Agregado de Distribución, tarifa que se aprueba en los procesos de fijación de las tarifas de distribución eléctrica.

Conclusión


Opinión 16.

SISTEMA ELÉCTRICO AYACUCHO

Según el Informe Nº 0041-2009-GART, se reconoce como la alternativa de mínimo costo la línea Mantaro - Ayacucho la cual consiste en implementar un transformador de potencia de 220/138 kV de 50 MVA, y una línea de 100 Km con una subestación en Mollepata de 138/60 kV de 50 MVA con sus respectivas celdas. Se ha encontrado que la valorización considerada en el formato F-301 corresponde a la alternativa de la línea Abancay – Mollepata, y de la misma forma en el formato F-303, la celda de interconexión de la línea de Abancay en 138 kV correspondiente a la alternativa descartada, por lo tanto es necesario se corrija.


Se ha revisado lo descrito en el numeral 8.2.5 del Informe Nº 0041-2009-GART, así como la información contenida en los Formatos F-301 y F-303, efectuadas las correcciones según lo observado, considerándose el suministro eléctrico a Ayacucho desde Abancay en 138 kV.



Conclusión


INVERSIÓN

Opinión 17.

En los planes para asegurar el abastecimiento de energía a los sistemas eléctricos de ELECTROCENTRO, son necesarias instalaciones de tensiones mayores a 138 kV cuya ejecución y operación corresponde a empresas de transmisión por lo que ELECTROCENTRO en su condición de empresa distribuidora se acoge a lo establecido en el D.S. 010- 2009-EM.

En este caso, las instalaciones del SCT con niveles de tensión superiores a 60 kV como la SET Orcotuna de 220/60/33 kV., la SET Mantaro de 220/138 kV., la SET Yanango de 220/60 kV podrán ser puestas a licitación para la ejecución y operación por el Ministerio de Energía y Minas o de PROINVERSION.


De acuerdo a lo establecido en el D.S. Nº 010-2009-EM, es potestad de la Titular su decisión sobre la conveniencia de ejecutar o no los proyectos que resulten del Plan de Inversiones que apruebe OSINERGMIN para el periodo 2009 – 2013. En este sentido, en el caso de no optar por ejecutar los proyectos, el nuevo marco normativo permite que el Ministerio de Energía y Minas licite dichos proyectos para su ejecución y operación.

Conclusión

Se aclara a la Titular sobre el alcance del D.S. Nº 010-2009-EM.

Opinión 18.

ELECTROCENTRO, luego de la revisión y análisis respectivos, solicita que las instalaciones sean valorizadas de acuerdo a las configuraciones propuestas en el capítulo 2 de su informe.

Asimismo, considera que se debe revisar lo siguiente:

o En los formularios F-308 y F-309, existen valores negativos que corresponden a instalaciones que se dan de baja; sin embargo, se ha verificado que también se dan de baja instalaciones que no fueron reconocidas en los SST.

o No existe vinculación en los archivos correspondientes a los formatos de SER (F_200, COSTO DE INVERSION (F_300), COYM (F_400) Y TARIFAS (F_500), lo cual incumple la metodología planteada en la norma. Nº 023- 2008-OS/CD.


Las instalaciones a ser valorizadas corresponden a las que determine OSINERGMIN, considerando aquellas opiniones que hayan sido acogidas por el regulador.

Respecto de los formatos F-308 y F-309, se debe aclarar que se consignaron los signos negativos correspondientes a las bajas, con el fin de poder evaluar las magnitudes de inversiones de las alternativas. No obstante, en esta etapa del proceso regulatorio, se retiran los valores negativos de las bajas.



Por otro lado, se han vinculado los archivos correspondientes a los formatos F-200, F-300, F-400 y F-500.

Conclusión


COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

Opinión 19.

ELECTROCENTRO solicita que OSINERGMIN considere las configuraciones propuestas en el capítulo 2, correspondiente a los sistemas eléctricos a remunerar para efectuar los cálculos de costos de operación y mantenimiento, considerando especialmente que las bajas no sustentadas por parte del OSINERGMIN deben quedar sin efecto en concordancia a los procedimientos establecidos en la norma Nº 023-2008 OS/CD y Nº 024-2008-OS/CD.


Las instalaciones a ser valorizadas corresponden a las que determine OSINERGMIN, considerando aquellas opiniones que hayan sido acogidas por el regulador. En relación al tema de las bajas, debe aclararse que las instalaciones que correspondan dar de baja obedecerán al replanteamiento del SER en base a las modificaciones que ameriten como resultado del análisis de opiniones.

Conclusión

Se explica las consideraciones para la valorización y para las bajas.

TARIFAS

Opinión 20.

Dentro del cálculo del CMA que corresponde a ELECTROCENTRO que se efectúa en la Propuesta OSINERGMIN tanto para los Sistemas Secundarios de Transmisión (SSTD) así como los otros Sistemas (Sistemas Complementarios de Transmisión – SCTD) se observa que se hace doble descuento de las instalaciones que son considerados como Bajas, esta disminución afecta a la Tarifa de ELECTROCENTRO.

Las Bajas de los elementos para ELECTROCENTRO considerados dentro de los SST son:

CMA Nivel Tensión Nombre del Elemento 2008 2009 2010 2011 2012

AT/MT tr2 huant_801 - - 65 563,88 65 563,88 65 563,88 AT/MT tr2_ParqIndustr - - 35 766,65 35 766,65 35 766,65 AT/MT tr2 ChalaNueva - - 13 399,62 13 399,62 13 399,62 AT/MT tr2 Huarisca_a - - - 29 735,68 29 735,68 AT tr3 - - 72 816,79 72 816,79 72 816,79 AT/MT tr3 tarma_8001 - - 74 732,00 74 732,00 74 732,00 AT Derv_Macha- - - - 810 683,65 810 683,65 AT COND44- - - 144 264,48 144 264,48 144 264,48

AT Simsa- - - 112 090,94 112 090,94 112 090,94



Las Bajas de los elementos para ELECTROCENTRO consideradas dentro de los SCT son:

CMA Nivel Tensión Nombre del Elemento 2008 2009 2010 2011 2012

AT/MT tr2 huant_801 ... ... 65 563,88 65 563,88 65 563,88 AT/MT tr2_ParqIndustrial_c ... ... 35 766,65 35 766,65 35 766,65 AT/MT tr2 ChalaNueva ... ... 13 399,62 13 399,62 13 399,62 AT/MT tr2 Huarisca_a ... ... … 29 735,68 29 735,68

AT tr3 Chanchamayo ... ... 72 816,79 72 816,79 72 816,79 AT/MT tr3 tarma_8001 ... ... 74 732,00 74 732,00 74 732,00

AT Derv_Macha-Derv_Huanta_76 ... ... … 810 810 AT COND44-TARMA44_61 ... ... 144 144 144 AT Simsa-CHAN44_110 ... ... 112 112 112

En consecuencia se sugiere que se reevalúe el cálculo del CMA.


Se han efectuado las correcciones en el cálculo del CMA, según lo observado.

Conclusión




TITULAR 2: ELECTROANDES (SN POWER)

Opinión 1.

La prepublicación no incluye el Sistema Secundario de Transmisión (SST) cuyo pago se asigna 100% a la generación.

El Artículo 6º de la NORMA TARIFAS indica que para el caso de los SST existentes antes de la vigencia de la Ley 28832, la proporción de pago entre Usuarios y Generadores y el criterio de su distribución al interior del conjunto de Usuarios y Generadores, serán los mismos que se encuentren vigentes a la fecha de entrada en vigencia de dicha Ley.

De acuerdo a lo mencionado, consideramos que las compensaciones por el uso del SST de ELECTROANDES por el titular de la CH Huanchor, debe establecerse en la etapa de publicación de las tarifas y compensaciones para los SST – SCT.


Efectivamente en cumplimiento al numeral 6.2 de la NORMA TARIFAS, corresponde establecer las compensaciones por el uso de las instalaciones de ELECTROANDES por parte del titular de la Central Huanchor. En este sentido, las compensaciones a ser asignadas mantendrán la misma proporción de pago que estuvo vigente antes de la entrada en vigencia de la Ley 28832.

La publicación de las compensaciones se efectuará en la etapa de prepublicación del proyecto de resolución que fije los peajes y compensaciones, en la fecha que establece la Resolución OSINERGMIN Nº 055-2009-OS/CD, la misma que modifica el cronograma del proceso regulatorio de los SST - SCT.

Conclusión


Opinión 2.

La NORMA TARIFAS indica que para sistemas tipo SSTG, el SER está conformado por el SEA. Por lo tanto, considerando que el sistema asociado con la CH Yuncán es del tipo SSTG, la determinación de las compensaciones se deberá realizar en base al SEA.

Por otro lado, la Resolución OSINERG Nº 037-2006-OS/CD establece que las compensaciones por el sistema involucrado con la entrada de la CH Yuncán, indica que el SEA es el gráfico siguiente:



Asimismo, la Resolución OSINERG Nº 037-2006-OS/CD indica que las instalaciones del SEA cuya valorización se emplea para determinar las compensaciones y responsabilidades de pago son las mostradas en los cuadros O-2 y O-3.

Del gráfico y cuadros se aprecia que la responsabilidad de pago del Titular de la CH Yaupi por la instalación real “Autotransformador 220/138/22,9 kV incluidas las celdas de conexión en la SE Santa Isabel de propiedad de ENERSUR, corresponde al costo incremental para cambiar el nivel de tensión de la subestación Yaupi de 13,8/138 kV a 13,8/220 kV.

Por otro lado, la prepublicación establece que la responsabilidad de pago del Titular de la CH Yaupi por el concepto “transformador de potencia 220/10 kV, 3x43 MVA SET MAT/AT Santa Isabel de propiedad de ENERSUR, es el costo del transformador de



220/138 kV ubicado en la SET Santa Isabel, lo que se contradice con la Resolución OSINERG Nº 037-2006-OS/CD.

Por lo tanto, considerando que los criterios para la determinación del SEA no ha sufrido modificación, se utilice estos criterios para la determinación de las compensaciones del SST asociado a la CH Yuncán puesto que las condiciones operativas y legales no han cambiado.


En relación a la Resolución OSINERG Nº 037-2006-OS/CD, se debe aclarar que el SEA correspondiente al Autotransformador 220/138/22,9 kV, viene dado por el cambio de nivel de tensión de 13,8/138 kV a 13,8/220 kV, cuyo costo incremental corresponde a un transformador de 220/138 kV. En este sentido, no se contradice la Resolución OSINERG Nº 037-2006-OS/CD, porque este transformador posibilita el cambio de nivel de tensión.

Conclusión

Se aclara lo referente al SEA del Autotransformador 220/138/22,9 kV y el costo incremental asociado.

Opinión 3.

En la sección 8.2.3 del informe N° 0041-2009-GART, se indica que mediante un análisis de flujo de potencia para los años 2008 a 2018, se establecieron las necesidades de cambio de sección de conductores en las líneas de transmisión existentes y los niveles de sobrecarga de los transformadores. Se entiende que para el flujo de potencia se consideró la demanda estimada para dicho periodo (2008 a 2018).

Sin embargo, en los formatos F-115 a F-120 no se observa crecimiento en la demanda de los Usuarios Mayores (a excepción de SIMSA) a pesar de que se informaron los incrementos de consumo como sustento en esta parte del estudio.

Dado que la demanda de los Usuarios Mayores representa el 85% del total de la demanda del sistema Pasco – Pasco Rural y el 41% para el sistema Ayacucho, su no inclusión influye decisivamente en la determinación del SER, pues cambia el escenario para el flujo de potencia y pudiese decidir el incremento de capacidad en algunos elementos del SST que no fueron considerados en la propuesta de OSINERGMIN.


En esta etapa del proceso regulatorio, se consideran los incrementos de demanda del usuario mayor DOE RUN PERU S.R.L. por contar con sustento. Asimismo, se proyecta la demanda del resto de usuarios mayores siguiendo los criterios que se establecen en el numeral 9.1.3.c de la NORMA TARIFAS.

Conclusión


Opinión 4.

Se observa que en el formato F-202 se considera una máxima demanda de 4,21 MW para la SET Oroya Nueva 138/50/10 kV, la cual posee una potencia instalada de 172,50 MVA, por lo que los valores resultan incoherentes, tal es así que el factor de uso



calculado es de 0,02. Similar situación sucede en las subestaciones de Paragsha I y Paragsha II.

Solicitamos nos expliquen los valores consignados en las filas de potencia instalada existente, los cuales parecen incoherentes. Como consecuencia de lo anterior no se identifican instalaciones que hayan superado su capacidad de diseño, incluso cuando este año se evidenciaron situaciones de congestión como el transformador de Oroya Nueva 220/50 kV.


Las subestaciones que observa SN POWER con bajo factor de uso en el formato F-202, corresponden a subestaciones de paso que no tienen demanda conectada directamente en alguno de sus devanados, sino que, permiten el paso del flujo del sistema en la condición analizada. Asimismo, en el formato F-202 se han efectuado las correcciones de capacidad de los transformadores de la SET Oroya Nueva, Paragsha I y Paragsha II.

Por otro lado, la identificación de la necesidad de ampliar la capacidad de transformación, es resultado del análisis de flujo de potencia en el horizonte de estudio. En este sentido, de dicho análisis, se concluye que no hay la necesidad de incrementar la capacidad de transformación de las SETs mencionadas. Sin embargo, se debe señalar que se ha tomado nota de la congestión presentada esporádicamente en horas fuera de punta en la subestación Oroya Nueva. Al respecto, se debe indicar que en la actualidad se viene desarrollando la implementación de la línea de transmisión en 220kV Carhuamayo – Paragsha – Conococha – Huallanca – Cajamarca – Cerro Corona – Carhuaquero, que comprende la implementación del transformador Carhuamayo 220/138 kV de 100 MVA que permitirá solucionar los problemas de congestión presentados en la subestación Oroya Nueva.

Conclusión

Por lo expuesto, no se acoge la propuesta de la Titular. Asimismo, se aclarará y corregirá en los formatos lo referente a la potencia instalada y factor de uso de las SETs mencionadas por la Titular.

Opinión 5.

En la sección 8.2.5 del informe para el sistema Pasco, se indica que se ha efectuado la optimización del parque de transformadores existentes mediante rotación de los mismos entre las subestaciones. Dado que estas rotaciones no se describen en el informe, agradeceremos nos brinden detalles de las referidas rotaciones y si dentro de los supuestos es posible realizar rotaciones entre activos de diferentes TITULARES.


En la presente etapa del proceso regulatorio de los SST - SCT, se incluye en la página Web de OSINERGMIN, los archivos de cálculo que sustentan la publicación del Plan de Inversiones, incluyéndose el archivo que contiene el plan de rotaciones de transformadores. Asimismo, en relación a la consulta sobre la posibilidad de realizar rotaciones entre activos de diferentes TITULARES, se debe mencionar que en el ámbito del proceso regulatorio y con el fin de encontrar soluciones óptimas ante el crecimiento de demanda, se permite la rotación entre activos de diferentes TITULARES, debido a que todos los elementos de transmisión de diferentes TITULARES, influyen eléctricamente en una misma área de demanda.



Conclusión


Opinión 6.

No se indican los motivos por los que no se han considerado el Banco de Condensadores de San Mateo (9,6 MVAR) y el segundo transformador de 35 MVA Paragsha I en el SCT, aún cuando en el Anexo C del Informe Nº 0041-2009-GART “Análisis de las Respuestas a las Observaciones Formuladas a la Propuesta Final” OISNERGMIN considera las observaciones como subsanadas al presentar las actas de puesta en servicio de ambas instalaciones.


En relación a la solicitud de SN POWER referida a incluir el condensador de San Mateo de 9,6 MVAR como parte del SCT, se debe mencionar que esta instalación corresponde ser calificada como SCTLN (Sistema Complementario de Transmisión de Libre Negociación), tal como concluye OSINERGMIN en el análisis de la absolución de observaciones correspondiente a la etapa de prepublicación, debido a que la instalación del banco de condensadores no se requirió por necesidades del sistema, sino que se realizó a requerimiento de clientes mineros para operar sólo hasta que la CH Huanchor concluyera con la reparación de su túnel de aducción. Asimismo, ELECTROANDES efectivamente presentó el acta de operación del condensador, lo cual no implica que esta instalación sea asignada a la demanda, porque es calificada como SCTLN, donde la remuneración resulta de una libre negociación entre los agentes y los TITULARES de transmisión, tal como se establece en el numeral 4.3 de la NORMA TARIFAS. En los análisis de flujo de potencia desarrollado por OSINERGMIN para la determinación del SER del Área de Demanda 5, se verifica que el sistema no requiere de compensación reactiva en San Mateo.

En relación a la solicitud de ELECTROANDES referida a incluir el segundo transformador en Paragsha I, cabe mencionar que en esta etapa del proceso regulatorio, se incluye dicho transformador, debido a que la Titular presentó al acta correspondiente y el sistema lo requiere.

Conclusión




Anexo D Diagramas Unifilares del SER 2009-

2013-Según análisis de OSINERGMIN.




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

OSINERGMIN



FORMATO: F-216 AREA: 05 AÑO: 01

Anexo:

Flujo Carga BalanceadaNodosUl Ul, Magnitud [kV]u u, Magnitud [p.u.]phiu U, Ángulo [deg]

RamasP Potencia Activa [MW]Q Potencia Reactiva [Mvar]loading Nivel de Carga [%]

Red ExternaP Potencia Activa [MW]Q Potencia Reactiva [Mvar]cosphi Factor de Potencia [-]

LíneaP Potencia Activa [MW]Q Potencia Reactiva [Mvar]loading Nivel de Carga [%]I Corriente, Magnitud [kA]

Transformador de dos DevanadosP Potencia Activa [MW]Q Potencia Reactiva [Mvar]loading Nivel de Carga [%]

(1)

300mm2 AAAC - 11.56Km (2009)

240m

m2

AA

AC

- 9.

44K

m (2

009)

(1) Traslado deSE PIndustrialSE Salecianos

SET Huancayo Este 2 X 15 MVA (2009)

(1)

SE SAN FRANCISCO4 MVA (2009)

120m

m2

AA

AC

- 84

.7K

m (2

009)

ROTACIONES Y TRASLADOS DE CARGA

ALTAS Y CAMBIOS EN TOPOLOGIA95

mm

2 A

AA

C -

6Km

(200

8)

Derv_Huanca

Derv_Concep

Derv_Huanta Derv_Macha

AREA 05Año 01

-200.00..-37.18 ..-0.98

10.23 MW3.36 Mvar

-5.12 MW-1.68 Mvar

35.91 %

5.16 MW1.92 Mvar35.91 %

0

-5.12 MW-1.68 Mvar35.91 %

5.16 MW1.92 Mvar35.91 %

0

5.42 MW5.61 Mvar13.29 %0.07 kA

-5.40 MW-5.67 Mvar13.29 %0.07 kA

G~

1.20 MW1.12 Mvar96.50 %

-0.26 MW0.64 Mvar17.94 %

0.27 MW-0.63 Mvar

17.94 %

-1

0.29 MW-1.91 Mvar

5.02 %0.02 kA

-0.27 MW0.63 Mvar

5.02 %0.01 kA

15.86 MW9.81 Mvar26.61 %0.17 kA

-15.74 MW-9.45 Mvar

26.61 %0.17 kA

-0.54 MW-0.15 Mvar11.57 %

-0.00 MW0.00 Mvar11.57 %

0.55 MW0.17 Mvar11.57 %

0

0.06 MW0.02 Mvar

0.06 MW0.02 Mvar13.10 %

-0.06 MW-0.02 Mvar13.10 %

0

0.06 MW0.02 Mvar

0.33 %0.00 kA

-0.06 MW-0.02 Mvar

0.33 %0.00 kA

-0.06 MW-0.02 Mvar

1.59 %

0.07 MW0.03 Mvar

1.59 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

1.59 %

0

-88.00 MW-5.70 Mvar

-1.00

0.59 MW0.19 Mvar

0.47 MW0.16 Mvar

0.60 MW0.21 Mvar42.98 %

-0.59 MW-0.19 Mvar42.98 %

0.48 MW0.17 Mvar51.10 %

-0.47 MW-0.16 Mvar51.10 %

0

-0.60 MW-0.21 Mvar

5.94 %0.01 kA

-0.48 MW-0.17 Mvar

4.70 %0.01 kA

1.09 MW0.30 Mvar10.46 %0.02 kA

-0.54 MW-0.15 Mvar11.57 %

-0.00 MW0.00 Mvar11.57 %

0.55 MW0.17 Mvar11.57 %

0

0.04 MW0.01 Mvar18.72 %

-0.04 MW-0.01 Mvar18.72 %

0

0.04 MW0.01 Mvar18.72 %

-0.04 MW-0.01 Mvar18.72 %

0

0.00 MW0.00 Mvar

0.19 MW0.06 Mvar

0.19 MW0.08 Mvar32.10 %

-0.19 MW-0.06 Mvar32.10 %

0

-0.28 MW0.16 Mvar12.82 %

0.28 MW-0.15 Mvar12.82 %

1

0.08 MW-0.12 Mvar

1.55 %0.00 kA

-0.08 MW-0.03 Mvar

1.55 %0.00 kA

0.28 MW-0.16 Mvar

3.43 %0.01 kA

-0.27 MW0.04 Mvar

3.43 %0.00 kA

-3.25 MW-1.44 Mvar

9.96 %0.03 kA

0.01 MW0.00 Mvar

0.07 MW0.02 Mvar

0.37 MW0.12 Mvar

1.83 MW0.60 Mvar

3.18 MW1.05 Mvar

0.94 MW0.45 Mvar

8.03 %0.02 kA

-0.94 MW-0.49 Mvar

8.03 %0.02 kA

1.34 MW0.56 Mvar10.93 %0.02 kA

-1.33 MW-0.59 Mvar

10.93 %0.02 kA

1.07 MW1.71 Mvar15.11 %0.03 kA

-1.06 MW-1.72 Mvar

15.11 %0.03 kA

0.39 MW0.14 Mvar79.33 %

-0.37 MW-0.12 Mvar

79.33 %

0.94 MW0.49 Mvar103.28 %

-0.93 MW-0.43 Mvar103.28 %

-2

3.21 MW1.24 Mvar66.11 %

-3.18 MW-1.05 Mvar

66.11 %

-2

1.09 MW1.80 Mvar42.74 %

-1.07 MW-1.71 Mvar

42.74 %

2

7.45 MW2.98 Mvar66.09 %

-7.41 MW-2.43 Mvar66.09 %

-0.00 MW-0.00 Mvar66.09 %

-5

1.19 MW0.39 Mvar

3.62 MW1.19 Mvar

0.28 MW-0.15 Mvar

4.86 %0.01 kA

-0.28 MW0.15 Mvar

4.86 %0.01 kA

G~CH Ingenio

1.46 MW0.01 Mvar73.00 %

G~CH El Machu

0.90 MW0.18 Mvar61.15 %

G~CH Huarisca

3.48 MW0.08 Mvar69.62 %

G~CH Chamiseria

0.00 MW0.00 Mvar

0.00 %

0.00 MW-1.79 Mvar

1

3.33 MW1.10 Mvar

7.70 MW2.92 Mvar13.38 %0.08 kA

-7.53 MW-3.01 Mvar13.38 %0.08 kA

7.94 MW2.91 Mvar23.43 %0.08 kA

-0.00 MW-0.75 Mvar

1

G~Quicapata EQ

0.86 MW0.76 Mvar99.61 %

G~LLusita EQ

1.04 MW-0.74 Mvar63.13 %

-11.06 MW-2.50 Mvar

29.13 %0.10 kA

0.43 MW0.34 Mvar

2.11 %0.00 kA

-0.43 MW-1.27 Mvar

2.11 %0.01 kA

-2.96 MW-1.23 Mvar

4.96 %0.03 kA

-11.83 MW-0.93 Mvar

18.57 %0.10 kA

-0.42 MW-0.15 Mvar

0.67 %0.00 kA

15.68 MW2.87 Mvar23.76 %0.13 kA

11.06 MW2.50 Mvar76.82 %

-1.62 MW-0.53 Mvar76.82 %

-9.32 MW-0.80 Mvar

76.82 %

-5

4.51 MW1.79 Mvar71.86 %

-4.49 MW-1.48 Mvar71.86 %

-0.00 MW0.00 Mvar71.86 %

4

1.65 MW0.62 Mvar36.52 %

-0.76 MW-0.25 Mvar36.52 %

-0.88 MW-0.29 Mvar36.52 %

13

3.25 MW1.44 Mvar27.55 %

-3.23 MW-1.28 Mvar27.55 %

-0.00 MW0.00 Mvar27.55 %

3.35 MW1.38 Mvar26.32 %

-3.33 MW-1.10 Mvar26.32 %

-0.00 MW-0.00 Mvar26.32 %

5

0.42 MW0.15 Mvar14.34 %

-0.41 MW-0.14 Mvar14.34 %

0

3.70 MW2.61 Mvar49.38 %

-3.67 MW-2.41 Mvar

49.38 %

-1

5.42 MW1.52 Mvar50.25 %

-5.38 MW-1.30 Mvar50.25 %

0

7.69 MW3.08 Mvar40.91 %

-7.64 MW-2.75 Mvar40.91 %

-4

4.89 MW1.52 Mvar33.52 %

-4.85 MW-1.31 Mvar33.52 %

0

0.43 MW1.27 Mvar45.40 %

-0.42 MW-1.22 Mvar45.40 %

-2

2.96 MW1.23 Mvar106.80 %

-2.93 MW-0.96 Mvar106.80 %

-2

4.40 MW1.45 Mvar

10.23 MW3.36 Mvar

21.29 MW6.57 Mvar43.14 %

-21.22 MW-5.35 Mvar43.14 %

-0.00 MW0.00 Mvar43.14 %

-1

10.23 MW3.36 Mvar

17.68 MW8.37 Mvar63.57 %

-0.00 MW-0.00 Mvar63.57 %

-17.61 MW-6.90 Mvar63.57 %

-1

0.36 MW0.12 Mvar

-1.65 MW-0.62 Mvar

4.10 %0.01 kA

1.46 MW0.48 Mvar

10.18 MW3.35 Mvar

1.62 MW0.53 Mvar

2.93 MW0.96 Mvar

0.41 MW0.14 Mvar

0.76 MW0.25 Mvar

G~Rest G3

70.67 MW15.91 Mvar

87.80 %

-70.10 MW-8.04 Mvar

87.45 %

70.67 MW15.91 Mvar

87.45 %

2

-70.09 MW-8.27 Mvar

57.17 %0.17 kA

G~Rest G2

70.67 MW15.91 Mvar

87.80 %

-77.17 MW-12.80 ..66.52 %

77.66 MW18.44 Mvar

66.52 %

2

G~Sam G7

77.66 MW18.44 Mvar

66.52 %

-77.17 MW-12.80 ..66.52 %

77.66 MW18.44 Mvar

66.52 %

2

-4.51 MW-1.79 Mvar13.84 %0.05 kA

G~Sam G6

77.66 MW18.44 Mvar

66.52 %

-104.31..-9.40 Mvar88.96 %

105.00 MW19.25 Mvar

88.96 %

2

G~Sam G2

105.00 MW19.25 Mvar

88.96 %

-104.31..-9.40 Mvar88.96 %

105.00 MW19.25 Mvar

88.96 %

2

4.49 MW1.48 Mvar

G~Sam G3

105.00 MW19.25 Mvar

88.96 %

0.08 MW0.03 Mvar

2.38 MW0.78 Mvar

14.96 MW6.61 Mvar52.58 %

-4.81 MW-1.58 Mvar

52.58 %

-10.08 MW-3.70 Mvar52.58 %

6

G~Sam G5

77.66 MW18.44 Mvar

66.52 %

G~Sam G1

105.00 MW19.54 Mvar

89.00 %

G~Rest G1

70.67 MW15.94 Mvar

87.81 %

-70.03 MW-8.05 Mvar87.37 %

70.60 MW15.90 Mvar

87.37 %

2

-104.31..-9.40 Mvar88.96 %

105.00 MW19.25 Mvar

88.96 %

2

4.03 MW1.33 Mvar

27.11 MW13.22 Mvar

58.82 %

-23.01 MW-9.44 Mvar58.82 %

-4.03 MW-1.33 Mvar58.82 %

-1

G~Sam G4

105.00 MW19.25 Mvar

88.96 %

-77.17 MW-12.80 ..66.52 %

77.66 MW18.44 Mvar

66.52 %

2

-14.96 MW-6.61 Mvar

8.43 %0.04 kA

14.98 MW-5.68 Mvar

8.43 %0.04 kA

-132.79..-27.29 ..71.85 %0.34 kA

134.24 MW26.01 Mvar

71.85 %0.33 kA

-70.02 MW-8.28 Mvar57.11 %0.17 kA

-103.21..-9.55 Mvar88.04 %

103.89 MW19.21 Mvar

88.04 %

2

19.56 MW5.23 Mvar33.83 %0.16 kA

-19.03 MW-4.25 Mvar33.83 %0.16 kA

-24.30 MW-6.01 Mvar

68.37 %0.24 kA

24.76 MW6.54 Mvar68.37 %0.24 kA

-13.93 MW-2.93 Mvar

39.09 %0.14 kA

13.99 MW2.97 Mvar39.09 %0.14 kA

-70.10 MW-8.04 Mvar87.45 %

70.67 MW15.91 Mvar

87.45 %

2

-70.09 MW-8.27 Mvar57.17 %0.17 kA

0.88 MW0.29 Mvar

7.05 MW2.32 Mvar

1.46 MW0.48 Mvar

HYOESTE6061.28 kV1.02 p.u.2.22 deg

HYOESTE1010.07 kV1.01 p.u.

-149.69 deg

SNFRANC2322.65 kV0.98 p.u.

-152.97 deg

SNFRANC6965.97 kV0.96 p.u.-2.54 deg

INGE1313.18 kV1.00 p.u.-0.70 deg

PAMP1010.18 kV1.02 p.u.

-142.18 deg

COBRI4

4.18 kV1.00 p.u.33.57 deg

PAMP2323.39 kV1.02 p.u.8.43 deg

JAUJA1313.06 kV0.99 p.u.-2.60 degJAUJA10

10.09 kV1.01 p.u.27.21 deg

CONCE1313.20 kV1.00 p.u.-0.33 deg

AYA2323.63 kV1.03 p.u.-6.49 deg

AYA1010.25 kV1.02 p.u.

-158.13 deg

COBRI1010.02 kV1.00 p.u.33.28 deg

SALE1010.07 kV1.01 p.u.

-149.55 deg

CANG2323.00 kV1.00 p.u.

-152.43 deg

MACHA2323.78 kV1.03 p.u.

-145.97 deg

MATAP1313.39 kV1.01 p.u.

148.04 deg

COMAS1313.34 kV1.01 p.u.-2.25 deg

MAPAT3333.59 kV1.02 p.u.

148.40 deg

COMAS3333.65 kV1.02 p.u.

148.57 deg

INGE3333.85 kV1.03 p.u.

148.97 deg

HUARI1313.12 kV0.99 p.u.27.99 deg

CHALA1313.83 kV1.05 p.u.25.98 deg

CHUP1313.73 kV1.04 p.u.26.72 deg

CHALN3333.78 kV1.02 p.u.

179.08 deg

HUARI3334.08 kV1.03 p.u.

179.25 deg

CHUP3334.32 kV1.04 p.u.

179.41 deg

INGE109.89 kV0.99 p.u.

-147.36 deg

PQIND3334.56 kV1.05 p.u.

179.32 deg

PQIND1010.41 kV1.04 p.u.

-149.73 deg

INGE2322.73 kV0.99 p.u.3.22 deg

HUANT1010.17 kV1.02 p.u.

-154.45 deg

INGE6058.31 kV0.97 p.u.6.62 deg

SAM713.80 kV1.00 p.u.46.26 deg

SAM613.80 kV1.00 p.u.46.26 deg

SAM513.80 kV1.00 p.u.46.26 deg

COBR6968.57 kV0.99 p.u.4.61 deg

RON113.86 kV1.00 p.u.48.70 deg

RON313.86 kV1.00 p.u.48.71 deg

COBRI_6972.07 kV1.04 p.u.9.79 deg

COBRI_69C72.07 kV1.04 p.u.9.79 deg

RON220C237.66 kV1.08 p.u.12.56 deg

MANTb0.38 kV1.00 p.u.77.89 deg

RESTI1313.81 kV1.05 p.u.

-101.57 deg

RESTI33

33.12 kV1.00 p.u.48.68 deg

REST3333.12 kV1.00 p.u.48.68 degREST

0.38 kV1.00 p.u.78.75 deg

TABLA2323.38 kV1.02 p.u.

-104.00 deg HUANCA1312.95 kV0.98 p.u.

-104.16 deg

TABLA3332.48 kV0.98 p.u.47.11 deg

HUANCA3332.76 kV0.99 p.u.47.23 deg

MAN33

32.96 kV1.00 p.u.47.31 deg

MANTa0.38 kV1.00 p.u.77.89 deg

CARMI220237.60 kV1.08 p.u.12.51 deg

SAM213.80 kV1.00 p.u.47.60 deg

HVELI10 9.93 kV0.99 p.u.37.42 deg HVELIC60

60.24 kV1.00 p.u.8.16 deg

Derv_Canga

65.30 kV0.95 p.u.-1.95 deg

HUAYU1010.21 kV1.02 p.u.31.37 deg

HUAYU6062.56 kV1.04 p.u.3.40 deg

SAM313.80 kV1.00 p.u.47.60 deg

HVELI220237.27 kV1.08 p.u.11.97 deg

HUAYU220230.78 kV1.05 p.u.7.28 deg

RON213.86 kV1.00 p.u.48.71 deg

RON220B237.66 kV1.08 p.u.12.56 deg

RON220A237.66 kV1.08 p.u.12.56 deg

SAM1

13.80 kV1.00 p.u.47.54 deg

COBRI_69P72.07 kV1.04 p.u.9.79 deg

SAM413.80 kV1.00 p.u.47.60 deg

PAMP6971.78 kV1.04 p.u.9.59 deg

COBRI_1010.44 kV1.04 p.u.39.66 deg

CONCE6059.57 kV0.99 p.u.1.24 deg

PQIND6060.77 kV1.01 p.u.1.99 deg

SALE6061.09 kV1.02 p.u.2.27 deg

JAUJA6058.58 kV0.98 p.u.0.59 deg

CANG6064.87 kV0.94 p.u.-2.03 deg

AYA6064.96 kV0.94 p.u.-2.21 deg

HUANT6066.02 kV0.96 p.u.-0.24 deg

MACHA6068.49 kV0.99 p.u.4.49 deg

DIg

SILE

NT




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

OSINERGMIN




Anexo:






3/1/

2 M

VA

(201

0)

70m

m2

AA

AC

- 35

.297

Km

(201

0)

500m

m2

- 4K

m (2

010)

500m

m2

- 4K

m (2

010)

SET Orcotuna30 MVA (2010)

1 M

VA

(201

0)

12.5

MV

A (2

010)

(1)

300mm2 AAAC - 11.56Km (2009)

240m

m2

AA

AC

- 9.

44K

m (2

009)



(1)


120m

m2

AA

AC

- 84

.7K

m (2

009)

ROTACIONES Y TRASLADOSDE CARGA

ALTAS Y CAMBIOSEN TOPOLOGIA

95m

m2

AA

AC

- 6K

m (2

008)

Derv_Huanca


AREA 05Año 02

1.54 MW0.51 Mvar

11.21 MW5.27 Mvar39.77 %

-11.17 MW-4.69 Mvar

39.77 %

0

0.64 MW-0.50 Mvar

82.81 %

-0.64 MW0.53 Mvar82.81 %

0

-101.60..-14.03 ..54.93 %0.26 kA

90.39 MW8.77 Mvar48.67 %0.23 kA

-101

.65.

.-1

3.73

..54

.88

%0.

26 k

A

102.02 MW11.37 Mvar

54.88 %0.26 kA

90.3

5 M

W9.

16 M

var

52.7

3 %

0.23

kA

-88.00 MW-26.80 ..52.73 %0.25 kA

-0.64 MW0.50 Mvar

6.54 %0.01 kA

0.66 MW-0.63 Mvar

6.54 %0.02 kA

0.78 MW0.30 Mvar84.22 %

-0.77 MW-0.25 Mvar

84.22 %

0

3.17 MW1.15 Mvar27.39 %

-3.16 MW-1.04 Mvar27.39 %

-1

-200.00..-33.31 ..-0.99

11.05 MW3.63 Mvar

-5.52 MW-1.82 Mvar38.96 %

5.56 MW2.09 Mvar38.96 %

0

-5.52 MW-1.82 Mvar38.96 %

5.56 MW2.09 Mvar38.96 %

0

2.51 MW3.62 Mvar

7.63 %0.04 kA

-2.51 MW-3.73 Mvar

7.63 %0.04 kA

G~

1.20 MW1.12 Mvar96.50 %

-0.38 MW0.60 Mvar18.84 %

0.39 MW-0.59 Mvar

18.84 %

-2

0.40 MW-1.83 Mvar

4.94 %0.02 kA

-0.39 MW0.59 Mvar

4.94 %0.01 kA

13.74 MW8.01 Mvar22.87 %0.15 kA

-13.64 MW-7.79 Mvar22.87 %0.15 kA

-0.59 MW-0.17 Mvar12.51 %

-0.00 MW-0.00 Mvar12.51 %

0.60 MW0.18 Mvar12.51 %

0

0.07 MW0.02 Mvar

0.07 MW0.02 Mvar14.16 %

-0.07 MW-0.02 Mvar14.16 %

0

0.07 MW0.02 Mvar

0.36 %0.00 kA

-0.07 MW-0.02 Mvar

0.36 %0.00 kA

-0.07 MW-0.02 Mvar

1.70 %

0.08 MW0.04 Mvar

1.70 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

1.70 %

0

-88.00 MW-26.80 ..-0.96

0.64 MW0.21 Mvar

0.51 MW0.17 Mvar

0.65 MW0.23 Mvar46.47 %

-0.64 MW-0.21 Mvar46.47 %

0.52 MW0.18 Mvar55.26 %

-0.51 MW-0.17 Mvar55.26 %

0

-0.65 MW-0.23 Mvar

6.42 %0.01 kA

-0.52 MW-0.18 Mvar

5.09 %0.01 kA

1.17 MW0.34 Mvar11.33 %0.02 kA

-0.59 MW-0.17 Mvar12.51 %

-0.00 MW-0.00 Mvar12.51 %

0.60 MW0.18 Mvar12.51 %

0

0.04 MW0.01 Mvar19.66 %

-0.04 MW-0.01 Mvar19.66 %

0

0.04 MW0.01 Mvar19.66 %

-0.04 MW-0.01 Mvar19.66 %

0

0.00 MW0.00 Mvar

0.20 MW0.07 Mvar

0.21 MW0.08 Mvar33.97 %

-0.20 MW-0.07 Mvar33.97 %

0

-0.30 MW0.17 Mvar13.37 %

0.31 MW-0.15 Mvar13.37 %

1

0.09 MW-0.12 Mvar

1.59 %0.00 kA

-0.09 MW-0.03 Mvar

1.59 %0.00 kA

0.30 MW-0.17 Mvar

3.57 %0.01 kA

-0.30 MW0.04 Mvar

3.57 %0.01 kA

3.63 MW2.01 Mvar11.36 %0.04 kA

-3.62 MW-2.03 Mvar11.36 %0.04 kA

0.01 MW0.00 Mvar

0.08 MW0.02 Mvar

0.40 MW0.13 Mvar

1.54 MW0.51 Mvar

3.44 MW1.13 Mvar

2.24 MW-0.04 Mvar

17.37 %0.04 kA

-2.21 MW0.03 Mvar17.37 %0.04 kA

2.69 MW0.11 Mvar20.62 %0.05 kA

-2.66 MW-0.11 Mvar

20.62 %0.05 kA

2.70 MW1.71 Mvar24.28 %0.05 kA

-2.67 MW-1.71 Mvar

24.28 %0.05 kA

0.42 MW0.15 Mvar88.63 %

-0.40 MW-0.13 Mvar

88.63 %

0.77 MW0.30 Mvar83.96 %

-0.77 MW-0.25 Mvar83.96 %

0

3.46 MW1.36 Mvar73.29 %

-3.44 MW-1.13 Mvar

73.29 %

-2

2.72 MW1.92 Mvar68.81 %

-2.70 MW-1.71 Mvar

68.81 %

2

7.70 MW3.10 Mvar68.55 %

-7.65 MW-2.51 Mvar68.55 %

-0.00 MW0.00 Mvar68.55 %

-5

1.28 MW0.42 Mvar

3.91 MW1.29 Mvar

0.31 MW-0.15 Mvar

5.06 %0.01 kA

-0.31 MW0.15 Mvar

5.06 %0.01 kA

G~CH Ingenio

1.46 MW-0.43 Mvar76.10 %

G~CH El Machu

0.90 MW1.03 Mvar91.27 %

G~CH Huarisca

3.48 MW-0.24 Mvar69.76 %

G~CH Chamiseria

0.00 MW0.00 Mvar

0.00 %

0.00 MW-1.70 Mvar

1

3.33 MW1.10 Mvar

7.96 MW3.06 Mvar13.89 %0.08 kA

-7.78 MW-3.13 Mvar

13.89 %0.08 kA

-2.58 MW-1.17 Mvar

7.80 %0.03 kA

2.60 MW0.97 Mvar

7.80 %0.03 kA

0.00 MW-0.75 Mvar

1

G~Quicapata EQ

0.86 MW0.76 Mvar99.61 %

G~LLusita EQ

1.04 MW-0.12 Mvar51.82 %

-12.02 MW-3.17 Mvar

32.50 %0.11 kA

0.55 MW-0.24 Mvar

1.37 %0.01 kA

-0.55 MW-0.66 Mvar

1.37 %0.01 kA

-3.17 MW-1.15 Mvar

5.30 %0.03 kA

-13.02 MW-1.12 Mvar20.81 %0.12 kA -0.45 MW

-0.16 Mvar0.72 %0.00 kA

17.23 MW3.45 Mvar26.44 %0.15 kA

12.02 MW3.17 Mvar85.71 %

-1.75 MW-0.57 Mvar85.71 %

-10.13 MW-1.16 Mvar

85.71 %

-5

4.87 MW1.95 Mvar76.77 %

-4.84 MW-1.59 Mvar76.77 %

-0.00 MW-0.00 Mvar76.77 %

5

1.79 MW0.67 Mvar39.58 %

-0.82 MW-0.27 Mvar39.58 %

-0.95 MW-0.31 Mvar39.58 %

13

3.62 MW2.03 Mvar31.43 %

-3.60 MW-1.84 Mvar31.43 %

-0.00 MW0.00 Mvar31.43 %

3.35 MW1.37 Mvar26.58 %

-3.33 MW-1.10 Mvar

26.58 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

26.58 %

5

0.45 MW0.16 Mvar15.60 %

-0.45 MW-0.15 Mvar15.60 %

0

4.43 MW2.23 Mvar54.17 %

-4.40 MW-1.99 Mvar

54.17 %

0

5.85 MW1.69 Mvar54.53 %

-5.81 MW-1.44 Mvar

54.53 %

0

9.41 MW4.04 Mvar50.62 %

-9.36 MW-3.56 Mvar50.62 %

-3

5.28 MW1.69 Mvar36.38 %

-5.24 MW-1.44 Mvar

36.38 %

0

0.55 MW0.66 Mvar29.53 %

-0.54 MW-0.64 Mvar29.53 %

-2

-2

4.75 MW1.56 Mvar

11.05 MW3.63 Mvar

23.09 MW7.82 Mvar47.19 %

-23.01 MW-6.38 Mvar47.19 %

-0.00 MW0.00 Mvar47.19 %

-1

11.05 MW3.63 Mvar

15.31 MW6.84 Mvar54.63 %

-0.00 MW-0.00 Mvar54.63 %

-15.25 MW-5.72 Mvar54.63 %

0

0.36 MW0.12 Mvar

-1.79 MW-0.67 Mvar

4.44 %0.02 kA

1.58 MW0.52 Mvar

10.99 MW3.61 Mvar

1.75 MW0.57 Mvar

3.16 MW1.04 Mvar

0.45 MW0.15 Mvar

0.82 MW0.27 Mvar

G~Rest G3

70.67 MW15.91 Mvar

87.80 %

-70.10 MW-8.04 Mvar87.45 %

70.67 MW15.91 Mvar

87.45 %

2

-70.09 MW-8.27 Mvar57.17 %0.17 kA

G~Rest G2

70.67 MW15.91 Mvar

87.80 %

-77.17 MW-12.80 ..66.52 %

77.66 MW18.44 Mvar

66.52 %

2

G~Sam G7

77.66 MW18.44 Mvar

66.52 %

-77.17 MW-12.80 ..66.52 %

77.66 MW18.44 Mvar

66.52 %

2

4.94 MW1.71 Mvar14.61 %0.05 kA

-4.87 MW-1.95 Mvar14.61 %0.05 kA

G~Sam G6

77.66 MW18.44 Mvar

66.52 %

-104.31..-9.40 Mvar88.96 %

105.00 MW19.25 Mvar

88.96 %

2

G~Sam G2

105.00 MW19.25 Mvar

88.96 %

-104.31..-9.40 Mvar

88.96 %

105.00 MW19.25 Mvar

88.96 %

2

4.84 MW1.59 Mvar

G~Sam G3

105.00 MW19.25 Mvar

88.96 %

0.08 MW0.03 Mvar

2.38 MW0.78 Mvar

15.61 MW7.00 Mvar56.89 %

-5.20 MW-1.71 Mvar56.89 %

-10.35 MW-3.85 Mvar56.89 %

6

G~Sam G5

77.66 MW18.44 Mvar

66.52 %

G~Sam G1

105.00 MW19.57 Mvar

89.01 %

G~Rest G1

70.67 MW15.94 Mvar

87.81 %

-70.03 MW-8.05 Mvar87.36 %

70.59 MW15.90 Mvar

87.36 %

2

-104.31..-9.40 Mvar88.96 %

105.00 MW19.25 Mvar

88.96 %

2

4.36 MW1.43 Mvar

23.11 MW10.65 Mvar

49.73 %

-18.70 MW-7.35 Mvar49.73 %

-4.36 MW-1.43 Mvar

49.73 %

0

G~Sam G4

105.00 MW19.25 Mvar

88.96 %

-77.17 MW-12.80 ..66.52 %

77.66 MW18.44 Mvar

66.52 %

2

-15.61 MW-7.00 Mvar

8.82 %0.04 kA

15.63 MW-5.27 Mvar

8.82 %0.04 kA

-140.44..-28.87 ..76.17 %0.36 kA

142.06 MW29.24 Mvar

76.17 %0.35 kA

-70.02 MW-8.28 Mvar57.11 %0.17 kA

-103.13..-9.57 Mvar87.97 %

103.81 MW19.21 Mvar

87.97 %

2

21.22 MW6.21 Mvar37.03 %0.18 kA

-20.59 MW-4.83 Mvar37.03 %0.18 kA

-19.91 MW-4.74 Mvar

56.06 %0.19 kA

20.21 MW5.06 Mvar56.06 %0.19 kA

-8.76 MW-1.37 Mvar24.36 %0.08 kA

8.78 MW1.36 Mvar24.36 %0.08 kA

-70.10 MW-8.04 Mvar

87.45 %

70.67 MW15.91 Mvar

87.45 %

2

-70.09 MW-8.27 Mvar

57.17 %0.17 kA

0.95 MW0.31 Mvar

7.29 MW2.40 Mvar

1.58 MW0.52 Mvar

ORCO6061.10 kV1.02 p.u.2.36 deg

ORCO220228.42 kV1.04 p.u.4.83 deg

EL_MACHU3332.55 kV0.99 p.u.

174.61 deg

ZAPA220213.40 kV0.97 p.u.-6.79 deg

EL_MACHU1313.20 kV1.00 p.u.

173.41 deg



-149.86 deg


-154.98 deg


INGE1313.44 kV1.02 p.u.0.28 deg

PAMP1010.14 kV1.01 p.u.

-142.86 deg

COBRI4

4.14 kV1.00 p.u.32.56 deg

PAMP2323.30 kV1.01 p.u.7.81 deg


10.20 kV1.02 p.u.28.09 deg

CONCE1313.46 kV1.02 p.u.0.67 deg

AYA2323.09 kV1.01 p.u.-8.88 deg

AYA1010.00 kV1.00 p.u.

-160.74 deg

COBRI109.92 kV0.99 p.u.32.27 deg

SALE1010.02 kV1.00 p.u.

-149.66 deg

CANG2323.00 kV1.00 p.u.

-154.60 deg

MACHA2323.54 kV1.02 p.u.

-147.01 deg

MATAP1313.64 kV1.03 p.u.

149.00 deg

COMAS1313.59 kV1.03 p.u.-1.31 deg

MAPAT3334.23 kV1.04 p.u.

149.37 deg

COMAS3334.30 kV1.04 p.u.

149.55 deg

INGE3334.52 kV1.05 p.u.

149.95 deg

HUARI1312.69 kV0.96 p.u.25.16 deg

CHALA1312.80 kV0.97 p.u.22.73 deg

CHUP1313.36 kV1.01 p.u.24.13 deg

CHALN3332.66 kV0.99 p.u.

175.76 deg

HUARI3333.13 kV1.00 p.u.

176.62 deg

CHUP3333.49 kV1.01 p.u.

177.19 deg

INGE109.85 kV0.98 p.u.

-148.05 deg

PQIND3333.89 kV1.03 p.u.

177.34 deg

PQIND1010.25 kV1.02 p.u.

-150.03 deg

INGE2322.62 kV0.98 p.u.2.56 deg

HUANT1010.04 kV1.00 p.u.

-152.84 deg

INGE6058.11 kV0.97 p.u.6.09 deg

SAM713.80 kV1.00 p.u.45.98 deg

SAM613.80 kV1.00 p.u.45.98 deg

SAM513.80 kV1.00 p.u.45.98 deg

COBR6967.92 kV0.98 p.u.3.63 deg

RON113.86 kV1.00 p.u.48.43 deg

RON313.86 kV1.00 p.u.48.43 deg

COBRI_6971.87 kV1.04 p.u.9.28 deg

COBRI_69C71.87 kV1.04 p.u.9.28 deg

RON220C237.66 kV1.08 p.u.12.29 deg


RESTI1313.81 kV1.05 p.u.

-101.86 deg

RESTI33

33.12 kV1.00 p.u.48.40 deg


0.38 kV1.00 p.u.78.47 deg

TABLA2323.33 kV1.02 p.u.

-104.41 deg HUANCA1312.93 kV0.98 p.u.

-104.57 deg

TABLA3332.44 kV0.98 p.u.46.80 deg

HUANCA3332.74 kV0.99 p.u.46.93 deg

MAN33

32.95 kV1.00 p.u.47.02 deg


CARMI220237.60 kV1.08 p.u.12.23 deg

SAM213.80 kV1.00 p.u.47.32 deg


60.12 kV1.00 p.u.7.69 deg

Derv_Canga

64.20 kV0.93 p.u.-3.76 deg

HUAYU1010.15 kV1.02 p.u.31.43 deg

HUAYU6062.09 kV1.03 p.u.3.26 deg

SAM313.80 kV1.00 p.u.47.32 deg

HVELI220237.20 kV1.08 p.u.11.68 deg

HUAYU220230.24 kV1.05 p.u.6.69 deg

RON213.86 kV1.00 p.u.48.43 deg

RON220B237.66 kV1.08 p.u.12.29 deg

RON220A237.66 kV1.08 p.u.12.29 deg

SAM1

13.80 kV1.00 p.u.47.26 deg

COBRI_69P71.87 kV1.04 p.u.9.28 deg

SAM413.80 kV1.00 p.u.47.32 deg

PAMP6971.56 kV1.04 p.u.9.07 deg

COBRI_1010.42 kV1.04 p.u.39.14 deg

CONCE6061.02 kV1.02 p.u.2.33 deg

PQIND6060.71 kV1.01 p.u.2.13 deg

SALE6060.90 kV1.02 p.u.2.32 deg

JAUJA6059.99 kV1.00 p.u.1.66 deg

CANG6064.02 kV0.93 p.u.-3.96 deg

AYA6063.81 kV0.92 p.u.-4.04 deg

HUANT6065.03 kV0.94 p.u.-1.82 deg

MACHA6067.84 kV0.98 p.u.3.49 deg

DIg

SILE

NT




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

OSINERGMIN




Anexo:






25/1

5/15

MV

A (2

011)

3/1/

2 M

VA

(201

0)

70m

m2

AA

AC

- 35

.297

Km

(201

0)

500m

m2

- 4K

m (2

010)

500m

m2

- 4K

m (2

010)


400mm2 AAAC - 65Km (2011)

30 M

VA

(201

1)

1 M

VA

(201

0)

12.5

MV

A (2

010)

30 M

VA

(201

1)

(1)

300mm2 AAAC - 11.56Km (2009)

240m

m2

AA

AC

- 9.

44K

m (2

009)



(1)


120m

m2

AA

AC

- 84

.7K

m (2

009)



95m

m2

AA

AC

- 6K

m (2

008)

Derv_Huanca


AREA 05Año 03

9.49 MW9.89 Mvar54.85 %

-4.60 MW-6.15 Mvar54.85 %

-4.87 MW-2.95 Mvar54.85 %

-6

1.63 MW0.54 Mvar

13.27 MW6.61 Mvar47.78 %

-13.23 MW-5.78 Mvar

47.78 %

0

0.74 MW-0.49 Mvar

89.75 %

-0.73 MW0.52 Mvar89.75 %

0

-103.66..-13.85 ..56.20 %0.27 kA

90.38 MW7.24 Mvar48.76 %0.23 kA

-103

.71.

.-1

3.57

..56

.16

%0.

27 k

A

104.09 MW11.39 Mvar

56.16 %0.26 kA

90.3

5 M

W7.

62 M

var

52.4

7 %

0.23

kA

-88.00 MW-25.19 ..52.47 %0.25 kA

-0.74 MW0.49 Mvar

6.98 %0.02 kA

0.75 MW-0.62 Mvar

6.98 %0.02 kA

0.82 MW0.32 Mvar89.09 %

-0.81 MW-0.27 Mvar

89.09 %

0

18.49 MW6.03 Mvar67.30 %

-18.00 MW-4.79 Mvar67.30 %

-3

-18.62 MW-2.70 Mvar

65.02 %

19.12 MW3.93 Mvar65.02 %

0

-18.49 MW-6.03 Mvar22.95 %0.08 kA 18.62 MW

2.70 Mvar22.95 %0.08 kA

3.47 MW1.25 Mvar29.46 %

-3.46 MW-1.14 Mvar29.46 %

-2

-200.00..-27.21 ..-0.99

12.07 MW3.97 Mvar

-6.04 MW-1.98 Mvar43.09 %

6.08 MW2.31 Mvar43.09 %

0

-6.04 MW-1.98 Mvar43.09 %

6.08 MW2.31 Mvar43.09 %

0

3.08 MW4.28 Mvar

9.19 %0.05 kA

-3.07 MW-4.38 Mvar

9.19 %0.05 kA

G~

1.20 MW0.07 Mvar70.70 %

-0.52 MW-0.50 Mvar

19.28 %

0.54 MW0.51 Mvar19.28 %

-3

0.54 MW-0.81 Mvar

2.49 %0.01 kA

-0.54 MW-0.51 Mvar

2.49 %0.01 kA

15.36 MW9.23 Mvar25.96 %0.17 kA

-15.24 MW-8.89 Mvar25.96 %0.17 kA

-0.64 MW-0.19 Mvar13.68 %

-0.00 MW0.00 Mvar13.68 %

0.65 MW0.21 Mvar13.68 %

0

0.07 MW0.02 Mvar

0.07 MW0.03 Mvar15.64 %

-0.07 MW-0.02 Mvar15.64 %

0

0.07 MW0.03 Mvar

0.40 %0.00 kA

-0.07 MW-0.03 Mvar

0.40 %0.00 kA

-0.07 MW-0.03 Mvar

1.84 %

0.08 MW0.04 Mvar

1.84 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

1.84 %

0

-88.00 MW-25.19 ..-0.96

0.70 MW0.23 Mvar

0.56 MW0.18 Mvar

0.70 MW0.25 Mvar50.87 %

-0.70 MW-0.23 Mvar50.87 %

0.56 MW0.20 Mvar60.43 %

-0.56 MW-0.18 Mvar60.43 %

0

-0.70 MW-0.25 Mvar

7.03 %0.01 kA

-0.56 MW-0.20 Mvar

5.56 %0.01 kA

1.28 MW0.38 Mvar12.41 %0.02 kA

-0.64 MW-0.19 Mvar13.68 %

-0.00 MW-0.00 Mvar13.68 %

0.65 MW0.21 Mvar13.68 %

0

0.04 MW0.01 Mvar21.71 %

-0.04 MW-0.01 Mvar21.71 %

0

0.04 MW0.01 Mvar21.71 %

-0.04 MW-0.01 Mvar21.71 %

0

0.00 MW0.00 Mvar

0.22 MW0.07 Mvar

0.23 MW0.09 Mvar37.51 %

-0.22 MW-0.07 Mvar37.51 %

0

-0.33 MW0.15 Mvar14.24 %

0.33 MW-0.13 Mvar14.24 %

1

0.10 MW-0.12 Mvar

1.61 %0.00 kA

-0.10 MW-0.03 Mvar

1.61 %0.00 kA

0.33 MW-0.15 Mvar

3.79 %0.01 kA

-0.32 MW0.03 Mvar

3.79 %0.01 kA

4.10 MW2.10 Mvar12.72 %0.04 kA

-4.10 MW-2.12 Mvar12.72 %0.04 kA

0.01 MW0.00 Mvar

0.08 MW0.03 Mvar

0.44 MW0.14 Mvar

1.63 MW0.54 Mvar

3.76 MW1.23 Mvar

2.43 MW0.02 Mvar18.78 %0.04 kA

-2.39 MW-0.03 Mvar

18.78 %0.04 kA

2.92 MW0.19 Mvar22.35 %0.05 kA

-2.89 MW-0.18 Mvar

22.35 %0.05 kA

4.87 MW2.95 Mvar42.64 %0.10 kA

-4.79 MW-2.89 Mvar

42.64 %0.10 kA

0.46 MW0.17 Mvar96.75 %

-0.44 MW-0.14 Mvar96.75 %

0.82 MW0.32 Mvar88.83 %

-0.82 MW-0.27 Mvar88.83 %

0

3.78 MW1.51 Mvar79.84 %

-3.76 MW-1.23 Mvar79.84 %

-2

2

8.01 MW3.25 Mvar71.70 %

-7.95 MW-2.61 Mvar71.70 %

-0.00 MW0.00 Mvar71.70 %

-5

1.40 MW0.46 Mvar

4.27 MW1.40 Mvar

0.33 MW-0.14 Mvar

5.39 %0.02 kA

-0.33 MW0.13 Mvar

5.39 %0.02 kA

G~CH Ingenio

1.46 MW-0.32 Mvar74.74 %

G~CH El Machu

0.90 MW1.06 Mvar92.52 %

G~CH Huarisca

1.92 MW-1.20 Mvar45.30 %

G~CH Chamiseria

0.00 MW0.00 Mvar

0.00 %

-0.00 MW-1.80 Mvar

1

3.33 MW1.10 Mvar

8.30 MW3.25 Mvar14.53 %0.09 kA

-8.10 MW-3.28 Mvar

14.53 %0.09 kA

-3.69 MW-1.90 Mvar11.55 %0.04 kA

3.72 MW1.72 Mvar11.55 %0.04 kA

0.00 MW-0.73 Mvar

1

G~Quicapata EQ

0.86 MW0.64 Mvar93.11 %

G~LLusita EQ

1.04 MW-1.17 Mvar77.56 %

-13.22 MW-3.78 Mvar

34.77 %0.12 kA

0.71 MW0.89 Mvar

3.05 %0.01 kA

-0.70 MW-1.83 Mvar

3.05 %0.02 kA

-3.47 MW-1.25 Mvar

5.70 %0.03 kA

3.48 MW0.91 Mvar

5.70 %0.03 kA -0.49 MW

-0.17 Mvar0.80 %0.00 kA

0.49 MW0.15 Mvar

0.80 %0.00 kA

13.22 MW3.78 Mvar91.67 %

-1.91 MW-0.63 Mvar91.67 %

-11.15 MW-1.51 Mvar

91.67 %

-5

5.33 MW2.18 Mvar85.09 %

-5.29 MW-1.74 Mvar85.09 %

-0.00 MW-0.00 Mvar85.09 %

5

1.95 MW0.73 Mvar43.52 %

-0.89 MW-0.29 Mvar43.52 %

-1.04 MW-0.34 Mvar43.52 %

13

4.10 MW2.12 Mvar35.19 %

-4.07 MW-1.89 Mvar35.19 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

35.19 %

3.35 MW1.37 Mvar26.93 %

-3.33 MW-1.10 Mvar

26.93 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

26.93 %

5

0.49 MW0.17 Mvar17.21 %

-0.49 MW-0.16 Mvar17.21 %

0

0

6.39 MW1.92 Mvar60.46 %

-6.35 MW-1.62 Mvar

60.46 %

0

7.52 MW-1.88 Mvar38.75 %

-7.47 MW2.18 Mvar38.75 %

-4

5.76 MW1.91 Mvar40.33 %

-5.72 MW-1.62 Mvar

40.33 %

0

0.70 MW1.83 Mvar65.65 %

-0.69 MW-1.74 Mvar65.65 %

-2

-2

5.20 MW1.71 Mvar

12.07 MW3.97 Mvar

25.82 MW9.56 Mvar53.31 %

-25.74 MW-7.76 Mvar53.31 %

-0.00 MW0.00 Mvar53.31 %

-1

12.07 MW3.97 Mvar

17.15 MW8.06 Mvar61.95 %

-0.00 MW-0.00 Mvar61.95 %

-17.09 MW-6.63 Mvar61.95 %

0

0.36 MW0.12 Mvar

-1.95 MW-0.73 Mvar

4.88 %0.02 kA

1.73 MW0.57 Mvar

12.01 MW3.95 Mvar

1.91 MW0.63 Mvar

3.46 MW1.14 Mvar

0.49 MW0.16 Mvar

0.89 MW0.29 Mvar

G~Rest G3

70.67 MW15.91 Mvar

87.80 %

-70.10 MW-8.04 Mvar87.45 %

70.67 MW15.91 Mvar

87.45 %

2

-70.09 MW-8.27 Mvar57.17 %0.17 kA

G~Rest G2

70.67 MW15.91 Mvar

87.80 %

-77.17 MW-12.80 ..66.52 %

77.66 MW18.44 Mvar

66.52 %

2

G~Sam G7

77.66 MW18.44 Mvar

66.52 %

-77.17 MW-12.80 ..66.52 %

77.66 MW18.44 Mvar

66.52 %

2

5.41 MW1.96 Mvar16.18 %0.05 kA

-5.33 MW-2.18 Mvar16.18 %0.06 kA

G~Sam G6

77.66 MW18.44 Mvar

66.52 %

-104.31..-9.40 Mvar88.96 %

105.00 MW19.25 Mvar

88.96 %

2

G~Sam G2

105.00 MW19.25 Mvar

88.96 %

-104.31..-9.40 Mvar

88.96 %

105.00 MW19.25 Mvar

88.96 %

2

5.29 MW1.74 Mvar

G~Sam G3

105.00 MW19.25 Mvar

88.96 %

0.09 MW0.03 Mvar

2.38 MW0.78 Mvar

16.43 MW7.51 Mvar62.34 %

-5.68 MW-1.87 Mvar62.34 %

-10.68 MW-4.03 Mvar62.34 %

6

G~Sam G5

77.66 MW18.44 Mvar

66.52 %

G~Sam G1

105.00 MW19.61 Mvar

89.01 %

G~Rest G1

70.67 MW15.94 Mvar

87.81 %

-70.02 MW-8.06 Mvar87.35 %

70.59 MW15.90 Mvar

87.35 %

2

-104.31..-9.40 Mvar88.96 %

105.00 MW19.25 Mvar

88.96 %

2

4.76 MW1.56 Mvar

25.94 MW12.57 Mvar

56.53 %

-21.11 MW-8.62 Mvar56.53 %

-4.76 MW-1.56 Mvar

56.53 %

0

G~Sam G4

105.00 MW19.25 Mvar

88.96 %

-77.17 MW-12.80 ..66.52 %

77.66 MW18.44 Mvar

66.52 %

2

-16.43 MW-7.51 Mvar

9.32 %0.04 kA

16.45 MW-4.74 Mvar

9.32 %0.04 kA

-147.19..-32.02 ..80.30 %0.38 kA

148.99 MW34.07 Mvar

80.30 %0.37 kA

-70.01 MW-8.28 Mvar57.10 %0.17 kA

-103.02..-9.58 Mvar87.88 %

103.70 MW19.20 Mvar

87.88 %

2

23.78 MW7.52 Mvar41.89 %0.20 kA

-22.97 MW-5.45 Mvar41.89 %0.20 kA

-22.44 MW-5.57 Mvar

64.07 %0.22 kA

22.84 MW6.02 Mvar64.07 %0.22 kA

-10.25 MW-1.74 Mvar28.92 %0.10 kA

10.28 MW1.74 Mvar28.92 %0.10 kA

-70.10 MW-8.04 Mvar

87.45 %

70.67 MW15.91 Mvar

87.45 %

2

-70.09 MW-8.27 Mvar

57.17 %0.17 kA

1.04 MW0.34 Mvar

7.59 MW2.50 Mvar

1.72 MW0.57 Mvar

ORCO6060.57 kV1.01 p.u.1.25 deg

ORCO220227.61 kV1.03 p.u.4.22 deg

EL_MACHU3332.57 kV0.99 p.u.-4.25 deg

ZAPA220213.40 kV0.97 p.u.-7.47 deg

COBRI138134.89 kV0.98 p.u.-1.25 deg

EL_MACHU1313.20 kV1.00 p.u.-5.61 deg

MOLLE138132.95 kV0.96 p.u.-3.05 deg



-151.26 deg


-157.28 deg


INGE1313.30 kV1.01 p.u.-1.10 deg

PAMP1010.08 kV1.01 p.u.

-143.72 deg

COBRI4

4.09 kV0.98 p.u.31.14 deg

PAMP2323.18 kV1.01 p.u.7.02 deg


10.05 kV1.01 p.u.26.49 deg

CONCE1313.33 kV1.01 p.u.-0.70 deg

AYA2323.82 kV1.04 p.u.

-11.68 deg

AYA1010.30 kV1.03 p.u.

-163.61 deg

COBRI109.79 kV0.98 p.u.30.84 deg

SALE109.89 kV0.99 p.u.

-151.04 deg

CANG2323.00 kV1.00 p.u.

-157.21 deg

MACHA2323.25 kV1.01 p.u.

-148.33 deg

MATAP1313.47 kV1.02 p.u.

147.52 deg

COMAS1313.42 kV1.02 p.u.-2.84 deg

MAPAT3333.81 kV1.02 p.u.

147.94 deg

COMAS3333.90 kV1.03 p.u.

148.12 deg

INGE3334.15 kV1.03 p.u.

148.53 deg

HUARI1312.68 kV0.96 p.u.

-153.71 deg

CHALA1312.82 kV0.97 p.u.

-156.23 deg

CHUP1313.40 kV1.01 p.u.

-154.85 deg

CHALN3332.73 kV0.99 p.u.-3.03 deg

HUARI3333.26 kV1.01 p.u.-2.13 deg

CHUP3333.66 kV1.02 p.u.-1.53 deg

INGE109.79 kV0.98 p.u.

-148.87 deg

PQIND3334.35 kV1.04 p.u.-1.24 deg

PQIND1010.48 kV1.05 p.u.

-150.80 deg

INGE2322.49 kV0.98 p.u.1.77 deg

HUANT1010.46 kV1.05 p.u.

-157.92 deg

INGE6057.86 kV0.96 p.u.5.49 deg

SAM713.80 kV1.00 p.u.45.70 deg

SAM613.80 kV1.00 p.u.45.70 deg

SAM513.80 kV1.00 p.u.45.70 deg

COBR6967.04 kV0.97 p.u.2.23 deg

RON113.86 kV1.00 p.u.48.14 deg

RON313.86 kV1.00 p.u.48.15 deg

COBRI_6971.60 kV1.04 p.u.8.64 deg

COBRI_69C71.60 kV1.04 p.u.8.64 deg

RON220C237.66 kV1.08 p.u.12.01 deg


RESTI1313.81 kV1.05 p.u.

-102.18 deg

RESTI33

33.12 kV1.00 p.u.48.12 deg


0.38 kV1.00 p.u.78.20 deg

TABLA2323.26 kV1.02 p.u.

-104.85 deg HUANCA1312.90 kV0.98 p.u.

-105.03 deg

TABLA3332.38 kV0.98 p.u.46.47 deg

HUANCA3332.72 kV0.99 p.u.46.61 deg

MAN33

32.95 kV1.00 p.u.46.71 deg


CARMI220237.60 kV1.08 p.u.11.95 deg

SAM213.80 kV1.00 p.u.47.04 deg


59.97 kV1.00 p.u.7.16 deg

Derv_Canga

66.40 kV0.96 p.u.-6.42 deg

HUAYU1010.05 kV1.01 p.u.30.16 deg

HUAYU6061.58 kV1.03 p.u.2.24 deg

SAM313.80 kV1.00 p.u.47.04 deg

HVELI220237.11 kV1.08 p.u.11.37 deg

HUAYU220229.44 kV1.04 p.u.6.13 deg

RON213.86 kV1.00 p.u.48.15 deg

RON220B237.66 kV1.08 p.u.12.01 deg

RON220A237.66 kV1.08 p.u.12.01 deg

SAM1

13.80 kV1.00 p.u.46.98 deg

COBRI_69P71.60 kV1.04 p.u.8.64 deg

SAM413.80 kV1.00 p.u.47.04 deg

PAMP6971.26 kV1.03 p.u.8.41 deg

COBRI_1010.38 kV1.04 p.u.38.48 deg

CONCE6060.49 kV1.01 p.u.1.22 deg

PQIND6059.98 kV1.00 p.u.0.95 deg

SALE6060.21 kV1.00 p.u.1.17 deg

JAUJA6059.34 kV0.99 p.u.0.49 deg

CANG6065.69 kV0.95 p.u.-6.54 deg

AYA6065.98 kV0.96 p.u.-6.71 deg

HUANT6066.05 kV0.96 p.u.-6.89 deg

MACHA6067.04 kV0.97 p.u.2.23 deg

DIg

SILE

NT




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

OSINERGMIN




Anexo:






15/4

/15

MV

A (2

012)

25/1

5/15

MV

A (2

011)

3/1/

2 M

VA

(201

0)

70m

m2

AA

AC

- 35

.297

Km

(201

0)

500m

m2

- 4K

m (2

010)

500m

m2

- 4K

m (2

010)


400mm2 AAAC - 65Km (2011)

30 M

VA

(201

1)

1 M

VA

(201

0)

12.5

MV

A (2

010)

30 M

VA

(201

1)

(1)

300mm2 AAAC - 11.56Km (2009)

240m

m2

AA

AC

- 9.

44K

m (2

009)



(1)


120m

m2

AA

AC

- 84

.7K

m (2

009)



95m

m2

AA

AC

- 6K

m (2

008)

Derv_Huanca


AREA 05Año 04

G~Quicapata EQ

0.86 MW0.76 Mvar99.61 %

9.94 MW7.06 Mvar48.66 %

-4.69 MW-5.30 Mvar48.66 %

-5.23 MW-1.10 Mvar48.66 %

-5

1.69 MW0.56 Mvar

14.56 MW7.97 Mvar53.52 %

-14.51 MW-6.94 Mvar

53.52 %

-1

0.80 MW-0.45 Mvar

92.81 %

-0.79 MW0.48 Mvar92.81 %

0

-104.94..-14.85 ..57.01 %0.27 kA

90.38 MW6.88 Mvar48.78 %0.23 kA

-104

.99.

.-1

4.58

..56

.96

%0.

27 k

A

105.39 MW12.50 Mvar

56.96 %0.27 kA

90.3

4 M

W7.

26 M

var

52.4

1 %

0.23

kA

-88.00 MW-24.81 ..52.41 %0.25 kA

-0.80 MW0.45 Mvar

7.14 %0.02 kA

0.81 MW-0.58 Mvar

7.14 %0.02 kA

0.85 MW0.33 Mvar92.16 %

-0.84 MW-0.28 Mvar

92.16 %

0

19.68 MW3.51 Mvar69.55 %

-19.17 MW-2.19 Mvar69.55 %

-3

-19.82 MW-0.31 Mvar

69.09 %

20.34 MW1.69 Mvar69.09 %

0

-19.68 MW-3.51 Mvar23.72 %0.09 kA 19.82 MW

0.31 Mvar23.72 %0.09 kA

3.66 MW1.33 Mvar31.07 %

-3.65 MW-1.20 Mvar31.07 %

0

-200.00..-28.33 ..-0.99

12.75 MW4.19 Mvar

-6.37 MW-2.09 Mvar45.45 %

6.42 MW2.45 Mvar45.45 %

0

-6.37 MW-2.09 Mvar45.45 %

6.42 MW2.45 Mvar45.45 %

0

3.31 MW3.53 Mvar

8.42 %0.05 kA

-3.31 MW-3.64 Mvar

8.42 %0.05 kA

G~

1.20 MW1.07 Mvar94.54 %

-0.62 MW0.47 Mvar20.18 %

0.63 MW-0.46 Mvar

20.18 %

-3

0.64 MW-1.79 Mvar

4.84 %0.02 kA

-0.63 MW0.46 Mvar

4.84 %0.01 kA

16.28 MW8.80 Mvar26.76 %0.17 kA

-16.15 MW-8.43 Mvar26.76 %0.17 kA

-0.68 MW-0.20 Mvar14.46 %

-0.00 MW0.00 Mvar14.46 %

0.69 MW0.22 Mvar14.46 %

0

0.08 MW0.03 Mvar

0.08 MW0.03 Mvar16.48 %

-0.08 MW-0.03 Mvar16.48 %

0

0.08 MW0.03 Mvar

0.42 %0.00 kA

-0.08 MW-0.03 Mvar

0.42 %0.00 kA

-0.08 MW-0.03 Mvar

1.93 %

0.09 MW0.04 Mvar

1.93 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

1.93 %

0

-88.00 MW-24.81 ..-0.96

0.74 MW0.24 Mvar

0.59 MW0.19 Mvar

0.74 MW0.27 Mvar53.80 %

-0.74 MW-0.24 Mvar53.80 %

0.60 MW0.21 Mvar63.85 %

-0.59 MW-0.19 Mvar63.85 %

0

-0.74 MW-0.27 Mvar

7.43 %0.01 kA

-0.60 MW-0.21 Mvar

5.88 %0.01 kA

1.36 MW0.41 Mvar13.13 %0.02 kA

-0.68 MW-0.20 Mvar14.46 %

-0.00 MW0.00 Mvar14.46 %

0.69 MW0.22 Mvar14.46 %

0

0.04 MW0.02 Mvar23.03 %

-0.04 MW-0.01 Mvar23.03 %

0

0.04 MW0.02 Mvar23.03 %

-0.04 MW-0.01 Mvar23.03 %

0

0.00 MW0.00 Mvar

0.23 MW0.08 Mvar

0.24 MW0.09 Mvar39.54 %

-0.24 MW-0.08 Mvar39.54 %

0

-0.34 MW0.14 Mvar14.83 %

0.35 MW-0.13 Mvar14.83 %

1

0.10 MW-0.11 Mvar

1.64 %0.00 kA

-0.10 MW-0.03 Mvar

1.64 %0.00 kA

0.34 MW-0.14 Mvar

3.94 %0.01 kA

-0.34 MW0.02 Mvar

3.94 %0.01 kA

4.41 MW2.65 Mvar14.15 %0.05 kA

-4.41 MW-2.67 Mvar14.15 %0.05 kA

0.01 MW0.00 Mvar

0.09 MW0.03 Mvar

0.47 MW0.15 Mvar

1.69 MW0.56 Mvar

3.97 MW1.30 Mvar

2.56 MW0.08 Mvar19.69 %0.04 kA

-2.52 MW-0.09 Mvar

19.69 %0.04 kA

3.08 MW0.27 Mvar23.48 %0.05 kA

-3.04 MW-0.26 Mvar

23.48 %0.05 kA

5.23 MW1.10 Mvar39.92 %0.09 kA

-5.16 MW-1.05 Mvar

39.92 %0.09 kA

0.49 MW0.18 Mvar102.06 %

-0.47 MW-0.15 Mvar102.06 %

0.85 MW0.34 Mvar91.90 %

-0.85 MW-0.28 Mvar91.90 %

0

3.99 MW1.60 Mvar83.98 %

-3.97 MW-1.30 Mvar83.98 %

-2

2

8.21 MW3.37 Mvar73.85 %

-8.16 MW-2.68 Mvar73.85 %

-0.00 MW0.00 Mvar73.85 %

-4

1.48 MW0.49 Mvar

4.51 MW1.48 Mvar

0.35 MW-0.13 Mvar

5.61 %0.02 kA

-0.35 MW0.13 Mvar

5.61 %0.02 kA

G~CH Ingenio

1.46 MW-0.73 Mvar81.53 %

G~CH El Machu

0.90 MW1.04 Mvar91.69 %

G~CH Huarisca

1.92 MW0.82 Mvar41.74 %

G~CH Chamiseria

0.00 MW0.00 Mvar

0.00 %

0.00 MW-1.73 Mvar

1

3.33 MW1.10 Mvar

8.52 MW3.39 Mvar14.97 %0.09 kA

-8.31 MW-3.40 Mvar14.97 %0.09 kA

-4.34 MW-2.35 Mvar13.69 %0.05 kA

4.38 MW2.18 Mvar13.69 %0.05 kA

-0.00 MW-0.73 Mvar

1

7.00 MW1.67 Mvar47.87 %

-1.01 MW-0.33 Mvar47.87 %

-5.91 MW-0.84 Mvar47.87 %

-2

G~LLusita EQ

1.04 MW0.06 Mvar51.56 %

-13.99 MW-3.34 Mvar36.31 %0.13 kA

0.79 MW-0.40 Mvar

1.50 %0.01 kA

-0.79 MW-0.57 Mvar

1.50 %0.01 kA

-3.66 MW-1.33 Mvar

6.01 %0.03 kA

3.67 MW0.99 Mvar

6.01 %0.03 kA -0.52 MW

-0.18 Mvar0.86 %0.00 kA

0.52 MW0.16 Mvar

0.85 %0.00 kA

7.00 MW1.67 Mvar47.87 %

-1.01 MW-0.33 Mvar

47.87 %

-5.91 MW-0.84 Mvar47.87 %

-2

5.63 MW2.32 Mvar89.67 %

-5.59 MW-1.84 Mvar89.67 %

-0.00 MW-0.00 Mvar89.67 %

5

2.06 MW0.78 Mvar47.08 %

-0.94 MW-0.31 Mvar

47.08 %

-1.10 MW-0.36 Mvar

47.08 %

13

4.41 MW2.67 Mvar39.13 %

-4.38 MW-2.40 Mvar39.13 %

-0.00 MW0.00 Mvar39.13 %

3.35 MW1.37 Mvar27.38 %

-3.33 MW-1.10 Mvar27.38 %

-0.00 MW-0.00 Mvar27.38 %

5

0.52 MW0.18 Mvar18.63 %

-0.51 MW-0.17 Mvar18.63 %

1

0

6.75 MW2.06 Mvar63.81 %

-6.71 MW-1.73 Mvar

63.81 %

0

8.10 MW-0.78 Mvar40.60 %

-8.06 MW1.11 Mvar40.60 %

-4

6.08 MW2.05 Mvar42.56 %

-6.04 MW-1.73 Mvar42.56 %

0

0.79 MW0.57 Mvar32.33 %

-0.78 MW-0.54 Mvar32.33 %

-2

-2

5.49 MW1.80 Mvar

12.75 MW4.19 Mvar

27.27 MW7.97 Mvar55.01 %

-27.19 MW-5.98 Mvar55.01 %

-0.00 MW-0.00 Mvar55.01 %

0

12.75 MW4.19 Mvar

17.96 MW7.60 Mvar63.79 %

-0.00 MW-0.00 Mvar63.79 %

-17.89 MW-6.09 Mvar63.79 %

0

0.36 MW0.12 Mvar

-2.06 MW-0.78 Mvar

5.27 %0.02 kA

1.82 MW0.60 Mvar

12.68 MW4.17 Mvar

2.01 MW0.66 Mvar

3.65 MW1.20 Mvar

0.51 MW0.17 Mvar

1.10 MW0.36 Mvar

G~Rest G3

70.67 MW15.91 Mvar

87.80 %

-70.10 MW-8.04 Mvar87.45 %

70.67 MW15.91 Mvar

87.45 %

2

-70.09 MW-8.27 Mvar57.17 %0.17 kA

G~Rest G2

70.67 MW15.91 Mvar

87.80 %

-77.17 MW-12.80 ..66.52 %

77.66 MW18.44 Mvar

66.52 %

2

G~Sam G7

77.66 MW18.44 Mvar

66.52 %

-77.17 MW-12.80 ..66.52 %

77.66 MW18.44 Mvar

66.52 %

2

5.72 MW2.11 Mvar17.05 %0.06 kA

-5.63 MW-2.32 Mvar17.05 %0.06 kA

G~Sam G6

77.66 MW18.44 Mvar

66.52 %

-104.31..-9.40 Mvar88.96 %

105.00 MW19.25 Mvar

88.96 %

2

G~Sam G2

105.00 MW19.25 Mvar

88.96 %

-104.31..-9.40 Mvar

88.96 %

105.00 MW19.25 Mvar

88.96 %

2

5.59 MW1.84 Mvar

G~Sam G3

105.00 MW19.25 Mvar

88.96 %

0.10 MW0.03 Mvar

2.38 MW0.78 Mvar

16.97 MW7.87 Mvar65.97 %

-6.00 MW-1.97 Mvar65.97 %

-10.90 MW-4.17 Mvar65.97 %

6

G~Sam G5

77.66 MW18.44 Mvar

66.52 %

G~Sam G1

105.00 MW19.64 Mvar

89.02 %

G~Rest G1

70.67 MW15.94 Mvar

87.81 %

-70.02 MW-8.06 Mvar87.35 %

70.58 MW15.90 Mvar

87.35 %

2

-104.31..-9.40 Mvar88.96 %

105.00 MW19.25 Mvar

88.96 %

2

5.03 MW1.65 Mvar

27.16 MW11.78 Mvar

58.09 %

-22.07 MW-7.60 Mvar58.09 %

-5.03 MW-1.65 Mvar

58.09 %

0

G~Sam G4

105.00 MW19.25 Mvar

88.96 %

-77.17 MW-12.80 ..66.52 %

77.66 MW18.44 Mvar

66.52 %

2

-16.97 MW-7.87 Mvar

9.65 %0.05 kA

16.99 MW-4.37 Mvar

9.65 %0.04 kA

-150.51..-31.88 ..82.06 %0.39 kA

152.40 MW34.66 Mvar

82.06 %0.38 kA

-70.00 MW-8.28 Mvar57.10 %0.17 kA

-102.95..-9.59 Mvar87.82 %

103.62 MW19.20 Mvar

87.82 %

2

25.12 MW5.66 Mvar44.05 %0.21 kA

-24.22 MW-3.22 Mvar44.05 %0.21 kA

-23.26 MW-4.41 Mvar

65.48 %0.23 kA

23.68 MW4.89 Mvar65.48 %0.23 kA

-10.40 MW-0.30 Mvar28.85 %0.10 kA

10.43 MW0.30 Mvar28.85 %0.10 kA

-70.10 MW-8.04 Mvar

87.45 %

70.67 MW15.91 Mvar

87.45 %

2

-70.09 MW-8.27 Mvar

57.17 %0.17 kA

0.94 MW0.31 Mvar

7.80 MW2.56 Mvar

1.82 MW0.60 Mvar

ORCO6060.86 kV1.01 p.u.0.71 deg

ORCO220227.41 kV1.03 p.u.3.92 deg

EL_MACHU3332.61 kV0.99 p.u.-5.35 deg

ZAPA220213.40 kV0.97 p.u.-7.79 deg

COBRI138133.62 kV0.97 p.u.-3.00 deg

EL_MACHU1313.20 kV1.00 p.u.-6.81 deg

MOLLE138132.20 kV0.96 p.u.-5.01 deg



-151.94 deg


-160.19 deg


INGE1313.29 kV1.01 p.u.-1.78 deg

PAMP109.84 kV0.98 p.u.

-144.47 deg

COBRI4

4.02 kV0.97 p.u.29.78 deg

PAMP2322.62 kV0.98 p.u.6.35 deg


10.07 kV1.01 p.u.25.70 deg

CONCE1313.33 kV1.01 p.u.-1.37 deg

AYA2323.24 kV1.01 p.u.

-11.84 deg

AYA10

10.09 kV1.01 p.u.

-162.91 deg

COBRI109.63 kV0.96 p.u.29.47 deg

SALE109.90 kV0.99 p.u.

-151.72 deg

CANG2323.92 kV1.04 p.u.

-159.92 deg

MACHA2322.31 kV0.97 p.u.

-149.74 deg

MATAP1313.45 kV1.02 p.u.

146.79 deg

COMAS1313.39 kV1.01 p.u.-3.61 deg

MAPAT3333.77 kV1.02 p.u.

147.23 deg

COMAS3333.86 kV1.03 p.u.

147.41 deg

INGE3334.13 kV1.03 p.u.

147.83 deg

HUARI1312.71 kV0.96 p.u.

-154.87 deg

CHALA1312.85 kV0.97 p.u.

-157.43 deg

CHUP1313.45 kV1.02 p.u.

-156.07 deg

CHALN3332.83 kV0.99 p.u.-4.13 deg

HUARI3333.40 kV1.01 p.u.-3.21 deg

CHUP3333.82 kV1.02 p.u.-2.60 deg

INGE109.65 kV0.96 p.u.

-149.46 deg

PQIND3334.38 kV1.04 p.u.-1.99 deg

PQIND1010.46 kV1.05 p.u.

-151.51 deg

INGE2322.17 kV0.96 p.u.1.22 deg

HUANT109.95 kV0.99 p.u.

-160.41 deg

INGE6057.68 kV0.96 p.u.5.13 deg

SAM713.80 kV1.00 p.u.45.56 deg

SAM613.80 kV1.00 p.u.45.56 deg

SAM513.80 kV1.00 p.u.45.56 deg

COBR6965.98 kV0.96 p.u.0.90 deg

RON113.86 kV1.00 p.u.48.00 deg

RON313.86 kV1.00 p.u.48.01 deg

COBRI_6970.01 kV1.01 p.u.8.13 deg

COBRI_69C70.01 kV1.01 p.u.8.13 deg

RON220C237.66 kV1.08 p.u.11.86 deg


RESTI1313.80 kV1.05 p.u.

-102.34 deg

RESTI33

33.12 kV1.00 p.u.47.97 deg


0.38 kV1.00 p.u.78.05 deg

TABLA2323.22 kV1.01 p.u.

-105.10 deg HUANCA1312.89 kV0.98 p.u.

-105.29 deg

TABLA3332.34 kV0.98 p.u.46.30 deg

HUANCA3332.70 kV0.99 p.u.46.44 deg

MAN33

32.94 kV1.00 p.u.46.54 deg


CARMI220237.60 kV1.08 p.u.11.81 deg

SAM213.80 kV1.00 p.u.46.90 deg


59.86 kV1.00 p.u.6.84 deg

Derv_Canga

66.55 kV0.96 p.u.-8.72 deg

HUAYU1010.08 kV1.01 p.u.29.60 deg

HUAYU6061.68 kV1.03 p.u.1.78 deg

SAM313.80 kV1.00 p.u.46.90 deg

HVELI220237.05 kV1.08 p.u.11.21 deg

HUAYU220229.34 kV1.04 p.u.5.85 deg

RON213.86 kV1.00 p.u.48.01 deg

RON220B237.66 kV1.08 p.u.11.86 deg

RON220A237.66 kV1.08 p.u.11.86 deg

SAM1

13.80 kV1.00 p.u.46.83 deg

COBRI_69P70.01 kV1.01 p.u.8.13 deg

SAM413.80 kV1.00 p.u.46.90 deg

PAMP6969.63 kV1.01 p.u.7.88 deg

COBRI_1010.15 kV1.01 p.u.37.95 deg

CONCE6060.77 kV1.01 p.u.0.67 deg

PQIND6060.14 kV1.00 p.u.0.37 deg

SALE6060.34 kV1.01 p.u.0.61 deg

JAUJA6059.55 kV0.99 p.u.-0.10 deg

CANG6066.41 kV0.96 p.u.-9.01 deg

AYA6066.12 kV0.96 p.u.-9.04 deg

HUANT6066.18 kV0.96 p.u.-9.21 deg

MACHA6065.98 kV0.96 p.u.0.90 deg

DIg

SILE

NT




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

OSINERGMIN




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]

TransformPotencia Potencia Nivel de

CARGA DESISTEMAAISLADO



ALA

MB

Derv_Junin

Der

v_An

day

VALEGR

BVISTA

Derv_Milpo

AREA 05Año 01

25.00 MW8.22 Mvar

7.79 MW3.16 Mvar92.66 %

-7.76 MW-2.55 Mvar

92.66 %

-2

3.72 MW1.22 Mvar

2.75 MW0.91 Mvar

0

0.57 MW0.21 Mvar59.33 %

-0.57 MW-0.19 Mvar

59.33 %

-1

4.69 MW1.54 Mvar

-97.42 MW19.19 Mvar

82.09 %

97.59 MW-8.58 Mvar82.09 %

-0.00 MW0.00 Mvar82.09 %

0

0.62 MW0.22 Mvar22.26 %

-0.61 MW-0.20 Mvar

22.26 %

2

6.18 MW2.03 Mvar

6.22 MW2.46 Mvar54.73 %

-6.18 MW-2.03 Mvar

54.73 %

-0.00 MW0.00 Mvar54.73 %

0

0.40 MW0.14 Mvar

8.72 %

-0.40 MW-0.13 Mvar

8.72 %

2

1.76 MW0.58 Mvar

0.06 MW0.05 Mvar

1.31 %

-0.05 MW-0.02 Mvar

1.31 %

0

1.77 MW0.66 Mvar51.64 %

-1.76 MW-0.58 Mvar

51.64 %

0

Alam

bron

9.53

MW

3.13

Mva

r

3.13 MW1.03 Mvar

13.73 MW4.51 Mvar

0.93 MW0.33 Mvar27.18 %

-0.93 MW-0.30 Mvar

27.18 %

0

0.00

MW

0.01

Mva

r0.

35 %

-0.0

0 M

W-0

.00

Mva

r0.

35 %

-2

42.97 MW28.84 Mvar

0.83

G~

4.00 MW1.89 Mvar35.39 %

42.97 MW28.84 Mvar103.50 %

-42.74 MW-21.78 ..103.50 %

-0.00 MW0.00 Mvar103.50 %

-7

32.66 MW6.55 Mvar75.25 %0.14 kA

-32.30 MW-7.90 Mvar

75.25 %0.14 kA

3.39 MW1.11 Mvar

16.18 MW3.30 Mvar17.93 %0.07 kA

-16.05 MW-5.66 Mvar17.93 %0.08 kA

-4.47 MW-1.74 Mvar

26.92 %0.06 kA

16.33 MW4.29 Mvar52.84 %

-16.26 MW-3.39 Mvar52.84 %

-9

-0.77 MW0.50 Mvar

5.15 %0.01 kA

0.77 MW-0.52 Mvar

5.15 %0.01 kA

0.64 MW0.21 Mvar

-0.91 MW1.27 Mvar

9.74 %

-0.37 MW-0.12 Mvar

9.74 %

1.30 MW-0.95 Mvar

9.74 %

0

0.55 MW0.15 Mvar17.69 %

-0.55 MW-0.13 Mvar

17.69 %

-1

3.74 MW0.50 Mvar20.83 %0.05 kA

-3.73 MW-0.50 Mvar

20.83 %0.05 kA

4.85 MW0.85 Mvar27.06 %0.06 kA

-4.82 MW-0.85 Mvar

27.06 %0.06 kA

7.05 MW1.56 Mvar39.00 %0.09 kA

-6.93 MW-1.53 Mvar

39.00 %0.09 kA

9.56 MW2.51 Mvar46.46 %0.12 kA

-9.52 MW-2.48 Mvar

46.46 %0.12 kA

-7.73 MW-3.69 Mvar

35.69 %0.10 kA

7.91 MW3.81 Mvar35.69 %0.10 kA

0.00 MW0.00 Mvar

0.03 %0.00 kA

-0.00 MW-0.01 Mvar

0.03 %0.00 kA

1.19 MW0.30 Mvar

2.60 %0.01 kA

-1.19 MW-0.42 Mvar

2.60 %0.01 kA

-1.20 MW-0.30 Mvar

4.20 %0.01 kA

1.20 MW0.15 Mvar

4.20 %0.01 kA

-4.95 MW7.25 Mvar17.95 %0.10 kA

-16.18 MW-3.61 Mvar

54.23 %0.19 kA

16.32 MW3.78 Mvar54.23 %0.19 kA

5.69 MW2.15 Mvar24.52 %0.09 kA

-5.58 MW-2.06 Mvar

24.52 %0.09 kA

6.82 MW2.16 Mvar26.61 %0.10 kA

-6.38 MW-1.80 Mvar

26.61 %0.10 kA

12.56 MW4.68 Mvar46.96 %0.17 kA

-12.10 MW-4.12 Mvar

46.96 %0.17 kA

29.6

7 M

W11

.47

Mva

r30

.36

%0.

15 k

A-29.55 MW

-11.73 ..30.36 %0.15 kA

15.82 MW7.22 Mvar88.58 %

-15.69 MW-5.71 Mvar

88.58 %

-3

5.58 MW2.06 Mvar64.04 %

-0.00 MW0.00 Mvar64.04 %

-5.55 MW-1.83 Mvar

64.04 %

-10

8.00 MW3.01 Mvar48.83 %

-7.96 MW-2.62 Mvar48.83 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

48.83 %

2

1.70 MW0.64 Mvar21.86 %

-0.93 MW-0.31 Mvar

21.86 %

-0.76 MW-0.25 Mvar

21.86 %

-3

1.07 MW0.41 Mvar14.03 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

14.03 %

-1.05 MW-0.35 Mvar

14.03 %

4

0.91 MW0.36 Mvar

9.22 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

9.22 %

-0.89 MW-0.29 Mvar

9.22 %

-1

5.28 MW1.96 Mvar68.68 %

-1.95 MW-0.64 Mvar68.68 %

-3.29 MW-1.08 Mvar

68.68 %

-3

0.00 MW-0.00 Mvar

0.00 %

-0.00 MW0.00 Mvar

0.00 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.00 %

2

5.37 MW2.16 Mvar84.89 %

-5.34 MW-1.76 Mvar84.89 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

84.89 %

-5

0.00 MW0.01 Mvar

0.32 %

-0.00 MW0.00 Mvar

0.32 %

2

0.00 MW0.01 Mvar

0.32 %

-0.00 MW0.00 Mvar

0.32 %

2

0.64 MW0.27 Mvar19.08 %

-0.63 MW-0.26 Mvar

19.08 %

-1

0.02 MW0.02 Mvar

0.34 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.34 %

0

0.02 MW0.02 Mvar

0.34 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.34 %

0

0.02 MW0.02 Mvar

0.34 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.34 %

0

13.51 MW-2.73 Mvar12.74 %0.06 kA

-13.43 MW0.76 Mvar12.74 %0.06 kA

45.15 MW19.33 Mvar

45.45 %0.22 kA

-45.11 MW-19.30 ..45.45 %0.22 kA

-87.71 MW-1.10 Mvar

72.90 %

88.00 MW7.77 Mvar72.90 %

-0.00 MW0.00 Mvar72.90 %

12.88 MW-18.80 ..54.81 %0.10 kA

-12.55 MW15.14 Mvar

54.81 %0.09 kA

-0.00 MW-1.96 Mvar

1

0.00 MW-2.05 Mvar

1

4.12 MW14.93 Mvar

45.96 %0.06 kA

-3.77 MW-19.43 ..45.96 %0.09 kA

G~Malpa G1

11.00 MW0.60 Mvar64.80 %

G~Yunc G2

43.76 MW-0.78 Mvar90.80 %

G~Yunc G1

43.76 MW-0.78 Mvar

90.80 %

G~Malpa G3

11.00 MW0.60 Mvar64.80 %

-10.79 MW0.02 Mvar66.46 %

11.00 MW0.60 Mvar66.46 %

1

-43.71 MW5.67 Mvar90.80 %

43.76 MW-0.78 Mvar

90.80 %

0

Calera

0.50 MW0.17 Mvar

114.27 MW-18.10 ..29.39 %0.30 kA

-113.48..16.83 Mvar

29.39 %0.30 kA

G~Yunc G3

43.76 MW-0.78 Mvar

90.80 %

0.75 MW0.25 Mvar

-43.71 MW5.67 Mvar90.80 %

43.76 MW-0.78 Mvar

90.80 %

0

114.27 MW-18.10 ..29.39 %0.30 kA

-113.48..16.83 Mvar

29.39 %0.30 kA

-43.71 MW5.67 Mvar90.80 %

43.76 MW-0.78 Mvar90.80 %

0

46.01 MW15.12 Mvar

1.96 MW0.64 Mvar

1.63 MW0.53 Mvar

1.51 MW0.31 Mvar

6.27 %0.02 kA

-1.51 MW-0.33 Mvar

6.27 %0.02 kA

0.33 MW0.11 Mvar

0.86 MW0.28 Mvar

3.40 MW1.12 Mvar

5.55 MW1.83 Mvar

0.93 MW0.31 Mvar

1.09 MW0.36 Mvar

2.08 MW0.68 Mvar

15.76 MW3.26 Mvar64.61 %0.19 kA

-15.69 MW-3.18 Mvar

64.61 %0.19 kA

8.05 MW2.65 Mvar

0.05 MW0.02 Mvar

-2.44 MW-0.80 Mvar

8.61 %0.03 kA

-1.23 MW0.60 Mvar

5.87 %0.02 kA

1.23 MW-0.65 Mvar

5.87 %0.02 kA

-2.49 MW-0.82 Mvar

28.95 %

2.50 MW0.95 Mvar28.95 %

2

-4.65 MW-0.53 Mvar

19.75 %0.06 kA

4.66 MW0.53 Mvar19.75 %0.06 kA

2.44 MW0.80 Mvar

11.98 MW3.93 Mvar42.25 %0.15 kA

G~Chapr G3

G~Chapr G2

7.96 MW2.62 Mvar

0.93 MW0.30 Mvar

2.13 MW0.70 Mvar

1.81 MW0.59 Mvar

2.15 MW0.79 Mvar76.22 %

-2.13 MW-0.70 Mvar

76.22 %

1

1.82 MW0.66 Mvar51.92 %

-1.81 MW-0.59 Mvar

51.92 %

1

4.45 MW1.46 Mvar

1.77 MW0.66 Mvar

7.99 %0.02 kA

-1.77 MW-0.66 Mvar

7.99 %0.02 kA

4.47 MW1.74 Mvar49.10 %

-4.45 MW-1.46 Mvar

49.10 %

1

0.99 MW0.32 Mvar

1.00 MW0.37 Mvar68.22 %

-0.99 MW-0.32 Mvar

68.22 %

2

2.94 MW0.97 Mvar

-0.93 MW-0.33 Mvar

4.20 %0.01 kA

2.45 MW0.81 Mvar

2.47 MW0.92 Mvar43.37 %

-2.45 MW-0.81 Mvar

43.37 %

1

5.93 MW1.95 Mvar

G~Pacha G3

2.60 MW0.90 Mvar73.41 %

12.02 MW3.95 Mvar

4.25 MW1.40 Mvar

1.05 MW0.35 Mvar

G~Chapr G1

1.18 MW0.39 Mvar

G~Marcop G1

21.16 MW-4.11 Mvar

48.69 %0.25 kA

-21.08 MW4.32 Mvar48.69 %0.25 kA

21.03 MW-4.38 Mvar

72.35 %0.25 kA

-21.03 MW4.39 Mvar72.35 %0.25 kA

G~Pacha G2

2.60 MW0.90 Mvar73.41 %

14.30 MW-0.16 Mvar

35.83 %0.16 kA

-14.05 MW0.72 Mvar35.83 %0.16 kA

G~Oroy G3

2.60 MW-0.85 Mvar

72.92 %

3.29 MW1.08 Mvar

0.89 MW0.29 Mvar

0.37 MW0.12 Mvar

G~Oroy G1

2.60 MW-0.85 Mvar

72.92 %

G~Yaup G1

20.00 MW0.47 Mvar83.36 %

-5.93 MW0.10 Mvar36.86 %

5.96 MW0.30 Mvar36.86 %

3

G~Hchor G2

9.56 MW3.02 Mvar98.28 %

G~Pacha G1

2.60 MW0.90 Mvar73.41 %

0.16 MW0.05 Mvar

G~Hchor G1

9.56 MW3.02 Mvar98.28 %

4.95 MW-7.25 Mvar

18.42 %

-4.85 MW7.59 Mvar18.42 %

1

-0.91 MW-0.36 Mvar

2.70 %0.00 kA

0.91 MW-1.27 Mvar

2.70 %0.01 kA

1

-8.16 MW-1.89 Mvar

84.92 %

8.18 MW2.56 Mvar84.92 %

2

0.41 MW0.13 Mvar

0.24 MW0.08 Mvar

0.24 MW0.09 Mvar

9.75 %

-0.24 MW-0.08 Mvar

9.75 %

2

-1.49 MW0.56 Mvar

6.73 %0.02 kA

1.49 MW-0.57 Mvar

6.73 %0.02 kA

-1.23 MW0.55 Mvar

5.77 %0.02 kA

1.23 MW-0.60 Mvar

5.77 %0.02 kA

0.00 MW0.01 Mvar

1.85 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

1.85 %

-3

16.02 MW3.55 Mvar64.61 %0.19 kA

-15.76 MW-3.27 Mvar

64.61 %0.19 kA

-12.26 MW-2.02 Mvar

50.35 %0.15 kA

12.30 MW2.06 Mvar50.35 %0.15 kA

-4.65 MW-0.53 Mvar

19.75 %0.06 kA

4.66 MW0.53 Mvar19.75 %0.06 kA

2.92 MW1.09 Mvar13.17 %0.04 kA

-2.92 MW-1.10 Mvar

13.17 %0.04 kA

2.49 MW0.82 Mvar

-1.49 MW0.56 Mvar

6.73 %0.02 kA

1.49 MW-0.57 Mvar

6.73 %0.02 kA

-10.79 MW0.02 Mvar66.46 %

11.00 MW0.60 Mvar66.46 %

1

-0.41 MW-0.13 Mvar

14.01 %

0.41 MW0.15 Mvar14.01 %

1

7.76 MW2.55 Mvar

0.00 MW0.00 Mvar

0

-1.51 MW0.51 Mvar

6.79 %0.02 kA

1.51 MW-0.56 Mvar

6.79 %0.02 kA

0.55 MW0.18 Mvar

4.53 MW1.73 Mvar26.92 %0.06 kA

-10.79 MW0.02 Mvar66.46 %

11.00 MW0.60 Mvar66.46 %

1

0.00 MW0.00 Mvar

0

5.34 MW1.76 Mvar

-30.37 MW-10.37 ..76.68 %0.14 kA

31.23 MW7.49 Mvar76.68 %0.14 kA

-0.09 MW0.52 Mvar

2.52 %0.01 kA

0.09 MW-0.53 Mvar

2.52 %0.01 kA

1.96 MW0.64 Mvar

-1.87 MW-1.16 Mvar

10.41 %0.03 kA

1.87 MW1.14 Mvar10.41 %0.03 kA

-10.79 MW0.02 Mvar66.46 %

11.00 MW0.60 Mvar66.46 %

1

-0.00 MW-9.28 Mvar

1

-1.73 MW-1.30 Mvar

8.77 %0.03 kA

-8.16 MW-1.89 Mvar

84.92 %

8.18 MW2.56 Mvar84.92 %

2

-1.73 MW-1.29 Mvar

8.77 %0.03 kA

-1.87 MW-1.14 Mvar

10.36 %0.03 kA

1.88 MW1.09 Mvar10.36 %0.03 kA

-7.27 MW-2.09 Mvar

42.94 %

7.30 MW2.55 Mvar42.94 %

0

-7.36 MW0.31 Mvar18.42 %0.09 kA

7.40 MW-0.28 Mvar

18.42 %0.09 kA

0.83 MW0.27 Mvar

-7.79 MW-3.16 Mvar19.26 %0.07 kA

7.95 MW2.58 Mvar19.26 %0.07 kA

0.56 MW0.19 Mvar

-8.52 MW-2.78 Mvar19.78 %0.07 kA

8.62 MW2.42 Mvar19.78 %0.07 kA

20.98 MW-4.46 Mvar

43.53 %0.25 kA

-20.96 MW4.50 Mvar43.53 %0.25 kA

G~Yaup G4

20.00 MW-0.12 Mvar83.33 %

-7.11 MW3.39 Mvar72.79 %

7.16 MW-2.75 Mvar

72.79 %

2

6.14 MW0.80 Mvar25.47 %0.07 kA

16.98 MW-1.35 Mvar

33.92 %0.20 kA

-16.68 MW2.15 Mvar33.92 %0.19 kA

G~Yaup G3

20.00 MW0.47 Mvar83.36 %

G~Yaup G2

20.00 MW0.47 Mvar83.36 %

-20.98 MW4.46 Mvar72.35 %0.25 kA

21.03 MW-4.39 Mvar

72.35 %0.25 kA

0.55 MW0.18 Mvar

0.61 MW0.20 Mvar

0.62 MW0.01 Mvar

2.76 %0.01 kA

-0.62 MW-0.22 Mvar

2.76 %0.01 kA

0.56 MW0.21 Mvar37.70 %

-0.55 MW-0.18 Mvar

37.70 %

-4

-7.73 MW-2.78 Mvar

33.33 %0.10 kA

0.00 MW-9.19 Mvar

1

4.85 MW1.59 Mvar

12.75 MW-4.39 Mvar

27.56 %0.16 kA

0.00 MW0.00 Mvar

0

-0.96 MW0.63 Mvar

4.99 %0.01 kA

0.96 MW-0.69 Mvar

4.99 %0.01 kA

14.55 MW4.78 Mvar

1.73 MW0.57 Mvar

0.92 MW0.30 Mvar

1.76 MW0.64 Mvar12.33 %

-1.73 MW-0.57 Mvar

12.33 %

1

8.15 MW2.68 Mvar

4.88 MW1.61 Mvar

-4.88 MW-1.61 Mvar

21.57 %0.06 kA

-1.67 MW-5.41 Mvar

23.92 %0.07 kA

-2.68 MW-0.94 Mvar

11.71 %0.03 kA

0.67 MW0.22 Mvar

0.90 MW0.30 Mvar

4.76 MW1.56 Mvar

14.84 MW15.04 Mvar

48.25 %0.25 kA

-14.80 MW-14.96 ..48.25 %0.25 kA

22.56 MW9.65 Mvar52.50 %

-15.20 MW-5.66 Mvar

52.50 %

-7.28 MW-2.39 Mvar52.50 %

9.48 MW8.12 Mvar42.68 %0.15 kA

-4.76 MW-1.56 Mvar

50.23 %

4.78 MW1.81 Mvar50.23 %

2

-0.90 MW-0.30 Mvar

63.65 %

0.91 MW0.34 Mvar63.65 %

2

-0.67 MW-0.22 Mvar23.46 %

0.68 MW0.25 Mvar23.46 %

0

-1.05 MW4.45 Mvar19.15 %0.05 kA

0.40 MW0.13 Mvar

-4.91 MW-0.50 Mvar

21.46 %0.06 kA

-6.48 MW2.73 Mvar25.21 %0.09 kA

6.65 MW-2.67 Mvar

25.21 %0.09 kA

1.59 MW-4.67 Mvar

17.35 %0.06 kA

-0.40 MW-0.14 Mvar

1.49 %0.01 kA

-5.44 MW-0.67 Mvar

23.80 %0.07 kA

5.73 MW0.63 Mvar23.80 %0.07 kA

16.07 MW1.22 Mvar15.30 %0.07 kA

-16.

02 M

W-2

.14

Mva

r15

.30

%0.

07 k

A

-0.00 MW-9.52 Mvar

1

-8.26 MW-0.00 Mvar

21.95 %0.10 kA 8.33 MW

0.05 Mvar21.95 %0.10 kA

-13.04 MW-10.21 ..33.62 %0.19 kA

13.08 MW10.32 Mvar

33.62 %0.19 kA

-12.01 MW-9.41 Mvar

30.98 %0.18 kA

12.05 MW9.50 Mvar30.98 %0.18 kA

15.84 MW-2.42 Mvar

32.30 %0.19 kA

-15.82 MW2.50 Mvar32.30 %0.19 kA

-8.19 MW1.26 Mvar28.22 %0.10 kA

8.33 MW-1.20 Mvar28.22 %0.10 kA

-8.62 MW-2.42 Mvar72.69 %

8.64 MW2.70 Mvar72.69 %

0

-8.04 MW-0.61 Mvar26.16 %

8.10 MW0.85 Mvar26.16 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

26.16 %

-1

-8.04 MW-0.61 Mvar

26.16 %

8.10 MW0.85 Mvar26.16 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

26.16 %

-1

1.95 MW0.64 Mvar

13.79 MW6.87 Mvar15.66 %0.07 kA

-13.

65 M

W-9

.33

Mva

r15

.66

%0.

08 k

A

22.56 MW9.65 Mvar52.50 %

-15.20 MW-5.66 Mvar

52.50 %

-7.28 MW-2.39 Mvar

52.50 %

-0.35 MW-7.63 Mvar26.59 %

0.41 MW7.88 Mvar26.59 %

-0.00 MW-0.00 Mvar26.59 %-1

G~Yaup G5

20.00 MW-0.12 Mvar83.33 %

38.70 MW0.70 Mvar74.05 %

-38.54 MW2.41 Mvar74.05 %

0

60.00 MW1.40 Mvar76.54 %

-59.76 MW3.56 Mvar76.54 %

0

98.30 MW-5.97 Mvar56.04 %0.41 kA

-97.59 MW8.58 Mvar56.04 %0.41 kA

G~Malpa G4

11.00 MW0.60 Mvar64.80 %

62.90 MW26.15 Mvar

66.93 %

-62.78 MW-19.97 ..66.93 %

-0.00 MW0.00 Mvar66.93 %

-1

G~Malpa G2

11.00 MW0.60 Mvar64.80 %

-77.94 MW13.66 Mvar

43.44 %0.20 kA

78.46 MW-21.38 ..43.44 %0.21 kA

148.51 MW-12.28 ..79.60 %0.39 kA

-147.50..14.66 Mvar

79.60 %0.39 kA

G~Oroy G2

2.60 MW-0.85 Mvar

72.92 %

Simsa39.60 kV0.90 p.u.

-166.89 deg

CAR

IPA1

3812

4.69

kV

0.90

p.u

.-5

.75

deg

CHURRU5048.88 kV0.98 p.u.-5.83 deg

ROSAURA5049.17 kV0.98 p.u.-5.37 deg

MAL

P2

6.73 kV0.98 p.u.

-27.25 deg

MAL

P4

6.73 kV0.98 p.u.

-27.25 deg

MAL

P1

6.73 kV0.98 p.u.

-27.25 deg

YAUP138B

132.97 kV0.96 p.u.

139.05 deg

YUNC

3

13.80 kV1.00 p.u.

-16.34 deg

MILPO5049.17 kV0.98 p.u.-7.27 deg

HCHOR5050.99 kV1.02 p.u.-3.46 deg

CASAF5049.55 kV0.99 p.u.-4.03 deg

PLOXI50

49.54 kV0.99 p.u.-4.06 deg

COTRE50

49.47 kV0.99 p.u.-4.30 deg

CHAN4438.56 kV0.88 p.u.

-167.95 deg

TARMA4443.28 kV0.98 p.u.

-162.84 deg

COND4445.50 kV1.03 p.u.

-160.78 deg

COND138123.65 kV0.90 p.u.-6.36 deg

YAU2322.95 kV1.00 p.u.

139.29 deg

OXA6060.96 kV1.02 p.u.

138.74 deg

TARMA1010.09 kV1.01 p.u.44.81 deg

TARMA2323.20 kV1.01 p.u.

-164.00 deg

CHICR040.48 kV1.00 p.u.23.00 deg

MARCO44.16 kV1.00 p.u.-7.00 deg

TOCA109.98 kV1.00 p.u.

-167.70 degTOCA23

22.87 kV0.99 p.u.

-17.33 deg

ANDA5047.13 kV0.94 p.u.-7.00 deg

YUN2322.71 kV0.99 p.u.

-134.54 deg

HUANU1010.38 kV0.99 p.u.-8.87 deg

CHAN2322.97 kV1.00 p.u.

-169.65 degCHAN35

35.09 kV1.00 p.u.41.63 deg

ANDA2322.72 kV0.99 p.u.

-157.00 deg

UCHU43.97 kV0.95 p.u.

-156.92 deg

UCHU3332.90 kV1.00 p.u.-6.93 deg

CARHUA1312.80 kV0.97 p.u.

-155.92 degCARHUA23

22.18 kV0.97 p.u.-6.17 deg

AUCA2322.59 kV0.99 p.u.

-158.99 degAUCA6059.29 kV

0.99 p.u.-8.67 deg

OXA23 23.24 kV1.01 p.u.

-11.42 deg

ATAC044.20 kV1.01 p.u.-6.99 deg

CHAPR22.39 kV1.00 p.u.

-37.87 deg

CASF22.48 kV1.03 p.u.-4.03 deg

ATAC5048.97 kV0.98 p.u.-7.00 deg

CHAPR5048.86 kV0.98 p.u.-7.17 deg

CMAYO220222.39 kV1.01 p.u.3.68 deg

CARHUA138

127.29 kV0.92 p.u.-4.70 deg

PARAG138

127.45 kV0.92 p.u.-3.86 deg

MILPO1312.91 kV0.98 p.u.

-158.08 deg

PARAG1010.07 kV1.01 p.u.27.44 deg

PARAG1212.21 kV1.02 p.u.

-37.67 deg

PARAGII127.69 kV0.93 p.u.-3.74 deg

AUCA138135.70 kV0.98 p.u.-8.69 deg

HUANU138132.27 kV0.96 p.u.-6.32 deg

TMARI1010.12 kV1.01 p.u.

-159.91 deg

MAL

P3

6.73 kV0.98 p.u.

-27.25 deg

PARAG220222.16 kV1.01 p.u.0.06 deg

TMAR220220.00 kV1.00 p.u.0.00 deg

PACHYO1313.60 kV1.03 p.u.

-159.01 deg

GOYLLA1312.69 kV0.96 p.u.

-158.24 deg

PASCO43.97 kV0.95 p.u.

-160.96 degPASCO23

21.89 kV0.96 p.u.

-10.43 deg

PASCO5048.92 kV0.98 p.u.-7.37 deg

SJOSE2322.90 kV1.00 p.u.-6.27 deg

SJOSE5048.16 kV0.96 p.u.-6.14 deg

JUNIN1312.73 kV0.96 p.u.26.17 deg

CAS2.42.42 kV1.01 p.u.22.74 deg

UCHU138126.01 kV0.91 p.u.-4.91 deg

SCRIS4 4.28 kV1.03 p.u.21.24 deg

SCRIS2 2.34 kV0.98 p.u.21.56 deg

SCRIS5047.61 kV0.95 p.u.-6.83 deg

CMOR5048.86 kV0.98 p.u.-5.95 deg

ANDAY43.97 kV0.95 p.u.20.15 deg

CMOR2.42.31 kV0.96 p.u.-8.00 deg

ANDAY50

47.01 kV0.94 p.u.-7.04 deg

SANTO44.22 kV1.02 p.u.

-39.08 deg

SANTO50

47.62 kV0.95 p.u.-6.80 deg

MCARH5047.71 kV0.95 p.u.-6.74 deg

CCARH5047.99 kV0.96 p.u.-6.56 deg

MAHRT22.38 kV0.99 p.u.22.00 deg

MAHR5048.90 kV0.98 p.u.-6.06 deg

MARCO5048.97 kV0.98 p.u.-7.00 deg

MARCA50

49.76 kV1.00 p.u.-4.18 deg

TMAR1010.00 kV1.00 p.u.

-37.00 deg

OXA138132.97 kV0.96 p.u.

139.00 deg

TMAR138138.37 kV1.00 p.u.-6.56 deg

HCHOR109.90 kV0.99 p.u.

-149.42 deg

CNOR4.164.26 kV1.02 p.u.-6.00 deg

CNOR5048.90 kV0.98 p.u.-5.71 deg

BELLA2.42.35 kV0.98 p.u.-5.08 deg

SMAT5050.42 kV1.01 p.u.-4.07 deg

BELLAV5049.44 kV0.99 p.u.-5.08 deg

ANTUQ5048.96 kV0.98 p.u.-5.61 deg

CFRA5048.90 kV0.98 p.u.-5.68 deg

CAS4.164.25 kV1.02 p.u.-6.07 deg

CAS50

48.84 kV0.98 p.u.-5.73 deg

TICLIO5048.86 kV0.98 p.u.-5.84 deg

MORO2.42.40 kV1.00 p.u.-5.99 deg

DUVAZ50

48.87 kV0.98 p.u.-5.96 deg

MORO5048.86 kV0.98 p.u.-5.95 deg

YAULI50

48.94 kV0.98 p.u.-5.93 deg

PACHA2.32.30 kV1.00 p.u.26.94 deg

CHUMP1312.82 kV1.03 p.u.16.53 deg

CHUMP6967.54 kV0.98 p.u.-9.88 deg

PACHYO6970.08 kV1.02 p.u.-7.33 deg

OROY2.32.30 kV1.00 p.u.

-29.15 deg

OROY5049.62 kV0.99 p.u.-3.40 deg

GOYLLA5048.75 kV0.97 p.u.-7.55 deg

HUICRA22.47 kV0.99 p.u.

-38.26 deg

HUICRA5048.88 kV0.98 p.u.-7.40 deg

SJUA1110.81 kV0.98 p.u.

-37.83 deg

LAFUND47.30 kV0.95 p.u.-7.34 deg

SJUA5048.16 kV0.96 p.u.-7.16 deg

PARAG5049.11 kV0.98 p.u.-6.81 deg

CPIED1212.56 kV1.00 p.u.

-38.96 degEXC2.4

2.38 kV0.99 p.u.-8.98 deg

EXPD2.42.35 kV0.98 p.u.

-37.56 deg

EXCEL5048.89 kV0.98 p.u.-6.91 deg

JUNIN5048.56 kV0.97 p.u.-3.03 deg

SHELBY46.99 kV0.94 p.u.-7.05 deg

MALPA5050.42 kV1.01 p.u.-0.49 deg

TOCA138128.53 kV0.93 p.u.

-13.83 deg

CURIP5049.40 kV0.99 p.u.-5.05 deg

FUNDIC49.46 kV0.99 p.u.-4.41 deg

MAYUP49.83 kV1.00 p.u.-3.83 deg

PACHA5049.17 kV0.98 p.u.-5.83 deg

ONU69

71.54 kV1.04 p.u.-5.75 deg

ONU138125.24 kV0.91 p.u.-5.18 deg

CARHUA5047.45 kV0.95 p.u.-4.70 deg

YAU13B13.80 kV1.00 p.u.

-10.49 deg

YAU13A

13.80 kV1.00 p.u.

-10.34 deg

YAUP138

137.86 kV1.00 p.u.15.04 deg

YUNCAN138137.24 kV0.99 p.u.12.97 deg

YUN

C2

13.80 kV1.00 p.u.

-16.34 deg

YUNC

1

13.80 kV1.00 p.u.

-16.34 deg

ONU5049.79 kV1.00 p.u.-4.15 deg

YUNCAN220

221.76 kV1.01 p.u.7.32 deg

ONU220223.92 kV1.02 p.u.0.24 deg

DIg

SILE

NT




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

OSINERGMIN









SITEMA TARMA - CHANCHAMAYOALIMENTADO EN 60KV (2010)

9MVA

(201

0)

120m

m2

AAAC

- 23

.08K

m (2

010)

20/2

0/3

MVA

(201

0)

SE Satipo6/6/6 MVA (2010)

SE Pichanaki6/6/6 MVA (2010)

SE P. Bermudez6 MVA (2010)

SE Villa Rica6 MVA (2010)

240mm2 AAAC - 55Km (2010)

120m

m2

AAAC

- 69

Km (2

010)

240m

m2

AAAC

- 59

.2Km

(201

0)24

0mm

2 AA

AC -

23.8

Km (2

010)




ALA

MB

Derv_Junin

Der

v_An

day

VALEGR

BVISTA

Derv_Milpo

AREA 05Año 02

2.36 MW0.79 Mvar42.70 %

-2.34 MW-0.77 Mvar

42.70 %

-0.00 MW0.00 Mvar42.70 %

0

2.13 MW0.76 Mvar38.98 %

-2.11 MW-0.69 Mvar

38.98 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

38.98 %

0

7.37 MW0.38 Mvar36.65 %

-7.35 MW-0.14 Mvar

36.65 %

-0.00 MW0.00 Mvar36.65 %

0

2.11 MW0.69 Mvar

2.34 MW0.77 Mvar

2.40 MW0.79 Mvar

4.08 MW1.34 Mvar

2.42 MW0.87 Mvar41.95 %

-2.40 MW-0.79 Mvar

41.95 %

0

4.12 MW1.56 Mvar70.44 %

-4.08 MW-1.34 Mvar

70.44 %

0

2.14 MW0.08 Mvar

4.02 %0.02 kA

-2.13 MW-0.76 Mvar

4.02 %0.02 kA

4.56 MW0.26 Mvar

8.10 %0.04 kA

-4.51 MW-0.88 Mvar

8.10 %0.05 kA

2.45 MW0.09 Mvar

7.50 %0.02 kA

-2.42 MW-0.87 Mvar

7.50 %0.03 kA

11.26 MW1.96 Mvar19.61 %0.11 kA

-11.13 MW-1.90 Mvar

19.61 %0.11 kA

0.53 MW0.17 Mvar

0.53 MW0.18 Mvar

6.23 %

-0.53 MW-0.17 Mvar

6.23 %

-1

0.53 MW-0.12 Mvar

1.59 %0.01 kA

-0.53 MW-0.18 Mvar

1.59 %0.01 kA

55.96 MW36.81 Mvar

66.07 %

-55.45 MW-32.26 ..66.07 %

0

6.02 MW2.24 Mvar68.98 %

-0.00 MW0.00 Mvar68.98 %

-5.99 MW-1.97 Mvar

68.98 %

-5

14.10 MW6.05 Mvar79.91 %

-8.02 MW-3.53 Mvar79.91 %

-6.08 MW-1.51 Mvar

79.91 %

0

14.10 MW5.82 Mvar

3.95 %0.04 kA

-14.10 MW-6.05 Mvar

3.95 %0.04 kA

38.50 MW-16.95 ..22.41 %0.11 kA

-38.43 MW10.62 Mvar

22.41 %0.10 kA

25.40 MW-27.24 ..16.29 %0.10 kA

-25.23 MW0.25 Mvar16.29 %0.06 kA

-0.00 MW20.40 Mvar

22.24 %

0.09 MW-19.77 ..22.24 %

1

SVS

SVC Vizcarra

0.00 MW-20.40 ..

38.50 MW-16.95 ..22.41 %0.11 kA

-38.43 MW10.62 Mvar

22.41 %0.10 kA

12.90 MW3.94 Mvar37.43 %0.13 kA

-12.67 MW-3.79 Mvar

37.43 %0.13 kA

25.00 MW8.22 Mvar

5.70 MW2.12 Mvar72.99 %

-2.11 MW-0.69 Mvar72.99 %

-3.56 MW-1.17 Mvar

72.99 %

-3

6.97 MW1.67 Mvar20.72 %0.07 kA

-6.76 MW-1.93 Mvar20.72 %0.07 kA

6.07 MW2.16 Mvar19.16 %0.06 kA

-6.02 MW-2.24 Mvar

19.16 %0.07 kA

7.84 MW3.16 Mvar91.68 %

-7.80 MW-2.57 Mvar

91.68 %

-2

3.72 MW1.22 Mvar

2.75 MW0.91 Mvar

0

0.61 MW0.23 Mvar63.14 %

-0.61 MW-0.20 Mvar

63.14 %

-1

4.69 MW1.54 Mvar

-86.17 MW17.49 Mvar

72.52 %

86.34 MW-9.03 Mvar

72.52 %

-0.00 MW0.00 Mvar72.52 %

0

0.67 MW0.23 Mvar23.34 %

-0.66 MW-0.22 Mvar

23.34 %

2

6.68 MW2.19 Mvar

6.72 MW2.67 Mvar57.45 %

-6.68 MW-2.19 Mvar

57.45 %

-0.00 MW0.00 Mvar57.45 %

0

0.44 MW0.15 Mvar

9.09 %

-0.43 MW-0.14 Mvar

9.09 %

2

1.90 MW0.62 Mvar

0.06 MW0.05 Mvar

1.37 %

-0.05 MW-0.02 Mvar

1.37 %

0

1.91 MW0.72 Mvar55.25 %

-1.90 MW-0.62 Mvar

55.25 %

0

Alam

bron

10.9

0 M

W3.

58 M

var

3.13 MW1.03 Mvar

13.73 MW4.51 Mvar

1.01 MW0.35 Mvar28.49 %

-1.00 MW-0.33 Mvar

28.49 %

0

0.00

MW

0.01

Mva

r0.

35 %

-0.0

0 M

W0.

00 M

var

0.35

%

-2

64.88 MW0.71 Mvar

1.00

G~

4.00 MW1.77 Mvar35.01 %

39.48 MW27.95 Mvar

96.75 %

-39.27 MW-21.86 ..96.75 %

-0.00 MW0.00 Mvar96.75 %

-8

33.17 MW6.50 Mvar75.31 %0.14 kA

-32.81 MW-7.93 Mvar75.31 %0.14 kA

3.39 MW1.11 Mvar

16.27 MW3.16 Mvar17.58 %0.07 kA

-16.15 MW-5.67 Mvar17.58 %0.08 kA

-4.47 MW-1.74 Mvar

26.62 %0.06 kA

17.63 MW4.75 Mvar56.10 %

-17.55 MW-3.74 Mvar56.10 %

-9

-0.77 MW0.51 Mvar

5.10 %0.01 kA

0.77 MW-0.52 Mvar

5.10 %0.01 kA

0.69 MW0.23 Mvar

-12.34 MW-1.20 Mvar

52.18 %

-0.40 MW-0.13 Mvar

52.18 %

12.76 MW2.71 Mvar52.18 %

3

0.59 MW0.16 Mvar18.57 %

-0.59 MW-0.14 Mvar

18.57 %

-1

3.73 MW0.49 Mvar20.60 %0.05 kA

-3.73 MW-0.50 Mvar

20.60 %0.05 kA

4.85 MW0.84 Mvar26.76 %0.06 kA

-4.82 MW-0.85 Mvar

26.76 %0.06 kA

7.04 MW1.55 Mvar38.57 %0.08 kA

-6.93 MW-1.53 Mvar

38.57 %0.08 kA

9.56 MW2.50 Mvar45.96 %0.11 kA

-9.51 MW-2.47 Mvar

45.96 %0.11 kA

-7.73 MW-3.69 Mvar

35.30 %0.10 kA

7.91 MW3.79 Mvar35.30 %0.10 kA

0.00 MW0.00 Mvar

0.03 %0.00 kA

-0.00 MW-0.01 Mvar

0.03 %0.00 kA

1.29 MW0.33 Mvar

2.73 %0.02 kA

-1.29 MW-0.46 Mvar

2.73 %0.02 kA

-1.29 MW-0.33 Mvar

4.41 %0.02 kA

1.29 MW0.17 Mvar

4.41 %0.01 kA

-4.96 MW7.78 Mvar18.33 %0.11 kA

-16.18 MW-2.62 Mvar

53.35 %0.19 kA

16.32 MW2.79 Mvar53.35 %0.19 kA

29.9

8 M

W10

.29

Mva

r29

.20

%0.

14 k

A

-29.86 MW-10.63 ..29.20 %0.14 kA

16.13 MW6.12 Mvar67.83 %

-16.04 MW-4.97 Mvar

67.83 %

-3

8.00 MW3.00 Mvar47.57 %

-7.96 MW-2.62 Mvar47.57 %

-0.00 MW0.00 Mvar47.57 %

2

1.83 MW0.69 Mvar22.56 %

-1.00 MW-0.33 Mvar

22.56 %

-0.82 MW-0.27 Mvar

22.56 %

-3

1.15 MW0.44 Mvar14.94 %

-0.00 MW0.00 Mvar14.94 %

-1.14 MW-0.37 Mvar14.94 %

4

4.90 MW2.34 Mvar32.98 %

-3.91 MW-1.82 Mvar

32.98 %

-0.96 MW-0.32 Mvar

32.98 %

-1

0.00 MW-0.00 Mvar

0.00 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.00 %

-0.00 MW0.00 Mvar

0.00 %

2

5.80 MW2.35 Mvar90.39 %

-5.76 MW-1.89 Mvar

90.39 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

90.39 %

-5

0.00 MW0.01 Mvar

0.33 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.33 %

2

0.00 MW0.01 Mvar

0.33 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.33 %

2

0.69 MW0.29 Mvar20.00 %

-0.69 MW-0.27 Mvar

20.00 %

-1

0.02 MW0.02 Mvar

0.35 %

-0.00 MW0.00 Mvar

0.35 %

0

0.02 MW0.02 Mvar

0.35 %

-0.00 MW0.00 Mvar

0.35 %

0

0.02 MW0.02 Mvar

0.35 %

-0.00 MW0.00 Mvar

0.35 %

0

-14.93 MW-21.61 ..23.70 %0.12 kA

15.16 MW19.97 Mvar

23.70 %0.11 kA

43.29 MW16.93 Mvar

41.96 %0.21 kA

-43.25 MW-16.93 ..41.96 %0.21 kA

-63.34 MW19.91 Mvar

53.69 %

63.58 MW-15.87 ..53.69 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

53.69 %

18.71 MW-18.38 ..61.55 %0.12 kA

-18.29 MW14.88 Mvar

61.55 %0.10 kA

-0.00 MW-2.03 Mvar

1

0.00 MW-2.10 Mvar

1

-0.33 MW14.90 Mvar

44.76 %0.06 kA

0.66 MW-19.63 ..44.76 %0.08 kA

G~Malpa G1

11.00 MW-0.87 Mvar64.91 %

G~Yunc G2

43.76 MW-1.74 Mvar90.86 %

G~Yunc G1

43.76 MW-1.74 Mvar

90.86 %

G~Malpa G3

11.00 MW-0.87 Mvar

64.91 %

-10.79 MW1.49 Mvar66.57 %

11.00 MW-0.87 Mvar

66.57 %

1

-43.71 MW6.64 Mvar90.86 %

43.76 MW-1.74 Mvar

90.86 %

0

Calera

0.54 MW0.18 Mvar

108.65 MW-18.70 ..27.93 %0.29 kA

-107.94..16.67 Mvar

27.93 %0.28 kA

G~Yunc G3

43.76 MW-1.74 Mvar

90.86 %

0.81 MW0.27 Mvar

-43.71 MW6.64 Mvar90.86 %

43.76 MW-1.74 Mvar

90.86 %

0

108.65 MW-18.70 ..27.93 %0.29 kA

-107.94..16.67 Mvar

27.93 %0.28 kA

-43.71 MW6.64 Mvar90.86 %

43.76 MW-1.74 Mvar90.86 %

0

57.91 MW19.03 Mvar

1.96 MW0.64 Mvar

1.63 MW0.53 Mvar

1.59 MW0.33 Mvar

6.40 %0.02 kA

-1.59 MW-0.35 Mvar

6.40 %0.02 kA

0.36 MW0.12 Mvar

0.93 MW0.31 Mvar

3.40 MW1.12 Mvar

5.99 MW1.97 Mvar

1.00 MW0.33 Mvar

1.09 MW0.36 Mvar

2.08 MW0.68 Mvar

15.78 MW2.29 Mvar63.55 %0.18 kA

-15.71 MW-2.21 Mvar

63.55 %0.18 kA

8.15 MW2.68 Mvar

0.05 MW0.02 Mvar

-2.64 MW-0.87 Mvar

9.17 %0.03 kA

-1.24 MW1.08 Mvar

7.02 %0.02 kA

1.24 MW-1.13 Mvar

7.02 %0.02 kA

-2.49 MW-0.82 Mvar

28.72 %

2.50 MW0.95 Mvar28.72 %

2

-4.66 MW-0.05 Mvar

19.51 %0.05 kA

4.67 MW0.04 Mvar19.51 %0.05 kA

2.63 MW0.87 Mvar

13.54 MW4.45 Mvar47.12 %0.16 kA

G~Chapr G3

G~Chapr G2

7.96 MW2.62 Mvar

1.00 MW0.33 Mvar

2.13 MW0.70 Mvar

1.81 MW0.59 Mvar

2.15 MW0.79 Mvar75.38 %

-2.13 MW-0.70 Mvar

75.38 %

1

1.82 MW0.66 Mvar51.36 %

-1.81 MW-0.59 Mvar

51.36 %

1

4.45 MW1.46 Mvar

1.91 MW0.72 Mvar

8.54 %0.02 kA

-1.91 MW-0.72 Mvar

8.54 %0.02 kA

4.47 MW1.74 Mvar48.54 %

-4.45 MW-1.46 Mvar

48.54 %

1

0.99 MW0.32 Mvar

1.00 MW0.37 Mvar67.46 %

-0.99 MW-0.32 Mvar

67.46 %

2

2.94 MW0.97 Mvar

-1.01 MW-0.35 Mvar

4.41 %0.01 kA

2.45 MW0.81 Mvar

2.47 MW0.92 Mvar42.92 %

-2.45 MW-0.81 Mvar

42.92 %

1

6.40 MW2.10 Mvar

G~Pacha G3

2.60 MW0.41 Mvar70.19 %

12.97 MW4.26 Mvar

4.58 MW1.51 Mvar

1.14 MW0.37 Mvar

G~Chapr G1

1.27 MW0.42 Mvar

G~Marcop G1

23.43 MW-6.77 Mvar

54.54 %0.28 kA

-23.34 MW7.03 Mvar54.54 %0.28 kA

23.29 MW-7.10 Mvar

81.07 %0.28 kA

-23.28 MW7.11 Mvar81.07 %0.28 kA

G~Pacha G2

2.60 MW0.41 Mvar70.19 %

16.72 MW-1.50 Mvar

41.73 %0.19 kA

-16.38 MW2.31 Mvar41.73 %0.19 kA

G~Oroy G3

2.60 MW-1.18 Mvar

76.11 % 3.56 MW1.17 Mvar

0.96 MW0.32 Mvar

0.40 MW0.13 Mvar

G~Oroy G1

2.60 MW-1.18 Mvar

76.11 %

G~Yaup G1

20.00 MW-0.01 Mvar83.33 %

-6.40 MW-0.00 Mvar

39.28 %

6.43 MW0.45 Mvar39.28 %

3

G~Hchor G2

9.56 MW2.50 Mvar96.88 %

G~Pacha G1

2.60 MW0.41 Mvar70.19 %

0.16 MW0.05 Mvar

G~Hchor G1

9.56 MW2.50 Mvar96.88 %

4.96 MW-7.78 Mvar

18.82 %

-4.85 MW8.14 Mvar18.82 %

1

-12.27 MW-2.72 Mvar

21.75 %0.05 kA

12.34 MW1.20 Mvar21.75 %0.05 kA

1

-8.16 MW-1.40 Mvar

83.54 %

8.18 MW2.05 Mvar83.54 %

2

0.41 MW0.13 Mvar

0.24 MW0.08 Mvar

0.24 MW0.09 Mvar

9.67 %

-0.24 MW-0.08 Mvar

9.67 %

2

-1.50 MW1.04 Mvar

7.66 %0.02 kA

1.50 MW-1.05 Mvar

7.66 %0.02 kA

-1.23 MW1.03 Mvar

6.87 %0.02 kA

1.24 MW-1.08 Mvar

6.87 %0.02 kA

0.00 MW0.01 Mvar

1.86 %

-0.00 MW0.00 Mvar

1.86 %

-3

16.02 MW2.57 Mvar63.56 %0.18 kA

-15.78 MW-2.30 Mvar

63.56 %0.18 kA

-12.28 MW-1.06 Mvar

49.55 %0.14 kA

12.32 MW1.10 Mvar49.55 %0.14 kA

-4.66 MW-0.05 Mvar

19.51 %0.05 kA

4.67 MW0.04 Mvar19.51 %0.05 kA

2.92 MW1.09 Mvar13.07 %0.04 kA

-2.92 MW-1.10 Mvar

13.07 %0.04 kA

2.49 MW0.82 Mvar

-1.50 MW1.04 Mvar

7.66 %0.02 kA

1.50 MW-1.05 Mvar

7.66 %0.02 kA

-10.79 MW1.49 Mvar66.57 %

11.00 MW-0.87 Mvar

66.57 %

1

-0.41 MW-0.13 Mvar

13.90 %

0.41 MW0.15 Mvar13.90 %

1

7.80 MW2.57 Mvar

0.00 MW0.00 Mvar

0

-1.52 MW0.99 Mvar

7.70 %0.02 kA

1.52 MW-1.04 Mvar

7.70 %0.02 kA

0.55 MW0.18 Mvar

4.52 MW1.73 Mvar26.62 %0.06 kA

-10.79 MW1.49 Mvar66.57 %

11.00 MW-0.87 Mvar66.57 %

1

0.00 MW0.00 Mvar

0

5.76 MW1.89 Mvar

-30.80 MW-10.56 ..76.63 %0.14 kA

31.66 MW7.49 Mvar76.63 %0.14 kA

-0.04 MW0.84 Mvar

3.97 %0.01 kA

0.04 MW-0.85 Mvar

3.97 %0.01 kA

1.96 MW0.64 Mvar

-1.92 MW-1.48 Mvar

11.37 %0.03 kA

1.93 MW1.46 Mvar11.37 %0.03 kA

-10.79 MW1.49 Mvar66.57 %

11.00 MW-0.87 Mvar66.57 %

1

-0.00 MW-9.47 Mvar

1

-1.77 MW-1.65 Mvar

9.72 %0.03 kA

-8.16 MW-1.40 Mvar

83.54 %

8.18 MW2.05 Mvar83.54 %

2

-1.77 MW-1.65 Mvar

9.71 %0.03 kA

-1.93 MW-1.46 Mvar

11.32 %0.03 kA

1.94 MW1.41 Mvar11.32 %0.03 kA

-7.23 MW-0.63 Mvar

40.74 %

7.26 MW1.05 Mvar40.74 %

0

-7.35 MW-0.79 Mvar

18.28 %0.09 kA

7.39 MW0.82 Mvar18.28 %0.09 kA

0.83 MW0.27 Mvar

-7.84 MW-3.16 Mvar19.05 %0.07 kA

7.99 MW2.54 Mvar19.05 %0.07 kA

0.61 MW0.20 Mvar

-8.60 MW-2.76 Mvar19.66 %0.07 kA

8.71 MW2.38 Mvar19.66 %0.07 kA

23.22 MW-7.20 Mvar

48.78 %0.28 kA

-23.20 MW7.25 Mvar48.78 %0.28 kA

G~Yaup G4

20.00 MW1.05 Mvar83.45 %

-7.05 MW4.46 Mvar76.31 %

7.11 MW-3.76 Mvar

76.31 %

2

3.76 MW-0.39 Mvar

15.32 %0.04 kA

19.35 MW-3.51 Mvar

38.85 %0.22 kA

-18.95 MW4.60 Mvar38.85 %0.22 kA

G~Yaup G3

20.00 MW-0.01 Mvar

83.33 %

G~Yaup G2

20.00 MW-0.01 Mvar83.33 %

-23.22 MW7.20 Mvar81.07 %0.28 kA

23.28 MW-7.11 Mvar

81.07 %0.28 kA

0.55 MW0.18 Mvar

0.66 MW0.22 Mvar

0.67 MW0.02 Mvar

2.90 %0.01 kA

-0.67 MW-0.23 Mvar

2.90 %0.01 kA

0.56 MW0.21 Mvar36.62 %

-0.55 MW-0.18 Mvar

36.62 %

-4

-8.31 MW-2.99 Mvar

34.80 %0.10 kA

0.00 MW-9.73 Mvar

1

4.85 MW1.59 Mvar

13.33 MW-4.70 Mvar

28.08 %0.16 kA

0.00 MW0.00 Mvar

0

-0.97 MW1.12 Mvar

6.36 %0.02 kA

0.97 MW-1.17 Mvar

6.36 %0.02 kA

14.55 MW4.78 Mvar

1.84 MW0.60 Mvar

0.92 MW0.30 Mvar

1.87 MW0.68 Mvar12.70 %

-1.84 MW-0.60 Mvar

12.70 %

1

8.17 MW2.69 Mvar

4.91 MW1.61 Mvar

-4.91 MW-1.61 Mvar

20.93 %0.06 kA

-0.38 MW-4.66 Mvar

18.99 %0.06 kA

-2.79 MW-0.99 Mvar

11.82 %0.03 kA

0.67 MW0.22 Mvar

0.90 MW0.30 Mvar

4.76 MW1.56 Mvar

12.31 MW13.36 Mvar

40.31 %0.21 kA

-12.28 MW-13.30 ..40.31 %0.21 kA

21.62 MW8.46 Mvar48.47 %

-14.28 MW-4.68 Mvar

48.47 %

-7.28 MW-2.39 Mvar48.47 %

8.25 MW7.30 Mvar36.59 %0.13 kA

-4.76 MW-1.56 Mvar

48.73 %

4.78 MW1.80 Mvar48.73 %

2

-0.90 MW-0.30 Mvar

61.74 %

0.91 MW0.34 Mvar61.74 %

2

-0.67 MW-0.22 Mvar22.79 %

0.68 MW0.25 Mvar22.79 %

0

-2.34 MW3.62 Mvar17.53 %0.05 kA

0.43 MW0.14 Mvar

-2.65 MW0.38 Mvar11.28 %0.03 kA

-7.80 MW1.97 Mvar27.66 %0.10 kA

8.01 MW-1.87 Mvar

27.66 %0.10 kA

2.89 MW-3.90 Mvar

16.34 %0.06 kA

-0.44 MW-0.15 Mvar

1.55 %0.01 kA

-3.23 MW0.19 Mvar13.67 %0.04 kA

3.32 MW-0.56 Mvar

13.67 %0.04 kA

-2.71 MW-8.45 Mvar

8.16 %0.04 kA

2.72

MW

7.34

Mva

r8.

16 %

0.03

kA

0.00 MW-19.57 ..

2

-8.32 MW-1.12 Mvar

22.03 %0.10 kA 8.38 MW

1.17 Mvar22.03 %0.10 kA

-18.07 MW-13.68 ..45.47 %0.26 kA

18.14 MW13.89 Mvar

45.47 %0.26 kA

-16.64 MW-12.60 ..41.89 %0.24 kA

16.71 MW12.79 Mvar

41.89 %0.24 kA

18.12 MW-4.88 Mvar

37.31 %0.21 kA

-18.08 MW4.98 Mvar37.31 %0.21 kA

-8.37 MW0.09 Mvar28.14 %0.10 kA

8.51 MW-0.03 Mvar28.14 %0.10 kA

-8.71 MW-2.38 Mvar72.23 %

8.72 MW2.65 Mvar72.23 %

0

1.36 MW4.22 Mvar13.59 %

-1.30 MW-4.09 Mvar13.59 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

13.59 %

-1

1.36 MW4.22 Mvar13.59 %

-1.30 MW-4.09 Mvar

13.59 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

13.59 %

-1

2.11 MW0.69 Mvar

33.37 MW16.55 Mvar

33.97 %0.16 kA

-32.

70 M

W-1

7.63

..33

.97

%0.

17 k

A

21.62 MW8.46 Mvar48.47 %

-14.28 MW-4.68 Mvar

48.47 %

-7.28 MW-2.39 Mvar

48.47 %

6.92 MW-4.26 Mvar26.47 %

-6.86 MW4.52 Mvar26.47 %

-0.00 MW-0.00 Mvar26.47 %-1

G~Yaup G5

20.00 MW1.05 Mvar83.45 %

27.24 MW-0.61 Mvar52.12 %

-27.13 MW2.19 Mvar52.12 %

0

60.00 MW-0.04 Mvar

76.52 %

-59.76 MW5.01 Mvar76.52 %

0

86.90 MW-7.20 Mvar

49.52 %0.36 kA

-86.34 MW9.03 Mvar49.52 %0.36 kA

G~Malpa G4

11.00 MW-0.87 Mvar64.91 %

53.45 MW16.54 Mvar

54.82 %

-53.33 MW-12.16 ..54.82 %

-0.00 MW0.00 Mvar54.82 %

-1

G~Malpa G2

11.00 MW-0.87 Mvar

64.91 %

-44.23 MW8.32 Mvar25.79 %0.12 kA

44.41 MW-19.31 ..25.79 %0.13 kA

38.50 MW-16.95 ..22.41 %0.11 kA

-38.43 MW10.62 Mvar

22.41 %0.10 kA

G~Oroy G2

2.60 MW-1.18 Mvar

76.11 %

PICHA1312.78 kV0.97 p.u.

123.92 deg

SATIP3331.69 kV0.96 p.u.

-26.86 degSATIP2321.96 kV

0.96 p.u.122.49 deg

PICHA2322.15 kV0.97 p.u.

-25.74 degPBERMU3333.31 kV

1.01 p.u.-26.30 deg

VILLAR2323.39 kV1.02 p.u.

-26.09 deg

SATIP6057.95 kV0.97 p.u.

123.57 deg

PICHA6058.43 kV0.97 p.u.

124.39 deg

PBERMU6058.21 kV0.97 p.u.

125.13 deg


126.28 deg

HUALL_N6059.81 kV1.00 p.u.-6.07 deg

HUALL_N3332.81 kV0.99 p.u.-6.64 deg

La Union2323.06 kV1.01 p.u.-6.44 deg

La Union6059.75 kV1.00 p.u.-6.17 deg

HUALL_N220

224.38 kV1.02 p.u.-2.75 deg

VIZC220224.40 kV1.02 p.u.-2.74 deg

CHAN44_6056.90 kV0.95 p.u.

-161.37 deg

COND44_6061.47 kV1.02 p.u.

-157.53 deg

SVCVIZ

16.30 kV1.02 p.u.27.23 deg

Simsa_6057.60 kV0.96 p.u.

-160.84 deg

TARMA44_6059.99 kV1.00 p.u.

-158.71 deg

CAR

IPA1

3812

9.13

kV

0.94

p.u

.-3

.60

deg

CHURRU5049.30 kV0.99 p.u.-5.24 deg


MAL

P2

6.73 kV0.98 p.u.

-26.22 deg

MAL

P4

6.73 kV0.98 p.u.

-26.22 deg

MAL

P1

6.73 kV0.98 p.u.

-26.22 deg

YAUP138B133.83 kV0.97 p.u.

129.94 deg

YUNC

3

13.80 kV1.00 p.u.

-18.36 deg

MILPO5050.60 kV1.01 p.u.-5.01 deg

HCHOR5051.22 kV1.02 p.u.-2.74 deg

CASAF5050.11 kV1.00 p.u.-3.68 deg

PLOXI50

50.10 kV1.00 p.u.-3.71 deg

COTRE50

50.04 kV1.00 p.u.-3.99 deg

COND138128.17 kV0.93 p.u.-4.19 deg

YAU2322.70 kV0.99 p.u.

132.93 deg

OXA6060.36 kV1.01 p.u.

128.06 deg

TARMA1010.25 kV1.03 p.u.48.83 deg

TARMA2323.57 kV1.03 p.u.

-159.93 deg

CHICR040.49 kV1.03 p.u.25.26 deg

MARCO44.28 kV1.03 p.u.-4.74 deg

TOCA1010.12 kV1.01 p.u.

-167.11 degTOCA23

23.19 kV1.01 p.u.

-16.72 deg

ANDA5047.64 kV0.95 p.u.-6.45 deg

YUN2322.77 kV0.99 p.u.

-137.52 deg

HUANU1010.57 kV1.01 p.u.-7.70 deg

CHAN2323.02 kV1.01 p.u.

-163.19 degCHAN35

35.17 kV1.00 p.u.48.18 deg

ANDA2322.96 kV1.00 p.u.

-156.45 deg

UCHU44.07 kV0.98 p.u.

-154.79 deg

UCHU3333.77 kV1.02 p.u.-4.80 deg


-153.46 degCARHUA23

23.20 kV1.01 p.u.-3.71 deg

AUCA2322.91 kV1.00 p.u.

-158.30 degAUCA6060.13 kV

1.00 p.u.-7.96 deg

OXA23 23.01 kV1.00 p.u.

-22.14 deg

ATAC044.32 kV1.04 p.u.-4.74 deg


-35.63 deg

CASF22.50 kV1.04 p.u.-3.68 deg

ATAC5050.38 kV1.01 p.u.-4.74 deg

CHAPR5050.27 kV1.01 p.u.-4.93 deg

CMAYO220

223.03 kV1.01 p.u.1.87 deg

CARHUA138

134.63 kV0.98 p.u.-1.23 deg

PARAG138

130.67 kV0.95 p.u.-1.87 deg

MILPO1313.29 kV1.01 p.u.

-155.78 deg

PARAG1212.57 kV1.05 p.u.

-35.36 deg


AUCA138137.64 kV1.00 p.u.-7.99 deg

HUANU138134.73 kV0.98 p.u.-5.04 deg

TMARI1010.25 kV1.02 p.u.

-159.40 deg

MAL

P3

6.73 kV0.98 p.u.

-26.22 deg

PARAG220223.93 kV1.02 p.u.0.92 deg

TMAR220220.00 kV1.00 p.u.0.00 deg


-158.64 deg


-156.00 deg


-158.77 degPASCO23

22.52 kV0.98 p.u.-8.23 deg

PASCO5050.33 kV1.01 p.u.-5.11 deg

SJOSE2323.74 kV1.04 p.u.-3.91 deg

SJOSE5049.93 kV1.00 p.u.-3.78 deg

JUNIN1313.10 kV0.99 p.u.27.91 deg

CAS2.42.44 kV1.01 p.u.23.38 deg

UCHU138129.25 kV0.94 p.u.-2.88 deg

SCRIS4 4.33 kV1.04 p.u.21.84 deg

SCRIS2 2.37 kV0.99 p.u.22.15 deg

SCRIS5048.12 kV0.96 p.u.-6.28 deg

CMOR5049.31 kV0.99 p.u.-5.39 deg

ANDAY44.01 kV0.96 p.u.20.77 deg

CMOR2.42.33 kV0.97 p.u.-7.56 deg

ANDAY50

47.53 kV0.95 p.u.-6.49 deg


-38.48 deg

SANTO50

48.13 kV0.96 p.u.-6.24 deg

MCARH5048.22 kV0.96 p.u.-6.18 deg

CCARH5048.50 kV0.97 p.u.-6.01 deg

MAHRT22.40 kV1.00 p.u.22.57 deg

MAHR5049.39 kV0.99 p.u.-5.52 deg

MARCO5050.38 kV1.01 p.u.-4.74 deg

MARCA50

50.45 kV1.01 p.u.-3.78 deg

TMAR1010.14 kV1.01 p.u.

-36.27 deg

OXA138132.92 kV0.96 p.u.

129.40 deg

TMAR138140.29 kV1.02 p.u.-5.87 deg

HCHOR109.90 kV0.99 p.u.

-148.72 deg

CNOR4.164.29 kV1.03 p.u.-5.38 deg

CNOR5049.29 kV0.99 p.u.-5.09 deg

BELLA2.42.36 kV0.99 p.u.-4.43 deg

SMAT5050.68 kV1.01 p.u.-3.38 deg

BELLAV5049.77 kV1.00 p.u.-4.43 deg

ANTUQ5049.34 kV0.99 p.u.-4.98 deg

CFRA5049.29 kV0.99 p.u.-5.06 deg

CAS4.164.28 kV1.03 p.u.-5.45 deg

CAS50

49.23 kV0.98 p.u.-5.11 deg

TICLIO5049.28 kV0.99 p.u.-5.25 deg

MORO2.42.43 kV1.01 p.u.-5.42 deg

DUVAZ50

49.32 kV0.99 p.u.-5.40 deg

MORO5049.31 kV0.99 p.u.-5.38 deg

YAULI50

49.41 kV0.99 p.u.-5.37 deg

PACHA2.32.30 kV1.00 p.u.27.44 deg

CHUMP1313.03 kV1.04 p.u.17.14 deg

CHUMP6968.62 kV0.99 p.u.-9.37 deg

PACHYO6971.12 kV1.03 p.u.-6.88 deg

OROY2.32.30 kV1.00 p.u.

-28.76 deg

OROY5050.13 kV1.00 p.u.-2.98 deg

GOYLLA5050.16 kV1.00 p.u.-5.29 deg


-35.95 deg

HUICRA5050.29 kV1.01 p.u.-5.15 deg

SJUA1111.16 kV1.01 p.u.

-35.50 deg


SJUA5049.71 kV0.99 p.u.-4.83 deg

PARAG5050.53 kV1.01 p.u.-4.55 deg

CPIED1212.94 kV1.04 p.u.

-36.56 degEXC2.4

2.46 kV1.02 p.u.-6.58 deg

EXPD2.42.42 kV1.01 p.u.

-35.24 deg

EXCEL5050.35 kV1.01 p.u.-4.63 deg

JUNIN5049.99 kV1.00 p.u.-1.27 deg


MALPA5050.81 kV1.02 p.u.0.47 deg

TOCA138130.48 kV0.95 p.u.

-13.04 deg

CURIP5049.99 kV1.00 p.u.-4.58 deg


MAYUP50.49 kV1.01 p.u.-3.38 deg

PACHA5049.66 kV0.99 p.u.-5.30 deg

ONU69

72.55 kV1.05 p.u.-5.32 deg

ONU138128.44 kV0.93 p.u.-3.61 deg

CARHUA5049.63 kV0.99 p.u.-2.25 deg

YAU13B13.80 kV1.00 p.u.

-14.74 deg

YAU13A

13.80 kV1.00 p.u.

-13.27 deg

YAUP138

138.13 kV1.00 p.u.12.12 deg

YUNCAN138137.66 kV1.00 p.u.10.29 deg

YUN

C2

13.80 kV1.00 p.u.

-18.36 deg

YUNC

1

13.80 kV1.00 p.u.

-18.36 deg

ONU5050.48 kV1.01 p.u.-3.75 deg

YUNCAN220

222.30 kV1.01 p.u.5.32 deg

ONU220224.54 kV1.02 p.u.-0.08 deg

DIg

SILE

NT




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

OSINERGMIN









50 M

VA (2

011)


9MVA

(201

0)

120m

m2

AAAC

- 23

.08K

m (2

010)

20/2

0/3

MVA

(201

0)





240mm2 AAAC - 55Km (2010)

120m

m2

AAAC

- 69

Km (2

010)

240m

m2

AAAC

- 59

.2Km

(201

0)24

0mm

2 AA

AC -

23.8

Km (2

010)




ALA

MB

Derv_Junin

Der

v_An

day

VALEGR

BVISTA

Derv_Milpo

AREA 05Año 03

24.26 MW16.40 Mvar

58.56 %

-24.12 MW-13.81 ..58.56 %

-0.00 MW0.00 Mvar58.56 %

-5

2.58 MW0.87 Mvar46.85 %

-2.55 MW-0.84 Mvar

46.85 %

-0.00 MW-0.00 Mvar46.85 %

-2

2.33 MW0.83 Mvar42.82 %

-2.31 MW-0.76 Mvar

42.82 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

42.82 %

-2

8.51 MW2.26 Mvar43.80 %

-8.49 MW-1.95 Mvar

43.80 %

-0.00 MW0.00 Mvar43.80 %

-1

2.31 MW0.76 Mvar

2.55 MW0.84 Mvar

3.26 MW1.07 Mvar

4.41 MW1.45 Mvar

3.28 MW1.22 Mvar57.76 %

-3.26 MW-1.07 Mvar

57.76 %

0

4.45 MW1.70 Mvar76.33 %

-4.41 MW-1.45 Mvar

76.33 %

0

2.34 MW0.17 Mvar

4.41 %0.02 kA

-2.33 MW-0.83 Mvar

4.41 %0.02 kA

4.99 MW0.45 Mvar

8.91 %0.05 kA

-4.92 MW-1.04 Mvar

8.91 %0.05 kA

3.35 MW0.49 Mvar10.32 %0.03 kA

-3.28 MW-1.22 Mvar

10.32 %0.04 kA

12.96 MW2.84 Mvar22.72 %0.13 kA

-12.79 MW-2.65 Mvar

22.72 %0.13 kA

0.57 MW0.19 Mvar

0.57 MW0.19 Mvar

6.71 %

-0.57 MW-0.19 Mvar

6.71 %

-1

0.57 MW-0.10 Mvar

1.71 %0.01 kA

-0.57 MW-0.19 Mvar

1.71 %0.01 kA

55.74 MW37.61 Mvar

66.38 %

-55.23 MW-33.02 ..66.38 %

0

6.58 MW2.46 Mvar75.57 %

-0.00 MW0.00 Mvar75.57 %

-6.55 MW-2.15 Mvar

75.57 %

-5

14.14 MW6.07 Mvar80.31 %

-8.06 MW-3.54 Mvar80.31 %

-6.08 MW-1.51 Mvar

80.31 %

0

14.14 MW5.84 Mvar

3.96 %0.04 kA

-14.14 MW-6.07 Mvar

3.96 %0.04 kA

37.72 MW-16.54 ..21.95 %0.11 kA

-37.65 MW10.19 Mvar

21.95 %0.10 kA

25.23 MW-27.23 ..16.24 %0.10 kA

-25.06 MW0.23 Mvar16.24 %0.06 kA

-0.00 MW21.18 Mvar

23.09 %

0.09 MW-20.52 ..23.09 %

1

SVS

SVC Vizcarra

0.00 MW-21.18 ..

37.72 MW-16.54 ..21.95 %0.11 kA

-37.65 MW10.19 Mvar

21.95 %0.10 kA

14.06 MW3.61 Mvar40.28 %0.14 kA

-13.79 MW-3.40 Mvar

40.28 %0.14 kA

25.00 MW8.22 Mvar

6.23 MW2.34 Mvar80.03 %

-2.31 MW-0.76 Mvar80.03 %

-3.89 MW-1.28 Mvar

80.03 %

-3

7.57 MW1.06 Mvar21.93 %0.07 kA

-7.33 MW-1.27 Mvar21.93 %0.07 kA

6.64 MW2.40 Mvar20.98 %0.07 kA

-6.58 MW-2.46 Mvar

20.98 %0.07 kA

7.89 MW3.19 Mvar92.54 %

-7.86 MW-2.58 Mvar

92.54 %

-2

3.72 MW1.22 Mvar

2.75 MW0.91 Mvar

0

0.67 MW0.25 Mvar69.11 %

-0.67 MW-0.22 Mvar

69.11 %

-1

4.69 MW1.54 Mvar

-84.34 MW16.86 Mvar

70.97 %

84.51 MW-8.72 Mvar

70.97 %

-0.00 MW0.00 Mvar70.97 %

0

0.73 MW0.26 Mvar25.62 %

-0.72 MW-0.24 Mvar

25.62 %

2

7.30 MW2.40 Mvar

7.34 MW2.96 Mvar63.15 %

-7.30 MW-2.40 Mvar

63.15 %

-0.00 MW0.00 Mvar63.15 %

0

0.48 MW0.17 Mvar

9.95 %

-0.47 MW-0.15 Mvar

9.95 %

2

2.08 MW0.68 Mvar

0.07 MW0.05 Mvar

1.45 %

-0.06 MW-0.02 Mvar

1.45 %

0

2.09 MW0.79 Mvar60.55 %

-2.08 MW-0.68 Mvar

60.55 %

0

Alam

bron

11.0

4 M

W3.

63 M

var

3.13 MW1.03 Mvar

13.73 MW4.51 Mvar

1.10 MW0.39 Mvar31.19 %

-1.09 MW-0.36 Mvar

31.19 %

0

0.00

MW

0.01

Mva

r0.

35 %

-0.0

0 M

W0.

00 M

var

0.35

%

-2

73.08 MW-2.48 Mvar

1.00

G~

4.00 MW2.67 Mvar38.49 %

23.60 MW8.35 Mvar50.06 %

-23.47 MW-6.29 Mvar

50.06 %

-0.00 MW0.00 Mvar50.06 %

-3

33.89 MW7.26 Mvar77.83 %0.14 kA

-33.51 MW-8.56 Mvar77.83 %0.15 kA

3.39 MW1.11 Mvar

16.39 MW3.22 Mvar17.76 %0.07 kA

-16.27 MW-5.72 Mvar17.76 %0.08 kA

-4.47 MW-1.74 Mvar

26.65 %0.06 kA

19.27 MW5.52 Mvar62.00 %

-19.19 MW-4.32 Mvar

62.00 %

-9

-0.77 MW0.51 Mvar

5.10 %0.01 kA

0.77 MW-0.52 Mvar

5.10 %0.01 kA

0.75 MW0.25 Mvar

-14.15 MW-2.25 Mvar

60.83 %

-0.44 MW-0.14 Mvar

60.83 %

14.62 MW4.19 Mvar60.83 %

4

0.65 MW0.18 Mvar20.41 %

-0.64 MW-0.16 Mvar

20.41 %

-1

3.73 MW0.49 Mvar20.62 %0.05 kA

-3.73 MW-0.50 Mvar

20.62 %0.05 kA

4.85 MW0.84 Mvar26.79 %0.06 kA

-4.82 MW-0.85 Mvar

26.79 %0.06 kA

7.04 MW1.55 Mvar38.61 %0.08 kA

-6.93 MW-1.53 Mvar

38.61 %0.08 kA

9.56 MW2.50 Mvar46.00 %0.11 kA

-9.51 MW-2.47 Mvar

46.00 %0.12 kA

-7.73 MW-3.69 Mvar

35.33 %0.10 kA

7.91 MW3.80 Mvar35.33 %0.10 kA

0.00 MW0.00 Mvar

0.03 %0.00 kA

-0.00 MW-0.01 Mvar

0.03 %0.00 kA

1.41 MW0.37 Mvar

2.99 %0.02 kA

-1.41 MW-0.50 Mvar

2.99 %0.02 kA

-1.41 MW-0.37 Mvar

4.84 %0.02 kA

1.41 MW0.21 Mvar

4.84 %0.02 kA

-4.96 MW7.72 Mvar18.28 %0.11 kA

-16.18 MW-2.73 Mvar

53.44 %0.19 kA

16.32 MW2.90 Mvar53.44 %0.19 kA

31.1

5 M

W10

.12

Mva

r30

.20

%0.

15 k

A

-31.03 MW-10.43 ..30.20 %0.15 kA

17.30 MW5.92 Mvar71.99 %

-17.20 MW-4.64 Mvar

71.99 %

-3

8.00 MW3.00 Mvar47.69 %

-7.96 MW-2.62 Mvar47.69 %

-0.00 MW0.00 Mvar47.69 %

2

2.00 MW0.75 Mvar24.70 %

-1.10 MW-0.36 Mvar

24.70 %

-0.89 MW-0.29 Mvar

24.70 %

-3

1.26 MW0.47 Mvar16.47 %

-0.00 MW0.00 Mvar16.47 %

-1.24 MW-0.41 Mvar16.47 %

4

5.55 MW1.46 Mvar34.80 %

-4.48 MW-0.89 Mvar

34.80 %

-1.05 MW-0.34 Mvar

34.80 %

-1

0.00 MW-0.00 Mvar

0.00 %

-0.00 MW0.00 Mvar

0.00 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.00 %

2

6.34 MW2.61 Mvar100.19 %

-6.30 MW-2.07 Mvar100.19 %

-0.00 MW0.00 Mvar100.19 %

-6

0.00 MW0.01 Mvar

0.33 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.33 %

2

0.00 MW0.01 Mvar

0.33 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.33 %

2

0.76 MW0.32 Mvar21.83 %

-0.75 MW-0.29 Mvar

21.83 %

-1

0.02 MW0.02 Mvar

0.35 %

-0.00 MW0.00 Mvar

0.35 %

0

0.02 MW0.02 Mvar

0.35 %

-0.00 MW0.00 Mvar

0.35 %

0

0.02 MW0.02 Mvar

0.35 %

-0.00 MW0.00 Mvar

0.35 %

0

-13.36 MW-22.69 ..23.81 %0.12 kA

13.60 MW21.05 Mvar

23.81 %0.11 kA

44.42 MW17.27 Mvar

43.13 %0.21 kA

-44.38 MW-17.26 ..43.13 %0.21 kA

-60.59 MW17.63 Mvar

51.15 %

60.83 MW-13.89 ..51.15 %

-0.00 MW0.00 Mvar51.15 %

13.15 MW-15.43 ..47.68 %0.09 kA

-12.90 MW11.31 Mvar

47.68 %0.07 kA

-0.00 MW-1.99 Mvar

1

0.00 MW-2.06 Mvar

1

6.67 MW12.07 Mvar

41.27 %0.06 kA

-6.37 MW-16.82 ..41.27 %0.08 kA

G~Malpa G1

11.00 MW-0.77 Mvar64.86 %

G~Yunc G2

43.76 MW-1.56 Mvar90.85 %

G~Yunc G1

43.76 MW-1.56 Mvar

90.85 %

G~Malpa G3

11.00 MW-0.77 Mvar

64.86 %

-10.79 MW1.39 Mvar66.53 %

11.00 MW-0.77 Mvar

66.53 %

1

-43.71 MW6.46 Mvar90.85 %

43.76 MW-1.56 Mvar

90.85 %

0

Calera

0.59 MW0.19 Mvar

107.73 MW-18.11 ..27.69 %0.28 kA

-107.04..15.98 Mvar

27.69 %0.28 kA

G~Yunc G3

43.76 MW-1.56 Mvar

90.85 %

0.89 MW0.29 Mvar

-43.71 MW6.46 Mvar90.85 %

43.76 MW-1.56 Mvar

90.85 %

0

107.73 MW-18.11 ..27.69 %0.28 kA

-107.04..15.98 Mvar

27.69 %0.28 kA

-43.71 MW6.46 Mvar90.85 %

43.76 MW-1.56 Mvar90.85 %

0

57.91 MW19.03 Mvar

1.96 MW0.64 Mvar

1.63 MW0.53 Mvar

1.68 MW0.36 Mvar

6.82 %0.02 kA

-1.68 MW-0.38 Mvar

6.82 %0.02 kA

0.39 MW0.13 Mvar

1.02 MW0.33 Mvar

3.40 MW1.12 Mvar

6.55 MW2.15 Mvar

1.10 MW0.36 Mvar

1.09 MW0.36 Mvar

2.08 MW0.68 Mvar

15.78 MW2.39 Mvar63.66 %0.19 kA

-15.71 MW-2.32 Mvar

63.66 %0.19 kA

8.27 MW2.72 Mvar

0.06 MW0.02 Mvar

-2.88 MW-0.95 Mvar

10.03 %0.03 kA

-1.23 MW1.03 Mvar

6.88 %0.02 kA

1.24 MW-1.08 Mvar

6.88 %0.02 kA

-2.49 MW-0.82 Mvar

28.75 %

2.50 MW0.95 Mvar28.75 %

2

-4.66 MW-0.10 Mvar

19.52 %0.05 kA

4.67 MW0.10 Mvar19.52 %0.05 kA

2.88 MW0.95 Mvar

13.92 MW4.57 Mvar48.49 %0.17 kA

G~Chapr G3

G~Chapr G2

7.96 MW2.62 Mvar

1.09 MW0.36 Mvar

2.13 MW0.70 Mvar

1.81 MW0.59 Mvar

2.15 MW0.79 Mvar75.45 %

-2.13 MW-0.70 Mvar

75.45 %

1

1.82 MW0.66 Mvar51.40 %

-1.81 MW-0.59 Mvar

51.40 %

1

4.45 MW1.46 Mvar

2.09 MW0.79 Mvar

9.36 %0.03 kA

-2.09 MW-0.79 Mvar

9.36 %0.03 kA

4.47 MW1.74 Mvar48.59 %

-4.45 MW-1.46 Mvar

48.59 %

1

0.99 MW0.32 Mvar

1.00 MW0.37 Mvar67.53 %

-0.99 MW-0.32 Mvar

67.53 %

2

2.94 MW0.97 Mvar

-1.10 MW-0.39 Mvar

4.82 %0.01 kA

2.45 MW0.81 Mvar

2.47 MW0.92 Mvar42.96 %

-2.45 MW-0.81 Mvar

42.96 %

1

7.00 MW2.30 Mvar

G~Pacha G3

2.60 MW0.46 Mvar70.40 %

14.18 MW4.66 Mvar

5.01 MW1.65 Mvar

1.24 MW0.41 Mvar

G~Chapr G1

1.39 MW0.46 Mvar

G~Marcop G1

23.39 MW-6.65 Mvar

54.41 %0.28 kA

-23.29 MW6.91 Mvar54.41 %0.28 kA

23.24 MW-6.97 Mvar

80.87 %0.28 kA

-23.24 MW6.98 Mvar80.87 %0.28 kA

G~Pacha G2

2.60 MW0.46 Mvar70.40 %

16.74 MW-1.45 Mvar

41.80 %0.19 kA

-16.40 MW2.27 Mvar41.80 %0.19 kA

G~Oroy G3

2.60 MW-1.15 Mvar

75.79 % 3.88 MW1.28 Mvar

1.05 MW0.34 Mvar

0.44 MW0.14 Mvar

G~Oroy G1

2.60 MW-1.15 Mvar

75.79 %

G~Yaup G1

20.00 MW-0.01 Mvar83.33 %

-7.00 MW-0.24 Mvar

43.39 %

7.03 MW0.77 Mvar43.39 %

3

G~Hchor G2

9.56 MW2.56 Mvar97.02 %

G~Pacha G1

2.60 MW0.46 Mvar70.40 %

0.16 MW0.05 Mvar

G~Hchor G1

9.56 MW2.56 Mvar97.02 %

4.96 MW-7.72 Mvar

18.78 %

-4.85 MW8.08 Mvar18.78 %

1

-14.06 MW-3.71 Mvar

25.21 %0.06 kA

14.15 MW2.25 Mvar25.21 %0.06 kA

1

-8.16 MW-1.45 Mvar

83.67 %

8.18 MW2.10 Mvar83.67 %

2

0.41 MW0.13 Mvar

0.24 MW0.08 Mvar

0.24 MW0.09 Mvar

9.68 %

-0.24 MW-0.08 Mvar

9.68 %

2

-1.50 MW0.99 Mvar

7.54 %0.02 kA

1.50 MW-1.00 Mvar

7.54 %0.02 kA

-1.23 MW0.98 Mvar

6.73 %0.02 kA

1.23 MW-1.03 Mvar

6.73 %0.02 kA

0.00 MW0.01 Mvar

1.86 %

-0.00 MW0.00 Mvar

1.86 %

-3

16.02 MW2.68 Mvar63.66 %0.19 kA

-15.78 MW-2.40 Mvar

63.66 %0.19 kA

-12.28 MW-1.16 Mvar

49.62 %0.14 kA

12.32 MW1.20 Mvar49.62 %0.14 kA

-4.66 MW-0.10 Mvar

19.52 %0.05 kA

4.67 MW0.10 Mvar19.52 %0.05 kA

2.92 MW1.09 Mvar13.08 %0.04 kA

-2.92 MW-1.10 Mvar

13.08 %0.04 kA

2.49 MW0.82 Mvar

-1.50 MW0.99 Mvar

7.54 %0.02 kA

1.50 MW-1.00 Mvar

7.54 %0.02 kA

-10.79 MW1.39 Mvar66.53 %

11.00 MW-0.77 Mvar

66.53 %

1

-0.41 MW-0.13 Mvar

13.91 %

0.41 MW0.15 Mvar13.91 %

1

7.86 MW2.58 Mvar

0.00 MW0.00 Mvar

0

-1.51 MW0.94 Mvar

7.59 %0.02 kA

1.52 MW-0.99 Mvar

7.59 %0.02 kA

0.55 MW0.18 Mvar

4.53 MW1.73 Mvar26.64 %0.06 kA

-10.79 MW1.39 Mvar66.53 %

11.00 MW-0.77 Mvar66.53 %

1

0.00 MW0.00 Mvar

0

6.30 MW2.07 Mvar

-31.34 MW-10.83 ..78.93 %0.15 kA

32.25 MW8.08 Mvar78.93 %0.14 kA

0.02 MW0.83 Mvar

3.92 %0.01 kA

-0.02 MW-0.84 Mvar

3.92 %0.01 kA

1.96 MW0.64 Mvar

-1.98 MW-1.47 Mvar

11.57 %0.03 kA

1.99 MW1.45 Mvar11.57 %0.03 kA

-10.79 MW1.39 Mvar66.53 %

11.00 MW-0.77 Mvar66.53 %

1

-0.00 MW-9.45 Mvar

1

-1.83 MW-1.64 Mvar

9.89 %0.03 kA

-8.16 MW-1.45 Mvar

83.67 %

8.18 MW2.10 Mvar83.67 %

2

-1.83 MW-1.64 Mvar

9.89 %0.03 kA

-1.99 MW-1.45 Mvar

11.51 %0.03 kA

1.99 MW1.40 Mvar11.51 %0.03 kA

-7.18 MW-0.76 Mvar

40.57 %

7.21 MW1.18 Mvar40.57 %

0

-7.45 MW-0.73 Mvar

18.52 %0.09 kA

7.48 MW0.75 Mvar18.52 %0.09 kA

0.83 MW0.27 Mvar

-7.89 MW-3.19 Mvar19.23 %0.07 kA

8.05 MW2.58 Mvar19.23 %0.07 kA

0.67 MW0.22 Mvar

-8.72 MW-2.83 Mvar19.97 %0.07 kA

8.83 MW2.46 Mvar19.97 %0.07 kA

23.17 MW-7.07 Mvar

48.66 %0.28 kA

-23.16 MW7.12 Mvar48.66 %0.28 kA

G~Yaup G4

20.00 MW1.78 Mvar83.66 %

-6.99 MW4.38 Mvar75.47 %

7.05 MW-3.69 Mvar

75.47 %

2

3.77 MW-0.25 Mvar

15.32 %0.04 kA

19.35 MW-3.43 Mvar

38.85 %0.22 kA

-18.95 MW4.53 Mvar38.85 %0.22 kA

G~Yaup G3

20.00 MW-0.01 Mvar

83.33 %

G~Yaup G2

20.00 MW-0.01 Mvar83.33 %

-23.17 MW7.07 Mvar80.87 %0.28 kA

23.24 MW-6.98 Mvar

80.87 %0.28 kA

0.55 MW0.18 Mvar

0.72 MW0.24 Mvar

0.73 MW0.04 Mvar

3.18 %0.01 kA

-0.73 MW-0.26 Mvar

3.18 %0.01 kA

0.56 MW0.21 Mvar36.76 %

-0.55 MW-0.18 Mvar

36.76 %

-4

-9.02 MW-3.32 Mvar

38.04 %0.11 kA

0.00 MW-9.67 Mvar

1

4.85 MW1.59 Mvar

14.05 MW-4.30 Mvar

29.28 %0.17 kA

0.00 MW0.00 Mvar

0

-0.97 MW1.06 Mvar

6.19 %0.02 kA

0.97 MW-1.12 Mvar

6.19 %0.02 kA

14.55 MW4.78 Mvar

1.98 MW0.65 Mvar

0.92 MW0.30 Mvar

2.01 MW0.73 Mvar13.71 %

-1.98 MW-0.65 Mvar

13.71 %

1

8.20 MW2.70 Mvar

4.94 MW1.62 Mvar

-4.94 MW-1.62 Mvar

21.12 %0.06 kA

-0.42 MW-4.50 Mvar

18.42 %0.05 kA

-2.93 MW-1.03 Mvar

12.44 %0.04 kA

0.67 MW0.22 Mvar

0.90 MW0.30 Mvar

4.76 MW1.56 Mvar

12.59 MW13.11 Mvar

40.46 %0.21 kA

-12.56 MW-13.06 ..40.46 %0.21 kA

22.19 MW8.63 Mvar49.81 %

-14.84 MW-4.78 Mvar

49.81 %

-7.28 MW-2.39 Mvar49.81 %

8.46 MW7.20 Mvar37.02 %0.13 kA

-4.76 MW-1.56 Mvar

48.87 %

4.78 MW1.80 Mvar48.87 %

2

-0.90 MW-0.30 Mvar

61.92 %

0.91 MW0.34 Mvar61.92 %

2

-0.67 MW-0.22 Mvar22.85 %

0.68 MW0.25 Mvar22.85 %

0

-2.27 MW3.47 Mvar16.92 %0.05 kA

0.47 MW0.15 Mvar

-2.57 MW0.27 Mvar10.88 %0.03 kA

-7.78 MW1.80 Mvar27.54 %0.09 kA

7.99 MW-1.71 Mvar

27.54 %0.10 kA

2.85 MW-3.75 Mvar

15.87 %0.05 kA

-0.48 MW-0.17 Mvar

1.69 %0.01 kA

-3.20 MW0.06 Mvar13.48 %0.04 kA

3.29 MW-0.43 Mvar

13.48 %0.04 kA

-2.63 MW-8.04 Mvar

7.78 %0.04 kA

2.64

MW

6.93

Mva

r7.

78 %

0.03

kA

0.00 MW-19.54 ..

2

-8.50 MW-1.09 Mvar

22.52 %0.10 kA 8.57 MW

1.14 Mvar22.52 %0.10 kA

-18.09 MW-13.61 ..45.46 %0.26 kA

18.16 MW13.82 Mvar

45.46 %0.26 kA

-16.66 MW-12.54 ..41.89 %0.24 kA

16.73 MW12.73 Mvar

41.89 %0.24 kA

18.12 MW-4.80 Mvar

37.30 %0.21 kA

-18.08 MW4.90 Mvar37.30 %0.21 kA

-8.51 MW0.16 Mvar28.65 %0.10 kA

8.66 MW-0.10 Mvar28.65 %0.10 kA

-8.83 MW-2.46 Mvar73.39 %

8.84 MW2.74 Mvar73.39 %

0

1.31 MW4.02 Mvar12.95 %

-1.26 MW-3.88 Mvar12.95 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

12.95 %

-1

1.31 MW4.02 Mvar12.95 %

-1.26 MW-3.88 Mvar

12.95 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

12.95 %

-1

2.31 MW0.76 Mvar

34.49 MW16.07 Mvar

34.66 %0.16 kA

-33.

79 M

W-1

7.04

..34

.66

%0.

17 k

A

22.19 MW8.63 Mvar49.81 %

-14.84 MW-4.78 Mvar

49.81 %

-7.28 MW-2.39 Mvar

49.81 %

7.14 MW-4.10 Mvar26.87 %

-7.08 MW4.37 Mvar26.87 %

-0.00 MW-0.00 Mvar26.87 %-1

G~Yaup G5

20.00 MW1.78 Mvar83.66 %

25.38 MW-0.63 Mvar48.57 %

-25.28 MW2.02 Mvar48.57 %

0

60.00 MW-0.03 Mvar

76.52 %

-59.76 MW4.99 Mvar76.52 %

0

85.04 MW-7.01 Mvar

48.46 %0.36 kA

-84.51 MW8.72 Mvar48.46 %0.36 kA

G~Malpa G4

11.00 MW-0.77 Mvar64.86 %

54.41 MW17.02 Mvar

55.87 %

-54.29 MW-12.50 ..55.87 %

-0.00 MW-0.00 Mvar55.87 %

-1

G~Malpa G2

11.00 MW-0.77 Mvar

64.86 %

-44.99 MW9.05 Mvar26.32 %0.12 kA

45.17 MW-19.97 ..26.32 %0.13 kA

37.72 MW-16.54 ..21.95 %0.11 kA

-37.65 MW10.19 Mvar

21.95 %0.10 kA

G~Oroy G2

2.60 MW-1.15 Mvar

75.79 %

PICHA1312.98 kV0.98 p.u.

122.05 deg

SATIP3332.16 kV0.97 p.u.


0.97 p.u.120.51 deg

PICHA2322.50 kV0.98 p.u.


0.99 p.u.-28.90 deg


-27.96 deg

SATIP6057.66 kV0.96 p.u.

121.65 deg

PICHA6058.20 kV0.97 p.u.

122.55 deg


123.10 deg


124.61 deg

HUALL_N6059.81 kV1.00 p.u.-6.06 deg

HUALL_N3332.81 kV0.99 p.u.-6.63 deg

La Union2323.05 kV1.01 p.u.-6.46 deg

La Union6059.74 kV1.00 p.u.-6.17 deg

HUALL_N220

224.38 kV1.02 p.u.-2.73 deg

VIZC220224.40 kV1.02 p.u.-2.72 deg

CHAN44_6056.83 kV0.95 p.u.

-162.31 deg

COND44_6061.42 kV1.02 p.u.

-157.89 deg

SVCVIZ

16.31 kV1.02 p.u.27.24 deg

Simsa_6057.60 kV0.96 p.u.

-161.74 deg

TARMA44_6059.89 kV1.00 p.u.

-159.23 deg

CAR

IPA1

3812

8.94

kV

0.93

p.u

.-3

.68

deg

CHURRU5049.25 kV0.99 p.u.-5.36 deg


MAL

P2

6.73 kV0.98 p.u.

-26.29 deg

MAL

P4

6.73 kV0.98 p.u.

-26.29 deg

MAL

P1

6.73 kV0.98 p.u.

-26.29 deg

YAUP138B133.83 kV0.97 p.u.

128.75 deg

YUNC

3

13.80 kV1.00 p.u.

-18.34 deg

MILPO5050.44 kV1.01 p.u.-4.95 deg

HCHOR5051.19 kV1.02 p.u.-2.88 deg

CASAF5050.07 kV1.00 p.u.-3.75 deg

PLOXI50

50.06 kV1.00 p.u.-3.78 deg

COTRE50

50.00 kV1.00 p.u.-4.06 deg

COND138127.97 kV0.93 p.u.-4.29 deg

YAU2322.59 kV0.98 p.u.

132.24 deg

OXA6060.51 kV1.01 p.u.

126.63 deg

TARMA1010.22 kV1.02 p.u.48.07 deg

TARMA2323.51 kV1.03 p.u.

-160.56 deg

CHICR040.49 kV1.03 p.u.25.32 deg

MARCO44.27 kV1.03 p.u.-4.68 deg

TOCA1010.08 kV1.01 p.u.

-165.64 degTOCA23

23.10 kV1.00 p.u.

-15.21 deg

ANDA5047.60 kV0.95 p.u.-6.56 deg

YUN2322.78 kV0.99 p.u.

-137.66 deg

HUANU1010.47 kV1.00 p.u.-6.94 deg

CHAN2322.96 kV1.00 p.u.

-164.31 degCHAN35

35.09 kV1.00 p.u.47.20 deg

ANDA2322.94 kV1.00 p.u.

-156.56 deg

UCHU44.06 kV0.98 p.u.

-154.65 deg

UCHU3333.69 kV1.02 p.u.-4.66 deg


-153.57 degCARHUA23

23.13 kV1.01 p.u.-3.84 deg

AUCA2322.71 kV0.99 p.u.

-156.28 degAUCA6059.61 kV

0.99 p.u.-5.90 deg

OXA23 23.07 kV1.00 p.u.

-23.59 deg

ATAC044.31 kV1.04 p.u.-4.68 deg


-35.66 deg

CASF22.50 kV1.04 p.u.-3.75 deg

ATAC5050.22 kV1.00 p.u.-4.68 deg

CHAPR5050.10 kV1.00 p.u.-4.88 deg

CMAYO220

222.86 kV1.01 p.u.1.91 deg

CARHUA138

134.42 kV0.97 p.u.-1.19 deg

PARAG138

130.36 kV0.94 p.u.-1.71 deg

MILPO1313.25 kV1.00 p.u.

-155.73 deg

PARAG1212.54 kV1.04 p.u.

-35.29 deg


AUCA138136.46 kV0.99 p.u.-5.93 deg

HUANU138133.85 kV0.97 p.u.-3.99 deg

TMARI1010.14 kV1.01 p.u.

-157.67 deg

MAL

P3

6.73 kV0.98 p.u.

-26.29 deg

PARAG220223.73 kV1.02 p.u.0.97 deg

TMAR220220.00 kV1.00 p.u.0.00 deg


-158.93 deg


-156.05 deg


-159.11 degPASCO23

22.38 kV0.98 p.u.-8.51 deg

PASCO5050.15 kV1.00 p.u.-5.07 deg

SJOSE2323.67 kV1.03 p.u.-3.90 deg

SJOSE5049.79 kV1.00 p.u.-3.75 deg

JUNIN1313.07 kV0.99 p.u.27.79 deg

CAS2.42.43 kV1.01 p.u.23.25 deg

UCHU138128.92 kV0.93 p.u.-2.73 deg

SCRIS4 4.32 kV1.04 p.u.21.72 deg

SCRIS2 2.37 kV0.99 p.u.22.03 deg

SCRIS5048.08 kV0.96 p.u.-6.39 deg

CMOR5049.26 kV0.99 p.u.-5.50 deg

ANDAY44.01 kV0.96 p.u.20.66 deg

CMOR2.42.32 kV0.97 p.u.-7.89 deg

ANDAY50

47.49 kV0.95 p.u.-6.60 deg


-38.59 deg

SANTO50

48.09 kV0.96 p.u.-6.35 deg

MCARH5048.17 kV0.96 p.u.-6.29 deg

CCARH5048.45 kV0.97 p.u.-6.12 deg

MAHRT22.40 kV1.00 p.u.22.46 deg

MAHR5049.35 kV0.99 p.u.-5.63 deg

MARCO5050.22 kV1.00 p.u.-4.68 deg

MARCA50

50.41 kV1.01 p.u.-3.85 deg

OXA138132.70 kV0.96 p.u.

128.16 deg

TMAR138139.28 kV1.01 p.u.-3.75 deg

HCHOR109.90 kV0.99 p.u.

-148.85 deg

CNOR4.164.29 kV1.03 p.u.-5.50 deg

CNOR5049.24 kV0.98 p.u.-5.22 deg

BELLA2.42.36 kV0.98 p.u.-4.56 deg

SMAT5050.66 kV1.01 p.u.-3.51 deg

BELLAV5049.74 kV0.99 p.u.-4.56 deg

ANTUQ5049.30 kV0.99 p.u.-5.11 deg

CFRA5049.25 kV0.98 p.u.-5.19 deg

CAS4.164.28 kV1.03 p.u.-5.57 deg

CAS50

49.18 kV0.98 p.u.-5.23 deg

TICLIO5049.24 kV0.98 p.u.-5.37 deg

MORO2.42.42 kV1.01 p.u.-5.54 deg

DUVAZ50

49.27 kV0.99 p.u.-5.51 deg

MORO5049.26 kV0.99 p.u.-5.50 deg

YAULI50

49.36 kV0.99 p.u.-5.49 deg

PACHA2.32.30 kV1.00 p.u.27.32 deg

CHUMP1313.00 kV1.04 p.u.16.95 deg

CHUMP6968.49 kV0.99 p.u.-9.51 deg

PACHYO6971.01 kV1.03 p.u.-7.00 deg

OROY2.32.30 kV1.00 p.u.

-28.87 deg

OROY5050.10 kV1.00 p.u.-3.05 deg

GOYLLA5049.96 kV1.00 p.u.-5.27 deg


-35.92 deg

HUICRA5050.11 kV1.00 p.u.-5.11 deg

SJUA1111.12 kV1.01 p.u.

-35.50 deg


SJUA5049.56 kV0.99 p.u.-4.78 deg

PARAG5050.39 kV1.01 p.u.-4.47 deg

CPIED1212.91 kV1.03 p.u.

-36.50 degEXC2.4

2.45 kV1.02 p.u.-6.52 deg

EXPD2.42.42 kV1.01 p.u.

-35.17 deg

EXCEL5050.21 kV1.00 p.u.-4.56 deg

JUNIN5049.91 kV1.00 p.u.-1.30 deg


MALPA5050.79 kV1.02 p.u.0.40 deg

TOCA138128.99 kV0.93 p.u.

-11.17 deg

CURIP5049.94 kV1.00 p.u.-4.67 deg


MAYUP50.45 kV1.01 p.u.-3.45 deg

PACHA5049.62 kV0.99 p.u.-5.40 deg

ONU69

72.48 kV1.05 p.u.-5.42 deg

ONU138128.29 kV0.93 p.u.-3.68 deg

CARHUA5049.53 kV0.99 p.u.-2.25 deg

YAU13B13.80 kV1.00 p.u.

-15.09 deg

YAU13A

13.80 kV1.00 p.u.

-13.41 deg

YAUP138

138.13 kV1.00 p.u.11.98 deg

YUNCAN138137.66 kV1.00 p.u.10.19 deg

YUN

C2

13.80 kV1.00 p.u.

-18.34 deg

YUNC

1

13.80 kV1.00 p.u.

-18.34 deg

ONU5050.44 kV1.01 p.u.-3.82 deg

YUNCAN220

222.20 kV1.01 p.u.5.33 deg

ONU220224.48 kV1.02 p.u.-0.09 deg

DIg

SILE

NT




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

OSINERGMIN









50 M

VA (2

011)


9MVA

(201

0)

120m

m2

AAAC

- 23

.08K

m (2

010)

20/2

0/3

MVA

(201

0)





240mm2 AAAC - 55Km (2010)

120m

m2

AAAC

- 69

Km (2

010)

240m

m2

AAAC

- 59

.2Km

(201

0)24

0mm

2 AA

AC -

23.8

Km (2

010)




ALA

MB

Derv_Junin

Der

v_An

day

VALEGR

BVISTA

Derv_Milpo

AREA 05Año 04

0.09 MW-20.85 ..23.46 %

-0.00 MW21.53 Mvar

23.46 %

1

24.67 MW12.83 Mvar

55.61 %

-24.53 MW-10.42 ..55.61 %

-0.00 MW0.00 Mvar55.61 %

-4

2.73 MW0.92 Mvar49.40 %

-2.69 MW-0.89 Mvar

49.40 %

-0.00 MW-0.00 Mvar49.40 %

-2

2.46 MW0.88 Mvar45.18 %

-2.44 MW-0.80 Mvar

45.18 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

45.18 %

-2

8.97 MW2.51 Mvar46.10 %

-8.95 MW-2.17 Mvar

46.10 %

-0.00 MW0.00 Mvar46.10 %

-1

2.44 MW0.80 Mvar

2.69 MW0.89 Mvar

3.42 MW1.12 Mvar

4.64 MW1.52 Mvar

3.45 MW1.29 Mvar60.63 %

-3.42 MW-1.12 Mvar

60.63 %

0

4.67 MW1.80 Mvar80.03 %

-4.64 MW-1.52 Mvar

80.03 %

0

2.47 MW0.22 Mvar

4.66 %0.02 kA

-2.46 MW-0.88 Mvar

4.66 %0.03 kA

5.27 MW0.57 Mvar

9.42 %0.05 kA

-5.20 MW-1.14 Mvar

9.42 %0.05 kA

3.53 MW0.57 Mvar10.84 %0.03 kA

-3.45 MW-1.29 Mvar

10.84 %0.04 kA

13.66 MW3.18 Mvar23.92 %0.13 kA

-13.47 MW-2.94 Mvar

23.92 %0.13 kA

0.61 MW0.20 Mvar

0.61 MW0.20 Mvar

7.18 %

-0.61 MW-0.20 Mvar

7.18 %

-1

0.61 MW-0.09 Mvar

1.83 %0.01 kA

-0.61 MW-0.20 Mvar

1.83 %0.01 kA

56.37 MW37.86 Mvar

67.06 %

-55.86 MW-33.17 ..67.06 %

0

6.94 MW2.61 Mvar79.92 %

-0.00 MW0.00 Mvar79.92 %

-6.92 MW-2.27 Mvar

79.92 %

-5

14.18 MW6.09 Mvar80.70 %

-8.10 MW-3.56 Mvar80.70 %

-6.08 MW-1.51 Mvar

80.70 %

0

14.18 MW5.86 Mvar

3.97 %0.04 kA

-14.18 MW-6.09 Mvar

3.97 %0.04 kA

37.76 MW-16.38 ..21.95 %0.11 kA

-37.69 MW10.04 Mvar

21.95 %0.10 kA

25.64 MW-27.25 ..16.37 %0.10 kA

-25.47 MW0.29 Mvar16.37 %0.07 kA

SVS

SVC Vizcarra

0.00 MW-21.53 ..

37.76 MW-16.38 ..21.95 %0.11 kA

-37.69 MW10.04 Mvar

21.95 %0.10 kA

14.83 MW3.42 Mvar42.23 %0.14 kA

-14.54 MW-3.17 Mvar

42.23 %0.14 kA

25.00 MW8.22 Mvar

6.57 MW2.49 Mvar84.70 %

-2.43 MW-0.80 Mvar84.70 %

-4.10 MW-1.35 Mvar

84.70 %

-3

7.97 MW0.68 Mvar22.85 %0.08 kA

-7.70 MW-0.86 Mvar22.85 %0.08 kA

7.01 MW2.56 Mvar22.18 %0.07 kA

-6.94 MW-2.61 Mvar

22.18 %0.08 kA

7.93 MW3.21 Mvar93.09 %

-7.90 MW-2.60 Mvar

93.09 %

-2

3.72 MW1.22 Mvar

2.75 MW0.91 Mvar

0

0.70 MW0.26 Mvar73.06 %

-0.70 MW-0.23 Mvar

73.06 %

-1

4.69 MW1.54 Mvar

-83.56 MW16.59 Mvar

70.31 %

83.73 MW-8.59 Mvar

70.31 %

-0.00 MW0.00 Mvar70.31 %

0

0.77 MW0.27 Mvar27.11 %

-0.76 MW-0.25 Mvar

27.11 %

2

7.70 MW2.53 Mvar

7.75 MW3.11 Mvar66.77 %

-7.70 MW-2.53 Mvar

66.77 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

66.77 %

-4

0.50 MW0.18 Mvar10.52 %

-0.49 MW-0.16 Mvar

10.52 %

2

2.19 MW0.72 Mvar

0.07 MW0.06 Mvar

1.50 %

-0.06 MW-0.02 Mvar

1.50 %

0

2.21 MW0.84 Mvar64.02 %

-2.19 MW-0.72 Mvar

64.02 %

0

Alam

bron

11.1

3 M

W3.

66 M

var

3.13 MW1.03 Mvar

13.73 MW4.51 Mvar

1.16 MW0.41 Mvar32.96 %

-1.15 MW-0.38 Mvar

32.96 %

0

0.00

MW

0.01

Mva

r0.

35 %

-0.0

0 M

W0.

00 M

var

0.35

%

-2

74.97 MW-1.60 Mvar

1.00

G~

4.00 MW3.24 Mvar41.20 %

24.67 MW12.83 Mvar

55.61 %

-24.53 MW-10.42 ..55.61 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

55.61 %

-4

34.36 MW7.67 Mvar79.17 %0.15 kA

-33.96 MW-8.91 Mvar79.17 %0.15 kA

3.39 MW1.11 Mvar

16.47 MW3.26 Mvar17.86 %0.07 kA

-16.35 MW-5.74 Mvar17.86 %0.08 kA

-4.47 MW-1.74 Mvar

26.66 %0.06 kA

20.35 MW6.02 Mvar65.81 %

-20.26 MW-4.68 Mvar

65.81 %

-9

-0.77 MW0.51 Mvar

5.10 %0.01 kA

0.77 MW-0.52 Mvar

5.10 %0.01 kA

0.79 MW0.26 Mvar

-14.92 MW-2.65 Mvar

64.60 %

-0.46 MW-0.15 Mvar

64.60 %

15.42 MW4.81 Mvar64.60 %

5

0.69 MW0.20 Mvar21.62 %

-0.68 MW-0.18 Mvar

21.62 %

-1

3.73 MW0.49 Mvar20.63 %0.05 kA

-3.73 MW-0.50 Mvar

20.63 %0.05 kA

4.85 MW0.84 Mvar26.80 %0.06 kA

-4.82 MW-0.85 Mvar

26.80 %0.06 kA

7.04 MW1.56 Mvar38.63 %0.08 kA

-6.93 MW-1.53 Mvar

38.63 %0.08 kA

9.56 MW2.50 Mvar46.02 %0.11 kA

-9.51 MW-2.47 Mvar

46.02 %0.12 kA

-7.73 MW-3.69 Mvar

35.35 %0.10 kA

7.91 MW3.80 Mvar35.35 %0.10 kA

0.00 MW0.00 Mvar

0.03 %0.00 kA

-0.00 MW-0.01 Mvar

0.03 %0.00 kA

1.49 MW0.40 Mvar

3.16 %0.02 kA

-1.48 MW-0.53 Mvar

3.16 %0.02 kA

-1.49 MW-0.40 Mvar

5.13 %0.02 kA

1.49 MW0.24 Mvar

5.13 %0.02 kA

-4.96 MW7.70 Mvar18.26 %0.10 kA

-16.18 MW-2.78 Mvar

53.48 %0.19 kA

16.32 MW2.95 Mvar53.48 %0.19 kA

31.9

4 M

W10

.05

Mva

r30

.88

%0.

15 k

A

-31.81 MW-10.34 ..30.88 %0.15 kA

18.07 MW5.83 Mvar74.83 %

-17.97 MW-4.45 Mvar

74.83 %

-3

8.00 MW3.00 Mvar47.74 %

-7.96 MW-2.62 Mvar47.74 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

47.74 %

2

2.11 MW0.80 Mvar26.13 %

-1.16 MW-0.38 Mvar

26.13 %

-0.94 MW-0.31 Mvar

26.13 %

-3

1.33 MW0.50 Mvar17.42 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

17.42 %

-1.31 MW-0.43 Mvar17.42 %

4

5.85 MW1.62 Mvar36.63 %

-4.72 MW-1.01 Mvar

36.63 %

-1.11 MW-0.36 Mvar

36.63 %

-1

0.00 MW-0.00 Mvar

0.00 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.00 %

-0.00 MW0.00 Mvar

0.00 %

2

6.69 MW2.79 Mvar106.38 %

-6.65 MW-2.19 Mvar106.38 %

-0.00 MW-0.00 Mvar106.38 %

-6

0.00 MW0.01 Mvar

0.33 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.33 %

2

0.00 MW0.01 Mvar

0.33 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.33 %

2

0.80 MW0.33 Mvar23.04 %

-0.79 MW-0.31 Mvar

23.04 %

-1

0.02 MW0.02 Mvar

0.35 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.35 %

0

0.02 MW0.02 Mvar

0.35 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.35 %

0

0.02 MW0.02 Mvar

0.35 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

0.35 %

0

-13.51 MW-22.85 ..24.03 %0.12 kA

13.75 MW21.23 Mvar

24.03 %0.11 kA

45.00 MW17.60 Mvar

43.76 %0.21 kA

-44.96 MW-17.58 ..43.76 %0.21 kA

-61.58 MW16.98 Mvar

51.82 %

61.82 MW-13.17 ..51.82 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

51.82 %

13.62 MW-14.98 ..47.67 %0.09 kA

-13.38 MW10.88 Mvar

47.67 %0.07 kA

-0.00 MW-1.97 Mvar

1

0.00 MW-2.05 Mvar

1

7.28 MW12.19 Mvar

42.03 %0.06 kA

-6.98 MW-16.89 ..42.03 %0.08 kA

G~Malpa G1

11.00 MW-0.74 Mvar64.85 %

G~Yunc G2

43.76 MW-1.48 Mvar90.84 %

G~Yunc G1

43.76 MW-1.48 Mvar

90.84 %

G~Malpa G3

11.00 MW-0.74 Mvar

64.85 %

-10.79 MW1.36 Mvar66.51 %

11.00 MW-0.74 Mvar

66.51 %

1

-43.71 MW6.38 Mvar90.84 %

43.76 MW-1.48 Mvar

90.84 %

0

Calera

0.63 MW0.21 Mvar

107.34 MW-17.86 ..27.59 %0.28 kA

-106.65..15.69 Mvar

27.59 %0.28 kA

G~Yunc G3

43.76 MW-1.48 Mvar

90.84 %

0.94 MW0.31 Mvar

-43.71 MW6.38 Mvar90.84 %

43.76 MW-1.48 Mvar

90.84 %

0

107.34 MW-17.86 ..27.59 %0.28 kA

-106.65..15.69 Mvar

27.59 %0.28 kA

-43.71 MW6.38 Mvar90.84 %

43.76 MW-1.48 Mvar90.84 %

0

57.91 MW19.03 Mvar

1.96 MW0.64 Mvar

1.63 MW0.53 Mvar

1.74 MW0.38 Mvar

7.09 %0.02 kA

-1.74 MW-0.41 Mvar

7.09 %0.02 kA

0.41 MW0.14 Mvar

1.07 MW0.35 Mvar

3.40 MW1.12 Mvar

6.92 MW2.27 Mvar

1.16 MW0.38 Mvar

1.09 MW0.36 Mvar

2.08 MW0.68 Mvar

15.77 MW2.45 Mvar63.71 %0.19 kA

-15.71 MW-2.37 Mvar

63.71 %0.19 kA

8.35 MW2.74 Mvar

0.06 MW0.02 Mvar

-3.04 MW-1.00 Mvar

10.60 %0.04 kA

-1.23 MW1.00 Mvar

6.81 %0.02 kA

1.24 MW-1.06 Mvar

6.81 %0.02 kA

-2.49 MW-0.82 Mvar

28.76 %

2.50 MW0.95 Mvar28.76 %

2

-4.66 MW-0.13 Mvar

19.53 %0.05 kA

4.67 MW0.12 Mvar19.53 %0.05 kA

3.04 MW1.00 Mvar

14.18 MW4.65 Mvar49.38 %0.17 kA

G~Chapr G3

G~Chapr G2

7.96 MW2.62 Mvar

1.15 MW0.38 Mvar

2.13 MW0.70 Mvar

1.81 MW0.59 Mvar

2.15 MW0.79 Mvar75.48 %

-2.13 MW-0.70 Mvar

75.48 %

1

1.82 MW0.66 Mvar51.43 %

-1.81 MW-0.59 Mvar

51.43 %

1

4.45 MW1.46 Mvar

2.21 MW0.84 Mvar

9.90 %0.03 kA

-2.21 MW-0.84 Mvar

9.90 %0.03 kA

4.47 MW1.74 Mvar48.62 %

-4.45 MW-1.46 Mvar

48.62 %

1

0.99 MW0.32 Mvar

1.00 MW0.37 Mvar67.56 %

-0.99 MW-0.32 Mvar

67.56 %

2

2.94 MW0.97 Mvar

-1.16 MW-0.41 Mvar

5.10 %0.01 kA

2.45 MW0.81 Mvar

2.47 MW0.92 Mvar42.98 %

-2.45 MW-0.81 Mvar

42.98 %

1

7.39 MW2.43 Mvar

G~Pacha G3

2.60 MW0.48 Mvar70.52 %

14.97 MW4.92 Mvar

5.29 MW1.74 Mvar

1.31 MW0.43 Mvar

G~Chapr G1

1.47 MW0.48 Mvar

G~Marcop G1

23.30 MW-6.57 Mvar

54.19 %0.28 kA

-23.21 MW6.83 Mvar54.19 %0.28 kA

23.16 MW-6.89 Mvar

80.55 %0.28 kA

-23.15 MW6.90 Mvar80.55 %0.28 kA

G~Pacha G2

2.60 MW0.48 Mvar70.52 %

16.69 MW-1.42 Mvar

41.68 %0.19 kA

-16.36 MW2.22 Mvar41.68 %0.19 kA

G~Oroy G3

2.60 MW-1.13 Mvar

75.65 % 4.10 MW1.35 Mvar

1.11 MW0.36 Mvar

0.46 MW0.15 Mvar

G~Oroy G1

2.60 MW-1.13 Mvar

75.65 %

G~Yaup G1

20.00 MW-0.01 Mvar83.33 %

-7.39 MW-0.38 Mvar

46.01 %

7.42 MW0.97 Mvar46.01 %

3

G~Hchor G2

9.56 MW2.58 Mvar97.09 %

G~Pacha G1

2.60 MW0.48 Mvar70.52 %

0.16 MW0.05 Mvar

G~Hchor G1

9.56 MW2.58 Mvar97.09 %

4.96 MW-7.70 Mvar

18.76 %

-4.85 MW8.05 Mvar18.76 %

1

-14.82 MW-4.12 Mvar

26.54 %0.07 kA

14.92 MW2.65 Mvar26.54 %0.07 kA

1

-8.16 MW-1.48 Mvar

83.74 %

8.18 MW2.13 Mvar83.74 %

2

0.41 MW0.13 Mvar

0.24 MW0.08 Mvar

0.24 MW0.09 Mvar

9.69 %

-0.24 MW-0.08 Mvar

9.69 %

2

-1.50 MW0.96 Mvar

7.48 %0.02 kA

1.50 MW-0.97 Mvar

7.48 %0.02 kA

-1.23 MW0.95 Mvar

6.66 %0.02 kA

1.23 MW-1.00 Mvar

6.66 %0.02 kA

0.00 MW0.01 Mvar

1.86 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

1.86 %

-3

16.02 MW2.73 Mvar63.71 %0.19 kA

-15.78 MW-2.46 Mvar

63.71 %0.19 kA

-12.27 MW-1.21 Mvar

49.66 %0.14 kA

12.32 MW1.25 Mvar49.66 %0.14 kA

-4.66 MW-0.13 Mvar

19.53 %0.05 kA

4.67 MW0.12 Mvar19.53 %0.05 kA

2.92 MW1.09 Mvar13.09 %0.04 kA

-2.92 MW-1.10 Mvar

13.09 %0.04 kA

2.49 MW0.82 Mvar

-1.50 MW0.96 Mvar

7.48 %0.02 kA

1.50 MW-0.97 Mvar

7.48 %0.02 kA

-10.79 MW1.36 Mvar66.51 %

11.00 MW-0.74 Mvar

66.51 %

1

-0.41 MW-0.13 Mvar

13.92 %

0.41 MW0.15 Mvar13.92 %

1

7.90 MW2.60 Mvar

0.00 MW0.00 Mvar

0

-1.51 MW0.91 Mvar

7.53 %0.02 kA

1.52 MW-0.96 Mvar

7.53 %0.02 kA

0.55 MW0.18 Mvar

4.53 MW1.73 Mvar26.66 %0.06 kA

-10.79 MW1.36 Mvar66.51 %

11.00 MW-0.74 Mvar66.51 %

1

0.00 MW0.00 Mvar

0

6.65 MW2.19 Mvar

-31.69 MW-11.01 ..80.15 %0.15 kA

32.63 MW8.41 Mvar80.15 %0.14 kA

0.06 MW0.82 Mvar

3.92 %0.01 kA

-0.06 MW-0.83 Mvar

3.92 %0.01 kA

1.96 MW0.64 Mvar

-2.02 MW-1.47 Mvar

11.71 %0.03 kA

2.02 MW1.45 Mvar11.71 %0.03 kA

-10.79 MW1.36 Mvar66.51 %

11.00 MW-0.74 Mvar66.51 %

1

-0.00 MW-9.45 Mvar

1

-1.87 MW-1.64 Mvar

10.02 %0.03 kA

-8.16 MW-1.48 Mvar

83.74 %

8.18 MW2.13 Mvar83.74 %

2

-1.87 MW-1.64 Mvar

10.02 %0.03 kA

-2.02 MW-1.45 Mvar

11.66 %0.03 kA

2.03 MW1.40 Mvar11.66 %0.03 kA

-7.15 MW-0.83 Mvar

40.45 %

7.17 MW1.24 Mvar40.45 %

0

-7.51 MW-0.70 Mvar

18.67 %0.09 kA

7.55 MW0.73 Mvar18.67 %0.09 kA

0.83 MW0.27 Mvar

-7.93 MW-3.21 Mvar19.35 %0.07 kA

8.09 MW2.61 Mvar19.35 %0.07 kA

0.70 MW0.23 Mvar

-8.80 MW-2.87 Mvar20.17 %0.08 kA

8.90 MW2.50 Mvar20.17 %0.07 kA

23.09 MW-6.99 Mvar

48.46 %0.28 kA

-23.07 MW7.04 Mvar48.46 %0.28 kA

G~Yaup G4

20.00 MW2.09 Mvar83.79 %

-6.95 MW4.34 Mvar75.00 %

7.01 MW-3.66 Mvar

75.00 %

2

3.84 MW-0.22 Mvar

15.62 %0.04 kA

19.27 MW-3.38 Mvar

38.69 %0.22 kA

-18.88 MW4.47 Mvar38.69 %0.22 kA

G~Yaup G3

20.00 MW-0.01 Mvar

83.33 %

G~Yaup G2

20.00 MW-0.01 Mvar83.33 %

-23.09 MW6.99 Mvar80.55 %0.28 kA

23.15 MW-6.90 Mvar

80.55 %0.28 kA

0.55 MW0.18 Mvar

0.76 MW0.25 Mvar

0.77 MW0.06 Mvar

3.36 %0.01 kA

-0.77 MW-0.27 Mvar

3.36 %0.01 kA

0.56 MW0.21 Mvar36.82 %

-0.55 MW-0.18 Mvar

36.82 %

-4

-9.50 MW-3.50 Mvar

40.11 %0.12 kA

0.00 MW-9.65 Mvar

1

4.85 MW1.59 Mvar

14.53 MW-4.08 Mvar

30.11 %0.17 kA

0.00 MW0.00 Mvar

0

-0.97 MW1.04 Mvar

6.11 %0.02 kA

0.97 MW-1.09 Mvar

6.11 %0.02 kA

14.55 MW4.78 Mvar

2.07 MW0.68 Mvar

0.92 MW0.30 Mvar

2.10 MW0.76 Mvar14.36 %

-2.07 MW-0.68 Mvar

14.36 %

1

8.22 MW2.70 Mvar

4.96 MW1.63 Mvar

-4.96 MW-1.63 Mvar

21.24 %0.06 kA

-0.36 MW-4.47 Mvar

18.32 %0.05 kA

-3.02 MW-1.07 Mvar

12.85 %0.04 kA

0.67 MW0.22 Mvar

0.90 MW0.30 Mvar

4.76 MW1.56 Mvar

12.61 MW13.11 Mvar

40.54 %0.21 kA

-12.58 MW-13.06 ..40.54 %0.21 kA

22.48 MW8.79 Mvar50.54 %

-15.13 MW-4.90 Mvar

50.54 %

-7.28 MW-2.39 Mvar50.54 %

8.52 MW7.22 Mvar37.24 %0.13 kA

-4.76 MW-1.56 Mvar

48.94 %

4.78 MW1.80 Mvar48.94 %

2

-0.90 MW-0.30 Mvar

62.00 %

0.91 MW0.34 Mvar62.00 %

2

-0.67 MW-0.22 Mvar22.88 %

0.68 MW0.25 Mvar22.88 %

0

-2.30 MW3.46 Mvar16.96 %0.05 kA

0.49 MW0.16 Mvar

-2.58 MW0.27 Mvar10.93 %0.03 kA

-7.86 MW1.77 Mvar27.80 %0.10 kA

8.07 MW-1.67 Mvar

27.80 %0.10 kA

2.92 MW-3.72 Mvar

15.94 %0.06 kA

-0.50 MW-0.18 Mvar

1.79 %0.01 kA

-3.24 MW0.05 Mvar13.66 %0.04 kA

3.34 MW-0.41 Mvar

13.66 %0.04 kA

-2.11 MW-7.95 Mvar

7.58 %0.04 kA

2.13

MW

6.84

Mva

r7.

58 %

0.03

kA

0.00 MW-19.53 ..

2

-8.62 MW-1.08 Mvar

22.83 %0.10 kA 8.69 MW

1.14 Mvar22.83 %0.10 kA

-18.13 MW-13.57 ..45.50 %0.26 kA

18.21 MW13.78 Mvar

45.50 %0.26 kA

-16.70 MW-12.50 ..41.92 %0.24 kA

16.77 MW12.70 Mvar

41.92 %0.24 kA

18.05 MW-4.74 Mvar

37.15 %0.21 kA

-18.01 MW4.84 Mvar37.15 %0.21 kA

-8.61 MW0.19 Mvar28.98 %0.10 kA

8.76 MW-0.12 Mvar28.98 %0.10 kA

-8.90 MW-2.50 Mvar74.13 %

8.92 MW2.79 Mvar74.13 %

0

1.06 MW3.98 Mvar12.61 %

-1.00 MW-3.84 Mvar12.61 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

12.61 %

-1

1.06 MW3.98 Mvar12.61 %

-1.00 MW-3.84 Mvar

12.61 %

-0.00 MW-0.00 Mvar

12.61 %

-1

2.43 MW0.80 Mvar

34.77 MW15.94 Mvar

34.83 %0.16 kA

-34.

06 M

W-1

6.89

..34

.83

%0.

17 k

A

22.48 MW8.79 Mvar50.54 %

-15.13 MW-4.90 Mvar

50.54 %

-7.28 MW-2.39 Mvar

50.54 %

7.34 MW-4.00 Mvar27.29 %

-7.28 MW4.27 Mvar27.29 %

-0.00 MW-0.00 Mvar27.29 %-1

G~Yaup G5

20.00 MW2.09 Mvar83.79 %

24.58 MW-0.63 Mvar47.05 %

-24.49 MW1.94 Mvar47.05 %

0

60.00 MW-0.02 Mvar

76.52 %

-59.76 MW4.98 Mvar76.52 %

0

84.25 MW-6.92 Mvar

48.01 %0.35 kA

-83.73 MW8.59 Mvar48.01 %0.35 kA

G~Malpa G4

11.00 MW-0.74 Mvar64.85 %

55.62 MW17.25 Mvar

57.08 %

-55.50 MW-12.55 ..57.08 %

-0.00 MW0.00 Mvar57.08 %

-1

G~Malpa G2

11.00 MW-0.74 Mvar

64.85 %

-43.46 MW9.09 Mvar25.62 %0.11 kA

43.63 MW-20.10 ..25.62 %0.12 kA

37.76 MW-16.38 ..21.95 %0.11 kA

-37.69 MW10.04 Mvar

21.95 %0.10 kA

G~Oroy G2

2.60 MW-1.13 Mvar

75.65 %

PICHA1312.99 kV0.98 p.u.

121.13 deg

SATIP3332.18 kV0.98 p.u.


0.97 p.u.119.51 deg

PICHA2322.52 kV0.98 p.u.


0.99 p.u.-29.85 deg


-28.87 deg

SATIP6057.70 kV0.96 p.u.

120.72 deg

PICHA6058.28 kV0.97 p.u.

121.66 deg


122.25 deg


123.81 deg

HUALL_N6059.81 kV1.00 p.u.-6.11 deg

HUALL_N3332.80 kV0.99 p.u.-6.68 deg

La Union2323.04 kV1.01 p.u.-6.53 deg

La Union6059.73 kV1.00 p.u.-6.23 deg

HUALL_N220

224.38 kV1.02 p.u.-2.78 deg

VIZC220224.40 kV1.02 p.u.-2.77 deg

CHAN44_6056.79 kV0.95 p.u.

-163.04 deg

COND44_6061.40 kV1.02 p.u.

-158.25 deg

SVCVIZ16.32 kV1.02 p.u.27.20 deg

Simsa_6057.60 kV0.96 p.u.

-162.44 deg

TARMA44_6059.84 kV1.00 p.u.

-159.69 deg

CAR

IPA1

3812

8.86

kV

0.93

p.u

.-3

.84

deg

CHURRU5049.23 kV0.98 p.u.-5.50 deg


MAL

P2

6.73 kV0.98 p.u.

-26.43 deg

MAL

P4

6.73 kV0.98 p.u.

-26.43 deg

MAL

P1

6.73 kV0.98 p.u.

-26.43 deg

YAUP138B134.58 kV0.98 p.u.

128.13 deg

YUNC

3

13.80 kV1.00 p.u.

-18.45 deg

MILPO5050.37 kV1.01 p.u.-5.15 deg

HCHOR5051.18 kV1.02 p.u.-3.03 deg

CASAF5050.05 kV1.00 p.u.-3.87 deg

PLOXI50

50.05 kV1.00 p.u.-3.91 deg

COTRE50

49.98 kV1.00 p.u.-4.18 deg

COND138127.89 kV0.93 p.u.-4.48 deg

YAU2322.55 kV0.98 p.u.

131.82 deg

OXA6060.78 kV1.01 p.u.

125.92 deg

TARMA1010.20 kV1.02 p.u.47.45 deg

TARMA2323.46 kV1.02 p.u.

-161.10 deg

CHICR040.49 kV1.02 p.u.25.12 deg

MARCO44.26 kV1.02 p.u.-4.88 deg

TOCA1010.02 kV1.00 p.u.

-166.17 degTOCA2322.97 kV

1.00 p.u.-15.71 deg

ANDA5047.58 kV0.95 p.u.-6.70 deg

YUN2322.78 kV0.99 p.u.

-137.83 deg

HUANU1010.43 kV0.99 p.u.-7.32 deg

CHAN2322.93 kV1.00 p.u.

-165.16 degCHAN35

35.03 kV1.00 p.u.46.44 deg

ANDA2322.93 kV1.00 p.u.

-156.70 deg

UCHU44.06 kV0.98 p.u.

-154.80 deg

UCHU3333.65 kV1.02 p.u.-4.81 deg


-153.82 degCARHUA23

23.10 kV1.01 p.u.-4.10 deg

AUCA2322.66 kV0.99 p.u.

-156.46 degAUCA6059.49 kV

0.99 p.u.-6.05 deg

OXA23 23.17 kV1.01 p.u.

-24.31 deg

ATAC044.30 kV1.03 p.u.-4.88 deg


-35.92 deg

CASF22.50 kV1.04 p.u.-3.88 deg

ATAC5050.14 kV1.00 p.u.-4.88 deg

CHAPR5050.01 kV1.00 p.u.-5.09 deg

CMAYO220

222.79 kV1.01 p.u.1.81 deg

CARHUA138

134.34 kV0.97 p.u.-1.32 deg

PARAG138

130.24 kV0.94 p.u.-1.86 deg

MILPO1313.23 kV1.00 p.u.

-155.93 deg

PARAG1212.52 kV1.04 p.u.

-35.48 deg


AUCA138136.18 kV0.99 p.u.-6.09 deg

HUANU138133.55 kV0.97 p.u.-4.19 deg

TMARI1010.11 kV1.01 p.u.

-158.02 deg

MAL

P3

6.73 kV0.98 p.u.

-26.43 deg

PARAG220223.65 kV1.02 p.u.0.87 deg

TMAR220220.00 kV1.00 p.u.0.00 deg


-159.19 deg


-156.31 deg


-159.25 degPASCO23

23.19 kV1.01 p.u.-8.66 deg

PASCO5050.06 kV1.00 p.u.-5.27 deg

SJOSE2323.64 kV1.03 p.u.-4.09 deg

SJOSE5049.72 kV0.99 p.u.-3.93 deg

JUNIN1313.06 kV0.99 p.u.27.58 deg

CAS2.42.43 kV1.01 p.u.23.10 deg

UCHU138128.80 kV0.93 p.u.-2.88 deg

SCRIS4 4.32 kV1.04 p.u.21.58 deg

SCRIS2 2.37 kV0.99 p.u.21.89 deg

SCRIS5048.05 kV0.96 p.u.-6.53 deg

CMOR5049.23 kV0.98 p.u.-5.65 deg

ANDAY44.01 kV0.96 p.u.20.51 deg

CMOR2.42.31 kV0.96 p.u.-8.17 deg

ANDAY50

47.46 kV0.95 p.u.-6.74 deg


-38.73 deg

SANTO50

48.06 kV0.96 p.u.-6.49 deg

MCARH5048.15 kV0.96 p.u.-6.43 deg

CCARH5048.43 kV0.97 p.u.-6.26 deg

MAHRT22.40 kV1.00 p.u.22.32 deg

MAHR5049.33 kV0.99 p.u.-5.77 deg

MARCO5050.14 kV1.00 p.u.-4.88 deg

MARCA50

50.39 kV1.01 p.u.-3.98 deg

OXA138133.36 kV0.97 p.u.

127.51 deg

TMAR138139.09 kV1.01 p.u.-3.87 deg

HCHOR109.90 kV0.99 p.u.

-149.00 deg

CNOR4.164.29 kV1.03 p.u.-5.65 deg

CNOR5049.22 kV0.98 p.u.-5.37 deg

BELLA2.42.36 kV0.98 p.u.-4.71 deg

SMAT5050.64 kV1.01 p.u.-3.66 deg

BELLAV5049.72 kV0.99 p.u.-4.71 deg

ANTUQ5049.28 kV0.99 p.u.-5.26 deg

CFRA5049.22 kV0.98 p.u.-5.34 deg

CAS4.164.28 kV1.03 p.u.-5.72 deg

CAS50

49.16 kV0.98 p.u.-5.38 deg

TICLIO5049.21 kV0.98 p.u.-5.52 deg

MORO2.42.42 kV1.01 p.u.-5.69 deg

DUVAZ50

49.25 kV0.98 p.u.-5.66 deg

MORO5049.24 kV0.98 p.u.-5.65 deg

YAULI50

49.34 kV0.99 p.u.-5.63 deg

PACHA2.32.30 kV1.00 p.u.27.17 deg

CHUMP1312.99 kV1.04 p.u.16.76 deg

CHUMP6968.41 kV0.99 p.u.-9.68 deg

PACHYO6970.96 kV1.03 p.u.-7.15 deg

OROY2.32.30 kV1.00 p.u.

-29.02 deg

OROY5050.08 kV1.00 p.u.-3.18 deg

GOYLLA5049.86 kV1.00 p.u.-5.48 deg


-36.13 deg

HUICRA5050.02 kV1.00 p.u.-5.32 deg

SJUA1111.11 kV1.01 p.u.

-35.73 deg


SJUA5049.49 kV0.99 p.u.-4.97 deg

PARAG5050.33 kV1.01 p.u.-4.66 deg

CPIED1212.89 kV1.03 p.u.

-36.69 degEXC2.4

2.45 kV1.02 p.u.-6.71 deg

EXPD2.42.41 kV1.01 p.u.

-35.36 deg

EXCEL5050.14 kV1.00 p.u.-4.74 deg

JUNIN5049.87 kV1.00 p.u.-1.47 deg


MALPA5050.78 kV1.02 p.u.0.26 deg

TOCA138128.54 kV0.93 p.u.

-11.41 deg

CURIP5049.92 kV1.00 p.u.-4.81 deg


MAYUP50.44 kV1.01 p.u.-3.57 deg

PACHA5049.60 kV0.99 p.u.-5.54 deg

ONU69

72.44 kV1.05 p.u.-5.55 deg

ONU138128.23 kV0.93 p.u.-3.83 deg

CARHUA5049.49 kV0.99 p.u.-2.41 deg

YAU13B13.80 kV1.00 p.u.

-15.35 deg

YAU13A

13.80 kV1.00 p.u.

-13.58 deg

YAUP138

138.13 kV1.00 p.u.11.81 deg

YUNCAN138137.66 kV1.00 p.u.10.04 deg

YUN

C2

13.80 kV1.00 p.u.

-18.45 deg

YUNC

1

13.80 kV1.00 p.u.

-18.45 deg

ONU5050.42 kV1.01 p.u.-3.94 deg

YUNCAN220

222.16 kV1.01 p.u.5.22 deg

ONU220224.45 kV1.02 p.u.-0.12 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 5

PLAN DE INVERSIONES (US$)

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)

Altas de Instalaciones al 30 de abril de 2009

Titular ELECTROCENTRO

Elemento Fecha de entrada en operación Inversión Total Módulo empleado

Año Mes Día US$ Celda de Alimentador SET AT/MT

XAUXA 2006 10 16 34 009,91 CE-010SIU3MCISBAL

Celda de Alimentador SET AT/MT XAUXA 2006 10 16 34 009,91 CE-010SIU3MCISBAL

Celda de Alimentador SET AT/MT CHANCHAMAYO 2006 10 8 36 815,93 CE-023SEU1MCISBAL

Celda de Alimentador SET AT/MT TARMA 2006 10 30 36 815,93 CE-023SEU1MCISBAL

Celda de Alimentador SET AT/MT AYACUCHO 2007 10 29 29 674,37 CE-010SIU2MCISBAL

Celda de Alimentador SET AT/MT AYACUCHO 2007 10 29 29 674,37 CE-010SIU2MCISBAL

Celda de Alimentador SET AT/MT HUANTA 2007 10 16 29 674,37 CE-010SIU2MCISBAL

Celda de Alimentador SET AT/MT HUANTA 2007 10 16 29 674,37 CE-010SIU2MCISBAL

Línea de Transmisión CONCEPCIÓN - INGENIO 2008 1 25 205 891,50 LT-033SIR0PCS0C1120A

TOTAL ALTAS 466 240,66

Titular ELECTROANDES

Elemento Fecha de entrada en operación Inversión Total Módulo empleado Año Mes Día US$ Transformador de Potencia SET MAT/AT PARAGSHA 1 2006 10 1 1 157 477,15 TP-138060010-045SI2E TOTAL ALTAS 1 157 477,15



Plan de Inversiones Titular ELECTROCENTRO


Año Mes Día US$ Celda de Línea SET AT/MT PARQUE

INDUSTRIAL 2009 10 30 219 114,62 CE-060SIU3C1ESBLI

Celda de Línea SET MAT/AT(/MT) HUAYUCACHI 2009 10 30 225 604,64 CE-060SIU3C1ESBLI Celda de Línea SET AT/MT HUANCAYO ESTE 2009 10 30 268 863,80 CE-060SIU3C1ESBLI Celda de Línea SET AT/MT HUANCAYO ESTE 2009 10 30 268 863,80 CE-060SIU3C1ESBLI

Celda de Transformación SET AT/MT HUANCAYO ESTE 2009 10 30 186 639,74 CE-060SIU3C1ESBTR




Celda de Alimentador SET AT/MT HUANCAYO ESTE 2009 10 30 47 381,09 CE-010SIU3MCISBAL



Transformador de Potencia SET AT/MT HUANCAYO ESTE 2009 10 30 609 608,69 TP-060010-015SI3E


Celda de Alimentador SET MAT/AT HUANUCO 2009 10 30 30 546,98 CE-010SIU2MCISBAL Celda de Línea SET MAT/AT MOLLEPATA 2009 10 30 224 966,37 CE-060SIR3C1ESBLI Celda de Transformación SET AT/MT SAN

FRANCISCO 2009 10 30 61 659,98 CE-023SER1C1ESBTR

Celda de Línea Transformador SET AT/MT SAN FRANCISCO 2009 10 30 272 693,62 CE-060SER1C1ESBLT

Celda de Alimentador SET AT/MT SAN FRANCISCO 2009 10 30 80 422,33 CE-023SER1C1ESBAL




Transformador de Potencia SET AT/MT SAN FRANCISCO 2009 10 30 326 972,24 TP-060023-004SE1E

Celda de Línea SET AT/MT CHALA NUEVA 2010 10 30 104 696,65 CE-033SIR3C1ESBLI Celda de Línea SET AT/MT CHALA NUEVA 2010 10 30 104 696,65 CE-033SIR3C1ESBLI

Celda de Transformación SET AT/MT CHALA NUEVA 2010 10 30 80 140,45 CE-033SIR3C1ESBTR

Celda de Transformación SET AT/MT CHALA NUEVA 2010 10 30 80 140,45 CE-033SIR3C1ESBTR




Año Mes Día US$ Celda de Transformación SET AT/MT CHALA

NUEVA 2010 10 30 40 911,13 CE-010SIR3C1ESBTR

Transformador de Potencia SET AT/MT CHALA NUEVA 2010 10 30 59 333,63 TP-033010-001SI3E

Celda de Transformación SET AT/MT EL MACHU 2010 10 30 69 459,66 CE-010SIR3C1ESBTR Celda de Línea Transformador SET AT/MT EL

MACHU 2010 10 30 170 716,34 CE-033SIR3C1ESBLT

Celda de Alimentador SET AT/MT EL MACHU 2010 10 30 73 025,67 CE-010SIR3C1ESBAL Celda de Alimentador SET AT/MT EL MACHU 2010 10 30 73 025,67 CE-010SIR3C1ESBAL

Transformador de Potencia SET AT/MT EL MACHU 2010 10 30 214 005,66 TP-033010-004SI3E


Celda de Línea SET MAT/AT ORCOTUNA 2010 10 30 580 020,81 CE-220SIU3C1ESBLI Celda de Línea SET MAT/AT ORCOTUNA 2010 10 30 580 020,81 CE-220SIU3C1ESBLI Celda de Línea SET MAT/AT ORCOTUNA 2010 10 30 280 337,40 CE-060SIU3C1ESBLI Celda de Línea SET MAT/AT ORCOTUNA 2010 10 30 280 337,40 CE-060SIU3C1ESBLI Celda de Línea SET MAT/AT ORCOTUNA 2010 10 30 280 337,40 CE-060SIU3C1ESBLI

Celda de Transformación SET MAT/AT ORCOTUNA 2010 10 30 452 185,56 CE-220SIU3C1ESBTR

Celda de Transformación SET MAT/AT ORCOTUNA 2010 10 30 194 604,47 CE-060SIU3C1ESBTR

Transformador de Potencia SET MAT/AT ORCOTUNA 2010 10 30 1 625 202,63 TP-220060-030SI3E

Celda de Línea SET MAT/AT OXAPAMPA 2010 10 30 215 505,76 CE-060SIR2C1ESBLI Celda de Transformación SET MAT/AT

OXAPAMPA 2010 10 30 175 805,11 CE-138SIR2C1ESBTR

Celda de Transformación SET MAT/AT OXAPAMPA 2010 10 30 148 688,70 CE-060SIR2C1ESBTR

Celda de Transformación SET MAT/AT OXAPAMPA 2010 10 30 47 599,60 CE-023SIR2C1ESBTR

Transformador de Potencia SET MAT/AT OXAPAMPA 2010 10 30 776 255,01 TP-138060023-020SI2E

Celda de Línea SET AT/MT VILLA RICA 2010 10 30 266 600,62 CE-060SER1C1ESBLI Celda de Línea SET AT/MT VILLA RICA 2010 10 30 266 600,62 CE-060SER1C1ESBLI Celda de Línea SET AT/MT VILLA RICA 2010 10 30 266 600,62 CE-060SER1C1ESBLI

Celda de Transformación SET AT/MT VILLA RICA 2010 10 30 55 712,68 CE-023SER1C1ESBTR

Celda de Transformación SET AT/MT VILLA RICA 2010 10 30 183 150,99 CE-060SER1C1ESBTR

Celda de Alimentador SET AT/MT VILLA RICA 2010 10 30 72 665,35 CE-023SER1C1ESBAL Transformador de Potencia SET AT/MT VILLA

RICA 2010 10 30 373 018,28 TP-060023-006SE1E

Celda de Línea Transformador SET AT/MT PUERTO BERMUDEZ 2010 10 30 143 408,66 CE-033SER1C1ESBLT

Celda de Línea Transformador SET AT/MT PUERTO BERMUDEZ 2010 10 30 275 100,65 CE-060SER1C1ESBLT

Transformador de Potencia SET AT/MT PUERTO BERMUDEZ 2010 10 30 493 769,70 TP-060033023-006SE1E

Celda de Línea SET AT/MT PICHANAKI 2010 10 30 271 563,06 CE-060SEU1C1ESBLI Celda de Línea SET AT/MT PICHANAKI 2010 10 30 271 563,06 CE-060SEU1C1ESBLI




Año Mes Día US$ Celda de Transformación SET AT/MT

PICHANAKI 2010 10 30 187 079,53 CE-060SEU1C1ESBTR

Celda de Transformación SET AT/MT PICHANAKI 2010 10 30 74 325,74 CE-023SEU1C1ESBTR

Celda de Transformación SET AT/MT PICHANAKI 2010 10 30 49 807,14 CE-010SEU1C1ESBTR

Celda de Alimentador SET AT/MT PICHANAKI 2010 10 30 77 279,29 CE-023SEU1C1ESBAL Celda de Alimentador SET AT/MT PICHANAKI 2010 10 30 52 276,38 CE-010SEU1C1ESBAL

Transformador de Potencia SET AT/MT PICHANAKI 2010 10 30 447 290,52 TP-060033023-006SE1E

Celda de Transformación SET AT/MT SATIPO 2010 10 30 62 652,04 CE-023SER1C1ESBTR Celda de Transformación SET AT/MT SATIPO 2010 10 30 104 222,86 CE-033SER1C1ESBTR

Celda de Línea Transformador SET AT/MT SATIPO 2010 10 30 277 081,08 CE-060SER1C1ESBLT

Celda de Alimentador SET AT/MT SATIPO 2010 10 30 81 716,27 CE-023SER1C1ESBAL Transformador de Potencia SET AT/MT SATIPO 2010 10 30 497 324,30 TP-060033023-006SE1E Transformador de Potencia SET AT/MT HUANTA 2010 10 30 484 565,67 TP-060010-015SI2E Celda de Alimentador SET MAT/AT FRIASPATA 2010 10 30 43 438,39 CE-010SEU1C1ESBAL Transformador de Potencia SET AT/MT PARQUE

INDUSTRIAL 2011 10 30 786 290,26 TP-060033010-025SI2E




Celda de Línea Transformador SET MAT/AT MOLLEPATA 2011 10 30 254 493,33 CE-138SIR3C1ESBLT

Celda de Transformación SET MAT/AT MOLLEPATA 2011 10 30 186 848,03 CE-060SIR3C1ESBTR

Transformador de Potencia SET MAT/AT MOLLEPATA 2011 10 30 1 264 742,64 TP-138060010-030SI3E

Celda de Línea SET AT/MT AYACUCHO 2012 10 30 207 993,01 CE-060SIU2C1ESBLI Celda de Transformación SET AT/MT

AYACUCHO 2012 10 30 160 183,85 CE-060SIU2C1ESBTR

Celda de Transformación SET AT/MT AYACUCHO 2012 10 30 160 183,85 CE-060SIU2C1ESBTR

Celda de Transformación SET AT/MT AYACUCHO 2012 10 30 39 300,63 CE-010SIU2C1ESBTR

Transformador de Potencia SET AT/MT AYACUCHO 2012 10 30 571 665,91 TP-060023010-015SI2E

Línea de Transmisión Huancayo Este - PARQ. INDUSTRIAL 2009 10 30 587 558,53 LT-060SIR1TAS1C1240A

Línea de Transmisión HUAYUCACHI - Huancayo Este 2009 10 30 719 510,24 LT-060SIR1TAS1C1240A

Línea de Transmisión MOLLEPATA - SAN FRANCISCO 2009 10 30 4 246 781,77 LT-060SIR0TAS1C1120A

Línea de Transmisión DERV. - ORCOTUNA 2010 10 30 387 033,94 LT-220SIR1TAD1C2592A Línea de Transmisión DERV. - ORCOTUNA 2010 10 30 387 033,94 LT-220SIR1TAD1C2592A Línea de Transmisión CHALA - EL MACHU 2010 10 30 1 101 320,76 LT-033SIR0PCS0C1070A Línea de Transmisión VILLA RICA - PABLO 2010 10 30 3 459 597,90 LT-060SIR0TAS1C1120A




Año Mes Día US$ BERMUDEZ

Línea de Transmisión VILLA RICA - PICHANAKI 2010 10 30 3 762 996,50 LT-060SIR0TAS1C1240A Línea de Transmisión PICHANAKI - SATIPO 2010 10 30 3 631 090,65 LT-060SER0TAS1C1240A

Línea de Transmisión OXAPAMPA - VILLA RICA 2010 10 30 1 512 826,29 LT-060SIR0TAS1C1240A Transformador de Potencia SET AT/MT

HUARISCA 2013 10 30 82 697,67 TP-033010-002SI3E

Transformador de Potencia SET AT/MT XAUXA 2016 10 30 496 809,80 TP-060010-015SI3E Transformador de Potencia SET AT/MT

CHUPACA 2017 10 30 260 967,62 TP-033010-010SI3E

Transformador de Potencia SET AT/MT TARMA 2017 10 30 803 505,93 TP-060023010-025SI3E TOTAL PLAN DE INVERSIONES 42 274 110,60

Titular MINEM


Año Mes Día US$ Celda de Línea SET MAT/AT LA UNION 2010 10 30 321 768,41 CE-060SIU3C1ESBLI

Celda de Alimentador SET MAT/AT LA UNION 2010 10 30 103 925,36 CE-023SIR3C1ESBAL Celda de Alimentador SET MAT/AT LA UNION 2010 10 30 103 925,36 CE-023SIR3C1ESBAL

Transformador de Potencia SET MAT/AT LA UNION 2010 10 30 448 263,38 TP-060023-007SI3E

Celda de Línea SET MAT/AT NUEVA HUALLANCA 2010 10 30 225 604,64 CE-060SIU3C1ESBLI

Línea de Transmisión Nueva Huallanca - La Union 2010 10 30 1 157 210,43 LT-060SIR0TAS1C1120A TOTAL PLAN DE INVERSIONES 2 360 697,58

Titular NNNN


Año Mes Día US$ Celda de Transformación SET MAT/AT COBRIZA

II 2011 10 30 144 411,33 CE-060SIR2C1ESBTR

Celda de Línea Transformador SET MAT/AT COBRIZA II 2011 10 30 198 729,29 CE-138SIU2C1ESBLT

Transformador de Potencia SET MAT/AT COBRIZA II 2011 10 30 1 003 249,65 TP-138060010-030SI2E

Celda de Transformación SET MAT/AT TINGO MARIA 2011 10 30 307 084,71 CE-220SEU1C1ESBTR

Celda de Transformación SET MAT/AT TINGO MARIA 2011 10 30 169 719,93 CE-138SEU1C1ESBTR

Transformador de Potencia SET MAT/AT TINGO MARIA 2011 10 30 1 944 056,74 TP-220138010-050SE1E

Transformador de Potencia SET MAT/AT TINGO MARIA 2011 10 30 5 719 809,55 LT-138SIR1TAS1C1400A

Transformador de Potencia SET MAT/AT TINGO MARIA 2013 10 30 580 824,45 TP-138023-015SE1E

TOTAL PLAN DE INVERSIONES 10 067 885,64 * NNNN: Titular que se conocerá luego del proceso de licitación correspondiente.



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 5

AÑO ELECTROCENTRO ELECTROANDES OSINERGMIN GWh (%)ΔGWh GWh (%)ΔGWh GWh (%)ΔGWh (A) (B) (E)

2007 2 338,05 2008 604,7 1 892,50 2 431,56 4,00% 2009 636,9 5,32% 2 534,10 33,90% 2 536,29 4,31% 2010 689,3 8,23% 2 709,20 6,91% 2 727,87 7,55% 2011 718,1 4,18% 2 899,90 7,04% 2 805,97 2,86% 2012 756,5 5,35% 2 949,40 1,71% 2 855,37 1,76% 2013 848,3 12,13% 2 998,10 1,65% 2 904,79 1,73% 2014 883,2 4,11% 3 025,40 0,91% 2 954,19 1,70% 2015 919,8 4,14% 2 987,90 -1,24% 3 003,60 1,67% 2016 958,2 4,17% 3 012,50 0,82% 3 053,02 1,65% 2017 998,6 4,22% 3 046,20 1,12% 3 102,45 1,62% 2018 1040,9 4,24% 3 071,20 0,82% 3 151,88 1,59%

Tasa Promedio 5,58% 4,96% 2,63%

Fijación Tarifas y Compensaciones en SST y SCT – Periodo 2009 - 2013 COMPARACIÓN DE INVERSIONES ANUALES (SCT)- TOTAL ÁREA DE DEMANDA 5

(Miles US$)

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

(A) (B) (C) (D) (%) (%) (%) 2006 1 640,4 1 009,0 0,0 1 299,1 -21% 29% - 2007 215,8 303,5 1 668,3 118,7 -45% -61% -93% 2008 0,0 0,0 0,0 205,9 - - - 2009 51 889,9 12 875,8 4 303,4 9 602,0 -81% -25% 123% 2010 33 930,4 21 521,3 33 771,5 29 606,4 -13% 38% -12% 2011 17 690,9 14 018,3 14 277,4 12 104,0 -32% -14% -15% 2012 258,1 0,0 0,0 1 139,3 341% - - 2013 0,0 0,0 0,0 663,5 - - - 2014 0,0 0,0 0,0 0,0 - - - 2015 0,0 0,0 0,0 0,0 - - - 2016 0,0 0,0 0,0 496,8 - - - 2017 0,0 0,0 0,0 1 064,5 - - - 2018 0,0 0,0 0,0 0,0 - - - Total 105 625,6 49 727,9 54 020,5 56 300,3



14. Referencias

[1] Estudios Técnico Económicos presentados por las empresas ELECTROCENTRO y ELECTRO ANDES 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.

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