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CONSULTORES ASOCIADOS EN INGENIERÍA Y SERVICIOS

ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO PARA FIJACIÓN DE PEAJES DE SISTEMAS SECUNDARIOS Y

COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN DE EDELNOR

Lima, Agosto de 2008


OBJETIVOOBJETIVO

• El objetivo general del estudio es definir las acciones, económicamente eficientes, que son necesarias para garantizar la operación del Sistema de Transmisión de EDELNOR S.A., dentro del horizonte de proyección analizado, cumpliendo con los estándares mínimos de calidad de producto y de servicio exigidos por las normas que rigen sus actividades.

• De esta manera, el estudio establece las inversiones que son necesarias efectuar y constituye el sustento de la propuesta de los peajes y compensaciones que corresponden al mismo, conforme a loseñalado en la norma: “Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión” (Resolución OSINERGMIN ° 0023 -2008-OS/CD).


CONTENIDO DEL ESTUDIO

• En la primera parte del informe presentado a OSINERGMIN se describen los antecedentes que caracterizan el marco general en el que ha sido desarrollado el estudio y se define el objetivo general del mismo, para luego presentar una descripción de la metodología adoptada para proyectar la demanda, con los correspondientes resultados obtenidos.

• Seguidamente, se describe la metodología seguida para la determinación del Sistema Eléctrico a Remunerar, con los resultados obtenidos al respecto.

• Una vez definido el Sistema Eléctrico a Remunerar, se presentan los costos de inversión y los costos de Operación y Mantenimiento correspondientes.

• Finalmente, se presenta la propuesta de peajes y compensaciones,así como las fórmulas de actualización correspondientes.


EcuadorColombia

Brasil

Bolivia

OcéanoPacífico

Chiclayo Oeste

Guadalupe

Trujillo Norte

Chimbote

Paramonga

Independencia

ZapallalVentanilla

Chavarría

San Juan

Santa Rosa

Marcona

ICA

Pachachaca

Pomacocha

SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL

Tingo Maria

HUANUCO

Paragsha II

Carhuamayo

Huayucachi

TUMBES

PIURA

LAMBAYEQUE

LA LIBERTAD

ANCASH

LIMA

AREQUIPA

MOQUEGUA

CAJAMARCA

AMAZONAS

SAN MARTIN

PASCO

JUNIN

HUANCAVELICA

AYACUCHO

Cotaruse

CUSCO

UCAYALI

LORETO

MADRE DE DIOS

PUNO

Zorritos

MalacasTalara

C.H. Carhuaquero

M. AguilaC. del PatoSanta

CarhuazHuaraz

Ticapampa

VerdunEl Arenal

Paita

Sullana

Cahua

Huacho

Yaupi

Huinco

Huanta

Ayacucho

Camisea

Quillabamba

Machupicchu

Cusco

Combapata

TintayaAzángaro

Juliaca

Puno

ToquepalaAricota 1

Aricota 2

Tomasiri TacnaLa Yarada

IloCT. Ilo

Ref. Ilo

IQUITOS

REPARTICION

C. VerdeChilina

Charcani V

Mantaro

Locumba

Ayaviri

Botiflaca

TACNA

Callahuanca

San Nicolas

Charcani VICharcani IV

Socabaya

Huarmey

Malpaso

Chile

PiuraOeste

Aguaytia

Tocache

Aucayacu

ChulucanasHuancabamba

Gallito Ciego

Cajamarca

Matucana

Huampani

Restitución

Mollendo

IlavePomata

SanGabán II

AndahuaylasAbancay

ZarumillaTumbes

Sechura

Olmos

Bagua Chica Moyobamba

Tarapoto

RiojaJaen

C.H. Muyo

Celendin

CajabambaPacasmayo

Motil

Stgo. Chuco

Virú

Caraz

Corongo

Chimbote SurCasma

SanJacinto

Recuay

Andahuasi

Balnearios Huancavelica

Caudalosa

Cobriza

Caripa

Yuncan Villarica

Oxapampa

PalpaNazca

Sta. Margarita

Monterosas

Villacurí

Tacama

Cañete

Tambo de Mora ChinchaAcería Pisco

PiscoParacas

APURIMAC Chuquibambilla

Sta. María

Huancané

Pucallpa

Yarinacocha

Yanango

Chimay

Sicuani

LEYENDA

CENTRAL HIDRÁULICA

CENTRAL TÉRMICA

SUBESTACIÓN

LÍNEAS DE TRANSMISIÓN 220 kV


LÍNEAS DE TRANSMISIÓN 66-60 kV

LEYENDA

CENTRAL HIDRÁULICA

CENTRAL TÉRMICA

SUBESTACIÓN



LÍNEAS DE TRANSMISIÓN 66-60 kV

Cajamarca Nueva

Vizcarra

Antamina

Montalvo

T.V. Carbon

Oroya

Mancora

Constante

La UniónMorropon

Piura

Curumuy

IllimoLaviñaMotupe

Occidente

TumanPomalca Cayalti

OtuzcoCharat

Bagua Grande

Bellavista

Gera

Cangallo

Puquio

Ingenio

Chahuares

Chalhuanca

Dolorespata

CachimayoInca

PisacPaucartambo

San Rafael

Antaura

Bella Unión

Calana

ChallahuayaToquealto

Tarata

Machala

LaPampa

Yurimaguas


CERRO BLANCO

CERROGRANDE

RIOCHILLON

RIORIMAC

CERROLA MOLINA

LUZ DEL SUR

OCEANO PACIFICO

LA PUNTA

ANCON2x6MVA

VENTANILLA1x25MVA

ZAPALLAL1x17.2+1x25

MVA

OQUENDO2 x 25MVA

INFANTAS2x25MVA

CAUDIVILLA2x25MVA

CHAVARRIA2x180+1x120+1x85

MVA

SANTAMARINA

2x25

MARANGA2x25MVA

TOMASVALLE3x25MVA

MIRONES3x25MVA

PUENTEPIEDRA

2x25MVA

LA PAMPILLA

A PARAMONGA

ZAPALLALETECEN

DEL MANTARO

DE EDEGEL

EDEG

EL

6,98 km

13,7 km

4,0 km

15,1 km

6,6 km5,8 km

7,5

km

9,5 km8,5 km 8,

8km

5,6 k

m

5,6km

4,1 k

m

3,3 km

8,4 Km

2,8/2,9 km

C.T.VENTANILLA

9,1km

7,0 km

4,4km

6,2

km

8,2

km

6,8/

4,6

km

18,6 km

3,9 km

NARANJAL3x25MVA

9,6 km

9,1 km

3,8 k

m

JICAMARCA

1x25MVA

CANTOGRANDE

2x25MVA

STA ROSA1x120 + 1 x 85

MVA

TACNA3x25MVA

PANDO2x25MVA

CHAVARRIA3x25MVA

1x120 + 2x85MVA

STA ROSA4x25MVA

BARSI2x25MVA

15,1 km

PERSHING2x25 MVA

DE EDEGEL

42,4 km

CHANCAY

Y HUARAL

INDUSTRIAL1X25MVA

3,0 Km

2,6km

LEYENDALínea 60kV, AéreoLínea 60kV, SubterráneoLínea 220kV , AéreoLínea 220kV , SubterráneoLínea 60kV, propiedad de tercerosLínea 220kV, propiedad de tercerosCentral Térmica de tercerosTransformador Potencia 220/60kVTransformador Potencia 60/10kV

CHANCAY1x8,7 + 1x25

MVA

4,4

14,1

km

HUARAL1x17,2 + 1x25

MVA

42,4 km34,9 km De ANCONde ZAPALLAL

SISTEMA ELECTRICO AT EDELNOR S.A.A.


ESTUDIO DE MERCADO Y PROYECCIESTUDIO DE MERCADO Y PROYECCIÓÓN DE N DE DEMANDADEMANDA


MODELO ECONOMÉTRICO

Datos de entrada:

- Series de ventas energía en MT y BT

- Series de población

- Series de PBI

- Series de Precio medio de

energía

- Series de número de clientes

Inicio

Procesamiento de la información de

entrada

Aplicación de las ecuaciones de

pronóstico con tres, dos y una variable

Selección de las ecuaciones de

pronóstico aceptables aplicando pruebas estadísticas t y F

Proyección de ventas globales en MT y BT y

cálculo de tasas de crecimiento

Fin


MODELO DE SERIES DE TIEMPO (TENDENCIAS)

Datos de entrada:

Series de Ventas de energía en MT y BT

Inicio

Cálculos de ajuste de curvas:

- Lineal

- A curva exponencial

- A curva polinómica

- A curva logarítmica

- A curva potencial

Selección de curvas con mejor bondad de ajuste empleando el coeficiente R2 como

criterio base

Proyección de ventas y cálculo de tasas de crecimiento estimadas

Fin


PRUEBAS ESTADÍSTICAS DE LOS RESULTADOS

a. Prueba de significancia global

Se ha empleado la prueba F, con el fin de establecer si existe una relación significativa entre la variable dependiente y el conjunto de todas las variables independientes que forman parte del modelo.

b. Prueba de significancia individual

Se ha empleado la prueba t, con el fin de determinar si las variables independientes seleccionadas son estadísticamente significativas.

c. Bondad de ajuste de los resultados

Para evaluar la bondad de ajuste de los resultados se ha empleado, el Coeficiente de Determinación (R2), que permite reconocer la proporción de la variación de la variable dependiente que es explicada por las variables independientes.


AJUSTE FINAL DE LA PROYECCIÓN

Inicio

Proyección de ventas y cálculo de tasas

aplicando el método econométrico

Ventas y tasas proyectadas

Ajuste final de la proyección

Fin

Proyección final de ventas en MT y BT

Proyección de ventas y cálculo de tasas

aplicando el método de tendencias

Ventas y tasas proyectadas

Inclusión de cargas especiales

Proyección final de ventas totales


VENTAS DE ENERGÍAHistórico


Ventas de Energía – Datos Históricos

A NIVEL EMPRESA

AT MT BT TOTAL MAT AT MT TOTAL MAT AT MT BT1994 0 389 362 1 615 060 2 004 422 0 238 233 539 179 777 412 0 238 233 928 541 1 615 060 2 781 8341995 0 465 035 1 595 001 2 060 036 0 260 339 565 935 826 274 0 260 339 1 030 970 1 595 001 2 886 3101996 0 486 546 1 656 214 2 142 760 0 234 194 615 794 849 988 0 234 194 1 102 340 1 656 214 2 992 7481997 0 539 433 1 785 585 2 325 018 0 247 317 683 948 931 265 0 247 317 1 223 381 1 785 585 3 256 2831998 0 590 530 1 882 998 2 473 528 0 255 773 659 643 915 416 0 255 773 1 250 173 1 882 998 3 388 9441999 0 611 642 1 914 344 2 525 986 0 241 141 654 347 895 488 0 241 141 1 265 989 1 914 344 3 421 4742000 0 677 339 1 967 059 2 644 398 0 244 621 694 023 938 644 0 244 621 1 371 362 1 967 059 3 583 0422001 0 703 766 2 004 822 2 708 588 0 94 890 697 690 792 580 0 94 890 1 401 456 2 004 822 3 501 1682002 0 762 076 2 098 273 2 860 349 0 87 557 737 177 824 734 0 87 557 1 499 253 2 098 273 3 685 0832003 0 805 818 2 149 246 2 955 064 0 57 958 672 497 730 455 0 57 958 1 478 315 2 149 246 3 685 5192004 0 873 228 2 273 284 3 146 512 0 156 747 751 853 908 600 0 156 747 1 625 081 2 273 284 4 055 1122005 0 961 931 2 376 972 3 338 903 0 286 307 716 431 1 002 738 0 286 307 1 678 362 2 376 972 4 341 6412006 0 1 065 148 2 540 191 3 605 339 0 277 387 748 211 1 025 598 0 277 387 1 813 359 2 540 191 4 630 9372007 0 1 174 118 2 703 894 3 878 011 0 107 217 788 086 895 303 0 107 217 1 962 203 2 703 894 4 773 314

AÑOVENTAS DE ENERGÍA DE EDELNOR S.A.A. (MWh)

MERCADO REGULADO MERCADO LIBRE TOTAL


VENTAS ANUALES DE ENERGÍA (MWh) - EDELNOR S.A.A. MERCADO REGULADO

0

500 000

1 000 000

1 500 000

2 000 000

2 500 000

3 000 000

3 500 000

4 000 000

4 500 000

1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

AÑO

ENER

GÍA

(MW

ATMTBTTOTAL

VENTAS ANUALES DE ENERGÍA (MWh) - EDELNOR S.A.A.MERCADO LIBRE

0

1 000 000

2 000 000

3 000 000

4 000 000

5 000 000

6 000 000

1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

AÑO

ENER

GÍA

(MW

ATMTBTTOTAL

VENTAS ANUALES DE ENERGÍA (MWh) - EDELNOR S.A.A.A NIVEL EMPRESA

0

1 000 000

2 000 000

3 000 000

4 000 000

5 000 000

6 000 000

1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

AÑO

ENER

GÍA

(MW

ATMTBTTOTAL


Evolución de máxima demanda de potencia

613 628 640 650 653 665 676 685

745770

826867

604 605

400

500

600

700

800

900

1.000

1.100

1.200

1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

Incremento Demanda

P =81 MW13%

(1994 - 2003)

IncrementoDemanda

P =182 MW27%

(2004-2007)

MW


Máxima demanda / Potencia instalada

613 628 640 650 653 665 676 685

745770

826

867

605604

836

746

632

1.040

926

1.103

1.056

1.009

964

920

500

600

700

800

900

1.000

1.100

1.200

1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

SE ChavarríaTR 120 MVA

PINST= 785 MVA∆Pot = 120 MVA

(1996)

SE ChavarríaTR 180 MVA


(2001)

SE ChavarríaTR 180 MVA Santa RosaTR 120 MVA


(2006-2007)

MW

97% 89% 99% 99% 106%

SE ChillónTR 120 MVA


(2008)


PRODUCTO BRUTO INTERNO


PBI Nacional vs PBI Lima

• Tasas de PBI Nacional son similares a PBI Lima• Usamos el PBI Nacional debido a que se disponen de

datos oficiales históricos como proyectados.

TASA DE VARIACION DEL PBI NACIONAL YTASA DE VARIACION DEL PBI DEL DEPARTAMENTO DE LIMA

-4.00%

-2.00%

0.00%

2.00%

4.00%

6.00%

8.00%

10.00%

12.00%

14.00%

16.00%

18.00%

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

AÑOS

Tasa Nacional Tasa Lima (Datos Apoyo S.A.) Tasa Lima (Datos INEI)


PBI Nacional – Datos Históricos

Para el estudio se ha considerado:• 1991 a 1999, Datos del INEI.• 2000 al 2006, Datos MMM-Ministerio Economía y Finanzas

PBI NACIONAL A PRECIOS CONSTANTES DE 1994 (Millones de Nuevos Soles)MMM - MEF* INEI Apoyo S.A. Proyeccione Valores de Trabajo

Año Tasa Crec. Tasa Crec. Tasa Crec. BBVA Tasa Crec.% % % Tasa % %

1991 83 760 83 760 83 7601992 83 401 -0.43 83 401 -0.43 83 401 -0.43 1 993 87 375 4.76 87 375 4.76 87 375 4.76 1 994 98 577 12.82 98 577 12.82 98 577 12.821995 107 039 8.58 107 039 8.58 107 039 8.581996 109 709 2.49 109 709 2.49 109 709 2.491997 117 214 6.84 117 110 6.75 117 214 6.841998 116 413 -0.68 116 485 -0.53 116 413 -0.681999 117 446 0.89 117 590 0.95 117 446 0.892000 121 087 3.10 121 087 3.102001 121 329 0.20 121 329 0.202002 127 881 5.40 127 881 5.402003 132 741 3.80 132 741 3.802004 139 112 4.80 139 112 4.802005 148 015 6.40 6.4 148 015 6.402006 159 856 8.00 8.0 159 856 8.00

Nota: Los valores del PBI a precios de 1994 en la Columna MMM-MEF, se calcularon empleando las tasas de crecimiento real publcadas en este documento

PBI PBI PBI PBI


PBI Nacional – Proyectado (PBI Optimista)

Para el PBI Optimista se ha considerado:

• Del 2007 al 2010, las tasas proyectadas en el Marco Macroeconómico Multianual del Ministerio de Economía y Finanzas

• Del 2011 al 2026, una tasa igual al promedio de las tasas del periodo de crecimiento del 2002 al 2010

ESCENARIO OPTIMISTA

AÑO PBITasa.

Crec. (%)2007 171 046 7.00%2008 182 164 6.50%2009 194 916 7.00%2010 209 535 7.50%2011 222 665 6.27%2012 236 619 6.27%2013 251 447 6.27%2014 267 205 6.27%2015 283 950 6.27%2016 301 744 6.27%2017 320 653 6.27%2018 340 747 6.27%2019 362 101 6.27%2020 384 792 6.27%2021 408 906 6.27%2022 434 531 6.27%2023 461 761 6.27%2024 490 698 6.27%2025 521 449 6.27%2026 554 126 6.27%

MMM - MEF

Estimaciones CAIS

(Millones de Nuevos Soles de 1994)EVOLUCIÓN DEL PBI NACIONAL


PBI Nacional – Proyectado (PBI Medio)

Para el PBI Medio se ha considerado:

• Del 2007 al 2026, una tasa igual al promedio de las tasas desde 1992 hasta las proyectadas al 2010

ESCENARIO MEDIO

AÑO PBITasa.

Crec. (%)2007 167 847 5.00%2008 176 236 5.00%2009 185 046 5.00%2010 194 295 5.00%2011 204 007 5.00%2012 214 204 5.00%2013 224 910 5.00%2014 236 152 5.00%2015 247 956 5.00%2016 260 350 5.00%2017 273 364 5.00%2018 287 027 5.00%2019 301 374 5.00%2020 316 438 5.00%2021 332 255 5.00%2022 348 863 5.00%2023 366 300 5.00%2024 384 610 5.00%2025 403 834 5.00%2026 424 019 5.00%

Estimaciones CAIS



PBI Nacional – Proyectado (PBI Conservador)

Para el PBI Conservador se ha considerado:

• Del 2007 al 2026, una tasa igual al promedio de las tasas desde 1992 hasta 1998

ESCENARIO CONSERVADOR

AÑO PBITasa.

Crec. (%)2007 165 601 3.59%2008 171 551 3.59%2009 177 716 3.59%2010 184 102 3.59%2011 190 717 3.59%2012 197 570 3.59%2013 204 669 3.59%2014 212 024 3.59%2015 219 643 3.59%2016 227 535 3.59%2017 235 711 3.59%2018 244 181 3.59%2019 252 955 3.59%2020 262 045 3.59%2021 271 461 3.59%2022 281 215 3.59%2023 291 320 3.59%2024 301 789 3.59%2025 312 633 3.59%2026 323 867 3.59%

Estimaciones CAIS



PBI NACIONAL (Histórico y Proyectado)A precios constantes de 1994

0

100 000

200 000

300 000

400 000

500 000

600 000

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

AÑOS

Mill

ones

N

PBI ESCENARIO OPTIMISTA ESCENARIO MEDIO ESCENARIO PESIMISTA

PBI Nacional

Histórico

Proyectados


POBLACIÓN


Población – Datos Históricos

• Población de Lima de acuerdo a Censo Nacional de Población del INEI de 1993 y 2005

• Para los años intermedios se estimóuna tasa media constante.

DATA PROYECTADA DE LA POBLACIÓNDPTO. LIMA

Censo Pobl. (1) Tasa Crecim. Población Estimada

1993 6,478,957 6 478 957

1994 1.93% 6 604 281

1995 1.93% 6 732 029

1996 1.93% 6 862 248

1997 1.93% 6 994 986

1998 1.93% 7 130 292

1999 1.93% 7 268 215

2000 1.93% 7 408 806

2001 1.93% 7 552 116

2002 1.93% 7 698 198

2003 1.93% 7 847 106

2004 1.93% 7 998 894

2005 8,153,618 1.93% 8 153 618

Encuesta Nacional de Población INEI

Estimada a partir de la Encuesta Nacional de Población INEI

AÑO


Población – Datos Proyectados

• Del 2006 al 2020 se considera la Proyección de Población de Lima realizada por el INEI.

• Del 2021 al 2026 se proyecta una tasa constante igual a la tasa de crecimiento proyectada para el 2020 por INEI.

DATA PROYECTADA DE LA POBLACIÓNDPTO. LIMA

Tasa Crecim. Población Estimada

2006 1.93% 8 184 427

2007 0.68% 8 239 739

2008 0.83% 8 307 888

2009 0.98% 8 389 138

2010 1.13% 8 483 771

2011 1.20% 8 585 935

2012 1.21% 8 689 597

2013 1.21% 8 794 694

2014 1.21% 8 901 206

2015 1.21% 9 009 150

2016 1.21% 9 118 603

2017 1.22% 9 229 584

2018 1.22% 9 342 029

2019 1.22% 9 455 914

2020 1.22% 9 571 286

2021 1.22% 9 756 425

2022 1.22% 9 945 146

2023 1.22% 10 137 517

2024 1.22% 10 333 609

2025 1.22% 10 533 494

2026 1.22% 10 737 246

Proyección INEI 2006-2026

Estimada a partir de la tasa proyectada por INEI

AÑO


NÚMERO DE CLIENTES


Número de Clientes – Datos Históricos

• Se ha considerado la información publicada por OSINERG desde 1994 hasta 2006

NÚMERO CLIENTES Y PRECIO MEDIO DE ENERGIA DE EDELNOR S.A.A.POR NIVEL DE TENSIÓN

AT MT BT TOTAL AT MT BT TOTAL AT MT BT TOTAL1994 0 501 669 286 669 787 43 66 109 43 567 669 286 669 896 15,691995 0 538 673 113 673 651 5 75 80 5 613 673 113 673 731 19,121996 0 579 788 210 788 789 5 74 79 5 653 788 210 788 868 21,451997 3 635 814 739 815 377 5 75 80 8 710 814 739 815 457 22,331998 0 674 831 532 832 206 5 73 78 5 747 831 532 832 284 21,441999 0 728 862 090 862 818 5 73 1 79 5 801 862 091 862 897 23,822000 0 768 884 922 885 690 5 74 79 5 842 884 922 885 769 25,982001 0 802 866 361 867 163 4 82 86 4 884 866 361 867 249 26,902002 0 843 881 687 882 530 4 83 87 4 926 881 687 882 617 25,742003 0 878 890 616 891 494 4 79 83 4 957 890 616 891 577 26,752004 0 910 911 188 912 098 5 77 82 5 987 911 188 912 180 26,362005 0 951 923 687 924 638 7 74 81 7 1 025 923 687 924 719 27,482006 0 1 034 950 447 951 481 7 82 89 7 1 116 950 447 951 570 26,732007 0 1 098 974 996 976 094 6 84 90 6 1 182 974 996 976 184 25,77

AÑOPRECIO MEDIO(Ctm

S/./kW.h)MERCADO REGULADO MERCADO LIBRE


Número de ClientesNUMERO DE CLIENTES A NIVEL EMPRESA

0

200 000

400 000

600 000

800 000

1 000 000

1 200 000

1 400 000

1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026

AÑOS

N° C

LIEN

T

Histórico Proyectado


PRECIO MEDIO


Precio Medio – Datos Históricos

• Se ha considerado la información publicada por OSINERG desde 1994 hasta 2006 en lo correspondiente a EDELNOR-Lima

PRECIO MEDIO POR AÑO DE EDELNOR S.A.A.

1994 15.69

1995 19.12

1996 21.45

1997 22.33

1998 21.44

1999 23.82

2000 25.98

2001 26.90

2002 25.74

2003 26.75

2004 26.36

2005 27.48

2006 26.73Fuente: Anuarios Estadísticos del OSINERG

PRECIO MEDIO

(Ctm S/./kW.h)AÑO


Precio Medio

PRECIO MEDIO DE ENERGÍA

0.00

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

1994 1997 2000 2003 2006 2009 2012 2015 2018 2021 2024

AÑOS

Nue

vos

Sole Histórico Proyectado


PROYECCIÓN DE VENTAS TOTALES DE ENERGÍA EN

MT Y BT


Resumen de Proyección Método Econométrico

Valor Inicial (GWh) 1994 2 506,96 2 411,21 2 495,33 2 558,49 2 247,08 2 480,00 2 460,32 2 434,02 2 278,28

Valor Final (GWh) 2007 4 605,67 4 655,07 4 605,07 4 766,65 3 702,51 4 283,99 4 609,99 4 689,86 4 230,92

R2 0,9917 0,9834 0,9916 0,9693 0,6319 0,9454 0,9930 0,9852 0,8388

F 396,0514 326,7217 649,1833 378,6510 20,6026 207,6407 471,7633 365,2976 62,4535

t critico = 2,2280 2,2010 2,2010 2,1790 2,1790 2,1790 2,2280 2,2010 2,1790

t PBI = 5,9739 15,2827 7,7805 19,4590 8,0928 10,4176

t CLIENTES = 1,4049 3,4322 7,9028

t POBLACIÓN = 3,1362 5,4057 14,4097 3,3378

t PRECIO = 0,2563 3,1362 4,5390 3,4322

EVALUACION MODELO ACEPTADO ACEPTADO ACEPTADO ACEPTADO NO ACEPTADO ACEPTADO ACEPTADO ACEPTADO NO ACEPTADO

5,19% 4,83%

4,66%

VENTAS(PBI)

VENTAS(PRECIO)

VENTAS(POB.)

VENTAS(PBI+PRECIO)

VENTAS(PBI+POB.)

4,29%

5,52% 0,00% 2,68%

4,90% 3,92%Tasa de Crecimiento Prom.(1994-2007) 4,79%

VENTAS(PBI+PRECIO+POBL.)DESCRIPCIÓN

Tasa de Crecimiento Prom.(2007-2027) - PBI

ESPERADO4,64% 5,14% 4,99% 2,04%

VENTAS(PBI+CLI+POB.)

VENTAS(PBI+CLI.)

VENTAS(CLI.)

4,95% 5,17% 4,88%

4,63%


RESUMEN DEL MÉTODO TENDENCIA - A NIVEL (BT+MT) DATA HISTÓRICA 1994 - 2007

DESCRIPCIÓN EXPONENCIAL POLINÓMICA LOGARÍTMICA LINEAL POTENCIAL

Tasa de Crecimiento Prom.

(1994-2007) 4,46% 4,41% 5,36% 4,59% 4,69%

R2 0,9839 0,9846 0,8149 0,9712 0,8690 Tasa de Crecimiento

Prom. (2007-2027)

4,46% 4,42% 0,75% 2,63% 0,99%

EVALUACION MODELO ACEPTADO ACEPTADO NO ACEPTADO ACEPTADO NO ACEPTADO


TASAS PROMEDIO DE PROYECCIÓN POR MODELO

Modelos Aceptados Tasas Crecimiento

VENTAS (PBI+CLI+POB.) 4,63%VENTAS (PBI+CLI.) 4,99%VENTAS (PBI+POB.) 4,66%VENTAS (PBI) 5,52%VENTAS (POB.) 2,68%VENTAS (PBI+PRECIO+POBL.) 4,64%VENTAS (PBI+PRECIO) 5,14%EXPONENCIAL 4,46%POLINÓMICA 4,42%LINEAL 2,63%

ECONOMÉTRICOS

TENDENCIA


AJUSTE FINAL

A partir de estos resultados se ha estimado las tasas de crecimiento de las ventas globales de energía, año por año, tomando en cuenta dos tramos de para la evolución de la demanda:

• El primer tramo cubre el periodo que va del año 2008 al año 2010, donde se espera un mayor crecimiento de las ventas; entre otras razones porque en los últimos años se ha experimentado un gran crecimiento de las mismas (7,35% en el 2006 y 7,18% en el 2007 para las ventas combinadas en MT y BT a nivel de empresa) y se espera mantener un ritmo de crecimiento similar en los próximos años.

• Por otro lado las expectativas de crecimiento de la economía para el corto plazo aún son optimistas, a pesar de los problemas en el escenario internacional.

• En este sentido, para este periodo se ha tomado en cuenta sólo las tasas de crecimiento obtenidas con las siguientes ecuaciones econométricas: Ventas (PBI,CLI), Ventas (PBI) y Ventas (PBI, PRECIO).

• El segundo tramo tiene su inicio en el año 2011 y para el mismo se han tomado en cuenta promedio de las tasas de crecimiento obtenidas.


VENTAS AJUSTE FINAL

VENTAS(PBI,CLI,POB)

VENTAS(PBI,CLI)

VENTAS(PBI,POB)

VENTAS(PBI)

VENTAS(POB)

VENTAS(PBI,PRECIO,POBL)

VENTAS(PBI,PRECIO) EXPONENCIAL POLINÓMICA LINEAL TASA DE CREC.

(%)

2008 5,92% 6,76% 6,04% 6,24%2009 6,25% 7,15% 6,44% 6,62%2010 6,85% 7,87% 7,13% 7,29%2011 4,40% 4,81% 4,41% 5,33% 2,48% 4,40% 4,86% 4,46% 4,75% 3,08% 4,30%2012 4,39% 4,80% 4,41% 5,31% 2,45% 4,39% 4,86% 4,46% 4,72% 2,99% 4,28%2013 4,39% 4,79% 4,40% 5,29% 2,43% 4,38% 4,87% 4,46% 4,68% 2,90% 4,26%2014 4,38% 4,78% 4,40% 5,27% 2,40% 4,38% 4,87% 4,46% 4,63% 2,82% 4,24%2015 4,38% 4,77% 4,39% 5,26% 2,37% 4,37% 4,88% 4,46% 4,59% 2,74% 4,22%2016 4,37% 4,76% 4,39% 5,24% 2,35% 4,37% 4,88% 4,46% 4,53% 2,67% 4,20%2017 4,37% 4,75% 4,39% 5,23% 2,33% 4,36% 4,89% 4,46% 4,48% 2,60% 4,19%2018 4,37% 4,75% 4,38% 5,22% 2,31% 4,36% 4,89% 4,46% 4,43% 2,54% 4,17%2019 4,37% 4,74% 4,38% 5,20% 2,28% 4,36% 4,89% 4,46% 4,37% 2,47% 4,15%2020 4,37% 4,74% 4,38% 5,19% 2,26% 4,36% 4,90% 4,46% 4,31% 2,41% 4,14%2021 4,67% 4,73% 4,77% 5,18% 3,55% 4,77% 4,90% 4,46% 4,26% 2,36% 4,37%2022 4,65% 4,73% 4,75% 5,17% 3,49% 4,75% 4,90% 4,46% 4,20% 2,30% 4,34%2023 4,64% 4,73% 4,73% 5,16% 3,44% 4,73% 4,91% 4,46% 4,14% 2,25% 4,32%2024 4,63% 4,73% 4,71% 5,15% 3,39% 4,71% 4,91% 4,46% 4,08% 2,20% 4,30%2025 4,61% 4,72% 4,69% 5,14% 3,34% 4,69% 4,91% 4,46% 4,03% 2,15% 4,28%2026 4,60% 4,72% 4,68% 5,13% 3,30% 4,67% 4,91% 4,46% 3,97% 2,11% 4,26%2027 4,59% 4,72% 4,67% 5,13% 3,25% 4,66% 4,92% 4,46% 3,91% 2,06% 4,24%

4,48% 4,99% 4,53% 5,52% 2,79% 4,51% 5,14% 4,46% 4,36% 2,51% 4,62%Promedio

(2008-2027)

AÑO

MÉTODO ECONOMÉTRICO MÉTODO TENDENCIAS


PROYECCIÓN DE VENTAS DE ENERGÍA EN BT


Método de Tendencia

TASAS POR EL MÉTODO TENDENCIAS VENTAS AJUSTE FINAL

AÑO EXPONENCIAL_BT POLINÓMICA_BT TASA DE CREC.

(%) VENTAS

BT (GWh)

2008 3,97% 4,84% 4,40% 2 823 2009 3,97% 4,86% 4,42% 2 948 2010 3,97% 4,87% 4,42% 3 078 2011 3,97% 4,87% 4,42% 3 214 2012 3,97% 4,86% 4,42% 3 356 2013 3,97% 4,84% 4,41% 3 504 2014 3,97% 4,81% 4,39% 3 658 2015 3,97% 4,78% 4,37% 3 818 2016 3,97% 4,74% 4,35% 3 984 2017 3,97% 4,69% 4,33% 4 157 2018 3,97% 4,65% 4,31% 4 336 2019 3,97% 4,60% 4,28% 4 521 2020 3,97% 4,54% 4,26% 4 714 2021 3,97% 4,49% 4,23% 4 913 2022 3,97% 4,43% 4,20% 5 120 2023 3,97% 4,37% 4,17% 5 333 2024 3,97% 4,31% 4,14% 5 554 2025 3,97% 4,25% 4,11% 5 783 2026 3,97% 4,20% 4,08% 6 019 2027 3,97% 4,14% 4,05% 6 263

PROMEDIO 3,97% 4,61% 4,29%


Tasa Crecim. Anual

Fuente de Datos Año BT+MT AT BT+MT+ATPoblación INEI, 1994-2020 2008 7,94% 0,00% 7,76%PBI Nacional INEI, MEF 1994-2010 2009 7,39% 33,24% 7,93%Ventas de Energía OSINERG,1994-2007 2010 8,20% 24,95% 8,63%Precio Medio OSINERG,1994-2007 2011 4,85% 6,21% 4,89%Clientes OSINERG,1996-2007 2012 4,71% 0,00% 4,57%

2017 4,24% 0,00% 4,14%2022 4,22% 0,00% 4,14%2027 4,14% 0,00% 4,08%

2008-2027 4,80% 3,22% 4,77%

VENTAS DE ENERGÍA (GWh)

0

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

14 000

AÑOS

Ener

gía

(GW

BAJA TENSIÓNMEDIA TENSIÓNALTA TENSIÓNTOTAL

BAJA TENSIÓN 2 703,9 2 823,0 2 947,7 3 078,0 3 214,1 3 356,0 3 503,9 3 657,8 3 817,8 3 984,1 4 156,7 4 335,8 4 521,5 4 713,9 4 913,3 5 119,6 5 333,2 5 554,1 5 782,5 6 018,6 6 262,6

MEDIA TENSIÓN 1 962,2 2 213,8 2 461,3 2 774,2 2 922,2 3 069,5 3 201,5 3 337,6 3 478,1 3 623,2 3 773,2 3 928,3 4 075,5 4 228,4 4 408,5 4 595,9 4 791,1 4 994,4 5 206,2 5 427,1 5 657,5

ALTA TENSIÓN 107,2 107,2 142,9 178,5 189,6 189,6 189,6 189,6 189,6 189,6 189,6 189,6 189,6 189,6 189,6 189,6 189,6 189,6 189,6 189,6 189,6

TOTAL 4 773,3 5 144,0 5 551,8 6 030,7 6 325,9 6 615,1 6 895,0 7 185,0 7 485,5 7 796,8 8 119,4 8 453,7 8 786,5 9 131,9 9 511,3 9 905,1 10 313,9 10 738,1 11 178,4 11 635,3 12 109,7

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027


PROYECCIÓN ESPACIAL DE LA DEMANDA


CHAVARRIA 220KV SANTA ROSA 220KV

MOYOPAMPABARSI 220KV

SISTEMA LIMA NORTE EN 60 KV

SISTEMA HUARAL-CHANCAY

EN 60 KV

SISTEMA HUACHO-SUPE

EN 66 KV

PARAMONGA NUEVA 220KV

HUACHO ETECEN 220KV

66KV 66KV

ANDAHUASI

SISTEMAS ELECTRICOS DE EDELNORSISTEMAS ELECTRICOS DE EDELNOR

SEINSEIN

(2 SET DE 66/10kV)(21 SET DE 60/10kV)

(2 SET DE 60/10kV)


VENTAS EN EL SISTEMA LIMA NORTEVENTAS EN EL SISTEMA LIMA NORTE

VENTAS DE ENERGÍA (MWh) - SISTEMA LIMA NORTE Mercado Libre Mercado Regulado AÑO

AT MT TOTAL AT MT BT TOTAL TOTAL

1996 234 194 593 053 827 247,5 0 454 066 1 582 105 2 036 171 2 863 418 1997 247 317 667 953 915 270 0 505 265 1 711 902 2 217 167 3 132 437 1998 255 773 638 252 894 025 0 548 484 1 805 676 2 354 161 3 248 186

1999 241 141 633 128 874 269 0 560 915 1 835 903 2 396 819 3 271 088 2000 244 621 661 758 906 379 0 624 517 1 881 802 2 506 318 3 412 697 2001 94 890 677 873 772 763 0 647 288 1 913 789 2 561 077 3 333 840 2002 87 557 709 026 796 583 0 703 130 2 001 865 2 704 995 3 501 578

2003 57 958 650 673 708 631 0 746 240 2 049 719 2 795 959 3 504 590 2004 156 747 711 938 868 685 0 809 308 2 167 234 2 976 542 3 845 227 2005 286 307 675 050 961 357 0 899 753 2 265 313 3 165 066 4 126 423 2006 277 387 711 125 988 512 0 1 005 864 2 416 693 3 422 556 4 411 068

2007 107 217 744 183 851 400 0 1 105 408 2 576 436 3 681 844 4 533 244


VENTAS EN HUARALVENTAS EN HUARAL--CHANCAY Y HUACHOCHANCAY Y HUACHO--SUPESUPE

VENTAS DE ENERGÍA (MWh) - SISTEMA HUARAL-CHANCAY Mercado Libre Mercado Regulado AÑO


1996 0 0 0 0 17 407 25 364 42 771 42 771

1997 0 0 0 0 18 828 27 420 46 247 46 247 1998 0 769 769 0 22 422 28 909 51 331 52 100 1999 0 763 763 0 29 669 29 537 59 205 59 968 2000 0 8 518 8 518 0 25 746 30 540 56 286 64 804

2001 0 10 134 10 134 0 27 558 34 144 61 702 71 836 2002 0 16 214 16 214 0 29 484 36 364 65 848 82 062

2003 0 15 792 15 792 0 28 137 37 688 65 825 81 617

2004 0 25 321 25 321 0 31 315 40 564 71 879 97 200

2005 0 24 122 24 122 0 32 272 42 800 75 072 99 194

2006 0 24 445 24 445 0 31 235 45 584 76 820 101 265

2007 0 30 911 30 911 0 33 891 48 615 82 506 113 417

VENTAS DE ENERGÍA (MWh) - SISTEMA HUACHO-SUPE Mercado Libre Mercado Regulado AÑO


1996 0 22 741 22 741 0 15 074 48 745 63 819 86 559 1997 0 15 995 15 995 0 15 340 46 263 61 604 77 599 1998 0 20 622 20 622 0 19 623 48 413 68 036 88 658 1999 0 20 456 20 456 0 21 058 48 904 69 962 90 418

2000 0 23 747 23 747 0 27 077 54 717 81 794 105 541 2001 0 9 683 9 683 0 28 920 56 890 85 809 95 492 2002 0 11 938 11 938 0 29 463 60 043 89 506 101 444 2003 0 6 032 6 032 0 31 441 61 840 93 280 99 312

2004 0 14 594 14 594 0 32 605 65 486 98 092 112 686

2005 0 17 259 17 259 0 29 906 68 859 98 765 116 024

2006 0 12 641 12 641 0 28 049 77 914 105 963 118 604

2007 0 12 991 12 991 0 34 818 78 843 113 661 126 652


APLICACIAPLICACIÓÓN DEL METODO DE TENDENCIAS A CADA SISTEMAN DEL METODO DE TENDENCIAS A CADA SISTEMA

PROCEDIMIENTOo Se efectúa para las ventas en MT y

BT, de cada uno de los sistemas, los siguientes cálculos de ajuste:

• Ajuste a una curva exponencial • Ajuste a una curva polinómica• Ajuste a una curva Logarítmica• Ajuste lineal

o Se selecciona las curvas de ajuste con mejor coeficiente R2 , evaluando el comportamiento de la curva en el horizonte de proyección

o Con las curvas seleccionadas se calculan las tasas proyectadas para cada uno de los sistemas de manera independiente

Ejemplo:


RESUMEN DE TASAS DE CRECIMIENTO PARA VENTAS EN BT+MTRESUMEN DE TASAS DE CRECIMIENTO PARA VENTAS EN BT+MT


RESUMEN DE TASAS DE CRECIMIENTO PARA VENTAS EN BTRESUMEN DE TASAS DE CRECIMIENTO PARA VENTAS EN BT


PROYECCION DE VENTAS AJUSTADAS A LA DEMANDA GLOBAL PROYECCION DE VENTAS AJUSTADAS A LA DEMANDA GLOBAL

[CONTINUA…]

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 20

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2027

GWh 2.576,4 2.687,6 2.804,1 2.926,0 3.053,5 3.186,5 3.325,3 3.469,9 3.620,3 3.776,8 3.939,4 5.930,2

T.C. (%) 4,31% 4,33% 4,35% 4,36% 4,36% 4,35% 4,35% 4,34% 4,32% 4,30% 4,06% 4,26%

GWh 1.849,6 2.010,6 2.200,9 2.439,3 2.539,0 2.641,8 2.747,8 2.857,3 2.970,4 3.087,4 3.208,5 4.852,5

T.C. (%) 8,71% 9,46% 10,83% 4,09% 4,05% 4,01% 3,98% 3,96% 3,94% 3,92% 4,31% 4,96%

GWh 4.426,0 4.698,2 5.005,0 5.365,3 5.592,5 5.828,3 6.073,1 6.327,1 6.590,7 6.864,1 7.147,8 10.782,7

T.C. (%) 6,15% 6,53% 7,20% 4,23% 4,22% 4,20% 4,18% 4,17% 4,15% 4,13% 4,17% 4,56%GWh 48,6 51,6 54,7 57,8 61,0 64,3 67,6 71,1 74,6 78,2 81,8 124,0

T.C. (%) 6,13% 5,93% 5,73% 5,55% 5,38% 5,22% 5,07% 4,94% 4,81% 4,70% 3,96% 4,79%

GWh 64,8 73,4 83,6 96,1 103,8 111,8 120,3 129,2 138,8 148,8 159,6 324,3

T.C. (%) 13,28% 13,84% 15,06% 7,91% 7,74% 7,59% 7,46% 7,36% 7,27% 7,20% 7,38% 8,41%

GWh 113,4 125,0 138,2 153,9 164,7 176,1 187,9 200,3 213,3 227,0 241,4 448,3

T.C. (%) 10,22% 10,57% 11,37% 7,02% 6,86% 6,72% 6,60% 6,50% 6,41% 6,34% 6,41% 7,12%GWh 78,8 83,8 88,9 94,2 99,6 105,2 111,0 116,9 122,9 129,2 135,5 208,5

T.C. (%) 6,28% 6,11% 5,94% 5,78% 5,62% 5,47% 5,32% 5,18% 5,05% 4,93% 4,06% 4,98%

GWh 47,8 50,2 53,1 56,8 57,1 57,4 57,6 57,9 58,1 58,4 58,6 64,1

T.C. (%) 5,02% 5,72% 7,03% 0,52% 0,48% 0,45% 0,44% 0,43% 0,43% 0,44% 1,11% 1,49%

GWh 126,7 134,0 142,0 151,0 156,7 162,6 168,6 174,8 181,1 187,5 194,2 272,5

T.C. (%) 5,80% 5,96% 6,35% 3,80% 3,75% 3,70% 3,65% 3,61% 3,57% 3,53% 3,35% 3,91%GWh 2.703,9 2.823,0 2.947,7 3.078,0 3.214,1 3.356,0 3.503,9 3.657,8 3.817,8 3.984,1 4.156,7 6.262,6

T.C. (%) 4,40% 4,42% 4,42% 4,42% 4,42% 4,41% 4,39% 4,37% 4,35% 4,33% 4,05% 4,29%

GWh 1.962,2 2.134,3 2.337,5 2.592,2 2.699,9 2.811,0 2.925,7 3.044,4 3.167,3 3.294,6 3.426,7 5.240,9

T.C. (%) 8,77% 9,52% 10,90% 4,15% 4,11% 4,08% 4,06% 4,04% 4,02% 4,01% 4,46% 5,05%

GWh 4.666,1 4.957,2 5.285,2 5.670,2 5.914,0 6.167,0 6.429,6 6.702,2 6.985,1 7.278,7 7.583,4 11.503,5

T.C. (%) 6,24% 6,62% 7,29% 4,30% 4,28% 4,26% 4,24% 4,22% 4,20% 4,19% 4,24% 4,62%

MEDIA TENSIÓN

SUBTOTAL

TOTAL EDELNOR

T.C. Prom.(2008-2027)

SISTEMA / NIVEL DE TENSION

BAJA TENSIÓN

MEDIA TENSIÓN

LIMA NORTE

HUARAL

MEDIA TENSIÓN

HUACHO MEDIA TENSIÓN

BAJA TENSIÓN

SUBTOTAL

SUBTOTAL

TOTAL

BAJA TENSIÓN

BAJA TENSIÓN

AÑO


VENTAS DE ENERGIA POR SET EN VENTAS DE ENERGIA POR SET EN MWhMWh

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 202007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2027

MT 187.076 197.931 210.044 224.066 233.603 243.514 253.809 264.500 275.599 287.120 299.075 450.992AT 29.977 29.977 29.977 29.977 29.977 29.977 29.977 29.977 29.977 29.977 29.977 29.977

TOTAL 217.053 227.909 240.021 254.043 263.580 273.491 283.786 294.477 305.576 317.097 329.052 480.969MT 446.811 476.139 509.530 549.331 572.455 596.429 621.286 647.058 673.780 701.492 730.230 1.102.058AT 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TOTAL 446.811 476.139 509.530 549.331 572.455 596.429 621.286 647.058 673.780 701.492 730.230 1.102.058MT 298.305 314.094 331.413 350.950 366.003 381.670 397.966 414.907 432.510 450.794 469.775 707.996AT 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TOTAL 298.305 314.094 331.413 350.950 366.003 381.670 397.966 414.907 432.510 450.794 469.775 707.996MT 272.446 289.040 307.709 329.587 343.556 358.059 373.114 388.739 404.952 421.775 439.229 662.546AT 24.040 24.040 24.040 24.040 24.040 24.040 24.040 24.040 24.040 24.040 24.040 24.040

TOTAL 296.485 313.079 331.749 353.627 367.596 382.099 397.154 412.778 428.992 445.815 463.269 686.586MT 71.747 75.408 79.395 83.841 87.447 91.203 95.112 99.177 103.402 107.792 112.350 169.285AT 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TOTAL 71.747 75.408 79.395 83.841 87.447 91.203 95.112 99.177 103.402 107.792 112.350 169.285MT 45.116 47.221 49.469 51.899 54.146 56.491 58.933 61.475 64.120 66.869 69.724 105.005AT 1.605 1.605 1.605 1.605 1.605 1.605 1.605 1.605 1.605 1.605 1.605 1.605

TOTAL 46.721 48.826 51.074 53.503 55.751 58.095 60.538 63.080 65.725 68.473 71.329 106.610MT 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0AT 20.426 20.426 20.426 20.426 20.426 20.426 20.426 20.426 20.426 20.426 20.426 20.426

TOTAL 20.426 20.426 20.426 20.426 20.426 20.426 20.426 20.426 20.426 20.426 20.426 20.426MT 4.426.027 4.698.237 5.004.987 5.365.280 5.592.477 5.828.329 6.073.112 6.327.124 6.590.683 6.864.135 7.147.822 10.782.687AT 223.638 223.638 223.638 223.638 223.638 223.638 223.638 223.638 223.638 223.638 223.638 223.638

TOTAL 4.649.665 4.921.875 5.228.625 5.588.918 5.816.115 6.051.967 6.296.750 6.550.762 6.814.321 7.087.773 7.371.460 11.006.325MT 48.339 53.531 59.497 66.658 71.448 76.467 81.732 87.262 93.076 99.197 105.649 199.806AT 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TOTAL 48.339 53.531 59.497 66.658 71.448 76.467 81.732 87.262 93.076 99.197 105.649 199.806MT 65.079 71.473 78.721 87.278 93.297 99.584 106.155 113.031 120.236 127.794 135.730 248.506AT 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TOTAL 65.079 71.473 78.721 87.278 93.297 99.584 106.155 113.031 120.236 127.794 135.730 248.506MT 113.417 125.004 138.218 153.936 164.746 176.051 187.887 200.293 213.312 226.991 241.380 448.312AT 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TOTAL 113.417 125.004 138.218 153.936 164.746 176.051 187.887 200.293 213.312 226.991 241.380 448.312MT 88.787 93.860 99.433 105.821 109.455 113.170 116.968 120.855 124.833 128.908 133.084 183.010AT 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TOTAL 88.787 93.860 99.433 105.821 109.455 113.170 116.968 120.855 124.833 128.908 133.084 183.010MT 37.866 40.140 42.559 45.186 47.288 49.446 51.659 53.928 56.253 58.637 61.079 89.504AT 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TOTAL 37.866 40.140 42.559 45.186 47.288 49.446 51.659 53.928 56.253 58.637 61.079 89.504MT 126.652 133.999 141.992 151.008 156.744 162.616 168.627 174.782 181.086 187.545 194.163 272.513AT 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TOTAL 126.652 133.999 141.992 151.008 156.744 162.616 168.627 174.782 181.086 187.545 194.163 272.513MT 4.666.097 4.957.240 5.285.197 5.670.223 5.913.967 6.166.996 6.429.626 6.702.200 6.985.082 7.278.671 7.583.365 11.503.512AT 223.638 223.638 223.638 223.638 223.638 223.638 223.638 223.638 223.638 223.638 223.638 223.638

TOTAL 4.889.735 5.180.878 5.508.835 5.893.861 6.137.605 6.390.634 6.653.264 6.925.838 7.208.720 7.502.309 7.807.003 11.727.150

SISTEMASUBESTACIÓN DE

TRANSFORMACIÓN(SET)

BARRAAÑOS

SANTA MARINA

SANTA ROSA

TOTAL LIMA NORTE

CHANCAY

HUARAL

TACNA

TOMAS VALLE

VENTANILLA

ZAPALLAL

TOTAL EDELNOR

LIM

A N

OR

TEH

UA

RA

L-C

HA

NC

AY

HU

AC

HO

-SU

PE

TOTAL HUARAL-CHANCAY

HUACHO

SUPE

TOTAL HUACHO-SUPE

LA PAMPILLA


ENERGIA DISTRIBUIDA POR SET EN ENERGIA DISTRIBUIDA POR SET EN MWhMWh

Las pérdidas por sistema y por nivel de tensión (MT y BT) son las que se muestran en la Tabla 10.4. Tabla 10.4 Pérdidas de distribución por sistema

Pérdidas de Distribución Sistema Media Tensión Baja Tensión

Lima Norte 1,2931% 8,9999% Huaral-Chancay 1,5166% 8,3662% Huacho-Supe 1,5166% 8,3662%

Los valores de la Tabla 10.4 son los establecidos mediante Resolución OSINERG N°021-2006-OS/CD y se aplican directamente a las ventas.


ENERGIA DISTRIBUIDA POR SET EN ENERGIA DISTRIBUIDA POR SET EN MWhMWh

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2027BT 146.537 152.859 159.486 166.421 173.670 181.237 189.130 197.351 205.909 214.808 224.055 337.285MT 93.774 101.940 111.585 123.670 128.727 133.939 139.314 144.864 150.598 156.529 162.669 246.023AT 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TOTAL 240.312 254.799 271.071 290.091 302.397 315.176 328.444 342.215 356.507 371.337 386.724 583.307BT 245.326 255.910 267.003 278.614 290.750 303.419 316.632 330.396 344.723 359.621 375.102 564.666MT 36.211 39.364 43.089 47.756 49.708 51.721 53.797 55.940 58.154 60.444 62.815 95.002AT 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TOTAL 281.537 295.274 310.092 326.369 340.458 355.140 370.429 386.336 402.877 420.065 437.917 659.669BT 52.916 55.199 57.592 60.097 62.714 65.447 68.297 71.266 74.356 77.570 80.909 121.797MT 55.391 60.214 65.911 73.050 76.037 79.115 82.290 85.568 88.955 92.459 96.086 145.321AT 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TOTAL 108.307 115.413 123.503 133.146 138.751 144.562 150.587 156.834 163.311 170.028 176.994 267.118BT 136.426 142.311 148.480 154.937 161.686 168.731 176.079 183.733 191.700 199.985 208.594 314.011MT 64.202 69.792 76.396 84.669 88.132 91.700 95.380 99.179 103.105 107.166 111.370 168.437AT 29.977 29.977 29.977 29.977 29.977 29.977 29.977 29.977 29.977 29.977 29.977 29.977

TOTAL 230.604 242.081 254.853 269.584 279.795 290.408 301.436 312.890 324.783 337.128 349.941 512.424BT 240.478 250.853 261.727 273.108 285.004 297.423 310.375 323.867 337.911 352.514 367.689 553.508MT 231.734 251.912 275.748 305.612 318.109 330.988 344.272 357.985 372.156 386.813 401.987 607.968AT 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TOTAL 472.212 502.765 537.475 578.720 603.113 628.411 654.647 681.853 710.067 739.328 769.676 1.161.475BT 255.714 266.746 278.309 290.411 303.060 316.267 330.039 344.386 359.319 374.848 390.984 588.575MT 67.315 73.176 80.100 88.775 92.405 96.146 100.005 103.988 108.105 112.362 116.770 176.604AT 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TOTAL 323.028 339.922 358.409 379.186 395.466 412.413 430.043 448.374 467.424 487.210 507.754 765.179BT 178.980 186.702 194.795 203.266 212.120 221.363 231.002 241.045 251.496 262.366 273.660 411.959MT 111.593 121.310 132.788 147.169 153.187 159.389 165.786 172.390 179.214 186.272 193.579 292.770AT 24.040 24.040 24.040 24.040 24.040 24.040 24.040 24.040 24.040 24.040 24.040 24.040

TOTAL 314.613 332.052 351.624 374.475 389.347 404.792 420.828 437.474 454.750 472.678 491.279 728.769BT 64.927 67.728 70.663 73.736 76.948 80.301 83.798 87.441 91.232 95.175 99.272 149.441MT 13.046 14.182 15.524 17.205 17.909 18.634 19.382 20.154 20.952 21.777 22.631 34.227AT 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TOTAL 77.973 81.910 86.188 90.942 94.857 98.935 103.180 107.595 112.184 116.952 121.903 183.669BT 45.781 47.756 49.826 51.993 54.257 56.622 59.087 61.656 64.329 67.109 69.998 105.373MT 3.655 3.973 4.349 4.820 5.017 5.220 5.429 5.646 5.869 6.100 6.340 9.588AT 1.605 1.605 1.605 1.605 1.605 1.605 1.605 1.605 1.605 1.605 1.605 1.605

TOTAL 51.040 53.333 55.779 58.417 60.879 63.446 66.121 68.906 71.803 74.814 77.942 116.566BT 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0MT 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0AT 20.426 20.426 20.426 20.426 20.426 20.426 20.426 20.426 20.426 20.426 20.426 20.426

TOTAL 20.426 20.426 20.426 20.426 20.426 20.426 20.426 20.426 20.426 20.426 20.426 20.426BT 2.841.628 2.964.223 3.092.718 3.227.203 3.367.773 3.514.528 3.667.569 3.827.004 3.992.947 4.165.514 4.344.830 6.540.567MT 1.873.509 2.036.647 2.229.354 2.470.795 2.571.830 2.675.953 2.783.348 2.894.219 3.008.785 3.127.287 3.249.958 4.915.261AT 223.638 223.638 223.638 223.638 223.638 223.638 223.638 223.638 223.638 223.638 223.638 223.638

TOTAL 4.938.775 5.224.508 5.545.710 5.921.636 6.163.242 6.414.118 6.674.555 6.944.862 7.225.370 7.516.439 7.818.426 11.679.466

TARIFA

AÑOS

PERSHING

PUENTE PIEDRA

SANTA MARINA

SET

SANTA ROSA

TACNA

TOMAS VALLE

VENTANILLA

PANDOLI

MA

NO

RTE

SISTEMA

ZAPALLAL

LA PAMPILLA

TOTAL LIMA NORTE


SECUENCIA DEL CALCULO DE LA DEMANDA DE POTENCIASECUENCIA DEL CALCULO DE LA DEMANDA DE POTENCIA

ENERGIA DISTRIBUIDA POR

SET

MAXIMA DEMANDA DE POTENCIA POR SET

DEMANDA COINCIDENTE CON LA

MAXIMA DEMANDA DEL SISTEMA

DEMANDA COINCIDENTE CON LA

MAXIMA DEMANDA DEL SEIN

DEMANDA A NIVEL DE SUBESTACIONES

DE DISTRIBUCION

MAPA DE DENSIDADES

BALANCE OFERTA DEMANDA A NIVEL DE

SET AT/MT

BALANCE OFERTA DEMANDA A NIVEL DE

SISTEMA

ALTERNATIVAS DE AMPLIACION DEL

SISTEMA


FACTORES FC, FCP Y FS POR SETFACTORES FC, FCP Y FS POR SET

FACTORES EN MT POR SETSET FP FCP FC FS

Ancón 0,95 0,65 0,44 0,62Barsi 0,95 0,79 0,62 0,78Canto Grande 0,95 1,00 0,63 1,00Caudivilla 0,95 0,86 0,48 0,86Chavarría 0,95 1,00 0,65 0,98Industrial 0,95 0,70 0,60 0,66Infantas 0,95 0,93 0,62 0,93

Jicamarca 0,95 0,78 0,43 0,80Maranga 0,95 0,90 0,60 0,90Mirones 0,95 0,98 0,74 0,91Naranjal 0,95 0,97 0,68 0,94Oquendo 0,95 0,85 0,62 0,85Pando 0,95 0,87 0,59 0,98Pershing 0,95 0,99 0,65 0,93Puente Piedra 0,95 0,86 0,53 0,95Santa Marina 0,95 0,93 0,60 0,92Santa Rosa 0,95 0,93 0,64 0,98Tacna 0,95 0,94 0,60 0,94Tomás Valle 0,95 1,00 0,65 0,95Ventanilla 0,95 0,91 0,49 0,92Zapallal 0,95 0,92 0,48 0,90


MMááxima Demanda por SET en el Sistema Lima Norte en MWxima Demanda por SET en el Sistema Lima Norte en MW2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2027

MT 5,29 5,57 5,88 13,33 17,14 20,96 24,80 28,64 32,50 36,37 40,25 48,03AT 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00MT 41,07 43,95 47,26 51,27 53,41 55,63 57,93 60,31 62,78 65,34 67,99 102,66AT 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00MT 46,45 51,99 54,74 57,86 60,21 62,65 65,19 67,83 70,58 73,43 76,38 113,59AT 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00MT 38,42 40,28 42,28 44,47 46,39 48,39 50,48 52,65 54,91 57,25 59,69 89,91AT 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00MT 71,98 78,67 85,89 93,20 96,89 100,73 104,70 108,83 113,11 117,56 122,17 181,17AT 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00MT 23,55 25,42 27,61 30,30 31,56 32,85 34,18 35,57 36,99 38,47 40,01 60,46AT 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00MT 53,80 56,78 60,07 63,84 66,56 69,40 72,35 75,42 78,60 81,90 85,33 128,64AT 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00MT 16,81 17,58 18,39 19,27 20,11 20,98 21,89 22,83 23,82 24,84 25,90 39,01AT 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00MT 42,06 44,60 47,46 50,79 52,94 55,18 57,50 59,91 62,42 65,01 67,71 102,12AT 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00MT 69,65 76,43 83,10 89,64 93,27 97,02 100,91 104,94 109,12 113,45 117,94 176,39AT 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00MT 42,70 47,97 51,07 54,74 56,95 59,23 61,60 64,06 66,61 69,26 72,00 107,35AT 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00MT 35,42 40,48 48,00 56,27 63,20 69,42 72,14 74,96 77,88 80,91 84,04 125,39AT 31,40 31,40 34,77 38,14 38,14 38,14 38,14 38,14 38,14 38,14 38,14 38,14MT 46,40 49,20 52,34 56,01 58,39 60,86 63,42 66,08 68,84 71,70 74,67 112,63AT 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00MT 49,57 51,99 54,60 57,46 59,94 62,53 65,22 68,02 70,93 73,96 77,10 116,14AT 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00MT 23,18 24,71 26,44 28,50 29,70 30,94 32,23 33,57 34,96 36,40 37,89 57,18AT 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00MT 38,42 40,61 43,06 45,88 47,83 49,87 51,98 54,17 56,45 58,81 61,27 92,38AT 6,700 6,70 11,12 15,55 18,03 18,03 18,03 18,03 18,03 18,03 18,03 18,03MT 83,90 89,33 95,50 102,83 107,16 111,66 116,32 121,15 126,17 131,36 136,76 206,37AT 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00MT 61,86 65,09 68,63 72,61 75,73 78,97 82,35 85,86 89,51 93,29 97,23 146,52AT 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00MT 51,34 54,43 57,88 61,92 64,55 67,28 70,11 73,05 76,11 79,27 82,56 124,52AT 3,76 3,76 3,76 3,76 3,76 3,76 3,76 3,76 3,76 3,76 3,76 3,76MT 18,19 19,11 20,11 21,21 22,13 23,08 24,07 25,10 26,17 27,28 28,44 42,85AT 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00MT 11,85 12,40 12,99 13,62 14,21 14,83 15,47 16,14 16,83 17,55 18,30 27,57AT 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70MT 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00AT 12,90 12,90 12,90 12,90 12,90 12,90 12,90 12,90 12,90 12,90 12,90 12,90MT 871,93 936,58 1.003,29 1.085,04 1.138,27 1.192,45 1.244,85 1.299,10 1.355,27 1.413,42 1.473,62 2.200,87AT 55,46 55,46 63,25 71,04 73,52 73,52 73,52 73,52 73,52 73,52 73,52 73,52

SISTEMA ELECTRICO SET BARRA AÑOS

LIMA NORTE

ANCON

TOTAL LIMA NORTE

BARSI

CANTO GRANDE

ZAPALLAL

SANTA ROSA

PAMPILLA

OQUENDO

PANDO

NARANJAL

TOMAS VALLE

PERSHING

PUENTE PIEDRA

SANTA MARINA

TACNA

VENTANILLA

CAUDIVILLA

CHAVARRIA

INDUSTRIAL

INFANTAS

JICAMARCA

MARANGA

MIRONES


Nuevos clientes

Clientes MT:

Clientes AT:

Nivel Potencia Potencia de Tensión Contratada Contratada Final

( kV) (MW) 2008 2009 2010 2011 2012 2013 (MW)Inversiones Oregon ( Grupo Wong ) 10 0,0 3,0 3,0 2,0 0,0 0,0 0,0 8,0Proyecto Piedras Gordas 10 0,0 0,0 14,0 7,0 0,0 14,0 0,0 35,0Parque Porcino 10 0,0 0,0 8,0 8,0 8,0 8,0 0,0 32,0Inca Garmets EIRL. 10 0,0 2,5 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 2,5Pesquera Diamante 10 5,0 6,5 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 11,5Kimberly Clark 10 5,2 5,3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 10,5Celima 10 2,5 3,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 5,5

ClienteIncremento de Potencia ( MW)

Nivel Potencia Potencia de Tensión Contratada Contratada Final

( kV) (MW) 2008 2009 2010 2011 2012 2013 (MW)Muelle Sur ( DP World ) 60 0,0 0,0 0,0 6,5 0,0 0,0 0,0 6,50Neptunia 60 0,0 0,0 4,0 4,0 0,0 0,0 0,0 8,00

ClienteIncremento de Potencia ( MW)

(*) No considera los clientes : Quimpac (65 MW), La Pampilla (30 MW), Tren eléctrico (20 MW).


FK

MA

PA

Q

T P

CG

CH

NJ

I

O

J

CV

PP

W

V

N

M

TV

ID

Ubicación de Nuevos Clientes

Santa Marina

Muelle Sur6,5 MW

Oquendo

Pesq. Diamante6,5 MW

Oquendo

Neptunia8,0 MW

Puente Piedra

Kimberly Clark5,3 MW

Chavarría

Inv. Oregón8,0 MW

Canto Grande

Celima3,0 MW

Naranjal

Inca Garmets2,5 MW

Ancón

Piedras Gordas35,0 MW

Chillón

Parque Porcino32,0 MW

Incremento de Carga

Nuevo Suministro


MAPA DE DENSIDADES


Mapa de Densidad AMapa de Densidad Añños Base 2007os Base 2007


Mapa de Densidad AMapa de Densidad Añños 5 (2013)os 5 (2013)


Mapa de Densidad AMapa de Densidad Añño 10 (2018)o 10 (2018)


DETERMINACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR, COSTOS DE INVERSIÓN Y COSTOS ESTANDAR DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO


CRITERIOS Y METODOLOGÍA GENERAL DEL PLANEAMIENTO DEL SISTEMA

Para el planeamiento del Sistema Eléctrico a Remunerar (SER) de EDELNOR S. A. A. se han tomado en cuenta los siguientes criterios generales:

– El dimensionamiento de la capacidad de las instalaciones ha sido efectuado conforme al principio de adaptación a la demanda.

– El estudio de planeamiento comprende las SET MAT/AT, las líneas de transmisión en MAT y AT y las SET AT/MT.

– El planeamiento ha buscado que la configuración integral del sistema a desarrollar permita brindar un servicio de suministro de energía seguro, confiable y que cumpla con las prescripciones de las normas vigentes en el territorio nacional.

– Para la determinación del SER se ha aplicado criterios de selección de mínimo costo; tomando en cuenta los costos de inversión, los costos de operación y mantenimiento y las pérdidas de potencia y energía. Este criterio ha sido aplicado tanto a lo largo del proceso de selección de los componentes que forman parte de los sistemas, como a la solución final adoptada.

– El Plan de Inversiones ha sido elaborado a partir de la configuración real de los sistemas existentes.

– Los elementos que forman parte del sistema han sido dimensionados considerando los máximos valores de potencia que fluyen a través de los mismos, considerando distintas condiciones de operación.

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


METODOLOGÍA DE TRABAJO

Diagnóstico de la situación actual

• La determinación de las condiciones en las que actualmente opera el sistema de transmisión de EDELNOR, permite establecer una línea base a partir de la cual se iniciará 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 del sistema y la demanda proyectada correspondiente. De esta manera, se identifica la situación actual y el nivel de sobrecarga que pueden experimentar las SET en el futuro.


Análisis de las alternativas de desarrollo del sistema

los lineamientos generales de la metodología de trabajo adoptada para la determinación de las alternativas de ampliación óptima del Sistema Secundario de Transmisión de EDELNOR son los que se indica a continuación:

– Utilizando el mapa de densidades con las demandas esperadas en el año final, se establecen las áreas teóricas y las correspondientes demandas que deberían atender tanto a las SET AT/MT existentes como a las posibles SET AT/MT nuevas que son necesarias en el sistema.

– Para determinar la capacidad de las SET AT/MT en el año final, inicialmente se toma como referencia las posibilidades de ampliación de potencia que tienen las SET existentes, así como la potencia óptima que deberían tener las mismas. De esta manera, a través del mapa de densidades, se puede identificar los puntos en los que será necesario instalar SET AT/MT adicionales a las existentes.

– Sobre la base del análisis anterior, se establece la distribución de las SET AT/MT en el sistema y se define su potencia instalada en el año final del periodo de planeamiento.


• De manera similar, se utiliza el mapa de densidades para establecer el área de influencia de las SET MAT/AT en el año final del periodo de planeamiento, tomando en cuenta la ubicación y las posibilidades de ampliación de la potencia instalada de las SET MAT/AT existentes. Esta evaluación inicial permitiráidentificar la ubicación de nuevas subestaciones, si es que esto fuera necesario.

• A partir de la distribución de las SET en el año horizonte, tanto MAT/AT como AT/MT, se establece la posible configuración del sistema de transmisión en el año final del periodo de planeamiento. Esta configuración se realiza tomando en cuenta criterios de un trazo de ruta eficiente de las líneas de transmisión en zonas urbanas.

• Sobre la base de la definición de las características del sistema para el año horizonte, se procede a elaborar el equipamiento progresivo de las SET AT/MT de esta solución, año por año, desde el año inicial y de acuerdo con el crecimiento de la demanda.

• Sobre la base de las demandas y el equipamiento propuesto para las SET del sistema, se procede a efectuar el correspondiente análisis de flujo de potencia para establecer las características definitivas del sistema de transmisión, asícomo las necesidades de ampliación de las SET MAT/AT, en función al crecimiento de la demanda.

• A partir de los resultados del análisis del flujo de potencia, se realiza el análisis de cortocircuito que conducen a efectuar los ajustes o cambios finales a la solución adoptada.


DEFINICIÓN GENERAL DE ALTERNATIVAS DE EQUIPAMIENTO DE LAS SET

1. Alternativas sin cambio en el nivel tensión en AT

• Se ha observado que la alternativa de continuar operando todo el sistema en 60kV no resulta factible en el futuro, entre otras razones por la cantidad excesiva de líneas de transmisión adicionales que serían necesarias, así como también porque los niveles de las corrientes de cortocircuito superan la capacidad de los equipos AT instalados en las SET existentes.

• Por este motivo, luego de efectuar los análisis y cálculos correspondientes esta alternativa fue descartada, para formular alternativas que consideren cambios en el nivel de tensión en AT.


2. Alternativa con módulos de 150 MVA y cambio de la tensión de 60kV a 138kV

• Esta alternativa ha sido denominada de esta manera porque algunas SET pueden llegar a tener una potencia instalada de hasta 150MVA en el año final, y se prevé el cambio progresivo del nivel de tensión de 60kV a 138kV en partes del sistema.

• En esta alternativa se considera la continuidad de uso de los transformadores de 25MVA, de 60/10kV, mientras la demanda lo permita; en su actual ubicación o en otras SET. En este último caso se recurre a la rotación de los transformadores.

• Asimismo, se ha considerado la instalación de transformadores nuevos de 40 MVA, de dos devanados para operar en 60/10kV (se ha previsto este tipo de transformadores sólo en las SET Pershing y Tacna en el año 2009)

• Se considera también la instalación de transformadores nuevos de 40 MVA, de tres devanados para operar en 60/20/10kV

• En el caso de Huacho y Supe los transformadores nuevos tienen las tensiones 66/20/10kV, con potencias de 25MVA.

• Para el cambio progresivo del nivel de tensión del sistema, de 60kV a 138kV, se ha previsto la instalación de transformadores nuevos de 50MVA, de tres devanados, para operar en 138/20/10kV


Potencia instalada y máxima demanda esperada por SET en el Sistema Lima Norte


Transferencia de demandas coincidentes hacia la nueva SET UNI


Potencia instalada y máxima demanda en las SET nuevas en Lima Norte


PLAN DE OBRAS E INVERSIONES


Saturación Subestaciones AT/MT

SISTEMA LIMA NORTECondiciones Normales de Operación

MVA MVA % MVA % MVA % MVA % MVA % MVA %

INFANTAS 50.00 56.6 113% 59.8 120% 63.2 126% 67.2 134% 70.1 140% 73.1 146%TOMAS VALLE 50.00 54.0 108% 57.3 115% 60.9 122% 65.2 130% 67.9 136% 70.8 142%PERSHING 50.00 52.2 104% 54.7 109% 57.5 115% 60.5 121% 63.1 126% 65.8 132%CHAVARRIA 75.00 75.8 101% 82.8 110% 90.4 121% 98.1 131% 102.0 136% 106.0 141%CANTO GRANDE 50.00 48.9 98% 54.7 109% 57.6 115% 60.9 122% 63.4 127% 65.9 132%INDUSTRIAL 25.00 24.8 99% 26.8 107% 29.1 116% 31.9 128% 33.2 133% 34.6 138%MIRONES 75.00 73.3 98% 80.5 107% 87.5 117% 94.4 126% 98.2 131% 102.1 136%PANDO 50.00 48.8 98% 51.8 104% 55.1 110% 59.0 118% 61.5 123% 64.1 128%NARANJAL 50.00 45.0 90% 50.5 101% 53.8 108% 57.6 115% 59.9 120% 62.4 125%SANTA ROSA 100.00 88.3 88% 94.0 94% 100.5 101% 108.2 108% 112.8 113% 117.5 118%BARSI 50.00 43.2 86% 46.3 93% 49.8 100% 54.0 108% 56.2 112% 58.6 117%ANCON 12.00 5.6 46% 5.9 49% 6.2 52% 14.0 117% 18.0 150% 22.1 184%MARANGA 50.00 44.3 89% 47.0 94% 50.0 100% 53.5 107% 55.7 111% 58.1 116%TACNA 75.00 65.1 87% 68.5 91% 72.2 96% 76.4 102% 79.7 106% 83.1 111%OQUENDO 50.00 37.3 75% 42.6 85% 46.0 92% 50.2 100% 53.0 106% 55.1 110%SANTA MARINA 50.00 40.4 81% 42.8 86% 45.3 91% 48.3 97% 50.4 101% 52.5 105%CAUDIVILLA 50.00 40.4 81% 42.4 85% 44.5 89% 46.8 94% 48.8 98% 50.9 102%ZAPALLAL 42.20 12.5 30% 13.1 31% 13.7 32% 14.3 34% 15.0 35% 15.6 37%JICAMARCA 25.00 17.7 71% 18.5 74% 19.4 77% 20.3 81% 21.2 85% 22.1 88%PUENTE PIEDRA 50.00 24.4 49% 26.0 52% 27.8 56% 30.0 60% 31.3 63% 32.6 65%VENTANILLA 50.00 19.1 38% 20.1 40% 21.2 42% 22.3 45% 23.3 47% 24.3 49%

Nivel de CargaSubestaciones

AT/MT

Potencia Instalada

2007 2008 2009 2010 2011 20122007


Condiciones Normales de Operación

SISTEMA HUARAL - CHANCAY

Saturación Subestaciones AT/MT

SISTEMA HUACHO - SUPE


CHANCAY 33.75 15.8 47% 17.5 52% 19.4 58% 21.7 64% 23.3 69% 24.9 74%HUARAL 42.20 13.3 32% 14.6 35% 16.0 38% 17.8 42% 19.0 45% 20.2 48%

Nivel de CargaPotencia Instalada

2007 2007 2008 2012Subestaciones AT/MT

20112009 2010


SUPE 17.00 16.0 94% 16.9 100% 17.9 106% 19.0 112% 19.9 117% 20.9 123%HUACHO 50.00 25.0 50% 26.4 53% 28.0 56% 29.8 60% 30.8 62% 31.9 64%

Potencia Instalada

2007 2007 2008 2009Nivel de Carga

2011 20122010Subestaciones AT/MT


Resumen de Inversiones SET AT/MT


Condición Normal : Sistema Eléctrico Lima Norte

Saturación de SET’s MAT/MT

Nivel de Carga

MVA MVA % MVA % MVA % MVA % MVA % MVA %SUBSISTEMA CHAVARRÍACHAVARRIA

TR 1 120 118 98% 116 97% 125 104% 130 108% 140 116% 148 123%TR 2 180 191 106% 171 95% 180 100% 187 104% 202 112% 214 119%TR 4 180 170 94% 168 93% 183 102% 210 117% 231 128% 242 135%TR 3 85 71 83% 76 90% 87 102% 95 112% 100 117%

Subtotal Chavarría 479 526 564 615 668 704BARSI

TR 1 85 77 90% 78 92% 84 99% 92 108% 95 112% 101 118%TR 3 85 77 90% 78 92% 84 99% 92 108% 95 112% 101 118%TR 2 120 114 95% 116 96% 123 103% 136 113% 141 118% 150 125%

Subtotal Barsi 267 272 291 319 331 351SUBSISTEMA SANTA ROSASANTA ROSA

TR 1 85 78 91% 86 101% 91 107% 93 109% 94 111% 98 115%TR 2 120 115 96% 128 106% 135 112% 138 115% 139 116% 145 121%

Subtotal Santa Rosa 193 214 226 231 233 243

2007 2010 2011 2012Subestaciones de Interconexión 220/60 kV

Potencia Instalada 2008 2009


Resumen inversiones SET MAT/AT


Saturación de Líneas ATOperación Normal : Sistema Eléctrico Lima Norte

Línea Transmisión 2007 2008 2009 2010 2011 2012LT Chavarría - Naranjal 60 kV 105% 113% 121% 129% 138% 146%LT Chavarría - Tomas Valle 2 - 60 kV 87% 94% 100% 106% 113% 119%LT Chavarría - Oquendo - 60 kV 79% 86% 93% 100% 106% 113%LT Chavarría - Caudivilla - 60 kV 78% 84% 89% 95% 101% 107%LT Chavarría - Puente Piedra - 60 kV 78% 84% 91% 97% 104% 110%LT Barsi - Maranga 60 kV 103% 110% 118% 125% 133% 140%LT S Rosa A - S Rosa N 60 kV L-701 97% 105% 112% 120% 128% 136%LT S Rosa N - Canto Grande 60 kV 83% 90% 97% 104% 111% 119%

Nivel de Carga

Operación Normal : Sistema Eléctrico Huaral - ChancayLínea Transm isión 2007 2008 2009 2010 2011 2012

LT Ancón - Huara l - 60 kV 30% 34% 39% 43% 48% 52%LT Zapalla l - Chancay - 60 kV 40% 46% 52% 58% 65% 71%LT Zapalla l - Ancón - 60 kV 42% 47% 53% 58% 63% 68%

N ivel de Carga

Operación Normal : Sistema Eléctrico Huacho - Supe

Línea Transm isión 2007 2008 2009 2010 2011 2012LT Huacho (REP) - Huacho Edelnor 66 kV 35% 38% 42% 45% 48% 52%LT Param onga Existente (REP) - Supe 66 kV 47% 50% 54% 57% 60% 64%

N ivel de Carga


Saturación de Líneas ATSimple contingencia N-1 : Sistema Lima Norte

Componente Bajo Contingencia Componente Afectado 2007 2008 2009 2010 2011 2012LT Chavarría - Barsi 220 kV 1 LT Chavarría - Barsi 220 kV 2 98% 106% 114% 122% 130% 138%LT Chavarría - Barsi 220 kV 2 LT Chavarría - Barsi 220 kV 1 97% 105% 113% 121% 129% 137%LT Chavarría - Naranjal 60 kV LT Chavarría - Infantas 60 kV 190% 207% 224% 241% 258% 276%

LT Infantas - Naranjal 60 kV 81% 90% 98% 107% 115% 124%LT Chavarría - Infantas 60 kV LT Chavarría - Naranjal 60 kV 186% 201% 216% 231% 246% 261%

LT Infantas - Naranjal 60 kV 108% 116% 124% 132% 140% 147%LT Infantas - Naranjal 60 kV LT Chavarría - Infantas 60 kV 106% 113% 120% 128% 135% 142%

LT Chavarría - Naranjal 60 kV 76% 83% 89% 96% 103% 110%LT Chavarría - Tomas Valle 1 - 60 kV LT Chavarría - Tomas Valle 2 - 60 kV 129% 139% 148% 158% 168% 178%

LT Chavarría - Oquendo - 60 kV 90% 97% 105% 113% 120% 128%LT Chavarría - Tomas Valle 2 - 60 kV LT Chavarría - Tomas Valle 1 - 60 kV 114% 122% 131% 140% 149% 158%

LT Chavarría - Oquendo - 60 kV 103% 112% 120% 129% 138% 147%LT Chavarría - Oquendo - 60 kV LT Chavarría - Tomas Valle 2 - 60 kV 124% 135% 145% 155% 165% 175%

LT Tomas Valle - Oquendo - 60 kV 98% 105% 112% 119% 126% 134%LT Chavarría - Tomas Valle 1 - 60 kV 77% 84% 90% 97% 103% 109%

LT Tomas Valle - Oquendo - 60 kV LT Chavarría - Oquendo - 60 kV 110% 119% 129% 139% 149% 159%LT Chavarría - Caudivilla - 60 kV LT Chavarría - Puente Piedra - 60 kV 124% 135% 147% 159% 170% 182%

LT Chavarría - Oquendo - 60 kV 108% 117% 127% 137% 147% 157%LT Chavarría - Tomas Valle 2 - 60 kV 101% 109% 117% 125% 133% 141%LT Oquendo - La Pampilla - 60 kV 110% 120% 130% 140% 151% 161%LT La Pampilla - Ventanilla - 60 kV 99% 109% 119% 129% 139% 149%

LT Chavarría - Puente Piedra - 60 kV LT Chavarría - Caudivilla - 60 kV 112% 122% 131% 140% 150% 159%LT Chavarría - Oquendo - 60 kV 111% 121% 131% 141% 151% 161%LT Chavarría - Tomas Valle 2 - 60 kV 103% 111% 119% 127% 135% 143%LT Oquendo - La Pampilla - 60 kV 116% 126% 137% 147% 157% 168%LT La Pampilla - Ventanilla - 60 kV 105% 115% 125% 135% 146% 156%

LT Oquendo - La Pampilla - 60 kV LT Chavarría - Puente Piedra - 60 kV 119% 130% 142% 153% 165% 176%LT Chavarría - Caudivilla - 60 kV 105% 114% 124% 133% 142% 152%

LT La Pampilla - Ventanilla - 60 kV LT Chavarría - Puente Piedra - 60 kV 111% 122% 133% 144% 155% 166%LT Chavarría - Caudivilla - 60 kV 100% 109% 118% 127% 135% 144%

LT Ventanilla - Zapallal - 60 kV LT Chavarría - Puente Piedra - 60 kV 89% 97% 105% 114% 122% 131%LT Chavarría - Caudivilla - 60 kV 85% 92% 99% 106% 114% 121%

LT Zapallal - Puente Piedra - 60 kV LT Chavarría - Caudivilla - 60 kV 93% 100% 108% 115% 123% 131%LT Caudivilla - Zapallal - 60 kV LT Chavarría - Puente Piedra - 60 kV 85% 93% 101% 109% 116% 124%

LT Chavarría - Oquendo - 60 kV 84% 92% 99% 107% 114% 122%LT Chavarría - Tomas Valle 2 - 60 kV 89% 96% 103% 110% 117% 124%

Nivel de Carga


Saturación de Líneas ATSimple contingencia N-1 : Sistema Lima Norte (Cont.)

Componente Bajo Contingencia Componente Afectado 2007 2008 2009 2010 2011 2012LT Chavarría - Mirones - 60 kV 1 ó 2 LT Chavarría - Mirones - 60 kV el otro 100% 110% 119% 129% 138% 148%

LT Mirones - Barsi 60 kV 59% 64% 68% 73% 78% 83%LT Barsi - Pando 60 kV 62% 67% 72% 77% 81% 86%

LT Barsi - Pershing 60 kV LT Barsi - Maranga 60 kV 150% 161% 172% 183% 194% 205%LT Maranga - Pershing 60 kV 105% 112% 119% 126% 133% 140%LT Barsi - Santa Marina 60 kV 1 61% 67% 72% 78% 84% 89%LT Barsi - Santa Marina 60 kV 2 56% 62% 67% 72% 78% 83%

LT Barsi - Maranga 60 kV LT Barsi - Pershing 60 kV 90% 96% 103% 109% 116% 122%LT Barsi - Santa Marina 60 kV 1 87% 94% 102% 110% 118% 125%LT Barsi - Santa Marina 60 kV 2 80% 87% 95% 102% 109% 116%LT Maranga - Santa Marina 60 kV 105% 112% 119% 127% 134% 141%

LT Maranga - Santa Marina 60 kV LT Barsi - Maranga 60 kV 118% 126% 134% 143% 151% 159%LT Barsi - Pershing 60 kV 58% 62% 66% 70% 74% 77%

LT Maranga - Pershing 60 kV LT Barsi - Pershing 60 kV 92% 98% 104% 110% 116% 122%LT Barsi - Maranga 60 kV 73% 79% 85% 91% 97% 103%

LT Barsi - Santa Marina 60 kV 1 LT Barsi - Maranga 60 kV 117% 126% 135% 144% 153% 162%LT Barsi - Pershing 60 kV 60% 63% 67% 71% 74% 78%LT Barsi - Santa Marina 60 kV 2 82% 90% 98% 106% 113% 121%

LT Barsi - Santa Marina 60 kV 2 LT Barsi - Maranga 60 kV 115% 124% 133% 142% 151% 159%LT Barsi - Santa Marina 60 kV 1 84% 92% 100% 108% 116% 124%LT Barsi - Pershing 60 kV 59% 63% 67% 71% 74% 78%

LT S Rosa A - S Rosa N 60 kV L-701 LT Tacna - S Rosa 60 kV L-607 117% 128% 139% 150% 161% 172%LT Tacna - S Rosa 60 kV L-614 120% 131% 143% 154% 165% 177%LT S Rosa Vieja - Tacna 60 kV L-613 56% 66% 76% 86% 96% 106%

LT Tacna - S Rosa 60 kV L-607 LT Tacna - S Rosa 60 kV L-614 118% 125% 133% 140% 147% 154%LT S Rosa A - S Rosa N 60 kV L-701 96% 109% 121% 133% 146% 158%

LT Tacna - S Rosa 60 kV L-614 LT Tacna - S Rosa 60 kV L-607 116% 123% 130% 137% 144% 151%LT S Rosa A - S Rosa N 60 kV L-701 94% 106% 118% 130% 142% 155%

LT S Rosa N - Canto Grande 60 kV LT S Rosa N - Jicamarca 60 kV 151% 156% 162% 167% 173% 173%LT Canto Grande - Jicamarca 60 kV 122% 128% 134% 140% 146% 146%

LT S Rosa N - Jicamarca 60 kV LT S Rosa N - Canto Grande 60 kV 129% 139% 148% 158% 168% 178%LT Canto Grande - Jicamarca 60 kV LT S Rosa N - Canto Grande 60 kV 100% 109% 117% 125% 133% 141%

Nivel de Carga


Saturación de Líneas ATSimple contingencia N-1 : Sistema Eléctrico Huaral - Chancay

Componente Bajo Contingencia Componente Afectado 2007 2008 2009 2010 2011 2012LT Ancón - Huaral - 60 kV LT Zapallal - Chancay - 60 kV 76% 90% 103% 116% 130% 143%LT Zapallal - Chancay - 60 kV LT Zapallal - Ancón - 60 kV 93% 99% 105% 111% 117% 122%

LT Ancón - Huaral - 60 kV 83% 89% 89% 89% 89% 89%

Nivel de Carga

Simple contingencia N-1 : Sistema Eléctrico Huacho - Supe

C om ponen te B a jo Con tingencia C om pon ente A fectado 20 07 20 0 8 2 00 9 2 01 0 2 01 1 2 0 12LT H uacho (REP) - Huacho Ede lnor 66 kV LT Param onga Ex istente (REP) - Supe 66 kV 1 62 % 1 75 % 1 8 9% 20 2% 21 5% 2 29 %LT Param onga Existente (REP) - Supe 66 kVLT Huacho (REP) - Huacho Ede lnor 66 kV 64% 68% 72% 76% 80% 84%

N ive l de Carga


Resumen de Inversiones Líneas AT


RESUMEN DE COSTOS DE INVERSIÓN US$

SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR : LIMA NORTE, HUARAL CHANCAY, HUACHO SUPE

INVERSIONAÑO MAT MAT/AT AT AT/MT TOTAL2007 ‐ 5.946.024 ‐ ‐ 5.946.024 2008 1.810.020 3.228.628 2.707.989 1.524.327 9.270.964 2009 1.837.453 2.916.729 5.836.710 10.607.815 21.198.707 2010 10.495.373 ‐ 351.152 5.781.797 16.628.322 2011 2.578.506 3.044.348 ‐ 4.689.664 10.312.518 2012 21.192.989 9.300.022 ‐ 1.483.601 31.976.613

95.333.148


PLAN DE INVERSIONES

5,959,27

21,2016,63

10,31

31,98

-

5

10

15

20

25

30

35

2007 2008 2009 2010 2011 2012

Año

Cos

to In

vers

ión(

Mill

ones

US$

)


SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR : LIMA NORTE, HUARAL CHANCAY, HUACHO SUPE

Titular 1 COYM COYM ACUMULADOAÑO MES MAT MAT/AT AT AT/MT TOTAL MAT MAT/AT AT AT/MT TOTAL2007 02 0,00 114 346,76 0,00 0,00 114 346,76 0,00 114 346,76 0,00 0,00 114 346,762007 12 0,00 88 283,31 0,00 0,00 88 283,31 0,00 202 630,07 0,00 0,00 202 630,072008 04 0,00 0,00 4 552,43 6 899,90 11 452,33 0,00 202 630,07 4 552,43 6 899,90 214 082,402008 06 0,00 0,00 0,00 21 663,32 21 663,32 0,00 202 630,07 4 552,43 28 563,22 235 745,722008 07 0,00 0,00 0,00 4 676,91 4 676,91 0,00 202 630,07 4 552,43 33 240,14 240 422,632008 09 0,00 0,00 0,00 10 019,78 10 019,78 0,00 202 630,07 4 552,43 43 259,91 250 442,412008 11 61 393,69 110 096,21 85 352,82 11 690,72 268 533,44 61 393,69 312 726,28 89 905,25 54 950,64 518 975,852009 11 0,00 99 460,45 193 778,79 278 500,30 571 739,54 61 393,69 412 186,74 283 684,03 333 450,94 1 090 715,402009 12 62 657,15 0,00 0,00 83 200,91 145 858,06 124 050,84 412 186,74 283 684,03 416 651,85 1 236 573,462010 11 357 892,23 0,00 11 658,24 195 666,80 565 217,27 481 943,07 412 186,74 295 342,27 612 318,65 1 801 790,722011 11 87 927,04 103 697,27 0,00 167 263,55 358 887,85 569 870,11 515 884,00 295 342,27 779 582,20 2 160 678,582012 11 722 680,94 317 130,76 0,00 53 932,38 1 093 744,07 1 292 551,04 833 014,76 295 342,27 833 514,58 3 254 422,65


PEAJES Y FORMULA DE ACTUALIZACIÓN


Cálculo del Peaje Unitario Para el Área de Demanda analizado, el CMA se recupera mediante el peaje unitario (PU), determinado para cada nivel de tensión, como el cociente del valor presentedel flujo de CMA-IT anuales y demandas mensuales para un horizonte de 5 años. Secalcula mediante la siguiente expresión:

Donde: PU : Peaje Unitario expresado en ctms S/./kWh CMA : Costo Medio Anual o parte del CMA asignado a los Usuarios,

expresado al 30 de abril de cada año, en miles S/. α : Tasa de Actualización anual, según el Art. 79° de la LCE o el que

la sustituya β : Tasa de actualización mensual calculada con la tasa de

actualización anual, obtenida mediante la siguiente expresión:

β= (1 + α ) 1/12 – 1 n : Horizonte para cálculo de peaje, equivalente a 5 años Dj : Demanda mensual, expresada a fin de mes en GWh

i : Índice de variación del año

j : Índice de variación del mes El cálculo del peaje ha sido efectuado para cada uno de los siguientes componentes,según nivel de tensión:

− Red de Muy Alta Tensión (MAT) − Transformación MAT/AT − Red de Alta Tensión (AT) − Trasformación AT/MT


OSINERGMIN F-515PEAJE (PU) POR NIVEL DE TENSION

AREA DE DEMANDA: 6 Tipo de Cambio 2,851 S/. / US$

TITULAR 1 VP CI VP COyM -VP IT PEAJE ANUAL VP ENERGIA PU PU ACUMUL.Mil S/. Mil S/ Mil S/ Mil S/ MWh ctmsS/./kWh ctmsS/./kWh

Transporte MAT 23 846,35 6 547,00 41 138,50 25 394 806,23 0,1620 0,1620

Transformación MAT/AT 20 403,98 5 602,66 66 862,00 25 394 806,23 0,2633 0,4253

Transporte AT 10 531,05 2 816,34 93 287,88 25 394 806,23 0,3674 0,7926

Transformación AT/MT 23 283,41 6 462,61 120 413,89 24 711 830,46 0,4873 1,2799

TOTAL AREA VP CI VP COyM -VP IT PEAJE ANUAL VP ENERGIA PU PU ACUMUL.Mil S/. Mil S/ Mil S/ Mil S/ MWh ctmsS/./kWh ctmsS/./kWh

Transporte MAT 23 846,35 6 547,00 0,00 41 138,50 25 394 806,23 0,1620 0,1620

Transformación MAT/AT 20 403,98 5 602,66 0,00 66 862,00 25 394 806,23 0,2633 0,4253

Transporte AT 10 531,05 2 816,34 0,00 93 287,88 25 394 806,23 0,3674 0,7926

Transformación AT/MT 23 283,41 6 462,61 0,00 120 413,89 24 711 830,46 0,4873 1,2799


OSINERGMIN F-510FACTORES DE PERDIDAS MEDIAS

AREA DE DEMANDA: 6Factores Factores

Individuales (1) Acumulados (2)TRANSMISIÓN EN MAT

FPMdP 1,0007 1,0007FPMdE 1,0006 1,0006

TRANSFORMACION MAT/ATFPMdP 1,0068 1,0075FPMdE 1,0053 1,0059

TRANSMISIÓN EN ATFPMdP 1,0088 1,0164FPMdE 1,0059 1,0119

TRANSFORMACION AT/MTFPMdP 1,0079 1,0244FPMdE 1,0065 1,0184


OSINERGMIN F-522FACTORES DE ACTUALIZACION DE LOS CMA Y PEAJES

Sistema Eléctrico a Remunerar:

SSTDVALOR PRESENTE

Partes Procedencia Procedencia Aluminio CobreExtranjera Nacional Total

Mil S/. Mil S/. Mil S/. Mil S/. Mil S/.Transporte MAT 6.259,51 4.467,80 113,07 5,11 10.845,49Transformación MAT/AT 24.537,63 14.646,19 0,00 847,93 40.031,75Transporte AT 43.043,48 43.043,48 1.315,82 8,93 87.411,72Transformación AT/MT 23.644,38 65.907,71 0,00 1.276,17 90.828,25

TOTAL 97.485,00 128.065,18 1.428,89 2.138,14 229.117,21COEFICIENTES


Transporte MAT 0,5772 0,4119 0,0104 0,0005 1,0000Transformación MAT/AT 0,6130 0,3659 0,0000 0,0212 1,0000Transporte AT 0,4924 0,4924 0,0151 0,0001 1,0000Transformación AT/MT 0,2603 0,7256 0,0000 0,0141 1,0000

TOTAL 0,4255 0,5590 0,0062 0,0093 1,00

OTROS TIPOS DE SISTEMASVALOR PRESENTE


Mil S/. Mil S/. Mil S/. Mil S/. Mil S/.Transporte MAT 14.831,30 18.004,31 197,18 46,49 33.079,28Transformación MAT/AT 17.138,73 12.482,17 0,00 2.511,02 32.131,93Transporte AT 6.117,32 9.160,86 741,84 9,51 16.029,53Transformación AT/MT 8.877,51 23.898,17 0,00 1.327,01 34.102,69

TOTAL 46.964,87 63.545,51 939,02 3.894,03 115.343,43COEFICIENTES


Transporte MAT 0,4484 0,5443 0,0060 0,0014 1,0000Transformación MAT/AT 0,5334 0,3885 0,0000 0,0781 1,0000Transporte AT 0,3816 0,5715 0,0463 0,0006 1,0000Transformación AT/MT 0,2603 0,7008 0,0000 0,0389 1,0000

TOTAL 0,4072 0,5509 0,0081 0,0338 1,00

LIMA NORTE, HUARAL CHANCAY, HUACHO SUPE

ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO PARA FIJACIÓN DE PEAJES DE ... · consultores asociados en ingenierÍa...

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