1 Luz del Sur...1. Datos Generales de Luz del Sur. 2. Marco Legal. 3. Participación de la Tarifa...

Propuesta Tarifaria de los Sistemas Propuesta Tarifaria de los Sistemas Secundario de TransmisiSecundario de Transmisióón y Complementario n y Complementario

de Transmiside Transmisióón de Luz del Sur n de Luz del Sur (2009(2009--2013)2013)

www.luzdelsur.com.pe

““Llevamos mLlevamos máás que luzs que luz””

Audiencia PAudiencia Púúblicablica05 de Agosto de 200805 de Agosto de 2008

1.1. Datos Generales de Luz del Sur.Datos Generales de Luz del Sur.2.2. Marco Legal.Marco Legal.3.3. ParticipaciParticipacióón de la Tarifa correspondiente al SST en la n de la Tarifa correspondiente al SST en la

Estructura Tarifaria.Estructura Tarifaria.4.4. Procedimiento de CProcedimiento de Cáálculo de la Propuesta Tarifaria.lculo de la Propuesta Tarifaria.5.5. ProyecciProyeccióón de la Energn de la Energíía y potencia.a y potencia.6.6. DeterminaciDeterminacióón del Sistema Eln del Sistema Elééctrico a Remunerar (SER).ctrico a Remunerar (SER).

Red de MAT y Subestaciones MAT/AT.Red de MAT y Subestaciones MAT/AT.Red de AT y Subestaciones AT/MT.Red de AT y Subestaciones AT/MT.

7.7. Plan de Inversiones (Periodo 2009 Plan de Inversiones (Periodo 2009 –– 2014).2014).8.8. DeterminaciDeterminacióón del Costo de Inversin del Costo de Inversióón (CI).n (CI).9.9. DeterminaciDeterminacióón del Costo de Operacin del Costo de Operacióón y Mantenimiento (COyM).n y Mantenimiento (COyM).10.10. Propuesta.Propuesta.

CONTENIDOCONTENIDO

Datos Generales de Luz del SurDatos Generales de Luz del Sur

INFORMACIINFORMACIÓÓN GENERALN GENERAL

Área de Concesión: 2 769 km2

Máxima Demanda: 899 MW (Diciembre 2007)

19 Clientes a Peaje

781 534 Total

20 381 Otros

2 837 Industrial

54 805 Comercial

703 511 Residencial

CLIENTESCATEGORÍA

Número de clientes (Diciembre 2007)

Marco LegalMarco Legal

Res. OSINERG N° 775-2007-OS/CD (03.ENE.2008)"Procedimientos para Fijación de Precios Regulados”.

Res. OSINERG N° 323-2008-OS/CD (14.ENE.2008)"Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión”.

NORMAS ESPECNORMAS ESPECÍÍFICASFICAS

Res. OSINERG N° 634-2007-OS/CD (25.OCT.2007)"Áreas de Demanda a que se refiere el Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, aplicables al periodo mayo 2009 – abril 2015”.

Res. OSINERG N° 635-2007-OS/CD (25.OCT.2007)"Porcentajes para Determinar el Costo Anual Estándar de Operación y Mantenimiento de las Instalaciones de Transmisión”.

Res. OSINERG N° 022-2008-OS/CD (10.ENE.2008)"Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica”.

Res. OSINERG N° 024-2008-OS/CD (10.ENE.2008)“Procedimiento de Altas y Bajas en Sistemas de Transmisión”.

Res. OSINERG N° 343-2008-OS/CD (11.ABR.2008)“Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión”.

CRITERIOS Y METODOLOGCRITERIOS Y METODOLOGÍÍAA

ParticipaciParticipacióón de la Tarifa n de la Tarifa correspondiente al SST en la correspondiente al SST en la

Estructura TarifariaEstructura Tarifaria

Generación

Transmisión Secundaria

Distribución

Peaje Tubería Principal de Gas

49,3 %

0,8 %

5,1 %

40,7 %

COMPOSICICOMPOSICIÓÓN DE LA TARIFA RESIDENCIALN DE LA TARIFA RESIDENCIAL(Julio 2008)(Julio 2008)

Transmisión Principal 4,1 %

Procedimiento de CProcedimiento de Cáálculo de la lculo de la Propuesta TarifariaPropuesta Tarifaria

ESQUEMA GENERAL DE CESQUEMA GENERAL DE CÁÁLCULO DEL LCULO DEL PEAJE UNITARIO (PU)PEAJE UNITARIO (PU)

Información básica del Sistema de Transmisión

Proyección de la Demanda

Costos Estándares de Inversión

Porcentajes de COyM

Sistema Eléctrico a Remunerar (SER)

• CMA

• PU

• Fórmulas de actualización

Inversiones propuestas

2009-2013

COMPONENTES DEL COSTO MEDIO ANUAL COMPONENTES DEL COSTO MEDIO ANUAL (CMA)(CMA)

Altas y Bajas

(Julio 2006 – Abril 2009)

Plan de Inversiones 2009 – 2013

SST

(al 23 de Julio del 2006)

+

+

∑

∑

=

=

+

+= 12*

1

1

10)1(

)1(n

jj

j

n

ii

i

xD

CMA

PU

β

α

PU : Peaje Unitario expresado en ctms S/./kWh

CMA : Costo Medio Anual en miles S/. (al 30 de abril de cada año)

α : Tasa de Actualización anual (12%)

β : Tasa de actualización mensual

N : Horizonte para cálculo de peaje (5 años)

Dj : Demanda mensual, expresada a fin de mes en GWh

i : Índice de variación del año

j : Índice de variación del mes

CCÁÁLCULO DEL PEAJE UNITARIO (PU)LCULO DEL PEAJE UNITARIO (PU)

[ ]100

2/)(*)(**8760*2

)(** 11

1

1 −−− −+−+

−=∑ nnnn

nnnn

SSTDFPMGEFPMGEPEmPPDn

fcFPMGPFPMGPPPBDCMA

Donde:

CMA : CMA del SSTD del titular en Nuevos Soles (S/.)

N : Nivel de tensión 1=MAT, 2=AT y 3=MT

Dn : Sumatoria de las demandas de energía aguas abajo de cada nivel de tensión “n”

Pn : Peaje secundario acumulado del nivel de tensión “n” en ctm S/./kWh

Pn-1 : Peaje secundario acumulado del nivel de tensión “n-1” en ctm S/./kWh

FPMGPn-1 : Factor de pérdidas marginales de potencia acumulado

PPB : Precio de Potencia en la Barra de Referencia de Generación, en S/.kW-año

PEm : Precio medio de energía en la Barra de Referencia de Generación (BRG)

PEBP : Precio de energía en la BRG en horas de punta

PEBF : Precio de energía en la BRG en horas fuera de punta

PEAJE CORRESPONDIENTE AL SSTPEAJE CORRESPONDIENTE AL SST

ProyecciProyeccióón de la Energn de la Energíía y a y PotenciaPotencia

Criterios :

• La proyección de demanda se realizó a 10 años.

• Se utilizaron métodos de proyección que consideran la estadística del Producto Bruto Interno (PBI), la evolución de número de clientes, del consumo y del precio promedio de la energía.

• También se consideraron aspectos de desarrollo urbano y otras variables.

Procedimiento :

1. Se utilizó dos métodos para proyectar la energía: econométrico y de tendencias.

2. Se realizó la proyección de las ventas de energía a usuarios sin incluir las pérdidas MT y BT, las cuales se agregaron posteriormente para convertir la proyección de energía a proyección de potencia.

3. Se solicitó las proyecciones de demanda de los clientes libres propios y deotros suministradores.

4. La proyección se realizó para el total de la demanda y luego se desagregópor nivel de tensión, distrito y sector de consumo.

PROYECCIPROYECCIÓÓN DE LA ENERGN DE LA ENERGÍÍA Y POTENCIAA Y POTENCIA

Año Optimista Medio Pesimista

2007 5.548 5.548 5.548

2008 6.023 5.941 5.905

2009 6.556 6.347 6.255

2010 7.102 6.733 6.570

2011 7.692 7.131 6.885

2012 8.331 7.546 7.208

2013 9.016 7.977 7.535

2014 9.753 8.428 7.873

2015 10.542 8.896 8.217

2016 11.390 9.385 8.571

2017 12.294 9.891 8.933

2018 13.264 10.420 9.304

2019 14.300 10.968 9.684

2020 15.411 11.542 10.076

2021 16.602 12.140 10.479

2022 17.880 12.766 10.895

1er Quinquenio

(2008-2012)8,47% 6,35% 5,37%

2do Quinquenio

(2013-2017)8,09% 5,56% 4,38%

2do Quinquenio

(2018-2022)7,78% 5,24% 4,05%

(2007-2022)

15 años8,11% 5,71% 4,60%

Resumen de la PROYECCION AGREGADA

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

18.000

20.000

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

Años

GW

h

Optimista Medio Pesimista

PROYECCIPROYECCIÓÓN DE VENTAS DE ENERGN DE VENTAS DE ENERGÍÍA A (GWh)(GWh)

AT

MT

MT1 MTi

MT2

SED1

SED2

SEDi

CL

MáximaDemanda

SET

∑= iTRSET DSMD 1 ∑= iTRSET DSDS 2

MDTR 1

DS1 SETDS2 LDS

MDTR 2

DS1 SETDS2 LDS

MDTR 1 > DS1 > DS2

AL1 ALi ALn

MDAL 1

ds1 SETds2 LDS

Todo el año1 Semana1 día

PROYECCIPROYECCIÓÓN DE LA DEMANDA DE N DE LA DEMANDA DE POTENCIAPOTENCIA

Distritos:

- Lima

- Lince

………

Sectores deconsumo:

- Residencial- A.P.- Otros

(Comercial Industrial)

……………

Año Base “0”

……...

Año 1

………

Año 20

………

Distritos y sectores de consumo:

Proyección de la Energía


BT

0

5

1

.

*.

Año

iii

SED SEDVentas

FactorCategVentasFactor

X

∑==

Factores de crecimiento: Subestaciones de Distribución (SEDs)

Sectores deconsumo:

- Residencial- Comercial- Industrial- A.P.- Otros-----------------

SED “X”

VentaAño Base “0”

1000650200

50100

---------2000

Factor Año 1

1,031,051,051,011,05-------1,041

SED

Res1 Resi

Res2

Ind1

Otri

Indi

Com1

ComiAPi

Venta proyectadaAño 1

1030683214

51104

--------2081

SED “X”

MT

En general:

i=1…5: Res, Com, Ind, AP y Otros

UbicaciónDistrito:

Ate-Vitarte


DeterminaciDeterminacióón del Sistema n del Sistema ElElééctrico a Remunerar (SER)ctrico a Remunerar (SER)

Criterios :

• El SER corresponde a la alternativa de mínimo costo total (Inversión + COyM + pérdidas) que cumpla con las normas en el horizonte fijado.

• En la evaluación se tomaron en cuenta los diferentes componentes del sistema MAT, AT y MT.

Procedimiento :

• Se determinó la configuración del Sistema Eléctrico para el año 1.

• Se desarrolló un plan de expansión a 10 años, basado en un plan a 20 años.

• Se determinó la configuración del Sistema Eléctrico para el año 10.

• Se definió el desarrollo progresivo de dicho Sistema para los años 2, 3, 4, 5, 7 y 8.

DETERMINACIDETERMINACIÓÓN DEL SERN DEL SER

El método desarrollado comprende seis etapas principales:

1. Proyección espacial de la carga.

2. Proyección de la demanda en SET’s MAT/AT y AT/MT existentes.

3. Determinación de nuevas SET’s AT/MT y MAT/AT.

4. Proyección de la demanda en SET’s MAT/AT y AT/MT existentes y nuevas.

5. Planteamiento de alternativas y desarrollo de la red para el año final del horizonte (año 10).

6. Determinación del SER para los años 1,2,… y 10, tomando como punto de partida la red correspondiente al SER del año 2008, definiendo el desarrollo progresivo de la red, buscando siempre como objetivo alcanzar el SER del año 10 previamente definido.

MMÉÉTODOTODO

Red de MAT y Subestaciones Red de MAT y Subestaciones MAT/ATMAT/AT

SANTA ROSAINDUSTRIALES (Año 02)

SURQUILLO (Año 08)

BALNEARIOS

SAN JUAN

LURIN (Año 08)

CHILCA

UBICACIUBICACIÓÓN DE SUBESTACIONES MAT/AT N DE SUBESTACIONES MAT/AT EXISTENTES Y PROYECTADASEXISTENTES Y PROYECTADAS

INGRESO DE NUEVAS SETs MAT/ATINGRESO DE NUEVAS SETs MAT/AT(Periodo 2009 (Periodo 2009 –– 2018)2018)

Surquillo2016

Lurín2016

Los Industriales2010

SET MAT/ATAÑO

ESQUEMA UNIFILAR DE LA RED MATESQUEMA UNIFILAR DE LA RED MAT(SER 2018)(SER 2018)

Red de AT y Subestaciones Red de AT y Subestaciones AT/MTAT/MT

SAN MATEO

SURCOCHOSICA

ÑAÑAHUACHIPA

SANTA CLARA

SANTA ANITA

PUENTEINGENIEROS

LA PLANICIEMONTERRICO

LOS SAUCES (Año 07)

GALVEZ

MEXICO (Año 08)

LIMATAMBO

SAN ISIDRO

NEYRA

CORPAC (Año 04)

BARRANCO

CHORRILLOS

CIENEGUILLA Año (02)

VILLA MARIA

VILLA SALVADOR

CEMENTOS LIMA

PACHACAMAC

LURIN

LURIN

PRADERAS

SAN BARTOLO

BUJAMA

UBICACIUBICACIÓÓN DE SUBESTACIONES AT/MT N DE SUBESTACIONES AT/MT EXISTENTES Y PROYECTADASEXISTENTES Y PROYECTADAS

México2016

Los Sauces2015

Córpac2012

Cieneguilla2010

SET AT/MTAÑO

INGRESO DE NUEVAS SETs AT/MTINGRESO DE NUEVAS SETs AT/MT(Periodo 2009 (Periodo 2009 –– 2018)2018)

ESQUEMA UNIFILAR DE LA RED ATESQUEMA UNIFILAR DE LA RED AT(SER 2018)(SER 2018)

Plan de InversionesPlan de Inversiones(Periodo 2009 (Periodo 2009 –– 2014)2014)

PLAN DE INVERSIONESPLAN DE INVERSIONES(A(Añño 2009)o 2009)

AgostoCeldas 22,9 kV y 10 kVCeldas MT

NoviembreTransformador de 40/40/40 MVA - 60/22,9/10 kV en SET PuenteSETs AT/MT

OctubreTransformador de 40/40/40 MVA - 60/22,9/10 kV en SET PraderasSETs AT/MT

OctubreTransformador de 50 MVA - 60/10 kV en SET NeyraSETs AT/MT

SeptiembreTransformador 50 MVA - 60/10 kV de ReservaSETs AT/MT

SeptiembreTransformador de 25 MVA - 60/10 kV en SET MonterricoSETs AT/MT

SeptiembreTransformador de 25 MVA - 60/10 kV en SET IngenieriosSETs AT/MT

SeptiembreTransformador de 50 MVA - 60/10 kV en SET Villa MaríaSETs AT/MT

OctubreL.T. Gálvez - San Isidro: 60 kV XLPE 600 mm2 Simple Terna 2,5 km Linea AT

JulioL.T. Gálvez - San Isidro: 60 kV AAAC 380 mm2 Simple Terna 2,5 km Linea AT

SeptiembreL-611/L-613 Cambio de Conductor Drv. Monterrico - De AAAC 304 mm2 a AAAC 380 mm2Linea AT

FebreroInterconexión L-606 - L-655, AAAC 304 mm2 Simple Terna 0,65 km Linea AT

MarzoCuarto Transformador MAT/AT 120 MVA SET BalneariosSETs MAT/AT2009

MesDescripciónElementoAño


MayoCeldas 22,9 kV y 10 kVCeldas MT

DiciembreTransformador de 25 MVA - 60/10 kV en SET La PlanicieSETs AT/MT

NoviembreTransformador de 25 MVA - 60/10 kV en SET BarrancoSETs AT/MT

AgostoTransformador 40/40/40 MVA - 60/22,9/10 kV en SET HuachipaSETs AT/MT

JulioTransformador 50 MVA - 60/10 kV en SET BalneariosSETs AT/MT

JunioNueva SET Cieneguilla 25/25/10 MVASETs AT/MT

JunioTransformador 50 MVA - 60/10 kV en SET SalamancaSETs AT/MT

MayoTransformador 50 MVA - 60/10 kV en SET GálvezSETs AT/MT

AbrilTransformador de 40/40/40 MVA - 60/22,9/10 kV en SET ÑañaSETs AT/MT

MarzoTransformador 50 MVA - 60/10 kV en SET LimatamboSETs AT/MT

NoviembreL.T. Industriales - Planicie: 60k V XLPE 600mm2 Simple Terna 2,3 kmLinea AT

NoviembreL.T. Industriales - Planicie: 60 kV AAAC 380 mm2 Simple Terna 3,1 kmLinea AT

NoviembreL.T. Industriales - Planicie: 60 kV AAAC 380 mm2 Simple Terna 1,7 kmLinea AT

NoviembreL.T. Industriales - Planicie: 60 kV XLPE 600 mm2 Simple Terna 1,0 kmLinea AT

JunioL.T. Balnearios Limatambo: 60 kV XLPE 800 mm2 Simple Terna 4,71 kmLinea AT

OctubreL.T Puente - Industriales – L-609/610: 60 kV XLPE 800 mm2 Doble Terna 0,8 km Linea AT

OctubreL.T Industriales – L-609/610: 60 kV XLPE 800 mm2 Doble Terna 0,8 km Linea AT

DiciembreL.T. Cieneguilla - Planicie: 60 kV AAAC 120 mm2 Doble Terna 20 km Linea AT

FebreroL.T. San Bartolo - Chilca: 60 kV AAAC 304 mm2 Simple Terna 16,74 kmLinea AT

AbrilAumento de 1 celda de línea 60 kV en PraderasLinea AT

OctubreNueva SET MAT/AT Los Industriales 120 MVASETs MAT/AT

FebreroCambio de TRF MAT/AT 120 MVA a 180 MVA en SET San JuanSETs MAT/AT

OctubreL.T. Industriales - L-2010: 220 kV AAAC 500 mm2 Doble Terna 0,5 km Linea MAT2010




SeptiembreTransformador de 25/25/25 MVA - 60/22,9/10 kV en SET San BartoloSETs AT/MT

AgostoTransformador de 25 MVA - 60/10 kV en SET Santa ClaraSETs AT/MT

JulioTransformador de 25 MVA - 60/10 kV en SET BujamaSETs AT/MT

AbrilTransformador 50 MVA - 60/10 kV en SET San IsidroSETs AT/MT

MarzoTransformador 50 MVA - 60/10 kV en SET PuenteSETs AT/MT

AgostoL.T. Balnearios Limatambo: 60 kV XLPE 800 mm2 Simple Terna 4,71 km (Segunda Terna)Linea AT

JunioL.T. Industriales - Santa Anita: 60 kV AAAC 380 mm2 Simple Terna 1,4 kmLinea AT

JunioL.T. Industriales - Santa Anita: 60 kV AAAC 380 mm2 Simple Terna 1,7 kmLinea AT

JunioL.T. Industriales - Santa Anita: 60 kV XLPE 600 mm2 Simple Terna 1,0 kmLinea AT

MayoPermuta entre Líneas de Transmisión L-627/L-628 y L-609/L-610Linea AT

AbrilAdición de TRF MAT/AT 85 MVA en SET IndustrialesSETs MAT/AT

FebreroCambio de TRF MAT/AT 85 MVA a 120 MVA en SET ChilcaSETs MAT/AT

FebreroCambio de TRF MAT/AT 120 MVA a 180 MVA en SET Santa RosaSETs MAT/AT2011




SeptiembreTransformador de 17,2 MVA - 60/10 kV en SET San JuanSETs AT/MT

OctubreNueva SET Córpac 50 MVASETs AT/MT

AgostoTransformador 40/40/40 MVA - 60/22,9/10 kV en SET ChorrillosSETs AT/MT

JulioTransformador 50 MVA - 60/22,9 kV en SET Santa AnitaSETs AT/MT

OctubreL.T. Drv. Córpac - Córpac: Nuevo Enlace 138 kV XLPE 600 mm2 Doble Terna 1,2 kmLinea AT

MayoCambio de Conductor de AAAC 304 mm2 a AAAC 500mm2 Doble Terna 3,43 km - L-631/L-632Linea AT

FebreroCambio de TRF MAT/AT 85 MVA a 120 MVA en SET Los IndustrialesSETs MAT/AT

AbrilCambio de TRF MAT/AT 120 MVA a 180 MVA en SET San JuanSETs MAT/AT2012




OctubreTransformador de 10/10/3,3 MVA - 60/22,9/10 kV en SET San MateoSETs AT/MT

AgostoTransformador de 25/25/10 MVA - 60/22,9/10 kV en SET ChilcaSETs AT/MT

JulioTransformador de 40/30/20 MVA - 60/22,9/10 kV en SET Santa ClaraSETs AT/MT

JunioTransformador de 40 MVA - 60/10 kV en SET LimatamboSETs AT/MT

MayoTransformador de 25/25/25 MVA - 60/22,9/10 kV en SET PraderasSETs AT/MT

AbrilTransformador 50 MVA - 60/22,9 kV en SET LurínSETs AT/MT

FebreroTransformador 50 MVA - 60/10 kV en SET PuenteSETs AT/MT

AbrilNuevo enlace Santa Rosa - Gálvez 4,65 km XLPE 800 mm2Linea AT

NoviembreCambio de Conductor AAAC 304 mm2 Simple Terna 6,2 km - L-622Linea AT

SetiembreCambio de Conductor AAAC 304 mm2 Simple Terna 15,05 km - L-639Linea AT

JulioCambio de Conductor AAAC 304 mm2 Doble Terna 6,4 km - L-677/L-678Linea AT

MayoL.T. Barranco - Chorrillos: 60kV AAAC 304mm2 Simple Terna 6 kmLinea AT2013



AbrilCeldas 22,9 kV y 10 kVCeldas MT

AbrilTransformador de 40 MVA - 60/10 kV en SET Santa AnitaSETs AT/MT

MarzoTransformador 50 MVA - 60/10 kV en SET NeyraSETs AT/MT

FebreroTransformador 50 MVA - 60/10 kV en SET BarrancoSETs AT/MT

EneroTransformador 50 MVA - 60/10 kV en SET BalneariosSETs AT/MT

FebreroAdición de TRF MAT/AT 85 MVA en SET ChilcaSETs MAT/AT

AbrilCambio de TRF MAT/AT 120 MVA a 180 MVA en SET Los IndustrialesSETs MAT/AT2014


DeterminaciDeterminacióón del Costo de n del Costo de InversiInversióón (CI)n (CI)

Método de cálculo :

• Para el SST.-

Se utilizó la fórmula indicada en la Norma Tarifas y

Compensaciones para SST y SCT.

• Para el SCT.-

Se tomaron los metrados obtenidos año a año del SER.

Se utilizó la “Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión”, aprobada por Resolución de Consejo Directivo del OSINERGMIN N° 343-2008-OS/DC.

Se calculó el CI en base a los dos anteriores.

Rubros considerados :

• Terrenos y obras civiles.• Equipos y materiales.• Montaje.

COSTO DE INVERSICOSTO DE INVERSIÓÓNN

RESUMEN DEL COSTO DE INVERSIRESUMEN DEL COSTO DE INVERSIÓÓN POR TRANSFORMACIN POR TRANSFORMACIÓÓN Y N Y TRANSPORTETRANSPORTE

(Periodo 2009(Periodo 2009--2013)2013)

21 210,8040 971,7717 808,985 147,615

AT/MTATMAT/ATMAT

18 383,3434 109,5214 373,175 147,614

12 301,8226 971,3014 373,175 147,613

11 605,5015 324,6311 093,885 147,612

6 386,096 163,963 337,420,001

MILES US$AÑO

NOTA: Las inversiones corresponden al año tarifario comprendido entre los meses de mayo del año en curso y abril del año siguiente.

DeterminaciDeterminacióón del Costo de n del Costo de OperaciOperacióón y Mantenimiento n y Mantenimiento

(COyM)(COyM)

Método de cálculo :

• Se tomó las inversiones obtenidas año a año para el SER.

• Se utilizó los porcentajes sobre los costos de inversión, aprobados por Resolución de Consejo Directivo del OSINERGMIN N° 635-2007-OS/CD.

• Se calculó el COyM en base a los dos anteriores.

Rubros considerados :

• Costo directo de operación.• Costo directo de mantenimiento.• Costos indirectos.

COSTO DE OPERACICOSTO DE OPERACIÓÓN Y MANTENIMIENTON Y MANTENIMIENTO

RESUMEN DEL COSTO DE OPERACIRESUMEN DEL COSTO DE OPERACIÓÓN Y MANTENIMIENTO POR N Y MANTENIMIENTO POR TRANSFORMACITRANSFORMACIÓÓN Y TRANSPORTEN Y TRANSPORTE

(Periodo 2009(Periodo 2009--2013)2013)

897,691 636,84791,42233,035

AT/MTATMAT/ATMAT

718,491 266,83602,30208,064

461,50924,90537,77185,773

391,51507,00380,31165,862

202,12195,70111,680,001

MILES US$AÑO

NOTA: Los costos corresponden al año tarifario comprendido entre los meses de mayo del año en curso y abril del año siguiente.

PropuestaPropuesta

0,5423Acumulados a MT

0,3353Acumulados a AT

ctm. US$ / kWhPeajes Unitarios Acumulados

0,2070Transformación AT/MT

0,1943Transmisión AT

0,1188Transformación MAT/AT

0,0221Transmisión MAT

ctm. US$ / kWhPeajes Unitarios

RESULTADO DE LOS PEAJES POR COMPONENTE RESULTADO DE LOS PEAJES POR COMPONENTE Y ACUMULADOS AL NIVEL DE AT Y MTY ACUMULADOS AL NIVEL DE AT Y MT

1,0220FPME

1,0254FPMP

ACUMULADO MT

1,0170FPME

1,0197FPMP

ACUMULADO AT

FACTORES DE PFACTORES DE PÉÉRDIDAS DE POTENCIA Y RDIDAS DE POTENCIA Y ENERGENERGÍÍAA

0,03320,02080,38780,5582TOTAL

0,04980,00000,25980,6904Transformación AT/MT

0,00060,05090,45160,4969Transporte AT

0,06270,00000,49940,4380Transformación MAT/AT

0,00000,07200,45930,4688Transporte MAT

dcba

CobreAluminioProcedencia Nacional

Procedencia ExtranjeraSST

FACTORES DE ACTUALIZACIFACTORES DE ACTUALIZACIÓÓNN

0,04780,00850,42350,5202TOTAL

0,07540,00000,23020,6943Transformación AT/MT

0,00000,02920,46210,5087Transporte AT

0,06600,00000,65690,2771Transformación MAT/AT

0,00000,00340,38950,6071Transporte MAT

dcba

CobreAluminioProcedencia Nacional

Procedencia ExtranjeraSCT

F I N

MUCHAS GRACIAS

1 Luz del Sur...1. Datos Generales de Luz del Sur. 2. Marco Legal. 3. Participación de la Tarifa...

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