adecuación de Áreas de demanda para las instalaciones de transmisión de sst y … ·...

GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA

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

Informe N° 0105-2009-GART

Adecuación de Áreas de Demanda para las

Instalaciones de Transmisión de SST y

SCT

Lima, abril de 2009

OSINERGMIN-GART Informe N° 0105-2009-GART

Adecuación de Áreas de Demanda para las Instalaciones de Transmisión de SST y SCT Página 1 de 21

Resumen Ejecutivo El presente informe tiene por objetivo sustentar la adecuación de la tabla consignada en el Artículo 1º de la Resolución OSINERGMIN Nº 634-2007-OS/CD y modificatorias, que aprobó las Áreas de Demanda aplicables para el periodo comprendido entre el 01 de mayo de 2009 y 30 de abril de 2015.

Con respecto a las Áreas de Demanda 4 y 5, luego del análisis motivado por las opiniones y sugerencias al proyecto de resolución que fija las tarifas y compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión para el periodo mayo 2009 – abril 2013, sobre la conformación de dichas áreas, se recomienda retirar del Área de Demanda 4, al sistema eléctrico Tocache y a la localidad de Aucayacu, así como a los titulares de transmisión Electrocentro S.A. y Electro Tocache S.A., los mismos que deberán ser incorporados en el Área de Demanda 5; ambas áreas están previstas en el Artículo 1° de la Resolución OSINERGMIN N° 634-2007-OS/CD. La recomendación se sustenta en que la localidad de Aucayacu forma parte del Sistema de Distribución Eléctrica Tingo María, perteneciente a ELECTROCENTRO; además de que el Sistema Eléctrico Tocache y el Sistema Eléctrico Tingo María tienen como barra de referencia a la Subestación Tingo María.

Por otro lado, luego de una revisión de oficio de la Resolución OSINERGMIN Nº 634-2007-OS/CD, como consecuencia de los comentarios y sugerencias de Electrocentro S.A., se han detectado errores de transcripción de la información fuente utilizada, por lo cual en la tabla contenida en el Artículo 1º de la mencionada Resolución se consignan equivocadamente algunos nombres de “Sistemas Eléctricos”, “Barras de Referencia de Generación”, “Empresas Distribuidoras” y “Titulares de Transmisión”. En ese sentido, se recomienda corregir la tabla consignada en dicho artículo. En general, las correcciones no modifican en lo sustancial la propia definición del Área de Demanda, en cambio, permiten aclarar y especificar adecuadamente sus alcances.

Asimismo, con la finalidad de que las empresas que presentaron propuestas dentro del proceso de Fijación de Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión para el periodo mayo 2009 – abril 2013, que consideren que sus propuestas se vean afectadas por la adecuación del Artículo 1° de la Resolución OSINERGMIN Nº 634-2007-OS/CD, se requiere otorgar un plazo de 20 días calendario para que éstas puedan adecuar sus propuestas.



INDICE 1. INTRODUCCIÓN ........................................................................................................... 3 2. NECESIDAD DE ADECUACIÓN DE LAS ÁREAS DE DEMANDA ............................. 5

2.1 PEDIDO DE ELECTROCENTRO .................................................................................... 5 2.2 MODIFICACIONES DE OFICIO ...................................................................................... 6

3. ANÁLISIS DE OSINERGMIN ........................................................................................ 7 3.1 CON RELACIÓN AL PEDIDO DE ELECTROCENTRO ........................................................ 7 3.2 CON RELACIÓN A LA MODIFICACIÓN DE OFICIO ........................................................... 9 3.3 PLAZO PARA EMPRESAS QUE REQUIERAN ADECUAR SUS PROPUESTAS ...................... 12

4. CONCLUSIONES ........................................................................................................ 13 5. ANEXO ........................................................................................................................ 18



1. Introducción

El siguiente informe tiene como finalidad sustentar la adecuación de la conformación de las Áreas de Demanda que fueron aprobadas mediante la Resolución OSINERGMIN Nº 634-2007-OS/CD, a fin de que se cumpla con los criterios establecidos para dicho fin.

Los principios y los procedimientos mediante los cuales se regulan las tarifas de electricidad en el Perú, se encuentran establecidos en la Ley de Concesiones Eléctricas (en adelante “LCE”) y en el Reglamento de la LCE, aprobado por Decreto Ley N° 25844.

Las tarifas y compensaciones correspondientes a la transmisión secundaria, deberán ser reguladas en cumplimiento del Artículo 43° de la LCE, modificado por la Ley N° 28832. En el caso de las tarifas de transmisión, la referida regulación 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 según lo señala el Artículo 44° de la LCE1. De forma similar el Artículo 62° de la LCE, modificado con la Ley N° 288322, establece que las compensaciones del SST y SCT deberán ser reguladas por OSINERGMIN.

1 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. (...)

2 Artículo 62º.- Las compensaciones y peajes por las redes del Sistema Secundario de Transmisión, o del Sistema de Distribución serán reguladas por OSINERG. (...) Las instalaciones del Sistema Secundario de Transmisión, son remuneradas de la siguiente manera: a. Si se trata de instalaciones para entregar electricidad desde una central de generación hasta el

Sistema Principal de Transmisión existente son remuneradas íntegramente por los correspondientes generadores;

b. Si se trata de instalaciones que transfieren electricidad desde una barra del Sistema Principal de Transmisión hacia un Distribuidor o consumidor final son remuneradas íntegramente por la demanda correspondiente;



Además, mediante el Decreto Supremo N° 027-2007–EM (en adelante “Decreto”), publicado el 17 de mayo de 2007, se modificó el Artículo 139° del Reglamento de la LCE, a través del cual se establecen nuevos lineamientos para fijar las Tarifas y Compensaciones de los SST y SCT. Específicamente, en los numerales I) y II) del ítem i) de este artículo3 se establece que las instalaciones de transmisión se agruparán en las áreas que OSINERGMIN defina y que se fijará un Peaje único por nivel de tensión en cada una de estas áreas.

En cumplimiento del mencionado Artículo 139º y del Artículo 4º de la Ley Nº 27838, “Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios”, mediante Resolución OSINERGMIN N° 485-2007-OS/CD, se publicó el proyecto de resolución que fija las Áreas de Demanda a que se refiere el párrafo anterior; conjuntamente con dicha resolución se publicó el Informe Nº 0265-2007-GART (en adelante “INFORME 265”) que contiene los criterios para el agrupamiento de las mencionadas áreas.

Posteriormente, con fecha 28 de octubre de 2007, se publicó la Resolución OSINERGMIN N° 634-2007-OS/CD (en adelante “RESOLUCIÓN 634”) con la que se aprobaron las Áreas de Demanda a ser aplicables para el periodo comprendido entre el 01 de mayo de 2009 y 30 de abril de 2015; así mismo, el Artículo 2° de dicha Resolución, estableció que OSINERGMIN determinará a qué Área de Demanda pertenecen las instalaciones de transmisión que se integren al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional a partir del 29 de octubre de 2007, así como de aquellas no contempladas en la citada Resolución, tomando en cuenta, para tal efecto, su cercanía con las Áreas de Demanda definidas en el Artículo 1° de la misma.

Cabe señalar que en la elaboración de la tabla consignada en el Artículo 1º de la RESOLUCIÓN 634, se consideraron como fuentes de información: i) La Resolución OSINERG Nº 157-2005-OS/CD y modificatorias, que estableció la Clasificación de los Sistemas de Distribución Eléctrica para el periodo noviembre 2005–octubre 2009; ii) La publicación de OSINERGMIN denominada “Distancias Equivalentes y Diagramas Unifilares de Transmisión Secundaria de los Sistemas de Distribución Eléctrica al 31/12/2007”; y iii) La información de las hojas de cálculo de OSINERGMIN utilizadas para el cálculo de los Pliegos Tarifarios aplicables al usuario regulado.

c. Los casos excepcionales que se presenten en el Sistema Secundario de Transmisión que no se ajusten a las reglas anteriores serán resueltos por OSINERG conforme se señala en el Reglamento.

Artículo 48º.- Los factores nodales de energía se calcularán considerando las pérdidas marginales y la capacidad del sistema de transmisión.

3 Artículo 139º.-(….) i) Determinación de peajes:

I) Las instalaciones de transmisión asignadas a la demanda, se agruparan por áreas a ser definidas por el OSINERGMIN.

II) Para cada area se determinara un Peaje único por cada nivel de tensión.



2. Necesidad de Adecuación de las Áreas de Demanda

2.1 Pedido de Electrocentro El Grupo Distriluz remitió, mediante Carta GCT-005-2009 de fecha 24 de febrero de 2009, sus opiniones y sugerencias a la prepublicación de la Resolución de Fijación de las Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión para el periodo mayo 2009 – abril 2013. Como anexo a dicha carta, Distriluz presentó en su Volumen IV, las opiniones y sugerencias correspondientes a ELECTROCENTRO.

En el numeral 7, Áreas de Demanda, de dicho documento, ELECTROCENTRO señala que la mayor parte de las instalaciones pertenecientes a dicha empresa se encuentran en el Área de Demanda 5, excepto la localidad de Aucayacu, parte de su zona de concesión, y la localidad de Tocache, zona de concesión de la empresa Electro Tocache S.A.

En este sentido, ELECTROCENTRO recomienda, por continuidad eléctrica, incorporar a las localidades de Aucayacu y Tocache en el Área de Demanda 5.

En el Anexo del presente informe se adjunta un extracto de la comunicación de ELECTROCENTRO.



2.2 Modificaciones de Oficio Por otro lado, luego de una revisión de oficio de la RESOLUCIÓN 634, como consecuencia de los comentarios y sugerencias de ELECTROCENTRO, se han encontrado errores de transcripción de la información fuente utilizada en la elaboración de la tabla que forma parte del Artículo 1º de la RESOLUCIÓN 634, lo que ha originado que sean consignados equivocadamente algunos nombres de “Sistemas Eléctricos”, “Barras de Referencia de Generación”, “Empresas Distribuidoras” y “Titulares de Transmisión”, según el detalle que se explica en el numeral 3.2.



3. Análisis de OSINERGMIN

3.1 Con relación al pedido de Electrocentro Conforme a los criterios utilizados en el INFORME 265 que forma parte del sustento de la conformación de las Áreas de Demanda aprobadas mediante la RESOLUCION 634, tales áreas se definieron de acuerdo con las zonas geográficas del país y con las zonas de concesión de las empresas distribuidoras estableciéndose, además, que un área comprenderá los sistemas eléctricos de las empresas concesionarias de distribución que se encuentren ubicados dentro de la misma.

Pese al criterio mencionado en el párrafo anterior, de acuerdo con lo dispuesto en la RESOLUCIÓN 634, actualmente la localidad de Aucayacu y el Sistema Eléctrico Tocache se han incluido en el Área de Demanda 4, conjuntamente con Electro Oriente S.A.; no obstante que la localidad de Aucayacu forma parte del Sistema Eléctrico Tingo María, perteneciente a ELECTROCENTRO, tal como se muestra en la Figura N° 1. Asimismo, el Sistema Eléctrico Tocache y el Sistema Eléctrico Tingo María tienen como barra de referencia a la Subestación Tingo María.

Cabe señalar que el Sistema Eléctrico Tocache, que comprende a las localidades de Tocache, Uchiza, Santa Lucía y Palma del Espino, es atendido por la empresa de distribución municipal Electro Tocache S.A.



Figura Nº 1 Demarcación de las Áreas de Demanda 4 y 5

De

En este sentido, no resulta conveniente que el Sistema Eléctrico Tingo María esté comprendido tanto en el Área de Demanda 4 como en el Área de Demanda 5. Asimismo, es necesario que el Sistema Eléctrico Tocache que se encuentra unido por extensión al Sistema Eléctrico Tingo María, se integre al Área de Demanda 5, lo cual es concordante con los criterios establecidos en la RESOLUCIÓN 634.

Por lo tanto, luego del análisis de la solicitud de ELECTROCENTRO se la encuentra procedente, por lo que es necesario modificar la RESOLUCIÓN 634 con al finalidad de incluir a la localidad de Aucayacu y al Sistema Eléctrico Tocache como parte del Área de Demanda 5 y retirarlos del Área de Demanda 4 y, como consecuencia, retirar a ELECTROCENTRO y Electro Tocache S.A. como titulares de transmisión y distribución en el Área de Demanda 4. Además, se debe incorporar a Electro Tocache S.A. como Empresa Distribuidora en el Área de Demanda 5.

Área de Demanda 4

Área de Demanda 5 Sistema Eléctrico

Tingo María

Sistema Eléctrico Tocache



3.2 Con relación a la Modificación de Oficio Luego de la revisión de oficio realizada por OSINERGMIN, como consecuencia de las opiniones y sugerencias de ELECTROCENTRO, se han detectado errores de transcripción en la información contenida en la tabla que forma parte del Artículo 1º de la RESOLUCIÓN 634, los que se presentan y describen a continuación:

a) Tipo 1: Errores de denominación de Sistemas Eléctricos

Para la elaboración de la descripción de los sistemas eléctricos que conforman las Áreas de Demanda aprobadas mediante RESOLUCIÓN 634, se consideró la clasificación de sistemas de distribución eléctrica establecida mediante Resolución OSINERG Nº 157-2005-OS/CD y modificatorias para el periodo noviembre 2005 – octubre 2009, clasificación llevada a cabo en aplicación de lo dispuesto por la Resolución Directoral Nº 015-2004-EM/DGE.

Sin embargo, debido a errores de transcripción fueron consignadas de manera incorrecta las denominaciones de algunos de los “Sistemas Eléctricos” presentados en la tabla del Artículo 1º de la RESOLUCIÓN 634.

A continuación se señalan las correcciones necesarias:

(i) Caso A: Sistema Eléctrico consignado incorrectamente

DICE DEBE DECIR Resolución que lo clasificó

Santo Domingo-Chalaco I y III

Santo Domingo-Chalaco I y II

N° 524-2007-OS/CD

Chiclayo baja Densidad Chiclayo Baja Densidad

Nº 157-2005-OS/CD

Chota-Chongoyape Chota Tayabamba-Sihuas Tayabamba

Tarapoto-Moyobamba-Bellavista Tarapoto-Moyobamba

Huaytará-Chorcovos Huaytará-Chocorvos San Balbín San Balvín

Puerto Maldonado - Mazuko Puerto Maldonado Moquegua y Moquegua

Rural Moquegua

(ii) Caso B: Sistema Eléctrico no consignado

DEBE INCORPORARSE Resolución que lo clasificó

Chongoyape

Nº 157-2005-OS/CD

Bagua-Jaén Rural Bellavista-Gera-Tarapoto Rural

Rioja Oriente Rioja

Pativilca Anapia

Moquegua Rural



DEBE INCORPORARSE Resolución que lo clasificó

PSE Celendín II y III Nº 195-2008-OS/CD

Adicionalmente, se requiere incorporar el Sistema Eléctrico Supe-Barranca. Este sistema proviene del Sistema Eléctrico Huacho-Supe-Barranca que fue modificado mediante oficio Nº 370-2006-OSINERG-GART debido al cambio de la configuración de su sistema secundario de transmisión. Esta modificación se presenta en la publicación "Diagramas Unifilares" y se aplica en las hojas de cálculo de pliegos tarifarios vigentes.

(iii) Caso C: Sistema Eléctrico indebidamente consignado

• No existen los Sistemas Eléctricos Oxapampa y Yaupi; según lo especificado en la clasificación vigente, aprobada mediante Resolución OSINERG Nº 157-2005-OS/CD y modificatorias; las cargas conectadas en estas subestaciones forman parte del Sistema Eléctrico Pasco Rural.

• No existe el Sistema Eléctrico Aucayacu; según lo especificado en la clasificación vigente, aprobada mediante Resolución OSINERG Nº 157-2005-OS/CD y modificatorias; las cargas conectadas en estas subestaciones forman parte del Sistema Eléctrico Tingo María.

• No existe el Sistema Eléctrico Supe-Barranca-Pativilca; según lo especificado en la clasificación vigente, aprobada mediante Resolución OSINERG Nº 157-2005-OS/CD y modificatorias.

Por lo tanto, se requiere corregir, eliminar e incorporar los nombres de los sistemas eléctricos indicados, en la tabla comprendida en el Artículo 1º de la RESOLUCIÓN 634.

b) Tipo 2: Incorporación, modificación y eliminación de Subestaciones Base

Para la elaboración de la descripción de “Barras de Referencia” que conforman las Áreas de Demanda aprobadas mediante RESOLUCIÓN 634, se consideró la información de pliegos tarifarios (archivos de cálculo de pliegos tarifarios), resoluciones de fijación de Tarifas en Barra y la información contenida en la publicación “Distancias Equivalentes y Diagramas unifilares de Transmisión Secundaria de los Sistemas de Distribución Eléctrica al 31/12/2007” de OSINERGMIN.

Sin embargo, debido a errores de transcripción fueron consignadas de manera incorrecta algunas “Barras de Referencia de Generación” presentadas en la tabla del Artículo 1º de la RESOLUCIÓN 634.

A continuación se señalan las correcciones necesarias.

(i) Caso A: Subestación Base consignada incorrectamente

En el Área de Demanda 5, se requiere reemplazar la Subestación Base Caripa por la Subestación Base Condorcocha, debido a que en la actualidad son los precios a nivel de generación de la subestación



Condorcocha los que se utilizan como precios de generación de los Sistemas Eléctricos Tarma Rural y Tarma-Chanchamayo.

(ii) Caso B: Subestación Base no consignada

Subestación Base a incorporarse como Barra de Referencia

Sistemas Eléctricos a los que

pertenecen

Área de Demanda a

la que pertenecen

Comentario

Zorritos Máncora, Tumbes Rural, Tumbes y

Zarumilla 1

Los pliegos tarifarios de

dichos sistemas eléctricos

consideran los precios de dichas

barras como sus precios

de generación

Carhuaquero Chongoyape, Chota, Bagua-Jaén y Bagua-

Jaén Rural 2

Tocache

Tarapoto-Moyobamba,

Bellavista-Gera-Tarapoto Rural, Rioja

Oriente y Rioja

4

San Gabán Puerto Maldonado 10 San Gabán San Gabán 11

(iii) Caso C: Subestación Base indebidamente consignada

En el Área de Demanda 5, se requiere eliminar la Subestación Base Carhuamayo Nueva, debido a que en la actualidad los precios a nivel de generación en esta subestación no se utilizan como precios de generación para ningún sistema eléctrico de distribución.

Por las razones señaladas, se requiere incorporar, modificar y eliminar las Subestaciones Base indicadas, en la tabla comprendida en el Artículo 1º de la RESOLUCIÓN 634, debido a que los precios a nivel de generación en estas subestaciones son utilizados como precios de generación para el cálculo de los pliegos tarifarios a usuario regulado de los respectivos sistemas eléctricos asociados.

c) Tipo 3: Incorporación y modificación de Titulares de Transmisión y/o Empresa Distribuidora

Para la elaboración de la descripción de “Empresas de Distribución” y “”Titulares de Transmisión” que conforman las Áreas de Demanda aprobadas mediante la RESOLUCIÓN 634, se consideró la información de pliegos tarifarios (archivos de cálculo de pliegos tarifarios), resoluciones de fijación de Tarifas en Barra y la información contenida en la publicación “Distancias Equivalentes y Diagramas unifilares de Transmisión Secundaria de los Sistemas de Distribución Eléctrica al 31/12/2007” de OSINERGMIN.

Sin embargo, debido a errores de transcripción fueron consignadas de manera incorrecta algunas “Empresas de Distribución” y “Titulares de Transmisión” presentados en la tabla del Artículo 1º de la RESOLUCIÓN 634.



A continuación se señalan las correcciones necesarias.

(i) Caso A: Titular de Transmisión y/o Empresa Distribuidora no consignada

Titular de Transmisión y/o Empresa Distribuidora a incorporar Área de Demanda

Proyecto Especial Chavimochic 3 Consorcio Energético Huancavelica S.A. 9

SERSA 4

(ii) Caso B: Titular de Transmisión indebidamente consignado

Se requiere reemplazar en el Área de Demanda 5 al titular de transmisión Electro Sur Medio S.A.A. por el titular Consorcio Energético Huancavelica.

Por lo expuesto, se requiere incorporar y reemplazar la Empresa de Distribución y los Titulares de Transmisión indicados, en la tabla comprendida en el Artículo 1º de la RESOLUCIÓN 634.

En conclusión, se requiere corregir los errores de transcripción de la tabla del Artículo 1º de la RESOLUCIÓN 634 y modificatorias, que aprobó las Áreas de Demanda a que se refieren los numerales I) y II) del literal i) del Artículo 139º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, aplicables para el período comprendido entre el 01 de mayo de 2009 y 30 de abril de 2015.

En general, estas correcciones corresponden a errores producto de la transcripción de la información contenida en los documentos de referencia utilizados para la elaboración de la tabla presentada en el Artículo 1º de la RESOLUCIÓN 634. Cabe señalar, que las correcciones no modifican en lo sustancial la propia definición del Área de Demanda, en cambio, permiten aclarar y especificar adecuadamente sus alcances.

3.3 Plazo para empresas que requieran adecuar sus propuestas

Con la finalidad de que las empresas que presentaron propuestas dentro del proceso de Fijación de Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión para el periodo mayo 2009 – abril 2013, que consideren que sus propuestas se vean afectadas por la adecuación de la tabla contenida en el Artículo 1° de la RESOLUCIÓN 634, se requiere otorgar un plazo de 20 días calendario para que éstas puedan adecuar sus propuestas.

Será responsabilidad de OSINERGMIN evaluar si los cambios propuestos por las empresas efectivamente tienen relación con la modificación de la tabla contenida en el Artículo 1° de la RESOLUCIÓN 634, a fin de incorporarlos en el análisis que corresponda a las siguientes etapas de dicho proceso.



4. Conclusiones

Las conclusiones a que se arriban son las siguientes:

1. Como resultado del análisis realizado, se requiere modificar la tabla del Artículo 1º de la RESOLUCIÓN 634 y modificatorias, que aprobó las Áreas de Demanda a que se refieren los numerales I) y II) del literal i) del Artículo 139º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, aplicables para el período comprendido entre el 01 de mayo de 2009 y 30 de abril de 2015, conforme el siguiente detalle:

Área de Sistemas Eléctricos Barra de Referencia de Generación Empresa Titulares de

Demanda que comprende Subestación Base Tensión (kV) Distribuidora Transmisión

Bajo Piura Chulucanas Frontera Piura

Sullana-El Arenal-Paita Piura Oeste 220 ELECTRONOROESTE S.A.

Sullana II y III ELECTRONOROESTE S.A. ADINELSA

1 Santo Domingo-Chalaco I y II ELECTROPERU S.A.

Huancabamba-Huarmaca RED DE ENERGIA DEL PERU

Talara Talara 220 Máncora Tumbes Rural Zorritos 220 Tumbes Zarumilla Rural

Olmos-Motupe-Illimo CONSORCIO ELECTRICO VILLACURI S.A.C.

ELECTRONORTE S.A.

Chiclayo Baja Densidad ADINELSA

2 Chiclayo Chiclayo Oeste 220 PROYECTO ESPECIAL

Salas ELECTRONORTE OLMOS TINAJONES

Chongoyape RED DE ENERGIA DEL PERU





Chota Carhuaquero 220

Bagua-Jaén *

Bagua-Jaén Rural * Chimbote Casma Rural Chimbote 1 220 Chimbote Rural Guadalupe Guadalupe 60 Guadalupe Rural

Huallanca ELECTRO NORTE MEDIO S.A.

Caraz-Carhuaz-Huaraz COMPAÑÍA TRANSMISORA

Tayabamba Huallanca 138 ANDINA S.A.

3 Pomabamba ELECTRO NORTE MEDIO S.A.

DUKE ENERGY EGENOR S. EN C. POR A.

Ticapampa

Cajamarca RED DE ENERGIA DEL PERU

Cajamarca Baja Densidad Cajamarca 220 Cajamarca Rural Celendín PSE Celendín II y III Namora Trujillo

Trujillo Baja Densidad Trujilo Norte 220 Trujillo Rural

Chavimochic PROYECTO ESPECIAL CHAVIMOCHIC

PROYECTO ESPECIAL CHAVIMOCHIC

Tarapoto-Moyobamba * Tocache 138 ELECTRO ORIENTE S. A.

ELECTRO ORIENTE S.A.

4 Bellavista-Gera-Tarapoto Rural * GOBIERNO REGIONAL DE SAN MARTÍN

Rioja Oriente * RED DE ENERGIA DEL PERU

Rioja * SERSA

Tarma Rural Condorcocha 138 ELECTROCENTRO S.A.

Tarma-Chanchamayo

Huaytará-Chocorvos ELECTRO SUR MEDIO S.A.A.

Huancavelica Ciudad Huancavelica 220 Huancavelica Rural Huánuco

Huánuco Rural 1 Huánuco 138

Huánuco Rural 2 ELECTROCENTRO S.A.

Huancayo ELECTROANDES S.A.

5 Valle del Mantaro 1 CEMENTO ANDINO S.A.





Valle del Mantaro 2 Huayucachi 220 CONSORCIO ENERGETICO

Valle del Mantaro 3 ELECTROCENTRO S.A. HUANCAVELICA S.A.

Valle del Mantaro 4 ADINELSA

Tablachaca RED DE ENERGIA DEL PERU

Pampas ELECTROPERU S.A.

Cangallo-Llusita

Huanta Rural Mantaro 220 Huanta-Cobriza Ayacucho Rural Ayacucho San Balvín

Pasco Oroya Nueva 50 50 Pasco Rural Tingo María Tingo María 138 138

Tocache ELECTRO TOCACHE S.A.

Huarmey Paramonga 220 ELECTRO NORTE MEDIO S.A.

Paramonga Paramonga 138 138 EMSEMSA

Andahuasi CONSORCIO ELECTRICO VILLACURI S.A.C.

ELECTRO NORTE MEDIO S.A.

6 Huacho Huacho 220 CAHUA S.A.

Sayán-Humaya ADINELSA

Huaral-Chancay Lima 220 EDELNOR EDELNOR S.A.A.

Lima Norte RED DE ENERGIA DEL PERU

Supe-Barranca Paramonga 220 Pativilca Lima Sur Lima 220 LUZ DEL SUR LUZ DEL SUR

EDECAÑETE S.A.

7 Cañete Cantera 220 EDECAÑETE S.A. EDEGEL S.A.A.

Lunahuana RED DE ENERGIA DEL PERU

Villacurí Ica 220 CONSORCIO ELECTRICO VILLACURI S.A.C.

Ica Chincha Independencia 220

Pisco ELECTRO SUR MEDIO S.A.A.

Chaviña CONSORCIO ELECTRICO

8 Coracora ELECTRO SUR MEDIO S.A.A. VILLACURI S.A.C.

Incuyo SOCIEDAD ELECTRICA DEL

Nasca-Palpa-Puquio Marcona 220 SUR OESTE S.A.

Palpa Rural RED DE ENERGIA DEL PERU





Pausa Puquio Rural

Bella Unión-Chala SOCIEDAD ELECTRICA DEL SUR OESTE S.A.

Puquina-Omate-Ubinas Arequipa 138 ELECTROSUR S.A. Arequipa

Orcopampa Callalli 138 SOCIEDAD ELECTRICA DEL

Valle del Colca SUR OESTE S.A.

Islay Mollendo 138 SOCIEDAD ELECTRICA DEL ELECTROSUR S.A.

9 Camaná SUR OESTE S.A. EGASA

Chuquibamba RED DE ENERGIA DEL PERU

Valle de Majes Repartición 138 CONSORCIO ENERGETICO

Majes-Siguas HUANCAVELICA S.A.

Pampacolca Reparticion-La Cano Abancay Abancay Rural Andahuaylas Cachimayo 138 Valle Sagrado 1

Valle Sagrado 3 ELECTRO SUR ESTE S.A.A.

10 Combapata-Sicuani Rural Combapata 138 ELECTRO SUR ESTE S.A.A. EGEMSA

Sicuani RED DE ENERGIA DEL PERU

Cusco Cusco 138 Valle Sagrado 2 La Convención Machupicchu 138 La Convención Rural Yauri Tintaya 138 Puerto Maldonado San Gabán 138 Antauta Azángaro Azangaro 138 Azángaro Rural San Gabán San Gabán 138

11 Ayaviri Ayaviri 138 ELECTRO PUNO S.A.A. ELECTRO PUNO S.A.A.

Juliaca Juliaca 138 RED DE ENERGIA DEL PERU

Juliaca Rural Ilave-Pomata Puno Puno 138 Puno Baja Densidad Anapia





Ichuña ELECTROSUR S.A.

Moquegua Montalvo 220 220 ENERGIA DEL SUR S.A.

12 Moquegua Rural ELECTROSUR S.A. ELECTROSUR S.A.

Ilo Ilo 138 RED DE ENERGIA DEL PERU

Tarata Aricota 66 66 ELECTROSUR S.A.

13 Tacna Tacna 66 ELECTROSUR S.A. EGESUR

Tomasiri (Los Héroes) 66 RED ELECTRICA DEL SUR S.A.

Yarada

Aguaytía Aguaytía 220 ELECTRO UCAYALI S.A.

14 Campo Verde Pucallpa 60 ELECTRO UCAYALI S.A. ISA PERU S.A.

Pucallpa

15 Todos los Sistemas TODAS EMPRESAS ASIGNADAS**

(*): Son sistemas aislados, cuya conexión al sistema interconectado está prevista en el horizonte de la presente regulación. (**): Son empresas titulares cuyas instalaciones de transmisión son asignadas a todos los usuarios del sistema interconectado.

2. Con la finalidad de que las empresas que presentaron propuestas dentro del proceso de Fijación de Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión para el periodo mayo 2009 – abril 2013, que consideren que sus propuestas se vean afectadas por la adecuación del Artículo 1° de la RESOLUCIÓN 634, se requiere otorgar un plazo de 20 días calendario para que éstas puedan adecuar sus propuestas.



5. Anexo



Carta de DISTRILUZ



Volumen IV Opiniones y Sugerencias de Electrocentro

Página 15

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