INFORME COES/D/DO/STR-INF-016-2013
DIRECCIÓN EJECUTIVA
DIRECCIÓN DE OPERACIONES
SUB DIRECCIÓN DE TRANSFERENCIAS
COES/D/DO/STR-INF-016-2013
VALORIZACIÓN DE LAS TRANSFERENCIAS
DE POTENCIA
ENERO 2013
Sub Dirección de Transferencias
Valorización Transferencias de Potencia
J
enero - 2013
INFORME COES/D/DO/STR-INF-016 –2013
1.
OBJETIVO
Determinar y valorizar las transferencias de potencia entre generadores
integrantes del COES SINAC, correspondiente al mes de enero de 2013
2.
REFERENCIAS Y MARCO APLICABLE
2.1
La valorización de las transferencias de potencia entre generadores
integrantes del COES, se realiza teniendo en cuenta los criterios establecidos
en el Procedimiento N°23 “Compensaciones al Sistema Principal de
Transmisión”, aprobado con RM N°232-2001-EM/VME; el Procedimiento
N°25 “Factores de Indisponibilidad de las unidades de generación” aprobado
con Resolución OSINERGMIN N°025-2012-OS/CD; el Proc edimiento N°27
“Egresos por compra de potencia" aprobado con RM N° 322-2001-EM/VME y
modificado con RM N° 009-2009-MEM/DM; el Procedimie nto N°28 “Ingresos
garantizados por potencia firme” aprobado con RM N° 322-2001-EM/VME; el
Procedimiento N°29 “Ingresos adicionales por potenc ia generada en el
sistema” aprobados con RM N° 322-2001-EM/VME y modi ficado con RM N°
222-2004-MEM/DM, RM N° 009-2009-MEM/DM y Resolución OSINERGMIN
N° 004-2011- OS/CD; y el Procedimiento N°30 “Valori zación de las
transferencias de potencia” aprobado RM N° 322-2001 -EM/VME y modificado
con RM N° 222-2004-MEM/DM.
El presente informe tiene en cuenta las resoluciones OSINERGMIN
N°002-2009-OS/CD, N°651-2008-OS/CD las cuales aprueban l os procedimientos
“Compensaciones por Generación Adicional” y “Compensación Adicional por
Seguridad de Suministro” respectivamente.
2.2
Se ha utilizado el Factor por Incentivo a la Contratación de 0% y el Factor por
Incentivo al Despacho de 0%, establecidos en el D.S. N°057-2009-EM del
2009-07-16; el Margen de Reserva de 27%, establecido con la Resolución
Ministerial N°202-2008-MEM/DM del 29-04-2008, la cu al ha sido ampliada su
vigencia hasta el 30 de abril 2013 con Resolución Ministerial
N°209-2012-MEM/DM; los Factores de Distribución Horario del Precio de la Potencia
establecidos en la Resolución Ministerial N°084-200 9-MEM/DM del
07-02-2009; y las Horas Punta del Sistema que corresponden al periodo entre las
17:00 y las 23:00 horas desde el 01-06-2007 según Resolución Ministerial
N°248-2007-MEM/DM del 26-05-2007.
2.3
Se ha tenido en cuenta las Resoluciones OSINERGMIN N°057-2012-OS/CD,
N°115-2012-OS/CD, N°169-2012-OS/CD y N°235-2012-OS/ CD que se
refieren a la fijación de tarifas en barra, peajes por conexión, peajes por
transmisión e ingresos tarifarios esperados del Sistema Principal de
Transmisión y Sistema Garantizado de Transmisión para el periodo 01 de
mayo de 2012 al 30 de abril de 2013.
2.4
Se ha considerado la Máxima Demanda mensual en el nivel de generación
con un valor de 5 297,844 MW que corresponde al día 30 a las 20:00 horas.
Dicha información consta en el informe COES/D/DP/SGI-014-2013 del
03-02-2013.
INFORME
VALORIZACIÓN DE LAS TRANSFERENCIAS
POTENCIA
SUB DIRECCIÓN DE
TRANSFERENCIAS
CORRESPONDIENTE:
ENERO 2013
2
Sub Dirección de Transferencias
Valorización Transferencias de Potencia
J
enero - 2013
INFORME COES/D/DO/STR-INF-016-2013
2.5
Se han considerado los Costos Variables utilizados en el despacho
económico del día correspondiente a la Máxima Demanda mensual.
2.6
Se ha considerado la Potencia Firme y Efectiva de las unidades generadoras
que figuran en el informe COES-SINAC/D/DO/STR-INF-015-2013. El
resumen de Potencia Firme por empresa es el siguiente:
Empresa
Potencia Firme
(MW)
ELECTROPERU
980,95
EDEGEL
1 456,95
EGENOR
596,80
SN POWER
259,56
SHOUGESA
62,25
EEPSA
115,53
TERMOSELVA
170,18
EGEMSA
88,80
EGASA
293,00
EGESUR
57,58
ENERSUR
1 200,74
SAN GABAN
118,37
SOC. MIN. CORONA
19,63
KALLPA GENERACION S.A.
834,44
SANTA CRUZ
10,18
SDF ENERGÍA
10,69
CHINANGO
165,39
GEPSA
3,66
CELEPSA
222,21
AGRO INDUSTRIAL PARAMONGA
10,73
MAJA ENERGÍA
1,37
SINERSA
5,42
ELÉCTRICA SANTA ROSA
0,36
AGUAS Y ENERGIA PERU
12,60
PETRAMAS S.A.C.
4,93
HIDROCAÑETE
2,50
MAPLE ETANOL
9,05
SDE PIURA
28,05
GTS REPARTICION
-GTS MAJES
-TACNA SOLAR
-PANAMERICANA SOLAR
-TOTAL
6 741,93
2.7
Para la determinación de la Potencia Firme Remunerable de las unidades
generadoras se ha considerado un único Flujo de Carga Óptimo según lo
indicado en el numeral 8.2.5 del Procedimiento N° 2 8.
2.8
El presente informe tiene en cuenta lo establecido por el Decreto de Urgencia
Nº 049-2008 publicado el 18-12-2008, que asegura continuidad en la
Sub Dirección de Transferencias
Valorización Transferencias de Potencia
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INFORME COES/D/DO/STR-INF-016 –2013
prestación del Servicio Eléctrico.
En su Artículo 2° establece lo siguiente:
“Artículo 2°.- Transacciones en el Mercado
Los retiros físicos de potencia y energía del Sistema Eléctrico
Interconectado Nacional (SEIN), que efectúen las empresas distribuidoras
de electricidad, para atender la demanda de sus usuarios regulados, sin
contar con sus respectivos contratos de suministro con las empresas
generadoras, serán asignados a las empresas generadoras de electricidad,
valorizados a Precios en Barra de mercado regulado, en proporción a la
energía firme eficiente anual de cada generador menos sus ventas de
energía por contratos.
En el caso de los retiros sin contrato, los costos variables adicionales
con respecto a los Precios de Energía en Barra en que incurran las
centrales para atender dichos retiros, serán incorporados en el Peaje por
Conexión al Sistema Principal de Transmisión. Para tal efecto, se
descontará la compensación que le corresponda recibir por aplicación del
numeral 1.3 del Artículo anterior.”
En su Artículo 5º establece lo siguiente:
“Artículo 5º.- Vigencia y Refrendo
El presente Decreto de Urgencia se mantendrá en vigencia desde el 1 de
enero de 2009 hasta el 31 de diciembre de 2011 y será refrendado por el
Presidente del Consejo de Ministros, el Ministro de Energía y Minas y el
Ministro de Economía y Finanzas.”
Con Resolución OSINERGMIN N° 001-2009-OS/CD publica da el 09-01-2009
se aprobó la Norma “Procedimientos para Compensación de los Costos
Variables Adicionales y de los Retiros sin Contrato”. Con fecha 28-01-2009
se publicó la Resolución OSINERGMIN N° 019-2009-OS/ CD que incorpora
modificaciones al procedimiento antes mencionado, asimismo con fecha
04-02-2009 se publicó la Fe de Erratas del mismo.
El presente informe tiene en cuenta los criterios establecidos por las
Resoluciones mencionadas en el párrafo anterior. Asimismo se aplicaron los
Factores de Proporción de la composición 1, presentados con el informe
COES/D/DO/STR-INF-014-2013.
La información relativa a los retiros de potencia sin contrato para el mercado
regulado que se utilizó son los proporcionados al COES por las empresas
generadoras en coordinación con las empresas distribuidoras.
Con el Decreto de Urgencia N°079-2010 publicado el 16-12-2010 prorrogan
la vigencia del Decreto de Urgencia N°049-2008 hast a el 31-12-2013.
2.9
En enero de 2013 se ha presentado el caso que las distribuidoras
ELECTROCENTRO, COELVISAC, ELECTRODUNAS y EMSEMSA no
cuentan con Contrato de Suministro Eléctrico con algún generador Integrante
del COES para abastecer totalmente sus consumos. Dichos consumos han
sido considerados conforme al Procedimiento indicado en el numeral anterior.
Sub Dirección de Transferencias
Valorización Transferencias de Potencia
J
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INFORME COES/D/DO/STR-INF-016 –2013
2.10
El Directorio del COES SINAC en su Sesión N° 1 86 del 12 de diciembre de
2002 acordó, entre otros, lo siguiente: “Instruir a la Dirección de Operaciones
a hacer explícitas en los informes derivados de la aplicación del
Procedimiento N° 10, Valorización de las Transferen cias de Energía Activa
entre Generadores Integrantes del COES, las observaciones presentadas en
el proceso, indicando cuales han sido desechadas y cuales se encuentran
pendientes de atención”.
Al respecto los temas pendientes son los registrados en cada informe
mensual de Valorización y los registrados en el presente informe.
2.11
En el mes de enero 2013 ingresaron o retiraron a la Operación Comercial en
el COES las siguientes unidades:
-
Carta COES/D-654-2012 de fecha 2012.12.28 se autorizó el retiro
de la Operación Comercial en el COES de la C.T. de Emergencia
de Mollendo a partir de las 00:00 horas del 2013.01.01.
2.12
El presente informe considera las siguientes revisiones de informes:
•
Setiembre 2012 revisión 4:
-
En SD No.406 se declaró fundado el recurso de apelación presentado por
EGENOR en el extremo referido al calculo de la potencia firme
remunerable y se dispuso se considere en el flujo de carga optimo una
capacidad nominal de la linea L-2224 (Pachachaca-Oroya 220 kV) en el
regimen de operación normal de 150 MVA.
•
Diciembre 2012 revisión 1:
-
EGENOR modifico los retiros de potencia de su cliente EDELNOR, por
haber informado la potencia contratada en vez de la potencia coincidente.
-
TERMOSELVA modifico los retiros de potencia de su cliente EDELNOR,
por haber informado la potencia contratada en vez de la potencia
coincidente.
-
ENERSUR modifico los retiros de potencia de sus clientes Los
Quenuales-Yauliyacu, Luz del Sur, Electrodunas, Electrosureste,
Hidrandina y Enosa por haber informado datos preliminares
-
KALLPA modifico los retiros de potencia de sus clientes Cemento Andino
y Miski Mayo
-
EGEMSA modifico los retiros de potencia de su cliente Coelvisac,
enviado el dia 8
3.
REGISTROS Y RESULTADOS
3.1
En los cuadros 1.1, 1.2 y 2 se presenta la información mensual de las
Potencias Consumidas por los clientes de cada generador integrante para el
periodo de Máxima Demanda a nivel de generación.
3.2
En los cuadros 3.1, 3.2 y 3.3 se presenta la Recaudación por Peaje de
Conexión calculado para cada generador integrante del COES.
Sub Dirección de Transferencias
Valorización Transferencias de Potencia
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3.3
En los cuadros 3-A1 y 3-A2 se muestran las Recaudaciones Reales Totales
por Peaje por Conexión Declarados por las empresas por concepto del
Sistema Principal de Transmisión.
3.4
En los cuadros 4-A, 4-B1, 4-B2 y 4-C se presenta el Peaje por Conexión que
le corresponde pagar a cada generador integrante del COES, los Saldos por
Peaje por Conexión, las recaudaciones por cargos adicionales (CVOA-CMG),
por retiros sin contratos (CVOA-RSC), por generación adicional
(DU-037-2008), por seguridad de suministro (DL-1041, artículo 6°) y prima para
centrales de generación de electricidad con energía renovable.
3.5
En el cuadro 4-D, 4-E y 4-F se presenta el Ingreso Tarifario que le
corresponde pagar a cada generador integrante del COES.
3.6
En el Cuadro 5 se presentan el Egreso Total por Compra de Potencia por
cada generador integrante del COES, - el Ingreso Garantizado por Potencia
Firme y el Ingreso Adicional por Potencia Generada.
3.7
En el cuadro 6 se muestran la verificación de la condición de ejecución de
flujo de carga óptimo para la determinación de las Potencias Firmes
Remunerables.
3.8
En los cuadros 7A y 7B se muestran los Factores de Reserva Firme.
3.9
En los cuadros 8 y 9 se presentan las Potencias Firmes Remunerables y los
Ingresos Garantizados por Potencia Firme de cada unidad generadora.
3.10
Los cuadros 10 y 10-A presentan los montos mensuales provisionales del
Ingreso Adicional por Potencia Generada y las compensaciones a unidades
por la potencia dejada de generar al proveer reserva rotante.
3.11
En los cuadros 11 y 11-A se presenta la Valorización de las Transferencias
de Potencia y los Saldos Netos Mensuales Totales de cada empresa
integrante del COES. En el Cuadro 11-B se presentan los montos
correspondientes a los Ingresos por Potencia de cada empresa generadora y
su participación en los mismos.
3.12
En el Cuadro 12 se presenta la proporción de aporte en el Saldo Neto
Positivo Total de cada empresa integrante del COES.
3.13
En el Cuadro 13 se presentan los pagos entre los generadores integrantes
del COES SINAC correspondientes a las Transferencias de Potencia.
3.14
En los cuadros 14 y 15 se presenta la valorización de los retiros de potencia
sin respaldo contractual a Tarifa en Barra repartido por empresa distribuidora
y por empresa generadora.
3.15
En el Cuadro 16 se presentan los Factores de Proporción utilizados para la
asignación de los Retiros sin Contratos para el Mercado Regulado.
CUADRO
PROCEDIMIENTO
TITULO Y CONCEPTO
1.1
27
Datos de Generadores para las Transferencias de Potencia
1.2
DU-049-2008
Asignaciones de Retiros de Potencia sin contratos derivado del DU-049-2008
2
27
Resumen de retiros de potencias: potencias consumidas y valorizaciones de consumos
3.1
23
Recaudación por Peaje Calculados por Conexión y Transmisión
3.2
23
Recaudación por Peaje Declarados por Conexión y Transmisión
3.3
23
Recaudación por Peaje Total por Conexión y Transmisión
4A / 4B1 / 4B2
23
Compensación a Transmisoras por Peajes, Saldos de Peaje de Conexión de Generadores y Saldos de meses anteriores
4C
23
Compensación a Transmisoras por Peaje por Conexión y Transmisión, Compensaciones Especiales -
MATRIZ DE ASIGNACIÓN DE PAGOS
4D/4E
23
Compensación a Transmisoras por Ingreso Tarifario y Saldos de meses anteriores
4F
23
Compensación a Transmisoras por Ingreso Tarifario -
MATRIZ DE ASIGNACIÓN DE PAGOS
5
27
Egreso por Compra de Potencia por Generador Integrante
6
28
Determinación de Potencia Firme Remunerable
7
28
Factor de Reserva Firme y Potencia Disponible
8
28
Potencia Disponible Despachada y Potencia Firme Remunerable
9
28
Ingreso Garantizado por Potencia Firme
10
29
Ingreso Adicional por Potencia Generada en el Sistema
10A
29
Compensación mensual a unidades por Potencia Dejada de Despachar al proveer Reserva Rotante
11 / 11A
30
Valorización de las Transferencias de Potencia y Saldo Neto Mensual Total
11B
30
Ingresos por Potencia de las empresas generadoras
12
30
Participación en el Saldo Neto Positivo Total de empresas.
13
30
Matriz de pagos de las Valorizaciones de Transferencias de Potencias. -
MATRIZ DE ASIGNACIÓN DE PAGOS
13A
Razón social de las Empresas Integrantes del COES SINAC
14
DU-049-2008
Valorización de Retiros de Potencia Sin Contratos de Distribuidoras a tarifas en barras
15
DU-049-2008
Asignación de la valorización de Retiros de Potencia Sin Contratos de Distribuidoras a Generadoras a tarifas en barras
16
DU-049-2008
Factores de Proporción de empresas generadoras
COES/D/DO/STR-INF-016-2013
RELACIÓN DE CUADROS
ENERO 2013
RELACIÓN DE CUADROS DE LA VALORIZACIÓN DE LAS TRANSFERENCIAS DE POTENCIA
DATOS DE GENERADORES PARA LAS TRANSFERENCIAS DE POTENCIA
CUADRO 1.1: CONTRATOS DE GENERADORES CON USUARIOS
EMPRESA
USUARIO
PUNTO DE
Tipo
Licitación
Precio
Potencia
Potencia
Potencia
Peaje Unit.
SUMINISTRO
Usuario
Potencia
Calculada Declarada
Declarado
(S/./kW-Mes) (kW) (kW) (kW) (S/./kW-Mes)
TERMOSELVA
Soc. min. Austria Duvaz
Austria Duvaz 50
Libre
No
17,12
2 378
2 378
2 378
13,440
TERMOSELVA
Cia Minera Milpo
Derivacion Milpo 50
Gran Usuario
No
17,44
6 024
6 024
6 700
18,770
TERMOSELVA
Tejidos Pisco
Independencia 220
Libre
No
17,12
2 367
2 367
2 506
13,440
TERMOSELVA
Banco Continental
Santa Rosa 220
Libre
No
17,12
1 376
1 376
1 500
13,440
TERMOSELVA
Agro Industrial Paramonga
Paramonga Existente 138
Libre
No
17,12
4 980
4 980
4 980
13,440
TERMOSELVA
Agricola Chira
Piura 220
Libre
No
17,12
2 115
2 115
4 950
13,440
TERMOSELVA
Edelnor
Chavarria 220
Regulado
Si
17,12
33 600
33 600
33 600
10,350
TERMOSELVA
Edelnor
Santa Rosa 220
Regulado
Si
17,12
10 826
10 826
10 826
10,350
TERMOSELVA
Edelnor
Santa Rosa 60
Regulado
Si
17,37
1 621
1 621
1 621
10,350
TERMOSELVA
Edelnor
Ventanilla 220
Regulado
Si
17,12
9 313
9 313
9 313
10,350
TERMOSELVA
Luz del Sur
Santa Rosa 220
Regulado
Si
17,12
10 218
10 218
10 218
10,350
TERMOSELVA
Luz del Sur
San Juan 220
Regulado
Si
17,12
32 247
32 247
32 247
10,350
TERMOSELVA
Luz del Sur
Chilca 220
Regulado
Si
17,12
4 176
4 176
4 176
10,350
TERMOSELVA
Luz del Sur
Balnearios 60
Regulado
Si
17,45
836
836
836
10,350
TERMOSELVA
Luz del Sur
Chosica 60
Regulado
Si
17,45
828
828
828
10,350
TERMOSELVA
Luz del Sur
Huachipa 60
Regulado
Si
17,45
1 858
1 858
1 858
10,350
TERMOSELVA
Luz del Sur
Ñaña 60
Regulado
Si
17,45
2 892
2 892
2 892
10,350
TERMOSELVA
Luz del Sur
Salamanca 60
Regulado
Si
17,45
1 141
1 141
1 141
10,350
TERMOSELVA
Luz del Sur
Callahuanca 10
Regulado
Si
17,58
22
22
22
10,350
TERMOSELVA
Edecañete
Cantera 220
Regulado
Si
17,12
967
967
967
10,350
TERMOSELVA
Electronoroeste
Piura 60
Regulado
Si
17,5
4 952
4 952
4 952
10,350
TERMOSELVA
Electronoroeste
Piura 10
Regulado
Si
17,59
284
284
284
10,350
TERMOSELVA
Electronoroeste
Malacas 13.2
Regulado
Si
17,59
579
579
579
10,350
TERMOSELVA
Electronoroeste
Nueva Zorritos 60
Regulado
Si
17,5
1 363
1 363
1 363
10,350
TERMOSELVA
Electronoroeste
Mancora 22.9
Regulado
Si
17,59
143
143
143
10,350
TERMOSELVA
Electronoroeste
Mancora 10
Regulado
Si
17,59
101
101
101
10,350
TERMOSELVA
Electronoroeste
Zorritos 33
Regulado
Si
17,5
326
326
326
10,350
TERMOSELVA
Electronorte
Chiclayo 60
Regulado
Si
17,53
9 398
9 398
9 398
10,350
TERMOSELVA
Electronorte
Carhuaquero 220
Regulado
Si
17,12
1 321
1 321
1 321
10,350
TERMOSELVA
Hidrandina
Trujillo Norte 138
Regulado
Si
17,19
7 277
7 277
7 277
10,350
TERMOSELVA
Hidrandina
Trujillo Norte 10
Regulado
Si
17,52
1 025
1 025
1 025
10,350
TERMOSELVA
Hidrandina
Guadalupe 60
Regulado
Si
17,12
1 690
1 690
1 690
10,350
TERMOSELVA
Hidrandina
Guadalupe 10
Regulado
Si
17,2
499
499
62
10,350
TERMOSELVA
Hidrandina
Huallanca 138
Regulado
Si
17,12
298
298
62
10,350
TERMOSELVA
Hidrandina
Huallanca 66
Regulado
Si
17,43
1 200
1 200
523
10,350
TERMOSELVA
Hidrandina
Huallanca 13.8
Regulado
Si
17,52
27
27
27
10,350
TERMOSELVA
Hidrandina
Chimbote 1 138
Regulado
Si
17,12
2 588
2 588
2 588
10,350
TERMOSELVA
Hidrandina
Chimbote 1 13.8
Regulado
Si
17,52
32
32
32
10,350
TERMOSELVA
Hidrandina
Chimbote 2 138
Regulado
Si
17,19
287
287
287
10,350
TERMOSELVA
Hidrandina
Paramonga Nueva 66
Regulado
Si
17,37
198
198
198
10,350
TERMOSELVA
Electrocentro
Huayucachi 60
Regulado
Si
17,44
3 061
3 061
3 061
10,350
TERMOSELVA
Electrocentro
Huayucachi 10
Regulado
Si
17,55
315
315
315
10,350
TERMOSELVA
Electrocentro
Huanuco 10
Regulado
Si
17,55
917
917
917
10,350
TERMOSELVA
Electrocentro
Huanuco 22.9
Regulado
Si
17,55
379
379
379
10,350
TERMOSELVA
Electrocentro
Tingo Maria 10
Regulado
Si
17,55
445
445
445
10,350
TERMOSELVA
Electrocentro
Aucayacu 22.9
Regulado
Si
17,55
85
85
85
10,350
TERMOSELVA
Electrocentro
Huancavelica 60
Regulado
Si
17,44
125
125
125
10,350
TERMOSELVA
Electrocentro
Huancavelica 10
Regulado
Si
17,55
219
219
219
10,350
TERMOSELVA
Electrocentro
Carhuamayo 138
Regulado
Si
17,12
244
244
244
10,350
TERMOSELVA
Electrocentro
Yaupi 13.8
Regulado
Si
16,71
467
467
467
10,350
TERMOSELVA
Electrocentro
Paragsha II 138
Regulado
Si
17,12
393
393
393
10,350
TERMOSELVA
Electrocentro
Condorcocha 44
Regulado
Si
17,12
644
644
644
10,350
TERMOSELVA
Electrocentro
Oroya Nueva 50
Regulado
Si
17,12
315
315
315
10,350
TERMOSELVA
Electrocentro
Cobriza II 10
Regulado
Si
17,55
0
0
0
10,350
TERMOSELVA
Electrocentro
Cobriza II 69
Regulado
Si
17,44
1 423
1 423
1 423
10,350
TERMOSELVA
Electrocentro
Cobriza I 69
Regulado
Si
17,44
86
86
86
10,350
TERMOSELVA
Coelvisac
Villacuri 60
Regulado
Si
17,66
331
331
331
10,350
TERMOSELVA
Electrodunas
Ica 60
Regulado
No
17,66
20 372
20 372
20 372
10,350
TERMOSELVA
Electrodunas
Ica 10
Regulado
No
17,73
5 261
5 261
5 261
10,350
TERMOSELVA
Electrodunas
Independencia 60
Regulado
No
17,66
22 113
22 113
22 113
10,350
TERMOSELVA
Electrodunas
Independencia 10
Regulado
No
17,73
535
535
535
10,350
TERMOSELVA
Electrodunas
Marcona 60
Regulado
No
17,66
7 709
7 709
7 709
10,350
EDEGEL
Edelnor
Chavarria 220
Regulado
No
17,12
12 624
12 624
12 624
10,350
EDEGEL
Edelnor
Chavarria 220
Libre
No
17,12
6 029
6 029
6 029
13,440
EDEGEL
Edelnor
Santa Rosa 220
Regulado
No
17,12
4 067
4 067
4 067
10,350
EDEGEL
Edelnor
Santa Rosa 220
Libre
No
17,12
1 942
1 942
1 942
13,440
EDEGEL
Edelnor
Santa Rosa 60
Regulado
No
17,37
609
609
609
10,350
EDEGEL
Edelnor
Santa Rosa 60
Libre
No
17,37
291
291
291
13,440
EDEGEL
Edelnor
Ventanilla 220
Regulado
No
17,12
3 499
3 499
3 499
10,350
EDEGEL
Edelnor
Ventanilla 220
Libre
No
17,12
1 671
1 671
1 671
13,440
EDEGEL
Luz del Sur
Santa Rosa 220
Regulado
No
17,12
9 800
9 800
9 800
10,350
EDEGEL
Luz del Sur
San Juan 220
Regulado
No
17,12
30 928
30 928
30 928
10,350
EDEGEL
Luz del Sur
Chilca 220
Regulado
No
17,12
4 005
4 005
4 005
10,350
EDEGEL
Luz del Sur
Balnearios 60
Regulado
No
17,45
802
802
802
10,550
EDEGEL
Luz del Sur
Chosica 60
Regulado
No
17,45
794
794
794
10,550
EDEGEL
Luz del Sur
Huachipa 60
Regulado
No
17,45
1 782
1 782
1 782
10,550
EDEGEL
Luz del Sur
Ñaña 60
Regulado
No
17,45
2 773
2 773
2 773
10,550
EDEGEL
Luz del Sur
Salamanca 60
Regulado
No
17,45
1 094
1 094
1 094
10,550
EDEGEL
Luz del Sur
Callahuanca 10
Regulado
No
17,58
21
21
21
10,630
EDEGEL
Cia. Minera Antamina
Antamina 220
Gran Usuario
No
17,59
73 364
73 364
73 364
18,770
EDEGEL
Cia Minera Antamina
Vizcarra 220
Gran Usuario
No
17,12
22 004
22 004
22 004
18,770
EDEGEL
Cia. Minera Antamina
Puerto Antamina 66
Gran Usuario
No
17,53
2 599
2 599
2 599
18,770
EDEGEL
Cia. Minera Antamina
Vizcarra 220
Gran Usuario
No
17,12
911
911
911
18,770
EDEGEL
Votorantim Metais Cajamarquilla Cajamarquilla 220
Gran Usuario
No
17,12
69 588
69 588
69 588
18,770
EDEGEL
Siderurgica del Peru
Chimbote 2 13.8
Gran Usuario
No
18,02
12 388
12 388
12 388
18,770
Egreso por Potencia
Peaje por Conexión
Parte 1
COES/D/DO/STR-INF-016-2013
EMPRESA
USUARIO
PUNTO DE
Tipo
Licitación
Precio
Potencia
Potencia
Potencia
Peaje Unit.
SUMINISTRO
Usuario
Potencia
Calculada Declarada
Declarado
(S/./kW-Mes) (kW) (kW) (kW) (S/./kW-Mes)
