“Evaluación de la Calidad de Suministro de la Región San Martín” Ing. Leonidas Sayas Poma Gerencia de Fiscalización Eléctrica lsayas@osinerg.gob.pe Tarapoto, agosto de 2011

Contenido Objetivos Situación de los sistemas eléctricos pertenecientes a la Región San Martin antes de la puesta en servicio de la L-1016 Tocache Bellavista. Periodo de transición después de la puesta en servicio de la línea de transmisión L-1016 Tocache Bellavista. Situación actual de los sistemas eléctricos pertenecientes a la región San Martin. Compensaciones por calidad de Suministro y Tensión en Electro Oriente. Sanciones impuestas a la empresa Electro Oriente. Objetivos Evaluar la calidad de suministro de los sistemas eléctricos de la Región San Martin, antecedentes y situación actual. Identificar los orígenes de las interrupciones en la operación experimental la línea de transmisión L-1016, 138 kV Tocache Bellavista ( 149 km).

MODELO DE SUPERVISIÒN

PROCEDIMIENTOS DE SUPERVISIÒN

MONITOREO DE INDICADORES

INDICADORES DE CALIDAD DE SUMINISTRO El objetivo de un Sistema eléctrico es asegurar un nivel satisfactorio de la prestación de los servicios eléctricos garantizando a los clientes un suministro eléctrico de las siguientes características: Continuo Adecuado, Confiable Seguro Oportuno y de Calidad La Calidad del suministro implica cumplir con estándares mínimos de niveles de interrupciones tanto en duración así como frecuencia. Los indicadores de calidad de suministro pueden ser Individuales o sistémicos.

¿CALIDAD DE SUMINISTRO ES UNA PERCEPCIÓN? REGULADOR Punto de vista de la Concesionaria Punto de vista de usuario LEYES DE LA GESTALT Es imposible percibir simultáneamente dos figuras (reversibilidad)

Indicadores sistémicos que miden la calidad de suministro (P-074-2003 y Std- IEEE- 1366-2003) SAIFI: System Average Interruption Frecuency Index, o Frecuencia Media de Interrupción por usuario en un periodo determinado. SAIDI: System Average Interruption Duration Index, o Tiempo Promedio de Interrupción por usuario en un periodo determinado. Donde:   ui: Número de usuarios afectados en cada interrupción “i” ti: Duración de cada interrupción “i” (medido en horas) n: Número de interrupciones en el período N: Número de usuarios del Sistema Eléctrico al final del período. Estos indicadores miden el comportamiento del sistema eléctrico en su conjunto Indicadores individuales que miden la calidad de suministro (NTCSE y su Base Metodológica) N: Numero de interrupciones por Nivel de tensión D: Duración de las interrupciones por nivel de tensión Estos indicadores sirven para compensación individual por la mala calidad de suministro

SITUACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN ANTES DE LA PUESTA EN SERVICIO DE LA L-1016 TOCACHE BELLAVISTA.

Evolución de la máxima demanda y oferta de generación SITUACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN ANTES DE LA PUESTA EN SERVICIO DE LA L-1016 TOCACHE BELLAVISTA. Evolución de la máxima demanda y oferta de generación La máxima demanda registrada en agosto de 2010 alcanzó 32,64 MW, que en condiciones de operación normal de las centrales eléctricas que abastecen el sistema regional San Martín, deja un margen de reserva de 5 MW.

Situación deficitaria de la generación para cubrir la demanda SITUACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN ANTES DE LA PUESTA EN SERVICIO DE LA L-1016 TOCACHE BELLAVISTA. Situación deficitaria de la generación para cubrir la demanda Debido a la severa sequia de los últimos años, la C.H. Gera redujo su capacidad de 8,2 MW a 1,7 MW. Siendo 32,6 MW la MD de San Martín y la oferta en generación se redujo a 31,05 MW, el suministro eléctrico presento racionamiento de 4 MW aproximadamente en horas punta y 3 MW horas valle.

Potencia Instalada (kW) Potencia Efectiva (kW) SITUACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN ANTES DE LA PUESTA EN SERVICIO DE LA L-1016 TOCACHE BELLAVISTA. Acciones efectuadas por la concesionaria para superar la problemática Alquiler de grupos de emergencia Electro Oriente tuvo la necesidad de alquilar 2 grupos electrógenos adicionales que fueron instalados en la C.T. Moyobamba y Bellavista, con un total de 1,4 MW, con los cuales se dispondrá de 32,45 MW con un ligero racionamiento de 0,19 MW. Mantenimiento de grupos Electro Oriente realizo el mantenimiento mayor de los grupos CAT3516B-2 (2 MW) de la C.T. Bellavista y SKODA-6S1 (0,32 MW) de la C.T. Juanjui. Trabajos de mantenimiento en la C.H. Gera Electro Oriente, realizo trabajos de descolmatación de la presa de la C.H. Gera, con lo que se pudo obtener 3 MW adicionales de capacidad generación a la actual (1,7 MW). Central Tipo grupo Nomb-Grupo Estado Grupo Potencia Instalada (kW) Potencia Efectiva (kW) Bellavista T Cat - 3512 Operativo 1130 800 Moyobamba Cat - C 27 730 600

Ubicación Geográfica: Sistema de transmisión Características técnicas SITUACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN ANTES DE LA PUESTA EN SERVICIO DE LA L-1016 TOCACHE BELLAVISTA. Acciones efectuadas por la concesionaria para superar la problemática Ejecución de obra de la LT-138 kV Tocache-Bellavista Resumen de características La ejecución de obra, cuya conclusión inicialmente estaba prevista para agosto de 2008, se paralizó el 10/11/2008 debido a controversias entre el Gobierno Regional de San Martín y la contratista Consorcio Bellavista. Estado de avance de ejecución de obra El 26/03/2010 se reinició la ejecución de obras de la LT138 kV Tocache – Bellavista. Su puesta en operación comercial estuvo previsto para noviembre de 2010, interconexión al SEIN 03 diciembre 2010. Ubicación Geográfica: Zona: Nor-Central del Perú Provincias : Tocache – Bellavista Sistema de transmisión Tocache-Bellavista-Moyobamba-Tarapoto Características técnicas Tensión : 138 kV Longitud : 149,5 Km Capacidad de Transmisión : 30 MW Número de circuitos : 1 Inversión Costo total de la Obra: S/. 64’ 026 950

PERFORMANCE EN SISTEMAS ELÉCTRICOS DE LA REGIÓN SAN MARTIN PERTENECIENTES A ELECTRO ORIENTE EVALUACIÓN 2010

Comparación de Indicadores SAIFI y SAIDI por empresas de distribución. SITUACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN ANTES DE LA PUESTA EN SERVICIO DE LA L-1016 TOCACHE BELLAVISTA. Comparación de Indicadores SAIFI y SAIDI por empresas de distribución.

Evolución de los Indicadores de Calidad – Electro Oriente SITUACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN ANTES DE LA PUESTA EN SERVICIO DE LA L-1016 TOCACHE BELLAVISTA. Evolución de los Indicadores de Calidad – Electro Oriente

EVOLUCIÓN DEL SAIFI y SAIDI ESPERADO DE MT Y TOTAL POR NATURALEZA SITUACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN ANTES DE LA PUESTA EN SERVICIO DE LA L-1016 TOCACHE BELLAVISTA. EVOLUCIÓN DEL SAIFI y SAIDI ESPERADO DE MT Y TOTAL POR NATURALEZA

SITUACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN ANTES DE LA PUESTA EN SERVICIO DE LA L-1016 TOCACHE BELLAVISTA. EVOLUCIÓN DEL SAIFI y SAIDI ESPERADO DE MT Y TOTAL SEGÚN INSTALACIÓN CAUSANTE

SITUACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN ANTES DE LA PUESTA EN SERVICIO DE LA L-1016 TOCACHE BELLAVISTA. Comparación de Indicadores SAIFI y SAIDI por sistemas eléctricos de EOR

Rechazo de carga (RC), se traduce en Déficit de Generación SITUACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN ANTES DE LA PUESTA EN SERVICIO DE LA L-1016 TOCACHE BELLAVISTA. Frecuencia de Interrupciones, según naturaleza de los Sist. Elec. EOR. Rechazo de carga (RC), se traduce en Déficit de Generación

Rechazo de carga (RC), se traduce en Déficit de Generación SITUACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN ANTES DE LA PUESTA EN SERVICIO DE LA L-1016 TOCACHE BELLAVISTA. Duración de Interrupciones, según naturaleza de los Sist. Elec. EOR. Rechazo de carga (RC), se traduce en Déficit de Generación

Generación se traduce en Déficit de Generación SITUACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN ANTES DE LA PUESTA EN SERVICIO DE LA L-1016 TOCACHE BELLAVISTA. Frecuencia de Inter., por instalación causante de los Sist. Elec. EOR. Generación se traduce en Déficit de Generación

Generación se traduce en Déficit de Generación SITUACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN ANTES DE LA PUESTA EN SERVICIO DE LA L-1016 TOCACHE BELLAVISTA. Duración de Interrupciones, por instalación causante de los Sist. Elec. EOR. Generación se traduce en Déficit de Generación

PERIODO DE TRANSICIÓN DESPUÉS DE LA PUESTA EN SERVICIO DE LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN L-1016 TOCACHE BELLAVISTA.

Línea: L-1016 Tocache - Bellavista. Línea de Transmisión 138kV L-1016 Tocache - Bellavista Línea: L-1016 Tocache - Bellavista.

Configuración antes del ingreso de la L-1016 Tocache Bellavista

Configuración despues del ingreso de la L-1016 Tocache Bellavista

Eventos de falla en la L.T. 138kV L-1016 Tocache - Bellavista En el periodo diciembre 2010 - febrero 2011, y en base al registro de interrupciones de la línea de transmisión L-1016, se ha registrado 19 eventos de falla en la misma línea de transmisión L-1016 (Tocache - Bellavista), dos de ellos fueron producto de fallas en la línea de transmisión L-1124 (Aucayacu – Tocache). Línea 1016 Fase Causa Total Falla bifásica R y S Caída de árbol sobre la línea 2   S y T 1 Descarga Atmosférica Falla monofásica a tierra R 4 Fenómeno no identificado 5 S Recierre exitoso  Total general 19

Eventos de falla en la L.T. 138kV L-1016 Tocache - Bellavista De los 19 eventos ocurridos en la línea de transmisión L-1016 (Tocache - Bellavista), el 21% se debió a fallas bifásicas (10.5% fallas bifásicas “S-T” y 10.5% fallas bifásicas “R-S”), el 74% se debió a fallas monofásicas a tierra (57.9% fallas monofásicas fase “R” y 15.8% fallas monofásicas fase “S”) y hubo un recierre exitoso en la fase “R”, que representa el 5.3% de eventos suscitados.

Eventos de falla en la L.T. 138kV L-1016 Tocache - Bellavista Así mismo de los 19 eventos, el 42% se debió a caída de árbol o contacto de árbol sobre la línea de transmisión (de los cuales el 15.8% originaron una falla bifásica y el 26.3% concluyeron en una falla monofásica a tierra), el 32% se debió a descargas atmosféricas (de los cuales el 5.3% originaron un recierre exitoso, el 5.3% terminaron en una falla bifásica y el 21.1% concluyeron en una falla monofásica a tierra) y finalmente del 26.3% de los eventos no se identificaron la causa, estos concluyeron en fallas monofásicas.

Eventos de falla en la L.T. 138kV L-1016 Tocache - Bellavista De los 19 eventos registrados en la línea L-1016 (Tocache – Bellavista), el promedio de carga afectada es de 24 MW, las cargas afectadas principalmente fueron de Electro Oriente, provenientes de las subestaciones Tarapoto, Bellavista y Moyobamba; así mismo, en un porcentaje pequeño se afectó a cargas de Electro Tocache (S.E. Tocache) y Electro Centro (S.E. Aucayacu).

Eventos de falla en la L.T. 138kV L-1016 Tocache - Bellavista A continuación se muestra la ubicación de aquellos eventos donde se registró la distancia de cada falla.

LÍNEAS DE TRANSMISIÓN QUE EXCEDIERON EL LÍMITE DE LA TASA DE FALLA

IN 4181: Actuó 3 veces el REL670 Señalizando 21N, fase ‘S’, zona 1. 79- Lógica recierre 1F 21N, fase ‘RST’, zona 1 IN 4088: Actuó 2 veces el REL670 Señalizando 21N, fase ‘S’, zona 1. 79- Lógica recierre 1F IN 4260: Actuó 19 veces el REL670 Señalizando 21N, fase ‘R’, zona 1. 79- Lógica recierre 1F Disparo Z1 trifásico Cierre en falla (STOF) IN 4080: Actuó 2 veces el REL670 Señalizando fuente débil (Weak Infeed) IN 1313: Actuó 11 veces el REL670 Señalizando 21N, fase ‘R’, zona 1. 79- Lógica recierre 1F Disparo Z1 trifásico Cierre en falla (STOF)

SITUACIÓN ACTUAL DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN

R.C.: Rechazo de Carga (relacionado con déficit de generación) SITUACIÓN ACTUAL DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN INDICADORES DE PERFORMANCE DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS UBICADOS EN LA REGIÓN SAN MARTIN Del año 2010 al 2011 (Información a junio 2011), la frecuencia promedio de interrupciones (SAIFI) de los sistemas eléctricos ubicados en la región San Martin se han reducido considerablemente, ha excepción del Sistema Eléctrico Gera, cuya causa principal en el año 2011 se debe a contacto de red con árbol y descargas atmosféricas. R.C.: Rechazo de Carga (relacionado con déficit de generación)

R.C.: Rechazo de Carga (relacionado con déficit de generación) SITUACIÓN ACTUAL DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN INDICADORES DE PERFORMANCE DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS UBICADOS EN LA REGIÓN SAN MARTIN Asimismo la duración promedio de interrupciones (SAIDI) de los sistemas eléctricos ubicados en la región San Martin se han reducido considerablemente, debido a la interconexión de la región San Martin al SEIN con esto se elimino los problemas de Déficit de generación. R.C.: Rechazo de Carga (relacionado con déficit de generación)

CAUSAS PRINCIPALES PERIODO 2010 y 2011 – Sist. Elec. Moyobamba SITUACIÓN ACTUAL DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN CAUSAS PRINCIPALES PERIODO 2010 y 2011 – Sist. Elec. Moyobamba El mayor porcentaje de interrupciones en el sistema eléctrico Moyobamba, en el año 2010 fue debido a “Déficit de Generación”, con una incidencia del 45.54%, mientras que en el año 2011 se debió principalmente a “Descargas Atmosféricas” con una incidencia de 35.54%. SAIFI 2011 2010 Los valores del 2011 están actualizados al mes de junio

CAUSAS PRINCIPALES PERIODO 2010 y 2011 – Sist. Elec. Moyobamba SITUACIÓN ACTUAL DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN CAUSAS PRINCIPALES PERIODO 2010 y 2011 – Sist. Elec. Moyobamba La duración de interrupciones durante el año 2010 en el sistema eléctrico Moyobamba, fue debido principalmente a “Déficit de generación”, con una incidencia de 68.91%, mientras que en el año 2011, se debió a “Mantenimiento”, con una incidencia de 35.04%. SAIDI 2011 2010 Los valores del 2011 están actualizados al mes de junio

CAUSAS PRINCIPALES PERIODO 2010 y 2011 – Sist. Elec. Tarapoto SITUACIÓN ACTUAL DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN CAUSAS PRINCIPALES PERIODO 2010 y 2011 – Sist. Elec. Tarapoto El mayor porcentaje de interrupciones en el sistema eléctrico Tarapoto, en el año 2010 fue debido a “Déficit de Generación”, con una incidencia del 62.57%, mientras que en el año 2011 se debió principalmente a “Caída de conductor de red” con una incidencia de 27.32%. SAIFI 2011 2010 Los valores del 2011 están actualizados al mes de junio

CAUSAS PRINCIPALES PERIODO 2010 y 2011 – Sist. Elec. Tarapoto SITUACIÓN ACTUAL DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN CAUSAS PRINCIPALES PERIODO 2010 y 2011 – Sist. Elec. Tarapoto La duración de interrupciones durante el año 2010 en el sistema eléctrico Tarapoto, fue debido principalmente a “Déficit de generación”, con una incidencia de 82.39%, mientras que en el año 2011, se debió a “Reforzamiento de redes”, con una incidencia de 28.81%. SAIDI 2011 2010 Los valores del 2011 están actualizados al mes de junio

CAUSAS PRINCIPALES PERIODO 2010 y 2011 – Sist. Elec. Bellavista SITUACIÓN ACTUAL DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN CAUSAS PRINCIPALES PERIODO 2010 y 2011 – Sist. Elec. Bellavista El mayor porcentaje de interrupciones en el sistema eléctrico Bellavista, en el año 2010 fue debido a “Déficit de Generación”, con una incidencia del 70.76%, mientras que en el año 2011 se debió principalmente a “Contacto de red con Árbol” con una incidencia de 50.40%. SAIFI 2011 2010 Los valores del 2011 están actualizados al mes de junio

CAUSAS PRINCIPALES PERIODO 2010 y 2011 – Sist. Elec. Bellavista SITUACIÓN ACTUAL DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN CAUSAS PRINCIPALES PERIODO 2010 y 2011 – Sist. Elec. Bellavista La duración de interrupciones durante el año 2010 en el sistema eléctrico Bellavista, fue debido principalmente a “Déficit de generación”, con una incidencia de 83.83%, mientras que en el año 2011, se debió a “Contacto de red con árbol”, con una incidencia de 44.45%. SAIDI 2011 2010 Los valores del 2011 están actualizados al mes de junio

ANÁLISIS DE CAUSAS DE LAS INTERRUPCIONES Y PROPUESTA DE REDUCCIÓN

Porcentaje de incidencias de las principales causas de las interrupciones en Electro Oriente 2010

Electro Oriente 2011 (proyectado) Porcentaje de incidencias de las principales causas de las interrupciones en Electro Oriente 2011 (proyectado) Los valores del 2011 son una proyección de los valores reportas hasta abril. 2011.

RESULTADOS: APLICACIÓN DE LA REDUCCION DE CAUSAS A ELECTRO ORIENTE – 2010 y 2011 47% 46% 43% Reducción Reducción 48% Los valores del 2011 son una proyección de los valores reportas hasta junio. 2011.

APLICACIÓN DE LA REDUCCIÓN DE CAUSAS AL SISTEMA ELÉCTRICO MOYOBAMBA > % Por mantenimiento > % Descargas atmosféricas > % Déficit de generación > % Déficit de generación Aplicando criterios de reducción: Los valores del 2011 son una proyección de los valores reportas hasta junio. 2011.

APLICACIÓN DE LA REDUCCIÓN DE CAUSAS AL SISTEMA ELÉCTRICO TARAPOTO > % caída conductor de red > % Déficit de generación > % Déficit de generación > % por reforzamiento de redes Aplicando criterios de reducción: Los valores del 2011 son una proyección de los valores reportas hasta junio. 2011.

APLICACIÓN DE LA REDUCCIÓN DE CAUSAS AL SISTEMA ELÉCTRICO BELLAVISTA > % Déficit de generación > % Déficit de generación > % Contacto de red con árbol > % Contacto de red con árbol Aplicando criterios de reducción: Los valores del 2011 son una proyección de los valores reportas hasta junio. 2011.

Compensaciones por calidad de Suministro y Tensión en Electro Oriente

Compensaciones Calidad de Suministro realizadas por Región Compensación Calidad de Suministro EOR [Miles US $] Semestre LORETO SAN MARTIN Total S1-2009 153.19 26.08 179.27 S2-2009 66.54 32.21 98.75 S1-2010 378.00 725.87 1,103.86 S2-2010 926.25 543.21 1,469.45 Total General $1,523.97 $1,327.36 $2,851.34 fuente: CI1 Número de clientes compensados por Mala Calidad de Suministro EOR Semestre LORETO SAN MARTIN Total S1-2009 47,609 23,911 71,520 S2-2009 33,410 26,265 59,675 S1-2010 49,539 31,942 81,481 S2-2010 62,785 34,183 96,968 Total General 193,343 116,301 309,644 fuente: CTE Aproximación x cliente (US $) Semestre LORETO SAN MARTIN Total S1-2009 3.22 1.09 2.51 S2-2009 1.99 1.23 1.65 S1-2010 7.63 22.72 13.55 S2-2010 14.75 15.89 15.15 Total General $7.88 $11.41 $9.21

Compensaciones Calidad de Tensión realizadas por Región Compensación Calidad de Tensión EOR [Miles US $] Semestre LORETO SAN MARTIN Total S1-2009 7.98 29.80 37.79 S2-2009 8.65 25.68 34.33 S1-2010 10.82 11.98 22.80 S2-2010 14.16 12.16 26.32 Total General $41.61 $79.63 $121.24 fuente: CTE Número de clientes compensados por Mala Calidad de Tensión EOR Semestre LORETO SAN MARTIN Total S1-2009 3,589 5,142 8,731 S2-2009 4,288 5,459 9,747 S1-2010 4,060 4,483 8,543 S2-2010 4,818 4,851 9,669 Total General 16,755 19,935 36,690 fuente: CTE Aproximación x cliente (US $) Semestre LORETO SAN MARTIN Total S1-2009 2.22 5.8 4.33 S2-2009 2.02 4.7 3.52 S1-2010 2.67 S2-2010 2.94 2.51 2.72 Total General $2.48 $3.99 $3.30

Compensación por calidad de Suministro realizadas por Sistema Eléctrico Compensación Calidad de Suministro EOR [Miles US $] Semestre S.E. IQUITOS S.E. IQUITOS RURAL TARAPOTO-MOYOBAMBA BELL-GERA-TARA RURAL YURIMAGUAS Total S1-2009 153.19 25.81 0.26 179.27 S2-2009 66.54 32.20 0.02 98.75 S1-2010 378.00 725.87 1,103.86 S2-2010 926.25 543.21 1,469.45 Total General $1,523.97 $0.00 $1,327.08 $0.28 $2,851.34 fuente: CI1 Número de clientes compensados por Mala Calidad de Suministro EOR Semestre S.E. IQUITOS S.E. IQUITOS RURAL TARAPOTO-MOYOBAMBA BELL-GERA-TARA RURAL YURIMAGUAS Total S1-2009 47,609 23,650 261 71,520 S2-2009 33,410 26,264 1 59,675 S1-2010 49,539 31,942 81,481 S2-2010 62,785 34,183 96,968   fuente: CI1 Aproximación x cliente (US $) Semestre S.E. IQUITOS S.E. IQUITOS RURAL TARAPOTO-MOYOBAMBA BELL-GERA-TARA RURAL YURIMAGUAS Total S1-2009 3.22 1.09 1.01 2.51 S2-2009 1.99 1.23 15.15 1.65 S1-2010 7.63 22.72 13.55 S2-2010 14.75 15.89

Compensación por calidad de Tensión realizadas por Sistema Eléctrico Compensación Calidad de Tensión EOR [Miles US $] Semestre S.E. IQUITOS S.E. IQUITOS RURAL TARAPOTO-MOYOBAMBA BELL-GERA-TARA RURAL YURIMAGUAS Total S1-2009 7.98 28.57 0.02 1.21 37.79 S2-2009 8.65 23.50 2.16 34.33 S1-2010 10.81 11.98 22.80 S2-2010 13.83 0.33 12.16 26.32 Total General $41.26 $0.35 $76.21 $0.04 $3.37 $121.24 fuente: CTE Número de clientes compensados por Mala Calidad de Tensión EOR Semestre S.E. IQUITOS S.E. IQUITOS RURAL TARAPOTO-MOYOBAMBA BELL-GERA-TARA RURAL YURIMAGUAS Total S1-2009 3,589 4,745 86 311 8,731 S2-2009 4,288 4,967 406 9,747 S1-2010 4,022 38 4,483 8,543 S2-2010 4,651 167 4,851 9,669   fuente: CTE Aproximación x cliente (US $) Semestre S.E. IQUITOS S.E. IQUITOS RURAL TARAPOTO-MOYOBAMBA BELL-GERA-TARA RURAL YURIMAGUAS Total S1-2009 2.22 6.02 0.26 3.89 4.33 S2-2009 2.02 4.73 0.25 5.33 3.52 S1-2010 2.69 0.40 2.67 S2-2010 2.97 2.00 2.51 2.72

SANCIONES IMPUESTAS A LA EMPRESA ELECTRO ORIENTE

SANCIONES IMPUESTAS A LA EMPRESA ELECTRO ORIENTE EN EL AÑO 2009 Item CONCESIONARIA TEMA RESOLUCIÓN SANCIÓN MONTO ESTADO 1 ELECTRO ORIENTE Accidentes 1989 Multa 3 UIT Agotada la vía administrativa En Ejecutoría Coactiva 2 Procedimiento Nº 264 2131 Amonestación/Multa 36 UIT En Ejecutoría Coactiva 3 Determinación del Porcentaje Máximo de Alumbrado y de sus Alicuotas mensuales 2271 4 Procedimiento Nº 193 2273 24421.30 28.22 10756.50 5 Procedimiento Nº 152 2302 12.6 UIT 6 Procedimiento Nº 005 2401 110.24 7 Incumplimiento de la NTCSE 2532 1 UIT 8 2562 2 UIT 9 Procedimiento Nº 074 2612 3 UIT 3 UIT 3 UIT 3 UIT 3 UIT 1.5 UIT 1.5 UIT 1.5 UIT 10 2780 Agotada la vía administrativa 11 Incumplir disposición de OSINERGMIN. Deficiencias de riesgo alto en media tensión 3060 6 UIT

SANCIONES IMPUESTAS A LA EMPRESA ELECTRO ORIENTE EN EL AÑO 2009 Item CONCESIONARIA TEMA RESOLUCIÓN SANCIÓN MONTO ESTADO 12 ELECTRO ORIENTE Procedimiento Nº 011 3081 Multa 77121.66 19063.15 En Ejecutoría Coactiva 13 Accidentes 3198 2 UIT Agotada la vía administrativa En Ejecutoría Coactiva 14 Procedimiento Nº 161 3508 3228.92 15 Procedimiento Nº 152 4237 5.3 UIT 10 UIT 16 Procedimiento Nº 078 4241 Amonestación/Multa 1182.15 17 4297 33.5 UIT 18 Procedimiento Nº 193 4338 38801.36 1158.59 300.14 40.64 19 Procedimiento Nº 377 4367 Amonestación   Concluido 20 5017 36 UIT 21 Procedimiento Nº 153 5058 261.4 UIT 22 5088 Apelación Total (2009): S/. 2,642,397.87 1 UIT (Año 2009): 3550 Nuevos Soles

SANCIONES IMPUESTAS A LA EMPRESA ELECTRO ORIENTE EN EL AÑO 2010 Item CONCESIONARIA TEMA RESOLUCIÓN SANCIÓN MONTO ESTADO 1 ELECTRO ORIENTE Procedimiento Nº 078 6596 Multa 3597.12 Pagada 2 No identificar ni señalizar estructuras de transmisión 6606 Amonestación   Concluido 3 Procedimiento Nº 193 6641 1800 En Ejecución Coactiva 4 Procedimiento Nº 074 6650 3 UIT Apelación 5 Procedimiento Nº 680 6800 4422.06 158.11 6 Accidentes 6859 2 UIT Infundado el recurso Nulidad nueva resolución 7 7225 8 Procedimiento Nº 152 7227 9 Procedimiento Nº 264 7313 21.6 UIT 10 Procedimiento Nº 011 7328 14271.00 127691.65 Agotada la vía administrativa En Ejecutoría Coactiva 11 7932 10 UIT 12 8337

Agotada la vía administrativa En Ejecutoría Coactiva SANCIONES IMPUESTAS A LA EMPRESA ELECTRO ORIENTE EN EL AÑO 2010 Item CONCESIONARIA TEMA RESOLUCIÓN SANCIÓN MONTO ESTADO 13 ELECTRO ORIENTE Procedimiento Nº 324 8349 Multa 41208.97 7226.32 Apelación 14 Procedimiento Nº 182 8398 2 UIT 2 UIT 15 Procedimiento Nº 078 8508 1298.88 Agotada la vía administrativa En Ejecutoría Coactiva 16 Procedimiento Nº 680 8603 5449.25 2591.34 En Ejecución Coactiva 17 Procedimiento Nº 152 9106 33.5 UIT 2.4 UIT 18 Incumplimiento DEL RES. Dge Supervisión de reintegros y Recuperos de Energía Eléctrica 9533 4 UIT Pagada Total (2010): S/. 519,815.82 1 UIT (Año 2010): 3600 Nuevos Soles

Conclusiones:

Conclusiones Situación actual de los sistemas eléctricos pertenecientes a la región San Martin Durante el año 2011 se pudo apreciar que se ha eliminado la incidencia de interrupciones a cusa de déficit de generación, asimismo se ha reducido los valores de los indicadores SAIFI ( Bellavista en 77%, Tarapoto rural en 66 % y Rioja en 62%)y SAIDI ( Bellavista en 93%, Taropoto en 78 %, Rioja y Tarapoto rural en 75%) de los sistemas eléctricos asociados a la región San Martin, sin embargo estos valores aun están por encima del valor esperado y deben ser tratados de manera puntual según las siguientes causas: Descargas atmosféricas, , se puede reducir mejorando la coordinación del aislamiento y el sistema de puesta a tierra PAT de las redes de media tensión Contacto de red con árbol, con un programa de mantenimiento centrado en la confiabilidad (MCC), se puede reducir esta causa de interrupciones. Por mantenimiento y reforzamiento de redes, promover el mantenimiento en caliente y/o centrado en la confiabilidad de los componentes de acuerdo a cada zona.

“Evaluación de la Calidad de Suministro de la Región San Martín” Ing. Leonidas Sayas Poma Gerencia de Fiscalización Eléctrica lsayas@osinerg.gob.pe Tarapoto, agosto de 2011