Fijación Tarifaria SST 2003 - osinergmin.gob.pe · Fijación Tarifaria SST 2003 4 1. Aspectos...

Fijación Tarifaria SST 2003

Audiencia PúblicaCriterios, Metodología y

Modelos Económicos24 de Junio de 2003

Fijación Tarifaria SST 2003 2

Contenido

1. Aspectos Regulatorios2. Criterios Técnicos3. Tarifas en SST de Demanda - PSD4. Compensaciones en SST de

Generación - CSG5. Compensaciones por Sistemas de

Generación / Demanda - CGD


1. Aspectos Regulatorios

La LCE establece (Artículo 8° LCE):

Un régimen de libertad de precios para los suministros que puedan efectuarse en condiciones de competencia, y

Un sistema de precios regulados en aquellos suministros que por su naturaleza lo requieran, reconociendo costos de eficiencia según los criterios contenidos en el Título V.



Los precios regulados se estructuran de modo de (Art. 42° LCE):

Reflejar los costos marginales de suministroPromover la eficiencia del sector.

Están sujetos a Regulación de Precios (Art. 43° LCE):

Las tarifas y compensaciones a titulares de Sistemas de Transmisión, 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 .



El precio en las barras del SST (Art. 49º LCE)Incluirá el el Costo Medio de dicho Sistema Económicamente Adaptado (SEA)

El SEA (Anexo de la LCE)Corresponde al sistema eléctrico en el cual existe un equilibrio entre la oferta y demanda.

El Costo Medio (Anexo de la LCE)Corresponde a los costos de inversión ( “Costo Medio de Inversión”) y operación y mantenimiento ( “COyM”), en condiciones de eficiencia.



El Sistema Secundario de Transmisión (SST)

Es la parte del sistema de transmisión destinado a transferir electricidad hacia un distribuidor o consumidor final, desde una Barra del Sistema Principal.Son parte de este sistema, las instalaciones necesarias para entregar electricidad desde una central de generación hasta una Barra del Sistema Principal de Transmisión.



Sistema Secundario de Generación

Sistema Secundario de Generación

Sistema Secundario de Demanda

Sistema Principal Sistema Principal



En el Art. 139° RLCE se establece que:El generador servido por instalaciones exclusivas del SST, pagará una compensación equivalente al 100% del Costo Medio anual. El pago se efectuará en doce (12) cuotas iguales;La demanda servida exclusivamente por instalaciones del SST, pagará una compensación equivalente al 100% del Costo Medio anual. Esta compensación que representa el PSU que permite cubrir dicho Costo Medio anual, será agregada a los Precios en Barra de Potencia y/o de Energía, o al Precio de Generación pactado libremente, según corresponda. El PSU es igual al cociente del peaje secundario actualizado, entre la energía y/o potencia transportada actualizada, para un horizonte de largo plazo.Los casos excepcionales que no se ajusten a las reglas generales establecidas anteriormente, serán tratados de acuerdo con lo que determine OSINERG, sobre la base del uso y/o del beneficio económico que cada instalación proporcione a los generadores y/o usuarios.



Disposiciones Específicas DS-029-2002-EM

En sistemas radiales, la demanda anual mínima a considerar será igual al 50% de la capacidad de transporte de las instalaciones en condiciones de eficiencia.En sistemas con otras configuraciones, las respectivas instalaciones de transmisión deberán permitir la atención eficiente de la demanda a la cual prestarán el servicio, cumpliendo con los estándares de calidad correspondientes.Horizonte de 15 años, vida útil de 30 años, tasa de descuento conforme al Art. 79º LCE, las tarifas de Transmisión Secundaria serán determinadas para cada concesionario.


Contenido





2. Criterios Técnicos

Demanda: Empleo de series históricas sobre la base de variables (ventas, PBI, población, etc.).Análisis de la correlación de variables independientes (individual y grupal) con las ventas.Factores de simultaneidad para hallar la Máxima Demanda de un Sistema.Proyección de la de Demanda por Centro de Transformación ATMT y Sistemas Eléctricos.Incorporación de Pérdidas de Transmisión en los Peajes



Determinación del SEASatisfacer la demanda del SEA para un horizonte 15 añosDiseño de las instalaciones considerando una vida útil de de 30 años. Optimizar minimizando el valor presente del costo medio y pérdidas, cumpliendo niveles de calidad estándares.Empleo de tecnología de equipamiento de última generación acorde a las condiciones de operación del SEA.



Costos de InversiónLíneas + Subestaciones + Centro de ControlIncluye:

• Costos de inversión (obras, equipos y bienes físicos)• Gastos financieros durante la construcción• Otros costos indirectos (servidumbres, gastos generales, pruebas, etc)

Emplea costos de recursos vigentes disponibles en el mercado.Se optimiza la selección de equipos y los costos de montaje.



Costos de Operación y MantenimientoSe considera instalaciones nuevas correspondientes al SEA.Incluye:

• Costos de Operación;• Costos de Mantenimiento;• Costos de Gestión, Seguridad y Seguros.

Empleo de costos de recursos vigentes disponibles en el mercadoOptimización de las actividades de mantenimiento y operación (frecuencias, personal, y equipamiento)Optimización de la estructura de la empresa y de los costos indirectos.



CostoTransmisión Anual = Anualidad Inversión + OyMTarifas

El CTA Se recupera a través de dos conceptos:• Peaje Secundario Unitario y • Factores de Pérdidas Marginales de Potencia y Energía

Se aplica a los SST de demanda.

Compensaciones El CTA se recupera a través de doce compensaciones mensuales iguales.Se aplica a los SST de Generación y Generación / Demanda


Contenido





3. Tarifas en SST de Demanda - PSD

3.1 Luz del Sur3.2 Electroandes3.3 Edecañete3.4 Electro Sur Medio3.5 SEAL3.6 Redesur


3.1 PSD- Luz del SurDemanda

Resultados Comparados y Diferencias con LDS

4,12%4,8%Tasa resultanteLarga 1970 – 2002Corta 1995 – 2002Serie histórica

Tendencias: Debido a que la demanda es predominantemente vegetativa, además, del análisis de correlación se determinó que las ventas se correlacionan mejor con el número de clientes, la tasa de promedio de crecimiento del número de clientes es 4,17% y de las ventas es 4,12% y el coeficiente de correlación es alto 0,98

Econométrico, con PBI, población y precio de energía. Con bajo coeficiente de correlación para los 33 años (1970 –2002): 0,82

Modelo global

OSINERGLDS


3.1 PSD - Luz del Sur SEA

Resultados ComparadosMetodología: Definición de la configuración óptima del año horizonte 2017, adaptación del año inicial 2003 y evolución del sistema en los años intermedios hasta alcanzar el horizonte.

AT

MAT

220 kV

60 kV

SE; MVA

SE; MVA

km

kmUnd

27; 102329; 1540

27; 96534; 1790

20032017

3; 8405; 1430

3; 8055; 1645

20032017

Subestaciones

9,817

9,8 17

20032017

257,4284,4

276,3362,4

20032017

LíneasOSINERGLDSAñoInstalación


3.1 PSD - Luz del Sur SEA

Diferencias con LDS

Se disminuye la cantidad de líneas por la reducción de SEs

Mayor cantidad de líneas para unir el mayor número de SEs

Líneas

- Poténcia máxima 90 MVA para 6MVA / km2

- Rango de 16 potencias desde 10/10/5 hasta 45/45/45 MVA

- Se efectúa transferencia de cargas

- Potencia máxima 80 MVA

- Rango de 10 potencias desde 10/10/3,3 hasta 40/40/40 MVA

- No efectúa transferencia de cargas

SE AT/MT

- Transformadores trifásicos = menores costos

- SE Industriales convencional

- Banco de transformandores monofásicos

- SE Industriales GIS

SE MAT/ATOSINERGLDS


3.1 PSD - Luz del Sur Costo de Inversión

Resultados Comparados (Millones US$)

LUZ del SUR OSINERG

Año Líneas SE CC, Telecom. Total Líneas SE CC,

Telecom. Total

2003 39 036 78 977 3 833 121 846 38 605 62 573 3 361 104 538 -14%2004 39 700 82 581 3 833 126 114 38 397 64 815 3 775 106 988 -15%2005 41 113 84 390 3 833 129 336 39 025 66 179 3 775 108 979 -16%2012 52 409 113 391 3 833 169 633 45 781 81 145 3 857 130 783 -23%2013 52 374 115 061 3 833 171 268 46 941 84 317 3 913 135 170 -21%2014 54 577 117 996 3 833 176 407 46 941 84 841 3 913 135 694 -23%2015 59 300 122 969 3 833 186 103 46 941 85 616 3 913 136 469 -27%2016 58 912 127 307 3 833 190 052 46 941 86 163 3 913 137 016 -28%2017 59 029 129 117 3 833 191 978 46 941 86 749 3 913 137 602 -28%

Variación


3.1 PSD - Luz del Sur Costos de Inversión

Cambios en Líneas de TransmisiónSelección óptima de la sección de conductores, minimizando costos de inversión, OyM y pérdidas.Empleo de una sección conductor adicional de 240 mm2.Empleo de tipo de estructura mixto PME y PCO en líneas AT urbanas.

Cambios en SubestacionesEmpleo de costos de mercadoOptimización de montaje de subestacionesOptimización del calendario de obra, como consecuencia el interésintercalario se reduce en 50%.Eliminación de costos de almacénOptimización del área de subestaciones


3.1 PSD - Luz del Sur Costo de Inversión

Cambios en Centro de Control y Telecomunicaciones

Implementación de centro de control con capacidad de automatismos y sistema de telecomunicaciones con enlaces de fibra óptica.Luz del Sur ha valorizado su centro de control y sistema de telecomunicaciones actual, el cual no tiene capacidad de telemando y esta enlazado a a través de un sistema de radio troncalizado.


3.1 PSD - Luz del SurCOyM

Resultados comparados

LUZ del SUR OSINERG

Año Operación ManttoGestión Seg. y

SegurosTotal Operación Mantto

Gestión Seg. y

SegurosTotal

2003 780 1 156 2 685 4 621 600 711 1 929 3 241 -30%2004 871 1 215 2 714 4 800 607 739 1 923 3 268 -32%2005 871 1 239 2 720 4 830 611 756 1 926 3 293 -32%2012 916 1 544 2 935 5 395 653 875 1 948 3 475 -36%2013 916 1 557 2 948 5 421 663 901 1 935 3 499 -35%2014 919 1 609 2 971 5 499 665 910 1 955 3 530 -36%2015 922 1 668 3 006 5 596 669 922 1 956 3 546 -37%2016 922 1 710 3 010 5 642 671 929 1 957 3 557 -37%2017 922 1 726 3 017 5 665 674 934 1 958 3 565 -37%

Variación


3.1 PSD - Luz del SurCOyM

Optimización de propuesta LDSCostos de mantenimiento llevados a fin de año con tasa de 12%Ajuste en la periodicidad de actividades de mantenimiento.Racionalización de costos de mano de obra de mantenimiento.Optimización de número de operadores de subestaciones debido a centro de control con capacidad de automatismos y la revisión del número de intervenciones previstas.Racionalización de costos de personal de gestión elevados.Racionalización de costos de gestión no personales innecesarios.Eliminación de patrullaje de líneas.Cálculo de seguros con la prima actual 1,44 por mil.


3.1 PSD - Luz del Sur Tarifas y Compensaciones

Resultados Osinerg

1,02931,0250FPME Acumulados

a = 0,4806b = 0,5194

Factores de actualización

0,91020,5812Peajes Acumuladosctm S. / kW.h

1,03861,0329FPMP AcumuladosMTAT



Diferencias con LDS

Se calcularon nuevos factores a partir de la valorización del SEA

No calculó, propone que continúen los factores vigentes

Fórmulas de Actualización

Se calcularon empleando los factores de pérdidas y las tarifas vigentes

No calculó, propone que continúen los niveles vigentes

Ingreso Tarifario

Calculado en base a flujos de carga.

No calculó, propone que continúen los valores vigentes

Factores de Pérdidas

OSINERGLDS



0.1742

0.7933

0.5812

1.0088

1.2817

0.9102

0.00

0.20

0.40

0.60

0.80

1.00

1.20

1.40

AT MT

Vigente LDS Osinerg

Peajes Acumulados (cmts. S/. / kW.h)


3.1 PSD – Luz del SurImpacto Tarifario

Impacto Sobre la Tarifa Final (cmts. S/. / kW.h)

* Para un consumo promedio de 125 kW.h

1.00%

-0.10%-0.20%

0.00%

0.20%

0.40%

0.60%

0.80%

1.00%

1.20%

BT5B-3* LDS Osinerg


3.2 PSD – ElectroandesDemanda

Resultados y Diferencias:

1,34% Energía y 1,5% Potencia0,86% Energía y 0,99% PotenciaUtiliza la información propuesta por ELECTROANDESDesestima la utilización de probabilidades de ocurrenciaTasa de crecimiento para todas las cargas mineras igual a 1%

Tasa de crecimiento de cargas reguladas igual a regulación Nov. 2002Inclusión de nuevas cargas: Minas Rosaura y Tamboraque

Cargas Mineras ( 88% del total) con crecimiento menor a 0,7% anual basada en datos recabados en encuestas con una única probabilidad de ocurrencia Tasa nula para el resto de cargas minerasCargas reguladas con tasa crecimiento igual a la Fijación de Noviembre 2002Inclusion de nuevas cargas: sólo Mina Rosaura

OSINERGELECTROANDES


3.2 PSD - ElectroandesSEA

DiferenciasEl SEA propuesto corresponde a la configuración del SEA vigente con las siguientes acotaciones:

Enlace 50kV Pachachaca-Morococha-Casapalca: 1 circuito

De acuerdo al análisis de mínimo costo el segundo circuito es innecesario.

Enlace Shelby-Carhuamayo: en 22,9 kV (vigente en 50kV)

Coincide y adopta propuesta de ELECTROANDES

Enlace 50kV Pachachaca-Morococha-Casapalca: 2 circuitos

Mejora calidad de servicio y confiabilidad

Enlace Shelby-Carhuamayo: en 22,9 kVTensión más adecuada para suministrar carga menor a 1 MW desde año 2005

OSINERGELECTROANDES


3.2 PSD - ElectroandesCosto de Inversión

Líneas de Transmisión Resultados y Diferencias

Se tomó como base la información propuesta por ELECTROANDES, con las siguientes diferencias:

Hasta 2004 : 9 775 Miles US$ 2004 – 2017 : 10 171 Miles US$

Hasta 2004 : 18 551 Miles US$ 2004 - 2017 : 19 088 Miles US$

Se racionalizaron los costos unitarios acorde a valores del mercadoSe determinó el vano medio de las líneas de manera específica para cada caso (menor metrado)

Costos unitarios superiores a costo medio de mercadoEstructuras con vano medio de otras líneas (mayor metrado)

OSINERGELECTROANDES


3.2 PSD - ElectroandesCosto de Inversión

Subestaciones: Resultados y Diferencias


Hasta 2004 : 15 194 Miles US$ 2005 – 2017 : 16 306 Miles US$

Se racionalizaron los precios de los equipos de acuerdo con el tipo y capacidad de cada uno de ellos acorde a valores del mercado.Se emplearon diferentes tipos de celdas de acuerdo al tipo de carga, industrial o residencial.

Se consideraron los aranceles de acuerdo a los tipos de equipos consideradosSe reajustaron los metrados acorde a valores típicos.Se racionalizaron los parámetros de costeo de celdas a valores estándar

Precio de equipos como Transformadores de potencia y autotransfromadores superiores a costo medio de mercado.Tableros de control y protección de un solo tipo y costos elevados (no toma en cuenta las diversidad de equipos para los distintos tipos de protección).Costos de seguro 4%. Aranceles y otros en forma agregada = 15,4%Metrados elevados y no sustentados adecuadamenteCosteo de celdas con parámetros no acorde a valores estandar

OSINERGELECTROANDES


3.2 PSD - ElectroandesCOyM

Resultados y Diferencias

Hasta 2004 : 956 Miles US$ 2004 – 2017 : 930 Miles US$


Se racionalizaron los costos propuestos por ELECTROANDES tomando como base las instalaciones consideradas en el SEAMantenimiento: Se excluyeron actividades no estándar y ajustó los rendimientos de acuerdo a las actividades a realizar y valores típicos.Operación: Se consideró como atendidas, por operadores, a las subestaciones Oroya Nueva y Carhuamayo. El resto atendidas por el centro de control. El centro de control acorde al SEA.Gestión: Corrigió duplicidad de costos directos de O&M. Remuneraciones acorde al promedio del mercado laboral

Mantenimiento: incluye actividades que no son de aplicación en la industria. Rendimiento variables para actividades similares.

Operación y Gestión : acorde a sus instalaciones existentes. Se duplica los costos directos de personal. Costos indirectos de toda la empresa (incluye las de generación).

OSINERGELECTROANDES


3.2 PSD - ElectroandesTarifas y Compensaciones

Tarifas y Compensaciones

Fijó tarifas acumuladas por nivel de tensión y única por concesionaria.

Compensación asignable a Huanchor( 23 769 S/./mes)Los FPMP y FMPE en base a flujos de potencia y factores de carga.Cálculo de las fórmulas de actualización en base a las valorizaciones.

Determina tarifas acumuladas por zonas y por nivel de tensión (ctmS/./kWh)

Propone compensación asignable a la C.H. Huanchor ( 250 466 S/./mes)Los Factores de pérdida marginal y formulas de actualización acorde a su propuesta de SEA de la empresa (distinto al aprobado por OSINERG)

OSINERGELECTROANDES

ZONA AT MT

Norte 1,119 1,651

Oeste 1,9119 3,294

Oroya 0,3645 3,9208

Peaje AT Peaje MT0,5904 1,2571




1.8782 1.9119

0.5904

4.3073

3.2940

1.2571

0.000.501.001.502.002.503.003.504.004.50

AT MT

0.33280.36450.5904

2.571

3.9208

1.2571

AT MT

0.7208

1.1190

0.5904

1.0722

1.6510

1.2571

0.000.200.400.600.801.001.201.401.601.80

AT MT

0.0821

0.1494

0.0700

AT MT

Vigente ELA Osinerg

PASCO OESTE OROYA

PASCO NORTE CPSEE



Compensación Asignable a Huanchor(Soles / mes)

68.42

250.47

23.77

0

50

100

150

200

250

300Millares

Vigente ELA Osinerg


3.2 PSD - ElectroandesImpacto Tarifario

Impacto Sobre la Tarifa Final (cmts. S/. / kW.h)1.40%

-1.60%

-2.0%

-1.5%

-1.0%

-0.5%

0.0%

0.5%

1.0%

1.5%

BT5B-3*

0.20%

0.00%

0.00%

0.05%

0.10%

0.15%

0.20%

0.25%

0.30%

BT5B-3*

0.20%

0.00%

BT5B-3*

ELA Osinerg

PASCO PASCO RURAL 2PASCO RURAL 1

TARMA CHANCHAMAYO TARMA RURAL

1.40%

-1.40%

BT5B-3*

1.20%

-1.20%

BT5B-3*



3.3 PSD- EdecañeteDemanda

Método de Extrapolación de Tendencias con valores históricos(Coef. correlación = 0,95)

Factor de carga determinado con una tasa de crecimiento de 0,5%

Tasa de crecimiento resultante:3,75% Energía y 3,23% Potencia

Desagrega mercado: BT indexado a crecimiento poblacional, y MT indexado a consumo histórico y PBI

Proyección de clientes en BT (Coef.correlación = 0,8)

Tasa de crecimiento resultante:2,72% Energía y 2,83% Potencia

OSINERGEDECAÑETE

(*) Datos Históricos: Serie 1995 –2002


3.3 PSD – EdecañeteSEA

OSINERG - Análisis de Mínimo Costo:Alternativa 1: Suministro Actual a Cañete (Desde el SST de Electro Sur Medio conectado a S.E. Independencia 220/60 kV)Alternativa 2: Suministro a Cañete desde Nueva Subestación Cañete 220/60 kVAlternativa 3: Suministro a Cañete desde Nueva Subestación Chilca ( Luz del Sur distante 70 km)

8,794,948,30VPN (MM US$)321Alternativa

* El SEA de las Alternativas 1 y 2, fueron propuestos por Edecañete


3.3 PSD – EdecañeteCosto de Inversión

Línea de Transmisión

96,88 Miles US$106,52 Miles US$Costo Total

Longitud de Línea y metrado estructuras

Antineblina de porcelana o vidrio

Longitud de Línea y metrado

estructurasTipo PoliméricoAisladores

Vano medio calculado específico

(menor metrado)

Postes de Concreto

Vano medio de otras líneas (mayor

metrado)Postes de MaderaEstructuras

Longitud de LíneaAleación Aluminio 120 mm2Longitud de LíneaAleación Aluminio

185 mm2Conductor

Base MetradoMaterialBase MetradoMaterialOSINERGEDECAÑETE

Rubro

(*) Para la valorización de la línea (3 km en 60 kV), OSINERG consideró costos de mercado


3.3 PSD – EdecañeteCosto de Inversión

Cambios en SubestacionesSe han considerado celdas de línea-transformador.Se han añadido celdas de línea en 220 kV para la conexión a la L.T. Independencia – San Juan.Se ha adaptado el transformador de 220/60 kV a una potencia de 20 MVA (EDECAÑETE propuso 30 MVA).Se considera el uso de celdas en MT abiertas y al exterior dado que no se justifica el uso del tipo Metal-clad.Se han determinado los costos indirectos en base a proyectos ejecutados en el país.Se han utilizado módulos estándares con costos de mercado.


3.3 PSD – EdecañeteCOyM

Resultados y Cambios en OyM

Mantenimiento LL.TT. : No se consideraron actividades de “inspección nocturna” y “lavado en caliente”. Se ajustaron mediciones de resistencia de tierra y puntos calientes.Mantenimiento SS.EE. : Se racionalizaron costos aplicando módulos considerando criterios de eficiencia.Operación de Subestaciones : Se consideraron del tipo “atendidas” con operadores sólo en una de las subestaciones.Gestión : Se ha tomado como área relacionada una parte de la Gerencia de Operaciones considerando factores de asignación de personal.

71 946 US$93 389 US$OSINERGEDECAÑETE


3.3 PSD – EdecañeteTarifas y Compensaciones

Se calcularon empleando factores de pérdidas y tarifas vigentes

No calculó, propuso continuar empleando los niveles vigentes

Ingreso Tarifario

Se aplicó dada la configuración radial del SST

No lo aplicó en su propuestaAplicación D.S. N° 029-2002-EM

Se calcularon factores a partir del desagregado de la valorización

No presentó sustento ni detalle de la composición asumida


Se repartió el peaje entre ELSM y EDECAÑETE en proporción a costos eficientes de instalaciones que actualmente prestan el servicio

Propuso que el peaje total sea pagado a EDECAÑETE dada la configuración del SEA

Reparto del Peaje

Se calcularon en base a flujos de cargaNo calculó, propuso continuar empleando los valores vigentes


OSINERGEDECAÑETE


3.3 PSD - EdecañeteTarifas y Compensaciones


1.3043 1.32201.1622

1.9488 1.8787

1.5092

0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

AT MTVigente ELSM Osinerg

CAÑETE Y LUNAHUANA


3.3 PSD - EdecañeteImpacto Tarifario

Impacto Sobre la Tarifa Final (cmts. S/. / kW.h)


-4.90%

-6.60%-7.0%

-6.0%

-5.0%

-4.0%

-3.0%

-2.0%

-1.0%

0.0%

1.0%

BT5B-3*

CAÑETE

-4.90%

-6.50%

BT5B-3*

EDCA Osinerg

LUNAHUANA


3.4 PSD – Electro Sur MedioDemanda

Resultados y Diferencias

3,27%1,77%Crecimiento Medio del Total (100%)

Serie 1987 – 2002Tendencias

Serie 1987 – 2002Tasa de crecimiento

Demanda Regulada (60%)

0,960,82Correlación promedio

Serie 1997 – 2002 Tendencias

Asume que no aumenta la demanda

Demanda Libre (40%)

OSINERGELSM


3.4 PSD – Electro Sur MedioSEA

Diferencias con ELSM

- No se utilizan en el SEA dado que 22,9kV y 10kV tensiones de distribución primaria.

- 3 x SE 22,9/10kVSE MT / MT

- Emplea Transrupter de operación tripolar con carga

- Emplea Interruptores de potencia

SE no urbanas

- 5 x SE 60/22,9/10kV- 4 x SE 60/10kV- Tipo Exterior

- 7 x SE 60/22,9/10kV- 3 x SE 60/10kV- Tipo Interior

SE AT / MT

OSINERGELSM


3.4 PSD – Electro Sur MedioSEA


Adaptación de la topología inicial (249km líneas en 60kV110km líneas en 22,9kV)

Topología inicial real(370 km líneas en 60kV)Líneas

- Postes de madera – costa y sierra- Postes de cemento – costa

- Postes de cemento – costa

- Estructuras metalicas – sierra- Interruptor simple hacia otras S.E.

- Seccionador de potenciaDerivaciones T

OSINERGELSM


3.4 PSD – Electro Sur MedioCosto de Inversión

Resultados y diferencias con ELSM

Se emplearon costos de mercadoOptimización de equipamiento de subestacionesOptimización de uso de soportes (vanos y mezcla de materiales)Determinación de costos indirectos en base a una estructura de ejecución de proyectos típicos del país.

Año ELECTROSURMEDIO(A)

OSINERG(B)

Variación%

(B/A-1)2003 23 753 14 567 -39%2007 24 341 14 587 -40%2011 25 609 14 609 -43%2015 25 905 14 648 -43%


3.4 PSD – Electro Sur MedioCOyM

Resultados y diferencias con ELSM

Ajuste en la periodicidad y alcances de algunas actividades de mantenimiento.Racionalización de costos de personal y no personales.Cálculo de seguros con la tasa actual.Se racionalizó el uso de los recursos en actividades relacionadas.Se eliminaron actividades no estándares y aquellas no aplicables al SEA.Se racionalizó el alcance de las actividades

Año ELECTROSURMEDIO(A)

OSINERG(B)

Variación%

(B/A-1)2003 873 427 -51%2007 894 427 -52%2011 942 428 -55%2015 953 429 -55%


3.4 PSD – Electro Sur MedioTarifas y Compensaciones


Se calcularon nuevos factores para el SEA

Presentó cálculoIngreso Tarifario

Periodos mensualesPeriodos anualesCálculo del peaje unitario

Aplicó por ser radialNo aplicóD.S. 029-2002-EM

Se calcularon nuevos factores a partir de la nueva valorización

Presentó fórmula de actualización


OSINERGELSM


3.4 PSD - Electro Sur MedioTarifas y Compensaciones


0.1166

1.331

0.4412

0.7611

1.904

0.9797

0.000.200.400.600.801.001.201.401.601.802.00

AT MT

0.5243

1.331

0.4412

1.1688

1.904

0.9797

AT MT

0.5667

1.331

0.4412

1.2112

1.904

0.9797

AT MT

0.3975

1.331

0.4412

1.042

1.904

0.9797

0.000.200.400.600.801.001.201.401.601.802.00

AT MT

0.3975

1.331

0.4412

1.042

1.904

0.9797

AT MT

Vigente ELSM Osinerg

0.3975

1.331

0.4412

1.042

1.904

0.9797

AT MT

ICA CHINCHAPISCO

NAZCA-PALPA INGENIO CORDOVA


3.4 PSD - Electro Sur MedioImpacto Tarifario


3.00%

-1.0%

0.0%

1.0%

2.0%

3.0%

4.0%

5.0%

6.0%

BT5B-3*

-0.90%

-3.40%-3.5%

-3.0%

-2.5%

-2.0%

-1.5%

-1.0%

-0.5%

0.0%

BT5B-3*

-1.20%

-3.30%

BT5B-3*

ELSM Osinerg

ICA CHINCHAPISCO

NAZCA-PALPA INGENIO CORDOVA

2.40%

-0.30%

BT5B-3*

2.00%

-0.60%

BT5B-3*

-1.10%

-3.40%

BT5B-3*



3.5 PSD – SEALDemanda

Resultados Comparados GW.h

Demanda Global:A partir de información de demanda de la fijación de Mayo 2003No uliliza métodos estadísticos;Considera la misma tasa de crecimiento para BT y MT

No considera demanda de terceros

SEAL

Demanda disgregada:- Ciudad de Arequipa- Resto del SistemaProyección Mercado Regulado:- BT: Tendencia data histórica- MT: Correlación de data histórica

con PBI departamentalConsidera demanda de terceros en el sistema SEAL

OSINERG

3,24%890,57716,64551,77OSINERG3,27%831,53664,48513,19SEALT.C.201720102002


3.5 PSD – SEALSEA

S.E. Actual 138/66/22,9 kV25 MVA

S.E. Actual 138/66/22,9 kV25 MVA

S.E. Callalli

Módulo MT a 6,9 kVNo presentóPSE Yura

Enlace a 22,9 kV con Distribución Primaria a 22,9 kV

Enlace a 22,9 kV con S.E.22,9/10 kV, Distribución a 10 kV (Actual 33 kV)

Islay – Mollendo

Enlace a 22,9 kV con Regulador de Tensión

Enlace a 22,9 kV con Regulador de Tensión (Actual 60 kV)

Marcona – Bella Union

Analiza 3 alternativas de mínimo costo. Configuración Elegida:- Substransmisión 138 kV- Distribución 22,9 kV

Refuerza sistema actual con la misma configuración:- Substransmisión 33 kV- Distribución 10 kV

Arequipa

Transmisión 33 kV

SEAL

Transmisión 33 kVRepartición

OSINERGSISTEMA


3.5 PSD – SEALSEA

Análisis Mínimo Costos Sistema Arequipa Ciudad

113,0%100,0%147,9%Valor Porcentual16 11214 27421 105VPN (Miles US$)

Alternativa 3ST 138 kV, SD 10 kV

Alternativa 2ST138 kV, SD 22,9 kV

Alternativa 1ST 33 kV , SD 10 kV

(Configuración Actual)

Conclusión:• Cambio del sistema de subtransmisión de 33 kV a 138 kV• Cambio de tensión del Sistema de Distribución Primaria de 10 kV a 22,9 kV


3.5 PSD – SEALCosto de Inversión

Líneas de Transmisión-Resultados y Diferencias

4 330 Miles US$5 975 Miles US$Costo Total

Vano medio calculado Menor metrado

Postes MaderaVano medio otras líneas – Mayor metrado

Postes Madera

Estructuras22,9 kV

33 kV138 kV

Longitud de líneaAleación de aluminio

Longitud de líneaAleación de aluminio

Conductor

Vano medio calculado Menor metrado

Postes MaderaVano medio otras líneas – Mayor metrado

Postes Madera

EstructurasSe emplea en ArequipaNo utilizado

Base de MetradoMaterialBase de MetradoMaterialOSINERGSEALRUBRO


3.5. PSD – SEALCosto de Inversión

Subestaciones – Resultados y cambios

10 100 Miles US$ 8 277 Miles US$ Arequipa ciudad: Se reemplaza nivel de transformación de distribución de 33/10 kV por 138/22,9 kV.Se han determinado los costos indirectos en base a proyectos ejecutados en el país.Se han utilizado módulos estándares con costos de mercado.Sistema Islay: No se incluyen subestaciones en 22,9/10 kV ya que pertenecerían al sistema de distribución.Sistema Marcona-B.Unión: Se usa sistema de interrupción tipo transrupter en Marcona y banco de regulación de tensión en Bella Unión.

OSINERGSEAL


3.5 PSD – SEALCOyM

Resultados y Cambios en OyM

2003 : 456 Miles US$ 2010 : 457 Miles US$ 2017 : 458 Miles US$

2003 : 718 Miles US$ No especifica los valores de años

posterioresMantenimiento LL.TT. : Se ajustaron rendimientos. Se considera actividades de “cambio y reparación de retenidas” y “ajuste de retenidas” sólo en líneas de 138 kV.Mantenimiento SS.EE. : Se racionalizaron los costos aplicando módulos considerando criterios de eficiencia.Operación de Subestaciones : En SE compartidas con terceros como EGASA, REDESUR y REP se comparten los costos.Gestión : Se han considerado remuneraciones promedio del mercado laboral y reubicado las áreas relacionadas al COyM.Seguros : Se asumió el 3/1000 del CMI del SEA.

OSINERGSEAL


3.5 PSD – SEALTarifas y Compensaciones

Se calcularon empleando factores de pérdidas y tarifas vigentes

No se han determinado adecuadamente

Ingreso Tarifario

Se aplicó dada la configuración radial del SST del SEA

No lo aplicó al Sistema Arequipa ciudad.

Aplicación D.S. N° 029-2002-EM

Se calcularon factores a partir del desagregado de la valorización

Presentó sustento de la composición asumida


Se calcularon en base a flujos de carga

No se han determinado adecuadamente


OSINERGSEAL


3.5 PSD - SEALTarifas y Compensaciones


0.1689

0.60000.4363

0.8134

1.2870

0.8810

0.00

0.20

0.40

0.60

0.80

1.00

1.20

1.40

AT MT

0.1757

0.60000.4363

1.17981.2870

0.8810

AT MT

0.60000.4363

1.0041

1.2870

0.8810

AT MT

0.47770.6000

0.4363

1.48181.2870

0.8810

0.00

0.20

0.40

0.60

0.80

1.00

1.20

1.40

1.60

AT MT

1.0153

0.60000.4363

1.6597

1.2870

0.8810

AT MT

Vigente SEAL Osinerg

1.0153

0.60000.4363

1.6597

1.2870

0.8810

AT MT

AREQUIPA REPARTICIONMOLLENDO-MATARIANI

MAJES CHALA BELLA UNION


3.5 PSD - SEALImpacto Tarifario


-0.60%

-2.0%

-1.5%

-1.0%

-0.5%

0.0%

0.5%

1.0%

1.5%

2.0%

BT5B-3*

-1.40%

-3.30%

-6.5%

-5.5%

-4.5%

-3.5%

-2.5%

-1.5%

-0.5%

0.5%

BT5B-3*

-4.40%

-6.20%

BT5B-3*

SEAL Osinerg

AREQUIPA REPARTICIONMOLLENDO-MATARANI

MAJES CHALA BELLA UNION

0.20%

-1.80%

BT5B-3*

1.40%

-0.50%

BT5B-3*

-4.20%

-5.90%

BT5B-3*



3.6 PSD – RedesurSubestación Tacna

Metodología:Aplicación del “Procedimiento para la Liquidación Anual de los Ingresos por uso del SST de REDESUR”Resolución N° 1416-2002-OS/CDInformación de Ingresos por Peaje, período abril 2002 – febrero 2003, presentado por REDESUR


3.6 PSD – RedesurSubestación Tacna

Resumen de Liquidación Anual:

Peaje:


Contenido





4. Compensaciones en SST de Generación - CSG

4.1 Edegel4.2 Eteselva4.3 Redesur


4.1 CSG – EdegelSEA

Diferencias:Línea Huinco – Santa Rosa 220kV:

• EDEGEL: Propone doble circuito• OSINERG: Utilizó doble circuito, bajo el criterio de costo/beneficio.

Línea Matucana – Callahuanca 220kV• EDEGEL: propone doble circuito• OSINERG: Utilizó un solo circuito, bajo el criterio de costo/beneficio

Las subestaciones eléctricas que se consideran en doble barra:• S.E. Santa Rosa, Moyopampa, Cajamarquilla y Callahuanca (60kV), por

tener diversas celdas de líneas de transmisión que llegan y salen de dichas subestaciones.

La subestación de Pachachaca se considera en anillo, y las demássubestaciones, de simple barra


4.1 CSG – EdegelSEA

Diferencias:Se considera la configuración en doble terna los siguientes tramos de líneas de transmisión en 60 kV.

En el tramo de la línea Ñaña – Huachipa, se valoriza dicho circuito al 50% del costo de una línea de doble terna, por cuanto el otro circuito pertenece a la empresa Luz del Sur S.A.A


4.1 CSG – EdegelCostos de Inversión

ResultadosEl monto de inversión aprobado para las instalaciones del SST deEDEGEL asciende a 65 671 miles US$

INSTALACIONESPropuesta

Original EDEGEL

PropuestaFinal

EDEGELOSINERG

Líneas de Transmisión (US$) 54 122 170 42 622 041 38 933 978

Subestaciones (US$) 41 273 352 37 892 196 26 736 699

TOTAL (US$) 95 395 522 80 514 237 65 670 677


4.1 CSG – EdegelCOyM

Diferencias y ResultadosLos costos de mantenimiento eficiente se obtuvieron racionalizando los costos propuestos por EDEGEL

• Limpieza manual de aisladores• Pintado de estructuras• Cambio de perfiles• Inspección nocturna• Mantenimiento de faja de servidumbre

Costos de operación y gestión• Se consideró una empresa modelo eficiente dedicada a las actividades

de generación y subtransmisión de energía eléctricaEl monto del COyM Aprobado asciende a 1 325 Miles US$ ( 54% menor que lo propuesto por EDEGEL)


4.1 CSG – EdegelCompensaciones

ResultadosEl monto total de la compensación mensual asciende a 2 595 191soles/mes

INSTALACIONESPropuesta

Original EDEGEL

PropuestaFinal

EDEGELOSINERG

Líneas de Transmisión ( S/.) 2 303 186 1 909 424 1 538 603

Subestaciones ( S/.) 1 756 400 1 640 630 1 056 588

TOTAL ( S/.) 4 059 586 3 550 055 2 595 191


4.1 CPE – EdegelResponsabilidades

Para la determinación de la responsabilidad de los pagos de las compensaciones, deberá utilizarse el método de los “Factores de Distribución Topológicos”.

Para un mejor entendimiento de la metodología, se puede recurrir al documento de Janusz Bialek “Topological Generation and LoadDistributions Factors for Supplemental Charge Allocation in Transmisión Open Access” publicado en el IEEE Transactions on Power Systems, Vol 12, N°3, August 1997


4.2 CSG – EteselvaSEA

Diferencias

ETESELVA OSINERG RAZONES Módulos no adecuados económicamente.

Módulos Ad-Hoc económicamente adaptados.

Metrados y características técnicas de módulos según condiciones reales.

Conductor ACSR para toda la línea.

Conductor AAAC para zona de selva.

Es el óptimo según evaluación técnica y económica.

• Se considera el mismo metrado de estructuras y la misma cantidad de equipamiento

existentes.


4.2 CSG – EteselvaCosto de Inversión

Resultados Comparados y Criterios

Para los equipos y materiales de líneas y subestaciones, se consideraron los precios promedio de mercado.Los costos de obras civiles y montaje electromecánico se determinaron efectuando metrados reales y en base a un análisis de precios unitarios actualizado.

Descripción Equipo - Línea de Transmisión

L-251 L.T. 220 kV Aguaytía - Tingo María (Miles US$) 15 170 8 390 8 356 81% 82% 0.4%L-252 L.T. 220 kV Tingo María - Vizcarra (Miles US$) 30 986 18 918 18 463 64% 68% 2%

Celda Transformador 220 kV Aguaytía (Miles US$) 3 678 1 655 122%Total 49 834 28 963 26 819 72% 86% 8%

(2/3) (2/4) (3/4)CódigoETESELVA

Final(2)

OSINERG

(3)

Vigente

(4)


4.2 CSG – EteselvaCOyM

Resultados Comparados y Criterios

Se ha utilizado montos de salarios en concordancia al promedio de estudios de remuneraciones y a los del mercado salarial en el sector eléctrico.Como “costo de seguro” se considera la tasa de póliza promedio del mercado, aplicada sobre el VNR vigente.Se consideran actividades, frecuencias y alcances del mantenimiento de líneas de transmisión, según estándares apropiados para las instalaciones de ETESELVA.

Descripción Equipo - Línea de Transmisión

L-251 L.T. 220 kV Aguaytía - Tingo María (Miles US$) 427 241 334 77% 28% -27.8%L-252 L.T. 220 kV Tingo María - Vizcarra (Miles US$) 872 544 738 60% 18% -26%

Celda Transformador 220 kV Aguaytía (Miles US$) 104 48 118%Total 1 402 833 1 072 68% 31% -22%

Código (2/4) (3/4)ETESELVA

Final(2)

OSINERG

(3)

Vigente

(4)(2/3)


4.2 CSG – EteselvaResponsabilidades

No es procedente la revisión del SPT solicitado por ETESELVA, como parte del proceso de regulación del SST.OSINERG ha mantenido los criterios económicos, bajo los cuales, las compensaciones han sido asignadas a los titulares de las centrales de generación que utilizan físicamente las referidas instalaciones de transmisiónSe ha utilizado el método de los “factores topológicos de distribución“


4.3 CSG – RedesurSubestación Puno

MetodologíaS.E. PunoReajuste de la compensación anual a ser cubierto por los generadores usuariosResolución N° 1416-2002-OS/CDInformación de Ingresos por Peaje, período abril 2002 – febrero 2003, presentado por REDESUR


4.3 CSG – RedesurSubestación Puno

Revisión de la compensación


Contenido





5. Compensaciones por SST Generación Demanda - CGD

InstalacionesTodas las instalaciones del SST G/D forma parte de los bienes que incluye la RAG de REP.Cualquier cambio en las compensaciones implica un cambio en los peajes principal y secundario de REP.

DESCRIPCIÓ N Nivel Tensión LongitudELEM ENTO kV km

INSTALACIONES DE RED DE ENERGIA DEL PERUL.T . Chic layo - Piura (L-238) 220 96.20L.T . Chim bote - T rujillo (L-232, L-233) 220 132.81L.T . Zapallal - Ventanilla (L-242, L-243) 220 110.00L.T . Ventanilla - Chavarría (L-244, L-245, L-246) 220 10.58L.T . Santa Rosa - San Juan (L-2010, L-2011) 220 26.37L.T . T intaya - Callalli (L - 1008/1) 138 90.13L.T . Callalli - Santuario (L - 1008/2) 138 89.72L.T . Santuario - Socabaya (L - 1011, L-1012) 138 27.50L.T . Socabaya - Cerro Verde (L - 1013) 138 11.00



Análisis de la línea L-1015

A solicitud de EGESUR se revisó la calificación de la Línea Moquegua-Toquepala 138kV (L-1015)A partir de los resultados del modelo PERSEO se observó que la línea es de uso de la demanda, debiendo retirarse del SST G/D.

Moquegua

Toq

Botiflaca

SST dedemanda

Ilo

SPCC

ToqE

deAricota

100%

100%

100%

100%

Barra del SPT

HaciaTacna

deSocabaya

SST deGeneración

LT 138kVMoquegua - Toquepala

CT Ilo2



Se mantuvo la valorización de las instalaciones utilizada en la regulación del año 2002.Se realizó el análisis de beneficio económico utilizando el modelo PERSEO con los datos de la fijación de tarifas de mayo de 2003.

DESCRIPCIÓN CMI ACMI COyM CM ANUAL % AsignadoELEMENTO S/. S/. S/. S/. Demanda Generación

INSTALACIONES DE TRANSMISION DEL SST G/DL.T . Chiclayo - Piura (L-238) 61 778 954 7 669 465 1 973 130 9 642 595 8.2% 91.8%L.T . Chimbote - Trujillo (L-232, L-233) 101 929 159 12 653 859 3 256 576 15 910 435 34.6% 65.4%L.T . Zapallal - Ventanilla (L-242, L-243) 18 122 330 2 249 772 598 027 2 847 800 84.4% 15.6%L.T . Ventanilla - Chavarría (L-244, L-245, L-246) 23 819 343 2 957 020 781 504 3 738 524 90.2% 9.8%L.T . Santa Rosa - San Juan (L-2010, L-2011) 20 182 176 2 505 489 666 760 3 172 250 37.0% 63.0%L.T . T intaya - Santuario (L - 1008) 47 963 980 5 954 424 1 332 015 7 286 439 26.7% 73.3%L.T . Santuario - Socabaya (L - 1011, L-1012) 15 481 094 1 921 880 438 766 2 360 646 68.0% 32.0%L.T . Socabaya - Cerro Verde (L - 1013) 6 861 441 851 804 194 624 1 046 428 27.6% 72.4%

CMI = Costo Medio de la Inversión TOTAL 46 005 116 37.1% 62.9%ACMI = Anualidad del Costo Medio de la InversiónCOyM = Costo de Operación y mantenimientoCM ANUAL = ACMI + COyM



CompensacionesSe distribuyó las compensaciones en proporción al beneficio de los generadores sobre cada instalación.

EMPRESAREP

TERMOSELVA 37 794EGECAHUA 32 272ENERGIA PACASMAYO 10 506EDEGEL 504 161EEPSA 110 623EGASA 64 930EGEMSA 247 653EGENOR 253 325ELECTROANDES 103 095ELECTROPERU 569 762ENERSUR 44 511SHOUGESA 767

Compensaciones SST G/D 2 287 072

S/./mes



TarifasSe determinó los peajes aplicables a REP de acuerdo a los mecanismos de la RAG.

CALCULO DEL PEAJE SECUNDARIO ctm S/./kWhCPSEE de REP = RAG SST/Energía 0CALCULO DEL PEAJE PRINCIPAL S/./kW-mesPEAJE = (RAG SPT - Ingreso Tarifario)/MD 1.34

PEAJE VIGENTE S/./kW-mesPEAJE = (RAG SPT - Ingreso Tarifario)/MD 1.37

Variación -1.90%


Fijación Tarifaria SST 2003

Muchas

GRACIAS

Fijación Tarifaria SST 2003 - osinergmin.gob.pe · Fijación Tarifaria SST 2003 4 1. Aspectos...

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