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Estudio Técnico DETERMINACION DE LOS

PEAJES DE TRANSMISIÓN DEL SISTEMA ELECTRICO CALLALLI

Elaborado por:Solución Integral de Energía y Sistemas S.A.C

SIENERGYS S.A.C.

Empresa de Transmisión Callalli SAC

Diapositiva 2Estudio Técnico - Determinación de las Tarifas de Transmisión del Sistema Eléctrico de la empresa de Transmisión CALLALLI

Contenido:

1. Objeto.2. Base Conceptual.3. Descripción del Sistema Eléctrico de Transmisión

de la Empresa de Transmisión Callalli 4. Demanda de Energía5. Costos de Inversión6. Costos de Operación y Mantenimiento 7. Determinación del Costo Medio Anual8. Determinación de los Factores de Perdidas9. Determinación de Peajes Acumulados10. Formula de Actualización

1. OBJETO

El presente estudio contiene la propuesta de Tarifas del Sistema de Transmisión Callalli SAC (en adelante “ETCA”), tomando como base los Criterios y Metodología establecidos en la Norma “Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión” aprobado por OSINERGMIN mediante la Resolución OSINERGMIN Nº 0023-2008-OS/CD.



2. BASE CONCEPTUAL

Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas (“LCE”) y su Reglamento

Ley Nº 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica,

Resolución OSINERGMIN N° 0635-2007-OS/CD, publicada el 25 de octubre de 2007, mediante el cual se aprobó los “Porcentajes para Determinar el Costo de Operación y Mantenimiento de las instalaciones de Transmisión” ,

Resolución OSINERGMIN N° 0023-2008-OS/CD, publicada el 10 de enero de 2008, mediante el cual se aprobó la norma “Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión”.

Resolución OSINERGMIN Nº 027-2009-OS/CD, publicada el 14 de febrero de 2009 mediante el cual se aprobó la “Modificación de la Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión y su Actualización con Costos 2008”.

Resolución OSINERGMIN Nº 050-2010-OS/CD, publicada el 27 de febrero de 2010,



3. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE TRANSMISIÓN DE LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN CALLALLI

El Sistema de Transmisión de ETCA está conformado por las siguientes instalaciones:

LÍNEA DE TRANSMISIÓN

L.T. Callalli - Caylloma, denominada como L-6015; fecha de Alta - Abril 1998

L.T. Caylloma – Ares, denominada como L-6016; fecha de Alta - Abril 1998

L.T. Ares - Arcata, denominada como L-6018; fecha de Alta - Abril 2009

L.T. Ares - Arcata, denominada como L-1030; fecha de Alta - Abril 1998



3. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE TRANSMISIÓN DE LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN CALLALLI ( Continuación)

SUBESTACIONES

S.E. Caylloma; 66/15 kV , 3 MVA

S.E. Ares; 66/33/4,16 kV, 12 MVA

S.E. Arcata; 66/10 kV 10 MVA y 33/10 kV 6 MVA



3. DIAGRAMA UNIFILAR DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE TRANSMISIÓN DE LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN CALLALLI



4. DEMANDA DE ENERGIASe verificó que OSINERGMIN consideró para Callalli, una demanda similar a los registrados.Por consiguiente, se considera la misma demanda aprobada por OSINERGMIN para el área 9. A continuación se detalla la demanda determinada por el OSINERGMIN



AREA DE DEMANDA : 9

AÑO MAT AT MT

2007 453 499 199 828 658 657

2008 453 499 209 296 716 369

2009 453 499 210 389 783 054

2010 453 499 211 674 842 292

2011 453 499 253 776 898 991

2012 453 499 264 861 933 773

2013 453 499 265 805 968 528

2014 453 499 266 751 1 003 327

2015 453 499 267 695 1 038 077

2016 453 499 268 641 1 072 878

2017 453 499 269 586 1 107 648

2018 453 499 270 530 1 142 410

5. COSTO DE INVERSIÓN

Los Costos de Inversión de ETCA han sido determinados sobre la base de la Norma de “Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión”, así como, sobre la base de los módulos estándares de inversión y sus modificatorias.Para la valorización de cada subestación se ha tomado en cuenta lo siguiente:

Los costos de las obras comunes y servicios auxiliares se prorratean entre los Elementos de la respectiva subestación, en proporción a sus costos de inversión.

El costo de inversión de las celdas de acoplamiento se prorratea entre las demás celdas del mismo nivel de tensión de la subestación, en proporción a sus costos de inversión.

Los costos de inversión deberán desagregarse por costos de procedencia nacional, costos de procedencia extranjera, costos del Aluminio y costos del Cobre.



5. COSTO DE INVERSIÓN (Continuación)

En el siguiente tabla, se presenta el resumen de los Costos de Inversión desagregado del Sistema Secundario de Transmisión.



Área de Demanda 9Inversión

(US$)Total Inversión

(US$)Subestaciones 2 681 523 2 681 523Líneas de Transmisión 7 395 727 7 395 727Total Costo Inversión 10 077 250 10 077 250

5. COSTO DE INVERSIÓN (Continuación)

En el siguiente tabla, se presenta el resumen de los Costos de Inversión desagregado del Sistema Complementario de Transmisión.





(US$)Subestaciones 827 713 827 713Líneas de Transmisión 1 212 433 1 212 433Total Costo Inversión 2 040 146 2 040 146

6. COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

Mediante Resolución OSINERGMIN N° 0635-2007-OS/CD, publicada el 25 de octubre de 2007, se aprobaron los “Porcentajes para Determinar el Costo de Operación y Mantenimiento de las instalaciones de Transmisión” aplicables para el periodo comprendido en el 01 de mayo de 2009 y el 30 de abril de 2015.Los Costos de Operación y Mantenimiento correspondiente a las instalaciones de transmisión de ETCA, se determinan multiplicando los porcentajes aprobados respecto de los Costos de Inversión calculados para las instalaciones reales del SST y SCT de la empresa Callalli, por nivel de tensión y ubicación como se detalla en el siguiente tabla



CODIGO Región Tasa

COMAT Costa Igual o Mayor que 138 kV 3.41%

COAT Costa Mayor que 30 kV y menor que 138 kV 3.32%

COMT Costa Mayor que 1 kV y menor o igual que 30 kV,(*) 3.71%

SIMAT Sierra Igual o Mayor que 138 kV 2.95%

SIAT Sierra Mayor que 30 kV y menor que 138 kV 3.19%

SIMT Sierra Mayor que 1 kV y menor o igual que 30 kV,(*) 4.48%

SEMAT Selva Igual o Mayor que 138 kV 3.26%

SEAT Selva Mayor que 30 kV y menor que 138 kV 3.23%

SEMT Selva Mayor que 1 kV y menor o igual que 30 kV,(*) 4.69%

6. COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO (Continuación)

En el siguiente tabla, se presenta el resumen de los Costos de Operación y Mantenimiento desagregado del Sistema Secundario de Transmisión.





(US$)Subestaciones 60 680 60 680Líneas de Transmisión 235 924 235 294Total Costo Inversión 296 604 296 604

6. COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO (Continuación)

En el siguiente tabla, se presenta el resumen de los Costos de Operación y Mantenimiento desagregado del Sistema Complementario de Transmisión.





(US$)Subestaciones 26 404 26 404Líneas de Transmisión 38 677 38 677Total Costo Inversión 65 081 65 081

7. DETERMINACIÓN DEL COSTO MEDIO ANUAL

Para determinar el CMA de los SSTD, se emplearon los factores de pérdidas y peajes obtenidos con los cargos generales, porque en este sistema no se tenía regulación específica. Se consideró el Artículo 24º de la Norma Tarifas aprobada por la Resolución OSINERGMIN 023-2008-OS/CD, para determinar el CMA de los SSTD.



TENSION CMA SSTD,I

(S/.)

ATMT

0,002 190 151

7. DETERMINACIÓN DEL COSTO MEDIO ANUAL (Continuacion)

El CMA se calcula sumando la anualidad de los Costos de Inversión (@CI) y los Costos de Operación y Mantenimiento (COyM).

La anualidad de la inversión se calcula para una vida útil de 30 años y una tasa de actualización anual del 12 %.

Se ha utilizado el tipo de cambio de 3.161S/./US$ de fecha 31 de marzo de 2009, calculado por la Superintendencia de Banca, Seguros y AFP del Perú, valor venta correspondiente al último día hábil del mes anterior al de su aplicación, publicado en el Diario Oficial El Peruano, tal como lo indica el OSINERMING en la Norma.

A continuación se detalle de los CMA de los SCT :



Costo de Inversión

COyM CMA

CI aCI

Descripción US$ US$/Año US$/Año US$/Año

AT 1 625 168 201 754 51 843 253 597

AT/MT 414 978 51 517 13 238 64 755

Total Área 9 2040 146 253 261 65 081 318 352

8 DETERMINACIÓN DE LOS FACTORES DE PERDIDAS – SIMULACION DE FLUJO

Se efectuó un análisis de flujo de potencia, a fin de determinar los factores de pérdidas.Las pérdidas del sistema Callalli, se agregaron a las pérdidas del área 9.



8 DETERMINACIÓN DE LOS FACTORES DE PERDIDAS (Continuación)

Factores vigentes sin incluir ET Callalli



Factores vigentes incluido ET Callalli

FACTOR ACUMULADO AT

ACUMULADO MT

FPMdPFPMdE

1,02651,0235

1,03271,0292

FACTOR ACUMULADO AT

ACUMULADO MT

FPMdPFPMdE

1,02821,0200

1,03421,0251

9 Determinación de Peajes AcumuladosEn la siguiente tabla, se detallan los Peajes correspondientes al Sistema de Transmisión de ETCA según el Área de Demanda al que pertenece:



ETCA VP @CIMil S/.

VP COyMMil S/

VP CMA_SS

TDMil S/

-VP ITMil S/

PEAJE ANUALMil S/

VP ENERGIA

MWh

PU ctm

S/./kWh

PU ACUMUL.

ctmsS/./kWh

Transporte MAT- - - - - - - -

Transformación MAT/AT - - - - - - - -

Transporte AT1,937.05 497.75 - - 2,434.80 3,550,606.79 0.0686 0.0686

Transformación AT/MT 494.62 127.10 6,652.25 - 7,273.97 2,793,232.64 0.2604 0.3290

9 Determinación de Peajes Acumulados (Continuación)

En la siguiente tabla, se detallan un comparativo de los Peajes del área 09, entre lo publicado y considerando Sistema de Transmisión de CALLALLI. :



AREA DE DEMANDA:9

PEAJE ANUAL (Miles S/) PU (ctm S/./kWh) PU ACUMUL. (ctmsS/./kWh)

OSINERG MIN

Publicado

ETCACalculado

Variación%

OSINERG MIN

Publicado

ETCACalculado

Variación%

OSINERG MIN

Publicado

ETCACalculado

Variación%

AREA 9Transporte

MAT 10,233.49 10,233.48 - 0.1346 0.1346 - 0.1346 0.1346 -

Transform ación

MAT/AT5,273.25 5,273.25 - 0.1485 0.1485 - 0.2831 0.2831 -

Transporte AT 11,095.62 13,530.41 21.94 0.3125 0.3811 21.94 0.5956 0.6642 21.94

Transform ación AT/MT

16,852.79 24,126.76 43.16 0.6033 0.8638 43.16 1.1989 1.5279 43.16

10 Fórmula de Actualización

En la siguiente tabla, se detallan los Peajes correspondientes al Sistema de Transmisión de ETCA según el Área de Demanda al que pertenece:



ÁREA DE DEMANDA 9

a b c d

Para CMA SST 0.3481 0.5705 0.0485 0.0329

Para CMA SCT 0.1869 0.7213 0.0599 0.0319

Para Peaje 0.304 0.6118 0.0516 0.0326

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