FIJACION DE TARIFAS Y COMPENSACIONES PARA LOS SST · 3. evaluaciÓn tasa de crecimiento de la...

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PROPUESTA DE TARIFAS Y COMPENSACIONES DE LOS SISTEMAS SECUNDARIOS DE TRANSMISIÓN

DE ELECTROCENTRO.

Lima, Julio 10 del 2006.

FIJACION DE TARIFAS Y COMPENSACIONES PARA LOS SST PERIODO 2007 - 2011

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1. OBJETIVO2. INFORMACIÓN UTILIZADA3. EVALUACIÓN TASA DE CRECIMIENTO DE LA DEMANDA4. PROYECCION DE LA DEMANDA ELÉCTRICA5. SISTEMA ECONOMICAMENTE ADAPTADO SEA6. COSTOS DE INVERSIÓN7. COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO8. CALCULO DE TARIFAS Y COMPENSACIONES9. CONCLUSIONES

CONTENIDO

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1. OBJETIVO DEL ESTUDIO

La exposición tiene por objeto presentar el Estudio Técnico Económico que sustentan la propuesta de Tarifas y

Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión de ELECTROCENTRO S.A.

para el periodo 2007 – 2011.

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2. INFORMACIÓN UTILIZADA

Mapa de UbicaciMapa de Ubicacióón n GeogrGeográáfica de los fica de los

SSTSST

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Resumen de las LResumen de las Lííneas de Transmisineas de Transmisióón Secundarian Secundaria

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LLííneas de Transmisineas de Transmisióón Secundarian Secundaria

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DIAGRAMA UNIFILAR SISTEMA ELECTRICO AYACUCHODIAGRAMA UNIFILAR SISTEMA ELECTRICO AYACUCHO


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DIAGRAMA UNIFILAR SISTEMA ELECTRICO HUANCAYO VALLE DEL MANTARODIAGRAMA UNIFILAR SISTEMA ELECTRICO HUANCAYO VALLE DEL MANTARO


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DIAGRAMA UNIFILAR SISTEMA ELECTRICO HUANCAVELICADIAGRAMA UNIFILAR SISTEMA ELECTRICO HUANCAVELICA


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DIAGRAMA UNIFILAR SISTEMA ELECTRICO TARMA CHANCHAMAYODIAGRAMA UNIFILAR SISTEMA ELECTRICO TARMA CHANCHAMAYO


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DIAGRAMA UNIFILAR SISTEMA ELECTRICO PASCODIAGRAMA UNIFILAR SISTEMA ELECTRICO PASCO


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Subestaciones de Potencia 39 Subestaciones de Potencia 39 SETsSETs, 236.45 MVA, 236.45 MVA


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Subestaciones de Potencia 39 Subestaciones de Potencia 39 SETsSETs, 236.45 MVA, 236.45 MVA

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Ventas de EnergVentas de Energíía Anual a Anual MWhMWh

Mercado ReguladoMercado ReguladoMercado LibreMercado Libre

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Mercado Libre (MWh)

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

Abr-

03

Jun-

03

Ago-

03

Oct

-03

Dic

-03

Feb-

04

Abr-

04

Jun-

04

Ago-

04

Oct

-04

Dic

-04

Feb-

05

Abr-

05

Ventas de EnergVentas de Energíía Anual a Anual MWhMWh

DOMESTICO

COMERCIAL

INDUSTRIAL

ALUM. PUB.

050,000

100,000150,000200,000250,000300,000350,000400,000

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

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PBI, NPBI, Núúmero de Clientes y Cantidad de Poblacimero de Clientes y Cantidad de Poblacióón Histn Históóricorico

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3. EVALUACIÓN TASA DE CRECIMIENTO DE LA DEMANDA

Resultados del MResultados del Méétodo de Tendenciastodo de Tendencias

La Ecuación Ajustada, es la que mejor se aproxima a la tasa calculada con los datos históricos.

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3. EVALUACIÓN TASA DE CRECIMIENTO DE LA DEMANDA

Resultados del MResultados del Méétodo Economtodo Economéétricotrico

Modelo F: EnergModelo F: Energíía = C + B1*POB +B2*a = C + B1*POB +B2*DummyDummy

La tasa de crecimiento se encuentra entre 2.82% y 3.47%, sin embargo la proyección con el comportamiento para el escenario Dummy1 ( 2.82% ), tiene mayor realismo al contar con mayor cantidad de datos para el comportamiento histórico.

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4. PROYECCION DE LA DEMANDA ELÉCTRICA

El periodo de proyección es de 15 años, a partir del mes y año de vigencia de la fijación de tarifas en este caso el 2007 al 2021

CLIENTES REGULADOS

• Se empleo la Metodología de Extrapolación de Tendencias obteniéndose una Tasa de crecimiento anual = 2.84%. Asimismo, se empleó modelos econométricos para dar mayor consistencia a la tasa obtenida por el primer método.

• En vista que las cargas conectadas a la Generación Aislada de las localidades de Selva Central, donde se está utilizando Generación Térmica para cubrir la demanda se encuentra en proceso de incorporación Sistema Interconectado Nacional, para garantizar el suministro de energía eléctrica. Esta incorporación representa el mayor incremento de instalaciones de transmisión secundaria.

CLIENTES LIBRES

• Se está considerando como clientes libres a las mineras SIMSA, SINAYCOCHA y MINA CANARIAS, cuya demandase ha previsto como constante para efectos de la evaluación.

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PROYECCIPROYECCIÓÓN DE VENTAS DE ENERGN DE VENTAS DE ENERGÍÍA (A (MWhMWh) CLIENTES ) CLIENTES REGULADOS METODO DE TENDENCIASREGULADOS METODO DE TENDENCIAS

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PROYECCIPROYECCIÓÓN DE VENTAS DE ENERGN DE VENTAS DE ENERGÍÍA (A (MWhMWh) CLIENTES ) CLIENTES REGULADOS METODO ECONOMREGULADOS METODO ECONOMÉÉTRICOTRICO

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PROYECCIPROYECCIÓÓN DE DEMANDA ESPACIALN DE DEMANDA ESPACIAL

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5. SISTEMA ECONOMICAMENTE ADAPTADO SEA

CRITERIOS GENERALES

• El diseño del SEA corresponden al principio de adaptación a la demanda para un periodo de 15 años, y constituye la configuración de mínimo costo total del servicio

• El SEA, en general, corresponde a la configuración existente tomando en cuenta el SEA que OSINERG ha establecido para el SST de las empresas que inyectan energía al SST de Electrocentro S.A. Asimismo, el SEA es consistente con el dimensionamiento y configuración de las redes de distribución primaria.

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CRITERIOS ESPECÍFICOSEn el diseño del SEA se ha considerado los equipamientos necesarios para cumplir NTCSE y la (NTOTR).

Niveles de Tensión (calidad del producto)Las Tensiones en barras de AT y MT cumplen con las tolerancias que establece la NTCSE, mientras que en los casos en que no existe entrega de suministro en AT los niveles de tensión han sido limitados a los rangos de regulación de tensión automática de los transformadores AT/MT para cumplir con los niveles de tensión estipulados (NTCSE) para el suministro eléctrico desde la red de distribución primaria.

Interrupciones (calidad del suministro)Las interrupciones ocurridas en las líneas de transmisión y SET del SEA originadas por contingencias se encuentran dentro de las tolerancias establecidas por NTCSE.

Confiabilidad del ServicioElectrocentro ha propuesto para las SET’s del sector típico 2 y 3, la inclusión de 02 transformadores de Contingencias que servirán como reserva en caso de falla severa de cualquiera de los transformadores de sus 39 Subestaciones de Potencia. De esta forma se evitará periodos prolongados de falta de suministro a los usuarios finales tal como los ocurridos en las ciudades de Huanuco, Pasco y Huancavelica afectando la totalidad de usuarios por un periodo promedio de 15 días.

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5.1 SISTEMA ELÉCTRICO HUANCAYO

El SEA Huancayo-Valle consiste en 02 LST radiales en 60 KV con 05 SET’s 60 KV, 01 LST radial en 33 KV con 02 SET’s 33 KV y 01 LST en 22.9 KV con 03 SET’s.Para Huancayo (ST 2) se ha considerado la instalación de una nueva SET Huancayo Este lo que permitirá:

1.Mejorar la confiabilidad del suministro.En caso de la pérdida de cualquiera de las radiales en 60 KV, la segunda radial podrá seguir suministrando energía a la ciudad de Huancayo (ciudad mas importante del sistema Electrocentro) mediante un sistema de transferencia de carga automática.

2.Reducir pérdidas técnicas en el sistema de distribuciónLa nueva SET Huancayo Este por su ubicación permitirá traspasar cargas y seccionar alimentadores reduciendo pérdidas y mejorando la calidad de suministro.

3.Evitar la construcción de nuevas salidas tipo subterráneoLas actuales SET´s que se encuentran ubicadas en las zonas urbanas carecen de facilidades para la implementación de nuevas salidas tipo aéreo de redes primarias, esto aliviará a los alimentadores existentes por tanto se evitará la construcción de nuevas salidas tipo subterráneo.

F- 210

Generación : 68.636 MW 27.980 MVARCarga : 65.167 MW 18.545 MVARPérdidas : 3.469 MW 9.435 MVAR

EMPRESA:SISTEMA:ALTERNATIVA:AÑO:

DIAGRAMA UNIFILAR DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓNELECTROCENTRO S.A.SISTEMA ELÉCTRICO HUANCAYO12021

OSINERG

210 - 1

A SEP Chupaca

A SEP Comas

SEP

SALESIANOS

SEP

HUANCAYO ESTE

HUANCAYO

HUANCAYO

SEP

CONCEPCION

SEP

P. INDUSTRIALSEP

JAUJA

F- 210



OSINERG

210 - 2

Volver

SEP

CHUPACA

SEP

HUARISCA

SEP

CHALA NUEVA

F- 210



OSINERG

210 - 3

Volver

SEP

COMAS

SEP

CHUICONSEP

LA LIBERTAD

SEP

TAMBO

SEP

MATAPA

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5.2 SISTEMA ELÉCTRICO AYACUCHO

El SEA de Ayacucho consiste en 01 LST radial en 60 KV con 06 SET’s. La LST 60 KV a lo largo de su recorrido de más de 100 Km. suministra energía a 06 SET’s correspondiendo 05 SET’s al sistema Electrocentro y 01 SET (Cobriza II) al sistema Electroandes. Dicha configuración obliga utilizar un sistema de compensación en serie de la LST para mantener los niveles de tensión dentro de las Normas en las barras de distribución de la SET Ayacucho.

F- 210


DIAGRAMA UNIFILAR DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓNELECTROCENTRO S.A.SISTEMA ELÉCTRICO AYACUCHO12021

OSINERG


SEP

MACHAHUAY

COBRIZA I

SEP

HUANTA

MOLLEPATA

SEP

SAN FRANCISCO

SEP

AYACUCHO

SEP

CANGALLO

SE

LLUSITA

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5.3 SISTEMA ELÉCTRICO TARMA-CHANCHAMAYO

El SEA Tarma-Chanchamayo comprende en 01 LST radial en 60 KV con 04 SET’s correspondiendo 03 SET’s al sistema Electrocentro y 01 SET al sistema Cemento Andino.

Con la finalidad de mantener los niveles de tensión adecuados en las barras AT de SIMSA se ha utilizado un sistema de compensación reactiva.

F- 210



DIAGRAMA UNIFILAR DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓNELECTROCENTRO S.A.SISTEMA ELÉCTRICO TARMA - CHACHAMAYO12021

OSINERG

SEP

NINATAMBOCONDORCOCHA

PUNTAYACU

SEP

CHANCHAMAYO

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5.4 SISTEMA ELÉCTRICO YAUPI-OXAPAMPA

El SEA Yaupi-Oxapampa está constituido por 01 LST radial en 60 KV con 02 SET’s, 01 LST en 33 KV con 01 SET y 01 LST en 33 KV con 20 subestaciones de distribución en 33 KV.

Dicha configuración obedece al plan de expansión de Electrocentro en la zona de Selva Central y es concordante con el Plan de Electrificación Rural de la DEP/MEM.

F- 210



DIAGRAMA UNIFILAR DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓNELECTROCENTRO S.A.SISTEMA ELÉCTRICO YAUPI - OXAPAMPA12021

OSINERG

SEP

YAUPI

SEP

SATIPO

SEP

PIC

HA

NA

KI

SEP

OXAPAMPA

ALTO VICTORIA

POZUZO

STA ROSA CHORILLOS

PTO MAYRO

N PORVENIRLORENCILLOU. SIRIAPTO BERMUDEZ

MONTERRICON DANTASB HORIZONTEYANAYACUN TRUJILLOP. ZUNGAROPTO INCA

CHALHUAMAYO

CONSTITUCION

DO

RA

DO

PA

LMA

S

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6. COSTOS DE INVERSIÓN

Los costos de inversión corresponden al Sistema Económicamente Adaptado, elaborado de acuerdo a los criterios establecidos en la Norma "Módulos Estándar de Inversión para la Regulación de los Sistemas Secundarios de Transmisión”.Para la valorización se utilizaron costos promedios de mercado de los últimos 4 años y/o Osinerg.La valorización comprende a las Líneas de Transmisión, Subestaciones y Centro de Control, los resultados se muestran en el siguiente cuadro:

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7. COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

El CO&M se ha elaborado de acuerdo a los lineamientos establecidos en la Norma "Procedimiento para la Determinación de los Costos de Operación y Mantenimiento para la Regulación de los SST”.

MANTENIMIENTOSe ha identificado los módulos de inversión correspondientes al SEA, teniendo en cuenta el equipamiento de la instalación, la tecnología y la región o zona geográfica donde se encuentra.

Se ha identificado y agrupado las actividades de mantenimiento en actividades predictivas, preventivas y correctivas.

Se ha definido la frecuencia de ejecución de las actividades de mantenimiento, atendiendo, entre otros factores, a la ubicación geográfica de la instalación.

Se integró las actividades en módulos de mantenimiento.

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OPERACIONSe considera una configuración de operación mediante un centro de control que opera en forma ininterrumpida y personal de operación para las subestaciones. Para tal efecto las subestaciones se clasificaron como atendidas, semi-atendidas, compartidas y no atendidas.La estructura organizacional para la operación de ELECTROCENTRO es la que se muestra en el grafico siguiente:

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GESTIONLos costos de gestión corresponden a aquellos incurridos por:La Gerencia, Administración, servicios diversos e infraestructura de oficina equipadas, requeridas para las tareas asociadas a las actividades de operación y mantenimiento que no están incluidos en el costeo de las actividades de operación y mantenimiento.

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RESULTADOS DEL RESULTADOS DEL CO&MCO&M al Aal Añño 1o 1

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8. CALCULO DE TARIFAS Y COMPENSACIONES

FACTOR DE PERDIDAS MARGINALES:

Para el cálculo de los FPM, se emplea el método 2 del Artículo 25º de la Norma "Criterios, Metodología y Formularios para la presentación de Propuestas Tarifarias de los SST”, cuyos resultados se muestran a continuación:

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PEAJES ACUMULADOS (ctms. S/./kWh)

PEAJES:

Para el cálculo de los Peajes se emplea los criterio y formulas de la Norma "Criterios, Metodología y Formularios para la presentación de Propuestas Tarifarias de los SST”, cuyos resultados se muestran a continuación:


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FACTORES DE ACTUALIZACION:

Para el cálculo de los Factores de Actualización se emplearon los criterio y formulas de la Norma "Criterios, Metodología y Formularios para la presentación de Propuestas Tarifarias de los SST”.El CO&M se ha considerado en su totalidad como procedencia nacional y los Costos de Inversion se han dividido en Procedencia Nacional y Extranjera, los resultados se muestran a continuación:


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9. CONCLUSIONES

• Se obtuvo una tasa de crecimiento anual de 2.84%, para clientes regulados.• En el SEA, para la ciudad de Huancayo (ST 2) se ha considerado la nueva SET

Huancayo Este, que permitirá la reducción de pérdidas técnicas de energía y mejora de la confiabilidad y calidad del suministro.

• En el SEA del sistema Ayacucho, se está considerando para el Año 5, el ingreso de la Línea en 60 kV Mollepata – San Francisco, y un Transformador de Potencia en San Francisco para la atención de la demanda de la Selva Ayacuchana.

• El SEA Yaupi-Oxapampa está constituido por 01 LST radial en 60 KV con 02 SET’s, 01 LST en 33 KV con 01 SET y 01 LST en 33 KV con 20 subestaciones de distribución en 33 KV. Dicha configuración obedece al plan de expansión de Electrocentro, el Gobierno Regional y DEP/MEM en la zona de Selva Central.

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9. CONCLUSIONES

• Es imprescindible la incorporación de las cargas de la Selva Central al Sistema Interconectado Nacional, a fin de garantizar el suministro eléctrico con adecuados niveles de calidad.

• Los costos de Inversión para el año 15 son de Miles de US$ 64,145.60.

• Los costos operación y mantenimiento para el año 15 es de Miles de US$2,180.53.

• Para el año 1, los costos operación y mantenimiento representan el 3.62% de los costos de inversión.

• En el caso de Pasco se incrementan los costos debido a la interconexión de Selva Central.

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