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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
Fijación Tarifaria SST 2003 3
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.
Fijación Tarifaria SST 2003 4
1. Aspectos Regulatorios
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 .
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1. Aspectos Regulatorios
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.
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1. Aspectos Regulatorios
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.
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1. Aspectos Regulatorios
Sistema Secundario de Generación
Sistema Secundario de Generación
Sistema Secundario de Demanda
Sistema Principal Sistema Principal
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1. Aspectos Regulatorios
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.
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1. Aspectos Regulatorios
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.
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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
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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
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2. Criterios Técnicos
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.
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2. Criterios Técnicos
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.
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2. Criterios Técnicos
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.
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2. Criterios Técnicos
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
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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
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3. Tarifas en SST de Demanda - PSD
3.1 Luz del Sur3.2 Electroandes3.3 Edecañete3.4 Electro Sur Medio3.5 SEAL3.6 Redesur
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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
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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
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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
Fijación Tarifaria SST 2003 21
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
Fijación Tarifaria SST 2003 22
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
Fijación Tarifaria SST 2003 23
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.
Fijación Tarifaria SST 2003 24
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
Fijación Tarifaria SST 2003 25
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.
Fijación Tarifaria SST 2003 26
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
Fijación Tarifaria SST 2003 27
3.1 PSD - Luz del Sur Tarifas y Compensaciones
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
Fijación Tarifaria SST 2003 28
3.1 PSD - Luz del Sur Tarifas y Compensaciones
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)
Fijación Tarifaria SST 2003 29
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
Fijación Tarifaria SST 2003 30
3. Tarifas en SST de Demanda - PSD
3.1 Luz del Sur3.2 Electroandes3.3 Edecañete3.4 Electro Sur Medio3.5 SEAL3.6 Redesur
Fijación Tarifaria SST 2003 31
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
Fijación Tarifaria SST 2003 32
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
Fijación Tarifaria SST 2003 33
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
Fijación Tarifaria SST 2003 34
3.2 PSD - ElectroandesCosto de Inversión
Subestaciones: Resultados y Diferencias
Hasta 2004 : 11 569 Miles US$ 2005 - 2017 : 12 235 Miles US$
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
Fijación Tarifaria SST 2003 35
3.2 PSD - ElectroandesCOyM
Resultados y Diferencias
Hasta 2004 : 956 Miles US$ 2004 – 2017 : 930 Miles US$
Hasta 2004 : 1 839 Miles US$ 2004 - 2017 : 2 256 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
Fijación Tarifaria SST 2003 36
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
Fijación Tarifaria SST 2003 37
3.2 PSD - ElectroandesTarifas y Compensaciones
Peajes Acumulados (cmts. S/. / kW.h)
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
Fijación Tarifaria SST 2003 38
3.2 PSD - ElectroandesTarifas y Compensaciones
Compensación Asignable a Huanchor(Soles / mes)
68.42
250.47
23.77
0
50
100
150
200
250
300Millares
Vigente ELA Osinerg
Fijación Tarifaria SST 2003 39
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*
* Para un consumo promedio de 125 kW.h
Fijación Tarifaria SST 2003 40
3. Tarifas en SST de Demanda - PSD
3.1 Luz del Sur3.2 Electroandes3.3 Edecañete3.4 Electro Sur Medio3.5 SEAL3.6 Redesur
Fijación Tarifaria SST 2003 41
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
Fijación Tarifaria SST 2003 42
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
Fijación Tarifaria SST 2003 43
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
Fijación Tarifaria SST 2003 44
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.
Fijación Tarifaria SST 2003 45
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
Fijación Tarifaria SST 2003 46
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
Fórmulas de Actualización
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
Factores de Pérdidas
OSINERGEDECAÑETE
Fijación Tarifaria SST 2003 47
3.3 PSD - EdecañeteTarifas y Compensaciones
Peajes Acumulados (cmts. S/. / kW.h)
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
Fijación Tarifaria SST 2003 48
3.3 PSD - EdecañeteImpacto Tarifario
Impacto Sobre la Tarifa Final (cmts. S/. / kW.h)
* Para un consumo promedio de 125 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
Fijación Tarifaria SST 2003 49
3. Tarifas en SST de Demanda - PSD
3.1 Luz del Sur3.2 Electroandes3.3 Edecañete3.4 Electro Sur Medio3.5 SEAL3.6 Redesur
Fijación Tarifaria SST 2003 50
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
Fijación Tarifaria SST 2003 51
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
Fijación Tarifaria SST 2003 52
3.4 PSD – Electro Sur MedioSEA
Diferencias con ELSM
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
Fijación Tarifaria SST 2003 53
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%
Fijación Tarifaria SST 2003 54
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%
Fijación Tarifaria SST 2003 55
3.4 PSD – Electro Sur MedioTarifas y Compensaciones
Diferencias con ELSM
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
Fórmulas de Actualización
OSINERGELSM
Fijación Tarifaria SST 2003 56
3.4 PSD - Electro Sur MedioTarifas y Compensaciones
Peajes Acumulados (cmts. S/. / kW.h)
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
Fijación Tarifaria SST 2003 57
3.4 PSD - Electro Sur MedioImpacto Tarifario
Impacto Sobre la Tarifa Final (cmts. S/. / kW.h)5.70%
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*
* Para un consumo promedio de 125 kW.h
Fijación Tarifaria SST 2003 58
3. Tarifas en SST de Demanda - PSD
3.1 Luz del Sur3.2 Electroandes3.3 Edecañete3.4 Electro Sur Medio3.5 SEAL3.6 Redesur
Fijación Tarifaria SST 2003 59
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
Fijación Tarifaria SST 2003 60
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
Fijación Tarifaria SST 2003 61
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
Fijación Tarifaria SST 2003 62
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
Fijación Tarifaria SST 2003 63
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
Fijación Tarifaria SST 2003 64
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
Fijación Tarifaria SST 2003 65
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
Fórmulas de Actualización
Se calcularon en base a flujos de carga
No se han determinado adecuadamente
Factores de Pérdidas
OSINERGSEAL
Fijación Tarifaria SST 2003 66
3.5 PSD - SEALTarifas y Compensaciones
Peajes Acumulados (cmts. S/. / kW.h)
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
Fijación Tarifaria SST 2003 67
3.5 PSD - SEALImpacto Tarifario
Impacto Sobre la Tarifa Final (cmts. S/. / kW.h)1.50%
-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*
* Para un consumo promedio de 125 kW.h
Fijación Tarifaria SST 2003 68
3. Tarifas en SST de Demanda - PSD
3.1 Luz del Sur3.2 Electroandes3.3 Edecañete3.4 Electro Sur Medio3.5 SEAL3.6 Redesur
Fijación Tarifaria SST 2003 69
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
Fijación Tarifaria SST 2003 70
3.6 PSD – RedesurSubestación Tacna
Resumen de Liquidación Anual:
Peaje:
Fijación Tarifaria SST 2003 71
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
Fijación Tarifaria SST 2003 72
4. Compensaciones en SST de Generación - CSG
4.1 Edegel4.2 Eteselva4.3 Redesur
Fijación Tarifaria SST 2003 73
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
Fijación Tarifaria SST 2003 74
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
Fijación Tarifaria SST 2003 75
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$) 95 395 522 80 514 237 65 670 677
Fijación Tarifaria SST 2003 76
4.1 CSG – EdegelCOyM
Diferencias y ResultadosLos costos de mantenimiento eficiente se obtuvieron racionalizando los costos propuestos por EDEGEL
• Limpieza manual de aisladores• Pintado de estructuras• Cambio de perfiles• Inspección nocturna• Mantenimiento de faja de servidumbre
Costos de operación y gestión• Se consideró una empresa modelo eficiente dedicada a las actividades
de generación y subtransmisión de energía eléctricaEl monto del COyM Aprobado asciende a 1 325 Miles US$ ( 54% menor que lo propuesto por EDEGEL)
Fijación Tarifaria SST 2003 77
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
Fijación Tarifaria SST 2003 78
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
Fijación Tarifaria SST 2003 79
4. Compensaciones en SST de Generación - CSG
4.1 Edegel4.2 Eteselva4.3 Redesur
Fijación Tarifaria SST 2003 80
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.
Fijación Tarifaria SST 2003 81
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$) 3 678 1 655 122%Total 49 834 28 963 26 819 72% 86% 8%
(2/3) (2/4) (3/4)CódigoETESELVA
Final(2)
OSINERG
(3)
Vigente
(4)
Fijación Tarifaria SST 2003 82
4.2 CSG – EteselvaCOyM
Resultados Comparados y Criterios
Se ha utilizado montos de salarios en concordancia al promedio de estudios de remuneraciones y a los del mercado salarial en el sector eléctrico.Como “costo de seguro” se considera la tasa de póliza promedio del mercado, aplicada sobre el VNR vigente.Se consideran actividades, frecuencias y alcances del mantenimiento de líneas de transmisión, según estándares apropiados para las instalaciones de ETESELVA.
Descripción Equipo - Línea de Transmisión
L-251 L.T. 220 kV Aguaytía - Tingo María (Miles US$) 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)
Fijación Tarifaria SST 2003 83
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“
Fijación Tarifaria SST 2003 84
4. Compensaciones en SST de Generación - CSG
4.1 Edegel4.2 Eteselva4.3 Redesur
Fijación Tarifaria SST 2003 85
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
Fijación Tarifaria SST 2003 86
4.3 CSG – RedesurSubestación Puno
Revisión de la compensación
Fijación Tarifaria SST 2003 87
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
Fijación Tarifaria SST 2003 88
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
Fijación Tarifaria SST 2003 89
5. Compensaciones por SST Generación Demanda - CGD
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
Fijación Tarifaria SST 2003 90
5. Compensaciones por SST Generación Demanda - CGD
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
Fijación Tarifaria SST 2003 91
5. Compensaciones por SST Generación Demanda - CGD
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
Fijación Tarifaria SST 2003 92
5. Compensaciones por SST Generación Demanda - CGD
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 93
Fijación Tarifaria SST 2003
Muchas
GRACIAS