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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2. INFORMACIÓN UTILIZADA
Resumen de las LResumen de las Lííneas de Transmisineas de Transmisióón Secundarian Secundaria
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2. INFORMACIÓN UTILIZADA
LLííneas de Transmisineas de Transmisióón Secundarian Secundaria
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DIAGRAMA UNIFILAR SISTEMA ELECTRICO AYACUCHODIAGRAMA UNIFILAR SISTEMA ELECTRICO AYACUCHO
2. INFORMACIÓN UTILIZADA
8
LLííneas de Transmisineas de Transmisióón Secundarian Secundaria
2. INFORMACIÓN UTILIZADA
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DIAGRAMA UNIFILAR SISTEMA ELECTRICO HUANCAYO VALLE DEL MANTARODIAGRAMA UNIFILAR SISTEMA ELECTRICO HUANCAYO VALLE DEL MANTARO
2. INFORMACIÓN UTILIZADA
10
LLííneas de Transmisineas de Transmisióón Secundarian Secundaria
2. INFORMACIÓN UTILIZADA
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DIAGRAMA UNIFILAR SISTEMA ELECTRICO HUANCAVELICADIAGRAMA UNIFILAR SISTEMA ELECTRICO HUANCAVELICA
2. INFORMACIÓN UTILIZADA
12
LLííneas de Transmisineas de Transmisióón Secundarian Secundaria
2. INFORMACIÓN UTILIZADA
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DIAGRAMA UNIFILAR SISTEMA ELECTRICO TARMA CHANCHAMAYODIAGRAMA UNIFILAR SISTEMA ELECTRICO TARMA CHANCHAMAYO
2. INFORMACIÓN UTILIZADA
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LLííneas de Transmisineas de Transmisióón Secundarian Secundaria
2. INFORMACIÓN UTILIZADA
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DIAGRAMA UNIFILAR SISTEMA ELECTRICO PASCODIAGRAMA UNIFILAR SISTEMA ELECTRICO PASCO
2. INFORMACIÓN UTILIZADA
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Subestaciones de Potencia 39 Subestaciones de Potencia 39 SETsSETs, 236.45 MVA, 236.45 MVA
2. INFORMACIÓN UTILIZADA
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2. INFORMACIÓN UTILIZADA
Subestaciones de Potencia 39 Subestaciones de Potencia 39 SETsSETs, 236.45 MVA, 236.45 MVA
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2. INFORMACIÓN UTILIZADA
Ventas de EnergVentas de Energíía Anual a Anual MWhMWh
Mercado ReguladoMercado ReguladoMercado LibreMercado Libre
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2. INFORMACIÓN UTILIZADA
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
20
2. INFORMACIÓN UTILIZADA
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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4. PROYECCION DE LA DEMANDA ELÉCTRICA
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4. PROYECCION DE LA DEMANDA ELÉCTRICA
PROYECCIPROYECCIÓÓN DE VENTAS DE ENERGN DE VENTAS DE ENERGÍÍA (A (MWhMWh) CLIENTES ) CLIENTES REGULADOS METODO DE TENDENCIASREGULADOS METODO DE TENDENCIAS
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4. PROYECCION DE LA DEMANDA ELÉCTRICA
PROYECCIPROYECCIÓÓN DE VENTAS DE ENERGN DE VENTAS DE ENERGÍÍA (A (MWhMWh) CLIENTES ) CLIENTES REGULADOS METODO ECONOMREGULADOS METODO ECONOMÉÉTRICOTRICO
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4. PROYECCION DE LA DEMANDA ELÉCTRICA
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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5. SISTEMA ECONOMICAMENTE ADAPTADO SEA
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. SISTEMA ECONOMICAMENTE ADAPTADO SEA
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
EMPRESA:SISTEMA:ALTERNATIVA:AÑO:
DIAGRAMA UNIFILAR DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓNELECTROCENTRO S.A.SISTEMA ELÉCTRICO HUANCAYO12021
OSINERG
210 - 2
Volver
SEP
CHUPACA
SEP
HUARISCA
SEP
CHALA NUEVA
F- 210
EMPRESA:SISTEMA:ALTERNATIVA:AÑO:
DIAGRAMA UNIFILAR DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓNELECTROCENTRO S.A.SISTEMA ELÉCTRICO HUANCAYO12021
OSINERG
210 - 3
Volver
SEP
COMAS
SEP
CHUICONSEP
LA LIBERTAD
SEP
TAMBO
SEP
MATAPA
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5. SISTEMA ECONOMICAMENTE ADAPTADO SEA
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
EMPRESA:SISTEMA:ALTERNATIVA:AÑO:
DIAGRAMA UNIFILAR DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓNELECTROCENTRO S.A.SISTEMA ELÉCTRICO AYACUCHO12021
OSINERG
Generación : 41.560 MW 9.276 MVARCarga : 35.188 MW 5.155 MVARPérdidas : 6.372 MW 4.121 MVAR
SEP
MACHAHUAY
COBRIZA I
SEP
HUANTA
MOLLEPATA
SEP
SAN FRANCISCO
SEP
AYACUCHO
SEP
CANGALLO
SE
LLUSITA
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5. SISTEMA ECONOMICAMENTE ADAPTADO SEA
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
Generación : 36.160 MW 6.104 MVARCarga : 33.916 MW 6.104 MVARPérdidas : 2.244 MW 4.679 MVAR
EMPRESA:SISTEMA:ALTERNATIVA:AÑO:
DIAGRAMA UNIFILAR DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓNELECTROCENTRO S.A.SISTEMA ELÉCTRICO TARMA - CHACHAMAYO12021
OSINERG
SEP
NINATAMBOCONDORCOCHA
PUNTAYACU
SEP
CHANCHAMAYO
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5. SISTEMA ECONOMICAMENTE ADAPTADO SEA
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
Generación : 16.102 MW 6.035 MVARCarga : 14.849 MW 4.881 MVARPérdidas : 1.254 MW 1.155 MVAR
EMPRESA:SISTEMA:ALTERNATIVA:AÑO:
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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7. COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
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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7. COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
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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7. COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
RESULTADOS DEL RESULTADOS DEL CO&MCO&M al Aal Añño 1o 1
45
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:
8. CALCULO DE TARIFAS Y COMPENSACIONES
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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:
8. CALCULO DE TARIFAS Y COMPENSACIONES
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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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