PROPUESTA DE PEAJES Y COMPENSACIONES PARA LOS SISTEMAS SECUNDARIOS DE TRANSMISIÓN DE RED DE ENERGÍA DEL PERÚ MAYO 2009 ABRIL 2013

Transcripción

1 PROPUESTA DE PEAJES Y COMPENSACIONES PARA LOS SISTEMAS SECUNDARIOS DE TRANSMISIÓN DE RED DE ENERGÍA DEL PERÚ MAYO 2009 ABRIL 2013 Audiencia Pública del Proceso de Fijación de Tarifas y Compensaciones de los Sistemas Secundarios y Complementarios de Transmisión PROPUESTA Agosto, 2008, Perú DE PEAJES Y COMPENSACIONES PARA LOS SST DE REP Todos Todos los derechos los derechos reservados reservados por Red por de Red Energía de Energía del Perú del Perú

2 CONTENIDO Marco Legal General Marco Legal del Contrato de Concesión de REP Descripción de las Instalaciones de REP Proyección de la Demanda Determinación del Sistema Eléctrico a Remunerar (SER) Determinación del Costo Medio Anual Compensaciones y Peajes Conclusiones

3 MARCO LEGAL GENERAL

4 MARCO LEGAL GENERAL LEY DE CONCESIONES ELÉCTRICAS REGLAMENTO DE LA LEY DE CONCESIONES ELÉCTRICAS RESOLUCIÓN OSINERGMIN Nº OS/CD (NORMA en adelante) Norma Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión establecida de acuerdo a la Ley y el Reglamento de Transmisión RESOLUCIÓN OSINERGMIN Nº OS/CD Norma Procedimiento de Altas y Bajas en Sistemas de Transmisión RESOLUCIÓN OSINERGMIN N OS/CD Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión RESOLUCIÓN OSINERGMIN N OS/CD, mediante el cual se aprueban las Áreas de Demanda. RESOLUCIÓN OSINERGMIN N OS/CD, mediante el cual se aprueban los porcentajes para determinar el Costo anual estándar de Operación y Mantenimiento. RESOLUCIÓN OSINERGMIN N OS/CD Norma Procedimiento para Fijación de Precios Regulados.

5 MARCO LEGAL DEL CONTRATO DE CONCESIÓN DE REP

6 MARCO LEGAL DEL CONTRATO DE CONCESIÓN DE REP Los ingresos totales por la explotación de las instalaciones de transmisión que se encuentran comprendidas dentro del marco del Contrato de Concesión de REP están establecidos por la Remuneración Anual definida en dicho contrato. De acuerdo al Contrato de Concesión, las instalaciones existentes y futuras se encuentran clasificadas en: Sistema Principal de Transmisión (SPT) y Sistema Secundario de Transmisión (SST). Para fines de recaudación de la Remuneración Anual, se divide dicha remuneración en dos conceptos: Compensaciones facturadas a los titulares de Generación (SST Generación y SST Generación/Demanda, parte asignada a la generación) Peaje e Ingreso Tarifario asignado a la Demanda (SPT, SST Demanda y SST Generación/Demanda, parte asignada a la demanda) Asimismo, el Contrato de Concesión establece que para fines de determinación de las compensaciones, Peajes e Ingresos Tarifarios a recaudar por la Remuneración Anual se aplicarán los criterios establecidos en la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento. La recaudación de dichos conceptos no deberá exceder la Remuneración Anual establecida.

7 DESCRIPCIÓN DE LAS INSTALACIONES DE REP

8 DESCRIPCIÓN DE LAS INSTALACIONES DE REP Las instalaciones del Sistema de Transmisión de REP se encuentran ubicadas en 19 departamentos del Perú, están conformadas por 46 subestaciones, 1,753.3 MVA de capacidad de transformación y 5,830 kilómetros de circuitos de líneas de transmisión en los niveles de tensión de 220 kv, 138 kv y 60 kv. Las instalaciones de concesión de REP se clasifican en: 1. Sistema Principal de Transmisión (SPT), y 2. Sistema Secundario de Transmisión (SST).

9 DESCRIPCIÓN DE LAS INSTALACIONES DE REP Las instalaciones del Sistema Secundario de Transmisión de la concesión de REP están clasificados en tres tipos: 1.- Generación - SST Mantaro-Lima - SST Chilca-San Juan - SST de la S.E. Chiclayo Oeste y S.E. Chimbote 1 - SST de la S.E. Santa Rosa - SST de la S.E. Quencoro y la L.T. Quencoro-Combapata-Tintaya - SST Azángaro-Juliaca-Puno - SST Toquepala-Aricota - SST de la S.E. Ventanilla - SST de la S.E. Zorritos 3.- Demanda Conformado por el resto de instalaciones del SST, principalmente son de transformación, y están ubicadas en 13 de las 15 Áreas de Demanda definidas por el OSINERGMIN. 2.- Generación/Demanda - Transformador Paramonga Nueva 220/138 kv - L-2238 Piura Oeste Chilcayo Oeste - L-2232/L-2233 Trujillo Norte Chimbote 1 - L-2242/L-2243 Zapallal-Ventanilla - L-2244/L-2245 Ventanilla-Chavarría - L-2010/L-2011 Santa Rosa-San Juan - L-2216 Paramonga Nueva-Chimbote 1 - L-2214 Zapallal-Paramonga Nueva - L-1008 Tintaya-Callalli - L-1020 Santuario-Callalli - L-1021/L-1022 Santuario-Socabaya - L-1023/L-1024 Socabaya-Cerro Verde

10 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA

11 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA La Proyección de Demanda se ha realizado según el tipo de instalación y Área definida por el OSINERGMIN: 1.-Proyección de Demanda del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN)- Área 15 Se ha utilizado de base la Proyección de la demanda del OSINERGMIN realizada para la Fijación de Tarifas en Barra También se ha utilizado información, cartas y documentos enviados por las empresas generadoras y distribuidoras respecto a la demanda de sus clientes. Debido a que a la fecha no se cuenta con el Plan de Transmisión, para fines de determinar la tasa de crecimiento de la demanda vegetativa, se ha utilizado el modelo polinomial Curve Fitting basado en la extrapolación de datos históricos. A la Proyección de la demanda vegetativa se adicionó la Proyección de cargas especiales, incorporadas, grandes proyectos, y pérdidas para obtener la demanda global. Periodo de Proyección: 10 años

12 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA 60,000 55,000 50,000 45,000 40,000 35,000 30,000 25,000 20,000 15,000 10,000 5, ,505 27,251 24,359 30% 68% 34% 64% PROYECCIÓN DE ENERGÍA A NIVEL DEL SEIN (GWh) 37% 61% 32,692 37% 61% 36,842 40% 58% 39,128 42,137 41% 57% 43% 56% 47,967 45,499 43,053 50,433 Pérdidas Transversales 52,895 53,764 Cargas Especiales, Incorporadas y Proyectos Cargas Vegetativas % 58% 41% 58% 42% 57% Total 42% 57% 43% 57% 41% 58%

13 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA 2.- Proyección de Demanda para instalaciones de Generación Se ha utilizado la siguiente información: - Capacidad actual de generación - Proyectos de generación en ejecución - Solicitudes de conexión de nuevos proyectos de generación - Plan Referencial de Electricidad vigente. Periodo de proyección: 4 años

14 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA 3.- Proyección de Demanda por Áreas Se ha utilizado de base la Proyección de la demanda del OSINERGMIN realizada para la Fijación de Tarifas en Barra También se ha utilizado información, cartas y documentos enviados por las empresas generadoras y distribuidoras respecto a la demanda de sus clientes. El procedimiento de Proyección se realizó mediante el modelo polinomial Curve Fitting. La proyección de demanda se ha realizado para cada Área de Demanda definida por el OSINERGMIN. Periodo de proyección: 10 años

15 DETERMINACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR (SER)

16 DETERMINACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR (SER) Para la determinación del SER se ha utilizado los siguientes criterios: Horizonte de análisis: 4 años Para los SST de Generación y Generación/Demanda el SER está conformado por el Sistema Económicamente Adapatado (SEA) de conformidad con la NORMA. La capacidad de las instalaciones que conforman los Sistemas Económicamente Adaptados desarrollados como parte del estudio no superan las capacidades establecidas en el Contrato de Concesión de REP ni de los proyectos de Ampliación suscritos a través del Contrato. Para los SST de Demanda según lo indicado en el artículo 11.1 de la NORMA, el SER está constituido por las instalaciones del SST existentes al 23 de julio de 2006, menos las instalaciones que se den de baja. Asimismo, se han considerado los Proyectos de Ampliación de REP que se han puesto en servicio hasta la fecha y los que se encuentran actualmente en ejecución: - AMPLIACIÓN Nº 1: Proyecto de Construcción de la nueva Subestación Chilca REP y Ampliación de capacidad de las líneas de transmisión existentes L-2090 y L-2208 en los tramos de la Subestación San Juan hasta la futura Subestación Chicla REP. Inicio de operaciones: 03/07/2007.

17 DETERMINACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR (SER) AMPLIACIÓN Nº 1 S.E. SAN JUAN S.E. DESIERTO S.E. INDEPENDENCIA L-2093 (48 km) L-2091 (107 km) L-2208 (60 km) L-2094 L-2095 L-2090 L kv S.E. CANTERA 220 kv S.E. CHILCA-REP S.E. CHILCA UNO LUZ DEL SUR G1 ~ ~ G2 (2009) PROPIEDAD DE KALLPA G1 ~ ~ G2 PROPIEDAD DE ENERSUR Instalaciones de concesión original Ampliación Nº 1 Instalación Futura (Kallpa)

18 DETERMINACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR (SER) - AMPLIACIÓN Nº 2: Proyecto de Construcción del Segundo Circuito de la Línea de Transmisión 220 kv Zapallal-Paramonga Nueva-Chimbote 1 y ampliación de las Subestaciones Asociadas. Inicio de operaciones: 08/03/2008. S.E. CHIMBOTE 1 S.E. PARAMONGA NUEVA S.E. ZAPALLAL L-2216 (220 km) L-2214 (159 km) L-2215 L-2213 L kv 220 kv S.E. HUACHO 220 kv Instalaciones de concesión original Ampliación Nº 2

19 DETERMINACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR (SER) - AMPLIACIÓN Nº 3: Ampliación de las Subestaciones Ica, Marcona y Juliaca. Fecha prevista de inicio de operaciones: 16/02/2009. S.E. MARCONA CONFIGURACIÓN ACTUAL CONFIGURACIÓN CON AMPLIACIÓN Nº 3 L-2211 A S.E. Ica L-2211 A S.E. Ica Ampliación Nº kv 220 kv 220 kv T ±10x1%/62.3/10.3 kv 60/60/25 MVA (ONAN) 75/75/30 MVA (ONAF) 10 kv 210±10x1%/62.3/10.3 kv 60/60/25 MVA (ONAN) 75/75/30 MVA (ONAF) T ±10x1%/62.3/10.3 kv 60/60/25 MVA (ONAN) 75/75/30 MVA (ONAF) 60 kv 10 kv 10 kv 60 kv 60 kv PROPUESTA DE PEAJES Y COMPENSACIONES PARA 60 kv LOS SST DE REP

20 AMPLIACIÓN Nº 3 DETERMINACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR (SER) S.E. ICA CONFIGURACIÓN ACTUAL CONFIGURACIÓN CON AMPLIACIÓN Nº 3 L-2211 A S.E. Independencia L-2211 A S.E. Marcona Ampliación Nº 3 L-2209 A S.E. Independencia L-2211 A S.E. Marcona Conexión Provisional T /62.3/10.3 kv 50/50/30 MVA (ONAF) (instalación temporal) 220 kv T /62.3/10.3 kv 50/50/30 MVA (ONAF) 220 kv 220 kv 60 kv 10 kv 210/62.3/10.3 kv 50/50/30 MVA (ONAF) T /62.3/10.3 kv 50/50/30 MVA (ONAF) 10 kv 10 kv 60 kv

21 AMPLIACIÓN Nº 3 DETERMINACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR (SER) S.E. JULIACA CONFIGURACIÓN ACTUAL CONFIGURACIÓN CON AMPLIACIÓN Nº 3 L-1011 A S.E. Azángaro L-1012 A S.E. Puno L-1011 A S.E. Azángaro L-1012 A S.E. Puno Ampliación Nº kv T ±8x1.25%/60/10 kv 32/32/8 MVA (ONAN) 40/40/10 MVA (ONAF) 10 kv L-0156 Cuartel L-0157 Cemento Sur 138 kv T ±8x1.25%/60/10 kv 32/32/8 MVA (ONAN) 40/40/10 MVA (ONAF) 10 kv 60 kv L-0153 Cercado 138±8x1.25%/22.9/10 kv 50/30/30 MVA (ONAF) 22.9 kv 60 kv L-0159 Huancane T /10 kv 5.5 MVA L-0158 Lampa L-0155 Pque. Industrial T /10 kv 12 MVA L-0154 Cercado L-0152 L-0151 Periferie TAPARACHI II 10 kv Cemento Sur Huancane Lampa 10 kv Deustua Reserva... T /10 kv 12 MVA 10 kv

22 DETERMINACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR (SER) - AMPLIACIÓN Nº 4: Compensación capacitiva en la Zona de Lima: Subestación Santa Rosa 2x20 MVAR, 60 kv, y Subestación Chavarría 2x20 MVAr, 60 kv. Fecha prevista de inicio de operaciones: 16/01/2009. S.E. SANTA ROSA S.E. CHAVARRÍA 60 kv 60 kv 60 kv 60 kv Banco CAP 1 20 MVAr Banco CAP 2 20 MVAr Banco CAP 1 20 MVAr Banco CAP 2 20 MVAr Ampliación Nº 4 Ampliación Nº 4

23 DETERMINACIÓN DEL COSTO MEDIO ANUAL

24 DETERMINACIÓN DEL COSTO MEDIO ANUAL 1. SST GENERACIÓN Y SST GENERACIÓN/DEMANDA De conformidad con la NORMA, el Costo Medio Anual (CMA) se ha determinado como la suma de la anualidad de la Inversión más los Costos de Operación y Mantenimiento (COyM) de un Sistema Económicamente Adaptado. - Vida útil: 30 años - Tasa de actualización anual: 12% El valor de la inversión se ha calculado en base a los Módulos Estándares de Inversión (Resolución OSINERGMIN Nº OS/CD). El COyM se ha calculado en base a los porcentajes establecidos por el OSINERGMIN (Resolución OSINERGMIN Nº OS/CD).

25 DETERMINACIÓN DEL COSTO MEDIO ANUAL 2. SST DEMANDA Para las instalaciones del SST de REP existentes antes del 23 de julio de 2006 que no contaban con regulación del OSINERGMIN se ha calculado el Costo Medio Anual con la valorización de las instalaciones existentes (anualidad de Inversión + COyM), en base a los módulos estándares de inversión y porcentajes de COyM establecidos por el OSINERGMIN. Para las instalaciones del SST de REP que contaban con regulación del OSINERGMIN, el Costo Medio Anual se ha calculado como la suma de los ingresos por Peaje e Ingreso Tarifario, de acuerdo con el Art. 24º de la NORMA. Para las instalaciones del SST de REP cuya fecha de puesta en servicio es posterior al 23 de julio de 2006, el Costo Medio Anual se ha calculado con la valorización de las instalaciones como resultado del análisis de un Sistema Económicamente Adaptado, y la utilización de los módulos estándares de inversión y porcentajes del COyM establecidos por el OSINERGMIN.

26 COMPENSACIONES Y PEAJES

27 COMPENSACIONES Y PEAJES CRITERIOS GENERALES DE CÁLCULO: SST GENERACIÓN y SST GENERACIÓN/DEMANDA 1) Para el cálculo de las compensaciones se mantienen los mismos criterios generales aplicados por el OSINERGMIN en las regulaciones anteriores. La principal diferencia radica en el cálculo del Costo Medio Anual, el cual para esta regulación se ha determinado con la aplicación de los Modulos Estándares de Inversión y los Porcentajes del COYM. Compensación Mensual = Costo Medio Anual x β / α α : Tasa de actualización anual (12%) β: Tasa de actualización mensual = (1+ α) 1/12-1 2) De acuerdo a la NORMA, se mantienen los criterios de asignación de las compensaciones entre los generadores. 3) Para el caso de los SST Generación/Demanda, de conformidad con lo establecido en la NORMA, se mantienen los porcentajes de asignación entre la generación y demanda vigentes actualmente.

28 COMPENSACIONES Y PEAJES CRITERIOS GENERALES DE CÁLCULO: SST DEMANDA 1) Para cada Área de demanda el CMA se recupera a través del Peaje Unitario (PU) para cada nivel de tensión: PU n i= 1 = n * 12 j= 1 CMA i IT i (1 + α) D j x10 j (1 + β ) i CMA : Costo Medio Anual IT : Ingreso Tarifario α : Tasa de actualización anual (12%) β : Tasa de actualización mensual n : Horizonte para el cálculo (5 años) Dj : Demanda mensual (GWh) i : Índice de variación del año j : Índice de variación del mes 2) Los Peajes se han determinado, en función a la demanda y los niveles de tensión de los puntos donde inician las instalaciones del Distribuidor, en aplicación del Art. 45º de la Ley de Concesiones Eléctricas. 3) El Peaje del Área 15 (aplicable a todos los sistemas del SEIN) se determina con la porción del Costo Medio Anual de las instalaciones del SST Generación/Demanda asignada a la Demanda. Asimismo, se utiliza la Proyección de Demanda Nacional.

29 COMPENSACIONES Y PEAJES RESULTADOS: 1. SST GENERACIÓN DE REP COMPENSACIONES DE GENERACIÓN Descripción ELEMENTO Compensación Mensual (S/./Mes) SST Mantaro Lima 7,387,603 SST Chilca San Juan (L-2093, L-2094 y L-2095) 584,937 Responsabilidad de Pago Generadores (por el criterio del uso) Generadores (por el criterio del uso) SST Chilca San Juan (2 celdas C.T. Chilca I) 34,758 Enersur SST Chilca San Juan (2 celdas C.T. Kallpa) 34,758 Kallpa SST Chimbote I-Chiclayo Oeste 174,171 Egenor SST Santa Rosa 43,831 Edegel SST Quencoro-Tintaya 470,591 Egemsa Generadores SST Azángaro Juliaca Puno 307,143 (por el criterio del uso) SST Aricota-Toquepala 65,989 Egesur SST S.E. Ventanilla (celda línea a C.T. Ventanilla) 15,335 Edegel SST S.E. Zorritos (celda línea a C.T. Tumbes) 5,619 Electroperú TOTAL 9,124,735

30 COMPENSACIONES Y PEAJES 2. INSTALACIONES DEL SST GENERACIÓN/DEMANDA DE REP COMPENSACIONES ASIGNADAS A LA GENERACIÓN Descripción ELEMENTO Compensación Mensual (S/./Mes) L-2238 Piura Oeste Chiclayo Oeste 470,190 L-2232/L-2233 Trujillo Norte Chimbote 1 227,662 L-2242/L-2243 Zapalalla-Ventanilla 32,219 L-2244/L-2245 Ventanilla-Chavarría - L-2010/L-2011 Santa Rosa-San Juan 17,620 L-2216 Paramonga Nueva-Chimbote 1 97,179 L-2214 Zapallal-Paramonga Nueva 77,725 L-1008 Tintaya-Callalli 239,933 L-1020 Santuario-Callalli 212,328 L-1021/L-1022 Santuario-Socabaya 86,609 Responsabilidad de Pago Generadores (Por el criterio de los beneficiarios) L-1023/L-1024 Socabaya-Cerro Verde 25,518 SST Paramonga Nueva 220/138 KV 55,280 Cahua TOTAL 1,542,263 PEAJE UNITARIO DE REP ASIGNADO A LA DEMANDA (ctms S/./KW-h) Área 15 ( aplicable a todo el SEIN) INSTALACIONES DEL SST DEMANDA DE REP PROMEDIO PEAJE UNITARIO ACUMULADO (ctms S/./KW-h) MAT AT MT

31 CONCLUSIONES

32 CONCLUSIONES La propuesta de REP únicamente se ha realizado con el fin de adaptar el cálculo de las compensaciones, peajes e ingresos tarifarios dentro del marco de las nuevas normas vigentes, pero ello no modifica la Remuneración Anual establecida para REP en su Contrato de Concesión, que fija el limite de los ingresos que la concesionaria debe percibir por la explotación de las instalaciones que se encuentren dentro del marco del contrato. La recaudación de las compensaciones, peajes e ingresos tarifarios que se apliquen en la práctica a las Tarifas serán definidas por el OSINERGMIN de acuerdo a lo establecido en el Contrato de Concesión, y estarán limitadas a la Remuneración Anual que se fije.

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