EDECAÑETE S.A. Empresa de Distribución Eléctrica Cañete S.A. Propuesta Tarifaria de EDECAÑETE

Transcripción

1 Proceso de Fijación de las Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión (SST) y Complementarios de Transmisión (SCT) Periodo Propuesta Tarifaria de EDECAÑETE

2 INDICE I. ANTECEDENTES II. III. IV. MARCO LEGAL Y PROCEDIMIENTO DE CÁLCULO DE LA PROPUESTA TARIFARIA PROYECCIÓN DE LA DEMANDA (E) DETERMINACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR (SER) V. PLAN DE INVERSIONES VI. VII. COSTO DE INVERSIÓN (CI) COSTO DE OPERACION y MANTENIMIENTO (COyM) VIII. RESULTADOS: PROPUESTA TARIFARIA EDECAÑETE

3 I. ANTECEDENTES

4 SISTEMA SECUNDARIO DE TRANSMISIÓN DE EDECAÑETE MISIÓN Abastecer de Energía Eléctrica a la Concesión de Distribución de Edecañete Datos : Área geográfica: 9 de los 16 distritos de la Provincia de Cañete en un área de 573 km2. Población: Urbana: 108,000 Rural: 28,000 Total: 136,000 Número de clientes: Mercado Regulado: (de los cuales 171 son en Media Tensión) Mercado Libre: 1

5 SISTEMA SECUNDARIO DE TRANSMISIÓN DE EDECAÑETE: Componentes: CÓMO LO HACEMOS? Conexión en 220 kv con el Sistema Principal de Transmisión, con las líneas L- 2090B (Drv. CHILCA-CANTERA) y L-2207 (CANTERA-INDEPENDENCIA). SET CANTERA, que reduce la tensión 220/60 kv. Línea en 60 kv desde la SET CANTERA hasta la SET SAN VICENTE. SET SAN VICENTE 60/10 kv, ubicada en el centro de carga de todo el sistema de distribución, desde donde se inicia la distribución de energía.

6 Mapa de Densidad de Carga

7 SISTEMA SECUNDARIO DE TRANSMISIÓN N EDECAÑETE ETE

8 SISTEMA SECUNDARIO DE TRANSMISIÓN VS SISTEMA COMPLEMENTARIO DE TRANSMISIÓN Sistema Secundario (SST): -SET Cantera -Línea Cantera-San Vicente -SET San Vicente Sistema Complementario (SCT): -Conexión a la línea principal de transmisión. -Nuevos elementos instalados en el SST luego del 26 julio de 2006

9 II. MARCO LEGAL Y PROCEDIMIENTO DE CÁLCULO DE LA PROPUESTA TARIFARIA

10 1. Marco Legal General Ley de Concesiones Eléctricas y Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas. Reglamento Seguridad y Salud en el Trabajo de las Actividades Eléctricas. Código Nacional de Electricidad - Suministro Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos Norma Técnica para la Coordinación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados. Ley para asegurar el desarrollo eficiente de la Generación Eléctrica. Reglamento de Transmisión. 2. Normas Específicas Res. OSINERGMIN N OS/CD (03.ENE.2008) "Procedimientos para Fijación de Precios Regulados. Res. OSINERGMIN N OS/CD (14.ENE.2008) "Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión.

11 3. Criterios y Metodología Res. OSINERGMIN N OS/CD (25.OCT.2007) "Áreas de Demanda a que se refiere el Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, aplicables al periodo mayo 2009 abril Res. OSINERGMIN N OS/CD (25.OCT.2007) "Porcentajes para Determinar el Costo Anual Estándar de Operación y Mantenimiento de las Instalaciones de Transmisión. Res. OSINERGMIN N OS/CD (10.ENE.2008) "Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica. Res. OSINERGMIN N OS/CD (10.ENE.2008) Procedimiento de Altas y Bajas en Sistemas de Transmisión. Res. OSINERGMIN N OS/CD (11.ABR.2008) Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión.

12 III. PROYECCION DE LA DEMANDA (E)

13 1. Proyección Desagregada de la Demanda de Energía: Se proyectó la demanda con métodos econométricos y de tendencias escogiendo el primero pues permite relacionar el consumo de energía al crecimiento productivo de la zona y al ingreso de las familias. Por tipo de mercado: - Clientes Mayores - Clientes Menores Clientes Mayores: Sólo un cliente importante supera los kw. Clientes Menores: Se ha desagregado por Sectores Típicos de Distrib. (STD): - ST2 Sistema Cañete - ST4 Sistema Lunahuaná. A su vez cada STD se ha desagregado por sectores de consumo: Alumbrado Público y Resto (Residencial, comercial e industrial). Cada segmento se ha proyectado de manera separada. La Demanda de Energía Total es la suma de todos sus segmentos.

14 2. Uso de Modelos Econométricos: Permite relacionar el crecimiento del consumo de energía, ante el aumento o reducción del ingreso de las familias (en el caso del mercado regulado), o ante el crecimiento o decrecimiento del sector textil (en el caso del cliente libre, que pertenece al sector textil). A su vez permiten proyectar según escenarios: Escenario Base Escenario Optimista Escenario Pesimista

15 AÑO Optimista Base Pesimista er Quinquenio ( ) 6,49% 4,86% 4,15% 2do Quinquenio ( ) 7,08% 4,88% 3,93% 3er Quinquenio ( ) 7,12% 4,88% 3,91% Resultados: Proyección n de Ventas de Energía (MWh) (15 años) 6,90% 4,87% 3,99%

16 2. Proyección de la demanda (Potencia) a nivel de SETs: Se expanden las ventas anuales de energía de cada segmento a las SETs de Ingreso a Distribución, con los Factores de Pérdidas Estándares. Se calculan y proyectan los Factores de Carga y Factores de Contribución a la Punta de cada segmento, lo que permite calcular la Potencia No coincidente de cada SET. Finalmente se obtiene la Potencia Coincidente a nivel de SET, con el Factor de Coincidencia = 1, dado que sólo la SET SAN VICENTE inicia la distribución de energía.

17 Resultados: Proyección n de Demanda (MW) Año CAÑETE CAÑETE LUNAHUANA 10 kv 22,9 kv 22,9 kv TOTAL ,83 8,61 1,46 16, ,26 9,03 1,56 17, ,68 9,48 1,65 18, ,12 9,96 1,75 19, ,58 10,47 1,85 20, ,06 11,01 1,96 22, ,58 11,58 2,08 23, ,14 12,19 2,21 24, ,72 12,83 2,34 25, ,34 13,50 2,48 27, ,00 14,21 2,63 28, ,70 14,94 2,79 30, ,43 15,72 2,96 32, ,21 16,53 3,14 33, ,04 17,39 3,33 35,75

18 IV. DETERMINACION DEL SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR (S.E.R( S.E.R.).) Para el Sistema Complementario de Transmisión

19 1. Método para determinación del SER: Periodo de análisis: 10 años ( ). Proyección espacial de la carga. Planteamiento de alternativas y desarrollo de la red para el año final del horizonte (año 10). Determinación del SER para los años 1,2, y 10, tomando como punto de partida la red correspondiente al SER del año 2008, definiendo el desarrollo progresivo de la red, tomando siempre como objetivo alcanzar el SER del año 10 previamente definido. Evaluación económica: Mínimo Costo (Inversión + Operación + Mantenimiento + Pérdidas) Evaluación técnica: Cumplimiento de la N.T.C.S.E.

20 2. Planteamiento de Alternativas: Alternativa 1: SET MAT/AT Cantera, capacidad de 1 x 25 MVA 220/60/10 kv en año base. SET AT/MT San Vicente, capacidad de 1 x 25 MVA 60/10 kv en año base. Enlace en simple terna en 60 kv entre la SET Cantera y SET San Vicente. En el año 2010 se añade un transformador de 25/25/25 MVA 60/22,9/10 kv en SET San Vicente. Alternativa 2: SET MAT/AT Cantera, capacidad de 1 x 25 MVA 220/60/10 kv en año base. SET AT/MT San Vicente, capacidad de 1 x 25 MVA 60/10 kv en año base. Enlace en doble terna en 60 kv entre la SET Cantera y SET San Vicente. En el año 2010 se añade un transformador de 25/25/25 MVA 60/22,9/10 kv en SET San Vicente. Alternativa 3: SET MAT/AT Cantera, capacidad de 1 x 25 MVA 220/60/10 kv en año base. SET AT/MT San Vicente, capacidad de 1 x 40/40/40 MVA 60/22,9/10 kv en año base. Enlace en simple terna en 60 kv entre la SET Cantera y SET San Vicente. En el año 2010 se considera un transformador de reserva de 25/25/25 MVA 60/22,9/10 kv en SET San Vicente. Alternativa 4: SET MAT/AT Cantera, capacidad de 1 x 25 MVA 220/60/10 kv en año base. SET AT/MT San Vicente, capacidad de 1 x 40/40/40 MVA 60/22,9/10 kv en año base. Enlace en doble terna en 60 kv entre la SET Cantera y SET San Vicente. En el año 2010 se considera un transformador de reserva de 25/25/25 MVA 60/22,9/10 kv en SET San Vicente.

21 2. Resultados de la Evaluación Económica: Costos de Inversión (Valor Presente) Costos de Explotación Nombre Transmisión Transformación Total OYM PERDIDAS Costo Total MAT AT MAT/AT AT/MT Inversión US$ Alternativa , , , , , ,00 Alternativa , , , , , , ,25 Alternativa , , , , , ,81 Alternativa , , , , , , ,60 La Alternativa 1 es la de mínimo costo

22 3. Esquema Unifilar del SER de la Alternativa Económica:

23 SET Cantera 5. Metrado de Alternativa Económica: Elemento Transf. 220/60 kv 25 MVA Celda 220 kv Transformador DB Celda 60 kv Transformador SB Cantidad Celda 220 kv Línea - DB 2 Celda 60 kv Línea - SB 1 Líneas de Transmisión Celda 220 kv Acoplamiento 1 Elemento Cantidad LT AAAC 120 mm2 ST 60 kv LT AAAC 500 mm2 ST 220 kv 8,5 km 0,10 km SET San Vicente Elemento Cantidad Transf. 60/10 kv 25 MVA 1 Transf. 60/22,9/10 kv 25/25/25 MVA 1 Celda 60 kv Transformador 2 Celda 60 kv Línea 1 Celda 22,9 kv Transformador 1 Celda 10 kv Transformador 2 Celda 10 kv Acoplamiento 1 Celda 10 kv Alimentador 7 Celda 22,9 kv Alimentador 3

24 V. PLAN DE INVERSIONES (Sistema Complementario de Transmisión) n)

25 Año Elemento Descripción Mes 2009 SETs MAT/AT Nuevo transformador 220/60/10 kv en SET Cantera (RESERVA) DICIEMBRE 2010 SETs AT/MT Nuevo transformador 60/22,9/10 en SET San Vicente de 25 kva y 02 celdas en alimentadores en 22.9 kv para atender demanda. Se incluye 1 celda de 22,9 kv para la llegada del transformador de potencia, 2 salidas para alimentador y 1 para medición de tensión. ABRIL 2012 SETs MAT/AT Instalación del segundo transformador 220/60/10 kv en SET Cantera y celdas para conexión en doble barra para abastecer la demanda y asegurar confiabilidad del sistema. Dicho transformador sería el que se adquirirá el año 2009 para reserva. OCTUBRE SETs AT/MT 01 celda de alimentador en 22,9 kv para atender demanda. OCTUBRE

26 VI. COSTO DE INVERSION (C.I( C.I.).) (Sistema Complemetario de Transmisión) n)

27 1. Método de cálculo Se toman los metrados obtenidos año a año del SER. Se utiliza la Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión, aprobada por Resolución de Consejo Directivo del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería OSINERGMIN N OS/DC de fecha 11 de abril de Se calcula el CI en base a los dos anteriores 2. Rubros considerados Terrenos. Obras civiles. Equipos y materiales. Montaje.

28 COSTO DE INVERSIÓN EN SUBESTACIONES PERIODO (Miles US$) Año Rubro SETs MAT/AT SETs AT/MT Celdas MT Total ,4 0,0 0, , , ,5 97, , ,0 0,0 0,0 0, ,0 0,0 48, , ,0 0,0 0,0 0, ,0 0,0 0,0 0,0 Total 3.314, ,5 146, ,1 Nota : Montos obtenidos con costos modulares aprobados por OSINERGMIN

29 VII. COSTO DE OPERACION y MANTENIMIENTO (COyM( COyM) (Sistema Complentario de Transmisión) n)

30 1. Método de cálculo Se toman los metrados obtenidos año a año del SER. Se utilizan los porcentajes aprobados por Resolución de Consejo Directivo del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería OSINERGMIN N OS/CD de fecha 25 de octubre de Se calcula el COyM en base a los dos anteriores. Código COMAT COAT COMT % COYM 3,41% 3,32% 3,71%

31 Resumen del Costo de Operación y Mantenimiento por Transformación y Transporte Periodo (Miles US$) Año MAT MAT/AT AT AT/MT Total ,00 0,00 4,93 39,40 44, ,00 0,00 5,52 44,13 49, ,71 36,15 6,18 51,23 132, ,35 40,48 6,92 57,37 148, ,55 45,34 7,75 64,26 165, ,38 50,78 8,68 71,97 185,82 Nota: los montos están referidos a años tarifarios, que inician en mayo de cada año y terminan en abril del año siguiente

32 VIII. RESULTADOS: PROPUESTA TARIFARIA EDECAÑETE ETE

33 RESULTADOS DE LOS PEAJES UNITARIOS POR COMPONENTE DEL SST y SCT Peajes Unitarios Transmisión MAT Transformación MAT/AT Transmisión AT Transformación AT/MT ctm. US$ / kwh 0,1937 0,4087 0,1370 0,3988 RESULTADOS DE LOS PEAJES UNITARIOS ACUMULADOS AL NIVEL DE ALTA Y MEDIA TENSIÓN Peajes Unitarios Acumulados Acumulados a AT Acumulados a MT ctm. US$ / kwh 0,7395 1,1383

34 FACTORES DE PERDIDAS DE POTENCIA Y ENERGIA ACUMULADO AT FPMdP FPMdE 1,0254 1,0243 ACUMULADO MT FPMdP FPMdE 1,0289 1,0276

35 FACTORES DE ACTUALIZACION : SST Procedencia Extranjera a Procedencia Nacional b Aluminio c Cobre d Transporte MAT 0,5389 0,4463 0,0000 0,0148 Transformación MAT/AT 0,8353 0,0905 0,0000 0,0742 Transporte AT 0,4156 0,5404 0,0400 0,0040 Transformación AT/MT 0,7580 0,1939 0,0000 0,0481 TOTAL 0,7046 0,2416 0,0065 0,0474 SCT Procedencia Extranjera a Procedencia Nacional b Aluminio c Cobre d Transporte MAT 0,4458 0,5505 0,0037 0,0000 Transformación MAT/AT 0,6375 0,3054 0,0000 0,0571 Transporte AT 0,3999 0,6001 0,0000 0,0000 Transformación AT/MT 0,7087 0,2206 0,0000 0,0707 TOTAL 0,6351 0,3108 0,0005 0,0536

36 FACTORES DE ACTUALIZACION : Coeficientes de Participación n para el SST Componente Procedencia Extranjera a Procedencia Nacional b Aluminio c Cobre d Transporte MAT 0,5389 0,4463 0,0000 0,0148 Transformación MAT/AT 0,8353 0,0905 0,0000 0,0742 Transporte AT 0,4156 0,5404 0,0400 0,0040 Transformación AT/MT 0,7580 0,1939 0,0000 0,0481 TOTAL 0,7046 0,2416 0,0065 0,0474 Factor de Actualización FACM = a x FTC + b x FPM + c x FAL + d x FCU Actualización del Peaje Unitario: PSU = PSU 0 x FACM Donde: FTC = TC / TC0 FPM = IPM / IPM0 FAL = AL / AL0 FCU = CU / CU0

37 FACTORES DE ACTUALIZACION : Coeficientes de Participación n para el SCT Componente Procedencia Extranjera a Procedencia Nacional b Aluminio c Cobre d Transporte MAT 0,4458 0,5505 0,0037 0,0000 Transformación MAT/AT 0,6375 0,3054 0,0000 0,0571 Transporte AT 0,3999 0,6001 0,0000 0,0000 Transformación AT/MT 0,7087 0,2206 0,0000 0,0707 TOTAL 0,6351 0,3108 0,0005 0,0536 Factor de Actualización FACM = a x FTC + b x FPM + c x FAL + d x FCU Actualización del Peaje Unitario: PSU = PSU 0 x FACM Donde: FTC = TC / TC0 FPM = IPM / IPM0 FAL = AL / AL0 FCU = CU / CU0

38 FACTORES DE ACTUALIZACION : Componente Procedencia Extrangera Procedencia Nacional Aluminio Cobre a b c d Transporte MAT 0,4942 0,4963 0,0018 0,0077 Transformación MAT/AT 0,7382 0,1960 0,0000 0,0658 Transporte AT 0,4131 0,5500 0,0336 0,0033 Transformación AT/MT 0,7279 0,2102 0,0000 0,0619 TOTAL 0,6699 0,2761 0,0035 0,0505 Factor de Actualización FACM = a x FTC + b x FPM + c x FAL + d x FCU Donde: FTC = TC / TC0 FPM = IPM / IPM0 FAL = AL / AL0 FCU = CU / CU0

39 F I N MUCHAS GRACIAS