ECONÓMICO PARA FIJACIÓN N DE PEAJES DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN N DE ELECTROSURMEDIO AGOSTO 2008

Transcripción

1 ESTUDIO TÉCNICO T ECONÓMICO PARA FIJACIÓN N DE PEAJES DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN N DE ELECTROSURMEDIO AGOSTO

2 OBJETIVO El estudio materia del presente informe tiene como principal objetivo el desarrollo del Planeamiento Eléctrico del Sistemas de Transmisión de Electro Sur Medio S.A El estudio tiene las siguientes partes principales: Proyección de la Demanda como una de las principales actividades o componentes que integran el proceso de cálculo de las tarifas de los sistemas de transmisión. Estudio técnico económico que sustenten las propuestas de tarifas y compensaciones del SST y SCT de Electro SUR Medio Plan de Obras e Inversiones, el Costo Medio, los Cargos de Peaje y los Factores de Pérdidas para los SST de Electro SUR Medio El objetivo final de todo el proceso es la fijación de los peajes y tarifas para el SST y SCT de Electro Sur Medio, que tendrá vigencia de cuatro años (periodo ). 2

3 A SE TH UA NC AV ELI CA ---> SETHUA S ETING CASTROVIRREYNA S ET 04 < 15 SC ---A AN TS SE AN JU SET23 S ET25 CHINCHA S ET21 SET S ET21 HUAYTARA S ET31 SET INDEPENDENCIA SET33 HUANCAVELICA S ET32 PISCO PA17 I-V ILLA CURI SET41 S ET44 SUCRE SET ICA S ET42 ICA PALPA 118 ICA LUCANAS LL3 LL4 PU3 S ET52 LL2 PU2 S ET53 S ET51 NAZCA AYACUCHO SET PAUCAR DEL SARA SARA SET MARCONA PARINACOCHAS O EAN OC HUANCAVELICA ICA AYACUCHO PA CIF ICO UBICACION 3

4 ESTUDIO DE MERCADO Y PROYECCIÓN N DE DEMANDA 4

5 MODELO ECONOMÉTRICO Inicio Datos de entrada: - Series de ventas energía en MT y BT - Series de población -Series de PBI - Series de Precio medio de energía - Series de número de clientes Procesamiento de la información de entrada Aplicación de las ecuaciones de pronóstico con tres, dos y una variable Selección de las ecuaciones de pronóstico aceptables aplicando pruebas estadísticas t y F Proyección de ventas globales en MT y BT y cálculo de tasas de crecimiento Fin 5

6 MODELO DE SERIES DE TIEMPO (TENDENCIAS) Inicio Datos de entrada: Series de Ventas de energía en MT y BT Cálculos de ajuste de curvas: - Lineal - A curva exponencial - A curva polinómica -A curva logarítmica - A curva potencial Selección de curvas con mejor bondad de ajuste empleando el coeficiente R 2 como criterio base Proyección de ventas y cálculo de tasas de crecimiento estimadas Fin 6

7 PRUEBAS ESTADÍSTICAS STICAS DE LOS RESULTADOS a. Prueba de significancia global Se ha empleado la prueba F, con el fin de establecer si existe una relación significativa entre la variable dependiente y el conjunto de todas las variables independientes que forman parte del modelo. b. Prueba de significancia individual Se ha empleado la prueba t, con el fin de determinar si las variables independientes seleccionadas son estadísticamente significativas. c. Bondad de ajuste de los resultados Para evaluar la bondad de ajuste de los resultados se ha empleado, el Coeficiente de Determinación (R2), que permite reconocer la proporción de la variación de la variable dependiente que es explicada por las variables independientes. 7

8 AJUSTE FINAL DE LA PROYECCIÓN Inicio Proyección de ventas y cálculo de tasas aplicando el método econométrico Proyección de ventas y cálculo de tasas aplicando el método de tendencias Ventas y tasas proyectadas Ventas y tasas proyectadas Ajuste final de la proyección Proyección final de ventas en MT y BT Inclusión de cargas especiales Proyección final de ventas totales Fin 8

9 ESCENARIOS DE PROYECCIÓN 1. Escenario Base o Esperado: considerado como el escenario de evolución de la demanda con la tasa de crecimiento más probable. 2. Escenario Optimista: considerado como el mayor crecimiento esperado de la demanda, empleando el máximo valor probable de la tasa de crecimiento. 3. Escenario Conservador: considerando el menor crecimiento esperado de la demanda, con el mínimo valor probable de la tasa de crecimiento 9

10 INFORMACIÓN N UTILIZADA VENTAS DE ENERGIA TOTAL EN MWH ELECTRO SUR MEDIO S.A.A AÑO RESUMEN DE VENTAS DE ENERGIA (MWH) TOTAL EMPRESA ICA PISCO CHINCHA NASCA , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,

11 NUMERO DE CLIENTES ELECTRO SUR MEDIO S.A.A AÑO RESUMEN DE CANTIDAD DE CLIENTES ICA PISCO CHINCHA NASCA TOTAL EMPRESA ,219 14,772 20,749 11,960 89, ,034 14,671 21,173 15,024 94, ,619 17,813 23,185 15, , ,189 18,685 24,500 16, , ,297 19,812 25,167 17, , ,635 20,746 25,925 19, , ,314 21,445 26,492 21, , ,208 21,996 27,024 22, , ,366 22,603 27,926 22, , ,604 23,247 30,234 24, ,114 11

12 ENERGÍA (MWh) AT MT BT TOTAL VENTAS ANUALES DE ENERGÍA (MWh) - ELECTROSURMEDIO MERCADO REGULADO ENERGÍA (MWh) MAT AT MT TOTAL VENTAS ANUALES DE ENERGÍA (MWh) - ELECTROSURMEDIO MERCADO LIBRE Fuente: Anuarios Estadísticos del OSINERG-ELSM AÑO Fuente: Anuarios Estadísticos del OSINERG-ELSM AÑO VENTAS ANUALES DE ENERGÍA (MWh) - ELECTROSURMEDIO A NIVEL EMPRESA ENERGÍA (MWh) MAT AT MT BT TOTAL Fuente: Anuarios Estadísticos del OSINERG-ELSM AÑO 12

13 PBI DEPARTAMENTO Amazonas Ancash Apurimac Arequipa Ayacucho Cajamarca Cusco Huancavelica Huánuco Ica Junín La Libertad Lambayeque Lima Loreto Madre de Dios Moquegua Pasco Piura Puno San Martín Tacna Tumbes Ucayali Nacional

14 MAGNITUD Y CRECIMIENTO POBLACIONAL Población Total por Departamento según Censos Nacionales DEPARTAMENTO Amazonas Áncash Apurímac Arequipa Ayacucho Cajamarca Cusco Huancavelica Huánuco Ica Junín LaLibertad Lambayeque Lima Loreto MadredeDios Moquegua Pasco Piura Prov.Const.delCallao Puno SanMartín Tacna Tumbes Ucayali Nacional Fuente: INEI - Censos Nacionales de Población y Vivienda 14

15 VARIACION DEL PRECIO MEDIO DE LA ENERGIA AÑOS CTVO. S/. /KWH

16 PROYECCIÓN DE LAS VENTAS DE ENERGÍA 16

17 CURVA DE AJUSTE DE DATOS DE VENTAS EN MT Y BT VENTA DE ENERGIA A NIVEL DE EMPRESA (BT + MT) Tendencia Lineal VENTAS DE ENERGIA A NIVEL EMPRESA (BT + MT) Tendencia Exponencial Ventas de Energía y = 14.60x R² = Lineal (Ventas de Energía) ENERGÍA (GWh) Ventas de Energía y = 205.9e 0.048x R² = Exponencial (Ventas de Energía) AÑO AÑO VENTAS DE ENERGIA A NIVEL EMPRESA (BT + MT) Tendencia Polinomica VENTAS DE ENERGIA A NIVEL EMPRESA (BT + MT) Tendencia Logarítmica Ventas de Energía y = x x R² = Polinómica (Ventas de Energía) ENERGÍA (GWh) Ventas de Energía y = ln(x) R² = Logarítmica (Ventas de Energía) AÑO AÑO VENTA DE ENERGIA A NIVEL EMPRESA (BT + MT) Tendencia Potencial y = 197.9x R² = Ventas de Energía Potencial (Ventas de Energía) AÑO 17

18 RESUMEN DEL MÉTODO TENDENCIA - MERCADO REGULADO TOTAL DATA HISTÓRICA DESCRIPCIÓN EXPONENCIAL POLINÓMICA LOGARÍTMICA LINEAL POTENCIAL Tasa de Crecimiento Prom. ( ) 4.93% 4.88% 5.69% 5.27% 4.82% R Tasa de Crecimiento Prom. ( ) 4.93% 4.65% 0.80% 2.89% 1.02% EVALUACION MODELO ACEPTADO ACEPTADO NO ACEPTADO NO ACEPTADO NO ACEPTADO 18

19 DATA HISTÓRICA VENTAS VENTAS VENTAS VENTAS VENTAS VENTAS VENTAS VENTAS VENTAS DESCRIPCIÓN (PBI+PRECIO+PO (PBI+PRECIO) (PBI+POB.) (PBI) (PRECIO) (POB.) (PBI+CLI+POB.) (PBI+CLI.) (CLI.) BL.) Valor Inicial (GWh) Valor Final (GWh) Tasa de Crecimiento Prom. ( ) 4.96% 5.01% 5.96% 5.94% 5.30% 5.92% 5.11% 5.65% 6.17% R Tasa de Crecimiento Prom. ( ) 5.84% 6.74% 5.48% 5.90% 0.00% 3.14% 7.24% 7.21% 1.72% EVALUACION MODELO ACEPTADO ACEPTADO NO ACEPTADO NO ACEPTADO NO ACEPTADO NO ACEPTADO NO ACEPTADO NO ACEPTADO NO ACEPTADO 19

20 AJUSTES Y RESULTADOS FINALES POR ESCENARIO Modelos Aceptados Tasas Crecimiento Conservador (< 2do Cuartil) Esperado (Todos) Optimista (> 3er Cuartil) VENTAS (PBI+CLI+POB.) VENTAS (PBI+CLI.) VENTAS (PBI+POB.) VENTAS (PBI) VENTAS ECONOMÉTRICOS (CLI.) VENTAS (POB.) VENTAS (PBI+PRECIO+P 5.84% 5.84% OBL.) VENTAS (PBI+PRECIO) 6.74% 6.74% 6.74% VENTAS (PRECIO) EXPONENCIAL 4.93% 4.93% 4.93% POLINÓMICA 4.65% 4.65% 4.65% TENDENCIA LOGARÍTMICA LINEAL POTENCIAL TASA PROMEDIO 4.79% 5.54% 6.74% 20

21 2,000 1,800 1,600 ESC. ESPERADO ESC. OPTIMISTA PROYECCIÓN VENTAS DE ENERGÍA (GWh) TOTAL BT + MT ESC. CONSERVADOR ENERGÍA (GWh) 1,400 1,200 1, AÑOS 21

22 RESUMEN DEL MÉTODO TENDENCIA - MERCADO REGULADO BT DATA HISTÓRICA DESCRIPCIÓN EXPONENCIAL POLINÓMICA LOGARÍTMICA LINEAL POTENCIAL Tasa de Crecimiento Prom. ( ) 3.68% 3.87% 3.82% 3.85% 3.40% R Tasa de Crecimiento Prom. ( ) EVALUACION MODELO 3.68% 4.09% 0.61% 2.44% 0.75% ACEPTADO ACEPTADO NO ACEPTADO NO ACEPTADO NO ACEPTADO 22

23 PROYECCIÓN GLOBAL DE LA DEMANDA ESCENARIOS PBI: MEDIO TASA DE VENTAS: ESPERADO Fuente de Datos Tasa Crecimiento Anual ( ) Total Ventas (GWh) Población INEI, BT 3.88% Año 0 (2006) 496 PBI Nacional INEI, MEF MT 6.33% Año 4 (2010) 632 Ventas de Energía OSINERG, Año 10 (2016) 882 Precio Medio OSINERG, BT+MT 5.54% Año 20 (2026) 1459 Clientes OSINERG, VENTAS DE ENERGÍA (GWh) Energía (GWh) 1,600 1,400 BAJA TENSIÓN 1,200 1,000 MEDIA TENSIÓN 800 TOTAL BAJA TENSIÓN MEDIA TENSIÓN TOTAL AÑOS 23

24 PROYECCIÓN N A NIVEL DE SISTEMAS ELÉCTRICOS PROYECCIÓN DE LAS VENTAS DE ENERGÍA (GWh) POR SISTEMA (PERIODO ) VALORES AJUSTADOS A LOS RESULTADOS DE LA PROYECCION GLOBAL AÑO ICA PISCO CHINCHA NAZCA TOTAL ELECTRO SUR MEDIO DESCRIPCIÓN BAJA TENSIÓN MEDIA TENSIÓN SUBTOTAL BAJA TENSIÓN MEDIA TENSIÓN SUBTOTAL BAJA TENSIÓN MEDIA TENSIÓN SUBTOTAL BAJA TENSIÓN MEDIA TENSIÓN SUBTOTAL BAJA TENSIÓN MEDIA TENSIÓN TOTAL GWh T.C. (%) 3.57% 3.68% 3.79% 3.87% 3.95% 4.01% 4.06% 4.10% 4.13% 4.15% 4.17% 4.17% 4.18% 4.18% 4.17% 4.16% 4.15% 4.13% 4.12% 3.91% GWh T.C. (%) 9.08% 8.83% 8.60% 8.39% 8.18% 7.98% 7.80% 7.63% 7.47% 7.33% 7.20% 7.08% 6.96% 6.85% 6.89% 6.79% 6.69% 6.60% 6.51% 6.10% GWh T.C. (%) 6.99% 6.94% 6.89% 6.83% 6.76% 6.68% 6.60% 6.53% 6.46% 6.38% 6.32% 6.25% 6.18% 6.12% 6.16% 6.09% 6.03% 5.97% 5.91% 5.56% GWh T.C. (%) 3.43% 3.31% 3.21% 3.12% 3.04% 2.97% 2.90% 2.85% 2.80% 2.75% 2.71% 2.67% 2.64% 2.61% 2.58% 2.56% 2.53% 2.51% 2.49% 2.28% GWh T.C. (%) 6.07% 5.80% 5.55% 5.33% 5.11% 4.90% 4.70% 4.52% 4.35% 4.19% 4.04% 3.89% 3.76% 3.62% 3.64% 3.51% 3.38% 3.27% 3.15% 2.73% GWh T.C. (%) 4.91% 4.72% 4.55% 4.39% 4.25% 4.10% 3.97% 3.84% 3.73% 3.62% 3.52% 3.42% 3.32% 3.23% 3.23% 3.15% 3.06% 2.98% 2.91% 2.56% GWh T.C. (%) 4.77% 4.68% 4.60% 4.52% 4.44% 4.36% 4.29% 4.22% 4.15% 4.09% 4.03% 3.97% 3.92% 3.87% 3.82% 3.77% 3.73% 3.69% 3.65% 4.11% GWh T.C. (%) 6.56% 6.40% 6.26% 6.13% 6.00% 5.87% 5.74% 5.62% 5.51% 5.41% 5.32% 5.23% 5.14% 5.06% 5.12% 5.03% 4.96% 4.88% 4.81% 5.49% GWh T.C. (%) 6.01% 5.89% 5.77% 5.66% 5.55% 5.43% 5.33% 5.23% 5.13% 5.05% 4.96% 4.89% 4.81% 4.74% 4.78% 4.70% 4.64% 4.57% 4.51% 5.14% GWh T.C. (%) 5.03% 4.93% 4.83% 4.74% 4.65% 4.57% 4.49% 4.42% 4.36% 4.30% 4.24% 4.18% 4.13% 4.08% 4.04% 3.99% 3.95% 3.91% 3.88% 3.65% GWh T.C. (%) 10.07% 9.06% 8.22% 7.51% 6.90% 6.35% 5.88% 5.46% 5.09% 4.76% 4.47% 4.20% 3.96% 3.73% 3.67% 3.47% 3.29% 3.12% 2.96% 2.49% GWh T.C. (%) 7.69% 7.16% 6.69% 6.28% 5.92% 5.58% 5.29% 5.02% 4.78% 4.57% 4.37% 4.19% 4.03% 3.88% 3.82% 3.69% 3.57% 3.45% 3.35% 2.99% GWh T.C. (%) 3.99% 4.00% 4.00% 3.99% 3.99% 3.98% 3.96% 3.95% 3.93% 3.92% 3.90% 3.88% 3.86% 3.83% 3.81% 3.79% 3.77% 3.74% 3.72% 3.70% GWh , ,063.9 T.C. (%) 7.85% 7.60% 7.37% 7.17% 6.97% 6.78% 6.61% 6.46% 6.32% 6.18% 6.07% 5.96% 5.85% 5.76% 5.81% 5.72% 5.63% 5.56% 5.48% 5.41% GWh ,030 1,084 1,140 1,199 1,260 1,324 1,390 1,459 T.C. (%) 6.42% 6.29% 6.17% 6.07% 5.96% 5.85% 5.74% 5.65% 5.56% 5.47% 5.40% 5.32% 5.25% 5.19% 5.23% 5.16% 5.10% 5.05% 4.99% 4.94% 24

25 RESUMEN DE TASAS PROYECTADAS NIVEL DE TASA DE CRECIMIENTO PROMEDIO SISTEMA TOTAL TENSION ICA PISCO CHINCHA NASCA ELSM BT 4.03% 2.80% 4.13% 4.32% 3.88% MT 7.45% 4.28% 5.53% 5.23% 6.33% (MT + BT) 6.38% 3.67% 5.14% 4.82% 5.54% 25

26 CARGAS ESPECIALES SISTEMA ICA N SET DESCRIPCION DEMANDA DEMANDA Energia Energia KW 2008 KW 2009 GWH 2008 GWH ICA NORTE MEGAPLAZA HUACACHINA ICA NORTE FUNDO ARRABALES ICA NORTE POZO CAU MACACONA ICA NORTE ESTACION DE SERVICIOS VICENCIO ICA NORTE FUNDO SANTA ISABEL ICA NORTE POZO LAGUNA HUACACHINA ICA NORTE PREDIO SUNAT ICA NORTE LOCAL MINKA ICA NORTE CAMPO UNIVERSITARIO ALAS PERUANAS PARCONA POZO CONSORCIO AGROSAC PARCONA ALUMBRADO ESPECIAL PROLONGACION GRAU PARCONA EMPRESA DE TRANSPORTES CONTINENTE PARCONA ESTABLO SANTA ROSA DE LIMA TANGUIÑA PARCONA POZO VILLA VALVERDE PARCONA POZO SANTA VICENTA PARCONA PREDIO FORTUNATO ANARCAYA PARCONA LARES INVERSIONES, PARCONA PARCONA POZO CAMPOVERDE PARCONA POZO DE REBOMBEO AGRICOLA VALLE DEL SOL PARCONA ICATOM PARCONA LOCAL MINKA SANTA MARGARITA POZO AGRICOLA CHAPI SANTA MARGARITA AGRICOLA LA PORTADA SANTA MARGARITA FUNDOS FRESH ASPARAGUS Y LOS BRUJOS SANTA MARGARITA FUNDO SAN MATIAS SANTA MARGARITA POZO FUNDO AGUAGUANA SANTA MARGARITA FUNDOS VEGETALES FRESCOS SANTA MARGARITA POZO FUNDO GAMUCO SANTA MARGARITA SOCIEDAD AGRICOLA PARCONA SANTA MARGARITA FUNDO LA VICTORIA, POZOS Y CASA HACIENDA SANTA MARGARITA INVERSIONES MERA SANTA MARGARITA POZO COEXA TACAMA AGRICOLA DON RICARDO TACAMA POZO FLORIDA BLANCA TACAMA POZO HACIENDA LA BLANCA

27 CARGAS ESPECIALES SISTEMA PISCO N SET DESCRIPCION DEMANDA DEMANDA Energia Energia KW 2008 KW 2009 GWH 2008 GWH ALTO LA LUNA Caseta del pozo de bombeo de San Clemente ALTO LA LUNA Complejo Comercial Mi Mercado "Santa Rosa", Ex-Fdo San Pedro ALTO LA LUNA Planta Proces. Fibras de Camélidos Sudamericanos - Textiles Andinos ALTO LA LUNA Corporacion San Ignacio PISCO Condesa SAC PISCO Acuicultores Pisco INDEPENDENCIA Fdo San Miguel de Cóndor - San Clemente INDEPENDENCIA Irrigación Sector cabeza de Toro Laterales 2, 3 y PARACAS Fdo El Dorado PARACAS Habilitación Industrial Santa Elena B-I Chatsford - Paracas PARACAS Fdo El Alamo PARACAS Fdo Carlitos PARACAS Fdo La Floresta PARACAS Predio del Sr. Frederick Richard Seara Lote PARACAS Predio de la Sra. Leonor Jimenez PARACAS Parcela Nº 45 Sta Fe de Lanchas Fdo Don Lucho PARACAS Fdo Malku Parcelas 42 y 43 (ampliación de carga) PARACAS Fdo Virgen de Chapi PARACAS Oficinas INRENA, Reserva Nacional de Paracas PARACAS Pesca Perú Pisco Norte PARACAS Blue Pacific Oils - PARACAS PISCO PARACAS Sub Lote 14B Sr Colichon Yerosh Héctor - Sto Domingo - PARACAS PARACAS Hacienda el Monasterio SAC (ampliación de carga ) PARACAS ARVG CORPORACIÓN DE METALES SAC (1era Etapa) PARACAS Fdo Don Francisco, Paracas - Pisco PARACAS Parcela 77 - Santa Fe de Lanchas - por el Monasterio PARACAS Parcela Nº 041, Asoc. Trab. Agrarios "Luis Negreiros Vega" PARACAS Fdo Chacarilla Agropisco PARACAS PLANTA AGROPISCO S.A.C PARACAS POZO Nº 02, Fdo Don Fidel PARACAS Mercadeo y Suministro SAC, Paracas PARACAS Hotel La Hacienda Paracas PARACAS Tecfama - Ex Aguaprotec PARACAS Bahia de Paracas PARACAS Inversiones Inmobiliarias SAC PARACAS Consorcio MALLA (ampliación de carga) PARACAS Paracas Spa Hotel

28 CARGAS ESPECIALES SISTEMA CHINCHA N SET DESCRIPCION DEMANDA KW 2008 DEMANDA KW 2009 Energia GWH 2008 Energia GWH EL CARMEN Agrícola el Carmen Alto SAC - pozos 1 y EL CARMEN Corporación Agroindustrial BAMAR SA EL CARMEN Estación de Rebombeo Fdo Fortunato EL CARMEN Fdo San Diego - EL Carmen EL CARMEN Fundo Blas Herrera, Agroindustrial El Milagro SAC EL CARMEN IRHS Sociedad Agroexportadora Del Sur Benol SAC EL CARMEN IRHS-171, 172, 173, rebombeo y predio del Sr. Alberto Massaro Silva EL CARMEN Electrificación 6 pozos - El Carmen (Valle de Chincha) EL CARMEN Riego Por Goteo y Vivienda de Miguel Vega Alvear EL CARMEN Agrícola Hoja Redonda - Planta de Procesamiento de Cítricos EL PEDREGAL Sociedad Agrícola Viru, Planta Chincha Baja (ampliación de carga) EL PEDREGAL Fdo El Molino, Agrícola Doña Isabel SAC, El Carmen - Chincha EL PEDREGAL Predio Sra Nelly Gutiérrez de Moscozo EL PEDREGAL Predio del Sr. Chang Castillo / Importadora de Cereales EL PEDREGAL Electrificación 13 pozos - Alto Laran y Chincha Baja (Valle de Chincha) EL PEDREGAL Predio del Sr. Walter Chumbiauca EL PEDREGAL Pozo 1 y 2 del Ex Fdo Los Gerardos y Fdo Waimanalo EL PEDREGAL Fdo Lourdes, Alfredo Rotondo Donola EL PEDREGAL Complejo agroindustrial Beta (ampliación de carga) EL PEDREGAL Textiles del Valle S.A EL PEDREGAL Papelera del Sur S.A PUEBLO NUEVO Industrias Unidas EIRL INDUNI (ampliación de carga) PUEBLO NUEVO Fabrica de Hielo y Pozo - Emilio Chumbiauca PUEBLO NUEVO Fdo lateral Ocho Lote 61 IRHS PUEBLO NUEVO Planta de Asfalto - Pueblo Nuevo PUEBLO NUEVO Ladrillera Huachipa 2007 S.A PUEBLO NUEVO Planta de Topy Top_1 (2009) PUEBLO NUEVO Planta de Topy Top_2 (2009) TAMBO DE MORA Fdo Viña Vieja TAMBO DE MORA Empresa Italia Pacifico TAMBO DE MORA EXALMAR, Chincha (ampliación de carga) TAMBO DE MORA Parcela Nº Srta. Maria Angélica Medina Mogollón, UC TAMBO DE MORA Pozo de Bombeo de Agrícola Santa Lucia - Sunampe TAMBO DE MORA Electrificación 6 pozos - Chincha Baja (Valle de Chincha) TAMBO DE MORA Predio Anchoveta SAC TAMBO DE MORA Hayduck

29 N SET DESCRIPCION TABLA DE CARGAS ESPECIALES SISTEMA NAZCA DEMANDA KW 2008 DEMANDA KW 2009 Energia GWH 2008 Energia GWH NAZCA Cámara de Rebombeo Nº 1Y Pozo pajonal GORE Nasca NAZCA Cámara de Rebombeo Nº 2 GORE Nasca NAZCA Casa Hacienda La Gobernadora NAZCA Complejo Agroindustrial Poroma NAZCA Fdo Inversiones Marcaro SAC NAZCA Local del Banco de la Nación NAZCA Predio de la Sra Jesús Milagritos Carpio Cueto NAZCA Planta de Procesamiento de Minerales POLARIS GROUP SAC NAZCA Planta Concentradora Santa Ana - Pampa Chauchilla NAZCA Demanda de Pozos en Sector Las Trancas LLIPATA Agroindustrias Correa, pozo IRHS-33 y 34, Palpa LLIPATA Concesión Minera Coquimbana - Rio Grande LLIPATA Pozos de la Zona el Arenal LLIPATA Pozos IRHS 24 e IRHS-27, Fdo San Cristóbal LLIPATA Sistema de Agua Potable del Distrito de Santa Cruz. Pozo IRHS LLIPATA Planta Minera Aipery PUQUIO EBC Telefónica Móviles - Cerro Ccasaymarca - Puquio PUQUIO Concesión Minera UORUMI

30 ENERGÍA A DISTRIBUIDA Sistema Electrico Pérd. Subtransmisión Pérdidas Distribución SET Pérdidas SET Alimentador Pérdidas % % % % % % % % % % % % % % % % % % % T % T % T % T % T % T % T % T % T % T % T % T % T % T % T % T % T % HUANCAVELICA 3.88% 48.73% Huancavelica 48.7% T % ICA PISCO 2.76% 4.92% 12.46% 14.27% Parcona Ica Norte Sta Margarita Tacama PISCO ALTO LA LUNA PARACAS INDEP ENDE NCIA 19.5% 15.1% 9.9% 10.2% 17.5% 23.1% 7.6% 24.0% 30

31 PROYECCIÓN N DE LA MÁXIMA M DEMANDA DE POTENCIA La proyección de la demanda para las subestaciones de potencia ha sido desarrollada tomando en cuenta, entre otros, los siguientes aspectos: La determinación de la máxima demanda de potencia ha sido realizada a partir de la proyección de la energía distribuida a nivel de SET. La proyección ha sido efectuada por sistema y por SET AT/MT, según el nivel de tensión (AT y MT). Los factores de la demanda han sido calculados sobre la base de información registrada en las SET de cada sistema, para el año Estos factores se han mantenido constantes a lo largo del horizonte de proyección. 31

32 PROYECCIÓN N DE LA MÁXIMA M DEMANDA ENERGIA DISTRIBUIDA POR SET DEMANDA COINCIDENTE CON LA MAXIMA DEMANDA DEL SEIN MAXIMA DEMANDA DE POTENCIA POR SET BALANCE OFERTA DEMANDA A NIVEL DE SET AT/MT DEMANDA COINCIDENTE CON LA MAXIMA DEMANDA DEL SISTEMA BALANCE OFERTA DEMANDA A NIVEL DE SISTEMA DEMANDA A NIVEL DE SUBESTACIONES DE DISTRIBUCION MAPA DE DENSIDADES ALTERNATIVAS DE AMPLIACION DEL SISTEMA 32

33 PROYECCIÓN N DE LA MÁXIMA M DEMANDA DE PORTENCIA La máxima demanda de potencia por SET ha sido calculada a partir de la energía a lo largo de cada uno de los años dentro del horizonte de proyección. Para este fin se aplica la relación: Energía P max = FCxt Donde: P max : Demanda máxima anual Energía : Energía distribuida en el año - A nivel de MT es la energía distribuida e incluye las pérdidas de distribución en MT y BT. - A nivel de AT es la energía vendida a nivel de barra. FC : Factor de carga anual t : Número de horas al año 33

34 FACTORES DE CARGA (1) SISTEMA SET ALIMENTADOR POTENCIA MEDIDA (K W) ENERGIA DISTRIBUIDA (MWH) CHINCHA EL CARMEN CA CHINCHA EL C AR ME N C A CHINCHA EL CARMEN CA CHINCHA EL CARMEN CA CHINCHA PEDREGAL PE CHINCHA PEDREGAL PE CHINCHA PEDREGAL PE CHINCHA PEDREGAL PE CHINCHA PUEBLO NUEVO PN CHINCHA PUEBLO NUEVO PN CHINCHA PUEBLO NUEVO PN CHINCHA PUEBLO NUEVO PN CHINCHA PUEBLO NUEVO PN CHINCHA PUEBLO NUEVO PN CHINCHA TAMBO DE MO R A T M CHINCHA TAMBO DE MO R A T M CHINCHA TAMBO DE MO R A T M CHINCHA TAMBO DE MOR A TM CHINCHA TAMBO DE MO R A T M CHINCHA TAMBO DE MO R A T M IC A IC A NORTE IC A IC A NORTE IC A IC A NORTE IC A IC A NORTE IC A PARC ONA IC A PARC ONA IC A PARC ONA IC A PARC ONA IC A PARC ONA IC A S TA MARGARITA IC A S TA MARGARITA IC A S TA MARGARITA IC A S TA MARGARITA IC A S TA MARGARITA IC A S TA MARGARITA IC A TAC AMA IC A TAC AMA IC A TAC AMA IC A TACAMA F.C. 34

35 FACTORES DE CARGA (2) NAZCA CORA C ORA TA NAZCA CORA C ORA TA NAZCA CORA C ORA TA NAZCA CORA C ORA TA NAZCA CORA C ORA TA NAZC A NAZC A NAZC A PALPA NAZC A PALPA NAZC A PALPA NAZC A PALPA NAZC A PUQUIO NAZC A PUQUIO NAZC A PUQUIO PISCO ALTO LA LUNA T PISCO ALTO LA LUNA T PISCO ALTO LA LUNA T PISCO CASTRO VIRREYNA T PISCO CASTRO VIRREYNA T 15A PISCO INDEPENDENCIA T PISCO INDEPENDENCIA T PISCO INDEPENDENCIA T PISCO PARACAS T PISCO PARACAS T PISCO PARACAS T PISCO PARACAS T PISCO PARACAS T PISCO PARACAS T PISCO PISCO T PISCO PISCO T PISCO PISCO T PISCO PISCO T TOTAL

36 SISTEMA SET ALIMENTADOR CHINCHA EL CARMEN CA CHINCHA EL CARMEN CA CHINCHA EL CARMEN CA CHINCHA EL CARMEN CA CHINCHA PEDREGAL PE CHINCHA PEDREGAL PE CHINCHA PEDREGAL PE CHINCHA PEDREGAL PE CHINCHA PUEBLO NUEVO PN CHINCHA PUEBLO NUEVO PN CHINCHA PUEBLO NUEVO PN CHINCHA PUEBLO NUEVO PN CHINCHA PUEBLO NUEVO PN CHINCHA PUEBLO NUEVO PN CHINCHA TAMBO DE MORA TM CHINCHA TAMBO DE MORA TM CHINCHA TAMBO DE MORA TM CHINCHA TAMBO DE MORA TM CHINCHA TAMBO DE MORA TM CHINCHA TAMBO DE MORA TM ICA ICA NORTE ICA ICA NORTE ICA ICA NORTE ICA ICA NORTE ICA PARCONA ICA PARCONA ICA PARCONA ICA PARCONA ICA PARCONA ICA STA MARGARITA ICA STA MARGARITA ICA STA MARGARITA ICA STA MARGARITA ICA STA MARGARITA ICA STA MARGARITA ICA TACAMA ICA TACAMA ICA TACAMA ICA TACAMA

37 DETERMINACIÓN N DEL SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR 37

38 PLANEAMIENTO A LARGO PLAZO CRITERIOS GENERALES La determinación de las alternativas de desarrollo del sistema en función al crecimiento de la demanda toma en cuenta las siguientes consideraciones generales: La metodología de planeamiento define la configuración del sistema en el año final del periodo de planeamiento (año horizonte) y luego retorna al año inicial, para establecer el proceso de ampliación progresiva de las instalaciones existentes o el ingreso de nuevas instalaciones. En el proceso de implementación progresiva del desarrollo del sistema, para atender el crecimiento de la demanda, se busca aprovechar, hasta donde sea posible, las instalaciones existentes, con la finalidad de hacer un uso eficiente de éstas. Para la definición de las nuevas SET MAT/AT y AT/MT se recurrirá a modelos matemáticos que permitan identificar la alternativa óptima. 38

39 METODOLOGÍA 1. Elaboración del balance entre la demanda proyectada y la potencia instalada por SET AT/MT. Objetivo: identificar las necesidades de ampliación de instalaciones de transformación existentes así como la necesidad de instalación de otras adicionales. 2. Análisis del flujo de potencia por las líneas de transmisión existentes, considerando la demanda proyectada. Objetivo: identificar las necesidades de ampliación de las líneas de transmisión para atender la demanda proyectada, considerando sólo las líneas existentes. Este cálculo tiene un carácter exploratorio del comportamiento del sistema ante el crecimiento de la demanda y permite establecer una base para la definición de ampliaciones y reformas de la red de transmisión. 3. Identificación del área de influencia teórica de las SET AT/MT existentes en los planos del sistema, empleando el mapa de densidades. Objetivo: comparar el área de influencia actual de cada SET con el área de influencia teórica y evaluar las posibles transferencias de carga entre las SET así como la forma de optimizar su utilización. Esta etapa permite conocer la situación actual en la que opera el sistema y la forma en la que el área de influencia teórica es cumplida. 39

40 4. Definición de la potencia óptima que deben tener las SET AT/MT en el sistema. Objetivo: identificar la potencia óptima para las SET AT/MT dentro del sistema y utilizar este valor para la ubicación de SET nuevas, así como para establecer el área de influencia correspondiente, tanto de nuevas como de existentes, de tal manera que se cumpla, en lo posible, con la potencia óptima, así como con el centro de carga correspondiente. 5. Identificación del número y ubicación de las SET AT/MT necesarias en el año final del horizonte de planeamiento, tomando como base las SET existentes así como las SET nuevas que resulten necesarias. Esta ubicación debe considerar la identificación del área de influencia así como en centro de carga teórico correspondiente, sobre el mapa de densidades. Objetivo: disponer de ubicaciones referenciales cuando sea necesario instalar SET AT/MT nuevas, así como para la redistribución de la carga entre las SET AT/MT. 6. Identificación del área de influencia de las SET MAT/AT existentes y la ubicación de SET MAT/AT nuevas, en el año final del horizonte de planeamiento, empleando el mapa de densidades. Objetivo: disponer de ubicaciones referenciales para instalar las SET MAT/AT adicionales. 40

41 7. Análisis del flujo de potencia en cada uno de los cinco primeros años y, a partir del año 6, por quinquenios hasta el año final del periodo de planeamiento. Objetivo 1: observar el comportamiento del flujo de potencia dentro del sistema e identificar la necesidad de ampliación de las líneas de transmisión en los casos que esto sea necesario. Objetivo 2: conocer las pérdidas en el sistema de transmisión y definir la capacidad que deben tener las SET MAT/AT, en cada uno de estos años. Estos resultados permitirán identificar la necesidad de ampliación de las SET MAT/AT existentes o la necesidad de instalar SET MAT/AT nuevas. En este caso, como en los anteriores, se debe verificar el cumplimiento de las restricciones que condicionan el desarrollo del sistema. 8. Definición de la configuración del sistema en función al crecimiento de la demanda, año por año, en los primeros cinco años del periodo de planeamiento y, a partir del año 6, por quinquenios hasta el año final del periodo de planeamiento. Objetivo: definir las características de desarrollo del sistema en los primeros años, tomando como referencia las características que debe tener el mismo en el año final del horizonte de planeamiento. 9. En esta etapa se debe verificar el cumplimiento de las restricciones físicas que condicionan las posibilidades de ampliación del sistema. 10. Elaboración de cuadros, planos y diagramas que describen la alternativa seleccionada. 41

42 Proceso de planteamiento de alternativas para el planeamiento a largo plazo 42

43 Transformadores de Potencia Nuevos a Implementar ITEM MVA kv SET AÑO INGRESO / 10 Luren (Nueva) (a fines del 2009) / 22.9 /10 Santa Margarita / 10 Paracas / 10 Pedregal / 10 Ica Norte / 10 Alto La Luna / 10 Pedregal / 10 Luren / 10 Tacama / 10 Pueblo Nuevo

44 EVALUACIÓN N DE FLUJO DE CARGA DEL SISTEMA ELÉCTRICO Premisas y Criterios considerados La evaluación del sistema eléctrico de transmisión de ELECTROSURMEDIO S.A.,se ha efectuado teniendo en consideración la proyección de la demanda del sistema hasta el año Para evaluar el sistema de transmisión se realiza simulaciones de flujo de carga para lo cual se desarrolla lo siguiente: Elaboración de la base de datos y compatibilidad de la red eléctrica, para su uso con el programa de análisis de sistemas de potencia PSAF de CYME INC. Modelo de los principales componentes de la red eléctrica y análisis teórico del sistema eléctrico. Análisis de los resultados, en lo relativo a niveles de tensión, factores de utilización de líneas y transformadores de potencia, y determinación de las pérdidas por sistemas. Determinación de las alternativas de reforzamiento del sistema de transmisión, para lograr condiciones operativas aceptables del sistema hasta el año 2027, comprendido dentro del periodo de alcance del estudio de planeamiento. 44

45 CUADRO Nº 5.2 EQUIPAMIENTO PROGRESIVO SISTEMA DE TRANSMISIÓN DE ICA Año Líneas Compensación Transformadores Ingreso Descripción Tramo SET MVAr Ubicación Descripción Rotación en SET Viene TR 5MVA de El cartmen 2008 Ica Norte TR de 7MVA (Stand By) se va a Tacama Un TR Nuevo de 15 MVA para SET Luren Nuevo SET Luren que entra a fines del 2009 Nueva línea AAAC 120mm2 SET Parcona SET Ica Norte Rotación en SET Santa TR 12 MVA se va a SET Paracas 2009 de 8 km Margarita Nuevo TR SET Santa TR Nuevo de 25/20/15 MVA 60/22.9/10 kv Margarita Nueva línea AAAC 120mm2 Rotación en SET Viene TR 7MVA de SET Tambo de Mora 2010 SET Parcona SET Luren de 7,82 km Luren y queda en reserva hasta el 2017 TR Nuevo de 25 MVA 2014 Nuevo TR SET Ica Norte 2015 Nuevo TR SET Tacama 2017 SET Luren 2027 Cambio de Conductor a AAAC 120 mm2 (9,7 km) Nueva línea AAAC 120mm2 de 8,0 km Nueva línea AASC 120mm2 de 16,7 km De SET Parcona a Derivación Ica Norte y de Derivación Ica Norte a Tacama De SET Parcona a hacia SET Ica Norte De SET Parcona a Santa Margarita Rotacion SET Tacama TR de 7MVA queda en reserva hasta el 2022 año en que se va Nazca Opera TR Nuevo de 15 MVA Entra en servico el TR de 7 MVA que estaba en reserva 45

46 CUADRO Nº 5.7 EQUIPAMIENTO PROGRESIVO SISTEMA DE TRANSMISIÓN DE PISCO Año Líneas Compensación Transformadores Ingreso Descripción Tramo SET MVAr Ubicación Descripción 2008 Nuevo SET La Villa Nueva SET La Villa de seccionamiento y transformación que entra a fines del 2009 Rotación en SET La Villa Viene TR 10 MVA del SET Paracas 2009 Paracas 10 kv 3 Rotacion SET Alto La Luna Rotacion SET Paracas Viene TR 12 MVA del SET Pedregal y TR de 7MVA queda en reserva hasta 2015 Viene TR 12 MVA del SET Santa Margarita y se va TR de 10 MVA a SET Nazca Nuevo TR SET Paracas 2010 Nueva línea AAAC 120mm2 de 14.5 km SET La Villa a SET Paracas TR Nuevo de 15 MVA 60/10 kv Paracas 10 kv 3 Nuevo TR SET Alto La Luna TR Nuevo de 25 MVA TR 12 MVA 60/10 kv en reserva hasta Alto La Luna Nueva línea AAAC 120mm2 De SET Independencia de 24.8 km a SET La Villa 2019 Rotación SET Alto La Luna TR 12 MVA 60/10 kv se va SET Paracas 2027 Nueva línea AAAC 120mm2 De SET La Villa a Paracas 10 kv 3 de 8.8 km SET Alto La Luna Paracas 22.9 kv 3 46

47 Cuadro Nº 5.8 Sistema Eléctrico de Chincha (Alternativa 3) Año Líneas Compensación Transformadores Ingreso Descripción Tramo SET MVAr Implementación Descripción 2008 Rotación en SET Viene TR 7MVA (Stand By) de Pueblo Nuevo El Carmen TR de 5MVA se va a Ica Norte Nuevo TR SET Pedregal El Carmen 10 kv 3 Rotación en SET 2009 El Pedregal 10 kv 6 Pedregal TR de 12MVA se va Alto La Luna TR Nuevo de 25 MVA 2010 Dos lineas de 16 km SET Desierto 220 kv Un TR Nuevo de 100 MVA 220/60 kv SET CHINCHA 220/60 kv AAAC 120 mm2 220 kv a SET CHINCHA 220 kv para SET CHINCHA Linea de 5.7 km Derivación SET Carmen Rotación en SET Viene TR 7MVA de SET Pisco AASC 120 mm2 60 kv a SET Carmen 60 kv Carmen Linea de 7.3 km Derivación SET Carmen Rotación en SET Viene TR 7MVA de SET Nazca AAAC 120 mm2 60 kv a SET Carmen 60 kv Pueblo Nuevo El Carmen 10 kv 3 Rotación en SET Pedregal Viene TR 7 MVA de SET Alto La Luna 2017 Nuevo TR SET Pueblo Nuevo TR Nuevo de 15 MVA 2019 El Pedregal 10 kv q Rotación SET Pedregal 2022 Nueva Línea de 15.5km SET Nueva 60 kv a El Carmen 10 kv 3 AAAC 120 mm2 60 kv SET Pedregal 60 kv TR Nuevo de 15 MVA TR 7 MVA pasa de SET Pedregal a Set Carmen 47

48 CÁLCULO DE PEAJES Y FÓRMULAS F DE ACTUALIZACIÓN 48

49 CALCULO DEL PEAJE UNITARIO Para cada Área de Demanda el CMA se recupera mediante el PU determinado para cada nivel de tensión, como el cociente del valor presente del flujo de CMA-IT anuales y demandas mensuales para un horizonte de 5 años. Donde: PU CMA α β según n Dj i : Peaje Unitario expresado en ctms S/./kWh : Costo Medio Anual o parte del CMA asignado a los Usuarios, expresado al 30 de abril de cada año, en miles S/. : Tasa de Actualización anual, según el Art. 79 de la LCE o el que la sustituya : Tasa de actualización mensual calculada con la tasa de actualización anual, β = (1 + α ) 1/12 1 : Horizonte para cálculo de peaje, equivalente a 5 años : Demanda mensual, expresada a fin de mes en GWh : Índice de variación del año j : Índice de variación del mes El cálculo se efectúa para cada uno de los siguientes componentes, según el nivel de tensión: Red MAT, Transformación MAT/AT, Red AT y Transformación AT/MT. 49

50 PEAJE ACUMULADO POR NIVEL DE TENSIÓN El peaje acumulado por cada nivel de tensión, resulta de agregar los peajes correspondientes según la secuencia de los niveles de tensión en el sentido del flujo de la energía. Peaje Acumulado MAT = PUMAT Peaje Acumulado AT = PUMAT + PUMAT/AT + PUAT Peaje Acumulado MT = PUMAT + PUMAT/AT + PUAT + PUAT/MT Donde: PUMAT: Peaje unitario por transporte en MAT PUMAT/AT: Peaje unitario por transformación MAT/AT PUAT: Peaje unitario por transporte en AT PUAT/MT: Peaje unitario por transformación AT/MT Este Peaje Acumulado por nivel de tensión debe reajustarse anualmente con la liquidación de los ingresos del año anterior correspondiente al Peaje e Ingreso Tarifario, calculada según el procedimiento establecido por el OSINERGMIN, en el que se tendrá en cuenta las variaciones con respecto al Plan de Inversiones (desvíos en las fechas de puesta en servicio y menor capacidad- calidad, a las previstas en el Plan de Inversión). 50