PROCEDIMIENTOS Y CALCULOS TARIFARIOS

Transcripción

1 CTE COMISIÓN DE TARIFAS ELÉCTRICAS SECTOR ENERGÍA Y MINAS RESOLUCIÓN Nº P/CTE PROCEDIMIENTOS Y CALCULOS TARIFARIOS - TARIFA EN BARRA - VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCIÓN Y DE LAS TARIFAS A CLIENTES FINALES Lima, abril de 1994

2 RESOLUCION DE LA COMISION DE TARIFAS ELECTRICAS Nº P/CTE Lima, 16 de Marzo de LA COMISION DE TARIFAS ELECTRICAS: De conformidad con lo establecido en el Artículo 81º del Decreto Ley Nº y Artículo 162 del Decreto Supremo Nº EM, y estando a lo acordado por su Consejo Directivo en su sesión del 16 de marzo de 1994, RESUELVE: Artículo Unico.- Aprobar la publicación de los documentos «Procedimiento y Cálculo de la tarifa en Barra» y «Procedimiento y Cálculo del Valor Agregado de Distribución y de las Tarifas a Clientes Finales» correspondientes a la regulación tarifaria del mes de noviembre de concordantes con las Resoluciones Nºs P/CTE, P/CTE y P/CTE, los mismos que se anexan a la presente. Regístrese, comuníquese y publíquese. Santiago B. Antúnez de Mayolo Presidente Comisión de Tarifas Eléctricas

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4 Comisión de Tarifas Eléctricas PROCEDIMIENTOS Y CALCULO DE LA TARIFA EN BARRA Fijación Tarifaria de Noviembre 1993

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6 CONTENIDO Introducción... 7 Procedimientos... 7 Costo de Generación...7 Costo de la Energía... 7 Costo de la Potencia... 7 Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) del Sistema de Transmisión Componentes Típicos de Inversión... 8 Valorización de Líneas... 8 Valorización de las S.S.E.E Factores de Penalización Precios en Barra Precios Básicos Aplicación de los factores de penalización Ingreso Tarifario y Peaje de Conexión... 9 Peaje Secundario... 9 Incorporación del peaje secundario en precios de barras Recargos de Subtransmisión... 9 Cálculo Tarifario... 9 Sistema Interconectado Centro-Norte (SICN)... 9 Datos... 9 Resultados Sistema Interconectado del Sur (SISUR) Datos Resultados... 19

7 Sistemas Aislados Típicos Datos Resultados Fórmulas de Actualización Actualización del Precio de Barra de Potencia (PPB) S.I..C.N S.I.S.O. / S.E.S.E. / Aislado A y B Actualización del Precio de Energía Marginal en la barra base del sistema (PEMP Y PEMF) S.I..C.N S.I.S.O. / S.E.S.E Aislado A (menor de 12 MW) Aislado B (mayor o igual a 12 MW) Actualización del Cargo Base por Peaje Secundario por Tranformación (CBPST) MAT a AT MAT a MT AT a MT Actualización del Cargo Base por Peaje Secundario de Transporte (CBPSL) y Cargo por Peaje Secundario Equivalente en Energía para las Barras Base del Sistema (CPSEE) kV kV AT... 26

8 Comisión de Tarifas Eléctricas PROCEDIMIENTOS Y CALCULO DE LA TARIFA EN BARRA Introducción Esta publicación se realiza en cumplimiento de las disposiciones de la Ley de Concesiones Eléctricas DL (Art. 81º) y de su Reglamento D.S EM (Art. 162º) relacionadas a la obligación de la Comisión de Tarifas Eléctricas de hacer conocer al Sector los procedimientos utilizados en la determinación de las tarifas. El informe resume los procedimientos, cálculos, datos y resultados obtenidos para el cálculo de la Tarifa en Barra utilizada para la regulación tarifaria efectuada en el mes de Noviembre de Debido a la configuración actual de los sistemas eléctricos en el Perú, los cálculos realizados se han dirigido por separado a tres sectores distintos: (a) El Sistema Interconectado Centro-Norte, SICN; (b) Los Sistemas del SurEste y SurOeste, que se prevé constituyan en 1996 el Sistema Interconectado del Sur, SISUR; y (c) Los Sistemas Aislados. Para cada uno de ellos se encontrará aquí información sobre los procedimientos y modelos utilizados para efectuar los cálculos, asimismo, se presentan los datos básicos empleados en los modelos y los resultados que se obtuvieron. Un documento complementario editado por la CTE presentará la información correspondiente al cálculo de los Valores Agregados de Distribución. Procedimientos Costos de Generación El cálculo de los costos de generación de energía y potencia, actuales y futuros, de los sistemas eléctricos se realizó utilizando modelos matemáticos de optimización del costo de operación de los sistemas eléctricos y de determinación de la potencia firme, tal como se describe más adelante. Costo de la Energía Sistema Interconectado Centro-Norte (SICN) Para la determinación del costo de la energía en el SICN se utilizó el modelo JUNIN. Este es un modelo de despacho uninodal que permite optimizar la operación de sistemas hidrotérmicos con un solo embalse (el Lago Junín) en etapas mensuales; utiliza programación dinámica estocástica para establecer el valor del agua embalsada y determina estrategias de operación del parque generador y los costos marginales asociados al período de análisis. El modelo fue utilizado con datos de hidrología de un período de 36 años ( ) y la demanda esperada hasta el año Los autoproductores fueron excluidos tanto de la demanda como de la generación. La representación de la demanda agregada del sistema (un solo nodo) se realizó en términos del diagrama de duración de tres bloques para cada uno de los 48 meses del período de estudio. Como consecuencia de lo anterior los costos marginales esperados resultan discriminados para cada uno de los tres bloques. A partir de los costos marginales, y con fines tarifarios, el costo de la energía se redujo a dos períodos: punta y fuera de punta. Sistema Interconectado del Sur (SISUR) Los Sistemas del SurEste (Cuzco, Puno y Apurimac) y SurOeste (Arequipa, Moquegua, Tacna) operan actualmente en forma aislada. Su interconexión se prevé para 1996 cuando entre en operación la línea Tintaya- Socabaya dando origen al SISUR. Para el sur, el costo de la energía se determinó utilizando el modelo SISPERU. Este modelo de optimización efectúa el despacho hidrotérmico de un sistema considerando tres barras de referencia y sus respectivas líneas de interconexión. Igual que en el caso del SICN la demanda se representó a través de diagramas de duración mensuales de tres bloques. El autoproductor Southern fue excluido del análisis. Sistemas Aislados Típicos En este caso los costos fueron establecidos considerando que en plazos muy breves se pueden efectuar adaptaciones del parque generador que respondan a una optimización de los diversos tipos de unidades a instalar. Los sistemas aislados de generación termoeléctrica se dividieron en dos tipos; aquellos con una potencia instalada superior a 12 MW y aquellos con menor capacidad. Los sistemas de generación hidroeléctrica se asimilaron a los sistemas térmicos mayores a 12 MW. El análisis se realizó mediante hojas de cálculo especialmente desarrolladas para este fin. Costo de la Potencia El costo de la potencia se determinó a partir del precio básico de la potencia de punta (basada en costos unitarios de inversión y costos fijos de operación de turbinas a gas para el SICN y grupos Diesel rápidos para el Sur y sistemas aislados, incluida la conexión al sistema). El precio básico de la potencia se incrementó dividiéndolo por el margen de reserva teórico 1 La potencia firme que es un requisito para esta evaluación se calculó utilizando la metodología que indica el Reglamento de la Ley. 1 Como margen de reserva teórico se tomo el cuociente de dividir la potencia firme entre la potencia instalada de las unidades de punta. PROCEDIMIENTO Y CALCULO DEL VAD Y DE LAS TARIFAS A CLIENTES FINALES 7

9 Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) del Sistema de Transmisión. El procedimiento para tarifar la transmisión implementa la metodología establecida en la Ley consistente en determinar el costo marginal de esta actividad y complementarlo con un peaje definido como la diferencia entre el costo medio del sistema económicamente adaptado y el costo marginal. Componentes Típicos de Inversión Para obtener el VNR de los sistemas de transmisión del SICn y SISUR se han definido y calculado los costos de diversos componentes típicos de inversión para los niveles de tensión existente. Se han considerado cuatro niveles de tensión: 220, 138, 60 y 30 kv.. Los componentes típicos de inversión considerados para la valorización de las instalaciones fueron: Unidades de operación de subestaciones (celdas) Equipos de transformación. Grupos de compensación reactiva. Costo por kilómetro de líneas de transmisión diferenciadas en tipo costa y sierra. Valorización de líneas.- Para realizar la valorización de líneas se desarrolló un procedimiento que permite seleccionar una línea de conductor óptimo económico. Para iniciar el procedimiento se requieren los costos por kilómetro de línea y de los equipos de maniobra en sus terminales, así como los costos de potencia y energía en el sistema. También se toman en cuenta la ubicación geográfica de la línea y la diferencia de costos tanto para costa como para sierra. Otros datos requeridos son la longitud, potencia transmitida, factor de carga y factor de potencia de la línea. El resultado que se obtiene es el conductor y nivel de tensión óptimo para una línea de simple y/o de doble circuito. Para la optimización de las líneas se ha considerado la demanda máxima del año 1995 lo que representa un compromiso entre el efecto de ponderar mayormente las pérdidas de los primeros años y un criterio económico de utilidad de las instalaciones durante un período de 25 años, incluyendo un crecimiento de la demanda durante esos años. Valorización de las S.S.E.E. Para la valorización de las subestaciones se confeccionaron hojas de cálculo que contienen información sobre las celdas de transformación, acoplamiento, etc. además de los transformadores de potencia, bancos de baterías, terrenos, edificaciones, cercos, etc. En algunos casos fue necesario efectuar extrapolaciones debido a la escasez de información relevante a costos generales. Factores de Penalización. Los factores de perdidas o factores de penalización se determinaron sobre la base de estudios de flujos de potencia efectuados para condiciones esperadas de operación durante los cuatro años del período Los casos analizados corresponden a diferentes niveles de carga dentro de la curva de demanda correspondiente a cada uno de los períodos estacionales dominantes: avenida y estiaje. El resultado de los flujos de carga fue sometido a un programa de cálculo de los factores de penalización. Los factores de penalización de potencia se calcularon con los flujos de potencia correspondientes a la hora de la máxima demanda. Para calcular los factores de penalización de energía se determinaron primero factores de penalización de potencia para los diferentes bloques en que se dividió la curva de carga en cada período estacional y se ponderaron luego por la duración de cada bloque. Precios en Barra. Para la determinación de los precios en barra se han seguido las etapas de cálculo que se indican a continuación, señalándose los criterios utilizados en cada una de ellas. Precios Básicos. Los precios básicos de la energía y potencia, es decir, los Costos de Generación determinados para un punto de referencia de la red constituyen el punto de partida para el establecimiento de los precios en barra. Como punto de referencia de aplicación del precio básico de la energía en el caso del SICN se adoptó la ciudad de Lima (B arras San Juan, Santa Rosa y Chavarría a 220 kv.). Lima representa alrededor del 70% de la demanda del SICN y es un punto al cual convergen los sistemas secundarios de los principales centros de generación instalados. Para el precio básico de la potencia se adoptó como punto de aplicación la subestación Trujillo, por ser éste el punto más conveniente para instalar capacidad adicional de potencia de punta en el SICN. En el caso del Sistema SurOeste se adoptó como punto de aplicación la barra de la subestación Socabaya para la energía, y la subestación Tacna para la potencia. Para definir el punto de aplicación de los precios básicos de energía en el sistema SurEste, se tuvo en consideración que una vez interconectado con el sistema SurOeste la principal barra del nuevo sistema sería Socabaya. Se eligió la barra de Tintaya. para el precio básico de potencia se eligió la barra Juliaca. Aplicación de los factores de penalización. Para llevar los precios básicos de potencia de punta y energía a las distintas barras en el caso del SICN se han aplicado los factores de penalización calculados para el año 1995, intermedio en el período de análisis y en el que se considera que el sistema está más adaptado. 8 PROCEDIMIENTO Y CALCULO DEL VAD Y DE LAS TARIFAS A CLIENTES FINALES

10 En el caso de los sistemas SurEste y SurOeste se ha procedido de manera similar a lo efectuado en el SICN, pero utilizando 1996 como año adaptado. En relación con los precios de barra de la potencia de punta en el Sur se ha calculado un precio igual en cada uno de los dos sistemas, aplicando en cada caso a una de las barras de referencia Tacna o Juliaca. Este precio calculados para Ingreso Tarifario y Peaje de Conexión El cálculo del ingreso tarifario se efectuó determinando en cada tramo del sistema principal la diferencia entre la valorización de potencias y energías en el extremo receptor y la valorización de las potencias y energías en el extremo emisor. Para las inyecciones y retiros se trabajó con los valores que se derivan de los flujos de potencia basados en la operación típica del parque generador para condiciones de hidrología normal. Las potencias consideradas en el cálculo del ingreso tarifario correspondiente fueron los flujos a la hora de demanda máxima, como una aproximación del flujo resultante al despachar la potencia firme de cada central para satisfacer la máxima demanda. El peaje total de conexión se determinó mediante la diferencia entre la anualidad de inversión y de costos de operación y mantenimiento del sistema principal y el ingreso tarifario. Una vez obtenido el peaje total se calculó el peaje de conexión dividiéndolo por la potencia firme total conectada al sistema eléctrico. Peaje Secundario El peaje secundario se calculó para instalaciones que interconectan barras publicadas. Para este efecto se determinó la diferencia entre la anualidad de la instalación adaptada y el ingreso tarifario, aplicando para el cálculo de estos componentes los mismos procedimientos que en el sistema principal. El valor resultante se expresó por kw de «potencia adaptada» de la instalación adaptada. Como instalación adaptada se definió aquella que conduce al menor costo de inversión y pérdidas para la transmisión el valor efectivo de potencia que transporta el sistema... Incorporación del peaje secundario en precios de barras. Para el caso del SICN los peajes secundarios se calcularon para incorporarse a alas barras publicadas de las subestaciones de 220 kv. existentes al norte de Chimbote y al sur de Independencia. Dado que su valor calculado era superior al 50% del costo marginal de la potencia en la barra de aplicación se optó por incluir los peajes en el precio de la energía expresado por kwh. En el caso de los sistemas SurEste y SurOeste los peajes secundarios se aplicaron a las barras que estaban situadas más allá del punto de aplicación de los precios básicos, en el sentido del flujo predominante de las líneas. Así, en el sistema SurEste se incorporó el peaje secundario de los tramos de la línea Quencoro-Juliaca para obtener los precios de barra en las subestaciones ubicadas en ella; de esta forma no se incluyó peaje secundario en la línea Machupicchu-Quencoro, por corresponder al sistema secundario de la central Machupicchu. En el sistema SurOeste se agregó el peaje secundario de los diferentes tramos de la línea Socabaya-Tacna para obtener los precios en barra de las subestaciones ubicadas a lo largo de esta línea. El peaje secundario de estos sistemas se incluyó en el precio de la energía con un factor de carga de Recargos de Subtransmisión Se estructuró un esquema de recargo por concepto de costos medios del sistema secundario de subtransmisión. definido éste por las instalaciones distintas de aquellas que interconectan las barras publicadas. Los recargos que corresponden a transformación y a distancia en líneas de transmisión se determinaron aplicando los siguientes criterios: i) Se calcularon para instalaciones adaptadas; con una potencia adaptada igual al 85% de la capacidad de las instalaciones. ii) Se determinaron considerando rango de tamaños y características representativas de las instalaciones existentes en los sistemas eléctricos en estudio de manera de conformar un conjunto de precios y factores de recargo de aplicación común a todas las instalaciones existentes. Para la aplicación del esquema de recargos por distancia al caso de ElectroLima se calculó una distancia equivalente de transmisión de doble circuito en 60 kv., obteniéndose una distancia media de 5.3 Km. Cálculo Tarifario Sistema Interconectado Centro-Norte (SICN) Datos Demanda Para el período de estudio se consideraron las previsiones de crecimiento de la Demanda contemplados en el Plan Referencial elaborado por la Oficina Técnica de Evaluación de Recursos Energéticos (OTERG) del Ministerio de Energía y Minas, descontando los requerimientos de potencia y energía de Centromín Perú y Hierro Perú. Los valores de energía y potencia se muestran en el siguiente cuadro: PROCEDIMIENTO Y CALCULO DEL VAD Y DE LAS TARIFAS A CLIENTES FINALES 9

11 Sistema Interconectado Centro-Norte Proyección de la Demanda Período Demanda Crecimiento GWh Crecimiento Año MW Punta F.Punta Total MW GWh % 5.4% % 4.1% % 4.1% % 4.1% % 4.0% % 4.4% % 4.1% Oferta de Generación Las obras de generación térmica e hidráulica consideradas en la oferta de generación se muestran en las dos tablas que siguen. Se incluyen tanto las centrales existentes como las incorporaciones previstas al Sistema Interconectado. Entre el nuevo parque de generación se encuentra la central térmica de Ventanilla I Etapa con 100 MW a Diesel (Julio 1993), la II Etapa con 100 MW a Diesel (Enero 1994), la conversión de la Planta para quemar Residual 6 (Enero 1995) y la II Etapa del ciclo combinado con una potencia Total de 300 MW (Julio 1997). Además se prevé el ingreso de dos Centrales Térmicas a Gas (Diesel 2) para cubrir la demanda de punta del Sistema en el año 1995 y 1996, estas plantas estarían ubicadas en Trujillo y Piura respectivamente. Sistema Interconectado Centro-Norte Parque Térmico Código Descripción Combustible Potencia Programa Efectiva Equipamiento MW año mes TRU_TG Turbo Gas Trujillo Diesel ENO_TG Turbo Gas ENO Diesel TGTRUCHI Turbo Gas de Chimbote, Trujillo Diesel 82.0 Existente TGPIURA Turbo Gas de Piura Diesel 15.0 Existente ROSANU Sta. Rosa UTI 100 MW Diesel Existente ROSAVI Sta. Rosa BBC 40 MW Diesel 40.0 Existente DIESEL1 Grupos Diesel Piura, Chiclayo Diesel 17.8 Existente DIESEL2 Grupos Diesel Chiclayo 2 Diesel 5.2 Existente DIESEL3 Grupos Diesel Paita, Sullana. Diesel 9.6 Existente DIESEL4 Grupos Diesel Chiclayo Diesel 4.0 Existente TGVEN1a Turbo Gas de Ventanilla 1 (Diesel) Diesel TGVEN2a Turbo Gas de Ventanilla 2 (Diesel) Diesel TGVEN1b Turbo Gas de Ventanilla 1 (Residual) Residual* TGVEN2b Turbo Gas de Ventanilla 2 (Residual) Residual* CCVEN3 Ciclo Combinado Ventanilla 3 Gas Caliente Nota: Residual*: Considera Residual Tratado proveniente de Talara. 10 PROCEDIMIENTO Y CALCULO DEL VAD Y DE LAS TARIFAS A CLIENTES FINALES

12 Sistema Interconectado Centro-Norte Parque Hidráulico Código Descripción Potencia Caudal Rendimiento Efectiva Turbinable MW/(m3/s) kwh/m3 MW m3/seg ELP1 Carhuaquero ELP2 Cahua ELP3 Huallanca ELP4 Mantaro ELP5 Restitución ELL1 Callahuanca* ELL2 Huinco ELL4 Huampaní* ELL5 Matucana* ELL6 Moyopampa* Nota: * A partir de 1995 se consideró la inclusión de Yuracmayo Sistema de Transmisión Las obras consideradas en el estudio, pertenecientes al sistema de transmisión están detalladas en el siguiente cuadro Sistema Interconectado Centro-Norte Sistema de Transmisión Desde Barra Hacia Barra Tensión Sistema Chiclayo Oeste Piura 220 kv. Secundario Chiclayo Sur Chiclayo Oeste 220 kv. Secundario Reactor 40 MVA Secundario Guadalupe Chiclayo Sur 220 kv. Secundario Reactor 20 MVA Secundario Trujillo Norte Guadalupe 220 kv. Secundario Chimbote 1 Trujillo Norte 220 kv. Principal Capacitor 35 MVA Principal Paramonga Chimbote kv. Principal Zapallal Paramonga 220 kv. Principal Ventanilla Zapallal 220 kv. Principal Chavarría Ventanilla 220 kv. Principal SVA 60 MVA Principal Santa Rosa Chavarría 220 kv. Principal San Juan ElectroLima Santa Rosa 220 kv. Principal 15 MVA cap MVA ind. Principal San Juan ElectroPerú San Juan ElectroLima. 220 kv. Principal Independencia San Juan ElectroPerú 220 kv. Secundario 20 MVA reac.+ CS Secundario Ica Independencia 220 kv. Secundario Marcona Ica 220 kv. Secundario Precios de Combustibles El precio utilizado para el combustible considera la alternativa de abastecimiento para el país, a esta alternativa se le denomina precio paridad. Para determinar el precio de paridad se tomaron en cuenta los siguientes conceptos: Precio FOB en el mercado de referencia. Diferencial Típico que considera: PROCEDIMIENTO Y CALCULO DEL VAD Y DE LAS TARIFAS A CLIENTES FINALES 11

13 1. Costo de Transporte a puerto nacional. 2. Ajuste por calidad de producto. 3. Margen del proveedor. Seguro. Arancel Ad-Valorem. Gastos de recepción. Costo de apertura de carta de crédito. Los resultados obtenidos y el tipo de cambio utilizado fueron: Sistema Interconectado Centro-Norte Precio Base de Combustibles Combustible Precio de Paridad Densidad S/./Gln. US$/Gln US$/Barril US$/Ton Kg/Gln Diesel Residual Tipo de Cambio 2.07 S/./US$ Precios Locales de Combustible US$/Ton LUGAR Diesel 2 Residual6 Ventanilla Lima Chimbote Trujillo Chiclayo Piura Otras Los precios locales de combustibles se obtuvieron agregando a los precios de paridad base, los gastos de transporte hasta la central En el caso de Ventanilla, se ha agregado al costo del residual el costo de tratamiento y transporte desde Talara. Costo de Racionamiento (Falla) El costo de racionamiento para el Sistema Interconectado Centro-Norte ha sido estimado en 15,0 centavos de US$ por kwh, dentro del estudio «Programa de Garantía Tarifaria» realizado por la CTE y representa el costo de a dquisición directa de energía por parte de un consumidor industrial. Resultados Costos de Generación Precio Básico de Potencia El precio básico de potencia que considera el costo de desarrollo de la unidad para satisfacer la demanda de potencia de punta del Sistema ha sido obtenido a partir de los costos asociados a una turbina de Turbina de Gas de 50 MW y la correspondiente línea de conexión al sistema. El precio de potencia incluye el margen de reserva teórico del sistema, el cual para el Sistema Interconectado Centro-Norte ha resultado ser 22%. El precio básico de potencia para el SICN resulta igual a 72,46 US$/kWh, como se detalla en el siguiente cuadro: 12 PROCEDIMIENTO Y CALCULO DEL VAD Y DE LAS TARIFAS A CLIENTES FINALES

14 Sistema Interconectado Centro-Norte Planta Marginal de Potencia de Punta (50 MW) Resumen de Costos Inversión Anualidad Miles $ Miles $-año Tasa AnuaL 12.0% Turbogenerador 15, Años de vida útil. 20 Anualidad del Turbogenerador 2, Conexión 4, Años de vida útil. 30 Anualidad del Turbogenerador Total anualidad TG+Conexión 2, Costo fijo de Operación y Mantenimiento Turbogenerador 2.4% Conexión 1.5% TOTAL 2, Valor Unitario anual de potencia firme 41 MW $/kw-año Precio Básico de Energía El precio básico de la energía determinado con el modelo JUNIN para el período , s encuentra resumido en el siguiente cuadro: Sistema Interconectado Centro-Norte Precio Básico de Energía (Mills US$/kWh) Año mes Punta F.Punta Total 1993 Noviembre Mayo Noviembre Mayo Noviembre Mayo Noviembre Mayo Noviembre La Comisión de Tarifas Eléctricas determinó como año de adaptación económica del parque generador del SICN, el año 1997; por tanto, y mientras no exista un mercado establecido de libre contratación, como Precio Básico de la Energía para el SICN se ha fijado el correspondiente a Noviembre de Los precios básicos de energía del SICN resultantes fueron: Mills US$/kWh Punta 46,5 F. Punta 23,3 Total 28,8 PROCEDIMIENTO Y CALCULO DEL VAD Y DE LAS TARIFAS A CLIENTES FINALES 13

15 Costo Anual del Sistema de Transmisión del SICN La anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo (AVNR) del sistema de transmisión del SICN, determinado de acuerdo al procedimiento señalado en el capítulo anterior, se resume en el siguiente cuadro; en él se incluye además los correspondientes Costos de Operación y Mantenimiento (COyM) así como una componente considerada para tomar en cuenta los costos de seguridad de las instalaciones: Sistema Interconectado Centro-Norte Costo Anual del Sistema de Transmisión Millón de US$ Desde Barra Hacia Barra Tensión Sistema AVNR COYM SEGURIDAD TOTAL Chiclayo Oeste Piura 220 kv. Secundario Chiclayo Sur Chiclayo Oeste 220 kv. Secundario Reactor 40 MVA Secundario Guadalupe Chiclayo Sur 220 kv. Secundario Reactor 20 MVA Secundario Trujillo Norte Guadalupe 220 kv. Secundario Chimbote 1 Trujillo Norte 220 kv. Principal Capacitor 35 MVA Principal Paramonga Chimbote kv. Principal Zapallal Paramonga 220 kv. Principal Ventanilla Zapallal 220 kv. Principal Chavarría Ventanilla 220 kv. Principal SVA 69 MVA Principal Santa Rosa Chavarría 220 kv. Principal San Juan ElectroLima Santa Rosa 220 kv. Principal MVA cap MVA ind. Principal San Juan ElectroPerú San Juan ElectroLima. 220 kv. Principal Independencia San Juan ElectroPerú 220 kv. Secundario MVA reac.+ CS Secundario Ica Independencia 220 kv. Secundario Marcona Ica 220 kv. Secundario Total Sistema Principal Factores de Penalización Los Factores de Penalización de Potencia y Energía para el SICN se determinaron para el año 1995, en las condiciones de operación promedio de las centrales hidráulicas. Dichos valores se muestran a continuación. Sistema Interconectado Centro-Norte Factor de Penalización Barra Factor Potencia Energía Trujillo Santa Rosa Piura Oeste Chiclayo Oeste Guadalupe Trujillo Norte Chimbote Paramonga Nueva Zapallal Ventanilla Chavarría Santa Rosa San Juan ElectroLima San Juan ElectroPerú Independencia Ica Marcona Huancavelica Mantaro Pachachaca Huayucachi Paragsha Huanuco Tingo María Cañón del Pato Callahuanca PROCEDIMIENTO Y CALCULO DEL VAD Y DE LAS TARIFAS A CLIENTES FINALES

16 Tarifas Marginales. Las tarifas marginales de Potencia y Energía por barra obtenidas expandiendo los respectivos precios básicos con los Factores de Penalización de cada Barra del sistema fueron los siguientes: Sistema Interconectado Centro-Norte Tarifas Marginales Barra Potencia Precios de Energía:ctv. US$/kWh US$/kW-mes Punta F. Punta Total Piura Oeste Chiclayo Oeste Guadalupe Trujillo Norte Chimbote Paramonga Nueva Zapallal Ventanilla Chavarría Santa Rosa San Juan ElectroLima San Juan ElectroPerú Independencia Ica Marcona Huancavelica Mantaro Pachachaca Huayucachi Paragsha Huanuco Tingo María , Cañón del Pato Callahuanca Peaje Principal El Peaje Principal del sistema de transmisión se obtuvo como la diferencia entre el costo total del sistema de transmisión y el ingreso tarifario esperado, dividido entre la demanda máxima del sistema como se ilustra a continuación: Sistema Interconectado Centro-Norte Peaje del Sistema de Transmisión Principal Costo Total Anual Millón US$ Ingreso Tarifario Esperado Millón US$ Peaje Millón US$ Máxima Demanda MW 1711 Peaje Unitario US$kw-año Tarifas en Barra Las tarifas en barra que incluyen el correspondiente cargo por peaje principal (incluido el precio de barra) y secundario, se muestra en el cuadro siguiente: PROCEDIMIENTO Y CALCULO DEL VAD Y DE LAS TARIFAS A CLIENTES FINALES 15

17 Sistema Interconectado Centro-Norte Precio de Barra y Peaje Secundario Barra Potencia Precios de Energía:ctv. US$/kWh Peaje Secundario US$/kW-mes Punta F. Punta Total ctv.us$/kwh Piura Oeste Chiclayo Oeste Guadalupe Trujillo Norte Chimbote Paramonga Nueva Zapallal Ventanilla Chavarría Santa Rosa San Juan ElectroLima San Juan ElectroPerú Independencia Ica Marcona Sistema Interconectado del Sus (SISUR) Datos Demanda Aquí también se consideraron las previsiones del crecimiento de la demanda contenidas en el Plan Referencial elaborado por la Oficina Técnica de Evaluación de Recursos Energéticos (OTERG) del Ministerio de Energía y Minas. Se excluyó del análisis tanto la demanda como la oferta de la empresa minera autoproductora Southern Perú. Las previsiones se detallan en el siguiente cuadro: Proyección de la Demanda Período SISTEMA SUR ESTE SISTEMA SUR OESTE AÑO Demanda Crecimiento Demanda Crecimiento MW GWh MW GWh MW GWh MW GWh % 3.3% % 4.2% % 4.6% % 4.2% % 0.8% % 3.9% % 13.9% % 4.2% % 6.6% % 4.1% % 6.9% % 4.7% % 5.4% % 4.4% Oferta de Generación En la oferta de generación se prevé la construcción de la presa de regulación horaria del Puente Cincel, que incrementará la capacidad de generación en horas de punta de la C.H. Charcani V (enero 1996); el embalse estacional de Sibinacocha, que incrementará la producción de la C.H. Machupicchu en estiaje (julio 1997); y la construcción de la C.H. Vilavilani III (enero 1999). El resumen del parque de generación utilizado para la realización del estudio está obtenido en los dos cuadros que se muestran a continuación: 16 PROCEDIMIENTO Y CALCULO DEL VAD Y DE LAS TARIFAS A CLIENTES FINALES

18 Sistema Interconectado Sur Parque Térmico Código Descripción Combustible Potencia Programa efectiva Equipamiento MW año mes GD-DOL Dolorespata (Cusco) Diesel 10.3 Existente GD-TIN Tintaya Diesel 3.1 Existente GD-TAP Taparahi (Juliaca) Diesel 5.2 Existente -Reparación GD grupo 3 y 4 Diesel GD-BEL Bellavista (Puno) Diesel 4.3 Existente 7 -Reparación GD grupo 4 y 5 Diese l GD-CHI Chilina (Arequipa) Diesel 29.0 Existente TV-CHI Chilina (Arequipa) Residual 11.0 Existente 7 - Reparación turbovapor Residual GD-CVE Cerro Verde Diesel 13.3 Existente GD-TAC Para (Tacna) Diesel 1.8 Existente GD-ILO Ilo (*) Diesel DIESEL4 Calana (Tacna) Residual Nota: (*) Central construida por seis grupos diesel trasladados de CT Tintaya. Sistema Interconectado Sur Parque Hidráulico Código Descripción Potencia Caudal Rendimiento efectiva Diseño Situación MW/(m3/s) MW m3/seg Actual MACHU1 Machupicchu Existente MACHU Existente CHAR1 Charcani Existente CHAR Existente CHAR Existente CHAR Existente CHAR Existente CHAR Existente ARIC1 Aricota Existente ARIC Existente VILAV3 Vilavilani (*) Proyecto Nota: (*) Entra en operación en enero de 1999 PROCEDIMIENTO Y CALCULO DEL VAD Y DE LAS TARIFAS A CLIENTES FINALES 17

19 Sistema de Transmisión Los componentes considerados dentro del sistema de transmisión fueron los que se indica en el siguiente cuadro: Sistema Interconectado Sur Sistema de Transmisión De A Tensión Longitud Subestación Subestación KV KM SISTEMA Machupicchu Cachimayo Secundario 20 MVAr capac Cachimayo Dolorespata Secundario 10 MVAr capac Dolorespata Quencoro Secundario Quencoro Combapata Secundario Combapata Tintaya Secundario SVC 25 MVAr Tintaya Ayaviri Secundario Ayaviri Azángaro Secundario Azángaro Juliaca Secundario 5 MVAr reactor 15 MVAr capac Tintaya Socabaya Principal (*) Socabaya Toquepala Secundario Toquepala Aricota II Secundario Aricota I Aricota II Secundario Aricota II Tomasiri Secundario Tomasiri Tacna Secundario Nota: (*) Línea de Interconexión SISO-SISE proyectado para 1996 Precios de Combustibles Los precios base de combustibles utilizados corresponden a precios de paridad afectados por los respectivos fletes a cada una de las centrales térmicas de los sistemas eléctricos. Sistema Interconectado Sur Precio Base de Combustibles Combustible Precio de Paridad Densidad S/./Gln US$/Gln US$/Barril US$/Ton Kg/Gln Diesel Residual Tipo de Cambio 2.07 S/./US$ Precios Locales de Combustible US$/Ton LUGAR Diesel 2 Residual 6 Chilina Cerro Verde Tacna Ilo Dolorespata Bellavista Taparachi Tintaya PROCEDIMIENTO Y CALCULO DEL VAD Y DE LAS TARIFAS A CLIENTES FINALES

20 Costo de Racionamiento (Falla) El costo de racionamiento para el Sistema Interconectado Sur fue calculado en el Estudio «Programa de Garantía Tarifaria» consideró el costo de auto abastecimiento de energía y se detalla a continuación: Resultados Costos de Generación NODO COSTO DE FALLA Ctv US $/Kwh Cusco Tintaya Juliaca Socabaya Toquepala Tacna Precio Básico de Potencia Para la planta de desarrollo de punta del Sistema Sur se consideró a un generador diesel de 5,500 Kw de potencia y de velocidad media. El precio básico de potencia considera el costo de esas plantas colocados en las zonas de mayor riesgo de suministro que corresponde a los extremos de los sistemas. Para el Sistema SurEste se eligió Juliaca como la barra de referencia y Tacna para el caso Sur Oeste. El cálculo de los costos de la potencia de punta está detallada en los dos cuadros que están a continuación: Sistema Interconectado Sur Este Planta Marginal de Potencia de Punta (5.5 MW) Resumen de Costos Inversión Anualidad Miles $ Miles $-año Tasa Anual 12.0% Turbogenerador 2, Años de vida útil. Anualidad del Turbogenerador Conexión Años de vida útil. 30 Anualidad del Conexión Total anualidad TG+Conexión Costo fijo de Operación y Mantenimiento Turbogenerador 4.0% Conexión 1.5% 2.10 TOTAL 2, Valor Unitario de potencia firme 4.67 MW $kw-año Sistema Interconectado Sur Oeste Planta Marginal de Potencia de Punta (5.5 MW) Resumen de Costos Inversión Anualidad Miles $ Miles $-año Tasa Anual 12.0% Turbogenerador Años de vida útil. 25 Anualidad del Turbogenerador Conexión Años de vida útil Anualidad del Conexión Total anualidad TG+Conexión Costo fijo de Operación y Mantenimiento Turbogenerador 4.0% Conexión 1.5% 2.10 TOTAL 2, Valor Unitario de potencia firme 4.67 MW $kw-año PROCEDIMIENTO Y CALCULO DEL VAD Y DE LAS TARIFAS A CLIENTES FINALES 19

21 Precio Básico de Energía El precio básico de energía se determinó con el modelo de despacho hidro - térmico SISPERU, se efectuó el análisis del período La Comisión de Tarifas Eléctricas ha determinado como año de adaptación económica del parque generador del SISUR el año 1996; en concordancia con este resultado se eligió como precio básico de energía para el SISUR el correspondiente a Noviembre de Los valores resultantes se muestran en el cuadro siguiente: Precio Básico de Energía (Mils US$/Kwh) Nodo Cusco Nodo Tintaya Nodo Socabaya Punta F.Punta Total Punta F. Punta Total Punta F. Punta Total Costo Anual del Sistema de Transmisión del Sur La anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo (AVNR) y los Costos de Operación y Mantenimiento (CoyM) obtenidos para los dos Subsistemas que conforman el sistema de transmisión del Sur se resumen en el siguiente cuadro; en él se incluye además una Componente para tomar en cuenta los costos de seguridad de las instalaciones. Sistema Interconectado Sur VNR Sistema de Transmisión De A AVNR COyM Seguridad TOTAL Subestación Subestación KU$/AÑO KU$/AÑO KUS$/AÑO KUS$/AÑO Machupicchu Cachimayo MVAr capac Cachimayo Dolorespata MVAr capac Dolorespata Quencoro Quencoro Combapata Combapata Tintaya SVC 25 MVAr Tintaya Ayaviri Ayaviri Azángaro Azángaro Juliaca MVAr reactor MVAr capac Socabaya Toquepala Toquepala Aricota Aricota 138 Aricota Aricota 66 Tomasiri Tomasiri Tacna SUMA TOTAL PROCEDIMIENTO Y CALCULO DEL VAD Y DE LAS TARIFAS A CLIENTES FINALES

22 Factores de Penalización Los factores de penalización de potencia y energía para el SISUR se determinaron para el año 1996 en condiciones de operación promedio de las centrales hidráulicas. El siguiente cuadro muestra los resultados: Sistema Interconectado Sur Factor de Penalización Barra Factor Potencia Energía Machupicchu Cachimayo Dolorespata Quencoro Combapata Tintaya Ayaviri Azángaro Juliaca Socabaya Montalvo Toquepala Aricota II Aricota II Tomasiri Tacna Tarifas Marginales Las tarifas marginales de potencia y energía obtenidas expandiendo los respectivos precios básicos, de los tres nodos de referencia, con los factores de penalización de cada barra del sistema fueron los siguientes: Sistema Interconectado Sur Tarifas Marginales Barra Potencia Precios de Energía:ctv. US$/kWh US$/Kw-mes Punta F. Punta Total Machupicchu Cachimayo Dolorespata Quencoro Combapata Tintaya Ayaviri Azángaro Juliaca Socabaya Montalvo Toquepala Aricota II Aricota II Tomasiri Tacna PROCEDIMIENTO Y CALCULO DEL VAD Y DE LAS TARIFAS A CLIENTES FINALES 21

23 Tarifas en Barra A continuación se muestran los detalles de las tarifas en barra y el correspondiente peaje secundario: Sistema Interconectado Sur Precio de Barra y Peaje Secundario Barra Potencia Precios de Energía Peaje ctv. US$/kWh Secundario US$/kW-mes Punta F. Punta Total ctv.us$/kwh Machupicchu Cachimayo Dolorespata Quencoro Combapata Tintaya Ayaviri Azángaro Juliaca Socabaya Montalvo Toquepala Aricota II Aricota II Tomasiri Tacna Sistemas Aislados Datos Para el análisis de los sistemas aislados típicos se investigaron los siguientes sistemas eléctricos: Sistema Eléctrico Iquitos Sistema Eléctrico Tumbes Sistema Eléctrico Tarapoto Sistema Eléctrico Mollendo Sistema Eléctrico Camaná Demanda: Se ha considerado la demanda histórica, incluyendo los déficits por razonamiento (falta de generación) y una proyección razonable (2% a 4% anual). US$/kW-mes Sistema Caso A Caso B Caso C Iquitos Tumbes Tarapoto Mollendo Camaná Oferta Para el análisis de la oferta se consideran tres casos: Caso A: Grupos actuales con rendimientos bajos (50% del nominal) Caso B: Grupos actuales con rendimientos medios (80% del nominal) Caso A: Grupos nuevos. En cada uno de los casos se trabajó con el mismo precio de combustible puesto en la central. 22 PROCEDIMIENTO Y CALCULO DEL VAD Y DE LAS TARIFAS A CLIENTES FINALES

24 Precio del Combustible: En cada central se tomó el precio paridad del combustible, agregándole los gastos de manipuleo y transporte para dejarlos en la puerta de la central. US$/ gln Sistema D2 R6 Iquitos 0,687 0,352 Tumbes 0,692 0,347 Tarapoto 0,749 0,341 Mollendo 0,693 0,356 Camaná 0,693 0,356 Resultados Costos de Potencia Se utilizó el siguiente método para determinar el costo de potencia que permite rentar las inversiones óptimas del sistema. 1. Se determinó el precio básico de potencia, el cual corresponde al costo teórico de instalar una unidad que suministre potencia de punta. 2. Se analizó el costo de potencia óptimo del sistema, es decir el mejor equipamiento que permitiera minimizar el costo de suministrar energía y potencia, el costo de potencia se hizo igual al cociente de dividir los costos fijos totales (incluido el margen de reserva) entre la demanda máxima del sistema. 3. Se calculó la diferencia entre los costos reales de potencia y el costo básico de potencia, este costo no cubierto por el precio básico de potencia se transformó en costo de energía (de acuerdo al consumo real de cada sistema) y se le agregaron los costos variables de operación de cada sistema. Precio Básico de Potencia En el precio Base de potencia en la Barra del Generador, se ha considerado como la máquina ideal para suministrar potencia de punta, la instalación de un grupo Diesel rápido operando con combustible Diesel Nº 2, y con los siguientes costos de inversión: Descripción Unidad Cantidad Potencia Efectiva kw 500,0 Rendimiento kw 13,2 Velocidad rpm 1800,0 Precio FOB US$/kW 151,4 Anualidad US$/kW-año 54,8 Costos Fijos OyM US$/kW-año 22,5 Costo Total Anual US$/kW-año 87,3 Costo Total Mensual US$/kW-mes 6,9 Costo Optimo de Potencia En esta parte se analiza las inversiones óptimas para garantizar el suministro eléctrico al mínimo costo de expansión del sistema aislado en cuestión. Los costos de expansión involucran el margen de reserva teórico para una confiabilidad de conjunto de 95%, como valor práctico se ha elegido como margen de reserva la mayor unidad del sistema. Para este análisis se estudiaron los tres casos antes mencionados. El siguiente cuadro muestra los costos medios de potencia en las barras de generación: US$/KW-mes Sistema Caso A Caso B Caso C Iquitos 13,28 13,59 12,35 Tumbes 13,14 11,31 12,88 Tarapoto 15,18 14,84 13,60 Mollendo 13,65 13,24 15,99 Camaná 14,39 12,78 10,12 PROCEDIMIENTO Y CALCULO DEL VAD Y DE LAS TARIFAS A CLIENTES FINALES 23

25 Costo de Potencia Cubierto por la Energía La diferencia entre el costo medio de potencia y el precio de potencia de punta deberá ser cubierto por el costo de energía, se emplea para ello el factor de carga del sistema, según se muestra a continuación: ctv US$/kW.h Sistema Caso A Caso B Caso C Iquitos 1,25 1,31 1,07 Tumbes 1,52 1,07 1,46 Tarapoto 1,62 1,55 1,31 Mollendo 1,80 1,69 2,43 Camaná 2,04 1,60 0,88 Costo de Potencia por Transmisión y Transformación Los precios de potencia calculados anteriormente, reflejan los costos en la barra de generación, se considera aparte del grupo térmico, un transformador elevador a un nivel de tensión de 10 kv.. Por lo tanto para establecer los precios en la barra de media tensión del distribuidor, es necesario adicionar los costos de transformación y transmisión que fueren necesarios. En sistemas mayores a 12 MW, es conveniente reconocer la transmisión a un nivel de tensión superior a los 10 kv., en estos sistemas se consideró el costo adicional de un transformador elevador/reductor de 30/10 kv. (12 US$/kW-km-año). Para los sistemas pequeños (menores de 12 MW) se consideró además una longitud equivalente de 2 Km en 10 kv. (0.76 US$/kV-km-año) para llegar al sistema de distribución. En los sistemas mayores de 12 MW la longitud equivalente sería de 10 Km. Los costos adicionales por transformación y distribución, fueron adicionados a los precios de energía, con el fin de no distorsionar el precio básico de potencia. US$/kW-mes Sistema Menor de 12 kv 0,12 Sistema Mayor de 12 kv 1,50 Costo de Energía Para determinar el costo marginal de energía, se han evaluado los tres casos antes mencionados, en cada uno de ellos se ha tenido presente los rendimientos actuales y futuros de los grupos. Primero se determinaron los costos marginales de energía en barras de generación que resultan del equipamiento óptimo de cada caso considerado. Luego se adicionaron los costos de potencia (generación - transmisión) no cubiertos por el precio básico de potencia, a este resultado se le denominó costo marginal del sistema en barras de distribución. Costo Marginal de Energía en Barras de Generación ctv US$/kW.h Sistema Caso A Caso B Caso C Iquitos 2,56 2,43 2,41 Tumbes 6,25 5,25 2,38 Tarapoto 6,84 5,44 2,46 Mollendo 5,95 4,97 2,79 Camaná 5,89 5,15 3,22 Costo Marginal de Energía en Barras de Distribución ctv US$/kW.h Sistema Caso A Caso B Caso C Iquitos 4,10 4,03 3,77 Tumbes 8,14 6,69 4,20 Tarapoto 8,48 7,02 3,79 Mollendo 7,78 6,70 5,25 Camaná 7,96 6,78 4,13 24 PROCEDIMIENTO Y CALCULO DEL VAD Y DE LAS TARIFAS A CLIENTES FINALES

26 Costo de Energía Actualizado La Comisión de Tarifas Eléctricas en el Marco de la Ley de Concesiones Eléctricas, plantea como estrategia para lograr una mayor eficiencia en el aprovechamiento de los recursos energéticos, la renovación del parque térmico de los sistemas aislados, hasta alcanzar los costos óptimos del Caso c. El equipamiento óptimo del sistema (Caso C) podrá ser alcanzado en dos años (1995), pasando por una transición que sería la de mejorar los rendimientos actuales (Caso A , Caso B ). Con una tasa de actualización anual del 12% y el crecimiento esperado de la demanda en el orden del 4%, los costos marginales de energía para los próximos 4 años serían los siguientes: US$/kW-mes Sistema Iquitos 3,93 Tumbes 5,94 Tarapoto 5,93 Mollendo 6,33 Camaná 5,88 Costos Marginales de Energía Aprobados por la CTE Con el objeto de incentivar la renovación del parque térmico actual y a fin de que existan pliegos tarifarios típicos que permitan orientar las inversiones en generación, se definieron dos pliegos aislados típicos que representan al conjunto de sistemas aislados (térmicos e hidráulicos) estos dos pliegos fueron: Sistema Ctv US$/kW.H Sistema Menor de 12 kv 5,93 Sistema Mayor de 12 kv 3,93 Fórmulas de Actualización Las siguientes fórmulas han sido establecidas para actualizar los precios publicados por la Comisión. Actualización del precio de barra de potencia (PPB) TC = Valor Referencial para el dólar de los Estados Unidos de Norteamérica, determinado por el valor promedio para cobertura de importaciones (valor venta) calculado por la Superintendencia de Banca y Seguros del Perú, cotización de oferta y demanda - tipo de cambio ponderado promedio o el que lo remplace. Se tomará en cuenta el valor venta publicado en el Diario Oficial El Peruano al último día del mes anterior. TA = Tasa Arancelaria vigente para la importación del equipo electro-mecánico de generación-transmisión. IPM = Indice de precios al por mayor, publicado por el Instituto Nacional de Estadística e Informática. Se tomará el valor del mes de la última publicación oficial disponible. FAPPB = Factor de actualización del precio de barra de potencia de punta. S.I.C.N. TC FAPPB = 0,82 (1,0+TA) IPM + 0,18 2,15 1, ,11 S.I.S.O. / S.S.E. / Aislado A y B TC FAPPB = 0,80 (1,0+TA) IPM + 0,20 2,15 1, ,11 Actualización del precio de Energía marginal en las barras del sistema (PEMP Y PEMF) PXPD2 = Precio ex-planta Petroperú del petróleo Diesel Nº 2. PXPR6 = Precio ex-planta Petroperú del petróleo Residual Nª 6 F1 = Factor relacionado al Impuesto General a las Ventas (IGV), cuyo valor inicial es 1/1,18 F2 = Factor relacionado al Impuesto Selectivo al Consumo (ISC) del petróleo Residual Nº 6, y al Precio Libre de (Exportación), cuyo valor inicial es 1/1,69 FAPEM = Factor de actualización del precio de energía marginal. PROCEDIMIENTO Y CALCULO DEL VAD Y DE LAS TARIFAS A CLIENTES FINALES 25