Propuesta Tarifaria del Sistema Secundario de Transmisión n de Luz del Sur ( ) 2011) Audiencia Pública del 11 de julio de 2006

Transcripción

1 Propuesta Tarifaria del Sistema Secundario de Transmisión n de Luz del Sur ( ) 2011) Audiencia Pública del 11 de julio de 2006 LUZ DEL SUR S.A.A.

2 DATOS GENERALES DE LUZ DEL SUR

3 Área de concesión : km2 Máxima Demanda : 857 MW (Marzo 2006) Núm ero de Clientes (a Dic 2005) Categoría Clientes Residencial Comercial Industrial Otros TOTAL Clientes a Peaje 14

4 MARCO LEGAL

5 MARCO LEGAL 1. Periodo de fijación 4 años Las Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión y sus fórmulas de reajuste tendrán una vigencia de 4 años. Res. OSINERG No OS-CD ( ) 2. Criterios y Metodología Res. OSINERG No OS-CD (15.JUL.2005) "Criterios, Metodología y Formularios para la presentación de Propuestas Tarifarias de los Sistemas Secundarios de Transmisión Res. OSINERG No OS-CD (15.NOV.2005) "Módulos Estándar de Inversión para la Regulación de los Sistemas Secundarios de Transmisión Res. OSINERG No OS-CD (15.NOV.2005) "Procedimiento para la Determinación de los Costos de Operación y Mantenimiento para la Regulación de los Sistemas Secundarios de Transmisión

6 SISTEMA ELÉCTRICO TÍPICOT

7 ESQUEMA DEL SISTEMA ELÉCTRICO Precio en barra 220 kv Sistema Principal de Transmisión Barra de MAT 60 kv L1 Barra de AT L2 P2 Generación Sistema Secundario de Transmisión Barra de MT P1 10 kv Barra de BT Distribución MT 220 V Distribución BT

8 PARTICIPACIÓN N DE LA TARIFA CORRESPONDIENTE AL SST EN LA ESTRUCTURA TARIFARIA

9 Participación n de la Tarifa del SST en el Valor de la Tarifa Total (Cliente Residencial) Tarifa Mayo-2006 Generación 48,9 % Transmisión Principal Transmisión Secundaria 11,1 % 4,8 % Peaje 3,8 % 1,0 % Distribución 35,2 % Ingreso Tarifario

10 PROCEDIMIENTO DE CÁLCULO C DE LA PROPUESTA TARIFARIA

11 Periodo de estudio años k Proyección de la Energía E 1 E E k E 15 Determinación del SEA SEA 1 SEA 2 SEA k SEA 15 Cálculo del CI del SEA CI 1 CI 2 CI k CI 15 Cálculo del COyM COyM 1 COyM COyM k COyM 15 Cálculo del p peaje anual 1 p 2 p k p 15 P k = aci k + COyM k -IT k a = anualidad IT k = Ingreso Tarifario, año k Cálculo del peaje promedio = 15 k = 15 k = 1 1 p k ( 1 + i ) E k ( 1 + i ) k k (i = 12%)

12 PROYECCIÓN N DE LA ENERGÍA

13 1. Proyección Agregada (Modelo Econométrico) 2. Proyección Desagregada, por sectores de consumo Sector Residencial Alumbrado Público Resto 3. Proyección a nivel de distritos

14 Proyección n de Ventas de Energía a (GWh( GWh) Año Optimista Medio Pesimista er Quinquenio : ( ) 5.2% 4.3% 3.6% 2do Quinquenio: ( ) 5.0% 4.2% 3.4% 3er Quinquenio : ( ) 4.6% 4.0% 3.5% Años : 4.9% 4.2% 3.5%

15 DETERMINACIÓN N DEL SISTEMA ECONÓMICAMENTE ADAPTADO (S.E.A.)

16 MÉTODO El método desarrollado comprende seis etapas principales: 1. Proyección espacial de la carga 2. Proyección de la demanda en s MAT/AT y AT/MT existentes 3. Determinación de nuevas s AT/MT y MAT/AT 4. Proyección de la demanda en s MAT/AT y AT/MT existentes y nuevas 5. Planteamiento de alternativas y desarrollo de la red para el año final del horizonte (año 15) 6. Determinación del SEA para los años 1,2, y 14, tomando como punto de partida la red correspondiente al SEA del año 2006, definiendo el desarrollo progresivo de la red, buscando siempre como objetivo alcanzar el SEA del año 15 previamente definido.

17 RED DE AT y SUBESTACIONES AT/MT

18

19 UBICACIÓN N DE SUBESTACIONES AT/MT EXISTENTES Y PROYECTADAS AÑO O 2021 INGENIEROS CIENEGUILLA CHILCA

20 Nuevas s s AT/MT Nombre Año de Ingreso Chilca 2007 Los Sauces 2007 Miraflores 2008 Córpac 2011 Cieneguilla 2012 Benavides 2013 Los Rosales 2014 Santa Beatriz 2020

21 Equipamiento de Transformadores de s AT/MT A 2x40/40/40 2x40/40/40 2x40/40/40 2x40/40/40 2x40/40/40 2x40/40/40 2x40/40/40 2x40/40/40 CH 1x25/25/25 1x25/25/25 1x25/25/25 G IG L 1x25/25/25 1x25/25/25 1x25/25/25 1x25/25/25 1x25/25/25 1x25/25/25 1x x25/25/25 1x x25/25/25 U VM Z CL 1x12.5/12.5/ x12.5/12.5/ x12.5/12.5/ x12.5/12.5/ x12.5/12.5/ x12.5/12.5/ x12.5/12.5/ x12.5/12.5/1 2.5 LS 1x x25/25/25 1x x25/25/25 MI 1x CP 1x CG 1x12.5 1x12.5 1x12.5 1x12.5 1x12.5 BE LR 1x25/25/25 + 2x40/40/40 2x40/40/40 SB

22 TRAZO DE REDES AT: SEA 2021 CENTRAL HIDROELECTRICA HUAMPANI HUACHIPA ÑAÑA ( VER PLANO B ) SANTA CLARA PLANO B GALVEZ SANTA BEATRIZ SAN ISIDRO SANTA ROSA CORPAC SALAMANCA LIMATAMBO ROSALES PUENTE LOS SAUCES INDUSTRIALES MONTERRICO LOS SANTA ANITA INGENIEROS LA PLANICIE CHOSICA CENTRAL HIDROELECTRICA HUAMPANI SURCO ELECTROANDES SAN MATEO NEYRA MIRAFLORES BARRANCO BALNEARIOS BENAVIDES VILLA MARIA CIENEGUILLA LURIN PLANO A PRADERAS SAN JUAN CHORRILLOS VILLA SALVADOR SAN BARTOLO CHILCA REP PACHACAMAC CHILCA LT60kV Aérea LT60kV Subterránea LURIN ( VER PLANO A ) BUJAMA

23 Esquema Unifilar de la Red AT : SEA 2021

24 RED DE MAT y SUBESTACIONES MAT/AT

25 UBICACIÓN N DE SUBESTACIONES MAT/AT EXISTENTES Y PROYECTADAS AÑO O 2021

26 TRAZO DE REDES MAT: SEA 2021 LT 220kV Aérea (Existente) LT 220kV Aérea (Proyectado) LT 220kV Subterráneo (Proyectado) LT 220kV Terceros (REP)

27 Equipamiento de Transformadores de s s MAT/AT Código BALNEARIOS Z+ 3x180/180/60 3x180/180/60 SAN JUAN SJ+ SANTA ROSA P 1x180/180/60 1x180/180/60 1x180/180/60 1x180/180/60 CHILCA CL+ 1x120/120/40 1x120/120/40 1x120/120/40 1x120/120/40 1x120/120/40 1x120/120/40 1x120/120/40 1x120/120/40 LOS INDUSTRIALES IN 1x180/180/60 1x180/180/60 1x180/180/60 1x180/180/60 1x180/180/60 1x180/180/60 1x180/180/60 Código BALNEARIOS Z+ 3x180/180/60 3x180/180/60 3x180/180/60 3x180/180/60 3x180/180/60 3x180/180/60 3x180/180/60 3x180/180/60 SAN JUAN SJ+ SANTA ROSA P CHILCA CL+ 1x120/120/40 1x120/120/40 1x120/120/40 1x120/120/40 1x120/120/40 1x120/120/40 1x120/120/40 1x120/120/40 LOS INDUSTRIALES IN

28 Esquema Unifilar de la Red MAT : SEA 2021 SANTA ROSA LOS INDUSTRIALES BALNEARIOS SAN JUAN CHILCA REP Existente Proyectado REP

29 DETERMINACIÓN N DEL COSTO DE INVERSIÓN N (C.I.)

30 1. Método de cálculo Se toman los metrados obtenidos año a año del SEA Se utilizan costos modulares de inversión, tanto para s como para LLTT Se calcula el CI en base a los dos anteriores 2. Rubros considerados Terrenos Obras civiles Equipos y materiales Montaje

31 COSTO DE INVERSION DESAGREGADO PERIODO (En Miles US$) Año Líneas MAT CI Eléctrico Líneas AT s MAT/AT s AT/MT Centro de Control CI No Eléctrico Telecom. Inversión No Eléct. Stock de Respaldo Inversión Total , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,14

32 CÁLCULO DEL COSTO DE OPERACIÓN N y MANTENIMIENTO (COyM)

33 1. Método de cálculo Se toman los metrados obtenidos año a año del SEA Se utilizan costos modulares de operación y mantenimiento Se calcula el COyM en base a los dos anteriores 2. Rubros considerados Costo directo de operación Costo directo de mantenimiento Costos indirectos

34 Año COSTO DE OPERACIÓN N Y MANTENIMIENTO DESAGREGADO PERIODO (En Miles US$ - año) Manten. s Manten. Líneas Manten. CC y TC Operación Otros COyM Total ,88 479,08 311,61 623, , , ,76 491,47 316,18 631, , , ,07 491,47 316,18 636, , , ,24 491,47 316,18 637, , , ,41 495,70 320,61 649, , , ,71 529,68 325,62 657, , , ,31 550,54 330,30 677, , , ,15 557,74 334,23 695, , , ,87 557,74 334,23 699, , , ,55 557,74 334,91 702, , , ,47 568,31 335,55 710, , , ,72 572,16 335,84 713, , , ,93 578,89 336,28 717, , , ,87 593,52 340,61 730, , , ,49 593,52 340,61 733, , ,74 Los Costos de Operación incluyen al Centro de Control y las s En Otros se incluyen los costos de Seguros, Seguridad, Gastos de Personal, Gastos Administrativos y Gastos no Personales

35 PROPUESTA

36 RESULTADOS DE LOS PEAJES POR COMPONENTE DEL SST y ACUMULADOS AL NIVEL DE ALTA Y MEDIA TENSIÓN SST PSU ctms US$/kWh Transporte MAT 0,0488 Transformación MAT/AT 0,0704 Transporte AT 0,2358 Transformación AT/MT 0,2195 SST ctms US$/kWh Acumulado hasta AT 0,3550 Acumulado hasta MT 0,5745

37 FACTORES DE PÉRDIDAS P DE POTENCIA Y ENERGÍA ACUMULADO AT ACUMULADO MT FPMP 1,0300 FPME 1,0238 FPMP 1,0395 FPME 1,0313 FACTORES DE ACTUALIZACIÓN SST Procedencia Extranjera Procedencia Nacional Transporte MAT 0,3298 0,6702 Transformación MAT/AT 0,4577 0,5423 Transporte AT 0,2853 0,7147 Transformación AT/MT 0,3839 0,6161 TOTAL 0,3475 0,6525

38 F I N MUCHAS GRACIAS