ESTUDIO TECNICO ECONOMICO DE LA PROPUESTA DE TARIFAS Y COMPENSACIONES PARA LOS SISTEMAS SECUNDARIOS DE TRANSMISION

Transcripción

1 ESTUDIO TECNICO ECONOMICO DE LA PROPUESTA DE TARIFAS Y COMPENSACIONES PARA LOS SISTEMAS SECUNDARIOS DE TRANSMISION Marzo /7/03 CENERGIA 1

2 Contenido de la exposición 1. Presentación n de SEAL 2. Sistemas eléctricos existentes 3. Base legal para la fijación n de peajes y compensaciones de los SST 4. Procedimiento general de cálculoc 5. Proyección n de la demanda 6. Determinación n del Sistema Económicamente Adaptado 7. Costo Medio de Inversión 8. Costos de Operación n y Mantenimiento 9. Cálculo del peaje 10. Cálculo de factores de pérdidasp 11. Propuesta de peajes, factores de pérdidas p y fórmulas f de actualización 3/7/03 CENERGIA 2

3 Presentación n de SEAL SEAL es una empresa concesionaria de distribución n de energía a eléctrica que desarrolla sus actividades bajo el marco de la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento. SEAL cuenta con Concesión n de Distribución n en la Ciudad de Arequipa y en todas las localidades menores establecidas e identificadas por la R.S. Nº N 45-94/EM y /EM. 3/7/03 CENERGIA 3

4 Sistema de la ciudad de Arequipa Sistema Repartición-Majes Sistema Marcona-Bella Unión Sistema Islay Subestación n Callalli y Valle del Colca 3/7/03 CENERGIA 4

5 60 kv - 51 km 120 mm² AAAC 220 kv PUNTA DE BOMBON CHUCARAPI CAYMA YANAHUARA SACHACA TIABAYA SOCABAYA MIRAFLORES M.MELGAR SABANDIA Ubicación geográfica de los sistemas existentes SISTEMA ELECTRICO REGIONAL DE AREQUIPA LA UNION S.E. MARCONA 60 kv - 76 km 120 mm AAAC ² CONDESUYOS CAYLLOMA CARAVELI AREQUIPA CAMANA 138 kv - 46 km 240 mm² AAAC 22.9 kv 138 kv - 23 km 240 mm AAAC ² ISLAY AREQUIPA 3/7/03 CENERGIA 5

6 Diagrama unifilar ciudad de Arequipa CHARCANI IV CHARCANI V C.T.PART. YURA P08 CHARCANI VI CHARCANI I-II-III C.T. JESUS 05 SUBESTACION BASE SOCABAYA MAT/AT 60 Hz. 33 kv. 138 kv. C.T. CHILINA Kv. 60 Hz. 33 Kv. 60 Hz. C.T. CHALLAPAMPA 07 C.T. SOCABAYA 06 C.T. SAN LAZARO-02 C.T.PARQUE INDUSTRIAL 04 S.E.REPARTICION SEAL 3/7/03 CENERGIA 6

7 Ley de Concesiones Eléctricas: : Artcs. 8º, 8, 42º,, 43º,, 44º,, 48º, 49º y 62º Reglamento de la LCE: Art. 139º La demanda servida exclusivamente por instalaciones del sistema secundario de transmisión, n, pagará una compensación n equivalente al 100% del Costo Medio anual de las respectivas instalaciones. Esta compensación, n, que representa el peaje secundario unitario que permite cubrir dicho Costo Medio anual, será agregado a los precios en Barra de Potencia y/o Energía, o al precio de Generación n pactado libremente, según corresponda. El peaje secundario unitario es igual al cociente del peaje secundario actualizado, entre la energía a y/o potencia transportada actualizada, según n corresponda, para un horizonte de largo plazo. 3/7/03 CENERGIA 7

8 Decreto Supremo Nº N EM. Artículo 2º: 2 El horizonte de largo plazo para determinar el peaje secundario unitario a que se refiere el inciso a) del Artículo 139º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, será un período de quince (15) años. a Para la determinación n del componente de inversión n del Costo Medio se considerará una vida útil de las instalaciones de transmisión n de treinta (30) años a y la tasa de actualización n fijada en el Artículo 79º de la Ley de Concesiones Eléctricas. Las tarifas de Transmisión n Secundaria serán n determinadas para cada concesionario. 3/7/03 CENERGIA 8

9 Costo medio: : Son los costos totales correspondientes a la inversión y O&M para un sistema eléctrico en condiciones de eficiencia. Sistema Económicamente Adaptado: : Es aquel sistema eléctrico en el que existe una correspondencia de equilibrio entre la oferta y la demanda, procurando el menor costo y manteniendo la calidad del servicio. 3/7/03 CENERGIA 9

10 El estudio parte de la información n proporcionada por SEAL, sobre: Configuración n actual, características y parámetros de sus instalaciones. Registros de máxima m demanda de las SEs AT/MT años a 2001 y Registros de compra de potencia y energía a por sistemas. Registro de ventas de energía a por empresas publicadas por OSINERG/GART, año a o 2001 y al 3er trimestre Información n sobre las actividades y procedimientos de Operación y Mantenimiento de SEAL. Costos representativos de operación n y mantenimiento. Costos de gestión. 3/7/03 CENERGIA 10

11 Procedimiento y cálculos efectuados 1. Proyección n de la demanda: máxima m demanda y energía. Periodo (15 años) a 2. Determinación n del SEA período Costo Medio de Inversión n del SEA 4. Costos de Operación n y Mantenimiento del SEA 5. Cálculo del peaje Cálculo de factores de pérdidasp 7. Fórmula F de actualización n de peajes 3/7/03 CENERGIA 11

12 Proyección de la demanda Proyección de la Energía: Se e toma como valor inicial las ventas registradas el año a o 2002, desagragados en ventas en AT, MT y BT, clientes libres y regulados. La a energía a entregada en MT es la suma de las ventas en MT a clientes libres y regulados, más m s las ventas en BT y las pérdidas p reconocidas por Osinerg. No o se considera las ventas de los sistemas aislados. Las ventas en MT y AT incluye clientes de SEAL y de terceros. Los datos se toman de las estadísticas sticas de Osinerg al 3er trim Para proyectar las tasas de incremento se tomó como referencia las proyecciones de Osinerg/GART para el cálculo c de precios en Barra de noviembre 2002, (modelo PERSEO) barras: Socabaya, Jesús, s, Mollendo, Repartición n y Callalli. Para el sistema de Bella Unión n se asumió una tasa constante de 2.5% anual. 3/7/03 CENERGIA 12

13 Demanda proyectada (MWh( MWh) Año Entregado en Entregado en Incremento TOTAL AT MT anual ,74% ,64% ,53% ,53% ,19% ,20% ,21% ,22% ,23% ,24% ,25% ,26% ,26% ,27% ,28% MWh 900, , , , , , , , , Entregado en MT Ventas AT /7/03 CENERGIA 13

14 Proyección de máxima demanda por barras Para las simulaciones de flujo de potencia y determinación n de los sistemas adaptados a la demanda, se proyectaron las máximasm demandas de potencia por barras a partir de los registros de máximam demanda mensual de las SE S de SEAL, para los años a 2001 y Puesto que los valores registrados en MT incluyen las pérdidas p reales en distribución, se efectuó el ajuste correspondiente con las pérdidasp reconocidas por OSINERG. A partir de las cifras del año a o 2002, se proyectaron las máximasm demandas del periodop 2003 al 2017, consistentes con las tasas de crecimiento de la demanda de energía. 3/7/03 CENERGIA 14

15 Proyección de máxima demanda (MW) PROYECCION DE MÁXIMA DEMANDA POR SISTEMAS (MW) SISTEMA AREQUIPA AT Tasa de crec 0.5% 0.5% 0.5% 0.5% 0.5% 0.5% 0.5% 0.5% 0.5% 0.5% 0.5% 0.5% 0.5% MT Tasa de crec 2.5% 3.7% 4.2% 4.2% 3.6% 3.6% 3.6% 3.6% 3.6% 3.6% 3.6% 3.6% 3.6% TOTAL Tasa de crec 2.4% 3.4% 3.9% 3.9% 3.4% 3.4% 3.4% 3.4% 3.4% 3.4% 3.5% 3.5% 3.5% SISTEMA ISLAY TOTAL Tasa de crec 3.7% 4.6% 4.2% 2.4% 3.7% 3.7% 3.7% 3.7% 3.7% 3.7% 3.7% 3.7% 3.7% SISTEMA MAJES-REPARTICION TOTAL Tasa de crec 16.0% 13.8% 1.3% 1.6% 1.6% 1.6% 1.6% 1.6% 1.6% 1.6% 1.6% 1.6% 1.6% SISTEMA BELLA UNION TOTAL Tasa de crec 2.5% 2.5% 2.5% 2.5% 2.5% 2.5% 2.5% 2.5% 2.5% 2.5% 2.5% 2.5% 2.5% SISTEMA CALLALLI TOTAL Tasa de crec 0.5% 0.5% 0.0% 1.0% 1.0% 1.0% 1.0% 1.0% 1.0% 1.0% 1.0% 1.0% 1.0% 3/7/03 CENERGIA 15

16 Proyección de máxima demanda (MW) MW SISTEMA CALLALLI SISTEMA BELLA UNION SISTEMA MAJES-REPARTICION SISTEMA ISLAY SISTEMA AREQUIPA 3/7/03 CENERGIA 16

17 Configuración de los sistemas adaptados Criterio de adaptación: Atender la demanda del área de servicio procurando el menor costo total y manteniendo la calidad del servicio Horizonte de 15 años para el dimensionamiento y planificación de las instalaciones Tensiones nominales: tensiones normalizadas: 138, 60, 33, 22.9 y 10 kv. Topología: Se mantiene la topología básica de los sistemas existentes, el recorrido de las líneas y la ubicación de las SE. 3/7/03 CENERGIA 17

18 Puntos de compra por sistema Arequipa: barras 33 kv de Socabaya y Chilina, y barra 138 kv de Jesús. s. barra 138 kv SE Repartición. Repartición-Majes: barra 138 kv SE Repartici Marcona-B Unión: n: barra 60 kv SE Marcona. Islay : Callalli: barra 138 kv SE Base Mollendo. barra 138 kv SE Callalli 3/7/03 CENERGIA 18

19 Líneas de transmisión A partir de la configuración n existente, se evaluó,, mediante simulaciones de flujo de potencia, el nivel de tensión n y la configuración n de las redes que se adecuan a las potencias máximas m a transmitir en el horizonte de 15 años. a La capacidad de transmisión n de cada alternativa se verificó con flujos de potencia para la máxima m demanda de los años a 2003, 2007, 2012 y Para el sistema de la ciudad de Arequipa, las simulaciones fueron para cada 2 años. a Se usó compensación n capacitiva para mejorar la regulación n de tensión. n. La selección n final entre alternativas técnicamente t adecuadas se efectuó por comparación n del VP de costos proyectados para 30 años a y descontados al 12% anual. 3/7/03 CENERGIA 19

20 La potencia sin ventilación n forzada debe ser mayor o igual que la carga (MVA) del año a o inicial (2003), con un factor de uso de 0.85 Se verifica si el transformador, con 1 etapa de ventilación n forzada, permite cubrir la máxima m carga del año a o 15. En caso de no cumplirse la condición n anterior, se evalúa a la mejor opción n técnica t y económica entre: El aumento de potencia inicial de la unidad. La instalación n de unidades adicionales por etapas. El retiro de la unidad y su sustitución n por otra de mayor potencia al alcanzar su máxima m capacidad. 3/7/03 CENERGIA 20

21 Calidad del suministro: Criterios de calidad En el sistema de la ciudad de Arequipa, a fin de garantizar la confiabilidad del servicio acorde con la NTCSE se verificó que el sistema soporte contingencias n-1 En los sistemas radiales se mantuvo la configuración de simple circuito Calidad del producto: Tolerancia de variación de tensiones: +/- 5% de la tensión nominal. 3/7/03 CENERGIA 21

22 Sistema de la ciudad de Arequipa: Doble terna Socabaya - Parque Industrial. AAAC 200 mm 2 Doble terna Chilina-Challapampa Challapampa.. AAAC 150 mm 2 Simple terna Challapampa-P Industrial. AAAC 150 mm 2 Simple terna Socabaya-Paucarpata Paucarpata.. AAAC 200 mm 2 Doble terna Chilina-San Lázaro. L AAAC 200 mm 2 Año o 2006: Año o 2011: SE Jesús s 138/10 kv Un c. c adicional Socabaya-Pque Pque.Idustrial Un c. c adicional Chilina-Challapampa Challapampa Nota: No se incluye tramos Socabaya-Jesús- -Jesús-Chilina 3/7/03 CENERGIA 22

23 33 kv 60 Hz. S.E. CHILINA 33 kv S.E. SOCABAYA S.E. SAN LAZARO S.E. PARQUE INDUSTRIAL 3/7/03 CENERGIA 23

24 Sistema Islay: Nivel de tensión n adaptado: 22.9 kv. Línea Base Mollendo Mejia La Curva: AAAC 150 mm2. Línea La Curva Chucarapi: : AAAC 120 mm 2. Línea Base Mollendo - Mollendo: AAAC 200 mm Línea Base Mollendo - Matarani: : AAAC 70 mm Para el 2003: banco de capacitores de 1,0 MVAR en Chucarapi. El l año a o ,5 MVAR y el ,5 MVAR. Se mantiene la configuración n de las subestaciones cambiando la tensión 33/10 kv a 22.9/10 kv. 3/7/03 CENERGIA 24

25 Sistema Marcona - Bella Unión: n: Nivel de tensión n adaptado: 22,9 kv, Conductor AAAC 120 mm2. Se incluye Transf. 60/22.9 kv en la barra Marcona Sistema Repartición n Majes: Nivel de tensión n adaptado: 33 kv. Conductor AAAC mm2. Se incluye Transf. 138/33/22.9 en sustitución del existente en Repartición. 3/7/03 CENERGIA 25

26 Se diseñaron módulos estándar de líneas y subestaciones, adecuadas a las instalaciones del SEA Los parámetros básicos son: tensión nominal, ubicación geográfica,, recorrido y nivel de contaminación ambiental. Para la valorización de los módulos se utilizaron precios de suministros, equipos, materiales, mano de obra, y otros que corresponden a precios actuales, basados en contratos de instalaciones similares recientes y precios de referencia de proveedores. Las instalaciones adaptadas fueron valorizadas según los costos de los módulos estándar. 3/7/03 CENERGIA 26

27 Líneas de transmisión: Selección del tipo y calibre de los conductores, tipo de estructuras, aislamiento y sistema de puesta a tierra Los criterios de diseño corresponden a las condiciones prevalecientes de la topografía,, recorrido y del medio ambiente, la expansión de la carga del sistema, y los factores económicos de inversión inicial, pérdidas y costo de mantenimiento. Subestaciones: Selección de la configuración de barras, nivel de aislamiento y características técnicas de los equipos principales adaptadas a las condiciones del medio ambiente, ubicación geográfica, nivel de cortocircuito, mantenimiento, facilidades de ampliaciones y factores económicos. 3/7/03 CENERGIA 27

28 Costos estándar desagregados en: Materiales, equipos y suministros importados: precio CIF Materiales, equipos y suministros nacionales Derechos de aduana y gastos de internamiento Transporte a la obra y seguros Montaje del equipo electromecánico Obras Civiles Gastos generales y utilidades del contratista Gastos de administración (o gastos del propietario) Ingeniería y supervisión Intereses intercalarios (ó intereses pre operativos) En líneas se incluye el derecho de servidumbre. En subestaciones se incluye el costo del terreno, instalaciones y obras comunes de la subestación. 3/7/03 CENERGIA 28

29 No Denominación 1 Socabaya - Parque Industrial 2 Parque Industrial - Challapmapa 3 Challapampa - Chilina 4 Chilina - San Lazaro 5 Socabaya - Paucarpata 6 Repartición - Majes 7 Marcona - Bella Union 8 Islay - Mejia 9 Mejia - La Curva 10 La Curva - Chucarapi 11 Islay - Mollendo 12 Islay - Matarani Longitud Líneas ( km) Subtotal (mil US$) SUB TOTAL /7/03 CENERGIA 29

30 CI transformación AT/MT (miles US$) No Denominación Transformadores (MVA) Subtotal (mil US$) 1 Socabaya 2 Chilina 3 Parque Industrial 4 San Lazaro 4 Challapampa 5 Jesus 6 Paucarpata 7 Islay 8 Mollendo 9 Mejia 10 Matarani 11 La Curva 12 Chucarapi 13 Marcona 14 Bella Unión 15 Repartición 16 Majes 17 Callalli 10/12.5 MVA ONAN/ONAF 20/25 MVA ONAN/ONAF /20 MVA ONAN/ONAF /20 MAV ONAN/ONAF /16 MVA ONAN/ONAF /25 MVA ONAN/ONAF /12,5 MVA ONAN/ONAF /12.5 MVA ONAN/ONAF MVA KVA KVA KVA KVA MVA KVA (autotrafo) 169 8/8/3 MVA MVA /10/4 MVA 735 SUB TOTAL /7/03 CENERGIA 30

31 CMI total SEAL (miles US$) No Denominación CMI ( mil US$ ) 1 Transmisión AT 2 Transformación AT/MT TOTAL /7/03 CENERGIA 31

32 En el cálculo se considera dos criterios fundamentales: Asegurar la calidad del producto y calidad del servicio (con las restricciones iones previamente indicadas) Asegurar la operación de las instalaciones por 30 años (costo medio anual de operación por 30 años). CO&M = Operación + mant.. + gestión + seguridad Se tiene en cuenta todas las actividades para la operación, mantenimiento, gestión eficiente y la seguridad del SEA; tomando como referencia instalaciones nuevas,, con equipos de tecnología actual. Se utilizaron precios de mercado actual para la mano de obra calificada y no calificada, herramientas, equipos, vehículos y suministros. Se utilizó la metodología del Costeo Basado en Actividades (ABC) 3/7/03 CENERGIA 32

33 N Miles US$ RUBRO LINEAS SUBEST. TOTAL 1 Operación Mantenimiento Gestión Seguridad 152 Total General % Respecto al CMI /7/03 CENERGIA 33

34 Para cada año del periodo se calculó la anualidad del CI, a la TD de 12% y 30 años de vida útil. A las anualidades se agregó el CO&M anual proyectado. La suma constituye el costo medio anual (CMA). Se calcularon los VP de la demanda y de los CMA proyectados para 15 años, a la TD de 12% anual. Se calculó el peaje unitario preliminar, expresado en US$/kW-año, según la expresión Peaje preliminar = VP (CMA ) /VP (Demanda) 3/7/03 CENERGIA 34

35 Se calculó el ingreso total del año inicial (I1) Al valor I1 se restó el IT calculado a partir de los factores de pérdidas. El peaje unitario del año de vigencia de las tarifas resulta de la expresión: Peaje = (I1 IT) / Demanda año 1 3/7/03 CENERGIA 35

36 De las simulaciones de flujo de potencia para el año inicial se calcularon las pérdidas de potencia y energía de cada sistema Luego se acumularon las pérdidas para la totalidad de SEAL, y se expresaron como porcentajes respecto de la demanda. Los FP de potencia y energía resultan de la expresión: FP = (1 + 2 p%/100) Donde: p% = porcentaje de pérdidas variables. Nota 1: Se obtiene el mismo resultado si primero se calculan los FP de cada sistema y luego se ponderan en proporción a su demanda. 3/7/03 CENERGIA 36

37 Formula de actualización de precios para los SST, según Resolución OSINERG Nº /CD FACBPSE = a x FTC + b x FPM FTC = TC/TC0 FPM = IPM/IPM0 TC y TCo = Tasa de cambio IPM e IPMo = Indice de precios al por mayor En el proceso de cálculo costos (CI y COyM) se desagregan en ME y MN. El factor a es igual a la proporción de ME respecto al total, y el factor b la proporción de la MN respecto al total. 3/7/03 CENERGIA 37

38 RESULTADOS Valores propuestos 3/7/03 CENERGIA 38

39 Alta Tensión ctms S/./kWh Transfor. AT/MT ctms S/./kWh Acumulado MT ctms S/./kWh 3/7/03 CENERGIA 39

40 Factores de pérdidas POTENCIA ENERGIA AT AT/MT Fórmulas de actualización a b AT AT/MT /7/03 CENERGIA 40

41 3/7/03 CENERGIA 41