ESTUDIO TÉCNICO T ECONÓMICO PARA FIJACIÓN N DE PEAJES DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN N DE AGOSTO 2008 1
OBJETIVO El estudio tiene como principal objetivo el desarrollo del Planeamiento Eléctrico del Sistemas de Transmisión de ENOSA Alcances 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. Elaboración del estudio técnico económico que sustenten las propuestas de tarifas y compensaciones del SST y SCT de ENOSA. Proponer el Plan de Obras e Inversiones, el Costo Medio, los Cargos de Peaje y los Factores de Pérdidas para los SST de ENOSA El objetivo final es la fijación de los peajes y tarifas para el SST y SCT de ENOSA, que tendrá vigencia de cuatro años (periodo 2009-2012). 2
CONTENIDO DEL ESTUDIO Estudio de mercado eléctrico de la zona de concesión de ENOSA. Proyección de la potencia y energía a nivel Global y Espacial. Determinación del Sistema Económico a Remunerar (SER) para los próximos 10 años. Costos de Inversión de Líneas, Subestaciones de Transmisión y Centro de Control, para el periodo 2009-2014. Costos de Operación y Mantenimiento Determinación de Peajes Factores de Actualización 3
ARENAL AMOTAPE TAMARINDO BELLAVISTA ZARUMILLA AGUAS VERDES SANTA CATALINA DE MOSSA TUMBES LOS ORGANOS MANCORA LA CRUZ ZORRITOS CALM. VILLAR CASITAS CORRALES SAN JACINTO TUMBES ZARUMILLA PAPAYAL SAN JUAN DE LA VIRGEN MATAPALO PAMPAS DE HOSPITAL ECUADOR MAPA DE AREA DE INFLUENCIA SIMBOLOGIA ELECTRICA LINEAS DE TRANSMISION 60 kv. LINEAS DE SUBTRANSMISION 33 kv. EL ALTO POLIGONALES DE CONCESION DE ENOSA LOBITOS TALARA PARIÑAS MARCAVELICA LANCONES SULLANA SUYO JILILI SICCHEZ PAIMAS MONTERO LAS LOMAS AYABACA LA BREA QUERECOTILLO VICHAYAL IGNACIO ESCUDERO SALITRAL SULLANA SAPILLICA LAGUNAS AYABACA TAMBOGRANDE COLAN FRIAS PACAIPAMPA EL CARMEN DE LA FRONTERA OCEANO PACIFICO PAITA PAITA LA HUACA VICE LA UNION MIGUEL CHECA LA ARENA BELLAVISTA DE LA UNION BERNAL PIURA PIURA CASTILLA CURA MORI EL TALLAN CATACAOS CHULUCANAS SANTO DOMINGO CHALACO MORROPON YAMANGO LALAQUIZ HUANCABAMBA BUENOS AIRES MORROPON LA MATANZA SALITRAL SAN JUAN DE BIGOTE CANCHAQUE SAN MIGUEL DE EL FAIQUE HUANCABAMBA HUARMACA SONDORILLO SONDOR CAJAMARCA SECHURA
ESTUDIO DE MERCADO Y PROYECCIÓN N DE DEMANDA 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 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 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. 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 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 10
INFORMACIÓN N UTILIZADA VENTAS DE ENERGÍA POR AÑO DE ENOSA (MWh) AÑO MERCADO REGULADO MERCADO LIBRE A NIVEL EMPRESA AT MT BT TOTAL MAT AT MT TOTAL MAT AT MT BT TOTAL 1994 0 37 702 186 393 224 095 0 0 33 751 33 751 0 0 71 453 186 393 257 846 1995 0 50 006 184 839 234 845 0 0 31 211 31 211 0 0 81 217 184 839 266 056 1996 0 64 285 173 688 237 973 0 0 29 365 29 365 0 0 93 650 173 688 267 338 1997 0 86 703 176 148 262 851 0 0 27 721 27 721 0 0 114 424 176 148 290 572 1998 0 106 274 171 718 277 992 0 0 17 283 17 283 0 0 123 557 171 718 295 275 1999 0 134 550 181 833 316 383 0 0 22 449 22 449 0 0 156 999 181 833 338 832 2000 0 158 450 187 214 345 664 0 0 21 102 21 102 0 0 179 552 187 214 366 766 2001 0 185 265 190 844 376 109 0 0 11 797 11 797 0 0 197 062 190 844 387 906 2002 0 191 978 205 718 397 696 0 0 22 096 22 096 0 0 214 074 205 718 419 792 2003 0 197 810 215 225 413 035 0 0 25 036 25 036 0 0 222 846 215 225 438 071 2004 0 229 819 231 379 461 198 0 0 27 483 27 483 0 0 257 302 231 379 488 681 2005 63 270 437 250 920 521 420 0 0 4 902 4 902 0 63 275 339 250 920 526 322 2006 715 319 106 277 501 597 322 0 0 4 649 4 649 0 715 323 756 277 501 601 971 2007 4 226 343 996 306 787 655 010 0 0 5 098 5 098 0 4 226 349 094 306 787 660 107 11
NÚMERO CLIENTES POR AÑO DE ENOSA S.A PRECIO MEDIO (ctm S/./kWh) AÑO MERCADO REGULADO MERCADO LIBRE POR NIVEL DE TENSIÓN AT MT BT TOTAL AT MT BT TOTAL AT MT BT TOTAL 1994 0 129 132 059 132 188 0 3 0 3 0 132 132 059 132 191 24.80 1995 0 187 144 056 144 243 0 2 0 2 0 189 144 056 144 245 27.46 1996 0 223 146 979 147 202 0 2 0 2 0 225 146 979 147 204 29.81 1997 0 310 158 828 159 138 0 2 0 2 0 312 158 828 159 140 30.58 1998 0 379 161 306 161 685 0 2 0 2 0 381 161 306 161 687 25.62 1999 0 435 180 628 181 063 0 2 0 2 0 437 180 628 181 065 25.94 2000 0 526 190 705 191 231 0 2 0 2 0 528 190 705 191 233 28.48 2001 0 619 197 056 197 675 0 2 0 2 0 621 197 056 197 677 28.90 2002 0 664 211 971 212 635 0 3 0 3 0 667 211 971 212 638 27.85 2003 0 709 219 388 220 097 0 3 0 3 0 712 219 388 220 100 27.41 2004 0 752 227 998 228 750 0 3 0 3 0 755 227 998 228 753 27.30 2005 1 823 237 181 238 005 0 1 0 1 1 824 237 181 238 006 28.26 2006 3 884 265 339 266 226 0 1 0 1 3 885 265 339 266 227 27.48 2007 3 950 278 311 279 264 0 2 0 2 3 952 278 311 279 266 25.88 12
700 000 600 000 500 000 AT MT BT TOTAL VENTAS ANUALES DE ENERGÍA (MWh) - ENOSA S.A.A. MERCADO REGULADO 40 000 35 000 30 000 AT MT BT VENTAS ANUALES DE ENERGÍA (MWh) - ENOSA S.A.A. MERCADO LIBRE ENERGÍA (MWh) 400 000 300 000 200 000 ENERG ÍA (MWh) 25 000 20 000 15 000 10 000 TOTAL 100 000 5 000 0 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 AÑO Fuente: Anuarios Estadísticos del OSINERGMIN 0 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Fuente: Anuarios Estadísticos del OSINERGMIN AÑO 700 000 VENTAS ANUALES DE ENERGÍA (MWh) - ENOSA S.A.A. A NIVEL EMPRESA ENERGÍA (MWh) 600 000 500 000 400 000 300 000 200 000 AT MT BT TOTAL 100 000 0 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Fuente: Anuarios Estadísticos del OSINERGMIN AÑO 13
PBI PBI según departamento, 1991 2006 DEPARTAMENTO 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 200 Amazonas 787 770 817 709 749 771 817 830 915 Ancash 1 909 1 772 1 870 2 134 2 131 2 176 2 419 2 741 2 847 2 Apurimac 395 354 388 403 463 473 1 233 1 391 1 534 1 Arequipa 4 437 4 691 4 949 5 603 6 114 6 182 6 447 5 884 5 792 5 Ayacucho 617 555 608 716 761 756 1 310 1 498 1 398 1 Cajamarca 1 932 1 872 2 049 2 455 2 679 2 874 3 808 3 965 4 063 4 Cusco 2 274 2 298 2 436 2 746 2 951 3 006 3 646 3 662 3 737 4 Huancavelica 721 680 763 858 996 1 042 1 248 2 138 1 915 1 Huánuco 1 486 1 487 1 645 1 556 1 911 1 962 2 291 2 206 2 400 2 Ica 2 066 2 125 2 360 2 790 2 832 2 918 3 158 3 030 3 362 3 Junín 4 395 4 393 4 599 5 038 5 517 5 606 5 806 5 664 5 648 5 La Libertad 4 562 4 526 4 657 5 477 5 887 5 949 5 797 5 544 5 734 6 Lambayeque 3 789 3 880 3 989 4 760 5 141 5 144 5 075 4 585 4 852 4 Lima 35 969 35 649 36 959 42 548 47 072 47 856 50 265 49 543 48 946 50 Loreto 4 844 4 749 4 933 5 172 5 333 5 360 5 539 5 459 5 418 5 Madre de Dios 289 297 356 379 414 419 427 428 428 Moquegua 2 086 2 181 2 208 2 356 2 449 2 590 2 763 2 508 2 562 2 Pasco 1 242 1 224 1 296 1 321 1 521 1 779 1 799 1 907 1 975 1 Piura 4 640 4 635 4 929 5 365 5 554 6 050 5 762 5 408 5 765 5 Puno 1 650 1 619 1 752 2 009 2 090 2 151 2 634 3 346 3 411 3 San Martín 1 277 1 304 1 361 1 524 1 618 1 658 1 759 1 781 1 871 1 Tacna 1 089 1 120 1 098 1 161 1 266 1 368 1 430 1 363 1 373 1 Tumbes 496 445 504 550 595 609 630 583 591 Ucayali 787 775 850 938 993 1 008 1 047 1 020 1 051 1 Fuente APOYO PBI Proyectado al 2007 considerando la ultima Tasa de Crecimiento 3,60% 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Piura 4 640 4 635 4 929 5 365 5 554 6 050 5 762 5 408 5 765 5 722 5 630 5 756 5 887 6 092 6 328 6 555 6 791 Tumbes 496 445 504 550 595 609 630 583 591 556 554 570 585 597 610 626 649 TOTAL 5 136 5 080 5 433 5 915 6 149 6 659 6 392 5 991 6 356 6 278 6 184 6 326 6 472 6 689 6 938 7 181 7 440 Fuente APOYO 14
MAGNITUD Y CRECIMIENTO POBLACIONAL Población total proyectada por departamentos 2005-2020 DEPARTAMENTOS 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Amazonas 411 298 416 145 420 836 425 351 429 664 433 807 437 819 441 681 445 377 Áncash 1 083 235 1 082 280 1 082 184 1 082 966 1 084 641 1 086 761 1 088 862 1 090 928 1 092 938 Apurímac 437 434 438 453 439 520 440 611 441 703 442 811 443 952 445 108 446 256 Arequipa 1 183 133 1 196 191 1 210 410 1 225 792 1 242 340 1 259 606 1 277 126 1 294 875 1 312 834 Ayacucho 659 433 669 120 678 879 688 665 698 437 708 205 717 987 727 757 737 484 Cajamarca 1 415 234 1 420 212 1 425 077 1 429 778 1 434 268 1 438 588 1 442 779 1 446 797 1 450 585 Cusco 1 214 501 1 222 051 1 229 672 1 237 321 1 244 957 1 252 583 1 260 198 1 267 757 1 275 217 Huancavelica 467 480 472 072 476 357 480 325 483 963 487 387 490 715 493 938 497 039 Huánuco 765 514 770 720 775 696 780 411 784 837 789 071 793 208 797 223 801 085 Ica 700 937 707 828 715 146 722 890 731 061 739 473 747 933 756 430 764 950 Junín 1 183 069 1 185 573 1 188 427 1 191 620 1 195 141 1 198 790 1 202 356 1 205 810 1 209 117 LaLibertad 1 601 142 1 609 443 1 619 543 1 631 479 1 645 288 1 660 187 1 675 367 1 690 808 1 706 491 Lambayeque 1 129 836 1 139 537 1 149 881 1 160 867 1 172 493 1 184 494 1 196 594 1 208 776 1 221 019 Lima 8 184 427 8 239 739 8 307 888 8 389 138 8 483 771 8 585 935 8 689 597 8 794 694 8 901 206 Loreto 930 644 947 452 964 195 980 829 997 300 1 013 656 1 029 951 1 046 139 1 062 173 MadredeDios 103 729 106 036 108 413 110 857 113 366 115 885 118 361 120 788 123 159 Moquegua 166 041 168 324 170 708 173 190 175 772 178 408 181 060 183 723 186 395 Pasco 277 583 281 037 284 522 288 029 291 551 295 092 298 661 302 249 305 847 Piura 1 695 736 1 714 284 1 733 057 1 752 026 1 771 162 1 790 366 1 809 534 1 828 625 1 847 591 Prov.Const.delCallao 843 395 848 678 855 465 863 793 873 697 884 492 895 475 906 647 918 010 Puno 1 299 174 1 311 190 1 324 194 1 338 163 1 353 071 1 368 425 1 383 723 1 398 916 1 413 951 SanMartín 703 261 712 487 721 755 731 044 740 327 749 591 758 829 768 018 777 136 Tacna 291 181 296 158 301 314 306 645 312 149 317 759 323 406 329 083 334 783 Tumbes 204 098 207 204 210 355 213 548 216 780 220 039 223 311 226 592 229 877 Ucayali 425 649 433 218 440 810 448 409 455 997 463 578 471 161 478 729 486 263 TOTAL 27 377 164 27 595 432 27 834 304 28 093 747 28 373 736 28 664 989 28 957 965 29 252 091 29 546 783 Fuente: Instituto Nacional de Estadística e Informática INEI (Dic 2006) 15
400 000 NUMERO DE CLIENTES A NIVEL EMPRESA 1994-2007 PRECIO MEDIO(Ctm S/./kW.h) 350 000 35,00 30,00 300 000 25,00 N CLIENTES 250 000 200 000 20,00 15,00 10,00 PRECIO MEDIO(Ctm S/./kW.h) 150 000 5,00 100 000 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 AÑOS 0,00 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 16
PROYECCIÓN N DE LAS VENTAS DE ENERGÍA DESCRIPCIÓN VENTAS (PBI+PRECIO+PO BL.) VENTAS (PBI+PRECIO) RESUMEN DEL MÉTODO ECONOMÉTRICO A NIVEL (BT+MT) DATA HISTÓRICA 1994-2007 VENTAS (PBI+POB.) VENTAS (PBI) VENTAS (PRECIO) VENTAS (PBI+CLI+POB.) VENTAS (PBI+CLI.) Valor Inicial (GWh) 1994 233,74 295,49 205,39 253,15 427,99 209,43 223,88 217,60 220,31 Valor Final (GWh) 2007 641,56 670,32 620,52 637,37 417,03 586,96 647,45 639,45 627,59 VENTAS (POB.) VENTAS (CLI.) Tasa de Crecimiento Prom. (1994-2007) 8,08% 6,50% 8,88% 7,36% -0,20% 8,25% 8,51% 8,65% 8,39% R 2 0,9788 0,7915 0,9631 0,7482 0,0164 0,9344 0,9866 0,9846 0,9783 Tasa de Crecimiento Prom. (2007-2027) - PBI 4,38% 5,78% 4,32% 5,89% 0,00% 3,17% 6,51% 5,96% 5,85% ESPERADO EVALUACION MODELO ACEPTADO NO ACEPTADO ACEPTADO NO ACEPTADO NO ACEPTADO ACEPTADO ACEPTADO ACEPTADO ACEPTADO 17
RESUMEN DEL MÉTODO TENDENCIA - A NIVEL (BT+MT) DATA HISTÓRICA 1994-2007 DESCRIPCIÓN EXPONENCIAL POLINÓMICA LOGARÍTMICA LINEAL POTENCIAL Tasa de Crecimiento Prom. (1994-2007) 7,64% 7,31% 11,10% 8,50% 7,76% R 2 0,9828 0,9941 0,7081 0,9380 0,8143 Tasa de Crecimiento Prom. (2007-2027) 7,64% 7,18% 1,08% 3,54% 1,60% EVALUACION MODELO ACEPTADO ACEPTADO NO ACEPTADO ACEPTADO NO ACEPTADO 18
AJUSTES Y RESULTADOS FINALES POR ESCENARIO TASAS PROMEDIOS DE PROYECCIÓN POR MODELO Modelos Aceptados Tasas Crecimiento Conservador (< 2do Cuartil) ESCENARIOS Esperado (Todos) Optimista (> 3er Cuartil) VENTAS (PBI+CLI+POB.) 6,51% 6,51% VENTAS (PBI+CLI.) 5,96% 5,96% VENTAS (PBI+POB.) 4,32% 4,32% 4,32% VENTAS (PBI) VENTAS ECONOMÉTRICOS (CLI.) 5,85% 5,85% VENTAS (POB.) 3,17% 3,17% 3,17% VENTAS (PBI+PRECIO+P 4,38% 4,38% 4,38% OBL.) VENTAS (PBI+PRECIO) VENTAS (PRECIO) EXPONENCIAL 7,64% 7,64% 7,64% POLINÓMICA 7,18% 7,18% 7,18% TENDENCIA LOGARÍTMICA LINEAL 3,54% 3,54% 3,54% POTENCIAL TASA PROMEDIO 3,85% 5,40% 7,41% 19
PROYECCIÓN VENTAS DE ENERGÍA (GWh) TOTAL BT + MT (ESCENARIO DEL PBI ESPERADO) 3 000 ENERGÍA (GWh) 2 500 2 000 1 500 1 000 ESC. ESPERADO ESC. CONSERVADOR ESC. OPTIMISTA 500 0 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 AÑOS 20
PROYECCIÓN N DE LA MÁXIMA 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 2007. Estos factores se han mantenido constantes a lo largo del horizonte de proyección. 21
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 22
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 23
SISTEMA SET FACTOR FACTOR FAC. DE DE CARGA DE COINC. COINC. S.E. PIURA CENTRO (SEPC) 0,6397 0,9878 0,9227 PIURA S.E. COSCOMBA 0,4198 0,8976 0,7637 S.E. CASTILLA 0,4322 0,57409 0,3863 S.E. SULLANA 0,5302 0,8812 0,8229 SULLANA-EL ARENAL-PAITA S.E. PAITA 0,5613 0,8236 0,7374 S.E. EL ARENAL 0,5877 0,45818 0,4946 S.E. TIERRA COLORADA 0,4526 0,9401 0,5055 TALARA CELDAS PUNTA MALACAS 0,5382 1 1 S.E. TUMBES 0,62 0,9047 0,9206 S.E. ZARUMILLA 0,4698 0,9455 0,872 SET CORRALES 0,3941 0,6573 0,6622 TUMBES S.E. NAUTILIUS 0,4239 0,45 0,5402 S.E. CALETA LA CRUZ 0,5789 0,74 0,698 S.E. MANCORA 0,4391 0,8899 0,7084 S.E. PUERTO PIZARRO 0,3506 0,5794 0,3448 SET TUMBES1 0,62 0,87 0,85 S.E. SECHURA 0,3557 0,8829 0,3438 BAJO PIURA S.E. LA UNION 0,4956 0,8869 0,7417 S.E. CONSTANTE 0,18863 0,878 0,855 CHULUCANAS S.E. CHULUCANAS 0,3473 1 1 C.H. MARIA AUXILIADORA DEL QUIR 0,38 0,975 0,93 TUMBES RURAL S.E. ZORRITOS 0,3989 0,9536 0,4119 FRONTERA S.E. ECUADOR 0,29 0,87 0,85 S.E. ECUADOR 02 0,29 0,87 0,85 MANCORA S.E. MANCORA 0,4391 0,8899 0,7084 ZARUMILLA RURAL S.E. ZARUMILLA 0,4698 0,935 0,872 C.H. EL NOGAL (CHALACO) 0,4 0,935 0,89 SANTO DOMINGO-CHALACO I Y II SET MORROPON 0,401 1 1 C.T. SANTO DOMINGO 0,4 0,935 0,89 HUANCABAMBA-HUARMACA SET LOMA LARGA 0,1518 1 1 C.T. HUANCABAMBA 0,48 0,935 0,87 SULLANA II Y III S.E. POECHOS 0,4843 1 1 24
PROYECCIÓN DE LA MAXIMA DEMANDA COINCIDENTE (MW) EN BARRA, POR SET Y SISTEMAS ELECTRICOS (PERIODO 2007-2027) SISTEMA SET BARRA AÑOS 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2018 2025 2027 MT 28,38 30,38 32,46 34,61 36,76 38,98 41,27 53,74 74,15 80,64 S.E. PIURA CENTRO (SEPC) AT 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL 28,38 30,38 32,46 34,61 36,76 38,98 41,27 53,74 74,15 80,64 MT 4,28 4,59 4,92 5,25 5,58 5,93 6,28 8,20 11,36 12,37 S.E. COSCOMBA AT 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 PIURA TOTAL 4,28 4,59 4,92 5,25 5,58 5,93 6,28 8,20 11,36 12,37 MT 10,25 10,94 11,65 12,39 13,13 13,90 14,70 19,02 26,06 28,28 S.E. CASTILLA AT 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL 10,25 10,94 11,65 12,39 13,13 13,90 14,70 19,02 26,06 28,28 MT 42,92 45,92 49,03 52,25 55,48 58,81 62,25 80,97 111,57 121,28 TOTAL PIURA AT 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL 42,92 45,92 49,03 52,25 55,48 58,81 62,25 80,97 111,57 121,28 MT 20,20 21,57 23,00 24,47 25,93 27,43 28,98 37,48 51,72 56,37 S.E. SULLANA AT 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL 20,20 21,57 23,00 24,47 25,93 27,43 28,98 37,48 51,72 56,37 MT 11,16 11,95 12,77 13,60 14,38 15,18 15,99 20,24 26,84 28,90 S.E. PAITA AT 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL 11,16 11,95 12,77 13,60 14,38 15,18 15,99 20,24 26,84 28,90 MT 4,73 5,06 5,40 5,76 6,09 6,43 6,77 8,60 11,45 12,34 SULLANA-EL S.E. EL ARENAL AT 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 ARENAL-PAITA TOTAL 4,73 5,06 5,40 5,76 6,09 6,43 6,77 8,60 11,45 12,34 MT 16,82 18,03 19,27 20,52 21,70 22,89 24,09 30,36 39,89 42,81 S.E. TIERRA COLORADA AT 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL 16,82 18,03 19,27 20,52 21,70 22,89 24,09 30,36 39,89 42,81 MT 52,90 56,62 60,44 64,34 68,09 71,93 75,84 96,68 129,91 140,42 TOTAL SULLANA-EL ARENAL-PAITA AT 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL 52,90 56,62 60,44 64,34 68,09 71,93 75,84 96,68 129,91 140,42 MT 8,85 9,41 9,99 10,59 11,21 11,84 12,50 16,16 22,50 24,62 CELDAS PUNTA MALACAS AT 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 TALARA TOTAL 8,85 9,41 9,99 10,59 11,21 11,84 12,50 16,16 22,50 24,62 MT 8,85 9,41 9,99 10,59 11,21 11,84 12,50 16,16 22,50 24,62 TOTAL TALARA AT 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL 8,85 9,41 9,99 10,59 11,21 11,84 12,50 16,16 22,50 24,62 25
RESUMEN DE CARGAS ESPECIALES POR SET EN (MW) Y MT SISTEMA SET AÑOS 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2022 2027 PIURA S.E. PIURA CENTRO (SEPC) 1,10 5,30 0,70 0,50 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL SISTEMA PIURA 1,10 5,30 0,70 0,50 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 S.E. SULLANA 0,00 0,20 0,10 2,20 3,00 10,50 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 SULLANA-EL ARENAL- S.E. PAITA 0,00 0,00 1,00 1,35 1,30 1,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 PAITA S.E. EL ARENAL 0,00 0,00 0,00 17,49-1,20 2,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,06 0,06 S.E. TIERRA COLORADA 4,00 3,50 2,20 0,00 0,00 1,75 0,00 0,00 1,00 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL SIST. SULL.-EL ARENAL-PAITA 4,00 3,70 3,30 21,04 3,10 15,30 0,05 0,05 1,05 0,05 0,05 0,06 0,06 TUMBES S.E. TUMBES 0,00 0,00 0,50 0,50 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2,00 0,00 0,00 SET ZARUMILLA 1,00 1,40 1,80 1,00 1,00 1,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4,40 0,00 0,00 TOTAL SISTEMA TUMBES 1,00 1,40 2,30 1,50 1,00 1,00 0,00 0,00 0,00 0,00 6,40 0,00 0,00 MANCORA S.E. MANCORA 0,00 0,00 1,00 1,50 1,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL SISTEMA MANCORA 0,00 0,00 1,00 1,50 1,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 TUMBES RURAL S.E. ZORRITOS 0,30 1,25 0,95 1,00 1,00 0,00 1,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL SISTEMA TUMBES RURAL 0,30 1,25 0,95 1,00 1,00 0,00 1,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL CARGAS ESPECIALES ENOSA 6,40 11,65 8,25 25,54 6,10 16,30 1,05 0,05 1,05 0,05 6,45 0,06 0,06 26
CALCULO DE LAS POTENCIAS ACTIVA Y REACTIVA COINCIDENTES CON EL SEIN EN BARRA PROYECCIÓN DE LA MAXIMA DEMANDA COINCIDENTE (MVA) EN BARRA, POR SET Y SISTEMAS ELECTRICOS (PERIODO 2007-2027) SISTEMA SET BARRA 2007 2008 2015 2027 MW MWAR MW MWAR MW MWAR MW MWAR MT 0,08 0,03 0,08 0,03 0,08 0,03 0,08 0,03 C.H. EL NOGAL (CHALACO) AT 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL 0,08 0,03 0,08 0,03 0,08 0,03 0,08 0,03 MT 0,19 0,06 0,19 0,06 0,19 0,06 0,19 0,06 SET MORROPON AT 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 SANTO DOMINGO- TOTAL 0,19 0,06 0,19 0,06 0,19 0,06 0,19 0,06 CHALACO I Y II MT 0,05 0,02 0,05 0,02 0,05 0,02 0,05 0,02 C.T. SANTO DOMINGO AT 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL 0,05 0,02 0,05 0,02 0,05 0,02 0,05 0,02 MT 0,32 0,11 0,32 0,11 0,32 0,11 0,32 0,11 TOTAL SANTO DOMINGO-CHALACO AT 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 I Y II TOTAL 0,32 0,11 0,32 0,11 0,32 0,11 0,32 0,11 MT 0,99 0,32 0,99 0,32 0,99 0,32 0,99 0,32 SET LOMA LARGA AT 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL 0,99 0,32 0,99 0,32 0,99 0,32 0,99 0,32 MT 0,35 0,12 0,35 0,12 0,35 0,12 0,35 0,12 HUANCABAMBA- C.T. HUANCABAMBA AT 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 HUARMACA TOTAL 0,35 0,12 0,35 0,12 0,35 0,12 0,35 0,12 MT 1,34 0,44 1,34 0,44 1,34 0,44 1,34 0,44 TOTAL HUANCABAMBA-HUARMACA AT 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL 1,34 0,44 1,34 0,44 1,34 0,44 1,34 0,44 MT 1,04 0,34 1,04 0,34 1,04 0,34 1,04 0,34 S.E. POECHOS AT 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 SULLANA II Y III TOTAL 1,04 0,34 1,04 0,34 1,04 0,34 1,04 0,34 MT 1,04 0,34 1,04 0,34 1,04 0,34 1,04 0,34 TOTAL SULLANA II Y III AT 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL 1,04 0,34 1,04 0,34 1,04 0,34 1,04 0,34 MT 118,35 38,90 126,94 41,72 194,11 63,80 348,87 114,67 TOTAL ENOSA AT 0,59 0,19 0,59 0,19 0,59 0,19 0,59 0,19 TOTAL 118,94 39,09 127,53 41,92 194,69 63,99 349,46 114,86 27
ELABORACIÓN N DE MAPA DE DENSIDADES DE CARGA 28
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DETERMINACIÓN N DEL SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR 31
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. 32
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. 33
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. 34
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. 35
Proceso de planteamiento de alternativas para el planeamiento a largo plazo 36
Nuevos Transformadores de Potencia a Adicionar ITEM SET MVA kv AÑO INGRESO 1 25 60/10 2016 2 Piura Centro 50 60/10 2025 3 6 60/22.9 2009 4 Zona Industrial Paita (Nueva) 15 60/22.9 2017 5 Sullana 30 60/10 2010 6 Sullana Oeste (Nueva) 20 60/10 2018 7 El Arenal 30 60/13.8 2010 8 Tierra Colorada 25 60/10.5 2009 9 Corrales 7 33/10 2009 10 Puerto Pizarro 9 60/22.9 2010 11 Los Cerezos 2 33/10 2009 12 Zorritos 7 33/22.9 2010 13 Chulucanas 45/35/15 60/22.9/10 2009 14 Máncora 5 60/22.9 2023 15 Zarumilla 7 60/22.9 2014 16 Morropón 5 60/22.9 2024 17 SET MAT/MT 43 220/60/22.9 2019 37
EVALUACIÓN N DE FLUJO DE CARGA DEL SISTEMA ELÉCTRICO Premisas y Criterios considerados La evaluación del sistema eléctrico de transmisión de S.A.,se ha efectuado teniendo en consideración la proyección de la demanda del sistema hasta el año 2027. 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 WinFlu. 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. 38
EQUIPAMIENTO PROGRESIVO EN LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS El equipamiento progresivo del sistema para atender la demanda proyectada, se ha determinado con las evaluaciones de flujo de carga del sistema de transmisión de ENOSA. Será necesaria la adición de los siguientes refuerzos en líneas de transmisión: En el año 2009, segunda terna en la línea SET Piura Oeste Piura Centro, en 60 kv, Cu 70 mm2. La capacidad MVA de la línea queda finalmente en 2x36 MVA En el año 2012, cambio de conductor en la línea SET Paita Tierra Colorada, en 60 kv, reemplazo de Cu 50 mm2 hacia AAAC 240 mm2. La capacidad MVA de la línea queda finalmente en 57 MVA. 39
CÁLCULO DE PEAJES Y FÓRMULAS F DE ACTUALIZACIÓN 40
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 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, según 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. 41
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). 42
FÓRMULAS DE ACTUALIZACIÓN N DE LOS CMA, PEAJES Y COMPENSACIONES Para cada Área de Demanda se definirá una fórmula de actualización para los SSTD y otra para los demás tipos de sistemas asignados a la misma Área de Demanda. Las fórmulas de actualización se determinan sobre la base de los porcentajes de participación en el CMA de los recursos provenientes del extranjero (moneda extranjera), los recursos de procedencia local (moneda nacional), los costos del Aluminio y los costos del Cobre. A partir de las fórmulas de actualización se determina el Factor de Actualización (FA), los cuales se aplican a los valores fijados en cada Resolución de acuerdo con las condiciones de aplicación señaladas en la misma. La fórmula para determinar el FA es la siguiente: 43
RESULTADOS OBTENIDOS OSINERGMIN F-514 COSTOS ANUALES US$ SISTEMA ELECTRICO A REMUNERAR: SER VP 2009 2010 2011 2012 2013 TITULAR 1 T1 TRANSPORTE MAT Costo de inversión CI 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Anualidad del CI 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 COYM 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Costo Medio Anual CMA 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 - IT total TRANSFORMACION MAT/AT Costo de inversión CI 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Anualidad del CI 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 COYM 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Costo Medio Anual CMA 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 - IT total TRANSPORTE AT Costo de inversión CI 653.086,54 731.456,93 819.231,76 963.435,87 1.079.048,17 Anualidad del CI 383.404,33 81.076,55 90.805,74 101.702,43 119.604,45 133.956,99 COYM 102.534,63 21 682,47 24 284,37 27 198,49 31 986,07 35 824,40 Costo Medio Anual CMA 485.938,96 102 759,03 115 090,11 128 900,92 151 590,52 169 781,39 - IT total TRANSFORMACION AT/MT Costo de inversión CI 5.070.369,64 7.834.929,35 8.980.258,19 10.373.174,41 11.617.955,33 Anualidad del CI 3.912.778,69 629.454,23 972.656,79 1.114.842,10 1.287.763,81 1.442.295,47 COYM 1.065.649,39 171 159,57 264 115,29 303 419,72 351 527,17 393 710,43 Costo Medio Anual CMA 4.978.428,08 800 613,80 1 236 772,08 1 418 261,82 1 639 290,98 1 836 005,90 - IT total 5 723 456,19 8 566 386,28 9 799 489,95 11 336 610,27 12 697 003,51 2 842 930,09 1 233 103,67 1 537 120,33 1 360 393,23 44
OSINERGMIN F-515 PEAJE (PU) POR NIVEL DE TENSION AREA DE DEMANDA: Tipo de Cambio 2,851 S/. / US$ TITULAR 1 VP CI VP COyM -VP IT PEAJE ANUAL VP ENERGIA PU PU ACUMUL. Mil S/. Mil S/ Mil S/ Mil S/ MWh ctmss/./kwh ctmss/./kwh Transporte MAT 0,00 0,00 0,00 Transformación MAT/AT 0,00 0,00 0,00 Transporte AT Transformación AT/MT 3 279 143,01 0,0000 0,0000 3 279 143,01 0,0000 0,0000 1 093,09 292,33 20 057,06 3 279 143,01 0,6117 0,6117 11 155,33 3 038,17 33 830,52 3 263 084,62 1,0368 1,6484 45