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PROPUESTA DE PEAJES Y COMPENSACIONES PARA LOS SISTEMAS

SECUNDARIOS DE TRANSMISIÓN DE RED DE ENERGÍA DEL PERÚ

MAYO 2013 – ABRIL 2017

Audiencia Pública del Proceso de Fijación de Tarifas y Compensaciones de los Sistemas Secundarios y Complementarios de Transmisión

Noviembre 2012, Perú1


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CONTENIDO

Marco Legal General

Marco Legal del Contrato de Concesión de REP

Descripción de las Instalaciones de REP

Proyección de la Demanda

Determinación del Sistema Eléctrico a Remunerar (SER)

Determinación del Costo Medio Anual E Ingreso Tarifario

Compensaciones y Peajes

Conclusiones

2PROPUESTA DE PEAJES Y COMPENSACIONES PARA LOS SST DE REP 2013-2017


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MARCO LEGAL GENERAL


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MARCO LEGAL GENERAL

LEY DE CONCESIONES ELÉCTRICAS

REGLAMENTO DE LA LEY DE CONCESIONES ELÉCTRICAS

RESOLUCIÓN OSINERGMIN N° 050-2011-OS/CD

Norma “Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión”.


Norma “Procedimiento de Altas y Bajas en Sistemas de Transmisión”.


Actualización de la Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión con Costos 2011.


Porcentajes para Determinar el Costo Anual Estándar de Operación y Mantenimiento de las Instalaciones de Transmisión.


Norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados”.



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MARCO LEGAL DEL CONTRATO DE CONCESIÓN DE REP


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MARCO LEGAL DEL CONTRATO DE CONCESIÓN DE REP

Los ingresos totales por la explotación de las instalaciones de transmisión que se encuentran comprendidas dentro del marco del Contrato de Concesión de REP están establecidos por la Remuneración Anual definida en dicho contrato.

De acuerdo al Contrato de Concesión, las instalaciones existentes y futuras se encuentran clasificadas en: Sistema Principal de Transmisión (SPT) y Sistema Secundario de Transmisión (SST).

Para fines de recaudación de la Remuneración Anual, se divide dicha remuneración en dos conceptos:

Compensaciones facturadas a los titulares de Generación (SST Generación y SST Generación/Demanda, parte asignada a la generación).

Peaje e Ingreso Tarifario asignado a la Demanda (SPT, SST Demanda y SST Generación/Demanda, parte asignada a la demanda)

Asimismo, el Contrato de Concesión establece que para fines de determinación de las Compensaciones, Peajes e Ingresos Tarifarios a recaudar por la Remuneración Anual se aplicarán los criterios establecidos en la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento. La recaudación de dichos conceptos no deberá exceder la Remuneración Anual establecida.



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DESCRIPCIÓN DE LAS INSTALACIONES DE REP


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Las instalaciones del Sistema de Transmisión de REP se encuentran ubicadas en 19 departamentos del Perú, están conformadas por 45 subestaciones, 2,386 MVA de capacidad de transformación y 6,044 kilómetros de circuitos de transmisión en los niveles de tensión de 220 kV, 138 kV y 60 kV.

Las instalaciones de concesión de REP se clasifican en:

Sistema Principal de Transmisión (SPT), y

Sistema Secundario de Transmisión (SST).



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Las instalaciones del Sistema Secundario de Transmisión de la concesión de REP están clasificadas en tres tipos:


1. Generación- SST Mantaro – Lima- SST Chilca – San Juan- SST en la S.E. Chiclayo Oeste- SST en la S.E. Chimbote- SST en la S.E. Santa Rosa- SST en la S.E. Ventanilla- SST en la S.E. Quencoro- SST Azángaro – Juliaca – Puno- SST Quencoro – Tintaya- SST Toquepala - Aricota

3. Demanda- Conformado por el resto de

instalaciones del SST ubicadas en las áreas de demanda definidas por OSINERGMIN.

2. Generación/Demanda- Sistema Generación/Demanda de

REP- SST en S.E. Paramonga Nueva- SST Zapallal – Paramonga Nueva –

Chimbote- SST Piura Oeste – Chiclayo Oeste

(2do circuito).- SST Chiclayo Oeste – Guadalupe

– Trujillo Norte (2do circuito).- SST en S.E. Ayaviri- SST en S.E. Huacho- SST en S.E. Pariñas- SST en S.E. Reque


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PROYECCIÓN DE LA DEMANDA


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1. Proyección de la Demanda para Instalaciones de Demanda (SSTD)

Se utilizaron los resultados del Procedimiento para la aprobación del Plan de Inversiones en Transmisión del periodo 2013 – 2017.

A partir de la proyección de la demanda de las áreas de demanda 1 a 14, se procedió a realizar la proyección de la demanda del área 15.



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2. Proyección de la Demanda para Instalaciones de Generación y Generación/Demanda (SSTG y SSTGD)

El periodo de proyección es de cuatro años.

Se utilizó información correspondiente a la capacidad de las centrales de generación existentes.

Se consideraron los proyectos de generación contenidos en el Plan de Obras de Generación del Proceso de Regulación de Precios en Barra 2012-2013.

Se complementó esta información con los Proyectos de Generación del Plan de Transmisión 2013 – 2022.



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DETERMINACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR (SER)


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1. Criterios Generales

Para los SST de demanda existentes al 23 de julio de 2006, el SER está constituido por las instalaciones existentes a esa fecha menos las que se den de baja.

Para los SST de Generación y Generación/Demanda, el SER está conformado por el Sistema Económicamente Adaptado (SEA).

Asimismo, se han considerado los Proyectos de Ampliación de REP incluidos en el proceso regulatorio anterior así como las nuevas ampliaciones a entrar en operación en el nuevo periodo



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AMPLIACIÓN N° 6:Descripción: Instalación del segundo circuito de la L.T. Chiclayo Oeste – Piura Oeste y ampliación de las subestaciones asociadas.Puesta en Operación Comercial: 18/08/2011

PIURA OESTE CHICLAYO OESTE

LA NIÑA

220 kV 220 kV220 kV

L-2238 (221 km)

L-2241 (110 km) L-2239 (111 km)

Ampliación 6

InstalacionesConcesión Original

Repotenciación

Sistema G/Dexistente

Asignación: G (5.90%), D (94.10%)


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AMPLIACIÓN N° 7:Descripción: Adecuación Integral de las Subestaciones Chavarría, San Juan, Santa Rosa, Ventanilla y Zapallal.Puesta en Operación Comercial: 26/02/2012

AMPLIACIÓN N° 8:Descripción: Ampliación de la capacidad de transmisión de 141 MVA a 180 MVA de las líneas en 220 kV Independencia – Ica (L-2209) e Ica – Marcona (L-2211).Puesta en Operación Comercial: 21/09/2011


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AMPLIACIÓN N° 9:Descripción: Segundo Circuito de la L.T. Chiclayo Oeste – Guadalupe – Trujillo y ampliación de subestaciones asociadas.Ampliación de la capacidad existente de la L.T. Chiclayo Oeste – Guadalupe Trujillo.Ampliación de las subestaciones Huacho, Chiclayo Oeste y Guadalupe.Puesta en Operación Comercial prevista: 14/10/2012


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AMPLIACIÓN N° 9:

CHICLAYO OESTE GUADALUPE

220 kV 220 kV

L-2236 (83.74 km)

L-2237 (83.74 km)

Ampliación 9


TRUJILLO NORTE

220 kV

L-2234 (103 km)

L-2235 (103 km)

60 kV

T13-261

10 kV

T17-261

50/50/25MVA

60 kV

T16-260

100/100/25MVA

T14-260

Repotenciación Repotenciación

SPT SPT

Asignación: G (38.85%), D (61.15%)

Asignación: G (19.86%), D (80.14%)

Asignación: G (3.36%), D (96.64%)

Área de demanda 2


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AMPLIACIÓN N° 9:

PARAMONGA

ZAPALLAL

HUACHO220 kV 220 kV

220 kV

L-2214 (164 km)

L-2213 (55.54 km) L-2212 (108.46 km)

Ampliación 9


NUEVA

Ampliación 2

T34-261T94-261

66 kV 66 kV

10 kV

50/50/17 MVA

Área de demanda 6

Asignación: G (100%), D (0%)

Asignación: G (93.29%), D (6.71%)


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AMPLIACIÓN N° 10:Descripción: Segunda Etapa de la Ampliación de la SE Independencia 60 kVPuesta en Operación Comercial: 15/03/2013

INDEPENDENCIA 220 kV

Ampliación 10


T4-261

60 kV

10 kVT3-261

A Electrodunas

Área de demanda 8


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AMPLIACIÓN N° 11:Descripción: Cambio de la configuración en 220 kV de barra simple a doble barra en la SE Pomacocha.Ampliación de la capacidad de transmisión de la L.T. Pachachaca – Pomacocha de 152 MVA a 250 MVA.Cambio de configuración en 138 kV de simple barra a doble barra en la SE Tintaya.Puesta en Operación Comercial: 15/01/2013


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AMPLIACIÓN N° 11:

138 kV

L-1008 (96.3 km)

Ampliación 11

InstalacionesConcesión Original PACHACHACA

POMACOCHA

L-2

226

(13

.46

km)QUENCORO

TINTAYA

L-1005/1 (87.5 km) L-1005/2 (101 km)

138 kV 138 kV138 kV

COMBAPATA

CALLALLI

220 kV

220 kV

Repotenciación

SST G/D existente

SST Quencoro – Tintaya existente

SST Mantaro – Lima existente


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AMPLIACIÓN N° 12:Descripción: Instalación de un transformador de potencia de 138/60/22.9 kV y 40/40/20 MVA de la SE Puno.Cambio de configuración de “T” a “PI” del sistema de barras en 138 kV de la SE Ayaviri, incluyendo 2 celdas en 138 kV para entrada y salida de la configuración “PI”. Puesta en Operación Comercial: 10/11/2013


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AMPLIACIÓN N° 12:

AZÄNGARO TINTAYA

AYAVIRI

138 kV 138 kV138 kV

L-1006/2 (42.2 km) L-1006/1 (82.5 km)

PUNO 138 kV

Ampliación 12


T68-162

60 kV

22.9 kVT53-162

40/40/20 MVA

Asignación: G (15.92%), D (84.08%)

Asignación: G (15.13%), D (84.87%)

Area de demanda 11


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AMPLIACIÓN N° 13:Descripción: Construcción de la Nueva SE Pariñas 220 kV.Instalación de Compensación Reactiva 1x20 MVAr de 60 kV en la SE Piura Oeste.Puesta en Operación Comercial: 15/02/2014

TALARA PIURA

PARIÑAS

138 kV

138 kV

138 kV

L-2248 (104 km)

Ampliación 13


60 kV

10 kV

Asignación: G (10.63%), D (89.37%)

Asignación: G (9.20%), D (90.80%)

Area de demanda 1


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AMPLIACIÓN N° 14:Descripción: Construcción de la Nueva Subestación Reque 220 kV y Ampliación de la Capacidad de Transformación de la Subestación Trujillo NortePuesta en Operación Comercial: 27/04/2014


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AMPLIACIÓN N° 14:

CHICLAYO OESTE GUADALUPE

220 kV 220 kV

L-2236 (83.74 km)

L-2237 (83.74 km)

Ampliación 9


TRUJILLO NORTE

220 kV

L-2234 (103 km)

L-2235 (103 km)

Repotenciación Repotenciación

138 kV

AT12-211

10 kV

100/100/20MVA

REQUE

Ampliación 14

AT31-211

10 kV

22.9 kV

SPT SPT

Asignación: G (0.85%), D (99.15%)

Asignación: G (0.93%), D (99.07%)

Área de demanda 3


28

DETERMINACIÓN DEL COSTO MEDIO ANUAL E INGRESO TARIFARIO


29


1. SST Generación y SST Generación / Demanda

El Costo Medio Anual (CMA) se ha determinado como la suma de la anualidad de la inversión (@CI) y los costos de operación y mantenimiento (COyM), considerando una vida útil de 30 años y una tasa de actualización del 12% anual.

El valor de la inversión se ha calculado en base a los Módulos Estándares de Inversión aprobados por la Resolución OSINERGMIN N° 050-2012-OS/CD.

El COyM se ha calculado en base a los porcentajes establecidos por OSINERGMIN mediante Resolución OSINERGMIN N° 635-2007-OS/CD.



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1. SST Demanda

Para las instalaciones del SST de REP existentes al 23 de julio de 2006 se mantienen los costos medios anuales calculados en el anterior proceso regulatorio.

Para las instalaciones del SST con fecha de operación comercial posterior al 23 de julio de 2006, el costo medio anual se ha calculado utilizando los módulos estándares de inversión y los porcentajes de COyM establecidos por OSINERGMIN.

Se calculó el ingreso tarifario para las instalaciones MAT y MAT/MAT asignados total o parcialmente a la demanda, que se encuentren directamente conectadas entre dos barras para las cuales se han fijado los precios en barra.



31

COMPENSACIONES Y PEAJES


32


1. SST Generación y SST Generación/Demanda Las compensaciones mensuales se calculan mediante la siguiente expresión:

α : Tasa de actualización anual (12%)

β: Tasa de actualización mensual = (1+ α)1/12 -1 Para el caso de los SST Generación/Demanda, se mantienen los porcentajes de

asignación entre la generación y demanda, en los casos en que éstos ya hayan sido establecidos por OSINERGMIN.

Para el caso de las demás instalaciones se ha procedido a calcular la asignación entre la generación y la demanda.



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2. SST Demanda Para cada área de demanda, el CMA se recupera a través del peaje unitario para

cada nivel de tensión:

El peaje del área 15 se determina como la porción del costo medio anual de las instalaciones del SST Generación/Demanda asignada a la demanda.



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3. Resultados


Área de Demanda Titular MAT AT MT

1 REP 0.0366 0.1715 0.1720

2 REP - 0.1301 0.1316

3 REP 0.0050 0.0620 0.0660

5 REP 0.0056 0.0281 0.0329

6 REP 0.0002 0.0135 0.0135

6 REP_ADICRAG - 0.0041 0.0041

7 REP - 0.0029 0.0029

8 REP - 0.1365 0.1365

8 REP_ADICRAG 0.2407 0.3655 0.3666

9 REP 0.0045 0.0059 0.0182

10 REP 0.0280 0.1242 0.1507

11 REP 0.0082 0.5373 0.5596

15 REP 0.0735 0.0762 0.0762

Peaje Unitario Acumulado por Nivel de Tensión (ctm. Sol / kWh)


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3. Resultados


SistemaCompensación Mensual

(S/.)

Sistema Generación / Demanda 1,489,566

SST en la SE Santa Rosa 52,627

SST asociado a Zapallal-Paramonga Nueva-Chimbote 1 137,258

SST Ayaviri 4,373

SST Azángaro - Juliaca - Puno 401,546

SST Chiclayo Oeste - Guadalupe - Trujillo Norte 110,868

SST Chilca - San Juan 456,101

SST en la SE Chiclayo Oeste 19,722

SST en la SE Chimbote 1 181,582

SST en la SE Pariñas 5,400

SST en la SE Quencoro 16,412

SST en la SE Ventanilla 14,251

SST en SE Paramonga Nueva 56,140

SST Huacho 41,156

SST Linea Quencoro - Tintaya 548,744

SST Mantaro - Lima 8,278,791

SST Piura Oeste - Chiclayo Oeste 12,132

SST Reque 1,089

SST Toquepala - Aricota 109,055


36

CONCLUSIONES


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CONCLUSIONES

La propuesta de REP únicamente se ha realizado con el fin de adaptar el cálculo de las compensaciones, peajes e ingresos tarifarios dentro del marco de las nuevas normas vigentes, pero ello no modifica la Remuneración Anual establecida para REP en su Contrato de Concesión, que fija el limite de los ingresos que la concesionaria debe percibir por la explotación de las instalaciones que se encuentren dentro del marco del contrato.

La recaudación de las compensaciones, peajes e ingresos tarifarios que se apliquen en la práctica serán definidas por el OSINERGMIN de acuerdo a lo establecido en el Contrato de Concesión, y estarán limitadas a la Remuneración Anual que se fije.


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