ESTUDIO TECNICO ECONOMICO DE LA PROPUESTA DE TARIFAS Y COMPENSACIONES PARA LOS

SISTEMAS SECUNDARIOS DE TRANSMISION

ESTUDIO TECNICO ECONOMICO DE LA PROPUESTA DE TARIFAS Y COMPENSACIONES PARA LOS

SISTEMAS SECUNDARIOS DE TRANSMISION

Diciembre 2004Diciembre 2004

CONTENIDOCONTENIDO

1. Generalidades

2. Descripción de las Instalaciones

3. Valorización de las Instalaciones

4. COyM de las Instalaciones

5. Cálculo de Compensaciones

6. Conclusiones

1. GENERALIDADES1. GENERALIDADES

Base LegalBase Legal

El Artículo 62º de la LCE establece que las compensaciones por el uso de las redes del Sistema Secundario de Transmisión serán reguladas por el OSINERG.

El Artículo 139º del RLCE, ... las compensaciones deberán ser equivalentes al 100% del Costo Medio anual de las instalaciones, estando definido el Costo Medio en la LCE como los costos totales correspondientes a la inversión, operación y mantenimiento para un sistema eléctrico, en condiciones de eficiencia.

2. Descripción de las Instalaciones

Ubicación GeográficaUbicación Geográfica

9%3%

• Concesión 6,303 km2

• Clientes: 341,597• Venta: 387 436 MWh

• Ayacucho• Huancavelica• Junin• Cerro de Pasco• Huánuco

MWh ClientesPERU

Mercado Regulado de ElectrocentroMercado Regulado de Electrocentro

MWH

ST 270%

ST 320%

ST 410%

ST 2 ST 3 ST 4

CLIENTES

ST 250%

ST 326%

ST 424%

ST 2 ST 3 ST 4

Año 2003

Estructura de la tarifa BT5 (actual)Estructura de la tarifa BT5 (actual)

5%64%

18.46

6.24

9.26

1.852.63

0.00 10.00 20.00 30.00 40.00 50.00

1

G TP SST VAD MT VAD BT

Cmt.S/./kWh

Pliego: Sistema Eléctrico Huancayo Nov-2004

SE MantaroSESE MantaroMantaro

SE Cobriza I

220 kV 66 kV

10 kV

55 k

m

66 kV

SECobriza II

SESECobriza IICobriza II

SEMachahuay

SESEMachahuayMachahuay

22,9 kV

51,78 km (ACSR 240 mm²)1,21 km

66 kVSE HuantaSE HuantaSE Huanta 3 MVA

66 kV

10 kV

SEAyacucho

SESEAyacuchoAyacucho15/15/4 MVA

22,9 kV

Pampalca, YauricánChurcampa

La Merced de ChupasEl Carmen, Paucarbambilla

Patacancha, LocrojaTunte, CcaranaccCconoc, Ccotoy

QuinuaTamboSan Miguel

3 MVA

10 kVSan Pedro Coris

Tantar4,16 kV 3 MVA10 kV Sistema de

Distribución

1 MVA

SE CangalloSE CangalloSE Cangallo3 MVA66 kV

Cangallo

Llusita

61,48

km(A

AAC

120 m

m²)

22,9 kV

Mollepata4,44 km

21,10 km (ACSR 240 mm²)

JulcamarcaVinchos

TambilloOcrosChumbes

Huancasancos

66 kV

Sistema Ayacucho – Huanta – CangalloSistema Ayacucho – Huanta – Cangallo

Sistema deDistribuciónAyacuchoHuamanguilla

MacachacraMaynayUyuvirca

LuricochaSan José de Secce

MayoccLa Merced

MarcasCaja Espíritu

Congalla+ 11 Localidades

Sistema HuancavelicaSistema Huancavelica

SEHuancavelica30/30/10 MVA

220 kV 60 kV

(AASC 4/0)32,9 km

60 kV

SE IngenioSE Ingenio

A4124Lircay

Acobamba

1

10 kV

22,9 kV

12,5 MVA

22 kV

A4111 A4112

Huancavelica Norte

SEPHuancavelica

Norte2.5 MVA

SEPHuancavelica

Norte2.5 MVA

22,9 kV

12.56 km

22 kVSEP

Rumichaca2,6 MVA

60 kVPSE

CastrovirreynaNorte

Huancavelica Ciudad

SE CaudalosaSE Caudalosa

22.9 kV

52,4 km

Sistema Tayacaja – Restitución Sistema Tayacaja – Restitución

SEPRestitución

SEPRestitución

33 kV 13,2 kV0,5MVA A4183 Eje

RestituciónA4182

Mantaro 0.38 kV

1

~

220 kV

C,H, Mantaro

SECampo Armiño

2x5/5/1

13,8 kV

33 kV

2 km33 kV 4 km

0.63 km

16 km

33 kV

33 kV

Tablachaca22,9 kV

2x1/06/0,6 MVA

10 kV

0,38 kVRepresa

Tablachaca

12 km (AASC 2/0 AWG)

33 kV

13,2 kV

SEPHuancayoccasa

SEPHuancayoccasa

1,0MVA

SEPTablachaca

SEPTablachaca

1,5MVA

33 kVPampas

A4142 A4141A4161 A4162Eje

TablachacP.S.E.Colcabamba

a

Sistema Pampas – San AntonioSistema Pampas – San Antonio

220 kV

10 kV

SESECOBRIZA ICOBRIZA I

27.69 Km (AAAC – 120 mm2)66 kV22.9 kV

SESEPAMPAS

10 kVPampas

San AntonioSan Balvin Pampas

PAMPAS66 kV

7/7/2 MVA

Sistema Huancayo – Valle del MantaroSistema Huancayo – Valle del Mantaro

SESEHuayucachiHuayucachi

220 kV

60 kV

60 kV

Sistema deDistribución

SE SalesianosSE Salesianos

10 kV14 MVA

8,24 km(AAAC 120 mm2)

SESEP.IndustrialP.Industrial

19,34 km

10 kV

10 kV

(AAAC 120 mm2)

SE JaujaSE Jauja60 kV

10 kV

15 MVA 7 MVA

5 MVA

33 kV

5,085 MW

10 kV

13,2 kV

7/ 7/ 3 MVA

Valle Norte

10 kV

10 kV

0,1 km

8 MVA

60 kV60 kV 9/ 7/ 3 MVA

13,2 kV

Huancayo Sur

13,2 kV 13,2 kV

Alto Ingenio 33 kV

32.46 km(AAAC 35 mm2)

39.15 km(AAAC 35 mm2)

33 kV0,63 MVA

(En Distribución1,0 MVA)

2x0.2 MVA(En Distribución

0,75 MVA)

13,2 kV

SE ComasSE Comas SE SE MapataMapata((AndamarcaAndamarca))

8,17

km

AA

SC

35m

m2

Ingenio

SE SE ConcepciónConcepción

6,43

km

(AA

AC

67.

5 m

m2)

8,24 km(AAAC 120 mm2) 3,21 km(AAAC 120 mm2)

3,21 km(AAAC 120 mm2) 24,51 km (AAAC 120 mm2)

33 kV

5 MVA

10 kV

14 MVA

SE SE InchoIncho60 kV

15 km

3 km

Huayucachi 2Huayucachi 2

13.2 kV

13,2 kV

SE ChupacaSE Chupaca SE SE HuariscaHuarisca

33 kV

2,5 MVA

13,2 kV

7.34 km(AAAC 67,5 mm2)

33 kV

1 MVA

SE SE ChalaChala NuevaNueva

12.89 km(AAAC 67,5 mm2)

13,2 kV

SE CaripaSE SE CaripaCaripa

SE CondorcochaSE SE CondorcochaCondorcocha

SEChanchamayo

10/4/7 MVA

SESEChanchamayoChanchamayo

10/4/7 MVA10/4/7 MVA

138 kV

44 kV 10 kV

12 km (AASC 300 MCM)20 MVA

14,21 km (ACSR 67.5 mm2)

61,57 km (AASC 67.5 mm2)

44 kV

22,9 kV

10/5/5 MVATarma

Palca, Palcamayp,

San Pedro de Cajas (*)

35 kVLa Merced

San RamónVitoc

22,9 kV

44 kV

Simsa

15 km

SENINATAMBO

SESENINATAMBONINATAMBO

Acobamba (*)

Sistema Tarma - ChanchamayoSistema Tarma - Chanchamayo

La MercedVilla Perené

San Luis de Shuaro

2,4 kV

~

SE Bellavista

5,46

2 kmChicla

SE Casapalca

50 kV

50 kV

Morococha

13,5

42 k

m 50 kV

50 kV

Sacco-ChuschiMarcavalle

SEAlambrón

0,86

7 km 220 kV

Paccha2,4 kV

SE Oroya NuevaSE Oroya Nueva

18,1

9 km

50 kVSE Pachachaca

PomacochaCHPachachaca

Calera

2,4 kV

69 kV

37,796 km

Pachacayo1 MVA

69 kV

63,923 km

SE ChumpeYauricocha

Oroya Antigua

SE Fundición50 kV

2.602 km

2.388 kmCHOroya

50 kV

MunicipalidadYauli Oroya

138 kV

SECaripa16

,986

km

37,2

50 k

m

CHMalpaso

Junín3 MVA 50 kV

27,433 km

50 kVCarhuamayo

22,944 km

22,944 km50 kV

SE Shelby HuarónHuayllay

SE Excelsior

18,116 km

11,668 km2,149 km

Smelter1.2 MVA

50 kV

50 kV

50 kV

0,8 kmC, de P, Antiguo

H,Mat,InfantilEsperanza

138 kVSE CarhuamayoSE Carhuamayo

53,4

88 k

m

13,8 kV

68,4

0 km

138 kV

CHYaupi

22,9 kV138 kV 138 kV

28,95 km (AAAC 240mm2)

60 kV

22,9 kV

39,630 km

Villa RicaOxapampa23,7 km

15/10/8 MVA

SE Paragsha IISE Paragsha II

SEParagsha I

SEParagsha I

13,2 kV

138 kV

138 kV29/35/20 MVA

San JuanPampa

ParagshaMiraflores

2,4 kV

3 MVA

13,2 kV

3x1,8 MVA

PSE Yauyos

50 kVChicrínPSE Huariaca

32 km

50 kV

0,5 MVA

RancasYurajhuanca

50 kV

GoyllarisquisgaPocobambaCurohogo

3 MW

1

29,0

94 k

m13,0

16 k

m

SE Malpaso

20,4

74 k

m

1,573 km

1,220 km

~

~

~

53,1

97 k

m14

,029

Km

SE ShelbyVicco

0.6 MVA

6.448 km

Volcan Rio Blanco

Andaychagua2 MVA

SE CasapalcaNorte

1,23

5 km

7,10

8 km

14,9

26 k

m2,

471

km

SE Mahr Tunel

SE San Cristobal 3,37

0 km

SE Muyupampa

64,683 km

Yuncan

2.468 km

SE AltoMarcavalle

3 MVA

50 kV

SE Curipata0.221 kW

Sistema Pasco - OxapampaSistema Pasco - Oxapampa

Pasco7 MVA

Sistema OxapampaSistema Oxapampa

A S.E. CARHUAMAYO

A S.E. CARHUAMAYO

138 kV

13,8 kV

CH YaupiCH Yaupi

22,9 kV

138 kV

138 kV28,95 km28,95 km

60 kV 22,9 kV

Villa RicaVilla RicaOxapampaOxapampa23,70 km23,70 km

15/10/8 MVA

~ 22,9 kV

20/3/20 MVA

3. Valorización de las Instalaciones

Proyección de la demanda

Se considera los registros del año 1998 al 2003 como base para proyectar las demandas registradas y coincidentes

Para la proyección de la demanda, se realizó en función a los parámetros del PBI e IPM, por representar una mayor correlación, luego se procedióa calcular una tasa de crecimiento promedio anual, por subestaciones de potencia.

La proyección se realizó hasta el año 2019 (15 años)

Proyección de la demanda

GWh 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 VANMAT 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0AT 6 6 6 7 7 7 7 7 7 7 8 8 8 8 8 9 50MT 288 295 302 309 316 323 331 338 346 354 362 371 379 388 397 406 2383TOTAL 294 301 308 315 323 330 338 346 354 362 370 379 387 396 406 415 2434

Incremento promedio 2.3% anual

294

301

308

315

323

330

338

346

354

362

370

379

387

396

406

415

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

Adaptaciones en la configuración del sistema eléctrico.

• Se agrega una línea en 33 kV Concepción – Ingenio, para completar el ramal Ingenio-Comas-Matapa

• Se redujo a un solo transformador trifásico de tres devanados en la SE Parque industrial 60/33/10 kV, anteriormente compuesta por tres transformadores (2 de 60/10 kV y 1 de 10/33 kV).

• Cambio de tensión de la LT Yaupi-Oxapampa de 138 a 60 kV.

• Se incluye la construcción de la Subestación Incho 60/10 kV, 14 MVA para atender demanda de la zona Este de Huancayo y aliviar la carga de las subestaciones Salesianos y P.Industrial (en el futuro).

Configuración de los sistemasadaptados

• Criterio de adaptación: atender la demanda del área de servicio considerando el menor costo de inversión y manteniendo la calidad del servicio.

• Horizonte de 30 años para el dimensionamiento de las instalaciones.

• Tensiones nominales: se estandarizaron a 138, 60, 33 y 22.9 kV.

• Topología: Se mantiene la topología de los sistemas existentes y el recorrido de las líneas.

Configuración de los sistemas adaptados

• Dimensionamiento de las líneas: Selección de la sección económica de los conductores basado en el valor presente de los costos de inversión.

• Dimensionamiento de los transformadores: carga proyectadas y un factor de uso máximo de 0.85. Tamaños estándar.

• Características técnicas: corresponden a criterios de diseño de instalaciones nuevas, según normas, estándares y tecnología actuales.

• Para verificar el dimensionamiento, operatividad y calidad: simulaciones de flujo de potencia.

Criterios de Calidad y Confiabilidad

• La definición de los criterios técnicos para los fines del presente estudio se basa en las Normas Técnicas de Calidad de Servicio Eléctrico (NTCSE), aprobado D.S. Nº 020-97-EM, y modificado mediante D.S. Nº 040-2001-EM

• Los parámetros de medición y sus tolerancias aplicables para el sistema de transmisión son:

a. Calidad de ProductoVariación de tensión en los puntos de suministro: ± 5% de la Tensión Nominal.

b. Calidad de SuministroTolerancias permitidas:N = 2 Interrupciones por semestre.D = 4 horas por semestre

Determinación de los costos de inversión eficiente

• Se diseñaron módulos estándar de líneas y subestaciones, representativas de las instalaciones existentes.

• Los parámetros básicos son: tensión nominal, ubicación geográfica.

• 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.

CMI de las líneas de Transmisión

1 Huayucachi Salesianos 2 60 8.24 552,113.842 Salesianos Parque Industrial 2 60 3.21 176,633.083 Parque Industrial Chupaca 1 33 6.43 297,209.094 Chupaca Huarisca 1 33 7.34 340,257.845 Huarisca Chala Nueva 1 33 12.89 464,936.016 Parque Industrial Concepcion 1 60 19.34 764,438.247 Concepcion Ingenio 1 33 8.17 282,505.238 Ingenio Comas 1 33 32.46 746,322.249 Comas Matapa 1 60 39.15 1,239,744.27

10 Concepcion Xauxa 1 60 24.51 993,079.2611 Condorcocha Ninatambo 1 60 14.21 583,608.1912 Ninatambo Chanchamayo 1 60 61.57 2,651,765.4313 Cobriza II Machahuay 1 60 1.21 53,315.1214 Machahuay Huanta 1 60 51.78 1,611,097.9115 Huanta Mollepata 1 60 21.10 615,914.1316 Mollepata Ayacucho 1 60 4.44 355,048.6617 Mollepata Cangallo 1 60 61.48 1,477,663.3218 Campo Arminio Der.Huancayoccasa 1 22.9 4.00 173,325.4319 Der.Huancayoccasa Tablachaca 1 22.9 16.00 698,160.1820 Der.Huancayoccasa Huancayoccasa 1 33 0.63 92,886.6421 Cobriza I Pampas 1 60 27.69 601,968.1422 Ingenio Rumichaca 1 22.9 12.56 623,183.3823 Yaupi Oxapampa 1 60 28.95 519,359.7024 Oxapampa Villarica 1 22.9 23.70 986,553.2525 Der.A:Marcavalle A .Marcavalle 1 60 0.98 53,309.0326 Der.Cachapalca Sinaycocha 1 33 15.62 758,080.53

17,712,478.13

COSTO TOTAL (US$)

ANº

TERNASNº De

Longitud (km)

TENSION (kv)

CMI DE TRANSFORMACION ( 1 )COSTO TOTAL

(Miles US$)17289031023018592122427264208117122298173339111117128149

12201002750295

10 0,5

Incho 60 14

2,622

Pampas

Tablachaca

Huancavelica NorteRumichaca

33 1,5

10 2,5

60HuantaMachahuay

Huancayoccasa

2214

7

0,52

0,4

15

0,639

33

33

6033

60 3

17

0,5

60333333

3313,233

60

6060Parque Industrial

Salesianos

Jauja

Concepcion

HuariscaIngenioMatapa

Chumpe

RestitucionChala Nueva

ChupacaComas

Cangallo

SUBESTACION NIVEL DE TENSION( KV)

60

6060

POTENCIA( MVA )

Cobriza IIAyacucho 15

CMI DE TRANSFORMACION ( 2 )COSTO TOTAL

(Miles US$)21119810322525333626924130013418645417231728544659847

13 200

Condorcocha

Villa Rica 22,9

Pachacayo 60 13Goyllarisquizga

10

2015

TOTAL ( Miles US$)

6013,8

60

3

10

7637

1,20,6

2

POTENCIA( MVA )

60

NIVEL DE TENSION( KV)

6060

60

60

60602,4602,460

Chanchamayo

YaupiOxapampa

Centro de Control

Junin

Ninatambo

Alto MarcavalleCuripataChaprin

CarhuamayoSmelter Shelby

Andaychahua

SUBESTACION

Pasco 60 7

38 subestaciones + 2 celdas+ Centro de Control

Resumen del CMI

RUBRO MILES US $ %Líneas de Transmisión 17,712.48 57.30%Transformación (Incluye Celdas) 13,200.40 42.70%TOTAL 30,912.88 100.00%

4. COyM de las Instalaciones

Costos de O&M

• En el cálculo se considera dos criterios fundamentales:

• Asegurar la calidad del producto y calidad del servicio (con las restricciones previamente indicadas)

• Asegurar la operación de las instalaciones por 30 años.

• CO&M = Operación + Mtto . + gestión + seguridad

• Se tiene en cuenta todas las actividades que se requieren para la operación, mantenimiento y gestión eficiente y seguridad del sistema adaptado; tomando como referencia instalaciones adecuadamente conservadas, 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.

•• En el cálculo se considera dos criterios fundamentales:En el cálculo se considera dos criterios fundamentales:

•• Asegurar la calidad del producto y calidad del servicio Asegurar la calidad del producto y calidad del servicio (con las restricciones previamente indicadas)(con las restricciones previamente indicadas)

•• Asegurar la operación de las instalaciones por 30 años.Asegurar la operación de las instalaciones por 30 años.

•• CO&M = Operación + CO&M = Operación + MttoMtto . + gestión + seguridad. + gestión + seguridad

•• Se tiene en cuenta todas las actividades que se Se tiene en cuenta todas las actividades que se requieren para la operación, mantenimiento y gestión requieren para la operación, mantenimiento y gestión eficiente y seguridad del sistema adaptado; tomando eficiente y seguridad del sistema adaptado; tomando como referencia como referencia ininstalacionesstalaciones adecuadamente adecuadamente conservadas, con equipos de tecnología actual.conservadas, con equipos de tecnología actual.

•• Se utilizaron precios de mercado actual para la mano de Se utilizaron precios de mercado actual para la mano de obra calificada y no calificada, herramientas, equipos, obra calificada y no calificada, herramientas, equipos, vehículos y suministros.vehículos y suministros.

Resumen del costo de O&M

LINEAS SS.EE. CCO TOTALOPERACIÓN 0.00 428.04 11.28 439.32MANTENIMIENTO 179.58 388.23 61.31 629.11GESTION 22.95 51.43 4.75 79.12SEGURIDAD 103.56 142.61 14.10 260.27

Totales US$ 306.08 1,010.31 91.44 1,407.82

MILES DE US $

5. Cálculo de Compensaciones

Cálculo del peaje unitario (PSU)

• Se aplicó el siguiente procedimiento:• Para cada año del periodo 2004-2019 se calculó la anualidad del

Costo Medio de Inversión (CMI), a una tasa (a) del 12% y 30 años de vida útil.

• Se agregó el CO&M anual proyectado. • La suma CMI y CO&M constituye el Costo Medio Anual (CMA).• Se calcularon los Valor Presente (VP) de la energía y de los

CMA proyectados para 15 años, a una tasa de 12% anual.• El peaje unitario, expresado en US$/kWh, resulta de dividir el VP

de los CMA entre el VP de la energía.

Valor Presente de la Inversión

DETERMINACIÓN DE LOS PEAJES SECUNDARIOSPeríodo de Análisis: 2004 - 2019

VA PEAJE ANUAL (Miles US$) ELC ELC ADINELSA

ELC TOTALS/Pasco

ELC PASCO

TRANSMIISIÓN MAT - - - - TRANSFORMACIÓN MAT/AT - - - - TRANSMISIÓN AT 13 500 3 467 16 966 95TRANSFORMACIÓN AT/MT 13 006 2 313 15 320 3 346

VA DEMANDA (GWh) ELC S/PascoINDIV

ELC S/PascoACUM

ELC PascoINDIV

ELC PascoACUM

Energía MT 2 383 2 383 352 352Energía AT 50 2 434 352Energía MAT 0 2 434

Miles US$

Peaje unitario - acumulado

PEAJES UNITARIOS (ctvs.$/kWh) ELC ELC ADINELSA

ELC TOTALS/Pasco

ELC PASCO

TRANSMIISIÓN MAT - - - TRANSFORMACIÓN MAT/AT - - - TRANSMISIÓN AT 0,5547 0,1425 0,6972 0,0269 TRANSFORMACIÓN AT/MT 0,5458 0,0971 0,6429 0,9504

PEAJES ACUMULADOS (ctvs. $/kWh) ELC ELC ADINELSA

ELC TOTALS/Pasco

ELC PASCO

Alta Tensión (AT) 0,5547 0,1425 0,6972 0,0269 Media Tensión (MT) 1,1005 0,2396 1,3401 0,9773

PEAJES ACUMULADOS (ctms. S/./kWh) ELC ELC ADINELSA

ELC TOTALS/Pasco

ELC PASCO

Alta Tensión (AT) 1,8582 0,4774 2,3356 0,0901 Media Tensión (MT) 3,6867 0,8027 4,4893 3,2740

RESUMEN PEAJE

FIJACION TARIFAS Y COMPENSACIONES EN SST - AÑO 2004PEAJES SECUNDARIOS UNITARIOS PARA PROVINCIAS

ELECTROCENTRO S.A. (ctms. S/./kWh)

NIVEL TENSIÓN ELC ELC ADINELSA

ELC TOTALS/Pasco

ELC PASCO

Alta Tensión (AT) 1.8582 0.4774 2.3356 0.0901 Media Tensión (MT) 3.6867 0.8027 4.4894 3.2740

6. Conclusiones

El costo medio de Inversión del SST de Electrocentro S.A. asciende a 30 912 miles de US $ (17 712 miles de US$ en líneas y 13 200 miles de US$ en transformación que incluye 847 miles de US$ del Centro de Control).Los costos de Operación y Mantenimiento del sistema secundario de transmisión asciende a 1 408 miles de US $/año que representa el 4.56% del CMI.El cargo de peaje acumulado hasta Media Tensión por el uso del sistema secundario de transmisión de Electrocentro S.A. es igual a 4.4894 ctm S/./kWh.El cargo de peaje secundario por transmisión en AT resulta igual a 2.3356 ctm S/./kWh