Propuesta para la Tarifa del SSTPropuesta para la Tarifa del SSTde Edecañete S.A.de Edecañete S.A.

Resolución N° 0001-2003-OS/CD

07 de Marzo 2003

Contenido:

• Proyección de la demanda de energía 2003-2017• Determinación del SEA correspondiente al SST.• Costo Medio de Inversión (CMI) correspondiente al

SEA.• Propuesta del Peaje correspondiente al SEA del SST

Area de Concesión

Area Concesión: 887 Km2

DISTRITO S.T.D. 2002San Vicente 2 38057Imperial 2 34039Cerro Azul 2 6058san Luis 2 11603Quilmana 2 12322Nuevo Imperial 2 14069Lunahuana 3 4466Pacaran 3 1542Zuñiga 3 1317

123473Fuente: Población estimada INEI 1990-2005

POBLACIÓN AL 2002

AntecedentesEstadística a diciembre 2002• N° Clientes: 23 700• Demanda máxima: 11,8 MW• Consumo energía: 55 100 MWh• Consumo prom. Res: 50 kWh/mes• Consumo (40%) < 30kWh• Tasa de crecimiento en el 2002: 12.8%• Tasa de crecimiento en los últimos 5 años:8%

Proyección de la Demanda de Energía

– Proyección por sectores Típicos de Distribución• Sector típico 2: Urbano de Media y Baja densidad.• Sector típico 3: Urbano Rural.

– Proyección por niveles de Tensión y Mercado.• B.T.: BT5 residencial +no BT5• M.T. M. Reg + M. Libre• A.P.

Area de Concesión - Sectores típicos

B

A

O

C

P

N

D

M

E

L

F

G

K

H A

J

DESCRIPCIÓN:

VALLE DE CAÑETEAREA DE CONCESIÓN EDECAÑETE S.A.

EMPRESA DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA CAÑETE S.A.

DPTO. DE DISTRIBUCIÓN

SECTOR TÍPICO 3DISTRITOS:

NUEVO IMPERIAL (Parte)LUNAHUANÁPACARÁNZÚÑIGA

SECTOR TÍPICO 2DISTRITOS:

NUEVO IMPERIAL (Parte)QUILMANÁIMPERIAL

SAN VICENTE

ASIA (Parte)CERRO AZULSAN LUIS

SAN VICENTE (Parte)

QUILMANÁ

ASIA

IMPERIALSAN LUIS

SAN VICENTE

NUEVO IMPERIAL

LUNAHUANÁ

PACARÁN

ZÚÑIGA

CERRO AZUL

LÍMITE DE SECTOR TÍPICO

LÍMITE DE SECTOR TÍPICO

O C E A N O P A C I F I C O

O C E A N O P A C I F I C O

O C

E A

N O

P A C I F I C O

LÍMITE DE CONCESIÓN

Area de Concesión: 887 Km2

Consideraciones para la Proyecciónde la Demanda de Energía

• Análisis del consumo histórico por sectoresrepresentativos

•El consumo residencial se explica por el crecimiento delnumero de clientes

•El consumo del A.P guarda relación directa con elconsumo y numero de clientes

•No existe requerimientos de clientes con demandasuperiores a 1000 kW

•El PBI para indexar los crecimientos de demanda de losclientes de media y baja tensión no residenciales

Proyección por Sectores Típicos de Distribución

TOTAL TOTAL TOTALS.T.D. 2 S.T.D. 3 EDE CAÑETE

2002 52.101.009 3.114.945 55.215.9542003 55.295.193 3.192.176 58.487.3692004 56.791.046 3.238.481 60.029.5282005 58.543.058 3.305.264 61.848.3222006 60.281.683 3.364.395 63.646.0782007 62.051.799 3.423.988 65.475.7872008 63.874.307 3.484.463 67.358.7702009 65.747.207 3.544.389 69.291.5962010 67.661.067 3.603.172 71.264.2392011 69.630.537 3.662.436 73.292.9732012 71.656.051 3.721.983 75.378.0342013 73.741.877 3.782.096 77.523.9732014 75.888.067 3.842.509 79.730.5762015 78.084.859 3.901.697 81.986.5562016 80.347.959 3.961.362 84.309.3212017 82.678.428 4.021.333 86.699.761

Cifras en kWh

Proyección por Sectores Típicos de Distribución

CURVA DE PROYECCION DE DEMANDATOTAL EDECAÑETE

[KWh]

010.000.00020.000.00030.000.00040.000.00050.000.00060.000.00070.000.00080.000.00090.000.000

100.000.000

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Proyección por Niveles de Tensión y MercadoSector Típico 2

MERCADO REGULADO MCDO. LIBRE TOTALREGULADO BAJA TENSION REGULADO LIBRE S.T.D. 2

AL.PUBLICO BT5 RESID. RESTO BT5 NO BT5 MT MT2003 2.461.860 14.127.179 4.682.873 486.953 33.536.328 0 55.295.1932004 2.363.385 14.497.280 4.893.602 508.866 34.527.913 0 56.791.0462005 2.487.251 14.859.047 5.113.814 531.765 35.551.181 0 58.543.0582006 2.545.182 15.229.638 5.343.936 555.694 36.607.233 0 60.281.6832007 2.603.502 15.585.970 5.584.413 580.700 37.697.214 0 62.051.7992008 2.662.211 15.947.242 5.835.712 606.832 38.822.310 0 63.874.3072009 2.721.211 16.309.784 6.098.319 634.139 39.983.754 0 65.747.2072010 2.778.754 16.664.071 6.372.743 662.675 41.182.824 0 67.661.0672011 2.836.782 17.020.897 6.659.516 692.495 42.420.847 0 69.630.5372012 2.895.005 17.378.994 6.959.194 723.657 43.699.201 0 71.656.0512013 2.953.714 17.740.266 7.272.358 756.222 45.019.317 0 73.741.8772014 3.012.714 18.102.808 7.599.614 790.252 46.382.679 0 75.888.0672015 3.070.159 18.456.460 7.941.597 825.813 47.790.830 0 78.084.8592016 3.127.993 18.812.652 8.298.969 862.975 49.245.370 0 80.347.9592017 3.186.119 19.170.113 8.672.423 901.809 50.747.964 0 82.678.428

Cifras en kWh

Proyección por Niveles de Tensión y MercadoSector Típico 3

MERCADO REGULADO MCDO. LIBRE TOTALREGULADO BAJA TENSION REGULADO LIBRE S.T.D. 3

AL.PUBLICO BT5 RESID. RESTO BT5 NO BT5 MT MT2003 273.540 1.833.988 406.502 96.575 581.571 3.192.1762004 262.598 1.883.880 408.535 98.989 584.479 3.238.4812005 276.361 1.929.460 410.578 101.464 587.401 3.305.2642006 282.798 1.974.627 412.631 104.001 590.338 3.364.3952007 289.278 2.020.125 414.694 106.601 593.290 3.423.9882008 295.801 2.066.373 416.767 109.266 596.256 3.484.4632009 302.357 2.111.946 418.851 111.998 599.237 3.544.3892010 308.750 2.156.446 420.945 114.798 602.233 3.603.1722011 315.198 2.201.276 423.050 117.668 605.244 3.662.4362012 321.667 2.246.271 425.165 120.610 608.270 3.721.9832013 328.190 2.291.679 427.291 123.625 611.311 3.782.0962014 334.746 2.337.252 429.427 126.716 614.368 3.842.5092015 341.129 2.381.670 431.574 129.884 617.440 3.901.6972016 347.555 2.426.417 433.732 133.131 620.527 3.961.3622017 354.013 2.471.330 435.901 136.459 623.630 4.021.333

Cifras en kWh

Proyección por Niveles de Tensión y MercadoTotal Empresa

MERCADO REGULADO MCDO. LIBRE TOTALREGULADO BAJA TENSION REGULADO LIBRE EDECAÑETE

AL.PUBLICO BT5 RESID. BT5 NO RESID NO BT5 MT MT2002 2.791.224 15.050.999 4.907.243 562.905 31.903.584 0 55.215.9542003 2.735.400 15.961.167 5.089.375 583.528 34.117.899 0 58.487.3692004 2.625.984 16.381.160 5.302.137 607.855 35.112.392 0 60.029.5282005 2.763.612 16.788.507 5.524.392 633.229 36.138.582 0 61.848.3222006 2.827.980 17.204.265 5.756.567 659.695 37.197.571 0 63.646.0782007 2.892.780 17.606.095 5.999.107 687.301 38.290.504 0 65.475.7872008 2.958.012 18.013.615 6.252.479 716.098 39.418.566 0 67.358.7702009 3.023.568 18.421.730 6.517.170 746.137 40.582.991 0 69.291.5962010 3.087.504 18.820.517 6.793.688 777.473 41.785.057 0 71.264.2392011 3.151.980 19.222.173 7.082.566 810.163 43.026.091 0 73.292.9732012 3.216.672 19.625.265 7.384.359 844.267 44.307.471 0 75.378.0342013 3.281.904 20.031.945 7.699.649 879.847 45.630.628 0 77.523.9732014 3.347.460 20.440.060 8.029.041 916.968 46.997.047 0 79.730.5762015 3.411.288 20.838.130 8.373.171 955.697 48.408.270 0 81.986.5562016 3.475.548 21.239.069 8.732.701 996.106 49.865.897 0 84.309.3212017 3.540.132 21.641.443 9.108.324 1.038.268 51.371.594 0 86.699.761

Cifras en kWh

Determinacióndel SEA correspondiente al SST

• Alternativas:– 1. Mantener la alimentación a la SET San Vicente desde la

SET Independencia 60 kV., a través del actual recorrido dela línea de AT, 90 km..

– 2. Alimentar la SET San Vicente desde una futura SETMAT/AT y su conexión a través de la construcción de unalínea de AT de 3 km.

Sistema Económicamente Adaptado Topologíaalternativa 1:

EDECAÑETE

PowerFactory 12.1.180

DPTO. PLANIFICACION TRANSMISIONSISTEMA ECONOMICAMENTE ADAPTADO

DEL SST DE EDECAÑETE

Project: CASO1 Graphic: EdecañeteDate: 1/21/2003 Annex:

SISTEMA ELECTRICO EDECAÑETE

SISTEMA ELECTRICO ELECTROSUR MEDIO

(Alternativa 1)

EDECAÑETEANALISIS DEL SEA DE SST DE

L-604(1)L-603

L-604L-605

INDEPENDE..

C-PNUEVO2

C-PNUEVO1

11.9 KM3.7 KM

52.95 KM

17.2 MVA

5

39.4 KM(1)

L-605

C-VICENT10

C-PEDREGC-TMORAC-CARMEN

39.4 KM

0.04 KM

7.3 KM

6.3 KM

5.7 KM

25 KM

VICENT/

VICENT/

INDEPE/B1

PEDREG/TMORA/CARMEN/

PNUEVO/

Metrado de Líneas y Subestaciones SEAalternativa 1:

METRADO DE SUBESTACIONES

Descripción 2002 2003 2007 2012 2013 2016 2017

TRANSFORMADORES DE POTENCIAPOT. INST. (MVA) 17,2 17,2 17,2 17,2 17,2 25,0 25,0

CANTIDAD 1 1 1 1 1 1 1

CELDA DE LINEA - 60KVSAN VIVENTE 1 2 2 2 2 2 2

CELDA DE CONEXIÓN AL TRANSFORMADOR - 60KVSAN VIVENTE 1 1 1 1 1 1 1

CELDA DE CONEXIÓN AL TRANSFORMADOR - 10KVSAN VIVENTE 1 1 1 1 1 1 1

CELDA DE ALIMENTADORES - 10KVSAN VIVENTE 3 4 4 4 5 5 5

SAN VICENTE(60/10 KV)

METRADO DE LINEAS DE TRANSMISIONDescripción 2002 2003 2007 2012 2013 2016 2017

LINEAS EN 60KVUbicación (1) CR CR CR CR CR CR CR

Tipo de Estructura (2) PM PM PM PM PM PM PM

Sección de conductor (mm2) 120 120 120 120 120 120 120

Número de Ternas 1 2 2 2 2 2 2

Longitud (KM) 92,35 92,35 92,35 92,35 92,35 92,35 92,35

SET INDEPENDENCIA a SET SAN VICENTE

Sistema Económicamente Adaptado Topologíaalternativa 2:

EDECAÑETE

PowerFactory 12.1.180

DPTO. PLANIFICACION TRANSMISION

SISTEMA ECONOMICAMENTE ADAPTADODEL SST DE EDECAÑETE

Project: CASO 2 Graphic: Edecañete(2007)Date: 1/21/2003 Annex:

(Alternativa 2)

EDECAÑETE

SISTEMA ELECTRICO EDECAÑETE

SISTEMA ELECTRICO ELECTROSUR MEDIO

L-603 L-604L-605

ANALISIS DEL SEA DE SST DE

50/50/30 MVA0

0

0

3 KM

PLATANALINDEPENDE..

C-PNUEVO2C-PNUEVO1

11.9 KM

3.7 KM

17.2 MVA

5

L-605

C-VICENT10

C-PEDREGC-TMORAC-CARMEN

39.4 KM

0.04 KM

5.2 KM

7.3 KM

6.3 KM

5.7 KM

25 KM

VICENT/

VICENT/

INDEPE/B1

DERIV/

NUEVA

PEDREG/TMORA/CARMEN/

PNUEVO/

Metrado de Líneas y Subestaciones SEAalternativa 2:

METRADO DE SUBESTACIONES

Descripción 2002 2003 2004 2007 2012 2013 2016 2017

TRANSFORMADORES DE POTENCIAPOT. INST. (MVA) 17,2 17,2 17,2 17,2 17,2 17,2 25,0 25,0CANTIDAD 1 1 1 1 1 1 1 1

POT. INST. (MVA) 30/30/10 30/30/10 30/30/10 30/30/10 30/30/10 30/30/10 30/30/10 30/30/10CANTIDAD 1 1 1 1 1 1 1 1

CELDA DE LINEA - 60KVSAN VIVENTE 1 1 1 1 1 1 1 1

NUEVA 1 1 1 1 1 1 1 1

CELDA DE CONEXIÓN AL TRANSFORMADOR - 220KVNUEVA 1 1 1 1 1 1 1 1

CELDA DE CONEXIÓN AL TRANSFORMADOR - 60KVSAN VIVENTE 1 1 1 1 1 1 1 1

NUEVA 1 1 1 1 1 1 1 1

CELDA DE CONEXIÓN AL TRANSFORMADOR - 10KVSAN VIVENTE 1 1 1 1 1 1 1 1

CELDA DE ALIMENTADORES - 10KVSAN VIVENTE 3 4 4 4 4 5 5 5

SAN VICENTE(60/10 KV)

NUEVA(220/60 KV)

METRADO DE LINEAS DE TRANSMISIONDescripción 2002 2003 2004 2007 2012 2013 2016 2017

LINEAS EN 60KVUbicación (1) CR CR CR CR CR CR CR CR

Tipo de Estructura (2) PM PM PM PM PM PM PM PM

Sección de conductor (mm2) 120 120 120 120 120 120 120 120

Número de Ternas 1 1 1 1 1 1 1 1Longitud (KM) 3 3 3 3 3 3 3 3

SET NUEVA a SET SAN VICENTE

Costos Medios de Inversión(CMI)

• CMI = CMI eléctrico+CMI no eléctrico

• CMI eléctrico = CMI SET + CMI LLTT

• CMI SET:– Definición de SETs típicas MAT/AT y AT/MT.– Definición de módulos estándares y determinación de costos

(costos modulares eficientes)– El CMI se obtiene aplicando al metrado de la red del SST

los costos modulares eficientes.

Costos Medios de Inversión(CMI)

• CMI LLTT:– Definición de LLTT típicas.

– Definición de módulos estándares y determinación de costos(costos modulares eficientes

– El CMI se obtiene aplicando al metrado de la red del SSTlos costos modulares eficientes.

Costo Medio de Inversión del SEA del SST EdecañeteResultados

Transmisión Transformación Inversión Total

MAT AT MAT/AT AT/MT (Miles US $)

2003 0 513 1.341 781 2.635

2004 0 513 1.341 781 2.635

2005 0 513 1.341 781 2.635

2006 0 513 1.341 781 2.635

2007 0 513 1.341 781 2.635

2008 0 513 1.341 781 2.635

2009 0 513 1.341 781 2.635

2010 0 513 1.341 781 2.635

2011 0 513 1.341 781 2.635

2012 0 513 1.341 781 2.635

2013 0 513 1.341 818 2.673

2014 0 513 1.341 818 2.673

2015 0 513 1.341 818 2.673

2016 0 513 1.341 848 2.703

2017 0 513 1.341 848 2.703

Año

Propuesta del Peaje correspondiente alSEA de SST

Peajes Unitarios ctv. US$ / kWh

Transformación MAT/AT 0,2854

Transmisión AT 0,1004

Transformación AT/MT 0,1679

Peajes Unitarios Acumulados ctv. US$ / kWh

Acumulados a MT 0,5537

Peajes Unitarios Acumulados ctm. S/. / kWh (*)Acumulados a MT 1,9381

Gracias