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Propuesta Tarifaria de los Sistemas Propuesta Tarifaria de los Sistemas Secundario de TransmisiSecundario de Transmisióón y Complementario n y Complementario
de Transmiside Transmisióón de Luz del Sur n de Luz del Sur (2009(2009--2013)2013)
www.luzdelsur.com.pe
““Llevamos mLlevamos máás que luzs que luz””
Audiencia PAudiencia Púúblicablica05 de Agosto de 200805 de Agosto de 2008
1.1. Datos Generales de Luz del Sur.Datos Generales de Luz del Sur.2.2. Marco Legal.Marco Legal.3.3. ParticipaciParticipacióón de la Tarifa correspondiente al SST en la n de la Tarifa correspondiente al SST en la
Estructura Tarifaria.Estructura Tarifaria.4.4. Procedimiento de CProcedimiento de Cáálculo de la Propuesta Tarifaria.lculo de la Propuesta Tarifaria.5.5. ProyecciProyeccióón de la Energn de la Energíía y potencia.a y potencia.6.6. DeterminaciDeterminacióón del Sistema Eln del Sistema Elééctrico a Remunerar (SER).ctrico a Remunerar (SER).
Red de MAT y Subestaciones MAT/AT.Red de MAT y Subestaciones MAT/AT.Red de AT y Subestaciones AT/MT.Red de AT y Subestaciones AT/MT.
7.7. Plan de Inversiones (Periodo 2009 Plan de Inversiones (Periodo 2009 –– 2014).2014).8.8. DeterminaciDeterminacióón del Costo de Inversin del Costo de Inversióón (CI).n (CI).9.9. DeterminaciDeterminacióón del Costo de Operacin del Costo de Operacióón y Mantenimiento (COyM).n y Mantenimiento (COyM).10.10. Propuesta.Propuesta.
CONTENIDOCONTENIDO
Datos Generales de Luz del SurDatos Generales de Luz del Sur
INFORMACIINFORMACIÓÓN GENERALN GENERAL
Área de Concesión: 2 769 km2
Máxima Demanda: 899 MW (Diciembre 2007)
19 Clientes a Peaje
781 534 Total
20 381 Otros
2 837 Industrial
54 805 Comercial
703 511 Residencial
CLIENTESCATEGORÍA
Número de clientes (Diciembre 2007)
Marco LegalMarco Legal
Res. OSINERG N° 775-2007-OS/CD (03.ENE.2008)"Procedimientos para Fijación de Precios Regulados”.
Res. OSINERG N° 323-2008-OS/CD (14.ENE.2008)"Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión”.
NORMAS ESPECNORMAS ESPECÍÍFICASFICAS
Res. OSINERG N° 634-2007-OS/CD (25.OCT.2007)"Áreas de Demanda a que se refiere el Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, aplicables al periodo mayo 2009 – abril 2015”.
Res. OSINERG N° 635-2007-OS/CD (25.OCT.2007)"Porcentajes para Determinar el Costo Anual Estándar de Operación y Mantenimiento de las Instalaciones de Transmisión”.
Res. OSINERG N° 022-2008-OS/CD (10.ENE.2008)"Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica”.
Res. OSINERG N° 024-2008-OS/CD (10.ENE.2008)“Procedimiento de Altas y Bajas en Sistemas de Transmisión”.
Res. OSINERG N° 343-2008-OS/CD (11.ABR.2008)“Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión”.
CRITERIOS Y METODOLOGCRITERIOS Y METODOLOGÍÍAA
ParticipaciParticipacióón de la Tarifa n de la Tarifa correspondiente al SST en la correspondiente al SST en la
Estructura TarifariaEstructura Tarifaria
Generación
Transmisión Secundaria
Distribución
Peaje Tubería Principal de Gas
49,3 %
0,8 %
5,1 %
40,7 %
COMPOSICICOMPOSICIÓÓN DE LA TARIFA RESIDENCIALN DE LA TARIFA RESIDENCIAL(Julio 2008)(Julio 2008)
Transmisión Principal 4,1 %
Procedimiento de CProcedimiento de Cáálculo de la lculo de la Propuesta TarifariaPropuesta Tarifaria
ESQUEMA GENERAL DE CESQUEMA GENERAL DE CÁÁLCULO DEL LCULO DEL PEAJE UNITARIO (PU)PEAJE UNITARIO (PU)
Información básica del Sistema de Transmisión
Proyección de la Demanda
Costos Estándares de Inversión
Porcentajes de COyM
Sistema Eléctrico a Remunerar (SER)
• CMA
• PU
• Fórmulas de actualización
Inversiones propuestas
2009-2013
COMPONENTES DEL COSTO MEDIO ANUAL COMPONENTES DEL COSTO MEDIO ANUAL (CMA)(CMA)
Altas y Bajas
(Julio 2006 – Abril 2009)
Plan de Inversiones 2009 – 2013
SST
(al 23 de Julio del 2006)
+
+
∑
∑
=
=
+
+= 12*
1
1
10)1(
)1(n
jj
j
n
ii
i
xD
CMA
PU
β
α
PU : Peaje Unitario expresado en ctms S/./kWh
CMA : Costo Medio Anual en miles S/. (al 30 de abril de cada año)
α : Tasa de Actualización anual (12%)
β : Tasa de actualización mensual
N : Horizonte para cálculo de peaje (5 años)
Dj : Demanda mensual, expresada a fin de mes en GWh
i : Índice de variación del año
j : Índice de variación del mes
CCÁÁLCULO DEL PEAJE UNITARIO (PU)LCULO DEL PEAJE UNITARIO (PU)
[ ]100
2/)(*)(**8760*2
)(** 11
1
1 −−− −+−+
−=∑ nnnn
nnnn
SSTDFPMGEFPMGEPEmPPDn
fcFPMGPFPMGPPPBDCMA
Donde:
CMA : CMA del SSTD del titular en Nuevos Soles (S/.)
N : Nivel de tensión 1=MAT, 2=AT y 3=MT
Dn : Sumatoria de las demandas de energía aguas abajo de cada nivel de tensión “n”
Pn : Peaje secundario acumulado del nivel de tensión “n” en ctm S/./kWh
Pn-1 : Peaje secundario acumulado del nivel de tensión “n-1” en ctm S/./kWh
FPMGPn-1 : Factor de pérdidas marginales de potencia acumulado
PPB : Precio de Potencia en la Barra de Referencia de Generación, en S/.kW-año
PEm : Precio medio de energía en la Barra de Referencia de Generación (BRG)
PEBP : Precio de energía en la BRG en horas de punta
PEBF : Precio de energía en la BRG en horas fuera de punta
PEAJE CORRESPONDIENTE AL SSTPEAJE CORRESPONDIENTE AL SST
ProyecciProyeccióón de la Energn de la Energíía y a y PotenciaPotencia
Criterios :
• La proyección de demanda se realizó a 10 años.
• Se utilizaron métodos de proyección que consideran la estadística del Producto Bruto Interno (PBI), la evolución de número de clientes, del consumo y del precio promedio de la energía.
• También se consideraron aspectos de desarrollo urbano y otras variables.
Procedimiento :
1. Se utilizó dos métodos para proyectar la energía: econométrico y de tendencias.
2. Se realizó la proyección de las ventas de energía a usuarios sin incluir las pérdidas MT y BT, las cuales se agregaron posteriormente para convertir la proyección de energía a proyección de potencia.
3. Se solicitó las proyecciones de demanda de los clientes libres propios y deotros suministradores.
4. La proyección se realizó para el total de la demanda y luego se desagregópor nivel de tensión, distrito y sector de consumo.
PROYECCIPROYECCIÓÓN DE LA ENERGN DE LA ENERGÍÍA Y POTENCIAA Y POTENCIA
Año Optimista Medio Pesimista
2007 5.548 5.548 5.548
2008 6.023 5.941 5.905
2009 6.556 6.347 6.255
2010 7.102 6.733 6.570
2011 7.692 7.131 6.885
2012 8.331 7.546 7.208
2013 9.016 7.977 7.535
2014 9.753 8.428 7.873
2015 10.542 8.896 8.217
2016 11.390 9.385 8.571
2017 12.294 9.891 8.933
2018 13.264 10.420 9.304
2019 14.300 10.968 9.684
2020 15.411 11.542 10.076
2021 16.602 12.140 10.479
2022 17.880 12.766 10.895
1er Quinquenio
(2008-2012)8,47% 6,35% 5,37%
2do Quinquenio
(2013-2017)8,09% 5,56% 4,38%
2do Quinquenio
(2018-2022)7,78% 5,24% 4,05%
(2007-2022)
15 años8,11% 5,71% 4,60%
Resumen de la PROYECCION AGREGADA
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
16.000
18.000
20.000
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
Años
GW
h
Optimista Medio Pesimista
PROYECCIPROYECCIÓÓN DE VENTAS DE ENERGN DE VENTAS DE ENERGÍÍA A (GWh)(GWh)
AT
MT
MT1 MTi
MT2
SED1
SED2
SEDi
CL
MáximaDemanda
SET
∑= iTRSET DSMD 1 ∑= iTRSET DSDS 2
MDTR 1
DS1 SETDS2 LDS
MDTR 2
DS1 SETDS2 LDS
MDTR 1 > DS1 > DS2
AL1 ALi ALn
MDAL 1
ds1 SETds2 LDS
Todo el año1 Semana1 día
PROYECCIPROYECCIÓÓN DE LA DEMANDA DE N DE LA DEMANDA DE POTENCIAPOTENCIA
Distritos:
- Lima
- Lince
………
Sectores deconsumo:
- Residencial- A.P.- Otros
(Comercial Industrial)
……………
Año Base “0”
……...
Año 1
………
Año 20
………
Distritos y sectores de consumo:
Proyección de la Energía
PROYECCIPROYECCIÓÓN DE LA DEMANDA DE N DE LA DEMANDA DE POTENCIAPOTENCIA
BT
0
5
1
.
*.
Año
iii
SED SEDVentas
FactorCategVentasFactor
X
∑==
Factores de crecimiento: Subestaciones de Distribución (SEDs)
Sectores deconsumo:
- Residencial- Comercial- Industrial- A.P.- Otros-----------------
SED “X”
VentaAño Base “0”
1000650200
50100
---------2000
Factor Año 1
1,031,051,051,011,05-------1,041
SED
Res1 Resi
Res2
Ind1
Otri
Indi
Com1
ComiAPi
Venta proyectadaAño 1
1030683214
51104
--------2081
SED “X”
MT
En general:
i=1…5: Res, Com, Ind, AP y Otros
UbicaciónDistrito:
Ate-Vitarte
PROYECCIPROYECCIÓÓN DE LA DEMANDA DE N DE LA DEMANDA DE POTENCIAPOTENCIA
PROYECCIPROYECCIÓÓN DE LA DEMANDA DE N DE LA DEMANDA DE POTENCIAPOTENCIA
DeterminaciDeterminacióón del Sistema n del Sistema ElElééctrico a Remunerar (SER)ctrico a Remunerar (SER)
Criterios :
• El SER corresponde a la alternativa de mínimo costo total (Inversión + COyM + pérdidas) que cumpla con las normas en el horizonte fijado.
• En la evaluación se tomaron en cuenta los diferentes componentes del sistema MAT, AT y MT.
Procedimiento :
• Se determinó la configuración del Sistema Eléctrico para el año 1.
• Se desarrolló un plan de expansión a 10 años, basado en un plan a 20 años.
• Se determinó la configuración del Sistema Eléctrico para el año 10.
• Se definió el desarrollo progresivo de dicho Sistema para los años 2, 3, 4, 5, 7 y 8.
DETERMINACIDETERMINACIÓÓN DEL SERN DEL SER
El método desarrollado comprende seis etapas principales:
1. Proyección espacial de la carga.
2. Proyección de la demanda en SET’s MAT/AT y AT/MT existentes.
3. Determinación de nuevas SET’s AT/MT y MAT/AT.
4. Proyección de la demanda en SET’s MAT/AT y AT/MT existentes y nuevas.
5. Planteamiento de alternativas y desarrollo de la red para el año final del horizonte (año 10).
6. Determinación del SER para los años 1,2,… y 10, tomando como punto de partida la red correspondiente al SER del año 2008, definiendo el desarrollo progresivo de la red, buscando siempre como objetivo alcanzar el SER del año 10 previamente definido.
MMÉÉTODOTODO
Red de MAT y Subestaciones Red de MAT y Subestaciones MAT/ATMAT/AT
SANTA ROSAINDUSTRIALES (Año 02)
SURQUILLO (Año 08)
BALNEARIOS
SAN JUAN
LURIN (Año 08)
CHILCA
UBICACIUBICACIÓÓN DE SUBESTACIONES MAT/AT N DE SUBESTACIONES MAT/AT EXISTENTES Y PROYECTADASEXISTENTES Y PROYECTADAS
INGRESO DE NUEVAS SETs MAT/ATINGRESO DE NUEVAS SETs MAT/AT(Periodo 2009 (Periodo 2009 –– 2018)2018)
Surquillo2016
Lurín2016
Los Industriales2010
SET MAT/ATAÑO
ESQUEMA UNIFILAR DE LA RED MATESQUEMA UNIFILAR DE LA RED MAT(SER 2018)(SER 2018)
Red de AT y Subestaciones Red de AT y Subestaciones AT/MTAT/MT
SAN MATEO
SURCOCHOSICA
ÑAÑAHUACHIPA
SANTA CLARA
SANTA ANITA
PUENTEINGENIEROS
LA PLANICIEMONTERRICO
LOS SAUCES (Año 07)
GALVEZ
MEXICO (Año 08)
LIMATAMBO
SAN ISIDRO
NEYRA
CORPAC (Año 04)
BARRANCO
CHORRILLOS
CIENEGUILLA Año (02)
VILLA MARIA
VILLA SALVADOR
CEMENTOS LIMA
PACHACAMAC
LURIN
LURIN
PRADERAS
SAN BARTOLO
BUJAMA
UBICACIUBICACIÓÓN DE SUBESTACIONES AT/MT N DE SUBESTACIONES AT/MT EXISTENTES Y PROYECTADASEXISTENTES Y PROYECTADAS
México2016
Los Sauces2015
Córpac2012
Cieneguilla2010
SET AT/MTAÑO
INGRESO DE NUEVAS SETs AT/MTINGRESO DE NUEVAS SETs AT/MT(Periodo 2009 (Periodo 2009 –– 2018)2018)
ESQUEMA UNIFILAR DE LA RED ATESQUEMA UNIFILAR DE LA RED AT(SER 2018)(SER 2018)
Plan de InversionesPlan de Inversiones(Periodo 2009 (Periodo 2009 –– 2014)2014)
PLAN DE INVERSIONESPLAN DE INVERSIONES(A(Añño 2009)o 2009)
AgostoCeldas 22,9 kV y 10 kVCeldas MT
NoviembreTransformador de 40/40/40 MVA - 60/22,9/10 kV en SET PuenteSETs AT/MT
OctubreTransformador de 40/40/40 MVA - 60/22,9/10 kV en SET PraderasSETs AT/MT
OctubreTransformador de 50 MVA - 60/10 kV en SET NeyraSETs AT/MT
SeptiembreTransformador 50 MVA - 60/10 kV de ReservaSETs AT/MT
SeptiembreTransformador de 25 MVA - 60/10 kV en SET MonterricoSETs AT/MT
SeptiembreTransformador de 25 MVA - 60/10 kV en SET IngenieriosSETs AT/MT
SeptiembreTransformador de 50 MVA - 60/10 kV en SET Villa MaríaSETs AT/MT
OctubreL.T. Gálvez - San Isidro: 60 kV XLPE 600 mm2 Simple Terna 2,5 km Linea AT
JulioL.T. Gálvez - San Isidro: 60 kV AAAC 380 mm2 Simple Terna 2,5 km Linea AT
SeptiembreL-611/L-613 Cambio de Conductor Drv. Monterrico - De AAAC 304 mm2 a AAAC 380 mm2Linea AT
FebreroInterconexión L-606 - L-655, AAAC 304 mm2 Simple Terna 0,65 km Linea AT
MarzoCuarto Transformador MAT/AT 120 MVA SET BalneariosSETs MAT/AT2009
MesDescripciónElementoAño
PLAN DE INVERSIONESPLAN DE INVERSIONES(A(Añño 2010)o 2010)
MayoCeldas 22,9 kV y 10 kVCeldas MT
DiciembreTransformador de 25 MVA - 60/10 kV en SET La PlanicieSETs AT/MT
NoviembreTransformador de 25 MVA - 60/10 kV en SET BarrancoSETs AT/MT
AgostoTransformador 40/40/40 MVA - 60/22,9/10 kV en SET HuachipaSETs AT/MT
JulioTransformador 50 MVA - 60/10 kV en SET BalneariosSETs AT/MT
JunioNueva SET Cieneguilla 25/25/10 MVASETs AT/MT
JunioTransformador 50 MVA - 60/10 kV en SET SalamancaSETs AT/MT
MayoTransformador 50 MVA - 60/10 kV en SET GálvezSETs AT/MT
AbrilTransformador de 40/40/40 MVA - 60/22,9/10 kV en SET ÑañaSETs AT/MT
MarzoTransformador 50 MVA - 60/10 kV en SET LimatamboSETs AT/MT
NoviembreL.T. Industriales - Planicie: 60k V XLPE 600mm2 Simple Terna 2,3 kmLinea AT
NoviembreL.T. Industriales - Planicie: 60 kV AAAC 380 mm2 Simple Terna 3,1 kmLinea AT
NoviembreL.T. Industriales - Planicie: 60 kV AAAC 380 mm2 Simple Terna 1,7 kmLinea AT
NoviembreL.T. Industriales - Planicie: 60 kV XLPE 600 mm2 Simple Terna 1,0 kmLinea AT
JunioL.T. Balnearios Limatambo: 60 kV XLPE 800 mm2 Simple Terna 4,71 kmLinea AT
OctubreL.T Puente - Industriales – L-609/610: 60 kV XLPE 800 mm2 Doble Terna 0,8 km Linea AT
OctubreL.T Industriales – L-609/610: 60 kV XLPE 800 mm2 Doble Terna 0,8 km Linea AT
DiciembreL.T. Cieneguilla - Planicie: 60 kV AAAC 120 mm2 Doble Terna 20 km Linea AT
FebreroL.T. San Bartolo - Chilca: 60 kV AAAC 304 mm2 Simple Terna 16,74 kmLinea AT
AbrilAumento de 1 celda de línea 60 kV en PraderasLinea AT
OctubreNueva SET MAT/AT Los Industriales 120 MVASETs MAT/AT
FebreroCambio de TRF MAT/AT 120 MVA a 180 MVA en SET San JuanSETs MAT/AT
OctubreL.T. Industriales - L-2010: 220 kV AAAC 500 mm2 Doble Terna 0,5 km Linea MAT2010
MesDescripciónElementoAño
PLAN DE INVERSIONESPLAN DE INVERSIONES(A(Añño 2011)o 2011)
MayoCeldas 22,9 kV y 10 kVCeldas MT
SeptiembreTransformador de 25/25/25 MVA - 60/22,9/10 kV en SET San BartoloSETs AT/MT
AgostoTransformador de 25 MVA - 60/10 kV en SET Santa ClaraSETs AT/MT
JulioTransformador de 25 MVA - 60/10 kV en SET BujamaSETs AT/MT
AbrilTransformador 50 MVA - 60/10 kV en SET San IsidroSETs AT/MT
MarzoTransformador 50 MVA - 60/10 kV en SET PuenteSETs AT/MT
AgostoL.T. Balnearios Limatambo: 60 kV XLPE 800 mm2 Simple Terna 4,71 km (Segunda Terna)Linea AT
JunioL.T. Industriales - Santa Anita: 60 kV AAAC 380 mm2 Simple Terna 1,4 kmLinea AT
JunioL.T. Industriales - Santa Anita: 60 kV AAAC 380 mm2 Simple Terna 1,7 kmLinea AT
JunioL.T. Industriales - Santa Anita: 60 kV XLPE 600 mm2 Simple Terna 1,0 kmLinea AT
MayoPermuta entre Líneas de Transmisión L-627/L-628 y L-609/L-610Linea AT
AbrilAdición de TRF MAT/AT 85 MVA en SET IndustrialesSETs MAT/AT
FebreroCambio de TRF MAT/AT 85 MVA a 120 MVA en SET ChilcaSETs MAT/AT
FebreroCambio de TRF MAT/AT 120 MVA a 180 MVA en SET Santa RosaSETs MAT/AT2011
MesDescripciónElementoAño
PLAN DE INVERSIONESPLAN DE INVERSIONES(A(Añño 2012)o 2012)
MayoCeldas 22,9 kV y 10 kVCeldas MT
SeptiembreTransformador de 17,2 MVA - 60/10 kV en SET San JuanSETs AT/MT
OctubreNueva SET Córpac 50 MVASETs AT/MT
AgostoTransformador 40/40/40 MVA - 60/22,9/10 kV en SET ChorrillosSETs AT/MT
JulioTransformador 50 MVA - 60/22,9 kV en SET Santa AnitaSETs AT/MT
OctubreL.T. Drv. Córpac - Córpac: Nuevo Enlace 138 kV XLPE 600 mm2 Doble Terna 1,2 kmLinea AT
MayoCambio de Conductor de AAAC 304 mm2 a AAAC 500mm2 Doble Terna 3,43 km - L-631/L-632Linea AT
FebreroCambio de TRF MAT/AT 85 MVA a 120 MVA en SET Los IndustrialesSETs MAT/AT
AbrilCambio de TRF MAT/AT 120 MVA a 180 MVA en SET San JuanSETs MAT/AT2012
MesDescripciónElementoAño
PLAN DE INVERSIONESPLAN DE INVERSIONES(A(Añño 2013)o 2013)
MayoCeldas 22,9 kV y 10 kVCeldas MT
OctubreTransformador de 10/10/3,3 MVA - 60/22,9/10 kV en SET San MateoSETs AT/MT
AgostoTransformador de 25/25/10 MVA - 60/22,9/10 kV en SET ChilcaSETs AT/MT
JulioTransformador de 40/30/20 MVA - 60/22,9/10 kV en SET Santa ClaraSETs AT/MT
JunioTransformador de 40 MVA - 60/10 kV en SET LimatamboSETs AT/MT
MayoTransformador de 25/25/25 MVA - 60/22,9/10 kV en SET PraderasSETs AT/MT
AbrilTransformador 50 MVA - 60/22,9 kV en SET LurínSETs AT/MT
FebreroTransformador 50 MVA - 60/10 kV en SET PuenteSETs AT/MT
AbrilNuevo enlace Santa Rosa - Gálvez 4,65 km XLPE 800 mm2Linea AT
NoviembreCambio de Conductor AAAC 304 mm2 Simple Terna 6,2 km - L-622Linea AT
SetiembreCambio de Conductor AAAC 304 mm2 Simple Terna 15,05 km - L-639Linea AT
JulioCambio de Conductor AAAC 304 mm2 Doble Terna 6,4 km - L-677/L-678Linea AT
MayoL.T. Barranco - Chorrillos: 60kV AAAC 304mm2 Simple Terna 6 kmLinea AT2013
MesDescripciónElementoAño
PLAN DE INVERSIONESPLAN DE INVERSIONES(A(Añño 2014)o 2014)
AbrilCeldas 22,9 kV y 10 kVCeldas MT
AbrilTransformador de 40 MVA - 60/10 kV en SET Santa AnitaSETs AT/MT
MarzoTransformador 50 MVA - 60/10 kV en SET NeyraSETs AT/MT
FebreroTransformador 50 MVA - 60/10 kV en SET BarrancoSETs AT/MT
EneroTransformador 50 MVA - 60/10 kV en SET BalneariosSETs AT/MT
FebreroAdición de TRF MAT/AT 85 MVA en SET ChilcaSETs MAT/AT
AbrilCambio de TRF MAT/AT 120 MVA a 180 MVA en SET Los IndustrialesSETs MAT/AT2014
MesDescripciónElementoAño
DeterminaciDeterminacióón del Costo de n del Costo de InversiInversióón (CI)n (CI)
Método de cálculo :
• Para el SST.-
Se utilizó la fórmula indicada en la Norma Tarifas y
Compensaciones para SST y SCT.
• Para el SCT.-
Se tomaron los metrados obtenidos año a año del SER.
Se utilizó la “Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión”, aprobada por Resolución de Consejo Directivo del OSINERGMIN N° 343-2008-OS/DC.
Se calculó el CI en base a los dos anteriores.
Rubros considerados :
• Terrenos y obras civiles.• Equipos y materiales.• Montaje.
COSTO DE INVERSICOSTO DE INVERSIÓÓNN
RESUMEN DEL COSTO DE INVERSIRESUMEN DEL COSTO DE INVERSIÓÓN POR TRANSFORMACIN POR TRANSFORMACIÓÓN Y N Y TRANSPORTETRANSPORTE
(Periodo 2009(Periodo 2009--2013)2013)
21 210,8040 971,7717 808,985 147,615
AT/MTATMAT/ATMAT
18 383,3434 109,5214 373,175 147,614
12 301,8226 971,3014 373,175 147,613
11 605,5015 324,6311 093,885 147,612
6 386,096 163,963 337,420,001
MILES US$AÑO
NOTA: Las inversiones corresponden al año tarifario comprendido entre los meses de mayo del año en curso y abril del año siguiente.
DeterminaciDeterminacióón del Costo de n del Costo de OperaciOperacióón y Mantenimiento n y Mantenimiento
(COyM)(COyM)
Método de cálculo :
• Se tomó las inversiones obtenidas año a año para el SER.
• Se utilizó los porcentajes sobre los costos de inversión, aprobados por Resolución de Consejo Directivo del OSINERGMIN N° 635-2007-OS/CD.
• Se calculó el COyM en base a los dos anteriores.
Rubros considerados :
• Costo directo de operación.• Costo directo de mantenimiento.• Costos indirectos.
COSTO DE OPERACICOSTO DE OPERACIÓÓN Y MANTENIMIENTON Y MANTENIMIENTO
RESUMEN DEL COSTO DE OPERACIRESUMEN DEL COSTO DE OPERACIÓÓN Y MANTENIMIENTO POR N Y MANTENIMIENTO POR TRANSFORMACITRANSFORMACIÓÓN Y TRANSPORTEN Y TRANSPORTE
(Periodo 2009(Periodo 2009--2013)2013)
897,691 636,84791,42233,035
AT/MTATMAT/ATMAT
718,491 266,83602,30208,064
461,50924,90537,77185,773
391,51507,00380,31165,862
202,12195,70111,680,001
MILES US$AÑO
NOTA: Los costos corresponden al año tarifario comprendido entre los meses de mayo del año en curso y abril del año siguiente.
PropuestaPropuesta
0,5423Acumulados a MT
0,3353Acumulados a AT
ctm. US$ / kWhPeajes Unitarios Acumulados
0,2070Transformación AT/MT
0,1943Transmisión AT
0,1188Transformación MAT/AT
0,0221Transmisión MAT
ctm. US$ / kWhPeajes Unitarios
RESULTADO DE LOS PEAJES POR COMPONENTE RESULTADO DE LOS PEAJES POR COMPONENTE Y ACUMULADOS AL NIVEL DE AT Y MTY ACUMULADOS AL NIVEL DE AT Y MT
1,0220FPME
1,0254FPMP
ACUMULADO MT
1,0170FPME
1,0197FPMP
ACUMULADO AT
FACTORES DE PFACTORES DE PÉÉRDIDAS DE POTENCIA Y RDIDAS DE POTENCIA Y ENERGENERGÍÍAA
0,03320,02080,38780,5582TOTAL
0,04980,00000,25980,6904Transformación AT/MT
0,00060,05090,45160,4969Transporte AT
0,06270,00000,49940,4380Transformación MAT/AT
0,00000,07200,45930,4688Transporte MAT
dcba
CobreAluminioProcedencia Nacional
Procedencia ExtranjeraSST
FACTORES DE ACTUALIZACIFACTORES DE ACTUALIZACIÓÓNN
0,04780,00850,42350,5202TOTAL
0,07540,00000,23020,6943Transformación AT/MT
0,00000,02920,46210,5087Transporte AT
0,06600,00000,65690,2771Transformación MAT/AT
0,00000,00340,38950,6071Transporte MAT
dcba
CobreAluminioProcedencia Nacional
Procedencia ExtranjeraSCT
F I N
MUCHAS GRACIAS