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DUKE ENERGY INTERNATIONAL EGENOR S. en C. por A.

INFORME TECNICO ECONOMICO “Cuantificación de Responsabilidades por el Uso del

SST de la SE. Chimbote1“

LIMA DICIEMBRE 2003

INFORME TECNICO ECONOMICO “Cuantificación de Responsabilidades por el Uso del SST de la SE. Chimbote1“

Duke Energy International Egenor S. en C. por A.

1

ÍÍÍNNNDDDIIICCCEEE

1 INTRODUCCION 3

2 ANTECEDENTES Y SUSTENTO DEL ESTUDIO 3

3 AUTO TRANSFORMADOR DE EGENOR 5

3.1 NORMATIVIDAD Y SEGURO 5

3.2 DESCRIPCIÓN DE LAS INSTALACIONES 5

3.3 SUBESTACIÓN CHIMBOTE 1 5

3.4 METODOLOGÍA DE VALORIZACIÓN 8

3.5 RECOPILACIÓN DE LA INFORMACIÓN 9

3.6 COSTO MEDIO DE INVERSIÓN (CMI) EN LA SUBESTACIÓN 12

3.7 TELECOMUNICACIÓN 15

3.8 METODOLOGÍA DE VALORIZACIÓN 15

3.9 CARACTERÍSTICAS DE LA TELECOMUNICACIÓN 15

3.10 COSTO MEDIO DE INVERSIÓN (CMI) DE TELECOMUNICACIÓN 15

3.11 ANUALIDAD DEL VALOR NUEVO DE REEMPLAZO (AVNR) 16

3.12 COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO ( CO&M) DE LA SUBESTACIÓN CHIMBOTE 1 18

3.13 METODOLOGÍA DEL CO&M 19

3.14 COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO (CO&M) DE TELECOMUNICACIONES 20

3.15 COSTO DE TRANSFORMACIÓN (CT) 21

3.16 INGRESO TARIFARIO (IT) 22

3.17 PEAJE DE TRANSFORMACIÓN SECUNDARIA EN 220/138/13,2 KV 24



2

4 AUTOTRANFORMADOR DE REP 26

4.1 PAGOS POR LA TRANSFORMACIÓN DE ACUERDO A LA RESOLUCIÓN N° 01-96 P/CTE, DEL 19 DE FEBRERO DE 1,996 26

5 CONCLUSIONES : 27

5.1 DEL AUTOTRANSFORMADOR DE EGENOR 27

5.2 DEL AUTOTRANSFORMADOR DE REP : ACTUALIZACIÓN DE LA COMPENSACIÓN DE ACUERDO A LA RESOLUCIÓN N° 01-96 P/CTE, DEL 19 DE FEBRERO DE 1,996 28



3

INFORME FINAL

1 INTRODUCCION

El objeto del presente estudio es efectuar análisis y planteamientos con respecto a la transformación de la Sub Estación Chimbote 1:

i) Con respecto al auto transformador de EGENOR: Realizar el análi-sis, cálculo, identificación y cuantificación de las responsabilidades por el uso del Sistema Secundario de Transmisión (SST), de la Celda del Auto Transformador y, Auto Transformador, sus servicios auxiliares y otros, para establecer el reconocimiento del Costo Medio de Inversión (CMI) y CO&M correspondientes para que OSINERG establezca las compensaciones resultantes del presente estudio.

ii) Con respecto al auto transformador de REP: Revisar la cuantifica-ción de los pagos que se vienen efectuando por concepto del uso de la transformación y uso de tres celdas de línea de REP en Chimbote 1 reguladas mediante la Resolución de la Comisión de Tarifas Eléctricas N° 01-96 P/CTE (ver Anexo 1).

2 ANTECEDENTES Y SUSTENTO DEL ESTUDIO

2.1 Auto transformador de EGENOR: EGENOR se convirtió en transmisor en la S.E. Chimbote 1 debido a: A mediados del año 1996, el Estado Peruano privatizó la empresa EGENOR, suscribiendo el Contrato de Compra-Venta de Acciones y Obligaciones de Hacer de EGENOR con el inversionista extranjero (“el comprador”) En la Cláusula Séptima del mencionado contrato (ver Anexo 2), el comprador en su calidad de accionista mayoritario se comprometió irrevocablemente a lograr la ampliación de la capacidad efectiva en cien (100) MW. Dicho compromiso fue cumplido en su totalidad, conforme consta en el Acta de Cierre del Compromiso de Inversión (Anexo 9). Para cumplir con el compromiso con el Estado, Egenor estudió todas las alternativas posibles para ampliar la capacidad efectiva en cien (100) MW, en el norte del país, decidiendo ampliar su capacidad efec-tiva en las centrales de Carhuaquero y Cañón del Pato. Para la ampliación de la central hidroeléctrica Cañón del Pato y eva-cuación de la energía correspondiente, fue necesario también que EGENOR ampliara la subestación de Chimbote 1, ejecutando nuevas inversiones mediante la instalación en dicha subestación de un nuevo auto transformador adicional, celdas, servicios auxiliares y servicios comunes, para cumplir a tiempo con el compromiso de inversión con el Estado, en el año 1999.



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Por las razones expuestas el presente estudio se solicita a OSINERG, el reconocimiento de las inversiones efectuadas por EGENOR, otor-gándosele un trato equitativo y similar al que recibe REP por sus insta-laciones en la S.E. Chimbote 1, de conformidad con las disposiciones legales vigentes

2.2 Auto transformador de REP

Antes de la privatización de EGENOR en 1,996 la Empresa de Transmisión Eléctrica Centro Norte S.A. (ETECEN) presentó una soli-citud de discrepancia ante la Comisión de Tarifas Eléctricas (ahora OSINERG-GART) con respecto a compensaciones por el uso de las instalaciones de los sistemas secundarios de transmisión con ELEC-TROPERÚ S.A.

Como consecuencia del proceso se determinaron las compensaciones que debía pagar ELECTROPERÚ S.A. por el uso de la transformación 220/138/13.8 KV y de las 3 celdas de Línea en 138 KV para las líneas a la central de Cañón del Pato en la Sub Estación Chimbote 1 median-te la resolución N° 01-96 P/CTE del 19 de febrero de 1,996.

Cuando se privatizó EGENOR estas compensaciones le fueron trans-feridas por parte de ELECTROPERU.

Las cantidades determinadas en la citada resolución no han sido ac-tualizadas hasta la fecha razón por la que EGENOR presenta una pro-puesta para la actualización de las compensaciones con Costos Me-dios de Inversión (CMI), para un SEA del SST.



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3 AUTO TRANSFORMADOR DE EGENOR

3.1 NORMATIVIDAD Y SEGURO

A efecto de establecer las compensaciones por el uso de los Sistemas de Transformación, la Ley de Concesiones Eléctricas distingue dos tipos de instalaciones de transmisión, en cada Sistema Interconectado: el Sis-tema Principal y los Sistemas Secundarios.

Los artículos 58° y siguientes de la Ley de Concesiones Eléctricas, aprobada por Decreto Ley N°25844, así como el artículo 138° y siguien-tes del Reglamento de la Ley aprobado por el Decreto Supremo N°009-93-EM establecen los precios máximos de transmisión.

3.2 DESCRIPCIÓN DE LAS INSTALACIONES

Las instalaciones del SEA de EGENOR, materia del presente estudio, están conformadas por las inversiones eficientes a tecnología actual realizadas en la Subestación Chimbote 1 de propiedad de REP, , estas inversiones hechas por EGENOR y actualmente de su propiedad, son de uso del Sistema Interconectado.

3.3 SUBESTACIÓN CHIMBOTE 1

Subestación Chimbote 1 en 220/138/13,2 kV

Ø Celdas de transformador en 220, 138 y 13,2 kV.

Ø Auto transformador de potencia de 120 MVA, de 220/138/13,2 kV.

Ø Servicios auxiliares (compartido).

Ø Servicios comunes (compartido en porcentaje mínimo).

Los detalles de las inversiones de EGENOR en la Subestación Chimbote 1 se muestran sombreados en los diagramas unifilares de los Gráficos N° 3.3-1 y 3.3-2 respectivamente.



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Gráfico N° 3.3-1

DIAGRAMA UNIFILAR SUBESTACIÓN CHIMBOTE 1 220 kV EL AREA SOMBREADA CORRESPONDE A LAS INVERSIONES DE EGENOR



7

Gráfico N° 3.3-2

DIAGRAMA UNIFILAR SUBESTACIÓN CHIMBOTE 1-138 kV

EL AREA SOMBREADA CORRESPONDE A LAS INVERSIONES DE EGENOR



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3.4 METODOLOGÍA DE VALORIZACIÓN

La metodología seguida por la GART del OSINERG, contempla las siguientes actividades:

Costos Básicos.- Corresponde a determinar los costo de los módulo estánda-res del SEA definido para cada elemento de la subestación.

Costos Comunes.- Agrupa a los costos distintos de servicios auxiliares, se dis-tribuye en forma proporcional al costo básico, sin incluir los transformadores, estos últimos por tener un costo considerablemente mayor a los otros elemen-tos no reciben un adicional de costos comunes.

Costos de Servicios Auxiliares.- Son prorrateados en forma idéntica que los costos comunes, pero se presentan separadamente por resaltar su incidencia.

Los costos de renovar las obras civiles e instalaciones electromecánicas y bie-nes físicos corresponden a reemplazarlas para la operación por otros similares de tecnología actualizada. En el caso de las subestaciones se considera, ade-más de los equipos primarios de control y protección del equipamiento primario, los equipos de servicios auxiliares de CA y CC, equipos de emergencia, tele-comunicaciones, edificios destinados a albergar el equipamiento, indicando los terrenos y las obras generales.

En el siguiente Diagrama N°3.4-1 se muestra la metodología seguida por la GART para valorizar subestaciones.

Diagrama N° 3.4-1

METODOLOGÍA DE VALORIZACIÓN DE SUBESTACIONES

Instalación

Compensación

Transformador

Celdas Servicios Auxiliares

Costo Total

Servicios Comunes Acoplamiento

ESTRUCTURA DECOSTOS

Basico

Basico

Basico

Leyenda

Servicios Auxiliares

- Transformador de SSAA - Banco de Bateria - Rectif icador

Acoplamiento

- Acoplamiento de Barras

Servicios Comunes

- Sistema de Comunicación - Sistema de Tierra Profunda - Instalaciones Exteriores - Costos Directos varios - Costos del terreno - Ingeniería. y Supervición - Gastos Financieros - Gastos Administrat ivos



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3.5 RECOPILACIÓN DE LA INFORMACIÓN

Para determinar los módulos de la Subestación se visitaron las instalaciones de la Subestación Chimbote 1 existente en la ciudad de Chimbote. En el Gráfico N° 3.5-1 se muestran vistas de las instalaciones, donde se observa la magnitud de las inversiones realizadas por EGENOR

Grafico N° 3.5-1

SUBESTACIÓN CHIMBOTE 1

Foto N° 1: Patio 13,8 kV, equipos varios Foto N° 2: Sala de control – ETECEN

Foto N° 3: Tableros de control de autotransformador de potencia

Foto N° 4: Entrada de línea L-106 y L-107 a S.E. Chimbote 2

Foto N° 5: Vista parcial de bahía 220 kV, Foto N° 6: Vista total de bahía 220 kV, primer



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Las características principales de los equipamientos considerados en las sub-estaciones son las siguientes:

Ø Consta de un Sistema de barras a 220 kV con disposición en interruptor y medio.

Ø Dos barras flexibles.

Ø Tres Celdas de Línea a 220 kV, Una celdas de llegada de Línea a 220kV, desde la S.E. Paramonga Nueva y Dos celdas de salida hacia la S.E. Tru-jillo Norte, de propiedad de REP equipada con los siguientes elementos:

♦ Tres seccionadores de barra s/c de P.A.T.;

♦ Un seccionador de barra c/c de P.A.T.;

♦ Interruptor y medio SF6 con una bobina de cierre y dos bobinas de

disparo;

♦ Tres transformadores 1∅, de tensión inductivo ; y

♦ Nueve transformadores de corriente (clase 5 y clase 0,5).

Ø Una celda de transformador a 220kV, de propiedad de EGENOR, equipa-da con los siguientes elementos:

♦ Cinco seccionadores de barra s/c de P.A.T.;

♦ Dos Interruptores SF6 con una bobina de cierre y dos bobinas de dis-

paro;


♦ Doce transformadores de corriente (clase 5 y clase 0,5).

♦ Tres pararrayos de óxido de zinc (ZnO).

Ø Una celda de transformador a 220kV, de propiedad de REP, equipada con los siguientes elementos:

♦ Cuatro seccionadores de barra s/c de P.A.T.;


disparo;




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Ø Dos celdas de transformador a 138kV, de propiedad de REP una de ellas compartida con EGENOR por el uso del transformador de tensión y el pa-rarrayo, equipada con los siguientes elementos:

♦ Cuatro seccionadores de barra s/c de P.A.T.;


disparo;




Ø Ocho celdas de Línea a 138kV, Tres de llegada de la Central Huallanca, Dos de salida ala S.E. Chimbote 2, Dos de salida ala S.E. Chimbote Norte y Una a la S.E. Chimbote sur todas de propiedad de REP equipada con los siguientes elementos:

♦ Tres seccionadores de barra s/c de P.A.T.;

♦ Un seccionador de barra c/c de P.A.T.;


disparo;

♦ Tres transformadores 1∅, de tensión inductivo ;


Ø Dos celdas de transformador en 13.2kV, una de propiedad de EGENOR y la otra de REP, equipada con los siguientes elementos:

♦ Un seccionador tripolar de barra s/c de P.A.T.;

♦ Un Interruptor tripolar.

♦ Seis transformadores de corriente (clase 5 y clase 0,5).

♦ Pararrayo de óxido de zinc (ZnO).



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Ø Dos celdas del banco de capacitores a 13.2kV, de propiedad de REP,

equipada con los siguientes elementos:

♦ Un seccionador tripolar de barra s/c de P.A.T.;

♦ Un Interruptor tripolar.

♦ Tres transformadores de corriente (clase 5 y clase 0,5).

Ø Servicios Auxiliares 13.2/0.22 kV, de propiedad de EGENOR y REP res-pectivamente.

Ø Servicios Comunes, de propiedad de REP con un porcentaje mínimo de EGENOR en la parte de las instalaciones eléctricas exteriores.

3.6 COSTO MEDIO DE INVERSIÓN (CMI) EN LA SUBESTA-CIÓN

Una vez obtenida los costos de los módulos estándares y eficientes, conside-rando tecnología actual a costos vigentes de mercado, obtendremos los Cos-tos Medios de Inversión (CMI), luego los módulos son repartidos al metrado de la subestación Chimbote 1.

La estructura de costos directos de los módulos de las subestaciones com-prende las obras civiles, suministros, obras electromecánicas, ingeniería de de-talle, pruebas, puesta en servicio, gastos generales y utilidades. El suministro incluye precio FOB, trasporte marítimo y seguro, aranceles y gastos de aduana y transporte a la obra.

A los costos directos de los módulos se les ha agregado los costos indirectos de Ingeniería y Supervisión, Gastos Financieros y Gastos Administrativos.

Los detalles de los Costos Medios de Inversión se muestran en el Cuadro N° 3.6-1, 3.6-2 y 3.6-3.

Cuadro N° 3.6-1

COSTO MEDIO DE INVERSIÓN TOTAL SUBESTACIÓN CHIMBOTE 1

Cuadro N° ° 3.6-2

DESCRIPCIÓN Und US$ETECEN S.A. Inversión en la S.E. Chimbote 1 Glb. 10,558,980EGENOR S.A. Inversión en la S.E. Chimbote 1 Glb. 2,727,430

TOTAL 13,286,410



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COSTO MEDIO DE INVERSIÓN EGENOR


Los detalles de la valorización se muestran en el Anexo N° 4. Valorización de la

Subestación chimbote 1.

Cuadro N° ° 3.6-3

Estructura de Costos Sub Factor

Código Descripción Básico Comunes Auxiliares Acoplamiento Total Total Asignación

L-215 CELDA DE LÍNEA DE PARAMONGA NUEVA 220 0 0 0 0 0.00%L-232 CELDA DE LÍNEA A TRJILLO NORTE 220 0 0 0 0 0.00%L-233 CELDA DE LÍNEA A TRJILLO NORTE 220 0 0 0 0 0.00%

CT CELDA DE TRANSFORMADOR 220 550,682 494,751 59,536 0 1,104,969 86.27%CT CELDA DE TRANSFORMADOR 220 0 0 0 0 0.00%CT CELDA DE TRANSFORMADOR 138 33,605 30,192 3,633 0 67,430 5.26%CT CELDA DE TRANSFORMADOR 138 0 0 0 0 0.00%

CL-103 CELDA DE LÍNEA DE HUALLANCA 138 0 0 0 0 0.00%CL-104 CELDA DE LÍNEA DE HUALLANCA 138 0 0 0 0 0.00%CL-105 CELDA DE LÍNEA DE HUALLANCA 138 0 0 0 0 0.00%CL-106 CELDA DE LÍNEA A CHIMBOTE 2 138 0 0 0 0 0.00%CL-107 CELDA DE LÍNEA A CHIMBOTE 2 138 0 0 0 0 0.00%CL-108 CELDA DE LÍNEA A CHIMBOTE NORTE 138 0 0 0 0 0.00%CL-109 CELDA DE LÍNEA A CHIMBOTE NORTE 138 0 0 0 0 0.00%CL-111 CELDA DE LÍNEA A CHIMBOTE SUR 138 0 0 0 0 0.00%

CT CELDA DE TRANSFORMADOR 13.2 54,059 48,568 5,844 0 108,472 8.47%CT CELDA DE TRANSFORMADOR 13.2 0 0 0 0 0.00%CR CELDA DEL REACTOR 13.2 0 0 0 0 0.00%CR CELDA DEL REACTOR 13.2 0 0 0 0 0.00%

638,346 573,510 69,013 0 1,280,870 1,280,870 100%100.0% 89.8% 10.8% 0.0% 200.7%

AUTOTRANSFORMADOR 220/138/13.2 kV 120 1,446,560.36 1,446,560

S S.A A 69,013.20 10.8%

Celda de Acoplamiento 220 0.0%Celda de Acoplamiento 138 0.0%

Sistema de Comunicaciones 64,448 10.1%

Sistema de Puesta a Tierra Profunda 0 0.0%

Instalaciones Exteriores 6,457 1.0%

OO.CC.EC + OO.CC.GG. 0 0.0%

Costo Directos Varios 10,774 1.7%

TOTAL COSTO DIRECTO 2,235,599

Costo del Terreno 0 0.0%

Ingeniería y Supervisión 7% 156,491.90 24.5%

Gastos Financieros 4% 89,423.94 14.0%

Gastos Administrativos 3% 67,067.96 10.5%

Utilidades 8% 178,847.89 28.0%

Total 2,727,430 89.84% 10.81% 2,727,430

Total de Celdas

Tensión kV



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COSTO MEDIO DE INVERSIÓN REP


Los detalles de la valorización se muestran en el Anexo N° 4. Valorización de la

Subestación chimbote 1

Estructura de Costos Sub Factor

Código Descripción Básico Comunes Auxiliares Acoplamiento Total Total Asignación

L-215 CELDA DE LÍNEA DE PARAMONGA NUEVA 220 477,778 293,676 6,096 0 777,550 8.83%L-232 CELDA DE LÍNEA A TRJILLO NORTE 220 477,778 293,676 6,096 0 777,550 8.83%L-233 CELDA DE LÍNEA A TRJILLO NORTE 220 477,778 293,676 6,096 0 777,550 8.83%

CT CELDA DE TRANSFORMADOR 220 0 0 0 0 0 0.00%CT CELDA DE TRANSFORMADOR 220 431,970 265,519 5,512 0 703,001 7.99%CT CELDA DE TRANSFORMADOR 138 285,256 175,338 3,640 0 464,235 5.27%CT CELDA DE TRANSFORMADOR 138 318,861 195,994 4,069 0 518,924 5.90%

CL-103 CELDA DE LÍNEA DE HUALLANCA 138 347,129 213,370 4,429 0 564,928 6.42%CL-104 CELDA DE LÍNEA DE HUALLANCA 138 347,129 213,370 4,429 0 564,928 6.42%CL-105 CELDA DE LÍNEA DE HUALLANCA 138 347,129 213,370 4,429 0 564,928 6.42%CL-106 CELDA DE LÍNEA A CHIMBOTE 2 138 347,129 213,370 4,429 0 564,928 6.42%CL-107 CELDA DE LÍNEA A CHIMBOTE 2 138 347,129 213,370 4,429 0 564,928 6.42%CL-108 CELDA DE LÍNEA A CHIMBOTE NORTE 138 347,129 213,370 4,429 0 564,928 6.42%CL-109 CELDA DE LÍNEA A CHIMBOTE NORTE 138 347,129 213,370 4,429 0 564,928 6.42%CL-111 CELDA DE LÍNEA A CHIMBOTE SUR 138 347,129 213,370 4,429 0 564,928 6.42%

CT CELDA DE TRANSFORMADOR 13.2 0 0 0 0 0 0.00%CT CELDA DE TRANSFORMADOR 13.2 54,059 33,228 690 0 87,977 1.00%CR CELDA DEL REACTOR 13.2 54,059 33,228 690 0 87,977 1.00%CR CELDA DEL REACTOR 13.2 54,059 33,228 690 0 87,977 1.00%

5,408,631 3,324,522 69,013 0 8,802,166 8,802,166 100%100.0% 61.5% 1.3% 0.0% 162.7%

AUTOTRANSFORMADOR 220/138/13.2 kV 120 1,446,560.36 1,446,560BANCO DE CAPACITORES 35 310,254.00 310,254

S S.A A 69,013.20 1.3%

Celda de Acoplamiento 220 0.0%Celda de Acoplamiento 138 0.0%

Sistema de Comunicaciones 363,752 6.7%

Sistema de Puesta a Tierra Profunda 30,762 0.6%

Instalaciones Exteriores 9,686 0.2%

OO.CC.EC + OO.CC.GG. 543,244 10.0%

Costo Directos Varios 96,964 1.8%

TOTAL COSTO DIRECTO 8,278,866

Costo del Terreno 458,763 8.5%

Ingeniería y Supervisión 7% 579,520.63 10.7%

Gastos Financieros 4% 331,154.64 6.1%

Gastos Administrativos 3% 248,365.98 4.6%

Utilidades 8% 662,309.29 12.2%

Total 10,558,980 61.47% 1.28% 10,558,980

Total de Celdas

Tensión kV



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3.7 TELECOMUNICACIÓN

Las instalaciones del SEA de EGENOR materia del presente estudio, están conformadas por las inversiones Eficientes realizadas en la Subestación Chim-bote 1 de propiedad de REP, de propiedad exclusiva de EGENOR, estas inver-siones hechas en la Subestación son de uso del Sistema Interconectado.

3.8 METODOLOGÍA DE VALORIZACIÓN

La metodología seguida por la GART, contempla las siguientes actividades:

Ø Determinación de los módulos estándares para una operación eficiente del SEA.

Ø Obtención de la inversión eficiente.

El equipamiento existente de la Subestación Chimbote 1 de propiedad de EGENOR son: la trampa de onda y accesorios complementarios de sintoniza-ción y decodificación de señal. Los tableros de comunicación, sistema de radio móvil, línea telefónica, red de comunicación con sistemas móviles, que sirve para la supervisión de las líneas de Transmisión 138 kV provenientes de la Central Hidroeléctrica Huallanca, no se encuentran considerados en el VNR de Telecomunicaciones.

3.9 CARACTERÍSTICAS DE LA TELECOMUNICACIÓN

Las características principales del equipamiento en la Subestación Chimbote1 perteneciente a EGENOR es la siguiente:

Ø Trampa de Onda

Ø Equipo de comunicación complementaria

3.10 COSTO MEDIO DE INVERSIÓN (CMI) DE TELECOMUNI-CACIÓN

Una vez obtenida los costos de los módulos estándares y eficientes, conside-rando tecnología de punta a costos vigentes de mercado, obtendremos los Costos Medios de Inversión (CMI), luego los módulos son repartidos al metrado de la subestación Chimbote 1.



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La estructura de costos directos del Sistema de Telecomunicación, comprende las obras civiles, suministros, obras electromecánicas, ingeniería de detalle, pruebas, puesta en servicio, gastos generales y utilidades. El suministro incluye precio FOB, trasporte marítimo y seguro, aranceles y gastos de aduana y transporte a la obra.

A los costos directos de los equipamientos se les ha agregado los costos indi-rectos de Ingeniería y Supervisión, Gastos Financieros y Gastos Administrati-vos.

Los detalles de los Costos Medios de Inversión se muestran en el Cuadro N° 3.10-1.

Cuadro N° 3.10-1

COSTO MEDIO DE INVERSIÓN EN TELECOMUNICACIÓN

Los detalles de la valorización se muestran en el Anexo N° 5. Valorización del Equipamiento del Sistema de Comunicación de la Subestación Chimbote1.

3.11 ANUALIDAD DEL VALOR NUEVO DE REEMPLAZO (AVNR)

El AVNR representa el costo de renovar las obras y bienes físicos destinados a prestar el servicio con la tecnología y precios vigentes, articulo 76° de la LCE.

La anualidad de la inversión será calculada considerando el Valor Nuevo de Reemplazo, su vida útil y la tasa de Actualización indicada en el artículo 79° de la LCE; conforme lo define el artículo 59.

El cálculo de la anualidad considera lo siguiente:

Ø Costo de inversión de las obras, instalaciones, equipos y bienes físicos a su valor presente de renovación.

Ítem Instalación

L-103 Linea Central Huallanca a Chimbote 1L-104 Linea Central Huallanca a Chimbote 1L-105 Linea Central Huallanca a Chimbote 1

TOTAL US$

21,482.6521,482.65

64,447.94

US$

21,482.65



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Ø Ingeniería, inspecciones y pruebas.

Ø Intereses intercalarios.

Ø Pagos de derechos.

Ø Gastos e indemnizaciones pagados por servidumbre.

Ø Bienes intangibles.

La anualidad de la inversión es calculada considerando un factor de recupera-ción del capital que toma en cuenta la vida útil de las instalaciones y una tasa de descuento que incluya el riesgo de inversión.

AVNR = VNR * FRC

Donde:

FRC = i ( 1+ i )n / (( 1+ i )n-1), Factor de recuperación del capital

n = Vida útil de las instalaciones. (30 años).

i = Tasa de descuento. (12%).

Tasa Tasa de Capitalización Anual 12.00% FRCA Factor de Recuperación del Capital Anual 12.41% FRCM Factor de Recuperación del Capital Mensual 7.91%

Los detalles del AVNR se muestran en el Cuadro N° 3.11-1 y 3.11-2

Cuadro N° 3.11-1

AVNR TOTAL SUBESTACIÓN CHIMBOTE 1

VNR AVNR30 Años 30 Años

US$ US$ETECEN S.A. Inversión en la S.E. Chimbote 1 10,558,980 1,310,830EGENOR S.A. Inversión en la S.E. Chimbote 1 2,727,430 338,593

TOTAL US$ 13,286,410 1,649,424

DESCRIPCIÓN



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Cuadro N° 3.11-2

AVNR SUBESTACIÓN CHIMBOTE 1

EGENOR

VNR AVNR30 Años 30 Años

US$ US$

AutoTransformador de Potencia (120 MVA) 1,446,560 179,581Celda de Transformador en 220 kV 1,104,969 137,175Celda de Transformador en 138 kV 67,430 8,371Celda de Transformador en 13,2 kV 108,472 13,466

TOTAL US$ 2,727,430 338,593

DESCRIPCIÓN

3.12 COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO ( CO&M) DE LA SUBESTACIÓN CHIMBOTE 1

Los costos de Operación y Mantenimiento (CO&M) de transmisión comprende a todos los costos en que incurre una empresa para la prestación del servicio eléctrico en forma segura y adecuada.

El costo de las actividades necesarias para la operación y mantenimiento, con-sidera el sistema de transmisión con instalaciones óptimas y con tecnología ac-tual. También considera una organización con un personal idóneo, remunerado con el sueldo promedio de mercado, la cual asegure un servicio adecuado y la gestión sostenida en el tiempo.

Los costos de Operación y Mantenimiento están conformados por los siguien-tes componentes:

COyM = CM + CO + CG

Donde:

CM Costos de mantenimiento del Sistema. CO Costos de operación del Sistema. CG Costos de gestión.

A continuación se muestra los resultados en el siguiente cuadro N° 3.12-1.



19

Cuadro N° 3.12-1

CO&M de la SUBESTACIÓN

Los detalles del Costo de Operación Y Mantenimiento se muestran en el Anexo N° 6 CO&M de la Subestación Chimbote 1

3.13 METODOLOGÍA DEL CO&M

La metodología seguida por la GART del OSINERG, contempla en la elabora-ción de los Costos de Operación y Mantenimiento, la definición de Procesos y Actividades por módulo tanto de Líneas como de Subestaciones.

TOTAL CO&MItem Codigo DESCRIPCION US$

1 CL-215 Celda de Línea a Paramonga Nueva 220 kV L-215 30,962.732 CL-232 Celda de Línea a Trujillo Norte 220 kV L-232 30,962.733 CL-233 Celda de Línea a Trujillo Norte 220 kV L-233 30,962.734 CT-T11 Celda de Autotransformador 120 MVA, 220 kV - EGENOR 37,641.505 CT-T21 Celda de Autotransformador 120 MVA, 220 kV - ETECEN 30,513.836 CL-103 Celda de Línea a C.H. Huallanca 138 kV L-103 23,848.177 CL-104 Celda de Línea a C.H. Huallanca 138 kV L-104 23,848.178 CL-105 Celda de Línea a C.H. Huallanca 138 kV L-105 23,848.179 CL-106 Celda de Línea a Chimbote 2 138 kV L-106 23,848.1710 CL-107 Celda de Línea a Chimbote 2 138 kV L-107 23,848.1711 CL-108 Celda de Línea a Chimbote Norte 138 kV L-108 23,848.1712 CL-109 Celda de Línea a Chimbote Norte 138 kV L-109 23,848.1713 CL-111 Celda de Línea a Chimbote Sur 138 kV L-111 23,848.1714 CT-T12 Celda de Autotransformador 120 MVA, 138 kV - EGENOR 22,393.3015 CT-T22 Celda de Autotransformador 120 MVA, 138 kV - ETECEN 23,980.8316 CT-T13 Celda de Autotransformador 120 MVA, 13,8 kV - EGENOR 8,106.3317 CT-T23 Celda de Autotransformador 120 MVA, 13,8 kV - ETECEN 7,540.9718 CBC Celda de Banco de Compensadores 9,107.00

BANCO DE CONDENSADORES1 BC Banco Capacitor 10- 30 MVAR 7,790.37

TRANSFORMACION1 AT120-EGEAutotransformador de potencia 220/138/13.8 kV, 120 MVA - EGENOR 20,657.332 AT120-ETEAutotransformador de potencia 220/138/13.8 kV, 120 MVA - ETECEN 20,657.33

SERVICIOS COMUNES1 CC Servicios comunes de subestación 13,302.10

COSTO TOTAL DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO US$ 489,836.57

COSTO TOTAL DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO EGENOR US$ 68,770.00



20

Las Actividades definidas se elaboran considerando los recursos necesarios que se requieren para su ejecución estos recursos son los siguientes:

Ø Mano de obra Ø Materiales e insumos Ø Equipos, maquinaria y transporte

Estos a su vez, a través de un análisis de Costos Unitarios sirven para definir los costos por cada actividad que se requiere en los procesos de Operación y Mantenimiento a aplicar a los Módulos de las Instalaciones.

Diagrama N° 3.13-1

METODOLOGÍA del CO&M

3.14 COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO (CO&M) DE TE-LECOMUNICACIONES

El sistema de costos del mantenimiento del Sistema de Telecomunicaciones diseñado permitirá hallar los costos eficientes y/o estándar. La estrategia dise-ñada guarda relación con la nueva tecnología del equipamiento diseñado en el VNR y la selección de las actividades en los módulos del mantenimiento.

Esas actividades tendrán relación con la operatividad del Sistema y la Norma Técnica de Calidad.


MODULO DE LINEA O SUBESTACION

MODULO RECURSOSACTIVIDAD

PROCESO

Materiales

Mano ed Obra

Maq. - Herrams y Transporte

Costos de Gestión

COSTOS DE OPERACION Y

MANTENIMIENTO

Costos por ActividadCostos por Proceso



21

Cuadro N° 3.14-1

CO&M de TELECOMUNICACIÓN

Los detalles del Mantenimiento se muestran en el Anexo N° 7. CO&M del equi-pamiento correspondiente a Telecomunicaciones:

3.15 COSTO DE TRANSFORMACIÓN (CT)

El Costo de Transmisión total por el uso de los Sistemas de Transmisión, está constituido por la anualidad de la inversión y costos eficientes de Operación y Mantenimiento del un Sistemas Económicamente Adaptado.

CT = AVNR + CO&M

Donde:

CT = Costo de transmisión

AVNR = Anualidad del valor nuevo de reemplazo

CO&M = Costo de Operación y Mantenimiento

A continuación se muestra los resultados en el siguiente cuadro N° 3.15-1, 3.15-2 y 3.15-3.

Cuadro N° 3.15-1

COSTO DE TRANSFORMACIÓN 138/220 kV

Ítem Instalación CO&M US$L-103 Telecomunicaciones PARCIAL 644.48L-104 Telecomunicaciones PARCIAL 644.48L-105 Telecomunicaciones PARCIAL 644.48

TOTAL 1,933.44

VNR AVNR COYM COSTO TOTAL30 Años Anual Anual ANUAL MENSUAL

US$ US$/Año US$/Año US$/Año US$/Mes

Celda de Trafo, 220 kV 1,104,969 137,175 37,642 174,816 13,823AutoTrafo de Potencia (120 MVA) 1,446,560 179,581 20,657 200,239 15,834Celda de Trafo, 138 kV 67,430 8,371 2,365 10,736 849

Total Transformación 220/138 kV 2,618,959 325,127 60,664 385,791 30,506

DESCRIPCIÓN



22

Cuadro N° 3.15-2

COSTO DE TRANSFORMACIÓN 138/13.8 kV

Cuadro N° 3.15-3

COSTO TOTAL DE TRANSFORMACIÓN EGENOR

3.16 INGRESO TARIFARIO (IT)

Según el análisis de los resultados del flujo de potencia para el Auto Trans-formador del SST en 220/138/13,2 kV , se concluye que el sentido del flujo de potencia y energía es del lado de 138 kV hacia el lado de 220 kV y 13,2 kV para todos los períodos del año.

El flujo de potencia y de energía pasan a través de los dos Auto Transforma-dores instalados en la S.E. Chimbote 1, en proporciones iguales, es decir el 50% por cada uno de los Auto Transformadores.

En el anexo 8, se a calculado el ingreso tarifario en Punta, Media y Base de los años 2000 y 2001, de los flujos de potencia del Auto transformador, en la cual se a registra una lectura máxima de potencia del orden de 114.3 MW, ocurrida en el mes de marzo del 2001. Durante el presente año se están re-gistrando medidas de potencia activa por encima de los 100 MW, para cada

VNR AVNR COYM COSTO TOTAL30 Años Anual Anual ANUAL MENSUAL

US$ US$/Año US$/Año US$/Año US$/Mes

Celda de Trafo, 220 kV 0 0 0 0 0AutoTrafo de Potencia (120 MVA) 0 0 0 0 0Celda de Trafo, 13,2 kV 108,472 13,466 8,106 21,572 1,706

Total Transformación 220/13,2 kV 108,472 13,466 8,106 21,572 1,706

DESCRIPCIÓN

COSTO DE TRANSFORMACIÓNAnual Mensul

US$/Año US$/Año

Transformación/138/220 kV 385,791 30,506Transformación/138/13.2 kV 21,572 1,706

TOTAL US$ 407,363 32,212

DESCRIPCIÓN



23

uno de los dos Auto transformadores. En el mismo Anexo se muestra los re-gistros alcanzados por REP, correspondientes a un día del año 2003.

Mediante este análisis se comprueba la necesidad del uso del segundo Auto transformador de propiedad de EGENOR en paralelo con el Auto Transforma-dor. REP.

Se calcula en función a la potencia y energía entregada y retirada en barras, valorizadas a sus correspondientes tarifas en barra, y consiste en la diferencia de las valorizaciones de la potencia y energía retirada en el punto de salida hacia el cliente y las valorizaciones de la potencia y energía entregadas en el punto de inyección.

IT = (Ps*Pps + Es* Pes) – (Pe*Ppe + Ee*Pee)

Donde:

IT = Ingreso Tarifarío

Ps y Pe = Potencias a la salida y entrada respectivamente.

Es y Ee = Energías a la salida y entrada respectivamente.

Pps y Ppe= Precios de potencia en las barras de entrada y salida res-pectivamente.

Pes y Pee= Precios de energía en las barras de entrada y salida respectivamente.

En el ingreso tarifario se calcula los precios de potencia y energía, para cada una de las barras del SPT, para cada bloque horario y para cada mes, expan-

Pe Ee

Ps Es

Línea Secundaria en 138 kV

Barra A Barra B



24

diendo los respectivos Precios Básicos mediante los factores de pérdida co-rrespondientes, indicado en el procedimiento.

Se calcula la energía retirada, por cada tramo, durante cada bloque horario, y para cada mes, multiplicando los valores de potencia por el número de horas correspondientes a cada bloque horario (punta, media y base).


Cuadro N° 3.16-1

INGRESO TARIFARÍO

Los detalles de los cálculos del Ingreso Tarifario se muestran en el Anexo N° 8.

3.17 PEAJE DE TRANSFORMACIÓN SECUNDARIA EN 220/138/13,2 KV

El Articulo 59° de la LCE define como Peaje de Conexión a la diferencia entre el Costo Total de Transmisión y el Ingreso Tarifarío

PEAJE = CT - IT

Donde:

CT = AVNR + COYM IT = (Ps*Pps + Es* Pes) – (Pe*Ppe + Ee*Pee)

:

A continuación se muestra los resultados en el siguiente cuadro N° 3.17-1, 3.17-2 y 3.17-3.

.

Ítem Descripción US$/ AÑO1 Ingreso tarifario por transformación 220/138 kV 413



25

Cuadro N° 3.17-1

PEAJE DE CONEXIÓN DE TRANSFORMACIÓN 138/220 kV

Cuadro N° 3.17-2

PEAJE DE CONEXIÓN DE TRANSFORMACIÓN 138/13.2 kV

CT IT TOTAL

Anual Anual AnualUS$/Año US$/Año US$

Transformación 138/13.2 kV 21,572 0 21,572

TOTAL US$ 21,572

DESCRIPCIÓN

Cuadro N° 3.17-3

PEAJE DE CONEXIÓN DE TRANSFORMACIÓN 138/220/13.2 kV

CT IT TOTALAnual Anual Anual

US$/Año US$/Año US$

Transformación 138/220 kV 385,791 413 385,378Transformación 138/13.2 kV 21,572 0 21,572

TOTAL US$ 406,950

DESCRIPCIÓN



Transformación 138/220 kV 385,791 413 385,378

TOTAL US$ 385,378

DESCRIPCIÓN



26

4 AUTOTRANFORMADOR DE REP

4.1 PAGOS POR LA TRANSFORMACIÓN DE ACUERDO A LA RESOLUCIÓN N° 01-96 P/CTE, DEL 19 DE FEBRERO DE 1,996

Teniendo como antecedente lo enunciado en el punto 2. b ii) Transformador de REP se presenta a continuación el análi-sis de actualización de costos estándares para los cargos por compensación secundaria correspondiente al autotrans-formador de REP en la S.E. Chimbote 1. Se han usado los mismos costos medios utilizados en la valorización del SEA de Chimbote 1 con lo cual se obtienen los siguientes resultados. A continuación mostramos los resultados en el Cuadro N° 4.1.

Cuadro N° 4-1

ACTUALIZACIÓN DE LA COMPENSACION SECUNDARIA QUE EGENOR DEBE PAGAR A REP CON

COSTOS MEDIOS DE INVERSION

VNR REP BÁSICO COMUNES AUXILIARES SUB-TOTAL AVNR CO&M TOTAL - ANUAL TOTAL - MESDESCRIPCIÓN US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$

Auto Transformador 220/138/13,2 kV 1,446,560 0 0 1,446,560 179,581 20,657 200,239 15,834Celda de Línea 138 kV L-103 a Canon del Pato 347,129 213,370 4,429 564,928 70,132 23,848 93,980 7,431Celda de Línea 138 kV L-104 a Canon del Pato 347,129 213,370 4,429 564,928 70,132 23,848 93,980 7,431Celda de Línea 138 kV L-105 a Canon del Pato 347,129 213,370 4,429 564,928 70,132 23,848 93,980 7,431



27

5 CONCLUSIONES :

5.1 DEL AUTOTRANSFORMADOR DE EGENOR

1. EGENOR se ha convertido en transmisor en la S.E. Chimbote 1. De esta manera nos vemos obligados a mantener y operar instala-ciones que debieran estar fuera de nuestro ámbito de responsabili-dad

2. Beneficios del Sistema Los beneficios que se ha logrado en el sistema eléctrico nacional debido a las inversiones realizadas por EGENOR son las siguien-tes:

• Flexibilidad para el mantenimiento en Chimbote 1 con respecto

al auto transformador de REP y servicios auxiliares. • La operación en paralelo de los dos auto transformadores la

que permite evacuar mayor potencia y confiabilidad al sistema. • Debido a la implementación de este segundo auto transforma-

dor ha permite mayor inyección de potencia hidráulica y por lo consiguiente menor uso de potencia térmica, por lo que ha disminuido los costos de la potencia y energía a los usuarios y clientes libres de la zona.

• Esta implementación también ha permitido que otros generado-res inyecten potencia y energía hacia el sistema eléctrico de la costa, disminuyendo la congestión en Chimbote 1, que es una preocupación para los operadores del sistema.

3. Beneficios de REP por las inversiones de EGENOR en la subes-tación Chimbote 1:

• REP ha mejorado la flexibilidad en la subestación de

chimbote 1, a consecuencia de las inversiones realizadas por EGENOR que le facilitan el mantenimiento de sus ins-talaciones que cuentan cerca de 20 años de operación in-interrumpida, las cuales se pueden mantener con meno-res restricciones de servicio y uso de energía térmica que cuando no existían los equipos de EGENOR.

• Actualmente REP viene recibiendo todas las compensa-ciones de la subestación Chimbote 1, por el concepto de los costos de gestión operación y mantenimiento en forma integral.



28

• REP ha reducido los tiempos de intervención por mante-

nimiento y operación en el servicio eléctrico, usando el segundo Auto transformador perteneciente a EGENOR.

• REP obtiene doble beneficio: Uno, por operar bajo la mo-dalidad de contratos de servicios de los equipos de E-GENOR y Segundo, obteniendo ingresos vía tarifa por la operación del equipamiento en general de la subestación Chimbote 1.

4. Resultados del Estudio Los problemas señalados en el estudio no deben ser ignorados por el ente regulador. Las inversiones realizadas por EGENOR en la subestación Chimbote 1 deben ser compensadas y con el mismo tratados y equidad como cualquier empresa de transmi-sión.

A continuación mostramos los cálculos finales obtenidos del estu-dio que se muestran en el Cuadro N° 5.1-1.

Cuadro N° 5.1-1

PEAJE DE CONEXIÓN DE TRANSFORMACIÓN 138/220/13.2 kV

EGENOR

El monto calculado (US$ 406,950) debe ser la compensación anual que de-be recibir EGENOR por el uso de su Transformación por parte de los gene-radores del Sistema Eléctrico Nacional.

5.2 DEL AUTOTRANSFORMADOR DE REP : ACTUALIZACIÓN DE LA COMPENSACIÓN DE ACUERDO A LA RESOLU-CIÓN N° 01-96 P/CTE, DEL 19 DE FEBRERO DE 1,996

En lo referente al pago por compensación de transformación mensual de EGENOR a REP, según la Resolución de la Comisión de Tarifas Eléctricas N° 01-96 P/CTE, de fecha 19 de febrero de 1996, los componentes incluidos



Transformación 138/220 kV 385,791 413 385,378Transformación 138/13.2 kV 21,572 0 21,572

TOTAL US$ 406,950

DESCRIPCIÓN



29

en el Cuadro N° 10-1 por concepto de compensación mensual serán paga-das por EGENOR a REP (antes ETECEN). Esta suma asciende a US$ 48,732.26 Comparando estos resultados con los cálculos obtenidos por EGENOR de US $ 38,127.54 se tiene un porcentaje mayor de 22%. Por los cálculos mostrado EGENOR solicita la disminución de las tarifas por la utilización del SST (Auto transformador y las tres celdas de línea, por el monto de 10,605 US$ mes). A continuación mostramos las comparaciones en el Cuadro N° 5.2-1.

Cuadro N° 5.2-1

COMPARACIÓN DE PAGO POR COMPENSACIÓN DE LA TRANSFORMA-CIÓN MENSUAL CON COSTOS MEDIOS DE INVERSIÓN

Compra VentaTC_Bancario 31 de Noviembre 2003_Peruano 3.43 3.53

FC_Febrero 1994 2.17

DESCRIPCIÓN Feb_94 Actual Mes_REP Actual Mes_REP Propuesta Mes_Egenor Exceso Mes

S/. S/. US$ US$ US$

Auto Transformador 220/138/13,2 kV 49,943 81,244 23,015 15,834 7,182Celda de Línea 138 kV L-103 a Cañon del Pato 18,602 30,260 8,572 7,431 1,141

Celda de Línea 138 kV L-104 a Cañon del Pato 18,602 30,260 8,572 7,431 1,141

Celda de Línea 138 kV L-105 a Cañon del Pato 18,602 30,260 8,572 7,431 1,141

COMPENSACIÓN MENSUAL 172,025 48,732 38,128 10,605

duke energy international egenor s. en c. por a. … · ... (cmi) de telecomunicaciÓn 15 3.11...

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