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Peaje SSTD Ternas 1 y 2 de EEPSA
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ESTUDIO TARIFARIO DE LOS SISTEMAS DE TRANSMISIÓN SECUNDARIA SSTD DE EEPSA
Periodo tarifario mayo 2013 - abril 2017
1 4 | 1 1 | 1 2Endesa-EEPSA
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ASPECTOS GENERALES
Este estudio se ha realizado en base a los criterios y metodología para la determinación de los peajes de los SST y SCT, establecidos mediante la Resolución OSINERGMIN Nº 050-2011-OS/CD (en adelante “Norma TARIFAS”) y su modificatoria mediante Resolución OSINERGMIN N° 229-2012-OS/CD.
Se ha desarrollado la propuesta de Costo Medio Anual (CMA), Peajes Unitarios (PU), Factores de Pérdidas Medias (FPMd) y Factores de Actualización (FA) del Sistema Secundario de Transmisión asignado a la Demanda de Empresa Eléctrica de Piura S.A. (en adelante “EEPSA”), para el periodo tarifario de mayo 2013 – abril 2017. El Sistema Secundario de Transmisión SSTD de EEPSA está constituido por las instalaciones denominadas Terna 1 y Terna 2, que son de uso exclusivo del usuario libre Petroperú – Refinería Talara.
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MARCO LEGAL
• Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas
• D.S. Nº 009-1993-EM,Reglamento de Ley de Concesiones Eléctricas
• Ley Nº 28832, Ley de Generación Eficiente
• Resolución OSINERGMIN Nº 050-2011-OS/CD y modificatorias
• Resolución OSINERGMIN Nº 634-2007-OS/CD
• Resolución OSINERGMIN Nº 635-2007-OS/CD
• Resolución OSINERGMIN Nº 343-2008-OS/CD
• Resolución OSINERGMIN Nº 151-2012-OS/CD
• Resolución OSINERGMIN Nº 050-2012-OS/CD
• Resolución OSINERGMIN Nº 229-2012-OS/CD
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UBICACIÓN DE LAS INSTALACIONES
SE TALARA 220 kV
13.8 kV.
33.0 kV.
Malacas 13.2 kV.
MAT
MT
AT220/13.8
220/13.2 kV.
2 x13.2/33.0 kV.
TG-1 TG-2
TGN-4
MT
Refinería Talara 33 kV.
2 x 6 km.
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ASIGNACION DE RESPONSABILIDAD DE PAGO Y DETERMINACION DEL SISTEMA ELECTRICO A REMUNERAR
La Sexta Disposición Complementaria Final de la Ley 28832, indica que cada instalación de transmisión existente se pagará por Usuarios y Generadores en la misma proporción y bajo los mismo criterios en que se venia pagando a la fecha de entrada en vigencia de esta Ley.
El Sistema Eléctrico a Remunerar (SER) es determinado de acuerdo al numeral 11.1 de la norma TARIFAS; por tanto, el SER del SSTD Malacas-Refinería Talara está constituido por la totalidad de instalaciones existentes al 23 de julio del 2006.
En ese sentido, a las instalaciones SSTD de EEPSA les corresponde ser remuneradas por el usuario libre Petroperú - Refinería Talara por ser la única demanda atendida por dichas instalaciones (usuario exclusivo).
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ASIGNACION DE RESPONSABILIDAD DE PAGO Y DETERMINACION DEL SISTEMA ELECTRICO A REMUNERAR
Debido a las características y proyección del crecimiento de la demanda de la Refinería Talara para los años 2013 al 2017, informado por Petroperú mediante la comunicación GOTL-SPMT-UMPL-0095-2011, el sistema SSTD Malacas-Refinería Talara operando en doble terna conforma un Sistema Económicamente Adaptado (SEA), dado que para estos años de vigencia del presente proceso regulatorio es requerida la operación de las Ternas 1 y 2 en paralelo para no transgredir la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos (NTCSE) por calidad de tensión.
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DETERMINACION DE LOS FACTORES DE PERDIDAS MEDIAS
Los Factores de Pérdidas Medias (FPMd) lo conforman los Factores de Perdidas Medias de Potencia (PFMdP) y Perdidas Medias de Energía (PFMdE) y se calculan para los sistemas de transmisión asignados a la demanda. Para su determinación se aplicará lo establecido en el Art. 20° de la Norma TARIFAS.
En el presente Estudio se ha realizado el cálculo de los FPMdP y FPMdE exclusivamente para el SER conformado por las partes que conforman este Sistema Eléctrico (MT/AT y AT). Las pérdidas acumuladas en MAT no han sido calculadas debido a que éstas pertenecen a instalaciones de otro titular de transmisión.
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DETERMINACION DE LOS FACTORES DE PERDIDAS MEDIAS
FACTORES DE PERDIDAS MEDIAS
AREA DE DEMANDA: SSTD MALACAS-REF.TALARA (TERNAS 1 Y 2)
Factores FactoresIndividuales (1) Acumulados (2)
TRANSMISIÓN EN MATFPMdPFPMdE
TRANSFORMACION MAT/AT (MT/AT)FPMdP 1.0112 1.022FPMdE 1.0054 1.0106
TRANSMISIÓN EN ATFPMdP 1.0107 1.0107FPMdE 1.0052 1.0052
TRANSFORMACION AT/MTFPMdPFPMdE
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DETERMINACIÓN DEL COSTO MEDIO ANUAL (CMA)
El CMA de esta instalación SSTD, conforme la metodología descrita en el numeral 24.1 de la Norma TARIFAS, se determina como la suma de los ingresos por concepto de Peaje e Ingreso Tarifario aplicables al total de instalaciones eléctricas y no eléctricas al 23.07.2006.
El CMA del SSTD de EEPSA corresponde a los cargos que estas instalaciones venían cobrando por aplicación de las Resoluciones OSINERGMIN N° 065-2005-OS/CD y N° 146-2005-OS/CD, las cuales establecían el reconocimiento de un Cargo Base de Peaje Secundario por Transmisión (CBPST) y Cargo Base de Peaje por Transporte (CBPSL) para las instalaciones SSTD Malacas-Refinería Talara.
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DETERMINACIÓN DEL COSTO MEDIO ANUAL (CMA)
Metodología Norma TARIFAS
Esquema de compensaciones de Sistema Económicamente Adaptado
MAT/MT=220/13.2kV Líneas MT Transformación MT/AT + Líneas ATTrafo REP 0.4 km 6.0 km Instalaciones SSTD existentes al
13.2 kV 33 kV son de uso exclusivo del Cliente Libre Refinería Talara y que son de titularidad de EEPSA
Refi nería 33kV
Ternas 1 y 2 de EEPSA, instalaciones que operan en paralelo y cuentan con capacidades similares
RED DE ENERGIA EMPRESA ELECTRICA DE PIURA
CBPSE 0.0000 CBPSE 0.0000 CBPSE 1.3622 CBPSE 0.2136
CBPST CBPST L (km) 0 L (km) 12.13
CBPSL 0.00000 CBPSL 0.00000 CBPST 1.3622 CBPST 0.0000
L (km) L (km) 0.4 CBPSL 0.0000 CBPSL 0.0176
C 1.0 C 1.0 C 1.0 C 1.0
FPME 1.0141 FPME 1.0004 FPME 1.0088 FPME 1.0112
FPMP 1.0175 FPMP 1.0005 FPMP 1.0111 FPMP 1.0139
P Marg E 0.0141 Perd Med E 0.0002 P Marg E 0.0088 P Marg E 0.0112
P Marg P 0.0175 Perd Med P 0.0002 P Marg P 0.0111 P Marg P 0.0139
P Med E 0.0071 P Med E 0.0044 P Med E 0.0056
P Med P 0.0088 P Med P 0.0056 P Med P 0.0070
Líneas AT (33 kV) 6.13+6.00 kmPor línea de 0.4 km 13.2kV MT a AT (13.2/33 kV)Transformación 220/13.2 kV (REP)
D C B AE
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DETERMINACIÓN DEL COSTO MEDIO ANUAL (CMA)
Metodología Norma TARIFAS
• Cargos generales aplicados a las Ternas 1 y 2:
Cargos Aplicables AT/MT y ATCBPSTo (AT/MT) 0.6362 CBPST (AT/MT) 0.6811CBPSLo (AT) 0.0162 CBPSL (AT) 0.0176
Factores de Actualización Vigentes al 31.03.2009Periodo FACBPST FACBPSL
01 al 03.03.09 1.0652 1.091104 al 31.03.09 1.0706 1.0872
Cargos Aplicables AT/MT y ATCBPSTo (AT/MT) 0.6362 CBPST (AT/MT) 0.6811CBPSLo (AT) 0.0162 CBPSL (AT) 0.0176
Factores de Actualización Vigentes al 31.03.2009Periodo FACBPST FACBPSL
01 al 03.03.09 1.0652 1.091104 al 31.03.09 1.0706 1.0872
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DETERMINACIÓN DEL COSTO MEDIO ANUAL (CMA)
Metodología Norma TARIFAS
• Precios de Potencia y Energía
PRECIOS DE POTENCIA Y ENERGIA
Tarifas en Barra, Vig. al 31.03.2009 (BRG Talara 220kV) ---> Punto EPPB (S/./kW-mes) PEBP (ctm.S/./kWh) PEBF (ctm.S/./kWh) PEm (ctm.S/./kWh)
28.30 11.57 9.90 10.48
Precios reflejados en Talara 13.2kV ---> Punto DPPB (S/./kW-mes) PEBP (ctm.S/./kWh) PEBF (ctm.S/./kWh) PEm (ctm.S/./kWh)
28.80 11.73 10.04 10.63
Talara 13.2kV (Despues de Línea de 0.4 km) ---> Punto CPPB (S/./kW-mes) PEBP (ctm.S/./kWh) PEBF (ctm.S/./kWh) PEm (ctm.S/./kWh)
28.81 11.74 10.04 10.64
Talara 33kV (Despues de Trafos MT/AT) ---> Punto BPPB (S/./kW-mes) PEBP (ctm.S/./kWh) PEBF (ctm.S/./kWh) PEm (ctm.S/./kWh)
29.13 11.84 10.13 10.73
Talara 33kV <> Punto de Entrega Refinería Talara ---> Punto APPB (S/./kW-mes) PEBP (ctm.S/./kWh) PEBF (ctm.S/./kWh) PEm (ctm.S/./kWh)
29.53 11.97 10.25 10.85
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DETERMINACIÓN DEL COSTO MEDIO ANUAL (CMA)
Metodología Norma TARIFAS
• Demanda de Energía aplicable para determinación del CMA DEMANDA DE ENERGIA
Demanda Refinería 33 kV (Facturación) ---> Punto Ames-año Total kWh Pmed - kW Pmax-kW fc-refinería
ago-05 4,495,210.00 6,041.95 7,263.97 0.83sep-05 4,495,210.00 6,243.35 7,263.97 0.86oct-05 4,539,130.00 6,100.98 7,286.00 0.84nov-05 4,412,690.00 6,128.74 7,286.00 0.84dic-05 4,477,390.00 6,018.00 7,286.00 0.83ene-06 4,211,190.00 5,660.20 7,281.10 0.78feb-06 4,082,290.00 6,074.84 7,280.58 0.83mar-06 4,574,340.00 6,148.31 7,286.00 0.84abr-06 4,497,360.00 6,246.33 7,286.00 0.86may-06 4,577,790.00 6,152.94 7,286.00 0.84jun-06 4,381,670.00 6,085.65 7,286.00 0.84jul-06 4,518,993.60 6,073.92 7,190.70 0.84
Total 53,263,263.60 6,081.27 7,273.53 0.84
Demanda Refinería 33kV (Despues del Trafo 13.2/33kV) ---> Punto BTotal 53,561,537.88
Demanda Refinería 13.2kV (Despues de Línea 0.4km de 13.2kV) ---> Punto CTotal 53,797,208.64
Demanda Refinería 13.2kV ---> Punto DTotal 53,807,968.08
Demanda Refinería (en BRG Talara 220kV)) ---> Punto ETotal 54,187,314.26
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DETERMINACIÓN DEL COSTO MEDIO ANUAL (CMA)
Aplicando sobre la metodología vigente, lo indicado en los numerales 24.1.3 y 25.1 de la Norma TARIFAS para el cálculo del CMA:
A) CALCULO DEL COSTO MEDIO ANUAL (CMA)
CMA MT/AT S/. IT MT/AT S/.CMA_1 = 759,194.56 IT_1 = 0.00
CMA AT S/. IT AT S/.CMA_2 = 148,094.72 IT_2 = 0.00
Total CMA (MT/AT + AT) Total IT (MT/AT + AT)CMA Total = 907,289.29 IT Total 0.00
Total CMA+IT 907,289.29
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DETERMINACIÓN DEL PEAJE UNITARIO (PU)
Conforme los numerales 24.1.3 y 25.1 de la Norma TARIFAS, se obtiene el siguiente flujo del CMA
Nuevos Soles May13 - Abr14 May14 - Abr15 May15 - Abr16 May16 - Abr17
año (i) 1 2 3 4CMA MT/AT (1) 759.19 759.19 759.19 759.19 (1+a)^i (2) 1.1200 1.2544 1.4049 1.5735
(1)/(2) 677.85 605.23 540.38 482.48
May13 - Abr14 May14 - Abr15 May15 - Abr16 May16 - Abr17
año (i) 1 2 3 4
CMA AT (1) 148.09 148.09 148.09 148.09
(1+a)^i (2) 1.1200 1.2544 1.4049 1.5735
(1)/(2) 132.23 118.06 105.41 94.12
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DETERMINACIÓN DEL PEAJE UNITARIO (PU)
Con la demanda proyectada informada por Petroperu, se obtiene:
PEAJE UNITARIO (ctm S/./kWh) ( PU MAT = 0 , PU MAT/AT = 0 )
PU base MT/AT
PU base (MT/AT) = 1.1192 ctms S/. / kWh
PU base AT
PU base (AT) = 0.2183 ctms S/. / kWh
Peaje Unitario Total (PU Acumulado)
PU Acumulado = PU MT/AT + PU AT = 1.3375 ctms S/. / kWh
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COSTO MEDIO ANUAL (CMA) Y PEAJE UNITARIO (PU)
En resumen, los resultados del CMA y PU son los siguientes:
InstalaciónCMA (S/.)
Peaje Unitario (ctms S/. kWh)
SST Malacas-Refineria Talara – MT/AT 759,194.56 1.1192
SST Malacas-Refineria Talara – AT 148,094.72 0.2183
TOTAL DE CMA (S/.) 907,289.29 1.3375
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DETERMINACIÓN DE LAS FÓRMULAS DE ACTUALIZACIÓN (FA)
SSTD VALOR PRESENTE
Partes Procedencia Procedencia Aluminio Cobre Extranjera Nacional Total Mil S/. Mil S/. Mil S/. Mil S/. Mil S/.
Transporte MAT
Transformación MAT/AT (MT/AT) 142,871.17 673,436.24
- 71,275.02 887,582.43
Transporte AT 27,869.62 131,366.00
- 13,903.50 173,139.12
Transformación AT/MT
TOTAL 170,740.80 804,802.23
- 85,178.51 1,060,721.55
COEFICIENTESPartes Procedencia Procedencia Aluminio Cobre
Extranjera Nacional TotalTOTAL 0.1610 0.7587 0.000 0.0803 1.0000
Para la determinación de los factores de actualización se emplean las valorizaciones de las instalaciones de transmisión SSTD de EEPSA (líneas y subestaciones)
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DETERMINACIÓN DE LAS FÓRMULAS DE ACTUALIZACIÓN (FA)
Por lo tanto, la fórmula de actualización de los Peajes Unitarios y CMA de EEPSA, queda expresado de la siguiente manera: FA = 0,1610(Tc/Tco) + 0,7587(IPM/IPMo) + 0,0803(Pc/Pco) Donde:Tc : tipo de cambio para el Dólar de los Estados UnidosIPM : Índice General al Por Mayor, publicado por el INEIPc : Índice del precio del Cobre
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