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18/10/2016 1
PROPUESTA DE PEAJES DE LOS SST Y SCT DE HIDRANDINA
PROCESO REGULATORIO 2017 – 2021
Octubre 2016
Base legal
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• Ley de concesiones eléctricas aprobado con decreto ley Nº 25844 el 06 de noviembre de 1992
• Ley para asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica aprobado con decreto ley Nº 28832 el 21 de julio de 2006
• Reglamento de la ley de concesiones eléctricas aprobado con decreto supremo Nº 009-93-EM el 19 de febrero de 1993
• Reglamento de transmisión aprobado con decreto supremo Nº 027-2007 el 17 de mayo de 2007.
• Norma Tarifas para sistemas SST y SCT aprobado con resolución OSINERGMIN Nº 217-2013
• Módulos estándares de inversión (Res. 063-2016)• Porcentajes COyM (Res. 082-2015)• Áreas de demanda (Res. 083-2015)• Altas y Bajas (Res. 018-2014)• Liquidación (Res. 155-2016)• Plan de inversiones 2017-2021 (Res. 193-2016 y modificatorias)
Tipos de sistema de transmisión
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Sistema garantizado de transmisión (SGT)
Sistema complementario de transmisión (SCT)
Sistema principal de transmisión (SPT)
Sistema principal de transmisión (SPT)
Sistema secundario de transmisión (SST)
Sistema secundario de transmisión (SST)
23 de julio de 2006(Ley 28832)
Regulación de SST y SCT – Características importantes
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Norma
NORMA TARIFAS Rige al Res. 217-2013 en el marco de la ley Nº 28832
Áreas de demanda Se establecen áreas donde se aplica un único peaje, sin incluir instalaciones de uso privado o de uso exclusivo por parte de Clientes Libres.
Valorización de la inversión
Según la Base de Datos de Costos de Módulos Estándares, aprobada por OSINERGMIN
COyM Porcentajes de Inversión establecidos por OSINERGMIN, según nivel de tensión y zona geográfica.
Altas y bajas Se incorporan o se deducen las Altas y/o Bajas de Elementos de Transmisión, en los procedimientos de Liquidación de Ingresos y/o actualización de los CMA’s.
Liquidación Se efectúa cada año
Plan de inversión Se aplica a partir de mayo 2017 a abril 2021.
Titulares de transmisión
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Área de demanda 3
Titulares
CHAVIMOCHIC
ETENORTE
HIDRANDINA
REP
Criterios de cálculo Peajes
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• La demanda utilizada para el cálculo de Peajes es la validada por OSINERGMIN en elproceso de aprobación del Plan de Inversiones 2017-2021 (Resolución OSINERGMIN Nº193-2016-OS/CD), afectada por los correspondientes factores de pérdidas dedistribución, por Área de Demanda y sector típico.
• La actualización del CMA de los SSTD se realiza según las fórmulas de actualizaciónestablecidas en la Resolución OSINERGMIN N° 184-2009-OS/CD (modificada ycomplementada con la Resolución OSINERGMIN N° 279-2009-OS/CD) y descontandolas Bajas dadas en el periodo comprendido del 24 de julio 2006 al 31 de diciembre de2016.
• La actualización del CMA de los SCT se realiza según la estructura de costos de cadaelemento de transmisión puesto en servicio en el periodo comprendido entre el 24 dejulio 2006 y el 31 de diciembre 2016, y se establecen las fórmulas de actualizaciónaplicables.
• El CMA de los SST y SCT se actualiza en cada fijación tarifaria (numeral 24.3 y 24.5 de NORMA TARIFAS)
• El Ingreso Tarifario de las instalaciones MAT y/o MAT/MAT se determina mediante uncálculo de flujos de potencia empleando la demanda correspondiente y según loscriterios establecidos en la NORMA TARIFAS.
• Los Peajes Unitarios de Transmisión Secundaria se han determinado como el cocientedel valor presente de los costos medios entre el valor presente de la demanda,considerando un horizonte de 4 años.
Criterios de cálculo Factor de Pérdidas
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• Los Factores de Pérdidas Medias (FPMd) se emplean para expandir los Precios en Barra desde Barras de Referencia de Generación hasta las barras de MAT, AT y MT de los SST o SCT (Art. 19 NORMA TARIFAS)
• Los FPMd son dos:• Factores de Pérdidas Medias de
Potencia (FPMdP)• Factores de Pérdidas Medias de
Energía (FPMdE) • Se determina un único valor de los FPMd,
por cada Área de Demanda y componente del sistema eléctrico.
Demanda
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• La demanda utilizada en el cálculo de peajes unitarios de transmisión secundaria SST y SCT son los publicados por OSINERGMIN mediante Res. 193-2016 que publicó el plan de inversiones del periodo mayo 2017 – abril 2021, estos valores son preliminares.
• La demanda total del área de demanda 3 considerado en el cálculo de peajes SST y SCT para el periodo 2017-2021 es: (valores en MWh)
OSINERGMIN F-119
RESUMEN DE LA PROYECCION GLOBAL DE LA DEMANDA (GWh)
USUARIOS REGULADOS Y LIBRES
AREA DE DEMANDA: 3
Bajo Piura
AÑO MAT AT MT TOTAL
2017 1,423,520.59 610,936.56 2,808,179.54 4,842,637
2018 1,423,520.59 614,440.56 3,042,601.16 5,080,562
2019 1,423,520.59 614,440.56 3,199,371.86 5,237,333
2020 1,423,520.59 614,440.56 3,347,379.21 5,385,340
2021 1,423,520.59 614,440.56 3,493,971.55 5,531,933
CMA SST
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• Conforme a lo establecido en la normativa vigente, el CMA SST es fijado por única vez,por lo que en el presente proceso regulatorio solo corresponde la actualización delCMA de los SST de cada empresa (fijados en la Resolución OSINERGMIN N° 184-2009-OS/CD, la cual fue modificada y complementada con la Resolución OSINERGMIN N°279-2009-OS/CD), según la fórmula de actualización establecida en el numeral 28.3 dela NORMA TARIFAS.
• Para determinar el CMA del SST, de cada TITULAR, a utilizarse en el presente procesoregulatorio, se deduce el valor del CMA de los Elementos pertenecientes al SST dadosde Baja entre el 24 de julio 2006 y el 31 de diciembre 2016, actualizados con la mismafórmula de actualización fijada para el CMA inicial del SST.
• Preliminarmente se han considerado todas las Bajas declaradas por los TITULARES, adiciembre de 2016, en cumplimiento del “Procedimiento de Altas y Bajas en Sistemasde Transmisión”, aprobado con Resolución OSINERGMIN N° 018-2014-OS/CD ycalificadas por la Gerencia de Fiscalización Eléctrica del OSINERGMIN.
CMA SST
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• Las subsiguientes actualizaciones de los CMA SST, que por Ley deben realizarse en cada fijación tarifaria, se efectuarán con la misma fórmula de actualización.
• Los indicadores económicos a usar son:
Actualización del CMA SSTDÍndices TC IPM Pc Pal
Fecha
(S/./US$
)
mar-09 3,161 191,563075 265,984167 2 240,72
A setiembre
de 20163,395 219,9167207 219,166667 1 541,82
CMA SCT
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• Los CMA de las instalaciones de transmisión que forman parte de los SCT existentes a partir deagosto de 2006, se han venido determinando en los correspondientes procesos de LiquidaciónAnual de Ingresos por el Servicio de SST y SCT, según procedimiento aprobado mediante laResolución OSINERGMIN N° 261-2012-OS/CD.
• El costo medio anual de los elementos secundarios CMA SCT se determina mediante lasiguiente formula: (numeral 24.2 de la NORMA TARIFAS)
CMA = @VNR + COyM
• Toda vez que conforme a lo dispuesto en el numeral II), literal d), del Artículo 139° delReglamento de la LCE, el CMA de los SCT se establece de forma definitiva con base en loscostos estándares de mercado vigentes a la fecha de su entrada en operación comercial; en elpresente proceso regulatorio solo corresponde la actualización del CMA de cada instalación delSCT que se ha dado de Alta posteriormente al 23 de julio de 2006 en que se emitió la Ley N°28832.
CMA SCT
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Descripción Mes TC IPM Cu Al
Fecha op. comercial variable variable variable variable variable
Mes actualización Set - 2016 3,395 219,9167207 219,166667 1 541,82
• Corresponde estructurar las fórmulas de actualización de los CMA de las instalaciones del SCT existente a diciembre de 2016, bajo los siguientes criterios:
– Se actualiza al 30 de marzo de 2017, el CMA de cada instalación dada de Alta en el periodo comprendido entre el 24 de julio de 2006 y el 31 de diciembre de 2016, considerando en la fórmula de actualización: como índices iniciales los que corresponden al 31 de diciembre del año anterior al de la aprobación de la Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión en Transmisión vigente en la fecha de la puesta en servicio del Elemento y como coeficientes (a, b, c y d) los que reflejen la propia estructura de costos del mismo.
– Las subsiguientes actualizaciones, a realizarse en cada fijación tarifaria, se efectuarán con la misma fórmula de actualización de cada Elemento.
• Los indicadores económicos a usar son:
CMA TOTAL
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• El CMA para el cálculo del Peaje es el que resulte de la sumatoria de los CMA de cada Elementodel Área de Demanda. Se calcula también el CMA total por cada titular de transmisióncorrespondiente al Área de Demanda.
ELEMENTOS NECESARIOS PARA EL PERIODO may16-abr17
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• La Resolución OSINERGMIN Nº 155-2016-OS/CD determinó lospeajes recalculados con las instalaciones que ingresaron hasta elmes de febrero de 2016 y determinó los saldos unitarios que seagregarán a los peajes recalculados para el periodo may16-abr17.
• En mayo del próximo año, OSINERGMIN publicará los saldosunitarios que serán agregados a los nuevos peajes fijados para elperiodo may17-abr21, este saldo a agregarse debe considerar loselementos que ingresaron el ultimo año de vigencia de los peajesdel periodo may16-abr17. (Numeral 24.10 de NORMA TARIFAS)
BAJAS
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LAS INSTALACIONES QUE FORMAN PARTE DE LAS BAJAS DE HIDRANDINA:
Nombre del Elemento Instalación
TRUJILLO SUR - VIRU Línea de Transmisión
PAIJAN - MALABRIGO Línea de Transmisión -
TRUJILLO SUR - MOCHE - Línea de Transmisión
L-1116 CHIMBOTE 2 - SANTA - Línea de Transmisión
GUADALUPE 1 - GUADALUPE 2 - Línea de Transmisión
L-6680 CARHUAZ - HUARAZ - Línea de Transmisión
Celda Alimentador en SE Guadalupe02 Guadalupe02
Celda Alimentador en SE Guadalupe02 Guadalupe02
Celda Alimentador en SE Guadalupe02 Guadalupe02
Celda Alimentador en SE Moche Moche
Celda Alimentador en SE Moche Moche
Celda Alimentador en SE Trujillo Norte Trujillo Norte
Celda Alimentador en SE Trujillo Norte Trujillo Norte
Celda de línea a SE Malabrigo Paijan
Celda de línea a SE Paijan Malabrigo
Celda de línea a SE Santa Chimbote2
Nombre del Elemento Instalación
Celda de línea a SE Huaraz Carhuaz
Celda línea-Transformador a Deriv Salaverry Trujillo Sur
Celda línea-Transformador a SE Guadalupe 02 Guadalupe01
Celda línea-Transformador a SE Guadalupe 01 Guadalupe02
Celda línea-Transformador a SE Deriv Salaverry Moche
Celda Transformador en SE Guadalupe02 Guadalupe02
Celda Transformador en SE Moche Moche
Transformador en SE Florida Florida
Transformador en SE Charat Charat
Transformador en SE Carhuaz Carhuaz
Transformador en SE Moche Moche
Transformador en SE Trujillo Sur Trujillo Sur
Transformador en SE Nepeña Nepeña
Transformador en SE Casma Casma
Transformador en SE Chimbote Sur Chimbote Sur
PEAJE UNITARIO
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• Cálculo del Peaje Unitario (PU) por Área de Demanda, Titular y Nivel de Tensión, como el cociente del:
- Valor presente del flujo de CMA menos el IT anual- Valor presente de las Demandas mensuales para un horizonte de 4 años.
• Se calcula mediante la siguiente expresión, para cada titular “t”: (Numeral 25.1 de NORMA TARIFAS)
• El cálculo se efectúa para cada una de las partes del sistema equivalente a los SST y SCT de cada Área de Demanda.
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PEAJE UNITARIO
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• El peaje acumulado por cada nivel de tensión, resulta de agregar los peajes correspondientes a cada parte del sistema equivalente, según la secuencia de los niveles de tensión en el sentido del flujo de la energía: (Numeral 26.1 de NORMA TARIFAS)
- Peaje Acumulado MAT= PUMAT- Peaje Acumulado AT = PUMAT + PUMAT/AT + PUAT- Peaje Acumulado MT= PUMAT + PUMAT/AT + PUAT+ PUAT/MT4
Costo medio anual (CMA SCT)
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OSINERGMIN F-514
COSTOS ANUALES US$
SISTEMA ELECTRICO A REMUNERAR: 3
AÑOS ALTAS US$
3 VP 1 2 3 4
HIDRANDINA
TRANSPORTE MAT
Costo de inversión CI 4,422,276.30 1,455,965.6 1,455,965.6 1,455,965.6 1,455,965.6
Anualidad del CI 548,997.55 180,748.9 180,748.9 180,748.9 180,748.9
COYM 929,835.68 306,133.9 306,133.9 306,133.9 306,133.9
Costo Medio Anual CMA 1,478,833.24 486,882.8 486,882.8 486,882.8 486,882.8
- IT total 0.00 - - - -
CMA (SSTD) 2,698,674.17 888,496.5 888,496.5 888,496.5 888,496.5
TRANSFORMACION MAT/AT
Costo de inversión CI 24,143,448.23 7,948,854.6 7,948,854.6 7,948,854.6 7,948,854.6
Anualidad del CI 2,997,255.97 986,799.9 986,799.9 986,799.9 986,799.9
COYM 912,547.02 300,441.9 300,441.9 300,441.9 300,441.9
Costo Medio Anual CMA 3,909,802.99 1,287,241.8 1,287,241.8 1,287,241.8 1,287,241.8
- IT total 0.00 - - - -
CMA (SSTD) 407,722.03 134,236.1 134,236.1 134,236.1 134,236.1
TRANSPORTE AT
Costo de inversión CI 15,124,222.29 4,979,414.8 4,979,414.8 4,979,414.8 4,979,414.8
Anualidad del CI 1,877,576.27 618,162.8 618,162.8 618,162.8 618,162.8
COYM 733,155.61 241,380.1 241,380.1 241,380.1 241,380.1
Costo Medio Anual CMA 2,610,731.88 859,542.8 859,542.8 859,542.8 859,542.8
- IT total 0.00 - - - -
CMA (SSTD) 7,842,578.72 2,626,129.4 2,626,129.4 2,546,433.1 2,504,705.0
TRANSFORMACION AT/MT
Costo de inversión CI 33,133,188.39 10,908,586.6 10,908,586.6 10,908,586.6 10,908,586.6
Anualidad del CI 4,113,275.19 1,354,231.8 1,354,231.8 1,354,231.8 1,354,231.8
COYM 1,371,070.19 451,403.5 451,403.5 451,403.5 451,403.5
Costo Medio Anual CMA 5,484,345.38 1,805,635.4 1,805,635.4 1,805,635.4 1,805,635.4
- IT total 0.00 - - - -
CMA (SSTD) 5,201,684.14 1,739,265.2 1,739,265.2 1,694,571.2 1,661,754.3
Peaje unitariopor titular y total mayo 2017
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HIDRANDINA PU PU ACUMUL.
5 ctm S/./kWh ctmsS/./kWh
Transporte MAT 0.0857 0.0857
Transformación MAT/AT 0.1223 0.2080
Transporte AT 0.2961 0.5041
Transformación AT/MT 0.3620 0.8661
AREA 3 PU PU ACUMUL.
ctm S/./kWh ctmsS/./kWh
Transporte MAT 0.0949 0.0949
Transformación MAT/AT 0.2159 0.3108
Transporte AT 0.3034 0.6142
Transformación AT/MT 0.3726 0.9868
Factores de pérdidas
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Factores Factores
Individuales Acumulados
TRANSMISIÓN EN MAT
FPMdP 1.0212 1.0212
FPMdE 1.0182 1.0182
TRANSFORMACIÓN
MAT/AT FPMdP 1.0000 1.0212
FPMdE 1.0000 1.0182
TRANSMISIÓN EN AT
FPMdP 1.0136 1.0351
FPMdE 1.0089 1.0272
TRANSFORMACIÓN
AT/MT FPMdP 1.0012 1.0364
FPMdE 1.0041 1.0315
Factores de Actualización
18/10/2016 21
Peajes
Procedencia
Extranjera
Procedencia
Nacional Cobre Aluminio
a b c d
Transporte MAT 0.3972 0.5539 0.0059 0.0431
Transformación MAT/AT 0.0864 0.8455 0.0124 0.0557
Transporte AT 0.3083 0.5738 0.0161 0.1018
Transformación AT/MT 0.1876 0.6493 0.0311 0.1319
TOTAL 0.2381 0.6506 0.0187 0.0926
18/10/2016 22
GRACIAS
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