ESTUDIO TARIFARIO DE LOS SISTEMAS DE TRANSMISIÓN SECUNDARIA SSTD DE EEPSA

Peaje SSTD Ternas 1 y 2 de EEPSA

EEPSA-Área Comercial

ESTUDIO TARIFARIO DE LOS SISTEMAS DE TRANSMISIÓN SECUNDARIA SSTD DE EEPSA

Periodo tarifario mayo 2013 - abril 2017

1 4 | 1 1 | 1 2Endesa-EEPSA


EEPSA-Área Comercial2

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.



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








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.



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).



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.



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.



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



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.




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





• 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





• 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





• 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




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



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



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



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



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)



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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