Determinación automatizada del peaje de transmisión secundaria en redes radiales

UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERÍA

FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA YELECTRÓNICA

"DETERMINACIÓN AUTOMATIZADA DEL PEAJE DE

TRANSMISIÓN SECUNDARIA EN REDES RADIALES"

TESIS

· PARA OPTAR EL TITULO PROFESIONAL DE

INGENIERO ELECTRICISTA

PRESENTADO POR

JULIO AGUILAR GARCÍA

PROMOCIÓN 2002-1 LIMA-PERÚ

DETERMINACIÓN AUTOMATIZADA DEL

PEAJE DE TRANSMISIÓN SECUNDARIA

EN REDES RADIALES

INTRODUCCIÓN CAPÍTULO 1

GENERALIDADES

1. 1 Aspectos Generales 1.2 Marco Legal

INDICE

1.2. 1 ley de Concesiones Eléctricas (la ley)

1.2.2 Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas

1. 3 Otras Reso\uc,ones y Decretos que \nf\uyen en \a Determ,nac,ón del Peaje

1.3.1 OS Nº 029-2002-EM CAPÍTULO 11

CONCEPTOS Y DEFINICIONES

2. 1 Sistema Secundario de Transmisión (SST) 2.2 Sistema Económicamente Adaptado (SEA) 2.3 Costo Medio de lnversión (CMl)

2.4 Ingreso Tarifario (IT) 2.5 Peaje Un,tar,o (Pu)

1

7

7 8 9 9

10 10

12

12 12

13 13

13 2.6 Clasificación de los Sistemas por nivel de tensión (MAT/AT/MT/BT) 14 CAP(TULO lll

3. 1 Proyección de la Demanda

VI

15 3.2 Determinación del Sistema Económicamente Adaptado (SEA ) 18

3.2. 1 Determinación Configuración del SEA 20

3.3 Costos de Inversión 21

3.3.1 Cr,ter,os Genera\es 22

3.3.2 Módulos de Línea de Transmisión 23

3.3.3 Módulos de Subestaciones 25

3.3.4 Inversiones No Eléctricas (INE) 28

3.4 Operación y Mantenimiento 30

3.5 Pérdidas Marginales de Potencia y Energía 31 3.6 Precios en Barra de las Subestaciones Base 34

CAPÍTULO IV

FORMULACIÓN 37

4.1 Anualidad de la Inversión 37

4.2 Factor de Pérdidas 4. 3 \ngreso T arifario 4.4 Peaje Unitario 4.4.1 Cá\cu\o de\ Peaje

4.5 Fórmula de Actualización

CAPiTULO V

HERRAMIENTA DESARROLLADA

5.1 Características y Configuración General del Sistema Económicamente adaptado

5. 1. 1 Descripción del Sistema

37 38 38 38 42

43

43 44

5.2 _{Diagrama de Flujo} 5.3 _{Procedimiento} 5.4 _{Datos de Ingreso}

5.4.1 _{Constantes y Variables Económicas}

5.4.2

5.4.3 _{Costos de Inversión Clasificados} 5.4.4 _{Costos de Operación y Mantenimiento}

5.4.5

5.4.6

APLICACIÓN DEL PROGRAMA SST EDECAÑETE

6.1 Estimación de la Demanda Eléctrica 6.1.1 _Datos

6.1.2 Metodología

6.1.3 _Validación 6.1.4 _Proyecc,ón

6.2 Determinación del Sistema Económicamente Adaptado del SST de Edecañete

6.2.1 _{Análisis de Mínimo Costo} 6.2.2 _{Fluios de Potencia}

6.3 Costos de Inversión en Líneas de Transmisión 6.3.1 Módulos Estándares de Líneas de Transmisión 6.3.2 _{Resultados de la Valorización de la Linea por Etapa}

6.4 Costos de Inversión en Subestaciones

46

49 54

54

54

56

57

57 58

59

59 59 60 61 63

VIII

6.4.1 Módulos Estandarizados Aplicados al SEA de Edecañete 70 6.4.2 Metodología para la Determinación del Costo de Inversión 81

6.5 _{Costos de Operac·,ón y Manten·,m·1ento} 85

6.5.1 Criterios y Metodología 85

6.5.2 Aná\\s,s de Manten,m,ento 91

6.5.3 Análisis de Operaciones 95

6.5.4 Análisis de Gestión, Segur,dad y Seguros 96

6.6 Peajes y Ta rifas 97

6.6.1 Resultados de Resoluciones OSINERG-2003 97

6.6.2 Resultados del Programa 102

CAPÍTULO VII

ANÁLISIS E INFLUENCIA CUANTITATIVA DE LOS PARÁMETROS EN LA DETERMINACIÓN DEL PEAJE SECUNDARIO DE TRANSMISIÓN 103 7 .1 Peaie Un,tario

7.1.1 Variación del VA de la Demanda 7 .2 Peaje Anual

7.2.1 Ingreso Tarifario 7.2.2 Costos de Inversión

7.2.3 Operación y Mantenimiento

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ANEXOS

105 105 106 107 110 111 114 117 ANEXO A: Análisis Detallado del Decreto Supremo. DS Nº _{029-2002-EM 118} ANEXO B: Metodo\og\a de Proyección de \a Demanda

ANEXO C: Regulación 2003 para el SST de Edecañete

Anexo C.1: SEA del SST de Edecañete, Diagrama Unifilar de Celdas 125

Anexo C.2: Valorización Detallada de la Línea 132

Anexo C.3:Valorización Detallada de las Subestac·1ones 134 Anexo C.4: Cuadros de Detalle de Análisis de Mínimo Costo 148

Anexo C.s·. F\ujos de Potenc,a 154

Anexo C.6: Diagramas unifilares de las alternativas de SEA del SST de

Edecañete 157

ANEXO D: Precios en Barra de Subestaciones Base 161 ANEXO E: Cargos de Solicitudes de pedido y autorización del uso de

Información al OSINERG, y oficio de respuesta por parte del mismo

ANEXO F: Procedimiento para Fijación de Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión

ANEXO G: Artículos de la ley de Concesiones Eléctricas, del

Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas y otras Reso\uc,ones re\adonadas a \a Determ,nadón de\ Peaje Secundario de Transmisión

ANEXO H·. Resolución Nº _{180-2004-OSICD, modtficator,a a la} Resolución Nº _{0001-2003-OS/CD}

ANEXO 1: Código fuente de la herramienta desarrollada BIBLIOGRAFÍA

163

168

171. .

INTRODUCCIÓN

Objetivo

El presente documento tiene por objetivo desarrollar una herramienta que permita la automatización y un mejor análisis en la Determinación del Peaje Secundario de Transmisión en Redes Radia\es.

Alcances

E\ documento comprende e\ desarroUo de \os S\gu,entes puntos:

Marco Legal sobre el cual se rige la Determinación del Peaje Secundario de Transmisión.

Conceptos y Definiciones Importantes. Parámetros que determinan el Peaje. Ausencia de una herramienta de análisis.

Herramienta Desarrollada.

Aplicación de la Herramienta. SST de Edecañete.

Análisis Cuantitativo de cada uno de los parámetros en la Determinación de\ Peaje a través de \a Herramienta.

Procedimiento para Fijación de Tarifas y Compensaciones para los

Sistemas Secundarios de Transmisión.

Las empresas t'ltulares de las lnstalaciones de Transm·1s·1ón en el Perú,

reciben mensualmente por los usuarios o carga final, una Compensación

que dependerá de\ tipo de Transm\S\ón que rea\\za \as \nsta\ac\cnes según \a

determinación del Ministerio de Energía y Minas, quien determina cada

cuatro años si las instalaciones pertenecen a un Sistema Secundario o

Principal dentro del Sistema Interconectado Nacional.

Esta "Compensación" a la que nos referimos anteriormente se abona

separadamente a través de dos conceptos denominados Ingreso Tarifario y

Peaje por Conexión, ambos regulados hasta hoy anualmente por la Gerencia

Adjunta de Regulación Tarifaria (GART) del Organismo Supervisor de

Inversión en Energía, OSINERG, el presente documento centra su estudio a

los Sistemas Secundarios de Transmisión.

A continuación detallamos sucintamente el procedimiento que se sigue

en \as Regu\ac\cnes de Tarifas y Ccmpensac\Cnes para \os S\stemas

Secundarios de Transmisión:

3

de admisibilidad, y si ésta resulta conforme, entonces se realiza la

Publicación en la WEB, para realizar la Audiencia Pública de Presentación y

Sustento de \as Propuestas por parte de \a Empresas T'1tu\ares, y a \a vez

recibir las Observaciones a los Estudios Técnico Económicos para

\evantar\os y a través de \a WEB de\ OS\NERG rea\,zar \a Pub\�ac\6n de \as

Absoluciones, luego el OSINERG publicar la Prepublicación del Proyecto de

Resolución de las Tarifas 'J Compensaciones 'J la información que la

sustenta, y nuevamente convocar a una Segunda Audiencia Pública para que

el Organismo Regulador sustente la Prepublicación y recibir las opiniones y

sugerencias de los interesados para luego realizar la Publicación de la

Resolución de Tarifas y Compensaciones (el Peruano y la WEB), y recibir el

último recurso Administrativo, la interposición de los Recursos de

Reconsideración, que el OSINERG publica en la WEB, y a la vez convoca a

\a ú\tima Audiencia PúbHca donde \as Empresas Titulares exponen e\

sustento de los Recursos de Reconsideración y reciben las sugerencias de

\os \eg,t,mados ,nteresados, para \uego e\ OS\NERG presentar \a Reso\uc,ón

de Recursos de Reconsideración, y finalmente realizar la Publicación de las

Resoluciones que resuelven los Recursos de Reconsideración(el Peruano,

WEB).

En el Anexo F. Se presenta un fluio grama del procedimiento que se

sigue para la Fijación de Tarifas y Compensaciones para los Sistemas

Secundarios de Transmisión.

Sistema Secundario de Transmisión.

Se puede resumir en pocas palabras al Sistema Secundario de

Transmisión que desde ahora lo abrev·,aremos SST, como las instalaciones

de transmisión por el cual el flujo es en un solo sentido, desde una barra

pr,ndpa\ hasta \a carga fina\.

Las compensaciones, específicamente el Peaje Anual se determinan en

forma dtferente en los Sistemas Prtncipales y los Ststemas Secundartas,

pero, en conceptos generales el Ingreso Tarifario se calcula en función a la

potencia y energía entregada y retirada en barras, valorizadas a sus

respectivas Tarifas en Barra , sin incluir el respectivo Peaje; el Peaje por

Conexión es la diferencia entre el Costo Total de Transmisión y el Ingreso

Tarifario. Ver ecuaciones (*) y (1 ).

Parámetros que Determinan el Peaje Anual.

Para fines de Determinar e\ Peaje se trabaja con varios conceptos que

se estudia en el Capítulo 1, pero es importante entender desde ahora el

concepto de Sistema Económicamente Adaptado que se abre\fia como·. SEA,

que no es sino un sistema que cumple las exigencias técnicas pero a la vez

resulta el más económico de un mínimo de tres alternativas de la anterior

exigencia, es decir, la suma de las inversiones la Operación y Mantenimiento

y el Costo de las Pérdidas resulta más económico durante todo el periodo de

análisis.

Entonces parámetros que intervienen- en la determinación del Peaje son

5

(SEA), los Costos de Operación y Mantenimiento, los Precios en Barra de las

Subestaciones Base, y las Pérdidas Marginales de Potencia y Energía. Determinación del Peaje Anual

El Peaje Anual es la suma de la Anualidad de la Inversión Total y los Costos Anua\es de Operac,ón y Manten,m,ento menos e\ \ngreso Tar,far,o.

PA = aCJ + COyM -JT. ... (1)

Donde·.

PA = Peaje Anual

aCJ = Anua\idad de ,a de ,nversión T ota,

COyM = Costos de Operación y Mantenimiento Anuales

JT

=

La anualidad de la Inversión Total se calcula en función a los Costos de \nvers,ón que resu\ta de un s,stema T écn,co Económ\CO durante todo e\ periodo de análisis, es decir, un Sistema Transmisión Ideal, el SEA . que no es en su mayor(a de las veces el Sistema Secundario Existente, es decir el SST.

Los Costos de Operación y Mantenimiento se estudia en cuatro grandes rubros , Operación, Mantenimiento, Gestión

y

JT = E2 * T2 -E1 * T¡ ..... ·· .. · .. (*)

Donde:

E₂ = Energía Vendida

T

T¡·= Tarifa en Barra de Compra

·Además:

T

FP) ...

·E -_{1 - 2} ·E ·* (1 + o/t o ... ..

p)

Reemplazando (***) y (**) en (*) obtenemos:

1T = T;

*E

*(FP-(I

Donde:

FP

%p

Peaje Unitario

El Peaje Unitario resulta del cociente del Peaje Secundario Actualizado entre \a energia yJo potencia ac-tuahzado, según corresponda para un horizonte de largo plazo; es decir el Peaje Unitario son los ctvs $ por kWh que recibe como compensación el dueño de las \nstalaciones secundar\as de transmisión., y es esta magnitud finalmente el fin de los Procesos de Regulación Tarifaria.

VA PeajeAnual

1.1 Aspectos Generales

CAPÍTULO 1

GENERALIDADES

Acorde con la legislación vigente cada empresa concesionaria de transmisión propietaria de un Sistema Secundario de Transmisión (SST) puede presentar ante el OSINERG, ente regulador del subsector eléctrico peruano, su propuesta de tarifas y compensaciones por el uso de su SST por e, período de un año.

recurso de reconsideración; para luego el OSINERG declarar la fecha a partir

del cual entra en vigencia las nuevas tarifas.

Todo e\ Procedimiento descrito en e\ párrafo anterior es fijado por el

OSINERG a través de Resoluciones siendo la actualmente vigente la

Reso\uc\ón N

_{180-2004-0S/CD. la cua\ se presenta en e\ Anexo H.}

En resumen, las empresas tienen que sustentar su pretensión de tarifas,

además de levantar las observaciones, para lo cual neces,tan modelos,

metodologías y herramientas tanto las empresas titulares como el ente

regulador; ésta tesis se presenta como una alternativa muy útil.

1.2 Marco Legal

El cálculo de las tarifas de los Sistemas Secundarios de Transmisión se

efectúan de conformidad con lo dispuesto en la Ley de Concesiones

Eléctricas (DL No 25844) y sus modificatorias, el Reglamento de la Ley de

Concesiones Eléctricas {DS No 009-93-EM) y sus modificatorias, e\ OS No.

029-2002-EM y el Procedimiento para fijación de precios regulados

(Reso\uc\Ón OS\NERG 0001-2003-0S/CD), éste ú\t\mo mod\f\cado

recientemente por la Resolución N

_{180-2004-Os/CD.}

En las s,gu,entes secciones se comentan los art,culos pert,nentes y

específicos relacionados a las responsabilidades y procedimientos para la

fiiación de los cargos por el servicio de los Sistemas Secundarios de

Transmisión

1.2.1 Ley de Concesiones Eléctricas (La Ley)

9

Los artículos de la Ley que sirven de marco legal para la fijación de las

compensaciones y tarifas de transmisión secundaria son: 8°, 42°, 43º_{, 44}°_,

48°_{, 49}° _{y 62}° _{en los cuales por ejemplo se establecen:}

Que \as tar,fas y compensadones a füu\ares de S,stemas Secundar,os

de Transmisión estarán sujetos a Regulación de Precios, y que la

Comisv5n de Tarifas de Energ(a (CTE), hoy la Gerencia Ad�unta de

Regulación Tarifaria (GART) del OSINERG, que desde ahora lo

abreviaremos OSINERG-GART, se encargará de la Regulación.

Que los factores de pérdidas marginales de potencia y energía se

calculan considerando el Sistema Económicamente Adaptado (SEA) y

no las instalaciones existentes de transmisión.

Que la Tasa de Actualización a utilizar debe ser 12% real anual, la cual sólo podrá ser modificada por el Minister·,o de Energía y Minas, previo

estudio del OSINERG-GART.

1.2.2 Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas

En el Reglamento de la Ley se encuentran mayores especificaciones de

algunos art(culos de la Ley de Concesiones, como del Art(culo 62º _,44 º _,etc. El Artículo 139º _{del Reglamento, es tal vez el mas resaltante en lo que}

se refiere a la determinación del Peaie Secundario de Transmisión, debido a que se define al Procedimiento para la Determinación de las

Compensaciones y Tarifas como por ejemplo:

El generador será el único que pagará la compensación que se definirá

en la Regulación si éste es seNido por las instalaciones de Transmisión

exclusivamente.

De igual manera define el procedimiento, si existe una demanda seNida

exc\ush,amente por \as ,nsta\ac,ones.

1.3 Otras Resoluciones y Decreto Supremo que influyen en la

Determinación del Peaje

La Resolución OSINERG 0001-2003-OS/CD, "Procedimiento para

Fi¡ación de Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de

Transmisión" que fue modificado por la Resolución OSINERG N

180-2004-OS/CD. Son Resoluciones que publica el Organismo Regulador, OSINERG­

GART, para demostrar la transparencia del Proceso de Regulación de

Tarifas.

En el Anexo H. Se presenta la Resolución N}180-2004-OS/CD

Completa.

En \a Oeterm,nac,ón de\ Pea1e es ,mportante tamb,én e\ aporte de\ OS

N

_{029-2002-EM, fijado por el Ministerio de Energía y Minas;}

1.3.1 OS Nº _029-2002-EM

1 1

holgados y dejaban de ser eficientes en los primeros años, esto se toma en

cuenta en et Ministerio de Energía y Minas y se pronuncia con éste Decreto

Supremo.

Un análisis detallado del DS N

_{029-2002-EM se presenta en et Anexo}

Cuando en el texto de la presente Tesis se empleen los términos "Ley" ,

"Reglamento" ,

"Ministerio" , "Dirección" , "Comisión" y "0S1NERG", se

deberá entender que se refiere a la

Ley de Concesiones Eléctricas, al

Reg\amento de \a Ley de Concesiones E\éctricas, a\ Ministerio de Energía y

Minas, a la Dirección General de Electricidad, a la Comisión de tarifas de

Energ,a y a\ Organ\smo SupeN\oor de \a \n'lersoo en Energ,a,

respectivamente.

2.1 Sistema Secundario de Transmisión ( SST )

Es la parte del sistema de transmisión destinado a transferir electricidad

hacia un distribuidor o consumidor final, desde una Barra del Sistema

Principal. Son parte de este sistema, las instalaciones necesarias para

entregar electricidad desde una central de generación hasta una Barra del

Sistema Principal de Transmis'1ón.

Artículo.58º_{.- En cada Sistema Interconectado, El Ministerio de Energía y}

Minas, a propuesta de

Comisión de Tarifas de Energía,

Principal y los Sistemas Secundarios de Transmisión de acuerdo a las

características establecidas en el Reglamento.

13

Los Sistemas Secundarios permiten

a

los generadores conectarse

al sistema principal

_{comercializar potencia y energía en cualquier}

barra de estos sistemas.

2.2 Sistema Económicamente Adaptado (SEA)

Según \as Deñn,c,ones de\ Anexo de ley, Es aque\ s,stema e\éctr,co en

el que existe una correspondencia de equilibrio entre la oferta y la demanda

de energia, procurando el menor costo y mantenimiento de la calidad del

servicio durante todo el horizonte de análisis.

2.3 Costo Medio de Inversión (CMI)

Son los costos totales correspondientes a la inversión, operación y

mantenimiento para un sistema eléctrico, en condiciones de eficiencia.

2.4 Ingreso Tarifario (IT)

Es un ingreso económico que recibe la empresa titular de las

instalaciones por ingresar al negado eléctrico, es decir, según el Artículo.600.

de la Ley, se calcula en función a la potencia y energía entregada y retirada

en barras,\la\or,zadas a sus respect,\las tar,'fas en barra, s,n ,nc\u,r e\

respectivo peaje.

2.5 Peaje Unitario (Pu)

Dentro del marco normativo vigente� el

Art

Ley de Concesiones Eléctricas establece lo siguiente:

Medio Anual, será agregada a los Precios en Barra de Potencia y/o de

Energía, o al Precio de Generación pactado libremente, según corresponda .

El Peaje Secundario Unitario es ·,gual al coc·,ente del peaje secundario

actualizado, entre la energía y/o potencia transportada actualizada, según

corresponda, para un hor,zonte de \argo p\azo (que en este caso es ,gua\ a

15 años)".

Para la determinación de los peaies también se ha considerado la

aplicación del Decreto Supremo N

_{029-2002-EM; en el Artículo 1}

_se

disponen 3 criterios de los cuales se transcribe el relevante para el caso:

a.

En los sistemas radiales se utilizará como demanda actualizada el valor

presente de los flujos de energía y/o potencia que permita transportar

las respectivas instalaciones en condic·,ones de eficiencia. la demanda

anual mínima a considerar será igual al 50% de la capacidad de

transporte de dichas insta\aciones .

2.6 Clasificación de los Sistemas por nivel de tensión (MAT/AT/MT/BT)

Importante es clas,f\car las ,nstalack>nes por n,vel de tens,ón, y

familiarizamos con esta, durante toda la tesis utilizaremos esta clasificación,

debido a que los resultados de los peaies son en esta misma clasificación.

Los Sistemas Secundarios de Transmisión los clasificamos por nivel de

tensión de la siguiente manera:

Muy Alta Tensión , MAT: Niveles mayores a los 100kV.

CAPÍTULO 111

PARÁMETROS QUE DETERMINAN EL PEAJE

Para realizar la formulación para la determinación de los Peajes Anuales

y Unitarios, es conveniente antes conocer los parámetros como la Demanda,

la Determinación del Sistema Económicamente Adaptado (SEA), los Costos

de \nversión(C\) , \os Costos de Operación y Mantenimiento (COyM), Precios

en Barra de las Subestaciones Base y las Pérdidas Marginales de Potencia y

cada uno de ellos.

3.1 Proyección de la Demanda

Un factor muy importante en la determinación del Peaje Secundario de

Transmisión es la proyección de la ventas de energía y la máximas demanda

de potencia, la proyección buscará ser la mas cercana a la real, la más

probable, y usará el método que mejor se ajuste al Sistema Secundario, a los

datos con los que se cuenten, datos históricos de demanda de potencia y,

energía; presentando una metodología , la proyección misma

y la

justmcación.

Veamos la ecuaciones planteadas en la Introducción del trabajo:

P_A

=

CMI = aCJ

+

JT = T₁

*

(3.l)

(3.2)

Donde:

IT = Ingreso Tarifario

CMJ

T1 = Tarifa en Barra de Compra

E2 : Energia Vendida

FP = Factor de Pérdidas Marginales

%p

=

Entonces se observa a simple· vista que la única participación de la Demanda en la Determinación del Peaje Anual es en el lngreso T arifar'10

pero, lo que las ecuaciones no muestran que para la Determinación de la

Anua\idad de \os Costos de \nversión es 1mprescind1b\e conocer primero el

Sistema Económicamente Adaptado (SEA), y para definir el SEA es

\mportante reaHzar una proyecc\ón de \a demanda que _guarde una re\ac\ón

muy estrecha con la realidad; por tanto, la Proyección de la Demanda tiene

una influencia directa e indirecta en la Determinación del Pea¡e Anual.

A continuación se analiza el tipo de influencia que tiene la Proyección de Demanda en cada uno de los componentes del Peaje anual, ver figura 3.1. Reemplazando (3.3) en (3.1) obtenemos:

PA = aCJ + COyM -1'¡ * E2 *(FP-(1 + %p)) (3.4)

Directa, intervención directa de la Proyección de Demanda de Energía.

Indirecta, ya que el CoyM es función del Costo de Inversión.

Indirecta, La Proyección de Demanda es indispensable en la Determinación del SEA, que es lo que finalmente se valoriza a través de Módulos de Inversión.

17

El resultado final de los Procesos de Regulación Tarifaria no es el Peaje

anual, sino el Peaje Unitario , es decir, los ctvs US$ que recibirá el propietario

de las instalaciones de transm·1s·1ón secundaria por cada 'KWh.

Dohde:

p_u = VA_PeajeAnual VA Demanda

VA_PeajeAnual

= Valor Actualizado del Peaje Anual

VA_ Demanda

= Valor Actualizado de la Demanda.

(3.5)

En el Capítulo VII del presente trabajo se realiza un análisis completo de

la influencia cuantitativa de la demanda en la Determinación del Peaje Anual

y Unitario, gracias a una herramienta genuina que se desarrolla

se presenta

como una gran att.ernat1va de anáhs1s.

Para la estimación de las demandas existen numerosos métodos, desde

e� más sencmo como e� determ\nar �gún �a tendenc\a h\stór\ca de �as 'lentas

de energía, hasta los más complejos como los que buscan una correlación

entre las ventas de energía, Producto Bruto lnterno, Población y Número de

Clientes; luego mostraremos las diversas correlaciones que se busca entre

las ventas de energía y las otras variables consideradas, como por ejemplo

tomaremos la conclusión en lo que se refiere a la proyección de la demanda

del estudio aprobado por el OSINERG en el año 2003 para una empresa

cuya área de concesión es la zona sur de Lima. Ver Anexo B

Un método muy utilizado debido a que los métodos complejos se

reducen a resutt.ados muy s1m1\ares a éste es de\ que presentamos \as

siguientes premisas:

crecimiento de las proyecciones de energía y potencia sean también

positivas.

los datos h"1stóricos de demanda eléctr·1ca se obt"lenen de la prop·1a

empresa titular de las instalaciones y/o de los datos estadísticos de

OS\NERG.

El crecimiento de la demanda de energía se estima a partir del análisis

de \os datos h,stór,cos, utmzando una metodo\og\a estad\st,ca de aiuste

de proyección. Los resultados se validarán mediante indicadores

estadísticos apropiados.

La proyección de la demanda de potencia se realiza sobre la base de la

proyección de la energía y el factor de carga.

El factor de carga responde a la máxima demanda de potencia en cada

alimentador y al consumo de energía anual de dicho alimentador.

En el Anexo B. Se presenta Metodologías de Proyección de Demanda.

3.2 Determinación del Sistema Económicamente Adaptado ( SEA

)

19

PA =aCl+COyM-1'¡ *E2 *(FP-(1+%p)) (3.4)

Directa, interviene ya que los Factores de Pérdidas Marginales se obtienen del flu¡o de carga

Indirecta, el CoyM es función del Costo de

Inversión.

Indirecta, los Costos de Inversión dependen del Sistema Ideal que se determina para las instalaciones.

Figura 3. 2: Sistema Económicamente Adaptado en la Determinación del Peaje

Para ta defin1ción dei SEA correspondiente es necesario un estudio de

planificación de �a red- de transmisión considerando el Horizonte

a-

Largo

­

-P-\azo {horizonte de

-

anáns

·

1s), con

-

_{el -fin ae conf,g-u-rar 1a red de transmisión}

óptima para atender los requerimientos

.

de

.

la demanda en

.

forma confiabJe

.

de

.

acuerdo a \as normas ,Agentes.

El SEA del SST se determina en forma simultánea con otro parámetro,

Los Costos de lnvers\ón, deb\do a que el SEA es la alternaUva mas

económica de un mínimo tres alternativas técnicamente eficientes, esto se

aprecia en el Análisis de Mínimo Costo que se realiza en todos los estudios

para la determinación del SEA; en el Anexo C.4 presentamos dicho análisis

que se realizó para la Regulación 2003 del SST de Edecañete.

-Por tanto una -vez

·

definida

-

la -Demanda

-

y -después

-

de

·

determinar

·

el SEA,

prácticamente

-

queda

-

completamente

-

encaminado el estudio

-

técnico

­

-

económico

-

para

-

fijación

-

de

-

tar'1fas .y

-

compensac·,ones en

-

los

-

Sistemas

3.2.1

·

Determrnación

-

Configuración

-

del 5-EA

Los Sistemas -Económicamente-Adaptados-de- los -SSTs- se-conforman bajo �os siguientes cr·1terios:

El horjzonte. de .. estudio es de 15 años (Según Artículo 2º _{del DS. N}º

029-2002-EM ...,�gente).

La tasa de descuento a aplicar es del 12% anual (Según Artículo. 79º _de

la Ley).

El tiempo de vida útil de las instalaciones de transmisión es de 30 años,

con un valor de rescate nulo al final del período (Según Artículo 2º _del

OS. Nº _{029-2002-EM vigente).}

Para la determinación de la configuración óptima del SEA se sigue el criterio de ''mínimo-costo" (least cost) que contemple-el menor-costo del valor presente- de- los costos- totales que comprendan los costos de

-inversión, -operación y mantenimiento -Y pérd"1das eléctr·,cas -esf1madas

durante el período de estudio, de alternativas equivalentes técnicamente ...,�ables.

El criterio de viabilidad técnica exig� que las alternativas de sistemas de

transmisión a proponer tengan la capacidad suficiente como para

entregar la energía demandada dentro de los límites de tolerancia de

regulación de tensión.

Como criterio de definición técnica de los equipos y componente de los

sistemas de transmisión será la selección de los tipos y características

,1

21

diseño prefijados.

En el Anexo C.4 se presenta Cuadros de Detalle de Análisis de Mínimo

Costo.

3.3 Costos de Inversión

Los Costos de \rwers,ón T ota\es es otro de \os parámetros ,mportantes

en la Determinación del Peaje, como se observa en la ecuación del Peaje

Anual interviene en forma directa e indirectamente a través del CoyM, ver

figura 3.3.

P

aCJ

COyM -T\ *E

* (FP-(1

%p))

(3.4)

Indirecta, ya que el CoyM es función del Costo de

Inversión.

Directa.

Figura 3. 3: Intervención del Costo Inversión en la Determinación del Peaje

Los Costos de Inversión son determinantes, el Peaje Unitario guarda

una relación directa y casi lineal, tal como se aprecia en los resultados

gráficos

de \a herramienta que se desarrona en el presente trabajo, Capítulo

VI y, VII; pero, antes de analizar y llegar a este capítulo es conveniente saber

a\gunos cr,terk>s genera\es que se t\enen en cuentan para determ\nar \os

Costos de lnversión.

3.3.1 Criterios Generales

Los costos de

Inversión se determinan siguiendo los siguientes criterios:

La determinación del costo de inversión de las líneas de transmisión,

subestaciones y telecomunicaciones, se realiza sobre la base de

módulos de líneas definidas técnicamente y de costo eficiente, por zona

geográfica, ámbito del sistema.

Los costos de equipos y materiales se basan en costos de mercado

tomadas de diferentes fuentes (nacionales e importados) provenientes

de cotizaciones sohcitadas a \as principales empresas

comercializadoras del sector, la base de datos de la información

entregada por OS\NERG-GART, \\C\taciones de compras de \a

DEP/MEM e información de importación de equipos (Aduanas).

Los costos de inversión se desagregan por moneda (nacional

y

extranjera), costos directos e indirectos, suministros locales e

importados.

23

paquetes de proyectos de un tamaño típico del orden de 5 millones de

US$.

Los intereses intercalarios considera un financiamiento total de los

costos directos, a tasas de mercado (tasa promedio mensual T AMEX,

pub\icada por e\ BCR).

3.3.2 Módulos de Líneas de Transmisión

Para seleccionar los módulos de 'lalorización de las Hneas se considera

el nivel de tensión de transmisión, la zona de ubicación geográfica, el nivel de

contaminación, el ámbito general del recorrido y los accesos.

Presentamos a continuación el proceso para determinación de la

valorización de los módulos de Líneas.

La valorización de la línea del SEA, se realiza siguiendo la siguiente

metodología:

a. Se selecciona el módulo general que la representa, según el nivel de

tensión, número de circuitos, tipo de estructura y ubicación geográfica

b. A partir de\ módu\o genera\, se determina e\ "'ªno básico

correspondiente a la sección del conductor y el ámbito particular de la

Hnea (urbana, semiurbana, rural).

c. Se determina el vano promedio de la línea usando los siguientes

factores aplicados al vano básico:

Zona rural, plana 1. 00

Zona urbana 1.00

Zona semiurbana 1 . 00

d. Se determina el número de estructuras totales que resulta de la longitud de la línea entre el vano promedio (distancia promedio entre estructuras).

e. Se determina la cantidad de estructuras por tipo (estructuras de

a\,neam,ento entre 60-75% de\ tota\ de estructuras). Luego se procede a

valorizar las estructuras.

f. Se valoriza la parte Civil, comprendida poc

Movilización y desmovilización.

Obras preliminares

Caminos de acceso

Excavaciones, rellenos y eliminación

Encofrado, desencofrado, concreto y acero. g. Se metran y valorizan los aisladores.

h. Se metra y va\or1za e\ conductor de \a secc1ón defin1da.

i. Se metran y valorizan las retenidas y puesta a tierra.

j. Se adicionan las partidas de inspección de Hnea, ingenieda de detane, prueba y puesta en servicio y operación experimental. También se

considera 2,5% para repuestos.

Se adicionan los costos indirectos.

En el capítulo V de ésta Tesis se presenta un ejemplo de valorización de un módulo estándar de linea, un módulo que tiene las características de la

25

3.3.3 Módulos de Subestaciones

Para la valorización de las subestaciones se desarrolla un sistema de

módulos estándares de los componentes de la subestación. La dasifificación

lo podemos hacerla de la forma siguiente: a) Módu\os de Ce\das

Dentro de los módulos de celdas se tienen los siguientes tipos:

Celda de Hnea.- Comprende las ,nstalaciones que perm,ten la saHda o

llegada de una línea al sistema de barras.

Celda de Transformador.- Comprende las instalaciones que permiten la

conexión del transformador de potencia al sistema de barras.

Celda Línea-transformador .- Comprende las instalaciones que permiten la

salida o llegada de una línea conectado directamente con un transformador

de potencia, es decir que-no- hay un sistema de- baffas.

Las celdas incluyen el equipamiento electromecán·1co princ·1pal que

compre_nde __ los __ equipos_ de _alta, tensión y_ el equipamiento electromecánico

comp\ementar\o que comprende \os mater\a\e$ para e\ s\stema de barras,

tableros de protección, cables de control, puesta a tierra superficial, sistema

de pórUcos, etc.

También incluyen las obras civiles correspondientes a cada celda,

comprenden las bases de los equipos y pórticos y las canaletas de cables de

control.

b} Módulos de-transformador-de potencia

-Comprende la ·instalación de un Transformador de Potenda en la

con sus respectivos rieles y poza de aceite.

c) Módulos de Bancos de condensadores

Comprende la instalac·rón de bancos de capac'rtores, con sus bases de

concreto para l.os que se instalan. sobra la. superficie_. Para potencias. ha$(a .

450 kVAR se \nsta\an en poste.

d) Módulos de Servicios Auxiliares

Comprende la instalación de los servicios auxiliares tanto en corriente

alterna como corriente continua de la subestación.

e) Módulo de Red de tierra profunda

Comprende la instalación de la red de tierra profunda de la subestación

con utilización de conductores de cobre, varillas de tierra, empalmes con

soldadura, etc. Las obras civiles comprenden la apertura y relleno de las

zanjas.

f) Móou\o de \nsta\aciones exteriores

Comprende el alumbrado normal y de emergencia de los patios de

eléctricas del patio. El equipamiento electromecánico comprende los postes, pastorales, artefactos de iluminación, reflectores, tomacorrientes, tubos de

pvc, cajas de paso, etc.

g) Módulo de Obras Civiles Generales

Comprende las obras civiles generales de la subestación, según el tipo

de- instalación; o- sea· si· la- subestación- es del· tipo· convencional o· rural y­

según los niveles de tensión ex·,stentes en la subestac'lón.

27

Comprende las Obras Civiles del Edificio de Control de las

subestaciones

,

a�,

exterior.

El proced·1miento que se s·,gue para la valorizac·,ón de los módulos

estándares de subestaciones, es el siguiente:

Se 'la\or\za \os sum\n\stros de procedenc\a extran1era y de procedenc\a

nacional tomando como base los costos y precios unitarios correspondientes,

los mismos que tienen como fuente cotizaciones solicitadas a las principales

empresas del sector, la base de datos de la información entregada por

OSINERG-GART, licitaciones de compras de la DEP/MEM e información de

las Aduanas. Para los suministros de importación se valoriza a partir de

precios FOB, se le aplican los costos de flete marítimo y seguro, aranceles y

gastos de aduana y el

·

transporte

·

local a obra. Para 1os

·

suministros

nacionales se considera el transporte a obra en la valorización.

Se valorizan los Costos de Obras Civiles y Montaje Electromecánico

tomando como base estudios previos, los cuales se han desarrollado bajo

una est\mac\ón de costos por aná\\s\s de predos un\tar\os. Para ta\ efecto, se

han aplicado análisis de precios unitarios típicos de éstas labores de

construcción y montaje que han sido resultado del estudio de diversos

procesos de construcción, presentados por los contratistas de obras que han

sido supervisadas y valorizadas.

Obteniéndose como resultado el total del costo directo correspondiente

a cada módulo estandarizado.

de su costeo individual.

Al subtotal de costo de los módulos que corresponden a cada

subestación, se le añaden los costos directos varios tales como movilización

y desmovi\ización-, obras provisiona\es·, ingenier1a de deta\\e y pruebas y puesta en servicio; con lo que se obtiene el total de costos directos de la

subestadón.

A este ultimo se le añaden los costos indirectos tales como servidumbre,

ingeniería, supervisión, administración, gastos financieros, gastos generales

y utilidades; obteniéndose el total de costos de la subestación.

Finalmente como parte del proceso de valorización, se asigna a los

módulos de celdas existentes en la subestación el costo de los servicios

auxiliares, proporcionalmente al costo directo de cada modulo de celda. De

forma similar se asigna a dichos módulos de celdas los otros costos de

módulos comunes, de costos directos varios y de costos indirectos; con lo

cua\ se obtiene \os nuevos costos de módu\os de ce\das que inc\uyen su

costo directos y las asignaciones indicadas. Los módulos de transformación y

de bancos de condensadores quedan con su costo dkecto.

Estos últimos costos calculados sirven de base para el cálculo global de

los costos de Inversión y su posterior aplicación a los peaies.

En el Anexo C.3, se presenta la Valorización Detallada de las

subestaciones del SEA del SST de Edecañete para la Regulación 2003.

3.3.4 Inversiones No Eléctricas (INE)

Medio de Inversión,

son costos que de inversión que no se relacionan con

el negocio eléctrico. Las INE en realidad depende de las instalaciones, el

nive\ de tensión, su ubicación, etc por ejemp\o son ·invers·1ones no e\éctricas

las siguientes:

a) Centro de Cor.tro\

Te\ecomur.\cac\or.es·.

- Centro de Control de Operaciones

- En\ace de Te\ecomunicaciones

b)

Otros

a)

Centro de Control

Telecomunicaciones

1)

Centro de Control

Operaciones

29

Para hallar el CMI se partieron por obtener los precios que el

mercado internacional ofrece en cuanto al suministro de equipos que forman

parte del Centro de Control moderno con posibilidad de expansión a largo

plazo.

2)

Enlace de Telecomunicaciones

Para obtener e\ Costo de \nversión de

éste en\ace de

telecomunicaciones se tiene que obtener la cantidad de fibra óptica

necesar\a, \a ferreteda para e\ montaje de \a m\sma, \as cajas de empa\me de

fibra óptica de la ductería subterránea, paneles, etc.

b)

Otros

En ésta categoría otros, se consideran algunos edificios y

construcciones, equipos de almacén, maestranza, medición

control,

3.4 Operación y Mantenimiento

P_A = aCI + COyM -

I;

(3.4)

�t.. Directa.

Figura 3.4: Op�ión y mantenimiento

_en

Para la Determinación de Peaies, mayormente a los Costos de

Operación y Mantenimiento se le subdivide en cuatro grandes rubros:

Operación, Mantenimiento, Gestión y Seguros; y utilizando el método del

Costeo Basado en Actividades se determina el Monto Anual en cada uno de

estos rubros, luego se realiza el cociente de la suma de estos entre la

inversión total, obteniendo el porcentaje de la lnvers·1ón Total que representa

el CoyM, que normalmente se encuentra en el rango de 2.5 a 4.0%

Entonces, para \a determinacuión de\ CoyM se emp\ea \a metodo\ogia

del Costeo Basado en Actividades la cual aplicada a los procesos de

mantenim�nto nos permite eva�uar �a asignación de recursos y sus costos a

cada actividad expresándolos como: mano de obra, herramientas - equipos y

materiales, tomando como base las cantidades y costos estándar del

mercado. Luego se analiza cada proceso de mantenimiento aplicable a cada

Línea y Subestación y se le asignan las actividades y los costos que le

correspondan. Al final se calcula el Costo Total del mantenimiento.

Este procedimiento permite realizar el análisis de cada proceso y de sus

actividades v·,sualizando los que tienen mayor ·inc·1denc·1a en los costos totales

del mantenimiento.

los crner1os genera\es ap\1cados a\ manten1miento de Uneas de

transmisión y Subestaciones son:

• Los salarios del personal se ajustan a precios del mercado.

31

• Considerando la gran variedad de precios por los mismos equipos y herramientas existentes en e\ mercado, según marca y procedenc·,a, \os costos de equipos y materiales obedecen a precios del mercado con

estándares de ca\\dad y seguridad en su man,pu\eo.

• Los procesos y actividades de mantenimiento obedecen a actividades rea\,z.ab\es y ap\\cab\es según \as caractertst,cas de \a ,nfraestructura elegida.

• Los intervalos de intervención y los alcances obedecen al requerimiento de las instalaciones por condiciones climáticas, ubicación geográfica, niveles de tensión, tipo de instalación. Se debe considerar que la

instalación es nueva y responde a un SEA.

• Los rendimientos de una actividad responden a las condiciones amb"tentales, ubicación geográfica de la ·instalación, calidad del recurso

humano y características de la instalación.

3.5 Pérdidas Marginales de Potencia y Energía

P_A

=

*

*

� _{� Directa.}

Figura 3. 5: Pérdidas de potencia y energla en la determinación del peaje

Éste es un parámetro que después de definirse \a demanda se

determina en forma simultánea con el SEA y Los Costos de Inversión, por tanto estas pérd\das son de\ S\stema Económ\camente Adaptado y no as\ del Sistema Secundario existente.

obtener FP y o/op se realiza operaciones básicas con los flujos de carga, por

ejemplo tomaremos a la siguiente Configuración:

11.6 5.1

11.5 4..4

11.5 4.4

11.5 4.4

11.5 3.8

MAT/AT

60XV 60.00

60 :t..'V 'S�.?8

AT

AT/MT

9.'<'9

Cuadro 3. 1: Flujos y pérdidas del sistema

TRANSFORMADOR MAT/AT

Subestación MVA Relación de PUNTA Transformación Fluio (MWl Fluio (MWl

kV Envio Recepción Cañete 20 220/60 11.55 11.52

TOTAL 11.55 11.52

PERDIDAS (%)

LINEAS DE TRANSMISION - AT

NOMBRE DE LA LINEA Nivel de PUNTA Desde Hasta tensión kV Flujo (MW) Flujo (MW)

Envio Recepción

Cañete Cañete 60 11.52 11.49

TOTAL 11.52 11.49

PERDIDAS (%)

TRANSFORMADOR AT/MT

Subestación MVA Relación de PUNTA

Transf�n frujG(MW} frujG(MW}

kV Envio Recepción Cañete 20 60/10 11.49 11.46

TOTAL 11.49 11.46

PERDIDAS (%)

DEMANDA 2003

POTENCIA POTENCIA (MW) ENERGIA

(MW) MT AT MT AT

Cañete 11.46 11.46 62284.2 62284.2

TOTAL 11.46 11.46 62284.2 62284.2

33 Pérdidas MW 0.04 0.04 0.31% Pérdidas MW 0.03 0.03 0.22% P?érd\da& MW 0.04 0.04 0.31% MAT 62284.2 62284.2

Después de definir la pérdida de potencia en cada uno de los niveles,

con el producto del factor de pérd·1das y de 8760 horas se define las pérdidas

de energía respectivamente , el %p se define como el valor de esta energía

entre la demanda de energía en este n·1vel mas las pérd'1das de energía para

llegar de éste nivel hasta la carga final. Estos resultados son los que

Cuadro 3. 2: Cálculo de pérdidas de energla

MW MWh

MAT/AT 0.0164 143.76 0.230%

AT 0.0,,4 99.83 o.,&1%

AT/MT 0.0160 139.77 0.224%

Finalmente se obtiene los Factores de Pérdidas Marginales de Energía

(FPME) con la siguiente ecuación:

FPME=1+2%p (3.6)

Cuadro 3. 3: Factor de pérdidas marginales, de potencia y energía

Punto de Venta de Energ(a

FPMP

EnA1" '\.0044

EnAT/MT 1.0061

3.6 Precios en Barra de la Subestaciones Base

FPME

1.0046

'\ .00"?,2

1.0045

Un parámetro necesario es el Precio Promedio de Energía de las

Subestaciones Base, se denomina Subestación Base a la subestación mas

cercana a \as insta\aciones que se encuentra definida su Precio en Barra de

Potencia en Punta (PPB), Precio Marginal de Energía en Punta (PEMP), y

Predo Marg,na\ de Energ\a Fuera de Punta (PEMF), e\ OS\NERG pub\,ca en

su WEB una relación de éstas con éstos parámetros anualmente.

En el Anexo D. Se presenta los precios en Barra de las Subestaciones

Base.

35

PA = aCJ + COyM -T;

* E

+

(3.4)

Directa, a través de la tarifa en la barra de compra

de energía, T1.

Figura 3.7: Intervención de los precios en barra en la determinación del peaje

T;

= Precio Promedio de Energía en la Barra de Compra de energía.

Para determinar

es necesario conocer y definir el porcentaje de horas

presente en punta y Fuera de punta, y conocer las siguientes ecuaciones:

PPB = PPM

+

PEBP = PEMP

+

PEBF

=

+

Donde·.

PPB

= Precio en Barra de Potencia en Punta

PPM

= Preck) Marg,nat de Potenc,a

PCSPT

= Peaje Unitario por Conexión al Sistema principal

PEBP

=

Precio en barra de Energía en Punt.a

PEMP

= Precio Marginal de Energía en Punta

CPSEE

=

Cargo por Peaje Secundario de Transmisión

Energía

PEBF

=

Precio en Barra de Energía Fuera de Punta

PEMF

=

Precio Marginal de Energía Fuera de Punta

(3.7)

(3.8)

(3.9)

equivalente en

El Precio Promedio de Energía se determina por medio de la siguiente

ecuación·.

k2 =0.19% k3 =(1-0.19)%

Donde:

k

=

k2 • k3 = constantes que expresan los porcentajes de energía presente en

CAPÍTULO IV FORMULACIÓN

Después de conocer a cada uno de los parámetros que intervienen en

la Determinac·1ón del Peaje, se procede a formular y calcular el Peaje

Unitario, en éste capítulo se trata la formulación mas en una forma explicativa

que a nive\ de f órmu\as.

4.1 Anualidad de la Inversión

Económicamente Adaptado (SEA) del Sistema Secundario de Transmisión

(SST), para cada uno de los años comprendidos dentro del período de

estudio.

Para cada año proyectado se calcula la anualidad del Costo Medio de

Inversión, según la conflgurac'lón del s·1stema para tal año utHizando la tasa

de descuento del 12% (según el Artículo. 79

_{de la Ley),anual y 30 años de}

vida úfü de \as insta\aciones (Según e\ Articu\o. � de\ DS N

_{029-2002-EM).}

4.2 Factor de Pérdidas

calcular el FP se acumulan las pérdidas de potencia y energía total del

sistema y se expresan como porcentajes respecto a la demanda.

4.3 Ingreso Tarifario

Los Ingresos Tarifarios son determinados con los Factores de Pérdidas

Margina\es determinados mediante e\ aná\isis de i\ujo de carga con e\ cua\

determinamos las pérdidas.

Los precios de potencia y energ,a utmzados para calcular el lngreso

T arifario corresponden a las barras de referencia cercanas a la zona de

análisis.

4.4 Peaje Unitario

El peaje secundario unitario expresado en ctv US$/kWh resulta de

div'rdir el Valor Presente del peaje anual entre el Valor Presente de la

demanda de energía por cada nivel de tensión; se considera la demanda

una distribución a \o \argo de\ año por \o que ap\icamos una iórmu\a de

descuento mensual, con los valores a fin de mes

Se utmza un hor,zonte de 15 años (según el Art\culo 2

_{del OS N}

029-2002-EM), para la determinación de los valores actualizados del Peaje

secundario y del consumo de energía eléctrica.

Dado que la configuración para todos nuestros sistemas en estudio son

radiales , se aplica el OS 029-2002-EM para el cálculo de los peajes de la

transmisión del sistema eléctrico .

4.4.1 Cálculo del Peaje

39

1. Para el sistema eléctrico se determinan los consumos de energía

proyectados para los años de estudio (según Ley, 15 años), las

demandas se d·1stribuyen de acuerdo a\ n·,ve\ de tens·1ón.

2. Se determina el Costo Medio de Inversión (CMI) del sistema

económicamente adaptado, desagregados por ni\fe\es de tensión.

3. Los costos de operación y mantenimiento se calculan para el total del

sistema se expresan como un porcentaje del CMl.

4. Se proyectan los Costos Medios anuales desagregados por niveles de

tensión para un periodo igual al horizonte de análisis, según lo

siguiente:

• Para cada año proyectado se calcula la anualidad del CMI, según la

configuración del sistema adoptado para tal año, a una tasa de

descuento del 12% (vigente según Ley) anual y 30 años de vida útil

de las instalac·1ones, (v·,gente según OS. 029-2002-EM) conforme a

lo dispuesto en los procedimientos vigentes.

• A \as anuaHdades se \es agrega e\ COyM anua\ proyectado según e\ porcentaje calculado para el sistema adaptado, la suma de la

anuahdad de\ CM\ más e\ COyM es e\ costo medio anua\.

5. Se calcula el peaje anual desagregado por líneas y transformación,

cuyo valor resulta de hacer la diferencia entre el Costo Medio anual e

Ingreso Tarifario (IT) cuyo procedimiento de cálculo se describe más

6. Se calcula en valor presente (VP) del peaje anual proyectado para 15

años (horizonte de largo plazo) a una tasa de descuento del 12%

anuaL (Según ley)

7. Se calcula el valor presente (VP) de la demanda proyectada para 15

años (Según OS Nº _{029-2002-EM), cons\derando una o,str,buc,6n a \o}

largo del año por lo que se aplica una fórmula de descuento mensual,

con los valores a fin de mes.

8. El peaje secundario unitario expresado en ctv US$/kWh resulta de

dividir el VP del pea¡e anual entre el VP de la demanda de energía por

cada nivel de tensión.

La demanda que se menciona en el punto 1 es el resultado final luego

de aplicar a cada s·,stema eléctr",co el OS N(> _{029-2002-EM; cuyo}

procedimiento de cálculo se describe en el Anexo A.

Cálculo de los factores de pénSidas marginales de potencia y energia

(FP)

Para el cálculo de los �actores de pérdidas marginales de potencia y

energía se sigue el siguiente procedimiento:

a) Para la configuración del sistema económicamente adaptado del año

inicial, se deben realizar simulaciones de flujo de potencia en

condiciones de máxima demanda para calcular las pérdidas en las

líneas y transformadores.

b) Para determinar las pérdidas de energía del año inicial y tomando en

41

redes radiales, se usa el factor de pérdidas (fp) que se calcula mediante

la siguiente expresión:

jp

aje+ bfc

Donde los valores a y b dependen del tipo de carga; para cargas de distribución se utilizan los valores de a=0,3 y b=0,7.

c) Para calcular los FP se acumulan las pérdidas de potencia y energía tota\ de\ sistema de EDEC y se expresan como porcentajes respecto a la demanda.

d) Los FP de potencia y energ,a se caicuian mediante ia siguiente

expresión:

FP

100

Donde: po/o = porcentaje de pérdidas variables. Cálculo del Ingreso Tarifario (IT)

(4.2)

De conformidad con los procedimientos de cálculo del IT para las insta\aciones de\ SPT·, e\ \T se determina mediante \a siguiente expresión·.

IT = Ingresos en barra de venta - costo en barra de compra.

Por tanto·.

Donde:

T1 y T2: Tarifas en barra de compra y venta respectivamente.

(4.3)

E� y E2: Energía (o potencia) comprada y vendida respectivamente.

Finalmente expresando la fórmula de cálculo del IT en función del FP y

IT

T¡xE

[FP-(l

Para determinar el IT se consideran los siguientes criterios:

{a) Los precios de potencia y energía considerados para calcular el lT son

los determinados en la última fijación tarifaría para las tarifas en barra de\ per1odo.

(b) Para el cálculo del IT sólo consideramos las ventas de energía por lo que e\ precio para e\ cálculo de\ \T será e\ monóm\CO que cont\ene e\

precio por potencia, el precio por conexión al sistema principal y el

precio de la energía de punta y fuera de punta.

(c) La participación de la energía en horas de punta se tomó del SEIN , o de la información propia de la empresa titular de las instalaciones.

( d) El IT se calcula para cada mes.

4.5 Fórmula de Actualización

Para la determinación de las correspondientes fórmulas de actualización

se considera la composición de los costos de inversión, operación y

mantenimiento en sus componentes de moneda naciona\ y moneda

CAPÍTULO V

HERRAMIENTA DESARROLLADA

Después de ver los capítulos anteriores se observa que la Determinación

del Peaje es un proceso bastante operat"lvo y muy ·interesante para un mayor

análisis, hasta el día de hoy el Organismo Regulador de las Tarifas,

OS\NERG-GART, y \as Empresas Tnu\ares de \as insta\aciones secundarias

de transmisión trabajan en su totalidad con libros y hojas Excel que se

encuentran 'l,ncu\adas , con h,peN,ncu\os, una hoja precedente de otras, y

muy centradas en la parte operativa y no en un mayor análisis de los

resulta.dos, por tal motivo se desarrolla esta nueva herramienta. que

automatiza todo el cálculo y brinda opciones genuinas de análisis.

5.1 Características _y Configuración General del Sistema

Económicamente Adaptado

5.1.1 Descripción del Sistema

El Sistema Económicamente Adaptado desarrollado esta conformada por una troncal con dos (2) líneas de Transm·1sión ,transm·1sión en MAT (Muy Alta Tensión) y en AT (Alta Tensión), subestaciones en MAT/MAT , MAT/AT, y AT/MT, y cada barra con sus respecfr-Jas derh,ac\ones, iormando as\ un sitema de treinta ( 30 ) barras, quince ( 15) subestaciones, uno ( 1) en MAT/MAT, cinco( 5) en MAT/AT, nueve (9) en AT/MT, catorce ( 14) Hneas de transmisión, cinco ( 5 ) en MAT y nueve (9) en AT .

La configuración desarrollada cuenta con barras como la: 3, 5, 7, 9, 11, 12, 13, 14, y 15 que tienen demandas en dos (2) tipos de clasificación, MT y AT.

MAT f19 112 MAT

BARRA4 �-k'l

d8 d5

AT AT

124 116

BARRA 5 BARRA3 d9(MT) d10(Bl)

d8(Ml) d7(Bl)

A:t _{�¡ 144}

BARRA12 BARRA 11

d19(MT) d20(Bl) d17(Ml) d18(Bl)

ESQUEMA UNIFILAR GENERAL

�,:

111 13

MAT

BARRA10

AT

� 151

8

TT

d3(t,1i) d4(Bl)

AT

MAT

BARRAS

1 f3

.

d11

AT

BARRA 7

d12(Ml) d13(BT)

152

45

MATIAT

BARRA 8

.

AT

140 f41

� T/MT

BARRA9

d15(MT) d16(Bl)

-·

• •• ..,.._.. ... ...,...,.. _,."""' L.aa ••�

IJICll�IUIIICII UG I IUJV

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__

¡¡.t;r'i(i_·

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/ . Taso �r0Ctlvo anual: Tosa _{_,}/

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Í -HorlZ Anál: Hanal _i / -Taso áe cambio: leo /

• .;¡

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1

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/ COVm1=0pef / / COYm2=M!fo / /éOVm��GestiónÍ / COYm,a'"seg. / •----··-·----·-·----- · .-·---, ·--------l--..-----·-···--·--·-.... J

/ Af-rv o pürtr. ;ir; /

/ Ingresa Demanda: Aro i /

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