CRITERIOS, MODELOS Y METODOLOGÍA CRITERIOS, MODELOS Y METODOLOGÍA UTILIZADOS PARA LA ELABORAION DEL PLAN UTILIZADOS PARA LA ELABORAION DEL PLAN

DE INVERSIONES DE LA EMPRESA DE INVERSIONES DE LA EMPRESA ELECTROSUR S.A.ELECTROSUR S.A.

(Periodo 2013 – 2017)

22 de setiembre de 2011

AUDIENCIA PÚBLICA

ELECTROSUR S.A.

I. AntecedentesI. Antecedentes

EcuadorEcuador

ColombiaColombia

Brasil

Chiclayo

Guadalupe

Trujillo

Chimbote

Zorritos

Talara

Cañón del Pato

Piura

Aguaytía

Pucallpa

Tingo María

Carhuaquero

Cajamarca

Tumbes

Huánuco

Huaraz

Gallito CiegoPacasmayoTrupalTrujillo Sur

GeraMoyobamba

Bellavista

Tarapoto

Poechos

CurumuyPaita Sullana

Sistema Sistema

Eléctrico Eléctrico

Interconectado Interconectado

Nacional Nacional

� Electrosur cuentacon líneas detransmisión en 33y 66 kV, quepermiten llevarenergía eléctrica alos sistemas dedistribución de susZonas deConcesión.

3

B

o

l

i

v

i

a

Océano

Pacífico

Paramonga

Independencia

San Juan

Marcona

Ica

Paragsha

YanangoCahuaHuacho

Yaupi

Quencoro

CachimayoMachupicchu

Cusco

Tintaya Azángaro

Juliaca

Puno

Aricota

TacnaIlo 1

Tv Ilo 2

Chilina

Charcani V

Mantaro

Abancay

San Nicolás

Socabaya

Vizcarra

ChavarríaVentanillaZapallal

Santa Rosa

San Gabán

Chimay

Cotaruse

Moquegua

Huánuco

Toquepala

Charcani I, II, III, IV y VI

Botiflaca

Huancavelica

Mollendo

Restitución

Nacional Nacional

(SEIN)(SEIN)

220 kV220 kV138 kV138 kV3030--69 kV69 kV

Líneas de Transmisión DT STLíneas de Transmisión DT ST

Central HidroeléctricaCentral HidroeléctricaCentral TermoeléctricaCentral TermoeléctricaSubestación EléctricaSubestación Eléctrica

220 kV

138 kV

CAMISEA

Ducto Gas NaturalDucto Gas Natural

Ley 28832: Ley para Asegurar el Desarrollo

Eficiente de la Generación Eficiente

Ley de Concesiones Eléctricas

Reglamento de Transmisión (D.S. 027-2007)

Reglamento de la LCE

MARCO REGULATORIO CONSIDERADO

Norma Tarifas SST-SCT (Res. 050-2011-OS/CD)

Procedimientos Específicos:

- Modulo Estándares de Inversión.

- Áreas de demanda .

-Porcentajes de COyM.

Altas y Bajas.

Asignación de Cargos de Transmisión SST/SCT.

Liquidación .

4

II. CriteriosII. Criterios

Criterios Generales (1)

� Metodología definida en la Resolución OSINERGMIN Nº 050-2011-OS/CD

� 3 Áreas de Demanda son las que corresponden a laconcesión de la empresa ELECTROSUR, donde se aplica elmismo peaje a todos los usuarios por el uso de lasinstalaciones del SST y SCT.

6

� Áreas 13: Sistemas Eléctricos de Tacna, Yarada, Tomasiri y Tarata.

� Área 12: Sistemas Eléctricos de Ilo y Moquegua.� Área 09: Sistemas Eléctricos de Puquina-Omate-Ubinas

y demás sistemas de la concesionaría SEAL.

Criterios Generales (2)

� Instalaciones asignadas total o parcialmentea los Usuarios

� Usuarios Menores� Usuarios regulados y libres cuya demandamáxima es menor a 2,5 MW

� Usuarios Mayores

7

� Usuarios Mayores� Usuario libre cuya demanda máxima es mayor a2,5 MW

� Período de proyección: 10 años a partir delaño de vigencia de la fijación de tarifas� Año 0 histórico: 2010� Año 0 proyección: 2012

Criterios Generales (4)

� Conversión de proyección de energía en potencia� Coincidente a nivel de MT� Coincidente con el Sistema Eléctrico� Coincidente con el SEIN

8

III. MetodologíaIII. Metodología

Flujograma del Proceso de Cálculo

Criterios para determinar el SER Costos Estándares de Inversión

y % para determinar COyMProyección de Demanda

Información del ST Asignación responsabilidad de pago

10

Costos de Inversión

Definición del SER

Proyección de la DemandaProyección de la Demanda

Proyección de la Demanda (Etapas)

Recopilación de Información

Caracterización espacial de la carga

12

Proyección de la demanda de energía

Conversión de Proyección de energía a potencia

Recopilación Información Requerida (3)

� Información Histórica� Ventas de energía Usuarios Menores

� Regulados:� Ventas anuales de energía por sistema eléctrico� Fuente: Base de datos ELECTROSUR� Período 1996 – 2010

13

� Período 1996 – 2010

� Libres:� Ventas anuales de energía por cliente libre� Fuente: Base de datos OSINERGMINLiquidacion 2011

� Demandas nuevas o proyectos de expansión aincorporarse en el sistema eléctrico.

Esquema de Proyección

14

Gráficos de SET con Proyección de Demanda que Superan la

Potencia NominalPotencia Nominal

30

35

40

SET PARQUE INDUSTRIAL (AREA DE DEMANDA 13)

Potencia

Instalada

Regulación

16

0

5

10

15

20

25

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

POTENCIA (MVA)

Años

Histórico

Proyección de la Demanda

35

38

41

44

47

50

SET TACNA (AREA DE DEMANDA 13)

Potencia

17

-1

2

5

8

11

14

17

20

23

26

29

32

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

POTENCIA (MVA)

Años

Histórico

Instalada Regulación

Proyección de la Demanda

10

11

12

13

14

SET YARADA (AREA DE DEMANDA 13)

Potencia

Instalada

18

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

POTENCIA (MVA)

Años

Histórico

Regulación

Proyección de la Demanda

Instalada

3

3.5

4

SET EL AYRO (AREA DE DEMANDA 13)

Histórico

19

0

0.5

1

1.5

2

2.5

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

POTENCIA (MVA)

Años

Potencia

Instalada

Regulación

Proyección de la Demanda

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

POTENCIA (MVA)

SET ILO (AREA DE DEMANDA 12)

Potencia Instalada

Regulación

En 10 kV

20

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

POTENCIA (MVA)

Años

Histórico

Proyección de la Demanda

En 22.9 kVEn 10 kV

UBICACIÓN DE CLIENTES MAYORES Y UBICACIÓN DE CLIENTES MAYORES Y ZONAS DE CRECIMIENTO POBLACIONALZONAS DE CRECIMIENTO POBLACIONAL

21

SITUACION: INSTALACIONES EXISTENTES FRENTE A LA PROYECCION DE LA DEMANDA (AÑO 2013)

22

Determinación del Sistema Eléctrico a Remunerar (SER)Eléctrico a Remunerar (SER)

No.Area de

DemandaDescripción de las Inversiones

Long.

(Km)

Año de

Inversión

Monto de

Inversión

(US$)

1 13 Línea de Transmisión en 66 kV Los Heroes - Parque Industrial [240 mm2 - AAAC] 13.3 2013 1,496,628

2 13 Línea de Transmisión en 66 kV Los Heroes - Ceticos [240 mm2 - AAAC] 14 2013 1,556,956

3 13 Línea de Transmisión en 66 kV Tacna - Viñani [240 mm2 - AAAC] 9 2013 1,126,043

24

4 9 Línea de Transmisión en 33 kV Socabaya - Polobaya [240 mm2 - AAAC] 22.77 2013 1,661,036

5 13 Puesta en Servicio de Transformador 20/25 MVA, 66/10.5 kV 2012 1,025,152

6 13 Subestación de Transformación Viñani con transf. 20/25 MVA, 66/10kV 2013 1,990,212

7 13 Subestación de Transformación Ceticos con transf. 20/25 MVA, 66/10kV 2013 2,024,941

8 12 Nuevo Transformador en Subestación Ilo 25/13/13 MVA, 140/22.9/10kV 2013 1,396,246

9 13 Nuevo Transformador en Subestación El Ayro 4/5 MVA, 33/10 kV 2013 487,025

1013

Reubicación de Transformador 10/13 MVA, 66/10.5 kV de SET Tacna a SET

Yarada2012 384,902

1113

Reubicación de Transformador 10 MVA, 66/10.5 kV de SET Tacna a SET Parque

Industrial2015 315,444

SITUACION: INSTALACIONES PROYECTADAS FRENTE A LA PROYECCION DE LA DEMANDA (AÑO 2013)

(Año 2013)

25

(Nuevo-2013)(Nuevo-2013)

(Nuevo-2013)

(Año 2015)(Año 2012) (Año 2012)

SITUACION: INSTALACIONES EXISTENTES FRENTE A LA PROYECCION DE LA DEMANDA (AÑO 2013)

(Nuevo-2013)

26

(Año 2013)