empresa de generación eléctrica san gabán s.a. · 1 # lima, julio 2006 propuesta tarifaria de...

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Lima, Julio 2006

Propuesta Tarifariade los SST de SAN GABAN

Empresa de Generación EléctricaSan Gabán S.A.

AUDIENCIA PUBLICAFijación de Tarifas y Compensaciones SST

Periodo Mayo 2007 – Abril 2011

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CONTENIDOCONTENIDO

Objetivos.Objetivos.Marco Legal.Marco Legal.Criterios Aplicados.Criterios Aplicados.SST Existente.SST Existente.ProyecciProyeccióón de Demanda.n de Demanda.Sistema EconSistema Econóómicamente Adaptado (SEA).micamente Adaptado (SEA).CMI, CO&M del SEA. CMI, CO&M del SEA. Propuesta de Peajes.Propuesta de Peajes.Conclusiones.Conclusiones.

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1. OBJETIVOS Y MARCO LEGALOBJETIVOS Y MARCO LEGAL

OBJETIVOSOBJETIVOS

Sustentar la Propuesta Tarifaria por el Uso del SST de propiedadSustentar la Propuesta Tarifaria por el Uso del SST de propiedadde SAN GABAN. de SAN GABAN. Cumplir con los procedimientos y plazos establecido para la Cumplir con los procedimientos y plazos establecido para la RegulaciRegulacióón de los SST.n de los SST.

MARCO LEGALMARCO LEGAL

Ley de Concesiones ElLey de Concesiones Elééctricas ctricas –– Ley NLey N°° 25884. 25884. Reglamento de la Ley de Concesiones ElReglamento de la Ley de Concesiones Elééctricas ctricas –– DS NDS N°°009009--9393--EM.EM.Norma TNorma Téécnica de Calidad de los Servicios Elcnica de Calidad de los Servicios Elééctricos (NTCSE)ctricos (NTCSE)ResoluciResolucióón OSINERG Nn OSINERG N°° 001001--20032003--OS/CD.OS/CD.

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2. CRITERIOS APLICADOSCRITERIOS APLICADOS

CRITERIOS TECNICOS Y ECONOMICOSCRITERIOS TECNICOS Y ECONOMICOS

Horizonte de proyecciHorizonte de proyeccióón de demanda: 15 an de demanda: 15 añños.os.ProyecciProyeccióón de la demanda de clientes libres en base a declaraciones n de la demanda de clientes libres en base a declaraciones de los clientes.de los clientes.Dos grandes cargas: MINSUR (Cliente Libre) y el SEIN. Dos grandes cargas: MINSUR (Cliente Libre) y el SEIN. Instalaciones a remunerar de acuerdo al criterio del Sistema Instalaciones a remunerar de acuerdo al criterio del Sistema EconEconóómicamente Adaptado micamente Adaptado -- SEA, SEA, considerado como aquel sistema considerado como aquel sistema eficiente (peficiente (péérdidas rdidas óóptimas, mptimas, míínimo costo de inversinimo costo de inversióón, CO&M n, CO&M óóptimo) adaptado a la demandaptimo) adaptado a la demanda..SelecciSeleccióón del SEA en base a la topologn del SEA en base a la topologíía de red, mediante a de red, mediante simulaciones de flujo de carga y ansimulaciones de flujo de carga y anáálisis de mlisis de míínimo costo de nimo costo de inversiinversióón.n.Racionalidad de los costos de O&M: Actividades y frecuencia Racionalidad de los costos de O&M: Actividades y frecuencia necesarias para mantener en necesarias para mantener en óóptimas condiciones de seguridad y ptimas condiciones de seguridad y calidad la funcionalidad del sistema.calidad la funcionalidad del sistema.Anualidad en funciAnualidad en funcióón de: Tasa de descuento 12% anual y vida n de: Tasa de descuento 12% anual y vida úútil de til de 30 a30 añños para los equipos. os para los equipos.

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3. SST EXISTENTESST EXISTENTE

DEPARTAMENTO: PUNODEPARTAMENTO: PUNOPROVINCIA: CARABAYAPROVINCIA: CARABAYA

66


LLííneas de Transmisineas de Transmisióón n –– 138 kV138 kV

S.E. San Gabán II 138 kV

C.H. San Gabán II

Sistema InterconectadoNacional

DemandaMINSUR

S.E. San Rafael 138 kV

S.E. Azángaro 138 kV

159.3 km

76.48 km

89.3 km

NOMBRE DE LA LINEA CODIGO Tensión (kV)

Tipo del Conductor

Sección Conductor

(mm2)

Longitud (km)

R+ (Ohm/km)

X+ (Ohm/km)

G+ (Ohm/km)

B+ (Ohm/km)

San Gaban - Azángaro L-1010 138 AAAC 300.00 159.300 0.11 0.50 0.00 3.39

San Gaban - San Rafael L-1013 138 AAAC 300.00 76.480 0.11 0.50 0.00 3.39

San Rafael - Azángaro L-1009 138 AAAC 300.00 89.300 0.11 0.50 0.00 3.39

77


88

4. PROYECCION DE DEMANDAPROYECCION DE DEMANDA

PROYECCION DE DEMANDAPROYECCION DE DEMANDA

Composición en Potencia:Libre : 11.6%.Otras (SEIN) : 88.4%.

Composición en Energía:Libre : 13.1%.Otras (SEIN) : 86.9%.

Consideraciones:Libre : Declaración.Otras (SEIN): Entregas de Energía de la C.H. San Gabán II en la Barra Azángaro 138 kV.

Libre Otras* Libre Otras*

1 2007 13.04 94.32 92.49 632.4

2 2008 14.50 92.86 102.70 624.8

3 2009 14.50 92.86 110.40 617.1

4 2010 14.50 92.86 110.40 617.1

5 2011 14.50 92.86 110.40 617.1

6 2012 14.50 92.86 110.40 617.1

7 2013 14.50 92.86 110.40 617.1

8 2014 14.50 92.86 110.40 617.1

9 2015 14.50 92.86 110.40 617.1

10 2016 14.50 92.86 110.40 617.1

11 2017 14.50 92.86 110.40 617.1

12 2018 14.50 92.86 110.40 617.1

13 2019 14.50 92.86 110.40 617.1

14 2020 14.50 92.86 110.40 617.1

15 2021 14.50 92.86 110.40 617.1

* Corresponde a la demanda del SEIN en la S.E. Azángaro 138 kV.

Proyección de la Demanda

Potencia(MW)

Energía(GWh)Periodo Año

99

5. DETERMINACION DEL SEADETERMINACION DEL SEA

CRITERIOS:CRITERIOS:

Barra de conexión al Sistema Principal de Transmisión: S.E. Azángaro 138 kV.

Calidad de Producto : +/-5% de variación de la tensión sobre la tensión nominal

(NTCSE).

Calidad de Suministro : 2 interrupciones/semestre y duración total de 4 horas

(NTCSE).

Uso de criterios de confiabilidad.

Valorización de las pérdidas de transmisión a los precios en barra de la S.E. Azángaro

138 kV correspondiente a la Fijación Tarifaria de Mayo de 2005 (Actualizado al mes

de marzo de 2006).

Tasa de descuento: 12 % anual.

Periodo de evaluación: 15 años.

1010


SE AZANGARO 138 kV

SE SAN RAFAEL 138 kV

SE SAN GABAN 138 kV

MINSUR

CH SAN GABAN

G1 G2

13.8 kV

LT 1009 89.3 km

LT 1013 76.48 km

13.8 kV

SISTEMA INTERCONECTADO

NACIONAL


NACIONAL

A JULIACAA TINTAYA

20 MVAR

ALTERNATIVAS:ALTERNATIVAS:Alternativa 1: Simple Terna en 138 kV.

Barra Tensión Niminal, kV

Tensión en Barra, kV

Tensión en Barra, p.u.

Angulo(Grados)

AVENIDA

San Gabán 138 139.37 1.01 70.95

San Rafael 138 134.67 0.98 58.10

Azángaro 138 138.82 1.01 44.94

ESTIAJE

San Gabán 138 140.38 1.02 36.46

San Rafael 138 136.75 0.99 26.45

Azángaro 138 138.97 1.01 16.50

Tensiones y Ángulos en Barras del SETAlternativa 1 - Configuracion Radial, Simple Terna, 138 kV

1111


SE AZANGARO 138 kV


SE SAN GABAN 138 kV

MINSUR

CH SAN GABAN

G1 G2

13.8 kV

LT 1009 89.3 km

LT 1013 76.48 km

13.8 kV


NACIONAL


NACIONAL

A JULIACAA TINTAYA

LT 1010 159.3 km

ALTERNATIVAS:ALTERNATIVAS:Alternativa 2: Doble Terna en 138 kV.




Angulo(Grados)

AVENIDA

San Gabán 138 140.78 1.02 58.75

San Rafael 138 137.30 1.00 52.09

Azángaro 138 137.31 1.00 46.00

ESTIAJE

San Gabán 138 141.12 1.02 27.05

San Rafael 138 138.01 1.00 21.71

Azángaro 138 137.69 1.00 17.18

Tensiones y Ángulos en Barras del SETAlternativa 2 - Configuracion Radial, Doble Terna, 138 kV

1212


SE AZANGARO 138 kV


SE SAN GABAN 220 kV

MINSUR

CH SAN GABAN

G1 G2

13.8 kV

LT 1009 89.3 km

LT 1013 76.48 km

13.8 kV


NACIONAL


NACIONAL

A JULIACAA TINTAYA

SE AZANGARO 220 kV

ALTERNATIVAS:ALTERNATIVAS:Alternativa 3: Simple Terna en 220 kV.




Angulo(Grados)

AVENIDA

San Gabán 220 220.12 1.00 62.54

San Rafael 220 219.84 1.00 57.34

Azángaro 220 220.01 1.00 52.08

Azángaro 138 139.20 1.01 47.06

ESTIAJE

San Gabán 220 221.23 1.01 29.52

San Rafael 220 221.49 1.01 25.41

Azángaro 220 221.48 1.01 21.44

Azángaro 138 139.33 1.01 17.60

Tensiones y Ángulos en Barras del SETAlternativa 3 - Configuracion Radial, Simple Terna, 220 kV

1313


EVALUACION DE MINIMO COSTO:EVALUACION DE MINIMO COSTO:

Alternativa Inversion Costos de Perdidas y

O&MENS

Valor Presente

Total

Alternativa 1, Config. Radial, ST 138 kV 88,673 36,251 4,311 129,235

Alternativa 2, Config. Radial, DT 138 kV 97,781 33,113 101 130,995

Alternativa 3, Config. Radial, ST 220 kV 101,849 30,403 4,311 136,563

Resultados para el STEAValor Presente de las Alternativas miles US$

La selección del conductor se efectúa considerando los valores mínimos sugeridos

por las normas y las condiciones de instalación (5000 m.s.n.m.).

Se verifica que las alternativas simple terna y doble terna en 138 kV representan

prácticamente montos similares, por lo tanto cualquiera de estas alternativas puede

ser factible desde el punto de vista económico.

1414


EVALUACION DE ESTABILIDAD:EVALUACION DE ESTABILIDAD:Tomando en cuenta la necesidad de cumplir con la Norma Técnica de Calidad de los Servicios y la

Norma Técnica para la Coordinación en Tiempo Real según el articulo Nº 14.1.5 de la Norma de la

Resolución Nº 165-2005-OS/CD es evidente que se requiere evaluar desde el punto de vista de

estabilidad las alternativas de simple terna en 138 kV y doble terna en 138 kV.ESTABILIDAD TRANSITORIA:

Para el caso de simple terna en 138 kV la impedancia de la línea sería 100% de la reactancia y en caso de doble terna 138 kV sería el 50%, lo cual significa un aumento al doble de la potencia sincronizarte y en consecuencia sería mas estable en doble terna.

POTENCIA DE CORTO CICUITO:

Asimismo, las unidades de generación localizadas en los puntos extremos del SEIN, observan una reactancia externa de valor muy elevado. Para el caso de la CH San Gabán con doble terna en 138 kVes de 0.50 pu. Es evidente que la reactancia externa aumentaría para el caso de simple terna en 138 kV haciendo mas inestable el sistema eléctrico ante eventuales contingencias.

ESTABILIDAD PERMANENTE:

Las pruebas de estabilidad realizadas en el sistema Sur en el 2002 para la CH San Gabán con doble terna en 138 kV han puesto en evidencia que existe el problema de la inestabilidad de tipo electromecánico de los grupos generadores (inestabilidad “local”, caracterizada por una frecuencia alrededor de 1.25 Hz). El problema sería mas grave si se contara con una simple terna en 138 Kv, Este problema esta controlado por las señales estabilizadoras; el valor de ajuste del PSS resulta adecuado (ganancia del canal de potencia Kb = 0.5 p.u.).

1515


EVALUACION DE CONFIABILIDAD:EVALUACION DE CONFIABILIDAD:

Criterios:

Un componente opera solo en dos estados, disponible e indisponible.

La tasa de fallas se considera independientes.

En un sistema serie todos los componentes deben estar disponible para que el flujo de potencia llegue a la carga.

En un sistema paralelo todos los componentes deben fallar para que el flujo no llegue a la carga.

Un componente opera solo en dos estados, disponible e indisponible

qL1

qL2

Carga MINSUR - SR(San Rafael 138 kV)

Entrega al SEIN - SG(Azángaro 138 kV)

Simple Terna 97.71% 95.42%

Doble Terna 99.90% 99.90%

Probabilidad de IndisponibilidadConfiguración

CONCLUSION:

Considerando que bajo los criterios de análisis técnico y económico, las alternativas de simple terna y doble terna en 138 kV son prácticamente similares, de acuerdo al análisis de confiabilidad, se concluye que la alternativa que representa el Sistema Económicamente Adaptado es un sistema en doble terna en 138 kV.

1616

5. SISTEMA ECONOMICAMENTE ADAPTADOSISTEMA ECONOMICAMENTE ADAPTADO

Sistema de TransmisiSistema de Transmisióón en Doble Terna en 138 kV:n en Doble Terna en 138 kV:

SE AZANGARO 138 kV


SE SAN GABAN 138 kV

MINSUR

CH SAN GABAN

G1 G2

13.8 kV

LT 1009 89.3 km

LT 1013 76.48 km

13.8 kV


NACIONAL


NACIONAL

A JULIACAA TINTAYA

LT 1010 159.3 km

Consideraciones:

La configuración que resulta del estudio del SEA, es la misma que se tiene actualmente, es decir un sistema en doble terna.

El nivel de tensión del SEA también es la misma que el nivel de tensión existente.

El sistema secundario de transmisión de SAN GABAN no ha sido aún calificado en anteriores regulaciones.

SAN GABAN actualmente no recibe ninguna compensación por el uso de su sistema de transmisión por parte de terceros.

1717

6. COSTO MEDIO DE INVERSION y COyMCOSTO MEDIO DE INVERSION y COyM

Consideraciones:

Con el SEA obtenido se determina el VNR bajo los siguientes considerandosDeterminación de los módulos de las subestaciones del Sistema Secundario de Transmisión;

Obtención de los costos de cada módulo; y

Valorización de las inversiones.

El Ingreso Tarifario a sido determinado en base a los criterios establecidos en la Resolución OSINERG N° 165-2005-OS/CD

Transmisión Secundaria - San Gabán Miles US$

Costo de Inversión (CI) 23,428.36

Anualidad del CI 2,908.48 Costos de O&M 1,103.24

Costos Medio Anual CMA 4,011.72

Ingreso Tarifario 978.91

CMA = @CI + COyM

COSTO MEDIO DE INVERSIONCOSTO MEDIO DE INVERSION

1818

6. COSTO MEDIO DE INVERSION y COyMCOSTO MEDIO DE INVERSION y COyM

Consideraciones:

El COyM incluye todos los costos de la empresa, los mismos que se han agrupado de la siguiente manera:

Costo de Operación;

Costo de Mantenimiento; y,

Costo de Gestión (incluye los costos de seguridad y seguros).

COSTOS DE OPERACICOSTOS DE OPERACIÓÓN Y MANTENIMIENTON Y MANTENIMIENTO

Transmisión Secundaria - San Gabán Miles US$


Costos de O&M 1,103.24

% / CI 4.71%

1919

7. PEAJES PROPUESTOSPEAJES PROPUESTOS

Valores Presentes Miles US$


Anualidad del CI 19,809.28 Costos de O&M 7,514.01

Costos Medio Anual CMA 27,323.29

Ingreso Tarifario 6,682.83

Peajes 20,640.46

Por el uso de las líneas de transmisión de SAN GABAN por terceros, sería remunerado a razón del peaje resultante.

PEAJES UNITARIOSPEAJES UNITARIOS

Valores Presente Peaje UnitarioMiles US$ GWh ctms S/./kWh

Peajes 20,640.46 5,229.45 1.2997 Tipo de Cambio S/./US$ 3.293

2020

CONCLUSIONESCONCLUSIONES7.

Aspectos TAspectos Téécnicoscnicos::Se han evaluado diferentes alternativas de niveles de tensiSe han evaluado diferentes alternativas de niveles de tensióón, n, resultando adecuadas niveles de tensiresultando adecuadas niveles de tensióón en 138 kV y 220 kV.n en 138 kV y 220 kV.Se han aplicado secciones mSe han aplicado secciones míínimas en conductores.nimas en conductores.Se evaluaron configuraciones en simple y doble terna.Se evaluaron configuraciones en simple y doble terna.Se tomSe tomóó en cuenta la calidad y confiabilidad de las alternativas.en cuenta la calidad y confiabilidad de las alternativas.

Aspectos EconAspectos Econóómicos y Costosmicos y Costos::El anEl anáálisis se efectulisis se efectuóó para un periodo de 15 apara un periodo de 15 añños.os.Se tomSe tomóó en cuenta el men cuenta el míínimo costos de las alternativas.nimo costos de las alternativas.

Aspectos Regulatorios:Aspectos Regulatorios:La evaluaciLa evaluacióón se enmarca en la normatividad del sector.n se enmarca en la normatividad del sector.

2121

CONCLUSIONESCONCLUSIONES7.

San GabSan Gabáán considera su propuesta de peajes razonable tanto en el n considera su propuesta de peajes razonable tanto en el aspecto taspecto téécnico y como en el econcnico y como en el econóómico, debido a que toda mico, debido a que toda demanda basados en el Opendemanda basados en el Open Acces puede acceder a conectarse Acces puede acceder a conectarse del sistema a travdel sistema a travéés de nuestras ls de nuestras lííneas, obteniendo un beneficio neas, obteniendo un beneficio econeconóómico por el hecho del ahorro que les significarmico por el hecho del ahorro que les significaríía la inversia la inversióón n hasta la SE Azhasta la SE Azáángaro (SPT).ngaro (SPT).

Por lo tanto el pago a efectuarse deberPor lo tanto el pago a efectuarse deberáá adecuarse al artadecuarse al artíículo 139culo 139ººdel RLCE en el cual se expresa que en los casos excepcionales eldel RLCE en el cual se expresa que en los casos excepcionales el““OSINERG definirOSINERG definiráá la asignacila asignacióón de compensaciones a la n de compensaciones a la generacigeneracióón o la demanda en forma compartida entre la demanda y n o la demanda en forma compartida entre la demanda y generacigeneracióón. Para lo cual, tomarn. Para lo cual, tomaráá en cuenta el uso y/o el beneficio en cuenta el uso y/o el beneficio econeconóómico que cada instalacimico que cada instalacióón proporcione a los generadores y/o n proporcione a los generadores y/o usuarios.usuarios.””

2222Visite Puno, PerVisite Puno, Perúú

Gracias!!Gracias!!

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