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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

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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

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GRACIAS