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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
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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)