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ESTUDIO TESTUDIO TÉÉCNICO CNICO ECONECONÓÓMICO PARA FIJACIMICO PARA FIJACIÓÓN N DE PEAJES DEL SISTEMA DE DE PEAJES DEL SISTEMA DE TRANSMISITRANSMISIÓÓN DE ELECTRO N DE ELECTRO SUR ESTESUR ESTE
ObjetivoEl estudio materia del presente informe tiene como principal objetivo el desarrollo del
Planeamiento Eléctrico del Sistema de Transmisión de ELECTRO SUR ESTE
Alcances principales:
Proyección de la Demanda como una de las principales actividades o componentes que integran el proceso de cálculo de las tarifas de los sistemas de transmisión.
Elaboración del estudio técnico económico que sustenten las propuestas de tarifas y compensaciones del SST y SCT de Electro Sur Este
Proponer el Plan de Obras e Inversiones, el Costo Medio, los Cargos de Peaje y los Factores de Pérdidas para los SST de Electro Sur Este
El objetivo final es la fijación de los peajes y tarifas para el SST y SCT de Electro Sur Este,que tendrá vigencia de cuatro años (periodo 2009-2012).
ContenidoSistema eléctrico de Electro Sur EsteEstudio de mercado del área de concesión de Electro Sur Este.Proyección de la demanda de potencia y energíaDeterminación del Sistema Eléctrico a Remunerar (SER) para los próximos 10 añosCostos de inversión de Líneas de Transmisión, Subestaciones y Centros de Control para el periodo 2009 – 2014Costos de Operación y MantenimientoDeterminación de Peajes y factores de actualización.
Sistema Eléctrico de Electro Sur Este
Sistema Eléctrico de Electro Sur Este
El Sistema eléctrico de Electro Sur Este abarca las regiones de Cusco, Apurimac y Madre de Dios y la provincia de Sucre.Abarca las áreas de demanda 10 y 11 con 13 sistemas eléctricos.
Sistema Eléctrico de Electro Sur Este
Area de concesión de Electro Sur este
Sistema Eléctrico de Electro Sur Este
Area de demanda 10Sistema CuscoSistema Valle Sagrado 1Sistema Valle Sagrado 2Sistema Valle Sagrado 3Sistema SicuaniSistema Combapata – Sicuani RuralSistema La ConvenciónSistema La Convención RuralSistema AbancaySistema Abancay RuralSistema Andahuaylas
Area de demanda 11Sistema Puerto Maldonado
Estudio de Mercado de Proyección de la Demanda
Modelo EconométricoDatos de entrada:
- Series de ventas energía en MT y BT
- Series de población
- Series de PBI
- Series de Precio medio de
energía
- Series de número de clientes
Inicio
Procesamiento de la información de
entrada
Aplicación de las ecuaciones de
pronóstico con tres, dos y una variable
Selección de las ecuaciones de
pronóstico aceptables aplicando pruebas estadísticas t y F
Proyección de ventas globales en MT y BT y
cálculo de tasas de crecimiento
Fin
Modelo de Series de Tiempo (Tendencias)
Datos de entrada:
Series de Ventas de energía en MT y BT
Inicio
Cálculos de ajuste de curvas:
- Lineal
- A curva exponencial
- A curva polinómica
- A curva logarítmica
- A curva potencial
Selección de curvas con mejor bondad de ajuste empleando el coeficiente R2 como
criterio base
Proyección de ventas y cálculo de tasas de crecimiento estimadas
Fin
Pruebas estadísticas de los resultadosa. Prueba de significancia global
Se ha empleado la prueba F, con el fin de establecer si existe una relación significativa entre la variable dependiente y el conjunto de todas las variables independientes que forman parte del modelo.
b. Prueba de significancia individual
Se ha empleado la prueba t, con el fin de determinar si las variables independientes seleccionadas son estadísticamente significativas.
c. Bondad de ajuste de los resultados
Para evaluar la bondad de ajuste de los resultados se ha empleado, el Coeficiente de Determinación (R2), que permite reconocer la proporción de la variación de la variable dependiente que es explicada por las variables independientes.
Inicio
Proyección de ventas y cálculo de tasas
aplicando el método econométrico
Ventas y tasas proyectadas
Ajuste final de la proyección
Fin
Proyección final de ventas en MT y BT
Proyección de ventas y cálculo de tasas
aplicando el método de tendencias
Ventas y tasas proyectadas
Inclusión de cargas especiales
Proyección final de ventas totales
Ajuste final de la proyección
Escenarios de proyección1. Escenario Base o Esperado: considerado como el
escenario de evolución de la demanda con la tasa de crecimiento más probable.
2. Escenario Optimista: considerado como el mayor crecimiento esperado de la demanda, empleando el máximo valor probable de la tasa de crecimiento.
3. Escenario Conservador: considerando el menor crecimiento esperado de la demanda, con el mínimo valor probable de la tasa de crecimiento
Información utilizada
Ventas históricasClientesPBIPoblación
Ventas históricas de energía (MW.h)
Area de demanda 10MENORES MAYORES
LIBRES REGULADOS LIBRES LIBRES AÑO MT MT BT AT MT
TOTAL
1995 6,382.62 8,461.29 132,172.09 0.00 0.00 147,016.001996 6,673.68 13,428.72 138,600.41 0.00 0.00 158,702.811997 5,542.88 15,766.75 139,920.68 0.00 0.00 161,230.301998 1,402.52 20,914.16 138,757.64 0.00 0.00 161,074.321999 0.00 22,898.13 136,278.11 0.00 0.00 159,176.242000 0.00 24,623.09 143,746.45 8,285.42 0.00 176,654.962001 0.00 24,626.69 144,887.59 10,538.86 0.00 180,053.142002 1,565.75 25,738.99 154,652.37 10,953.83 0.00 192,910.952003 3,635.64 23,842.84 160,300.14 10,384.01 0.00 198,162.632004 3,688.30 26,481.29 173,544.87 10,467.23 6,328.76 220,510.452005 3,777.92 27,583.63 184,135.01 12,896.40 13,850.90 242,243.862006 4,505.63 31,003.27 201,235.34 14,077.66 22,237.49 273,059.392007 4,964.31 34,357.97 218,233.05 14,088.33 36,823.22 308,466.88
Ventas históricas de energía (MW.h)
Area de demanda 11MENORES MAYORES
LIBRES REGULADOS LIBRES LIBRES AÑO MT MT BT AT MT
TOTAL
1995 1,787.42 8,798.58 10,586.001996 1,800.57 9,103.60 10,904.171997 1,652.59 9,719.55 11,372.131998 1,646.34 10,871.67 12,518.001999 1,781.59 10,293.95 12,075.532000 2,311.23 10,549.85 12,861.082001 2,584.53 10,260.47 12,845.002002 2,796.35 11,151.65 13,948.002003 2,841.04 11,861.76 14,702.802004 3,536.67 13,461.99 16,998.662005 3,931.73 14,466.94 18,398.672006 4,412.26 15,925.44 20,337.692007 4,931.77 18,018.48 22,950.25
Evolución de la poblaciónAREA DE DEMANDA 10
AÑO Censo Población Tasa Crecimiento Población Estimada 1995 1,495,912 1,495,912 1996 0.70% 1,506,373 1997 0.70% 1,516,910 1998 0.70% 1,527,523 1999 0.70% 1,538,214 2000 0.70% 1,548,983 2001 0.70% 1,559,830 2002 0.70% 1,570,756 2003 0.70% 1,581,762 2004 0.70% 1,592,848 2005 0.70% 1,604,015 2006 0.70% 1,615,263 2007 1,626,593 0.70% 1,626,593 2008 0.70% 1,638,006 2009 0.70% 1,649,502 2010 0.70% 1,661,082 2011 0.70% 1,672,747 2012 0.70% 1,684,497 2013 0.70% 1,696,332 2014 0.70% 1,708,254 2015 0.70% 1,720,263 2016 0.70% 1,732,359 2017 0.70% 1,845,286 2018 0.70% 1,756,818
Evolución de la poblaciónAREA DE DEMANDA 11
AÑO Censo Población Tasa Crecimiento Población Estimada1995 73,138 73,138 1996 2.32% 74,837 1997 2.32% 76,576 1998 2.32% 78,356 1999 2.32% 80,176 2000 2.32% 82,039 2001 2.32% 83,946 2002 2.32% 85,896 2003 2.32% 87,892 2004 2.32% 89,934 2005 2.32% 92,024 2006 2.32% 94,162 2007 96,350 2.32% 96,350 2008 2.32% 98,589 2009 2.32% 100,880 2010 2.32% 103,224 2011 2.32% 105,622 2012 2.32% 108,077 2013 2.32% 110,588 2014 2.32% 113,158 2015 2.32% 115,787 2016 2.32% 118,477 2017 2.32% 121,230 2018 2.32% 124,047
PBI regionalAREA 10 AREA 11
AÑO PBI
Tasa. Crec. (%)
PBI Tasa. Crec. (%)
1995 3,327 2.61% 456 1996 3,414 2.52% 484 6.14% 1997 3,500 1.91% 395 -18.39% 1998 3,567 -3.25% 387 -2.03% 1999 3,451 2.38% 394 1.81% 2000 3,533 -0.17% 411 4.31% 2001 3,527 -1.45% 411 0.00% 2002 3,476 2.39% 465 13.14% 2003 3,559 14.27% 474 1.94% 2004 4,067 7.82% 541 14.14% 2005 4,385 2.90% 594 9.80% 2006 4,512 2.90% 612 3.09% 2007 4,643 2.90% 631 3.09% 2008 4 778 2.90% 651 3.09% 2009 4 917 2.90% 671 3.09% 2010 5 060 2.90% 691 3.09% 2011 5 207 2.90% 713 3.09% 2012 5 358 2.90% 735 3.09% 2013 5 513 2.90% 757 3.09% 2014 5 673 2.90% 781 3.09% 2015 5 838 2.90% 805 3.09% 2016 6 008 2.90% 830 3.09% 2017 6 182 2.90% 855 3.09% 2018 6 362 2.61% 882 3.09%
Número de ClientesAÑO N° CLIENTE TASA 1995 104,495 1996 119,662 14.51% 1997 134,130 12.09% 1998 149,311 11.32% 1999 163,668 9.62% 2000 175,962 7.51% 2001 184,348 4.77% 2002 199,149 8.03% 2003 207,832 4.36% 2004 217,489 4.65% 2005 226,534 4.16% 2006 237,241 4.73% 2007 252,193 6.30% 2008 263,115 4.33% 2009 274,185 4.21% 2010 285,463 4.11% 2011 297,005 4.04% 2012 308,858 3.99% 2013 321,065 3.95% 2014 333,658 3.92% 2015 346,662 3.90% 2016 360,093 3.87% 2017 373,959 3.85% 2018 388,259 3.82% 2019 402,987 3.79%
Area de demanda 10
Número de ClientesArea de demanda 11
AÑO N° CLIENTE TASA 1995 4,496 1996 5,127 14.03% 1997 6,551 27.77% 1998 7,189 9.74% 1999 7,859 9.32% 2000 8,382 6.65% 2001 9,122 8.83% 2002 9,814 7.59% 2003 10,490 6.89% 2004 11,205 6.82% 2005 11,827 5.55% 2006 13,011 10.01% 2007 14,313 10.01% 2008 15,136 5.75% 2009 15,963 5.47% 2010 16,796 5.22% 2011 17,635 4.99% 2012 18,478 4.78% 2013 19,327 4.59% 2014 20,180 4.42% 2015 21,039 4.26% 2016 21,903 4.11% 2017 22,772 3.97% 2018 23,646 3.84%
Proyección de las ventas de energía
587.42018
572.62017
558.12016
543.82015
529.82014
516.02013
502.52012
490.22011
438.62010
422.62009
391.52008
TOTAL (GW.h)Año
AREA DE DEMANDA 10
39.32018
37.72017
36.12016
34.52015
33.02014
31.52013
30.02012
28.62011
27.22010
25.82009
24.52008
TOTAL (GW.h)Año
AREA DE DEMANDA 11
VENTAS DE ENERGIA (MW.h)Escenario Esperado Area de Demada 10
0
50,000
100,000
150,000
200,000
250,000
300,000
350,000
400,000
450,000
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
Años
MW
.h
BAJA TENSIÓN
MEDIA TENSIÓN
TOTAL
VENTAS DE ENERGIA (MW.h)Escenario Esperado Area de Demada 11
0
10,000
20,000
30,000
40,000
50,000
60,000
70,000
80,000
90,000
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
Años
MW
.h
BAJA TENSIÓN
MEDIA TENSIÓN
TOTAL
Proyección a nivel de sistemas eléctricos
Proyección a nivel de sistemas eléctricos
Proyección de la máxima demanda de potencia
Se han considerado los siguientes aspectos
La determinación de la máxima demanda de potencia ha sido realizada a partir de la proyección de la energía distribuida a nivel de SET.
La proyección ha sido efectuada por sistema y por SET AT/MT, según el nivel de tensión (AT y MT).
Los factores de la demanda han sido calculados sobre la base de información registrada en las SET de cada sistema, para el año 2007. Estos factores se han mantenido constantes a lo largo del horizonte de proyección.
ENERGIA DISTRIBUIDA POR
SET
MAXIMA DEMANDA DE POTENCIA POR SET
DEMANDA COINCIDENTE CON LA
MAXIMA DEMANDA DEL SISTEMA
DEMANDA COINCIDENTE CON LA
MAXIMA DEMANDA DEL SEIN
DEMANDA A NIVEL DE SUBESTACIONES
DE DISTRIBUCION
MAPA DE DENSIDADES
BALANCE OFERTA DEMANDA A NIVEL DE
SET AT/MT
BALANCE OFERTA DEMANDA A NIVEL DE
SISTEMA
ALTERNATIVAS DE AMPLIACION DEL
SISTEMA
Proyección de la máxima demanda de potencia
La máxima demanda de potencia por SET ha sido calculada a partir de la energía a lolargo de cada uno de los años dentro del horizonte de proyección. Para este fin se aplica la relación:
txFCEnergíaP =max
Donde: Pmax : Demanda máxima anual Energía : Energía distribuida en el año
- A nivel de MT es la energía distribuida e incluye las pérdidas de distribución en MT y BT.
- A nivel de AT es la energía vendida a nivel de barra. FC : Factor de carga anual t : Número de horas al año
Factores calculados – Area de demanda 10
Factores calculados – Area de demanda 11
Proyección de la máxima demanda de potencia a nivel de sistema eléctrico y por nivel de tensión – Area de demanda 10
Proyección de la máxima demanda de potencia a nivel de sistema eléctrico y por nivel de tensión – Area de demanda 11
ELABORACIÓN DE MAPAS DE DENSIDADSistema eléctrico Cusco
ELABORACIÓN DE MAPAS DE DENSIDADSistema eléctrico Abancay
ELABORACIÓN DE MAPAS DE DENSIDADSistema eléctrico Andahuaylas
ELABORACIÓN DE MAPAS DE DENSIDADSistema eléctrico Puerto Maldonado
Determinación del Sistema Eléctrico a Remunerar
CRITERIOS GENERALES
La determinación de las alternativas de desarrollo del sistema en función al crecimiento de la demanda toma en cuenta las siguientes consideraciones generales:
La metodología de planeamiento define la configuración del sistema en el año final del periodo de planeamiento (año horizonte) y luego retorna al año inicial, para establecer el proceso de ampliación progresiva de las instalaciones existentes o el ingreso de nuevas instalaciones.
En el proceso de implementación progresiva del desarrollo del sistema, para atender el crecimiento de la demanda, se busca aprovechar, hasta donde sea posible, las instalaciones existentes, con la finalidad de hacer un uso eficiente de éstas.
Metodología1. Elaboración del balance entre la demanda proyectada y la potencia instalada por SET AT/MT.
Objetivo: identificar las necesidades de ampliación de instalaciones de transformación existentes así como la necesidad de instalación de otras adicionales.
2. Análisis del flujo de potencia por las líneas de transmisión existentes, considerando la demanda proyectada.
Objetivo: identificar las necesidades de ampliación de las líneas de transmisión para atender la demanda proyectada, considerando sólo las líneas existentes. Este cálculo tiene un carácter exploratorio del comportamiento del sistema ante el crecimiento de la demanda y permite establecer una base para la definición de ampliaciones y reformas de la red de transmisión.
3. Identificación del área de influencia teórica de las SET AT/MT existentes en los planos del sistema, empleando el mapa de densidades.
Objetivo: comparar el área de influencia actual de cada SET con el área de influencia teórica y evaluar las posibles transferencias de carga entre las SET así como la forma de optimizar su utilización. Esta etapa permite conocer la situación actual en la que opera el sistema y la forma en la que el área de influencia teórica es cumplida.
Metodología4. Definición de la potencia óptima que deben tener las SET AT/MT en el sistema.
Objetivo: identificar la potencia óptima para las SET AT/MT dentro del sistema y utilizar este valor para la ubicación de SET nuevas, así como para establecer el área de influencia correspondiente, tanto de nuevas como de existentes, de tal manera que se cumpla, en lo posible, con la potencia óptima, así como con el centro de carga correspondiente.
5. Identificación del número y ubicación de las SET AT/MT necesarias en el año final del horizonte de planeamiento, tomando como base las SET existentes así como las SET nuevas que resulten necesarias. Esta ubicación debe considerar la identificación del área de influencia así como en centro de carga teórico correspondiente, sobre el mapa de densidades.
Objetivo: disponer de ubicaciones referenciales cuando sea necesario instalar SET AT/MT nuevas, así como para la redistribución de la carga entre las SET AT/MT.
6. Identificación del área de influencia de las SET MAT/AT existentes y la ubicación de SET MAT/AT nuevas, en el año final del horizonte de planeamiento, empleando el mapa de densidades.
Objetivo: disponer de ubicaciones referenciales para instalar las SET MAT/AT adicionales.
Metodología7. Análisis del flujo de potencia en cada uno de los cinco primeros años y, a partir del año 6, por
quinquenios hasta el año final del periodo de planeamiento.
Objetivo 1: observar el comportamiento del flujo de potencia dentro del sistema e identificar la necesidad de ampliación de las líneas de transmisión en los casos que esto sea necesario.
Objetivo 2: conocer las pérdidas en el sistema de transmisión y definir la capacidad que deben tener las SET MAT/AT, en cada uno de estos años. Estos resultados permitirán identificar la necesidad de ampliación de las SET MAT/AT existentes o la necesidad de instalar SET MAT/AT nuevas.
En este caso, como en los anteriores, se debe verificar el cumplimiento de las restricciones que condicionan el desarrollo del sistema.
8. Definición de la configuración del sistema en función al crecimiento de la demanda, año por año, en los primeros cinco años del periodo de planeamiento y, a partir del año 6, por quinquenios hasta el año final del periodo de planeamiento.
Objetivo: definir las características de desarrollo del sistema en los primeros años, tomando como referencia las características que debe tener el mismo en el año final del horizonte de planeamiento.
En esta etapa se debe verificar el cumplimiento de las restricciones físicas que condicionan las posibilidades de ampliación del sistema.
10. Elaboración de cuadros, planos y diagramas que describen la alternativa seleccionada.
Equipamiento progresivo – Areas de demanda 10 y 11
Equipamiento progresivo – Areas de demanda 10 y 11
Costos de Inversión y Costos Estándares de Operación y Mantenimiento
Se determina el costo de inversión necesario para el equipamiento progresivo, contemplando las líneas de transmisión, subestaciones y centros de control
Costos de Inversión y Costos Estándares de Operación y Mantenimiento
Area de demanda 10
Costos de Inversión y Costos Estándares de Operación y Mantenimiento
Area de demanda 11
Costos de Inversión y Costos Estándares de Operación y Mantenimiento
Cálculo de peajes y fórmula de actualización
CÁLCULO DEL PEAJE (PU)
Para cada Área de Demanda el CMA se recupera mediante el PU determinadopara cada nivel de tensión, como el cociente del valor presente del flujo deCMA-IT anuales y demandas mensuales para un horizonte de 5 años. Se calculamediante la siguiente expresión:
Donde: PU : Peaje Unitario expresado en ctms S/./kWh CMA : Costo Medio Anual o parte del CMA asignado a losUsuarios, expresado al 30 de abril de cada año, en miles S/. � : Tasa de Actualización anual, según el Art. 79° de la LCE o el que la sustituya � : Tasa de actualización mensual calculada con la tasa de actualización anual, obtenida mediante la siguiente expresión: �= (1 + � ) 1/12 – 1 n : Horizonte para cálculo de peaje, equivalente a 5 años Dj : Demanda mensual, expresada a fin de mes en GWh i : Índice de variación del año j : Índice de variación del mes El cálculo anterior se efectúa para cada uno de los siguientes componentes,según el nivel de tensión:
- Red de Muy Alta Tensión (MAT)
- Transformación MAT/AT
- Red de Alta Tensión (AT)
- Transformación AT/MT
PEAJE ACUMULADO POR NIVEL DE TENSIÓN
El peaje acumulado por cada nivel de tensión, resulta de agregar los peajes correspondientes según la secuencia de los niveles de tensión en el sentido delflujo de la energía. Peaje Acumulado MAT = PUMAT Peaje Acumulado AT = PUMAT + PUMAT/AT + PUAT Peaje Acumulado MT = PUMAT + PUMAT/AT + PUAT + PUAT/MT
Donde: PUMAT: Peaje unitario por transporte en MAT PUMAT/AT: Peaje unitario por transformación MAT/AT PUAT: Peaje unitario por transporte en AT PUAT/MT: Peaje unitario por transformación AT/MT Este Peaje Acumulado por nivel de tensión debe reajustarse anualmente con laliquidación de los ingresos del año anterior correspondiente al Peaje e IngresoTarifario, calculada según el procedimiento establecido por el OSINERGMIN, enel que se tendrá en cuenta las variaciones con respecto al Plan de Inversiones (desvíos en las fechas de puesta en servicio y menor capacidad- calidad, a las previstas en el Plan de Inversión).
FÓRMULAS DE ACTUALIZACIÓN DE LOS CMA, PEAJES Y COMPENSACIONES
Para cada Área de Demanda se definirá una fórmula de actualización para los SSTD y otra para los demás tipos de sistemas asignados a la misma Área deDemanda. Las fórmulas de actualización se determinan sobre la base de los porcentajesde participación en el CMA de los recursos provenientes del extranjero (moneda extranjera), los recursos de procedencia local (moneda nacional), los costos delAluminio y los costos del Cobre. A partir de las fórmulas de actualización se determina el Factor de Actualización(FA), los cuales se aplican a los valores fijados en cada Resolución de acuerdocon las condiciones de aplicación señaladas en la misma. La fórmula paradeterminar el FA es la siguiente:
Resultados obtenidos
Resultados obtenidos
Resultados obtenidos
Resultados obtenidos
