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Endesa-EEPSA
4 | EEPSA
11|12
Peaje SSTD Ternas 1 y 2 1de
ESTUDIO TARIFARIO DE LOS
SISTEMAS DE TRANSMISIÓN
SECUNDARIA SSTD DE EEPSA
Periodo tarifario mayo 2013 - abril 2017
EEPSA-Área Comercial
Peaje SSTD Ternas 1 y 2 de EEPSA
ASPECTOS GENERALES
Este estudio se ha realizado en base a los criterios y metodología para la
determinación de los peajes de los SST y SCT, establecidos mediante la
Resolución OSINERGMIN Nº 050-2011-OS/CD (en adelante “Norma
TARIFAS”) y su modificatoria mediante Resolución OSINERGMIN N° 2292012-OS/CD.
Se ha desarrollado la propuesta de Costo Medio Anual (CMA), Peajes
Unitarios (PU), Factores de Pérdidas Medias (FPMd) y Factores de
Actualización (FA) del Sistema Secundario de Transmisión asignado a la
Demanda de Empresa Eléctrica de Piura S.A. (en adelante “EEPSA”),
para el periodo tarifario de mayo 2013 – abril 2017.
El Sistema Secundario de Transmisión SSTD de EEPSA está constituido
por las instalaciones denominadas Terna 1 y Terna 2, que son de uso
exclusivo del usuario libre Petroperú – Refinería Talara.
EEPSA-Área Comercial
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Peaje SSTD Ternas 1 y 2 de EEPSA
MARCO LEGAL
• Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas
• D.S. Nº 009-1993-EM,Reglamento de Ley de Concesiones Eléctricas
• Ley Nº 28832, Ley de Generación Eficiente
• Resolución OSINERGMIN Nº 050-2011-OS/CD y modificatorias
• Resolución OSINERGMIN Nº 634-2007-OS/CD
• Resolución OSINERGMIN Nº 635-2007-OS/CD
• Resolución OSINERGMIN Nº 343-2008-OS/CD
• Resolución OSINERGMIN Nº 151-2012-OS/CD
• Resolución OSINERGMIN Nº 050-2012-OS/CD
• Resolución OSINERGMIN Nº 229-2012-OS/CD
EEPSA-Área Comercial
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Peaje SSTD Ternas 1 y 2 de EEPSA
UBICACIÓN DE LAS INSTALACIONES
Refinería Talara 33 kV.
SE TALARA 220 kV
MAT
2 x 6 km.
220/13.8
220/13.2 kV.
AT
33.0 kV.
2x
13.2/33.0 kV.
MT
13.8 kV.
Malacas 13.2 kV.
MT
TGN-4
TG-1
EEPSA-Área Comercial
TG-2
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Peaje SSTD Ternas 1 y 2 de EEPSA
ASIGNACION DE RESPONSABILIDAD DE PAGO Y
DETERMINACION DEL SISTEMA ELECTRICO A REMUNERAR
La Sexta Disposición Complementaria Final de la Ley 28832, indica que
cada instalación de transmisión existente se pagará por Usuarios y
Generadores en la misma proporción y bajo los mismo criterios en que se
venia pagando a la fecha de entrada en vigencia de esta Ley.
El Sistema Eléctrico a Remunerar (SER) es determinado de acuerdo al
numeral 11.1 de la norma TARIFAS; por tanto, el SER del SSTD MalacasRefinería Talara está constituido por la totalidad de instalaciones
existentes al 23 de julio del 2006.
En ese sentido, a las instalaciones SSTD de EEPSA les corresponde ser
remuneradas por el usuario libre Petroperú - Refinería Talara por ser la
única demanda atendida por dichas instalaciones (usuario exclusivo).
EEPSA-Área Comercial
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Peaje SSTD Ternas 1 y 2 de EEPSA
ASIGNACION DE RESPONSABILIDAD DE PAGO Y
DETERMINACION DEL SISTEMA ELECTRICO A REMUNERAR
Debido a las características y proyección del crecimiento de la demanda
de la Refinería Talara para los años 2013 al 2017, informado por Petroperú
mediante la comunicación GOTL-SPMT-UMPL-0095-2011, el sistema
SSTD Malacas-Refinería Talara operando en doble terna conforma un
Sistema Económicamente Adaptado (SEA), dado que para estos años de
vigencia del presente proceso regulatorio es requerida la operación de las
Ternas 1 y 2 en paralelo para no transgredir la Norma Técnica de Calidad
de los Servicios Eléctricos (NTCSE) por calidad de tensión.
EEPSA-Área Comercial
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Peaje SSTD Ternas 1 y 2 de EEPSA
DETERMINACION DE LOS FACTORES DE PERDIDAS MEDIAS
Los Factores de Pérdidas Medias (FPMd) lo conforman los Factores de
Perdidas Medias de Potencia (PFMdP) y Perdidas Medias de Energía
(PFMdE) y se calculan para los sistemas de transmisión asignados a la
demanda. Para su determinación se aplicará lo establecido en el Art. 20°
de la Norma TARIFAS.
En el presente Estudio se ha realizado el cálculo de los FPMdP y FPMdE
exclusivamente para el SER conformado por las partes que conforman
este Sistema Eléctrico (MT/AT y AT). Las pérdidas acumuladas en MAT no
han sido calculadas debido a que éstas pertenecen a instalaciones de otro
titular de transmisión.
EEPSA-Área Comercial
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Peaje SSTD Ternas 1 y 2 de EEPSA
DETERMINACION DE LOS FACTORES DE PERDIDAS MEDIAS
FACTORES DE PERDIDAS MEDIAS
AREA DE DEMANDA: SSTD MALACAS-REF.TALARA (TERNAS 1 Y 2)
Factores
Individuales (1)
Factores
Acumulados (2)
TRANSMISIÓN EN MAT
FPMdP
FPMdE
TRANSFORMACION MAT/AT (MT/AT)
FPMdP
FPMdE
TRANSMISIÓN EN AT
FPMdP
FPMdE
TRANSFORMACION AT/MT
FPMdP
FPMdE
EEPSA-Área Comercial
1.0112
1.0054
1.022
1.0106
1.0107
1.0052
1.0107
1.0052
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Peaje SSTD Ternas 1 y 2 de EEPSA
DETERMINACIÓN DEL COSTO MEDIO ANUAL (CMA)
El CMA de esta instalación SSTD, conforme la metodología descrita en el
numeral 24.1 de la Norma TARIFAS, se determina como la suma de los
ingresos por concepto de Peaje e Ingreso Tarifario aplicables al total de
instalaciones eléctricas y no eléctricas al 23.07.2006.
El CMA del SSTD de EEPSA corresponde a los cargos que estas
instalaciones venían cobrando por aplicación de las Resoluciones
OSINERGMIN N° 065-2005-OS/CD y N° 146-2005-OS/CD, las cuales
establecían el reconocimiento de un Cargo Base de Peaje Secundario por
Transmisión (CBPST) y Cargo Base de Peaje por Transporte (CBPSL)
para las instalaciones SSTD Malacas-Refinería Talara.
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Peaje SSTD Ternas 1 y 2 de EEPSA
DETERMINACIÓN DEL COSTO MEDIO ANUAL (CMA)
Metodología Norma TARIFAS
Esquema de compensaciones de Sistema Económicamente Adaptado
MAT/MT=220/13.2kV
Trafo REP
E
Líneas MT
0.4 km
D
13.2 kV
C
Transformación MT/AT + Líneas AT
6.0 km
B
33 kV
A
Instalaciones SSTD existentes al
son de uso exclusivo del Cliente
Libre Refinería Talara y que son
de titularidad de EEPSA
Refi nería 33kV
Ternas 1 y 2 de EEPSA, instalaciones que operan en
paralelo y cuentan con capacidades similares
EMPRESA ELECTRICA DE PIURA
RED DE ENERGIA
Transformación 220/13.2 kV (REP)
CBPSE
0.0000
CBPST
CBPSL
CBPST
0.00000
L (km)
C
Por línea de 0.4 km 13.2kV
CBPSE
1.0
MT a AT (13.2/33 kV)
0.0000 CBPSE
L (km)
Líneas AT (33 kV) 6.13+6.00 km
1.3622 CBPSE
0 L (km)
0.2136
12.13
0.00000 CBPST
1.3622 CBPST
0.0000
L (km)
0.4 CBPSL
0.0000 CBPSL
0.0176
C
1.0 C
1.0 C
CBPSL
1.0
FPME
1.0141
FPME
1.0004 FPME
1.0088 FPME
1.0112
FPMP
1.0175
FPMP
1.0005 FPMP
1.0111 FPMP
1.0139
P Marg E
0.0141
Perd Med E
0.0002 P Marg E
0.0088 P Marg E
0.0112
P Marg P
0.0175
Perd Med P
0.0002 P Marg P
0.0111 P Marg P
0.0139
P Med E
0.0071
P Med E
0.0044 P Med E
0.0056
P Med P
0.0088
P Med P
0.0056 P Med P
0.0070
EEPSA-Área Comercial
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Peaje SSTD Ternas 1 y 2 de EEPSA
DETERMINACIÓN DEL COSTO MEDIO ANUAL (CMA)
Metodología Norma TARIFAS
• Cargos generales aplicados a las Ternas 1 y 2:
Cargos
y AT
CargosAplicables
AplicablesAT/MT
AT/MT
y AT
CBPSTo
CBPSTo(AT/MT)
(AT/MT)
CBPSLo
(AT)
CBPSLo (AT)
0.6362
CBPST
(AT/MT)
0.6362
CBPST
(AT/MT)
0.0162 CBPSL (AT)
0.6811 0.6811
0.0176
0.0162 CBPSL (AT)
0.0176
Factores de Actualización Vigentes al 31.03.2009
Factores de Actualización
Vigentes al 31.03.2009
Periodo
FACBPST
FACBPSL
Periodo01 al 03.03.09 FACBPST 1.0652
FACBPSL 1.0911
01alal31.03.09
03.03.09
1.0652
1.0911
04
1.0706
1.0872
04 al 31.03.09
EEPSA-Área Comercial
1.0706
1.0872
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Peaje SSTD Ternas 1 y 2 de EEPSA
DETERMINACIÓN DEL COSTO MEDIO ANUAL (CMA)
Metodología Norma TARIFAS
PRECIOS DE POTENCIA Y ENERGIA
• Precios de Potencia
y Energía
Tarifas en Barra, Vig. al 31.03.2009 (BRG Talara 220kV) ---> Punto E
PPB (S/./kW-mes)
PEBP (ctm.S/./kWh)
28.30
PEm (ctm.S/./kWh)
9.90
10.48
PEBF (ctm.S/./kWh)
11.57
Precios reflejados en Talara 13.2kV ---> Punto D
PPB (S/./kW-mes)
PEBP (ctm.S/./kWh)
28.80
11.73
PEm (ctm.S/./kWh)
10.04
10.63
PEBF (ctm.S/./kWh)
Talara 13.2kV (Despues de Línea de 0.4 km) ---> Punto C
PPB (S/./kW-mes)
PEBP (ctm.S/./kWh) PEBF (ctm.S/./kWh) PEm (ctm.S/./kWh)
28.81
11.74
10.04
10.64
Talara 33kV (Despues de Trafos MT/AT) ---> Punto B
PPB (S/./kW-mes)
PEBP (ctm.S/./kWh) PEBF (ctm.S/./kWh) PEm (ctm.S/./kWh)
29.13
11.84
10.13
10.73
Talara 33kV <> Punto de Entrega Refinería Talara ---> Punto A
PPB (S/./kW-mes)
PEBP (ctm.S/./kWh) PEBF (ctm.S/./kWh) PEm (ctm.S/./kWh)
29.53
11.97
10.25
10.85
EEPSA-Área Comercial
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Peaje SSTD Ternas 1 y 2 de EEPSA
DETERMINACIÓN DEL COSTO MEDIO ANUAL (CMA)
Metodología Norma TARIFAS
DE ENERGIA
• Demanda deDEMANDA
Energía
aplicable para determinación del CMA
Demanda Refinería 33 kV (Facturación) ---> Punto A
mes-año
Total kWh
Pmed - kW
ago-05
4,495,210.00
sep-05
4,495,210.00
oct-05
4,539,130.00
nov-05
4,412,690.00
dic-05
4,477,390.00
ene-06
4,211,190.00
feb-06
4,082,290.00
mar-06
4,574,340.00
abr-06
4,497,360.00
may-06
4,577,790.00
jun-06
4,381,670.00
jul-06
4,518,993.60
Total
53,263,263.60
Pmax-kW
6,041.95
6,243.35
6,100.98
6,128.74
6,018.00
5,660.20
6,074.84
6,148.31
6,246.33
6,152.94
6,085.65
6,073.92
6,081.27
7,263.97
7,263.97
7,286.00
7,286.00
7,286.00
7,281.10
7,280.58
7,286.00
7,286.00
7,286.00
7,286.00
7,190.70
7,273.53
fc-refinería
0.83
0.86
0.84
0.84
0.83
0.78
0.83
0.84
0.86
0.84
0.84
0.84
0.84
Demanda Refinería 33kV (Despues del Trafo 13.2/33kV) ---> Punto B
Total
53,561,537.88
EEPSA-Área Comercial
Demanda Refinería 13.2kV (Despues de Línea 0.4km de 13.2kV) ---> Punto C
Total
53,797,208.64
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Peaje SSTD Ternas 1 y 2 de EEPSA
DETERMINACIÓN DEL COSTO MEDIO ANUAL (CMA)
Aplicando sobre la metodología vigente, lo indicado en los numerales
24.1.3 y 25.1 de la Norma TARIFAS para el cálculo del CMA:
A) CALCULO DEL COSTO MEDIO ANUAL (CMA)
CMA MT/AT
CMA_1 =
S/.
CMA AT
CMA_2 =
S/.
Total CMA (MT/AT + AT)
CMA Total =
Total CMA+IT
EEPSA-Área Comercial
S/.
759,194.56
IT MT/AT
IT_1 =
S/.
148,094.72
IT AT
IT_2 =
907,289.29
Total IT (MT/AT + AT)
IT Total
0.00
0.00
0.00
907,289.29
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Peaje SSTD Ternas 1 y 2 de EEPSA
DETERMINACIÓN DEL PEAJE UNITARIO (PU)
Conforme los numerales 24.1.3 y 25.1 de la Norma TARIFAS, se obtiene
el siguiente flujo del CMA
Nuevos Soles
año (i)
CMA MT/AT (1)
(1+a)^i (2)
May13 - Abr14
(1)/(2)
May14 - Abr15
May16 - Abr17
1
2
3
4
759.19
759.19
759.19
759.19
1.1200
1.2544
1.4049
1.5735
677.85
605.23
540.38
482.48
May13 - Abr14
año (i)
May15 - Abr16
May14 - Abr15
May15 - Abr16
May16 - Abr17
1
2
3
4
CMA AT (1)
148.09
148.09
148.09
148.09
(1+a)^i (2)
1.1200
1.2544
1.4049
1.5735
(1)/(2)
132.23
118.06
105.41
94.12
EEPSA-Área Comercial
15
Peaje SSTD Ternas 1 y 2 de EEPSA
DETERMINACIÓN DEL PEAJE UNITARIO (PU)
Con la demanda proyectada informada por Petroperu, se obtiene:
PEAJE UNITARIO (ctm S/./kWh)
( PU MAT = 0 ,
PU MAT/AT = 0 )
PU base MT/AT
PU base (MT/AT) =
1.1192 ctms S/. / kWh
PU base AT
PU base (AT) =
0.2183 ctms S/. / kWh
Peaje Unitario Total (PU Acumulado)
PU Acumulado =
EEPSA-Área Comercial
PU MT/AT + PU AT =
1.3375 ctms S/. / kWh
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Peaje SSTD Ternas 1 y 2 de EEPSA
COSTO MEDIO ANUAL (CMA) Y PEAJE UNITARIO (PU)
En resumen, los resultados del CMA y PU son los siguientes:
Instalación
CMA
(S/.)
Peaje Unitario
(ctms S/. kWh)
SST Malacas-Refineria Talara – MT/AT
759,194.56
1.1192
SST Malacas-Refineria Talara – AT
148,094.72
0.2183
907,289.29
1.3375
TOTAL DE CMA (S/.)
EEPSA-Área Comercial
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Peaje SSTD Ternas 1 y 2 de EEPSA
DETERMINACIÓN DE LAS FÓRMULAS DE ACTUALIZACIÓN (FA)
Para la determinación de los factores de actualización se emplean las
valorizaciones de las instalaciones de transmisión SSTD de EEPSA
(líneas y subestaciones)
SSTD
Partes
Transporte MAT
Transformación MAT/AT (MT/AT)
Transporte AT
Transformación AT/MT
TOTAL
Partes
TOTAL
EEPSA-Área Comercial
Procedencia
Extranjera
Mil S/.
VALOR PRESENTE
Procedencia
Aluminio
Cobre
Nacional
Mil S/.
Mil S/.
Mil S/.
142,871.17
27,869.62
673,436.24
131,366.00
170,740.80
804,802.23
Procedencia
Extranjera
0.1610
-
71,275.02
13,903.50
85,178.51
COEFICIENTES
Procedencia
Aluminio
Cobre
Nacional
0.7587
0.000
0.0803
Total
Mil S/.
887,582.43
173,139.12
1,060,721.55
Total
1.0000
18
Peaje SSTD Ternas 1 y 2 de EEPSA
DETERMINACIÓN DE LAS FÓRMULAS DE ACTUALIZACIÓN (FA)
Por lo tanto, la fórmula de actualización de los Peajes Unitarios y CMA de
EEPSA, queda expresado de la siguiente manera:
FA = 0,1610(Tc/Tco) + 0,7587(IPM/IPMo) + 0,0803(Pc/Pco)
Donde:
Tc : tipo de cambio para el Dólar de los Estados Unidos
IPM : Índice General al Por Mayor, publicado por el INEI
Pc : Índice del precio del Cobre
EEPSA-Área Comercial
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Peaje SSTD Ternas 1 y 2 de EEPSA
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