PROPUESTA DE PEAJES Y
COMPENSACIONES PARA LOS SISTEMAS
SECUNDARIOS DE TRANSMISIÓN DE
RED DE ENERGÍA DEL PERÚ
MAYO 2013 – ABRIL 2017
Audiencia Pública del Proceso de Fijación de Tarifas y Compensaciones de los
Sistemas Secundarios y Complementarios de Transmisión
Noviembre 2012, Perú
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1
CONTENIDO

Marco Legal General

Marco Legal del Contrato de Concesión de REP

Descripción de las Instalaciones de REP

Proyección de la Demanda

Determinación del Sistema Eléctrico a Remunerar (SER)

Determinación del Costo Medio Anual E Ingreso Tarifario

Compensaciones y Peajes

Conclusiones
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2
 MARCO LEGAL GENERAL
3
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MARCO LEGAL GENERAL

LEY DE CONCESIONES ELÉCTRICAS

REGLAMENTO DE LA LEY DE CONCESIONES ELÉCTRICAS

RESOLUCIÓN OSINERGMIN N° 050-2011-OS/CD
Norma “Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de
Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión”.

RESOLUCIÓN OSINERGMIN N° 244-2010-OS/CD
Norma “Procedimiento de Altas y Bajas en Sistemas de Transmisión”.

RESOLUCIÓN OSINERGMIN N° 050-2012-OS/CD
Actualización de la Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para
Sistemas de Transmisión con Costos 2011.

RESOLUCIÓN OSINERGMIN N° 635-2007-OS/CD
Porcentajes para Determinar el Costo Anual Estándar de Operación y
Mantenimiento de las Instalaciones de Transmisión.

RESOLUCIÓN OSINERGMIN N° 080-2012-OS/CD
Norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados”.
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
MARCO LEGAL DEL CONTRATO DE
CONCESIÓN DE REP
5
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MARCO LEGAL DEL CONTRATO DE CONCESIÓN DE
REP

Los ingresos totales por la explotación de las instalaciones de transmisión que se
encuentran comprendidas dentro del marco del Contrato de Concesión de REP
están establecidos por la Remuneración Anual definida en dicho contrato.

De acuerdo al Contrato de Concesión, las instalaciones existentes y futuras se
encuentran clasificadas en: Sistema Principal de Transmisión (SPT) y Sistema
Secundario de Transmisión (SST).

Para fines de recaudación de la Remuneración Anual, se divide dicha
remuneración en dos conceptos:


Compensaciones facturadas a los titulares de Generación (SST Generación y
SST Generación/Demanda, parte asignada a la generación).

Peaje e Ingreso Tarifario asignado a la Demanda (SPT, SST Demanda y SST
Generación/Demanda, parte asignada a la demanda)
Asimismo, el Contrato de Concesión establece que para fines de determinación de
las Compensaciones, Peajes e Ingresos Tarifarios a recaudar por la
Remuneración Anual se aplicarán los criterios establecidos en la Ley de
Concesiones Eléctricas y su Reglamento. La recaudación de dichos conceptos no
deberá exceder la Remuneración Anual establecida.
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
DESCRIPCIÓN DE LAS INSTALACIONES DE
REP
7
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DESCRIPCIÓN DE LAS INSTALACIONES DE REP

Las instalaciones del Sistema de
Transmisión de REP se encuentran
ubicadas en 19 departamentos del
Perú, están conformadas por 45
subestaciones, 2,386 MVA de
capacidad de transformación y 6,044
kilómetros de circuitos de transmisión
en los niveles de tensión de 220 kV,
138 kV y 60 kV.

Las instalaciones de concesión de
REP se clasifican en:

Sistema
Principal
Transmisión (SPT), y
de

Sistema
Secundario
Transmisión (SST).
de
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8
DESCRIPCIÓN DE LAS INSTALACIONES DE REP

Las instalaciones del Sistema Secundario de Transmisión de la concesión de REP
están clasificadas en tres tipos:
1.
Generación
- SST Mantaro – Lima
- SST Chilca – San Juan
- SST en la S.E. Chiclayo Oeste
- SST en la S.E. Chimbote
- SST en la S.E. Santa Rosa
- SST en la S.E. Ventanilla
- SST en la S.E. Quencoro
- SST Azángaro – Juliaca – Puno
- SST Quencoro – Tintaya
- SST Toquepala - Aricota
3.
Demanda
- Conformado por el resto de
instalaciones del SST ubicadas
en las áreas de demanda
definidas por OSINERGMIN.
2.
Generación/Demanda
- Sistema Generación/Demanda de
REP
- SST en S.E. Paramonga Nueva
- SST Zapallal – Paramonga Nueva –
Chimbote
- SST Piura Oeste – Chiclayo Oeste
(2do circuito).
- SST Chiclayo Oeste – Guadalupe
– Trujillo Norte (2do circuito).
- SST en S.E. Ayaviri
- SST en S.E. Huacho
- SST en S.E. Pariñas
- SST en S.E. Reque
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
PROYECCIÓN DE LA DEMANDA
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PROYECCIÓN DE LA DEMANDA
1.
Proyección de la Demanda para Instalaciones de Demanda (SSTD)

Se utilizaron los resultados del Procedimiento para la aprobación del Plan de
Inversiones en Transmisión del periodo 2013 – 2017.

A partir de la proyección de la demanda de las áreas de demanda 1 a 14, se
procedió a realizar la proyección de la demanda del área 15.
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PROYECCIÓN DE LA DEMANDA
2.
Proyección de la Demanda para
Generación/Demanda (SSTG y SSTGD)
Instalaciones
de
Generación

El periodo de proyección es de cuatro años.

Se utilizó información correspondiente a la capacidad de las centrales de
generación existentes.

Se consideraron los proyectos de generación contenidos en el Plan de Obras de
Generación del Proceso de Regulación de Precios en Barra 2012-2013.

Se complementó esta información con los Proyectos de Generación del Plan de
Transmisión 2013 – 2022.
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y
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
DETERMINACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO
A REMUNERAR (SER)
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DETERMINACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO A
REMUNERAR (SER)
1.
Criterios Generales

Para los SST de demanda existentes al 23 de julio de 2006, el SER está
constituido por las instalaciones existentes a esa fecha menos las que se den de
baja.

Para los SST de Generación y Generación/Demanda, el SER está conformado por
el Sistema Económicamente Adaptado (SEA).

Asimismo, se han considerado los Proyectos de Ampliación de REP incluidos en
el proceso regulatorio anterior así como las nuevas ampliaciones a entrar en
operación en el nuevo periodo
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DETERMINACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO A
REMUNERAR (SER)
AMPLIACIÓN N° 6:
Descripción: Instalación del segundo circuito de la L.T. Chiclayo Oeste – Piura
Oeste y ampliación de las subestaciones asociadas.
Puesta en Operación Comercial: 18/08/2011
Sistema G/D
existente
PIURA OESTE
Repotenciación
CHICLAYO OESTE
L-2238 (221 km)
L-2241 (110 km)
220 kV
L-2239 (111 km)
Asignación:220 kV
G (5.90%), D (94.10%)
LA NIÑA
220 kV
Ampliación 6
Instalaciones
Concesión Original
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DETERMINACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO A
REMUNERAR (SER)
AMPLIACIÓN N° 7:
Descripción: Adecuación Integral de las Subestaciones Chavarría, San Juan,
Santa Rosa, Ventanilla y Zapallal.
Puesta en Operación Comercial: 26/02/2012
AMPLIACIÓN N° 8:
Descripción: Ampliación de la capacidad de transmisión de 141 MVA a 180
MVA de las líneas en 220 kV Independencia – Ica (L-2209) e Ica – Marcona (L2211).
Puesta en Operación Comercial: 21/09/2011
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DETERMINACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO A
REMUNERAR (SER)
AMPLIACIÓN N° 9:
Descripción:
Segundo Circuito de la L.T. Chiclayo Oeste – Guadalupe – Trujillo y ampliación
de subestaciones asociadas.
Ampliación de la capacidad existente de la L.T. Chiclayo Oeste – Guadalupe
Trujillo.
Ampliación de las subestaciones Huacho, Chiclayo Oeste y Guadalupe.
Puesta en Operación Comercial prevista: 14/10/2012
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DETERMINACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO A
REMUNERAR (SER)
AMPLIACIÓN N° 9:
SPT
CHICLAYO OESTE
Repotenciación
SPT
GUADALUPE
Repotenciación
L-2236 (83.74 km)
L-2234 (103 km)
L-2237 (83.74 km)
L-2235 (103 km)
TRUJILLO NORTE
10 kV
220 kV
Asignación:
G (19.86%), D (80.14%)
Asignación:
G (38.85%), D (61.15%)
T13-261
T14-260
T16-260
Área de
demanda 2
Asignación:
G (3.36%), D (96.64%)
T17-261
Ampliación 9
Instalaciones
Concesión Original
100/100/25MVA
60 kV
50/50/25MVA
220 kV
60 kV
220 kV
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DETERMINACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO A
REMUNERAR (SER)
AMPLIACIÓN N° 9:
Asignación:
G (93.29%), D (6.71%)
Asignación:
G (100%), D (0%)
Área de
demanda 6
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DETERMINACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO A
REMUNERAR (SER)
AMPLIACIÓN N° 10:
Descripción:
Segunda Etapa de la Ampliación de la SE Independencia 60 kV
Puesta en Operación Comercial: 15/03/2013
INDEPENDENCIA
220 kV
T3-261
Área de
demanda608 kV
10 kV
Ampliación 10
T4-261
Instalaciones
Concesión Original
A Electrodunas
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DETERMINACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO A
REMUNERAR (SER)
AMPLIACIÓN N° 11:
Descripción:
Cambio de la configuración en 220 kV de barra simple a doble barra en la SE
Pomacocha.
Ampliación de la capacidad de transmisión de la L.T. Pachachaca –
Pomacocha de 152 MVA a 250 MVA.
Cambio de configuración en 138 kV de simple barra a doble barra en la SE
Tintaya.
Puesta en Operación Comercial: 15/01/2013
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DETERMINACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO A
REMUNERAR (SER)
AMPLIACIÓN N° 11:
POMACOCHA
220 kV
SST G/D
existente
CALLALLI
TINTAYA
L-1008 (96.3 km)
138 kV
SST Quencoro –
Tintaya existente
QUENCORO
L-1005/1 (87.5 km)
L-1005/2 (101 km)
138 kV
138 kV
138 kV
L-2226 (13.46 km)
SST Mantaro –
Lima existente
Repotenciación
COMBAPATA
Ampliación 11
Instalaciones
Concesión Original
PACHACHACA
220 kV
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DETERMINACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO A
REMUNERAR (SER)
AMPLIACIÓN N° 12:
Descripción:
Instalación de un transformador de potencia de 138/60/22.9 kV y 40/40/20
MVA de la SE Puno.
Cambio de configuración de “T” a “PI” del sistema de barras en 138 kV de la
SE Ayaviri, incluyendo 2 celdas en 138 kV para entrada y salida de la
configuración “PI”.
Puesta en Operación Comercial: 10/11/2013
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DETERMINACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO A
REMUNERAR (SER)
AMPLIACIÓN N° 12:
Asignación:
G (15.92%), D (84.08%)
Asignación:
G (15.13%), D (84.87%)
Area de
demanda 11
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DETERMINACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO A
REMUNERAR (SER)
AMPLIACIÓN N° 13:
Descripción:
Construcción de la Nueva SE Pariñas 220 kV.
Instalación de Compensación Reactiva 1x20 MVAr de 60 kV en la SE Piura
Oeste.
Puesta en Operación Comercial: 15/02/2014
TALARA
Asignación:
G (10.63%), D (89.37%)
Asignación:
G (9.20%), D (90.80%)
PIURA
L-2248 (104 km)
138 kV
138 kV
PARIÑAS
Area de
demanda 1
138 kV
Ampliación 13
10 kV
Instalaciones
Concesión Original
60 kV
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DETERMINACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO A
REMUNERAR (SER)
AMPLIACIÓN N° 14:
Descripción:
Construcción de la Nueva Subestación Reque 220 kV y Ampliación de la
Capacidad de Transformación de la Subestación Trujillo Norte
Puesta en Operación Comercial: 27/04/2014
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DETERMINACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO A
REMUNERAR (SER)
AMPLIACIÓN N° 14:
CHICLAYO OESTE
Repotenciación
SPT
GUADALUPE
SPT
Repotenciación
TRUJILLO NORTE
L-2236 (83.74 km)
L-2234 (103 km)
L-2237 (83.74 km)
L-2235 (103 km)
10 kV
220 kV
Asignación:
G (0.93%), D (99.07%)
REQUE
220 kV
Asignación:
G (0.85%), D (99.15%)
AT12-211
10 kV
Ampliación 14
Ampliación 9
Instalaciones
Concesión Original
AT31-211
22.9 kV
Área de
demanda 3
100/100/20MVA
138 kV
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220 kV
27

DETERMINACIÓN DEL COSTO MEDIO ANUAL
E INGRESO TARIFARIO
28
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DETERMINACIÓN DEL COSTO MEDIO ANUAL E
INGRESO TARIFARIO
1.
SST Generación y SST Generación / Demanda

El Costo Medio Anual (CMA) se ha determinado como la suma de la anualidad de
la inversión (@CI) y los costos de operación y mantenimiento (COyM),
considerando una vida útil de 30 años y una tasa de actualización del 12% anual.

El valor de la inversión se ha calculado en base a los Módulos Estándares de
Inversión aprobados por la Resolución OSINERGMIN N° 050-2012-OS/CD.

El COyM se ha calculado en base a los porcentajes establecidos por
OSINERGMIN mediante Resolución OSINERGMIN N° 635-2007-OS/CD.
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DETERMINACIÓN DEL COSTO MEDIO ANUAL E
INGRESO TARIFARIO
1.
SST Demanda

Para las instalaciones del SST de REP existentes al 23 de julio de 2006 se
mantienen los costos medios anuales calculados en el anterior proceso
regulatorio.

Para las instalaciones del SST con fecha de operación comercial posterior al 23
de julio de 2006, el costo medio anual se ha calculado utilizando los módulos
estándares de inversión
y los porcentajes de COyM establecidos por
OSINERGMIN.

Se calculó el ingreso tarifario para las instalaciones MAT y MAT/MAT asignados
total o parcialmente a la demanda, que se encuentren directamente conectadas
entre dos barras para las cuales se han fijado los precios en barra.
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
COMPENSACIONES Y PEAJES
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COMPENSACIONES Y PEAJES
SST Generación y SST Generación/Demanda
 Las compensaciones mensuales se calculan mediante la siguiente expresión:
ó  =    ×  ∝
α : Tasa de actualización anual (12%)
β: Tasa de actualización mensual = (1+ α)1/12 -1
 Para el caso de los SST Generación/Demanda, se mantienen los porcentajes de
asignación entre la generación y demanda, en los casos en que éstos ya hayan
sido establecidos por OSINERGMIN.
 Para el caso de las demás instalaciones se ha procedido a calcular la asignación
entre la generación y la demanda.
1.
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COMPENSACIONES Y PEAJES
SST Demanda
 Para cada área de demanda, el CMA se recupera a través del peaje unitario para
cada nivel de tensión:
2.
 El peaje del área 15 se determina como la porción del costo medio anual de las
instalaciones del SST Generación/Demanda asignada a la demanda.
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33
COMPENSACIONES Y PEAJES
3.
Resultados
Peaje Unitario Acumulado por Nivel de Tensión (ctm. Sol / kWh)
Área de
Demanda
Titular
MAT
AT
MT
1
REP
0.0366
0.1715
0.1720
2
REP
-
0.1301
0.1316
3
REP
0.0050
0.0620
0.0660
5
REP
0.0056
0.0281
0.0329
6
REP
0.0002
0.0135
0.0135
6
REP_ADICRAG
-
0.0041
0.0041
7
REP
-
0.0029
0.0029
8
REP
-
0.1365
0.1365
8
REP_ADICRAG
0.2407
0.3655
0.3666
9
REP
0.0045
0.0059
0.0182
10
REP
0.0280
0.1242
0.1507
11
REP
0.0082
0.5373
0.5596
15
REP
0.0735
0.0762
0.0762
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COMPENSACIONES Y PEAJES
3.
Resultados
Sistema
Compensación Mensual
(S/.)
Sistema Generación / Demanda
SST en la SE Santa Rosa
SST asociado a Zapallal-Paramonga Nueva-Chimbote 1
SST Ayaviri
1,489,566
52,627
137,258
4,373
SST Azángaro - Juliaca - Puno
401,546
SST Chiclayo Oeste - Guadalupe - Trujillo Norte
110,868
SST Chilca - San Juan
456,101
SST en la SE Chiclayo Oeste
SST en la SE Chimbote 1
19,722
181,582
SST en la SE Pariñas
5,400
SST en la SE Quencoro
16,412
SST en la SE Ventanilla
14,251
SST en SE Paramonga Nueva
56,140
SST Huacho
41,156
SST Linea Quencoro - Tintaya
SST Mantaro - Lima
548,744
8,278,791
SST Piura Oeste - Chiclayo Oeste
12,132
SST Reque
1,089
SST Toquepala - Aricota
109,055
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35

CONCLUSIONES
36
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CONCLUSIONES
 La propuesta de REP únicamente se ha realizado con el fin de adaptar el cálculo
de las compensaciones, peajes e ingresos tarifarios dentro del marco de las
nuevas normas vigentes, pero ello no modifica la Remuneración Anual establecida
para REP en su Contrato de Concesión, que fija el limite de los ingresos que la
concesionaria debe percibir por la explotación de las instalaciones que se
encuentren dentro del marco del contrato.
 La recaudación de las compensaciones, peajes e ingresos tarifarios que se
apliquen en la práctica serán definidas por el OSINERGMIN de acuerdo a lo
establecido en el Contrato de Concesión, y estarán limitadas a la Remuneración
Anual que se fije.
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