informe del análisis comparativo de los · pdf file4.4.1 precios de materiales ......

Sexto Informe (Sector Típico 6) Informe de Resultados y Análisis Comparativo

PRICONSA 1 OSINERGMIN

INFORME DEL ANÁLISIS COMPARATIVO

DE LOS ESTUDIOS VAD (ETAPAS I, II, III y IV), ACTUALIZADO SI CORRESPONDE DE ACUERDO A LOS ANÁLISIS DE LAS

OPINIONES Y SUGERENCIAS

Contenido 1. RESUMEN EJECUTIVO ................................................................................................................................................. 5

2. RECOPILACIÓN DE ANTECEDENTES ......................................................................................................................... 8 2.1 INFORMACIÓN RECOPILADA DE ACUERDO CON LOS TÉRMINOS DE REFERENCIA .................................................. 8 2.2 FORMATO A ........................................................................................................................................................................... 9

3. VALIDACIÓN Y REVISIÓN DE ANTECEDENTES ........................................................................................................ 9 3.1 VALIDACIÓN Y REVISIÓN DE ANTECEDENTES ................................................................................................................ 9 3.2 FORMATOS B Y C ............................................................................................................................................................... 10

4. METODOLOGÍA Y ANÁLISIS DE LA ESTRUCTURACIÓN DE LA EMPRESA MODELO ......................................... 10 4.1 ZONIFICACIÓN Y CARACTERIZACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO ............................................................................ 10

4.1.1 Metodología .............................................................................................................................................................. 10 4.1.2 Análisis de Resultados .............................................................................................................................................. 12

4.2 DEFINICIÓN DE LA TÉCNOLOGÍA ADAPTADA Y DISEÑO DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS ........................... 13 4.2.1 Instalaciones de Distribución MT .............................................................................................................................. 13 4.2.2 Subestaciones de Distribución .................................................................................................................................. 16 4.2.3 Instalaciones de Distribución BT ............................................................................................................................... 18

4.3 DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS ESTÁNDAR DE INVERSIÓN DEL SUPERVISOR VAD ......................................... 20 4.3.1 Criterios y premisas utilizados para determinación de los Costos de los Módulos de la Red Primaria y Secundaria20 4.3.2 Determinación de Costos de Módulos de Redes MT y BT ....................................................................................... 20 4.3.3 Determinación de Costos de Módulos de Equipos MT ............................................................................................. 21 4.3.4 Determinación de Costos de Módulos de Subestaciones MT/BT ............................................................................. 21 4.3.5 Determinación de Costos de Módulos de Instalaciones de Alumbrado Público ....................................................... 21 4.3.6 Costos de Inversión .................................................................................................................................................. 21

4.4 REVISIÓN Y ANÁLISIS DE LOS COSTOS ESTÁNDAR DE INVERSIÓN........................................................................... 22 4.4.1 Precios de Materiales ................................................................................................................................................ 23 4.4.2 Precios de Mano de Obra ......................................................................................................................................... 24 4.4.3 Precios de Transporte y Equipos .............................................................................................................................. 24 4.4.4 Análisis de Costos Unitarios de Inversión Totales y VNR, por tipo de Costo ........................................................... 25

4.5 OPTIMIZACIÓN TÉCNICA ECONÓMICA DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS ......................................................... 26 4.5.1 Instalaciones de distribución MT ............................................................................................................................... 26 4.5.2 Subestaciones de distribución .................................................................................................................................. 28 4.5.3 Instalaciones de distribución BT ............................................................................................................................... 28 4.5.4 Análisis de Resultados .............................................................................................................................................. 29

4.6 OPTIMIZACIÓN TÉCNICA ECONÓMICA DE LAS INSTALACIONES NO ELÉCTRICAS .................................................. 33 4.6.1 Análisis de Resultados .............................................................................................................................................. 33

4.7 ESTÁNDAR DE CALIDAD DE SERVICIO ELÉCTRICO ...................................................................................................... 33 4.7.1 Calidad de Producto .................................................................................................................................................. 34 4.7.2 Calidad de Suministro Técnico ................................................................................................................................. 34 4.7.3 Calidad de Alumbrado Público .................................................................................................................................. 35 4.7.4 Calidad de Servicio Comercial .................................................................................................................................. 35

4.8 DETERMINACIÓN DEL BALANCE DE ENERGÍA Y POTENCIA ........................................................................................ 36 4.8.1 Análisis de los resultados .......................................................................................................................................... 37

4.9 DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA Y POTENCIA ................................................................................. 38 4.9.1 Pérdidas en las redes de MT .................................................................................................................................... 38 4.9.2 Pérdidas en aisladores .............................................................................................................................................. 38 4.9.3 Pérdidas en SED MT/BT ........................................................................................................................................... 39 4.9.4 Pérdidas en redes de Baja Tensión .......................................................................................................................... 39 4.9.5 Pérdidas en acometidas ............................................................................................................................................ 39 4.9.6 Pérdidas en medidores ............................................................................................................................................. 40 4.9.7 Pérdidas Estándar No Técnicas o Comerciales ........................................................................................................ 41 4.9.8 Resultados de pérdidas de Energía y Potencia ........................................................................................................ 41



4.9.9 Análisis de resultados ............................................................................................................................................... 42 4.10 OPTIMIZACIÓN DE LOS COSTOS DE EXPLOTACIÓN TÉCNICA .................................................................................... 42

4.10.1 Costos de Servicios de Terceros .............................................................................................................................. 42 4.10.2 Costos de Materiales ................................................................................................................................................ 43 4.10.3 Costos Directos de Personal y Supervisión Directa .................................................................................................. 43

4.11 OPTIMIZACIÓN DE LOS COSTOS DE EXPLOTACIÓN COMERCIAL ............................................................................... 44 4.11.1 Costos de Servicios de Terceros .............................................................................................................................. 44 4.11.2 Costos de Materiales ................................................................................................................................................ 44 4.11.3 Costos Directos de Personal y Supervisión Directa .................................................................................................. 45

4.12 COSTOS INDIRECTOS ........................................................................................................................................................ 45 4.12.1 Costos Indirectos de la Empresa Modelo ................................................................................................................. 45 4.12.2 Costos Indirectos Asignados de la Empresa Total ................................................................................................... 46 4.12.3 Aportes al Organismo Regulador .............................................................................................................................. 46 4.12.4 Costo de Capital de Trabajo ..................................................................................................................................... 46

4.13 RESUMEN DE COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO ....................................................................................... 46 4.13.1 Tabla de Asignación de Costos de OyM ................................................................................................................... 46 4.13.2 Análisis de Resultados .............................................................................................................................................. 47

4.14 FORMATOS D ...................................................................................................................................................................... 47

5. CÁLCULO DE LAS TARIFAS DE DISTRIBUCIÓN ..................................................................................................... 47 5.1 Costo Fijo (CF) ...................................................................................................................................................................... 47 5.2 Valor Agregado de Distribución MT (VADMT) ...................................................................................................................... 48 5.3 Valor Agregado de Distribución SED (VADSED) .................................................................................................................... 48 5.4 Valor Agregado de Distribución BT (VADBT) ......................................................................................................................... 49 5.5 Pérdidas estándar de distribución en Potencia y Energía .................................................................................................... 49 5.6 Factor de Economía de Escala ............................................................................................................................................. 50 5.7 Formula de Reajuste ............................................................................................................................................................. 50

6. ANEXOS ....................................................................................................................................................................... 50



Lista de Cuadros Cuadro Nº 1: Valor Nuevo de Reemplazo-VNR de la Empresa Modelo (US$)

Cuadro Nº 2: Tabla de Asignación de Costos de OyM (US$)

Cuadro Nº 3: Balance de Potencia y Energía de la Red Adaptada (Año 2012)

Cuadro Nº 4: Comparación de Metrados y VNR de las Inversiones

Cuadro Nº 5: Costos Asociados a los Clientes de Acuerdo a la Opción Tarifaría (Miles de S/.)

Cuadro Nº 6: Cargos Fijos Mensuales

Cuadro Nº 7: Valor Agregado de Distribución:

Cuadro Nº 8: Características del Mercado Eléctrico Año 2012

Cuadro Nº 9: Factores de Carga y coincidencia por opción tarifaria

Cuadro Nº 10: Balance de Energía y Potencia del SEM real

Cuadro Nº 11: Determinación de factores

Cuadro Nº 12: Determinación de la Tasa de Crecimiento-TC del SEM

Cuadro Nº 13: Cuadro Comparativo de Pot. Máx. para la tarifa BT5B (kW)

Cuadro Nº 14: Cuadro Comparativo de Metrado de redes de Baja Tensión del SEM (km)

Cuadro Nº 15: Análisis Económico de las estructuras en MT

Cuadro Nº 16: Cálculo de Nivel de Aislamiento sobre estructuras de MT

Cuadro Nº 17: Resumen de convertidores de fase estáticos

Cuadro Nº 18: Metrado de SED Existentes por tipo

Cuadro Nº 19: Metrado de las SED existentes por potencia

Cuadro Nº 20: % de Costos de Stock, Ingeniería, Gastos Generales, Interés Intercalario y Contratista

Cuadro Nº 21: Costos de Mano de Obra, Transporte y Equipos

Cuadro Nº 22: Costos Unitarios Red Aérea en MT: Línea Primaria (Rural) y Red Primaria (Urbano)

Cuadro Nº 23: Costos Unitarios de Equipos en MT

Cuadro Nº 24: Costos Unitarios de Subestaciones de Distribución Aérea Monoposte MT/BT

Cuadro Nº 25: Costos Unitarios de Redes en BT

Cuadro Nº 26: Costos Unitarios de Alumbrado Público

Cuadro Nº 27: Costos Unitarios de Inversión ST 6


Cuadro Nº 29: Comparación de Costo de Materiales Supervisor VAD y Consultor VAD

Cuadro Nº 30: Costos de Mano de Obra

Cuadro Nº 31: Costo de Transporte y Equipos considerados

Cuadro Nº 32: Comparación de kilómetros de RP y LP y Número de Estructuras

Cuadro Nº 33: Metrado y VNR optimizado de Redes Aéreas de MT

Cuadro Nº 34: Metrado y VNR optimizado de equipamiento de MT

Cuadro Nº 35: Metrado y VNR optimizado de protección de MT

Cuadro Nº 36: Metrado y VNR optimizado de las SED

Cuadro Nº 37: Metrado y VNR optimizado de las Redes de SP

Cuadro Nº 38: Metrado y VNR optimizado de las Luminarias de AP

Cuadro Nº 39: Metrado y VNR optimizado de las Redes de AP

Cuadro Nº 40: Comparativo de Metrados de Redes Aéreas de MT

Cuadro Nº 41: Comparativo de VNR de Redes Aéreas de MT

Cuadro Nº 42: Comparativo de Metrados de Equipos de Seccionamiento

Cuadro Nº 43: Comparativo de VNR de Equipos de Seccionamiento

Cuadro Nº 44: Comparativo de VNR de Equipos de Protección

Cuadro Nº 45: Comparativo de Metrado de Subestaciones de Distribución MT/BT

Cuadro Nº 46: Comparativo de VNR de Subestaciones de Distribución MT/BT

Cuadro Nº 47: Comparativo de Metrado de Redes de Servicio Particular

Cuadro Nº 48: Comparativo de VNR de Redes de Servicio Particular

Cuadro Nº 49: Comparativo de Metrado de Redes de AP sobre Redes de Servicio Particular

Cuadro Nº 50: Comparativo de VNR de Redes de AP sobre Redes de SP

Cuadro Nº 51: Comparativo de Número de Luminarias de AP

Cuadro Nº 52: Comparativo de VNR de Luminarias de AP



Cuadro Nº 53: Comparativo de Equipos de Control de AP

Cuadro Nº 54: Comparativo de VNR de Equipos de Control de AP

Cuadro Nº 55: Comparativo de VNR Total ST-6

Cuadro Nº 56: Metrado y VNR optimizado de las Instalaciones No Eléctricas

Cuadro Nº 57: Comparativo VNR de Instalaciones no eléctricas

Cuadro Nº 58: Indicadores de Calidad de suministro del SEM

Cuadro Nº 59: Balance de Energía y Potencia SEM Real

Cuadro Nº 60: Balance de Energía y Potencia SEM Adaptado

Cuadro Nº 61: Demandas en MT y BT para el cálculo del VAD y NHUBT

Cuadro Nº 62: Porcentajes de Pérdidas Estándar

Cuadro Nº 63: Variación de Resultados de perdidas Porcentajes de Pérdidas Estándar Supervisor vs. Consultor VAD

Cuadro Nº 64: Comparación de Resultados de Porcentajes de Pérdidas Estándar Supervisor vs. Regulación Vigente

Cuadro Nº 65: Variación de Resultados del Balance de energía y Potencia entre el Consultor y Supervisor VAD

Cuadro Nº 66: Variación de Resultados de Energía de AP entre el Consultor y Supervisor VAD

Cuadro Nº 67: Variación de Resultados de Demandas en MT y BT, NHUBT entre Consultor y Supervisor VAD

Cuadro Nº 68: Resultados de pérdidas en redes de MT

Cuadro Nº 69: Resultados de pérdidas en Aisladores

Cuadro Nº 70: Pérdidas totales en aisladores del SEM

Cuadro Nº 71: Pérdidas Nominales en Medidores Monofásicos

Cuadro Nº 72: Pérdidas Nominales en Medidores trifásicos

Cuadro Nº 73: Resumen de Resultados de Pérdidas de Energía y Potencia del SEM

Cuadro Nº 74: Porcentaje de Pérdidas Estándar

Cuadro Nº 75: Variación de Resultados de Pérdidas de Potencia y Energía entre el Consultor y Supervisor VAD

Cuadro Nº 76: Costos de Mano de Obra, Herramientas y Equipos

Cuadro Nº 77: Resumen de Costos de Actividades de OyM

Cuadro Nº 78: Personal Administrativo y OyM del ST-6

Cuadro Nº 79: Resumen de Costos de Supervisión

Cuadro Nº 80: Resumen de Costos de Personal

Cuadro Nº 81: Costos Unitarios de Actividades Comerciales

Cuadro Nº 82: Costos de Materiales para los Costos de Explotación Comercial



Cuadro Nº 85: Resumen de Costos Indirectos de Personal

Cuadro Nº 86: : Resumen de Costos Indirectos de la Empresa Modelo

Cuadro Nº 87: Driver's

Cuadro Nº 88: Tabla de Asignación de Costos de Operación y Mantenimiento (US$)

Cuadro Nº 89: Comparación de Costos de Explotación de la Empresa Modelo (miles US$)

Cuadro Nº 90: Costos Asociados a los Clientes de acuerdo a la Opción Tarifaria (miles S/.)


Cuadro Nº 92: Valor Agregado de Distribución en Media Tensión

Cuadro Nº 93: Valor Agregado de Distribución en SED

Cuadro Nº 94: Valor Agregado de Distribución en Baja Tensión

Cuadro Nº 95: Pérdidas de Potencia y Energía en Distribución

Cuadro Nº 96: Factores de Economía de Escala del Valor Agregado de Distribución

Cuadro Nº 97: Parámetros de las Fórmulas de Reajuste del VAD

Cuadro Nº 98: Parámetros Iniciales de las Fórmulas de Reajuste del VAD



INFORME DEL ANÁLISIS COMPARATIVO

DE LOS ESTUDIOS VAD (ETAPAS I, II, III y IV), ACTUALIZADO SI CORRESPONDE DE ACUERDO A LOS ANÁLISIS DE LAS

OPINIONES Y SUGERENCIAS

1. RESUMEN EJECUTIVO

El presente informe constituye el Quinto Informe Parcial del Análisis Comparativo del Estudio de Costos del VAD para el Sector Típico 6 correspondiente a la Regulación Tarifaria de Distribución Eléctrica para el periodo Noviembre 2013 – Octubre 2017, desarrollado por el Supervisor VAD PRICONSA, de acuerdo a las bases del estudio de “Supervisión de los Estudios de Costos del Valor Agregado de Distribución (VAD)”.

El presente informe presenta la metodología seguida por el Supervisor VAD en cuanto al modelamiento de la red económicamente adaptada y los análisis para la definición de las tecnologías adaptadas. Adicionalmente contiene la recopilación y validación de los antecedentes de la empresa modelo que se incluyeron en los anteriores informes parciales de supervisión.

De los análisis efectuados en el marco del presente informe, se llegan a determinar las siguientes conclusiones y recomendaciones:

El valor nuevo de reemplazo (VNR) de la empresa modelo ascienden a: 12,040.95 miles US$, tal

como se detalla en el cuadro siguiente sin considerar las conexiones eléctricas.

Cuadro Nº 1: Valor Nuevo de Reemplazo-VNR de la Empresa Modelo (US$)

Componente Unidad Cantidad Costo Medio (US$)

VNR (US$)

Media Tensión 3,733.01

Red Aérea km 684.72 5.26 3,609.26 Red Subterránea km Equipos de Protección y Seccionamiento unidad 116.0 0.76 123.74

Subestaciones 355.0 1,143.29

Subestaciones de Distribución MT/BT Monoposte unidad 355.0 3.22 1,143.29 Biposte unidad Convencional unidad Compacta Pedestal unidad Conversores de Fase 3ø/1ø unidad

Baja Tensión 6,562.47

Red Aérea Servicio Particular km 732.9 7.36 5,394.74 Alumbrado Público km 146.6 2.43 356.77 Luminarias unidad 6800.0 0.12 743.15 Equipos de Control unidad 356.0 0.05 18.27

Red Subterránea Servicio Particular km 0.6 82.55 49.54 Alumbrado Público km Luminarias unidad Equipos de Control unidad

Sub Total Red Baja Tensión Servicio Particular km 733.5 7.42 5,444.28 Alumbrado Público km 146.6 2.43 356.77 Luminarias unidad 6800.0 0.12 743.15 Equipos de Control unidad 356.0 0.05 18.27

Instalaciones No Eléctricas 602.19

TOTAL 12,040.95

Los costos de operación y mantenimiento (COyM) de la empresa modelo ascienden en total a:

935.816 miles US$ tal como se detalla en el siguiente cuadro, de los cuales 214.46 miles de US$ corresponden a la red de MT; 512.51 miles US$ corresponden a la red de BT y 208.85 miles US$ al



Alumbrado Público; así mismo se tienen 423.88 miles US$ correspondientes a los costos asociados al usuario.

Cuadro Nº 2: Tabla de Asignación de Costos de OyM (US$)

Concepto TOTAL (US$)

Costo de OyM Técnicos Comercialización

Distrib. MT

Distrib. BT

Alumbrado Público

Total Gestión

Comercial Operación Comercial

Costo asociado

al Usuario

Total

Costos Directos

1 Materiales 59,478 4,777 10,687 14,324 29,788 2,347 1,249 24,188 27,784

2 Supervisión Directa 203,713 18,868 47,315 20,531 86,714 28,032 14,016 28,032 70,081

3 Personal Propio 108,360 18,241 45,744 19,849 83,834 9,810 4,905 9,810 24,526

4 Servicio de Terceros 611,439 34,175 86,994 28,062 149,231 0 1,214 352,096 353,310

5 Cargas Diversas y Otros 106,238 7,128 18,005 6,844 31,978 946 503 9,748 11,198

6 Total 1,089,228 83,190 208,744 89,610 381,544 41,136 21,887 423,875 486,898

Costos Indirectos (Actividades de Apoyo)

1 Personal Propio 342,011 52,054 122,877 48,338 223,270 56,268 35,113 0 91,382

2 Materiales 30,359 4,857 11,667 4,729 21,253 5,167 3,051 0 8,218

3 Servicio de Terceros 153,522 21,382 47,142 16,244 84,768 24,499 18,152 0 42,651

4 Aporte Organismo Regulador 16,359 2,547 6,392 2,744 11,684 1,260 670 0 1,930

5 Cargas Diversas y Otros 7,937 2,057 0 0 2,057 0 0 0 0

6 Costo Capital de Trabajo 9,918 755 1,895 813 3,464 373 199 0 572

7 Total 560,106 83,653 189,973 72,868 346,495 87,567 57,186 0 144,753

Asignación de Costo de Gestión Comercial

1 Materiales 1,722 4,115 1,677 7,514

2 Supervisión Directa 6,424 15,352 6,256 28,032

3 Personal Propio 15,143 36,188 14,747 66,078

4 Servicio de Terceros 5,614 13,417 5,467 24,499

5 Cargas Diversas y Otros 591 1,412 576 2,579

6 Total 29,495 70,485 28,723 128,703

Asignación de Costo de Operación Comercial

1 Materiales 985 2,355 960 4,300


3 Personal Propio 9,171 21,917 8,931 40,019


5 Cargas Diversas y Otros 314 752 306 1,372

6 Total 18,121 43,305 17,647 79,073

Costos Totales de OyM 214,459 512,508 208,848 935,816

Respecto a la demanda de potencia, del balance de potencia y energía de la red adaptada del año

2012 mostrada en el cuadro siguiente, se obtiene que la potencia comercializada en MT es de 3972kW y 3254kW para el caso de la red de BT.

Cuadro Nº 3: Balance de Potencia y Energía de la Red Adaptada (Año 2012)

Descripción Energía Anual Factor de

Carga / Factor de Pérdida

Potencia Factor de

coincidencia MWh (kW)

Total Ingreso a MT 11,606.48 0.32 4,148.98

Pérdidas Estándar en Media Tensión

311.80 0.17 210.40

Técnicas redes 272.31 0.24 205.90

Técnicas en aisladores 39.49 1.00 4.5

Ventas en Media Tensión 2,249.24 0.58 432.06

MT2 1,527.70 0.69 249.42 0.87 MT3P 171.00 0.56 30.05 0.87 MT3FP 190.56 0.27 75.49 0.94 MT4P 313.87 0.60 51.63 0.87 MT4FP 46.11 0.20 25.47 0.94

Total Ingreso a BT 9,045.44 0.29 3,506.52

Técnicas 324.75 0.24 152.11 No Técnicas 257.80 0.29 99.94

Ventas en Baja Tensión 8,462.90 0.30 3,254.48



BT2 33.15 0.28 11.82 0.87 BT5C 1,839.84 0.50 418.91 1.00 BT5B 6,519.19 0.27 2,790.10 1.00 BT6(2) 20.94 0.36 6.66 1.00 BT5D 49.79 0.21 26.99 1.00

NHUBT horas 195 Demanda MT kW 3,938.58 Demanda BT kW 3,254.48 Del análisis de tecnologías adaptadas, se concluye que las opciones que resultan más convenientes

son: En el caso de las redes en MT resulta conveniente utilizar:

Postes de madera pino y cruceta de madera.

Conductores de aleación de aluminio.

Aisladores de porcelana tipo pin y suspensión poliméricos.

En cuanto equipamiento de maniobra y protección MT resulta conveniente utilizar: Recloser.

Seccionalizadores unipolares.

Seccionadores fusibles reconectadores (cut-out 3 etapas)

Seccionadores fusibles del tipo Cut Out.

Pararrayos clase distribución.

En el caso de la subestación de distribución SED resulta conveniente utilizar: Subestación aérea monoposte.

Poste de madera pino amarillo.

Transformadores de distribución monofásico y trifásico si la carga lo justifica.

Tableros de distribución con equipamiento y dimensiones requeridas.

En el caso de la red aérea en BT resulta conveniente utilizar: Poste de madera pino amarillo.

Conductores de aluminio autosoportado.

En el caso de la red aérea de AP resulta conveniente utilizar: Conductor de aluminio autosoportado.

Luminarias con lámpara de 70W y 50W de vapor de sodio.

En cuanto a la Definición del Sistema de Red, la opción seleccionada fue: Sistema Red en MT:

Nivel de Tensión 22,9/13,2 kV en estrella con el neutro aterrado en la fuente y en las SED 1ø-MRT, con el uso intensivo de líneas y redes primarias en 13,2 kV 1ø-MRT y los conversores de fase (de 1ø a 3ø) para los clientes trifásico.

Líneas primarias trifásica (tres hilos) y bifásicas (dos hilos) sin neutro corrido y sistema 1ø-MRT.

Vanos promedio de 180 m y 100 m para líneas y redes primarias respectivamente

En el caso de las Subestaciones de Distribución MT/BT Se considera SED trifásicas 380/220 V y monofásicas 440/220 V.

Potencias optimizadas entre 3 y 160kVA.

Criterio de agrupación de SED por radio de acción.

Consideración de factores de potencia (0.95), de uso (1.0) y de sobrecarga (1.0)

No se consideró SED de propiedad de Terceros.

En el caso de la Red en BT: Red aérea con sistema trifásico 380/220 V y monofásico 440/220 V, con neutro corrido multiaterrado.

Empleo de vanos optimizados de 45 m y 71,4 m para las zonas concentradas y dispersas respectivamente.

Para la determinación de secciones de conductor en BT, se modelo en base a SED representativas

No se consideró las redes de SP que no atiendan a ningún suministro.

En el caso de la red aérea en BT Red aérea de AP sobre poste de servicio particular.

Uso de lámparas de vapor de sodio de 70W y 50W para las zonas concentradas y dispersas respectivamente.

Criterio de asignación del número de lámparas de acuerdo a factor KALP normado.

A continuación se muestra un cuadro comparativo de los metrados y valor nuevo de reemplazo del SEM, reportado por Electrocentro, el Consultor y el Supervisor VAD:



Cuadro Nº 4: Comparación de Metrados y VNR de las Inversiones

Item Descripción Unidad Electrocentro

Comparación

Consultor VAD

Supervisor VAD

Variación (%)

A METRADOS

A.1 Redes Aéreas de MT km 1113 793 677 -15% A.2 Equipos P&S U 143 90 116 29% A.3 Subestaciones distribución MT/BT U 590 560 355 -37% A.4 Red Aérea de BT km 708 668 733 10% A.5 Red Aérea de AP km 555 410 147 -64% A.6 Luminarias de AP U 4609 5514 6800 23%

B VALOR NUEVO DE REEMPLAZO

B.1 VNR MT Miles US$ 5880 5275 3733 -29% B.2 VNR SED Miles US$ 2052 1843 1143 -38% B.3 VNR BT Miles US$ 5519 5981 5444 -9% B.4 VNR AP Miles US$ 2017 1861 1118 -40% B.5 VNR Instalaciones no Eléctricas Miles US$ 463 279 602 116%

Los resultados obtenido por el Supervisor VAD son los siguientes: Costo Fijo y Valor Agregado de Distribución:

Cuadro Nº 5: Costos Asociados a los Clientes de Acuerdo a la Opción Tarifaría (Soles)

Descripción CFE CFS CFH CFEAP CFECO Total

Costos Directos Asociado al Cliente: 1,077,055 3,897 354 - - 1,081,305

Costo Total Asociado al Cliente: 1,077,055 3,897 354 - - 1,081,305


Descripción Unidades CFE CFS CFH CFEAP CFE(1) Promedio

CCCL (Costo Comercial de Atención al Cliente) Miles de S/. 1,077.055

3.897 0.354 1,077.055

565.20 1,081.30

NCL (Número de Clientes) Clientes 23,938 25 2 23,938 23,938 23,965

Costo Fijo por Cliente S/./Cliente-mes 3.750 12.990 14.740 3.750 2.025 3.760

(1) Lectura Semestral

Cuadro Nº 7: Valor Agregado de Distribución:

Descripción Unidad MT BT SED

Valor Nuevo de Reemplazo Miles de S/. 10,024 20,692 3,070 Anualidad del VNR Miles de S/. 1,244 2,569 381 Costo Anual de Explotación Miles de S/. 547 1,840 438 Total Costo Anual Miles de S/. 1,792 4,409 819 Máxima Demanda kW 3,939 3,254 3,254

Valor Agregado de Distribución S/./kW-mes 36.561 109.532 20.464

2. RECOPILACIÓN DE ANTECEDENTES

2.1 INFORMACIÓN RECOPILADA DE ACUERDO CON LOS TÉRMINOS DE REFERENCIA

Se presenta en este capítulo la información recopilada de la empresa y del sistema eléctrico modelo.

Antecedentes Contables. Con respecto a los antecedentes contables, la empresa reportó lo

siguiente: Estado de Pérdidas y Ganancias años 2010 y 2011 Estados financieros auditados 2011. Información Financiera trimestral remitidos a OSINERG-GART, de los años 2011 y 2012. Archivo electrónico de vouchers de gastos cargados a COSTOS DE DISTRIBUCION (excluyendo

la cuenta “Compra de Energía”), tanto a nivel de Empresa como de U.N. Huancavelica, años 2011 y 2012, con el debido sustento.

Relación de Activos fijos de la Empresa y del U.N Huancavelica al 27.10.2011. Comprobante diario Planilla de pagos mensuales por sedes. Presupuesto de la Empresa - Ejercicio 2011 y 201 Flujo de caja III Trimestre 2012 Cuadro de Inversiones 2011-2012 Balance general y estado de pérdidas y ganancias consolidado. Listado de Terrenos de propiedad de Electrocentro S.A Información Financiera remitida a OSINERG-GART, de los años 2011 y 2012.



Desagregado de ingresos de UUNN Huancavelica - 2011 Antecedentes de la Organización y del Personal. Los antecedentes recopilados para el análisis de la

organización y el personal son los siguientes: Organigrama. Manual de Organización y Funciones (MOF) y el Reglamento de Organización y Funciones (ROF)

aprobados por el Directorio de la Empresa, documentos a los cuales está ligado el Cuadro de Asignación de Personal (CAP).

Planilla de Remuneraciones Nº de trabajadores por niveles y categorías, especificando remuneración máxima y mínima. Formularios de descripción de los puestos de trabajo. Detalle de trabajadores por categoría y régimen laboral. Cuadros de Asignación de personal - CAP, Escala salarial y estructura organizacional-2012.

Antecedentes de las Instalaciones. En lo referente a los antecedentes de las instalaciones se ha

recopilado la siguiente información: Formatos I-I y 1-2 de los Términos de Referencia conteniendo el resumen del VNR del sistema de

distribución eléctrica existente. Información de las instalaciones no eléctricas, Inmuebles con registro de propiedad, Vehículos y

equipos. Archivo GIS en formato MapInfo del sistema eléctrico en estudio Características técnicas de los alimentadores de MT.

Antecedentes Comerciales. Se ha recibido de la empresa distribuidora la siguiente información

Comercial: Información comercial mensual del total Empresa y sistema eléctrico modelo para el período enero

2012 - diciembre 2012 (Formatos VI). Información sustentatoria de número de usuarios, ventas de energía detalladas por opciones

tarifarias y tipo de usuarios. (Formato VI). Antecedentes de Costos de Operación y Mantenimiento. A continuación se detalla la información

recopilada que fue utilizada para la realización del Estudio del VAD, referida a los costos de operación y mantenimiento:

Contrato GR-052-2010/ELCTO, “Contrato de Locación de Servicios de Contrastación y/o verificación de medidores de electricidad en Electrocentro S.A”

Contrato GR-042-2011/ELCTO, “Contrato de Locación de Servicios de Apertura / Cerrado de cajas portamedidor y traslado de personal a los suministros programados en Electrocentro S.A”

Contrato GR-043-2011/ELCTO, “Contrato de Locación de Servicios de Contrastación y/o verificación de medidores de electricidad en Electrocentro S.A”

Formatos V de la Empresa y SEM. Presupuesto Operativo 2011 y 2012 Información de los ratios comerciales según cuadro del literal n) de los Términos VAD. Vouchers del periodo contable 2012 Información referida al ítem 5.1, literal f) y m) de los Términos VAD. Información referida al ítem 5.1, literal p) y q) de los Términos VAD.

Antecedentes de Calidad de Servicio Eléctrico. Se ha recibido de la empresa distribuidora la

siguiente información: Índices de calidad de servicio SAIDI y SAIFI del primer y segundo semestre del 2012 en Media

Tensión, A nivel Empresa y a Nivel sistemas Eléctricos. Interrupciones 2011 y 2012.

Antecedentes de Asignación de Costos. Se ha recibido de la empresa distribuidora la siguiente

información: Información referida al ítem 5.1, literales h) e i) de los Términos VAD. Formatos VIII, IX, X, XI.

2.2 FORMATO A

En los anexos del presente informe se muestran los Formatos A, los cuales también se adjuntan en medio magnético. Los Formatos A corresponden a los formatos entregados por la empresa de distribución, validados por El Consultor VAD y por El Supervisor VAD.

3. VALIDACIÓN Y REVISIÓN DE ANTECEDENTES

3.1 VALIDACIÓN Y REVISIÓN DE ANTECEDENTES

La validación de la información fue realizada según los siguientes criterios:



Los procesos de revisión de los antecedentes recopilados han sido realizados siguiendo las

especificaciones que se señalan en los Términos de Referencia. La información ha sido revisada sobre la base de nuestra experiencia y conocimiento.

Se solicitó información adicional a la empresa, el cual sirvió como respaldo en el proceso de

validación. Se revisaron los criterios, metodologías, datos y cálculos utilizados por el consultor VAD durante la

estructuración de los formatos B. Verificación de los datos y la consistencia de estos, las formulas, cálculos y resultados de las tarifas

de distribución. Verificación y ubicación de la existencia documentada de los datos que el consultor VAD utilizó en

las fórmulas. Verificación de la calidad de los datos obtenidos y la coherencia de los estudios y propuestas

indicadas por el consultor V AD.

3.2 FORMATOS B Y C

En los anexos del presente informe se muestran los Formatos B y C, los cuales también se adjuntan en medio magnético. Los Formatos corresponden a los formatos entregados por El Consultor VAD y validados por El Supervisor VAD.

4. METODOLOGÍA Y ANÁLISIS DE LA ESTRUCTURACIÓN DE LA

EMPRESA MODELO

4.1 ZONIFICACIÓN Y CARACTERIZACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO

El objetivo de la caracterización de mercado eléctrico es determinar el consumo de energía y la máxima demanda del SEM para determinar el tipo de redes que se usará durante el proceso de optimización del sistema modelo.

4.1.1 Metodología

La información utilizada fue la proporcionada por OSINERGMIN, dicha información se detalla a continuación.

Identificación de todos los clientes servidos, incluyendo coordenadas geográficas, categorías

tarifarias, consumos del año 2012. Identificación de todas las SED, metrados de redes de BT, alimentadores MT y estaciones

transformadoras AT/MT.

4.1.1.1 Determinación de la Demanda del SEM

La demanda máxima coincidente a nivel de MT fue obtenida considerando las ventas de energía para cada opción tarifaria existente en el SEM, a los cuales se les aplicó los factores de carga y coincidencia obtenidas en el Estudio de Caracterización de la Carga realizado para este Sector Típico con lo cual se halló su máxima demanda coincidente.

A continuación se muestra las características comerciales del SEM:

Cuadro Nº 8: Características del Mercado Eléctrico Año 2012

Opción Tarifaria

Número de Clientes

Ventas de E. 2012 MW.h

% Participación por Clientes

% Participación por Ventas de E.

Ventas en Media Tensión

MT2 2 1,527.70 0.01% 14.26%

MT3P 5 171.00 0.02% 1.60%

MT3FP 14 190.56 0.06% 1.78%

MT4P 4 313.87 0.02% 2.93%

MT4FP 1 46.11 0.00% 0.43%

Sub total MT 26 2,249.24 0.11% 21.00%

Ventas en Baja Tensión

BT2 1 33.15 0.00% 0.31%

BT5C 0 1,839.84 0.00% 17.18%

BT5B 23905 6,519.19 99.82% 60.86%

BT6 7 20.94 0.03% 0.20%

BT5D 9 49.79 0.04% 0.46%



Opción Tarifaria

Número de Clientes

Ventas de E. 2012 MW.h

% Participación por Clientes

% Participación por Ventas de E. Sub total BT 23922 8,462.90 99.89% 79.00%

TOTAL 23948 10,712.15 100% 100.00%

Del cuadro anterior se concluye que la tarifa BT5 representa el 99,82% de clientes del SEM, y el

60,86% de ventas del SEM por lo que se desarrolló una metodología para el cálculo de las demandas por SED, de manera que coincida con la demanda de la tarifa BT5B del SEM real.

A continuación se muestran los factores de carga y coincidencia utilizados para opción tarifaria:

Cuadro Nº 9: Factores de Carga y coincidencia por opción tarifaria

Tarifa F. Carga F. Coincid.

MT2 0.668 0.866 MT3P 0.648 0.866 MT3FP 0.287 0.944 MT4P 0.692 0.866 MT4FP 0.206 0.944 BT2 0.276 0.865 BT5C 0.500 1.000 BT5B 0.266 1.000 BT6(2) 0.358 1.000 BT5D 0.210 1.000

El factor de carga para la tarifa BT5B fue determinado de manera que cierre el Balance de Energía y

Potencia Real. El Balance Real se muestra a continuación:

Cuadro Nº 10: Balance de Energía y Potencia del SEM real

Descripción Energía Anual Factor de

Carga / Factor de Pérdida

Potencia Factor de

coincidencia MWh (kW)


Pérdidas Estándar en Media Tensión

392.76 0.40 111.61

Técnicas redes 392.76 0.40 111.61


MT2 1527.7 0.60 249.42 0.87 MT3P 171 0.56 30.05 0.87 MT3FP 190.56 0.27 75.49 0.94 MT4P 313.87 0.60 51.63 0.87 MT4FP 46.11 0.20 25.47 0.94


Técnicas 451.84 0.32 159.36 No Técnicas 619.09 0.38 184.31


BT2 33.15 0.28 11.82 0.87 BT5C 1,633.54 0.50 371.94 1.00 BT5B 6,680.17 0.27 2,859.00 1.00 BT6(2) 20.94 0.36 6.66 1.00 BT5D 42.35 0.27 17.73 1.00

NHUBT horas 195 Demanda MT kW 3,302.67 Demanda BT kW 3,267.15

Del Balance Real se observa que la demanda total de los clientes de la tarifa BT5B es de 2,859.00

kW con factores de carga y coincidencia de 0.27 y 1 respectivamente. Este factor de carga da como resultado un NHUBT de 195 horas.

4.1.1.2 Determinación de la Demanda por SED para la tarifa BT5B

Habiéndose determinado la máxima demanda de los clientes de la tarifa BT5B, se procedió al cálculo de las máximas demandas coincidentes por SED, las cuales están en función al consumo de energía de los clientes asociados a dichas SED y al factor de carga de la SED. Se determinaron los factores de carga por SED de la siguiente manera:

Se tuvo información por SED de: clientes, energía promedio kwh-mes, quedando definidos tres rangos promedios de consumo de energía mensual por cliente:

Menores a 30 kWh/mes-cliente



Mayores a 30 kWh/mes-cliente y menores a 50 kWh/mes-cliente

Mayores a 50 kWh/mes-cliente

Se integró los consumos de energía y potencias máximas de las SED quedando definido un diagrama de carga representativo por rango de consumo promedio, determinándose el factor de carga de dicho rango, los mismos que son asignados a las SED del SEM de acuerdo al rango al que pertenezca y fueron ajustados de manera proporcional de tal manera que se obtenga la máxima demanda coincidente de la tarifa BT5B (2,859.00 kW con un factor de coincidencia de 1.00).

A continuación mostramos el resumen de los factores de carga obtenidos:

Cuadro Nº 11: Determinación de factores

Rango Nº de SED Muestra

Energía-kWh Pot. Máx. (kW) F. Carga-VAD 2009 F. Carga-VAD 2012

<30 kWh/mes-cliente 7 2,781.00 246.00 0,342 0.200

[30-100> kWh/mes-cliente 2 208.00 5.00 0,351 0.270

>100 kWh/mes-cliente 2 783.00 3.00 0,492 0.454

4.1.1.3 Proyección de la Demanda

Para realizar la proyección de la demanda se debe hallar la tasa de crecimiento del SEM. Se validó la información histórica y calculada por El Consultor VAD y que se presenta en el siguiente cuadro:

Cuadro Nº 12: Determinación de la Tasa de Crecimiento-TC del SEM

Rango de Consumo 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2016 T.C. (%)

De 1 a 30 KW.h 7.7 8.3 8.8 9.2 9.5 9,7 9.8 10.6 2.99

De 31 a 100 KW.h 49 49.4 49.1 49.4 49.1 49,2 49.1 49.2 0.04

De 101 a 150 KW.h 120.5 120 120.1 120.8 120.3 119,8 120.6 120.6 0.02

De 151 a 300 KW.h 203.6 202.1 206.7 204.3 202.9 202,7 201.7 206.6 -0.16

De 301 a 500 KW.h 384.4 387.3 372.9 377.4 375.7 382,0 376.7 374.2 -0.34

De 501 a 750 KW.h 599.3 585.3 579 603.5 595.1 596,3 604.6 599.6 0.15

De 751 a 1000 KW.h 869.2 874.5 863.5 863.3 852.5 878,8 878.9 870 0.19

Tasa de crecimiento ponderado (%) 2,6

Opción 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 T.C. (%)

Tarifaria

MT2 3,212.60 3,396.40 568.50 687.90 1,588.40 2,085.30 1,654.50 1,526.10 -10,09%

MT3 5.1 10 38.3 91.4 223.7 288 283.4 356.25 83,67%

MT4 47.4 52.7 55.3 71.3 147.1 264.7 302 356.97 33,43%

Tasa de crecimiento ponderado (%) 0,67%

Se observa que el consumo anual unitario de energía por cliente del rango de consumo de 1 – 30

kW.h se ha incrementado de 7,7 a 9,8 kW.h/cliente.

4.1.2 Análisis de Resultados

A continuación se muestran los cuadros comparativos de los resultados obtenidos por el Consultor VAD y Supervisor VAD en lo que respecta a metrados y demanda BT.

Cuadro Nº 13: Cuadro Comparativo de Pot. Máx. para la tarifa BT5B (kW)

Descripción Supervisor Consultor Variación

Máx. Dem. (kW)-Año 2012 2,790.10 2,118.79 1.32 Máx. Dem. (kW)-Año 2016 2,862.64 2,173.88 1.32

Cuadro Nº 14: Cuadro Comparativo de Metrado de redes de Baja Tensión del SEM (km)


Metrado Redes BT-Km. 732.90 667.73 1.10

La demanda proyectada al 2016 es 32% mayor a la determinada por el Consultor VAD. Cabe señalar que dicha demanda desagregada por SED sirve para dimensionar las SED y se usa para el flujo de carga en MT. La diferencia en el metrado de redes de Baja Tensión se debe a la optimización realizada por el Supervisor.



4.2 DEFINICIÓN DE LA TÉCNOLOGÍA ADAPTADA Y DISEÑO DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS

4.2.1 Instalaciones de Distribución MT

4.2.1.1 Análisis de información del SEM existente

El sistema modelo Huancavelica Rural tiene su origen en tres centros de transformación y una de generación; Huancavelica Norte (2.5 MVA), Ingenio (12.5 MVA) y Caudalosa (12.5 MVA) y niveles de tensión de 220/60/10-22.9 kV con conexión de transformadores de Y-Y-Delta. Asimismo, se tiene una central de generación hidroeléctrica de Yauli de 0.8MW. En la siguiente figura, se muestra las instalaciones del SEM Huancavelica Rural.

Respecto a los transformadores elevadores, se tiene un transformador elevador de 2.5 MVA de 10/22.9 kV en la barra de Huancavelica Norte.

4.2.1.2 Definición de la configuración y nivel de tensión MT

Como parte de los criterios técnico-económicos considerados en este módulo, tenemos los siguientes:

Configuración de los Centros de Trasformación: Cuentan con el nivel de tensión en 22.9 kV con

neutro accesible y puesto a tierra. Nivel de tensión

Se realizó la simulación de flujo de carga para los alimentadores del sistema eléctrico de Huancavelica. Considerando una tensión de 22,9kV se cumple con los niveles de regulación de tensión establecidos en la norma técnica de calidad, y realizando la evaluación técnica económica se determina el uso de líneas trifásicas y bifásicas en 22,9kV y líneas MRT en 13,2kV.

Alternativas de configuración de red: técnicamente fue posible proponer las siguientes alternativas

de configuración: Configuración trifásica de tres hilos sin neutro corrido y sistema MRT: Esta alternativa considera el

tendido de red de MT con tres conductores (tres fases sin neutro), con la opción de usar tramos bifásicos (dos hilos) y ramales monofásicos (13,2 kV) con retorno por tierra (MRT)

Configuración trifásica de cuatro hilos con neutro corrido: Esta alternativa considera el tendido de red de MT con cuatro conductores (tres de fases y un neutro), con la opción de usar ramales bifásicos (dos fases y neutro) y ramales monofásicos de dos hilos (fase y neutro)

Otras configuraciones: Debido a las longitudes de las líneas y a la carga distribuida los niveles de tensión en 10 o 13.8 kV trifásicos fueron descartados.

4.2.1.3 Definición de la Tecnología Adaptada

Para la definición de la tecnología adaptada de las instalaciones de MT se realizó por módulos de estudio, de los cuales se encontró diferencias con el Consultor VAD en el módulo de tipo tecnología de postes de MT, puestas a tierra y aisladores que a continuación se desarrolla:

Definición del tipo tecnología de postes de MT:

Se realizó una evaluación técnico-económica considerando los siguientes criterios:

Postes de madera de pino amarillo y postes de concreto armado centrifugado. Los postes de pino amarillo cumplen el período de vida útil de 30 años, tienen la facilidad del transporte y montaje, y permiten el escalamiento para la operación y el mantenimiento. Los postes de CAC tienen dificultades para el transporte y el montaje, y presentan fisuras por su manipulación en terrenos

SE Friaspata

220 kV 60 kV

(AAAC 35 mm2)32,90 km

60 kV

22 kV

12,5 MVA

SE Ingenio(Cascabamba)

Rumichaca, Lircay Acobamba,

Tancarpampa, Chaquicocha

10 kV

22.9 kV

Huancavelica

Ciudad

SE

Huancavelica Norte

22,9 kV

SE Rumichaca

2,6 MVA

Huancavelica

Norte

Huachocolpa22 kV

60 kV

12,5 MVA

SE Caudalosa

PSE Castrovirreyna Norte

52,40 km

22 kV

5.04 MW

30/30/10 MVA

2.5 MVA

(Abierto)

(Abierto)

1.67 MW

1.39 MW

A4113 (

L. 200.5

1 k

m)

A4111 (

L. 266.1

6 k

m)

A4124 (

L. 350.6

5 k

m)

A4126 (

L. 76.6

3 k

m)

A4

125 (

L. 40.1

7 k

m)

A4123 (L. 15.07 km)A4122(L. 12.91 km)

A4131 (

L. 84.8

4 k

m)



accidentados, lo que afecta su vida útil, aparte que su aislamiento es cero, lo que dificulta lograr el aislamiento eléctrico de 300 kV requerido en las líneas que se ubican en zonas de descargas atmosféricas.

Costos de inversión inicial de cotizaciones vigentes que reflejan el estado del mercado de postes, asimismo costos de transporte, montaje, y de mantenimiento.

Altura del poste: para líneas 3 y 2 en zonas rurales se utilizan postes de 12m, y en 1-MRT, de 11m, con vanos eficientes en zonas de sierra, resultando más económicos y livianos, facilitando el transporte y montaje.

Criterio del aislamiento de las estructuras (según Norma IEEE 1410): para lograr los 300 kV de aislamiento, y mejorar la calidad de servicio, al reducir las salidas fuera de servicio por descargas atmosféricas indirectas, y cuantificar todos los costos adicionales en la estructura de CAC para lograr el aislamiento de 300 kV.

Teniendo en cuenta estos criterios se presenta a continuación un cuadro comparativo de las diferentes alternativas planteadas:

Cuadro Nº 15: Análisis Económico de las estructuras en MT

Tipo de Poste Unidad Concreto

12m/200daN

Madera 12m

Pino Amarillo

1. Costo Anual de Adquisición $ 722.27 $ 511.04

Tasa de Actualización 12% 12% Costos del Poste $/u 230.4 225.5 Costos del instalación 200.9 125.4 Costo de Transporte $/u 117.4 60.7 Costo adicional para cumplir 300kV* 33.0 0.0 Cantidad de Postes-km u 10 10 Vida Útil Años 30 30

2. Costos de Mantenimiento $ 46.08 $ 45.10

Inspeción del estado de conservación % 1.00% 0.50% Enderezado de postes y retensado de retenidas % 1.00% 1.50%

Costo Total Anual (1. + 2.) $/año 768.35 556.14

Comparación respecto a Pino Amarillo

1.38 1.00

En el cuadro anterior se incluye la experiencia nacional en los proyectos de electrificación del Plan

Nacional de Electrificación Rural – PNER a cargo del Ministerio de Energía y Minas, y de las empresas de distribución, y que, en otras, son las siguientes:

Los postes de CAC en zonas sub-urbanas y rurales tienen dificultad en el transporte, porque las carreteras son mayormente afirmadas, lo que ocasiona fisuras en los postes. Asimismo el peso es el doble respecto a los postes de madera.

Los postes de madera tienen la mitad del peso del poste de CAC, lo que facilita el transporte y la instalación; permiten lograr el aislamiento de los 300kV requeridos para reducir las salidas fuera de servicio para las descargas atmosféricas indirectas, y los postes importados provenientes de los EE.UU. vienen libre de aranceles.

Los postes de pino amarillo tienen buenos resultados en el país, teniéndose postes con más de 30 años de vida útil, encontrándose en buen estado de conservación.

Bajo las consideraciones anteriores, y como resultado de la evaluación económica de las estructuras en MT, el Supervisor recomienda la utilización de los postes de pino amarillo.

Puestas a Tierra: Se han validado el uso de los armados constructivos del SICODI; se debe

considerar puestas a tierra-PT para los postes de LP y RP, para las SEDs y donde se instalen equipos de protección, pararrayos y equipos de maniobra. más seguras y económicas.

Aislamiento: En este punto se verifica el cumplimiento del nivel de aislamiento de las líneas

mediante la selección apropiada de aisladores, crucetas y tipo de poste; el cálculo se desarrolla de acuerdo a la Norma IEEE 1410

.

Cuadro Nº 16: Cálculo de Nivel de Aislamiento sobre estructuras de MT

De A Trayectoria de la Descarga Aislamiento CIFO Total

kV 4300 msnm-kV

Fase Izquierda Fase Derecha

Bajada de PAT

Aislador tipo PIN-Ansi 56-2 175

303

Cruceta de madera 163

Riostra de madera 0

Poste de madera 55

Aislamiento Total (kV) 393

Fase Central Bajada de PAT Aislador tipo PIN-Ansi 56-2 175 320



De A Trayectoria de la Descarga Aislamiento CIFO Total

kV 4300 msnm-kV

Poste de madera 278

Aislamiento Total (kV) 453

Consideración: PAT ubicada a 0,7 m. de la unión de diagonales

4.2.1.4 Optimización técnica económica del sistema de distribución

Definición del Trazado Óptimo de la Red de MT

En este punto se tendrán las siguientes consideraciones:

Trazado original de las líneas primarias, considerando que las rutas del SEM real corresponde a trazos a lo largo de las carreteras, los mismos que deben ser respetados.

Información catastral de las localidades, ubicación geográfica de SEDs, de las zonas históricas o monumentales e Hidrografía de la zona dicha información fue procesada y validada de la base de datos del VNRGIS y sistemas de información de Electrocentro (MapInfo) y se hizo uso del software Google Earth para su validación.

Se respetó la ubicación original de los centros de transformación del SEM, debido a que el punto de entrega de energía al sistema fue definido en otro nivel de análisis (planeamiento de la expansión de la transmisión secundaria), lo cual debería respetarse para el planeamiento de la distribución. Es decir se considera que las subestaciones Ingenio, Caudalosa y Huancavelica Norte cuentan con todo el equipamiento propio de una subestación modelo.

El sistema modelo respeta las restricciones geográficas y de acceso de la zona actual de concesión perteneciente al SEM.

Cuando se efectuó el agrupamiento de subestaciones se redujo km de RP y LP. El trazado cumple un criterio adecuado ante contingencias, es decir, se procuró la confiabilidad de

las líneas en MT mediante combinación de operación de Recloser, seccionalizadores, Seccionadores-Fusible Reconectadotes SFR y cut-outs, además de que se asume que las subestaciones modelo consideradas cuentan con la protección de recierre para cada uno de los alimentadores principales del Sistema.

Selección de la Sección de los Conductores de Línea y Red Primaria


Limitaciones de las líneas a emplear, así por ejemplo para las líneas MRT se consideró una potencia máxima a trasmitir limitada por una corriente de retorno por tierra de 15A, comúnmente empleada desde 1985 por Electroperú, y luego en los proyectos de electrificación rural de la DGER/MEM.

Configuración y nivel de tensión óptimo MT, se tuvo en cuenta una configuración de tres hilos sin neutro corrido en 22,9 kV para líneas trifásicas y bifásicas, y 13,2 kV para las líneas MRT.

Conductores de las Líneas Primarias Retorno por Tierra: El Supervisor utilizó la siguiente metodología para la elección del conductor MRT: Se realizó el cálculo de ampacidad para obtener la temperatura máxima del conductor, de acuerdo a las condiciones ambientales más desfavorables de la zona, considerando 15A como máxima corriente en sistemas MRT. Posteriormente realizó el cálculo mecánico de conductores utilizando la máxima temperatura obtenida en el cálculo de ampacidad. Los resultados de estos cálculos se muestran en los archivos 3.2 Cálculo de Ampacidad.doc y archivo 3.3 Cálculo mecánico de conductores.xls Del procedimiento anterior se valida que el uso de las secciones mínimas de 25 y 35 mm2 para el SEM Huancavelica Rural. Del análisis del flujo de carga (ver archivo 3.4 Diagrama de flujo del SEM.xls) se muestra que por caída de tensión es suficiente el uso del conductor de 25 mm2, sin embargo por la altura y la configuración de los vanos y para lograr holgura en las instalaciones se ha considerado el 35% de las líneas en 35 mm2 AAAC.

Caracterización del mercado eléctrico de las SED’s: se definió un escenario de máxima demanda de las SED’s proyectada al año 2016 a partir de sus demandas coincidentes, las cuales incluyen: máxima demanda del SP, demanda de AP optimizado, y pérdidas óptimas para cada subestación de distribución.

Análisis en régimen permanente: las líneas y redes primarias fueron analizadas en régimen permanente para obtener el perfil de tensiones y potencias en cada punto notable. Las cargas fueron modeladas del tipo potencia constante, usando el escenario de demanda máxima coincidente para cada alimentador, el modelo de líneas aéreas se realizó usando impedancias propias y mutuas de acuerdo a los modelos matemáticos comúnmente empleados, también conductores neutros aterrados y el retorno por tierra en MRT.

Criterio de regulación de tensión: se efectuó el análisis de los sistemas eléctricos considerando un factor de potencia de 0,95, y una caída de tensión máxima del 6%, y una tensión de salida de hasta 1,015 pu.



Uso de convertidores de fase estáticos: Las SED’s trifásicas se ubicaron donde se tenía línea y red primaria trifásica. Donde por razones técnico-económicas era suficiente las líneas MRT, y se tenían suministros trifásicos, se analizó la conveniencia de utilizar los conversores de fase 1ɸ/3ɸ para atender dichos suministros. Del análisis de las cargas se utilizaron 30 conversores R-7 en SED´s de distribución y 5 en clientes MT del SEM.

Cuadro Nº 17: Resumen de convertidores de fase estáticos

Modelo Rangos

HP Peso

kg Costo US$ Cantidad

Costo Total US$

R-7 7.5 49 1,324 30 39,720 R-100 100 440 11,718 5 58,590

Definición de Vano Promedio asociado a Líneas y Redes Primarias

Los circuitos de la red MT pueden ser clasificados a su vez en líneas y redes primarias, así para cada uno de estos tipos de red MT son definidos valores constantes de vano promedio. Para el cálculo de los tramos de red primaria se realizó el metrado, ingresando a cada catastro de las localidades, considerando como Red Primaria las estructuras en MT que atraviesan un centro poblado, y Línea Primaria a aquella que enlaza a las localidades, y que pasa por zonas rurales, fuera del área urbana.

Los vanos promedios considerados son los siguientes:

Vano promedio en líneas primarias: 180 m

Vano promedio en redes primarias: 100 m

Selección de equipos de seccionamiento y protección

En el trazado óptimo también se detectaron los posibles puntos de seccionamiento para garantizar los niveles de calidad de servicio eléctrico contemplados en la NTCSER, luego se definió la utilización de equipos de reconexión económicos adecuados al sector típico en estudio, proponiendo los seccionadores-fusible reconectadotes SFR, que son 3 cut-out en paralelo, operando bajo el mismo criterio que el Seccionador Fusible, por lo que no requiere de ninguna norma especial, con la diferencia de que repone el servicio para las fallas temporales y transitorias.

Adicionalmente se adjunta al informe el archivo 3.5 Armado SFR.dwg, conteniendo las láminas con

los armados propuestos por la Supervisión para el montaje de los SFR tanto en líneas: MRT, bifásicas y trifásicas.

4.2.2 Subestaciones de Distribución


Todas las SED del SEM son de distribución MT/BT, no existen subestaciones elevadora/reductora ni de seccionamiento, del tipo monoposte o biposte. En el siguiente cuadro se presentan las características y metrados de las SED existentes:

Cuadro Nº 18: Metrado de SED Existentes por tipo

Componente Unidades Potencia Instalada

Und. (%) kVA (%)

Monoposte 3ø 15 3% 817.5 6% 2ø 5 1% 70.0 0% 1ø 523 89% 9,737.5 72%

Biposte 3ø 38 6% 2712.5 20% 1ø 7 1% 162.5 1%

Compacta

1ø 2 0% 100 1%

Total 590 100% 13,600 100%

Cuadro Nº 19: Metrado de las SED existentes por potencia


Und. (%) kVA (%)

SED 3kVA 6 1% 18 0% SED 5kVA 44 7% 220 2% SED 7.5kVA 1 0% 7.5 0%

SED 10kVA 184 31% 1840 14% SED 15kVA 128 22% 1920 14% SED 25kVA 94 16% 2350 17% SED 37.5kVA 71 12% 2662.5 20% SED 40kVA 2 0% 80 0% SED 50kVA 28 5% 1400 10%




Und. (%) kVA (%)

SED 75kVA 13 2% 975 7% SED 82kVA 1 0% 82 1% SED 90kVA 1 0% 90 1% SED 100kVA 11 2% 1100 8% SED 125kVA 3 1% 375 3% SED 160kVA 3 1% 480 3%

Total 590 100% 13600 100%

.

4.2.2.2 Definición de la configuración de las SED

Considerando la actual tendencia en el diseño de SED se considera los siguientes supuestos:

En SED trifásicas: 380/220 V.

En SED monofásicas: 440/220 V.

Además se considera un determinado número de clientes trifásicos para las redes trifásicas del sistema eléctrico modelo optimizado.

4.2.2.3 Definición de la Potencia Normalizada de la SED y de la Configuración

Características técnicas de subestaciones típicas, las subestaciones existentes del sistema modelo son del monoposte y biposte en una proporción de 93% y 7%, respectivamente. La potencia instalada de los transformadores de todas las SED’s está en un rango de 5 kVA a 160 KVA.

Debido a la reducida demanda de las localidades del SEM se plantea el uso de SED’s desde 3 kVA, la utilización de una potencia mínima de 5 kVA en lugar de 3 kVA, para demandas muy pequeñas ya que se incrementarían las pérdidas de potencia y energía.

Optimización Técnico-Económica del Sistema de Distribución: Se propone la agrupación de SED’s

que no tienen radios óptimos, ya que de la evaluación realizada por el Supervisor se ha detectado que se logran eficiencias económicas al agrupar SED’s

Técnicamente: Cumplen con la NTCSER Económicamente: El valor presente de las instalaciones agrupadas más sus pérdidas (en

transformadores y redes de BT) son menores a que dichas instalaciones no se agrupen. Se analizó el sistema eléctrico en su totalidad encontrando 331 SED’s factibles a agrupar debido a

los ahorros de considerar una SED en lugar de 2 o 3, así como la disminución del metrado de las redes primarias. Este ahorro es mayor al costo adicional por el incremento de las redes secundarias. Las 331 SED mencionadas anteriormente se agruparon en 125 SED, la lista completa de SED´s agrupadas se encuentra adjunta en los archivos magnéticos (3.6 ubicación de SEDs agrupadas. Dwg y 3.7 lista SEDs agrupadas.xls)

La optimización se sustenta técnica y económicamente, por lo tanto es factible su aplicación a la optimización del SEM

Definición de características de SED por tipo, configuración y capacidad de Transformador: Para

este análisis se tuvieron las siguientes consideraciones: Caracterización del mercado eléctrico de las SEDs: está conformado por el número de clientes y

máxima demanda por SED proyectada al año 2016. La potencia de diseño en kVA se calculó a partir de los kW proyectados, un factor de utilización 1 y

un factor de potencia de 0,95. Los valores así obtenidos fueron utilizados para dimensionar el transformador en cada SED, no fue considerada la sobrecarga en el transformador. Finalmente, se utilizó la siguiente fórmula:

Donde:

scfufpf

KWKVA

.....

)1max( 5

: Tasa de crecimiento de la demanda de la red de baja tensión.

f.p. : Factor de potencia de las redes de baja tensión, valor estimado de 0.95.

f.u. : Factor de utilización, para este caso equivalente a 1.

f.sc. : Factor de sobrecarga, para este caso equivalente a 1.

Las SED de terceros no entraron en la proyección de demanda en el mercado eléctrico y las características de la SED fueron mantenidas similares al existente

Los resultados y el equipamiento de los tableros propuestos se presentan en los archivos magnéticos (3.8tableros.xls y 3.9 DUdetablero.dwg).



4.2.3 Instalaciones de Distribución BT


En términos generales, el SEM posee una extensión de redes aéreas de BT de 708.4 km para el servicio particular, 441 km de red de alumbrado público compartido con la red de servicio particular y 114 km de red de alumbrado público sobre estructuras de alumbrado público. La red de BT es casi en su totalidad de tipo aérea, debido a que existen 1.8 km y 1.1 km reportados como red subterránea en el servicio particular y alumbrado público, respectivamente.

4.2.3.2 Definición del tipo de red BT

Características técnicas de redes típicas MT y BT, en términos generales, el SEM posee una extensión de redes aéreas de BT de 708.4 km y 0.6 km para el servicio particular y alumbrado público, respectivamente. La red de BT es casi en su totalidad de tipo aérea

4.2.3.3 Definición de la Tecnología Adaptada


Definición del tipo de tecnología de lámparas para alumbrado público:

Luminaria con lámpara de vapor de sodio alta presión de 70W, para las zonas concentradas para los cuales se consideran vanos promedios de 45m.

Luminaria con lámpara de vapor de sodio alta presión de 50W, para las zonas dispersas, para los cuales se consideran vanos promedios de hasta 71.4m.

Criterios de diseño de alumbrado público que cumplan con la Norma DGE “Alumbrado de Vías

Públicas en Áreas Rurales”. Criterio de disposición de luminarias: La cantidad de luminarias se ha definido en función al factor

Kalp, y para la ubicación se ha tenido en cuenta la mayor cantidad de viviendas, la plaza y la calle principal de la localidad.

4.2.3.4 Definición de la tecnología en estructuras de BT

De manera similar al análisis de los postes de media tensión, se ha llegado a la misma conclusión: que los postes de madera de pino amarillo son los más económicos, el uso de los postes de madera es conveniente tanto para las zonas concentradas y dispersas, tomándose en consideración los criterios siguientes:

Análisis de la vida útil de postes de madera y concreto: análisis similar a la postería de media

tensión, concluyendo en la utilización de postes de madera de pino amarillo para zonas concentradas y dispersas con dificultades de acceso.

Altura de 9 metros para postes de baja tensión en las distintas tecnologías evaluadas.

Postes de clase 7 para alineamiento, cambio de dirección y fin de línea.

4.2.3.5 Optimización Técnico-Económica del Sistema de Distribución

Se ha revisado el SEM real y se observó la necesidad de optimizar el sistema de distribución mediante el agrupamiento de subestaciones y la reconfiguración de las redes secundarias correspondientes. Para ello se definió lo siguiente

- Las redes de distribución que deben quedar con su configuración real, y en este caso sólo se efectúa la optimización de la RS.

- Las subestaciones factibles al agrupamiento, ya sea de dos, tres o cuatro subestaciones y luego proceder a la definición de la SED y la red secundaria correspondientes.

A continuación se indica el procedimiento seguido. Agrupamiento de SED’s que se definieron como integrables: Se seleccionaron las SED’s que eran

técnica y económicamente convenientes de integrar, y se procedió a utilizar el programa AutoRed, programa utilizado para el pre diseño de redes de distribución primaria y secundaria a nivel de perfil y factibilidad, que define lo siguiente:

- Determinación de la ubicación óptima y la potencia de la SED.

- Obtención del metrado de las redes secundarias.

- Determinación de la configuración de la red secundaria de las redes agrupadas.

- Determinación del trazo de la RP, determinando el punto de derivación, y teniendo la llegada en la SED determinada anteriormente, obteniéndose el metrado de la RP.

- Teniendo los metrados y los costos unitarios de inversión llegamos al Valor Nuevo de Reemplazo.

Criterios de Diseño de la Red Secundaria

De acuerdo con la definición preliminar de la red se recomienda que todas las redes de BT sean tipo aéreo. La caída de tensión es la establecida por el CNE-Suministros, osea 7,5% en máxima caída de tensión (Términos de Referencia VAD).



De acuerdo con la tecnología adaptada de red de BT servicio particular se recomienda el uso de cables autoportantes de aluminio con opción de montaje del AP sobre SP. Para cumplir con el parque de alumbrado público se definió un total de longitud de 146.6 km de redes de AP sobre estructuras de SP.

De acuerdo con la tecnología adaptada de postes de BT se recomienda el uso de postes de madera en las zonas concentradas y dispersas.

En la zona concentrada se consideran clientes 3/SED ubicados dentro de la red secundaria. La

red que llega a estos suministros es 3. Definición del parque de Alumbrado Público – AP: Los cálculos para el diseño del parque de AP se

han efectuado en la definición de tecnología adaptada, de acuerdo a lo indicado en la Ley N° 27744, de Electrificación Rural y de Localidades aisladas y de Frontera, y la Resolución RD-017-2003 EM (Norma DGE “Alumbrado de Vías Públicas en Áreas Rurales). Se tuvieron las siguientes consideraciones:

El número de luminarias fue calculado por sistema. Tecnología de lámparas para alumbrado público: se recomendó el uso de lámparas de Vapor de

Na de 50 y 70W de alta presión con vanos máximos promedios de 45 m y 71.4 m, para las zonas concentradas y dispersas respectivamente.

Determinación de la cantidad de puntos de iluminación: se determina un consumo de energía mensual por alumbrado público de acuerdo a la fórmula:

NUKALPCMAP

Donde:

CMAP : Consumo mensual de alumbrado público en kWh.

KALP : Factor de AP en kWh/usuario-mes.

NU : Número de usuarios del sistema (Año 2012)

El Factor KALP es el correspondiente al Sector Típico 6: KALP = 6,3. El Factor KALP es revisado por OSINERGMIN y presentado al Ministerio de Energía y Minas para su aprobación.

Para calcular el número de puntos de iluminación de todo el sistema modelo, se ha considerado una potencia promedio de lámpara de alumbrado y el número de horas de servicio mensuales del alumbrado público (NHMAP), aplicándose la siguiente fórmula:

PPL)(NHMAP / 1000)(CMAP PI

Donde:

PI : Puntos de Iluminación.

CMAP : Consumo mensual de alumbrado público en kWh.

NHMAP : Número de horas mensuales del servicio alumbrado público 360 horas/mes.

PPL : Potencia nominal promedio de la lámpara de AP en W. La potencia nominal promedio de la lámpara de AP (PPL) comprende la potencia nominal de la lámpara más la potencia nominal de sus accesorios de encendido.

Distribución de los puntos de iluminación: se ha realizado de acuerdo a las características de las zonas a iluminar y a las recomendaciones en la tecnología adaptada para lámparas de AP, según el siguiente orden de prioridad:

a. Plazas principales o centro comunal de la localidad.

b. Vías públicas en el perímetro de las plazas principales.

c. Vías públicas importantes.

d. Áreas restantes de la localidad.

Definición de las Redes de Alumbrado Público Se presentan los resultados de la optimización aplicada a las redes de servicio particular de

alumbrado público bajo los siguientes supuestos: De acuerdo con la definición preliminar de la red se recomienda que todas las redes de BT sean

tipo aéreo. Se usó la sección mínima de 16 mm2 con cable autoportante de aluminio.

Para cumplir con el parque de alumbrado público se definió un total de longitud de 146.6 km de redes de AP sobre estructuras de SP.

Definición de estructuras de red de BT: Se presentan los resultados de la optimización aplicada a

las redes de servicio particular bajo los siguientes supuestos: Se recomienda el uso de postes de madera para las zonas concentradas y dispersas. Las alturas

de los postes optimizados son uniformizadas en 9 m. Se conservaron las distancias entre postes obtenidas en el servicio particular optimizado. Se conservó el número y proporción de postes por tipo de función (alineamiento, cambio de

dirección y fin de línea) de la optimización del trazado óptimo.



Se adjunta en medio magnético el Informe Técnico elaborado por el Ing. Luis Prieto referente a la optimización de los sistemas eléctricos rurales aplicados al presente proceso de regulación tarifaria (3.10Inf.Tec3OptimiTablerosAPLPRDyAnexos.pdf)

4.3 DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS ESTÁNDAR DE INVERSIÓN DEL SUPERVISOR VAD

El objetivo de esta sección es determinar los costos estándar de inversión, de las redes en MT y BT, subestaciones de distribución y alumbrado público, adaptadas tecnológicamente.

4.3.1 Criterios y premisas utilizados para determinación de los Costos de los Módulos de la Red Primaria y Secundaria

Se tomaron los costos unitarios de materiales del SICODI, agregándole algunos materiales que no

se encontraban en esta fuente. La mano de obra se valorizó utilizando información de costos unitarios publicados por entidades

reconocidas como CAPECO. La mano de obra, transporte y equipos incluyen los correspondientes gastos generales y utilidades

del contratista. Para determinar el costo por módulo (incluye los porcentajes de asignación de gastos indirectos),

son los indicados en el cuadro siguiente:


Parámetro Porcentaje (%)

Costo de Stock (%) 6,81 Ingeniería del Proyecto (%) 11,17 Gastos Generales (%) 6,00 Interés Intercalario (%) 2,50 Porcentaje del Contratista (%) 25,00

Los costos de mano de obra, transporte y equipos, se muestran en el cuadro a continuación.

Cuadro Nº 21: Costos de Mano de Obra, Transporte y Equipos

Recurso Unidad Precio Total (US$/Unidad)

Capataz h-h 7.33 Operario h-h 6.67 Oficial h-h 5.72 Peón h-h 5.16 Camioneta h-m 9.98 Camión 4 Tn. h-m 13.32 Camión 10 Tn. h-m 16.78 Grúa chica 2,5 Tn. h-m 17.93 Grúa grande 9,5 Tn. h-m 29.74

Nota: - No incluye el 25% correspondiente al Contratista.

- La mano de obra del Capataz se ha considerado un 10% adicional al costo del Operario

Definidos las tareas y los requerimientos de recursos, se tomaron como referencia los rendimientos

ya establecidos en la base de datos SICODI de OSINERGMIN cuya aplicación fue validada por El Supervisor VAD para la presente regulación..

El costo por módulo se determinó bajo el siguiente procedimiento:

Asignación de rendimiento del personal. Número de personal que intervienen en dicha actividad. Horas de trabajo efectivo del personal. Materiales que intervienen en dicha actividad. Horas de uso efectivo de transporte y maquinaria. Determinación de rendimiento por actividad.

4.3.2 Determinación de Costos de Módulos de Redes MT y BT

Los módulos utilizados corresponden a redes aéreas con las siguientes características: Los módulos

típicos están compuestos de: postes, crucetas, conductores, aisladores, puesta a tierra y retenidas. Las tareas efectuadas para determinar el costo por módulo son:

Identificación del número de estructuras por kilómetro, dependiendo de la ubicación del tramo a evaluar: zona concetrada o disperso.

Identificación del número de estructuras de alineamiento, ángulo y fin de línea por kilómetro. Identificación del número de retenidas y puesta a tierra por kilómetro.

Recursos considerados para determinar el costo por módulo:

Materiales: Estructuras, aisladores, conductores y ferretería en general.



4.3.3 Determinación de Costos de Módulos de Equipos MT

Dichos módulos están compuestos por los siguientes elementos:

Recloser. Seccionalizadores unipolares. Seccionadores fusibles reconectadores-SFR. Seccionadores fusible tipo cut out-SF. Pararrayos.

4.3.4 Determinación de Costos de Módulos de Subestaciones MT/BT


Postes, crucetas, y ménsulas. Seccionador fusible tipo cut out en MT y pararrayos. Transformador de distribución según potencia determinada en el modelamiento de la red. Tablero. Se incluyeron los conversores de fase de 1ø a 3ø.

4.3.5 Determinación de Costos de Módulos de Instalaciones de Alumbrado Público


Los módulos típicos están compuesto de: Luminarias, Pastorales y Redes de AP. Las tareas efectuadas para determinar el costo por módulo son: Definición del vano promedio y potencia de lámpara. Distribución adecuada de los puntos de iluminación. Uso de redes de AP sobre estructuras de servicio particular e identificación de los kilómetros. Sistema de control del alumbrado público.

4.3.6 Costos de Inversión

Para determinar los costos de inversión, se ha considerado lo siguiente:

Se ha empleado un conjunto de precios de mercado recogido por el Supervisor VAD, tomando como referencia principal la base de datos del SICODI

Los costos de mano de obra corresponden a costos de CAPECO a diciembre del 2012. Los porcentajes de Contratista, así como costos indirectos de la empresa (stock, ingeniería y

supervisión, gastos generales e interés intercalario), han sido establecidos considerando un modelo de empresa eficiente.

En los Cuadros N° 22 al 26 siguientes se detallan los costos unitarios de inversión determinados en base a las consideraciones indicadas, los mismos que han sido usados en el modelamiento y el cálculo del VNR valorizado de la Empresa Modelo

Cuadro Nº 22: Costos Unitarios Red Aérea en MT: Línea Primaria (Rural) y Red Primaria (Urbano)

Código

VNR Módulo

Unid.

Costo directo

Ingeniería Gastos

generales Subtotal

Interés intercalario

Total

RP AA02501 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 1x25 mm2 km. $ 5,204.65 $ 581.36 $ 347.16 $ 6,133.17 $ 153.33 $ 6,286.50



RP AA03503 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x35 mm2 km. $ 8,418.00 $ 940.29 $ 561.50 $ 9,919.79 $ 247.99 $10167.78

RP AA05003 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x50 mm2 km. $ 9,055.05 $ 1,011.45 $ 603.99 $ 10670.48 $ 266.76 $10937.25

LP AA02501 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 1x25 mm2 km. $ 3,328.26 $ 371.77 $ 222.00 $ 3,922.03 $ 98.05 $ 4,020.08






Cuadro Nº 23: Costos Unitarios de Equipos en MT

Código VNR

Módulo Unid

. Costo directo

Ingeniería Gastos

generales

Subtotal Interés

intercalario Total

RECLOSER INTERRUPCION EN VACIO, TRIFAS, 22,9 KV, In = 400 A Jgo. $10870.54 $ 1,214.23 $ 725.08 $ 12,809.86 $ 320.24 $ 13,130.11

SECCIONALIZADOR ELECTRÓNICO Jgo. $ 2,009.59 $ 224.47 $ 134.04 $ 2,368.11 $ 59.20 $ 2,427.31

SECCIONADOR DE REPETICIÓN 3 ETAPAS Jgo. $ 885.62 $ 98.92 $ 59.07 $ 1,043.62 $ 26.09 $ 1,069.71

EL1421 SECCIONAD. FUSIBLE (CUT-OUT), UNIPOLAR x 1, 15/26 kV, 100 A Jgo. $ 148.80 $ 16.62 $ 9.92 $ 175.35 $ 4.38 $ 179.73

EPS1001 PARARRAYOS x 1, INCL. ACCES. DE INSTAL. Jgo. $ 75.63 $ 8.44 $ 5.04 $ 89.12 $ 2.22 $ 91.35

Cuadro Nº 24: Costos Unitarios de Subestaciones de Distribución Aérea Monoposte MT/BT Código

VNR Módulo MT BT Unid.

Costo directo

Ingeniería Gastos

generales Subtotal


Total

SM00301 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x3 kVA 13.2 kV. 440/220 V. Jgo. $ 2,037.88 $ 227.63 $ 135.93 $ 2,401.44 $ 60.03 $ 2,461.48







SM03701 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x37,5 kVA 13.2 kV. 440/220 V. Jgo. $ 3,794.72 $ 423.87 $ 253.11 $ 4,471.71 $ 111.79 $ 4,583.50

SM03704 S.E. AEREA MONOPOSTE 37.5 kVA (3F) 22.9 kV. 380/220 V. Jgo. $ 4,322.61 $ 482.83 $ 288.32 $ 5,093.77 $ 127.34 $ 5,221.11

SM05004 S.E. AEREA MONOPOSTE 50 kVA (3F) 22.9 kV. 380/220 V. Jgo. $ 4,569.28 $ 510.38 $ 304.78 $ 5,384.45 $ 134.61 $ 5,519.07




Cuadro Nº 25: Costos Unitarios de Redes en BT Código

VNR Módulo Unid.

Costo directo

Ingeniería Gastos

generales Subtotal


Total

AS01611C RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 1x16 mm2 + portante km. 7866.08 878.64 524.68 9269.41 231.73 9501.14


AS016116C RED AEREA SP+AP AUTOPORTANTE DE AL 3x16 mm2 + 1x16 mm2 + portante km. 8617.81 962.6 574.82 10155.24 253.88 10409.13



AS025116C RED AEREA SP+AP AUTOPORTANTE DE AL 3x25 mm2 + 1x16 mm2 + portante km. 9314.26 1040.4 621.28 10975.95 274.39 11250.35

AS01611 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 1x16 mm2 + portante km. 5617.9 627.51 374.72 6620.14 165.5 6785.65


AS016116 RED AEREA SP+AP AUTOPORTANTE DE AL 3x16 mm2 + 1x16 mm2 + portante km. 6369.63 711.48 424.86 7505.98 187.64 7693.63



AS025116 RED AEREA SP+AP AUTOPORTANTE DE AL 3x25 mm2 + 1x16 mm2 + portante km. 7066.08 789.28 471.32 8326.68 208.16 8534.85

Cuadro Nº 26: Costos Unitarios de Alumbrado Público

Código VNR

Módulo Unid. Costo directo

Ingeniería Gastos

generales Subtotal


Total

AS01631 RED AEREA AP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 1x16 mm2 + portante km. $

2,014.21 $ 224.98 $ 134.35 $ 2,373.55 $ 59.33 $ 2,432.89

LU05002 LUMINARIA CON LAMPARA DE 50W VAPOR DE SODIO Jgo. $ 90.30 $ 10.08 $ 6.02 $ 106.41 $ 2.66 $ 109.07

LU07002 LUMINARIA CON LAMPARA DE 50W VAPOR DE SODIO Jgo. $ 90.86 $ 10.14 $ 6.06 $ 107.07 $ 2.67 $ 109.75

CONTROL AP PARA TABLERO DE SED AÉREA MONOPOSTE 5-25 kVA 1F Jgo. $ 42.48 $ 4.74 $ 2.83 $ 50.07 $ 1.25 $ 51.32

CONTROL AP PARA TABLERO DE SED AÉREA MONOPOSTE 50 kVA 3F Jgo. $ 42.48 $ 4.74 $ 2.83 $ 50.07 $ 1.25 $ 51.32



4.4 REVISIÓN Y ANÁLISIS DE LOS COSTOS ESTÁNDAR DE INVERSIÓN

Los costos unitarios de inversión revisados corresponden a los seleccionados por el Consultor VAD para la estructuración de la empresa modelo presentado en su Informe Final Definitivo, estos costos unitarios se revisaron comparativamente mediante el siguiente cuadro:

Cuadro Nº 27: Costos Unitarios de Inversión ST 6

Componente Código Descripción Und. Consultor VAD Supervisor VAD Variación

(US$) (US$) %

MT Red Aérea

Línea Primaria

AA02501 1x25 mm² AAAC-13.2 kV-pino km - $ 4,020.08 - AA03501 1x35 mm² AAAC-13.2 kV-pino km $ 4089.81 $ 4,302.58 5% AA03502 2x35 mm² AAAC-22,9 kV-pino km $ 5139.80 $ 5,489.57 7% AA03503 3x35 mm² AAAC-22,9 kV-pino km $ 7619.71 $ 7,065.17 -7% AA05003 3x50 mm² AAAC-22,9 kV-pino km $ 8669.48 $ 7,834.63 -10% AA07003 3x70 mm² AAAC-22,9 kV -pino km - $ 8,715.91 -

MT Red Aérea

Red Primaria

AA02501 1x25 mm² AAAC-13.2 kV-pino km - $ 6,286.50 - AA03501 1x35 mm² AAAC-13.2 kV-pino km $ 6,454.86 $ 6,762.96 5% AA03502 2x35 mm² AAAC-22,9 kV-pino km $ 7,504.85 $ 7,950.66 6% AA03503 3x35 mm² AAAC-22,9 kV-pino km $ 9,911.77 $ 10167.78 3% AA05003 3x50 mm² AAAC-22,9 kV-pino km $ 10,961.54 $ 10937.25 -0%

MT Equipo de

Protección y Seccionamiento

RECLOSER U $ 24,906.28 $ 13,130.11 -47%

SECCIONALIZADOR ELECTRÓNICO

U - $ 2,427.31 -

SECCIONADOR 3 ETAPAS TRIPOLAR

U $ 3,258.14 -

SECCIONADOR 3 ETAPAS UNIOLAR

U $ 1,147.84 $ 1,069.71 -6%

SECCIONADOR FUSIBLE (CUT-OUT), UNIPOLAR x 1, 15/26 kV, 100 A

U - $ 179.73 -

PARARRAYOS TRIPOLAR U $ 396.38 - PARARRAYOS UNIPOLAR U - $ 91.4 -

SED Subestación Aérea

Monoposte

SM00301 3kVA-1ø-13,2/0,44-0,22kV U - $ 2,461.48 - SM00501 5kVA-1ø-13,2/0,44-0,22kV U $ 2,928.90 $ 2,374.08 -19% SM01001 10kVA-1ø-13,2/0,44-0,22kV U $ 3,724.29 $ 3,169.47 -15% SM01501 15kVA-1ø-13,2/0,44-0,22kV U $ 3,919.05 $ 2,560.24 -35% SM02501 25kVA-1ø-13,2/0,44-0,22kV U $ 4,607.73 $ 4,052.91 -12% SM03701 37,5kVA-1ø-13,2/0,44-0,22kV U - $ 4,583..51 - SM00504 5kVA-3ø-22,9/0,38-0,22kV U $ 4,390.14 - SM01004 10kVA-3ø-22,9/0,38-0,22kV U $ 4,554.15 - SM01504 15kVA-3ø-22,9/0,38-0,22kV U $ 4,718.17 -



Componente Código Descripción Und. Consultor VAD Supervisor VAD Variación

(US$) (US$) %

SM02504 25kVA-3ø-22,9/0,38-0,22kV U $ 5,046.29 - SM03004 30kVA-3ø-22,9/0,38-0,22kV U $ 5,209.97 - SM03704 37.5kVA-3ø-22,9/0,38-0,22kV U $ 5,568.30 $ 5,221.12 -6% SM05004 50kVA-3ø-22,9/0,38-0,22kV U $ 5,866.25 $ 5,519.07 -6% SM07504 75kVA-3ø-22,9/0,38-0,22kV U - $ 6,537.28 - SM10004 100kVA-3ø-22,9/0,38-0,22kV U - $ 5,777.93 - SM16004 160kVA-3ø-22,9/0,38-0,22kV U - $ 7,495.24 - SB07504 75kVA-3ø-22,9/0,38-0,22kV U $ 8,485.03 SB10004 100kVA-3ø-22,9/0,38-0,22kV U $ 7,638.52 SB16004 160kVA-3ø-22,9/0,38-0,22kV U $ 8,783.83

SED Conversor fase estático 1ø/3ø

7.5 HP BT 1ø/3ø U - $ 1,324.00 -

100 HP BT 1ø/3ø U - $ 11,718.00 -

BT Servicio Particular

Red Aérea SP Autoportante Al

AS01611 1x16 mm²-disperso km 7937.28 $ 6,785.7 -15% AS01612 2x16 mm²-disperso km 8337.86 $ 7,186.2 -14% AS01613 3x16 mm²-disperso km 8885.32 $ 7,693.6 -13% AS02511 1x25 mm²-disperso km 8137.57 $ 6,985.9 -14% AS02512 2x25 mm²-disperso km 8805.21 $ 7,653.6 -13% AS02513 3x25 mm²-disperso km - $ 8,534.9 - AS01611 1x16 mm²-concentrado km 10272.90 $ 9,501.1 -8% AS01612 2x16 mm²-concentrado km 10673.48 $ 9,901.7 -7% AS01613 3x16 mm²- concentrado km 11220.94 $ 10,409.1 -7% AS02511 1x25 mm²- concentrado km 10473.19 $ 9,701.4 -7% AS02512 2x25 mm²- concentrado km 11140.83 $ 10,369.1 -7% AS02513 3x25 mm²- concentrado km - $ 11,250.4 -

AP Red Aérea

Alumbrado Público sobre poste de SP

AS01621 1x16 + 16 / 25 mm² km $ 2,610.38(*) $ 2,432.89 -7%

AP Luminarias

LU07002 70W Na-Pastoral 1,5m U $ 141.53 - LU05002 50W Na-Pastoral 1,5m U $ 140.84 - LU07002 70W Na-Pastoral 0,5m U - $ 109.75 - LU05002 50W Na-Pastoral 0,5m U - $ 109.07 -

AP Equipos de Control

Fotocélula y Contactor U 42.4 - Interruptor + Fotocélula U - $ 51.3 -

(*) Para calcular el costo de inversión AP se dividió el costo total de redes de AP entre los km de red de AP.

Para fines de comparación se ha empleado un conjunto de precios de mercado de materiales recogido por el Supervisor VAD, así como de Transporte y Equipos. Los costos de mano de obra corresponden a costos vigentes CAPECO y los porcentajes de contratista, así como costos indirectos de la empresa (stock, ingeniería y supervisión, gastos generales e interés intercalarlo) han sido establecidos considerando un modelo de empresa eficiente.


Parámetro Supervisor VAD Consultor VAD Variación

Costo de Stock (%) 6,81 6,81 0% Ingeniería del Proyecto (%) 11,17 11,17 0% Gastos Generales (%) 6,00 6,00 0% Interés Intercalario (%) 2,50 2,50 0% Porcentaje del Contratista (%) 25,00 25,00 0%

La información analizada por el Supervisor VAD, corresponden a los archivos magnéticos entregados por el Consultor VAD, siendo necesario identificar los costos unitarios de inversión propuestos, por componente y tipo de costo, así como la relación de armados que conforman dichos costos, y que incluyen los precios de materiales, mano de obra, costos indirectos y utilidad del contratista.

4.4.1 Precios de Materiales

Se han analizado los costos de materiales más relevantes, que componen los costos unitarios optimizados del modelo presentado por el Consultor VAD, los materiales considerados son:

Conductores

Postes

Transformadores de Distribución

Los resultados se muestran en el Anexo Nº 4.2, cuyo resumen es el siguiente:

Cuadro Nº 29: Comparación de Costo de Materiales Supervisor VAD y Consultor VAD

Código Descripción de Material Unidad Supervisor VAD

Consultor ST 6

Variación

US$/Unidad US$/Unidad %

APS02 AISLADOR PIN CLASE ANSI 55-5 UND. 6.32 6.32 0% APS03 AISLADOR PIN CLASE ANSI 56-2 UND. 7.21 7.21 0% APS04 AISLADOR PIN CLASE ANSI 56-3 UND. 22.81 22.81 0% ASS02 AISLADOR SUSPENSION CLASE ANSI 52-4 UND. 20.37 20.37 0%



Código Descripción de Material Unidad Supervisor VAD

Consultor ST 6

Variación

US$/Unidad US$/Unidad %

CAA08 CONDUCTOR DE AA. DESNUDO 35 mm2, 7 HILOS METRO 0.32 0.33 -3% CAA09 CONDUCTOR DE AA. DESNUDO 50 mm2, 19 HILOS METRO 0.46 0.54 -15% CAC23 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO DE 1x16 mm2+portante METRO 0.68 0.68 0% CAC24 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO DE 1x25 mm2+portante METRO 0.83 0.83 0% CAC25 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO DE 1x35 mm2+portante METRO 1.14 1.00 14% CAC01 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO, DUPLEX DE 2 x 16 + 25 mm2 METRO 0.98 0.98 0% CAC02 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO, DUPLEX DE 2 x 25 + 25 mm2 METRO 1.33 1.33 0% CAC03 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO, DUPLEX DE 2 x 35 + 25 mm2 METRO 1.59 1.59 0% CAC04 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO, DUPLEX DE 2 x 50 + 35 mm2 METRO 2.09 2.09 0%

CAC64 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO SP+AP 3x16 mm2+1x16 mm2+portante, PARA SP

METRO 1.36 1.36 0%


METRO 1.99 1.99 0%


METRO 3.35 3.35 0%

PPM09 POSTE DE PINO AMARILLO 9 mts. CL.7 UND. 120.83 118.26 2% PPM17 POSTE DE PINO AMARILLO 11 mts. CL.6 UND. 225.51 212.26 6% PPM21 POSTE DE PINO AMARILLO 12 mts. CL.6 UND. 225.51 247.30 -9% PPM20 POSTE DE PINO AMARILLO 12 mts. CL.5 UND. 259.34 276.59 -6%

SIR20 RECLOSER INTERRUPCION EN VACIO, TRIFASICO, 12 KV, In = 600 A CON CONTROL ELECTRONICO

UND. 10,100.00 19,225.23 -47%

SPZ01 PARARRAYO CLASE DISTRIBUCION, 8.4 KV, PARA SISTEMA DE 7.62/13.2 KV, OXIDO DE ZINC

UND. 45.15 45.15 0%

SPZ04 PARARRAYO CLASE DISTRIBUCION, 15.3 KV, PARA SISTEMA DE 13.2/22.9 KV, OXIDO DE ZINC

UND. 41.50 41.50 0%

SSE16 SECCIONADOR FUSIBLE (CUT-OUT), 15 KV, 100 A, EXTERIOR UND. 51.62 51.62 0% SSE91 SECCIONADOR REPETICION 3 ETAPAS, 27 KV, 100 A, EXTERIOR UND. 800.00 800.00 0% TMC04 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 5 KVA; 13.2/0.44-0.22 KV. UND. 650.00 650.00 0% TMC09 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 10 KVA; 13.2/0.44-0.22 KV. UND. 1,266.53 1,266.53 0% TMC14 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 15 KVA; 13.2/0.44-0.22 KV. UND. 794.30 1,417.49 -44% TMC20 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 25 KVA; 13.2/0.44-0.22 KV. UND. 1,951.30 1,951.30 0% TTA398 TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 5 KVA; 22.9/0.38-0.22 KV. UND. 1,484.53 1,484.53 0% TTA05 TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 10 KVA; 22.9/0.38-0.22 KV. UND. 1,611.66 1,611.66 0% TTA10 TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 15 KVA; 22.9/0.38-0.22 KV. UND. 2,331.42 1,738.79 34% TTA15 TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 25 KVA; 22.9/0.38-0.22 KV. UND. 1,993.05 1,993.05 0% TTA56 TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 30 KVA; 22.9/0.38-0.22 KV. UND. 2,120.18 2,120.00 0% TTA30 TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 100 KVA; 22.9/0.38-0.22 KV. UND. 2,564.26 2,564.00 0% TTA35 TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 160 KVA; 22.9/0.38-0.22 KV. UND. 3,451.76 3,451.76 0% TTA61 TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 37 KVA; 22.9/0.38-0.22 KV. UND. 2,397.75 2,397.75 0% TTA20 TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 50 KVA; 22.9/0.38-0.22 KV. UND. 2,628.70 2,628.70 0% TTA25 TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 75 KVA; 22.9/0.38-0.22 KV. UND. 3,264.35 3,264.35 0%

Se puede apreciar que hay una variación en los precios unitarios de postes de madera de pino amarillo, además de eso el costo unitario del Recloser usado poste el Supervisor es 47% menor que el del Consultor.

4.4.2 Precios de Mano de Obra

El Supervisor VAD ha considerado los costos vigentes de CAPECO a diciembre del 2012. Para el cálculo del costo de h-h de capataz ha tomado como base el costo h-h de operario con un incremento de 10%, esta cifra es considerada aceptable. Para el cálculo de los costos unitarios se ha incluido el porcentaje de 25% de utilidad de contratista.

Los costos considerados por el Supervisor VAD y su comparación con los costos del Consultor VAD se muestran a continuación:

Cuadro Nº 30: Costos de Mano de Obra

Recurso Unidad Supervisor VAD

(US$/Unidad) Consultor VAD (US$/Unidad)

Variación (%)

Capataz h-h 7.33 7.40 -1% Operario h-h 6.67 6.72 -1% Oficial h-h 5.72 5.77 -1% Peón h-h 5.16 5.20 -1%

4.4.3 Precios de Transporte y Equipos

Los resultados del estudio para determinar los costos de transporte y equipos del Supervisor y su comparación con los considerados por el Consultor se muestran a continuación:

Cuadro Nº 31: Costo de Transporte y Equipos considerados

Recurso Unidad Supervisor VAD

(US$/Unidad) Consultor VAD (US$/Unidad)

Variación (%)

Camioneta h-m 9.98 9.86 1% Camión 4 Tn. h-m 13.32 13.00 2% Camión 10 Tn. h-m 16.78 29.30 -43% Grúa chica 2,5 Tn. h-m 17.93 17.52 2% Grúa grande 9,5 Tn. h-m 29.74 29.30 1%



4.4.4 Análisis de Costos Unitarios de Inversión Totales y VNR, por tipo de Costo

A continuación precisamos algunos comentarios sobre lo observado.

El Supervisor VAD obtuvo como VNR total 12,040 miles US$, un 20.9% menor que lo obtenido por el Consultor VAD quien obtuvo 15,238 miles US$. La diferencia principal se presenta en el VNR de MT debido a lo siguiente:

4.4.4.1 Redes de Meda Tensión (Supervisor obtiene una reducción del 10.1% con respecto al Consultor):

El Consultor obtiene un 60%, 1% y 39% de instalaciones MT en 1ø-MRT, 2ø y 3ø respectivamente, mientras que el Supervisor obtiene un 76%, 1% y 23% de instalaciones MT en 1ø-MRT, 2ø y 3ø respectivamente. Se presenta un cuadro comparativo de km de RP, LP y número de estructuras:

Cuadro Nº 32: Comparación de kilómetros de RP y LP y Número de Estructuras

Consultor VAD Supervisor

VAD

km Red Primaria-RP 211.22 88.80 km Línea Primaria-LP 581.53 595.92 Total km 792.75 684.72 Número Estructuras 5704(*) 4,119

(*) Número calculado sobre la base de datos entregada por El Consultor VAD.

Como VNR en red aérea el Consultor VAD obtiene 4927 miles US$, mientras que el Supervisor VAD

obtiene 3609 miles US$, existiendo una reducción del 27% por parte del Supervisor debido lo descrito anteriormente.

El Consultor VAD considera 9 recloser hidráulico tripolar, 66 estructuras con seccionadores fusibles

de repetición (46 unipolares y 20 tripolares) y 15 pararrayos tripolares , mientras que el Supervisor VAD considera 1 recloser, 35 estructuras con seccionadores fusibles reconectadores-SFR (unipolares), 74 estructuras con seccionadores fusibles tipo cut out (unipolares) y 109 pararrayos (unipolares), además el supervisor agregó el equipo pararrayo+ puesta a tierra cada 5km en zonas con altitud superior a 4000 msnm.

Como VNR En equipos de MT, el Consultor VAD obtiene 348 miles US$, mientras que el Supervisor

VAD obtiene 124 miles US$, existiendo una reducción del 64% por parte del Supervisor. Como VNR total para MT, el Consultor VAD obtiene 5,275miles US$, mientras que el Supervisor

VAD obtiene 3,733 miles US$, existiendo una reducción del 29% por parte del Supervisor debido a lo descrito anteriormente, el cual representa una reducción del 10.1% respecto al VNR total.

4.4.4.2 Subestaciones de Distribución (Supervisor obtiene una reducción del 4.6% con respecto al Consultor):

El Consultor VAD obtiene 560 subestaciones de distribución, con 4,767 kVA instalados, mientras

que el Supervisor VAD obtiene 355 subestaciones de distribución, con 4,653 kVA instalados. El Consultor VAD utiliza como potencia mínima para los transformadores de distribución 5 kVA en

lugar de 3 kVA, lo que origina un modelo menos eficiente debido al incremento de pérdidas. El Supervisor VAD determina que el SEM requiere de 71 SED con transformadores de 3 kVA.

El Consultor VAD obtiene como costo medio por subestación de distribución 3,291 US$/unidad,

mientras que el Supervisor VAD 2,957 US$/unidad. Como VNR el Consultor VAD obtiene 1843 miles US$, mientras que el Supervisor VAD obtiene 1,143 miles US$ (incluyendo los conversores de fase), existiendo un reducción del 37.9% por parte del Supervisor debido a lo descrito anteriormente, el cual representa una reducción del 4.6% respecto al VNR total.

4.4.4.3 Redes de Baja Tensión (Supervisor obtiene un incremento del 3.9% con respecto al Consultor):

El Consultor VAD obtiene 668 km de redes aéreas BT, mientras que el Supervisor VAD obtiene 733

km, un 5% más, debido a la reducción en cantidad de subestaciones de distribución. El Consultor considera como vanos promedio 45m y 65m para zonas concentradas y dispersas

respectivamente, mientras que el Supervisor VAD utiliza 45m y 71.4m. El Consultor VAD obtiene como costo medio por km de redes BT 8,946 US$/km, mientras que el

Supervisor VAD 7,360 US$/km. Como VNR el Consultor VAD obtiene 5,981 miles US$, mientras que el Supervisor VAD obtiene 5,394 miles US$, existiendo una reducción del 9,8% por parte del Consultor debido a lo descrito anteriormente, el cual representa una reducción del 3.9% respecto al VNR total.

4.4.4.4 Alumbrado Público (Supervisor obtiene una reducción del 4.9% con respecto al Consultor):

El Consultor VAD obtiene 410 km de redes para, mientras que el Supervisor VAD obtiene 147 km,

64.2% menos que el Consultor. El Consultor VAD obtiene 5,514 luminarias, mientras que el Supervisor VAD obtiene 6,800

luminarias, 23.3% más que el Consultor.



El Consultor VAD obtiene como costo medio por km de redes para AP 2,610 US$/km, mientras que

el Supervisor VAD obtiene 2,433 US$/km, existiendo una reducción del 6.8%. El Supervisor reduce en 37.5% la cantidad de equipos de control para AP, obteniendo 355

unidades, respecto al Consultor que obtuvo 560 unidades, debido a la optimización en cantidad de SED.

Como VNR total para AP, el Consultor VAD obtiene 1,861 miles US$, mientras que el Supervisor

VAD obtiene 1,118 miles US$, existiendo una reducción de 39.9% por parte del Supervisor debido a lo descrito anteriormente, el cual representa una reducción del 4.9% respecto al VNR total.

4.5 OPTIMIZACIÓN TÉCNICA ECONÓMICA DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS

4.5.1 Instalaciones de distribución MT

4.5.1.1 Definición del Trazado Óptimo de la Red de MT

Se respetaron la ubicaciones de los Centros de Transformación, se empezó el trazado de la troncal de los alimentadores en el inicio de los CT usando las carreteras y zonas de acceso principales, luego las derivaciones con el criterio de radialidad, evitando lazos. De lo anterior, se concluye que fueron respetadas las rutas de línea existente, mas se llegó a optimizar tramos posibles a eliminar por redundancia de líneas en la zona, asimismo para las SEDs agrupadas se eliminaron tramos de redes primarias y se modificaron otras, así también se eliminaron los circuitos que no poseen carga.

En la siguiente figura, se muestra el trazado óptimo de las redes de distribución de MT

4.5.1.2 Selección de las Secciones de los Conductores de Línea y Red Primaria

La selección de los conductores está condicionada únicamente al flujo de carga realizado, y al balance de cada una de las fases, puesto que la caída de tensión no es restricción por tratarse de líneas cortas. En archivo magnético se presentan los resultados de tensiones obtenidos del flujo de carga (archivo 3.4Diagramade flujodelSEM.xls); se obtuvieron las secciones optimizadas para el SEM, presentándose a continuación el metrado de las líneas en MT por sección de conductores:

SET. INGENIO

SET. RUMICHACA

SET. CAUDALOSA

SET. HUANCAVELICA NORTE



Cuadro Nº 33: Metrado y VNR optimizado de Redes Aéreas de MT

Código VNR

Descripción Metrado VNR

km LP km RP Total (%) Miles $

AA02501 Conductor AAAC 1x25 mm2 284.00 58.12 342.11 50% 1,507.56

AA03501 Conductor AAAC 1x35 mm2 152.92 26.99 179.91 26% 840.73

AA02502 Conductor AAAC 2x25 mm2 7.40 7.40 1% 40.64

AA03503 Conductor AAAC 3x35 mm2 62.00 3.70 65.70 10% 475.82



Total 595.92 88.80 684.72 100% 3,609.26

Relación entre LP y RP % 87% 13% 100%

Del cuadro anterior se concluye que el 76% de la redes en MT son monofásicas.

4.5.1.3 Definición de Vano Promedio asociado a Líneas y Redes Primarias

Del cuadro anterior se diferencian dos tipos de instalaciones en las redes de MT, las líneas y redes primarias, con el 80.8% y el 11.9% de la MT respectivamente. Para cada uno de estos tipos de red MT se determinaron valores de vano promedio. Se consideró como RP toda estructura en MT que atraviesa un centro poblado, con catastro definido, en el cual se debe cumplir con distancias mínimas de seguridad-DMS diferentes a las estructuras de las LP, que enlazan localidades, y van por terrenos de cultivo o eriazos.

Los vanos promedios se determinaron considerando las DMS aplicable en cada caso, la altura de los postes, el tipo y templado del conductor, obteniéndose los siguientes valores:

Vano promedio en líneas primarias: 180 m y

Vano promedio en redes primarias: 100 m.

4.5.1.4 Definición de Estructuras de MT

De la evaluación técnica y económica, diferenciando la utilización de postes de concreto postes de madera de pino amarillo; reevaluando se concluye que es más conveniente y económico la utilización del poste de pino amarillo, además por los diversos motivos indicados, entre ellos destacamos: la facilidad de transporte e instalación, la vida útil garantizada, costos de los suministros y de operación y mantenimiento.

Como conclusión, se indica que es más conveniente el empleo de las estructuras con postes de madera de pino, por tener el menor valor presente para el periodo de vida útil que asigna la Ley de Concesiones Eléctricas (30 años).

Se está considerando el uso de postes de madera de 11 metros para las Líneas Primarias MRT y postes de madera de 12 metros para Líneas Primarias trifásicas y bifásicas.

4.5.1.5 Selección de equipos de seccionamiento y protección

Para el sistema eléctrico modelo se considera los siguientes tres tipos de equipos de protección y seccionamiento.

Cuadro Nº 34: Metrado y VNR optimizado de equipamiento de MT


Und. (%) Miles $

Recloser 1 1% 13.13 Seccionalizador electrónico 6 5% 14.56 Seccionador Fusible Reconectador 35 30% 37.44 Seccionador Fusible Cut Out 74 64% 13.30

Total 116 100% 78.43

Cuadro Nº 35: Metrado y VNR optimizado de protección de MT


Und. (%) Miles $

Pararrayos x 1 213 87% 36.45

Pararrayos x 2 1 0& 0.22

Pararrayos x 3 31 13% 8.62

Total 245 100% 45.30

Para determinar los equipos de protección y maniobra utilizados, se consideró los siguientes criterios de aplicación:



Seccionador-fusible tipo Cut-out: para ramales entre 2 a 7km. Este equipo se utiliza en ramales

monofásicos, con cargas pequeñas, y el objetivo es que en caso de falla salga el ramal, y no se afecte al resto de usuarios ubicados en la red de MT.

Seccionador-fusible tipo Cut-out 3 Etapas: Equipo de protección y maniobra monofásico, que

efectúa funciones de reconexión en caso de fallas temporales, reponiendo el servicio automáticamente hasta en tres oportunidades. Se utiliza en un radio de acción entre 7 a 15km. En el caso de falla franca en el tramo, lo desconecta, sin perjudicar a la red de MT. Su aplicación es a partir de los 10 A, motivo por el cual debe ser ampliamente utilizado en las redes de distribución rural en el país.

Seccionalizador electrónico tipo cut-out: Equipo de maniobra monofásico, que opera en

coordinación con un recloser, contando la operación de éste hasta en tres oportunidades, desconectando en el caso de que la falla sea franca, con lo cual despeja la falla en el tramo protegido, desconectándose de la Red de MT. Su aplicación es a partir de los 10 A, motivo por el cual debe ser ampliamente utilizado en las redes de distribución rural en el país. Asimismo no consideramos la utilización de los seccionalizadores tripolares porque se corriente mínima de operación está en el orden de los 63A, valor que no es factible obtener los ramales.

Recloser: equipo de protección y maniobra tripolar, que se utiliza en las troncales, para demandas

no menores a 63 A (que es el mínimo valor que podría operar un recloser) y con un radio de acción máximo de unos 40km (que se define tomando en consideración los valores de cortocircuito de la troncal). Este equipo permite despejar las fallas temporales, reponiendo el servicio automáticamente, y abrir definitivamente en el caso de fallas francas.

En función a los criterios antes mencionados, se ha procedido a determinar la selección, ubicación y a la determinación de la cantidad de equipos de protección, que nos permitan la optimización de las fallas temporales, y poder así cumplir con los Indicadores SAIFI y SAIDI.

La ubicación de los equipos de protección se presenta en archivo magnético (5.2protecciones.dwg).

4.5.2 Subestaciones de distribución

4.5.2.1 Optimización de la cantidad de subestaciones

Considerando los criterios de agrupamiento de subestaciones y la máxima demanda proyectada a 2016, se determinó la potencia óptima para cada subestación.

Luego de la optimización de las SED, con los criterios antes mencionados se obtiene un total de 355 SED con una potencia instalada de 4,653 kVA.

4.5.2.2 Definición de características de SED

El cuadro siguiente se muestra el metrado por tipo de subestación y su respectivo VNR:

Cuadro Nº 36: Metrado y VNR optimizado de las SED

Código VNR


Und. Potencia Miles $

SM00301 S.E. Aérea Monoposte 1x3 kVA 126 378 310.15





SM03701 S.E. Aérea Monoposte 1x37.5 kVA 10 375 45.84

SM03704 S.E. Aérea Monoposte 1x37.5 kVA(3F) (3F)

2 75 10.44

SM05004 S.E. Aérea Monoposte 1x50 kVA (3F) 1 50 5.52




Total 355 4653 1050.06

4.5.3 Instalaciones de distribución BT

4.5.3.1 Optimización del trazado de redes BT de servicio particular

Para la determinación de la cantidad de metrado de los diferentes tipos de cables autoportantes utilizados en el estudio, se ha tomado en consideración los resultados de los metrados de los diversos proyectos de electrificación rural efectuados por Priconsa para la DGER/MEM, los porcentajes de obtenidos fueron aplicados al metrado total, como se muestra en el Cuadro N° 37.

4.5.3.2 Definición de las redes de servicio particular

En los siguientes cuadros se presentan los metrados y características de las inversiones en redes de BT de servicio particular del SEM optimizado:



Cuadro Nº 37: Metrado y VNR optimizado de las Redes de SP

Código VNR Descripción Metrado VNR

Und. (%) Miles $

AS01611 Red Aérea SP Autop. 1x16 627.52 86% 4,565.75 AS01612 Red Aérea SP Autop. 2x16 62.94 9% 483.13 AS01613 Red Aérea SP Autop. 3x16 7.46 1% 61.08 AS02511 Red Aérea SP Autop. 1x25 3.92 0% 29.33 AS02512 Red Aérea SP Autop. 2x25 28.20 4% 229.65 AS02513 Red Aérea SP Autop. 3x25 2.86 0% 25.81

Total 732.90 100% 5,394.74

4.5.3.3 Definición del Parque de Alumbrado Público

El número de luminarias fue determinado de acuerdo a las normas DGE vigentes y considerando el factor KALP para este sector típico, se presentan los cuadros de metrado por tipo de luminaria y su Valor Nuevo Reemplazo correspondiente.

Cuadro Nº 38: Metrado y VNR optimizado de las Luminarias de AP


Und. (%) Miles $

LU05002 Lum. con Lámpara de 50W Vapor Na 4,760 70% 519.23 LU07002 Lum. con Lámpara de 70W Vapor Na 2,040 30% 223.92

Total 6,800 100% 743.15

4.5.3.4 Definición de las Redes de Alumbrado Público

Para la determinación de la Red de AP, se ha tomado en consideración los resultados de los metrados de los diversos proyectos de electrificación rural efectuados por Priconsa para la DGER/MEM, cuyos resultados muestran un estimado de un 20% de metrado de la red de AP respecto a la red de SP.

Cuadro Nº 39: Metrado y VNR optimizado de las Redes de AP


Und. (%) Miles $

AS01621 Red Aérea 1x16 + 16/25 146.58 100% 356.77

Total 146.58 100% 356.77


4.5.4.1 Instalaciones de distribución MT

A continuación se presenta un cuadro comparativo entre los resultados del Supervisor y el Consultor

VAD, asimismo se presenta la comparación a nivel de VNR para ambas propuestas:

Cuadro Nº 40: Comparativo de Metrados de Redes Aéreas de MT

Código VNR


km LP km RP Total (%) km (%) (%)

AA02501 Conductor AAAC 1x25 mm2 284.00 58.12 342.11 50% - - - AA03501 Conductor AAAC 1x35 mm2 152.92 26.99 179.91 26% 482.19 60% -63% AA02502 Conductor AAAC 2x25 mm2 7.40 - 7.40 1% - - - AA03502 Conductor AAAC 2x35 mm2 - - - - 11.57 1% - AA03503 Conductor AAAC 3x35 mm2 62.00 3.70 65.70 10% 217.64 27% -70% AA05003 Conductor AAAC 3x50 mm2 41.60 - 41.60 6% 88.98 11% -53% AA07003 Conductor AAAC 3x70 mm2 48.00 - 48.00 7% - - -

Total 595.92 88.80 684.72 100% 800.38 100% -14%

Cuadro Nº 41: Comparativo de VNR de Redes Aéreas de MT

Código VNR


Miles $ Miles $ (%)

AA02501 Conductor AAAC 1x25 mm2 1507.56 - - AA03501 Conductor AAAC 1x35 mm2 840.73 2487.45 -66% AA02502 Conductor AAAC 2x25 mm2 40.64 - - AA03502 Conductor AAAC 2x35 mm2 - 72.45 - AA03503 Conductor AAAC 3x35 mm2 475.82 1698.44 -72% AA05003 Conductor AAAC 3x50 mm2 326.03 733.43 -56% AA07003 Conductor AAAC 3x70 mm2 418.49 - -

Total 3609.26 4991.77 -28%

De los cuadros anteriores se puede apreciar que el Supervisor obtiene una reducción del 15% y

28% en metrados y Valor Nuevo Reemplazo para las Redes Aéreas de MT respecto a los resultados obtenidos por el Consultor.



Equipos de Protección y Seccionamiento: A continuación se presenta un cuadro comparativo entre

los resultados de la Supervisión y el Consultor VAD, asimismo se presenta la comparación a nivel de VNR para ambas propuestas:

Cuadro Nº 42: Comparativo de Metrados de Equipos de Seccionamiento


Und. (%) Und. (%) (%)

Recloser interrupción en vacío 22.9kV 1 1% 9 8% -89% Seccionalizador electrónico 6 5% - - - 1xSFR - Monofásico 22,9/13,2kV 35 30% 106 82% -70% 1xCut Out, 15/26 kV, 100 A 74 64% - - -

Total 116 100% 115 100%

En el cuadro anterior se observa que la cantidad de equipos utilizados son equivalentes (116 vs

115), por se tiene que los criterios de aplicación y los costos varían sustancialmente, observándose que la diferencia de precios de un cut-out 3 etapas cuesta alrededor de la décima parte de un recloser, motivo por el cual la diferencia económica es sustancial, así como la de los criterios de aplicación.

Cuadro Nº 43: Comparativo de VNR de Equipos de Seccionamiento


Miles $ Miles $ (%)

Recloser interrupción en vacío 22.9kV 13.13 224.16 -94% Seccionalizador electrónico 14.56 - - 3xSFR - Monofásico 22,9/13,2kV - 65.16 -100% 1xSFR - Monofásico 22,9/13,2kV 37.44 52.8 -29% 1xCut Out, 15/26 kV, 100 A 13.30 - -

Total 78.43 342.12 -171%

Cuadro Nº 44: Comparativo de VNR de Equipos de Protección


Miles $ Miles $ (%)

Pararrayos x 1, incl. Acces. de Inst. 36.45 - - Pararrayos x 2, incl. Acces. de Inst. 0.22 - - Pararrayos x 3, incl. Acces. de Inst. 8.62 5.95 45%

Total 45.30 5.95 661%

4.5.4.2 Subestaciones de distribución

A continuación se presenta un cuadro comparativo entre los resultados de la Supervisión y el Consultor VAD, asimismo se presenta la comparación a nivel de VNR para ambas propuestas:

Cuadro Nº 45: Comparativo de Metrado de Subestaciones de Distribución MT/BT

Código VNR

Descripción Supervisor Consultor Var. Und Var. Pot

Und. Potencia Und. Potencia (%) (%)

SM00301 S.E. Aérea Monoposte 1x3 kVA 126 378 - - - - SM00501 S.E. Aérea Monoposte 1x5 kVA 60 300 416 2080 -86% -86% SM01001 S.E. Aérea Monoposte 1x10 kVA 81 810 77 770 5% 5% SM01501 S.E. Aérea Monoposte 1x15 kVA 38 570 14 210 171% 171% SM02501 S.E. Aérea Monoposte 1x25 kVA 22 550 9 225 144% 144% SM03701 S.E. Aérea Monoposte 1x37 kVA 10 375 - - - - SM00504 S.E. Aérea Monoposte 1x5 kVA (3F) - - 9 45 - - SM01504 S.E. Aérea Monoposte 1x10 kVA (3F) - - 6 60 - - SM01504 S.E. Aérea Monoposte 1x15 kVA (3F) - - 6 90 - - SM02504 S.E. Aérea Monoposte 1x25 kVA (3F) - - 6 150 - - SM03004 S.E. Aérea Monoposte 1x30 kVA (3F) - - 3 90 - - SM03704 S.E. Aérea Monoposte 1x37.5 kVA (3F) 2 75 1 37.5 100% 100% SM05004 S.E. Aérea Monoposte 1x50 kVA (3F) 1 50 5 250 -80% -80% SM07504 S.E. Aérea Monoposte 1x75 kVA (3F) 3 225 4 300 -25% -25% SM10004 S.E. Aérea Monoposte 1x100 kVA (3F) 10 1000 - - - - SB16004 S.E. Aérea Monoposte 1x160 kVA (3F) 2 320 - - - - SB10004 S.E. Aérea Biposte 1x100 kVA (3F) - - 3 300 - - SB16004 S.E. Aérea Biposte 1x160 kVA (3F) - - 1 160 - -

Total 355 4653.0 560 4767,5 -37% -2%

Cuadro Nº 46: Comparativo de VNR de Subestaciones de Distribución MT/BT

Código VNR


Miles $ Miles $ (%)

SM00301 S.E. Aérea Monoposte 1x3 kVA 310.15 - - SM00501 S.E. Aérea Monoposte 1x5 kVA 142.44 1218.42 -88%



Código VNR


Miles $ Miles $ (%)

SM01001 S.E. Aérea Monoposte 1x10 kVA 256.73 286.77 -10% SM01501 S.E. Aérea Monoposte 1x15 kVA 97.29 54.87 77% SM02501 S.E. Aérea Monoposte 1x25 kVA 89.16 41.47 115%

SM03701 S.E. Aérea Monoposte 1x37 kVA 45.84 - - SM00504 S.E. Aérea Monoposte 1x5 kVA (3F) - 39.51 - SM01504 S.E. Aérea Monoposte 1x10 kVA (3F) - 27.32 - SM01504 S.E. Aérea Monoposte 1x15 kVA (3F) - 28.31 - SM02504 S.E. Aérea Monoposte 1x25 kVA (3F) - 30.28 - SM03004 S.E. Aérea Monoposte 1x30 kVA (3F) - 15.63 - SM03704 S.E. Aérea Monoposte 1x37.5 kVA (3F) 10.44 5.57 87% SM05004 S.E. Aérea Monoposte 1x50 kVA (3F) 5.52 29.33 -81% SM07504 S.E. Aérea Monoposte 1x75 kVA (3F) 19.61 33.94 -42% SM10004 S.E. Aérea Monoposte 1x100 kVA (3F) 57.78 - - SB16004 S.E. Aérea Monoposte 1x160 kVA (3F) 14.99 - - SB10004 S.E. Aérea Biposte 1x100 kVA (3F) - 22.92 - SB16004 S.E. Aérea Biposte 1x160 kVA (3F) - 8.78 -

Conversores 93.34 - -

Total 1143.29 1843.12 -43%

De los cuadros anteriores se puede apreciar que el Supervisor obtiene una reducción del 37; 2 y

43% en unidades, potencia y Valor Nuevo Reemplazo para las Subestaciones de Distribución MT/BT respecto a los resultados obtenidos por el Consultor.

4.5.4.3 Instalaciones de distribución BT

Redes de Servicio Particular: A continuación se presenta un cuadro comparativo entre los

resultados de la Supervisión y el Consultor VAD, asimismo se presenta la comparación a nivel de VNR para ambas propuestas:

Cuadro Nº 47: Comparativo de Metrado de Redes de Servicio Particular

Código VNR


Und. (%) Und. (%) (%)

AS0611 Red Aérea SP Autop. 1x16 627.52 86% 593.54 89% 6% AS01612 Red Aérea SP Autop. 2x16 62.94 9% 42.28 6% 49% AS01613 Red Aérea SP Autop. 3x16 7.46 1% 3.21 0% 132% AS02511 Red Aérea SP Autop. 1x25 3.92 1% 10.74 2% -64% AS02512 Red Aérea SP Autop. 2x25 28.20 4% 18.1 3% 56% AS02513 Red Aérea SP Autop. 3x25 2.86 0% - - -

Total 732.90 100% 667.87 100% 10%

Cuadro Nº 48: Comparativo de VNR de Redes de Servicio Particular

Código VNR


Miles $ Miles $ (%)

AS0611 Red Aérea SP Autop. 1x16 4565.75 5232.48 -13% AS01612 Red Aérea SP Autop. 2x16 483.13 389.67 24% AS01613 Red Aérea SP Autop. 3x16 61.08 31.34 95% AS02511 Red Aérea SP Autop. 1x25 29.33 96.83 -70% AS02512 Red Aérea SP Autop. 2x25 229.65 175.28 31% AS02513 Red Aérea SP Autop. 3x25 25.81 - -

Total 5394.74 5925.60 -9%

De los cuadros anteriores se puede apreciar que el Supervisor obtiene un incremento del 10% en

metrados y una reducción del 9% en Valor Nuevo Reemplazo para las Redes Aéreas de BT con respecto a los resultados obtenidos por el Consultor.

Redes de Alumbrado Público: A continuación se presenta un cuadro comparativo entre los

resultados de la Supervisión y el Consultor VAD, asimismo se presenta la comparación a nivel de VNR para ambas propuestas:

Cuadro Nº 49: Comparativo de Metrado de Redes de AP sobre Redes de Servicio Particular

Código VNR


Und. (%) Und. (%) (%)

AS01621 Red Aérea AP 1x16 + 16 / 25 146.58 100% 409.89 100% -64%

Total 146,58 100% 409.89 100% -64%

Cuadro Nº 50: Comparativo de VNR de Redes de AP sobre Redes de SP

Código Descripción Supervisor Consultor Variación



VNR Miles $ Miles $ (%)

AS01621 Red Aérea AP 1x16 + 16 / 25 356.77 1,069.97 -67%

Total 356.77 1,069.97 -67%

De los cuadros anteriores se puede apreciar que el Supervisor obtiene una reducción del 64% y

67% en metrados y en Valor Nuevo Reemplazo respectivamente respecto a los resultados obtenidos por el Consultor VAD.

Luminarias de AP: A continuación se presenta un cuadro comparativo entre los resultados de la

Supervisión y el Consultor VAD, asimismo se presenta la comparación a nivel de VNR para ambas propuestas:

Cuadro Nº 51: Comparativo de Número de Luminarias de AP

Código VNR


Und. (%) Und. (%) (%)

LU05002 Lum. con Lámpara de 50W Vapor Na 4,760 70% 2,398 43% 98% LU07002 Lum. con Lámpara de 70W Vapor Na 2,040 30% 3,116 57% -34%

Total 6,800 100% 5,514 100% 23%

Cuadro Nº 52: Comparativo de VNR de Luminarias de AP

Código VNR


Miles $ Miles $ (%)

LU05002 Lum. con Lámpara de 50W Vapor Na 519.23 434.34 20% LU07002 Lum. con Lámpara de 70W Vapor Na 223.92 332.62 -33%

Total 743.15 766.96 -3%

De los cuadros anteriores se puede apreciar que la Supervisión obtiene un incremento del 23% en

número de luminarias y una reducción del 3% en Valor Nuevo Reemplazo respecto a los resultados obtenidos por el Consultor.

Equipos de Control de AP: A continuación se presenta un cuadro comparativo entre los resultados

de la Supervisión y el Consultor VAD, asimismo se presenta la comparación a nivel de VNR para ambas propuestas:

Cuadro Nº 53: Comparativo de Equipos de Control de AP


Und. (%) Und. (%) (%)

Fotocelula y Contactor - - 560 100% -100% Interruptor + Fotocélula 355 100% - - -

Total 355 100% 560 100% -37%

Cuadro Nº 54: Comparativo de VNR de Equipos de Control de AP


Miles $ Miles $ (%)

Fotocelula y Contactor - 23.74 -100% Interruptor + Contactor 18.27 - -

Total 18.27 23.74 -23%

De los cuadros anteriores se puede apreciar que la Supervisión obtiene una reducción del 37% en

metrados y 23% en Valor Nuevo Reemplazo para el número de equipos de control de Alumbrado Público con respecto a los resultados obtenidos por el Consultor.

Finalmente presentamos el comparativo total entre los resultados del Consultor y el Supervisor.

Cuadro Nº 55: omparativo de VNR Total ST-6


Miles $ Miles $ (%)

Redes Aéreas de Media Tensión 3,609.26 4,926.85 -27% Equipos de Protección y Seccionamiento 123.74 348.07 -64% Subestaciones de Distribución MT/BT 1,049.95 1,843.12 -43% Conversores de Fase 93.34 - - Redes de Servicio Particular 5,444.28 5,980.72 -9% Redes de AP sobre Redes de Servicio Particular 356.77 1,069.97 -67% Luminarias de AP 743.15 766.96 -3% Equipos de Control de AP 18.27 23.74 -23% Instalaciones No Eléctricas 609.19 279.02 118%

Total 12,040.95 15,238.45 -21%



4.6 OPTIMIZACIÓN TÉCNICA ECONÓMICA DE LAS INSTALACIONES NO ELÉCTRICAS

El Supervisor consideró los siguientes criterios para la determinación del VNR no eléctrico del SEM:

Dimensionar las instalaciones para la Unidad de Negocio Huancavelica, de la cual depende el SEM

Huancavelica Rural y otros sistemas, únicamente en lo que concierne a instalaciones de uso directo o indirecto aplicable al SEM Huancavelica Rural.

Certificar que se considere solamente el todo o parte de los activos fijos que sean dedicados a la

actividad de distribución; en el caso de inmuebles, las áreas ocupadas para dicho fin.

Aplicar los siguientes conceptos para efectos de valorización:

Para inmuebles: valor comercial vigente en la ciudad de Huancavelica, diferenciado valor m2 de terrenos y edificaciones.

Para otros activos fijos: valor nuevo de reemplazo en base a precios de mercado.

Determinar las cantidades óptimas de cada activo.

Cuadro Nº 56: Metrado y VNR optimizado de las Instalaciones No Eléctricas

Tipo de instalaciones

Valor UN

Huancavelica

Valor SEM

(US$) (US$)

Terrenos edificios y construcciones 300,443 153,115

Vehículos 419,661 121,804

Equipos de almacén y maestranza 6,000 3,000

Equipos de medición y control 300,000 174,815

Equipos de comunicaciones 10,000 5,395

Equipos de oficina 25,000 9,749

Equipos de computación 150,000 43,979

Otros equipos 120,000 90,331

Total General 1,331104 602,187

Por tanto, se ha determinado que el valor de las instalaciones no eléctricas del SEM Huancavelica Rural asciende a 602.187 miles de dólares.


A continuación se presenta un cuadro comparativo entre los resultados de la Supervisión y el Consultor VAD:

Cuadro Nº 57: Comparativo VNR de Instalaciones no eléctricas

Supervisor Consultor Variación

Miles $ Miles $ (%)

602.187 279.021 118%

4.7 ESTÁNDAR DE CALIDAD DE SERVICIO ELÉCTRICO

En este punto se establece los niveles de calidad del servicio eléctrico, basado en la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos Rurales, donde se establecen cuatro áreas de competencia de las empresas concesionarias. Proponiendo de esta manera una infraestructura eficiente dentro de los indicadores de calidad, así como la gestión técnica y administrativa óptima, para mantener programas de medición y control de la calidad de suministro.

El control de la calidad de los servicios eléctricos se analizará en los siguientes aspectos:

Calidad de Producto:

Nivel de Tensión Calidad de Suministro:

Frecuencia media de interrupciones por sistema (SAIFI). Duración media de interrupciones por sistema (SAIDI).

Calidad de Servicio Comercial:

Trato al Cliente Medios de Atención Precisión de Medida.

Calidad de Alumbrado Público:

Deficiencias del Alumbrado.



Subestación Huancavelica Norte 10/22,9kV: Alimentacdores 4111 y 4113

4111 Pachachaca 3.8 7.27 25 1ø-MRT 12.56 0.95 4.97% 0.00 Máxima Caída de Tensión del Alimentador

4111 Mina Tinyacclla 335.2 5.97 35 3ø 21.78 0.95 4.89% 1.61 Máxima Caída de Tensión de una Carga Importante

4111 Nuevo Occoro 68.4 2.58 25 1ø-MRT 12.62 0.95 4.54% 0.25 Máxima Caída de Tensión de Capital Distrital

4111 Huando 80.9 1.93 25 1ø-MRT 12.72 0.96 3.81% 0.25 Máxima Caída de Tensión de Capital Distrital

4111 Acoria 86.7 5.85 25 1ø-MRT 12.76 0.97 3.46% 0.87 Máxima Caída de Tensión de Capital Distrital

4113 Yauli 383.1 2.2 35 3ø 22.87 1.00 0.11% 0.71 Máxima Caída de Tensión de Capital Distrital

4113 San Pedro 12.6 4.5 25 1ø-MRT 13.01 0.98 1.57% 0.01 Máxima Caída de Tensión del Alimentador

Subestación Ingenio 60/22,9kV: Alimentadores 4122, 4123, 4124, 4125 y 4126

4122 Rumichaca 1941.4 13.67 70 3ø 23.10 1.01 -0.89% 55.77 Máxima Caída de Tensión del Alimentador

4123 Huachocolpa 41.1 18.24 25 1ø-MRT 13.80 1.04 -4.35% 0.52 Máx. Caída de Tensión de Capital Distrital y Alimentador

4124 Mayunmarca 18.5 5.30 25 1ø-MRT 12.44 0.94 5.91% 0.04 Máxima Caída de Tensión del Alimentador

4124 Lircay 1686.2 1.14 70 3ø 22.90 1.00 -0.01% 3.70 Máxima Caída de Tensión de Capital Provincial

4124 Acobamba 320.4 1.48 35 3ø 21.89 0.96 4.41% 0.36 Máxima Caída de Tensión de Capital Provincial

4124 Curimaray 24.5 3.58 25 1ø-MRT 12.61 0.95 4.65% 0.04 Máxima Caída de Tensión de Capital Distrital

4124 Paucará 251.2 0.80 50 3ø 21.69 0.95 5.27% 0.09 Máxima Caída de Tensión de Capital Distrital

4125 Alto Cumun 3.3 7.36 25 1ø-MRT 13.20 1.00 0.14% 0.00 Máxima Caída de Tensión del Alimentador

4126 Nueva Jerusalèn 2.1 10.74 25 1ø-MRT 13.20 1.00 0.17% 0.00 Máxima Caída de Tensión del Alimentador

Subestación Caudalosa: Alimentador 4131

4131 Carhuaccpampa 36.3 26.24 25 1ø-MRT 13.20 1.00 0.19% 0.64 Máxima Caída de Tensión del Alimentador

Suma de

Potencia

(kW)

% Caída de

Tensión

respecto a Vn

Pérdidas

(kW)

Tensión

(PU)

Longitud

(km)

Sección

(mm²)

AAAC

Número

de Fases

Tensión

(kV)LocalidadAlimentador Observaciones

4.7.1 Calidad de Producto

4.7.1.1 Calidad del Producto en Media Tensión

La Calidad de Producto suministrado al Cliente se evalúa por las transgresiones de las tolerancias en los niveles de tensión en los puntos de entrega.

Tolerancias: Las tolerancias admitidas sobre las tensiones nominales de los puntos de entrega de

energía, en todas las Etapas es de hasta el ±6.0% de las tensiones nominales de tales puntos A continuación se muestra el cuadro de porcentajes máximos de caídas de tensión en las redes MT

del SEM: Sistema Eléctrico Huancavelica Rural 2016:

Las localidades seleccionadas en el cuadro corresponden a las capitales pronvinciales, distritales, a

las cargas importantes, y a las localidades rurales en la cola del circuito, que ha obtenido la máxima caída de tensión, de tal forma de verificar la calidad del producto en las cargas más importantes, así como se ha verificado que el %AVmax ha sido de 4,97% en la SE Huancavelica Norte, y de 5,27% en la SE Ingenio, estando por debajo del 6% permitido por la NTCSER.

4.7.1.2 Calidad del Producto en Baja Tensión

La Calidad de Producto suministrado al Cliente se evalúa por las transgresiones de las tolerancias en los niveles de tensión en los puntos de entrega.

Tolerancias: La tolerancia admitida sobre la tensión nominal de los puntos de entrega de energía al

usuario final, en todas las Etapas es de hasta el ±7.5% de las tensiones nominales de tales puntos. En los modelos efectuados, el %AV establecido ha sido obtener como máximo el 90% de lo

establecido por la NTCSER, osea ≤ 6,75%.

4.7.2 Calidad de Suministro Técnico

Se evaluaron los índices de calidad de suministro eléctrico al cliente de la red de distribución adaptada del SEM. Los índices considerados para dicha evaluación son:

4.7.2.1 SAIFI : Índice de frecuencia de interrupción promedio del sistema

Donde: λi es la tasa de falla

Ni es el número de clientes del punto de carga i

N es el número total de usuarios.

4.7.2.2 SAIDI : Índice de duración de interrupción promedio del sistema.

Donde: Ui es el tiempo de salida de servicio anual del punto de carga i.



4.7.2.3 Cálculo de las tasas de falla.

De la información estadística de fallas en sistemas de distribución rurales se tiene que las fallas temporales están en el orden del 70 al 80% de las fallas totales, y el 20 al 30% corresponde a las fallas francas.

Considerando que las fallas francas ocurren con o sin equipos de protección, el objetivo de definir la protección óptima está en optimizar las fallas temporales.

A continuación se presentan los resultados de los indicadores SAIDI y SAIFI.

Cuadro Nº 58: Indicadores de Calidad de suministro del SEM

Índices de Calidad de Suministro al Cliente

Alimentador SAIFI SAIDI

[interrup/año] [horas/año]

A4124 4.76 14.0

A4111 2.83 7.1

A4113 0.02 0.1

A4126 0.06 0.2

A4131 13.05 51.6

A4125 0.30 0.7

A4123 0.53 1.1

A4122 0.15 0.4

Total 21.7 75.2

Índices semestrales

10.85 37.6

4.7.3 Calidad de Alumbrado Público

La calidad de alumbrado definida en la Norma DGE de “Alumbrado de Vías Públicas en Áreas Rurales” sólo se aplica a las capitales provinciales y distritales.

En el caso de las localidades rurales, sólo se toma en consideración que las lámparas seleccionadas de acuerdo al factor KALP definido para el SEM.

4.7.4 Calidad de Servicio Comercial

La calidad de servicio comercial se evalúa sobre tres aspectos:

4.7.4.1 Trato al cliente:

En todos los casos los indicadores son plazos máximos fijados al suministrador para el cumplimiento de sus obligaciones, por tal motivo la empresa modelo optimizada fue diseñada para cumplir con estos indicadores.

Solicitudes de nuevos suministros, modificación de los existentes o Ampliación de la Potencia

contratada. Reconexiones

Opciones tarifarias

Reclamaciones por errores de medición

otros

4.7.4.2 Medios de disposición al cliente:

En todos los casos los indicadores de calidad son los requerimientos mínimos exigidos en este aspecto al suministrador

Facturas

Registro de reclamaciones

Centros de atención y sistemas atención telefónica

4.7.4.3 Precisión de medida de la energía contratada

El indicador a través del cual se evalúa la calidad de servicio comercial, es el número de suministros en los que se haya verificado deficiencia en el sistema de medición, conforme a lo establecido en la norma DGE de contraste de medidores de energía.

Tolerancia: la precisión de la medida de la energía facturada por un suministrador será aceptable, si

el porcentaje de deficiencias es inferior al 5%. Dado que la muestra a considera debe estar entre el 1 y hasta el 10% del universo de suministros para el caso del SEM, sería entre 239 y 2393 medidores de los cuales la tolerancia es encontrar menos 12 o 120 medidores en mal estado.



4.8 DETERMINACIÓN DEL BALANCE DE ENERGÍA Y POTENCIA

Se determinó la demanda de potencia en Media Tensión y Baja Tensión a partir del Balance de Energía y Potencia considerando las compras eficientes, pérdidas estándar y ventas eficientes.

El balance de energía y potencia para la red adaptada se efectuó teniendo en cuenta los siguientes elementos:

Las ventas de energía por opción tarifaria de MT y BT.

El Balance de Energía y Potencia del SEM Real, en el cual se determinó el exceso de pérdidas

totales y el NHUBT de la tarifa BT5B. Las pérdidas de energía y potencia de las redes de MT y BT del SEM optimizado.

La demanda del AP optimizado.

Los resultados obtenidos para la empresa actual y el SEM optimizado se presentan a continuación:

Cuadro Nº 59: Balance de Energía y Potencia SEM Real

Descripción Energía Anual

(MWh) Factor de Carga / Factor de Pérdida

Potencia (kW)

Factor de coincidencia


Pérdidas Estándar en Media Tensión 392.76 0.40 111.61


MT2 1,527.70 0.60 249.42 0.87

MT3P 171.00 0.56 30.05 0.87

MT3FP 190.56 0.27 75.49 0.94

MT4P 313.87 0.60 51.63 0.87

MT4FP 46.11 0.20 25.47 0.94


Técnicas 451.84 0.32 159.36

No Técnicas 619.09 0.38 184.31


BT2 33.15 0.28 11.82 0.87

BT5C 1,633.54 0.50 371.94 1.00

BT5B 6,680.17 0.27 2,859.00 1.00

BT6(2) 20.94 0.36 6.66 1.00

BT5D 42.35 0.27 17.73 1.00

Cuadro Nº 60: Balance de Energía y Potencia SEM Adaptado

Descripción Energía Anual

(MWh) Factor de Carga / Factor

de Pérdida Potencia (kW)

Factor de coincidencia


Pérdidas Estándar en Media Tensión 311.80 0.17 210.40


MT2 1,527.70 0.69 249.42 0.87

MT3P 171.00 0.56 30.05 0.87

MT3FP 190.56 0.27 75.49 0.94

MT4P 313.87 0.60 51.63 0.87

MT4FP 46.11 0.20 25.47 0.94


Técnicas 324.75 0.24 152.11

No Técnicas 257.80 0.29 99.94


BT2 33.15 0.28 11.82 0.87

BT5C 1,839.84 0.50 418.91 1.00

BT5B 6,519.19 0.27 2,790.10 1.00

BT6(2) 20.94 0.36 6.66 1.00

BT5D 49.79 0.21 26.99 1.00

Los resultados de demanda en MT y BT para el cálculo del VAD, NHUBT y pérdidas estándar son

los siguientes:

Cuadro Nº 61: Demandas en MT y BT para el cálculo del VAD y NHUBT

Descripción Resultados

NHUBT Horas 195

Demanda MT kW 3,938.58

Demanda BT kW 3,254.48



Cuadro Nº 62: Porcentajes de Pérdidas Estándar

Nivel de Tensión Tipo Energía(*) Potencia(*)

Media Tensión

Técnica 2.69% 5.07%

No Técnica 0.00% 0.00%

Total 2.69% 5.07%

Baja Tensión

Técnica 3.58% 4.34%

No Técnica 2.85% 2.85%

Total 6.43% 7.19%

(*) Porcentaje referido al ingreso en cada nivel de tensión

4.8.1 Análisis de los resultados

A continuación se muestran los cuadros comparativos de los resultados obtenidos por el Consultor

VAD y Supervisor VAD y adicionalmente con las pérdidas estándar vigentes.

Cuadro Nº 63: Variación de Resultados de perdidas Porcentajes de Pérdidas Estándar Supervisor vs. Consultor VAD

Nivel de Tensión Tipo Consultor VAD Supervisor VAD Variación (p.u.)

Energía(*) Potencia(*) Energía(*) Potencia(*) Energía Potencia

Media Tensión

Técnica 3.10% 3.28% 2.69% 5.07% 0.87 1.55

No Técnica 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00 0.00

Total 3.10% 3.28% 2.69% 5.07% 0.87 1.55

Baja Tensión

Técnica 4.14% 5.38% 3.58% 4.34% 0.87 0.81

No Técnica 2.85% 2.85% 2.85% 2.85% 1.00 1.00

Total 6.99% 8.23% 6.43% 7.19% 0.92 0.87


El porcentaje de pérdidas no técnicas de potencia del Consultor VAD no corresponde al valor de las

pérdidas reconocidas por el OSINERGMIN, el Consultor lo determinó con la aplicación del factor de carga de la tarifa BT5B.

Cuadro Nº 64: Comparación de Resultados de Porcentajes de Pérdidas Estándar Supervisor vs. Regulación Vigente

Nivel de Tensión Tipo Supervisor VAD Regulación Vigente Variación (p.u.)

Energía(*) Potencia(*) Energía(*) Potencia(*) Energía Potencia

Media Tensión

Técnica 2.69% 5.07% 2.40% 3.27% 1.12 1.55

No Técnica 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00 0.00

Total 2.69% 5.07% 2.40% 3.27% 1.12 1.55

Baja Tensión

Técnica 3.58% 4.34% 8.87% 9.18% 0.40 0.47

No Técnica 2.85% 2.85% 2.85% 2.85% 1.00 1.00

Total 6.43% 7.19% 11.72% 12.03% 0.55 0.60

(*) Porcentajes referidos al ingreso en cada nivel de tensión

Cuadro Nº 65: Variación de Resultados del Balance de energía y Potencia entre el Consultor y Supervisor VAD

Descripción

Consultor VAD Supervisor VAD Variación

Energía Potencia Energía Potencia Energía Potencia

(MW.h) (kW) (MW.h) (kW) (p.u.) (p.u.)

Total Ingreso a MT 11,793.70 3,325.00 11,606.48 4,148.98 0.98 1.25

Total Pérdidas en MT 365.89 109.10 311.80 210.40 0.85 1.93

Ventas en Media Tensión 2,249.24 432.06 2,249.24 432.06 1.00 1.00

Total Pérdidas en BT 645.14 228.84 582.54 252.04 0.90 1.10

Ventas en Baja Tensión 8,533.43 2,555.01 8,462.90 3,254.48 0.99 1.27

Porcentaje Total de Pérdidas (%) 8.57% 10.16% 7.71% 11.15% 0.90 1.10

Cuadro Nº 66: Variación de Resultados de Energía de AP entre el Consultor y Supervisor VAD

Descripción MWh Porc. (%)

Energía AP-Factor KALP (23,938 clientes) 1,809.71 1 Energía AP-Consultor VAD 1,756.82 0.97 Energía AP Supervisor VAD 1,839.84 1.02

Cuadro Nº 67: Variación de Resultados de Demandas en MT y BT, NHUBT entre Consultor y Supervisor VAD

Descripción

Consultor VAD

Supervisor VAD

Variación (p.u.)

NHUBT Horas 262 195 0.74

Demanda MT kW 3,302.67 3,938.58 1.19

Demanda BT kW 2555.01 3254.48 1.27



Las diferencias se deben fundamentalmente a lo siguiente:

En ventas en baja tensión, debido a la aplicación de distintos factores de carga y coincidencia para

las distintas tarifas que existen en el SEM. La Supervisión utilizó factores de carga y coincidencia del Estudio de Caracterización de la Carga realizado por Osinergmin para el SEM.

El Consultor VAD determinó un parque de alumbrado público que tiene un 2.92% de consumo de

energía menor al límite que fija la aplicación del factor KALP (6,3 para este Sector Típico), mientras lo determinado por el Supervisor VAD está 1.66% por encima.

Las diferencias en las pérdidas estándar se detallan en el numeral 4.9.9.

4.9 DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA Y POTENCIA

Las pérdidas de potencia se calcularon para la hora de punta del sistema de distribución y para el sistema de distribución teórico (empresa modelo), cuyas instalaciones están técnica y económicamente adaptadas a la demanda.

Los resultados se expresan como porcentajes de la potencia máxima coincidente y de la energía ingresada a cada nivel de tensión.

Se obtuvieron las Pérdidas Técnicas Estándares de Energía y Potencia para el Sistema Económicamente Adaptado (Sector Típico) a nivel de MT, SED, BT, acometidas y medidores. Se tuvo en cuenta que a nivel de BT, dado que la medición del AP se efectúa en las SED, no se incorporan las pérdidas en las redes y equipos de AP. Igual consideración se tuvo en el balance de energía y potencia.

Los cálculos de las pérdidas se presentan por etapa: para cada etapa se determinaron la potencia y energía de pérdidas. Dichas etapas son las siguientes:

Pérdidas en las redes de MT;

Pérdidas en aisladores;

Pérdidas en las SED MT/BT y otras;

Pérdidas en las redes de BT;

Pérdidas en las acometidas;

Pérdidas en los medidores.

Pérdidas no técnicas.

Para el cálculo de pérdidas de energía se utilizará el factor de pérdidas donde corresponda, cuya fórmula es la siguiente:

2*8,0*2,0 fcfcfcp

Donde:

fcp: Factor de pérdidas fc: Factor de carga

4.9.1 Pérdidas en las redes de MT

Se calculó para las redes de MT adaptadas técnico-económicamente a la demanda sus correspondientes pérdidas, las cuales fueron obtenidas mediante la realización de flujos de carga, obteniéndose las pérdidas de potencia con los siguientes resultados:

Cuadro Nº 68: Resultados de pérdidas en redes de MT

Descripción 2012

Ingreso Total en MT (kW) 4,148.98

Demanda en MT (kW) 3,938.58

Pérdidas en MT (kW) 210.40

Finalmente las pérdidas de energía son calculadas con la aplicación del factor de pérdidas:

)....(**8784 hkWPfcpPerdE pérdidasMTredMT

4.9.2 Pérdidas en aisladores

Las pérdidas en aisladores están en función de la humedad relativa ambiente (55%: media anual del SEM), de la distancia de fuga (característica del aislador), de la polución del aire y de la tensión.

Cuadro Nº 69: Resultados de pérdidas en Aisladores

Perdidas en aisladores

Corriente de pérdidas en Aisladores (mA) 0,07

Tensión de Línea (kV) 22,9

Tensión fase - neutro (kV) 13,2

Pérdidas de Potencia / Aislador (V*I) (kW) 0,0009

Horas de operación al año 8760

Factor de Pérdidas (FP) 1,0000



Por lo tanto para 13.2kV consideramos adecuado 0.9 W de pérdidas de potencia por aislador.

En el siguiente cuadro, se muestran los resultados del cálculo para el SEM.

Cuadro Nº 70: Pérdidas totales en aisladores del SEM

Descripción

Línea Primaria LP

Red Primaria RP

Vano promedio LP

Vano promedio RP

Aisladores de porcelana

Pérdidas en aisladores porcelana

km km km km unidades Potencia

(kW) Energía (MWh)

Red Trifásica 151.6 3.7 0.18 0.1 3068 2.76 24.25

Red Bifásica 7.4 0 0.18 0.1 95 0.09 0.75

Red Monof. 152.92 77.11 0.18 0.1 1832 1.65 14.48

TOTAL 311.92 80.81 4995 4.50 39.49

4.9.3 Pérdidas en SED MT/BT

Estas pérdidas están compuestas por las pérdidas en el Cobre del transformador que dependen de la demanda más las pérdidas en el núcleo (pérdidas fijas que no dependen de la carga):

)...(kWPpPpPpSED núcleocu

)...(*9,0

2

kWPnom

PMáxNomPpPp BT

cucu

Las pérdidas de energía anual se calculan como sigue:

)...(8784*)*( kWhPpPpfcpPeSED núcleocu

PpSED: Pérdidas de potencia totales en el transformador (kW).

PpCuNom: Pérdidas nominales en el Cobre del transformador (kW).

Ppnúcleo: Pérdidas nominales en el núcleo del transformador (kW).

PMáxBT: Máxima demanda en el lado secundario del transformador (incluye demanda de

SP, AP optimizado más las pérdidas técnicas y no técnicas) (kW)

Pnom: Potencia nominal del transformador (kVA)

PpCu: Pérdidas de potencia en el Cobre del transformador (kW)

Ppnúcleo: Pérdidas de potencia en el núcleo del transformador (kW)

fcp: Factor de pérdidas de la SED

PeSED: Pérdidas de energía en la SED (kWh)

Las pérdidas de potencia en el núcleo y pérdidas nominales en el Cobre se obtienen de los datos de placa de transformadores.

4.9.4 Pérdidas en redes de Baja Tensión

Para la determinación de las pérdidas estándares se tomó como base la metodología indicada en el ítem 4.2.3.5 y en base al análisis de la optimización de redes se determinaron las pérdidas.

4.9.5 Pérdidas en acometidas

El cálculo de las pérdidas en acometidas se obtuvo aplicando las siguientes fórmulas:

)...(3380

3 333 kW

fp

PmLrPpa

)...(220

2

2

111 kW

fp

PmLrPpa

)...(31 kWPpaPpaPpacom

kWhPpacomfcpPeacom 8784...*

Donde:

Ppacom = Pérdida total de potencia en acometidas (kW)

Ppa3 = Pérdidas de potencia en acometidas trifásicas (kW)

Ppa1 = Pérdidas de potencia en acometidas monofásicos (kW)

r3 = Resistencia conductor acometidas trifásicos (0,0029167 ohm/m)

r1 = Resistencia conductor acometidas monofásicos (0,004375 ohm/m)

L = Longitud media de acometidas (20,88 m)

Peacom = Pérdida total de energía en acometidas (kWh)



4.9.6 Pérdidas en medidores

Para el cálculo de estas pérdidas se consideraron dos tipos de pérdidas:

4.9.6.1 Pérdidas propias en los medidores.

Son pérdidas que se originan en los bobinados de tensión y corriente. Las pérdidas en la bobina de tensión son permanentes mientras el medidor se encuentra conectado, mientras que las pérdidas en la bobina de corriente dependen de la carga a alimentar.

Los valores nominales considerados para las pérdidas en medidores es considerando un parque de medidores compuesto en un 100% por medidores electrónicos, obteniéndose los siguientes valores promedios:

Cuadro Nº 71: Pérdidas Nominales en Medidores Monofásicos

Tipo de Medidor Marca Circuito de Tensión (W)

Circuito de Corriente(W)

Total (W)

Electrónico ELSTER 0.4 0.02 0.42

Considerado 0.4 0.02 0.42

Cuadro Nº 72: Pérdidas Nominales en Medidores trifásicos

Marca Circuito de Tensión (W)

Circuito de Corriente(W)

Total (W)

WUXI 1,2 0,25 1,45

INEPAR 1,2 0,25 1,45

SIEMENS 1,2 0,25 1,45

SCHLUMBERGER 1,2 0,25 1,45

GANZ 1,2 0,25 1,45

GENERAL ELECTRIC 1,2 0,25 1,45

ELSTER 1,2 0,01 1,21

ACTARIS 1,5 0,75 2,25

Considerado 1,2 0,25 1,45

Las pérdidas totales de potencia se calcularon a partir de los siguientes modelos matemáticos.

1

2

1113

2

333 )

220()

3380( Nm

fpIn

PmPbcPbvNm

fpIn

PmPbcPbvPpb

Donde:

Ppb = Pérdidas totales de potencia en bobinas de medidores (kW)

Pbv3 = Pérdidas en bobinas de voltaje de medidores trifásicos

Pbc3 = Pérdidas en bobinas de corriente de medidores trifásicos

Pbv1 = Pérdidas en bobinas de voltaje de medidores monofásicos

Pbc1 = Pérdidas en bobinas de corriente de medidores monofásicos

Pm3 = Potencia media registrada por medidores trifásicos de la SED

Pm1 = Potencia media registrada por medidores monofásicos de la SED

In = Corriente nominal medidores

fp = Factor de potencia = 0,95

Nm1 = Número de medidores monofásicos de la SED

Nm3 = Número de medidores trifásicos de la SED

4.9.6.2 Pérdidas por consumos no registrados

Son pérdidas que se originan cuando la potencia demandada es menor a la potencia de arranque del medidor.

Para estimar los consumos no registrados debidos a demandas con corrientes menores a la corriente de arranque, se consideró que los medidores de clientes asociados a la tarifa BT5B, cuyo consumo promedio mensual es menor que 100 kWh, tienen una probabilidad de no detección de consumos. Para ello se dividió a estos clientes de acuerdo al rango de consumo en 2 grupos, estos fueron:

Rango de consumo

Horas no registradas diarias

Probabilidad de ocurrencia anual

P. arranque prom.(W)

0 a 30 kWh-mes 4 0,3 8 W

31 a 100 kWh-mes 2 0,3 8 W



Cabe señalar que no se consideran pérdidas de potencia por consumos no detectados, ya que dichas pérdidas se calculan para la hora punta, en donde la demanda unitaria por cliente es mayor al umbral de detección (8 W).

Las pérdidas de energía por este concepto se calculan mediante la siguiente expresión, para cada grupo de consumo:

kWhNcPocHNRPuEnr ...366****

Donde:

Enr : Energía no registrada en medidores (kWh)

Poc : Probabilidad de ocurrencia

Pu : Potencia umbral de detección (0,008 kW)

HNR : Número de horas no registradas en un día

Nc : Número de clientes monofásicos de la SED

4.9.7 Pérdidas Estándar No Técnicas o Comerciales

Las pérdidas no técnicas se determinan como diferencia de las pérdidas totales y las pérdidas técnicas. A su vez, las pérdidas no técnicas las podemos discriminar en pérdidas por clandestinaje, por frenaje y vulneración de condiciones.

En el balance de energía y potencia se consideró un 2.56% de hurto residual o pérdidas comerciales admisibles. Ello basado en los valores reconocidos por el OSINERGMIN en la regulación anterior.

Nivel de Tensión Tipo Energía(*) Potencia(*)

Media Tensión No Técnica 0,00% 0,00%

Baja Tensión No Técnica 2.85% 2.85%

(*) Porcentajes referidos al ingreso en baja tensión

4.9.8 Resultados de pérdidas de Energía y Potencia

A continuación mostramos el resumen de los cálculos de pérdidas de Energía y Potencia del SEM optimizado:

Cuadro Nº 73: Resumen de Resultados de Pérdidas de Energía y Potencia del SEM

Descripción Energía Porcentaje Potencia Porcentaje

(MW.h) (%) (kW) (%)

Pérdidas Estándar en Media Tensión 311.80 34.86% 210.40 45.50%

Redes MT 272.31 30.45% 205.90 44.53%

Pérdidas Técnicas en Aisladores MT 39.49 4.42% 4.50 0.97%

Pérdidas estándar Baja Tensión 582.54 65.14% 252.04 54.50%

Subestaciones MT/BT 235.56 26.34% 73.55 15.90%

Redes BT 75.26 8.42% 66.27 14.33%

Acometidas 2.92 0.33% 2.57 0.56%

Medidores 11.01 1.23% 9.72 2.10%

No técnicas 257.80 28.83% 99.94 21.61%

Total Pérdidas 894.34 100.00% 462.44 100.00%

Las pérdidas expresadas como porcentajes de ingreso a cada nivel de tensión son los siguientes:

Cuadro Nº 74: Porcentaje de Pérdidas Estándar

Perdidas Estándar % Pérdidas de Energía % de Pérdidas de

Potencia

Media Tensión 2.69% 5.07%

Baja Tensión 6.43% 7.19%

Técnicas 3.58% 4.34%

SEDs MT/BT 2.60% 2.10%

Redes BT 0.83% 1.89%

Acometidas 0.03% 0.07%

Medidores 0.12% 0.28%

No Técnicas 2.85% 2.85%



4.9.9 Análisis de resultados

A continuación se muestran los cuadros comparativos de los resultados obtenidos por el Consultor

VAD y Supervisor VAD en lo que respecta a pérdidas de Potencia y Energía.

Cuadro Nº 75: Variación de Resultados de Pérdidas de Potencia y Energía entre el Consultor y Supervisor VAD

Descripción

Consultor VAD Supervisor VAD Variación (p.u.)

Energía Potencia Energía Potencia Energía Potencia

(MW.h) (kW) (MW.h) (kW)

Pérdidas Estándar en Media Tensión 365.89 109.10 311.80 210.40 0.85 1.93

Redes MT 191.39 89.23 272.31 205.90 1.42 2.31

Pérdidas Técnicas en Aisladores MT 174.51 19.87 39.49 4.50 0.23 0.23

Pérdidas estándar Baja Tensión 645.14 228.84 582.54 252.04 0.90 1.10

Subestaciones MT/BT 184.39 87.74 235.56 73.55 1.28 0.84

Redes BT 81.58 47.75 75.26 66.27 0.92 1.39

Acometidas 3.37 1.07 2.92 2.57 0.87 2.40

Medidores 113.86 12.96 11.01 9.72 0.10 0.75

No técnicas 261.95 79.31 257.80 99.94 0.98 1.26

Total Pérdidas 1,011.03 337.93 894.37 462.44 0.88 1.37

Las diferencias se deben a lo siguiente:

Aisladores: El Consultor VAD consideró una pérdida unitaria por aislador de 2,1 W, la Supervisión

considera adecuado considerar 0.9 W de pérdida por aislador. Redes de BT: La diferencia se deben a los distintos factores de carga utilizados por el Supervisor en

la metodología seguida por el Consultor. Subestaciones MT/BT: La diferencia se deben a los distintos factores de carga utilizados por el

Supervisor en la metodología seguida por el Consultor. Medidores: El Consultor VAD consideró un parque de medidores conformado por medidores

electrónicos y electromecánicos cuya participación en el total es de 40% y 60% respectivamente.

4.10 OPTIMIZACIÓN DE LOS COSTOS DE EXPLOTACIÓN TÉCNICA

A continuación se determinan los costos de explotación técnica del sistema eléctrico modelo, considerando tecnologías técnico – económicamente adaptadas y prácticas de mantenimiento apropiadas. Los cálculos detallados se presenta en archivo magnético 7.0COyM-ST6.xlsb

4.10.1 Costos de Servicios de Terceros

Los costos de las actividades de operación y mantenimiento fueron determinados de acuerdo a los

siguientes criterios: Se consideró que las actividades se ejecuten mediante la contratación de servicios.

Determinación previa de las tareas típicas de OyM para cada instalación, determinando sus costos a

partir de: Costos de hora-hombre según CAPECO. Composición de la cuadrilla necesaria para ejecutarla. Requerimiento de transporte de acuerdo a la tarea de OyM a desarrollar. Tiempo estimado de la tarea.

Los datos básicos empleados se muestran en los siguientes cuadros.

Cuadro Nº 76: Costos de Mano de Obra, Herramientas y Equipos

Mano de Obra (U$S/h) US$/h-h

Capataz 6.98

Operario 6.34

Oficial 5.44

Ayudante/Peón 4.91

Transporte US$/h-m

Camión 4Tn 13.32

Camioneta 9.98

Moto 3.63

Equipos de Elevación US$/h-m

Grúa Chica 2,5Tn 17.93



Con los datos anteriores y las composiciones de personal y equipamiento necesarios para el

desarrollo de cada actividad, se determinaron el costo por hora de cada cuadrilla que se presenta en detalle en archivo magnético.

Para cada actividad típica descrita se determinó su costo unitario definiendo previamente la cuadrilla

adecuada para el desarrollo de la actividad. A partir de los costos unitarios de las actividades se determinaron los costos totales de OyM asignando a cada actividad el metrado correspondiente de las instalaciones eléctricas respectivas, los alcances de las actividades y las frecuencias de mantenimiento anuales. El siguiente cuadro muestra el resumen de los costos de las actividades de OyM asignadas a los servicios de terceros:

Cuadro Nº 77: Resumen de Costos de Actividades de OyM

Descripción MT SED’s BT AP Total %

Metrados de las instalaciones km/unid. 684.7 355.0 732.9 6,800.0 - -

Costo de Mantenimiento Preventivo US$ 23,172.7 26,374.7 37,090.7 26,541.8 113,179.9 63%

Costo de Mantenimiento Correctivo US$ 10,749.8 1,705.6 21,188.9 1,245.0 34,889.4 19%

Costo de Materiales US$ 4,777.2 6,004.7 4,682.0 14,323.6 29,787.5 17%

Local y servicios (2500US$/año) 252.7 222.6 411.1 275.0 1,161.4 1%

Total de Costos US$ 38,952.5 34,307.7 63,372.7 42,385.4 179,018.3 100%

Indicador US$/(km/unid) 56.9 96.6 86.5 6.2 - -

4.10.2 Costos de Materiales

Se asignó a cada actividad típica de explotación el listado de materiales correspondientes, y su

costo extraído de la lista de precios empleada para la determinación del VNR. Del cuadro anterior se puede observar los costos de los materiales empleados necesarios para el

desarrollo de las actividades de OyM.

4.10.3 Costos Directos de Personal y Supervisión Directa

Estos costos están conformados por los ingenieros, técnicos y demás personal que operan y

administran el sistema eléctrico modelo-SEM, es así que se modeló el personal necesario para la operación del Sistema Eléctrico Huancavelica Rural, tomando en cuenta funciones y capacidades requeridas por el personal para el funcionamiento eficiente del sistema eléctrico.

La estructura de personal modelada para el SEM comprende los siguientes detalles:

Cuadro Nº 78: Personal Administrativo y OyM del ST-6

Descripción Nº de

personas

Costo Mensual

(US$)

Total Anual (US$)

Asignado al SEM (US$)

Jefe de Servicio Eléctrico 3 10,231 182,935 95,581

Administrador 2 5,141 91,916 48,025

Auxiliar -Asistente 1 1,874 33,503 17,505

Supervisor Comercial 4 10,281 183,832 96,050

Auxiliar -Asistente 1 1,874 33,503 17,505

Técnico 2 3,695 66,067 34,519

Supervisor de Mantenimiento 3 7,711 137,874 72,037

Técnico 8 14,780 264,268 138,076

Total 24 55,587 993,900 519,298

4.10.3.1 Costos de Supervisión Directa

Está conformado por los profesionales que supervisan la operación y mantenimiento del sistema

eléctrico, ya sea a tiempo completo o parcial


Descripción Total Anual

(US$)

Media Tensión 18,868

Subestaciones de Distribución 16,618

Baja Tensión 30,697

Alumbrado Público 20,531

Cortes y Reconexiones -

Conexiones y Medidores -

Atención a otros Sistemas -

Participación en Inversiones -

Total 86,714



4.10.3.2 Costos de Personal

Está conformado por los profesionales que participan de forma directa de las actividades de

operación y mantenimiento del sistema eléctrico, ya sea a tiempo completo o de manera parcial



(US$)





Cortes y Reconexiones -

Conexiones y Medidores -

Atención a otros Sistemas -

Participación en Inversiones -

Total 83,834

4.11 OPTIMIZACIÓN DE LOS COSTOS DE EXPLOTACIÓN COMERCIAL

A continuación se determinan los costos de explotación comercial considerando la optimización adecuada de los recursos conforme a las características del sistema eléctrico modelo. Los cálculos detallados se presentan en el anexo 7.0COyM-ST6.xlsb

4.11.1 Costos de Servicios de Terceros

Los costos de las actividades de operación y mantenimiento fueron determinados de acuerdo a los

siguientes criterios: Se consideró que las actividades se ejecuten mediante la contratación de servicios.

Se consideraron las siguientes tareas:

Lectura de Medidores Reparto de Recibos Procesamiento de Lecturas Impresión y Facturación Cobranza y Transporte

Lectura mensual

Costo de personal tercerizado 5.44 US$/h-h (Oficial)

Periodo de trabajo diario de 8 horas.

El cuadro siguiente indica la composición de costos directos de comercialización definidos según los

criterios planteados:

Cuadro Nº 81: Costos Unitarios de Actividades Comerciales

Actividad Nº de

usuarios S/./unidad

Lectura de medidor – BT5B 23938 0.36

Lectura de medidor – MT2 y BT2 2 2.84

Lectura de medidores - MT3, MT4 y BT3, BT4 25 2.27

Lectura de medidores de AP 355 1.89

Reparto de recibo – BT5B 23938 0.38

Reparto de recibo – MT2,3,4 y BT2,3,4 27 1.42

Procesamiento de lecturas BT5 23938 0.09

Procesamiento de Lecturas MT2,3,4 y BT2,3,4 27 0.11

Impresión y facturación 23938 0.09

Cobranza de recibo y transporte de efectivo 23938 0.32

4.11.2 Costos de Materiales

Se determinó de acuerdo a lo siguiente:

Se calculó la proporción entre el costo de materiales y las cargas de personal más los servicios de

terceros, a partir del Formato C V-2, de la cuenta contable 914. COMERCIALIZACIÓN. Tal proporción está en el orden del 6.2%.

Se aplicó el porcentaje determinado a los costos de personal más los costos de servicios de

terceros para calcular los costos de materiales para las actividades de explotación comercial.

Cuadro Nº 82: Costos de Materiales para los Costos de Explotación Comercial


(US$)

Gestión Comercial 2,347



Operación Comercial 1,249

Cargo Fijo 2,4188

Total 27,784

4.11.3 Costos Directos de Personal y Supervisión Directa

4.11.3.1 Costos de Supervisión Directa

Está conformado por los profesionales que supervisan la operación y mantenimiento del sistema

eléctrico, ya sea a tiempo completo o parcial.



(US$)



Cargo Fijo 28,032

Total 70,081


Está conformado por los profesionales que participan de forma directa de las actividades de

operación y mantenimiento del sistema eléctrico, ya sea a tiempo completo o parcial.



(US$)



Cargo Fijo 9,810

Total 24,526

4.12 COSTOS INDIRECTOS

Los costos indirectos corresponden a los costos de administración general de la empresa, conformada por los gastos de las áreas de Gerencia General, Operaciones, Administración y Finanzas y otras áreas administrativas de la empresa. Dichos costos para efectos del análisis se dividen en:

Costos indirectos de la empresa modelo

Costos indirectos asignado de la empresa total

Aportes al organismo regulador

Costo de capital de trabajo

Los cálculos detallados se presentan en el anexo 7.0COyM-ST6.xlsb

4.12.1 Costos Indirectos de la Empresa Modelo

Correspondiente a los costos de administración necesarios para la operación del sistema eléctrico y conformado por lo siguiente:


Es la asignación y/o dedicación del personal de la empresa modelo a las actividades de administración, a excepción de la dedicación en actividades de inversión.

Cuadro Nº 85: Resumen de Costos Indirectos de Personal


(US$)







Cargo Fijo 0

Cortes y Reconexiones 0

Conexiones y Medidores 0

Atención a Otros Sistemas 0

Participación en Inversiones 0

Total (US$) 254,144

Total s/com (US$) 190,679



4.12.1.2 Costos de Servicio de Terceros y Materiales

Se determinó a partir de los costos de personal, de acuerdo a lo siguiente:

Se consideró como costos de materiales un 10% de los costos de personal

Se consideró como costos de servicios de terceros un 30% de los costos de personal

Cuadro Nº 86: : Resumen de Costos Indirectos de la Empresa Modelo


(US$)

Costos de Personal 254,144

Costos de Materiales 25,414

Costos de Servicios de Terceros 76,243

Total 355,801

4.12.2 Costos Indirectos Asignados de la Empresa Total

Comprenden la asignación de costos indirectos de la empresa total a la empresa modelo mediante el uso de driver’s determinados a partir de los metrados del Formatos B. Los driver’s a emplear serán los siguientes

Cuadro Nº 87: Driver's

Descripción Indicador

Energía Facturada (MWh) 1.60%

Número de usuarios 4.01%

VNR (miles S/.) 4.10%

4.12.3 Aportes al Organismo Regulador

De acuerdo a la Ley de Concesiones Eléctricas, artículo 31, los aportes de las empresas distribuidoras se determinan como el 1% de las ventas totales del año 2011. El valor determinado, se asigna a la empresa modelo con el driver energía facturada (MWh/año).

El costo total del aporte al organismo regulador es de 17,767 US$.

4.12.4 Costo de Capital de Trabajo

Es el capital necesario para cubrir los costos de explotación que surgen entre el inicio de operación del sistema eléctrico y el cobro de la energía vendida a los usuarios.

El capital de trabajo se desarrolló de acuerdo a lo siguiente:

Periodo promedio de cobranza a los 20 días del siguiente mes de facturación.

Índice de morosidad 10%.

Pago de remuneraciones al día 30 de cada mes.

Servicios de terceros al día 30 de cada mes, a partir del segundo mes.

Compra de energía, 30% al día 20 y 70% al día 30, ambos en el mes siguiente.

El valor determinado se asigna a la empresa modelo aplicando el driver energía facturada (MWh/año)

El costo total del capital de trabajo es de 5,267 US$.

4.13 RESUMEN DE COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

4.13.1 Tabla de Asignación de Costos de OyM

A continuación se muestra el resumen de los costos de operación y mantenimiento asignado al sistema eléctrico modelo:

Cuadro Nº 88: Tabla de Asignación de Costos de Operación y Mantenimiento (US$)

Concepto TOTAL (US$)

Costo de OyM Técnicos Comercialización

Distrib. MT

Distrib. BT

Alumbrado Público

Total Gestión

Comercial Operación Comercial

Costo asociado al Usuario

Total

Costos Directos

1 Materiales 59,478 4,777 10,687 14,324 29,788 2,347 1,249 24,188 27,784

2 Supervisión Directa 203,713 18,868 47,315 20,531 86,714 28,032 14,016 28,032 70,081

3 Personal Propio 108,360 18,241 45,744 19,849 83,834 9,810 4,905 9,810 24,526

4 Servicio de Terceros 611,439 34,175 86,994 28,062 149,231 0 1,214 352,096 353,310

5 Cargas Diversas y Otros 106,238 7,128 18,005 6,844 31,978 946 503 9,748 11,198

6 Total 1,089,228 83,190 208,744 89,610 381,544 41,136 21,887 423,875 486,898

Costos Indirectos (Actividades de Apoyo)

1 Personal Propio 342,011 52,054 122,877 48,338 223,270 56,268 35,113 0 91,382



2 Materiales 30,359 4,857 11,667 4,729 21,253 5,167 3,051 0 8,218

3 Servicio de Terceros 153,522 21,382 47,142 16,244 84,768 24,499 18,152 0 42,651

4 Aporte Organismo Regulador

16,359 2,547 6,392 2,744 11,684 1,260 670 0 1,930

5 Cargas Diversas y Otros 7,937 2,057 0 0 2,057 0 0 0 0

6 Costo Capital de Trabajo 9,918 755 1,895 813 3,464 373 199 0 572

7 Total 560,106 83,653 189,973 72,868 346,495 87,567 57,186 0 144,753

Asignación de Costo de Gestión Comercial

1 Materiales 1,722 4,115 1,677 7,514


3 Personal Propio 15,143 36,188 14,747 66,078


5 Cargas Diversas y Otros 591 1,412 576 2,579

6 Total 29,495 70,485 28,723 128,703

Asignación de Costo de Operación Comercial

1 Materiales 985 2,355 960 4,300


3 Personal Propio 9,171 21,917 8,931 40,019


5 Cargas Diversas y Otros 314 752 306 1,372

6 Total 18,121 43,305 17,647 79,073

Costos Totales de OyM 214,459 512,508 208,848 935,816


A continuación se muestra la comparación entre los costos obtenidos por la Supervisión de los Estudios VAD y el Consultor.

Cuadro Nº 89: Comparación de Costos de Explotación de la Empresa Modelo (miles US$)

Ítem Costos de Explotación CONSULTOR SUPERVISOR

1 Distribución MT 355.0 214.46

2 Distribución BT 384.8 512.51

3 Alumbrado Público 73.2 208.85

4 Costo Asociado al Usuario 352.7 423.88

Del cuadro se puede concluir lo siguiente:

Las diferencias se deben a frecuencias de mantenimiento, remuneraciones de personal, costos unitarios de mano de obra entre otros.

4.14 FORMATOS D

Los formatos D corresponden a los determinados por los análisis y cálculos desarrollados por el Supervisor VAD y se muestran en los anexos del presente informe.

5. CÁLCULO DE LAS TARIFAS DE DISTRIBUCIÓN

5.1 Costo Fijo (CF)

Los costos fijos de atención al cliente, se determinan a partir de los costos comerciales directos e indirectos y del número de clientes del Sistema Eléctrico Modelo a diciembre del año 2012. (Independiente de su consumo), los cuales son clasificados por tipo de medición.

El Sistema Eléctrico Modelo Huancavelica Rural cuenta con un gran número de clientes de tarifa simple (BT5B) y un reducido número de clientes de tarifas complejas (MT2, MT3 y MT4).

Asimismo, el Sistema Modelo cuenta con una cantidad de medidores de energía para las redes de alumbrado público.

Por otro lado, el costo total anual asociado a los clientes asciende a 1,081.31 mil Nuevos Soles, el cual se desagrega a los clientes de tarifas simples y tarifas complejas, en función a los costos de explotación comercial.



Cuadro Nº 90: Costos Asociados a los Clientes de acuerdo a la Opción Tarifaria (Soles)

Descripción CFE CFS CFH CFEAP CFECO Total

Costos Directos Asociado al Cliente: 1,077,055 3,897 354 - - 1,081,305 Costo Total Asociado al Cliente: 1,077,055 3,897 354 - - 1,081,305

Con los costos asociados a los diferentes tipos de clientes se calcula los costos fijos de atención al cliente de acuerdo a la siguiente relación:

CL

CL

N

CCCF

Donde:

CCCL: Costos comercial de atención al cliente, representa los Costos Directos en que debe incurrir la empresa modelo para realizar la toma de lecturas, procesamiento, emisión, distribución y cobranza de toda la clientela incluyendo todas las opciones tarifarías. No se incluye la gestión de cobranza de morosos (cortes y reconexiones).

NCL : Número total de usuarios servidos.

Aplicando la relación anterior y los costos asignados a cada segmento de cliente de acuerdo al tipo de medición, se calculan los costos fijos de los mismos, tal como se detalla en el siguiente cuadro:


Descripción Unidades CFE CFS CFH CFEAP CFE(1) Promedio

CCCL (Costo Comercial de Atención al Cliente) Miles de S/. 1,077.055 3.897 0.354 1,077.055 581.61 1,081.30

NCL (Número de Clientes) Clientes 23,938 25 2 23,938 23,938 23,965

Costo Fijo por Cliente S/./Cliente-mes 3.750 12.990 14.740 3.750 2.025 3.760

(1) Lectura Semestral

5.2 Valor Agregado de Distribución MT (VADMT)

De acuerdo a los cálculos y análisis precedentes correspondientes al valor nuevo de reemplazo (VNR) eléctrico y no eléctrico, costos de explotación técnica (operación y mantenimiento) y Costos Indirectos asignados al mercado de la red de MT, el valor agregado de distribución anual al nivel de media tensión (VADMT) para el sector típico 6 se obtiene aplicando la siguiente expresión:

MT

MTMTMT

MW

OyMaVNRVAD

Donde:

aVNRMT Anualidad correspondiente a las inversiones de media tensión (MT) económicamente adaptadas (VNRMT adaptado) de la empresa modelo.

OyMMT Costos de operación y mantenimiento anual de la red de MT económicamente adaptada establecidos para la empresa modelo.

MWMT Potencia máxima demandada a nivel de MT para las horas de punta excluyendo las

pérdidas técnicas estándar de la red de MT.

Aplicando la expresión anterior, el valor agregado de distribución al nivel de media tensión (VADMT) para el sector típico 6 es:

Cuadro Nº 92: Valor Agregado de Distribución en Media Tensión

Descripción Unidad MT

Valor Nuevo de Reemplazo Miles de S/. 10,024

Anualidad del VNR Miles de S/. 1,244

Costo Anual de Explotación Miles de S/. 547

Total Costo Anual Miles de S/. 1,792

Máxima Demanda kW 3,939

Valor Agregado de Distribución S/./kW-mes 36.561

5.3 Valor Agregado de Distribución SED (VADSED)

El valor agregado de distribución anual a nivel de las subestaciones de distribución (VADSED) para el sector típico 6 se obtiene aplicando la siguiente expresión:

BT

SEDSEDSED

MW

OyMaVNRVAD

Donde:

aVNRSED Anualidad correspondiente a las inversiones de las subestaciones de distribución MT/BT económicamente adaptadas (VNRSED adaptado) de la empresa modelo.



OyMSED Costos de operación y mantenimiento anual de las subestaciones de distribución económicamente adaptada establecidos para la empresa modelo.

MWMT Potencia máxima demandada a nivel de BT (lado primario de las subestación MT/BT) para las horas de punta excluyendo las pérdidas estándar (técnicas y comerciales).

Aplicando la expresión anterior, el valor agregado de distribución a nivel de las subestaciones (VADSED) para el sector típico 6 es:

Cuadro Nº 93: Valor Agregado de Distribución en SED

Descripción Unidad SED


Anualidad del VNR Miles de S/. 381

Costo Anual de Explotación Miles de S/. 438

Total Costo Anual Miles de S/. 819



5.4 Valor Agregado de Distribución BT (VADBT)

El valor agregado de distribución al nivel de baja tensión (VADBT), para el sector típico 6 se obtiene aplicando la siguiente expresión:

BT

BTBTBT

MW

OyMaVNRVAD

Donde:

aVNRBT Anualidad correspondiente a las inversiones asignados al mercado de la red de baja tensión BT (SE MT/BT + Red BT + Instalaciones de Alumbrado Público) económicamente adaptadas (VNRBT adaptado) de la empresa modelo y otros activos fijos requeridos para el desarrollo de la actividad de distribución de la empresa modelo.

OyMBT Costos de operación y mantenimiento anual asignado al mercado de la red de BT (SE MT/BT + Red BT + Instalaciones de Alumbrado Público) económicamente adaptada establecidos para la empresa modelo.

MWMT Potencia máxima demandada a nivel de BT (lado primario de las subestación MT/BT) para las horas de punta excluyendo las pérdidas estándar (técnicas y comerciales).

Aplicando la expresión anterior, el valor agregado de distribución a nivel de baja tensión (VADBT) para el sector típico 6 es:

Cuadro Nº 94: Valor Agregado de Distribución en Baja Tensión

Descripción Unidad BT


Anualidad del VNR Miles de S/. 2,569

Costo Anual de Explotación Miles de S/. 1,840

Total Costo Anual Miles de S/. 4,409



5.5 Pérdidas estándar de distribución en Potencia y Energía

Teniendo en cuenta las ventas a clientes en MT y BT registradas para el año 2012 en el sistema eléctrico modelo seleccionado se han calculado los porcentajes de pérdidas estándar técnicas y no técnicas.

Los porcentajes de pérdidas estándar técnicas y no técnicas respecto al total de energía y potencia ingresadas al sistema eléctrico modelo se muestran en el siguiente cuadro:

Cuadro Nº 95: Pérdidas de Potencia y Energía en Distribución

Perdidas Estándar % Pérdidas de Energía % de Pérdidas de

Potencia

Media Tensión 2.69% 5.07%

Baja Tensión 6.43% 7.19%

Técnicas 3.58% 4.34%

SEDs MT/BT 2.60% 2.10%

Redes BT 0.83% 1.89%

Acometidas 0.03% 0.07%

Medidores 0.12% 0.28%



No Técnicas 2.85% 2.85%


5.6 Factor de Economía de Escala

Los factores de economía de escala para el presente periodo tarifario (Noviembre 2013 - Octubre 2017) son los que se muestran en el siguiente cuadro.

Cuadro Nº 96: Factores de Economía de Escala del Valor Agregado de Distribución

Periodo MT BT SED CF

Noviembre 2013 – Octubre 2014 1.0000 1.0000 1.0000 1.0000




5.7 Formula de Reajuste

Con los resultados obtenidos del VAD, se determinaron las correspondientes estructuras de costos de los valores agregados por concepto de costos de distribución, desagregadas en parámetros y acompañados por una proposición de fórmulas de indexación de los principales componentes.

Para la confección de las fórmulas se tuvo en cuenta la incidencia de la estructura de costos de los siguientes parámetros:

Mano de Obra.

Productos Nacionales.

Productos Importados.

Precio del Cobre y Aluminio.

Donde:

A Parámetro de participación de mano de obra y producto nacionales (%). B Parámetro de participación de los productos importados (%). C Parámetros de participación del conductor de cobre (%). D Parámetros de participación del conductor de aluminio (%). IPM Índice de Precios al por mayor. TC Tipo de cambio (S/. /US$). IPCu Índice de precios del cobre. IPAl Índice de precios del aluminio.

Los parámetros A, B, C y D de fórmulas de reajuste definidas para el VADMT, VADSED y VADBT se presentan en los siguientes cuadros:

Cuadro Nº 97: Parámetros de las Fórmulas de Reajuste del VAD

Parámetro FAVADMT FAVADBT FAVADSED Indicador Asociado

A 0.6465 0.6984 0.6000 Índice de Precios al por Mayor (IPM)

B 0.2626 0.2281 0.3953 Índice de Productos Importados

C 0.0005 0.0015 0.0047 Índice del Precio del Cobre

D 0.0904 0.0720 0.0000 Índice del Precio del Aluminio

Los cargos fijos se actualizan en función del lPM:

Los valores base para la formulación de actualización son:

Cuadro Nº 98: Parámetros Iniciales de las Fórmulas de Reajuste del VAD

Valores Base para la actualización

Tipo de Cambio TC0 S/. / US$ 2.551

Índice de precios del Cobre IPCu0 ctv. USD/lb 360.55

Índice de precios del Aluminio IPAl0 USD / Tn. 2,017.16

IPM IPM0 208.221

6. ANEXOS

Formatos A

0IPM

IPMFACFHFACFSFACFE

000000 TC

TC

IPAl

IPAlD

TC

TC

IPCu

IPCuC

TC

TCB

IPM

IPMAFAVAD



Formatos B

Formatos C

Formatos D

informe del análisis comparativo de los · pdf file4.4.1 precios de materiales ......

Documents