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Informe Final – Supervisor VAD 1

Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.

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Informe Final (Volumen I) Supervisión de los Estudios de Costos del Valor Agregado

de Distribución (VAD)

Electronoroeste S.A.

Sector Típico 4

Concurso Público Internacional No 003-2004-OSINERG

Energy Advisory Services

Consorcio conformado por:

- Ernst & Young Asesores S. Civil de R. L.

- Ernst & Young Auditores Independentes S/S

- Procetradi S.A.C.

Informe Final – Supervisor VAD


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Contenido (Volumen I)

1. Resumen Ejecutivo y Resultados ______________________________________ 5 1.1 Introducción _________________________________________________________ 5

1.1.1. Objetivo ____________________________________________________ 5 1.1.2. Actividades Desarrolladas por la Supervisión ________________________ 5 1.1.3. Antecedentes _________________________________________________ 6 1.1.4. Alcances del Estudio (Etapa IV) __________________________________ 7 1.1.5. Cronograma del Estudio ________________________________________ 7

1.2 Caracterización del Sistema Eléctrico Modelo_______________________________ 8 1.2.1. Descripción de la Empresa_______________________________________ 8 1.2.2. Indicadores Comerciales de la Empresa y el Sistema Eléctrico Modelo ____ 10 1.2.3. Análisis de Consumo del Sistema Eléctrico Modelo __________________ 12 1.2.4. Caracterización de la Carga _____________________________________ 14

1.3 Balance de Energía y Potencia __________________________________________ 16 1.4 Valor Nuevo de Reemplazo_____________________________________________ 18 1.5 Costos Estándar de Operación y Mantenimiento____________________________ 19 1.6 Costo Estándar de Gestión Comercial ____________________________________ 20 1.7 Pérdidas Estándar de Energía y Potencia _________________________________ 21 1.8 Calidad del Servicio Eléctrico___________________________________________ 21 1.9 Resultados __________________________________________________________ 22

2. Antecedentes de la Empresa Real_____________________________________ 24 2.1 Información Recopilada de Acuerdo con los Términos de Referencia ___________ 24

2.1.1. Formato A __________________________________________________ 25

3. Validación y Revisión de Antecedentes ________________________________ 26 3.1 Validación y Información de Antecedentes ________________________________ 26 3.2 Formatos B _________________________________________________________ 26

4. Revisión Inicial de Costos __________________________________________ 27 4.1 Descripción de la Organización _________________________________________ 27 4.2 Revisión del nivel de Remuneraciones ____________________________________ 29 4.3 Revisión y Optimización de la Estructura de Personal _______________________ 30

4.3.1. Metodología ________________________________________________ 30 4.3.2. Optimización de la Estructura de Personal__________________________ 31

4.4 Formatos C _________________________________________________________ 33 5. Creación de la Empresa Modelo – Proceso de Optimización ________________ 34

5.1 Instalaciones de Distribución MT________________________________________ 36



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5.1.1. Caracterización del Sistema Eléctrico Modelo _______________________ 36 5.1.2. Crecimiento del Sector Típico Chulucanas _________________________ 45 5.1.3. Premisas de Análisis para el Diseño de las Instalaciones MT ____________ 46 5.1.4. Selección de las Características Básicas de la red MT _________________ 50 5.1.5. Adaptación de los Principales Elementos de la Red MT________________ 53

5.2 Instalaciones de Distribución BT ________________________________________ 55 5.2.1. Consideraciones para el Diseño de la Red Optima de Baja Tensión _______ 57 5.2.2. Selección del Sistema de Distribución en Baja Tensión ________________ 58 5.2.3. Evaluación Técnica – Económica de la Red de Baja Tensión para la Zona Concentrada (Sistema Monofásico) _____________________________________ 59 5.2.4. Diseño de la red de Baja Tensión para los clientes con Suministro Trifásico 67

5.3 Costos Estándar de Inversión ___________________________________________ 69 5.3.1. Parámetros básicos de cálculo ___________________________________ 70 5.3.2. Resultados de los costos estándar de inversión_______________________ 71 5.3.3. VNR de las Instalaciones Eléctricas_______________________________ 73 5.3.4. VNR de las Instalaciones No Eléctricas ____________________________ 74

5.4 Balance de Energía y Potencia MT y BT __________________________________ 75 5.4.1. Balance Real ________________________________________________ 75 5.4.2. Balance Adaptado ____________________________________________ 79

5.5 Costos de Mantenimiento de Distribución MT y BT _________________________ 86 5.5.1. Mantenimiento Preventivo______________________________________ 86 5.5.2. Mantenimiento Correctivo______________________________________ 90

5.6 Costo Fijo___________________________________________________________ 91 5.7 Costos de Explotación _________________________________________________ 92

5.7.1. Costo Indirecto de Personal de la Gerencia Regional __________________ 93 5.7.2. Costo Indirecto no Personal de la Gerencia Regional __________________ 97 5.7.3. Criterios para la Asignación de Costos Indirectos ____________________ 99 5.7.4. Asignación de Costo Indirecto de Personal de la Gerencia Regional ______ 99 5.7.5. Asignación de Costo Indirecto no Personal de la Gerencia Regional ______ 99 5.7.6. Costo Directo del Personal del Sistema Eléctrico Modelo _____________ 100 5.7.7. Costo Directo no Personal del Sistema Eléctrico Modelo______________ 103

5.8 Consolidación de Costos de Explotación del Sistema Eléctrico Modelo _________ 107 5.9 Formatos D ________________________________________________________ 109

6. Resultados _____________________________________________________ 110 6.1 Estructuración de la Empresa Modelo ___________________________________ 110

6.1.1. Caracterización del Mercado y Definición Preliminar del Tipo de Red ___ 110 6.1.2. Costos Unitarios de las Instalaciones Eléctricas para la Valorización del VNR 111 6.1.3. Optimización Técnico - Económica del Sistema de Distribución ________ 115 6.1.4. Cálculo de las Pérdidas Estándar del Sistema de Distribución __________ 118 6.1.5. Optimización de los Costos de Gestión Comercial___________________ 119

6.2 Cálculo de las Tarifas de Distribución ___________________________________ 121 6.2.1. Cargo Fijo _________________________________________________ 121



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6.2.2. Valor Agregado de Distribución MT (VADMT) y BT (VADBT) _______ 122 6.2.3. Pérdidas Estándar de Distribución en Potencia y Energía______________ 123 6.2.4. Factor de Economía de Escala __________________________________ 124 6.2.5. Fórmulas de Reajuste_________________________________________ 126

7. Análisis Comparativo _____________________________________________ 129 7.1 Pérdidas de Potencia y Energía ________________________________________ 129 7.2 Costos de Explotación Técnica _________________________________________ 130 7.3 Valor Nuevo de Reemplazo____________________________________________ 131 7.4 Costos Unitarios ____________________________________________________ 132 7.5 Cálculo del VAD ____________________________________________________ 133

8. Revisión del Cuarto Informe Parcial del Consultor VAD _________________ 134 8.1 Avance del Estudio de Costos del VAD __________________________________ 134

8.1.1. Seguimiento del Estudio del Consultor VAD_______________________ 134 8.1.2. Ejecución del Cronograma_____________________________________ 135

Volumen II

Anexo I Resumen de Resultados Relevantes del Estudio de Costos del VAD

Anexo II Determinación del Costo Fijo Anexo III Costos de Mantenimiento

Anexo IV Análisis de la Red MT Anexo V Análisis de la Red BT

Volumen III

Anexo VI Formatos A Anexo VII Formatos B Anexo VIII Formatos C Anexo IX Formatos D

Anexo X Costos de Inversión



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1. Resumen Ejecutivo y Resultados

1.1 Introducción

1.1.1. Objetivo

Los objetivos de la supervisión del estudio del Valor Agregado de Distribución, en adelante VAD, son los siguientes:

§ Supervisar los estudios VAD encargados por las empresas de distribución

eléctrica correspondientes a la Regulación de las Tarifas de Distribución Eléctrica 2005, de conformidad con lo señalado en la Ley de Concesiones Eléctricas y su reglamento.

§ Desarrollar los análisis comparativos de costos del VAD.

El estudio está dividido en 5 etapas desde la recopilación de la información hasta la fijación del VAD. El presente informe corresponde al desarrollo de la última Etapa para la empresa Electronoroeste S.A., en adelante ENOSA.

1.1.2. Actividades Desarrolladas por la Supervisión

Como parte de las actividades desarrolladas como supervisores y para dar cumplimiento a los aspectos a ser revisados expuestos en el párrafo anterior, se llevaron a cabo una serie de actividades que consistieron en lo siguiente:



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§ Reuniones de Trabajo con ENOSA. § Reuniones de Trabajo con la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del

Organismo Supervisor de la Inversión en Energía, en adelante OSINERG – GART.

§ Reuniones de Trabajo con el consultor VAD.

1.1.3. Antecedentes

La Ley de Concesiones Eléctricas, en adelante LCE, y su reglamento, señalan que las tarifas a usuarios finales comprenden las tarifas en barra y el Valor Agregado de Distribución (VAD). Las tarifas en barra son fijadas por el OSINERG - GART en mayo de cada año. El VAD es establecido por el OSINERG cada cuatro años en el correspondiente mes de noviembre. El OSINERG estableció valores agregados de distribución a partir del 01 de noviembre de 2001 y, en consecuencia, a partir del 01 de noviembre de 2005 se requieren establecer nuevos valores. En forma previa a que el OSINERG establezca el VAD, la LCE señala que “los concesionarios de distribución” encargarán los estudios del VAD a empresas consultoras precalificadas por el OSINERG, entidad que elaborará los Términos de Referencia de los estudios, supervisará su avance y comunicará sus observaciones a los concesionarios una vez recibidos los informes correspondientes, quienes deberán absolverlas en un plazo máximo de diez días. Se elaborarán estudios para cada uno de los sectores de distribución típicos establecidos por el Ministerio de Energía y Minas, aprobados mediante Resolución Directoral No. 015-2004-EM/DGE, siendo los siguientes:

Sector Típico Característica

1 Urbano de alta densidad 2 Urbano de media densidad 3 Urbano de baja densidad 4 Urbano rural 5 Rural

Sector Especial Sistema Eléctrico Villacurí

Cada sector de distribución típico será supervisado en forma separada por un consultor independiente, el cual tendrá la finalidad de calcular los costos e instalaciones de un sistema eléctrico modelo que presta el servicio eléctrico del sector en condiciones de eficiencia. La regulación por sistema eléctrico eficiente estructura un esquema para comparar a grupos de empresas con características similares, identificadas a través de áreas típicas de distribución eléctrica, con respecto a la empresa ficticia llamada empresa modelo.



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El OSINERG – GART será la entidad encargada de supervisar el desarrollo del estudio. Para el cumplimiento de este mandato, la empresa de distribución eléctrica bajo su responsabilidad deberá remitir al OSINERG – GART copia de toda aquella información que entregue al consultor VAD y ésta deberá ser entregada en la forma y oportunidad que señale dicho “organismo”. De acuerdo con lo mencionado, el OSINERG, a través de la GART, tiene que llevar a cabo dos labores: § La primera, referida a la supervisión de los estudios VAD encargados por las

empresas de distribución eléctrica. § La segunda, referida al desarrollo de análisis comparativos.

Estas labores mencionadas han sido desarrolladas por el consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L., Ernst & Young Auditores Independentes S/S y Procetradi S.A.C., para el sector típico 4 el que corresponde a ENOSA, a los cuales en adelante denominaremos supervisor VAD.

1.1.4. Alcances del Estudio (Etapa IV)

Los alcances del presente estudio son los siguientes: § Revisar el cuarto informe parcial del estudio VAD

§ Plantear observaciones al cuarto informe parcial del estudio VAD, en caso de

existir. § Revisar los informes de avance del estudio VAD

§ Preparar el informe de resultados con el análisis comparativo correspondiente

a la etapa IV, etapa final del estudio.

1.1.5. Cronograma del Estudio

El cronograma de entrega de los informes del estudio VAD se muestra en el siguiente cuadro:

Cronograma del Estudio

1er Informe 2do Informe 3er Informe 4to Informe 5to Informe Consultor VAD 10/02/05 11/03/05 21/04/05 23/05/05(**) -

Supervisor VAD (*) 21/02/05 23/03/05 03/05/05 02/06/05 22/12/05 (*) La fecha de entrega según los Términos de Referencia es luego de 10 días calendario de haber recibido el informe del consultor VAD. (**) El consultor VAD ha entregado el cuarto informe parcial el 23 de mayo de 2005 (3 días después de la fecha establecida en los Términos de Referencia).



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1.2 Caracterización del Sistema Eléctrico Modelo

1.2.1. Descripción de la Empresa

La sociedad se denomina Empresa Regional de Servicio Público de Electricidad Electronoroeste Sociedad Anónima, empresa integrante del Grupo Distriluz, concesionaria de la distribución de energía eléctrica, comprendiendo dentro de su área de concesión los departamentos de Piura y Tumbes.

Su sede principal está ubicada en la Calle Callao No 875, provincia y departamento de Piura.

La empresa tiene 14 sistemas eléctricos los cuales son los siguientes:

§ Piura § Sullana-El Arenal-Paita § Talara § Tumbes § Bajo Piura § Chulucanas § Cancas

§ Canchaque § Chalaco § Huancabamba § Santo Domingo § Morropón § Malacasi § Tumbes Rural

El sistema eléctrico modelo, para la aplicación del estudio, corresponde al sistema eléctrico Chulucanas. Éste se encuentra ubicado en el departamento de Piura, al norte del Perú.



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Ubicación Espacial del Sistema Eléctrico Modelo

Vista del Sistema Eléctrico Modelo Chulucanas y Centros de Transformación

Sistema Eléctrico Chulucanas




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1.2.2. Indicadores Comerciales de la Empresa y el Sistema Eléctrico Modelo

§ Número de Clientes

El número de clientes de la empresa concesionaria (ENOSA) hasta el 31 de diciembre de 2004 fue de 228,753; de dicho total, 3 clientes son libres y el resto pertenecen al mercado regulado. El sistema eléctrico modelo tiene 25,299 clientes que pertenecen al mercado regulado.

Número de Clientes Porcentaje (%)

Número de Clientes Porcentaje (%)

Clientes en Baja Tensión 227,998 99.70% 25,224 99.70%

Clientes en Media Tensión 752 0.30% 75 0.30%

Total 228,750 100% 25,299 100%

Empresa Electronoroeste S.A. Sistema Eléctrico Modelo

Nota: No incluyen los clientes libres

§ Crecimiento de los Clientes en los Años 2003 y 2004

El incremento de clientes respecto a diciembre de 2003 fue del 4%.

Número de ClientesAños 2003 y 2004Empresa: Enosa

205,000

210,000

215,000

220,000

225,000

230,000

Ene-03

Feb-03

Mar-03

Abr-03

May-03

Jun-03

Jul-03

Ago-03

Sep-03

Oct-03

Nov-03

Dic-03

Ene-04

Feb-04

Mar-04

Abr-04

May-04

Jun-04

Jul-04

Ago-04

Sep-04

Oct-04

Nov-04

Dic-04

Mes

Núm

ero

de C

lient

es

Número de Clientes

Número de ClientesSistema Eléctrico Modelo

Chulucanas

23,400

23,600

23,800

24,000

24,200

24,400

24,600

24,800

25,000

25,200

25,400

Ene-03

Feb-03

Mar-03

Abr-03

May-03

Jun-03

Jul-03

Ago-03

Sep-03

Oct-03

Nov-03

Dic-03

Ene-04

Feb-04

Mar-04

Abr-04

May-04

Jun-04

Jul-04

Ago-04

Sep-04

Oct-04

Nov-04

Dic-04

Mes

Núm

ero

de C

lient

es

N úmero de Clientes

§ Venta de Energía. a) Empresa Electronoroeste S.A. La venta de energía a diciembre de 2004 fue de 438,071 GWh, cifra que significó un incremento de 11,55% respecto a diciembre de 2003.



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La venta de energía al mercado libre en el año 2004 fue de 27,483GWh la cual representa el 5,62% de la energía total vendida.

Venta de EnergíaEmpresa: Enosa

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

45,000

50,000

Ene-03

Feb-03

Mar-03

Abr-03

May-03

Jun-03

Jul-03

Ago-03

Sep-03

Oct-03

Nov-03

Dic -03

Ene-04

Fe b-0 4

Mar-04

Abr-04

May-04

Jun-04

Jul-04

Ago-04

Se p-04

O ct-04

Nov-04

Dic-04

Mes

Ener

gía

(MW

h)

Energía Clientes LibresEnergía MT (MWH)Energía BT (MWH)Energía Vendida Tot (MWH)

b) Sistema Eléctrico Modelo

La venta de energía a diciembre de 2004 fue de 19,315 GWh, cifra que significa un incremento de 8% respecto a diciembre de 2003.

Energía VendidaSistema Eléctrico Modelo

Chulucanas

0.00

200.00

400.00

600.00

800.00

1,000.00

1,200.00

1,400.00

1,600.00

1,800.00

2,000.00

Ene-03

Feb-03

Mar-03

Abr-03

May-03

Jun-03

Jul-03

Ago-03

Sep-03

Oct-03

Nov-03

Dic-03

Ene-04

Feb-04

Mar-04

Abr-04

May-04

Jun-04

Jul-04

Ago-04

Sep-04

Oct-04

Nov-04

Dic-04

Mes

Ener

gía

(MW

h)

Energía MT (MWH)

Energía BT (MWH)

Energía Vendida Tot (MWH)



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§ Facturación Hasta el mes de diciembre de 2004, la empresa concesionaria facturó a los usuarios finales S/. 132,234,000 (no incluye IGV) la cual representa un incremento de 9,2% respecto al registro similar para el año 2003. De dicho monto, S/. 6,096,000 fue facturado a los clientes del sistema eléctrico modelo.

Facturación Total (miles S/.) Facturación Total (%)

Año Electronoroeste S.A.

Sistema Eléctrico Modelo

Electronoroeste S.A.


2003 120,068 5,719 95.5% 4.5% 2004 132,234 6,096 95.6% 4.4%

1.2.3. Análisis de Consumo del Sistema Eléctrico Modelo Las ventas determinadas para el sistema eléctrico modelo son las siguientes:

Opción Tarifaria Número

de Clientes

Ventas de Energía Año 2004 MW.h

Ventas en Media Tensión MT1 MT2 26 2,637

MT3P 7 1,206 MT3FP 11 740

MT4P 20 707 MT4FP 11 186

Sub Total MT 75 5,475 Ventas en Baja Tensión

BT1 BT2 3 281

BT3P 12 BT3FP 1 12

BT4P 6 35 BT4FP

BT4AP (*) 1,852 BT5A BT5B 25,211 11,068

BT6 3 2 Sub Total BT 25,224 13,262 Total 25,299 18,737

(*) La energía del alumbrado público fue determinada utilizando el factor KALP. El detalle del cálculo se muestra en el capítulo correspondiente balance de energía y potencia. De la tabla anterior, se puede observar que el mercado al cual atiende la empresa, en su mayoría, está compuesto casi exclusivamente por clientes residenciales de tarifa BT5B; los mismos que representan el 99.7% del total de clientes.



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Con respecto a los clientes en media tensión, la empresa sólo tiene 75 clientes de los cuales el 34%, pertenece a la opción tarifaria MT2 tal como se muestra en el siguiente gráfico:

Composición de Clientes en Media Tensión

MT234%

MT3P9%

MT3FP15%

MT4P27%

MT4FP15%

Del análisis de los consumos de energía por opción tarifaria, se puede concluir que el mercado eléctrico está compuesto por clientes residenciales que consumen en promedio 1.2kWh-día. El siguiente gráfico representa el consumo promedio por rangos de energía.



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Consumo de Energía Diaria (BT5B)

Sector Típico 4

0.45 1.73 3.93 6.3512.70

19.80

28.17

143.88

5.37

15,460

7,411

879350 69 21 6 6

1,009

-15

5

25

45

65

85

105

125

145

R1 R2 R3 R4 R5 R6 R7 R8 R9

Rango de Energía para la Opción Tarifaria BT5B

kWhConsumo de Energía (kWh - día) Número de Clientes

R1 < 1 - 30 kWh>

R2 <31 - 100 kWh>

R3 <101 - 150 kWh>

R4 <151 - 300 kWh>

R5 <301 - 500 kWh>

R6 <501 - 750 kWh>

R7 <751 - 1000 kWh>

R8 Exceso de 1000 kWh

R9 BT5B no residencial

1.2.4. Caracterización de la Carga De las ventas de energía reportadas por la empresa y en función al número de clientes, se determinaron los consumos promedios para cada rango de energía de la opción tarifaria BT5B, los cuales son mostrados a continuación:

Tipo de Consumo Opción Consumo Promedio (kWh - día) Número de Clientes< 1 - 30 kWh> BT5B R1 0.45 15,460.00

<31 - 100 kWh> BT5B R2 1.73 7,411.00<101 - 150 kWh> BT5B R3 3.93 879.00<151 - 300 kWh> BT5B R4 6.35 350.00<301 - 500 kWh> BT5B R5 12.70 69.00<501 - 750 kWh> BT5B R6 19.80 21.00<751 - 1000 kWh> BT5B R7 28.17 6.00

Exceso de 1000 kWh BT5B R8 143.88 6.00BT5 No Residencial BT5B NR 5.37 1,009.00

1P, Pensión Fija BT6 1.63 3.00 Del cuadro anterior se observa que los consumos del 61% y 39% de los clientes son de 0.45kWh – día y 1.73kWh – día respectivamente. Los consumos y el porcentaje de clientes relacionados con rango de energía son presentados en el siguiente gráfico:



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Consumo de Energía de los Clientes BT5B

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

R1 R2 R3 R4 R5 R6 R7 R8 R9

Rango de Energía

% Número de Clientes

Cálculo de la Demanda Media Típica El resultado de la caracterización de carga fue el siguiente:

Rango de Energía de la

Opción BT5B

Número de

Clientes

E total (kWh - día)

P Hp (kW -día)

< 1 – 30 kWh> 15,460 0.45 0.15 <31 - 100 kWh> 7,411 1.73 0.38

<101 – 150 kWh> 879 3.93 0.53 <151 – 300 kWh> 350 6.39 2.11 <301 – 500 kWh> 69 12.60 1.02 <501 – 750 kWh> 21 19.78 2.98 <751 – 1000 kWh> 6 28.11 4.30

Exceso de 1000 kWh 6 137.00 8.08 No Residencial 1,009 5.40 0.25

Nota: PHp (Potencia en Horas de Punta) es una potencia caracterizada en base a consumos promedios de energía La demanda media típica por zona fue calculada a partir de una ponderación del consumo y número de clientes. Los resultados son los siguientes:

Para clientes ubicados en zonas concentradas 0.30kW Para clientes ubicados en zonas dispersas 0.14kW

Donde: § Las zonas concentradas aquellas zonas donde se tiene definido, en

proporción y distribución, el catastro. § Las zonas dispersas son consideradas a aquellas zonas que no están en la

zona concentrada definida anteriormente.



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1.3 Balance de Energía y Potencia Para la elaboración del balance de energía y potencia se utilizó la siguiente información: § Ventas de energía y potencia del año 2003 y 2004 correspondientes a la empresa

modelo. § Pérdidas de energía y potencia reales de la empresa. § La Resolución Ministerial No 185-2003-EM/DM (factores KALP).

§ El número de clientes de la empresa. § Perfiles de carga de los alimentadores en media tensión.

§ Detalle de instalaciones eléctricas adaptadas. § Los factores de carga y de coincidencia publicados en el año 2001, según informe

OSINERG-GART-DGE-2001-017. Con dicha información, revisada y validada, se procedió a determinar el balance de potencia y energía adaptado, del cual calculamos los siguientes factores: § El número de horas (NHUBT) determinado para la opción BT5B. § Las pérdidas técnicas en conductores, transformadores de distribución y medidores. § La energía y potencia asignada por alumbrado público. § La potencia en media y baja tensión del sistema eléctrico modelo, la cual servirá

para el cálculo del VAD. A continuación se muestra el balance de energía y potencia para el sistema eléctrico modelo:



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§ Balance de Potencia y Energía del Sistema Eléctrico Modelo

Factor de Factor deMW.h % carga/pérdidas kW % Coincidencia

Total Ingreso a MT 21,314 100.0% 0.467 5,196 100.0%Pérdidas Estándar en Media Tensión 405 1.90% 203 3.90%

Técnicas 405 1.90% 203 3.90%No Técnicas

Ventas en Media Tensión 5,475 25.69% 0.946 659 12.68%MT1MT2 2,637 0.514 256 0.438

MT3P 1,206 0.874 144 0.915MT3FP 740 0.357 85 0.359

MT4P 707 0.533 149 0.987MT4FP 186 0.359 25 0.430

Total Ingreso BT 15,434 100.0% 4,335 100.0%Ventas en Baja Tensión 13,880 89.93% 0.430 3,677 84.84%Pérdidas Estándar en Baja Tensión 1,554 10.07% 657 15.16%

Técnicas 1,246 8.07% 570 13.16% No Técnicas 309 2.00% 87 2.00%

BT1BT2 281 0.238 0 0.003

BT3P 12 0.440 2 0.762BT3FP 12 0.364 1 0.155

BT4P 35 0.655 6 0.978BT4FPBT4AP 1,852 0.500 422 1.000

BT5ABT5B 11,068 0.410 3,074 1.000

BT6 2 0.410 1 1.000Otros 618 0.410 172 1.000

Energía (MW.h) Potencia (kW)

SUPERVISOR VADDescripción

§ Pérdidas Técnicas y No Técnicas

Energía PotenciaTécnica 1.90% 3.90%

No Técnica 0.00% 0.00%Técnica 8.07% 13.16%

No Técnica 2.00% 2.00%(*) Porcentaje referido al ingreso en cada nivel de tensión

BT

Porcentaje (*) Nivel Tipo

MT

§ Demanda VAD y NHUBT

NHUBT Horas 300Demanda MT kW 4,993Demanda BT kW 3,677



18

1.4 Valor Nuevo de Reemplazo El Valor Nuevo de Reemplazo, en adelante VNR, se obtuvo de la optimización de las instalaciones eléctricas y no eléctricas. Para realizar la optimización técnico - económica de las instalaciones del sistema eléctrico modelo, se contó con la siguiente información base:

§ Resultados de la zonificación del mercado, incluyendo áreas con característica

geográfica. § Base de datos de las instalaciones existentes reportada por la empresa. § Costo unitario de la inversión de las instalaciones. § Costos de materiales, stock, mano de obra e indirectos. § Descripción de armados que componen cada costo de inversión.

También se realizaron visitas en campo con la finalidad de observar la operación y configuración de las instalaciones. Con la información mencionada y la aplicación de criterios técnicos, se obtuvo el VNR adaptado el cual es mostrado en la siguiente tabla:



19

Media TensiónRed Aérea km 488.280 2,634.135 5,394.723 Red Subterránea kmEquipos de P&S cantidad 73.000 75.056 1,028.158 Equipos de Compensación

Total MT 2,709.191 Subestaciones de Distribución

Monoposte unidad 245.000 419.600 1,712.652 Biposte unidad 20.000 113.638 5,681.888 Convencional unidadCompacta Pedestal unidadCompacta Bóveda unidad

Total SE 533.238 Baja Tensión

Red AéreaServicio Particular km 419.700 1,681.187 4,005.687 Alumbrado Público km 227.000 143.250 631.057 Luminarias unidad 6,487.000 516.489 79.619 Equipos de Control AP unidad 112.000 6.871 61.350

Total red aérea 2,347.797 Red Subterránea

Servicio Particular kmAlumbrado Público kmLuminarias unidadEquipos de Control AP unidadPostes AP unidad

Total red subterránea - Total BT 2,347.797 Instalaciones No Eléctricas

INE asignadas a MT 61.479 INE asignadas a BT 65.378

Total INE 126.857 VALOR NUEVO DE REEMPLAZO (miles US$) 5,717

Costo Unitario promedio US$/unidadSistema de Distribución Eléctrica Chulucanas Unidad Metrado VNR miles

US$

El VNR y la anualidad determinados para el cálculo del VAD son los siguientes:

Media Tensión Baja Tensión

Valor Nuevo de Reemplazo miles US$ 2,770.67 2,946.41Costo Anual de Inversión (Anualidad del VNR) miles US$ 343.96 365.78

VADDescripción Unidad

1.5 Costos Estándar de Operación y Mantenimiento La siguiente tabla muestra los costos de operación y mantenimiento técnico, los cuales están determinados según:



20

Descripción Directo (miles US$)

Indirecto (miles US$)

Asignación Gestión Comercial (miles

US$)

Asignación Operación Comercial

(miles US$)

Total (miles US$)

Distribución MT 84.64 13.12 22.92 13.75 134.43Distribución BT 138.83 19.61 43.65 26.19 228.28Alumbrado Público 22.37 5.37 0.00 0.00 27.74Total 245.83 38.10 66.57 39.94 390.44Costos Asociados al Usuario 106.93 106.93Total 352.77 38.10 66.57 39.94 497.37

VAD MT 84.64 13.12 22.92 13.75 134.43VAD BT 161.20 24.98 43.65 26.19 256.01Cargos Fijos 106.93 0.00 106.93Total 352.77 38.10 66.57 39.94 497.37

1.6 Costo Estándar de Gestión Comercial

El Cargo Fijo representa los costos directos en que debe incurrir la empresa modelo para realizar la toma de lecturas de consumos de los usuarios, el procesamiento de las facturas, la emisión, distribución y cobranzas. Su determinación contempla la realización de actividades con personal propio y tercerizado. Los recursos necesarios para las actividades con personal propio han sido determinados del diseño de la estructura organizacional. Para las actividades tercerizadas se ha considerado lo siguiente:

§ Lecturas de consumos de energía § Reparto de recibos § Cobranza de recibos El costo fijo ha sido determinado, a solicitud de OSINERG, considerando lecturas, procesamiento, emisión y repartos semestral, y cobranza mensual.

Los cargos para las tarifas binomias han considerado todas las actividades mensuales

Opción Tarifaria Número de Clientes

Costo Anual Miles US$

Costo Unitario US$ / cliente - mes

Simple Medición de Energía 25,326 105.181 0.346

Simple o Doble Medición de Energía y/o una medición de Potencia

56 1.153 1.716

Doble Medición de Energía y Potencia

29 0.597 1.716

Total 25,411 106.931 0.351



21

1.7 Pérdidas Estándar de Energía y Potencia

Para determinar las pérdidas de energía y potencia en media tensión, se simuló la red eléctrica del sistema eléctrico modelo en una plataforma GIS; de ésta se obtuvieron las pérdidas eficientes. Las pérdidas en baja tensión fueron obtenidas del modelamiento del módulo óptimo en baja tensión. A dichas pérdidas se les añadieron las que se originan en los transformadores de distribución, medidores y acometidas. Para el caso de las pérdidas comerciales (no técnicas) se consideraron las reconocidas por el OSINERG. A continuación presentamos los resultados obtenidos:




BT


MT

1.8 Calidad del Servicio Eléctrico

Los resultados de la simulación de operación de las instalaciones eléctricas modeladas están dentro de los estándares de calidad de servicio exigidos por la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos, en adelante, “la NTCSE”.

Las tolerancias para cada mes, en el caso de la tensión; y semestrales, en el caso de interrupciones, consideradas son las siguientes:

Parámetro Eléctrico Tolerancia

Tensión MT 5% Tensión BT 7.5% Número de Interrupciones MT 6 Horas de interrupciones MT 14 Número de Interrupciones BT 9 Horas de interrupciones BT 20



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1.9 Resultados

Los resultados elaborados por el Supervisor VAD son los siguientes:

§ VAD y Cargos Fijos

Cargo FijoMedia

Tensión Baja Tensión Total CFE CFS CFH

Valor Nuevo de Reemplazo miles US$ 2,770.67 2,946.41Costo Anual de Inversión (Anualidad del VNR) miles US$ 343.96 365.78Costo Anual de OyM miles US$ 134.43 256.01Total Costo Anual miles US$ 478.39 621.79 106.931 105.181 1.153 0.597Demanda kW 4,993 3,677Número de Clientes Unidad 25,411 25,326 56 29Valor Agregado de Distribución

Inversión US$/kW-mes 5.447 7.865OyM US$/kW-mes 2.243 5.801Total US$/kW-mes 7.690 13.666

Cargo Fijo Mensual US$/mes 0.351 0.346 1.716 1.716


El tipo de cambio utilizado corresponde al valor de venta del dólar publicado por la Superintendencia de Banca y Seguros al 31/12/2004, equivale a S/ 3.283 por 1 US$.

Cargo FijoMedia


Valor Nuevo de Reemplazo miles S/. 9,096.11 9,673.07Costo Anual de Inversión (Anualidad del VNR) miles S/. 1,129.23 1,200.85Costo Anual de OyM miles S/. 441.32 840.49Total Costo Anual miles S/. 1,570.55 2,041.34 351.05 345.31 3.78 1.96Demanda kW 4,993 3,677Número de Clientes Unidad 25,411 25,326 56 29Valor Agregado de Distribución

Inversión S/./kW-mes 17.883 25.821OyM S/./kW-mes 7.364 19.045Total S/./kW-mes 25.246 44.865

Cargo Fijo Mensual S/. /mes 1.151 1.136 5.632 5.632

Descripción UnidadVAD

§ Factores de Economía de Escala

Período VADMT VADBT Cargo Fijo

Noviembre 2005 - Octubre 2006 1.0000 1.0000 1.0000Noviembre 2006 - Octubre 2007 0.9948 0.9949 0.9971Noviembre 2007 - Octubre 2008 0.9897 0.9899 0.9943Noviembre 2008 - Octubre 2009 0.9846 0.9849 0.9915



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§ Fórmulas de Actualización

Parámetro Valor Parámetro Indicador AsociadoAMT 95.00% Índice de Precios al por Mayor (IPM)BMT 0.87% Índice de Productos ImportadosCMT 0.00% Índice del Precio del CobreDMT 4.12% Índice del Precio del Aluminio

Parámetro Valor Parámetro Indicador AsociadoABT 84.83% Índice de Precios al por Mayor (IPM)BBT 4.11% Índice de Productos ImportadosCBT 3.20% Índice del Precio del CobreDBT 7.86% Índice del Precio del Aluminio

Parámetro Valor Parámetro Indicador AsociadoACF 100.00% Índice de Precios al por Mayor (IPM)

La desagregación del rubro de productos importados por partidas arancelarias es:

Partidas Arancelarias MT 0.87% Tasa Arancelaria84.7130.0000 Equipos de Computo 0.04% 7%85.2520.1900 Equipos de Radio 0.03% 7%85.3620.9000 Interruptores 0.32% 4%85.3650.9000 Secc. / Reconectadores 0.47% 4%

Partidas Arancelarias BT 4.11% Tasa Arancelaria84.7130.0000 Equipos de Computo 0.43% 7%85.2520.1900 Equipos de Radio 0.43% 7%85.3650.9000 Secc. / Reconectadores 3.25% 4%



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2. Antecedentes de la Empresa Real

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 la base de datos de las transacciones contables correspondientes a los años 2003 – 2004. Antecedentes de la Organización y del Personal Los antecedentes recopilados para el análisis de la organización y el personal son los siguientes:

§ Esquemas de detalle de la Organización en archivos en formatos Excel.

§ Información de detalle de los costos de personal en archivo Excel.

§ Información sobre costos de personal de los formatos III y V del anexo 1 de los Términos de Referencia.

§ Manual de funciones de ENOSA.

Antecedentes de las Instalaciones

En lo referente a los antecedentes de las instalaciones se ha recopilado la siguiente información:

§ Formatos I-1 y I-2 del Anexo 1 de los Términos de Referencia conteniendo el resumen del VNR del sistema de distribución eléctrica existente.

§ Archivo de la información del VNR GIS.

§ Características técnicas de las SET y de los alimentadores de MT.

Antecedentes Comerciales

Se ha recibido de la empresa distribuidora la siguiente Información Comercial:

§ Formatos VII.

§ Archivo conteniendo los clientes en BT y MT.



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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:

§ Información contenida en los formatos II al V y VIII al XI

§ Información diversa sobre costos de operación y mantenimiento según lo señalado en el punto 5.1 de los Términos de Referencia.

2.1.1. Formato A En el Anexo VI del presente informe se muestran los formatos A, los cuales también se adjuntan en medio magnético con el presente informe. Los formatos A corresponden a los formatos entregados por la empresa de distribución.



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3. Validación y Revisión de Antecedentes

3.1 Validación y Información 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 tomaron en cuenta algunos indicadores de otras empresas nacionales y

latinoamericanas. § 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 éstos, las fórmulas, cálculo 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 VAD.

3.2 Formatos B En el Anexo VII se muestran los formatos B, los cuales también se adjuntan en medio magnético con el presente informe.

Los formatos B corresponden a los formatos entregados por el consultor VAD.



27

4. Revisión Inicial de Costos

4.1 Descripción de la Organización ENOSA forma parte de la corporación o holding Distriluz, el cual engloba a las empresas Hidrandina, Electrocentro, Electronoroeste y Electronorte. La Gerencia General corporativa tiene la finalidad de dirigir las actividades de dichas empresas regionales de distribución de energía eléctrica, que operan en 12 departamentos del Perú.

Organigrama ENOSA Directorio

Área de Control Interno

Gerencia GeneralComité Corporativo de Gestión

Área de Administración de Proyectos

Área de Calidad y Fiscalización

Área de Tecnología de la Información

Área Legal

Unidad de Negocio Sullana

Unidad de Negocio

Paita

Unidad de Negocio Talara

Unidad de Negocio Tumbes

Unidad de Negocio

Sucursales

Sede de la Ciudad de Piura (Asumido por las Gerencias Funcionales)

Gerencia de Distribución

Gerencia Comercial

Gerencia de Administración y Finanzas

Gestión Interna

CLIENTES

ElectrocentroHidrandina ElectronorteGerencia Regional

Grupo Distriluz

Fuente: ENOSA. ENOSA tiene su sede principal en el departamento de Piura, donde se encuentra su Gerencia Regional encargada de supervisar directamente a las demás unidades de negocio ubicadas en Sullana, Paita, Talara, Tumbes y Sucursales de Piura. Dada la extensión de su concesión, separa sus principales unidades de negocio de acuerdo con la geografía de sus instalaciones eléctricas.



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Como unidades de apoyo, la Gerencia Regional cuenta con las áreas de Administración de Proyectos, Calidad y Fiscalización, Tecnología de la Información y Legal. Las gerencias funcionales de Distribución, Comercialización y de Administración y Finanzas proveen de servicios a las demás unidades de negocio, funcionando la organización con una estructura matricial, como muestra el organigrama presentado. Personal y Remuneraciones La Gerencia Regional de ENOSA cuenta con 88 personas en su organización, cuyo gasto anual en sueldos y otras cargas de personal asciende a S/. 4,601,929. La siguiente tabla muestra el total de personas distribuido de acuerdo con las áreas funcionales en las cuales laboran:

Área / Departamento Número de personas

Gasto Mensual S/.

Gasto Anual S/.

Administración 33 148,972 1,787,669Comercialización 25 94,953 1,139,438Proyectos 5 24,475 293,697Generación 2 8,571 102,854Transmisión 5 25,637 307,644Distribución 18 80,886 970,627

Total 88 383,494 4,601,929

La distribución del personal, de acuerdo con sus respectivos cargos u ocupaciones, es la siguiente:

Cargo / Ocupación Número de personas

Gasto Mensual S/.

Gasto Anual S/.

Gerente Regional 1 23,164 277,973Gerentes de Área 4 53,390 640,679Jefes de Departamento 15 88,292 1,059,499Supervisores 12 50,052 600,628Analistas / Especialistas 28 100,829 1,209,943Técnicos 20 49,922 599,067Personal Administrativo (apoyo) y obreros 8 17,845 214,139

Total 88 383,494 4,601,928 Sistema Eléctrico Modelo Chulucanas El sistema eléctrico modelo Chulucanas está conformado por parte de las unidades de negocio Sullana y Sucursales. Con respecto a su organización, éste cuenta con 30 personas, las cuales representan un gasto anual de S/. 1,045,554. La distribución de personal en función de las áreas en las que participan y los gastos anuales incurridos por ellas se muestra a continuación:



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Área / Departamento Número de personas

Gasto Mensual S/.

Gasto Anual S/.

Administración 3 8,272 99,260Comercialización 7 21,135 253,623Transmisión 1 3,223 38,674Distribución 19 54,500 653,998

Total 30 87,130 1,045,554 Asimismo, la mayor parte del personal asignado al sector Chulucanas corresponde a técnicos destinados a apoyar en las actividades propias de operación y mantenimiento.

Cargo / Ocupación Número de personas

Gasto Mensual S/.

Gasto Anual S/.

Jefes de Área 5 24,111 289,336Profesionales Supervisores 8 26,598 319,175Técnicos 17 36,420 437,043

Total 30 87,130 1,045,554

4.2 Revisión del nivel de Remuneraciones Para la revisión del nivel de remuneraciones actual de ENOSA, se tomó como referencia el resultado de la encuesta practicada para el sector eléctrico de Lima Metropolitana durante el segundo trimestre de 2004 por el Programa de Estudios Estadísticos Laborales (PEEL) del Ministerio de Trabajo y Promoción del Empleo para empresas con más de 50 trabajadores.

Lima Metropolitana Remuneraciones Brutas Promedio Ocupación Específica Categoría

OrganizacionalRemuneración

Promedio Mediana Remuneración Mínima

Remuneración Máxima

Gerente Técnico / Generación / Transmisión / Distribución Ejecutivo 21,507.8 19,311.0 14,223.0 30,736.5Técnico analista de redes, distribución de energía eléctrica Técnico Especialista 4,737.2 3,635.3 1,936.0 13,845.9Especialista mecánico eléctrico / generación, transmisión de energía eléctrica Técnico Especialista 4,539.3 4,539.3 3,700.0 6,811.0Analista de redes Técnico Especialista 4,186.8 4,065.0 2,593.0 8,261.0Despachador de energía / generación de energía eléctrica Técnico Especialista 3,942.3 3,942.3 3,171.7 5,644.7Técnico, mantenimiento de redes, subestaciones, alumbrado público Técnico Calificado 3,705.9 3,478.0 2,089.0 5,551.0Técnico operador de maniobras y localizadores de fallas Técnico Calificado 3,558.0 3,975.0 2,773.6 5,491.0Técnico, operador / transmisión de energía eléctrica Técnico Calificado 3,487.6 3,532.0 2,400.0 5,221.0Técnico, electromecánico Técnico Calificado 3,373.5 3,508.3 1,325.0 6,101.0Operador, controles / generación de energía eléctrica Técnico Calificado 3,351.0 3,357.2 2,151.0 4,430.4Operador, reparaciones e instalaciones / redes Técnico Calificado 3,299.5 3,299.5 2,089.0 4,393.0Técnico operador / distribución energía eléctrica Técnico Calificado 3,228.4 3,236.0 2,129.0 5,758.0Técnico, reparaciones eléctricas Técnico Calificado 2,617.0 2,821.0 1,823.0 4,577.0Supervisor, mantenimiento software, transmisión de energía eléctrica Supervisor 5,763.3 5,189.0 3,205.0 11,240.0Supervisor, operaciones / generación de energía eléctrica Supervisor 5,547.0 5,926.3 3,922.0 8,253.0Supervisor, mantenimiento mecánico, eléctrico / generación de energía eléctrica Supervisor 4,960.9 4,398.5 2,879.8 8,803.0Supervisor, mantenimiento (subestaciones, redes y alumbrado público) Supervisor 4,743.5 5,164.0 2,650.0 8,451.0Supervisor, mantenimiento telecomunicaciones / transmisión de energía eléctica Supervisor 4,698.1 4,325.0 2,547.0 6,811.0Jefe mantenimiento, subestaciones y redes Funcionarios 9,423.3 7,211.0 6,360.0 16,754.0Jefe de programación y análisis / transmisión de energía eléctrica Funcionarios 8,012.2 6,300.0 6,000.0 11,688.9Jefe de operaciones / generación de energía eléctrica Funcionarios 7,677.5 6,772.7 6,397.2 10,674.0Jefe, análisis de la red / distribución de energía eléctrica Funcionarios 7,618.6 7,864.0 5,901.0 11,030.0Jefe, mantenimiento civil / generación de energía eléctrica Funcionarios 7,608.7 5,382.2 4,423.3 14,288.0Jefe, obras de instalación / distribución de energía eléctrica Funcionarios 7,351.3 7,580.7 4,901.0 9,190.0Jefe, mantenimiento mecánico / generación de energía eléctrica Funcionarios 5,382.2 5,382.2 4,423.3 6,410.3Auxiliares, mantenimiento / redes, subestaciones Auxiliar 3,063.1 3,191.0 2,140.0 3,774.0 Fuente: Boletín de Estadísticas Ocupacionales N° 5, II Trimestre 2004.

La revisión realizada consistió en un análisis comparativo de los sueldos reportados por la empresa ENOSA, con el fin de determinar si las remuneraciones percibidas por el personal se encuentran dentro de los límites máximos y mínimos de la encuesta PEEL.



30

De la revisión, se determinó que los sueldos establecidos por ENOSA se encuentran dentro de los límites de la encuesta practicada por el PEEL, por lo que se consideran válidos para efectos del diseño de la empresa modelo.

4.3 Revisión y Optimización de la Estructura de Personal

4.3.1. Metodología

Para el diseño de la organización de la empresa modelo se han definido las siguientes etapas:

§ Identificación de las funciones que deberá desarrollar la empresa modelo para

la distribución de energía en MT y BT, en cuanto a:

§ Administración general § Planificación § Control Interno § Asesoría Legal § Relaciones Corporativas § Apoyo Informático y Telecomunicaciones

Presupuestos y Control de Gestión Tesorería Contabilidad

§ Finanzas:

Logística (Compras y Adquisiciones) Administración de personal Selección y Reclutamiento de personal Capacitación

§ Recursos Humanos:

Prevención de riesgos

1. Organización Administrativa

§ Servicios administrativos complementarios § Compra de Energía § Atención clientes § Lectura de medidores § Facturación § Distribución de facturas § Cobranzas y morosidad § Recojo de dinero § Corte y reconexiones § Sistemas de información comercial § Aplicaciones tarifarias § Control de la calidad de servicio § Atención al Regulador y Fiscalizador § Control de Pérdidas

2. Organización Comercial

§ Marketing y gestión de la demanda



31

§ Planeamiento de la Distribución en MT y BT

Operación Limpieza Reparación Reemplazo Inspección

§ Operación y Mantenimiento Preventivo y Correctivo de líneas y redes hasta las subestaciones de distribución (líneas, redes, postes, aisladores, crucetas) Transporte

Operación Mantenimiento de transformadores

§ Operación y Mantenimiento Preventivo y Correctivo de subestaciones de distribución Mantenimiento de equipos de seguridad

§ Operación y Mantenimiento de otros equipos necesarios para el transporte y transformación.

Operación Limpieza Reparación

§ Operación y Mantenimiento Preventivo y Correctivo del alumbrado público (lámparas, pastorales, postes, líneas) Reemplazos

§ Instalación y mantenimiento de empalmes y medidores

3. Organización Técnica

§ Atención de emergencias

§ Se procedió a la definición del número de personal requerido para el desarrollo de las actividades de distribución de energía en media y baja tensión.

§ Se analizaron y clasificaron los cargos en función de su importancia relativa,

complejidad y requerimientos técnicos para luego efectuar la racionalización de la planilla.

§ Se valorizó el organigrama, utilizando los sueldos establecidos por la empresa,

al haber validado su vigencia con respecto a remuneraciones de mercado (PEEL).

§ Se asignaron tareas a terceros en función de los costos alternativos y

conveniencia estratégica.

4.3.2. Optimización de la Estructura de Personal

Se inició el proceso modelando la organización de la Sede Regional de Piura, tomando como base las funciones establecidas por la empresa e identificando los puestos necesarios para su adecuado funcionamiento. Luego, estas funciones fueron agrupadas de acuerdo con las áreas y departamentos pertinentes para la Sede Regional de Piura. Los resultados de dicha asignación fueron los siguientes:



32

1 Gerencia Regional 32 Auditoría Interna 13 Administración de Proyectos 54 Calidad y Fiscalización 35 Área Legal 36 Sistemas 57 Administración y Finanzas 38 Recursos Humanos 49 Logística 7

10 Contabilidad 711 Finanzas 712 Gerencia Comercial 213 Unidad de Tarifas y Contratos 114 Gerencia de Distribución 5

56

N°

Total

Área / Departamento Número de Personas

Se modelaron 14 áreas o departamentos; estableciendo un total de 66 personas para la Sede Regional de Piura. Para cada puesto se determinó, a su vez, el gasto mensual promedio a ser incurrido por la empresa, el cual incluye las remuneraciones propuestas así como las cargas propias del empleador. Los resultados se muestran en la siguiente tabla:

Gasto Gasto

Mensual Anual1 Gerencia Regional 32,688 392,254 2 Auditoría Interna 10,785 129,422 3 Administración de Proyectos 24,475 293,697 4 Calidad y Fiscalización 12,393 148,716 5 Área Legal 8,697 104,358 6 Sistemas 16,309 195,705 7 Administración y Finanzas 18,836 226,027 8 Recursos Humanos 14,748 176,972 9 Logística 20,405 244,859 10 Contabilidad 32,246 386,948 11 Finanzas 23,969 287,623 12 Gerencia Comercial 16,981 203,775 13 Unidad de Tarifas y Contratos 4,891 58,696 14 Gerencia de Distribución 30,963 371,553

268,384 3,220,604 Total

Área / DepartamentoN°

Sistema Eléctrico Modelo Chulucanas

Para modelar el personal correspondiente al sistema eléctrico modelo Chulucanas, también se tomaron en cuenta las funciones y capacidades requeridas para su funcionamiento eficiente. En primera instancia, se modeló el personal necesario para las unidades de negocio Sullana y Sucursales, debido que al conformarse Chulucanas de ambas se procedería a extraer su conformación de esta primera optimización.



33

Número de Gasto GastoPersonas Mensual Anual

Sullana 34 96,642 1,159,698 Sucursales 18 55,513 666,157

Total 52 152,155 1,825,855

Unidad de Negocio

Luego de analizar el personal comprendido por ambas unidades de negocio, se establecieron funciones correspondientes únicamente al sector típico Chulucanas. Se asignaron, para este fin, 12 personas de Sullana y 10 de Alto y Bajo Piura o Sucursales, lo cual significa el 42% del conjunto. La estructura de personal final modelada para el sector típico Chulucanas comprende los siguientes detalles:

Número de Gasto GastoPersonas Mensual Anual

Directivos 4 22,740 272,877 Profesionales 8 24,426 293,109 Técnico 5 13,123 157,476 Apoyo 5 7,433 89,200 Total 22 67,722 812,662

Cargo Ocupacional

El personal total asignado a Chulucanas corresponde a 22 personas, las cuales representan un gasto anual de S/. 812,662.

4.4 Formatos C

En el Anexo VIII se muestran los formatos C, los cuales también se adjuntan en medio magnético con el presente informe.

Los formatos C corresponden a los formatos entregados por el consultor VAD.



34

5. Creación de la Empresa Modelo � Proceso de Optimización La distribución de energía es un monopolio natural, por lo que los precios de esta actividad son regulados y se le conoce como el Valor Agregado de Distribución, el cual representa el costo en el que incurre una empresa distribuidora para poner a disposición del cliente la potencia y energía desde la barra equivalente en media tensión, hasta el punto de empalme de la acometida respectiva. El modelo de negocio de una empresa de distribución se muestra a continuación:

Prov

eedo

res

Clientes

Organismos de Supervisión y Control

Barreras de Entrada

Distribución-Redes Primarias-Subestaciones-Redes Secundarias

Mercado Libre

Otros Mercados

Futuros Mercados

Pernisos Regulación Normatividad Capital

Proveedores No COES

Producción Propia

Suministradores de Equipos y Otros

Sustitutos

Transmisión-Líneas de Transmisión-Subestaciones de Pot..

Locales-Atención al Público-Administración / Oficinas-Talleres / Almacenes

Operación-Planeamiento y Estudios-Obras-Mantenimiento-Tecnología de Informac.

Comercialización-Facturación-Clientes-Tecnología de Informac.

Administrac. y Finanzas-Logística-Gestión Contable-Gestión Financiera

Recursos Humanos-Reclutamiento-Capacitación-Evaluac. de Desempeño

SectorQué tienen ...

Qué hacen ...

Osinerg

DGEMonopolio Natural

Altas barreras de salida

Proveedores COES

Estructura-Directivos-Ejecutivos-Empleados / Obreros-Outsourcing

Prov

eedo

res

Clientes



Barreras de Entrada

Distribución-Redes Primarias-Subestaciones-Redes Secundarias

Mercado Libre

Otros Mercados

Futuros Mercados

Pernisos Regulación Normatividad Capital

Proveedores No COES

Producción Propia

Suministradores de Equipos y Otros

SustitutosSustitutos

Transmisión-Líneas de Transmisión-Subestaciones de Pot..

Locales-Atención al Público-Administración / Oficinas-Talleres / Almacenes

Operación-Planeamiento y Estudios-Obras-Mantenimiento-Tecnología de Informac.

Comercialización-Facturación-Clientes-Tecnología de Informac.

Administrac. y Finanzas-Logística-Gestión Contable-Gestión Financiera

Recursos Humanos-Reclutamiento-Capacitación-Evaluac. de Desempeño

SectorQué tienen ...

Qué hacen ...

Osinerg

DGEMonopolio Natural

Altas barreras de salida

Proveedores COES

Estructura-Directivos-Ejecutivos-Empleados / Obreros-Outsourcing

Costos Directos Son los costos en los cuales incurre una empresa que están directamente relacionados con el giro del negocio, desarrollando las actividades distribución y comercialización de energía. Los costos directos se dividen según se muestra a continuación:



35

§ Costos estándares de inversión (VNR), que están compuestos por: P Costos de instalaciones eléctricas (red de media tensión, subestaciones de

distribución, red de baja tensión para el servicio particular y el alumbrado público).

P Costos de instalaciones no eléctricas (terrenos, edificios, vehículos, equipos).

§ Costos de explotación técnica, que están compuestos por: P Costos de operación: corresponden a los costos necesarios para operar las

instalaciones eléctricas mediante el concurso de personal propio o terceros. P Costos de mantenimiento: corresponden a los costos necesarios para mantener

en estado operativo las instalaciones eléctricas. estos costos corresponden a actividades de mantenimiento preventivo y correctivo, las cuales pueden ser realizadas por personal propio o terceros.

§ Costos de explotación comercial, que están compuestos por: P Costos de gestión comercial: corresponden a los costos de la planificación,

seguimiento y control de la ejecución de los procesos comerciales. P Costos de actividades comerciales: corresponden a los costos asociados a la

atención del cliente (reclamos, actualización de las condiciones del contrato de suministro, telegestión y atención personalizada).

P Costos de acciones comerciales: corresponden a los costos de atención de nuevos suministros, corte – reconexión, reposición – mantenimiento de conexiones, gestión de morosidad, gestión de pérdidas y cálculo de tarifas.

P Costos asociados al usuario: corresponden a los costos de lectura, facturación, reparto y cobranza de las diversas opciones tarifarias.

Costos Indirectos Son aquellos costos en los cuales incurre una empresa y que están directamente relacionados con las actividades de apoyo al giro del negocio, entre los cuales se distinguen actividades de dirección, administrativas, contables, financieras, logísticas, gestión de recursos humanos, publicidad. Aplicación de Costos de Explotación del Sistema Eléctrico Modelo Para efectos del presente estudio se debe entender que para fijar el VAD del sistema eléctrico modelo, los costos de explotación tienen dos fuentes de origen: § La asignación de costos indirectos provenientes de la Gerencia Regional de

ENOSA, los cuales están compuestos por el costo indirecto de personal y el costo indirecto no personal.

§ Costos del sistema eléctrico modelo Chulucanas, los cuales están compuestos por el costo directo de personal y costo directo no personal.



36

La asignación de costos al sistema eléctrico modelo requiere la distinción de los mismos en directos e indirectos, así como su racionalización para incluir sólo aquellos pertinentes al presente estudio.

5.1 Instalaciones de Distribución MT

5.1.1. Caracterización del Sistema Eléctrico Modelo

La caracterización del mercado eléctrico consiste en realizar un estudio de mercado con el objetivo de determinar el volumen de energía y la máxima demanda del sistema eléctrico modelo. También se puede mencionar que es un paso previo al diseño de las instalaciones de distribución del sistema modelo, ya que con la demanda determinada se calculan los parámetros eléctricos para el dimensionamiento óptimo de las instalaciones. El siguiente gráfico muestra una vista espacial del sector en estudio.

Vista del Sistema Eléctrico Modelo Chulucanas y Centros de Transformación




37

Características del mercado eléctrico Las siguientes características del mercado eléctrico son correspondientes al año 2004, donde el número de clientes y las ventas de energía anual fueron los siguientes:

Opción Tarifaria Número

de Clientes

Ventas de Energía Año 2004 MW.h

Ventas en Media Tensión MT1 MT2 26 2,637

MT3P 7 1,206 MT3FP 11 740

MT4P 20 707 MT4FP 11 186

Sub Total MT 75 5,475 Ventas en Baja Tensión

BT1 BT2 3 281

BT3P 12 BT3FP 1 12

BT4P 6 35 BT4FP

BT4AP (*) 1,852 BT5A BT5B 25,211 11,068

BT6 3 2 Sub Total BT 25,224 13,262 Total 25,299 18,737

(*) La energía del alumbrado público fue determinada utilizando el factor KALP. El detalle del cálculo se muestra en el capítulo correspondiente balance de energía y potencia. De la tabla anterior, se puede observar que el mercado al cual atiende la empresa está compuesto por clientes residenciales de tarifa BT5B, quienes representan el 99% de los clientes del sector en estudio. Con respecto a los clientes en media tensión, la empresa sólo tiene 75 clientes, de los cuales el 34%, pertenece a la opción tarifaria MT2 tal como se muestra en el siguiente gráfico:



38

Composición de Clientes en Media Tensión

MT234%

MT3P9%

MT3FP15%

MT4P27%

MT4FP15%

Del análisis de los consumos de energía por opción tarifaria, se puede concluir que el mercado eléctrico está compuesto por clientes residenciales que consumen en promedio 1.2kWh-día. El siguiente gráfico representa el consumo promedio por rangos de energía.

Consumo de Energía Diaria (BT5B)

Sector Típico 4

0.45 1.73 3.93 6.3512.70

19.80

28.17

143.88

5.37

15,460

7,411

879350 69 21 6 6

1,009

-15

5

25

45

65

85

105

125

145

R1 R2 R3 R4 R5 R6 R7 R8 R9

Rango de Energía para la Opción Tarifaria BT5B

kWhConsumo de Energía (kWh - día) Número de Clientes

R1 < 1 - 30 kWh>

R2 <31 - 100 kWh>

R3 <101 - 150 kWh>

R4 <151 - 300 kWh>

R5 <301 - 500 kWh>

R6 <501 - 750 kWh>

R7 <751 - 1000 kWh>

R8 Exceso de 1000 kWh

R9 BT5B no residencial



39

Para la determinación de los consumos promedio se siguieron los siguientes pasos: a) Análisis de la energía mensual reportada en los formatos VI-1 según el siguiente cuadro:

Rango de Energía de la Opción BT5B Número de Clientes Porcentaje Energía (MWH) Porcentaje

< 1 – 30 kWh> 15,460 61.32% 2,667 24% <31 - 100 kWh> 7,411 29.40% 4,157 38%

<101 – 150 kWh> 879 3.49% 983 9% <151 – 300 kWh> 350 1.39% 615 6% <301 – 500 kWh> 69 0.27% 236 2% <501 – 750 kWh> 21 0.08% 121 1% <751 - 1000 kWh> 6 0.02% 48 0%

Exceso de 1000 kWh 6 0.02% 298 3% No Residencial 1,009 4.00% 1,944 18%

Total 25,211 100.00% 11,068 100%

b) Para el cálculo del consumo de la energía y potencia por cliente se utilizaron las siguientes fórmulas:

Para el cálculo de la energía por cliente:

nC

C mcliente =

Donde

mC , es el consumo promedio de energía mensual por opción tarifaria y rango del consumo n , es el número de clientes. Por tanto, la energía que consumiría un cliente por día será:

d

cliented n

CC =

Donde

clienteC , es el consumo promedio mensual de energía por cliente

dn , es el número de días del mes. Cálculo de la energía por Rango BT5B Utilizando la información de la tabla anterior y aplicando las fórmulas anteriores se obtuvo el consumo diario de energía para cada rango, según se muestra en el siguiente cuadro:



40

Tipo de Consumo Opción Consumo Promedio (kWh - día) Número de Clientes

< 1 - 30 kWh> BT5B R1 0.45 15,460.00<31 - 100 kWh> BT5B R2 1.73 7,411.00

<101 - 150 kWh> BT5B R3 3.93 879.00<151 - 300 kWh> BT5B R4 6.35 350.00<301 - 500 kWh> BT5B R5 12.70 69.00<501 - 750 kWh> BT5B R6 19.80 21.00<751 - 1000 kWh> BT5B R7 28.17 6.00


1P, Pensión Fija BT6 1.63 3.00 Del cuadro anterior se observa que los consumos del 61% y 39% de los clientes son de 0.45kWh – día y 1.73kWh – día respectivamente. Los consumos y el porcentaje de clientes relacionados con cada rango de energía son presentados en el siguiente gráfico:


0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

R1 R2 R3 R4 R5 R6 R7 R8 R9

Rango de Energía


Cálculo de la demanda típica Con la energía determinada para cada rango, se procedió a caracterizar los consumos típicos de la población, tanto para horas de punta y fuera de punta; por ejemplo, para un cliente que consume 0.45kWh por día se le asignaron los equipos en régimen de uso considerados típicos, empleados para el consumo de energía eléctrica. Los consumos son referenciales y están orientados a determinar, con un cierto grado de razonabilidad, los consumos de potencia y energía en los bloques horarios.



41

Los siguientes gráficos muestran el comportamiento del consumo de energía de un cliente por cada rango de energía.

Consumo de Energía de Clientes BT5BCliente dentro del rango < 0 - 30kWh>

Número de Clientes = 15,460

0.38

0.39

0.40

0.41

0.42

0.43

0.44

0.45

0.46

0.47

01/0

3

02/0

3

03/0

3

04/0

3

05/0

3

06/0

3

07/0

3

08/0

3

09/0

3

10/0

3

11/0

3

12/0

3

01/0

4

02/0

4

03/0

4

04/0

4

05/0

4

06/0

4

07/0

4

08/0

4

09/0

4

10/0

4

11/0

4

12/0

4

Mes - Año

kWh - día


Número de Clientes = 7,411

0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

2.50

01/0

3

02/0

3

03/0

3

04/0

3

05/0

3

06/0

3

07/0

3

08/0

3

09/0

3

10/0

3

11/0

3

12/0

3

01/0

4

02/0

4

03/0

4

04/0

4

05/0

4

06/0

4

07/0

4

08/0

4

09/0

4

10/0

4

11/0

4

12/0

4

Mes - Año

kWh - día


Número de Clientes = 879

3.60

3.70

3.80

3.90

4.00

4.10

4.20

4.30

01/0

3

02/0

3

03/0

3

04/0

3

05/0

3

06/0

3

07/0

3

08/0

3

09/0

3

10/0

3

11/0

3

12/0

3

01/0

4

02/0

4

03/0

4

04/0

4

05/0

4

06/0

4

07/0

4

08/0

4

09/0

4

10/0

4

11/0

4

12/0

4

Mes - Año

kWh - día

Consumo de Energía de Clientes BT5BCliente dentro del rango < 151- 300kWh>

Número de Clientes = 350

5.60

5.80

6.00

6.20

6.40

6.60

6.80

7.00

7.2001

/03

02/0

3

03/0

3

04/0

3

05/0

3

06/0

3

07/0

3

08/0

3

09/0

3

10/0

3

11/0

3

12/0

3

01/0

4

02/0

4

03/0

4

04/0

4

05/0

4

06/0

4

07/0

4

08/0

4

09/0

4

10/0

4

11/0

4

12/0

4

Mes - Año

kWh - día

FUENTE: Formatos VI-C De los gráficos anteriores, se observa que, si un cliente consume en promedio 0.45kWh – día, prácticamente solo estaría utilizando la energía en horas de punta y contaría con 2 lámparas, mientras que el segundo gráfico, se muestra un cliente que posee mayor número de cargas y que son utilizadas a cualquier hora, ya que su consumo es mayor (1,7kWh - día). Los siguientes cuadros muestran ejemplos de posibles asignaciones de cargas para clientes con consumos de energía en rangos determinados.

HP HFP HP HFP HP HFPFoco 50W 1 50 1 50 50Foco 100W 1 100 3 300 100

350 150TO TAL

Carga típica de un clie nte que consume e ntre <0 - 30 kWh/mes>

Carga Cantidad P (W) Horas de Uso Energia (Wh) Potencia (W)



42

HP HFP HP HFP HP HFPTelevisor 1 100 3 4 300 400 100 100Fluorescente 30W 1 30 1 30 30Foco 50W 1 50 3.5 175 50Foco 100W 2 100 3.5 700 200Licuadora 1 300 0.5 150 300

1,205 550 380 400

Potencia (W)Carga típica de un cliente que consume entre <31 - 100 kWh/mes>

Energia (Wh)

TO TAL

Carga Cantidad P (W) Horas de Uso

HP HFP HP HFP HP HFPTelevisor 1 100 3.5 5 350 500 100 100Radio 1 30 4 120 30Fluorescente 30W 1 30 0.5 15 30Foco 50W 1 50 3 150 50Foco Ahorr 20W 20 3.5Licuadora 300 0.5Refrigerador 1 350 2 6 700 2,100 350 350Foco 75W 75 1

1,215 2,720 530 480

CantidadEnergia (Wh)

P (W)Horas de Uso Potencia (W)

Carga

TOTAL

Carga típica de un cliente que consume entre <101 - 150 kWh/mes>

HP HFP HP HFP HP HFPTelevisor 1 100 4 5 400 500 100 100

Equipo de Sonido 80 1Radio 1 30 4 120 30Flurescente 30W 1 30 0.5 15 30Foco 50W 1 50 3 150 50Foco 75W 1 75 2 150 75Foco Ahorr 20W 20 4Licuadora 300 0.5Refrigerador 1 350 2 6 700 2,100 350 350Cocinilla Eléctrica 1 1500 0.5 1 750 1,500 1,500 1,500Plancha 1000 0.3

2,165 4,220 2,105 1,980

Carga típica de un cliente que consume entre <151 - 300 kWh/mes>Potencia (W)

P (W)CantidadCarga

TOTAL

Horas de Uso Energia (Wh)

El resultado de la caracterización de carga fue el siguiente:

Rango de Energía de la Opción BT5B

Número de

Clientes


P Hp (kW -día)

< 1 – 30 kWh> 15,460 0.45 0.15 <31 - 100 kWh> 7,411 1.73 0.38

<101 – 150 kWh> 879 3.93 0.53 <151 – 300 kWh> 350 6.39 2.11 <301 – 500 kWh> 69 12.60 1.02 <501 – 750 kWh> 21 19.78 2.98 <751 - 1000 kWh> 6 28.11 4.30


Nota: PHp (Potencia en Horas de Punta) es una potencia caracterizada en base a consumos promedios de energía



43

Con este resultado se confirma lo comentado anteriormente, es decir, el mercado al cual se dirige la empresa está constituido mayoritariamente por clientes que consumen en promedio 0.15 kW en horas de punta; es decir, clientes que emplean para su consumo el equivalente de hasta 2 focos entre 2 a 3 horas diarias. Para determinar la demanda típica de un cliente según la zona de ubicación geográfica, primero se utilizó nuestro sistema GIS y la base de datos entregada por el OSINERG - GART (VNRGIS). Con este sistema se determinó la cantidad de usuarios ubicados en zonas y concentradas y dispersas. § Las zonas concentradas son aquellas zonas donde se tiene definido, en

proporción y distribución, el catastro. § Las zonas dispersas son consideradas aquellas zonas que no están en la

zona concentrada definida anteriormente. El siguiente gráfico muestra la densidad de carga del cual se considero como zona concentrada, a aquellas con densidades mayores a 750kW/km2; y zona dispersa, al resto de la población.



44

Luego se utilizó una muestra de la base de datos del FOSE del año 2004, con la cual se determinó los consumos promedios por cada uno de los clientes de la opción BT5B, según la zona de ubicación. Una vez identificada la zona de ubicación de cada cliente, se obtuvieron sus consumos. Los resultados son mostrados en la siguiente tabla:

Energía Mensual

R1 R2 R3 R4 R5 R6 R7 R8Dispersa 119,190 158,368 30,548 29,525 11,615 10,869 4,200 26,850Concentrada 38,864 124,671 29,861 25,204 12,268 8,100 4,391 6,177

Número de Clientes

R1 R2 R3 R4 R5 R6 R7 R8Dispersa 14,099 5,013 418 237 49 29 8 22Concentrada 2,282 2,363 248 126 32 14 5 5

Energía Consumida (kWh - día)

R1 R2 R3 R4 R5 R6 R7 R8Dispersa 0.28 1.05 2.44 4.15 7.90 12.49 17.50 40.68Concentrada 0.57 1.76 4.01 6.67 12.78 19.29 29.27 41.18

Zona Energía Promedio Diaria en kWh - día

Zona Energía Promedio del Mes en kWh (muestra de la Base de datos del FOSE 2004)

Zona Número de Clientes (muestra de la Base de datos del FOSE 2004)

Fuente: Data del FOSE 2004 Luego, con el número de horas determinado de la caracterización (ver tabla siguiente), se calculó la potencia media típica por rango de energía y por zona.

Número de horas determinados a partir

de la caracterización de la carga

Rango de Energía de la Opción BT5B Rango

Número de

Horas (HP)

Número de

Horas (HFP)

Número de

Horas (Total)

< 1 – 30 kWh> R1 3.0 3.0

<31 - 100 kWh> R2 3.3 5.0 8.3

<101 – 150 kWh> R3 2.3 5.7 8.0 <151 – 300 kWh> R4 1.0 2.1 3.2 <301 – 500 kWh> R5 3.4 2.0 5.4

<501 – 750 kWh> R6 2.2 1.6 3.9 <751 - 1000 kWh> R7 2.4 1.7 4.1

Exceso de 1000 kWh R8 2.6 2.2 4.8 El siguiente cuadro muestra el resultado de la potencia media por rango de energía y por zona. Los rangos de energía son los de la opción tarifaria BT5B mostrados en la tabla anterior.



45

Número de Horas y Potencia Media

R1 R2 R3 R4 R5 R6 R7 R8Número de Horas 3.00 8.33 7.96 3.16 5.41 3.89 4.06 4.82Potencia media zona dispersa (kW) 0.09 0.13 0.31 1.31 1.46 3.21 4.31 8.44Potencia media zona concentrada (kW) 0.19 0.21 0.50 2.11 2.36 4.96 7.21 8.54

Rango de Energía

Fuente: Data del FOSE 2004 La demanda media típica por zona es calculada a partir de una ponderación el cual está en función al consumo y número de clientes. Los resultados son los siguientes:

Potencia media (kW)

Zona concentrada 0.30 Zona dispersa 0.14

5.1.2. Crecimiento del Sector Típico Chulucanas

Para determinar el crecimiento de la zona en estudio, se utilizaron las cifras oficiales del Instituto Nacional de Estadística e Informática “INEI” publicados en el boletín especial No 16 Proyecciones de Población por Años Calendario según Departamentos, Provincias y Distritos (período, 1990 – 2005).

Los resultados muestran bajos crecimientos demográficos para la población del sector bajo estudio, según la siguiente tabla:

Estadísticas de Población Zona ST4 Chulucanas

Ayabaca Morropon Total % Crecimiento Anual Ayabaca Chulucanas Total % Crecimiento Anual1993 136,904 169,792 306,696 1993 39,851 76,993 116,8441994 137,366 171,465 308,831 0.70% 1994 39,468 77,826 117,294 0.39%1995 137,843 173,328 311,171 0.76% 1995 39,183 78,876 118,059 0.65%1996 138,310 175,416 313,726 0.82% 1996 39,118 80,158 119,276 1.03%1997 138,739 177,652 316,391 0.85% 1997 39,053 81,636 120,689 1.18%1998 139,170 179,985 319,155 0.87% 1998 38,987 83,196 122,183 1.24%1999 139,642 182,353 321,995 0.89% 1999 38,922 84,717 123,639 1.19%2000 140,194 184,702 324,896 0.90% 2000 38,857 86,088 124,945 1.06%2001 140,850 187,041 327,891 0.92% 2001 39,008 87,164 126,172 0.98%2002 141,583 189,406 330,989 0.94% 2002 39,246 88,087 127,333 0.92%2003 142,359 191,786 334,145 0.95% 2003 39,541 88,923 128,464 0.89%2004 143,140 194,168 337,308 0.95% 2004 39,839 88,736 128,575 0.09%2005 143,890 196,541 340,431 0.93% 2005 40,110 90,587 130,697 1.65%

3.82% 3.59%0.94% 0.89%

AñoAño

Tasa Promedio de Crecimiento Anual Tasa de Crecimiento en 5 años al 2005Tasa de Crecimiento en 5 años al 2005 Tasa de Crecimiento en 5 años al 2005

PROVINCIA DISTRITOS

Fuente: INEI También se observa que el crecimiento anual es inferior al 1%. Por tanto, el crecimiento a 5 años es de 3.71% el cual es el promedio de las tasas estimadas tanto para provincias y distritos.



46

Para calcular la tasa promedio anual, se aplicó el mismo criterio anterior dando como resultado 0.91%.

5.1.3. Premisas de Análisis para el Diseño de las Instalaciones MT

El proceso de creación de la empresa modelo comprende el dimensionamiento de las instalaciones de distribución de media tensión, a fin de obtener la red técnica y económicamente óptima. Para tal fin, se analizó la topología de red, el nivel de tensión del sistema, los niveles de calidad del producto, y la selección óptima del conductor.

a) Análisis del Diagrama Unifilar del Sistema Eléctrico Chulucanas

El siguiente diagrama muestra la conformación actual de la red de media tensión:

SE Piura Oeste

220 kV

10 kV

60 kV 60 kV 22.9 kV

10 kV

SE Chulucanas

SE Castilla

1071

1933

C.H. Maria Auxiliadora

101722.9 kV

1402

1932

SISTEMA ELECTRICO MODELO CHULUCANAS

CHULUCANAS

C.T. Huapalas

2.4 kV

4.16 kV

4.16 kV

C.H. Sicacate

1016

Diagrama Unifilar del Sistema Modelo Chulucanas El sistema eléctrico está conformado por: cuatro alimentadores en 22.9 kV y uno en 10 kV; dos centrales de generación, una hidráulica (María Auxiliadora de Quiroz y Sicacate) y una térmica llamada Huapalas. La demanda máxima coincidente del sistema para el año 2004 fue de 6,643kW y ocurrió el día 28 de junio a las 19:30 horas. Dicha demanda es sustentada con los perfiles de carga las cuales son analizadas en el capítulo correspondiente al balance de energía y potencia.



47

b) Topología de la Red de Media Tensión Existente La red existente de media tensión tiene una longitud de 500 km y está distribuida de la siguiente manera:

Centro Transformación Alimentador Longitud (km)

Nivel de Tensión (kV)

Chulucanas 1071 19 10

Chulucanas 1402 17 22.9



María Auxiliadora 1016 70 22.9

María Auxiliadora 1017 218 22.9 Entre los alimentadores 1402 y 1017 existe una interconexión que opera según requerimientos de demanda del sistema. Éstos tienen 110 km de red troncal entre la Central Hidráulica de Maria Auxiliadora y el Centro de Transformación Chulucanas. La red de media tensión atraviesa áreas divididas en zonas concentradas y dispersas. En el siguiente cuadro observamos el recorrido de la red de media tensión a través de dichas zonas.

Longitud (km) Longitud % Centro Transformación Alimentador

Nivel de Tensión

(kV) Concentrada Dispersa

Longitud Total (km) Concentrada Dispersa

Longitud

Total %

Chulucanas 1071 10 13 6 19 68% 32% 100% Chulucanas 1402 22.9 0 17 17 0% 100% 100% Chulucanas 1932 22.9 9 94 103 9% 91% 100% Chulucanas 1933 22.9 3 70 73 4% 96% 100%

María Auxiliadora 1016 22.9 0 70 70 0% 100% 100% María Auxiliadora 1017 22.9 15 203 218 7% 93% 100%

Total 40 460 500 8% 92% 100% Del cuadro anterior se observa que el 92% de la red recorre zonas dispersas y que la operación de la red es en 22,9kV, a excepción del 4% que opera en 10kV. Se decidió retirar aproximadamente 12 km de red (alimentadores 1017 y 1402) lo cual la consideramos redundantes debido a que: § No existe ninguna subestación conectada. § Recorre de forma paralela al alimentador 1017. El siguiente gráfico muestra el mapa geográfico en donde se muestra el recorrido de dicha red (red de color rojo).



48

Mapa geográfico del recorrido de la red redundante

c) Calidad del Servicio Eléctrico Con respecto a la calidad del servicio eléctrico, para el diseño de la red óptima, tomamos en cuenta, lo referente a la calidad de producto y de suministro. Cabe indicar que la Norma Técnica de Calidad del Servicio Eléctrico (NTCSE) no es aplicable para el sector en estudio.



49

Definición de la Calidad del Servicio La calidad de servicio está definida como el conjunto de propiedades y estándares normales, que son inherentes a la actividad de distribución de electricidad concesionada y que constituyen las condiciones bajo las cuales la actividad debe desarrollarse. Esta calidad de servicio incluye, entre otros, los siguientes aspectos: § Las normas y condiciones que establezcan los contratos de concesión, § La seguridad de las instalaciones, de su operación y el mantenimiento de las

mismas, § La satisfacción oportuna de las solicitudes de servicio, en los términos y

condiciones establecidos en la NTCSE, § La correcta medición y facturación de los servicios prestados y el oportuno

envío a los usuarios y clientes, § El cumplimiento de los plazos de reposición de suministro, § La oportuna atención y corrección de situaciones de emergencia,

interrupciones de suministro, accidentes y otros imprevistos, § La utilización de adecuados sistemas de atención e información a los usuarios

y clientes, § La continuidad del servicio y los estándares de calidad de suministro. Calidad de Suministro Se expresa en función de la continuidad del servicio eléctrico a los Clientes, es decir, de acuerdo con las interrupciones del servicio. Para evaluarla, se toman en cuenta indicadores que miden el número de interrupciones del servicio eléctrico, la duración de los mismos y la energía no suministrada a consecuencia de ellas. El período de control de interrupciones es de seis (6) meses calendario de duración. Tolerancias En el numeral 6.1.5 de la NTCSE-1997 y modificada mediante D.S. N° 040-2001-EM publicado el 2001.07.17, se establece que para clientes en servicios calificados como Urbano-Rurales, lo siguiente: Tolerancias.- Las tolerancias en los indicadores de Calidad de Suministro para Clientes conectados en distinto nivel de tensión son: Número de Interrupciones por Cliente (N’) Clientes en Muy Alta y Alta Tensión: 02 Interrupciones/semestre Clientes en Media Tensión: 04 Interrupciones/semestre Clientes en Baja Tensión: 06 Interrupciones/semestre



50

Duración Total Ponderada de Interrupciones por Cliente (D’) Clientes en Muy Alta y Alta Tensión: 04 horas/semestre Clientes en Media Tensión: 07 horas/semestre Clientes en Baja Tensión: 10 horas/semestre Tratándose de Clientes en baja tensión en servicios calificados como Urbano-Rural y Rural, incrementar para ambos la tolerancia del Número de Interrupciones por cliente (N) en 50% y la tolerancia Duración Total Ponderada de Interrupciones por Cliente (D) en 100% para el servicio Urbano Rural y 250 % para el servicio rural. Por tanto, para el caso del sector típico 4, hemos considerado las siguientes tolerancias:

Parámetro Eléctrico Tolerancia Tensión MT 5% Tensión BT 7.5% Número de Interrupciones MT 6 Horas de interrupciones MT 14 Número de Interrupciones BT 9 Horas de interrupciones BT 20

Con respecto a la calidad de suministro, se ha considerado utilizar tecnología, equipos y materiales para facilitar la operación y mejoramiento su calidad. Calidad de Producto Para la calidad de producto se ha considerado los indicadores de tensión que menciona la norma, los cuales son: Tratándose de redes secundarias en servicios calificados como Urbano-Rural y Rural: son de hasta el ± 7,5 % de la tensión nominal en baja tensión y ± 5% en media tensión. 5.1.4. Selección de las Características Básicas de la red MT a) Nivel de Tensión

Considerando que el área de la empresa modelo es extensa, tiene cargas muy dispersas y que el 96% de la red opera en 22.9 kV, se considera conveniente seguir utilizando el nivel de tensión existente con excepción del alimentador A1071, el cual continuará siendo alimentado en 10 kV. Por otra parte, el flujo de carga calculado para esta red resultó tener niveles aceptables de caída de tensión y pérdidas de energía para el tipo de carga a alimentar. La red en 22.9 kV fue diseñada para que opere con neutro corrido conectado a tierra, el cual presenta las siguientes ventajas técnicas económicas:



51

§ Menores costos de las subestaciones de distribución, porque requieren un

menor nivel de aislamiento (13.2 kV). § Menor costo de los ramales, debido al menor nivel de aislamiento requerido. § Mejor confiabilidad del sistema de protección. § Mayor capacidad para atender el futuro crecimiento de la demanda. b) Subestaciones

Para la zona dispersa se conservará la cantidad y ubicación de las subestaciones existentes, debido a que generalmente se trata de proveer de energía a localidades distantes entre sí (ver siguiente gráfico). La potencia instalada será adaptada según el número de clientes existentes y su demanda media típica calculada según la caracterización de la carga para dicha zona.

Representación gráfica de las localidades ubicadas en zonas dispersas

Para las zonas concentradas, las subestaciones fueron adaptadas de acuerdo con el análisis de dimensionamiento óptimo señalado en el capítulo sobre la red de baja tensión. c) Topología de la Red

La topología y ruta de la red de MT tendrá las mismas características que la red existente, a excepción de la reconfiguración antes mencionada.

d = 304m



52

Descripción del Sistema en 22.9 kV

a) Red trifásica 22.9 kV, 4 conductores para troncales. b) Red monofásica 13.2 kV, 2 conductores para ramales. c) Subestaciones monofásicas 13.2/0.44 - 0.22 kV d) Subestaciones Trifásicas 22.9/0.38 - 0.22 kV.

Sistema en 22.9 kV

Zona Concentrada

Zona Dispersa

RSTN

Sistema en 22,9kV

Descripción del Sistema en 10 kV

a) Red Trifásica 10 kV con Neutro Aislado, 3 conductores en las Troncales. b) Red Bifásica 10 kV, 2 conductores para los Ramales. c) Subestaciones Monofásicas 10/0.44 –0.22 kV. d) Subestaciones Trifásicas 10/0.38 - 0.22 kV.

Sistema en 10kV

Sistema en 10 kV

TSR

Zona Concentrada

Zona Dispersa



53

5.1.5. Adaptación de los Principales Elementos de la Red MT Conductores

Los conductores a considerar son los de aleación de aluminio de 16, 35, 50, 70 ó 95 mm2. La selección del conductor para cada alimentador (ramal y troncal), se determinó considerando optimizar las pérdidas y cumplir con la regulación de tensión.

Se considera la utilización del aluminio por tratarse de un material utilizado durante muchos años en el país, con resultados satisfactorios. En varios estudios efectuados se ha demostrado que el conductor de aluminio es económicamente más ventajoso que el cobre, debido al menor costo por kilogramo y a su menor peso, lo que permite diseñar líneas con mayores vanos y menor cantidad de estructuras.

Estructuras

Las estructuras que se han considerado según el tipo de zona son las siguientes:

Zona Concentrada: Postes de concreto de 12 m. de longitud total con un vano promedio de

100 m. Zona Dispersa: Postes de madera tratada y con un vano promedio de 180 a 300 m, por

ser mayormente zonas de difícil acceso.

En ambos casos los postes tendrán la resistencia mecánica necesaria para soportar el conductor y armado elegido. Aisladores

Los aisladores a utilizarse son los siguientes: § Para los armados de alineamiento: aisladores de porcelana de tipo pin de

clase 55 -5, para 10kV y clase 56-2, para 22.9kV § Para los armados de cambio de dirección con cadena de anclaje: aisladores de

porcelana tipo suspensión de clase 52 -3 § Para los armados de fin de línea: aisladores de porcelana tipo suspensión de

clase 52 -3 Puestas a tierra

Se han considerado conductores de puesta a tierra de cobre de secciones de 25 mm2. La varilla de puesta a tierra es del tipo Copperweld en varillas de 5/8” de diámetro nominal para los electrodos verticales o cables tipo Copperweld para los electrodos horizontales, sección 35 mm2.



54

Equipos de Protección y Maniobra Los equipos de protección han sido establecidos según: § Troncales: Se prevé el uso de seccionadores trifásicos bajo carga para las

troncales largos mayores a 10 km de longitud, con el fin de minimizar las pérdidas temporales de cargas durante las labores de mantenimiento preventivo, y separar rápidamente los tramos de línea defectuosos en caso de fallas. Se considerará un seccionador cada 10 km de longitud troncal.

§ Derivaciones: Seccionador – fusible Cut Out unipolar en cada punto de

derivación, el cual permite protección y operación de las derivaciones. En función al tipo de derivación, se seleccionó entre uno a tres Cut Out unipolar por derivación

§ Subestación de distribución: Seccionador – fusible Cut Out, que otorga

protección y operación de los transformadores. § En general, se deberá tener cuidado en la selección de los calibres apropiados

de Cut Outs, que permitan una adecuada coordinación de la protección entre los fusibles de los transformadores, derivaciones e interruptores de la SET.

Subestaciones de Distribución Para la zona concentrada, se realizó un modelamiento del sistema de distribución secundario en la cual se optimizó, mediante módulos teóricos, el tamaño de las subestaciones y la configuración de la red de baja tensión, teniendo en cuenta el menor costo total de inversión y operación. Para las zonas dispersas, se consideró la misma cantidad de subestaciones existentes, las cuales fueron adaptadas en función a la demanda media y al número de clientes asociados a éstas. Cabe mencionar que en el proceso de adaptación no se tomó en cuenta los transformadores de terceros.



55

5.2 Instalaciones de Distribución BT

El proceso de optimización de las instalaciones de distribución comprendió el desarrollo de las siguientes etapas:

a) Zonificación del Área Electrificada

Según los datos reportados del VNRGIS, se observa que el sistema eléctrico Chulucanas es un sistema predominantemente rural en donde existen poblados de mediana densidad y tamaño, como son los centros poblados de Chulucanas y Tambo Grande. Asimismo, existen poblados como Las Lomas, Paimas, Montero y Sicacate que presentan las características de una zona dispersa. En vista de la conformación de los centros poblados, planteamos el análisis sobre dos zonas claramente diferenciadas: zona concentrada y dispersa. Dichas zonas se establecieron tomando en cuenta 2 criterios:

1. La zona concentrada se caracteriza por tener una mayor concentración de

clientes; por tanto, una mayor densidad de carga en proporción de la distribución y dimensión del catastro.

2. La zona dispersa se caracteriza por la gran separación existente de las

cargas y menor densidad. Sobre la base de estos criterios se mapeó el sistema eléctrico modelo, el cual es presentado en la siguiente figura:



56

Mapa de Densidad de Carga - Sistema Eléctrico Modelo Chulucanas

Mapa de Zonas Dispersas y Concentradas - Sistema Eléctrico Modelo Chulucanas

Dispersa Alta Densidad

Dispersa Baja Densidad

Dispersa Media Densidad

Zona Concentrada

Zona Dispersa



57

b) Análisis de Catastro de la Zona Concentrada

Éste análisis tiene por finalidad obtener el tamaño promedio de las manzanas existentes. Por esta razón se realizaron los siguientes pasos:

§ Zonificación de las áreas. § Determinación del área media de las manzanas mediante el análisis espacial del

catastro. § Cálculo del ancho de vía promedio a partir de la distancia de separación entre

manzanas. § Cálculo de la longitud del lado de la manzana. § Cálculo del área y radio de influencia por subestación. Una vez realizados los pasos anteriores, se determinó el promedio de las manzanas. Ésta tuvo las siguientes características: § Manzana cuadrada de 65 metros de lado. § Número de clientes en baja tensión por manzana: 16. § 21 metros de calle por cliente y ancho de vía de 15 metros.

5.2.1. Consideraciones para el Diseño de la Red Optima de Baja Tensión § Se considera la utilización de cables aéreos auto soportados, conductores de

aluminio y portantes de aleación de aluminio desnudo, que funcionan como neutro del sistema.

§ Con respecto a las estructuras de soporte, se utilizaron postes de concreto en

las zonas concentradas, y postes de madera para las zonas dispersas. La altura y resistencia necesarias serán definidas según corresponda.

§ El vano promedio es de 40 m. en las zonas concentradas y de 60 a 100 m., en

las zonas dispersas, dependiendo de la topografía. § Para el alumbrado público se utilizan lámparas de vapor de sodio de alta

presión de 50W de potencia y ubicadas cada 35m. Éstas se alimentan a 220 voltios, con control centralizado de encendido y apagado mediante un conductor adicional dentro del cable auto soportado.

Se considera utilizar predominantemente un solo cable autosoportado por calle, el cual alimentará a los usuarios ubicados en ambos lados de la calle.

§ No se prevé alumbrado público para todas las zonas dispersas, ya que en la

determinación del número de lámparas hemos utilizado el factor KALP.



58

5.2.2. Selección del Sistema de Distribución en Baja Tensión Tipo de Suministro a) Sistemas de Distribución Trifásica Dado que existen 25,224 suministros en baja tensión y sólo 33 de ellos tienen en promedio una demanda mayor a 3 kW, se considera suficiente y adecuado prever una red de distribución predominantemente monofásica, ya que se ha tomado en consideración la referencia de que en muchos países desarrollados los suministros residenciales y comerciales menores a 10 kW de demanda son atendidos con redes monofásicas. Al existir suministros trifásicos existentes (según lo reportado por la empresa), hemos considerado como potencia mínima para un suministro trifásico, 3kW. Se estima que de los 33 clientes solo el 60% requieran suministros trifásicos, por ello, para atenderlos se ha considerado redes trifásicas, y 20 subestaciones trifásicas. b) Sistemas de Distribución Monofásico En las zonas dispersas se utilizará la red monofásica 440/220 V; y en las concentradas, se evaluarán las alternativas con redes monofásicas 440/220 V (2 conductores + neutro portante) y 220 V (2 conductores + portante)

• Red Monofásica 440/220 V – 2 conductores + Neutro portante sólidamente conectado a Tierra.

13.2/0.44-0.22 kV

220 V220 V

AP

Sistema Monofásico 13.2/0.44-0.22kV

• Red Monofásica 220 V – 2 conductores + portante

220 V10 kV

AP

Sistema Monofásico 10/0.22kV



59

5.2.3. Evaluación Técnica � Económica de la Red de Baja Tensión para la Zona

Concentrada (Sistema Monofásico) Para la evaluación técnica – económica se realizaron dos tipos de análisis, los cuales son: § Análisis técnico de los módulos teóricos. § Análisis técnico de los módulos a nivel de empresa. 5.2.3.1 Análisis Técnico de los Módulos Teóricos. Para realizar este análisis se planearon dos casos, los cuales contemplan la utilización de transformadores con tensión secundaria 220 y 440 -220. Para ambos casos se consideró la misma cantidad de usuarios y cargas representados en módulos de 6, 9, 12 y 16 manzanas. La metodología de cálculo fue la siguiente:

§ Determinación de la topología típica de red para cada módulo. § Determinación de la sección de conductor adecuada que satisfaga los

requerimientos de la máxima caída de tensión y pérdidas. § Cálculo de los costos de las redes de MT, BT, SED, pérdidas de energía y

mantenimiento. § Cálculo de los costos totales anuales. § Selección del módulo que presente mínimos costos totales anuales

A continuación presentamos los resultados obtenidos:

a) CASO 1, Para el caso de transformadores con tensión en el secundario

440-220 V Para determinar el dimensionamiento de la subestación a cada alternativa se consideraron los siguientes datos:



60

Alternativa

No 1 No 2 No 3 No 4 Número de Manzanas 6 9 12 16

Nº Clientes por Manzana 16 16 16 16 Nº Clientes por Módulo 96 144 192 256 MD por Cliente (kW) 0.3 0.3 0.3 0.3

Demanda por Manzana (kW) 4.8 4.8 4.8 4.8 Demanda por Frente de Calle (kW) 1.2 1.2 1.2 1.2

Factor Simultaneidad 0.5 0.5 0.5 0.5 Número de Luminarias AP 26 40 54 80

MD Lámpara (kW) 0.07 0.07 0.07 0.07 MD AP (Kw) 1.82 2.80 3.78 5.60

MD Total (AP+SP) (kW) 16.22 24.40 32.58 44.00 Factor de Utilización 0.75 0.75 0.75 0.75 Factor de Potencia SP 0.90 0.90 0.90 0.90 Factor de Potencia AP 0.70 0.70 0.70 0.70 Potencia Total (kVA) 18.60 28.00 37.40 50.67

Factor de Utilización Real 0.649 0.651 0.652 0.587 Potencia SED (kVA) 24.80 37.33 49.87 67.56

Resultado del Dimensionamiento de la SED 25 kVA 37.5 kVA 50 kVA 75 kVA Resumen de resultados técnicos:

Alternativa No 1 No 2 No 3 No 4

MD (kW) 16.2 24.4 32.6 44.0 Red BT (km) 0.975 1.500 2.025 2.753

Código Conductor AS01613 AS01613 AS01613 AS01613 Sección (mm2) 16 16 16 16

Caída de Tensión DV (%) 0.63% 1.17% 1.56% 1.43% Pérdidas Potencia DP (%) 0.54% 0.93% 1.24% 1.27%

Factor de Carga 0.284 0.284 0.284 0.284 Pérdidas Energía DPe (%) 0.42% 0.73% 0.98% 1.00%

Resumen de resultados de cálculo económico:


SED (kVA) 25 kVA 37.5 kVA 50 kVA 75 kVA Demanda (kW) 16.2 24.4 32.6 44.0

I. Costo de Red BT (S/./kW) 99.9 102.2 103.3 104.0 II. Costo de Subestación + Red MT (S/./kW) 37.6 28.3 22.7 20.9 III. Costo de Mantenimiento Anual (S/./kW) 14.6 9.7 7.3 5.4 IV. Costo de Pérdidas Anual (S/./kW) 3.6 6.3 8.4 8.6

Costo por Instalación y Operación (S/./kW) 155.7 146.5 141.6 138.8



61

ELECTRO NO RO ESTEC ostos vs De manda por Módulo de 440-220 V

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

25 kVA 37.5 kVA 50 kVA 75 kVA

De manda del Módulo (kW)

S/./k

W

I. Cost o de Re d BT (S / ./ kW)

II. Cost o de S ube st a c ión + Re dMT ( S / ./ kW)

III. Cost o de Ma nt e nim ie nt oAnua l (S / ./ kW)

IV. Cost o de P é rdida s Anua l(S / ./ kW)

Tot a l (S / ./ kW) :

De estos resultados se puede concluir con lo siguiente:

§ El costo de la red BT es el más significativo, y es aproximadamente el 75% respecto al costo total.

§ Los costos totales para las dos últimas alternativas, subestaciones de 50 y 75 KVA, son similares debido principalmente al efecto de saturación del costo de la subestación, a un nivel de S/. 140 / año - kW distribuido.

§ Si se continúa calculando con nuevas alternativas, es decir, ampliando el área de acción de la subestación, las pérdidas se incrementarían y eventualmente el costo total anual.

b) CASO 2: Para el caso de transformadores con tensión en el secundario

220 V


Número de Manzanas 6 9 12 16 Nº Clientes por Manzana 16 16 16 16 Nº Clientes por Módulo 96 144 192 256 MD por Cliente (kW) 0.300 0.300 0.300 0.300

Demanda por Manzana (kW) 4.8 4.8 4.8 4.8 Demanda por Frente de Calle (kW) 1.2 1.2 1.2 1.2

Factor Simultaneidad 0.5 0.5 0.5 0.5 Número de Luminarias AP 26 40 54 80

MD Lámpara (kW) 0.07 0.07 0.07 0.07 MD AP (kW) 1.82 2.80 3.78 5.60

MD Total (AP+SP) (kW) 16.22 24.40 32.58 44.00 Factor de Utilización 0.75 0.75 0.75 0.75 Factor de Potencia SP 0.90 0.90 0.90 0.90 Factor de Potencia AP 0.70 0.70 0.70 0.70 Potencia Total (kVA) 18.60 28.00 37.40 50.67

Factor de Utilización Real 0.649 0.651 0.652 0.587 Potencia SED (kVA) 24.80 37.33 49.87 67.56

Resultado del Dimensionamiento de la SED 25 kVA 37.5 kVA 50 kVA 75 kVA



62

Resumen de resultados técnicos:

Opción No 1 No 2 No 3 No 4

MD (kW) 16.2 24.4 32.6 44.0 Red BT (km) 0.975 1.500 2.025 2.753

Código Conductor AS01613 AS01613 AS01613 AS01613 Sección (mm2) 16 16 16 16

Caída de Tensión DV (%) 2.57% 4.87% 6.59% 6.05% Pérdidas Potencia DP (%) 2.15% 3.72% 4.98% 5.08%

Factor de Carga 0.284 0.284 0.284 0.284 Pérdidas Energía DPe (%) 1.69% 2.92% 3.91% 3.99%

Resumen de resultados de cálculo económico:


SED (kVA) 25 kVA 37.5 kVA 50 kVA 75 kVA Demanda (kW) 16.2 24.4 32.6 44.0

I. Costo de Red BT (S/./kW) 99.9 102.2 103.3 104.0 II. Costo de Subestación + Red MT (S/./kW) 41.4 31.2 24.9 23.0 III. Costo de Mantenimiento Anual (S/./kW) 14.6 9.7 7.3 5.4 IV. Costo de Pérdidas Anual (S/./kW) 14.5 25.1 33.6 34.2

Total (S/./kW) : 170.4 168.1 169.0 166.5

ELECTRONOROESTECostos vs Demanda por Módulo de 220 V

020406080

100120140160180

25 kVA 37.5 kVA 50 kVA 75 kVA

Demanda del Módulo (kW)

S/./k

W

I. Costo de Red BT(S/./kW)

II. Costo de Subestación +Red MT (S/./kW)

III. Costo deMantenimiento Anual(S/./kW)IV. Costo de PérdidasAnual (S/./kW)

Total (S/./kW) :

De estos datos se puede concluir lo siguiente:

§ Al igual que en el caso anterior, el costo de la red BT resulta ser el más significativo.

§ El incremento del costo de las pérdidas de energía es mucho mayor que en el primer caso.



63

§ Los costos totales resultan similares para las tres últimas alternativas, debido al efecto de saturación del costo de la subestación y el mayor incremento de las pérdidas de energía.

§ En este caso, el nivel de pérdidas de potencia ha llegado al límite de 5% y la caída de tensión a 6%, de manera que si se continúa calculando con nuevas alternativas, al igual que el caso anterior, los costos totales anuales se incrementarán.

5.2.3.2 Análisis Técnico - Económico de los Módulos a Nivel de Empresa Considerando las alternativas más económica, 220 – 440v, se realizó este análisis el cual contempló la comparación entre alternativas de subestaciones de 50 y 75 KVA. El análisis técnico económico se detalla a continuación: Datos de los Módulos

Alternativa 1 Alternativa 2SED (kVA) SED 50 kVA SED 75 kVAMD (kW) 32 46

Red BT (km) 1.40 2.02Conductor AS01612 AS03512

Sección (mm2) 16 35Caída de Tensión (%) 7.50% 7.50%

Pérdidas de Potencia (%) 6.20% 5.90%Factor de Carga 0.284 0.284

Pérdidas de Energía (%) 4.87% 4.63%

Análisis Máxima DemandaAlternativa 1 Alternativa 2

Potencia Nominal (kVA) SED 50 kVA SED 75 kVANº Clientes 192 288

MD Cliente (kW) 0.30 0.30Factor de Simultaneidad 0.50 0.50

Luminarias AP 42.00 42.00MD Lámpara (kW) 0.07 0.07

MD Total (kW) 32 46Potencia Teórica (kVA) 36 52

Factor de Utilización 0.75 0.75Potencia de Diseño (kVA) 48 70

Donde:

DV (%) : % Caída de TensiónDP (%) : % Pérdidas de Potencia DPe (%) : % Pérdidas de EnergíaF.C. : Factor de CargaF.S. : Factor de SimultaneidadF.U. : Factor de UtilizaciónTipo Cambio (S. / US$) : 3.283



64

Conductor Sección (mm2) Costo de Red BT (US$/km)AS01612 16.00 4,077AS02512 25.00 4,959AS03512 35.00 5,359

Potencia (kVA) SED 50 kVA SED 75 kVATipo Monofásico Trifásico

Costo de SED (US$) 1,900 3,750

SED (kVA) SED 50 kVA SED 75 kVACosto Mantto. (US$) 72 72

SED (kVA) SED 50 kVA SED 75 kVAPérdidas de Energía (%) 4.87% 4.63%

Factor de Carga 0.284 0.284Número de Horas 8,640 8,640

MD (kW) 32 46Pérdidas de Energía Anual (kWh) 3,791 5,245

Costo de la Energía Promedio (US$/kWh) 0.11 0.11

Costo de Red de Baja Tensión

Costo de Subestaciones de Distribución

Costo de Mantenimiento de Subestaciones de Distribución

Costo de Pérdidas de Energía Anuales



65

Análisis de CostosI. Costo de Redes BT

SED 50 kVA SED 75 kVASección (mm2) 16 35

Red Urbana BT Exsitente (km) 199.20 199.20Inversión (Miles US$) 812.18 1,067.53

II. Costo de SubestaciónSED 50 kVA SED 75 kVA

Longitud (km) 1.40 2.02Número de SED 142 98

Inversión (Miles US$) 269.80 367.50

III. Costo de MantenimientoSED 50 kVA SED 75 kVA

Número de SEDs 142 98Total (Miles US$) 10.22 7.06

IV. Costo de PérdidasSED 50 kVA SED 75 kVA

Pe Anual (kWh) 3,791.50 5,244.96Nº SED 142 98

Costo de la Energía (US$/kWh) 0.11 0.11Total de Pe (Miles US$) 57.40 54.80

Resumen Costos SED 50 kVA SED 75 kVA

I. Costo de Red BTInversión (Miles US$) : 812.18 1,067.53

Tasa Anual (%) : 0.12 0.12Periodo Años : 30.00 30.00

Amortización Anual (Miles US$) 100.83 132.53II. Costo de Subestación

Inversión (Miles US$) : 269.80 367.50Tasa : 12% 12%

Periodo Años : 30 30Amortización Anual (Miles US$) 33.49 45.62

III. Costo de Mantenimiento Anual (Miles US$) 10.22 7.06IV. Costo de Pérdidas Anual (Miles US$) 57.40 54.80Costo Total Anual de Inversión y Mantenimiento (US$) :

202 240

Alternativa Seleccionada: 50kVA



66

5.2.3.3 Conclusión de la Evaluación Técnico-Económica

Con respecto al primer análisis: Concluimos que las alternativas No 3 y No 4 del primer caso son las más económicas. Éstas presentan el uso de transformadores de 50 y 75KVA, de la cual el primero presenta mejor factor de utilización. Otro factor a considerar es el porcentaje de transformadores existentes que tienen una potencia menor a 50KVA, el cual es el 69% como se puede apreciar en el siguiente gráfico. Por tanto, se concluye que la alternativa 3 es la óptima, lo cual implica utilizar transformadores de 50 KVA para la red modelo de Chulucanas en las zonas concentradas.

Histograma del Parque de Transformadores Existentes

0102030405060708090

100110120130140150160170180190200210220230240250

5 10 15 25 28.5 37.5 40 50 57 75 80 100 125 160 180 200 250

Potencia (KVA)

Núm

ero

de T

rans

form

ador

es

Con respecto al último análisis: Se observa que el uso de transformadores de 50KVA tiene un costo menor de inversión y mantenimiento anual. Por consiguiente, la red de baja tensión estará conformada por subestaciones de distribución de 50 kVA. El detalle del cálculo de los metrados, pérdidas, caídas de tensión, entre otros factores, de los módulos teóricos, son presentados en el Anexo IV.



67

5.2.4. Diseño de la red de Baja Tensión para los clientes con Suministro Trifásico Para atender a los usuarios con suministro trifásico, se ha previsto utilizar el mismo módulo elegido en el capítulo anterior, incorporando la demanda del usuario trifásico. También se ha previsto una subestación trifásica y redes troncales de baja tensión trifásicas y ramales monofásicos, ya que la mayoría de usuarios domésticos poseen conexión monofásica. La ubicación del punto de suministro de los usuarios trifásicos es aleatoria; se ha considerado que los 20 usuarios trifásicos se ubican en 20 subestaciones diferentes. Para los fines del diseño de la red de BT, se ha considerado la carga máxima de este grupo de usuarios en 15 kW y localizada en un punto más alejado de la subestación. El detalle se observa en el anexo IV. Los resultados del cálculo se muestran en los siguientes cuadros: Análisis de la Máxima Demanda:

Nº Manzanas 16Nº Clientes por Manzana 16Nº Clientes 256MD Cliente 1f (kW) 0.3MD Cliente 3f (kW) 13.5Demanda por Manzana (kW) 4.8Demanda por Frente (kW) 1.2Factor Simultaneidad 0.5Luminarias AP 80MD Lampara (kW) 0.07MD AP (kW) 5.60MD Total (AP+SP) (kW) 57.50Factor de Utilización 0.75Factor de Potencia SP 0.90Factor de Potencia AP 0.70Potencia Total (kVA) 65.67Potencia SED (kVA) 87.56

Resultados del cálculo de parámetros eléctricos:



68

Tensión en el secundario 380-220 VMD (kW) 57.5

Red BT (km) 2.700Longitud del Conductor :

AS025116 (km) 0.150AS016116 (km) 0.600

AS01613 (km) 1.950Caída de tensión DV (%) 5.81%

Pérdidas DP (%) 2.14%F.C. 0.284

DPe (%) 1.68% Resultados del cálculo económico del módulo:

ELNO - Módulos de 380/220 VSED (kVA) 100 kVA - 3φ

Demanda (kW) 57.5I. Costo de Red BT (S/./kW) 84.9II. Costo de Subestación + Red MT (S/./kW) 28.8III. Costo de Mantenimiento Anual (S/./kW) 4.1IV. Costo de Pérdidas Anual (S/./kW) 14.4

Total (S/./kW) : 132.2

Del análisis de estos cuadros se concluye lo siguiente: § Debido a la adición de una carga trifásica, la potencia instalada de la

subestación es de 100 kVA. § El costo de la red de baja tensión resulta mayor a la alternativa de red

monofásica, debido a la presencia de troncales trifásicas y secciones mayores (25 mm2).

El detalle del cálculo está presentado en el Anexo V del presente informe.



69

5.3 Costos Estándar de Inversión

Estos costos sirven para valorizar las instalaciones eléctricas del Sistema Eléctrico modelo. Para su determinación se realizaron los siguientes procesos:

§ Determinación de los costos de los componentes: comprenden los costos de

materiales, mano de obra, equipos y transporte. § Elaboración de los armados de construcción: Se tiene en cuenta la cantidad de

materiales, recursos (rendimientos de recursos humanos y vehículos) y los costos indirectos del contratista.

§ Determinación de los costos indirectos de la empresa: Se tiene en cuenta los costos de stock, ingeniería del proyecto, recepción del proyecto, costos generales e interés intercalario.

§ Determinación de los costos estándar por partidas de construcción: Por cada partida de construcción se asignan los distintos armados que la conforman, las que luego son valorizadas para formar el costo estándar.

La elaboración de los costos unitarios estándar del sistema de distribución (componentes, kilómetros de red, etc.) fue realizada de acuerdo con lo siguiente:

Media Tensión

Red Aérea Red Subterránea Equipos de protección Equipos de Compensación

Subestaciones de Distribución Monoposte Biposte Convencional Compacta Pedestal Compacta Bóveda

Baja Tensión Red Aérea

Servicio Particular Alumbrado Público Luminarias Equipos de Control AP

Red Subterránea Servicio Particular Alumbrado Público Luminarias Equipos de Control AP Postes AP



70

Los costos unitarios fueron efectuados para los tipos de tecnología, niveles de tensión, etc., pertinentes, para la valorización de las instalaciones del VNR de la empresa modelo.

5.3.1. Parámetros básicos de cálculo A continuación se muestran los principales parámetros de cálculo empleados en la determinación de los costos estándares: a) Mano de Obra Se consideran costos del mercado, ya que los costos de CAPECO no son representativos para la labor en el sector en estudio.

ITEM DESCRIPCION Unidad $/H-H1 Capataz HH 3.362 Operario HH 3.053 Oficial HH 2.744 Peón HH 2.48

Fuente Elaboración propia – Precios de mercado

b) Transporte y Equipos Se consideran costos del mercado, ya que los costos de CAPECO no son representativos para la labor en el sector en estudio.

1 Camioneta simple HM 4.202 Camioneta 4 x 4 HM 5.303 Camión 4 T HM 8.004 Camión 10 T HM 9.605 Camión Grúa 2.5 T HM 16.006 Camión Grúa 9,5 T HM 20.00

Fuente: Elaboración propia – Precios de mercado

c) Porcentajes de Ejecución de Obra Se consideraron los siguientes parámetros:

PARAMETRO VALORCostos de InversionCosto de Stock 6.81%Costos IndirectosIngenieria del Proyecto y Recepcion 11.17%Gastos Generales 6.00%Interes Intercalario 2.50%OtrosPorcentaje Contratista 25%

Parámetros de Calculo



71

5.3.2. Resultados de los costos estándar de inversión En el Anexo X se muestra el detalle de los armados y la lista de materiales empleados los cuales obedecen a criterios de eficiencia y representatividad del mercado. A continuación se presenta el resumen de los costos estándar de inversión determinados para el sistema eléctrico modelo:

Media Tensión Red de MT

Material Recursos Indirectos TotalRED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x25 mm2 C (ESTRUCTURA DE CONCRETO) 22.9 kV. US $/km 2,789 1,877 1,199 5,865RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x35 mm2 C (ESTRUCTURA DE CONCRETO) 22.9 kV. US $/km 2,851 1,877 1,217 5,945RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3.50 mm2 C (ESTRUCTURA DE CONCRETO) 22.9 kV. US $/km 3,068 1,971 1,300 6,339RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x70 mm2 C (ESTRUCTURA DE CONCRETO) 22.9 kV. US $/km 3,596 1,971 1,453 7,020RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x95 mm2 C (ESTRUCTURA DE CONCRETO) 22.9 kV. US $/km 4,648 2,031 1,771 8,450RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x25 mm2 A (ESTRUCTURA DE MADERA) 22.9 kV. US $/km 1,929 1,680 909 4,519RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x35 mm2 A (ESTRUCTURA DE MADERA) 22.9 kV. US $/km 1,991 1,680 927 4,599RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x50 mm2 A (ESTRUCTURA DE MADERA) 22.9 kV. US $/km 2,209 1,774 1,010 4,992RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x70 mm2 A (ESTRUCTURA DE MADERA) 22.9 kV. US $/km 2,736 1,774 1,163 5,673RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x95 mm2 A (ESTRUCTURA DE MADERA) 22.9 kV. US $/km 3,788 1,835 1,480 7,104RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x25 mm2 C (ESTRUCTURA DE CONCRETO) 10 kV. US $/km 2,679 1,877 1,168 5,724RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x35 mm2 C (ESTRUCTURA DE CONCRETO) 10 kV. US $/km 2,742 1,877 1,186 5,804RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x25 mm2 A (ESTRUCTURA DE MADERA) 10 kV. US $/km 1,921 1,680 907 4,508RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x35 mm2 A (ESTRUCTURA DE MADERA) 10 kV. US $/km 1,983 1,680 925 4,588RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 2x25 mm2 A (ESTRUCTURA DE MADERA) 10 kV. US $/km 1,625 1,449 772 3,846RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 2x25 mm2 C (ESTRUCTURA DE CONCRETO) 10 kV. US $/km 2,381 1,653 1,034 5,068RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 1x16 mm2 C (ESTRUCTURA DE CONCRETO) 13.2 kV. US $/km 1,847 1,354 817 4,019RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 1x25 mm2 C (ESTRUCTURA DE CONCRETO) 13.2 kV. US $/km 1,868 1,354 823 4,045RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 1x16 mm2 A (ESTRUCTURA DE MADERA) 13.2 kV. US $/km 1,222 1,158 595 2,974RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 1x25 mm2 A (ESTRUCTURA DE MADERA) 13.2 kV. US $/km 1,242 1,158 601 3,001CONDUCTOR NEUTRO DE AA O SIMIL. 1x16 mm2 13.2 kV. US $/km 226 279 124 629CONDUCTOR NEUTRO DE AA O SIMIL. 1x25 mm2 13.2 kV. US $/km 247 279 130 656CONDUCTOR NEUTRO DE AA O SIMIL. 1x35 mm2 13.2 kV. US $/km 267 279 136 682CONDUCTOR NEUTRO DE AA O SIMIL. 1x50 mm2 13.2 kV. US $/km 340 311 163 814

Costo Soporte TensiónDescripcion Unidad

Equipos de Protección

Material Recursos Indirectos TotalSECCIONADOR FUSIBLE (CUT-OUT), UNIPOLAR x 3, 7.8/13.5 kV, 100 A 10 kV. US $/Unidad 159 50 57 266SECCIONADOR FUSIBLE (CUT-OUT), UNIPOLAR x 1, 15 kV, 100 A 13.2 kV. US $/Unidad 83 34 31 148SECCIONADOR FUSIBLE (CUT-OUT), UNIPOLAR x 3, 15/26 kV, 100 A 22.9 kV. US $/Unidad 314 50 102 466SECCIONADOR BAJO CARGA, FUSIBLE LIMITADOR, TRIPOLAR 22,9Kv 400/630 A22.9kV US $/Unidad 2,813 95 836 3,744

Costo Descripcion Tensión Unidad



72

Baja Tensión

Subestaciones de distribución

Material Recursos Indirectos TotalS.E. AEREA MONOPOSTE 1x50 kVA 13.2 kV. 440/220 V. US $/Unidad 1,642 249 528 2,419S.E. AEREA MONOPOSTE 1x50 kVA 10 kV. 440/220 V. US $/Unidad 1,703 249 546 2,497S.E. AEREA MONOPOSTE 1x37 kVA 13.2 kV. 440/220 V. US $/Unidad 914 249 317 1,480S.E. AEREA MONOPOSTE 1x25 kVA 13.2 kV. 440/220 V. US $/Unidad 895 249 311 1,455S.E. AEREA MONOPOSTE 1x15 kVA 13.2 kV. 440/220 V. US $/Unidad 761 249 273 1,283S.E. AEREA MONOPOSTE 1x10 kVA 13.2 kV. 440/220 V. US $/Unidad 716 249 259 1,224S.E. AEREA MONOPOSTE 1x5 kVA 10 kV. 440/220 V. US $/Unidad 655 249 242 1,146S.E. AEREA MONOPOSTE 1x5 kVA 13.2 kV. 440/220 V. US $/Unidad 666 249 245 1,160S.E. AEREA BIPOSTE 100 kVA (3F) 22.9 kV. 380/220 V. US $/Unidad 4,231 422 1,315 5,969S.E. AEREA BIPOSTE 100 kVA (3F) 10 kV. 380/220 V. US $/Unidad 3,675 422 1,154 5,251

Descripcion Nivel de Tensión (V1)

Nivel de Tensión (V2)

Costo (US$)Unidad

Red BT

Material Recursos Indirectos TotalRED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 2x16 mm2 + portante A (ESTRUCTURA DE MADERA) US $/km 1,839 1,337.78 811.59 3,988.32RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 2x16 mm2 + portante C (ESTRUCTURA DE CONCRETO)US $/km 2,038 1,337.78 869.48 4,245.75RED AEREA SP + AP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x16 mm2 + portante C (ESTRUCTURA DE CONCRETO)US $/km 2,142 1,337.78 899.51 4,379.28RED AEREA SP+AP AUTOPORTANTE DE AL 3x16 mm2 + 1x16 mm2 + portante C (ESTRUCTURA DE CONCRETO)US $/km 2,835 1,968.25 1,231.73 6,035.42RED AEREA SP+AP AUTOPORTANTE DE AL 3x25 mm2 + 1x16 mm2 + portante C (ESTRUCTURA DE CONCRETO)US $/km 3,363 1,968.25 1,384.87 6,716.41

Descripcion Soporte Costo Unidad

Equipos de Alumbrado Público

Material Recursos Indirectos TotalEQUIPO DE CONTROL AP COMPUESTO POR INTERRUPTOR HORARIO Y CONTACTOR US $/Unidad 40.90 7.11 13.34 61.35LUMINARIA CON LAMPARA DE 50W VAPOR DE SODIO US $/Unidad 54.05 8.19 17.38 79.62ESTRUCTURA 9 m ALINEAMIENTO US $/Unidad 61.66 32.43 24.63 118.72

Costo Descripcion Unidad



73

5.3.3. VNR de las Instalaciones Eléctricas Con los metrados adaptados y los costos estándar de inversión se procedió a la valorización de las instalaciones eléctricas del sistema eléctrico modelo. El resultado se muestra a continuación:

Media TensiónRed Aérea km 488.280 2,634.135 5,394.723 Red Subterránea kmEquipos de P&S cantidad 73.000 75.056 1,028.158 Equipos de Compensación

Total MT 2,709.191 Subestaciones de Distribución

Monoposte unidad 245.000 419.600 1,712.652 Biposte unidad 20.000 113.638 5,681.888 Convencional unidadCompacta Pedestal unidadCompacta Bóveda unidad

Total SE 533.238 Baja Tensión

Red AéreaServicio Particular km 419.700 1,681.187 4,005.687 Alumbrado Público km 227.000 143.250 631.057 Luminarias unidad 6,487.000 516.489 79.619 Equipos de Control AP unidad 112.000 6.871 61.350

Total red aérea 2,347.797 Red Subterránea

Servicio Particular kmAlumbrado Público kmLuminarias unidadEquipos de Control AP unidadPostes AP unidad

Total red subterránea - Total BT 2,347.797 Instalaciones No Eléctricas

INE asignadas a MT 61.479 INE asignadas a BT 65.378

Total INE 126.857 VALOR NUEVO DE REEMPLAZO (miles US$) 5,717

Costo Unitario promedio US$/unidadSistema de Distribución Eléctrica Chulucanas Unidad Metrado VNR miles

US$



74

5.3.4. VNR de las Instalaciones No Eléctricas Las instalaciones no eléctricas, reconocidas en el sistema eléctrico modelo, fueron dimensionadas de acuerdo con la estructura organizacional. El resultado de la valorización se muestra a continuación:

INVERSION NO ELECTRICA - EMPRESA DE DISTRIBUCIONAREA DISTRIBUCION

SECTOR TIPICO 4 - CHULUCANASNº Terreno Construcción Vehiculos de Transporte Herammienta Equipo de Equipo de Equipo de Total

Personal y Carga y Equipo Comunicación Oficina Cómputo

m2 US$ m2 US$ Unid US$ Unid US$ Unid US$ Unid US$ Unid US$ US$

JEFATURAJefe 1 15 750 15 2,250 1 Automovil 10,000 1 Radio 100 1 Escritorio 199 1 Computadora 1,400 14,699

1 Teléfono 100 1 Mesa Trab 110 2101 Mesa para PC 100 1001 Sillón 89 898 Sillas 400 4001 Credenza 460 4601 Estante 55 551 Aire Acond. 300 300

OPERACIONESMANTENIMIENTO

Técnicos 6 100 5,000 50 7,500 2 pértiga 330 2 Radio 200 2 Guardarropa 160 13,1902 Moto lineales 2,000 2 pinza voltamperimetrica400 2,400

2 escalera 700 7002 Kid Herram. 2,000 2,0002 megometro 400 4004 correa seguri.. 200 2002 revel. sonoro 600 600

2 luximetro 700 700MANTENIMIENTO

TécnicosINGENIERIA

Ingenieros 1 9 450 9 1,350 1 Radio 100 1 Escritorio 199 1 Computadora 1,400 3,4991 Sillón 89 1 Impresora 200 2891 Tabl.Dibujo 110 1102 Banco 100 1001 Planoteca 308 3082 Sillas 100 100

ALMACENAlmacenero 1 100 5,000 50 7,500 1 Teléfono 100 1 Escritorio 199 1 Computadora 1,400 14,199

1 Armario 210 2101 Mesa para PC 100 1001 Sillón 89 892 Sillas 100 100

Total 9 224 11,200 124 18,600 3 12,000 18 5,330 6 600 31 3,477 4 4,400 55,607

INVERSION NO ELECTRICA - EMPRESA DE DISTRIBUCIONAREA COMERCIALIZACION

SECTOR TIPICO 4 - CHULUCANASNº Terreno Construcción Vehiculos de Transporte Herammienta Equipo de Equipo de Equipo de Total

Personal y Carga y Equipo Comunicación Oficina Cómputom2 US$ m2 US$ Unid US$ Unid US$ Unid US$ Unid US$ Unid US$ US$

JEFATURAJefe

ATENCION CLIENTESNVOS.CLIENTES (SUMINIS.)

Informes 1 9 450 9 1,350 1 Teléfono 100 1 Escritorio 199 1 Computadora1,400 3,499Corte Suministro 1 Armario 210 1 Impresora 200 410

1 Radio 100 1 Mesa para PC 100 2001 Sillón 89 892 Sillas 100 1001 Credenza 460 4601 Ventilador 40 40

COBRANZASAtención Ventanilla 3 50 2,500 50 7,500 1 Módulo 1,000 3 Computadora4,200 15,200

3 Mesa para PC 300 2 Impresora 400 700Inspección de Suministros 3 Sillón 267 267Presupuesto

FACTURACIONProceso facturación 2 20 1,000 20 3,000 1 Teléfono 100 2 Escritorio 398 1 Servidor 300 4,798

2 Armario 420 2 Computadora2,800 3,2202 Mesa para PC 200 1 Impresora 500 7002 Sillón 178 1784 Sillas 200 2002 Credenza 920 9201 Archivador 210 210

CUADRILLA DE CAMPOInspección de Suministros 1 50 2,500 50 7,500 1 Moto lineal 1,000 1 Kid Herram.1,000 1 Radio 100 1 Guardarropa 80 12,180Atención reclamos comercia.

ALMACENAlmacenero

Total 7 129 6,450 129 19,350 1 1,000 1 1,000 4 400 31 5,371 11 9,800 43,371



75

La siguiente tabla muestra el resumen de la valorización de las inversiones no eléctricas:

Cantidad Valorización (US$)Terreno m2 413 20,650Construcción m2 313 46,950Vehículos de Transporte y Carga Unidad 5 14,000Herramientas y Equipos Unidad 19 6,330Equipos de Comunicación Unidad 13 1,400Equipos de Oficina Unidad 93 17,527Equipos de Computo Unidad 20 20,000

126,857

Descripción

Total

5.4 Balance de Energía y Potencia MT y BT

5.4.1. Balance Real

Para determinar el balance real se utilizaron las ventas de energía de cada opción tarifaria, correspondientes al año 2004. También se utilizó la venta de energía por alumbrado público, reportada por la empresa. Para calcular la energía total del sistema eléctrico se le añadió, a las ventas de energía, las pérdidas de las mismas, tanto en media y baja tensión. Dichas pérdidas fueron las reportadas en el formato VII-A. La potencia correspondiente a cada opción tarifaria fue determinada utilizando los factores de carga y coincidencia determinados en el estudio de caracterización de la carga del sector típico 3, efectuados el año 2001. La siguiente tabla muestra los factores empleados:



76

Opción Tarifaria Factor de Carga Factor de Coincidencia (F1)

MT2 0.514 0.438 MT3P 0.874 0.915

MT3FP 0.357 0.359 MT4P 0.533 0.987

MT4FP 0.359 0.430 BT2 0.238 0.003 BT3P 0.440 0.762

BT3FP 0.364 0.155 BT4P 0.655 0.978

BT4FP 0.364 0.155

La potencia fue calculada a partir de la siguiente fórmula:

1*)(

)( FNHAfc

kWhEnergíaPmáx =

Donde: “fc”, es igual al factor de carga NHA, es el número de horas del año 2004 (8,764 horas). F1, es el factor de coincidencia. Adicionalmente, se utilizó como dato de entrada la demanda máxima del sistema eléctrico, la cual fue reportada por el consultor VAD. Ésta fue determinada a partir de los perfiles de carga obtenidos de los alimentadores en media tensión.

SE Piura Oeste

220 kV

10 kV

60 kV 60 kV22.9 kV

10 kV

SE Chulucanas

SE Castilla 1071

1933

C.H. Maria Auxiliadora

1016

101722.9 kV

1402

1932



Medidor



77

Los valores máximos obtenidos de los perfiles de carga mensuales fueron los siguientes:

Mes kW Día Hora Enero 5,392 01/17/2004 19:30 Febrero 5,690 02/05/2004 20:15 Marzo 5,178 03/06/2004 19:45 Abril 6,070 04/26/2004 19:45 Mayo 5,505 05/25/2004 19:45 Junio 6,643 06/28/2004 19:30 Julio 5,471 07/26/2004 19:45 Agosto 5,993 08/09/2004 19:30 Septiembre 5,775 09/29/2004 19:00 Octubre 6,172 10/26/2004 19:00 Noviembre 6,375 11/23/2004 19:30 Diciembre 6,436 12/20/2004 19:15 Máxima Demanda 6,643 06/28/2004 19:30

Como se observa del cuadro anterior, la máxima demanda ocurrió el 28 de junio de 2004 a las 19:30 horas. A continuación se presenta el diagrama de carga para el día de máxima demanda.

Diagrama de Carga Sistema Eléctrico Chulucanas

28/06/2004 19:30

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

6500

7000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Hora

Dem

anda

(KW

)

El siguiente cuadro muestra el balance real:



78

Energía anual (MW.h)

Factor de carga/pérdidas

Factor de coincidencia Potencia (kW)

Ingreso MT 23,439 6,526.7Pérdidas MT 1,169 0.233 570.1Ventas MT 5,475 658.6

MT1MT2 2,637 0.514 0.438 255.8

MT3P 1,206 0.874 0.915 143.7MT3FP 740 0.357 0.359 84.7

MT4P 707 0.533 0.987 149.0MT4FP 186 0.359 0.430 25.4

Ingreso BT 16,795 5,298.0Pérdidas BT 2,955 0.233 1,441.0Ventas BT 13,840 3,857.0

BT2 281 0.238 0.003 0.4BT3P 12 0.440 0.762 2.3

BT3FP 12 0.364 0.155 0.6BT4P 35 0.655 0.978 5.9

BT4FPBT4AP 2,430 0.500 1.000 553.3

BT5ABT5B 11,068 0.383 1.000 3,294.0

BT6 2 0.383 1.000 0.553

Los siguientes cuadros presentan las pérdidas de energía y potencia totales del balance real:

Pérdidas respecto al ingreso en MT

Energía Potencia% 17.59% % 30.81%

MW.h 4,124 kW 2,011

Según los estudios del año 2001, el sistema eléctrico tiene 11% de pérdidas reconocidas; por tanto, existe un exceso de pérdidas de las cuales el 40% de éstas serán, consideradas como ventas en el balance adaptado de la empresa modelo.

Pérdidas reconocidas respecto al ingreso en MT

Energía% 11.00%

Exceso de pérdidas sobre las reconocidas

Energía anual (MW.h)

Factor de carga/pérdidas

Factor de coincidencia Potencia (kW)

Otros 1,546 0.383 1.000 460.0

Energía a considerar como venta del sistema eléctrico modelo:

E (MWH) 618



79

5.4.2. Balance Adaptado Para determinar el balance adaptado se calculó lo siguiente:

§ El consumo y la demanda de alumbrado público optimizado. § Las pérdidas estándar técnicas resultantes del modelo de optimización § Las pérdidas no técnicas

Asimismo, se consideró como ventas el 40% de exceso de pérdidas reales con respecto a las reconocidas por las tarifas. El número de horas de uso de baja tensión (NHUBT) de la opción tarifaria BT5B, es de 300 horas, la cual es concordante con las características de mercado del sector en estudio (urbano – rural de baja densidad). Para determinar la potencia asociada a cada opción tarifaria, se utilizaron los mismos factores de carga y de coincidencia empleados en el balance real. Energía del Alumbrado Público

Para determinar el consumo de energía por alumbrado público, se utilizó la Resolución Ministerial No 185-2003-EM/DM, la cual establece lo siguiente:

§ Índices “lámparas por usuario” § Factores KALP § Fórmulas para el cálculo del porcentaje máximo de facturación.

Según esta resolución, el consumo de energía por alumbrado público se calcula utilizando la siguiente fórmula:

KALPxNUCMAP = Donde: CMAP, es el consumo mensual de alumbrado público en kWh KALP, es el factor de alumbrado público en kWh/usuario – mes y es de 6.1. NU, es el número de usuarios de la localidad Una vez determinado el consumo se procedió a calcular la potencia asociada por bloques horarios y considerando un factor de simultaneidad iguala a 1.



80

§ Bloque horario en punta (5 horas)

§ Bloque horario fuera de punta

(7 horas)

Diagrama de CargaAlumbrado Público

01:0

0

02:0

0

03:0

0

04:0

0

05:0

0

06:0

0

07:0

0

08:0

0

09:0

0

10:0

0

11:0

0

12:0

0

13:0

0

14:0

0

15:0

0

16:0

0

17:0

0

18:0

0

19:0

0

20:0

0

21:0

0

22:0

0

23:0

0

00:0

0

Hora

P (W)

Horas de Punta(5 horas)

Horas de Punta(7 horas)

Pérdidas Estándar Técnicas Resultantes del Modelo de Optimización

Las pérdidas fueron determinadas para cada grupo de equipos del sistema de distribución los cuales son:

§ Redes en media tensión. § Redes en baja tensión. § Transformadores de distribución. § Medidores y acometidas.

a) Pérdidas técnicas eficientes

Las pérdidas técnicas eficientes no consideran las pérdidas ocasionadas por los transformadores, medidores y acometidas. Las pérdidas de las redes en media tensión fueron determinadas a partir de la red adaptada del sistema eléctrico modelo; y las de baja tensión, del diseño de los módulos teóricos. Los resultados se muestran a continuación:

Porcentaje de Pérdidas Energía Potencia

MT 1.9% 3.9% BT 4.08% 4.93%

El detalle del cálculo de las pérdidas en MT y BT es presentado en los anexos IV y V respectivamente.

b) Pérdidas por transformadores de distribución eléctrica

Pérdidas por energía y potencia:



81

100 22.9 /0.38 - 0.22 12 26.2 26.2100 10/0.38 - 0.22 8 31.1 6.350 13.2 /0.44 - 0.22 57 205.6 41.850 10/0.44 - 0.22 36 98.2 20.05 13.2 /0.44 - 0.22 1 0.7 0.15 10/0.44 - 0.22 66 32.8 6.710 13.2 /0.44 - 0.22 34 35.8 7.315 13.2 /0.44 - 0.22 31 43.3 8.825 13.2 /0.44 - 0.22 13 26.9 5.540 13.2 /0.44 - 0.22 7 12.9 2.6

265 513.5 125.2

Energía Potencia3.33% 2.89%Porcentaje respecto al ingreso en BT

Pérdidas de los Transformadores

MWH / año KW / añoCantidad

TOTAL

Potencia (kVA) Nivel (kV)

c) Pérdidas por medidores y acometidas Unidad Valor

% 1.00% 1.50w 0.4w 0.06w 0.46w 0.4w 0.008w 0.408w 5

horas 22x4 mm2 ohm 0.2243x6 mm2 ohm 0.235

m 15

Unidad Valoru 25,016u 283u 25,299cl. 25,016cl. 283cl. 25,299

kwh 10,030,619kwh 8,731,381kwh 18,762,000

kwh/cl 1Ø 400.968kwh/cl 3Ø 30,852.936kw/cl 1Ø 0.04577kw/cl 3Ø 3.52202

kw 10.01kw 0.11348kw 10.12

kw/med 0.00040kwh 87,659kwh 994kwh 88,653

22,917kW 17.97kWh 12,439

Tasa de crecimiento clientesTasa de crecimiento ventas de energía

Pérdidas bob. potencial med. 1ØPérdidas bob. corriente med. 1Ø

Total pérdidas med. 1ØPérdidas bob. potencial med. 3ØPérdidas bob. corriente med. 3Ø

Total pérdidas med. 3ØPotencia no detectada en medidores

Horas del día de no deteccción en med.Resistencia empalmes 1Ø Resistencia empalmes 3Ø

Longitud media empalmes

Total energía no detectada medidoresTotal Pot. no detectada medidoresClientes consumo <100 kwh/mes

Cons. no detectados med.(base 2004)Total pérdida Energía. Medidores

Pérdida energía Med. 3ØPérdida energía Med. 1ØPérdida media Pot./ Med.

Total pérdida Pot. Medidores

Venta energía 1Ø

Pérdida Pot. Medidores 3ØPérdida Pot. Medidores 1Ø

Dem. Media/cliente 3ØDem. Media/cliente 1Ø

Total MedidoresClientes 1ØClientes 3Ø

Total clientes

Venta energía 3ØTotal Venta energía

Parámetros generales

Venta media/cliente 3ØVenta media/cliente 1Ø

RubroMedidores 1ØMedidores 3Ø



82

Clientes/año Cons./añokwh

195,781 2,722,302.2769,606 3,474,550.509,622 883,997.00

22,917

kW 0.04577kW 3.52202A 0.244773A 6.295486kW 0.005036kW 0.039537kW 0.044573kWh 390.460

kWh 101,482kW 34.38

Resumen pérdidas Med. Y Empalmes

Empalmes

0 - 30 kwh

Clientes BT5

Demanda media/empalme 1Ø

Clientes promedio/ mes81 - 100 kwh31 - 80 kwh

Pérdida total de potenciaPérdida total de energía

Total pérd. Energía EmpalmesTotal pérd. Pot. EmpalmesPérdida Pot. Empalmes 3ØPérdida Pot. Empalmes 1Ø

Corriente/empalme 3ØCorriente/empalme 1Ø

Demanda media/empalme 3Ø

Las pérdidas resultantes son las siguientes:

Porcentaje de Pérdidas Energía Potencia

BT 0.66% 0.79%

d) Pérdidas Comerciales

Para determinar las pérdidas comerciales se utilizó lo publicado en el anexo 6 del informe OSINERG-GART-GDE-2001-017:

Pérdidas Reconocidas Porcentaje de Pérdidas Energía Potencia

MT 0% 0% BT 2.0% 2.0%



83

Resumen de Pérdidas

Como se muestra en la tabla siguiente, las pérdidas calculadas del sistema eléctrico están dentro del margen reconocido por las tarifas.

Porcentaje de Pérdidas (%) Nivel

de Tensión

Tipo de Pérdida Energía Potencia

Redes MT 1.90 3.90 No Técnicas 0.00 0.00 MT Total 1.90 3.90 Transformadores 3.33 2.89 Redes BT 4.08 4.93 Medidores y Acometidas 0.66 0.79 No Técnicas 2.00 2.00

BT

Total 10.07 10.61 Porcentaje referido al ingreso en cada nivel de tensión

Para efectos del balance del sistema eléctrico, consideramos que las pérdidas de potencia en BT deberían ser las vigentes, es decir, las reconocidas por las tarifas.

Pérdidas estándares reconocidas por las tarifas

Nivel de Tensión Pérdida Tipo 4Técnica 1.90%No Técnica 0.00%Total 1.90%Técnica 3.90%No Técnica 0.00%Total 3.90%


Energía

Potencia

Media Tensión

Baja Tensión

Energía

Potencia



84

Fórmulas Utilizadas para el Balance

Se determinó la energía que ingresa en el nivel de media tensión, según la siguiente expresión:

BTBTMTMTMT EvpEvpE +++= +Otros

Donde: EMT, es la energía ingresada al sistema modelo. PMT, son las pérdidas técnicas en MT EvMT, es la energía vendida en MT PBT, son las pérdidas técnicas y no técnicas en BT EvBT, es la energía vendida en BT Otros, es el 40% de la energía considerada como exceso de pérdidas del balance real. Y la potencia de ingreso, según la siguiente fórmula:

BTBTMTMTMT PvpPvpP +++= +Otros

Donde:

PMT, es la potencia ingresada al sistema modelo. pMT, son las pérdidas técnicas en MT PvMT, es la potencia vendida en MT pBT, son las pérdidas técnicas y no técnicas en BT PvBT, es la potencia vendida en BT Otros, es la potencia resultante de la energía considerada como exceso de pérdidas del balance real.



85

Resultado

El balance de potencia y energía del sistema eléctrico modelo se presenta a continuación:

Factor de Factor deMW.h % carga/pérdidas kW % Coincidencia

Total Ingreso a MT 21,314 100.0% 0.467 5,196 100.0%Pérdidas Estándar en Media Tensión 405 1.90% 203 3.90%

Técnicas 405 1.90% 203 3.90%No Técnicas

Ventas en Media Tensión 5,475 25.69% 0.946 659 12.68%MT1MT2 2,637 0.514 256 0.438

MT3P 1,206 0.874 144 0.915MT3FP 740 0.357 85 0.359

MT4P 707 0.533 149 0.987MT4FP 186 0.359 25 0.430

Total Ingreso BT 15,434 100.0% 4,335 100.0%Ventas en Baja Tensión 13,880 89.93% 0.430 3,677 84.84%Pérdidas Estándar en Baja Tensión 1,554 10.07% 657 15.16%

Técnicas 1,246 8.07% 570 13.16% No Técnicas 309 2.00% 87 2.00%

BT1BT2 281 0.238 0 0.003

BT3P 12 0.440 2 0.762BT3FP 12 0.364 1 0.155

BT4P 35 0.655 6 0.978BT4FPBT4AP 1,852 0.500 422 1.000

BT5ABT5B 11,068 0.410 3,074 1.000

BT6 2 0.410 1 1.000Otros 618 0.410 172 1.000

Energía (MW.h) Potencia (kW)

SUPERVISOR VADDescripción

Pérdidas estándares:




BT


MT

NHUBT y Demandas para el Cálculo del VAD:

NHUBT Horas 300Demanda MT kW 4,993Demanda BT kW 3,677



86

5.5 Costos de Mantenimiento de Distribución MT y BT Las actividades de mantenimiento son necesarias para mantener y operar la infraestructura eléctrica, y permite a las empresas brindar el servicio eléctrico a los usuarios. Los costos de mantenimiento forman parte de los costos de explotación técnica del sistema eléctrico modelo. Para su determinación, se procedió a costear las actividades del mantenimiento, desagregándolas por mantenimiento preventivo (revisiones, mediciones y adecuaciones) y correctivo.

5.5.1. Mantenimiento Preventivo

Determinación de valores base Se han establecidos los valores de entrada necesarios para la determinación de los costos de operación y mantenimiento. Los valores son los empleados en la valorización del VNR, entre los cuales se tienen: § Costo de recursos humanos (H-H)



§ Costo de transporte (H-M)



Actividades de Mantenimiento Preventivo Para el mantenimiento preventivo se han considerado las actividades siguientes:



87

Red de Media TensiónREVISIÓN REVISIÓNInspección minuciosa de la red primaria Inspección minuciosa de equipos de protección y maniobraMEDICIONES MEDICIONESMedición de resistencia de puesta a tierra Medición de resistencia de puesta a tierraMedición de resistencia de aislamiento de la red Medición de resistencia de aislamiento de equiposADECUACIONES ADECUACIONESMantenimiento de franja de servidumbre Mantenimiento de señalizaciónMantenimiento de señalización Mantenimiento de puesta a tierraMantenimiento de puesta a tierra Ajuste de coneccionesAjuste de conectores Ajuste de ferreteriaAjuste de ferreteríaRetemplado de conductoresRetemplado de retenidasLimpieza de elementos extraños de la red Limpieza de seccionador unipolarLimpieza de seccionador unipolar Limpieza de pararrayoLimpieza de seccionador tripolaresLimpieza de pararrayosLimpieza de aisladores tipo PINLimpieza de aisladores tipo campana

Red

de

Med

ia T

ensi

ón

Equi

pos

de P

rote

cció

n y

Man

iobr

a

Subestaciones de DistribuciónREVISIÓNInspección minuciosa de subestaciones de distribuciónMEDICIONESMedición de resistencia de puesta a tierraMedición de resistencia de aislamiento del transformadorADECUACIONESMantenimiento de señalizaciónMantenimiento de tablerosMantenimiento integral del transformadorMantenimiento de puesta a tierra Mantenimiento de interruptorAjuste de conectoresAjuste de ferreteríaLimpieza de seccionador unipolarLimpieza de transformadorLimpieza de pararrayo

Sube

stac

ione

s de

Dis

trib

ució

n

Red de Baja Tensión

REVISIÓN REVISIÓNInspección minuciosa de red secundaria Inspección nocturnaMEDICIONES MEDICIONESMedición resistencia de puesta a tierraADECUACIONES ADECUACIONESMantenimiento de franja de servidumbre Mantenimiento de franja de servidumbreMantenimiento de señalización Mantenimiento de interruptor de APMantenimiento de puesta a tierra Mantenimiento de contactorAjuste de conectores Mantenimientro de interruptor horarioAjuste de ferretería Ajuste de conectoresRetemplado de conductores Alineamiento de pastoralesRetemplado de retenidas Ajuste de lámparaLimpieza de elementos extraños de la red Retemplado de retenidas

Retemplado de conductoresLimpieza de elementos extraños de la redLimpieza de luminariaR

ed B

aja

Tens

ión

- Alu

mbr

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Públ

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Red

Baj

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nsió

n - S

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cio

Part

icul

ar

La determinación de los costos para las distintas actividades fue efectuada costeando por separado los recursos y tomando en cuenta los factores de rendimiento, alcance y frecuencia.



88

Actividad:Recursos

H-H Costo de la mano de obraH-M Costo de la maquinaria a emplearH-E Costo de los equipos y herramientasMateriales Costo de los materiales necesarios

Rendimiento Cantidad de Trabajo a realizar por unidad de tiempoElementos / km Cantidad de elementos existentes en un km de redAlcance Nivel de cobertura que tendrá la actividad con respecto al total de instalacionesFrecuencia Cantidad de veces al año que se realiza una actividad Resultados de los costos de mantenimiento preventivo Los resultados de los costos de mantenimiento preventivo se muestran a continuación:

SISTEMA SUBSISTEMA

ACTIVIDADES UNIDAD REND./DIA Cantidad de unidades/km

Alcance del mantenimiento

Frecuencia anual COSTO UNITARIO ($)

COSTO ANUAL/Km ($)

INSPECCION

INSPECCIONES DE REDESInspección minuciosa de la red primaria km 20.00 1.00 100.0% 1.00 7.08 7.08

MANTENIMIENTO Y LIMPIEZA

MANTENIMIENTOMantenimiento de franja de servidumbre km 10.00 1.00 20.0% 1.00 17.22 3.44Mantenimiento de señalización u 48.00 10.00 20.0% 1.00 2.10 4.20Mantenimiento de puesta a tierra u 8.00 10.00 10.0% 1.00 22.45 22.45Ajuste de conectores u 120.00 6.00 10.0% 1.00 0.72 0.43Ajuste de ferretería u 40.00 3.00 20.0% 1.00 2.18 1.31Retemplado de conductores m 2000.00 1,000.00 5.0% 1.00 0.07 3.75Retemplado de retenidas u 20.00 6.00 5.0% 1.00 3.51 1.05

LIMPIEZALimpieza de elementos extraños de la red km 15.00 1.00 5.0% 1.00 5.88 0.29Limpieza de seccionador unipolar u 40.00 3.00 10.0% 1.00 2.94 0.88Limpieza de seccionador tripolares u 20.00 1.00 10.0% 1.00 5.56 0.56Limpieza de pararrayos u 40.00 3.00 10.0% 1.00 2.94 0.88Limpieza de aisladores tipo PIN u 48.00 18.00 10.0% 1.00 2.40 4.32Limpieza de aisladores tipo campana u 32.00 18.00 10.0% 1.00 3.18 5.72

MEDICIONES Y PRUEBAS

MEDICIONESMedición de resistencia de puesta a tierra u 24.00 10.00 20.0% 1.00 3.67 7.34Medición de resistencia de aislamiento de la red km 15.00 1.00 20.0% 1.00 11.49 2.30

INSPECCION

INSPECCION DE EQUIPOSInspección minuciosa de equipos de protección y maniobra Equipo 24.00 1.00 50.0% 1.00 3.49 1.75


MANTENIMIENTOMantenimiento de señalización u 48.00 1.00 25.0% 1.00 2.10 0.52Mantenimiento de puesta a tierra u 8.00 1.00 10.0% 1.00 22.45 2.25Ajuste de conecciones u 120.00 6.00 10.0% 1.00 0.72 0.43Ajuste de ferreteria u 48.00 6.00 10.0% 1.00 1.82 1.09

LIMPIEZALimpieza de seccionador unipolar u 40.00 3.00 10.0% 1.00 2.94 0.88Limpieza de pararrayo u 40.00 3.00 10.0% 1.00 2.94 0.88


MEDICIONESMedición de resistencia de puesta a tierra u 24.00 1.00 20.0% 1.00 3.67 0.73Medición de resistencia de aislamiento de equipos u 30.00 1.00 100.0% 1.00 3.15 3.15

% GG+Utilidad 20% 93.23

77.69COSTO ANUAL DE MANTENIMIENTO EN MEDIA TENSION/km

MED

IA T

ENSI

ON

1.00

RED

ES P

RIM

AR

IAS

2.00

EQ

UIP

OS

DE

PRO

TEC

CIO

N Y

MA

NIO

BR

A



89

SUBSISTEMA ACTIVIDADES UNIDAD REND./DIA Cantidad Alcance del

mantenimiento Frecuencia anual COSTO UNITARIO ($)

COSTO ANUAL/SE ($)

INSPECCION

INSPECCIONES DE S.E.D.Inspección minuciosa de subestaciones de distribución SE 24.00 1.00 25.0% 1.00 5.57 1.39


MANTENIMIENTOMantenimiento de señalización u 48.00 3.00 20.0% 1.00 2.10 1.26Mantenimiento de tableros u 6.00 1.00 20.0% 1.00 9.57 1.91Mantenimiento integral del transformador u 4.00 1.00 7.0% 1.00 170.59 11.94Mantenimiento de puesta a tierra u 8.00 3.00 20.0% 1.00 22.45 13.47Mantenimiento de interruptor u 8.00 4.00 20.0% 1.00 6.79 5.44Ajuste de conectores u 120.00 6.00 20.0% 1.00 0.72 0.87Ajuste de ferretería u 48.00 6.00 20.0% 1.00 1.82 2.18

LIMPIEZALimpieza de seccionador unipolar u 40.00 3.00 20.0% 1.00 2.94 1.77Limpieza de transformador u 24.00 1.00 20.0% 1.00 4.59 0.92Limpieza de pararrayo u 40.00 3.00 20.0% 1.00 2.94 1.77


MEDICIONESMedición de resistencia de puesta a tierra u 24.00 3.00 100.0% 1.00 3.67 11.02Medición de resistencia de aislamiento del transformador u 16.00 1.00 100.0% 1.00 5.59 5.59


COSTO ANUAL DE MANTENIMIENTO DE SUBESTACIONES 59.51

1.00

SU

BES

TACI

ON

ES D

E D

ISTR

IBU

CIO

N

SUBSISTEMA

ACTIVIDADES UNIDAD REND./DIA Cantidad de unidades/km

Alcance del mantenimiento

Frecuencia anual COSTO UNITARIO ($)

COSTO ANUAL/Km ($)

INSPECCION

INSPECCIONES DE REDESInspección minuciosa de red secundaria Km 18.00 1.00 20.0% 1.00 7.50 1.50


MANTENIMIENTOMantenimiento de franja de servidumbre Km 12.00 1.00 20.0% 1.00 13.88 2.78Mantenimiento de señalización u 32.00 12.00 20.0% 1.00 2.18 5.24Mantenimiento de puesta a tierra u 8.00 12.00 15.0% 1.00 22.45 40.42Ajuste de conectores u 150.00 12.00 10.0% 1.00 0.58 0.70Ajuste de ferretería u 48.00 12.00 10.0% 1.00 1.82 2.18Retemplado de conductores m 3000.00 1,000.00 10.0% 1.00 0.04 4.29Retemplado de retenidas u 22.00 6.00 10.0% 1.00 3.52 2.11

LIMPIEZALimpieza de elementos extraños de la red Km 18.00 1.00 10.0% 1.00 4.82 0.48


MEDICIONESMedición resistencia de puesta a tierra u 24.00 12.00 20.0% 1.00 3.67 8.81


COSTO ANUAL DE MANTENIMIENTO EN BAJA TENSION (SERVICIO PARTICULAR)/km 68.51

1.00

RED

ES S

ECU

ND

AR

IAS

INSPECCION

INSPECCIONES DE REDES DE APInspección nocturna u 200.00 25.00 33.0% 1.00 0.42 3.45


MANTENIMIENTOMantenimiento de franja de servidumbre Km 12.00 10.0% 2.00 13.88Mantenimiento de interruptor de AP u 16.00 4.00 50.0% 1.00 4.55 9.09Mantenimiento de contactor u 16.00 4.00 50.0% 1.00 4.38 8.76Mantenimientro de interruptor horario u 16.00 4.00 50.0% 1.00 4.25 8.50Ajuste de conectores u 150.00 33.0% 1.00 0.85Alineamiento de pastorales u 48.00 25.00 5.0% 1.00 3.77 4.71Ajuste de lámpara u 80.00 25.00 20.0% 1.00 2.26 11.28Retemplado de retenidas u 24.00 10.0% 1.00 3.93Retemplado de conductores m 4000.00 10.0% 1.00 0.03

LIMPIEZALimpieza de elementos extraños de la red Km 20.00 25.0% 1.00 4.34Limpieza de luminaria u 80.00 25.00 25.0% 1.00 3.76 23.51

% GG+Utilidad 20% 83.16Costo por Luminaria 3.33

COSTO ANUAL DE MANTENIMIENTO EN BAJA TENSION (ALUMBRADO PUBLICO)/km 69.30

2.00

ALU

MBR

AD

O P

UB

LIC

O



90

5.5.2. Mantenimiento Correctivo

§ Metodología El costeo del mantenimiento correctivo tiene la finalidad de determinar los costos asociados a averías o fallas de las instalaciones de distribución, debido a factores ajenos al mantenimiento preventivo. Para el proceso de cálculo se analizó las tasas de falla a las que se encuentran expuestas las instalaciones. También se consideró a aquellas actividades en las cuales la vida útil de los equipos involucrados sea menor a los 30 años y cuyos costos adicionales no sean reconocidos como inversión de la red. Bajo este concepto se encuentran las instalaciones de alumbrado público. § Resultados de Mantenimiento Correctivo A continuación se muestran los resultados del mantenimiento correctivo:

Item Media Tensión Subestaciones de distribución Baja Tensión Equipos de

Alumbrado Público

VNR (Miles de US $.) 2,709 533 1,831 516

Metrado (Unid) 488 265 420 6,487Elemento principal de Falla Conductores Varios Conductores LámparasTasa de Falla 1% 0.50% 1% 20%VNR afectado (US$) 27,092 2,666 18,313 103,298Factor de afectación en el costo debido al elemento susceptible de falla

25% 5% 33% 7%

Mantenimiento Correctivo US $ / km - US $ / Lámpara 13.87 0.50 14.40 1.11

§ Costos Unitarios del Manteniendo Preventivo y Correctivo

Item Media Tensión Subestaciones de distribución Baja Tensión Equipos de

Alumbrado PúblicoMantenimiento Preventivo

US $ / km - US $ / Lámpara 93.23 71.42 82.21 3.33

Mantenimiento Correctivo US $ / km - US $ / Lámpara 13.87 0.50 14.40 1.11

Mantenimiento Total US $ / km - US $ / Lámpara 107.10 71.92 96.61 4.44



91

§ Valorización del Manteniendo Preventivo y Correctivo

La valorización ha sido realizada utilizando los metrados del VNR adaptado. El resultado es el siguiente:

Concepto

Costos Unitarios 107.10 US$ / km 71.92 US$ / Unidad 96.61 US$ / km 4.44 US$ / LámparaMetrado (Unid) 488 km 265 Unidad 420 km 6,487 UnidadValorización (Miles US$) 52.295 Miles US$ 19.060 Miles US$ 40.547 Miles US$ 28.832 Miles US$

Media Tensión Subestaciones de distribución Baja Tensión Equipos de Alumbrado

Público

La siguiente tabla presenta los valores desagregados por tipo de mantenimiento:

ConceptoEquipos

de Alumbrad

Total (S/.)

Preventivo 70,918 395,778

Correctivo 23,739 66,252

Valorización Total (S/.) 94,656 462,030

Media Tensión Subestaciones de distribución Baja Tensión

149,450 113,275

19,840

133,115

22,236

171,686

62,135

438

62,573

En el anexo II se muestra el detalle del cálculo.

5.6 Costo Fijo El costo fijo representa los costos directos en que debe incurrir la empresa modelo para realizar la toma de lecturas de consumo de los usuarios, el procesamiento de las facturas, la emisión, distribución y cobranzas. Para su determinación se contempla la realización de actividades con personal propio y tercerizado. En el caso de las actividades propias, los recursos necesarios involucrados directamente han sido determinados del diseño de la estructura organizacional. Se ha considerado que el personal propio realiza las tareas de supervisión en las actividades de lectura, facturación, reparto de recibos y cobranzas, mientras que el contratista, realiza las actividades tercerizadas que se detallan a continuación. § Lecturas de consumos de energía § Reparto de recibos § Cobranza de recibos El costo fijo ha sido determinado, a solicitud de OSINERG, considerando lecturas, procesamiento, emisión y repartos semestral, y cobranza mensual.

Los cargos para las tarifas binomias han considerado todas las actividades mensuales



92

A continuación mostramos el resumen de los costos de personal y de terceros:

TarifaCosto de Personal

(S/.)

Costo no Personal (S/.)

Costo de Terceros (S/.) Total Costo Fijo S/.

Monomios 4,218 4,996 19,562 28,776 Binomios 79 41 359 479Total - mes 4,297 5,037 19,920 29,255Total - año 51,564 60,446 239,045 351,054

La siguiente tabla muestra el resultado del cargo fijo:






56 1.153 1.716

Doble Medición de Energía y Potencia 29 0.597 1.716

Total 25,411 106.931 0.351 Los resultados detallados del cálculo del costo fijo se muestran en el anexo I.

5.7 Costos de Explotación Los costos de explotación del Sistema Eléctrico Modelo Chulucanas están conformados por las siguientes partidas: § Costo indirecto de personal (asignado de la Gerencia Regional ENOSA). § Costo indirecto no personal (asignado de la Gerencia Regional ENOSA). § Costo directo de personal del sistema eléctrico modelo Chulucanas. § Costo directo no personal del sistema eléctrico modelo Chulucanas.

Los costos indirectos provienen de la Gerencia Regional, en la cual se ha realizado un proceso de optimización con respecto a los recursos humanos necesarios para el gerenciamiento de la empresa (costo indirecto de personal) y los gastos asociados a estos recursos para que puedan desarrollar sus actividades eficientemente (costo indirecto no personal).



93

5.7.1. Costo Indirecto de Personal de la Gerencia Regional

El proceso de optimización del costo indirecto de personal contempló la determinación de los costos necesarios para alcanzar una administración eficiente, procediéndose a eliminar costos redundantes y que no correspondan a valores de mercado para la actividad de distribución que realiza la empresa.

El diseño de una estructura de costos eficientes permite la asignación de costos indirectos a los distintos centros de costos requeridos, entre los cuales tenemos administración, generación, transmisión, distribución y comercialización. La gerencia regional ha sido diseñada contemplando únicamente los puestos necesarios para el gerenciamiento de ENOSA, dado que en la organización real los gerentes de línea también comparten responsabilidades directas con la unidad de negocio Piura; por tanto, los puestos cuya función principal está dedicada a la unidad de negocio Piura han sido excluidos. De acuerdo con la optimización del diseño organizacional efectuada en el capítulo 4 del presente informe, dicho costo quedó determinado según se muestra a continuación (en nuevos soles):



94

Gerencia Regional GERENTE REGIONAL Directivo 1 23,164Gerencia Regional RELACIONISTA PUBLICO Profesionales 1 6,060Gerencia Regional ASISTENTE ADMINISTRATIVO Apoyo 1 3,464Totales Gerencia Regional 3 32,688Auditoría Interna ASISTENTE DE AUDITORIA Profesionales 1 10,785Totales Auditoría Interna 1 10,785Administración de Proyectos JEFE ADMINISTRACION DE PROYECTOS Directivo 1 7,934Administración de Proyectos ANALISTA DE PROYECTOS Profesionales 1 5,485Administración de Proyectos ANALISTA DE PROYECTOS Profesionales 1 4,573Administración de Proyectos ANALISTA DE PROYECTOS Profesionales 1 3,277Administración de Proyectos ANALISTA DE PROYECTOS Profesionales 1 3,205Totales Administración de Proyectos 5 24,475Calidad y Fiscalización JEFE AREA CALIDAD Y FISCALIZACION Directivo 1 6,272Calidad y Fiscalización ANALISTA DE FISCALIZACION Profesionales 1 2,784Calidad y Fiscalización ANALISTA CALIDAD DE PRODUCTO Profesionales 1 3,337Totales Calidad y Fiscalización 3 12,393Área Legal JEFE AREA LEGAL Directivo 1 5,291Área Legal ASISTENTE LEGAL Profesional 1 1,990Área Legal AUXILIAR LEGAL Apoyo 1 1,416Totales Área Legal 3 8,697Sistemas JEFE AREA TECNOLOGIA DE LA INFORMACION Directivo 1 4,845Sistemas ANALISTA DE SISTEMAS Profesionales 1 3,666Sistemas ANALISTA PROGRAMADOR Profesionales 1 4,033Sistemas TECNICO SOPORTE T.I. Técnico 1 2,846Sistemas TECNICO SOPORTE T.I. Técnico 1 919Totales Sistemas 5 16,309Administración y Finanzas GERENTE ADMINISTRACION Y FINANZAS Directivo 1 13,145Administración y Finanzas ANALISTA SEGURIDAD PATRIMONIAL Profesionales 1 3,502Administración y Finanzas ASISTENTE ADMINISTRATIVO Apoyo 1 2,189Totales Administración y Finanzas 3 18,836Recursos Humanos JEFE RECURSOS HUMANOS Directivo 1 6,200Recursos Humanos SUPERVISOR DE RECURSOS HUMANOS Profesionales 1 3,743Recursos Humanos ANALISTA DE RECURSOS HUMANOS Profesionales 1 2,343Recursos Humanos ASISTENTA SOCIAL Profesionales 1 2,460Totales Recursos Humanos 4 14,748Logística JEFE DE LOGISTICA Directivo 1 7,056Logística SUPERVISOR DE SERVICIOS Profesionales 1 2,248Logística ASISTENTE DE SERVICIOS Apoyo 1 2,746Logística COMPRADOR Profesionales 1 1,661Logística SUPERVISOR DE ALMACENES Profesionales 1 2,805Logística ASISTENTE DE ALMACEN Apoyo 1 2,078Logística AUXILIAR DE ALMACEN Apoyo 1 1,810Totales Logística 7 20,405Contabilidad JEFE CONTABILIDAD Directivo 1 10,823Contabilidad SUPERVISOR DE CONTABILIDAD Profesionales 1 5,284Contabilidad ANALISTA CONTABLE Profesionales 1 2,728Contabilidad ANALISTA CONTABLE Profesionales 1 4,452Contabilidad ANALISTA CONTABLE Profesionales 1 5,753Contabilidad ANALISTA CONTABLE Profesionales 1 1,837Contabilidad ANALISTA CONTABLE Profesionales 1 1,369Totales Contabilidad 7 32,246Finanzas SUPERVISOR DE FINANZAS Profesionales 1 1,880Finanzas ANALISTA DE COSTOS Profesionales 1 4,452Finanzas ANALISTA DE CONTROL DE GESTION Profesionales 1 5,753Finanzas ANALISTA DE SEGUROS PATRIMONIALES Profesionales 1 4,437Finanzas ASISTENTE FINANCIERO Profesionales 1 3,272Finanzas ASISTENTE DE CAJA Apoyo 1 1,822Finanzas ASISTENTE DE CAJA Apoyo 1 2,353Totales Finanzas 7 23,969Gerencia Comercial GERENTE COMERCIAL Directivo 1 14,223Gerencia Comercial ASISTENTE COMERCIAL Apoyo 1 2,758Totales Gerencia Comercial 2 16,981Unidad de Tarifas y Contratos JEFE TARIFAS Y CONTRATOS Directivo 1 4,891Totales Unidad de Tarifas y Contratos 1 4,891Gerencia de Distribución GERENTE TECNICO Directivo 1 15,237Gerencia de Distribución ANALISTA DE PLANEAMIENTO Profesionales 1 6,586Gerencia de Distribución ANALISTA DE REDES Y COMUNICACIONES Profesionales 1 3,659Gerencia de Distribución ENCARGADO DE SEGURIDAD INDUSTRIAL Profesionales 1 3,023Gerencia de Distribución ASISTENTE ADMINISTRATIVO Apoyo 1 2,458Totales Gerencia de Distribución 5 30,963

Grupo OcupacionalÁrea / Departamento Puesto Personas Gasto Mensual



95

Dado que los recursos humanos de la Gerencia Regional son encargados de la gestión integral de la empresa, realizan como parte de su trabajo, tareas de supervisión de las actividades siguientes:

§ Inversiones § Generación y transmisión § Distribución y comercialización § Otros servicios

Por tanto, para cumplir con los fines del estudio se debe realizar una separación de los costos correspondientes a las actividades de distribución y comercialización, para lo cual se estima que la forma más representativa para desagregar dichos costos es el tiempo destinado por cada persona a las actividades que realiza. Si la función desempeñada abarca todas las actividades (inversión, generación-transmisión, distribución-comercialización y otros servicios) el porcentaje de asignación se define:

Generación y Transmisión 10%Distribución 55%Inversión 25%Otros Servicios 10%

Total 100%

Centro de costos Porcentaje (%) Asignado

Si la función desempeñada abarca mayoritariamente la actividad de distribución, el porcentaje de asignación se define:

Distribución 85%Otros Servicios 15%

Total 100%


Si la función desempeñada abarca exclusivamente una actividad, entonces el porcentaje de asignación se definirá como 100%, como es el caso del área de proyectos.

Luego de realizada la separación de costos, según la dedicación descrita anteriormente, los costos indirectos de personal de la Gerencia Regional, quedaron asignados a las actividades según se muestra a continuación:



96

1 1,1,04,1,1 Gerencia Regional GERENTE REGIONAL 1 23,1642 2,1,05,1,1 Gerencia Regional RELACIONISTA PUBLICO 1 6,0603 4,1,24,1,1 Gerencia Regional ASISTENTE ADMINISTRATIVO 1 3,464

Totales Gerencia Regional 3 32,6884 1,2,06,1,1 Auditoría Interna ASISTENTE DE AUDITORIA 1 10,785

Totales Auditoría Interna 1 10,7855 1,3,02,1,1 Administración de Proyectos JEFE ADMINISTRACION DE PROYECTOS 1 7,9346 2,2,07,1,1 Administración de Proyectos ANALISTA DE PROYECTOS 1 5,4857 2,2,08,1,1 Administración de Proyectos ANALISTA DE PROYECTOS 1 4,5738 2,2,07,1,1 Administración de Proyectos ANALISTA DE PROYECTOS 1 3,2779 2,2,08,1,1 Administración de Proyectos ANALISTA DE PROYECTOS 1 3,205

Totales Administración de Proyectos 5 24,47510 1,3,01,1,1 Calidad y Fiscalización JEFE AREA CALIDAD Y FISCALIZACION 1 6,27211 2,3,17,1,1 Calidad y Fiscalización ANALISTA DE FISCALIZACION 1 2,78412 2,2,29,1,1 Calidad y Fiscalización ANALISTA CALIDAD DE PRODUCTO 1 3,337

Totales Calidad y Fiscalización 3 12,39313 1,3,03,1,1 Área Legal JEFE AREA LEGAL 1 5,29114 2,3,02,1,1 Área Legal ASISTENTE LEGAL 1 1,99015 4,2,10,1,1 Área Legal AUXILIAR LEGAL 1 1,416

Totales Área Legal 3 8,69716 1,3,04,1,1 Sistemas JEFE AREA TECNOLOGIA DE LA INFORMACION 1 4,84517 2,3,05,1,1 Sistemas ANALISTA DE SISTEMAS 1 3,66618 2,3,05,1,1 Sistemas ANALISTA PROGRAMADOR 1 4,03319 3,3,06,1,1 Sistemas TECNICO SOPORTE T.I. 1 2,84620 3,3,06,1,1 Sistemas TECNICO SOPORTE T.I. 1 919

Totales Sistemas 5 16,30921 1,2,01,1,1 Administración y Finanzas GERENTE ADMINISTRACION Y FINANZAS 1 13,14522 2,2,11,1,1 Administración y Finanzas ANALISTA SEGURIDAD PATRIMONIAL 1 3,50223 4,1,08,1,1 Administración y Finanzas ASISTENTE ADMINISTRATIVO 1 2,189

Totales Administración y Finanzas 3 18,83624 1,3,07,1,1 Recursos Humanos JEFE RECURSOS HUMANOS 1 6,20025 2,2,12,1,1 Recursos Humanos SUPERVISOR DE RECURSOS HUMANOS 1 3,74326 4,1,02,1,1 Recursos Humanos ANALISTA DE RECURSOS HUMANOS 1 2,34327 2,3,10,1,1 Recursos Humanos ASISTENTA SOCIAL 1 2,460

Totales Recursos Humanos 4 14,74828 1,3,09,1,1 Logística JEFE DE LOGISTICA 1 7,05629 4,2,15,1,1 Logística SUPERVISOR DE SERVICIOS 1 2,24830 4,1,05,1,1 Logística ASISTENTE DE SERVICIOS 1 2,74631 4,2,16,1,1 Logística COMPRADOR 1 1,66132 2,2,16,1,1 Logística SUPERVISOR DE ALMACENES 1 2,80533 4,1,14,1,1 Logística ASISTENTE DE ALMACEN 1 2,07834 4,2,03,1,1 Logística AUXILIAR DE ALMACEN 1 1,810

Totales Logística 7 20,40535 1,3,06,1,1 Contabilidad JEFE CONTABILIDAD 1 10,82336 2,2,09,1,1 Contabilidad SUPERVISOR DE CONTABILIDAD 1 5,28437 2,3,03,1,1 Contabilidad ANALISTA CONTABLE 1 2,72838 2,3,03,1,1 Contabilidad ANALISTA CONTABLE 1 4,45239 2,3,03,1,1 Contabilidad ANALISTA CONTABLE 1 5,75340 2,3,03,1,1 Contabilidad ANALISTA CONTABLE 1 1,83741 2,3,03,1,1 Contabilidad ANALISTA CONTABLE 1 1,369

Totales Contabilidad 7 32,24642 2,2,13,1,1 Finanzas SUPERVISOR DE FINANZAS 1 1,88043 2,3,03,1,1 Finanzas ANALISTA DE COSTOS 1 4,45244 2,3,03,1,1 Finanzas ANALISTA DE CONTROL DE GESTION 1 5,75345 2,3,03,1,1 Finanzas ANALISTA DE SEGUROS PATRIMONIALES 1 4,43746 3,1,03,1,1 Finanzas ASISTENTE FINANCIERO 1 3,27247 4,1,23,1,1 Finanzas ASISTENTE DE CAJA 1 1,82248 4,1,23,1,1 Finanzas ASISTENTE DE CAJA 1 2,353

Totales Finanzas 7 23,96949 1,2,03,1,1 Gerencia Comercial GERENTE COMERCIAL 1 14,22350 2,3,12,1,1 Gerencia Comercial ASISTENTE COMERCIAL 1 2,758

Totales Gerencia Comercial 2 16,98151 1,3,10,1,1 Unidad de Tarifas y Contratos JEFE TARIFAS Y CONTRATOS 1 4,891

Totales Unidad de Tarifas y Contratos 1 4,89152 1,2,02,1,1 Gerencia de Distribución GERENTE TECNICO 1 15,23753 2,2,25,1,1 Gerencia de Distribución ANALISTA DE PLANEAMIENTO 1 6,58654 2,2,05,1,1 Gerencia de Distribución ANALISTA DE REDES Y COMUNICACIONES 1 3,65955 2,2,01,1,1 Gerencia de Distribución ENCARGADO DE SEGURIDAD INDUSTRIAL 1 3,02356 4,1,08,1,1 Gerencia de Distribución ASISTENTE ADMINISTRATIVO 1 2,458

Totales Gerencia de Distribución 5 30,963

PERSONAL 56TOTAL MES 268,384TOTAL AÑO 3,220,604

Ítem Código Área / Departamento Puesto Personas Gasto Mensual



97

El resumen de la asignación efectuada a las actividades de inversión, generación-transmisión, distribución-comercialización y otros servicios se muestra a continuación:

Gasto Gasto

Mensual AnualGeneración y Transmisión 22,204 266,444 Distribución 140,712 1,688,540 Inversión 79,984 959,806 Otros Servicios 25,485 305,814

Total 268,384 3,220,604

Centro de costos

Conclusión: Los costos indirectos de personal de la Gerencia Regional asignados a la actividad de distribución, para efectos del VAD, ascienden a S/. 1,688,540

5.7.2. Costo Indirecto no Personal de la Gerencia Regional El proceso de optimización del costo indirecto no personal contempló la determinación de los costos necesarios no personales para que la organización funcione adecuadamente. Se procedió a eliminar costos redundantes y que no correspondan a valores de mercado para la actividad de distribución que realiza la empresa.

Dado que los costos determinados sirven a las actividades de inversión, generación-transmisión, distribución-comercialización y otros servicios, es necesario realizar una asignación a las actividades, el criterio de asignación adoptado de forma análoga a los costos indirectos de personal se muestra a continuación:


Total 100%


Para las partidas de marketing - relaciones públicas y call center, el criterio de asignación aplicado se muestra a continuación:

Generación y Transmisión 10%Distribución 80%Otros Servicios 10%

Total 100%




98

De acuerdo a la optimización efectuada sobre la información presentada por ENOSA, dicho costo quedó determinado según se muestra a continuación:

Detalle de Costos por Concepto Total Costos Servicios

complementariosGeneración / Transmisión Inversiones Distribución

Comunicaciones SCADA 94,300 9,430 9,430 23,575 51,865 Arriendo de camionetas 83,423 8,342 8,342 20,856 45,883 Viáticos 49,275 4,928 4,928 12,319 27,101 Ropa de seguridad, equipos y uniformes 18,250 1,825 1,825 4,563 10,038 Sobretiempos 39,191 3,919 3,919 9,798 21,555 Combustibles 48,563 4,856 4,856 12,141 26,710 Peajes 2,872 287 287 718 1,580 Teléfono y comunicaciones 181,534 18,153 18,153 45,384 99,844 Licencias e impuestos 30,000 3,000 3,000 7,500 16,500 Marketing y relaciones públicas 78,373 7,837 7,837 62,698 Vigilancia 52,800 5,280 5,280 13,200 29,040 Aseo de edificios y dependencias 36,000 3,600 3,600 9,000 19,800 Mantención de edificios 36,036 3,604 3,604 9,009 19,820 Servicios básicos (agua, luz, gas…) 21,600 2,160 2,160 5,400 11,880 Materiales de oficina 13,860 1,386 1,386 3,465 7,623 Papel para impresoras 7,845 785 785 1,961 4,315 Toner impresoras 19,253 1,925 1,925 4,813 10,589 Papelería corporativa 58,813 5,881 5,881 14,703 32,347 Fotocopias 31,536 3,154 3,154 7,884 17,345 Suscripciones 4,000 400 400 1,000 2,200 Gastos notariales 5,000 500 500 1,250 2,750 Call center 164,794 16,479 16,479 131,835 Abogado 200,000 20,000 20,000 50,000 110,000 Auditoría interna 100,000 10,000 10,000 25,000 55,000 Prevención de riesgos y M.A. 75,000 7,500 7,500 18,750 41,250 Adm. R.R.H.H. 150,000 15,000 15,000 37,500 82,500 Bodegas y gestión de stock 120,000 12,000 12,000 30,000 66,000 Sistemas 278,398 27,840 27,840 69,600 153,119 Arriendo licencias 80,932 8,093 8,093 20,233 44,513 Mantención de PC y periféricos 24,539 2,454 2,454 6,135 13,496 Auditorías externas 200,000 20,000 20,000 50,000 110,000 Asesorías regulatorias 150,000 15,000 15,000 37,500 82,500 Otras asesorías 150,000 15,000 15,000 37,500 82,500 Directorio 307,195 30,720 30,720 76,799 168,957 Prevención de riesgos 39,191 3,919 3,919 9,798 21,555 Capacitación 39,191 3,919 3,919 9,798 21,555 Total Costos Directos G.R. Piura 2,991,764 299,176 299,176 687,149 1,706,262

El resumen de la asignación efectuada a las actividades de inversión, generación-transmisión, distribución-comercialización y otros servicios, se muestra a continuación:

Costos directos no personales - Gerencia Regional ENOSA Monto en S/.Servicios complementarios 299,176 Generación / Transmisión 299,176 Inversiones 687,149 Distribución 1,706,262 Total 2,991,764

Conclusión: El costo indirecto no personal de la Gerencia Regional, asignado a la actividad de distribución para efectos del VAD, asciende a S/. 1,706,262



99

5.7.3. Criterios para la Asignación de Costos Indirectos Los costos indirectos determinados en los sub capítulos anteriores deben ser asignados al sistema eléctrico modelo Chulucanas, para lo cual se debe elegir un driver de asignación que sea representativo. Para este fin se seleccionaron los siguientes indicadores base para los criterios de asignación:

Número de Clientes 228,753 25,299 11.1%Ventas (MWh) 488,681 19,315 4.0%Facturación (Miles S/.) 132,235 6,097 4.6%

ENOSA Chulucanas ParticipaciónDatos significativos

Se eligió la facturación anual, en miles de nuevos soles, como criterio adecuado para la asignación de cargas de personal al sistema eléctrico modelo Chulucanas. El driver de asignación de los costos indirectos (personal y no personal) es de 4.6%.

5.7.4. Asignación de Costo Indirecto de Personal de la Gerencia Regional

El procedimiento de asignación empleado se muestra a continuación:

Costo Indirecto de Personal Gerencia Regional ENOSA 1,688,5404.6% Driver de asignación

Asignación a SEM Chulucanas 77,854

Conclusión: El costo indirecto de personal de la Gerencia Regional asignado al SEM Chulucanas asciende a S/. 77,854.00.

5.7.5. Asignación de Costo Indirecto no Personal de la Gerencia Regional

El procedimiento de asignación empleado se muestra a continuación:

Costos Indirecto no Personal - Gerencia Regional ENOSA 1,706,262

Driver de asignación 4.60%

Asignación a SEM Chulucanas 78,488

Conclusión: El costo indirecto no personal de la Gerencia Regional asignado al SEM Chulucanas asciende a S/. 78,488.00



100

5.7.6. Costo Directo del Personal del Sistema Eléctrico Modelo

El proceso de optimización del costo directo de personal, contempló la determinación de los costos necesarios para alcanzar una administración eficiente, procediéndose a eliminar costos redundantes y que no correspondan a valores de mercado para la actividad de distribución que realiza la empresa. De acuerdo con la optimización del diseño organizacional efectuada en el capítulo anterior. Dicho costo quedó determinado según se muestra a continuación:

ASISTENTE ADMINISTRATIVO Sucursales Apoyo Administración 1 1,355JEFE ADMINISTRACION DE UU.NN. Sullana Directivo Administración 1 3,701JEFE COMERCIAL DE UU.NN. Sullana Directivo Administración 1 4,731JEFE DE UNIDAD DE NEGOCIO Sullana Directivo Administración 1 10,123

Total Personal Administrativo 4 19,911AUXILIAR ATENCION AL CLIENTE Sucursales Apoyo Comercialización 1 919SUPERVISOR CONTROL DE PERDIDAS Sucursales Profesionales Comercialización 1 2,754ASISTENTE DE CAJA Sullana Apoyo Comercialización 1 1,823AUXILIAR ATENCION AL CLIENTE Sullana Apoyo Comercialización 1 1,950SUPERVISOR Cobranzas Sullana Profesionales Comercialización 1 3,086SUPERVISOR Facturación Sullana Profesionales Comercialización 1 3,086SUPERVISOR Lectura y Reparto Sullana Profesionales Comercialización 1 3,086TECNICO SOPORTE T.I. Sullana Técnico Comercialización 1 3,743

Total Personal Comercialización 8 20,447JEFE DE SERVICIO MORROPON Sucursales Profesionales Operación 1 3,156SUPERVISOR DE EMERGENCIAS Sucursales Profesionales Operación 1 3,086SUPERVISOR DE EMERGENCIAS Sucursales Profesionales Operación 1 3,086TECNICO EMERGENCIA Sucursales Técnico Operación 1 2,428TECNICO EMERGENCIA Sucursales Técnico Operación 1 2,262TECNICO MANTENIMIENTO ELECTRICO Sucursales Técnico Operación 1 2,428TECNICO MANTENIMIENTO ELECTRICO Sucursales Técnico Operación 1 2,262ASISTENTE DE ALMACEN Sullana Apoyo Operación 1 1,387JEFE TECNICO DE UU. NN. Sullana Directivo Operación 1 4,184SUPERVISOR DE MANTENIMIENTO DE UU.NN. Sullana Profesionales Operación 1 3,086

Total Personal Distribución 10 27,365

PERSONAL 22TOTAL MES 67,722TOTAL AÑO 812,662

DivisiónPuestoProveniente de la Unidad de

NegocioGrupo

Ocupacional Gasto MensualPersonas

Dado que los recursos humanos del sistema eléctrico modelo Chulucanas están encargados de la gestión integral de la empresa, realizan, como parte de su trabajo las tareas de supervisión de las actividades siguientes:

§ Inversiones § Generación y transmisión § Distribución y comercialización § Otros servicios



101

Por tanto, para cumplir con los fines del estudio se debe realizar una separación de los costos correspondientes a las actividades de distribución y comercialización, para lo cual se estima que la forma más representativa para desagregarlos es el tiempo destinado, por cada persona, a las actividades que realiza. Si la función desempeñada abarca todas las actividades (inversión, generación-transmisión, distribución-comercialización y otros servicios), el porcentaje de asignación se define de la siguiente:


Total 100%


Si la función desempeñada abarca mayoritariamente la actividad de distribución, el porcentaje de asignación se define:

Distribución 85%Otros Servicios 15%

Total 100%


Luego de realizada la separación de costos según la dedicación descrita anteriormente, los costos directos de personal del sistema eléctrico modelo Chulucanas quedaron asignados a las actividades según se muestra a continuación:



102

Gen. y Trans. Inversión Otros Serv. Distribución

ASISTENTE ADMINISTRATIVO Sucursales Apoyo Administración 1 1,355 136 339 136 745JEFE ADMINISTRACION DE UU.NN. Sullana Directivo Administración 1 3,701 370 925 370 2,036JEFE COMERCIAL DE UU.NN. Sullana Directivo Administración 1 4,731 473 4,258JEFE DE UNIDAD DE NEGOCIO Sullana Directivo Administración 1 10,123 1,012 2,531 1,012 5,568

Total Personal Administrativo 4 19,911 12,607AUXILIAR ATENCION AL CLIENTE Sucursales Apoyo Comercialización 1 919 92 827SUPERVISOR CONTROL DE PERDIDAS Sucursales Profesionales Comercialización 1 2,754 275 2,478ASISTENTE DE CAJA Sullana Apoyo Comercialización 1 1,823 182 456 182 1,002AUXILIAR ATENCION AL CLIENTE Sullana Apoyo Comercialización 1 1,950 195 1,755SUPERVISOR Cobranzas Sullana Profesionales Comercialización 1 3,086 309 2,777SUPERVISOR Facturación Sullana Profesionales Comercialización 1 3,086 309 2,777SUPERVISOR Lectura y Reparto Sullana Profesionales Comercialización 1 3,086 309 2,777TECNICO SOPORTE T.I. Sullana Técnico Comercialización 1 3,743 374 936 374 2,059

Total Personal Comercialización 8 20,447 16,454JEFE DE SERVICIO MORROPON Sucursales Profesionales Operación 1 3,156 316 2,841SUPERVISOR DE EMERGENCIAS Sucursales Profesionales Operación 1 3,086 309 2,777SUPERVISOR DE EMERGENCIAS Sucursales Profesionales Operación 1 3,086 309 2,777TECNICO EMERGENCIA Sucursales Técnico Operación 1 2,428 243 2,185TECNICO EMERGENCIA Sucursales Técnico Operación 1 2,262 226 2,036TECNICO MANTENIMIENTO ELECTRICO Sucursales Técnico Operación 1 2,428 243 2,185TECNICO MANTENIMIENTO ELECTRICO Sucursales Técnico Operación 1 2,262 226 2,035ASISTENTE DE ALMACEN Sullana Apoyo Operación 1 1,387 139 347 139 763JEFE TECNICO DE UU. NN. Sullana Directivo Operación 1 4,184 418 1,046 418 2,301SUPERVISOR DE MANTENIMIENTO DE UU.NN. Sullana Profesionales Operación 1 3,086 309 771 309 1,697

Total Personal Distribución 10 27,365 21,598

%PERSONAL 22TOTAL MES 67,722 2,940 7,350 6,772 50,659TOTAL AÑO 812,662 35,282 88,206 81,266 607,908

DivisiónPuesto Proveniente de la Unidad de Negocio

Grupo Ocupacional

Asignación del Gasto MensualGasto MensualPersonas

Conclusión: El costo directo de personal del sistema eléctrico modelo Chulucanas asignado a la actividad de distribución asciende a S/. 607,908.00.

La asignación realizada anteriormente expresada por divisiones se muestra a continuación:

Comercialización 8 16,454 197,447 Operación 10 21,598 259,179 Administración 4 12,607 151,281 Total 22 50,659 607,908

Asignación de Gastos Administrativos

Comercialización 5,451 65,415 Operación 7,156 85,867 Total 12,607 151,281

Total Distribución

Comercialización 21,905 262,862 Operación 28,754 345,046 Total 50,659 607,908

División Número de personas Gasto M ensual Gasto Anual

Gasto Anual

División Gasto Mensual Gasto Anual

División Gasto Mensual

Conclusión: El costo directo de personal del SEM Chulucanas expresado como costos de operación y comercialización asciende a S/. 345,046.00 y S/. 262,862 respectivamente.



103

El costo directo de personal determinado corresponde a actividades de explotación técnica y comercial, las cuales se descomponen en actividades reconocidas en los costos del VAD y otras que no son reconocidas por los costos del VAD, cuyo detalle se describe a continuación:

Actividades VAD Actividades NO VAD Costo Fijo

Operación y mantenimiento Acciones comerciales Costos Asociados al clienteGestión comercialActividades comerciales

Por tanto, para el cálculo del VAD será necesario descontar al costo directo de personal, los costos asociados a actividades no VAD y el costo fijo.

5.7.7. Costo Directo no Personal del Sistema Eléctrico Modelo

El proceso de optimización del costo indirecto no personal contempló la determinación de los costos necesarios no personales para que la organización funcione adecuadamente. Se procedió a eliminar costos redundantes y que no correspondan a valores de mercado para la actividad de distribución que realiza la empresa. Adicionalmente a los costos informados por la empresa, se procedió a determinar los costos de las siguientes partidas:

§ Aportes a empresas reguladoras: Se consideró, de acuerdo con el D.L. N°

25844, el 1% de las ventas correspondientes al año fiscal 2004, las cuales ascendieron a S/. 6,096,780, por lo que el importe anual resultante es de S/. 60,968

§ Costo de capital de trabajo: Estos costos reflejan el esfuerzo económico que

representa para la empresa el desfase originado por el plazo que trascurre entre la cobranza de la venta de energía y los pagos por compra de energía, remuneraciones y otros gastos de operación.

Se evaluó la simulación de operación típica de la empresa en cuanto a período de facturación por usuario, plazos de pago de acuerdo con prácticas habituales de mercado, plazos de pago a las generadoras, a los prestadores de servicios, tributos, otros gastos y remuneraciones.

Para este fin se determinó la siguiente información:

§ Plazo medio de cobro a clientes. § Plazo medio de pago a generadoras. § Plazo medio de pago por servicio de terceros y otros gastos. § Tasa efectiva anual en nuevos soles (S/.) vigente.



104

Para el cálculo del capital de trabajo se consideraron todos aquellos gastos corrientes de un mes obligados con fecha anterior a la recepción de los ingresos provenientes del giro del negocio. A continuación, se muestra el procedimiento del cálculo del costo del capital de trabajo:

75 900 30 45 60

IngresosVentas: S/. 203,226EgresosCargas de personal: 15,198Aportes a Reguladoras: 5,081Flujo Neto (1): 182,947 Ingresos

Ventas: S/. 101,613

EgresosCargas de personal: S/. 35,461

Saldo Inicial S/. 182,947

IngresosVentas: 203,226EgresosCompra de energía: 407,959Flujo Neto (2): 21,785

EgresosGastos Diversos S/. 4,155

EgresosMantenimiento: S/. 5,521Seguros: 1,655

Ingresos Egresos

Día 0100% de las cargas mensuales de mantenimiento correctivo 5,521 100% de las cargas mensuales de seguros 1,655

Día 3070% de las cargas mensuales de personal 35,461

Día 45 Día 4540% de las ventas mensuales 203,226 30% de las cargas mensuales de personal 15,198

100% de los aportes a las reguladoras 5,081

Día 60 Día 6040% de las ventas mensuales 203,226 100% de las compras mensuales de energía 407,959

Día 7525% de los gastos diversos mensuales 4,155

Día 9020% de las ventas mensuales 101,613

Venta de energía 6,096,780 Compra de energía 4,895,507 Nota: Valores expresados en S/.

Para el cálculo del costo a incurrir para obtener dicho capital de trabajo, se utilizó una tasa efectiva anual del 12%. El resultado anual se muestra a continuación.



105

Concepto Días a Financiar En S/. Costo Mensual (S/.) Costo Anual (S/.)Mantenimiento Correctivo 45 5,521 79 945 Seguros 45 1,655 24 283 Cargas de Personal (70%) 15 35,461 168 2,014 Flujo Neto (2) 30 21,785 207 2,481 Gastos diversos (25%) 15 4,155 20 236

Totales 497 5,959 Dado que los costos determinados sirven a las actividades de inversión, generación-transmisión, distribución-comercialización y otros servicios es necesario realizar una asignación a las actividades. El criterio de asignación adoptado de forma análoga a los costos directos de personal, se muestra a continuación:


Total 100%


Para las partidas de marketing - relaciones públicas y primas de seguros, el criterio de asignación aplicado se muestra a continuación:

Generación y Transmisión 10%Distribución 80%Otros Servicios 10%

Total 100%


Para las partidas de aportes a organismos reguladores y costos de capital de trabajo, se asignó el 100% a la actividad de distribución.

De acuerdo con la optimización efectuada sobre la información presentada por ENOSA, dicho costo quedó determinado según se muestra a continuación:



106

Detalle de Costos por Concepto Total Costos Servicios complementarios

Generación / Transmisión Inversiones Distribución

Arriendo de camionetas 55,616 5,562 5,562 13,904 30,589 Viáticos 15,000 1,500 1,500 3,750 8,250 Ropa de seguridad, equipos y uniforme 5,000 500 500 1,250 2,750 Teléfono y comunicaciones 27,161 2,716 2,716 6,790 14,939 Combustibles 38,057 3,806 3,806 9,514 20,931 Marketing y relaciones públicas 19,361 1,936 1,936 15,489 Vigilancia 19,800 1,980 1,980 4,950 10,890 Aseo de edificios y dependencias 15,000 1,500 1,500 3,750 8,250 Mantención de edificios 4,955 496 496 1,239 2,725 Servicios básicos (agua, luz, gas…) 9,000 900 900 2,250 4,950 Materiales de oficina 1,362 136 136 341 749 Papel impresoras 2,149 215 215 537 1,182 Toner impresoras 2,637 264 264 659 1,450 Papelería corporativa 4,000 400 400 1,000 2,200 Formularios 6,950 695 695 1,738 3,823 Fotocopias 3,840 384 384 960 2,112 Gastos notariales 3,000 300 300 750 1,650 Primas de seguros 24,825 2,483 2,483 19,860 Bodegas y gestión de stock 18,000 1,800 1,800 4,500 9,900 Mantención de PC y periféricos 8,259 826 826 2,065 4,542 Prevención de riesgos 3,562 356 356 891 1,959 Capacitación 7,124 712 712 1,781 3,918 Aportes a empresas reguladoras 60,968 60,968 Costo del capital de trabajo 5,957 5,957 Tributos 84,000 8,400 8,400 21,000 46,200 Total Costos Directos SE Chulucanas 445,583 37,866 37,866 83,618 286,233

Conclusión: El costo directo no personal del sistema eléctrico modelo Chulucanas asignado a la actividad de distribución asciende a S/. 286,233. La asignación realizada anteriormente expresada por partidas se muestra a continuación:

Costos correspondientes a la actividad de Distribución Monto en S/.Operaciones 83,774 Suministros Diversos 52,914 Combustibles y Lubricantes 20,931 Cargas Diversas de Gestión 15,489 Provisiones - Tributos 46,200 Aportes a reguladoras 60,968 Costo del capital de trabajo 5,957 Total gastos directos SE Chulucanas 286,233

De la misma manera que al costo directo personal, a estos costos es necesario descontar al costo directo no personal, los costos asociados a actividades no VAD y el costo fijo.



107

5.8 Consolidación de Costos de Explotación del Sistema Eléctrico Modelo La consolidación de costos para el cálculo del VAD del sistema eléctrico modelo Chulucanas se efectuó de la siguiente forma: Primero se sumaron los siguientes costos calculados en el capítulo anterior: § Costo indirecto de personal y no personal de la Gerencia Regional ENOSA

Indirectos S/.

Costos de Personal 77,854 Costos no personales 78,488

Total (S/.) 156,342 § Costo directo de personal y no personal del sistema eléctrico modelo Chulucanas

Directos S/.

Comercialización 262,862 Costos de Personal Operación 345,046

Costos no personales 286,233 Total (S/.) 894,141

§ Costo de Mantenimiento Preventivo y Correctivo

Mantenimiento S/

Preventivo 395,778 Correctivo 66,252 Total (S/.) 462,030

Como segundo paso, al resultado expuesto anteriormente se eliminaron los costos siguientes: § Costo de personal y no personal del cargo fijo

Costo Fijo S/

Costos de Personal 51,564 Costos no Personales 60,446

Total (S/.) 112,010 § Costo de personal y no personal de acciones comerciales

Indirectos S/.


Costos Indirectos 31,268 Total (S/.) 118,685



108

Finalmente, se procedió a asignar los costos resultantes a las actividades de operación y mantenimiento, que servirán como dato para el cálculo del VAD a nivel de media y baja tensión. Para este fin, se determinaron los porcentajes de asignación de tiempos destinados a actividades de distribución de media y baja tensión, llegando a la siguiente proporción:

Dedicación %MT 34%BT 66%Total 100%

A continuación se muestra el cuadro con los resultados finales:

Costos de Personal

Costos No Personales

Explotación Técnica Costos de Operación y Mantenimiento 807,076 - - 807,076

Costos de Gestión Comercial (1) 105,649 112,895 78,171 296,715Actividades Comerciales (1) 63,389 67,737 46,903 178,029Acciones Comerciales (1) 42,260 45,158 31,268 118,686Costos Asociados al Cliente (2) 51,564 60,446 - 112,010Total Costos de Explotación Comercial 262,862 286,235 156,342 705,439

1,069,938 286,235 156,342 1,512,515976,114 180,632 125,074 1,281,820336,071 62,191 43,062 441,324640,043 118,441 82,011 840,496

93,823 105,604 31,268 230,696

(2) Los costos asociados al cliente fueron determinados en el costo fijo.

Total S/.S.E. Chulucanas

Explotación Comercial

Total VAD BT

Costos Directos S/.Costos

Indirectos S/.

Total No VAD

Costo Total de Explotación

(1) El resultado del total de costos de explotación comercial menos los costos asociados al cliente fue distribuido en 50%, 30% y 20% para los costos de gestión comercial, actividades comerciales y acciones comerciales, respectivamente.

Total VADTotal VAD MT

Realizando una distribución de los costos por actividad se determinó la siguiente tabla:




US$)


(miles US$)

Total (miles US$)





109

5.9 Formatos D

En el Anexo IX del presente informe se presentan los principales formatos D elaborados por el Supervisor VAD:



110

6. Resultados

6.1 Estructuración de la Empresa Modelo

6.1.1. Caracterización del Mercado y Definición Preliminar del Tipo de Red De las ventas de energía reportadas y en función al número de clientes, se determinaron los consumos promedios de los rangos de energía de la opción tarifaria BT5B, los cuales son mostrados a continuación:

Tipo de Consumo Opción Consumo Promedio (kWh - día) Número de Clientes< 1 - 30 kWh> BT5B R1 0.45 15,460.00

<31 - 100 kWh> BT5B R2 1.73 7,411.00<101 - 150 kWh> BT5B R3 3.93 879.00<151 - 300 kWh> BT5B R4 6.35 350.00<301 - 500 kWh> BT5B R5 12.70 69.00<501 - 750 kWh> BT5B R6 19.80 21.00<751 - 1000 kWh> BT5B R7 28.17 6.00


1P, Pensión Fija BT6 1.63 3.00 Del cuadro anterior se observa que los consumos del 61% y 39% de los clientes son de 0.45kWh – día y 1.73kWh – día. Los consumos y el porcentaje de clientes relacionados a cada rango de energía son presentados en el siguiente gráfico:


0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

R1 R2 R3 R4 R5 R6 R7 R8 R9

Rango de Energía




111

Cálculo de la demanda media Típica El resultado de la caracterización de carga fue el siguiente:

Rango de Energía de la

Opción BT5B

Número de

Clientes


P Hp (kW -día)

< 1 – 30 kWh> 15,460 0.45 0.15 <31 - 100 kWh> 7,411 1.73 0.38

<101 – 150 kWh> 879 3.93 0.53 <151 – 300 kWh> 350 6.39 2.11 <301 – 500 kWh> 69 12.60 1.02 <501 – 750 kWh> 21 19.78 2.98 <751 - 1000 kWh> 6 28.11 4.30


Nota: PHp (Potencia en Horas de Punta) es una potencia caracterizada en base a consumos promedios de energía La demanda media típica por zona fue calculada a partir de una ponderación, la cual está en función al consumo y número de clientes. Los resultados son los siguientes:

Para clientes ubicados en zonas concentradas 0.30kW Para clientes ubicados en zonas dispersas 0.14kW

Donde: § Las zonas concentradas son aquellas zonas donde se tiene definido, en

proporción y distribución, el catastro. § Las zonas dispersas son consideradas a aquellas zonas que no están en la

zona concentrada definida anteriormente.

6.1.2. Costos Unitarios de las Instalaciones Eléctricas para la Valorización del VNR

Los costos unitarios de los materiales utilizados para la valorización fueron obtenidos de la Dirección Ejecutiva de Proyectos del Ministerio de Energía y Minas, en adelante “DEP”. El análisis de dichos costos considera la asignación de tiempos de trabajo y avance de la misma, así como cuadrilla de trabajadores y alquiles de equipos. Con respecto a los armados de construcción, su estandarización se realizó en función a los armados típicos para líneas y redes de media y baja tensión, y subestaciones, normalizados por la DEP. Para los costos de los recursos se consideró lo siguiente:



112

§ Mano de Obra Se consideran costos del mercado, ya que los costos de CAPECO no son representativos para la labor en el sector en estudio.



§ Transporte y Equipos Se consideran costos del mercado, ya que los costos de CAPECO no son representativos para la labor en el sector en estudio.



Los costos indirectos considerados fueron: ingeniería de proyecto, recepción de obra e intereses intercalarios. Los valores estimados por estos conceptos son los siguientes:

PARAMETRO VALORCostos de InversionCosto de Stock 6.81%Costos IndirectosIngenieria del Proyecto y Recepcion 11.17%Gastos Generales 6.00%Interes Intercalario 2.50%OtrosPorcentaje Contratista 25%



113

§ Valorización de la Red MT

10kV AA02502 Concentrada 3 0.5% 5,068 13Dispersa 0 0.0% 3,846 0

10 kV AA02503 Concentrada 1 0.2% 5,724 6Dispersa 2 0.4% 4,508 10

10 kV AA03503 Concentrada 11 2.3% 5,804 66Dispersa 2 0.4% 4,588 9

15 3.1% 854 0.8% 19

13,2 kV AA01601+AA01604 Concentrada 11 2.2% 4,648 50Dispersa 50 10.2% 3,603 179

13,2 kV AA02501+AA01604 Concentrada 1 0.2% 4,674 5Dispersa 91 18.6% 3,630 330

22.9 kV AA02503 + AA01604 Concentrada 5 1.0% 6,494 31Dispersa 22 4.6% 5,147 115





35 7.2% 6,609 232434 88.9% 5,295 2,29850 10.3% 6,328 317438 89.7% 5,288 2,317488 100.0% 5,395 2,634

Valorización Miles US$Nivel (kV) Total (km) % de km de

Red Costo Unitario (US$)

Metrado Total

Total Zona Concentrada 10 kVTotal Zona Dispersa 10 kV

Total Zona Concentrada 22.9 kVTotal Zona Dispersa 22.9 kV

Total Zona ConcentradaTotal Zona Dispersa

Codigo VNR Zona

§ Valorización de los Equipos de Protección de la Red MT

Seccionador Fusible (CUT OUT) Unipolar x3, 7.8/13.5kV 100AMP 266 3 0.8Seccionador Fusible (CUT OUT) Unipolar x3, 15/26kV 100AMP 466 20 9.3Seccionador Fusible (CUT-OUT), Unipolar x 1, 15 kV, 100 A 148 34 5.0Seccionador Bajo Carga, SF6, Tripolar, 10/15 kV, 630 A 3,744 16 59.9

75.1Total (Miles US$)

Valorización (Miles US$)CantidadCosto Unitario

(US$)Equipo de Protección



114

§ Valorización de los Subestaciones de Distribución

100 22.9 /0.38 - 0.22 (3F) Trifásico 12 5,969 72100 10/0.38 - 0.22 (3F) Trifásico 8 5,251 4250 13.2 /0.44 - 0.22 Monofásico 56 2,497 14050 10/0.44 - 0.22 Monofásico 36 2,497 905 13.2 /0.44 - 0.22 Monofásico 1 1,160 15 10/0.44 - 0.22 Monofásico 66 1,146 7610 13.2 /0.44 - 0.22 Monofásico 34 1,224 4215 13.2 /0.44 - 0.22 Monofásico 31 1,283 4025 13.2 /0.44 - 0.22 Monofásico 13 1,455 1940 13.2 /0.44 - 0.22 Monofásico 7 1,480 1050 13.2 /0.44 - 0.22 Monofásico 1 2,419 2

265 2,012 533

Concentrada

Dispersa

Tipo

TOTAL

Potencia (kVA) Nivel (kV)Zona Cantidad Costo Unitario (US$)

Valorización Miles US$

Las subestaciones trifasicas son del tipo biposte y las monofasicas, del tipo monoposte. Las subestaciones de la zona concentrada tiene estructuras de concreto mientas que las de la zona dispersa, estructuras de madera.

§ Valorización de la Red BT

AS01612 SP 13 3% 4,246 55AS01613 SP+AP 195 46% 4,379 854AS025116 SP+AP 8 2% 6,716 54AS016116 SP+AP 24 6% 6,035 145

Zona Dispersa AS01612 SP 180 43% 3,988 717420 100% 4,347 1,824

Zona Concentrada

Zona Código de Conductor

Valorización en Miles US$Porcentaje Costo Unitario

(US$)Km de RedTipo

Total La valorización de la red BT ha sido considerando soportes de concreto para la zona concentrada y de madera para la zona dispersa. § Valorización de los Componentes de Alumbrado Público

Luminaria con lámpara de 50W de vapor de sodio 6,487 79.62 516

Equipo de control AP compuesto por interruptor horario y contactor

112 61.35 7

Equipamiento Cantidad Costo Unitario (US$)

Valorización en Miles US$



115

6.1.3. Optimización Técnico - Económica del Sistema de Distribución

a) Red en Media Tensión

Zona Red de Media Tensión Metrado Existente Km

Metrado Adaptado Km

Red Aérea Monofásica 0.7 14 Concentrada Red Aérea Trifásica 42 36

Red Aérea Monofásica 68 141 Dispersa Red Aérea Trifásica 390 297

Metrado Total 501 488

b) Subestaciones La siguiente tabla muestra la cantidad de transformadores existentes en el sistema eléctrico modelo:

Monofasicos Trifasicos Total5 18 0 18 9010 18 0 18 18015 30 6 36 54025 36 15 51 1,275

37.5 2 16 18 67540 11 0 11 44050 16 16 80075 14 14 1,05080 5 5 400

100 32 32 3,200125 6 6 750160 7 7 1,120180 1 1 180200 7 7 1,400250 5 5 1,250

Total 115 130 245 13,350

Potencia (KVA)

Número de Transformadores Potencia Total (KVA)

Con los datos reportados (VNRGIS) por la empresa se determinó su ubicación según las zonas establecidas:



116

Zona Dispersa Zona Concentrada

Monofásico Trifásico Monofásico Trifásico5 18 18 15 2 210 18 18 25 1 6 715 28 6 34 37.5 2 5 725 34 9 43 40 4 4

37.5 1 11 12 50 13 1340 7 7 75 9 950 3 3 80 3 375 5 5 100 22 2280 2 2 125 6 6

100 10 10 160 7 7200 1 1 180 1 1

Total 106 47 153 200 6 6250 5 5

Total 9 83 92

Total Tipo Tipo S (KVA) S (KVA)Total

A continuación presentamos la adaptación del parque de transformadores por zonas:

Zona Dispersa

Monofásico Trifásico Monofásico Trifásico5 18 6710 18 3415 28 6 3125 34 9 13

37.5 1 1140 7 750 3 175 580 2

100 10200 1

Total 106 47 153

Tipo S (KVA)Existentes Adaptadas

Tipo



117

Zona Concentrada

Monofásico Trifásico Monofásico Trifásico15 225 1 6

37.5 2 540 450 13 9275 980 3

100 22 20125 6160 7180 1200 6250 5

Total 9 83 92 20

Existentes AdaptadasS (KVA) Tipo Tipo

La siguiente tabla muestra la potencia instalada existente y adaptada.

Existente AdaptadoConcentrada 8,893 6,600

Dispersa 4,470 1,795Total 13,363 8,395

Potencia Instalada (KVA)Zona

c) Red de Baja Tensión

Baja Tensión Metrado Existente (km)

Metrado Adaptado (km)

Red Baja Tensión Área SP (km) 418 420 Red Baja Tensión Área AP (km) 305 227

Red Baja Tensión Subterránea AP (km) 2 0



118

6.1.4. Cálculo de las Pérdidas Estándar del Sistema de Distribución

Resumen de Pérdidas

Como se muestra en la tabla siguiente, las pérdidas calculadas del sistema eléctrico están dentro del margen reconocido por las tarifas.

Porcentaje de Pérdidas (%) Nivel

de Tensión

Tipo de Pérdida Energía Potencia

Redes MT 1.90 3.90 No Técnicas 0.00 0.00 MT Total 1.90 3.90 Transformadores 3.33 2.89 Redes BT 4.08 4.93 Medidores y Acometidas 0.66 0.79 No Técnicas 2.00 2.00

BT

Total 10.07 10.61 Porcentaje referido al ingreso en cada nivel de tensión

Para efectos del balance del sistema eléctrico, se ha considerado que las pérdidas de potencia en BT deberían ser las vigentes, es decir, las reconocidas por las tarifas.

Pérdidas estándares reconocidas por las tarifas



Energía

Potencia

Media Tensión

Baja Tensión

Energía

Potencia



119

6.1.5. Optimización de los Costos de Gestión Comercial

La consolidación de costos para el cálculo del VAD del sistema eléctrico modelo Chulucanas se efectuó de la siguiente forma: Primero se sumaron los siguientes costos calculados en el capítulo anterior: § Costo indirecto de personal y no personal de la Gerencia Regional ENOSA

Indirectos S/.


Total (S/.) 156,342

§ Costo directo de personal y no personal del sistema eléctrico modelo Chulucanas

Directos S/.

Comercialización 262,862 Costos de Personal Operación 345,046

Costos no personales 286,233 Total (S/.) 894,141

§ Costo de Mantenimiento Preventivo y Correctivo

Mantenimiento S/

Preventivo 395,778 Correctivo 66,252 Total (S/.) 462,030

Como segundo paso, al resultado expuesto anteriormente se eliminaron los costos siguientes:

§ Costo de personal y no personal del cargo fijo

Costo Fijo S/

Costos de Personal 51,564 Costos no Personales 60,446

Total (S/.) 112,010

§ Costo de personal y no personal de acciones comerciales

Indirectos S/. Costos de Personal 42,260

Costos no personales 45,157 Costos Indirectos 31,268

Total (S/.) 118,685



120

Finalmente, se procedió a asignar los costos resultantes a las actividades de operación y mantenimiento, que servirán como dato para el cálculo del VAD a nivel de media y baja tensión. Para este fin, se determinaron los porcentajes de asignación de tiempos destinados a actividades de distribución de media y baja tensión, llegando a la siguiente proporción:

Dedicación %

MT 34%BT 66%Total 100%

A continuación se muestra el cuadro con los resultados finales:

Costos de Personal

Costos No Personales

Explotación Técnica Costos de Operación y Mantenimiento 807,076 - - 807,076

Costos de Gestión Comercial (1) 105,649 112,895 78,171 296,715Actividades Comerciales (1) 63,389 67,737 46,903 178,029Acciones Comerciales (1) 42,260 45,158 31,268 118,686Costos Asociados al Cliente (2) 51,564 60,446 - 112,010Total Costos de Explotación Comercial 262,862 286,235 156,342 705,439

1,069,938 286,235 156,342 1,512,515976,114 180,632 125,074 1,281,820336,071 62,191 43,062 441,324640,043 118,441 82,011 840,496

93,823 105,604 31,268 230,696

(2) Los costos asociados al cliente fueron determinados en el costo fijo.

Total S/.S.E. Chulucanas

Explotación Comercial

Total VAD BT

Costos Directos S/.Costos

Indirectos S/.

Total No VAD

Costo Total de Explotación

(1) El resultado del total de costos de explotación comercial menos los costos asociados al cliente fue distribuido en 50%, 30% y 20% para los costos de gestión comercial, actividades comerciales y acciones comerciales, respectivamente.

Total VADTotal VAD MT

Realizando una distribución de los costos por actividad se determinó la siguiente tabla:




US$)


(miles US$)

Total (miles US$)





121

6.2 Cálculo de las Tarifas de Distribución El cálculo del valor agregado de distribución corresponde a la determinación de los siguientes valores con base a los costos y VNR adaptado de la empresa modelo para el sistema eléctrico modelo.

CF : Costo Fijo de operación comercial en S/. por cliente año. VADMT : Valor agregado de distribución MT en S/. por kW año VADBT : Valor agregado de distribución BT en S/. por kW año

Los valores correspondientes fueron los siguientes:

6.2.1. Cargo Fijo

Los costos fijos de atención al cliente han sido calculados de de acuerdo con lo siguiente:

NCLCCCLCF =

Donde: CCCL: Es el costo comercial de atención al cliente, representa los costos directos en que debe incurrir la empresa modelo para realizar las tomas de lecturas, procesamiento, emisión, distribución y cobranza de toda la clientela incluyendo todas las opciones tarifarias. No se incluye la gestión de cobranza de morosos (costos y reconexiones). NCL: Es el número total de usuarios servidos.

Luego de calcular el costo fijo de atención al cliente total, estos costos han sido desagregados para cada segmento de clientes de acuerdo con el tipo de medición según el siguiente cuadro:

Parámetro Descripción Tipo de Medición

CFE Cargo fijo mensual para medición simple de energía (S/./mes).

Simple medición de energía y potencia

CFS Cargo fijo mensual para opción tarifaria de potencia (contratada y/o variable) y simple medición de energía o doble medición de energía (S/./mes).

Simple o doble medición de energía y/o una medición de potencia

CFH Cargo fijo mensual para opción tarifaria horaria (S/./mes).

Doble medición de energía de potencia y energía horaria

El resultado del costo fijo es el siguiente:



122






56 1.153 1.716

Doble Medición de Energía y Potencia

29 0.597 1.716

Total 25,411 106.931 0.351

6.2.2. Valor Agregado de Distribución MT (VADMT) y BT (VADBT) La expresión para calcular el VADMT es la siguiente:

)()(

MWMTOyMMTAVNRMTVADMT +

=

Donde: AVNRMT: Es la anualidad correspondiente a las inversiones de media tensión (MT) económicamente adaptadas (VNRMT adaptado) de la empresa modelo. OyMMT: Son los costos de operación y mantenimiento de la red de MT económicamente adaptada establecidos para la empresa modelo. MWMT: Es la potencia máxima demandada al nivel de MT para las horas de punta excluyendo las pérdidas técnicas estándar de la red de MT.

La expresión para calcular el VADBT es la siguiente:

)()(

MWBTOyMBTAVNRBTVADBT +

=

Donde: AVNRBT, es la Anualidad correspondiente a las inversiones asignada al mercado en redes 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, son los costos de operación y mantenimiento asignados al mercado de la red de BT (SE MT/BT + Red BT + Instalaciones de Alumbrado Público) económicamente adaptada, establecidos para la empresa modelo MWBT, es la potencia máxima demandada a nivel de BT (lado primario de la subestación MT/BT) para las horas punta excluyendo las pérdidas estándar (técnicas y comerciales).

El siguiente cuadro presenta los valores del VAD:



123

Media Tensión Baja Tensión



La siguiente tabla muestra los porcentajes asociados a los costos de inversión y operación y mantenimiento.

VAD-Inversión 70.8% 57.6%

VAD-OyM 29.2% 42.4%VAD-Total 100.0% 100.0%

La siguiente tabla muestra los valores utilizados para calcular el VAD y el Cargo Fijo:

Cargo FijoMedia


Valor Nuevo de Reemplazo miles US$ 2,770.67 2,946.41Costo Anual de Inversión (Anualidad del VNR) miles US$ 343.96 365.78Costo Anual de OyM miles US$ 134.43 256.01Total Costo Anual miles US$ 478.39 621.79 106.931 105.181 1.153 0.597Demanda kW 4,993 3,677Número de Clientes Unidad 25,411 25,326 56 29Valor Agregado de Distribución

Inversión US$/kW-mes 5.447 7.865OyM US$/kW-mes 2.243 5.801Total US$/kW-mes 7.690 13.666

Cargo Fijo Mensual US$/mes 0.351 0.346 1.716 1.716


El tipo de cambio utilizado corresponde al valor de venta del dólar publicado por la Superintendencia de Banca y Seguros al 31/12/2004, equivale a S/ 3.283 por 1 US$.

Cargo FijoMedia


Valor Nuevo de Reemplazo miles S/. 9,096.11 9,673.07Costo Anual de Inversión (Anualidad del VNR) miles S/. 1,129.23 1,200.85Costo Anual de OyM miles S/. 441.32 840.49Total Costo Anual miles S/. 1,570.55 2,041.34 351.05 345.31 3.78 1.96Demanda kW 4,993 3,677Número de Clientes Unidad 25,411 25,326 56 29Valor Agregado de Distribución


Cargo Fijo Mensual S/. /mes 1.151 1.136 5.632 5.632

Descripción UnidadVAD

6.2.3. Pérdidas Estándar de Distribución en Potencia y Energía

La siguiente tabla muestra los porcentajes de pérdidas referidos a cada nivel de tensión, determinados para el sistema eléctrico modelo.



124



Energía

Potencia

Media Tensión

Baja Tensión

Energía

Potencia

6.2.4. Factor de Economía de Escala Los factores de economía de escala consideran la reducción de los costos del VAD y de los costos fijos de los clientes en períodos anuales (noviembre 2005 - octubre 2009) debido a la disminución de la incidencia de las inversiones y costos fijos respecto a los variables a medida que aumenta las ventas de electricidad por incremento del número de clientes y del incremento del consumo de los clientes. Para este fin se realizó una simulación que permitió efectuar los análisis de sensibilidad de los costos fijos y variables. Los costos utilizados para calcular los factores de economía fueron: § Costos de explotación técnica MT y BT § Anualidad del VNR MT y BT § Costos asociados al cliente Estos costos fueron desagregados en costos fijos, es decir, costos que permanecerán invariables durante el período de vigencia del VAD y costos variables los cuales consideramos que cambiarán de acuerdo al crecimiento del número de clientes ó ventas de energía. La desagregación de costos es mostrada a continuación:



125

Tasa de Crecimiento anual 0.91%

PROYECCIÓN DE COSTOS DE EXPLOTACIÓN / GASTOS FIJOS Y VARIABLES (nuevos soles)2004 2005 2006 2007 2008 2009

179,283 180,923 182,577 184,247 185,932 187,63259,761 59,761 59,761 59,761 59,761 59,76160,446 60,999 61,557 62,119 62,688 63,26151,564 51,564 51,564 51,564 51,564 51,564

239,729 241,922 244,134 246,367 248,620 250,893111,325 111,325 111,325 111,325 111,325 111,325

2004 2005 2006 2007 2008 2009

610,552 616,135 621,770 627,456 633,194 638,985118,798 118,798 118,798 118,798 118,798 118,798102,156 102,156 102,156 102,156 102,156 102,156

61,294 61,854 62,420 62,991 63,567 64,148671,845 677,989 684,190 690,447 696,761 703,133898,490 898,490 898,490 898,490 898,490 898,490

BT 2004 2005 2006 2007 2008 2009782,890 790,050 797,275 804,566 811,923 819,348226,248 226,248 226,248 226,248 226,248 226,248194,555 194,555 194,555 194,555 194,555 194,555116,733 117,800 118,878 119,965 121,062 122,169899,623 907,850 916,152 924,530 932,985 941,517

1,141,315 1,141,315 1,141,315 1,141,315 1,141,315 1,141,315

Contratistas (costo variable)

Gastos no personalesGasto de personal propioCargo Fijo Variable

Contratistas (costo fijo)

Costos de Operación y Mantenimiento (Propio)Costos de Gestión Comercial (1)Actividades Comerciales (1)

Cargo Fijo Fijo

Costos MT VariableCostos MT Fijo + Anualidad del VNR BT

Actividades Comerciales (1)Costos de Gestión Comercial (1)Costos de Operación y Mantenimiento (Propio)Costos de Operación y Mantenimiento (Terceros)

Gastos CF

Gastos de OperaciónMT

Costos BT VariableCostos BT Fijo + Anualidad del VNR MT

Costos de Operación y Mantenimiento (Terceros)

De las mismas se obtuvieron los factores de ponderación los cuales son:

2004 2005 2006 2007 2008 20090.32 0.32 0.31 0.31 0.31 0.310.57 0.57 0.57 0.57 0.56 0.560.56 0.56 0.55 0.55 0.55 0.55Ponderación Parte Fija VAD BT

Factores de PonderaciónPonderación Parte Fija CF

Ponderación Parte Fija VAD MT

La fórmula de cálculo del factor de economía de escala (FEE) es:

)1()1(

c

vccfc

txPtP

FEE+

++=

Donde:

fcP , es la proporción fija del costo

vcP , es la proporción variable del costo

ct , es la tasa de crecimiento anual de clientes y/o demanda Los factores de economía de escala para el sistema eléctrico modelo son:

Período VADMT VADBT Cargo FijoNoviembre 2005 - Octubre 2006 1.0000 1.0000 1.0000Noviembre 2006 - Octubre 2007 0.9948 0.9949 0.9971Noviembre 2007 - Octubre 2008 0.9897 0.9899 0.9943Noviembre 2008 - Octubre 2009 0.9846 0.9849 0.9915



126

6.2.5. Fórmulas 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 clasificados por partida arancelaria; y § Precio del Cobre y Aluminio. Los parámetros A, B, C y D de fórmulas de reajuste definidas para el VADMT, VADBT se presentan a continuación: Donde:

A Parámetro de participación de mano de obra y productos nacionales (%)

B Parámetro de participación de los productos importados (%)

C Parámetro de participación del conductor de cobre (%)

D Parámetro de participación del conductor de aluminio (%)

IPM Índice de Precios al Por Mayor TC Tipo de Cambio (S/./US$) Ta Tasa arancelaria para la importación de equipos

electromecánicos IPCu Índice de Precios del Cobre IPAl Índice de Precios del Aluminio

Media Tensión Para determinar el porcentaje del costo de inversión de cada parámetro se revisó la estructura de los costos de inversión de cada componente de media tensión, obteniendo el siguiente resultado:

Parámetros Componente A B C D

Red MT 87% 3% 0% 10% Equipos de Protección 25% 75% 0% 0%



127

Con los porcentajes determinados para cada componente se procedió a determinar la inversión correspondiente por parámetro. A este resultado se le sumó las inversiones no eléctricas, tales como: computadores y equipos de radio las cuales corresponden a la partida de productos importados. También se consideraron los porcentajes de los costos de inversión y explotación que incurren en el cálculo del VAD los cuales sirvieron para asignarlos a cada partida correspondiente. Baja Tensión Para el caso de los componentes de baja tensión, se consideraron sus porcentajes de cada parámetro según la siguiente tabla:

Parámetros Componente A B C D

Subestaciones 58% 15% 27% 0% Red BT SP 81% 0% 0% 19% Red BT SP + AP 78% 0% 0% 22% Luminarias 80% 20% 0% 0% Equipos de control 25% 75% 0% 0%

Con los porcentajes determinados y aplicando el mismo procedimiento que en media tensión se determinó los parámetros A, B, C y D de fórmulas de reajuste definidas para el VADBT. Costo Fijo Para el caso del cargo fijo solo se consideró la partida del índice de precios al por mayor. Resultados Los resultados de los factores de indexación son los siguientes:



128

Parámetro Valor Parámetro Indicador AsociadoAMT 95.00% Índice de Precios al por Mayor (IPM)BMT 0.87% Índice de Productos ImportadosCMT 0.00% Índice del Precio del CobreDMT 4.12% Índice del Precio del Aluminio

Parámetro Valor Parámetro Indicador AsociadoABT 84.83% Índice de Precios al por Mayor (IPM)BBT 4.11% Índice de Productos ImportadosCBT 3.20% Índice del Precio del CobreDBT 7.86% Índice del Precio del Aluminio

Parámetro Valor Parámetro Indicador AsociadoACF 100.00% Índice de Precios al por Mayor (IPM)

La desagregación del rubro de productos importados por partidas arancelarias es:

Partidas Arancelarias MT 0.87% Tasa Arancelaria84.7130.0000 Equipos de Computo 0.04% 7%85.2520.1900 Equipos de Radio 0.03% 7%85.3620.9000 Interruptores 0.32% 4%85.3650.9000 Secc. / Reconectadores 0.47% 4%

Partidas Arancelarias BT 4.11% Tasa Arancelaria84.7130.0000 Equipos de Computo 0.43% 7%85.2520.1900 Equipos de Radio 0.43% 7%85.3650.9000 Secc. / Reconectadores 3.25% 4%



129

7. Análisis Comparativo En el presente capítulo realizamos una comparación de nuestros resultados con los presentados por el Consultor VAD.

7.1 Pérdidas de Potencia y Energía Porcentaje de Pérdidas (respecto al ingreso en cada nivel de tensión)

Nivel de Tensión Pérdida Tipo Supervisor VAD Consultor VADTécnica 1.90% 5.09%No Técnica 0.00% 0.00%Total 1.90% 5.09%Técnica 3.90% 5.47%No Técnica 0.00% 0.00%Total 3.90% 5.47%

Nivel de Tensión Pérdida Tipo Supervisor VAD Consultor VADTécnica 8.07% 10.78%No Técnica 2.00% 3.01%Total 10.07% 13.79%Técnica 13.16% 10.86%No Técnica 2.00% 3.10%Total 15.16% 13.96%

Energía

Potencia

Media Tensión

Baja Tensión

Energía

Potencia

Se observa que existen diferencias por las siguientes razones: § El consultor VAD considera mayores pérdidas de energía y potencia en las

redes de media tensión, y en los medidores.



130

7.2 Costos de Explotación Técnica En los siguientes cuadros se muestran las diferencias que existen en la asignación de costos por parte del consultor VAD. Se observa que el consultor VAD asigna costos indirectos a los costos asociados a los usuarios, y el costo indirecto asociado al sistema eléctrico supera en más de la mitad a la asignación del Supervisor VAD. Supervisor VAD




US$)


(miles US$)

Total (miles US$)



Consultor VAD




US$)


(miles US$)

Total (miles US$)

Distribución MT 136.02 14.61 6.11 156.74Distribución BT 174.31 57.97 37.52 269.79Alumbrado Público 27.52 0.00 27.52Total 337.84 72.58 43.62 454.04Costos Asociados al Usuario 190.82 5.46 196.28Total 528.66 78.04 43.62 650.32

VAD MT 136.02 14.61 6.11 156.74VAD BT 201.82 57.97 37.52 297.31Cargos Fijos 190.82 5.46 196.28Total 528.66 78.04 43.62 650.32

Informe Final – Supervisor VAD 131


131

7.3 Valor Nuevo de Reemplazo

Empresa Consultor VAD Supervisor VAD Empresa Consultor VAD Supervisor VADExistente Optimizado Optimizado Existente Optimizado Optimizado

Media TensiónRed Aérea km 500 490 488 4,295 2,955 2,634Red Subterránea km 1 49Equipos de P&S unidad 70 84 73 36 44 75Compensación en MT unidadTotal MT km 501 490 488 4,381 2,998 2,709

Subestaciones de DistribuciónSubestaciones de Distribución MT/BTMonoposte unidad 137 175 245 762 296 420Biposte unidad 104 63 20 815 315 114Convencional unidad 1 17Compacta Pedestal unidadCompacta Bóveda unidadTotal SE MT/BT unidad 242 238 265 1,593 611 533Otras SubestacionesElevadora/Reductora unidadDe Seccionamiento unidadTotal Otras SE unidad

Baja TensiónRed Aérea

Servicio Particular km 418 418 420 4,670 1,693 1,681Alumbrado Público km 305 248 227 702 176 143Luminarias unidad 7,000 6,887 6,487 760 549 516Equipos de Control AP unidad 201 238 112 24 9 7Total red aérea efectiva (SP+AP) km 723 666 647 6,156 2,428 2,348

Red SubterráneaServicio Particular km 0 17Alumbrado Público km 2 94Luminarias unidad 128 16Equipos de Control AP unidad 5 8 0.6Postes AP unidadTotal red subterránea km 3 8 127

Total BT km 726 666 655 6,283 2,428 2,348Total VNR Eléctrico 12,257 6,036 5,590Inversiones No Eléctricas 438 127 127VALOR NUEVO DE REEMPLAZO 12,695 6,163 5,717

METRADOS VNR (miles US$)



132

7.4 Costos Unitarios

Los costos unitarios han sido obtenidos de las siguientes fórmulas:

MTkmMTInversiónrioMTCostoUnita

__

=

sSEDdeNúmeroSEDInversiónrioSEDCostoUnita

'___

=

BTkmBTInversiónrioMTCostoUnita

__

=

Consultor VAD Supervisor VAD

Media TensiónRed Aérea km 6,034 5,395Red Subterránea kmEquipos de P&S unidad 519 1,028

Subestaciones de DistribuciónMonoposte unidad 1,689 1,713Biposte unidad 5,000 5,682Convencional unidadCompacta Pedestal unidadCompacta Bóveda unidad

Baja TensiónRed Aérea

Servicio Particular km 4,055 4,006Alumbrado Público km 710 631Luminarias unidad 80 80

Red SubterráneaServicio Particular kmAlumbrado Público kmLuminarias unidad

Se observa que existen diferencias debido a que el Consultor VAD consideró: § Mayor costo unitario de las redes en media tensión, subestaciones y baja

tensión. § Mayor costo de materiales § Transformadores de mayor dimensión § Costos de contratistas y transporte diferentes a los costos de mercado.



133

7.5 Cálculo del VAD

Para el cálculo del VAD, en media y baja tensión, del sistema eléctrico modelo, el consultor y supervisor VAD determinaron lo siguiente:

Costos de Explotación:

Descripción Supervisor VAD (miles US$) Consultor VAD (miles US$)VAD MT 134.43 156.74VAD BT 256.01 297.31Cargos Fijos 106.93 196.28Total 497.37 650.33

Anualidades del Valor Nuevo de Reemplazo

Anualidad del VNR Supervisor VAD (miles US$) Consultor VAD (miles US$)MT 343.96 373.51BT 365.78 385.4

Demanda del Sistema Eléctrico

Supervisor VAD Consultor VAD

NHUBT Horas 300 280Demanda MT kW 4,993 5,501Demanda BT kW 3,677 3,814

Aplicando los valores correspondientes a la fórmula de cálculo del VAD, se determinó lo siguiente:

Descripción Unidad Supervisor VAD Consultor VADVAD MT s/./kw-mes 25.246 25.023VAD BT s/./kw-mes 44.865 46.463CFE s/./mes 1.136 1.007CFS s/./mes 5.632 5.975CFH s/./mes 5.632 5.975

El costo del cargo fijo de las tarifas monomias “CFE” considera lectura, repartos y facturación semestral y cobranza mensual.



134

8. Revisión del Cuarto Informe Parcial del Consultor VAD

8.1 Avance del Estudio de Costos del VAD Las observaciones realizadas al informe del consultor VAD han sido presentadas en un informe separado.

8.1.1. Seguimiento del Estudio del Consultor VAD

Actividades del Estudio Estado Comentarios Recomendación Recopilación de la información técnica, comercial y económica de la empresa real y el sistema modelo

El consultor VAD ha hecho la recopilación de la información especificada en los términos de referencia.

El consultor VAD ha recopilado los antecedentes de la empresa.

El consultor VAD levantó las observaciones.

Validación y revisión El consultor VAD ha revisado y validado la información presentada por la empresa.

El consultor VAD ha validado la información presentada por la empresa y los hechos relevantes del proceso de validación y ajustes de costos para la obtención de los formatos B y C.


Creación de la empresa modelo

El consultor VAD ha presentado amplia información numérica de la empresa modelo.

El consultor VAD ha desarrollado la metodología para optimizar la empresa modelo.


Fijación del VAD El consultor VAD ha proporcionado cálculos para la fijación del VAD.

El consultor VAD ha presentado los resultados preliminares.

Revisar los costos unitarios empleados y los cálculos de pérdidas de energía.



135

8.1.2. Ejecución del Cronograma § Actividades Realizadas

Ítem Fecha Actividad Comentarios 1 26/01/2005 Reunión de trabajo en

Electronoroeste S.A. La reunión se realizó en las oficinas de Electronoroeste S.A. en Piura y estuvieron presentes los representantes de OSINERG, Electronoroeste S.A. y el supervisor VAD.

2 21/02/2005 Inspección en campo La inspección comprendió la verificación de los alimentadores y estuvieron presentes los representantes del supervisor y consultor VAD.

3 21/02/2005 Presentación del Primer Informe Parcial del consultor VAD.

El informe fue recibido en medio magnético e impreso el 21/02/05.

4 24/02/2005 Reunión de trabajo La reunión se realizó en las oficinas del OSINERG - GART y estuvieron presentes los representantes de OSINERG, Electronoroeste S.A. y del supervisor y consultor VAD.

5 04/03/2005 Presentación de las observaciones expuestas en el Primer Informe Parcial del supervisor VAD a Electronoroeste S.A.

Las observaciones, enmarcadas de conformidad con los términos de referencia correspondientes fueron enviadas a Electronoroeste S.A. para que sean remitidas al consultor VAD para su posterior absolución.

6 04/03/2005 Observaciones al Primer Informe Parcial del supervisor VAD

El OSINERG – GART presentó observaciones al supervisor VAD con respecto al primer informe parcial recibido. Fue contestado el día 15/03/2005.

7 09/03/2005 Presentación del Segundo Informe de Avance del consultor VAD


8 11/03/2005 Presentación del Segundo Informe Parcial del consultor VAD

El informe fue recibido en medio magnético e impreso el 11/03/2005 a las 6pm.

9 11/03/2005 Presentación del Levantamiento de Observaciones al Primer Informe del consultor VAD

Fue recibido junto con el Segundo Informe Parcial del consultor VAD en medio impreso.

9 16/03/2005 Reunión de trabajo La reunión se llevó a cabo en las oficinas de la GART con el motivo de que el consultor VAD exponga los resultados de su segundo informe. Estuvieron presentes los representantes de OSINERG – GART, Electronoroeste S.A., supervisor y consultor VAD.

10 23/03/2005 Presentación del Segundo Informe Parcial del supervisor VAD

El informe fue presentado en medio magnético e impreso el 23/03/2005.

11 30/03/2005 Presentación del Tercer Informe de Avance del consultor VAD

El informe fue presentado en medio impreso el 30/03/2005.

12 05/04/2005 Presentación de las observaciones expuestas en el Segundo Informe Parcial del supervisor VAD a Electronoroeste S.A.

Las observaciones, enmarcadas de conformidad con los términos de referencia correspondientes fueron enviadas a Electronoroeste S.A. para que sean remitidas al consultor VAD para su posterior absolución.

13 06/04/2005 Comunicación del OSINERG – GART correspondiente a la visita de empresas extranjeras

El OSINERG – GART informa su no participación en las visitas técnicas programadas debido a recargadas labores de trabajo.



136

Ítem Fecha Actividad Comentarios 14 10/04/2005 Visita a las empresas Electropaz y

COSERN El Supervisor VAD realizó las visitas acordadas y agendadas con OSINERG a las empresas Electropaz y COSERN del 10/04/2005 al 15/04/2005

15 13/04/2005 Convocación a reunión de trabajo El OSINERG – GART convoca a una reunión de trabajo para tomar conocimiento de los criterios, metodología, cálculos y resultados del tercer informe parcial del estudio VAD para el sector típico 4 a las 10:00 horas del día 28/04/2005 en sus oficinas.

16 21/04/2005 Presentación del Tercer Informe Parcial del consultor VAD


17 28/04/2005 Reunión de trabajo La reunión se llevó a cabo en las oficinas de la GART con el motivo de que el consultor VAD exponga los resultados de su tercer informe. Estuvieron presentes los representantes de OSINERG – GART, Electronoroeste S.A., supervisor y consultor VAD.

18 03/05/2005 Presentación del Tercer Informe Parcial del supervisor VAD


19 06/05/2005 Extensión del plazo para realizar las visitas técnicas internacionales

La GART acepta la extensión del plazo solicitada el 08/04/05 por el supervisor VAD.

20 12/05/2005 Presentación de Observaciones al tercer informe parcial presentado por el supervisor VAD

El OSINERG – GART presentó observaciones al supervisor VAD con respecto al tercer informe parcial recibido.

21 23/05/2005 Presentación del Levantamiento de Observaciones al Tercer Informe Parcial del consultor VAD


22 23/05/2005 Presentación del Cuarto Informe Parcial del consultor VAD


23 25/05/2005 Reuniones de trabajo La reunión se llevó a cabo en las oficinas del OSINERG – GART a las 10:00 am.

24 02/06/2005 Presentación del Cuarto Informe Parcial del supervisor VAD




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