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Presentación y Exposición Estudio de Costos del Valor Agregado de Distribución (VAD) Sector Típico 4 (Regulación de las Tarifas de Distribución Eléctrica 2009) Grupo DISTRILUZ Empresa de Distribución Eléctrica Electrocentro Lima, Junio de 2009

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Page 1: Presentación y Exposición Estudio de Costos del Valor ... · Ajuste Inicial de Costos. 4. Caracterización del Mercado Eléctrico. 5. Definición De La Tecnología Adaptada. 6

Presentación y Exposición

Estudio de Costos del Valor Agregado de Distribución (VAD)

Sector Típico 4(Regulación de las Tarifas de Distribución Eléctrica 2009)

Grupo DISTRILUZEmpresa de Distribución Eléctrica Electrocentro

Lima, Junio de 2009

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AntecedentesÁrea de Influencia y Unidades de Negocio de Electrocentro S.A.

EMPRESA MODELO

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AntecedentesDiagrama Unifilar del Sistema Eléctrico Modelo

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Contenido

1. Información Fuente Recopilada.2. Validación y Revisión de Antecedentes.3. Ajuste Inicial de Costos.4. Caracterización del Mercado Eléctrico.5. Definición De La Tecnología Adaptada.6. Determinación de los Costos Estándar de Inversión de Las

Instalaciones Eléctricas.7. Optimización Técnica Económica de las Instalaciones Eléctricas.8. Optimización de las Instalaciones no Eléctricas.9. Estándar de Calidad de Servicio.10. Determinación de Pérdidas Estándar.11. Determinación de Balance de Perdidas.12. VNR Adaptado.13. Optimización de los costos de operación y mantenimiento

técnico.14. Costos de Gestión Comercial y Operacional.15. Costos Totales COYM.16. Cálculo Tarifas de Distribución.

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1. Información Fuente Recopilada1.1 Información Contable:

Información de los estados financieros remitidos al OSINERGMIN GART de los 2007 y 2008.Documento que acredita la adquisición del bien y/o servicio (factura, o recibo, nota de aplicación contable, orden de compra o servicio).Estados financieros auditados del ejercicio 2007 y 2008.Memoria de la empresa de los ejercicios 2006 y 2007.Contratos suscritos por la empresa respecto a Mantenimiento del Sistema Eléctrico, Servicio de corte y reconexiones, toma de lectura y reparto de facturas, determinación del VNR, operación, mantenimiento y comercialización de energía eléctrica.

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1.1 Información Contable:Planilla de haberes de los ejercicios 2007 y 2008.Política contable respecto a la preparación de los estados financieros, reconocimiento de ingresos, costos y gastos, provisiones, pasivos y activos, contingentes, existencias, inversiones. Costos asociados a las actividades vinculadas a la prestación de otros servicios.Costos indirectos de administración, contabilidad y otros servicios funcionales y su asignación a cada una de las actividades.Información sobre criterios de asignación de los costos de supervisión y costos indirectos de gerencia y administración impreso y en medio magnético

1. Información Fuente Recopilada

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1. Información Fuente Recopilada1.2 Información de la Organización:

Esquemas de detalle de la Organización.Información de detalle de los costos de personal.Información sobre costos de personal de los Formatos III y V.Manual de Organización y Funciones de Electrocentro S.A.Resultados de la Encuesta Nacional de Sueldos y Salarios correspondiente al ámbito de Lima Metropolitana, junio 2008, referidas a exclusivamente al sector Electricidad, Gas y Agua.

1.3 Información de las instalaciones eléctricas y no eléctricas:Formatos I-1 y I-2, conteniendo el resumen del Valor Nuevo de Reemplazo del Sistema de Distribución Eléctrica Existente.Archivo de la información del VNR GIS.Características técnicas de las SET y de los alimentadores de MT.Diagramas Unifilares de las Subestaciones de Junín, Shelby – Vicco y Smelter.Se considerado utilizar en una primera instancia los costos estándares de inversión vigente (SICODI GART 2004)

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1. Información Fuente Recopilada1.4 Información Comercial:

Formatos VI del Anexo 1 de los TDR (Número de usuarios, ventas de energía y de potencia de las redes de MT y BT)Información de ratios comercialesInformación de otros costos comerciales relacionados con la atención de nuevos suministros, reposición y mantenimiento de la conexión eléctrica, cortes y reconexiones, control de pérdidas, gestión de morosidad.Información de Balance de Energía y Potencia mediante el uso del formato VII señalado en el Anexo 1 de los TDR.

1.5 Información de Operación y Mantenimiento:Información contenida en los Formatos II al V del Anexo 1 de los TDRInformación diversa sobre explotación técnica indicada en el punto 5.1 de los TDR.

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1. Información Fuente Recopilada1.6 Información de Calidad de Servicio Eléctrico:

Calidad de servicio y Alumbrado PúblicoEstadística de fallas 2007 y 2008.Indices de calidad suministros 2007 y 2008.Informe de Interrupciones Junín- Shelby Vicco- Smelter

1.7 Información de Criterios de Asignación de Costos:Criterios de asignación de los Costos Indirectos y de Supervisión a las distintas actividades a nivel de empresa.Criterios para la asignación de los ingresos y para la determinación del margen de las distintas actividades a nivel de empresa.

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1.8 Formatos A:

Los Formatos A corresponde a “Información Técnica Económica Reportada por el Concesionario”La recopilación de esta información ha permitido conocer los aspectos técnicos, contable-financieros, comerciales y de organización de la empresa total y del sistema eléctrico modelo, los mismos que fueron objeto de revisión, validación y ajuste, para luego ser tomados como referencia base para el diseño de la empresa modelo.

1. Información Fuente Recopilada

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2.1 Información Contable:Los Estados Financieros presentados y el Formato A del periodo 2007 y 2008, se encuentran conformes, no existiendo diferencia alguna.

2.2 Información de la Organización:Manual de Organización y Funciones, aprobado por el Directorio de la Empresa, en la Sesión de Directorio N° 13 del 29 de Mayo del 2002. Este Manual incluye la estructura orgánica, los análisis de actividades básicas de las unidades que conforman la empresa y responsabilidades por áreas.Planilla de pago del personal de Electrocentro durante los años 2007 y 2008.Copia de contrato de prestación de servicios de “Operación y Mantenimiento de las actividades comerciales y de Distribución de los Sistemas Eléctricos Sectores Típicos 4 y 5 en el ámbito de Electrocentro S.A.” celebrado entre Electrocentro S.A. y la Empresa Energía y Organización de Sistemas S.R.L.

2. Validación y revisión de antecedentes

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2. Validación y revisión de antecedentes

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2. Validación y revisión de antecedentes

2.2 Información de la Organización:De la información de la Estructura Organizacional mostrada anteriormente se puede apreciar que el Sistema Eléctrico Modelo Junín - Shelby Vicco –Smelter no tiene una organización definida.Los Costos de Personal en planilla informados son:

Plan illa s d e r en um erac io n es (S /.) 2007 200 8 Bá sic a 9 ,057 ,152 10,143 ,1 88 Bon i fic ac iones 766 ,530 730,80 9 Gra ti fic aciones 1 ,813 ,796 2 ,108 ,60 0 As igna cio nes 94 ,640 132,17 1 H . Ex tra s 289 ,418 275,35 2 Ot ros Pagos 3 ,788 ,104 3 ,926 ,99 7To ta l P lan i ll as 15 ,809 ,540 17,184 ,9 46 N º traba jad ores en p lan il la 3 30R em unerac ión M e d ia an ua l 52 ,0 76

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2.3 Información de Instalaciones Eléctricas:Selección de la Muestra se efectuó de acuerdo a los Términos de referencia:

2. Validación y revisión de antecedentes

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2.3 Información de Instalaciones Eléctricas:Selección de la Muestra de BT

2. Validación y revisión de antecedentes

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2.3 Información de Instalaciones Eléctricas:Resultados de la Validación y Revisión

Media Tensión

Baja Tensión

2. Validación y revisión de antecedentes

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2.4 Información de Instalaciones No Eléctricas:Electrocentro S.A. Entregó la información magnética: Resumen de todos los predios y equipos que posee Electrocentro. Fecha: 09/01/2009.

La información no es completa y no se encuentra organizada tal como señala los términos de referencia.

La información contiene varios de errores, declara equipos y predios que no pertenecen al sistema en el cual son mencionados.

2. Validación y revisión de antecedentes

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2.4 Información Comercial:De acuerdo a la información revisada y validada por el Consultor, la cuál es presentada en los formatos B VI , se tiene que el mercado eléctrico registrado en los años 2007 y 2008 estáconstituido por:

La cantidad de clientes del Sistema Modelo representa el 1,38% del mercado total de Electrocentro, como es previsible, es de tipo predominantemente residencial, el número de clientes en el 2008 fue de 6,289 clientes, los cuáles son mayoritariamente de la tarifa BT5B (Tipo doméstico) lo cuál representa el 89.6 % del total de suministros

Empresa Sistema Modelo Junin-

Shelby Vicco-Smelter Empresa Sistema Modelo Junin-Shelby Vicco-Smelter

Energía Anual, MWh-año 595,833 2,731 600,455 3,034Clientes MAT y AT 7 0 4 0Clientes MT 571 4 628 4Clientes BT 432,998 5777 456,400 6285Total Clientes 433,576 5,781 457,032 6,289

Parámetro

AÑO 2007 AÑO 2008

Fuente: Electrocentro 2007 y 2008

2. Validación y revisión de antecedentes

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2.4 Información Comercial:Compra y Venta de Energía y Potencia:

Se ha validado la compra de energía y se ha efectuado las comparaciones de la venta de energía con los desagregados por subestaciones dando por válido la información remitida por la empresa distribuidora para el sistema eléctrico modelo Junin - Shelby Vicco – Smelter

Balance de Energía y Potencia:Se da por validada en cuanto a los balances de energía y potencia de la distribuidora para el sistema eléctrico modelo Junin - Shelby Vicco - Smelter.

2. Validación y revisión de antecedentes

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2.5 Información de Operación y Mantenimiento:Los resultados de la revisión de los formatos AIII-1 al XI-2 están consignadas como indican sus estados financieros en el año 2007 y 2008.

2.6 Información de la Calidad del Servicio Eléctrico:

Se validó la información de calidad de servicio eléctrico referente a lo siguiente:

Calidad de servicio y Alumbrado PúblicoEstadística de fallas 2007 y 2008.Índices de calidad suministros 2007 y 2008.Informe de Interrupciones Junín- Shelby Vicco- Smelter

2. Validación y revisión de antecedentes

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3. Ajuste Inicial de Costos3.1 Análisis de los costos de operación y mantenimiento:

Los Costos de Explotación Técnica, La actividad de mantenimiento y operación se calcula sobre la base de actividades estándares para redes de media y baja tensión y equipos componentes de la red.

Del modelamiento de la operación y mantenimiento, se obtienen los siguientes indicadores de personal:

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3.1 Análisis de los costos de operación y mantenimiento:Las guardias de emergencia u operaciones, las cuales están alertas a corregir los accidentes, es decir, actividades no previstas que influyen en el comportamiento del sistema eléctrico.

3. Ajuste Inicial de Costos

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3.1 Análisis de los costos de operación y mantenimiento:Los Costos de Explotación Comercial

Se trabajará netamente con personal externo en las actividades de lectura de medidores, repartos de boletas y facturas, atención de clientes, cobranzas. La empresa asume las funciones de planificación, supervisión y control con personal propio. La estructura orgánica optimizada comprende a un solo encargado para ver estos temas.

Costos de GestiónEl área administrativa del Sistema Eléctrico Modelo Junín-Shelby Vicco – Smelter es liviana y podría ser asumido por los responsables técnico y comercial.

3. Ajuste Inicial de Costos

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3.2 Definición y descripción de la Organización:La base para la optimización se considera el año 2007, fundamentalmente a que en el año 2008 se incrementó el personal debido a la reincorporación de trabajadores.Se ha considerando los cargos importantes y necesarias, como son: el Jefe de Área de Administración de Proyectos y Supervisor de Mantenimiento de Generación, que corresponden al Área de Administración de Proyectos y la Unidad de Mantenimiento de Generación respectivamente.Se está considerando 05 Áreas de Apoyo:Área de Administración de Proyectos.

Área Legal.Área de calidad y Fiscalización.Área de Tecnología de la Información.Área de Planeamiento.

3. Ajuste Inicial de Costos

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3.2 Definición y descripción de la Organización:Con las consideraciones indicadas en la estructura orgánica se incorpora un área de planeamiento, esta Área tiene una dependencia lineal de la Gerencia General y Gerencia Regional, tiene una relación funcional con la Gerencia Corporativa Técnica y la Gerencia Corporativa Comercial, como se puede apreciar en la siguiente figura.

3. Ajuste Inicial de Costos

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3.2 Definición y descripción de la Organización:La cantidad de personal optimizado es de 307 a nivel de empresa.

3. Ajuste Inicial de Costos

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3.3 Análisis y determinación del nivel de remuneraciones:El promedio de remuneración mensual bruta de cada puesto de trabajo para Electrocentro es de S/. 2,591.60.

3. Ajuste Inicial de Costos

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3.3 Análisis y determinación del nivel de remuneraciones:Para optimizar el costo de personal se realiza una revisión comparativa del personal bajo esta modalidad, con otras empresas del sector.

3. Ajuste Inicial de Costos

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3.3 Análisis y determinación del nivel de remuneraciones:Luego de los análisis respectivos, nivel de remuneraciones recomendado, que es el siguiente:

3. Ajuste Inicial de Costos

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3.4 Administración Central:De acuerdo a los criterios de optimización de la empresa y sistema eléctrico modelo se obtienen las siguientes estructuras:

3. Ajuste Inicial de Costos

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3.4 Administración Central:

3. Ajuste Inicial de Costos

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INFORMACIÓN BASEIdentificación de todos los clientes servidos, incluyendo coordenadas geográficas, categorías tarifarias, consumos del año 2008.Identificación de todas las SED, alimentadores MT y estaciones transformadoras AT/MT.Características de la demanda como los factores de carga y coincidencia de cada categoría tarifaria.Niveles de pérdidas técnicas y comerciales.

4. CARACTERIZACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO.

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ZONIFICACIÓN POR RANGOS DE DENSIDAD DE CARGAEl factor empleado para caracterizar cada área es la densidad de carga (Demanda/km2), de acuerdo con lo establecido en la resolución OSINERG N° 162-2006-OS/CD. La misma establece cinco clases o rangos de densidad de demanda, dichos rangos de carga no se adaptan a la realidad de la carga del Sistema Eléctrico Modelo, con la cual no es posible una clasificación adecuada, de la demanda del Sistema Eléctrico Modelo, correspondiente al Sector Típico 04 , por tal razón el consultor luego a de haber hecho un análisis de la distribución de la carga, en la empresa modelo, ha determinado, clasificar el sistema eléctrico modelo en dos clases o rangos de densidad de demanda, siendo los siguientes:

1. Disperso, (Urbano rural y Rural). 2. Concentrado.

Para determinar la densidad de carga sobre el área en estudio, se ha determinado la densidad de carga correspondiente al área que cobertura cada SED, teniendo en cuenta los siguientes parámetros:

Longitud de las Redes de Distribución, pertenecientes a cada SED. La longitud total de las Redes porSubestación de Distribución fue calculada, con la información del VNR GIS, de las instalaciones existentes.Número de Clientes servidos por cada SED.Ancho de Vía. En base a la información entregada por Electrocentro S.A. referente a la caracterización de

Vías, se a calculado un ancho de vía promedio para Junín, Shelby y Smelter.Máxima demanda por Usuario. En base a las ventas de energía registradas para cada categoría de

usuarios durante el año 2008, el factor de Carga y los factores de coincidencia, se ha calculado las Máximas demandas por Usuario.Las demandas del alumbrado público (AP) se determinaron a partir de la información de la energía anual

real registrada en cada SED y considerando el factor de carga de este servicio.

4. CARACTERIZACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO.

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ZONIFICACIÓN POR RANGOS DE DENSIDAD DE CARGARESULTADOS:

ANÁLISIS DE LA ZONA DISPERSA La zona dispersa se caracteriza desde el punto de vista de la densidad de carga por tener consumos bajos, sin embargo las configuraciones catastrales de las localidades presentan características diferenciadas

Para el proceso de Optimización de las redes de BT, MT y SED, es posible usar una misma metodológica, para la zona dispersa en su totalidad.

Sin embargo para la aplicación de la tecnología adoptada, es necesario diferenciar entre la zona dispersa con características urbano rurales, que presentan catastros definidos y la zona dispersa con características puramente rurales las cuales no presentan configuraciones urbanizadas.

Vano Promedio (Rural) = 70 [m] Vano Promedio (Urbano rural) = 45 [m]

4. CARACTERIZACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO.

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4. CARACTERIZACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO.

IDENTIFICACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO.En la siguiente tabla se presenta un resumen de la cantidad de clientes y la energía total consumida por

cada categoría tarifaria :

Nota: Para el proceso de optimización del SEM se considera el número de clientes a diciembre del 2008 (6289 clientes).

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4. CARACTERIZACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO.

A.-Determinación de los Consumos de la Opción BT5, para Diferentes Rangos.

De la energía reportada en los formatos VI-1, se ha elaborado el siguiente cuadro donde es posible apreciar la distribución del número total de clientes, en los diferentes rangos pertenecientes a la opción tarifaria BT5.

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4. CARACTERIZACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO.

B. Determinación de la Demanda Típica de los Clientes Según Zona de Característica

Para determinar la demanda Típica de los clientes según la zona de ubicación (Disperso Y Concentrado), se ha tomado como base la siguiente Información:

a) Información entregada por Electrocentro S.A. referente a los consumos mensuales de energía por usuario, pertenecientes a los Sistemas Eléctricos Junín, Smelter y Shelby, de los años 2006, 2007, 2008.

b) La información Georeferenciada de los usuarios (VNRGIS).

C. PRONÓSTICO DE EVOLUCIÓN DE LA DEMANDA. DETERMINACIÓN DE LA TASA DE CRECIMIENTO DE LA DEMANDA UNITARIA.

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5. Definición De La Tecnología Adaptada

5.1 NormasLey de Concesiones Eléctricas y su Reglamento.Norma Técnica de Calidad de Servicios Eléctricos.Guía de Elaboración del VNR, Anexo 06, Criterios técnicos de adaptación de las instalaciones de distribución por sector típico.Código Nacional de Eléctricidad – Suministro 2001.RD 018-2003-EM/DGE: Bases para el diseño de líneas y redes primarias.RD 031-2003-EM/DGE: Bases para el diseño de redes secundarias.Reglamento de seguridad e higiene ocupacional en el sub sector electricidad RSHOSE.

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5.2 Materiales Para Redes Aéreas de Media Tensión5.2.1 Postes (Material):

5. Definición De La Tecnología Adaptada

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5.2 MATERIALES PARA REDES AEREAS DE MEDIA TENSION5.2.2 Aisladores :

5. Definición De La Tecnología Adaptada

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5.2 MATERIALES PARA REDES AEREAS DE MEDIA TENSION5.2.3 Conductores:

5. Definición De La Tecnología Adaptada

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5.3 MATERIALES PARA REDES AEREAS DE BAJA TENSION5.3.1 Postes:

5. Definición De La Tecnología Adaptada

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5.3 MATERIALES PARA REDES AEREAS DE BAJA TENSION5.3.2 Luminarias:

5. Definición De La Tecnología Adaptada

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5.4 Conclusiones

Para Redes Aéreas de MT: postes de concreto, aisladores de porcelana (56-4 52-3 “03 unidades) y conductores de aleación de aluminio.Para Redes Aéreas de BT: postes de concreto y cable autoportante de aluminio.Para Alumbrado Público: se emplearan postes de concreto, compartido con las redes de servicio particular, pastorales metálicos de 1,5”x1,5 m de longitud: Zona Concentrado (Urbano): lámparas de vapor de sodio de 70 W, con vanos optimizados de 45 mZona Dispersa (Rural): lámparas de vapor de sodio de 50 W, con vanos optimizados de 70 m.El Voltaje y tipo de conexión en Media Tensión es de 13,2-7,62kV, con un conexionado de estrella con neutro corrido.El Voltaje y tipo de conexión en Baja Tensión es de 380-220V para la zona concentrada (Urbano) y 440-220V para la zona Rural (dispersa).

5. Definición De La Tecnología Adaptada

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6. DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS ESTÁNDAR DE INVERSIÓN DE LAS INSTALACIONES

ELÉCTRICAS.

COMPONENTES BÁSICOS DE LOS COSTOS DE INVERSIÓN.Los costos de inversión están conformados por los siguientes componentes:

Costos Directos

Costos de Materiales.Costos de Mano de Obra.Costo de Transporte y Equipos.Costo de Stock.Porcentaje del Contratista.

Costos Indirectos

Ingeniería.Gastos Generales.Interés Intercalario

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6. DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS ESTÁNDAR DE INVERSIÓN DE LAS

INSTALACIONES ELÉCTRICAS.

COMPONENTES BÁSICOS DE LOS COSTOS DE INVERSIÓN.Los costos de mano de obra fueron calculados adicionando un 5% por concepto de herramientas y equipos de seguridad a las tasas horarias de la Cámara Peruana de la Construcción (CAPECO) de los diferentes recursos considerados: capataz, operario, oficial y peón para la fecha de referencia del estudio (Febrero de 2009).

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6. DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS ESTÁNDAR DE INVERSIÓN DE LAS

INSTALACIONES ELÉCTRICAS.

COMPONENTES BÁSICOS DE LOS COSTOS DE INVERSIÓN.Costos de Transporte y Equipos:

Para el cálculo de transporte y equipos, se ha evaluado los costos de hora/máquina, considerando para ello lo siguiente:

Costo del Capital anualizado, el cual considera el costo de compra y la vida útil, a una tasa de actualización del 12%.El rendimiento de cada equipo en km/año, así como el número de horas de uso al año.El consumo de combustible en Galones/km, así como el costo del combustible en US$/Galón.Los costos de mantenimiento por año, asignados para cada equipo, como un porcentaje de los costos de Compra.

A continuación se detalla el análisis para determinar los costos de transporte y equipo.

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6. DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS ESTÁNDAR DE INVERSIÓN DE LAS

INSTALACIONES ELÉCTRICAS.

COMPONENTES BÁSICOS DE LOS COSTOS DE INVERSIÓN.Estructura de los Costos de Inversión:

El siguiente esquema muestra el esquema de los costos de inversión

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6. DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS ESTÁNDAR DE INVERSIÓN DE LAS

INSTALACIONES ELÉCTRICAS.

COSTO DE LOS ARMADOS RELEVANTES DE BAJA TENSIÓN.

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6. DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS ESTÁNDAR DE INVERSIÓN DE LAS

INSTALACIONES ELÉCTRICAS.

COSTO DE LOS ARMADOS RELEVANTES DE SED.

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6. DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS ESTÁNDAR DE INVERSIÓN DE LAS

INSTALACIONES ELÉCTRICAS.

COSTO DE LOS ARMADOS RELEVANTES DE LAS REDES DE MT Y EQUIPOS DE PROTECCIÓN Y SECCIONAMIENTO.

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6. DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS ESTÁNDAR DE INVERSIÓN DE LAS

INSTALACIONES ELÉCTRICAS.

COSTO DE LOS ARMADOS RELEVANTES DE LAS REDES DE MT Y EQUIPOS DE PROTECCIÓN Y SECCIONAMIENTO.

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6. DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS ESTÁNDAR DE INVERSIÓN DE LAS

INSTALACIONES ELÉCTRICAS. Costos Unitarios de Instalaciones :

Redes de Baja Tensión Y SED

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6. DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS ESTÁNDAR DE INVERSIÓN DE LAS

INSTALACIONES ELÉCTRICAS. Costos Unitarios de Instalaciones :

Redes de Baja Tensión Y SED

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6. DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS ESTÁNDAR DE INVERSIÓN DE LAS

INSTALACIONES ELÉCTRICAS. Costos Unitarios de Instalaciones :

Redes de Media Tensión y Equipos de Protección y Seccionamiento

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7. OPTIMIZACIÓN TÉCNICA ECONÓMICA DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS

OPTIMIZACIÓN TÉCNICA ECONÓMICA DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICA DE BAJA

TENSIÓN – ZONA CONCENTRADA.• Análisis de Catastro de la Zona Concentrada.

Análisis técnico Económico de los módulos a nivel de empresa – Subestaciones Monofásicas.

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OPTIMIZACIÓN TÉCNICA ECONÓMICA DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICA DE BAJA TENSIÓN – ZONA CONCENTRADA.

Análisis técnico Económico de los módulos a nivel de empresa – Subestaciones Monofásicas.

Análisis económico de las alternativas

7. OPTIMIZACIÓN TÉCNICA ECONÓMICA DE LAS INSTALACIONESELÉCTRICAS

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OPTIMIZACIÓN TÉCNICA ECONÓMICA DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICA DE BAJA TENSIÓN – ZONA CONCENTRADA.

Análisis económico de las alternativasPara el análisis económico de las alternativas se ha tomado como referencia los costos del SICODI Vigente,

del cual se han extraído costos referenciales de inversión por kilómetro de red de baja tensión, para cada tipo de conductor, incluyendo los costos del conductor y estructuras.

Asimismo también se ha extraído, los costos referenciales de las SED’s, para cada rango de potencia.

7. OPTIMIZACIÓN TÉCNICA ECONÓMICA DE LAS INSTALACIONESELÉCTRICAS

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. OPTIMIZACIÓN TÉCNICA ECONÓMICA DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICA DE BAJA TENSIÓN – ZONA CONCENTRADA.Análisis económico de las alternativas

7. OPTIMIZACIÓN TÉCNICA ECONÓMICA DE LAS INSTALACIONESELÉCTRICAS

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OPTIMIZACIÓN TÉCNICA ECONÓMICA DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICA DE BAJA TENSIÓN – ZONA CONCENTRADA.

Resultados finales del Análisis Técnico Económico.A. REDES BT MONOFÁSICAS

7. OPTIMIZACIÓN TÉCNICA ECONÓMICA DE LAS INSTALACIONESELÉCTRICAS

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OPTIMIZACIÓN TÉCNICA ECONÓMICA DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICA DE BAJA TENSIÓN – ZONA CONCENTRADA.

Resultados finales del Análisis Técnico Económico.B. REDES BT TRIFÁSICAS.

7. OPTIMIZACIÓN TÉCNICA ECONÓMICA DE LAS INSTALACIONESELÉCTRICAS

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7. OPTIMIZACIÓN TÉCNICA ECONÓMICA DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS

. OPTIMIZACIÓN TÉCNICA ECONÓMICA DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICA DE BAJA TENSIÓN – ZONA DISPERSA.

Las premisas para la optimización de las redes de distribución de baja tensión de la zona Dispersa son las siguientes:Las Subestaciones de Distribución en su totalidad para la zona dispersa serán monofásicas 7.62/0.44-0.22 kV;

Análisis de la ubicación Óptima de las Subestaciones de Distribución, haciendo uso del centro virtual de carga, de dicho análisis se concluye que la ubicación actual de las SED’s es adecuada, por lo tanto se mantiene invariable la ubicación de las Subestaciones de Distribución que se encuentran en la Zona Dispersa. Asimismo se mantiene invariable la configuración actual de las redes de baja tensión.

Proyección de la demanda haciendo uso la tasa de crecimiento de la demanda unitaria por usuario para la zona dispersa.Cálculo de la demanda proyectada del servicio de alumbrado público, haciendo uso de la metodología del factor KALP.Cálculo de la potencia nominal adaptada de los transformadores de distribución (kVA adaptados), integrando las demandas proyectadas del servicio particular y alumbrado público.Se considera un vano promedio de 70 m. Como resultado del mapeo de las densidades de carga en la zona dispersa se ha detectado la existencia de redes que no sirven a ninguna carga, cuyos metrados serán disgregados del SEM.Para la determinación del calibre óptimo de los conductores se realiza el análisis de flujo de potencia.Del análisis de flujo de potencia se determinan las pérdidas, así como los índices de caída de tensión.

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. OPTIMIZACIÓN TÉCNICA ECONÓMICA DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICA DE BAJA TENSIÓN – ZONA DISPERSA.CÁLCULO DE LAS POTENCIAS ADAPTADAS DE LAS SED.

RESULTADOS FINALES DE LA OPTIMIZACIÓN DE LAS REDES DE BAJA TENSIÓN – ZONA DISPERSA.

7. OPTIMIZACIÓN TÉCNICA ECONÓMICA DE LAS INSTALACIONESELÉCTRICAS

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. OPTIMIZACIÓN TÉCNICA ECONÓMICA DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICA DE BAJA TENSIÓN – ZONA DISPERSA.RESULTADOS FINALES DE LA OPTIMIZACIÓN DE LAS REDES DE BAJA TENSIÓN –ZONA DISPERSA.

7. OPTIMIZACIÓN TÉCNICA ECONÓMICA DE LAS INSTALACIONESELÉCTRICAS

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ESTRUCTURACIÓN DE LA EMPRESA MODELO – REDES BT Y SED

7. OPTIMIZACIÓN TÉCNICA ECONÓMICA DE LAS INSTALACIONESELÉCTRICAS

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COMPARACIÓN ENTRE EL SISTEMA ELÉCTRICO EXISTENTE Y EL SISTEMA ELÉCTRICO MODELO ADAPTADO.

7. OPTIMIZACIÓN TÉCNICA ECONÓMICA DE LAS INSTALACIONESELÉCTRICAS

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Para la Optimización de las Instalaciones No Eléctricas de la empresa modelo se ha tomado en consideración el MOF (Manual de Organización y Funciones) de la Empresa, definiendo las instalaciones no eléctricas óptimas adaptadas del SEM., donde se consideraron los siguientes bienes:Terrenos y Oficinas:

Vehículos del personal de supervisión:

Equipos, Herramientas y sistemas:

8. Optimización de las Instalaciones no Eléctricas

DESCRIPCIÓN

Empresa Modelo Real Empresa Modelo Optimizado

Cantidad Costo [USD] Cantidad Costo[USD]

Administración Central 02 56,046 01 32,918

DESCRIPCIÓN Empresa Modelo Real Empresa Modelo

Optimizado

Costo [USD] Costo [USD]

PC´s 1,150 1,150

Muebles y Útiles 2,976 2,504

Equipos y herramientas 6,535 3,801

Comunicaciones 1,091 955

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8. Optimización de las Instalaciones No Eléctricas

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9. Estándar de Calidad de Servicio Eléctrico

A. Calidad del Producto.ToleranciasLas tolerancias admitidas en MT sobre las tensiones nominales de los puntos de entrega de energía, en todas las Etapas y en todos los niveles de tensión, es de hasta el ±5.0% de las tensiones nominales de tales puntos

A continuación se muestra el cuadro de porcentajes máximos de caídas de tensión en las redes MT del SEM.Tratándose de redes secundarias en servicios calificados como Urbano-Rurales y/o Rurales, dichas tolerancias son de hasta el ±7,5%.

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B. Calidad del Suministro.Tomando como base la información estadística de fallas en el SEM de los años 2007 y 2008, y teniendo en cuenta

las optimizaciones realizadas de la empresa modelo en cuanto al uso de equipos de protección como pararrayos, seccionadores fusibles reconectadores, y la ubicación optima de las mismas se ha obtenido los resultados siguientes:.

9. Estándar de Calidad de Servicio Eléctrico

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10. Determinación de Pérdidas Estándar

A continuación se presenta el resumen de pérdidas en los diferentes componentes del sistema eléctrico.

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11. Determinación de Balance de Perdidas

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12. VNR Adaptado.

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12. VNR Adaptado.Cuadro Comparativo: VNR Existente vs Adaptado

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13.1 COSTOS DE EXPLOTACIÓN TÉCNICAEl modelamiento de los costos de operación y mantenimiento se basó sobre actividades estándares de operación y mantenimiento de la red, se establecieron los criterios de mantenimiento para empresas rurales con baja densidad de carga en condiciones climatológicas del sistema eléctrico modelo.

13.2 RESULTADOSLos resultados de los costos unitarios de mantenimiento por tipo de componente son los mostrados en el cuadro:

13. Optimización de los costos de operación y mantenimiento técnico

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13.3 COMPARACIÓN COYM ETAPA II vs ETAPA IIIEl consultor efectuó la verificación de los costos de operación y mantenimiento optimizados en la etapa II con los costos estándar calculados en la etapa III y como se aprecia en el cuadro siguiente se comprobó que los costos optimizados de operación y mantenimiento técnico directo de la empresa modelo no es mayor a los valores estándar de los costos directos de operación y

mantenimiento.

Sistema Etapa III Etapa II

Media Tensión 32,195.81 72,055.75

Baja Tensión 49,823.42 25,900.03

Subestaciones 21,791.14 6,304.77

Alumbrado Público 21,797.41 28,044.20

Totales 125,607.78 132,304.75

13. Optimización de los costos de operación y mantenimiento técnico

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Los demás gastos de operación, comercialización y administración fueron determinados para la estructura regional, de modo que estos en conjunción con los costos directos de operación y mantenimiento determinen los costos y gastos.Cabe destacar que los gastos determinados en el modelamiento sufren un ajuste antes de asignarse a la función de distribución, este ajuste se relaciona con que la misma estructura trabaja y consume recursos para otras actividades.La actividades determinadas fueron: Inversiones, Servicios Complementarios al Suministro Eléctrico, Generación Transporte y Distribución.

14. Costos de Gestión Comercial y Operacional

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Luego de la consideración de las bajas ventas de energía y potencia de este sector, se emplearon las siguientes participaciones:

Generación Transporte 10%Servicios Complementarios 10%Inversiones 25%Distribución 55%

14. Costos de Gestión Comercial y Operacional

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GASTOS GERENCIA REGIONAL MODELADOS Total Costos Ser. Compl. Gen./Trans. Inversiones Distrinbución10% 10% 25% 55%

TOTAL COSTOS INDIRECTOS NO PERSONALES 7,499,138 749,914 749,914 1,874,785 4,124,526

GASTOS SISTEMA ELÉCTRICO MODELADOS Total Costos Ser. Compl. Gen./Trans. Inversiones Distrinbución10% 10% 25% 55%

TOTAL COSTOS DIRECTOS NO PERSONALES 353,048 18,702 24,155 43,674 266,517

14. Costos de Gestión Comercial y Operacional

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Se determinó la estructura de cobranza óptima del Sistema Eléctrico Modelo la cuál se indica en los cuadros siguientes:

51,656.930.00169.0551,487.88(US$/año)

CCCL (Costo Comercial de Atención al Cliente)

2,012.41-0.002,012.41(US$/año)Lecturas AP en Subestaciones

13,405.94-21.3213,384.62(US$/año)Cobranza

16,580.85-37.1816,543.67(US$/año)Distribución de Facturas

2,986.55-7.602,978.95(US$/año)Facturación

16,671.18-102.9416,568.24(US$/año)Lectura

CFHCFSCFE

Costos Totales

Costos anuales de Atención a Clientes

51,656.930.00169.0551,487.88(US$/año)

CCCL (Costo Comercial de Atención al Cliente)

2,012.41-0.002,012.41(US$/año)Lecturas AP en Subestaciones

13,405.94-21.3213,384.62(US$/año)Cobranza

16,580.85-37.1816,543.67(US$/año)Distribución de Facturas

2,986.55-7.602,978.95(US$/año)Facturación

16,671.18-102.9416,568.24(US$/año)Lectura

CFHCFSCFE

Costos Totales

Costos anuales de Atención a Clientes

14. Costos de Gestión Comercial y Operacional

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15. Costos Totales COYM

DISTRIBUCIÓN DIRECTOS INDIRECTOSTotal VAD

(S/.)Total VAD

(US$)Costo Base Aporte Reg. Y

Fiscalizador

Costo Cap.

Trabajo

Junin Shellby Vicco

Smelter

Estructura Regional Part.

CF 162,306.07 0.00 0.00 2,602.38 6,890.05 5.26% 171,798.50 54,678.07

MT 104,747.77 16,973.47 907.75 23,420.52 62,007.96 47.37% 208,057.48 66,218.17

SED 31,607.33 5,121.69 273.91 11,710.26 31,003.98 23.68% 79,717.17 25,371.47

BT 158,036.65 25,608.47 1,369.56 23,420.52 62,007.96 47.37% 270,443.16 86,073.57

Costos Totales 425,090.49 42,581.94 2,277.31 49,443.42 130,905.96 650,299.13 206,969.81

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16. Cálculo de Tarifas de Distribución

1. COSTO FIJO:

C F E C F S C F H ( * )

C F E A P (* )

C F E C O ( * )

T o ta l P r o m e d io

C C C L (C o s to C o m e rc ia l d e a te n c ió n a l C lie n te ) (U S $ /a ñ o )

5 1 ,4 8 8 1 6 9 .0 5 - - - 5 1 ,6 5 7 N C L (N ú m e ro d e C lie n te s ) (C lie n te s ) 6 ,2 8 1 8 .0 0 - - - 6 ,2 8 9 C A R G O F IJ O M E N S U A L (U S $ /c l ie n te ) 0 .6 8 3 1 .7 6 1 0 .6 8 4 ( * ) E l S is te m a M o d e lo n o c u e n ta c o n c l ie n te s e n e s ta s o p c io n e s ta r ifa r ia s

Para el caso de la opción tarifaria prepago:Tecnología de

Recarga S/./ usuario -

mes

Tarjetas 1.871

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2. VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCIÓN

Valor Nuevo de R eemplazo miles  US $ 893.32 200.77 1,295.14Anualidad del VNR  (Invers ión) miles  US $ 110.90 24.92 160.78C osto Anual de Operación y Mantenimiento miles  US $ 66.22 25.37 86.07Total C osto Anual miles  US $ 177.12 50.30 246.86Demanda kW 982.83 853.69 853.69Número de C lientes Unidad

Invers ión US $/kW‐mes 9.40 2.43 15.69Operación y Mantenimiento US $/kW‐mes 5.61 2.48 8.40

Total US $/kW‐mes 15.02 4.91 24.10

Valor Agregado de Distribución

Descripción Unidad MT BTSED

16. Cálculo de Tarifas de Distribución

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3. PÉRDIDAS ESTÁNDAR DE DISTRIBUCIÓN EN POTENCIA Y ENERGÍA

16. Cálculo de Tarifas de Distribución

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4. FACTOR DE ECONOMIA DE ESCALA

Período VADMT VADBT Cargo Fijo Noviembre 2005 - Octubre 2006 1.0000 1.0000 1.0000 Noviembre 2006 - Octubre 2007 0.9838 0.9839 0.9933 Noviembre 2007 - Octubre 2008 0.9679 0.9681 0.9868 Noviembre 2008 - Octubre 2009 0.9523 0.9526 0.9741

16. Cálculo de Tarifas de Distribución

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5. FORMULA DE REAJUSTE

Parámetro Valor Parámetro Indicador AsociadoAMT 91.54% Índice de Precios al por Mayor (IPM)BMT 4.69% Índice de Productos ImportadosCMT 0.00% Índice del Precio del CobreDMT 3.78% Índice del Precio del Aluminio

Parámetro Valor Parámetro Indicador AsociadoASED 86.16% Índice de Precios al por Mayor (IPM)BSED 2.12% Índice de Productos ImportadosCSED 11.72% Índice del Precio del CobreDSED 0.00% Índice del Precio del Aluminio

Parámetro Valor Parámetro Indicador AsociadoABT 92.87% Índice de Precios al por Mayor (IPM)BBT 0.63% Índice de Productos ImportadosCBT 0.00% Índice del Precio del CobreDBT 6.51% Índice del Precio del Aluminio

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

16. Cálculo de Tarifas de Distribución

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