universidad nacional de san agustin de arequipa unidad de … · universidad nacional de san...
TRANSCRIPT
UNIVERSIDAD NACIONAL DE SAN AGUSTIN DE AREQUIPA
ESCUELA DE POSGRADO
UNIDAD DE POSGRADO DE LA FACULTAD DE INGENIERÍA DE
PRODUCCIÓN Y SERVICIOS
TESIS:
“EVALUACIÓN DE LA RENTABILIDAD DE LOS SMART GRIDS E N UN
SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN MAR CO DEL
SNIP”
Tesis presentada por el Bachiller:
JUVENAL ANTONIO QUISPE
FLORES, para optar el Grado de
Maestro en Gestión de la Energía,
con mención en Electricidad.
Asesor:
Mg. YURY ALENCASTRE MEDRANO
AREQUIPA - PERU
AÑO 2014
INDICE
RESUMEN .......................................................................................................... 1
CAPITULO I ........................................................................................................ 3
PLANTEAMIENTO DEL ESTUDIO .................................................................... 3
1.1. DESCRIPCIÓN DEL PROBLEMA. ...................................................................................... 3
1.2. PROBLEMÁTICA DE LA INVESTIGACIÓN ...................................................................... 4
1.3. FORMULACIÓN DEL PROBLEMA ..................................................................................... 5
1.4. JUSTIFICACIÓN ..................................................................................................................... 5
1.5. ALCANCES Y LIMITACIONES ............................................................................................ 6
1.6. OBJETIVOS ............................................................................................................................. 6
a) Objetivo General .................................................................................. 6
b) Objetivos Específicos ......................................................................... 7
1.7. HIPÓTESIS .............................................................................................................................. 7
CAPITULO II ....................................................................................................... 8
EL SISTEMA NACIONAL DE INVERSION PÚBLICA – SNIP ........................... 8
2.1. PROYECTO DE INVERSION ................................................................................................ 8
2.1.1. Definición de Proyecto ........................................................................ 8
2.1.2. Tipos de Proyectos ............................................................................. 9
2.1.3. Proyecto de Inversión Pública (PIP) .................................................. 9
2.1.4. Proyectos de inversión Privada ....................................................... 10
2.1.5. Ciclo del Proyecto de Inversión Publica ......................................... 10
2.1.6. Tipos de Proyectos de Inversión pública ........................................ 13
2.2. EVALUACION DE PROYECTOS ....................................................................................... 14
2.2.1. Definición de Evaluación de Proyectos ........................................... 14
2.2.2. Evaluación Privada de Proyectos .................................................... 14
2.2.3. Evaluación social de Proyectos ....................................................... 19
2.2.3.1. Excedente al Consumidor: ............................................................... 19
CAPITULO III .................................................................................................... 21
ANALISIS DE COMPONENTES PRINCIPALES ............................................. 21
3.1. ANALISIS DE COMPONENTES PRINCIPALES ............................................................. 21
3.1.1. Definición de Análisis de Componentes Principales ..................... 21
3.1.2. Fases de un Análisis de Componentes Principales ....................... 22
3.1.3. Transformación de componentes principales ................................ 23
CAPITULO IV ................................................................................................... 33
LA INDUSTRIA ELECTRICA EN EL PERU ..................................................... 33
4.1. OPERACIÓN DE LAS REDES ELECTRICAS .................................... 33
4.2 . GENERACIÓN DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA ............................................................. 34
4.3 TRANSMISIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA .................................................................... 35
4.4 DISTRIBUCIÓN DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA ............................................................. 38
4.4.1 Topología de redes de distribución eléctrica: ................................ 40
4.5 UTILIZACIÓN DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA ................................................................. 43
4.5.1. La acometida ...................................................................................... 45
4.5.1.1 Partes y tipos de la acometida ......................................................... 45
4.5.2.2 Tipos de conexión de la acometida ................................................. 47
4.5.2.3 Medidores eléctricos ......................................................................... 50
4.6.2.4 Clasificación de los medidores eléctricos ...................................... 50
4.5.2.5 Tablero Eléctrico ............................................................................... 55
CAPITULO V .................................................................................................... 58
CONVIRTIENDO LA RED A UNA RED INTELIGENTE “SMART GR ID” ....... 58
5.1. ESTUDIO DE LOS COSTOS Y APLICACIONES NECESARIAS DE "SMART ELEMENTS" .......................................................................................................................... 58
5.1.1. Control, flexibilidad y gestión .......................................................... 59
5.1.2. Seguridad y protección ..................................................................... 67
5.1.3. Tabla resumen de dispositivos inteligentes ................................... 68
5.2. SEGURIDAD Y SOLUCIONES EN LA RED DE COMUNICACIÓN PA RA LAS SMART GRIDS ...................................................................................................................... 69
5.2.1. Las Comunicaciones en la Red Inteligente ..................................... 69
5.2.2. La Seguridad en la Smart Grid ......................................................... 72
5.3. NORMATIVIDAD INTERNACIONAL SOBRE SMART GRID ....................................... 78
CAPITULO VI ................................................................................................... 81
EVALUACIÓN DE LOS COSTOS Y RENTABILIDAD DE LOS SMAR T GRIDS .......................................................................................................................... 81
6.1. METODOLOGIA .................................................................................................................... 82
6.1.1. Estudio de los Costos por Cliente en BT y MT en zon as rurales dispersas y zonas urbanas considerando los tres esc enarios de integración. ........................................................................................ 82
6.1.2. Estudio de los costos de implementación en Perú en los tres escenarios de integración en zonas rurales dispersa s, zonas rurales concentradas, zonas urbanas y zonas semiurb anas. ....... 86
6.2. DEFINICIÓN DE LOS TRES ESCENARIOS .................................................................... 89
6.3. ESTUDIO DE LOS COSTOS RED INTELIGENTE ......................................................... 92
6.3.1. Estudio de los Costos por Cliente en BT y MT en rur al dispersa y zonas urbanas considerando los tres escenarios inte gración. .... 92
6.3.2. Estudio de los Costos de Implantación en Perú en lo s tres escenarios de integración en rural dispersa, las ru rales agrupadas, urbanas y zonas semi-urbanas. ................................... 96
6.4. EVALUACION DE LA RENTABILIDAD INCORPORANDO SMART GR IDS EN EL SISTEMA ELÉCTRICO DE MOQUEGUA – ELECTROSUR S.A. .............................. 101
6.4.1. Demanda del Sistema Eléctrico de Moquegua ............................. 101
6.4.2. Costos totales de la incorporación de los Smart Gri ds por escenario de integración. ............................................................... 103
6.4.3. Evaluación Privada y Social por escenario de integr ación ......... 110
6.4.3.1. Escenario en baja integración ........................................................ 111
6.4.3.2 Escenario en Media integración ..................................................... 114
6.4.3.3 Escenario en Alta integración ........................................................ 118
CONCLUSIONES ........................................................................................... 122
RECOMENDACIONES ........................................................................................................................ 123
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS .................................................................................................. 125
ANEXO N° 1 ........................................................................................................................................... 129
1
RESUMEN
En la siguiente tesis se presenta un estudio sobre la implantación de las Redes
Inteligentes o Smart Grids. El estudio analiza las razones que han incitado el
cambio de las tradicionales redes convencionales a las Smart Grids, los
requerimientos de las smart grids, con el coste que ello supone. La gran
contribución de este proyecto es precisamente el estudio de los costes de
implantación, puesto que es relativamente sencillo encontrar información
acerca de qué es una Smart Grid y qué beneficios proporciona, pero en
cambio, apenas hay valoraciones económicas con las que se pueda contrastar
si realmente es beneficiosa una renovación de la red.
En el estudio de costes se han definido tres escenarios en los que varía el
grado “smart” que se introduce en la red, y finalmente se analiza la inversión
económica que precisa la implantación de los smart grids en el sistema
eléctrico peruano. Esto permite valorar la forma más adecuada de introducirlas,
ya que el desembolso que se necesita para una implementación absoluta es
muy elevado y se deben dar pasos progresivamente.
Por otro lado, para poder llegar al estudio de los costes, se han valorado cuáles
son los elementos susceptibles de cambio. Con ellos se consigue automatizar y
controlar la red de una manera eficiente y segura. Para entender el desarrollo
del proyecto se describen los siguientes capítulos:
Capítulo I: Planteamiento del Estudio
Capítulo II: El sistema Nacional de Inversión Pública – SNIP
Capítulo III: Análisis de componentes principales
Capítulo IV: La Industria Eléctrica en el Perú
Capítulo V: Convirtiendo la red a una red inteligente “SMART GRID”
Capítulo VI: Evaluación de los costos y rentabilidad de los Smart Grids
2
ABSTRACT
This thesis presents a study on the implementation of Smart Grid or Smart
Grids is presented. The study analyzes the reasons that prompted the change
from traditional conventional networks to Smart Grids, the requirements of
smart grids, the cost of doing so. The major contribution of this project is
precisely the study of the costs of implementation, since it is relatively easy to
find information about what a Smart Grid and what benefits provided, but
instead, there is hardly economic valuations with which can test whether really
is beneficial for a renewal of the network.
In the study of costs have been defined three scenarios in which the "smart"
degree which is introduced into the network, and finally economic investment
that requires the implementation of smart grids in the Peruvian electricity
system is analyzed varies. This allows assessing the most appropriate way to
introduce, as the disbursement is needed for complete implementation is very
high and should take steps gradually.
On the other hand, to get to study costs, are valued what elements are subject
to change. With them is achieved automate and control the network in an
efficient and safe manner. To understand the project the following chapters
describe:
Chapter I: Study Approach
Chapter II: National Public Investment System - SNIP
Chapter III: Principal Component Analysis
Chapter IV: The Electrical Industry in Peru
Chapter V: Turning a smart grid network "SMART GRID"
Chapter VI: Evaluation of the costs and profitability of Smart Grids
3
CAPITULO I
PLANTEAMIENTO DEL ESTUDIO
1.1. DESCRIPCIÓN DEL PROBLEMA.
En esta última década, la industria eléctrica ha experimentado cambios
importantes hacia la utilización e implementación de nuevas tecnologías
con el objetivo de permitir un mejor aprovechamiento y una mayor
eficiencia en la generación, transmisión y distribución de la energía
eléctrica, en muchos lugares estos cambios han culminado en la
aparición de un mayor mercado eléctrico. En este nuevo contexto, la
operación de los sistemas de distribución no depende del estado o
utilidad basada en procedimientos centralizados, sino más bien la
descentralización de las decisiones de las empresas distribuidoras cuyos
objetivos tienen como fin maximizar sus propios beneficios. Por lo tanto
las empresas de distribución están expuestas a mayores riesgos, debido
a esto la necesidad de tomar decisiones basadas en modelos cada vez
más confiables ha aumentado considerablemente.
En la actualidad con el surgimiento de las nuevas tecnologías, que
permiten contar con redes cada vez más automatizadas, sistemas de
energía confiables y servicios de mejor calidad como es el caso de las
Redes Inteligentes Smart Grids el cual es un modelo capaz de
monitorear permanentemente las condiciones de la red y ejercer
acciones sobre la misma, han permitido a las empresas eléctricas
optimizar el rendimiento de la energía, prevenir cortes del suministro,
restablecer el servicio de forma más rápida y dar paso a que sus clientes
administren su consumo de energía directamente desde cada artefacto
conectado a la red eléctrica.
Así mismo se tiene que agregar que la implementación de estas nuevas
tecnologías deberá ser evaluada bajo un sistema de inversiones que el
país ya posee como lo es el Sistema Nacional de Inversión Pública
4
(SNIP). Sistema que también opera en países Sudamericanos y de
Centro América como: Bolivia, Colombia, Chile, Venezuela, Guatemala,
Nicaragua, Trinidad y Tobago, Barbados, etc.
Es así que, con fecha 27 de Julio del 2000 fue promulgada la ley
N°27293, denominada “Ley del Sistema Nacional de In versión Pública
(SNIP)” cuya finalidad es la optimización de los recursos del Estado.
Una de las características principales del Sistema Nacional de Inversión
Pública (SNIP) del Estado Peruano, es que al igual que el Presupuesto,
Tesorería, Contaduría, Control, Contrataciones, Adquisiciones y otros,
son de observancia y cumplimiento obligatorio para todos los niveles de
gobierno, entonces se debe aceptar como una definición tradicional del
SNIP al: “Conjunto de normas, instrumentos y procedimientos comunes
para el sector público y entidades del sector privado que ejecuten
inversión pública, mediante los cuales se relacionan y coordinan entre sí,
para preparar, evaluar, priorizar, financiar, dar seguimiento y ejecutar los
proyectos de inversión pública en el marco de las políticas, planes y
programas de desarrollo”.
Sin embargo, en la realidad uno de los problemas del Sistema Nacional
de Inversión Pública (SNIP) es que ha obstaculizado el dinamismo para
la ejecución de proyectos, lo cual posibilita críticas a la capacidad del
gobierno para ejecutar el gasto anunciado que permita sostener la
demanda. Esto se debe a diferentes razones, entre las cuales se
encuentran: la falta de planificación, las limitaciones presupuestarias, las
diferencias entre instituciones gubernamentales, entre otras.
1.2. PROBLEMÁTICA DE LA INVESTIGACIÓN
La incertidumbre de cambiar la tecnología en los sistemas de
Distribución de Energía Eléctrica trae desconfianza para el inversionista.
5
1.3. FORMULACIÓN DEL PROBLEMA
De acuerdo a lo expuesto anteriormente se formula lo siguiente: ¿Cuál
será la rentabilidad económica a precio privado y social, de la
incorporación de los Smart Grids, en los sistemas de distribución de
energía eléctrica?.
1.4. JUSTIFICACIÓN
El sistema eléctrico existente presenta ciertas dificultades en la solución
de problemas, por lo que actualmente las empresas eléctricas de
distribución buscan enfrentar y solventar inconvenientes tales como:
aumento de la demanda de potencia, prolongando tiempo de uso del
componente tecnológico existente en el sistema y la falta de conciencia
del usuario que tiende abusar de las facilidades que le proveen las
empresas eléctricas.
Es por esto que hay tecnologías que tendrán un papel importante en los
sistemas de distribución del futuro y actuales. Esto incluye un sistema
inteligente de alumbrado público, avanzados medidores digitales, la
automatización de bajo costo, los sistemas de comunicación y recursos
energéticos distribuidos.
Sin embargo, muchas de las actuales actividades de investigación y
desarrollo relacionadas con Smart Grids comparten una visión común en
cuanto a funcionalidad buscando aumentar la capacidad del sistema de
distribución para hacer frente a las necesidades cambiantes de los
servicios públicos y sus clientes.
Algunas de estas funcionalidades deseadas incluyen:
• Auto-recuperación.
• Alta fiabilidad y calidad de potencia
6
• Admite una amplia variedad de recursos energéticos distribuidos
y opciones de almacenamiento.
• Minimiza las operaciones y gastos de mantenimiento.
Por tal razón resulta importante analizar esta nueva forma de gestión de
energía eléctrica para tratar de adaptarla a los sistemas de distribución
(empresas eléctricas) y de esta manera minimizar la problemática
existente, permitiendo así que las empresas posean herramientas de
control necesarias y brinden información oportuna bajo un sistema de
integración rentable de los Smart Grids tanto en lo técnico como en lo
económico.
1.5. ALCANCES Y LIMITACIONES
El alcance de la investigación comprende los sistemas de distribución de
energía eléctrica de nuestro país. En cuanto a las limitaciones tenemos:
la insuficiencia de las lecturas que se podrían tomar en campo, las
restricciones para poder tomar mediciones en las otras redes de
distribución y la visita a un país que tenga integrada los sistemas de
distribución del Smart Grids.
1.6. OBJETIVOS
a) Objetivo General
Evaluar la rentabilidad técnica y económica a precios de mercado y
sociales, de la incorporación de los Smart Grids a nuestros
Sistemas de Distribución de Energía Eléctrica.
7
b) Objetivos Específicos
• Formular un estudio de pre-inversión con la incorporación de los
Smart Grids.
• Identificar y analizar las amenazas asociadas al ámbito de los
Smart Grids.
• Determinar los niveles de vulnerabilidad social y física en la
infraestructura de los Smart Grids.
• Evaluar y proponer alternativas que reduzcan en costes la
incorporación de los Smart Grids.
• Diseñar una guía modelo para la incorporación de los Smart Grids
en los proyectos de Inversión Pública del subsector Electricidad.
1.7. HIPÓTESIS
La incorporación de los Smart Grids en los sistemas de Distribución de
Energía Eléctrica y análisis en la formulación y evaluación de estudio de
pre-inversión permite obtener rentabilidad a precio privado y social en
beneficio de la población.
8
CAPITULO II
EL SISTEMA NACIONAL DE INVERSION PÚBLICA – SNIP
2.1. PROYECTO DE INVERSION
2.1.1. Definición de Proyecto
El concepto de proyecto: “Es un proceso temporal que tiene un inicio
y final definido, que permitirá alcanzar el objetivo planteado en base
a los recursos, tiempo, dinero y alcance; con el fin de crear, ampliar,
mejorar, modernizar o recuperar la capacidad productora de bienes o
servicios, cuyos beneficios se generen durante la vida útil del
Proyecto independientes de otros proyectos”.
Podemos enunciar otra definición: “Formación de una idea de
negocios que tiene por objetivo encontrar una solución inteligente al
planteamiento de un problema que tiende a resolver una necesidad
humana. Es así, que el proyecto surge como respuesta a una idea
que busca la solución de un problema o la forma de aprovechar una
oportunidad de negocio”.
Grafico N° 2.1: Direccionamiento de los Proyectos d e Inversión
Pública (PIP)
Fuente: Pautas para la Identificación, formulación y evaluación social de
proyectos de inversión pública a nivel de perfil – SNIP
9
2.1.2. Tipos de Proyectos
Hay diferentes tipos de proyectos, los cuales se detallan a
continuación:
- Proyectos de Inversión Publica
- Proyectos de Inversión Privada
En la presente investigación nos centraremos en el desarrollo del
proyecto de inversión pública, ya que las empresas distribuidoras de
energía eléctrica en su mayoría utilizan recursos públicos.
2.1.3. Proyecto de Inversión Pública (PIP)
Un proyecto de inversión pública es toda intervención limitada en el
tiempo que utiliza total o parcialmente los recursos públicos, con el
fin de crear, ampliar, mejorar, modernizar o recuperar la capacidad
productora de bienes y servicios.
Grafico N° 2.2: Entidad que Aprueban Proyecto de In versión
Pública
Fuente: Pautas para la Identificación, formulación y evaluación social de
proyectos de inversión pública a nivel de perfil – SNIP
10
2.1.4. Proyectos de inversión Privada
Un proyecto de inversión privada es un instrumento de decisión.
Orienta y apoya el proceso racional de toma de decisiones, permite
juzgar cualitativa y cuantitativamente las ventajas y las desventajas
en la etapa de asignación de recursos para determinar la rentabilidad
socioeconómica y privada del proyecto, en base a la cual, se debe
programar la inversión.
Un proyecto de inversión privada se elabora en los siguientes casos:
- Creación de un nuevo negocio.
- Ampliación de las instalaciones de una industria. - Reemplazo de
tecnología.
- Aprovechamiento de un vacío en el Mercado.
- Lanzamiento de un nuevo producto.
- Sustitución de la producción artesanal por la fabril.
- Provisión de servicios
Y otros casos especiales que requieran investigación y análisis para
una mejora continua.
2.1.5. Ciclo del Proyecto de Inversión Publica
El SNIP ha establecido una secuencia para elaborar, ejecutar y
evaluar proyectos de inversión pública. A esta secuencia se le
denomina “Ciclos de Proyectos de Inversión Pública” y, en tanto
parte de la normatividad del sistema, se constituye en un
procedimiento a seguir obligatoriamente. Las fases y componentes
11
de este ciclo de proyectos son los siguientes: Preinversión, Inversión
y Post inversión, lo cual se muestra en el siguiente gráfico:
Grafico N° 2.3.: Ciclo de un PIP
Fuente: Directiva N° 001-2011-EF/68.01
A continuación se describe el concepto de dichas et apas.
I.- Etapa de Pre-inversión.-
Es la fase preliminar para la ejecución de un proyecto que permite,
mediante elaboración de estudios, demostrar las bondades técnicas,
económicas-financieras, institucionales y sociales de éste, en caso
de llevarse a cabo.
En la etapa de preparación y evaluación de un proyecto, o etapa de
análisis de pre-inversión, se deben realizar estudios de mercado,
técnicos, económicos y financieros. Conviene abordarlos
sucesivamente en orden, determinado por la cantidad y la calidad de
la información disponible, por la profundidad del análisis realizado, y
por el grado de confianza de los estudios mencionados.
12
En esta etapa se presenta 2 niveles:
- Perfil: Se trata de un estudio inicial, basado solamente en
información ya existente, ya sea en textos, bases de datos o de los
mismos expertos que lo elaboran. Contiene, en principio, una
estimación inicial tanto de aspectos técnicos como de beneficios y
costos de un conjunto de alternativas.
- Factibilidad: Se levanta nueva información, a fin de perfeccionar
los datos disponibles para analizar las alternativas, incluyendo, dado
el caso, un estudio de mercado. Igualmente incluye un presupuesto
preliminar para la alternativa seleccionada. De este modo, permite
una valoración más precisa de los beneficios y costos de la
alternativa seleccionada, considerando que sea la mejor, esto es, la
situación óptima.
II.- Etapa de Inversión.-
En esta etapa se realiza los estudios definitivos y el
financiamiento para la ejecución del proyecto y la puesta en marcha.
Además, se incorpora las actividades necesarias para la elaboración
del expediente técnico del proyecto; y finaliza con la “puesta en
marcha” y ejecución del proyecto.
- Estudio Definitivo: Una vez aprobado el proyecto, se realizan
estudios especializados que permitan definir al detalle las
dimensiones del proyecto, los costos unitarios por componentes,
especificaciones técnicas para la ejecución de obras o equipamiento,
medidas de mitigación de impactos ambientales negativos,
necesidades de operación y mantenimiento, el plan de
implementación entre otros requerimientos considerados como
necesarios de acuerdo a la tipología del Proyecto. Los contenidos
varían con el tipo de proyecto y son establecidos de acuerdo con la
reglamentación y los requisitos sectoriales.
13
III.- Etapa de Post inversión.-
Es la etapa en que el proyecto entra en producción, sea el caso
iniciándose la corriente de ingresos generados por la venta del bien o
servicio resultado de las operaciones, los que deben cubrir
satisfactoriamente a los costos y gastos en que sea necesario
incurrir; es decir gastos de operación y sentamiento del proyecto, así
como su evaluación ex – post.
2.1.6. Tipos de Proyectos de Inversión pública
El tipo de proyecto se diferencia por los montos de inversión, cuya
diferenciación fue establecida por el Ministerio de Economía y
Finanzas mediante la Directiva Nº 001-2011-EF/68.01, como se
muestra a continuación:
Proyectos de Inversión Publica Menor (Perfil Simplificado).- Estos
proyectos tienen un monto máximo de S/. 1’ 200,000.00 nuevos
soles, el cual tiene un formato simplificado para su desarrollo.
Proyectos de Inversión Publica Mayor (Perfil).- Estos proyectos
tienen un monto mínimo de S/. 1’ 200,001.00 nuevos soles a más, el
cual tiene un formato para su desarrollo. Dichos proyectos se
diferencian por su monto máximo para continuar los siguientes
niveles como Perfil, Pre-factibilidad y Factibilidad.
Para el caso del Nivel de Perfil su monto de inversión es hasta
S/.10’000,000.00 Nuevos soles.
Finalmente, el nivel de Factibilidad su monto de inversión es mayor a
S/.10’000,000 Nuevos soles.
14
2.2. EVALUACION DE PROYECTOS
2.2.1. Definición de Evaluación de Proyectos
Se entiende como una actividad que tiene por objetivo maximizar la
eficacia de los programas en relación con sus fines, y la eficiencia en
la asignación de recursos para la consecución de los mismos. Es por
esto que la evaluación no es una actividad aislada, sino que se da
desde la concepción del proyecto y hasta la ejecución misma.
Cuando se introduce metodológicamente la evaluación ex ante como
parte del proceso de formulación, se incluyen elementos que le dan
al proyecto mayor objetividad. La exigencia recae en que tanto el
uso de la información como de los instrumentos de medición no
varíen según el evaluador. En otras palabras consiste en el análisis
de las ventajas y desventajas de llevar a cabo el proyecto, para cada
uno de los agentes que intervienen en él.
2.2.2. Evaluación Privada de Proyectos
Esta evaluación incluye una evaluación financiera y económica. La
primera contempla, en su análisis todos los flujos financieros del
proyecto distinguiendo entre capital “propio” y prestado. Esta
evaluación es pertinente para determinar la llamada “capacidad
financiera” del proyecto y la rentabilidad de capital propio invertido en
el proyecto. La evaluación económica, en cambio, supone que todas
las compras y las ventas son al contado riguroso y que todo el capital
es “propio”; es decir, la evaluación privada económica desestima el
problema financiero.
15
2.2.2.1. Evaluación Económica:
Esta evaluación incluye: El Valor Actual Neto (VAN), Tasa Interna
de Retorno (TIR) expresado en (%),y la relación Ben eficio/ Costo
(B/C).
- Valor Actual Neto (VAN): Se define como el valor presente de los
beneficios netos que generan un proyecto a lo largo de su vida útil,
descontados a la tasa de interés que refleja el costo de oportunidad.
Este último se define como el costo de la mejor alternativa dejada de
lado que tiene el inversionista para colocar el capital que se destinará
al proyecto. Se trata, entonces, de la rentabilidad efectiva de la mejor
alternativa especulativa de igual riesgo.
El VAN mide en moneda de hoy, cuanto más rico es el inversionista
si realiza el proyecto en vez de colocar su dinero en la actividad que
le brinda como rentabilidad la tasa de descuento o costo de
oportunidad.
Representación matemática del VAN:
ec. (2.1)
VAN utilizado en la evaluación de Proyectos: Se define como el
método para evaluar la rentabilidad de un proyecto de inversión que
consiste en comparar el valor actual de todos los flujos de entrada de
efectivo con el valor actual de todos los flujos de salida de efectivo.
Representación matemática del VAN) utilizado en la evaluación de
Proyectos:
ec. (2.2)
16
Será conveniente invertir en el proyecto que presentan un VAN >0.En
el caso que existan varios proyectos alternativos VAN>0, entonces se
invertirá en aquel que presente en mayor VAN.
- Tasa Interna de Rendimiento (TIR): Este método consiste en
encontrar una tasa de interés en la cual se cumplen las condiciones
buscadas en el momento de iniciar o aceptar un proyecto de
inversión. La Tasa Interna de Retorno es aquélla tasa que está
ganando un interés sobre el saldo no recuperado de la inversión en
cualquier momento de la duración del proyecto.
Representación matemática del TIR:
ec.(2.3)
FC = Flujo de Caja, que no es otra cosa que el estado de cuenta
básica que se utiliza para determinar la rentabilidad de un proyecto
de inversión. Consiste en agregar los flujos de ingresos y gastos
efectivos que están asociados con la marcha del negocio.
TIR utilizado en la evaluación de Proyectos: Desde un punto de
vista matemático, la tasa interna de retorno (TIR) es aquella tasa de
interés que hace igual a cero el Valor Actual Neto de un flujo de
efectivo.
Representación matemática del TIR utilizado en la evaluación de
Proyectos:
ec.(2.4)
La decisión se adoptará al relacionar la TIR con la tasas de
descuento (costo de oportunidad) exigida al proyecto, así tenemos
17
TIR < Tasa de descuento; se rechaza el proyecto.
TIR = Tasa de descuento es indiferente.
TIR >Tasa de descuento; se acepta el proyecto.
Gráfico N° 2.4: Tendencia del VAN y TIR
Fuente: Formulación de Proyectos - R.Kaplan
La TIR y el VAN darán el mismo resultado en la selección de la
alternativa entre los inversionistas simples, es decir siempre el VAN
será una función uniformemente decreciente del tipo de descuento
(costo de oportunidad).
- Beneficio Costo (B/C): Se define el índice de rentabilidad como el
valor actual de los beneficios netos (VAN) que se tiene previsto,
divido por la inversión inicial.
Representación matemática del B/C:
ec.(2.5)
CO = Costo de Inversión
El criterio del índice de rentabilidad indica que se acepte un proyecto
si el índice es mayor que 1; en otras palabras, si VAN>(-CO).
18
2.2.2.2. Evaluación Financiera:
Esta evaluación determina si los beneficios esperados por el
inversionista justifican la ejecución del proyecto. Al nivel de una
evaluación financiera básica, el contenido de la misma y los pasos
son:
Flujo de Caja: Incluye los ingresos y egresos de efectivo vinculado al
financiamiento de la inversión por terceros (préstamos, amortización,
interés, y el efecto tributario del interés).
Estado de Pérdidas y Ganancias: Identificación del movimiento
tributario de la empresa.
Elaboración del Balance General: Compuesto de dos grandes
grupos:
a) Los Activos, que dentro de las finanzas se les conoce como los
recursos económicos de la empresa.
b) El Pasivo y el Patrimonio, que son los recursos financieros de la
empresa. En otras palabras nos muestra cómo se está financiando la
empresa o su estructura de Deuda / Capital
Periodo de Recuperación del Capital (PCR): El inversionista
muchas veces considera relevante evaluar cuanto tiempo se va
demorar en recuperar el capital invertido, especialmente en el caso
de inversionistas de alto riesgo. A mayor tiempo de recuperación
será también mayor el tiempo que su capital estará expuesto al
riesgo.
19
2.2.3. Evaluación social de Proyectos
Así, el análisis costo-impacto no sólo verifica si el proyecto ha
alcanzado los objetivos propuestos, sino también busca racionalizar
la asignación de recursos, de forma que se maximizan la eficiencia y
la eficacia de las acciones dirigidas a transformar parte de la realidad
social.
Por lo general este tipo de proyectos no se evalúan ex ante, debido
básicamente a que las metodologías desarrolladas no ofrecen esa
posibilidad.
El análisis tradicional costo-beneficio sólo permite la evaluación ex
ante de proyectos que están diseñados para ejecutar una obra física
y, en general de los proyectos de tipo productivo. Este análisis obliga
a traducir los beneficios del proyecto en unidades monetarias.
En este sentido, la metodología costo-impacto que se aplica a este
tipo de proyectos se ajusta a las características de lo social.
La Evaluación ex ante, en el caso de proyectos sociales, consiste en
seleccionar de las alternativas técnicas factibles, la que produce el
mayor impacto al mínimo costo. El criterio funciona bastante bien
cuando se trata de proyectos de tipo local, cuyos montos en recursos
no son muy elevados.
2.2.3.1. Excedente al Consumidor:
Es muy importante en la evaluación social de proyectos. El
excedente del consumidor se define como la diferencia entre la
cantidad que se paga por un producto y la cantidad máxima que
el consumidor estará dispuesto a pagar ante la expectativa de
quedarse completamente sin ese producto.
20
En el caso de productos que no representan una parte importante
del ingreso del consumidor, se puede establecer que el área bajo
la curva de su demanda está dada por el producto que
representa la suma de dinero que el consumidor estaría dispuesto
a pagar por el producto antes de prescindir del mismo. En otras
palabras esta área representa la cantidad de los productos que el
consumidor estará dispuesto a sacrificar para comprar dicho
producto: Valor “real” del producto para el consumidor.
Gráfico N° 2.5 Excedente del Consumidor (Zona Achur ada)
Fuente: Formulación de Proyectos - R.Kaplan
ec.(2.6)
Donde P1 es el precio por unidad en el punto de equilibrio entre la
oferta y demanda y la demanda a su vez está dada por
ecuaciones lineales o de mayor grado, esta es la ecuación de la
demanda.
21
CAPITULO III
ANALISIS DE COMPONENTES PRINCIPALES
3.1. ANALISIS DE COMPONENTES PRINCIPALES
3.1.1. Definición de Análisis de Componentes Princi pales
El Análisis de Componentes Principales (ACP) puede encuadrarse
dentro del conjunto de técnicas multivariantes conocidas como
métodos factoriales (también se incluyen el análisis de factores y el
análisis de correspondencias). Pretendemos sintetizar un gran
conjunto de datos, crear estructuras de interdependencia entre
variables cuantitativas para crear unas nuevas variables que son
función lineal de las originales y de las que podemos hacer una
representación gráfica.
El objetivo principal que persigue el Análisis de Componentes
Principales es la representación de las medidas numéricas de varias
variables en un espacio de pocas dimensiones donde nuestros
sentidos puedan percibir relaciones que de otra manera
permanecerían ocultas en dimensiones superiores. Dicha
representación debe ser tal que al desechar dimensiones superiores
(generalmente de la tercera o cuarta en adelante) la pérdida de
información sea mínima.
Sin embargo, la pérdida de información se ve ampliamente
compensada con la simplificación realizada, ya que muchas
relaciones, como la vecindad entre puntos, es más evidente cuando
éstos se dibujan sobre un plano que cuando se hace mediante una
figura tridimensional que necesariamente debe ser dibujada en
perspectiva.
22
Lo anterior, aunque sugiere que el ACP (Análisis de Componentes
Principales) es una técnica descriptiva, no niega la posibilidad de que
también pueda ser utilizado con fines de inferencia.
Definamos la matriz de datos de la siguiente forma:
ec.(3.1)
La i-ésima fila de la matriz contiene los n niveles....... de la i-
ésima............. Denominando Xi = [xi1 xi2 ...xin]t para i=1,2,..., p, resulta
Xt= [X1, X2, ... , Xp].
3.1.2. Fases de un Análisis de Componentes Principa les
- Análisis de la matriz de correlaciones
Un análisis de componentes principales tiene sentido si existen altas
correlaciones entre las variables, ya que esto es indicativo de que
existe información redundante y, por tanto, pocos factores explicarán
gran parte de la variabilidad total.
- Selección de las Componentes
La selección de los componentes se realiza de tal forma que el
primero recoja la mayor proporción posible de la variabilidad original;
el segundo componente debe recoger la máxima variabilidad posible
no recogida por el primero, y así sucesivamente
23
Del total de componentes se elegirán aquéllos que recojan el
porcentaje de variabilidad que se considere suficiente. A éstos se les
denominará componentes principales.
- Análisis de la Matriz de la Componentes
Una vez seleccionados los componentes principales, se representan
en forma de matriz.
Cada elemento de ésta representa los coeficientes factoriales de las
variables (las correlaciones entre las variables y los componentes
principales). La matriz tendrá tantas columnas como componentes
principales y tantas filas como variables.
- Interpretación de las Componentes
Para que un componente sea fácilmente interpretable debe tener las
siguientes características, que son difíciles de conseguir:
Los puntajes deben ser próximos a 1. Una variable debe tener
puntajes elevados sólo con un componente. No deben existir
componentes con puntajes similares.
- Cálculos de las puntuaciones factoriales
Son las puntuaciones que tienen los componentes principales para
cada caso, que nos permitirán su representación gráfica.
3.1.3. Transformación de componentes principales
El término transformación de componentes principales proviene del
hecho de que efectivamente la obtención de las componentes
principales se da a partir de una rotación de ejes cuya dirección
depende de los vectores característicos de la matriz varianza-
covarianza del conjunto de datos.
24
- Componentes Principales: Poblacional
Johnson, R. (2002) define la componente principal como una
combinación lineal de ‘p’ variables X1, X2, ..., XP que
geométricamente representan un nuevo sistema de coordenadas
obtenido por una rotación del sistema original con X1, X2, ..., XP como
ejes coordenados. Así, los nuevos ejes representan las direcciones
de máxima variabilidad y proveen una más simple y parsimoniosa
descripción de la estructura de la covarianza.
ec.(3.2)
De allí que, la varianza y covarianza de componentes principales
queda definida respectivamente como:
ec.(3.3)
Un enfoque geométrico dado por Jolliffe, I.T. (2002) muestra que las
mencionadas componentes definen los ejes principales de los
elipsoides p-dimensionales centrados en el origen:
ec.(3.4)
25
La teoría generada en torno a este desarrollo se conoce como
Análisis de Componentes Principales (ACP).
- Componentes Principales: Muestral
La componente principal es una combinación lineal de ‘p’ variables
aleatorias X1, X2,…..,XP, que representa un nuevo eje de
coordenadas (rotación) cuya dirección es la máxima variabilidad.
Esta definición nos permite calcular las componentes mediante un
proceso iterativo de maximización para ‘p’ variables:
Primera Interacción:
Max u1’Su1 ec.(3.5)
s.a. u1’ u1=1 ec.(3.6)
Segunda Iteración:
Max u2’Su2 ec.(3.7)
s.a. u2’ u2=1 ec.(3.8)
u2’ u1=0 ec.(3.9)
‘p-ésima’ Iteración:
Max up’Sup ec.(3.10)
s.a. up’ up=1 ec.(3.11)
up’ ui=0,�i ec.(3.12)
Donde ‘ui‘ (i=1,..,p) son los vectores característicos de la matriz
varianza-covarianza muestral ‘S’. De esta forma, los coeficientes ‘ai’
del sistema de ecuaciones (2.3) están dados por las componentes de
los vectores característicos ‘ui‘ calculados en el proceso anterior.
26
- Estructura de Datos, individuos y variables
Una observación multivariada es una colección de mediciones sobre
’p’ variables en un mismo objeto o ensayo. Dichas observaciones
tomadas sobre una muestra de corte transversal de tamaño ‘n’ define
la estructura matricial ‘X’ (nxp) matemáticamente expresada en la
relación ec. (3.1).
En tal sentido, las filas representan a los individuos o unidades
muestrales y las columnas las ‘p’ variables o mediciones tomadas a
los ‘n’ individuos de la muestra de corte transversal.
Los protocolos de representación se dan en diferentes espacios:
espacio de variables y espacio de individuos. En el primero, se mide
relación y, en el segundo, semejanza. Existe una relación dual o
dualidad de espacios (Le Roux, 2005) entre las dimensiones y
cantidad de información. Las relaciones de dualidad serán
desarrolladas más adelante.
- Distancia y Correlación
En el espacio de individuos se evalúa la semejanza. Dos individuos
se asemejan cuando más próximos estén sus valores en el conjunto
de variables. La proximidad puede ser medida mediante una
distancia euclidea cuya formulación sería:
ec.(3.13)
Así, un conjunto de individuos de una muestra estarán representados
por una nube de puntos en un espacio euclideo. Le Roux (Ibid.
p.117) calcula la inercia o varianza de una nube de puntos como:
ec.(3.14)
27
donde vkk’=cov(xjk, xjk’) y qkk’=δk’δk’ ; “δ” base del espacio. En las
aplicaciones, este vector resultará ser el vector característico
asociado a la matriz varianza-covarianza.
Debido a la omnipresencia de la variabilidad en todo fenómeno
humano y natural, será conveniente tratar con un concepto de
distancia que la incorpore. Härdle, W. (2003) toma en cuenta la
transformación de Mahalanobis para determinar una métrica de
distancia estadística más corta entre dos puntos de tal modo que
también incorpore la correlación. Si P=(x1, x2, …, xp) y Q=(y1 y2, …,
yP) son dos puntos, la distancia estadística sería la siguiente
ecuación:
ec.(3.15)
Los coeficientes de la ecuación anterior pueden representarse
mediante un arreglo matricial:
ec.(3.16)
De esta forma, dados los puntos p-variados ‘i’ y ‘j’ la distancia de
Mahalanobis queda representada matricialmente como:
ec.(3.17)
donde ‘S’ es la matriz varianza-covarianza muestral que incorpora las
varianzas en su diagonal principal y las covarianzas fuera de ésta.
28
El espacio de variables es un espacio esférico de radio unitario
donde se evalúa la relación de las variables medido a partir del
coeficiente de correlación lineal. Si las variables son xk y xh,
entonces, el coeficiente de correlación muestral r(h,k) está dado por la
ec.(3.14).
ec.(3.18)
En el enfoque geométrico de Le Roux (op cit. p.139) se presenta la
relación:
ec.(3.19)
Tal que ‘ɵ’ es el ángulo formado por los vectores ‘x’ e ‘y’. En esos
términos, el signo positivo en la relación (3.15) significará que los
vectores están en la misma dirección. Al contrario, si el valor es
negativo. En ambos casos, un valor cercano al valor absoluto 1
significará un nivel de correlación alto entre ‘x’ e ‘y’. Johnson
(op.cit.p. 118.) demuestra que tanto la relación (3.14) y (3.15) se
relacionan por la Ley de Cosenos, mostrando así que el coseno del
ángulo formado por dos vectores es igual al coeficiente de
correlación muestral entre estos.
El análisis residual en un modelo de ACP se reduce al análisis de un
modelo de regresión lineal de rango reducido al formular la
componente Z=P’Y tal que ‘P’ ortogonaliza a la matriz varianza-
covarianza ‘S(pxp)’. Así,
ec.(3.20)
29
donde la matriz de vectores característicos ‘P’ se reemplaza por una
de rango k<p (Timm, N. 2002).
- Análisis Geométrico a las componentes Principales
Los individuos o perfiles están dados por las observaciones
arregladas en filas en la matriz X(nxp) representada en la ecuación
(2.1). Así, cada uno de los ‘n’ individuos puede ser representado
como un punto en el espacio p-dimensional en el que cada
dimensión está representada por una variable.
El conjunto de individuos constituye la nube de puntos ‘N’ del gráfico
cuyo centro de gravedad ‘G’ coincide con el origen de coordenadas.
El objetivo es proporcionar representaciones planas de la nube ’N’
situada en el espacio Rp.
Gráfico N° 3.1: Ajuste de la nube de individuos N – Máxima
Proyección
Fuente: Formulación de Proyectos - R.Kaplan
Como se muestra en el gráfico adjunto, el individuo ‘i’ se proyecta
sobre ‘ui’ en Hi. De acuerdo al proceso mostrado en ec.(3.2) se
determina ‘u1’ cuya dirección es la que maximiza la varianza.
Geométricamente hablando, maximiza ∑i OH12 es decir, las
proyecciones de todos los puntos que conforman la nube ‘N’. A
30
continuación se busca ‘u2’, ortogonal a ‘u1’, que satisface el mismo
criterio y así sucesivamente.
Dado el centrado de la nube de puntos al origen de coordenadas
podemos mostrar que de igual forma la distancia entre los individuos
‘i’ y ’j’ está dado por un proceso de maximización de las distancias
∑i∑j (OHi + OHj )2. Del gráfico, se observa que sobre la dirección ‘u1’
se logra que las distancias entre los puntos proyectados se parezcan
lo más posible a las distancias de los puntos homólogos de ‘N’.
Gráfico N°3.2: Distancia entre individuos
Fuente: Formulación de Proyectos - R.Kaplan
Gráfico N° 3.3: Ajuste de la Nube de Variables. Máx ima Inercia
Proyectada en la Esfera Unitaria.
Fuente: Formulación de Proyectos - R.Kaplan
31
En el caso de las variables definidas en el espacio de individuos, el
proceso es el mismo en esencia. En este caso, el plano definido por
v1 y v2 que maximiza la inercia respecto al origen de la nube
proyectada, hace máxima la suma de cosenos al cuadrado de los
ángulos entre los vectores y su proyección: ajusta los vectores de tal
forma que deforme lo menos posible sus ángulos.
- Selección de componentes
Existen diferentes métodos para determinar el número de
componentes principales, a saber: método de inercia total o
coeficiente de inercia, inercia promedio, gráfico de arcos entre otros,
(Van Perle, F. 2004; Bilodeau, M. 1999).
ec.(3.21)
donde λ=dia(λi), i=1,..p es la matriz diagonal cuyos elementos son los
valores característicos de la matriz varianza-covarianza muestral. El
coeficiente de inercia total también se mide porcentualmente
multiplicando ambos miembros de la ecuación (3.17) por 100%
(rkx100%).
- Dualidad de espacios y Relación de Transición
Conocidos los vectores propios del espacio de variables (o
individuos) se pueden obtener los del espacio de individuos (o
variables) sin necesidad de un proceso de factorización. En efecto,
de acuerdo a Grande, I. (1971) tenemos que: dada la condición de
orto-normalidad uα’u α=1, se deduce las relaciones de transición en
las ecuaciones (3.18) y (3.19)
32
ec.(3.22)
ec.(3.23)
Donde ‘u’ y ‘v’ son los vectores característicos del espacio de
individuos y de variables respectivamente, λα el valor característico
asociado a ‘u’ y ‘X’ es la matriz (nxp) de datos. Es importante notar
que al ser iguales los vectores propios correspondientes a cada uno
de los espacios, de igual forma, lo son las cantidades de información
en cada eje. Dicho resultado es aplicable en el análisis de datos ya
que es posible la superposición de espacios sobre un mismo gráfico
(dualidad). Existe una proporcionalidad entre las coordenadas de los
puntos individuos sobre el eje factorial α en Rp , Xuαy las
componentes del vector unitario director del eje α en el otro espacio
uα. Asimismo, es posible reconstruir los datos observados y
arreglados en la matriz de datos ‘X(nxp)’ en forma aproximada a
partir de los ‘q’ primeros ejes utilizando sus correspondientes
vectores y valores característicos. Partiendo de la relación en la ec.
(3.22), por ejemplo, se puede finalmente obtener la relación:
ec.(3.24)
Se demuestra que asumiendo rq cercano a 1 es posible demostrar la
relación en la ec. (3.19).
33
CAPITULO IV
LA INDUSTRIA ELECTRICA EN EL PERU
4.1. OPERACIÓN DE LAS REDES ELECTRICAS
La industria de la energía eléctrica proporciona la producción y el
suministro de energía eléctrica. La demanda de electricidad está
creciendo en todo el mundo más rápido que otras formas de energía,
especialmente en países con una rápida industrialización, como China y la
India. No hay casi prácticamente ningún proceso industrial o de aplicación
en la vida cotidiana que no utiliza la electricidad. Debido a todas estas
razones, se considera como un servicio público.
La industria de la energía eléctrica se compone de cuatro procesos:
� Generación de la Energía Eléctrica
� Transmisión de Energía Eléctrica
� Distribución de la Energía Eléctrica
� Utilización de la Energía Eléctrica
En muchos países, las empresas de energía eléctrica son dueños de toda
la infraestructura de generación de estaciones de transmisión y la
infraestructura de distribución. Para evitar la existencia de un monopolio
natural es necesario segregar actividades, estableciendo una separación
entre los cuatro procesos mencionados antes. La Red Eléctrica Peruana
tiene al COES-SINAC como operador del sistema de transmisión, por lo
tanto, garantiza la continuidad y seguridad del suministro de energía, y
coordina el correcto desempeño de la producción y el sistema de
transmisión. En la Red Eléctrica, el gestor de la red de transporte, actúa
como transportista único, y reconoce los principios de transparencia,
objetividad e independencia como una de las tareas más importantes de
su trabajo. Los gestores de redes gestionan una red de transporte eficaz,
34
y coordinan la operación del sistema de generación-transmisión para
asegurar la demanda que debe ser satisfecha en todo momento.
4.2 . GENERACIÓN DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA
La generación es la primera de las actividades de la cadena productiva de
energía eléctrica, la cual consiste en transformar alguna clase de energía
(térmica, mecánica, luminosa, entre otras) en energía eléctrica. Ahora
bien, para poder comprender a cabalidad cómo se realiza este proceso de
transformación, se requiere conocer algunos conceptos previos, tales
como: energía y potencia eléctrica, máxima demanda, factor de carga,
corriente alterna y contínua. Estos conceptos nos permitirán comprender,
desde el punto de vista técnico, cómo se genera la energía eléctrica, para
finalmente abordar, los tipos de generación eléctrica que existen.
Los tipos de generación eléctrica pueden ser clasificados en función a la
fuente de energía primaria (hidráulica, petróleo, gas natural, carbón,
uranio, eólica, biogás, fotovoltaica entre otros) que hacen girar la turbina
del generador; en ese sentido, se puede afirmar que, tradicionalmente,
existen dos tipos de generación eléctrica en el mundo: la generación
hidráulica y la generación térmica. No obstante ello, cabe la posibilidad de
encontrar otros tipos de generación, ello tomando como base las Fuentes
de Energía Renovable No Convencional (FERNC), entre las que se
pueden mencionar al viento, los rayos solares, el calor de la tierra, entre
otras.
35
Grafico N° 4.1: Cant. de Centrales de Generación El éc. 2013 a nivel
Nacional
Fuente: MEM
4.3 TRANSMISIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA
Mediante esta actividad se transporta la electricidad desde los centros de
producción (centrales eléctricas) hacia los centros de consumo. Todos los
conductores afectan, en algún grado, el paso de la corriente eléctrica, ello
en la medida que presentan cierta resistencia eléctrica. En ese sentido, se
debe tener en cuenta que la resistencia eléctrica se define como la
oposición que ejerce un cuerpo al paso de la corriente eléctrica. Ésta
depende de factores como la longitud (el largo), la superficie (área
transversal) y, finalmente, el material del cual está compuesto el cuerpo
analizado.
El proceso de transmisión eléctrica se puede dividir en cuatro etapas:
a. Primera etapa: Comienza luego de que los generadores producen e
inyectan su energía y potencia al sistema de transmisión. Para esto se
necesita elevar la tensión, con el objetivo de reducir las pérdidas de
energía. Esta elevación de tensión se realiza por medio de
trasformadores que elevan el voltaje a niveles mayores a 100 kV
(kilovoltios).
36
b. Segunda etapa: Comienza después de alcanzar el nivel de tensión
requerido, conduciéndose la energía a través de líneas de transmisión
de alta tensión con destino a los centros de consumo.
c. Tercera etapa: Comienza con la reducción de la tensión, utilizando
subestaciones de transformación, pasando de muy alta a alta o de alta a
media tensión una vez que la línea se encuentra cerca de los centros de
consumo.
d. Cuarta etapa: En ésta, finalmente, se transforma la energía de media a
baja tensión para su posterior distribución y/o consumo.
A nivel Nacional existen Empresas que brindan el servicio en los
siguientes sistemas de transmisión: Sistema Garantizado,
Complementario, Principal y Secundario y su participación a nivel
nacional está en el siguiente Grafico:
Grafico N° 4.2: Porcentaje de participación de Empr esas de
Transmisión Eléctrica a nivel Nacional
Fuente: MEM
Los sistemas de tensión alterna recomendados en el CNE-SUMINISTRO
son los siguientes:
- 0,38 / 0,22 kV De cuatro hilos, punto neutro de transformador
37
0,44 / 0,22 kV Puesta a tierra de manera efectiva y neutro con
múltiples puesta a tierra.
- 20 kV, 22,9 kV De tres hilos, punto neutro de transformador
y 33kV puesto a tierra de manera efectiva.
- 22,9 / 13,2 kV De cuatro hilos (neutro corrido), y punto neutro
33 / 19 kV de transformador puesto a tierra de manera
efectiva.
- 60 kV, 138 kV, De tres hilos, punto neutro de transformador
220 kV y 500 kV Puesto a tierra de manera efectiva
En el siguiente Grafico observaremos la predominancia del nivel de tensión
en nuestro sistema eléctrico.
Grafico N° 4.3: Longitud de líneas de transmisión 2 013 en el SEIN
Fuente: MEM
38
4.4 DISTRIBUCIÓN DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA
La actividad de distribución eléctrica tiene la función de llevar el suministro
de energía eléctrica desde el sistema de transmisión hacia cada uno de
los usuarios finales del servicio eléctrico.
Las redes que conforman el sistema de distribución deben diseñarse de
tal forma que exista un equilibrio entre la seguridad del suministro, en el
sentido de tener la capacidad de seguir funcionando ante posibles fallas o
desperfectos en algunas instalaciones, y la eficiencia, en el sentido de la
minimización de costos. Como resultado de lo anterior, el diseño de las
redes de distribución toma gran importancia. En el Perú las empresas que
participan en el servicio de distribución de energía son:
Grafico N° 4.4: Participación de las principales em presas
distribuidoras en la atención al cliente Libre y Regulado
Fuente: MEM
Nuestra sistema Eléctrico consta de: Redes de subtransmisión,
subestaciones de transformación, que transforman la energía a una
tensión más baja, adecuada para la distribución local, las redes primarias
que alimentan un área bien definida; subestaciones de distribución,
montadas sobre postes, en casetas o cámaras subterráneas, cerca de los
centros de consumo, para transformar la energía de media tensión a baja
tensión para los usuarios finales.
39
Luego se tiene las redes Secundarias o de baja tensión que transportan la
energía a lo largo de las calles y por acometidas que transportan la
energía desde las redes de baja tensión hasta los empalmes de los
usuarios.
La función de los sistemas de distribución es recibir la energía eléctrica de
las centrales de producción o estaciones primarias y distribuir a los
usuarios a la tensión adecuada, con la conveniente continuidad y calidad
de suministro para los distintos usos.
A. Características de las Redes de Distribución
Las redes de Distribución presentan características muy particulares,
que las diferencian de las de transmisión. Entre estas se distinguen:
� Topologías Radiales
� Razón R/X alta (líneas de resistencia comparables a la reactancia).
� Múltiples conexiones (monofásicas, bifásicas y trifásicas)
� Estructura lateral compleja.
� Cargas de Distinta naturaleza.
� Líneas sin transposiciones.
B. Cargas Distribuidas.
Las Redes de distribución son típicamente radiales, esto es, el flujo de
potencia nace solo de un nodo. Este nodo principal se reduce como la
subestación que alimenta al resto de los alimentadores. En la
subestación de potencia se reduce el nivel de tensión de alta tensión
(AT) a media tensión (MT).
40
La distribución de la energía eléctrica se hace en el nivel de Media
Tensión (MT). Los clientes residenciales o comerciales se alimentan en
Baja Tensión, los clientes industriales se alimentan MT o BT, según los
requerimientos particulares de cada uno de ellos.
C. Componentes de las Redes de Distribución
En toda Red de Distribución suelen encontrase los siguientes elementos:
alimentadores, transformadores, líneas y cables, banco de capacitores o
condensadores, bancos reguladores de tensión, equipos de protección.
4.4.1 Topología de redes de distribución eléctrica:
La topología de redes hace referencia a la estructura o forma en la que
se organizan las redes de distribución eléctrica. Entre las
configuraciones más comunes se tienen los sistemas radiales, los
sistemas en anillo y los sistemas enmallados.
A. Sistemas radiales
Este tipo de sistema tiene como principal característica que el
suministro eléctrico hacia cada unidad de consumo proviene de un solo
punto, buscándose la forma más económica de unir a todos los
usuarios en la red de distribución.
En el Gráfico Nº 4.5, la flecha de color verde indica por dónde ingresa
el suministro eléctrico al sistema, en este caso, para conectar a seis
usuarios, se debe invertir por lo menos en cinco conexiones, las cuales
han sido enumeradas.
41
Gráfico Nº 4.5: Sistema de distribución radial
Fuente: OSINERGMIN
Para analizar la confiabilidad del sistema radial, se supondrá que la
línea número tres sufre un desperfecto que la retira de operatividad, es
fácil notar que los tres usuarios que se encuentran al final de la red se
quedarían sin suministro eléctrico, pues dicho cable es su única fuente
de energía. Este sistema tiene como ventaja el ser de menor costo; sin
embargo, se presenta una disyuntiva entre la minimización de los
costos y la confiabilidad del sistema.
B. Sistemas en anillo
Este tipo de configuración de red mejora la confiabilidad del sistema de
distribución “cerrando el circuito”; es decir, agregando a la
configuración mostrada en el gráfico anterior, la conexión entre el
primer y el último punto o usuario.
42
Gráfico Nº 4.6: Sistema de distribución en anillo
Fuente: OSINERGMIN
En el Gráfico N° 4.6, se puede advertir que a la co nfiguración radial se
le agrega la conexión número seis (en color rojo), obteniendo una
configuración distinta, en anillo, la cual eleva la confiabilidad del
sistema, pero también incrementa los costos del servicio.
Nótese que en este caso si ocurriera una falla en el sistema, por
ejemplo si la línea número tres saliera de operación por algún
desperfecto, el suministro eléctrico no se interrumpiría, pues la línea
seis asegura el servicio a los usuarios que se encuentran en los puntos
A, B y C de la red de distribución.
Solo en el caso que ocurrieran dos fallas en el sistema a la vez, por
ejemplo, si existe una falla en la línea número tres y otra falla en la
línea número seis, entonces nuevamente se sufriría una falla en la
parte final de la red de distribución (A, B y C).
C. Sistemas enmallados
Este tipo de configuración de red presenta la característica de tener
una mayor interconexión y, por ello, un elevado nivel de confiabilidad
en el sistema, pero a un mayor costo.
43
El siguiente gráfico muestra que todas las líneas (continuas) forman
anillos; incluso se pueden incluir las líneas discontinuas, formándose
así una estructura similar a una red o malla, de ahí el nombre de este
tipo de sistema.
Gráfico Nº 4.7: Sistema de distribución enmallado
Fuente: OSINERGMIN
4.5 UTILIZACIÓN DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA
El límite entre las actividades de transmisión y distribución eléctrica, así
como la forma en que se subdividen, varía dependiendo del país que se
analice. En el caso de nuestro país, las instalaciones del sistema de
distribución pueden ser de media tensión o de baja tensión llegando a un
máximo de hasta 30 kV.
Según la normativa peruana (Norma Técnica E.C. 010, Redes de
Distribución de Energía Eléctrica), un sistema de distribución se define
como “el conjunto de instalaciones para la entrega de energía eléctrica a
los diferentes usuarios”. Éste se divide en el subsistema de distribución
primaria y el subsistema de distribución secundaria, instalaciones de
alumbrado público, las conexiones y los puntos de entrega.
- Clasificación de las Redes de Distribución
Las Redes de Distribución pueden clasificarse de la siguiente manera:
44
� Según la carga: Alumbrado público, residencial, comercial, industrial,
mixta.
� Según la corriente: continúa o alterna.
� Según la tensión: distribución primaria, distribución secundaria.
� Según su topología: radial, anillo, enmallada.
� Según el tipo de instalación: aérea o subterránea.
A. Subsistema de distribución primaria
Este sistema transporta la energía eléctrica a media tensión desde el
sistema de transmisión, hasta el subsistema de distribución secundaria
y/o conexiones para usuarios mayores.
B. Subsistema de distribución secundaria
Mediante este sistema se transporta la energía eléctrica a baja tensión
para su utilización por los usuarios finales, la misma que se encuentra
conformada por líneas aéreas o cables subterráneos de baja tensión.
Grafico N° 4.8: Sistema de distribución primaria y secundaria
Fuente: Norma Técnica E.C.010, Redes de Distribución de Energía Eléctrica
45
El gráfico Nº 4.8 muestra el sistema de distribución, resaltando el
subsistema de distribución primaria, que se encuentra en Media
Tensión (MT), y el subsistema de distribución secundaria, que se
encuentra en Baja Tensión (BT).
4.5.1. La acometida
La red de distribución termina en la distribución secundaria, entre
ésta y las conexiones internas domiciliarias se encuentra la
acometida. Según la R.D. Nº 080-78-EM/ DGE Norma de
Conexiones para Suministro de Energía Eléctrica hasta 10 kW, una
acometida es la “parte de la conexión, comprendida por los
conductores instalados desde el empalme con la red de distribución
secundaria hasta los bornes de entrada del medidor de energía”. Es
decir, comprende la sección entre la red de distribución secundaria
con los límites del medidor eléctrico. Por ello, con el objetivo de
estudiar integralmente el servicio eléctrico es conveniente describir
dicha conexión.
4.5.1.1 Partes y tipos de la acometida
Las partes principales de la acometida son: i) el punto de
alimentación o conexión, ii) los conductores o cables, iii) los
dispositivos de protección, iv) la caja de medidores y v) la caja de
toma.
Las acometidas pueden ser de diferentes tipos dependiendo de la
ubicación de la red de distribución secundaria:
46
A. Acometidas aéreas:
Acometida en la cual la derivación o empalme se efectúa desde
una red de distribución aérea. Para su instalación se deben dar
ciertas condiciones, como por ejemplo, que los conductores de la
acometida de un inmueble no deben pasar por el interior de otro
inmueble, los cables de acometida tienen que ser continuos en
toda su longitud, asimismo toda la instalación de la acometida
tiene que ser ubicada en el exterior del inmueble.
B. Acometidas subterráneas:
Acometida en la cual la derivación o empalme se efectúa desde
una red de distribución subterránea.
Se deben tener en cuenta los siguientes criterios para su
instalación: los conductores de la acometida no deberán de pasar
por el subsuelo de otro inmueble, debiendo de tener una cierta
distancia de separación con respecto a las redes subterráneas de
agua, desagüe, teléfono y gas natural. Además, los cables de la
acometida deben ser continuos en toda su longitud y la
instalación debe estar ubicada en el exterior del inmueble a una
profundidad mayor a medio metro.
C. Acometidas aéreo – subterráneas:
Acometida en la cual la derivación o empalme se realiza desde
una red de distribución aérea y que desciende al subsuelo.
Estas acometidas se usarán en el caso que no sea posible usar
acometidas aéreas y deben cumplir con lo siguiente: después de
ser empalmada la acometida aérea- subterránea a la extremidad
47
de un poste, los cables deben ser protegidos por una tubería, la
cual debe ser sujetada al poste hasta ser enterrada a una
profundidad mayor a medio metro.
4.5.2.2 Tipos de conexión de la acometida
Según sea el tipo de conexión del cable de acometida o
Subacometida, se tendrán los siguientes tipos de conexiones:
� Conexión simple: acometida donde se entrega el suministro de
energía a un solo usuario, que por lo general utiliza una caja de
medición.
• Conexión doble: acometida que suministra energía a dos
usuarios.
• Conexiones con derivaciones: acometidas que suministran
energía a más de dos usuarios, haciendo uso de subacometidas y
de cajas de derivación.
De acuerdo con el lugar en que se ubiquen las cajas de medición,
las conexiones con derivaciones pueden ser de dos tipos:
a) Conexiones centralizadas en un solo punto.
b) Conexiones distribuidas por plantas, con uno o varios
medidores por planta.
Cuando se trate de edificios, la empresa de distribución decidirá
entre uno de los tipos anteriores basándose en criterios técnicos y
económicos.
48
Gráfico Nº 4.9: Sistema de distribución primaria y secundaria
Fuente: OSINERGMIN
Cuadro N° 4.1: Listado de Partes de la Acometida
1 Red de distribución secundaria
4 Sub acometida 7 Alimentador 2 Acometida 5 Caja de medición 8 Dispositivo de protección 3 Caja de toma 6 Caja de derivación 9 Medidor
Fuente: Norma de Conexiones para Suministro de Energía Eléctrica hasta 10KW
* Parte de la acometida comprendida por los conductores,
ubicados desde los límites de salida de la caja de toma hasta los
límites de entrada de los medidores.
** La caja de derivación es utilizada con la finalidad específica de
conectar y/o derivar una o más subacometidas.
49
Gráfico Nº 4.10: Conexiones con derivaciones centra lizadas en un solo
punto
Fuente: Norma de Conexiones para Suministro de Energía Eléctrica hasta 10 kW
Gráfico Nº 4.11: Conexiones con derivaciones distri buidas por plantas
Fuente: Norma de Conexiones para Suministro de Energía Eléctrica hasta 10 KW
50
4.5.2.3 Medidores eléctricos
La separación entre las conexiones internas de cada uno de los
usuarios del servicio eléctrico y la acometida correspondiente se
produce en el medidor eléctrico. El medidor eléctrico o contador
de consumo eléctrico, está diseñado para cuantificar el consumo
eléctrico efectuado por un agente durante un período de tiempo
determinado.
Según el artículo 163 del Reglamento de la Ley de Concesiones
Eléctricas, la empresa de distribución es la responsable de la
instalación y mantenimiento del medidor; mientras que el usuario
debe abonar mensualmente en su recibo de luz un monto que
cubra los costos de mantenimiento, además debe pagar el
importe del costo del medidor en cuotas mensuales durante el
período de vida útil del mismo, que es de aproximadamente
treinta años. En caso de robo, es el usuario quien debe cubrir el
costo de la reposición del nuevo medidor.
4.6.2.4 Clasificación de los medidores eléctricos
Los medidores eléctricos se pueden clasificar de distintas formas
tomando en consideración distintas características como la
construcción del medidor, el tipo de energía y los parámetros que
mide, y la conexión a la red eléctrica.
A. De acuerdo a su construcción
a) Medidores electromecánicos o medidores de inducc ión : este
tipo de medidor registra el consumo eléctrico con el paso de la
electricidad, la cual mueve un disco a una velocidad que es
proporcional a la energía que se consume.
51
Actualmente, éste es el tipo de medidor de uso más común en las
conexiones de pequeños consumidores residenciales debido a
sus menores costos en relación con los medidores electrónicos;
por lo general, solo registran el consumo de energía sin incluir
otros parámetros adicionales como, por ejemplo, la potencia.
Gráfico Nº 4.12: Medidor electromecánico
Fuente: Zhejiang Longer Electric Co., Ltd.
b) Medidores electromecánicos con registrador elect rónico:
este tipo de medidores tiene una mecánica similar al modelo
anterior. La diferencia se encuentra básicamente en que el disco
giratorio que mide la energía consumida se conecta a un captador
óptico, el cual muestra las cantidades de energía consumida a
través de un registrador electrónico.
c) Medidores electrónicos : este tipo de medidores registran y
muestran el consumo eléctrico a través de un sistema análogo –
digital. Con esta tecnología se logra una medición más precisa de
la electricidad consumida. Además de ello, algunos permiten
medir otros parámetros del consumo eléctrico, como la energía
reactiva, el factor de potencia, entre otros.
52
Gráfico Nº 4.13: Medidor electrónico
Fuente: Zhejiang Longer Electric Co., Ltd.
Este tipo de medidor suele ser más costoso que los otros y es por
ello que mayoritariamente lo utilizan los agentes que realizan
actividades industriales o comerciales, los cuales tienen un mayor
consumo eléctrico.
B. De acuerdo a la energía que miden
a) Medidor de energía activa: este tipo de medidor registra el
consumo de energía activa, la cual se expresa en kilowatts por
hora (kWh).
b) Medidor de energía reactiva: este tipo de medidores registra el
consumo de energía reactiva, la cual se expresa en kilovoltios
amperios relativos hora (kVarh). Para ello se emplean medidores
electrónicos que contabilizan el consumo de energía activa como
consumo de energía reactiva.
53
C. De acuerdo con la conexión en la red
a) Medidor monofásico bifilar: este tipo de medidor registra el
consumo eléctrico en las conexiones que presentan una fase o
conductor activo (de ahí viene la denominación de monofásico) y
sólo un conductor no activo o neutro.
b) Medidor monofásico trifilar: este tipo de medidor registra el
consumo eléctrico en las conexiones que tengan una sola fase, la
cual está dividida en 2 conductores activos; y solo un conductor
no activo o neutro.
Gráfico Nº 4.14: Medidor monofásico
Fuente: Zhejiang Longer Electric Co., Ltd.
c) Medidor bifásico trifilar: este tipo de medidor registra el
consumo eléctrico en las conexiones que tengan dos fases o
conductores activos y solo un conductor no activo o neutro.
d) Medidor trifásico tetrafilar: este tipo de medidor registra el
consumo eléctrico en las conexiones que tengan tres fases o
conductores activos y un conductor no activo o neutro.
54
e) Medidor trifásico trifilar: este tipo de medidor registra el
consumo eléctrico en las conexiones con tres fases o conductores
activos y sin ningún conductor neutro.
Gráfico Nº 4.15: Medidor trifásico electromecánico
Fuente: Zhejiang Longer Electric Co., Ltd.
Los medidores monofásicos son utilizados en conexiones con
bajos niveles de potencia requerida mientras que los medidores
trifásicos se utilizan en instalaciones que requieren una potencia
eléctrica alta, esta diferencia se refleja en el costo, siendo los
trifásicos más costosos que los monofásicos.
D. De acuerdo a los parámetros que son medidos
a) Medidores de tarifa simple: este tipo de medidor registra el
consumo eléctrico de manera continua, muy útil cuando se cuenta
con una tarifa uniforme. Es el de uso más extendido entre los
consumidores residenciales, industrias y comercios que
presentan un bajo consumo de energía.
55
b) Medidores multitarifa : este tipo de medidor registra el consumo
eléctrico, pudiendo asignar diferentes precios en diferentes horas
del día. Este medidor también puede medir la energía reactiva, el
factor de potencia, entre otros parámetros. Dichos medidores son
usados normalmente en industrias y comercios con un
mayor consumo de energía y características de consumo
diferenciadas (por ejemplo, su consumo en horas punta y fuera de
punta).
Gráfico Nº 4.16: Medidor multitarifa electrónico
Fuente: Zhejiang Longer Electric Co., Ltd.
4.5.2.5 Tablero Eléctrico
Es uno de los componentes principales de una instalación
eléctrica, en él se protegen cada uno de los distintos circuitos en
los que se divide la instalación a través de interruptores
automáticos y fusibles, dispositivos de protección de sobre
corriente, diseñados con una capacidad de interrupción, y deben
ser lo suficientemente calificados para manejar la corriente de
falla disponible en la tensión prevista del producto de protección
contra sobrecargas.
56
Un cuadro de distribución es un componente de un sistema de
suministro de electricidad que divide una alimentación de energía
eléctrica en circuitos secundarios. Proporciona un fusible o
disyuntor para cada circuito. Un interruptor principal, interruptor
diferencial (RCD) y Pequeño Circuito automáticos con protección
de sobrecorriente (RCBO), se incorporará.
a) Seccionador de Red (MI)
Este interruptor está situado al lado del panel de control y de
seguridad general, justo antes de que se desconecte la
instalación cuando la suma de la potencia demandada por los
aparatos que están operando supera la potencia contratada.
b) Principal Interruptor (MCB)
Esto protege la instalación de casa entera sobrecargas y
cortocircuitos. Ha llegado recientemente a formar parte de los
paneles de control general y de seguridad.
c) Interruptor diferencial (RCD)
Se desconecta la instalación eléctrica rápidamente cada vez que
hay una fuga a tierra, protegiendo así a la gente de descargas
eléctricas.
d) Interruptores Termomagnéticos (SCB)
Estos protegen de los incidentes causados por cortocircuitos y
sobrecargas en cada uno de los circuitos interiores (iluminación,
calefacción, electrodomésticos, etc.).
57
Gráfico Nº 4.17: Medidor multitarifa electrónico
Fuente: Priorización de los proyectos de inversión pública
58
CAPITULO V
CONVIRTIENDO LA RED A UNA RED INTELIGENTE “SMART GR ID”
5.1. ESTUDIO DE LOS COSTOS Y APLICACIONES NECESARIA S DE
"SMART ELEMENTS"
Con el fin de desarrollar una red inteligente, es necesario mejorar los
dispositivos existentes y cambiar los sistemas de comunicación. La
búsqueda de redes inteligentes implica que las redes sean automatizadas.
Esto es esencial para conocer el estado y comportamiento de los
diferentes niveles del sistema de electricidad, y para controlar y monitorear
la información entre los diferentes dispositivos y partes del conjunto de la
red eléctrica.
En este sentido, las tecnologías necesarias para alcanzar el grado
requerido de automatización están disponibles, así que lo que realmente
lo convierte en un reto es su integración, permitiendo a su vez satisfacer
las necesidades de las empresas de distribución y garantizar la
compatibilidad del Smart Grid con los otros sistemas instalados.
Por otro lado, el contar con un mayor grado de automatización en la red
eléctrica hace que la información tecnológica se incremente y por lo tanto
esta debe ser registrada, lo que la haría mantenerse en un Centro de
Control. Esta evolución se debe seguirse con una actualización de los
sistemas de comunicación, tomando en cuenta las consecuencias
económicas de estos cambios.
Después de esta introducción, se estudian los principales elementos
susceptibles de cambio con el fin de lograr que las redes sean
inteligentes. Se describe dispositivo por dispositivo, sus funciones
principales, las mejoras derivadas de su integración en el sistema, y los
costos de su implementación.
59
Éstos a su vez se dividen en dos grupos que dependen de sus
características que ayudan a mejorar la red, este es un punto clave que
debe cuidarse a la hora de conocer el comportamiento de cada punto del
sistema eléctrico.
5.1.1. Control, flexibilidad y gestión
A). Medición en la salida del transformador de BT
Las compañías eléctricas tienen que registrar la medición de
potencia para controlar el consumo de electricidad. Los
transformadores son elementos clave en este trabajo porque de la
exactitud de las mediciones dependen sus precisiones. En virtud a
estas características exigentes, los transformadores de potencia no
necesitan seguir una restringida clase de precisión.
Por otro lado, los amperímetros son los dispositivos encargados de
medir la corriente en las líneas eléctricas, y están situados después
de la salida de los transformadores. En las actuales redes eléctricas,
no hay amperímetros en cada punto de la red, sólo algunos de ellos
son colocados en puntos estratégicos tales como las subestaciones,
los centros de transformación y consumidores individuales. En caso
de una falla en la red, el operador va a la zona afectada y mide la
corriente en los diferentes extremos con las pinzas medidoras.
Una red inteligente cambia este escenario, e inserta amperímetros en
cada punto de consumo. Es esencial para el total control de las
corrientes en la red, porque si este cambio no es implementado, una
falla sería imposible de eliminar.
60
B). Medidores inteligentes
La medición inteligente se ha visto impulsada por diferentes
características:
1. Lectura remota de energía activa y reactiva, y potencia máxima.
2. Control de la potencia contratada (por el medición de la máxima
demanda y por el interruptor de control de potencia).
3. La programación remota de los parámetros contratados, tales
como la potencia máxima y hasta por encimas de los seis
períodos.
4. Interruptor incorporado operable de forma remota para el
incremento o decremento de la energización.
5. Lectura remota de los parámetros de calidad de suministro.
6. Tiempo de sincronización remoto.
7. Capacidad de gestión, con el fin de reducir la demanda en
momentos críticos.
8. Seguridad de datos y control de acceso.
9. Alarma y registro de eventos.
Los medidores digitales inteligentes hacen posible las
comunicaciones:
- Los consumidores pueden enviar información a las compañías
eléctricas, lo cual permite a las compañías organizar el
funcionamiento de los diferentes suministros que están conectados a
61
la red, con el fin de evitar una falta de energía en algún punto del
sistema.
- A su vez, las compañías eléctricas pueden enviar información a los
consumidores, lo que les permite a los consumidores distribuir mejor
su consumo de energía con el fin de ahorrar dinero, y al mismo
tiempo, mantener la estabilidad en los niveles de consumo eléctrico
de la red (evitando los picos de consumo).
Los medidores inteligentes captan la electricidad consumida y
también, la electricidad generada por fuentes de generación
distribuidas. También registran la información del tiempo de uso en
las tarifas enviadas por los proveedores eléctricos. Los medidores
inteligentes permiten a los usuarios finales saber cuánta energía
están consumiendo en un determinado momento, y por lo tanto
verificar su consumo de energía para reducir sus facturas.
Los medidores inteligentes hacen posible la automatización de la
lectura del medidor y la conexión y desconexión en el servicio de
electricidad. Esto ayuda a reducir los apagones y a su vez evaluar
inmediatamente la distribución de la energía de todos los
consumidores. La tecnología de la comunicación en la medición
inteligente permite centralizar la lectura de los medidores, de este
modo los lectores de medidores no tienen que visitar a los
consumidores individuales para la recolección de datos. Sin
embargo, los medidores pueden necesitar ser examinados de vez en
cuando para pruebas y mantenimiento.
A) El Concentrador de mediciones
Este dispositivo de tele medición tele controla todos los consumos
eléctricos por medio de la lectura remota en los medidores. También
envía información a los consumidores con tarifas de tiempo en uso,
62
que son constantemente controladas por las compañías eléctricas
con el fin de coordinar el comportamiento de la fuente de energía.
El concentrador recoge los datos dentro de un radio de área y lo
entrega a vía microondas o por el cable de fibra óptica al sistema de
tele medida, donde los sistemas computacionales se reúnen y
procesan las lecturas.
Gráfico Nº 5.1: Esquema de una tele medición
Hay algunas ventajas basadas en la implementación de medidores
inteligentes y sistemas de tele medición:
- Para los usuarios finales:
- Perfil de consumo mensual, diario y horario.
- Consultoría en tiempo real del consumo y demanda de energía.
- Facturación real y no una estimación.
- Modificación de la potencia contratada sin cambiar el interruptor
principal.
- Para las compañías eléctricas:
- Gestión automática en la adquisición de datos de medición.
- Lectura y facturación de forma remota.
63
- Registración, cancelación y modificación de la energía en tiempo
real.
- Facturación real y no una estimación.
- Detección remota de fraudes.
- Mejora en el servicio al cliente.
- Para el mantenimiento de la red de distribución:
- Eficiencia en la operación.
- Fácil adaptación a los cambios.
- Control del estado de la red.
- Informes automáticos.
- Seguimiento de los procesos programados.
- Conexión y desconexión de los suministros.
- Balance de pérdidas.
- Instalación inmediata sin necesidad de cableado adicional.
D). Infraestructura de medición avanzada (AMI)
La Infraestructura de Medida Avanzada es una apuesta por
incorporar a los consumidores al sistema eléctrico. Está basada en el
desarrollo de estándares abiertos los cuales, permitirán a los
usuarios emplear la electricidad de forma más eficiente y, al mismo
tiempo, proporcionará a las compañías la capacidad de detectar
problemas en sus sistemas y gestionar la demanda en tiempo real,
con el fin de operar más eficientemente
Al proporcionar información casi en tiempo real a los consumidores,
el sistema propiciará un cambio en el modelo tradicional de consumo
de energía, bien en respuesta a variaciones instantáneas en el precio
(por una sobreproducción no prevista de energía renovable, por
ejemplo), debido a incentivos diseñados para promover un menor
64
consumo en horas punta o bien a causa de problemas de fiabilidad
transitorios de la red. Los datos llegarán hasta los contadores,
termostatos y demás electrodomésticos responsables de la mayor
parte del consumo de energía en una vivienda, que adaptarán
automáticamente su patrón de funcionamiento en función de una
planificación previamente diseñada por el usuario o compañía
distribuidora.
Como consecuencia, se producirá un aplanamiento de la demanda,
lo que posibilitará una disminución de la capacidad de pico de
reserva, con el consiguiente ahorro de costes y reducción de
emisiones.
Dentro de esta infraestructura, podemos introducir una serie de
dispositivos que se encargan de tratar información en tiempo real o
bien realizar acciones de manera "inteligente" dentro del
funcionamiento de una Smart Grid como pueden ser:
- Interruptor controlado de manera remota que se encargan,
basándose en la comunicación bidireccional de datos, de aislar de
manera autónoma una zona donde existe un fallo y de restaurar el
servicio de manera rápida y eficaz en caso de interrupción.
- Dispositivo de acceso a la información en el hogar (IHD) que se
encarga de proporcionar información en tiempo real al usuario acerca
de su consumo energético. Estas pantallas de hogar proporcionan
información básica como el coste de la electricidad en tiempo real y
la proyectada por hora. A parte, se puede consultar el coste y el
consumo en fechas anteriores, temperatura exterior o mediciones de
carácter medioambiental como gases efecto invernadero asociado a
la generación de electricidad en ese periodo de tiempo.
El manejo de todos estos datos en tiempo real animara a los usuarios
a realizar un estudio según sus prioridades, económicas,
65
medioambientales o ambas, a la hora de programas sus consumos
energéticos de manera más eficiente.
E). Interruptor con mando a distancia
Los interruptores con mando a distancia contienen inteligencia
distribuida y utilizan las comunicaciones “punto a punto” para tomar
acciones sin la necesidad de intervención de la central de control con
el fin de aislar los fallos y restaurar rápidamente la energía en caso
de un corte de luz. Como resultado, los operadores del sistema de
distribución ya no serán los únicos que puedan realizar esa función.
F). Sistema de gestión de energía residencial (EMS)
Un EMS residencial es un sistema dedicado a la administración de
sistemas, tales como la construcción de componentes o productos y
dispositivos. Puede manejar las preferencias y ocupaciones del
cliente a través de un horario, ya sea en la demanda, o en la
detección automática de una ocupación. La línea entre un sistema
residencial que maneja iluminación, calendarios de familia, compras
o reposición, y un EMS tiene un comienzo difuso. Mientras tanto los
fabricantes de dispositivos dedicados a la protección proponen que
un propietario de una casa eventualmente comprara un dispositivo de
este tipo, paralelamente a esto hay un desarrollo de otros enfoques,
donde el núcleo del sistema es una aplicación de software que se
localiza en un servidor ubicado en un centro de datos de terceros.
G). Pantallas en el hogar y el acceso a la informa ción de la energía
Proporcionar información en tiempo real sobre el consumo de
energía es una promesa significativa para reducir la demanda de
electricidad. A medida que la red inteligente se desarrolla, diversos
66
métodos para proporcionar energía, costo, e información vinculada
están empezando a surgir. Un clase específica de dispositivos
independientes han sido utilizados ampliamente y se refiere a las
pantallas en el hogar (IHD). Típicamente, las pantallas en el hogar
(IHDs) presentan una información básica en tiempo real sobre el
consumo de electricidad y el costo por hora de electricidad
proyectada (kWh).
Algunas pueden mostrar información adicional, como el costo y
consumo de electricidad de las últimas 24 horas, del mes en curso
(y/o del mes anterior), el uso proyectado, la demanda máxima
mensual, las emisiones de gases de efecto invernadero, y la
temperatura exterior. Un enfoque similar es un componente de un
sistema de prepago, también conocido como un sistema de “pago
por uso y por reparto”, ya que estos también tienen una pantalla. La
naturaleza misma de la facturación de “pago por uso y por reparto”
anima a los consumidores a mantener un ojo en la pantalla para
controlar su uso y saber cuándo van a necesitar reponer su cuenta
de energía.
H). Aparatos y dispositivos Grid-Ready
Los aparatos Grid-Ready no requieren ser adaptados para ser
equipados con capacidades de control y comunicación remotas. Los
aparatos y dispositivos Grid-ready, a los que se refieren a menudo
como “DR-ready", se fabrican con capacidades incluidas de
demanda-respuesta (DR). La entrada universal de los dispositivos
Grid-ready en el mercado, es plenamente anticipada y va a tomar
forma en los próximos años, esto dará lugar a la capacidad de
demanda-respuesta (DR) por todas partes.
67
5.1.2. Seguridad y protección
A). Detector de fallos de dirección cruzada
Este dispositivo es usado en la localización de cortocircuitos en las
líneas de distribución. Tiene una PLC integrado, que permite la
comunicación del fallo detectado a un centro de control en un tiempo
mínimo.
La falla en la corriente sólo se canalizara a través de los detectores
que encuentre en el camino del desperfecto, lo que permite la
localización exacta de la avería. La comunicación de fallas por parte
del PLC es excelente, especialmente porque la línea no tiene
tensión, como las protecciones cuando se han activado.
Los detectores tienen controles de entradas y salidas de forma
remota, lo que significa un gran avance en el sentido de hacer una
red inteligente. Te permite saber dónde un fallo ha tenido lugar,
evitando buscar el fallo en diferentes puntos de la red. Hoy en día
este control es esencial para monitorear la red, y reducir el tiempo de
los fallos. Permite la detección de cortocircuitos de fase a fase y de
fase a tierra, en líneas sin conexión neutral aislada.
B). Reconectadores Inteligentes
Un reconectador inteligente se encarga de detectar la presencia de
tensión y de corriente a través del dispositivo. En caso de detectar un
fallo del sistema, seleccionará automáticamente la alimentación,
minimizando de este modo, las áreas afectadas. Un reconectador
inteligente es mejor que un fusible, ya que no necesita ser
reemplazado y además mantiene una distancia de la zona afectada.
El Reconectador Inteligente Automático también permite a los
ingenieros monitorear los parámetros de energía de la red y
68
alterarlos automáticamente a través de un sistema SCADA. Estas
funciones de automatización reducen el tiempo y costo de viaje o
desplazamiento de un ingeniero de campo, desde y hacia el equipo,
incrementando la integridad del suministro en la red. También, está
provisto de una alta precisión en los parámetros de tiempo,
permitiendo minimizar el tiempo de coordinación de protecciones
entre equipos. Se pueden configurar distintos grupos de
protecciones los cuales permiten automatizar y proteger la red
acorde a los distintos escenarios.
C). Reconectadores y Relés inteligentes del aliment ador de inicio y
final
El replanteo de los sistemas de protección electromecánicos basados
en microprocesadores de reconectadores y relés inteligentes son
una parte integral en la operación de la Red Inteligente.
Las ventajas incluyen múltiples funcionalidades, incluida la protección
instantánea y de sobre corriente, mayor sensibilidad, una mejor
coordinación con otros dispositivos, y la capacidad de auto-
diagnóstico.
5.1.3. Tabla resumen de dispositivos inteligentes
La siguiente tabla muestra una selección de dispositivos inteligentes,
en el orden a ser implementados en la red eléctrica. Estos costos se
basan en el estudio de EPRI 25 que estima los costos y beneficios de
la implementación de una red inteligente. Se han seleccionado
algunos de los dispositivos y sistemas que sugiere el presente
estudio, y sus costos se han convertido a dólares. La selección se ha
realizado teniendo en cuenta que estos dispositivos serán
implementados en redes de distribución.
69
Tabla N° 5.1: Tabla resumen de dispositivos inteligentes
DISPOSITIVO Costo
Aproximado (dólares)
1. Medición en la salida del transformador en BT 5715.00
2. Infraestructura de las comunicacions 12700.00
3. Interruptor con mando a distancia 10000.00
4. Reconectador Inteligente 21000.00
5. Pantallas en el hogar y el acceso a la información de la Energía 44.45
6. Sistema de Gestión de Energía Residencial (EMS) 127.00
7. La incorporación de la funcionalidad Grid-Ready en los aparatos 19.05
8. Detector de fallos de dirección cruzada 3810.00
9. Infraestructura de medición avanzada (AMI) 444.50
Fuente: Elaboración Propia
5.2. SEGURIDAD Y SOLUCIONES EN LA RED DE COMUNICACI ÓN
PARA LAS SMART GRIDS
5.2.1. Las Comunicaciones en la Red Inteligente
La red eléctrica necesita comunicaciones de dos vías con el fin de
permitir al servicio público de electricidad un buen nivel de monitoreo,
seguridad y equilibrio de carga. Mediante adecuadas
comunicaciones, los datos pueden ser recogidos a partir de sensores
y medidores localizados a través de la red y transmitidos a la sala de
control del operador, donde hay soluciones tecnológicas para la
gestión de todo el tráfico de datos.
Los contadores inteligentes pueden registrar el tiempo consumo de
energía durante el día, lo que permite al servicio de electricidad
ofrecer incentivos a los clientes que cambian su demanda de energía
a las horas de menor costo.
La medición precisa proporciona información necesaria para
comprender y modificar los patrones de uso. Para mejorar la
automatización, es necesario dotar a los consumidores con POLs
70
individuales vinculados a una red de control y datos locales que
monitoree y siga el control de varias cargas dentro de un edificio o
casa. Esta red de control permite significativos ahorros de costes
mediante la identificación de cómo está siendo utilizada la energía.
Las comunicaciones deben fiables, seguras y de bajo costo. La
magnitud de la red eléctrica hace de los costos una consideración
crítica. Los concentradores y módems son necesarios para cubrir el
sistema, pero una selección que minimice costos juega un rol
esencial para reducir dramáticamente los costos de infraestructura.
Con el fin de manejar los datos enviados en ambas direcciones a
través de la red, la tecnología empleada está obligada a tener un
suficiente ancho de banda.
Las redes de comunicación y protocolos de la red inteligente se
pueden dividir en tres segmentos:
- Red de área amplia (WAN): Cubre las comunicaciones de la red del
operador al concentrador.
- Red de área vecindario (NAN): Maneja la totalidad de la información
entre el concentrador y los medidores de la red del área mediante
líneas de media tensión.
- Red de área del hogar (HAN): se refiere a las comunicaciones en
los puntos finales dentro de la casa de un usuario final o de negocios.
Es usado por el servicio de electricidad para extender su
conocimiento de la red a dispositivos dentro del hogar.
Cada segmento de la red está interconectado, por otro lado un
concentrador está situado entre la WAN y la NAN y los medidores
eléctricos se localizan entre la NAN y la HAN. Cada segmento puede
emplear una amplia gama de tecnologías de comunicación
inalámbrica y protocolos PLC. Algunas alternativas para los
71
protocolos de comunicación de redes inteligentes se han tomado en
cuenta en la siguiente tabla (Tabla 5.2).
Tabla N° 5.2: Protocolos de comunicación de redes i nteligentes
Red Protocolo Ventajas Desventajas Recomendaciones
WAN
RED Inalámbrico (el celular
2G/3G/LTE, GPRS)
La infraestructura celular extensa está fácilmente disponible; la tendalada
de datos agregados puede ser comunicada
sobre un largo distancias
Utilidad debe alquilar la infraestructura de una
compañía celular para un cargo de acceso
mensual; utilidad no posee infraestructura
Red Inalámbrico por lo general funciona mejor
NAN
Wireless ISM Largo alcance; los
transformadores de subida
Actualmente propietario; los puntos muertos
complican instalación y mantenimiento
Útil en algunas topologías, como adentro los U.S.
IEEE 802.15.4g Largo alcance; los
transformadores de subida
No aún un estándar aceptado Útil en algunas topologías
ZigBee
Costo bajo; la potencia absorbida baja permite operación de la batería;
el estándar conocido
Los datos bajos evalúan; cortísimo alcance; no
penetra estructuras bien
Improbable para ser usado adentro
PLC de primera generación (FSK, Yitran, Echelon ®
)
Costo bajo Poco confiable; Banda estrecha
El ancho de banda y la fiabilidad inadecuada para
la cuadrícula elegante
La temprana banda estrecha de la generación
OFDM
Mejor rango, ancho de banda y la fiabilidad de
FSK
No cruza transformadores; no coexiste con PLC de primera generación
No se recomienda para nuevos diseños, debido a
las preocupaciones de costos y compatibilidad
La banda ancha PLC
Los datos altos evalúan No cruza transformadores
La infraestructura de incrementos costada, haciéndolo demasiado
costoso para la mayoría de implementaciones de gran
escala
G3-PLC
La transmisión altamente de largo alcance fidedigna; cruza transformadores,
reduciendo costos de infraestructura; los datos
evalúan soportes comunicaciones bidireccionales
frecuentes; coexiste con llaveado por corrimiento
de frecuencia; abra estándar; Soporta IPv6
No aún un estándar aceptado
Excelente para NAN en todo el mundo
HAN
ZigBee El estándar conocido que ofrece el poder de costo
bajo y de punto bajo
Cortísimo alcance; no penetra estructuras bien
El pozo satisfecho para la comunicación entre agua y
contadores del gas
Wi-Fi® La tecnología popular con tasas altas de datos
El alcance intermedio; no penetra en edificios de
cemento o sótanos
Bien para aplicaciones del consumidor, excepto
ninguno de los comestibles para responsabilizarse por
objetivos de utilidad PLC de primera
generación (FSK, Yitran, Echelon ®
)
Costo bajo No fidedigno en medios ambientes hogareños
Improbable para ser usado en casas debido a niveles
altos de interferencia
72
La temprana banda estrecha de la generación
OFDM
Mejor rango, ancho de banda y la fiabilidad de
FSK
No cruza transformadores; no coexiste con PLC de primera generación
No recomendado para nuevos diseños debido al
costo y las preocupaciones de compatibilidad
La banda ancha PLC Banda ancha El alcance breve no es
suficiente para NAN
Bien para aplicaciones del consumidor, excepto
ninguno de los comestibles para responsabilizarse por
objetivos de utilidad
G3-PLC
Altamente confiable; suficientes datos
evalúan; El IPv6 permite conectarse con muchos
dispositivos
No aún un estándar aceptado
Excelente para HAN en todo el mundo
Fuente: “visión general de Comunicaciones”, Maxim,
La Infraestructura de comunicación en los niveles de distribución de
media y baja es crucial para el establecimiento de una red inteligente.
Los protocolos TCP / IP y, en general las Ethernet han venido a ser
el estándar en el sector de suministro de energía. Los estándares de
comunicación internacional como IEC 61850, están impulsando y
simplificando el desarrollo de los patrones de comunicación.
5.2.2. La Seguridad en la Smart Grid
Los operadores de las redes inteligentes deben estar al tanto de
todas las posibles amenazas cuando los datos están siendo
manejados a través de la red. Los hackers, terroristas cibernéticos,
estados corruptos... son algunos de los riesgos, que pueden hacer
elevar la implementación de un sistema dependiente que está
sobrecargado en las telecomunicaciones. Como los servicios
eléctricos se basan en las redes de control, están propensas a los
ataques en línea, se debe mejorar la conectividad de las redes
fortaleciendo la seguridad y estableciendo barreras que permitan la
visibilidad de toda la red.
Algunas soluciones de alta seguridad para las redes inteligentes son
el enfoque en los siguientes puntos:
- Acceso seguro y privacidad de datos
73
-Fiabilidad en cuanto a la optimización de la red y soporte
computacional y operativo para las comunicaciones de la red
- Un marco de trabajo para su cumplimiento
- Seguridad en las WANS y centro de datos
A fin de ilustrar las nuevas aplicaciones en seguridad, una breve
explicación de las alternativas en seguridad para las redes
inteligentes son mencionadas en las siguientes secciones.
A). Soluciones de seguridad en red - CISCO
Cisco ha desarrollado un conjunto de soluciones de seguridad en la
red que proporcionan una plataforma segura de comunicaciones para
las operaciones de control y negocios y a la vez en soporte a las
redes de generación, esto incluye abundantes plantas de generación
y redes de plantas renovables, así como centros de control para el
soporte de las redes de transmisión y distribución, subestaciones y
redes de área de vecindario. También incluye la seguridad en
Tecnologías de la Información (TI) para los centros de control y
centros de datos que alojan aplicaciones operacionales críticas,
sistemas y datos, mientras que mismo tiempo que cumplen con
requerimientos regulatorios. Algunas de las soluciones más
interesantes son:
- Gestión de Identidad y Control de Acceso
La solución de gestión de identidad de Cisco está personalizada para
satisfacer las necesidades de operaciones de la red esto incluye
autenticación y componentes de control de acceso.
74
La autenticación hace que el acceso seguro al centro de control,
transmisión y redes de distribución sea concedida sólo a usuarios
autenticados, grupos y servicios.
La solución elimina la ardua tarea de entrar y cambiar manualmente
las credenciales de autenticación para usuarios invitados e incluye
disposiciones para esquemas de autenticación sin cliente y
autenticación para usuarios inalámbricos. El control de acceso
proporciona acceso local y remoto en forma gradual a usuarios y
aplicaciones en diversos centros de control, centros de datos, redes
de subestaciones.
Los componentes de la solución de Gestión de Identidad y control de
acceso de Cisco incluyen:
• Cisco Seguro ACS: Proporciona control de acceso e identidad a la
red centralizada
• Control de Admisión de Red Cisco (NAC): aplica políticas de
seguridad en la red sobre dispositivos que buscan acceso a la red
• Identidad basada en servicios de Red Cisco (IBNS): Ofrece
autenticación, control de acceso y directivas de usuario para la
segura conectividad de red y recursos
• Firmas personalizadas para los protocolos de seguridad SCADA:
Proporciona control de acceso en múltiples niveles para una defensa
en profundidad
- Seguridad en la Red de Área Amplia
La seguridad en la red de área amplia (WAN) es crítica, ya que la
WAN conecta diversas redes de servicios eléctricos, incluyendo
redes de área de campo, redes de transmisión y distribución (T & D),
75
redes de proveedores de servicio, centros de control y redes de
centros de datos para operaciones de servicios eléctricos. La red
WAN debe estar diseñada para ayudar a asegurar la disponibilidad,
la seguridad y el funcionamiento de todos los usuarios, dispositivos, y
aplicaciones a través de las redes de servicios eléctricos y está
basado en el siguiente diseño principios:
• La Red Core para una segura segmentación del tráfico
• Software de Seguridad Cisco IOS: Seguridad en tecnologías (firewall,
VPN, IPS, seguridad de contenido) que son integradas en los routers
de servicios y en los routers de agregación de la WAN
• WAN segura para una alta conectividad: VPN para el aislamiento de
tráfico (Multipunto dinámico VPN [DMVPN]), Estándar de Avanzada
Encriptación (AES) para un cifrado de alta seguridad, e
infraestructura para una clave pública (PKI)
- Seguridad de Subestación
Las subestaciones son los bloques de construcción del núcleo de
redes de distribución de energía de la red. ellos proporcionar
conectividad a redes de área de campo, redes de medición, área de
hogar redes en las subestaciones de distribución y sistemas de
medición de área amplia (WAMSs). El transporte seguro de los datos
de las subestaciones a sus múltiples destinos plantea importantes
desafíos a la utilidad. La solución de Cisco Subestación La seguridad
es basado en los siguientes principios de diseño:
• Diseño WAN unificada que incorpora la seguridad, la capacidad de
recuperación, y la inteligencia entre las subestaciones y de la
subestación al centro de control
76
• Router / firewall para el establecimiento y la protección de la
seguridad electrónica perímetro (ESP)
• Routers de servicios integrados (ISR) para el enrutamiento integrado,
conmutación, y la seguridad en el interior del ESP
• IPS módulo para el Reuter / firewall para la detección y la prevención
de malware
• Seguridad en la capa de acceso para el acceso dentro de las
subestaciones
• La administración de identidades y control de acceso para el usuario
ESP y entrada de dispositivo
• Firmas basadas en el protocolo para los firewalls basados en
comandos y el registro en el ESP
• La seguridad física, incluyendo video vigilancia y control de acceso
para el establecimiento y la protección del perímetro de seguridad
física
B). Soluciones de seguridad en red JUNIPER NETWORK S
La solución de seguridad en la red inteligente de Juniper Networks
mejora la productividad con menos riesgos de seguridad al mismo
tiempo que reduce significativamente el costo total de propiedad
(TCO). Esta solución esta basada en la infraestructura de seguridad
más dinámica, escalable e interactiva del mundo que ofrece defensa
de amenazas en tiempo real y una sin igual amplitud de red en
cuanto a visibilidad y control.
77
Tabla N° 5.3: SOLUCIONES DE SEGURIDAD JUNIPER NETWO RKS
LOS RETOS DE SEGURIDAD DE RED INTELIGENTE
RESPONDER A ESTAS DIFICULTADES CON SOLUCIONES SEGURIDAD DE JUNIPER
NETWORKS
Las vulnerabilidades y los incidentes cibernéticos
-la tecnología del sistema de prevención de intrusión de la Juniper Networks (IPS) incorpora metodologías múltiples de detección para poder divisar amenazas/vulnerabilidades conocidos y desconocidos, y detenerlas antes de que puedan acarrear perjuicio.
•Las amenazas/vulnerabilidades intencionales y no intencionados
-Además, la Juniper Networks IPS y STRM Series Gerentes de Respuesta de Amenaza de Seguridad utilizan análisis de comportamiento para asegurar que los activos críticos están funcionando correctamente y estar alertando en desviaciones de normas establecidas que podrían ser una indicación de un acontecimiento cibernético.
-Además, la tecnología IPS de Juniper interfunciona con aparatos de Español Como Segunda Lengua de la Juniper Networks SA Series VPN para asegurar que la persona local y los papeles distantes del usuario son aplicables a todo lo largo de la red, y automáticamente pueden poner en cuarentena a los usuarios que deberían desviar de su papel ⁄responsabilidades definido.
La falta de visibilidad amplia en la red
-STRM Series y soluciones IPS dejan a los administradores del centro de control perfilar sus redes, ayudando a identificar activos críticos y alertando en los cambios para enlazar en red topología.
•Las operaciones diversas de utilidad interconectándose entre sí, otros servicios públicos, y los clientes
-El STRM Series también incluye un motor robusto de correlación de acontecimiento que provee a administradores de una sola vista de acontecimiento de cualquier incidente, y costumbre enlatada e incorporándose a demostrando conformidad para las políticas establecidas o los mandatos reguladores.
Los cuellos de botella de función -las soluciones de seguridad de la Juniper Networks dan la función y la fiabilidad requirió por los medios ambientes más exigentes del mundo.
•En la seguridad diferente señala en la red
-El junípero ofrece una anchura amplia de ofertas del producto diseñadas para intersectarse o exceder las necesidades de los sitios remotos más pequeños para los centros más grandes de control ⁄distribución.
-Además, la Juniper Networks las Plataformas de aceleración de aplicación WXC Series da función aplicativa coherente para equipos a distancia y sitios.
El costo ascendente de propiedad -las soluciones de seguridad de la Juniper Networks son manejadas por un Gerente (NSM) de la plataforma común administrativa Juniper Networks Network y de Seguridad.
•Los productos diferentes de seguridad para los problemas diferentes, cada uno con sistemas operativos diferentes y gerencia labra
-NSM provee abastecimiento completo y gerencia de ciclo biológico del dispositivo para la postura entera de seguridad incluyendo: Las soluciones contrafuegos Juniper, las soluciones Juniper IPS, los aparatos SA Series (la persona local y remoto), los aparatos WXC Series, los Interruptores de Ethernet de Serie DE LA EQUIS de la Juniper Networks, y la J de la Juniper Networks Series Guimbardas de Servicios.
-Poder con la cartera de valores entera de seguridad de una plataforma común, eficiente en base a costos y administrativa en gran medida reduce las complicaciones y los riesgos se asociaron con implementar soluciones costosas de seguridad.
-Además, por no tener que desplegarse y aprender soluciones de dirección multilateral y flujos de trabajos, ayudas NSM reduzca errores de configuración que pueden conducir a los incidentes cibernéticos no intencionados.
78
La falta de administración centralizada y el reporte
-El STRM Series provee una vista global, amplia en la red de todos los activos críticos, y los leños sus actividades en un motor centralizado de correlación de acontecimiento para dejar a los administradores mirar un solo incidente en lugar de archivos individuales del leño.
•Ninguna vista clara de salud global de la red, conformidad, la correlación, y el análisis de datos
-Esto ayuda rápidamente identifica lo que ha transpirado, al dejar a los administradores profundizar para ver archivos específicos del leño acerca del incidente para recoger más información.
-Además, el STRM Series es equipado con un motor energético de reporte que incorpora varios informes enlatados, y toma en consideración informes aduaneros para los propósitos de auditoría y demostrar conformidad con mandatos reguladores.
-Por supuesto, el STRM Series, como todas las soluciones de seguridad Juniper, puede ser manejado por NSM, la herramienta de administración centralizada de Juniper.
Fuente: “Smart Grid security evolution”, Juniper,
5.3. NORMATIVIDAD INTERNACIONAL SOBRE SMART GRID
A) Normas IEC relacionadas con redes inteligentes
La International Electrotechnical Commision – IEC es una organización
líder en el mundo en la publicación de estándares internacionales para
tecnologías relacionadas con electricidad y electrónica, que cuenta con
más de 65 países miembros. La importancia de los estándares IEC para
Perú se ve reflejada en el hecho de que muchas normas NTC son
adopciones idénticas de los estándares IEC.
Infraestructura de Medición Avanzada (AMI)
- IEC 61850 Redes y sistemas de comunicación en subestaciones.
- IEC 61968 Integración de aplicaciones para prestadores del servicio–
interfaces del sistema para administración de la distribución.
- IEC 61334 Automatización de la distribución usando sistemas de línea
de distribución portadora.
- IEC 62056 Medición de electricidad – intercambio de datos para lectura
de medidas, tarifas y control de carga.
- IEC 62058 Equipo de medición de electricidad
79
Comunicación
- IEC 62325 Marco para las comunicaciones del mercado energético
- IEC 61085 Consideraciones generales para servicios de
telecomunicaciones para sistemas de potencia
B) Normas IEEE relacionadas con Smart Grid
Otra entidad con amplio reconocimiento mundial en cuanto a la
publicación de estándares internacionales relacionados con ingeniería
eléctrica y electrónica es el Institute of Electrical and Electronics
Engineers –IEEE.
Algunos de sus estándares son listados a continuación; en ellos se
tratan temas acerca de generación distribuida, sistemas de control,
dispositivos electrónicos inteligentes y sistemas de comunicaciones.
- IEEE 1547-2003 Estándar para la interconexión de la generación
distribuida con el sistema eléctrico de potencia: Esta norma se centra en
las especificaciones técnicas de las pruebas que se deben realizar para
la interconexión de la generación distribuida con el sistema eléctrico de
potencia. Proporciona los requerimientos más importantes para un
óptimo rendimiento, operación, las consideraciones de seguridad y el
mantenimiento del sistema interconectado. Esto incluye los requisitos
generales, la respuesta a condiciones anormales, calidad de la energía,
configuración en isla y las especificaciones de prueba y los requisitos
para el diseño, puesta en marcha y las pruebas periódicas.
- IEEE 1547.3-2007 Guía para monitorear, intercambiar información y
realizar el control de la generación distribuida interconectada con el
sistema eléctrico de potencia: Esta norma presenta una guía para
80
facilitar la operación de la generación distribuida y ayudar a los
proyectos de generación distribuida a implementar sistemas de
monitoreo, cambio de información y el control. También se mencionan
conceptos que son útiles para los fabricantes e implementadores de
sistemas de comunicaciones para las cargas, sistemas de gestión de la
energía, SCADA, sistema de energía eléctrica y equipos de protección.
- IEEE 1379-2000 Práctica recomendada para la comunicación de datos
entre unidades terminales remotas y dispositivos electrónicos
inteligentes de una Subestación: Esta norma proporciona un conjunto de
lineamientos para las respectivas comunicaciones y la interoperabilidad
de las unidades terminales remotas (RTU) y dispositivos electrónicos
inteligentes (IED) en una subestación eléctrica de potencia.
- IEEE C37.1-2007 Norma para los sistemas SCADA y la automatización
de sistemas: Esta norma define los requerimientos para el sistema
SCADA y para los sistemas de automatización de las subestaciones
eléctricas de potencia. También se define el proceso de integración de la
subestación como lo es el diseño, el cual se presenta como la base para
la automatización de las subestaciones, además, se muestran los
requerimientos funcionales y medioambientales de todos los dispositivos
electrónicos inteligentes presentes en el sistema.
- IEEE 2030-2011 Guía para la interoperabilidad de tecnologías de
energía e información de redes inteligentes del sistema eléctrico de
potencia con aplicaciones de uso final y cargas: Esta norma provee unos
lineamientos para la interoperabilidad de las redes inteligentes. También
se proporciona una base de conocimientos frente a la terminología, las
características, el rendimiento operativo y criterios de evaluación, así
como la aplicación de principios de ingeniería para la interoperabilidad
de las redes inteligentes del sistema de potencia eléctrico con
aplicaciones de uso final y las cargas.
81
CAPITULO VI
EVALUACIÓN DE LOS COSTOS Y RENTABILIDAD DE LOS
SMART GRIDS
La implementación de una red inteligente es una tarea difícil que debe ser
estudiada cuidadosamente, no sólo debido a la gran inversión que se requiere,
sino también por las ideas que hay que tener en cuenta para llegar a una
solución efectiva y realista. El objetivo más importante no es conseguir la
cantidad de dinero necesaria para toda la aplicación, sino ajustar todas las
variables a un escenario que resulte el mejor camino para implementar los
cambios que la red necesita para ser modernizada y hacerla inteligente.
Con el fin de conseguir posibles soluciones, se han definido tres diferentes
casos de grados de implementación . Respecto a la situación de la red
actual, como se ha venido comentando anteriormente, los niveles de tensión
que no son monitoreados son los niveles de tensión de media y baja. Por lo
tanto, el siguiente estudio es enfocado en estas redes de distribución y es
desarrollada a través de tres escenarios de integración para una red
inteligente : bajo, medio y alto. Cada uno de ellos es definido con las
características de su nivel de tensión.
En relación con este estudio ha sido crucial la definición de los elementos que
deben ser incluidos en la red y sus respectivos costos. Ellos son la parte
principal del estudio, ya que sin su presencia, la red no sería lo suficientemente
flexible como para incorporar los cambios requeridos por la actual red.
El estudio se divide en dos diferentes partes:
- El primero analiza el costo por cliente de la implementación de una Smart
Grid en dos clases de redes: redes rurales dispersas y redes urbanas.
- El segundo, el estudio extrapola a todo el país: Perú. Para llegar a la
cantidad de dinero requerida, ha sido definido el costo por cliente de las
cuatro clases de redes que se utilizan en el sistema eléctrico peruano:
82
rurales dispersas, rurales concentradas, urbanas y semi-urbanas. También
se requiere que el número total de clientes conectados a las redes de media
y baja tensión, sean clasificados por las clases de redes comentadas
anteriormente.
6.1. METODOLOGIA
6.1.1. Estudio de los Costos por Cliente en BT y MT en zonas rurales
dispersas y zonas urbanas considerando los tres esc enarios de
integración.
Este estudio es enfocado en la rentabilidad de la implementación de
las Smart grids en redes de distribución, considerando que las redes
de alta tensión ya son inteligentes. Por lo tanto, las redes han sido
analizadas en los dos niveles de tensión que presentan las redes de
distribución, media tensión y baja tensión.
Además, se han seleccionado dos zonas: la rural dispersa y la
urbana, las cuales se comportan de forma diferente y tienen
características opuestas. Las redes rurales dispersas tienen menos
clientes y sus puntos de consumo están muy separados, lo cual
significa menos líneas pero que a su vez sean más largas. Las redes
urbanas tienen más clientes, por lo que la energía requerida es más
grande. El número de líneas se incrementa porque hay más
consumidores que están muy cerca.
Sobre la base de estas dos clases de redes (rural dispersa y urbana)
y sobre cada nivel de tensión, se ha calculado el costo por cliente, el
cual es diferente dependiendo de la red analizada. Las redes
estudiadas han sido sacadas de una red de distribución típica en el
sur del país, la primera es para las redes de media tensión, y la
segunda es para redes de baja tensión. Las zonas estudiadas son:
83
� Baja tensión
Tabla N°6.1: Datos de líneas estudiadas en Baja Ten sión
UNIDAD RURAL DISPERSO URBANO
Potencia kVA 50 160
Número de clientes Und 20 85
Potencia contratada kW 47 144
Número de tramos Und 19 106
Corriente máxima por cliente A 23.74 24.31
Promedio "R" Ohm 0.28 0.01
Promedio "X" Ohm 0.03 0
longitud media Km 0.24 0.02
% de línea aérea % 100 100
% línea subterránea % 0 0
conductor 3x25 m 11 50
conductor 3x50 m 3 19
conductor 3x95 m 4 37
N° de circuitos por cliente Und 3 5
Fuente: Elaboración Propia
� Media tensión
Tabla N°6.2: Datos de líneas estudiadas en Media Te nsión
UNIDAD RURAL DISPERSO URBANO
Longitud de la línea aérea km 28.41 5.21
Longitud de la línea subterránea km 0 0
Potencia instalada kVA 1,500.00 5,000.00
Potencia contratada kW 1,350.00 4,500.00
Número de sub estaciones Und 13 11
Longitud total Km 28.41 5.21
% de línea aérea % 100 100
% línea subterránea % 0 0
SE / Km 1/km 0.46 2.11
Número de tramos Und 22 8
Fuente: Elaboración Propia
84
Figura N°6.1: Línea de Baja Tensión Rural Disperso
Fuente: Electro sur
Figura N°6.2: Línea de Baja Tensión Urbana
Fuente: Electro sur
85
Figura N°6.3: Línea de Media Tensión Rural Dispersa
Fuente: Electrosur
Figura N°6.4: Línea de Media Tensión Urbana
Fuente: Electrosur
El costo por cliente se calcula para cada nivel de tensión y para cada
grado de integración, dependiendo del tipo de red en cuestión. El
costo total es el resultado de la suma de los costos requeridos para
86
la integración de los diferentes dispositivos listados en el quinto
capítulo de la presente tesis. El costo por cliente es la división entre
el costo total y el número de clientes. La fórmula aplicada es la
siguiente:
Costo por cliente = ∑(Costo del Dispositivo*Numero del
dispositivo*Porcentaje de Integración) / Número de Clientes.
6.1.2. Estudio de los costos de implementación en P erú en los tres
escenarios de integración en zonas rurales dispersa s, zonas
rurales concentradas, zonas urbanas y zonas semiurb anas.
Siguiendo la metodología anterior, y con los costos calculados por
cliente, para esta parte del estudio se han introducido cuatro redes:
- Zonas rurales dispersas
- Zonas Rurales concentradas
- Zonas Urbanas
- Zonas Semi-urbanas
Para obtener los costos por cliente para las dos nuevas líneas, se
repite el proceso anterior. Por otro lado es necesario resumir el
número de puntos de demanda con el fin de calcular el costo total de
implementación. Este número ha sido sacado de los registros del
2013 del Ministerio de Energía y Minas:
Tabla N°6.3: Número de puntos de demanda
RURAL DISPERSO (Und)
RURAL CONCENTRADO
(Und)
URBANO (Und)
SEMI-URBANO (Und)
50,886 278,963 3,585,450 2,238,949
Fuente: MEM
87
Con el fin de separar el consumo para cada tipo de red en MT y BT,
los siguientes porcentajes corresponden a cada nivel de tensión, los
mismos que se han obtenido a partir de los registros de 2013 del
MEM:
Tabla N° 6.4: Porcentaje de consumidores en BT y MT en el Perú
BT 16,940 0.28%
MT 6,137,308 99.72%
Total 6,154,248 100.00%
Fuente: MEM
De acuerdo con esta proporción de consumo, se obtiene la siguiente
clasificación:
Tabla N° 6.5: Consumidores en BT y MT disgregado po r tipo de sistema
en el Perú
RURAL DISPERSO
(Und)
RURAL CONCENTRADO
(Und)
URBANO (Und)
SEMI-URBANO
(Und)
BT 50,791 278,440 3,575,402 2,232,675
MT 95 523 10,048 6,274 Fuente: MEM
Multiplicando los costos por cliente y el número de clientes para cada
nivel de tensión y tipo de red, los costos de implementación
obtenidos son.
88
Tabla N° 6.6: Costo para implementación de SMART GR ID a nivel nacional
en BT y MT
TOTAL DE COSTO BT (MILL $)
INTEGRACIÓN RURAL DISPERSO RURAL CONCENTRADO URBANO SEMI-URBANO TOTAL
BAJO 15.34 84.07 482.39 301.23 883.03
MEDIO 63.61 348.73 1,510.41 943.18 2,865.93
ALTO 137.10 751.61 3,032.13 1,893.43 5,814.27
TOTAL DE COSTO POR
RED 137.10 751.61 3,032.13 1,893.43 5,814.27
TOTAL DE COSTO MT (MILL $) INTEGRACIÓN RURAL DISPERSO RURAL CONCENTRADO URBANO SEMI-URBANO TOTAL
BAJO 0.55 3.02 60.00 37.47 101.03
MEDIO 3.62 19.86 303.64 189.61 516.74
ALTO 8.32 45.62 678.88 423.93 1,156.76
TOTAL DE COSTO POR
RED 8.32 45.62 678.88 423.93 1,156.76
Fuente: Elaboración Propia
Con la suma de los costos en MT y BT, los costos totales de la
implementación de una red inteligente en Perú se calculan como
sigue:
Tabla N° 6.7: Costo General para la implementación de SMART GRID a
nivel nacional
TOTAL DE COSTO (MILL $)
INTEGRACIÓN RURAL DISPERSO RURAL CONCENTRADO URBANO SEMI-URBANO TOTAL
BAJO 15.89 87.09 542.39 338.70 984.06
MEDIO 67.24 368.60 1,814.04 1,132.79 3,382.67
ALTO 145.42 797.23 3,711.01 2,317.36 6,971.02
Fuente: Elaboración Propia
89
6.2. DEFINICIÓN DE LOS TRES ESCENARIOS
La implementación de una red inteligente debe ser considerada como algo
gradual, porque si los cambios no son implementados por períodos de
tiempo, los costos requeridos serían inaceptables. Como se han
considerado dos niveles diferentes de tensión, estos escenarios serían
estudiados en los dos tipos de redes. Cada nivel de tensión incorpora
necesariamente su hipótesis.
• Baja Tensión
Tabla N° 6.8: Hipótesis de integración en Baja Tens ión
BAJA TENSIÓN HIPÓTESIS DISPOSITIVO BAJA MEDIA ALTA
INTEGRACIÓN 1°
2. Infraestructura de comunicación 30% 60% 100%
5. En el hogar, Muestra y acceso a la información de la Energía
30% 60% 100%
6. Sistema de Gestión de la Energía Residencial (EMS)
30% 60% 100%
7. La incorporación de dispositivos para una funcionalidad en la red-real
30% 60% 100%
INTEGRACIÓN 2°
1. Medición en la salida del transformador en BT
15% 40% 100%
3. Interruptor con mando a distancia 15% 40% 100%
4. Re conectador Inteligente 15% 40% 100%
Fuente: Elaboración Propia
90
Tabla N° 4.9: Lista de Dispositivos de para impleme ntación de SMART
GRID
DISPOSITIVO 1. Medición en la salida del transformador en BT 2. Infraestructura de comunicación 3. Interruptor con mando a distancia 4. Reconectador Inteligente 5. Sistema de Gestión de la Energía Residencial (EMS) 6. En el hogar, Muestra y acceso a la información de la
Energía 7. La incorporación de la funcionalidad de la red-real en
electrodomesticos 8. Direccionales fallos detector de cruce 9. Infraestructura de medición avanzada (AMI)
Fuente: Elaboración Propia, referencia anexo 2 – tabla A4
A baja tensión y bajo grado de integración, se ha considerado la
instalación del 30% de los sistemas de gestión y de comunicación, así
como los contadores inteligentes y aparatos con funcionalidad de la red
listo. Estos sistemas son esenciales para el control de consumo de los
clientes y el registro de los datos enviados por los clientes. Además, se
considera la integración del 15% de los interruptores de control de forma
remota y reconectadores inteligentes, que proporcionan la conexión
automática y desconexión de cargas (estas conexiones pueden ser
programados por los clientes), y la instalación del 15% de las mediciones
en transformadores de bajo voltaje de los centros de transformación, que
permiten el control de los diferentes puntos de consumo de la red.
Esta situación mejora con la integración medio, debido a que el número de
contadores inteligentes, aparatos con funcionalidad de la red listo, y
sistemas de gestión y de comunicación se convierte en el 60%, y además,
el número de interruptores de control de forma remota, reconectadores
inteligentes y mediciones en transformadores de baja tensión es un 40%
del total, lo que significa que se automatiza el 40% de los centros de
transformación con las características anteriores. Esto asegura que el
91
40% del seguimiento, control y protección de las estaciones. Alto nivel de
integración contempla la implementación total de las redes inteligentes
con un 100% de los puntos de consumo y centros de transformación
automatizados.
� Media Tensión
Tabla N° 6.10: Hipótesis de integración en Media Te nsión
Fuente: Elaboración Propia
Las mismas definiciones de cada nivel de integración, pero es importante
aclarar la integración de un nuevo dispositivo en los centros de
transformación: los detectores de cruce direccional faltas. Este detector es
localizado en los postes de las redes de distribución de tensión media y
garantiza que, en caso de fallo, el defecto se encuentra controlada y la
mejora de la calidad en el servicio. Además, se emplea una infraestructura
avanzada de medición que mide, registra los datos y se comunica con
todo el sistema.
HIPÓTESIS DISPOSITIVO BAJA INTEGRACIÓN
MEDIA INTEGRACIÓN
ALTA INTEGRACIÓN
INTEGRACIÓN 1°
2.Infraestructura de comunicación
30% 60% 100%
9.Infraestructura de medición avanzada (AMI)
30% 60% 100%
INTEGRACIÓN 2°
1.Medición en la salida del transformador en BT
15% 40% 100%
3.Interruptor con mando a distancia
15% 40% 100%
4.Reconectador Inteligente
15% 40% 100%
INTEGRACIÓN 3° 8.Detector de fallos en las direccionales y derivaciones
0% 40% 100%
92
6.3. ESTUDIO DE LOS COSTOS RED INTELIGENTE
6.3.1. Estudio de los Costos por Cliente en BT y MT en rural dispersa y
zonas urbanas considerando los tres escenarios inte gración.
Las siguientes tablas muestran los costos por cliente de cada nivel
de tensión y tipo de red:
- Baja Tensión
Tabla N° 4.11: Costos en Baja integración para BT
Fuente: Elaboración Propia
Tabla N° 4.12: Costos en Media integración para BT
MEDIA INTEGRACIÓN COSTO
UNITARIO UNIDAD (URBANO)
UNIDAD (RURAL)
COSTO (URBANO)
COSTO (RURAL)
AUTOMATIZACIÓN EN SE 1. Medición en la salida del transformador en BT 5715.00 0.4 0.4 2286 2286
2. Infraestructura de comunicación 12700.00 0.6 0.6 7620 7620 3. Interruptor con mando a distancia 10000.00 0.4 0.4 4000 4000 4. Reconectador Inteligente 21000.00 0.4 0.4 8400 8400 DEMANDA BT
5. En el hogar, Muestra y acceso a la información de la Energía 44.45 51.0 12.0 2267 533
6. Sistema de Gestión de la Energía Residencial (EMS) 127.00 51.0 12.0 6477 1524
7. La incorporación de dispositivos para una funcionalidad en la red-real 19.05 255.0 36.0 4858 686
TOTAL 35908 25049
COSTO POR CLIENTE 422 1252
Fuente: Elaboración Propia
BAJA INTEGRACIÓN COSTO
UNITARIO UNIDAD (URBANO)
UNIDAD (RURAL)
COSTO (URBANO)
COSTO (RURAL)
AUTOMATIZACIÓN EN SE 1. Medición en la salida del transformador en BT 5715.00 0.2 0.2 857 857 2. Infraestructura de comunicación 12700.00 0.3 0.3 3810 3810
DEMANDA BT 5. En el hogar, Muestra y acceso a la información de la Energía 44.45 25.5 6.0 1133 267
6. Sistema de Gestión de la Energía Residencial (EMS)
127.00 25.5 6.0 3239 762
7. La incorporación de dispositivos para una funcionalidad en la red-real 19.05 127.5 18.0 2429 343
TOTAL 11468 6039 COSTO POR CLIENTE 135 302
93
Tabla N° 4.13: Costos en Alta integración para BT
ALTA INTEGRACIÓN COSTO
UNITARIO UNIDAD (URBANO)
UNIDAD (RURAL)
COSTO (URBANO)
COSTO (RURAL)
AUTOMATIZACIÓN EN SE
1. Medición en la salida del transformador en BT
5715.00 1.0 1.0 5715 5715
2. Infraestructura de comunicación 12700.00 1.0 1.0 12700 12700 3. Interruptor con mando a distancia 10000.00 1.0 1.0 10000 10000 4. Reconectador Inteligente 21000.00 1.0 1.0 21000 21000 DEMANDA BT 5. En el hogar, Muestra y acceso a la información de la Energía 44.45 85.0 20.0 3778 889
6. Sistema de Gestión de la Energía Residencial (EMS) 127.00 85.0 20.0 10795 2540
7. La incorporación de dispositivos para una funcionalidad en la red-real
19.05 425.0 60.0 8096 1143
TOTAL 72085 53987 COSTO POR CLIENTE 848 2699
Fuente: Elaboración Propia
- Media Tensión
Tabla N° 4.14: Costos en Baja integración para MT
BAJA INTEGRACIÓN
COSTO UNITARIO
UNIDAD (URBANO)
UNIDAD (RURAL)
COSTO (URBANO)
COSTO (RURAL)
AUTOMATIZACIÓN DE LAS REDES Y SISTEMAS ELÉCTRICOS 1. Medición en la salida del transformador en BT 5715 1.7 2.0 9430 11144
2. Infraestructura de comunicación 12700 3.3 3.9 41910 49530
DEMANDA EN MT 9. Infraestructura de medición avanzada (AMI) 445 5.4 6.6 2400 2934
TOTAL 53740 63608
COSTO POR CLIENTE 5971 5783 Fuente: Elaboración Propia
94
Tabla N° 4.15: Media en Media integración para MT
MEDIA INTEGRACIÓN COSTO
UNITARIO UNIDAD (URBANO)
UNIDAD (RURAL)
COSTO (URBANO)
COSTO (RURAL)
AUTOMATIZACIÓN DE LAS REDES Y SISTEMAS ELÉCTRICOS
8. Detector de fallos en las direccionales y derivaciones
3810 6.4 32.9 24210 125230
1. Medición en la salida del transformador en BT 5715 4.4 5.2 25146 29718
2. Infraestructura de comunicación 12700 6.6 7.8 83820 99060
3. Interruptor con mando a distancia 10000 4.4 5.2 44000 52000
4. Reconectador Inteligente 21000 4.4 5.2 92400 109200
DEMANDA EN MT 9. Infraestructura de medición avanzada (AMI) 445 5.4 6.6 2400 2934
TOTAL 271976 418141
COSTO POR CLIENTE 30220 38013
Fuente: Elaboración Propia
Tabla N° 4.16: Media en Alta integración para MT
ALTA INTEGRACIÓN
COSTO UNITARIO
UNIDAD (URBANO)
UNIDAD (RURAL)
COSTO (URBANO)
COSTO (RURAL)
AUTOMATIZACIÓN DE LAS REDES Y SISTEMAS ELÉCTRICOS 8. Detector de fallos en las direccionales y derivaciones 3810 15.9 82.2 60525 313074 1. Medición en la salida del transformador en BT 5715 11.0 13.0 62865 74295 2. Infraestructura de comunicación 12700 11.0 13.0 139700 165100 3. Interruptor con mando a distancia 10000 11.0 13.0 110000 130000 4. Reconectador Inteligente 21000 11.0 13.0 231000 273000
DEMANDA EN MT 9. Infraestructura de medición avanzada (AMI) 445 9.0 11.0 4001 4890
TOTAL 608091 960359 COSTO POR CLIENTE 67566 87305
Fuente: Elaboración Propia
Con el fin de analizar los costos obtenidos es importante estudiar por
separado los resultados de BT y MT. En las líneas de baja tensión,
los costos por cliente son más bajos que en las líneas de media
tensión, porque los equipos necesarios aumentan a medida que el
número de estaciones de transformadores aumenta. Otro factor
importante es el número de clientes, en líneas de BT hay más
clientes que en las líneas de media tensión, por lo que esto significa
95
un menor costo por cliente. Sin embargo, el número de clientes en
las redes de baja tensión supone grandes costos totales para este
nivel de tensión. El costo por cliente en líneas rurales dispersas es
mayor que en las zonas urbanas debido al aumento de clientes en
áreas urbanas que reduce el coste individual. Sin embargo en las
líneas de media tensión, el número de clientes es mayor en las zonas
rurales dispersas que en las zonas urbanas o muy similares, por lo
que en este caso, el coste por cliente sería más influenciada por las
características de cada tipo de red.
En líneas rurales dispersas, el número de estaciones de
transformadores y líneas aumenta, y los dispositivos más caros están
situados en estos puntos significa un costo total más grande. Así
que, aunque el número de clientes es más grande en la línea rural
dispersa estudiado, el costo por cliente es más grande en esta red,
ya que de los elementos necesarios.
Grafico N° 6.1: Evolución del Costo por Integración en BT
Fuente: Elaboración Propia
96
Grafico N° 6.2: Evolución del Costo por Integración en MT
Fuente: Elaboración Propia
6.3.2. Estudio de los Costos de Implantación en Per ú en los tres
escenarios de integración en rural dispersa, las ru rales
agrupadas, urbanas y zonas semi-urbanas.
El análisis de los costos de implementación en el Perú, la mayor
inversión es la que se deriva al introducir los Smart Grids en las
redes urbanas de baja tensión debido al alto número de clientes en
esta área. En las redes rurales, el número de clientes es más grande
en las agrupaciones rurales que en las zonas rurales dispersas. Esto
es más claro en baja tensión debido a que el número de clientes se
multiplica varias veces. En las redes de media tensión, es otra de las
causas de aumento de los costos para los grupos rurales es el
impulso de centros de transformación necesarios para este tipo de
red que tendría que ser automatizado.
97
Grafico N° 6.3: Evolución del Costo por Tipo de Sis tema a Nivel Nacional
Fuente: Elaboración Propia
El costo total de la red urbana de bajo voltaje es tres veces más
grande que el mismo costo en redes de tensión media, pero es muy
importante mencionar que el número de clientes en las áreas
urbanas de baja tensión es trescientas veces más grande que en las
redes de tensión media. Así que está claro que la influencia más
fuerte en el costo es el número de puntos de consumo que tiene que
estar preparado para una red inteligente, y la inversión
correspondiente requerida.
137.10
8.32
751.61
45.62
3,032.13
678.88
1,893.43
423.93
1.00 10.00 100.00 1,000.00
TOTAL DE COSTO BT (MILL $)
TOTAL DE COSTO MT (MILL $)
SEMI-URBANO URBANO RURAL CONCENTRADO RURAL DISPERSO
98
Grafico N° 6.4: Evolución del Costo por Integración a Nivel Nacional
Fuente: Elaboración Propia
A partir de la tabla anterior, se observa que los costos aumentan a
medida que el grado de integración es más grande, y eso se debe a
que el aumento de este grado significa el desarrollo de una red
inteligente para más clientes y adaptar más las infraestructuras. Para
las redes de baja tensión, este total los aumentos de costos más
debido al número de puntos de consumo que tienen que ser
actualizados, y también esta enorme inversión necesaria es la razón
por la que las redes inteligentes no se han desarrollado hoy en día
para redes de baja tensión.
Con el fin de estudiar los costos de aplicación para el Perú, se
requiere considerar la suma de los consumos en los niveles de
voltaje medio y bajo. De esta forma se puede analizar cuáles son los
mejores pasos a seguir, contemplando la posibilidad de que una
integración gradual es la única manera de manejar esta enorme
inversión.
883.03
101.03
2,865.93
516.74
5,814.27
1,156.76
1.00 10.00 100.00 1,000.00 10,000.00
TOTAL DE COSTO BT (MILL $)
TOTAL DE COSTO MT (MILL $)
TOTAL DEL COSTO POR INTEGRACIÓN A NIVEL NACIONAL
ALTO MEDIO BAJO
99
Grafico N° 4.5: Costo general disgregado por Sistem a a Nivel Nacional
Fuente: Elaboración Propia
Esta cifra representa la evolución de los costos en relación con el tipo
de red implementada, contemplando los costos de la aplicación plena
de las redes inteligentes.
Una vez más, la idea principal que representa el aumento en el coste
es el número de consumos, que es mayor en las zonas urbanas. La
implementación de una red inteligente en las zonas rurales es un
costo manejable en relación con la correspondiente de las zonas
urbanas y semi-urbanas; de hecho, representa el 86.5% de los
costes totales. Agrupaciones rurales tienen un mayor costo que
2,317.36
3,711.01
797.23
145.42
0.00
1,000.00
2,000.00
3,000.00
4,000.00
5,000.00
6,000.00
7,000.00
8,000.00C
OST
O (
MIL
L $
)
TIPO DE SISTEMA
TOTAL DEL COSTO DEPENDIENDO DEL SISTEMA A NIVEL NACIONAL
RURAL DISPERSO
RURAL CONCENTRADO
URBANO
SEMI-URBANO
100
dispersa rural porque incluyen más centros de transformación con el
fin de llegar a más clientes.
Grafico N° 4.6: Costo general dependiendo del Grado de Integración a
Nivel Nacional
Fuente: Elaboración Propia
Como se mostró en la figura, los costos totales de implementación de
una infraestructura de redes inteligentes en Perú es " 6,971.02 de
millones. Este diagrama representa el costo de todas las redes,
contemplando diferentes grados de integración, y ya que se espera
984
3,383
6,971
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
NIVEL DE INTEGRACIÓN
CO
STO
(M
ILL
$)
TOTAL DEL COSTO POR NIVEL IMPLEMENTACIÓN A NIVEL NACIONAL
BAJA INTEGRACIÓN
MEDIA INTEGRACIÓN
ALTA INTEGRACIÓN
101
que se comporten, los costos aumentan a medida que aumenta la
ejecución.
A medida que los costos de implementación completos son muy
altos, es importante avanzar gradualmente con el objetivo de una
integración del 100% de las redes. Una primera aproximación puede
ser la plena aplicación (alta integración) de las redes inteligentes en
las zonas rurales (considerando ambos grupos dispersos y rurales), y
un grado de integración bajo en redes urbanas y semi-urbanas. De
esta manera resulta un coste de " 2,091.31 de millones, 282.80 de
ellos corresponden a la adaptación de las redes rurales y el 1,809 de
urbano y semi-urbano redes. Este resultado total representa el 30%
de los costes totales de una aplicación plena en Perú.
El siguiente paso será aumentar el grado de integración en las redes
urbanas y semi-urbanas hasta alcanzar gradualmente una
implementación completa.
6.4. EVALUACION DE LA RENTABILIDAD INCORPORANDO SMA RT
GRIDS EN EL SISTEMA ELÉCTRICO DE MOQUEGUA – ELECTRO SUR
S.A.
Con la finalidad de realizar y evaluar la rentabilidad de la incorporación de
los Smart Grids, se toma como muestra el sistema eléctrico de Moquegua
que pertenece a la concesionaria Electrosur S.A., en donde se calculara el
Valor Actual Neto (V.A.N.) y la Tasa Interna de Retorno (T.I.R.), bajo los
escenarios de incorporación antes mencionados.
6.4.1. Demanda del Sistema Eléctrico de Moquegua
En la región de Moquegua, provincia de Mariscal Nieto, analizaremos
la demanda de su sistema Eléctrico compuesto por seis líneas de
102
suministro Eléctrico en el cual se hace la proyección de la demanda
en el periodo del 2015-2034 en el siguiente cuadro.
Tabla N° 4.17: Demanda del sistema eléctrico Moqueg ua
Fuente: Electro sur
En siguiente grafico del análisis general de la demanda en el sistema
eléctrico de Moquegua, hacemos notar que la línea con mayor
tendencia en incrementar esta en el circuito O-782 con un inicial en
demanda de 2264 kW-h aumentando en un 51% a 444 KW-h, con
una cantidad de usuarios de BT de 3809 y en MT de 631
Alimentadores 2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,024 2,029 2,0 34
Subestación Montalvo
O-781-Centro 1603 1661 1721 1783 1847 2206 2634 3145
Demanda Baja Tensión 1474 1527 1583 1640 1699 2028 2422 2892
Demanda Media Tensión 129 134 138 143 149 177 212 253
O-782 2264 2345 2430 2518 2609 3115 3719 4441
Demanda Baja Tensión 1942 2012 2085 2160 2238 2672 3190 3809
Demanda Media Tensión 322 333 345 358 371 443 529 631
O-4811-Terna A-Chen Chen 933 967 1002 1038 1075 1284 1533 1830
Demanda Baja Tensión 785 813 843 873 905 1080 1290 1540
Demanda Media Tensión 148 153 159 165 171 204 243 290
O-4812-Terna B 1492 1546 1602 1659 1719 2053 2451 2927
Demanda Baja Tensión 1248 1293 1340 1388 1438 1718 2051 2449
Demanda Media Tensión 244 253 262 271 281 335 400 478
O-4821-Terna E-Torata 514 532 551 571 592 707 844 1008
Demanda Baja Tensión 404 418 433 449 465 556 663 792
Demanda Media Tensión 110 114 118 122 127 151 181 216
O-4823-Terna C-Samegua 834 846 858 871 885 959 1048 1155
Demanda Baja Tensión 215 222 230 239 247 295 352 421Demanda Media Tensión 119 124 128 133 138 164 196 234Gobierno Regional de Moquegua 500 500 500 500 500 500 500 500
Electrificación 15 Local. del PSE Torata 82.6 85.6 88.7 91.9 95.2 113.7 135.7 162.0
Cargas Especiales del Distrito de Torata210.5 210.5 210.5 210.5 210.5 210.5 210.5 210.5
Proyección de la Demanda - Sistema Eléctrico de Moq uegua
103
Grafico N° 6.7: Análisis General de la Demanda en e l sistema eléctrico
Moquegua
Fuente: Elaboración Propia
6.4.2. Costos totales de la incorporación de los Sm art Grids por
escenario de integración.
En los siguientes títulos analizaremos los costos por cada Escenario
de baja, media y alta integración de SMART GRID al sistema
eléctrico de Moquegua. Los costos totales de incorporación de los
SAMRT GRID están compuestos por la inversión en el estudio de
ingeniería, suministro de equipos, transporte y suministro de
materiales, montaje electromecánico, obras civiles y otros gastos
indirectos y pre operativos
A) Escenario en baja integración
En este escenario analizamos en una baja integración del sistema de
SAMRT GRID a precios de inversión privada y social como los
siguientes cuadros
104
Tabla N° 4.18: Costos Privados en baja integración
Fuente: Elaboración Propia
Tabla N° 4.19: Costos Sociales en baja integración
Fuente: Elaboración Propia
1 2 3 4 5 10 15 202,014 2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,024 2,029 2,034
A Inversiones con Proyecto - MIL S/. 13,953 -4,3391 Intangibles 228
1.1 Estudio de Ingenieria Definitiva 2282 Inversión en activos 10,940
2.1Implementación con Smart Grids al SistemaElectrico Moquegua
10,940
A Costos Directos 9,513a Suministro de Equipos y Materiales 7,610b Transporte de Suministro de Equipos y Materiales 381c Montaje Electromecánico 1,522d Obras CivilesB Costos Indirectos (GG y Utilidades) 1,4273 Gastos Preoperativos 656
3.1 Gastos financieros y de administración (0,5% de 2) 1093.2 Supervisión de obra (8% de CD) 5474 Depreciación -3,647
A.1 Total de Inversiones sin IGV 11,825 -3,647A.2 Impuesto General a las Ventas IGV 2,128 -693B Costos de Opereración y Mantenimiento con Proyecto - MIL S/. 8,861 9,147 9,443 9,751 10,069 11,842 13,958 16,485b1 Costos de operación y mantenimiento-mil S/ (sin IGV) 219 219 219 219 219 219 219 219b2 Costos de Pérdidas (sin IGV) 224 232 239 247 255 301 355 420b3 Compra de Energía y Potencia 7,003 7,236 7,478 7,728 7,987 9,431 11,156 13,214b4 Impuesto General a las Ventas IGV 1,415 1,460 1,508 1,557 1,608 1,891 2,229 2,632C Impuesto a la Renta con Proyecto - MIL S/. 688 725 763 803 844 1,072 1,345 1,671D Total Costos con Proyecto (A+B+C) 13,953 9,549 9,872 10,207 10,553 10,913 12,914 15,303 13,816E Total de Costos Incrementales 13,953 9,549 9,872 10,207 10,553 10,913 12,914 15,303 13,8161 Total ingresos ventas de energía 12,317 12,727 13,151 13,590 14,045 16,579 19,605 23,2172 Compra de energía y Potencia -8,333 -8,611 -8,898 -9,196 -9,505 -11,223 -13,275 -15,7253 Compra de energía y Potencia (Pérdidas) -267 -276 -285 -294 -304 -358 -423 -5004 Costos de operación y mantenimiento -260 -260 -260 -260 -260 -260 -260 -2605 Anualización de la Inversión -1,682 -1,682 -1,682 -1,682 -1,682 -1,682 -1,682 -1,6826 Anualización de la Depreciación 519 519 519 519 519 519 519 5197 Utilidad antes de Impuestos 2,294 2,417 2,544 2,676 2,813 3,574 4,483 5,5698 Impuesto a la renta 688 725 763 803 844 1,072 1,345 1,671
Rubro
1 2 3 4 5 10 15 202,014 2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,024 2,029 2,034
A Inversiones con Proyecto - MIL S/. 11,458 -3,5431 Intangibles 228
1.1 Estudio de Ingenieria Definitiva 2282 Inversión en activos 10,628
2.1Implementación con Smart Grids al SistemaElectrico Moquegua
10,628
A Costos Directos 9,201a Suministro de Equipos y Materiales 7,475b Transporte de Suministro de Equipos y Materiales 381c Montaje Electromecánico 1,345d Obras CivilesB Costos Indirectos (GG y Utilidades) 1,4273 Gastos Preoperativos 602
3.1 Gastos financieros y de administración 553.2 Supervisión de obra 5474 Depreciación -3,543
A.1 Total de Inversiones sin IGV 11,458 -3,543B Costos de Opereración y Mantenimiento con Proyecto - MIL S/. 7,440 7,680 7,929 8,188 8,455 9,945 11,723 13,847b1 Costos de operación y mantenimiento-mil S/ (sin IGV) 213 213 213 213 213 213 213 213b2 Costos de Pérdidas (sin IGV) 224 232 239 247 255 301 355 420b3 Compra de Energía y Potencia 7,003 7,236 7,478 7,728 7,987 9,431 11,156 13,214C Total Costos con Proyecto (A+B) 11,458 7,440 7,680 7,929 8,188 8,455 9,945 11,723 10,304D Total de Costos Incrementales 11,458 7,440 7,680 7,929 8,188 8,455 9,945 11,723 10,304
Nota:
Rubro
105
Tabla N° 4.20: Resumen General de Inversiones
Fuente: Elaboración Propia
En el grafico siguiente de Inversiones privadas y sociales con montos
sin IGV, la inversión privada constituye el 1.58% más en la suma de
ambas cantidades, que la inversión social. Con un 92.52% de costos
el ítem de inversión de activos, asi mismo el 76.92% de estos está
dedicado a la inversión de costos directos, como suministro,
transporte y montaje
Grafico N° 4.8: Resumen General de Inversiones Priv adas y Sociales
Fuente: Elaboración Propia
Inversiones Inversiones Factor de Item Descripción A Precios Privados A Precios Sociales Conver
US $ S/. US $ S/.1 Intangibles 81,540 228,311 81,540 228,311
1.1 Estudio de Ingenieria Definitiva 81,540 228,311 81,540 228,311 1.002 Inversión en activos 3,907,109 10,939,906 3,795,638 1 0,627,786
2.1 3,907,109 10,939,906 3,795,638 10,627,786
A Costos Directos 3,397,486 9,512,962 3,286,015 9,200,842Suministro de Equipos y Materiales 2,717,989 7,610,369 2,669,645 7,475,007 1.00 Materiales importados 1,276,483 3,574,152 1,276,483 3,574,152 1.00 Materiales locales 1,393,162 3,900,854 1,393,162 3,900,854 1.00Transporte de Suministro de Equipos y Materiales 135,899 380,518 135,899 380,518 1.00Montaje Electromecánico 543,598 1,522,074 480,470 1,345,317 1.00 Mano de Obra Calif., Equipos y Herram. 436,602 1,222,486 436,602 1,222,486 1.00 Mano de Obra No Calificada 106,996 299,588 43,868 122,831 0.41Obras Civiles 1.00
B Costos Indirectos (GG y Utilidades) 509,623 1,426,94 4 509,623 1,426,944 1.003 Gastos Preoperativos 214,891 656,394 214,891 601,695
3.1 Gastos financieros y de administración 19,536 109,399 19,536 54,700 1.003.2 Supervisión de obra 195,355 546,995 195,355 546,995 1.004 Total de Inversiones sin IGV 4,203,540 11,824,611 4,0 92,069 11,457,792
I.G.V. (18% Costo Total) 756,637 2,128,4305 Costo Total incluido I.G.V. 4,960,177 13,953,041 4,09 2,069 11,457,792
Tipo de Cambio según SBS al 31 de agosto del 2014 2.8 S/. / US$
Implementación con Smart Grids al SistemaElectrico Moquegua
02,000,0004,000,0006,000,0008,000,000
10,000,00012,000,00014,000,000
A PreciosPrivados
A PreciosSociales
S/.
MODALIDAD DE INVERSIÓN
COSTO DE INVERSION
Gastos Preoperativos
Inversión en activos
Intangibles
106
B) Escenario en Media integración
En este escenario analizamos en una media integración del sistema
de SAMRT GRID a precios de inversión privada y social como los
siguientes cuadros
Tabla N° 4.21: Costos Privados en Media integración
Fuente: Elaboración Propia
Tabla N° 4.22: Costos Sociales en Media integración
Fuente: Elaboración Propia
1 2 3 4 5 10 15 202,014 2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,024 2,029 2,034
A Inversiones con Proyecto - MIL S/. 46,854 -14,5721 Intangibles 767
1.1 Estudio de Ingenieria Definitiva 7672 Inversión en activos 36,736
2.1Implementación con Smart Grids al SistemaElectrico Moquegua
36,736
A Costos Directos 31,945a Suministro de Equipos y Materiales 25,556b Transporte de Suministro de Equipos y Materiales 1,278c Montaje Electromecánico 5,111d Obras CivilesB Costos Indirectos (GG y Utilidades) 4,7923 Gastos Preoperativos 2,204
3.1 Gastos financieros y de administración (0,5% de 2) 3673.2 Supervisión de obra (8% de CD) 1,8374 Depreciación -12,245
A.1 Total de Inversiones sin IGV 39,707 -12,245A.2 Impuesto General a las Ventas IGV 7,147 -2,327B Costos de Opereración y Mantenimiento con Proyecto - MIL S/. 9,475 9,761 10,057 10,365 10,683 12,456 14,572 17,099b1 Costos de operación y mantenimiento-mil S/ (sin IGV) 735 735 735 735 735 735 735 735b2 Costos de Pérdidas (sin IGV) 224 232 239 247 255 301 355 420b3 Compra de Energía y Potencia 7,003 7,236 7,478 7,728 7,987 9,431 11,156 13,214b4 Impuesto General a las Ventas IGV 1,513 1,558 1,606 1,655 1,706 1,989 2,327 2,730C Impuesto a la Renta con Proyecto - MIL S/. 65 338 664D Total Costos con Proyecto (A+B+C) 46,854 9,475 9,761 10,057 10,365 10,683 12,521 14,910 3,191E Total de Costos Incrementales 46,854 9,475 9,761 10,057 10,365 10,683 12,521 14,910 3,1911 Total ingresos ventas de energía 12,317 12,727 13,151 13,590 14,045 16,579 19,605 23,2172 Compra de energía y Potencia -8,333 -8,611 -8,898 -9,196 -9,505 -11,223 -13,275 -15,7253 Compra de energía y Potencia (Pérdidas) -267 -276 -285 -294 -304 -358 -423 -5004 Costos de operación y mantenimiento -874 -874 -874 -874 -874 -874 -874 -8745 Anualización de la Inversión -5,648 -5,648 -5,648 -5,648 -5,648 -5,648 -5,648 -5,6486 Anualización de la Depreciación 1,742 1,742 1,742 1,742 1,742 1,742 1,742 1,7427 Utilidad antes de Impuestos No Exist No Exist No Exist No Exist No Exist 217 1,126 2,2128 Impuesto a la renta 65 338 664
Rubro
1 2 3 4 5 10 15 202,014 2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,024 2,029 2,034
A Inversiones con Proyecto - MIL S/. 38,475 -11,8961 Intangibles 767
1.1 Estudio de Ingenieria Definitiva 7672 Inversión en activos 35,688
2.1Implementación con Smart Grids al SistemaElectrico Moquegua
35,688
A Costos Directos 30,897a Suministro de Equipos y Materiales 25,101b Transporte de Suministro de Equipos y Materiales 1,278c Montaje Electromecánico 4,518d Obras CivilesB Costos Indirectos (GG y Utilidades) 4,7923 Gastos Preoperativos 2,020
3.1 Gastos financieros y de administración 1843.2 Supervisión de obra 1,8374 Depreciación -11,896
A.1 Total de Inversiones sin IGV 38,475 -11,896B Costos de Opereración y Mantenimiento con Proyecto - MIL S/. 7,941 8,181 8,431 8,689 8,956 10,446 12,224 14,348b1 Costos de operación y mantenimiento-mil S/ (sin IGV) 714 714 714 714 714 714 714 714b2 Costos de Pérdidas (sin IGV) 224 232 239 247 255 301 355 420b3 Compra de Energía y Potencia 7,003 7,236 7,478 7,728 7,987 9,431 11,156 13,214C Total Costos con Proyecto (A+B) 38,475 7,941 8,181 8,431 8,689 8,956 10,446 12,224 2,452D Total de Costos Incrementales 38,475 7,941 8,181 8,431 8,689 8,956 10,446 12,224 2,452
Nota:
Rubro
107
Tabla N° 4.23: Resumen General de Inversiones media integración
Fuente: Elaboración Propia
En el grafico siguiente de Inversiones privadas y sociales con montos
sin IGV, la inversión privada constituye el 1.58% más en la suma de
ambas cantidades, que la inversión social. Con un 92.52% de costos
el ítem de inversión de activos, así mismo el 76.92% de estos está
dedicado a la inversión de costos directos, como suministro,
transporte y montaje
Grafico N° 4.9: Resumen General de Inversiones Priv adas y Sociales
media integración
Fuente: Elaboración Propia
Inversiones Inversiones Factor de Item Descripción A Precios Privados A Precios Sociales Conver
US $ S/. US $ S/.1 Intangibles 273,811 766,671 273,811 766,671
1.1 Estudio de Ingenieria Definitiva 273,811 766,671 273,811 766,671 1.002 Inversión en activos 13,120,117 36,736,328 12,745,79 5 35,688,226
2.1 13,120,117 36,736,328 12,745,795 35,688,226
A Costos Directos 11,408,798 31,944,633 11,034,475 30,896,531Suministro de Equipos y Materiales 9,127,038 25,555,706 8,964,699 25,101,157 1.00 Materiales importados 4,286,444 12,002,044 4,286,444 12,002,044 1.00 Materiales locales 4,678,255 13,099,113 4,678,255 13,099,113 1.00Transporte de Suministro de Equipos y Materiales 456,352 1,277,785 456,352 1,277,785 1.00Montaje Electromecánico 1,825,408 5,111,141 1,613,425 4,517,589 1.00 Mano de Obra Calif., Equipos y Herram. 1,466,115 4,105,121 1,466,115 4,105,121 1.00 Mano de Obra No Calificada 359,293 1,006,021 147,310 412,468 0.41Obras Civiles 1.00
B Costos Indirectos (GG y Utilidades) 1,711,320 4,791, 695 1,711,320 4,791,695 1.003 Gastos Preoperativos 721,606 2,204,180 721,606 2,020,4 98
3.1 Gastos financieros y de administración 65,601 367,363 65,601 183,682 1.003.2 Supervisión de obra 656,006 1,836,816 656,006 1,836,816 1.004 Total de Inversiones sin IGV 14,115,535 39,707,179 13 ,741,213 38,475,396
I.G.V. (18% Costo Total) 2,540,796 7,147,2925 Costo Total incluido I.G.V. 16,656,331 46,854,471 13, 741,213 38,475,396
Implementación con Smart Grids al SistemaElectrico Moquegua
0
10,000,000
20,000,000
30,000,000
40,000,000
50,000,000
A Precios Privados A Precios Sociales
S/.
MODALIDAD DE INVERSIÓN
COSTO DE INVERSION
Gastos Preoperativos
Inversión en activos
Intangibles
108
C) Escenario en Alta integración
En este escenario analizamos en una Alta integración del sistema de
SAMRT GRID a precios de inversión privada y social como los
siguientes cuadros
Tabla N° 4.24: Costos Privados en Alta integración
Fuente: Elaboración Propia
Tabla N° 4.25: Costos sociales en Alta integración
Fuente: Elaboración Propia
1 2 3 4 5 10 15 202,014 2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,024 2,029 2,034
A Inversiones con Proyecto - MIL S/. 95,957 -29,8431 Intangibles 1,570
1.1 Estudio de Ingenieria Definitiva 1,5702 Inversión en activos 75,235
2.1Implementación con Smart Grids al SistemaElectrico Moquegua
75,235
A Costos Directos 65,422a Suministro de Equipos y Materiales 52,338b Transporte de Suministro de Equipos y Materiales 2,617c Montaje Electromecánico 10,468d Obras CivilesB Costos Indirectos (GG y Utilidades) 9,8133 Gastos Preoperativos 4,514
3.1 Gastos financieros y de administración (0,5% de 2) 7523.2 Supervisión de obra (8% de CD) 3,7624 Depreciación -25,078
A.1 Total de Inversiones sin IGV 81,319 -25,078A.2 Impuesto General a las Ventas IGV 14,638 -4,765B Costos de Opereración y Mantenimiento con Proyecto - MIL S/. 10,391 10,677 10,974 11,281 11,599 13,372 15,488 18,015b1 Costos de operación y mantenimiento-mil S/ (sin IGV) 1,505 1,505 1,505 1,505 1,505 1,505 1,505 1,505b2 Costos de Pérdidas (sin IGV) 224 232 239 247 255 301 355 420b3 Compra de Energía y Potencia 7,003 7,236 7,478 7,728 7,987 9,431 11,156 13,214b4 Impuesto General a las Ventas IGV 1,659 1,705 1,752 1,801 1,852 2,135 2,473 2,876C Impuesto a la Renta con Proyecto - MIL S/.D Total Costos con Proyecto (A+B+C) 95,957 10,391 10,677 10,974 11,281 11,599 13,372 15,488 -11,828E Total de Costos Incrementales 95,957 10,391 10,677 10,974 11,281 11,599 13,372 15,488 -11,8281 Total ingresos ventas de energía 12,317 12,727 13,151 13,590 14,045 16,579 19,605 23,2172 Compra de energía y Potencia -8,333 -8,611 -8,898 -9,196 -9,505 -11,223 -13,275 -15,7253 Compra de energía y Potencia (Pérdidas) -267 -276 -285 -294 -304 -358 -423 -5004 Costos de operación y mantenimiento -1,791 -1,791 -1,791 -1,791 -1,791 -1,791 -1,791 -1,7915 Anualización de la Inversión -11,567 -11,567 -11,567 -11,567 -11,567 -11,567 -11,567 -11,5676 Anualización de la Depreciación 3,567 3,567 3,567 3,567 3,567 3,567 3,567 3,5677 Utilidad antes de Impuestos No Exist No Exist No Exist No Exist No Exist No Exist No Exist No Exist8 Impuesto a la renta
Rubro
1 2 3 4 5 10 15 202,014 2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,024 2,029 2,034
A Inversiones con Proyecto - MIL S/. 78,797 -24,3631 Intangibles 1,570
1.1 Estudio de Ingenieria Definitiva 1,5702 Inversión en activos 73,089
2.1Implementación con Smart Grids al SistemaElectrico Moquegua
73,089
A Costos Directos 63,275a Suministro de Equipos y Materiales 51,407b Transporte de Suministro de Equipos y Materiales 2,617c Montaje Electromecánico 9,252d Obras CivilesB Costos Indirectos (GG y Utilidades) 9,8133 Gastos Preoperativos 4,138
3.1 Gastos financieros y de administración 3763.2 Supervisión de obra 3,7624 Depreciación -24,363
A.1 Total de Inversiones sin IGV 78,797 -24,363B Costos de Opereración y Mantenimiento con Proyecto - MIL S/. 8,689 8,929 9,179 9,437 9,704 11,194 12,972 15,096b1 Costos de operación y mantenimiento-mil S/ (sin IGV) 1,462 1,462 1,462 1,462 1,462 1,462 1,462 1,462b2 Costos de Pérdidas (sin IGV) 224 232 239 247 255 301 355 420b3 Compra de Energía y Potencia 7,003 7,236 7,478 7,728 7,987 9,431 11,156 13,214C Total Costos con Proyecto (A+B) 78,797 8,689 8,929 9,179 9,437 9,704 11,194 12,972 -9,267D Total de Costos Incrementales 78,797 8,689 8,929 9,179 9,437 9,704 11,194 12,972 -9,267
Nota:
Rubro
109
Tabla N° 4.26: Resumen General de Inversiones media integración
Fuente: Elaboración Propia
En el grafico siguiente de Inversiones privadas y sociales con montos
sin IGV, la inversión privada constituye el 1.58% más en la suma de
ambas cantidades, que la inversión social. Con un 92.52% de costos
el ítem de inversión de activos, así mismo el 76.92% de estos está
dedicado a la inversión de costos directos, como suministro,
transporte y montaje
Grafico N° 4.10: Resumen General de Inversiones Pri vadas y Sociales Alta
integración
Fuente: Elaboración Propia
Inversiones Inversiones Factor de Item Descripción A Precios Privados A Precios Sociales Conver
US $ S/. US $ S/.1 Intangibles 560,760 1,570,127 560,760 1,570,127
1.1 Estudio de Ingenieria Definitiva 560,760 1,570,127 560,760 1,570,127 1.002 Inversión en activos 26,869,727 75,235,236 26,103,12 3 73,088,745
2.1 26,869,727 75,235,236 26,103,123 73,088,745
A Costos Directos 23,364,980 65,421,944 22,598,376 63,275,454Suministro de Equipos y Materiales 18,691,984 52,337,555 18,359,517 51,406,647 1.00 Materiales importados 8,778,549 24,579,937 8,778,549 24,579,937 1.00 Materiales locales 9,580,968 26,826,710 9,580,968 26,826,710 1.00Transporte de Suministro de Equipos y Materiales 934,599 2,616,878 934,599 2,616,878 1.00Montaje Electromecánico 3,738,397 10,467,511 3,304,260 9,251,929 1.00 Mano de Obra Calif., Equipos y Herram. 3,002,572 8,407,202 3,002,572 8,407,202 1.00 Mano de Obra No Calificada 735,825 2,060,309 301,688 844,727 0.41Obras Civiles 1.00
B Costos Indirectos (GG y Utilidades) 3,504,747 9,813, 292 3,504,747 9,813,292 1.003 Gastos Preoperativos 1,477,835 4,514,114 1,477,835 4,1 37,938
3.1 Gastos financieros y de administración 134,349 752,352 134,349 376,176 1.003.2 Supervisión de obra 1,343,486 3,761,762 1,343,486 3,761,762 1.004 Total de Inversiones sin IGV 28,908,322 81,319,476 28 ,141,718 78,796,810
I.G.V. (18% Costo Total) 5,203,498 14,637,5065 Costo Total incluido I.G.V. 34,111,819 95,956,982 28, 141,718 78,796,810
Implementación con Smart Grids al SistemaElectrico Moquegua
0
20,000,000
40,000,000
60,000,000
80,000,000
100,000,000
A Precios Privados A Precios Sociales
S/.
MODALIDAD DE INVERSIÓN
COSTO DE INVERSION
Gastos Preoperativos
Inversión en activos
Intangibles
110
En el siguiente grafico resumen de los análisis por eventos anteriores
de Baja, Media, Alta integración en el sistema eléctrico, siendo en
una implementación total de este sistema el valor de S/. 78,796,810 y
S/.95,956,982 en costo social y Privado respectivamente
Grafico N° 4.11: Resumen General de Inversiones Pri vadas y Sociales
Fuente: Elaboración Propia
6.4.3. Evaluación Privada y Social por escenario de integración
En los siguientes títulos evaluaremos la viabilidad económica por
cada Escenario de baja, media y alta integración de SMART GRID al
sistema eléctrico de Moquegua. Se ha tomado para el modelamiento
de costos la demanda de la Tabla N° 4.17: Demanda d el sistema
eléctrico Moquegua. El análisis de los beneficios está comprendido
con la venta de la potencia y energía de las barras de 10kV así mimo
el impuesto de IGV
111
6.4.3.1. Escenario en baja integración
a) Precios privados
En el presente ítem de baja integración tenemos la proyección
de los ingresos generados por la venta en el periodo del 2015-
2034 siendo la el máximo alcanzado en esta estimación la venta
de s/.23,217
Tabla N° 4.27: Beneficios Incrementales Baja integr ación
Fuente: Elaboración Propia
En el presente cuadro nos permitirá calcular los indicadores de
financiamiento como el VAN de 11 799, 22% TIR siendo el
tiempo de recuperación en 7.5 años.
Tabla N° 4.28: Flujo de caja en Baja integración
Fuente: Elaboración Propia
Es el siguiente cuadro mostramos la evolución de la venta y
costos de mantenimiento y operación, durante el periodo de 20
años, siendo el máximo beneficio S/. 9,401 anual.
A Precios Privados1 2 3 4 5 10 15 20
2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,024 2,029 2,0341 Situación con Proyecto S/. 12,317 12,727 13,151 13,590 1 4,045 16,579 19,605 23,217
Venta de Potencia en barras de 10kV S/. 4,022 4,154 4,291 4,433 4,580 5,399 6,376 7,543Venta de Energía en barras de 10kV S/. 6,417 6,631 6,854 7,084 7,323 8,651 10,238 12,133Impuesto General a las Ventas IGV S/. 1,879 1,941 2,006 2,073 2,142 2,529 2,991 3,542
2 Situación sin Proyecto S/.3 Beneficios Incrementales S/. 12,317 12,727 13,151 13,59 0 14,045 16,579 19,605 23,217
N° Descripción Und
A Precios PrivadosDescripción
Nº 1 2 3 4 5 10 15 20Año 2,014 2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,024 2,029 2,034
1 Beneficios Incrementales (S/.) 12,317 12,727 13,151 13,590 14,045 16,579 19,605 23,2172 Costos Incrementales ( S/.) 13,953 9,549 9,872 10,207 10,553 10,913 12,914 15,303 13,8163 Beneficios Netos ( S/.) -13,953 2,769 2,855 2,944 3,036 3,132 3,665 4,302 9,401
Indicadores Económicos Incrementales (Alternativa I )Tasa de Descuento % 12%VAN (12%) S/. 11,799TIR (%) 22% ¿Relación beneficio Costo (pu) 1.85Tiempo de Repago (años) 7.5
TIR (%)Relació
ÍtemPeriodo
Tiempo
Tasa VAN
112
Grafico N° 6.12: Indicadores financieros y flujo de caja en Baja integración
- a precio Privado
Fuente: Elaboración Propia
b) Precios sociales
En el presente ítem de baja integración tenemos la proyección
de los ingresos generados por la venta en el periodo del 2015-
2034 siendo la el máximo alcanzado en esta estimación la venta
de s/.19,676
Tabla N° 4.29: Beneficios Incrementales Baja integr ación
Fuente: Elaboración Propia
En el presente cuadro nos permitirá calcular los indicadores de
financiamiento como el VAN de 24,483, 29% TIR siendo el
tiempo de recuperación en 5 años.
-20,000
-15,000
-10,000
-5,000
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
0 5 10 15 20
CO
STO
S/.
TIEMPO ANUAL
VIABILIDAD DEL PROYECTO
Beneficios Incrementales (S/.)
Costos Incrementales ( S/.)
Beneficios Netos ( S/.)
Tiempo de Repago (años)
VAN S/.
A Precios Sociales1 2 3 4 5 10 15 20
2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,024 2,029 2,0341 Situación con Proyecto S/. 10,439 10,785 11,145 11,517 1 1,902 14,050 16,614 19,676
Venta de Potencia en barras de 10kV S/. 4,022 4,154 4,291 4,433 4,580 5,399 6,376 7,543Venta de Energía en barras de 10kV S/. 6,417 6,631 6,854 7,084 7,323 8,651 10,238 12,133Impuesto General a las Ventas IGV S/.
2 Situación sin Proyecto S/.3 Beneficios Incrementales S/. 10,439 10,785 11,145 11,51 7 11,902 14,050 16,614 19,676
N° Descripción Und
113
Tabla N° 4.30: Flujo de caja en Baja integración
Fuente: Elaboración Propia
Es el siguiente cuadro mostramos la evolución de la venta y
costos de mantenimiento y operación, durante el periodo de 20
años, siendo el máximo beneficio S/. 9,372 anual.
Grafico N° 4.13: Indicadores financieros y flujo de caja en Baja integración
- a precio Social
Fuente: Elaboración Propia
Posteriormente de haber evaluado a cada el escenario de Baja
integración a precios privados y públicos se compara sus
indicadores de financiamiento en el siguiente gráfico, siendo el
A Precios SocialesDescripción
Nº 1 2 3 4 5 10 15 20Año 2,014 2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,024 2,029 2,034
1 Beneficios Incrementales ( S/.) 10,439 10,785 11,145 11,517 11,902 14,050 16,614 19,6762 Costos Incrementales ( S/.) 11,458 7,440 7,680 7,929 8,188 8,455 9,945 11,723 10,3043 Beneficios Netos ( S/.) -11,458 2,999 3,105 3,215 3,329 3,447 4,105 4,891 9,372
Indicadores Económicos Incrementales (Alternativa I )Tasa de Descuento % 9%VAN (9%) S/. 24,483 9%TIR (%) 29%Relación beneficio Costo (pu) 3.14Tiempo de Repago (años) 5.0
ITEMPeriodo
-15,000-10,000
-5,0000
5,00010,00015,00020,00025,00030,000
0 5 10 15 20
CO
STO
S/.
TIEMPO ANUAL
VIABILIDAD DEL PROYECTO
Beneficios Incrementales (S/.)
Costos Incrementales ( S/.)
Beneficios Netos ( S/.)
Tiempo de Repago (años)
VAN S/.
114
tiempo de recuperación conseguido a precios sociales de 5 y
7.5 años a precios privados. Con los indicadores de VAN y TIR
menores en una inversión Social.
Grafico N° 4.14: Indicadores VAN y TIR a precio Pri vado y Social
Fuente: Elaboración Propia
6.4.3.2 Escenario en Media integración
a) Precios privados
En el presente ítem de media integración tenemos la proyección
de los ingresos generados por la venta en el periodo del 2015-
2034 siendo la el máximo alcanzado en esta estimación la venta
de s/.23,217
Tabla N° 4.31: Beneficios Incrementales Media integ ración
Fuente: Elaboración Propia
-10,000
-5,000
0
5,000
10,000
15,000
20,000
15% 20% 25% 30% 35%
VA
N (
S/.)
TASA INTERNA DE RETORNO (TIR)
EVALUACIÓN DEL VAN Y TIR
PRECIOS SOCIALES PRECIOS PRIVADOS TIR (%) TIR (%)
A Precios Privados1 2 3 4 5 10 15 20
2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,024 2,029 2,0341 Situación con Proyecto S/. 12,317 12,727 13,151 13,590 1 4,045 16,579 19,605 23,217
Venta de Potencia en barras de 10kV S/. 4,022 4,154 4,291 4,433 4,580 5,399 6,376 7,543Venta de Energía en barras de 10kV S/. 6,417 6,631 6,854 7,084 7,323 8,651 10,238 12,133Impuesto General a las Ventas IGV S/. 1,879 1,941 2,006 2,073 2,142 2,529 2,991 3,542
2 Situación sin Proyecto S/.3 Beneficios Incrementales S/. 12,317 12,727 13,151 13,59 0 14,045 16,579 19,605 23,217
N° Descripción Und
115
En el presente cuadro nos permitirá calcular los indicadores de
financiamiento como el VAN de -18,120, 6% TIR siendo el
tiempo de recuperación en 32.5 años.
Tabla N° 4.32: Flujo de caja en Media integración
Fuente: Elaboración Propia
Es el siguiente cuadro mostramos la evolución de la venta y
costos de mantenimiento y operación, durante el periodo de
32.5 años, siendo el máximo beneficio S/. 20,027 anual.
Grafico N° 4.15: Indicadores VAN a precio Privado
Fuente: Elaboración Propia
A Precios PrivadosDescripción
Nº 1 2 3 4 5 10 15 20Año 2,014 2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,024 2,029 2,034
1 Beneficios Incrementales (S/.) 12,317 12,727 13,151 13,590 14,045 16,579 19,605 23,2172 Costos Incrementales ( S/.) 46,854 9,475 9,761 10,057 10,365 10,683 12,521 14,910 3,1913 Beneficios Netos ( S/.) -46,854 2,843 2,966 3,093 3,225 3,362 4,058 4,695 20,027
Indicadores Económicos Incrementales (Alternativa I )Tasa de Descuento % 12%VAN (12%) S/. -18,120TIR (%) 6% ¿Relación beneficio Costo (pu) 0.61Tiempo de Repago (años) 32.5
TIR (%)Relació
ÍtemPeriodo
Tiempo
Tasa VAN
-90,000
-40,000
10,000
60,000
-5 5 15 25 35
VA
N S
/.
TIEMPO ANUAL
VAN S/.
Tiempo de Repago (años)
Polinómica (VAN S/.)
116
b) Precios sociales
En el presente ítem de media integración tenemos la proyección
de los ingresos generados por la venta en el periodo del 2015-
2034 siendo la el máximo alcanzado en esta estimación la venta
de s/.19,676
Tabla N° 4.33: Beneficios Incrementales Media integ ración
Fuente: Elaboración Propia
En el presente cuadro nos permitirá calcular los indicadores de
financiamiento como el VAN de -5,619, 0.85% TIR siendo el
tiempo de recuperación en 29.3 años.
Tabla N° 4.34: Flujo de caja en Media integración
Fuente: Elaboración Propia
A Precios Sociales1 2 3 4 5 10 15 20
2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,024 2,029 2,0341 Situación con Proyecto S/. 10,439 10,785 11,145 11,517 1 1,902 14,050 16,614 19,676
Venta de Potencia en barras de 10kV S/. 4,022 4,154 4,291 4,433 4,580 5,399 6,376 7,543Venta de Energía en barras de 10kV S/. 6,417 6,631 6,854 7,084 7,323 8,651 10,238 12,133Impuesto General a las Ventas IGV S/.
2 Situación sin Proyecto S/.3 Beneficios Incrementales S/. 10,439 10,785 11,145 11,51 7 11,902 14,050 16,614 19,676
N° Descripción Und
A Precios SocialesDescripción
Nº 1 2 3 4 5 10 15 20Año 2,014 2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,024 2,029 2,034
1 Beneficios Incrementales ( S/.) 10,439 10,785 11,145 11,517 11,902 14,050 16,614 19,6762 Costos Incrementales ( S/.) 38,475 7,941 8,181 8,431 8,689 8,956 10,446 12,224 2,4523 Beneficios Netos ( S/.) -38,475 2,498 2,604 2,714 2,828 2,946 3,604 4,390 17,224
Indicadores Económicos Incrementales (Alternativa I )Tasa de Descuento % 9%VAN (9%) S/. -5,619 9%TIR (%) 7%Relación beneficio Costo (pu) 0.85Tiempo de Repago (años) 29.3
ITEMPeriodo
117
Es el siguiente cuadro mostramos la evolución de la venta y
costos de mantenimiento y operación, durante el periodo de
29.3 años, siendo el máximo beneficio S/. 9,372 anual.
Grafico N° 4.16: Indicadores VAN a precio Social
Fuente: Elaboración Propia
Posteriormente de haber evaluado a cada el escenario de media
integración a precios privados y públicos se compara sus
indicadores de financiamiento en el siguiente gráfico, siendo el
tiempo de recuperación conseguido a precios sociales de 29.3 y
32.5 años a precios privados. Con los indicadores de VAN y TIR
menores en una inversión Social.
-50,000
-40,000
-30,000
-20,000
-10,000
0
10,000
0 5 10 15 20 25 30
VA
N S
/.
TIEMPO ANUAL
VAN S/.
Tiempo de Repago (años)
Polinómica (VAN S/.)
118
Grafico N° 4.17: Indicadores VAN y TIR a precio Pri vado
Fuente: Elaboración Propia
6.4.3.3 Escenario en Alta integración
a) Precios privados
En el presente ítem de alta integración tenemos la proyección
de los ingresos generados por la venta en el periodo del 2015-
2034 siendo la el máximo alcanzado en esta estimación la venta
de s/.23,217
Tabla N° 4.35: Beneficios Incrementales Alta integr ación
Fuente: Elaboración Propia
-20,000
-10,000
0
10,000
20,000
30,000
40,000
50,000
60,000
0% 1% 2% 3% 4% 5% 6% 7% 8% 9% 10%
VA
N (
S/.)
TASA INTERNA DE RETORNO (TIR)
EVALUACIÓN DEL VAN Y TIR
PRECIOS SOCIALES PRECIOS PRIVADOS TIR (%) TIR (%)
A Precios Privados1 2 3 4 5 10 15 20
2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,024 2,029 2,0341 Situación con Proyecto S/. 12,317 12,727 13,151 13,590 1 4,045 16,579 19,605 23,217
Venta de Potencia en barras de 10kV S/. 4,022 4,154 4,291 4,433 4,580 5,399 6,376 7,543Venta de Energía en barras de 10kV S/. 6,417 6,631 6,854 7,084 7,323 8,651 10,238 12,133Impuesto General a las Ventas IGV S/. 1,879 1,941 2,006 2,073 2,142 2,529 2,991 3,542
2 Situación sin Proyecto S/.3 Beneficios Incrementales S/. 12,317 12,727 13,151 13,59 0 14,045 16,579 19,605 23,217
N° Descripción Und
119
En el presente cuadro nos permitirá calcular los indicadores de
financiamiento como el VAN de -71,871, 0.12% TIR siendo el
tiempo de recuperación en 89 años.
Tabla N° 4.36: Flujo de caja en Alta integración
Fuente: Elaboración Propia
Es el siguiente cuadro mostramos la evolución de la venta y
costos de mantenimiento y operación, durante el periodo de 89
años, siendo el máximo beneficio S/. 35,045 anual.
Grafico N° 4.18: Indicadores VAN y TIR a precio Pri vado
Fuente: Elaboración Propia
A Precios PrivadosDescripción
Nº 1 2 3 4 5 10 15 20Año 2,014 2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,024 2,029 2,034
1 Beneficios Incrementales (S/.) 12,317 12,727 13,151 13,590 14,045 16,579 19,605 23,2172 Costos Incrementales ( S/.) 95,957 10,391 10,677 10,974 11,281 11,599 13,372 15,488 -11,8283 Beneficios Netos ( S/.) -95,957 1,927 2,050 2,177 2,309 2,446 3,207 4,116 35,045
Indicadores Económicos Incrementales (Alternativa I )Tasa de Descuento % 12%VAN (12%) S/. -71,871TIR (%) 0% ¿Relación beneficio Costo (pu) 0.25Tiempo de Repago (años) 89.0
TIR (%)Relació
ÍtemPeriodo
Tiempo
Tasa VAN
-140,000
-90,000
-40,000
10,000
60,000
-10 10 30 50 70 90
VA
N S
/.
TIEMPO ANUAL
VAN S/.
Tiempo de Repago (años)
Lineal (VAN S/.)
120
b) Precios sociales
En el presente ítem de alta integración tenemos la proyección
de los ingresos generados por la venta en el periodo del 2015-
2034 siendo la el máximo alcanzado en esta estimación la venta
de s/.19,676
Tabla N° 4.37: Beneficios Incrementales Alta integr ación
Fuente: Elaboración Propia
En el presente cuadro nos permitirá calcular los indicadores de
financiamiento como el VAN de -50,544, 0.50% TIR siendo el
tiempo de recuperación en 5 años.
Tabla N° 4.38: Flujo de caja en Alta integración
Fuente: Elaboración Propia
Es el siguiente cuadro mostramos la evolución de la venta y
costos de mantenimiento y operación, durante el periodo de 36
años, siendo el máximo beneficio S/. 28,943 anual.
A Precios Sociales1 2 3 4 5 10 15 20
2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,024 2,029 2,0341 Situación con Proyecto S/. 10,439 10,785 11,145 11,517 1 1,902 14,050 16,614 19,676
Venta de Potencia en barras de 10kV S/. 4,022 4,154 4,291 4,433 4,580 5,399 6,376 7,543Venta de Energía en barras de 10kV S/. 6,417 6,631 6,854 7,084 7,323 8,651 10,238 12,133Impuesto General a las Ventas IGV S/.
2 Situación sin Proyecto S/.3 Beneficios Incrementales S/. 10,439 10,785 11,145 11,51 7 11,902 14,050 16,614 19,676
N° Descripción Und
A Precios SocialesDescripción
Nº 1 2 3 4 5 10 15 20Año 2,014 2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,024 2,029 2,034
1 Beneficios Incrementales ( S/.) 10,439 10,785 11,145 11,517 11,902 14,050 16,614 19,6762 Costos Incrementales ( S/.) 78,797 8,689 8,929 9,179 9,437 9,704 11,194 12,972 -9,2673 Beneficios Netos ( S/.) -78,797 1,750 1,856 1,966 2,080 2,198 2,856 3,642 28,943
Indicadores Económicos Incrementales (Alternativa I )Tasa de Descuento % 9%VAN (9%) S/. -50,544 9%TIR (%) 1%Relación beneficio Costo (pu) 0.36Tiempo de Repago (años) 63.0
ITEMPeriodo
121
Grafico N° 4.19: Indicadores VAN y TIR a precio Soc ial
Fuente: Elaboración Propia
Posteriormente de haber evaluado a cada el escenario de alta
integración a precios privados y públicos se compara sus
indicadores de financiamiento en el siguiente gráfico, siendo el
tiempo de recuperación conseguido a precios sociales de 63 y
89 años a precios privados. Con los indicadores de VAN y TIR
menores en una inversión Social.
Grafico N° 4.20: Indicadores VAN y TIR a precio Pri vado y Social
Fuente: Elaboración Propia
-90,000-80,000-70,000-60,000-50,000-40,000-30,000-20,000-10,000
010,00020,000
0 10 20 30 40 50 60 70
VA
N S
/.
TIEMPO ANUAL
VAN S/.
Tiempo de Repago (años)
Lineal (VAN S/.)
-50,000
-40,000
-30,000
-20,000
-10,000
0
10,000
-0.10% 0.10% 0.30% 0.50% 0.70% 0.90%
VA
N (
S/.)
TASA INTERNA DE RETORNO (TIR)
EVALUACIÓN DEL VAN Y TIR
PRECIOS SOCIALES PRECIOS PRIVADOS TIR (%) TIR (%)
122
CONCLUSIONES
1. Nuestra vulnerabilidad física viene de una deficiencia en la arquitectura de
comunicación de los sistemas que conforman la red inteligente definitiva, a
nivel social el desconocimiento de esta tecnología al existir varios
enfoques se debe estudiar el más conveniente de acuerdo a las
necesidades de demanda, ya que hasta ahora no existe una política de
tarifación a nivel nacional con direccionalidad de energía, tampoco un
enfoque de gestión de la demanda para los Usuarios con equipos de
domótica o auto generación y el uso con respecto a la seguridad de la
información en consumo.
2. Desde los puntos de vista ambiental, social y de imagen muestran que
este proyecto es viable. En este estudio hemos demostrado que es
rentable en el escenario a nivel de baja integración de la tecnología de
Smart Grid, tanto en costos privados con un tiempo de recuperación de
7.5 años y en precios socales a 5 años de recuperación. Sin embargo en
media integración el tiempo de recuperación varia de 29.3 a 32.5 años,
con indicadores de inversión negativos. De la misma manera en alta
integración el periodo de recuperación está entre 63 a 89 años, con
indicadores de inversión negativos VAN y TIR.
3. Así mismo hemos comprobado que el cambio de los precios no hacen
grandes cambios a corto plazo ni en lo privado ni en los social siendo de
7.5 años y en precios sócales a 5 años, pero en una integración mediana
tenemos que 29.3 a 32.5 años con el cambio de precios es de 37 y 43.8
un aumento de 8 a 11 años, esto en una integración más alta tiene una
convergencia que esta entre, 63 a 89 años un aumento de 69.2 a 82.5,
esto a que la mayor inversión está en la tecnología de media integración
específicamente en el precio del Reconectador.
4. El estudio realizado puede ser utilizado como modelo para otros casos ya
que está elaborada con el análisis de Viabilidad de los proyectos de
inversión a nivel nacional.
123
RECOMENDACIONES
1. La implantación de las redes inteligentes requiere dispositivos inteligentes
cuyos costos son muy altos. Esto significa que será necesaria una gran
inversión con el fin de renovar el sistema de distribución eléctrica. Por otra
parte, las redes inteligentes dependen de la comunicación de los
sistemas, que permiten el envío de datos en dos direcciones a través de
la red, por lo que este hace una aplicación sea más caro. Se ha hecho
una selección de los dispositivos inteligentes más flexibles y eficientes,
para resumir los electrodomésticos y sus costos, que son esenciales para
el estudio.
2. En esta etapa del proyecto, es importante subrayar que el coste tendrá
que ser a cargo de las partes beneficiarias involucradas. Está claro que
los clientes obtenido mejor se traduce en sus facturas, y también va a
mejorar las estimaciones de la fuente de alimentación es necesario,
dando un beneficio más grande a los minoristas. La eficiencia de este
nuevo concepto, también implicará un crecimiento en beneficios de las
distribuidoras. Se les paga en función sobre la evolución de algunos
factores, uno de ellos es el servicio de calidad de la energía, que será
mejor por el control de cada punto de la red.
3. Se debe realizar un estudio Técnico que indique cual es la tecnología de
comunicación que mejor se adapte al sistema nacional en temas de
redes inteligentes.
4. Estratégicas de Negocio de la zona, para que de esa manera se discuta y
se pueda aprovechar al máximo los beneficios que una Smart Grid asocia
como la Domótica, generación Distribuida y energías renovables,
transporte Eléctrico, y la gestión de consumo.
5. En cuanto a las aplicaciones y subconceptos asociados a Smart Grid, se
deben priorizar los que generen mayor beneficio tanto para la empresa de
servicios como para el cliente. De llevarse a cabo el proyecto se
124
recomienda hacerlo de una manera escalonada, para mitigar el peso de la
inversión inicial, este proyecto debería tomar en cuenta la participación de
las diferentes Unidades
125
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
a) REFERENCIAS NORMATIVAS, REVISTAS
1. DIRECTIVA GENERAL DEL SISTEMA NACIONAL DE INVERSIÓN
PÚBLICA (2011); Directiva N° 001-2011-EF/68.01.
2. ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y
MINERÍA (2011); Fundamentos Técnicos y Económicos del Sector
Eléctrico Peruano.
3. DIRECCIÓN GENERAL DE ELECTRICIDAD (2006); Código Nacional
de Electricidad-Utilización.
4. DIRECCIÓN GENERAL DE ELECTRICIDAD (2011); Código Nacional
de Electricidad-suministro.
5. COOPER POWER SYSTEMS (2010); Soluciones Smart Grid.
6. MINISTERIO DE ECONOMÍA Y FINANZAS (2011); Pautas para la
Identificación, formulación y evaluación social de proyectos de
inversión pública a nivel de perfil.
7. MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINAS (2013); Anuario.
8. OBSERVATORIO INDUSTRIAL DEL SECTOR DE LA
ELECTRÓNICA, TECNOLOGÍAS DE LA INFORMACIÓN Y
TELECOMUNICACIONES (2011), Smart Grids y la Evolución de la
Red Eléctrica.
9. CORPORACIÓN CENTRO DE INVESTIGACIÓN Y DESARROLLO
TECNOLÓGICO – CIDET (2012); Normatividad sobre Redes
Inteligentes.
10. ESTADO DEL ARTE (2011); Smart Grid: Las TICs y la modernización
de las redes de energía eléctrica. Revista S&T, 9(18), 53-81.
126
11. QUEVEDO SILVEIRA (2011); María José; tesis: Implementation costs of a Smart Grid infrastructure in future electricity networks. Madrid.
12. JUAN CARLOS, Rubio Muñoz (2012); Estudio del impacto económico y energético debido a la conversión de una red de MT y BT a Smart Grid.
13. COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA (2012); Análisis Regulatorio
para el desarrollo de las redes inteligentes y la integración eficiente de
recursos distribuidos. Vehículos eléctricos y generación de pequeña
potencia.
14. PROYECTO CENIT-DENISE (2008); Estudio viabilidad; “Future
scenarios".
15. SOCIÉTÉ GÉNÉRALE (2009); "2Green IT-Energy effienciency, semis
& the smart grid”.
16. CUADERNOS ORKESTRA (2013);Redes de distribución eléctrica del
futuro un análisis para su desarrollo.
17. COMILLAS, CONSENTEC, ENEL Distr., VITO, TECNALIA; Key
(2013); economic factors influencing the adoption of the ADDRESS
Smart Grids architecture.
b) REFERENCIAS LIBROS
18. KAFKA, Folke (1998); Evaluación Estratégica de Proyectos de
Inversión.
19. Clark W. Gellings, P.E (2009); The Smart Grid: Enabling Energy
Efficiency and Demand Response.
20. KYRIAKIDES, Elias y POLYCARPOU, Marios (2013); Intelligent
Monitoring, Control, and Security of Critical Infrastructure Systems.
21. MICHELOUD,Vicini (2012);Smart Grids: Fundamentos, Tecnologias y
Aplicaciones.
127
22. PETER Fox-Penner (2010); Smart power: climate change, the smart
grid, and the future of electric utilities.
23. FLICK, Tom y MOREHOUSE, Justin (2011); Securing the Smart Grid,
Next generation power grid security.
24. EKANAYAKE, Janaka - LIYANAGE, Kithsiri – WU, Jianzhog –
YOKOYAMA, Akihiko y JENKINS, Nick (2012); Smart Grid technology
and applications,
c) REFERENCIAS INTERNET
25. ROJAS, Alex (2010); Aplicaciones Smart Grid para mejorar la
confiabilidad de los SE.
http://inforegional.info/wp-content/uploads/2010/11/7-Aplicaciones-
Smart-Grid-a-Sists-Elect-Alex-Rojas.pdf.
26. MEF (2014); Guías, pautas y casos prácticos por tipo de PIP.
https://mef.gob.pe/index.php?option=com_content&view=article&id=25
69&Itemid=100893&lang=es
27. ENDESA RED S.A. (2012); Las Redes Inteligentes.
http://www.endesasmartgrids.com/index.php/es/las-redes-inteligentes
28. TECHNOLOGY MARKETING CORPORATION (2014); Smart Grid
http://smart-grid.tmcnet.com/
29. PRIME Alliance AISBL (2013); Advanced Metering
http://www.prime-alliance.org/?page_id=498
30. EUROPEAN TECHNOLOGY PLATFORM (2013); SmartGrids
. http://www.smartgrids.eu/
128
31. ENERNEX Corporation (2006); IntelliGrid Architecture - Published
Results
http://www.intelligrid.info/
32. EUROPEAN UNION EUROPEAN Atomic Energy Community 7th (2007-
2013). INTEGRIS: INTELLIGENT ELECTRICAL GRID SENSOR
COMMUNICATIONS
http://fp7integris.eu/index.php
33. SCHNEIDER ELECTRIC (2014); Prosumer Microgrid Solutions
http://www2.schneider-electric.com/sites/corporate/en/products-
services/smart-grid-solutions/prosumer-microgrid-
solutions/overview.page
34. NOJA Power Switchgear Pty Ltd. (2002-2013), Recloser
http://www.nojapower.es/productos/reconectadores.html
35. SMARTREGIONS(2014); Cost benefit sustainability Tool Smart
Regions Tool
http://www.smartregions.net/default.asp?SivuID=26929
129
ANEXO N° 1
- DEMANDA URBAN O RURAL DE LA EMPRESA ELECTROSUR.
MOQUEGUA, MARISCAL NIETO
- CUADRO DE CONSUMIDORES DE LA EMPRESA
ELECTROSUR. MOQUEGUA, MARISCAL NIETO
- ANALISIS GENERAL DE COSTOS EN EL SISTEMA DE
MOQUEGUA
- ANALISIS GENERAL DE LA OFERTA
- BALANCE DE LA OFERTA Y DEMANDA
- ESCENARIO BAJA INTEGRACIÓN DE SMART GRID
- ESCENARIO MEDIA INTEGRACIÓN DE SMART GRID
- ESCENARIO ALTA INTEGRACIÓN DE SMART GRID
ANEXO N° 2
A.2. DESCRIPCION DE LA ESTRUCTURA Y ETAPAS EN LA
IMPLEMENTACION DE LOS SMART GRID
A.2.1. ESTRUCTURA DEL SISTEMA CONVENCIONAL EN MT Y BT
A.2.2. ESTRUCTURA DEL SISTEMA SMART GRID EN AT, MT Y BT
A.2.3 HIPÓTESIS DE INTEGRACIÓN
A.2.4 ANALISIS DE COSTOS CON BASE AL PROYECTO DENISE
(Intelligent, Secure and Efficient Energy Distribution).
A.2.4.1 ANALISIS DE COSTOBENEFICIO EN BAJA INTEGRACION
A.2.4.2 ANALISIS DE COSTOBENEFICIO EN MEDIA INTEGRACION
A.2.4.3 ANALISIS DE COSTOBENEFICIO EN ALTA INTEGRACION