6. RESULTADOS 6.1 ESTRUCTURACION DE LA EMPRESA … · densidad media de carga baja, algo inferior a 1 MW/km 2. • En la zona céntrica y el parque industrial la densidad llega casi

101

6. RESULTADOS

6.1 ESTRUCTURACION DE LA EMPRESA MODELO

6.1.1 CARACTERIZACION DEL MERCADO Y DEFINICIÓN PRELIMINAR DEL TIPO DE RED

a) Caracterización del Mercado Eléctrico

Se estudió la distribución de la demanda en la ciudad de Tacna y su área rural de influencia, determinando densidades típicas de carga, y se evaluó su posible evolución relativa, estimando el crecimiento vertical y la expansión horizontal del área urbana. El trabajo comprendió: • La zonificación inicial del área, identificando sectores urbanos homogéneos por

medio del reconocimiento de campo y el análisis de información secundaria: planos catastrales, distribución y tamaño de subestaciones de distribución (SED), usos específicos del suelo, etc.

• La determinación de la densidad de carga media de las zonas identificadas a través de: 1) las mediciones de carga máxima en las SED durante el año 2000, según la información suministrada por ELECTROSUR; 2) la superficie ocupada por cada zona o sector urbano, medida en la cartografía disponible.

• El análisis del crecimiento histórico y previsible de la demanda de la ciudad de Tacna, sobre la base de información de ventas, distribución y cargas del último decenio y un pronóstico de demanda realizado por la Empresa, sobre cuya base se elaboró una hipótesis propia de crecimiento de referencia.

• La evaluación de la posible expansión urbana a partir de ese escenario de crecimiento de la demanda, considerando hipótesis de evolución vertical y horizontal basadas en las tendencias visibles de desarrollo edilicio más reciente según los principales ejes de expansión.

Como síntesis de los resultados obtenidos, se menciona lo siguiente:

• La demanda total de la ciudad de Tacna y área de influencia redondea una carga actual de 20 MW. La ciudad tiene una extensión de 24 km2 y una densidad media de carga baja, algo inferior a 1 MW/km2.

• En la zona céntrica y el parque industrial la densidad llega casi hasta 4 MW/km2 mientras que en las zonas periféricas urbanizadas desciende al orden de 0,5 MW/km2. Se distinguen varias subzonas bien diferenciadas dentro del perímetro urbano.

102

• El análisis histórico de la demanda, particularmente del último quinquenio, indica un crecimiento lento, casi vegetativo, muy próximo al de la población.

• Los factores que incidirían en un mayor dinamismo, se encuentran por el

momento en suspenso, lo que se evidencia al recorrer las instalaciones del parque industrial y otros emprendimientos productivos.

• Para el decenio que recién comienza se estimó una evolución cautelosa de la carga máxima, del 3% anual acumulativo, coincidente con otras proyecciones realizadas en el área.

• Tacna evidencia un crecimiento superficial fuerte, que contrasta con la evolución del servicio eléctrico, y que se estimó, para el futuro decenio, en no menos del 2% anual en relación con la superficie hoy ocupada.

• De esos dos elementos, se dedujo un crecimiento de la carga periférica en BT (de tipo horizontal), de 1,6% a.a. y un valor similar para el crecimiento vertical o intersticial en las zonas ya ocupadas.

• El crecimiento de las cargas de MT se concentraría en el sector céntrico y en el Parque Industrial, con una tasa vertical del orden del 2,3% anual.

En el Volumen 6; Anexo “ Caracterización del Mercado Eléctrico” se desarrolla el punto.

b) Definición Preliminar del Tipo de Red

Red MT: La red de MT considerada consistió en una red radial aérea trifilar con derivaciones y secciones distintas entre troncales y derivaciones y posibles vinculaciones entre troncales a fin de permitir adaptar la calidad del servicio a las exigencias de la norma vigente. La tensión nominal seleccionada fue de 10 kV, tensión normalizada en el Perú y adaptada a las características de la demanda de la zona en estudio. Se definió una postación de concreto, por resultar del análisis de precios más económica que las otras opciones disponibles. Se analizaron como alternativas el empleo de conductores de aleación de aluminio y de cobre. Con el objeto de permitir una adecuada operación y coordinación de las protecciones, se consideró el transformador AT/MT con neutro artificial a través de un transformador zig-zag diseñado a tal efecto.

103

Red BT: La red de BT se definió como aérea radial con derivaciones, con una línea por calle y secciones distintas entre troncales y derivaciones. La tensión nominal será 380/220 kV, con cinco conductores: tres fases, un neutro y un conductor para alumbrado público. Se analizo la conveniencia de utilizar conductores de cobre o aluminio, forrados o con estructura autoportante. Se definió una postación de concreto, por resultar del análisis de precios más económica que las otras opciones disponibles. Las subestaciones de distribución MT/BT tendrán una estructura monoposte hasta 50 KVA y biposte para potencias instaladas mayores o iguales a 75 KVA.

6.1.2 DEFINICIÓN DE LA TECNOLOGÍA ADAPTADA

a) Redes de MT (10 kV)

Para líneas aéreas se adopta el uso de conductores de aleación de aluminio, postación de hormigón armado, aisladores de porcelana tipo perno y disposición de los conductores triangular.

Para redes subterráneas (aplicadas en las salidas de los alimentadores de las estaciones transformadoras) se utilizó cable unipolar de aislación seca (polietileno reticulado), conductor de cobre y pantalla de cobre (tipo N2XSY). El equipamiento de maniobra y protección de red seleccionado corresponde a: • Reconectadores trifásicos de corte en vacío (más seguros y menos

contaminados) y comando electrónico (adaptable a un futuro telecontrol). • Seccionalizadores en vacío o SF6 con comando electrónico. • Seccionadores bajo carga tripolares en aire tipo intemperie con cámara de

apertura. • Seccionalizadores unipolares. • Seccionadores fusibles unipolares con base de porcelana y cartucho fusible de

expulsión.

b) Centros de transformación 10 / 0.38- 0.22 kV

El tipo elegido es de monoposte para transformador trifásico hasta 50 kVA y biposte para transformador trifásico hasta 315 kVA.

104

Los postes son de hormigón. El transformador en baño de aceite tipo ONAN. La protección del transformador en MT se resuelve mediante seccionadores fusibles de tipo expulsión y en BT con un gabinete para contener los fusibles de protección de red y equipos de comando y medición de alumbrado público.

c) Redes de BT (3 x 380 - 220 V)

La tecnología adoptada corresponde a cable autoportante con tres conductores de fase de aluminio, conductor de alumbrado público de aluminio y neutro portante de aleación de aluminio, aislados con polietileno reticulado. Postación de hormigón armado, disposición suspendida. Acometidas con cables con autoportantes, prerreunidos.

d) Alumbrado Público

Luminaria tipo AP con lámparas de vapor de sodio de 70 w y 150 w, montadas sobre los postes de la línea de BT de servicio particular con ménsulas de concreto. La alimentación se obtiene mediante el hilo de AP integrante del cable autoportante de servicio particular de BT.

6.1.3 COSTOS UNITARIOS DE LAS INSTALACIONES PARA LA VALORIZACIÓN DEL VNR

Se evaluaron los costos eficientes de inversión a VNR de las instalaciones eléctricas representativas que serán consideradas para la determinación de la red modelo. En el Volumen 6, Anexo “Costos Unitarios Estándar de las Instalaciones”, se presenta el desarrollo del punto. Los cuadros 6.1.3.1, .2 y .3, muestran los resultados de los cálculos de los costos eficientes.

Fases N AP EFICIENTE SICODI VariacTipo (W) %

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

M01 10,5 Aérea Triang Desn AlAl 3x25 Concr Rig 80 Urb 9 240 8 745 5,7M02 10,5 Aérea Triang Desn AlAl 3x35 Concr Rig 80 Urb 9 550 9 065 5,4M03 10,5 Aérea Triang Desn AlAl 3x50 Concr Rig 80 Urb 10 040 9 635 4,2M04 10,5 Aérea Triang Desn AlAl 3x70 Concr Rig 80 Urb 10 760 10 260 4,9M05 10,5 Aérea Triang Desn AlAl 3x95 Concr Rig 80 Urb 12 030M06 10,5 Aérea Triang Desn AlAl 3x120 Concr Rig 80 Urb 12 900M07 10,5 Aérea Triang Desn Cu 3x16 Concr Rig 80 Urb 10 080 10 375 -2,8M08 10,5 Aérea Triang Desn Cu 3x25 Concr Rig 80 Urb 11 190 10 775 3,9M09 10,5 Aérea Triang Desn Cu 3x35 Concr Rig 80 Urb 12 330 12 060 2,2M10 10,5 Aérea Triang Desn Cu 3x50 Concr Rig 80 Urb 13 440 13 210 1,7M11 10,5 Aérea Triang Desn Cu 3x70 Concr Rig 80 Urb 14 790 14 500 2,0M12 10,5 Aérea Horiz Desn AlAl 3x25 Concr Rig 95 Rur 7 040M13 10,5 Aérea Horiz Desn AlAl 3x35 Concr Rig 95 Rur 7 350M14 10,5 Aérea Horiz Desn AlAl 3x50 Concr Rig 95 Rur 7 840M15 10,5 Aérea Horiz Desn AlAl 3x70 Concr Rig 95 Rur 8 570M16 10,5 Aérea Horiz Desn AlAl 3x95 Concr Rig 95 Rur 9 440M17 10,5 Aérea Horiz Desn Cu 3x16 Concr Rig 95 Rur 8 600M18 10,5 Aérea Horiz Desn Cu 3x25 Concr Rig 95 Rur 8 990M19 10,5 Aérea Horiz Desn Cu 3x35 Concr Rig 95 Rur 10 140M20 10,5 Aérea Horiz Desn Cu 3x50 Concr Rig 95 Rur 10 990M21 10,5 Aérea Horiz Desn Cu 3x70 Concr Rig 95 Rur 12 340M22 10,5/6,1 Aérea Horiz Desn AlAl 3x25 25 Concr Rig 95 Rur 7 360M23 10,5/6,1 Aérea Horiz Desn AlAl 3x35 25 Concr Rig 95 Rur 7 670M24 10,5/6,1 Aérea Horiz Desn AlAl 3x50 25 Concr Rig 95 Rur 8 160M25 10,5/6,1 Aérea Horiz Desn AlAl 3x70 35 Concr Rig 95 Rur 8 990M26 10,5/6,1 Aérea Horiz Desn AlAl 3x95 35 Concr Rig 95 Rur 9 860M27 10,5/6,1 Aérea Horiz Desn Cu 3x16 16 Concr Rig 95 Rur 9 440M28 10,5/6,1 Aérea Horiz Desn Cu 3x25 16 Concr Rig 95 Rur 9 830M29 10,5/6,1 Aérea Horiz Desn Cu 3x35 25 Concr Rig 95 Rur 11 490M30 10,5/6,1 Aérea Horiz Desn Cu 3x50 25 Concr Rig 95 Rur 12 590M31 10,5/6,1 Aérea Horiz Desn Cu 3x70 25 Concr Rig 95 Rur 13 690M32 10,5 Aérea Horiz Desn AlAl 2x25 Concr Rig 95 Rur 6 590M33 10,5 Aérea Horiz Desn AlAl 2x35 Concr Rig 95 Rur 6 790M34 10,5 Aérea Horiz Desn Cu 2x16 Concr Rig 95 Rur 7 630M35 10,5 Aérea Horiz Desn Cu 2x25 Concr Rig 95 Rur 7 880M36 6,1 Aérea Horiz Desn AlAl 1x25 25 Concr Rig 95 Rur 6 490M37 6,1 Aérea Horiz Desn AlAl 1x35 25 Concr Rig 95 Rur 6 590M38 6,1 Aérea Horiz Desn Cu 1x16 16 Concr Rig 95 Rur 7 530M39 6,1 Aérea Horiz Desn Cu 1x25 16 Concr Rig 95 Rur 7 660M40 10,5 Subterr Directa Seca Al 3x50 Seca Urb 44 460M41 10,5 Subterr Directa Seca Al 3x70 Seca Urb 51 110M42 10,5 Subterr Directa Seca Al 3x95 Seca Urb 53 560M43 10,5 Subterr Directa Seca Al 3x120 Seca Urb 56 540M44 10,5 Subterr Directa Seca Al 3x150 Seca Urb 59 220M45 10,5 Subterr Directa Seca Cu 3x50 Seca Urb 63 630M46 10,5 Subterr Directa Seca Cu 3x70 Seca Urb 65 940 66 700 -1,1M47 10,5 Subterr Directa Seca Cu 3x95 Seca Urb 71 000

EFICIENTE SICODI Variac%

1 2 4 5 6 7

M48 10,5 12 800M49 10,5 6 300M50 10,5 2 700M51 6,1 240M52 6,1 300 315 -4,8

Cuadro 1

Pararrayos (juego x 3)

3

Reconectador TripolarSeccionalizadorSeccionador Tripolar Bajo Carga

CKUS$

EQUIPOS DE PROTECCION

Ref Tension (KV)

Equipamiento

Descripción

Costo

COSTOS EFICIENTES DE INVERSION

Pas- toral

LINEAS Y REDES MEDIA TENSION

Aislac ZonaVano (m)

Instalac Tipo

Tension (KV)

Ref CKCosto

US$/km

Alumbrado Luminaria Poste

Conductores

Disp Tipo

Seccionador Fusible Unipolar

mm2Mat

EFICIENTE SICODI VariacMaterial KVA %

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

S 01 220 Aérea Monoposte Concreto 5 Rur 2 700 3 070 -12,1S 02 220 Aérea Monoposte Concreto 10 Rur 2 800 3 460 -19,1S 03 380/220 Aérea Monoposte Concreto 15 Rur 2 950 2 970 -0,7S 04 10,5 380/220 Aérea Monoposte Concreto 25 Urb/Rur 3 090 3 450 -10,4S 05 10,5 380/220 Aérea Monoposte Concreto 37,5 Urb/Rur 3 240 3 700 -12,4S 06 10,5 380/220 Aérea Monoposte Concreto 50 Urb/Rur 4 190 5 110 -18,0S 07 10,5 380/220 Aérea Monoposte Concreto 75 Urb/Rur 4 220 5 440 -22,4S 08 10,5 380/220 Aérea Biposte Concreto 25 Urb/Rur 3 940 4 005 -1,6S 09 10,5 380/220 Aérea Biposte Concreto 37,5 Urb/Rur 4 130 4 280 -3,5S 10 10,5 380/220 Aérea Biposte Concreto 50 Urb/Rur 5 400 5 805 -7,0S 11 10,5 380/220 Aérea Biposte Concreto 75 Urb/Rur 5 520 6 140 -10,1S 12 10,5 380/220 Aérea Biposte Concreto 100 Urb/Rur 6 270 6 810 -7,9S 13 10,5 380/220 Aérea Biposte Concreto 160 Urb/Rur 6 860 7 545 -9,1S 14 10,5 380/220 Aérea Biposte Concreto 225 Urb/Rur 7 450S 15 10,5 380/220 Aérea Biposte Concreto 250 Urb/Rur 7 850 8 585 -8,6S 16 10,5 380/220 Aérea Biposte Concreto 315 Urb/Rur 9 720 10 680 -9,0S 17 10,5 380/220 Convenc Nivel 100 Urb/Rur 12 260 12 745 -3,8S 18 10,5 380/220 Convenc Nivel 160 Urb/Rur 12 480S 19 10,5 380/220 Convenc Nivel 225 Urb/Rur 12 900S 20 10,5 380/220 Convenc Nivel 250 Urb/Rur 13 110S 21 10,5 380/220 Convenc Nivel 315 Urb/Rur 16 140 16 910 -4,6S 22 10,5 380/220 Compacta Pedestal 150 Urb/Rur 7 760 8 120 -4,4S 23 10,5 380/220 Compacta Pedestal 225 Urb/Rur 8 740S 24 10,5 380/220 Compacta Pedestal 250 Urb/Rur 9 140 9 535 -4,1S 25 10,5 380/220 Compacta Bóveda 160 Urb/Rur 8 960 9 200 -2,6

Cuadro 2


SUBESTACIONES

Tipo

Costo

US$

ZonaInstalación

Tension CK

PotPrimaria

(KV)Secund

(V)Ref

Fases N AP EFICIENTE SICODI VariacTipo (W) %

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

B01 380/220 Aérea Vertical Prot AlAl 3x16 16 10 Concr Rig 33 Urb 8 970B02 380/220 Aérea Vertical Prot AlAl 3x25 16 10 Concr Rig 33 Urb 10 200B03 380/220 Aérea Vertical Prot AlAl 3x35 25 16 Concr Rig 33 Urb 12 280B04 380/220 Aérea Vertical Prot AlAl 3x50 25 16 Concr Rig 33 Urb 14 700B05 380/220 Aérea Vertical Prot AlAl 3x70 35 25 Concr Rig 33 Urb 15 650B06 380/220 Aérea Vertical Prot AlAl 3x95 35 25 Concr Rig 33 Urb 15 630B07 380/220 Aérea Vertical Prot AlAl 3x120 50 25 Concr Rig 33 Urb 17 510B08 380/220 Aérea Vertical Prot Cu 3x10 10 10 Concr Rig 33 Urb 8 980 9 920 -9,5B09 380/220 Aérea Vertical Prot Cu 3x16 10 10 Concr Rig 33 Urb 9 990 10 850 -7,9B10 380/220 Aérea Vertical Prot Cu 3x25 16 10 Concr Rig 33 Urb 12 200 13 270 -8,1B11 380/220 Aérea Vertical Prot Cu 3x35 25 16 Concr Rig 33 Urb 14 690 15 990 -8,1B12 380/220 Aérea Vertical Prot Cu 3x50 35 25 Concr Rig 33 Urb 17 700 19 050 -7,1B13 380/220 Aérea Vertical Prot Cu 3x70 35 25 Concr Rig 33 Urb 19 210 20 460 -6,1B14 380/220 Aérea Autop Al 3x25 50 25 Concr Rig 33 Urb 8 780 9 060 -3,1B15 380/220 Aérea Autop Al 3x35 50 25 Concr Rig 33 Urb 9 360B16 380/220 Aérea Autop Al 3x50 50 25 Concr Rig 33 Urb 10 580B17 380/220 Aérea Autop Al 3x70 50 25 Concr Rig 33 Urb 11 570B18 380/220 Aérea Autop Al 3x95 50 25 Concr Rig 33 Urb 14 020B19 380/220 Aérea Autop Al 3x120 50 25 Concr Rig 33 Urb 15 690B20 380/220 Aérea Horiz Prot Al 3x16 10 10 Concr Rig 65 Rur 7 590B21 380/220 Aérea Horiz Prot Al 3x25 16 10 Concr Rig 65 Rur 8 040B22 380/220 Aérea Horiz Prot Cu 3x10 10 10 Concr Rig 65 Rur 8 590B23 380/220 Aérea Horiz Prot Cu 3x16 10 10 Concr Rig 65 Rur 9 490B24 380/220 Aérea Autop Al 3x25 50 25 Concr Rig 65 Rur 7 140A01 220 (AP) Aérea Vertical Prot Al 16 16 Concr Rig 33 Urb 5 820A02 220 (AP) Aérea Vertical Prot Al 25 25 Concr Rig 33 Urb 6 580A03 220 (AP) Aérea Vertical Prot Cu 10 10 Concr Rig 33 Urb 6 370A04 220 (AP) Aérea Vertical Prot Cu 16 16 Concr Rig 33 Urb 7 040A05 AP C-0,5 Vapor Na 70 33 Urb 3 540 3 630 -2,5A06 AP C-1,3 Vapor Na 70 33 Urb 3 540 3 880 -8,8A07 AP C-1,3 Vapor Na 150 33 Urb 5 450 6 430 -15,2A08 AP M-3,2 Vapor Na 70 33 Urb 4 810 5 290 -9,1A09 AP M-3,2 Vapor Na 150 33 Urb 6 720 7 560 -11,1A10 AP M-3,2 Vapor Na 250 33 Urb 7 780 9 620 -19,1A11 AP C-1,3 Vapor Na 70 65 Rur 1 820A12 AP C-1,3 Vapor Na 150 65 Rur 2 810

Costo

US$/kmTipo

Cuadro 3

Ref PosteConductores

Dispmm2Mat

CKAlumbrado

Luminaria


Pas- toral

LINEAS Y REDES BAJA TENSION y A.P.

Aislac ZonaVano (m)

Instalac Tipo

Tension (V)

106

6.1.4 OPTIMIZACION TECNICA ECONOMICA DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN

En el Volumen 6, Anexo “Optimización del Sistema de Distribución”, se presentan para cada una de las subzonas urbanas características nueve escenarios correspondientes a la optimización del conjunto transformador y red de baja tensión y otros nueve escenarios utilizados para optimizar el conjunto módulo de transformación y número de salidas de MT. En la Hoja “Resumen” se sintetizan los resultados de la red modelo correspondientes a cada una de las subzonas (casco, centro y periferia), que se presentan en los Cuadros 6.14.1, .2 y .3 . La determinación del VNR de la red modelo se realizó teniendo en cuenta los siguientes conceptos:

• Red urbana de MT: longitudes y secciones óptimas según modelo

• Red rural de MT: longitudes reales y secciones óptimas según modelo

• Protecciones en MT: según estudio de red adaptada

• SEDs urbanas: módulos óptimos resultantes del estudio de red adaptada

• SEDs rurales: cantidad de SEDs existentes de potencia instalada optimizada

• Red urbana de BT: longitudes y secciones óptimas según modelo

• Red rural de BT: longitudes reales y secciones según estudio de red adaptada

• Alumbrado público: tipo, cantidad de luminarias y equipos de control resultantes del estudio de la red adaptada

En el Volumen 6, Anexo “Determinación del VNR de la Red Adaptada” se presenta el proceso de cálculo para el VNR del año 2000 y su evolución. Los resultados se exponen en el Cuadro 6.1.4.4

CUADRO 6.1.4.1Resumen de resultados

Tacna casco urbano Red económicamente adaptada ESCEN. 5

Potencia servida MT = 7,708 MVA Potencia servida CT = 5,149 MVA Potencia servida BT = 5,149 MVA

Red de media tensión Centros MT / BT Red de baja tensiónCantidad de salidas 12 Potencia transf. inicial 250 KVA Cantidad de salidas 4Troncal urbana AlAl 3 x 120 Potencia transf. futuro 315 KVA Sección troncales autAl 3x70Derivación urbana AlAl 3 x 25 Sección derivaciones autAl 3x25

Longitud troncales m 18 840 Cantidad CT inicial Cantidad 46 Longitud red troncal m 27 143 Vínculos entre troncales m 1 387 Nº transf. iniciales Cantidad 26 Longitud derivaciones m 57 508 Longitud derivaciónes m 4 125 Longitud por salida m 822 Longitud total por salida m 1 914 Longitud por troncal m 1 570 Longitud por derivación m 90

Costo centros iniciales $ 123 511 Costo inicial red MT $ 331 270 Costo transf. iniciales $ 151 894 Costo red BT inicial $ 826 259

Costo MT futura $ 15 744 Costo transf. futuros $ 29 430 Costo red BT futura $ 108 273 Costo nuevos centros $ 18 275

Costo mantenimiento $ 39 137 Costo de manten.CT $ 55 244 Costo de manten. $ 80 617

Costo de pérdidas $ 200 390 Costo de pérdidas $ 168 312 Costo de pérdidas $ 251 957

Costo calidad de serv. $ 71 550 Costo de calidad de serv. $ 8 753 Costo calidad de serv. $ 16 813

Costo total MT $ 658 091 Costo total CT y transf. $ 555 419 Costo total BT $ 1 283 919

COSTO TOTAL 2 497 428 $ Costo inicial red MT 42,98 $/KVACosto CT y transf. iniciales 53,49 $/KVA

Costo red BT inicial 160,47 $/KVA


Tacna centro Red económicamente adaptada ESCEN. 5



Longitud troncales m 7 430 Cantidad CT inicial Cantidad 20 Longitud red troncal m 6 459 Vínculos entre troncales m 547 Nº transf. iniciales Cantidad 10 Longitud derivaciones m 6 899 Longitud derivaciónes m 662 Longitud por salida m 329 Longitud total por salida m 674 Longitud por troncal m 619 Longitud por derivación m 33

Costo centros iniciales $ 54 415 Costo inicial red MT $ 154 404 Costo transf. iniciales $ 59 906 Costo red BT inicial $ 144 651

Costo MT futura $ 834 Costo transf. futuros $ 11 607 Costo red BT futura $ 14 046 Costo nuevos centros $ 8 051




Costo total MT $ 267 273 Costo total CT y transf. $ 227 980 Costo total BT $ 236 756

COSTO TOTAL 732 009 $ Costo inicial red MT 50,79 $/KVACosto CT y transf. iniciales 56,30 $/KVA



Tacna periferia Red económicamente adaptada ESCEN. 5



Longitud troncales m 31 467 Cantidad CT inicial Cantidad 134 Longitud red troncal m 91 839 Vínculos entre troncales m 2 316 Nº transf. iniciales Cantidad 67 Longitud derivaciones m 208 512 Longitud derivaciónes m 35 312 Longitud por salida m 1 118 Longitud total por salida m 5 565 Longitud por troncal m 2 622 Longitud por derivación m 263

Costo centros iniciales $ 362 303 Costo inicial red MT $ 760 068 Costo transf. iniciales $ 268 745 Costo red BT inicial $ 2 800 862

Costo MT futura $ 56 136 Costo transf. futuros $ 51 193 Costo red BT futura $ 355 703 Costo nuevos centros $ 46 392




Costo total MT $ 1 478 337 Costo total CT y transf. $ 1 183 379 Costo total BT $ 3 922 091

COSTO TOTAL 6 583 808 $ Costo inicial red MT 59,04 $/KVACosto CT y transf. iniciales 73,38 $/KVA


VNR RED ADAPTADA CUADRO 6.1.4.4

EVOLUCION INVERSIONES AÑ0 2000 A 2004

Inicial Inicial

2000 2001 2002 2003 2004 2000 2001 2002 2003 2004

Protecciones MT 174,5

Red de MT 203 706 3 145 3 212 3 280 3 349 2 071,7 27,7 28,2 28,8 29,3

Centros MT/BT 21 320 640 659 679 699 1 072,1 32,2 33,1 34,1 35,1

Red de BT 541 000 8 576 8 715 8 857 9 001 5 064,6 80,4 81,7 83,0 84,4

Alumbrado público 544 000 8 400 8 534 8 670 8 809 2 104,6 32,0 32,6 33,1 33,6

Invers. no eléctricas 1 030,0

EVOLUCION VNR AÑO 2000 A 2004

2000 2001 2002 2003 2004

VNR MT 2 467 2 494 2 523 2 551 2 581

VNR BT 9 051 9 195 9 343 9 493 9 646

TOTAL VNR 11 517 11 690 11 865 12 044 12 227

VNR TOTAL (miles $)

Nivel

Cantidad [m o KVA] Costo [miles $]

Inversiones Inversiones

108

6.1.5 CALCULO DE PERDIDAS ESTÁNDAR DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN

Se determinaron los porcentajes de pérdidas de potencia y energía para la red modelo MT y BT. Las pérdidas se determinaron para circuitos típicos promedio urbano y rural de la red modelo. Para el cálculo se consideraron, longitudes, secciones, niveles de carga, factores de utilización y tiempos equivalentes de pérdidas resultantes del estudio de la red modelo. Asimismo se consideraron condiciones de operación tales como, diversidad de cargas, desequilibrio de fases, excentricidades de ubicación SEDs, etc. Las pérdidas para la red completa de Tacna se extrapolaron sobre la base de los niveles de demanda, urbanos y rurales (diferenciados), según lo analizado. En el Volumen 6, Anexo “Pérdidas Estándar” se presenta el proceso de cálculo.

6.1.6 ESTANDARES DE CALIDAD DE SERVICIO

a) Descripción Metodológica

Se estimaron los índices de calidad de servicio esperables en cada tipo de sector característico considerando las instalaciones técnico-económicamente adaptadas, operadas en forma eficiente. Se partió de los circuitos medios representativos de las redes de Distribución óptimas técnico económicamente adaptadas para cada área característica considerando que sobre ellos se realizan los mantenimientos convenientes de acuerdo a las reglas del arte, de forma de cumplir con la tasa objetivo de averías, y que disponen de los sistemas de protección que resultaran convenientes en el estudio de la red técnico-económico adoptada. Teniendo en cuenta los aspectos mencionados precedentemente se ha podido calcular sobre la base de la tasa de avería objetivo o estándar (redes bien mantenidas) y los tiempos de interrupción estándar objetivo, el factor de incidencia de la avería considerada sobre el alimentador, el número de interrupciones y la duración media de las mismas para cada alimentador típico al nivel de MT y BT, teniendo en cuenta las longitudes y magnitudes resultantes de los estudios por circuito representativo de la red.

109

El factor de incidencia utilizado corresponde a la afectación que cada tipo de avería o corte programado tiene sobre el alimentador. Por ejemplo, si la avería es sobre un troncal de MT todo el alimentador resulta interrumpido, por lo que el factor de incidencia es uno, siempre que no haya seccionalizamiento. Si la avería es sobre un ramal de MT la incidencia es 1/n, siendo n la cantidad de ramales (se supone que por simplificar todos los ramales transmiten igual potencia). A través de la adición de las interrupciones provocadas en cada etapa se ha determinado la interrupción total por año, que afectada por el tiempo medio (por interrupción) de reposición del servicio, ha permitido obtener el tiempo total de interrupción por año y alimentador. El análisis descrito para la red adaptada optimizada, fue realizado además sobre un modelo representativo de la red actual, a los efectos de disponer de un parámetro de comparación.

b) Resultados obtenidos

En el Volumen 6, Anexo “Estándares de Calidad de Servicio” se presentan los procesos de cálculo y los resultados obtenidos para las zonas urbanas y rurales. Se observa que los índices correspondientes a la red adaptada resultan sensiblemente menores a los de la red real actual y compatibles con los requerimientos de la norma de calidad de servicio.

6.1.7 OPTIMIZACION DE LOS COSTOS DE EXPLOTACIÓN TÉCNICA

a) Introducción

El punto central de esta sección para la Empresa modelo, es determinar los costos de operación y mantenimiento del área de Distribución para la Empresa Modelo; de tal manera que cumpla los criterios de racionalidad y competitividad, para lo cual se simplifica o suprime procesos y actividades superfluos, eliminando retrasos, excesos y discontinuidades.

b) Determinación de Parámetros que Intervienen en los costos de Operación y Mantenimiento.

Una vez definidos los procesos y actividades de los cuatro sistemas que conforman el área de distribución y la intervención de la mano de obra medida en horas-hombre tanto del personal propio como de terceros, suministros, vehículos y equipos en horas-máquina, se procede a definir los siguientes parámetros:

110

b.1) Costo de hora–hombre del Personal Propio de la Empresa Distribuidora

La determinación del costo de hora - hombre, tiene en consideración la

conformación de la cuadrilla y su participación en las diferentes actividades de operación y mantenimiento; ya sea ésta preventiva ó correctiva. Para la mano de obra, se ha clasificado en actividades que sean efectuadas por personal propio (personal técnico de la empresa modelo), y otras contratadas con participación de terceros.

Para el personal propio se ha determinado como promedio el costo de la hora-hombre de la planilla de sueldos que se ha definido para la Empresa Modelo, siendo éstos costos los que se muestran en el siguiente cuadro:

Cuadro N° 6.1.7.1

b.2). Costo de hora–hombre de Terceros

Para los casos de actividades cuyas ejecuciones serán con participación de terceros se ha definido un importe que procede del promedio de los sueldos y salarios que pagan al personal de similares calificaciones las Empresas Electromecánicas Constructoras; habiéndose definido la escala que se muestra a continuación:

Costo de Personal Propio por hora

Categoría S/. / hh US$ / hh

Ingeniero 34,14 9,75

Capataz 18,68 5,34

Operario 16,62 4,75

Oficial 9,15 2,61

Peón 5,25 1,50

111

Cuadro N° 6.1.7.2

b.3). Vehículos de Transporte, Maquinaria y Equipo

En forma similar teniendo como referencia los costos del mercado se ha definido, los costos de los vehículos de transporte, maquinaria y equipo como se resume a continuación:

Cuadro N° 6.1.7.3

Resumen de costos de equipos

Máquina S/. / hm US$ / hm

Camioneta Pk 21,77 6,22

Camión Grúa 60,20 17,20

Brazo Hidráulico 40,00 11,43

Motobomba 10,0 2,86

Bomba 10,00 2,86

Grupo Electrógeno 10,00 2,86

Compresora 20,0 5,71

b.4). Materiales

En el estudio se consideró los materiales que se utilizan en las actividades de Operación y Mantenimiento, cada uno valorizado a precios de mercado y según las cantidades utilizadas en cada actividad; esta relación se aprecia en el Cuadro N° 6.1.7.4.

Costo de Personal de Terceros

Categoría S/. / hh US$ / hh

Capataz 10,42 2,98

Operario 9,28 2,65

Oficial 7,00 2,00

Peón 4,50 1,29

CUADRO N° 6.1.7.4Costos Estándar de Materiales - Sector Tipico 2

CodMat Material Unidad Precio

Unitario Soles

Precio Unitario US$

1 Accesorios Cjto 25 7,14 2 Accesorios para empalme jgo 21 6,00 3 Aceite cil 3000 857,14 4 Agregados m3 12 3,43 5 Agua m3 10 2,86 6 Aisladores pin u 35 10,00 7 Celula fotoelectrica de 1000 W, 220V. u 52,5 15,00 8 Cemento Bolsa 17 4,86 9 Cinta Band it y presillas Cjto 5 1,43

10 Concreto y otros glb 60 17,14 11 Conductor de aleación de aluminio m 1,63 0,47 12 Conductor eléctrico m 3,2 0,91 13 Conductor tipo autoportante m 9 2,57 14 Cruceta C.A.V. Simetrica u 40 11,43 15 Espiga para aisladores u 8 2,29 16 Estructura biposte completo Cjto 2000 571,43 17 Fusible u 13,5 3,86 18 Hormigón m3 14 4,00 19 Lámpara de vapor de Na 150 W u 36 10,29 20 Lámpara de vapor de Na 70 W u 30 8,57 21 Luminaria de 150 W de Na u 250 71,43 22 Luminaria para Na 70-150 W u 196 56,00 23 Manguito de empalme u 35 10,00 24 Manguito de reparación u 12 3,43 25 Material menudo glb 35 10,00 26 Pastoral sucre C u 40 11,43 27 Piedra m3 22 6,29 28 Pintura anticorrosiva gln 35 10,00 29 Poste c.a.c. 12 m/300 kg u 406,26 116,07 30 Poste c.a.c. 8 m/200 kg u 206,89 59,11 31 Puesta a Tierra Cjto 350 100,00 32 Recloser Tripolar u 44800 12 800,00 33 Retenida simple incluye accesorio jgo 185,66 53,05 34 Sal Bolsa 35 10,00 35 Seccionadores Cut Out u 367,57 105,02 36 Tablero de distribución completo Cjto 3340 954,29 37 Terminales de Conductor u 2 0,57 38 Thiner gln 10 2,86 39 Transformador Trifasico u 8750 2 500,00 40 Viento de anclaje jgo 105 30,00 41 Seccionalizador u 22050 6 300,00

113

Para desarrollar las actividades de mantenimiento preventivo de rutina, es necesario mantener un mínimo stock de materiales de uso frecuente en los almacenes de Distribución; por lo que se incurre en costos de stock y almacenaje.

b.5). Tiempos Estándar para Reparación y Mantenimiento

Los tiempos estándar, son los periodos promedio que emplea una cuadrilla en la ejecución de un determinado tipo de actividad. Para ello se ha tomado como referencia los rendimientos y registros de diferentes contratistas y ejecutores de labores de mantenimiento que conforman el mercado y las horas – hombre asignadas a las diversas actividades de mantenimiento. Este dato ha sido utilizado en la elaboración de los cálculos de los costos unitarios para la Empresa Modelo.

c) Resumen de los Costos Directos de Operación y Mantenimiento

El valor de los costos directos totales de Operación y Mantenimiento anuales de Media Tensión, Baja Tensión, Subestaciones de Distribución y Alumbrado Público, resultan de costear anualmente los procesos y actividades en los que incurre la Empresa Distribuidora Modelo. El cálculo del Costo Directo Anual de Operación y Mantenimiento se muestra en el siguiente cuadro.

Cuadro N° 6.1.7.5

Costos Directos de Operación y Mantenimiento Anual

Actividades de US $ Nuevos Soles

Redes de Media Tensión 71 497 250 240 Redes de Baja Tensión 62 518 218 814 Subestaciones 24 984 87 443 Alumbrado Público 70 908 248 176

Totales 229 907 804 673

1. En el cuadro N° 6.1.7.6 se presenta los costos directos anuales de las actividades de Operación y Mantenimiento desarrolladas por personal propio.

2. En el cuadro N° 6.1.7.7 se presenta los costos directos anuales de las

actividades de Operación y Mantenimiento desarrolladas por Terceros, de dichos cuadros se aprecia que la participación del personal de terceros es mínima.

Herramientas Materiales Total Generaly Equipos Importado Nacional US$ Nos. Soles

Media Tension 25 252 7 000 - 11 32 263 112 922

Baja tension 40 892 3 263 - 1 039 45 193 158 176

Subestaciones 29 283 8 408 - 1 863 39 554 138 439

Alumbrado Publico 6 952 3 930 - 7 036 17 918 62 713

Totales 102 379 22 601 - 9 949 134 929 472 251

Costos de Operación y Mantenimiento de Actitivdades Ejecutadas por TercerosSector Tipico 2

Sistema Mano de Herramientas Materiales Total GeneralObra y Equipos Importado Nacional US$ Nvos .Soles

Media Tension 425 550 - 37 669 38 644 135 254 Baja tension 188 265 1 156 15 716 17 325 60 638 Subestaciones 1 226 1 709 8 886 20 121 31 943 111 800 Alumbrado Publico 559 703 - 5 804 7 066 24 729 Totales 2 398 3 227 10 043 79 310 94 978 332 422

Cuadro N° 6.1.7.6

Cuadro N° 6.1.7.7

MOSistema

Costos de Operación y Mantenimiento de Actividades Ejecutadas por Personal Propiode la Empresa Modelo - Sector Tipico 2

115

d) Consideraciones para efectos del calculo de Costos Totales de Explotación de BT y MT

Para determinar el total de costos de operación y mantenimiento se va a requerir agregar los siguientes conceptos: 1.- Tributos directos aplicables a las actividades de distribución prorrateados

proporcionalmente entre MT, BT y AP

2.- Costos Directos de “Otros gastos de gestión de comercialización” que no se imputan al Costo Fijo, prorrateados proporcionalmente entre MT, BT y AP (excluyéndose los rubros considerados para gastos por recuperación de deudas morosas).

3.- Costos indirectos corporativos prorrateados proporcionalmente entre MT, BT y AP

4.- Costos indirectos de “Otros gastos de gestión de comercialización” prorrateados proporcionalmente entre MT, BT y AP

Una ilustración de estos cálculos y resultados se pueden apreciar en forma progresiva en los cuadros No 6.1.9.3 y 6.1.9.8. en el acápite de Costos Indirectos.

6.1.8 OPTIMIZACION DE LOS COSTOS DE EXPLOTACIÓN COMERCIAL Y PERDIDAS COMERCIALES

a) Resultados en el cálculo del Costo Fijo del Cliente

En el cuadro 5.7.4.1 del Anexo de Costos Explotación Comerciales se puede apreciar el detalle del Costo Fijo del cliente

En el cuadro No 5.7.4.2 se presentan los resultados del Costo Fijo para la tarifa BT-5. (47,198 clientes),

En el cuadro No 5.7.4.3 se presentan los resultados del Costo Fijo para las Tarifas BT y MT 2, 3 y 4 (194 clientes)

En el cuadro No 5.7.4.4 se presentan los resultados del Costo Fijo discriminados para las Tarifas MT-BT-2 (44 clientes) y para las tarifas MT-BT 3 y 4 y 11.2.7 (150 clientes)

116

De dichos cuadros se desprenden los siguientes resultados:

Clasificación Tarifa US$ / cli / mes

Binomia horaria, (2P, 2E) MT y BT-2 6,291

Binomia simple; (1P, 1E ó 2E) MT y-BT-3y4 2,960

Clientes Comunes BT-5 0,507 Respecto a las pérdidas comerciales estándar se menciona que corresponde a aquellas cuyo costo de evitarlas es superior al de tenerlas. Estándares internacionales, indican que un 2% de la venta corresponde a un valor eficiente.

6.1.9 OPTIMIZACION DE LOS COSTOS INDIRECTOS

a) Efectos de la optimización de los costos indirectos corporativos

Las modificaciones efectuadas dieron lugar a determinados cambios en los resultados de los rubros “Cargas de Personal” y “Servicios de Terceros”, los que se comparan con los validados en formatos B:

Cuadro 6.1.9.1 Empresa Total

(Miles de Nuevos Soles)

GASTOS INDIRECTOS Formato B Formato D

Gastos de Personal 2,680.40 2,538.63

Servicios Terceros 803.02 574.69

TOTAL 3,483.42 3113.32

b) Resultados de asignación de Costos Indirectos al Sector Típico 2

En los cuadros No 6.1.9.2 y No 6.1.9.3 se presentan los resultados del proceso de asignación y distribución de Costos Indirectos al SE Tacna

117

Cuadro No 6.1.9.2 Gastos indirectos corporativos

Primera asignación

Del total de 5,219 Miles de Nuevos Soles de costos indirectos corporativos, se asignan 4,809 Miles de Nuevos Soles como costos de explotación

Segunda asignación

Del total de 4,809 Miles de Nuevos Soles, corresponden 4,383 Miles de Nuevos Soles a las actividades de distribución y comercialización (S/.2,260 + S/. 2123)

GASTOS INDIRECTOS 8,57% 91,43% 2,24% 6,62% 47,00% 44,14%

ALTA DIRECCION Y ADMINISTRACION* Directorio 301,69 25,85 275,84 6,17 18,26 129,65 121,76 * Gerencia General 1.252,98 107,35 1.145,62 25,62 75,83 538,48 505,69 *Area de Operaciones 380,27 32,58 347,69 7,78 23,01 163,42 153,48 *Sistemas Multiregionales 137,16 11,75 125,40 2,80 8,30 58,94 55,36 *Area de Comercialización 159,00 13,62 145,37 3,25 9,62 68,33 64,17 *Area de Finanzas 586,93 50,29 536,64 12,00 35,52 252,24 236,88 *Area de Administración 990,50 84,87 905,63 20,25 59,95 425,68 399,76 *Otros 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

OTROS CARGOS NO OPERATIVOS* Total Tributos (no inc.de Gtos. indirectos) 712,16 61,02 651,14 14,56 43,10 306,06 287,42 *Total Provisiones (no inc.de Gtos. indirectos) 498,16 42,68 455,48 10,19 30,15 214,09 201,05 *Total Cargas Div.Gestión (no inc.de G.Ind.) 240,61 20,62 220,00 4,92 14,56 103,41 97,11

TOTAL 5.259,45 450,63 4.808,82 107,54 318,30 2.260,29 2.122,68

Asignación costos

Generación

Asignación costos

Transmisión

Asignación costos

Distribución

Asignación costos

Comercializaci

Asignación costos

EXPLOTACIONConcepto Total empresa

Asignación INVERSION

118

Cuadro No 6.1.9.3 - Asignación y distribución de Costos Indirectos

Miles de Nuevos Soles

Asignación al S.E. Tacna

A los 4,383 Miles de Nuevos Soles de costos indirectos corporativos, se le restan los gastos correspondientes a Sistemas Multirregionales y los correspondientes a Otros Gastos No Operativos (Tributos, Provisiones y cargas Diversas), quedando 3,059 Miles de Nuevos Soles como importe sujeto a distribuir entre las actividades del Sector Típico 2 (empresa modelo), previa aplicación de los criterios de asignación correspondientes a

% Importe

COSTOS INDIRECTOS CORPORATIVOS (1)

ALTA DIRECCION Y ADMINISTRACIONDirectorio 301,69 251,41 0,52 129,50 Gerencia General 1.252,98 1.044,17 0,52 537,86 *Area de Operaciones 380,27 316,90 0,46 146,73 *Sistemas Multiregionales 137,16 *Area de Comercialización 159,00 132,50 0,58 77,04 *Area de Finanzas 586,93 489,12 0,52 251,95 *Area de Administración 990,50 825,44 0,52 425,19 *Otros 0,00

OTROS CARGOS NO OPERATIVOS* Total Tributos 712,16 *Total Provisiones (excepto Depreciacion) 498,16 *Total Cargas Diversas de Gestión 240,61

5.259,45 3.059,53 51,26% 1.568,26

*Jefatura 0 *Unidad de Apoyo 0 0 TOTAL COSTOS INDIRECTOS 1.568,26

Importe Porcentaje Importe Porcentaje* Comercialización 1.437,49 42,99% 710,56 2.148,05 Costo Fijo de at. al cliente 884,56 61,54% 151,42 1.035,98 Otros Gestión 552,92 38,46% 559,15 1.112,07 * Supervisión Comercialización 77,67 2,32% 77,67

* Distribución (sin Compra Energía) 1.032,99 30,89% 526,84 1.559,83 Media tensión 288,64 27,94% 147,21 435,86 Baja tensión 478,76 46,35% 244,17 722,93 Alumbrado público 265,59 25,71% 135,45 401,04 * Supervisión Distribución 90,40 2,70% 90,40

* Conexión y medidores 95,55 2,86% 44,81 140,36

* Corte y reconexion 73,64 2,20% 34,53 108,17 * Transmision 536 16,04% 251,52 787,84

Total 3.344 100,00% 1.568,26 4.912,31 No incluidos

* Generación 0 * Compra de energia 14.461 * Depreciacion 3.275

Sub total Directos no incluidos 17.737

Total Directos 21.081

Costos Directos + Indirectos 22.649

INCLUYE PRORRATEO

DE (1) y(2)

COSTOS DIRECTOS del SE TOTAL

Asignación Distribución -

ComercializaciónTOTAL

Asignación según criterio asumido

Costos directos Costos indirectos

Concepto Total empresa

COSTOS INDIRECTOS del SEM (2)

119

cada rubro. La resultante, luego de este último paso, es de un monto de 1,568 Miles de Nuevos Soles (51.26% respecto de los 3,059 Miles de Nuevos Soles), Los costos de supervisión directa, se incorporan en forma independiente a la actividad que le corresponde al no formar parte de los costos indirectos,

A la actividad de Comercialización le corresponden 77,77 Miles de Nuevos Soles y a la de Distribución 90,40 Miles de Nuevos Soles; estos gastos provienen de la suma y asignación de los gastos correspondientes a los responsables de operaciones y comercialización de dicho S.E.

c) Efecto de los costos indirectos en los costos de explotación del Sector Típico 2

• Costos de operación y mantenimiento

En el cuadro 6.1.9.4 presentan desagregados los costos de distribución en Media y Baja Tensión y Alumbrado Público, especificando separadamente los Costos Directos de los Indirectos. Se puede apreciar que los costos indirectos alcanzan el 34 % de los costos estándar.

Cuadro 6.1.9.4

COSTO ESTANDAR DE OPERACION Y MANTENIMIENTO (Miles de Nuevos SoIes)

Los Costos Directos se sustentan en lo señalado en e lo expresado en el numeral 6.1.7 y los Costos Indirectos se han extractado del Formato D-V-2 En este cuadro no se incluye aun el prorrateo de Otros gastos de gestión de Comercialización, adición que se puede apreciar en el cuadro No.6.1.9.8. • Costos de Comercialización

Los costos correspondientes al Área de Comercialización, comprenden los “Costos Fijos de Atención al Cliente” y “Otros Costos” (que no forman parte del Costo Fijo). El costo fijo de atención al cliente, incluye los costos fijos del sector típico más gastos de facturación de sede central:

ST 2 Corp. ST 2 Corp. ST 2 Corp.Suministros 108,05 0,00 3,38 111,43 107,63 0,00 5,61 113,24 131,88 0,00 3,11 135,00Gastos de Personal 92,84 0,00 70,47 163,31 151,02 0,00 116,88 267,90 80,07 0,00 64,84 144,90Servicio de terceros 39,70 0,00 15,95 55,65 31,18 0,00 26,46 57,63 27,91 0,00 14,68 42,59Tributos y provisiones 48,05 0,00 42,07 90,12 188,93 0,00 69,77 258,70 25,73 0,00 38,71 64,44Cargas diversas 0,00 0,00 15,34 15,34 0,00 0,00 25,44 25,44 0,00 0,00 14,12 14,12Total 288,64 0,00 147,21 435,86 478,76 0,00 244,17 722,93 265,59 0,00 135,45 401,04Porcentaje 66% 0% 34% 100% 66% 0% 34% 100% 66% 0% 34% 100%

TOTAL Directo Indirecto TOTALCONCEPTO

COSTO ESTANDAR MT COSTO ESTANDAR BT COSTO ESTANDAR AP

Directo Indirecto TOTAL Directo Indirecto

120

A continuación se presentan los costos desagregados en los rubros mencionados.

Cuadro 6.1.9.5 COMPOSICION DEL COSTO ESTANDAR DE COMERCIALIZACION

(Miles de Nuevos Soles)

(1) Otros Costos asociados de Comercialización

Las cifras componentes del Costo Fijo se sustentan en el cuadro 5.7.4.1. Los correspondientes a Otros Indirectos provienen del Formato D-V-2

d) Costo del Capital de Trabajo

Este componente se incorporará al calculo de los costos optimizados de la empresa modelo, motivo por el cual se han efectuado los respectivos ajustes en los factores a aplicar en la elaboración del flujo de caja y, en consecuencia en el cálculo del costos del capital de trabajo Para la elaboración del flujo de caja diario se asumieron como parámetros de los mismos factores establecidos en el numeral..3.2.8.1. y se aplicó la misma metodología estipulada en el numeral 3.2.8.2

C.F. OtrosSuministros 31,27 28,31 59,58 23,50 16,34 - 16,34 3,48 12,85 63,06 36,35 Gastos de Personal 214,38 119,28 333,66 303,00 340,13 - 340,13 72,48 267,65 406,14 570,65 Servicio de terceros 352,05 139,28 491,33 55,86 77,00 - 77,00 16,41 60,59 507,74 116,45 Tributos y provisiones - 161,57 203,05 - 203,05 43,27 159,78 43,27 321,35 Cargas diversas - 8,99 74,05 - 74,05 15,78 58,27 15,78 67,26 Total 597,69 286,87 884,56 552,92 710,56 - 710,56 151,42 559,15 1.035,98 1.112,07 Porcentaje 0,68 0,32 1,00 2,12 1,00 - 1,00

COSTOS INDIRECTOS

Otros

TOTAL

ST 2 Total C.F.TOTALSede

CentralCorp ASIGNACIONCONCEPTO

COSTO FIJO Otros DirectosST 2

121

Cuadro 6.1.9.6

Resultados

Según los datos del flujo de caja diario para un ciclo de operaciones, el costo del capital de trabajo a valor presente es de S/. 8,972.40. El valor presente del Costo Operativo es de S/. 761,942. El costo promedio de capital de trabajo referido a costos operativos es de 1.18%

e) Costos de explotación totales

El costo total de explotación de la empresa modelo está conformado por la suma de los costos directos e indirectos de mantenimiento y operación en: MT, BT, subestaciones de distribución, alumbrado público y comercialización.

Cuadro 6.1.9.7 COSTO TOTAL ESTÁNDAR DE EXPLOTACIÓN

Sector típico 2 - SE Tacna (Miles de nuevos soles)

En este cuadro no se incluye aun el prorrateo de Otros gastos de gestión de Comercialización, adición que se puede apreciar en el cuadro No.6.1.9.8

DIAS 1 5 10 15 20 22 30 35 45 52 TOTALCONCEPTO

1. INGRESOS1.1 Cobranzas venta de energía y otros 0 0 0 2.569.868 2.569.868

0 0 0 0 0 0 0 2.569.868 0 2.569.868

2. EGRESOS OPERATIVOS 2.1 Compra de energía 0 0 1.261.840 1.261.840 0 2.523.680 2.2 Suministros 121.548 0 0 0 121.548 2.3 Gastos de Personal 2.3.1 Remuneraciones 230.191 0 0 230.191 460.382 2.3.2 Leyes Sociales 68.793 68.793 2.4 Servicios de Terceros 0 0 0 0 134.306 134.306 2.5 Tributos 65.834 65.834 2.6 Cargas diversas 0 46.056 0 0 0 46.056 2.7 Provisiones 0

0 276.247 121.548 0 230.191 0 134.306 1.261.840 1.396.467 0 3.420.599

SUPERAVIT / DEFICIT DE CAJA 0 -276.247 -121.548 0 -230.191 0 -134.306 -1.261.840 1.173.401 00 -276.247 -397.795 -397.795 -627.986 -627.986 -762.292 -2.024.132 -850.731 -850.731

3. INVERSIONES 3.1 Stock almacén 80.000 80.000 80.000 80.000 80.000 80.000 80.000 80.000 80.000 80.000 3.2 Fondo Fijo Caja 12.000 12.000 12.000 12.000 12.000 12.000 12.000 12.000 12.000 12.000

-92.000 -92.000 -92.000 -92.000 -92.000 -92.000 -92.000 -92.000 -92.000 -92.000

4. CAPITAL DE TRABAJO -92.000 -368.247 -489.795 -489.795 -719.986 -719.986 -854.292 -2.116.132 -942.731 -942.731 Días de inmovilización 4 5 5 5 2 8 5 10 7 Acumulados 4 9 14 19 21 29 34 44 51

5. COSTO DE CAPITAL DE TRABAJO -169 -847 -1.126 -1.126 -662 -932 -691 -3.425 -1.068 10.048

-169 -846 -1.126 -1.126 -662 -929 -691 -3.424 0 8.972

0 276.120 121.492 0 230.085 0 134.244 0 0 761.942

1,178%8. COSTO PROMEDIO DE CAPITAL DE TRABAJO REFERIDO A

COSTOS OPERATIVOS

TOTAL INGRESOS

TOTAL EGRESOS

TOTAL INVERSIONES

ACUMULADO

6. VALOR PRESENTE COSTO DE CAPITAL DE TRABAJO

7. VALOR PRESENTE COSTO OPERATIVO

Directo Indirec TOTAL Directo Indirec TOTAL Directo Indirec TOTAL Directo

Indirec TOTAL Directo Indirec TOTAL Directo Indirec TOTAL Suministros 108 3 111 108 6 113 132 3 135 60 3 63 24 13 36 431 28 459 Gastos de Personal 93 70 163 151 117 268 80 65 145 334 72 406 303 268 571 961 592 1.553 Servicio de terceros 40 16 56 31 26 58 28 15 43 491 16 508 56 61 116 646 134 780 Tributos y provisiones 48 42 90 189 70 259 26 39 64 - 43 43 162 160 321 424 354 778 Cargas diversas - 15 15 - 25 25 - 14 14 - 16 16 9 58 67 9 129 138 Total 289 147 436 479 244 723 266 135 401 885 151 1.036 553 559 1.112 2.470 1.237 3.708

CONCEPTO Otros Costos Clientes TOTALMedia Tensión Baja Tensión Alumbrado Público Costo Fijo Clientes

122

A continuación se presenta un análisis de los cuadros anteriores: i Gastos indirectos corporativos y del SE

A nivel corporativo se ha dado lugar a una reducción del costo respecto al costo vigente al año 2000, debido a la optimización de costos en las unidades de la Gerencia General y Gerencia de Administración y Finanzas, en los correspondientes a asesorías, suministros y cargas varias.

Estas modificaciones han sido trasladadas proporcionalmente al Sector Modelo de acuerdo a los parámetros especificados en el numeral 10.3.6.1

ii Remuneraciones

Cabe recordar que se ha efectuado un ajuste en las remuneraciones del personal profesional y técnico en función a la nueva escala de remuneraciones asumida.

iii Sector Típico 2

El costo total de explotación de este sector ha tenido cierto ajuste al optimizarse los costos de personal y otros, que corresponden al resultado de un adecuado sistema de procesos y actividades de operación y mantenimiento que se requieren para el sistema eléctrico del sector típico 2.

f) Estructura de los costos de explotación del Sector Típico 2

Para efectos del cálculo del VAD, se distribuyen los costos indirectos, los costos de comercialización asociados al cliente (“Otros Costos de gestión”) y el costo del capital de trabajo entre las actividades de MT y BT y AP, como se muestra en el cuadro 6.1.9.8

123

Cuadro 6.1.9.8

ESTRUCTURA DE COSTOS DE EXPLOTACIÓN SECTOR TÍPICO 2

6.1.10 FORMATOS D

Según los términos de referencia, los resultados obtenidos deben ser transcritos a los cuadros “D”.

Estos cuadros representan el resumen de los nuevos valores anuales resultantes del presente estudio, referidos a los costos de inversión y explotación de la empresa modelo, incluyendo los reajustes realizados en el balance de energía y potencia para cada sector típico. Los formatos D se presentan en el volumen 5

6.1.11 PRESENTACIÓN DE LOS RESULTADOS COMPARATIVOS

La red modelo presenta respecto de la red real de Tacna: • El doble de salidas en MT • Módulos mayores de transformadores (160 y 250 kVA) • Conductores de AlAl 120 mm2 en MT frente a conductores de Cu 35 mm2

COSTO FIJO AT. CLIENTE

GESTION COM.

COSTOS DIRECTOS 0Suministros 108,05 107,63 131,88 59,58 23,50Gastos de Personal 92,84 151,02 80,07 333,66 303,00Servicio de terceros 39,70 31,18 27,91 491,33 55,86Tributos y provisiones 48,05 188,93 25,73 0,00 161,57Cargas diversas 0,00 0,00 0,00 0,00 8,99

Total 288,64 478,76 265,59 884,56 552,92

PRORR. COSTOS DIR. GESTION COMERC. 154,50 256,26 142,16

PRORRATA DE COSTOS INDIRECTOS 147,21 244,17 135,45 151,42 559,15

PRORR. COSTOS INDIR. GESTION COMERC. 156,24 259,15 143,76

COSTO DE CAPITAL DE TRABAJO 7,89 13,08 7,26 0,00 0,00

TOTAL 754,48 1251,42 694,22 1035,98 1112,07

* Para cálculo de VAD 2700,12* Para cálculo de C.F. 1035,98* Total Costos de explotación estándar 3736,10

COMERCIALIZACIONCONCEPTO

DISTRIBUCION MT

DISTRIBUCION BT

ALUMBRADO PUBLICO

124

• Conductores autoportantes de Al en BT frente a conductores protegidos de Cu de menor sección equuivalente

• Seccionalizadores en las redes rurales • Generación de un neutro artificial zig zag en MT para mejorar la operatoria de

las protecciones. Las modificaciones propuestas generan una red de menor costo unitario, menores pérdidas y mayor calidad de servicio. Los costos de explotación de la empresa modelo han tenido un ligero decrecimiento respecto a la empresa real. De acuerdo a los datos del siguiente cuadro se puede concluir que:

Miles de Nuevos Soles

• Se han producido ajustes significativos en los costos indirectos corporativos y del sector típico

• Los gastos de Distribución se mantienen casi iguales tanto a nivel empresa total como del sector típico. Cabe observar que en la estructura de la empresa real los tributos por venta de energía se prorrateaban entre todas las cuentas genéricas y para el presente estudio se han asignado donde les corresponde: Distribución

Esta circunstancia nos indicaría que en realidad los gastos de operación y mantenimiento si han disminuido más de lo que se aparenta en según los registros de la empresa real.

• Los gastos de comercialización han tenido un ligero incremento, producto de incluir tareas y personal adicional que permitan cumplir adecuadamente con las funciones estándar correspondientes

Concepto Cuadro B-V-2 Cuadro D-V-2Empresa total

Total de gastos 48329,69 47459,23Distribución 38185,9 38112,94Comercialización 2682,12 2882,31Administración 5186,91 4442,02

Sector típico

Total de gastos 23290,85 21301,99Distribución 1776,86 17667,25Comercialización 1641,87 1635,22Administración 2216,99 369,58

125

6.2 CALCULO DE LAS TARIFAS DE DISTRIBUCIÓN

6.2.1 COSTO FIJO (CF)

Los costos fijos de atención al cliente, independientes de su demanda de potencia y energía, corresponden a los procesos de tomas de lectura, procesamiento, emisión, distribución y cobranza.. No incluye la gestión de cobranza de morosos (cortes y reconexión).

De acuerdo al análisis efectuado, los costos fijos de atención al cliente resultan 0.52 US$ / Cliente en promedio.

Se han determinado los siguientes costos unitarios, de acuerdo al tipo de medición :

Cuadro 6.2.1

EMPRESA MODELO Sector típico 2

Opción Tarifaria Medición Costo unitario S/.

Costo unitario US $

MT y BT 2 2E,2P 22.020 6.290

MT y BT 3-4 2E,1P-1E,1P 10.358 2.960

BT5 1E 1.775 0.507

Promedio 1.820 0.520

6.2.2 VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCIÓN MT (VADMT)

Se calculó con la siguiente expresión: VADMT= (AVNRMT + OyMMT) / MWMT VADMT = 27,74 U$S/kW/año. Donde:

• AVNRMT= 2.466.783 * 0,12414366 = 306.235 U$S/año

126

Anualidad correspondiente a las inversiones de media tensión (MT) económicamente adaptadas (VNRMT adaptado) de la empresa modelo. Se la calcula considerando 30 años de vida útil y una tasa de interés anual del 12% (frc= 0,12414366). Se la expresa en U$S/año.

• OyMMT = 213.367 U$S/año

Costos de explotación (operación y mantenimiento) de la red de MT económicamente adaptada establecidos para la empresa modelo. Se los expresa en U$S/año.

• MWMT = 18.734 kW

Potencia máxima demandada durante el año 2000 a nivel de MT para las horas de punta excluyendo las pérdidas de la red de MT, obtenidos del balance de energía y potencia presentado en el Formato VII-D.

6.2.3 VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCIÓN BT (VADBT)

Se calculó con la siguiente expresión: VADMT= (AVNRBT + OyMBT) / MWBT VADBT = 113,63 U$S/kW/año. Donde:

• AVNRBT= 9.050.712 * 0,12414366 = 1.123.589 U$S/año Anualidad correspondiente a las inversiones asignadas al mercado en redes de baja tensión (SE MT/BT + Red BT + Instalaciones de Alumbrado Público) económicamente adaptadas (VNRBMT adaptado) de la empresa modelo. Se la calcula considerando 30 años de vida útil y una tasa de interés anual del 12% (frc= 0,12414366). Se la expresa en U$S/año.

• OyMBT = 549.890 U$S/año.

Costos de explotación operación y mantenimiento) asignados al mercado en redes de baja tensión (SE MT/BT + Red BT + Instalaciones de Alumbrado Público) económicamente adaptadas establecidos para la empresa modelo. Se lo expresa en U$S/año.

127

• MWBT = 14.727 kW Potencia máxima demandada durante el año 2000 a nivel de BT (lado primario de la subestación MT/BT) para las horas de punta excluyendo las pérdidas estándar técnicas y comerciales obtenidas del balance de energía y potencia presentado en el Formato VII-D.

6.2.4 PERDIDAS ESTANDAR DE DISTRIBUCIÓN EN POTENCIA Y ENERGIA

Los valores de pérdidas técnicas obtenidas para la red modelo –referidos como porcentaje de la energía/potencia vendida en cada nivel-, son los siguientes:

PERDIDAS TECNICAS

Potencia (%) Energía (%)

MT 1,42 0,95

BT 6,58 5,34

Los valores de pérdidas comerciales estándar adoptados corresponden a los siguientes

PERDIDAS COMERCIALES

Potencia (%) Energía (%)

MT 0 0

BT 2,0 2,0

6.2.5 FACTOR DE ECONOMIA DE ESCALA

Los factores de economía de escala representan la variación del costo medio comercial y de distribución a lo largo del tiempo.

128

a) Factor del CF

Considerando el incremento de la demanda, se producirán economías de escala que implican la disminución de los costos fijos de atención al cliente cada año desde noviembre 2001 a octubre 2005. Esta reducción se origina debido a la incidencia de los costos fijos respecto a los costos variables a medida que aumenta las ventas de electricidad por incremento del número de clientes.

Para el presente estudio se ha considerado como costos fijos los gastos de personal propio, los de soporte informático y servicios complementarios. Como costos variables se ha considerado a los suministros y servicios de terceros. Los costos fijos representan el 41.32 % y los costos variables el 58.67 %. La tasa de crecimiento anual de clientes es de 2.55%. La fórmula a utilizar es:

FEEi = PF+(1+t)i*PV (1+t)i

Donde: PF : proporción del costo fijo PV : proporción del costo variable t: tasa de crecimiento anual de clientes

Los resultados se muestran en el siguiente cuadro, en el cual se puede apreciar, además de los factores de escala, la evolución del valor proyectado del costo fijo así como el índice por cliente:

CF Período 1 1,0000 Período 2 0,990 Período 3 0,980 Período 4 0,970 Período 5 0,961

b) Factor del VAD

Para su modelamiento, se consideró la evolución de las siguientes variables: • AVNR en función de los resultados del modelo • O&M efectuando un estudio de costos fijos y variables y escalando estos

últimos con la evolución de los activos

129

• MW conforme a la evolución prevista de la demanda De este modo se pudo determinar la evolución del VAD MT y BT y sus factores de economía de escala.

VADMT VADBT Período 1 1,0000 1,0000 Período 2 0,9803 0,9845 Período 3 0,9611 0,9694 Período 4 0,9424 0,9545 Período 5 0,9241 0,9400

En el cuadro 6.2.5 se presenta su detalle de cálculo.

6.2.6 FORMULA DE REAJUSTE

Con los resultados de los costos comerciales, del VNR de MT y BT, los gastos de explotación de MT y BT se han determinado las estructuras correspondientes desglosadas en mano de obra, productos nacionales, productos importados y conductores de aluminio tanto para el CF como para el VAD; se exponen los resultados obtenidos.

a) Coeficientes del CF

Componente Coeficiente CF Indice

Mano Obra 0.7275 ISS Prod. Nacionales 0.1734 IPM Prod. Importados 0.099 D

b) Factor del VAD

El cuadro 6.2.6, presenta el detalle de cálculo

Componente Coeficiente VADMT

Coeficiente VADBT

Indice

Mano Obra 0,3819 0,3632 ISS Prod. Nacionales 0,3851 0,4790 IPM Prod. Importados 0,1735 0,0456 D Conductores Al 0,0578 0,1092 IPAL Cables Subt. Cu 0,0017 0,0030 IPCU

CUADRO 6.2.5MEDIA TENSION

VNRMT U$S 2 466 783 2 494 476 2 522 702 2 551 474 2 580 806 AVNRMT U$S 306 235 309 673 313 177 316 749 320 391 O&MMT FIJO (supervisión) U$S 68 619 68 619 68 619 68 619 68 619 O&MMT VARIABLE U$S 144 748 146 373 148 029 149 717 151 439 MWMT Kw 18 734 19 296 19 875 20 471 21 085 VADMT U$S/kW 27,74 27,19 26,66 26,14 25,63 FACTOR 1,0000 0,9803 0,9611 0,9424 0,9241

BAJA TENSION (redes+sed+AP)

VNRBT U$S 9 050 712 9 195 274 9 342 624 9 492 823 9 645 929 AVNRBT U$S 1 123 589 1 141 535 1 159 828 1 178 474 1 197 481 O&MMT FIJO (supervisión) U$S 199 005 199 005 199 005 199 005 199 005 O&MBT VARIABLE U$S 350 885 356 490 362 202 368 025 373 961 MWBT Kw 14 727 15 169 15 624 16 093 16 575 VADBT U$S/kW 113,63 111,88 110,15 108,47 106,81 FACTOR 1,0000 0,9845 0,9694 0,9545 0,9400

2004

2000 2001 2002 2003 2004

2000 2001 2002 2003

CUADRO 6.2.6

Componente AVNR O&M Total Coeficiente Indice

Mano de Obra 51,05 147,37 198,42 0,3819 ISSProductos Nacionales 145,93 54,16 200,09 0,3851 IPMProductos Importados 78,33 11,84 90,17 0,1735 DConductores Al 30,04 0 30,04 0,0578 IPAlConductores Cu 0,89 0 0,89 0,0017TOTAL 306,24 213,37 519,61 1,00

Componente AVNR O&M Total Coeficiente Indice

Mano de Obra 199,22 408,64 607,86 0,3632 ISSProductos Nacionales 661,91 139,71 801,62 0,4790 IPMProductos Importados 74,69 1,54 76,23 0,0456 DConductores Al 182,66 0 182,66 0,1092 IPAlConductores Cu 5,10 0 5,10 0,0030TOTAL 1123,59 549,89 1673,48 1,00

VAD BT

Costos Anuales, miles S/. Fórmula

INDICE DE REAJUSTE

VAD MTCostos Anuales, miles U$S Fórmula

130

6.3 COMENTARIOS DEL CONSULTOR

El plazo de ejecución del estudio resultó extremadamente exigente. El VADMT propuesto es un 10,8% superior al vigente, mientras que el VADBT propuesto es un 3,1% inferior al vigente. Resulta así la suma de ambos VAD propuestos un 0,7% inferior a la suma de los valores vigentes.

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6. RESULTADOS 6.1 ESTRUCTURACION DE LA EMPRESA … · densidad media de carga baja, algo inferior a 1 MW/km 2. • En la zona céntrica y el parque industrial la densidad llega casi