Estudio de Costos del Valor Agregado de Distribución ...€¦ · con factor de simultaneidad de los Estudios de Caracterización de Carga del año 2005 para el Sector Especial (0,912)

Estudio de Costos del Valor Estudio de Costos del Valor Agregado de DistribuciAgregado de Distribucióónn

Sector TSector Tíípico Especialpico Especial

CONTENIDOCONTENIDOSistema ElSistema Elééctrico ctrico VillacurVillacurííMercado ElMercado ElééctricoctricoOrganizaciOrganizacióón para el Estudion para el EstudioProyecciProyeccióón de Demandan de DemandaRed ModeloRed ModeloTecnologTecnologíía Adaptadaa AdaptadaOptimizaciOptimizacióón Tn Téécnico cnico -- EconEconóómicamicaValor Nuevo de Reemplazo y CalidadValor Nuevo de Reemplazo y CalidadOrganizaciOrganizacióónnOperaciOperacióón y Mantenimienton y MantenimientoCostos Totales de ExplotaciCostos Totales de ExplotacióónnBalance de EnergBalance de Energíía y Potenciaa y PotenciaResultadosResultados

3

Sistema ElSistema Elééctrico ctrico VillacurVillacuríí

Área de Concesiónaproximádamente100 000 Hectáreas

C

Distrito Salas –GuadalupeRegión Ica

ÁREA DE INFLUENCIA DE LA CONCESIÓN

COE

COELVISAC

Sistema ElSistema Elééctrico ctrico VillacurVillacurííCaracterCaracteríísticassticas

GeogrGeográáficasficasTemperatura y humedad elevadasTemperatura y humedad elevadasVientos con partVientos con partíículas en suspensiculas en suspensióónnÁÁreas con salpicaduras de agua por riegoreas con salpicaduras de agua por riegoVVíías de difas de difíícil acceso por el terreno y los propietarioscil acceso por el terreno y los propietariosAlta dispersiAlta dispersióón en la ubicacin en la ubicacióón de clientesn de clientes

Sistema ElSistema Elééctrico ctrico VillacurVillacurííCaracterCaracteríísticassticas

Socio EconSocio EconóómicasmicasÁÁreas cultivadas menos del 50 % de la concesireas cultivadas menos del 50 % de la concesióónnProductos de agro exportaciProductos de agro exportacióónnActividad agrActividad agríícola de alta tecnologcola de alta tecnologíía con incipiente a con incipiente industrializaciindustrializacióónnPolo de desarrollo del sur medio del paPolo de desarrollo del sur medio del paííssEsquema piloto para el desarrollo de otras Esquema piloto para el desarrollo de otras ááreas reas agroindustrialesagroindustriales

Sistema ElSistema Elééctrico ctrico VillacurVillacurííProducciProduccióón Agrn Agríícolacola

Espárragos, Cebolla, Páprica, otros

Sistema ElSistema Elééctrico ctrico VillacurVillacurííSistema de RiegoSistema de Riego

Estación Meteorológica Alimentación a Pozo de Riego Motor de Pozo

Distribución de Agua Tableros de Control

Sistema ElSistema Elééctrico ctrico VillacurVillacurííDistribuciDistribucióón a MTn a MT

Sistema ElSistema Elééctrico ctrico VillacurVillacurííDistribuciDistribucióón a BTn a BT

CaracterizaciCaracterizacióón del Mercado Eln del Mercado ElééctricoctricoTotal COELVISACTotal COELVISAC

2007 2008 VariaciónNúmero de clientes u 1255 1696 35,1%

Mercado Libre u 3 3 0,0%Mercado Regulado u 1252 1693 35,2%

Ventas de Energía MW.h 81 442 150 656 85,0%Mercado Libre MW.h 15 633 74 029 373,5%Mercado Regulado MW.h 65 809 76 626 16,4%

Facturación por Venta de Energía miles S/. 9 934 18 230 83,5%Mercado Libre miles S/. 1 763 8 341 373,0%Mercado Regulado miles S/. 8 171 9 889 21,0%

Mercado EléctricoTotal Empresa COELVISACConcepto Unidades

2 007 2 00899,8% 99,8%80,8% 50,9%82,2% 54,2%

Participación del Mercado Regulado

Número de ClientesVentas de energíaFacturación de energía

Concepto

CaracterizaciCaracterizacióón del Mercado Eln del Mercado ElééctricoctricoSistema Sistema VillacurVillacuríí

2007 2008 VariaciónNúmero de clientes u 400 484 21,0%

Media Tensión u 251 281 12,0%Baja Tensión u 149 203 36,2%

Ventas de Energía MW.h 61 125 72 259 18,2%Media Tensión MW.h 57 103 67 487 18,2%Baja Tensión MW.h 4 023 4 772 18,6%

Facturación por Venta de Energía miles S/. 7 539 9 256 22,8%Media Tensión miles S/. 6 925 8 503 22,8%Baja Tensión miles S/. 614 753 22,7%

Mercado Eléctrico

Concepto Unidades Total Sistema VILLACURÍ

MT BT58,1% 41,9%93,4% 6,6%91,9% 8,1%

ConceptoNúmero de ClientesVentas de energíaFacturación de energía

Participación del Mercado Regulado 2008

CaracterizaciCaracterizacióón del Mercado Eln del Mercado ElééctricoctricoDiagrama UnifilarDiagrama Unifilar

CaracterizaciCaracterizacióón del Mercado Eln del Mercado ElééctricoctricoDiagramas de Carga MDiagramas de Carga Mááxima Demanda 2007 xima Demanda 2007 -- 20082008

0

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

14 000

16 000

18 000

00 01 02 04 05 06 07 09 10 11 12 14 15 16 17 19 20 21 22 00Horas

kW

Demanda 07 Demanda 08

CaracterizaciCaracterizacióón del Mercado Eln del Mercado ElééctricoctricoDiagramas Representativos Tarifa MT2Diagramas Representativos Tarifa MT2

0.00

50.00

100.00

150.00

200.00

250.00

0.15

0.45

1.15

1.45

2.15

2.45

3.15

3.45

4.15

4.45

5.15

5.45

6.15

6.45

7.15

7.45

8.15

8.45

9.15

9.45

10.1

5

10.4

5

11.1

5

11.4

5

12.1

5

12.4

5

13.1

5

13.4

5

14.1

5

14.4

5

15.1

5

15.4

5

16.1

5

16.4

5

17.1

5

17.4

5

18.1

5

18.4

5

19.1

5

19.4

5

20.1

5

20.4

5

21.1

5

21.4

5

22.1

5

22.4

5

23.1

5

23.4

5 HORAS

POTENCIA(kW)

PV-146-A PV-526 PV-571 PV-627 PV-677 Represent (∑)

0.00

50.00

100.00

150.00

200.00

250.00

300.00

350.00

400.00

450.00

0.15

0.45

1.15

1.45

2.15

2.45

3.15

3.45

4.15

4.45

5.15

5.45

6.15

6.45

7.15

7.45

8.15

8.45

9.15

9.45

10.1

5

10.4

5

11.1

5

11.4

5

12.1

5

12.4

5

13.1

5

13.4

5

14.1

5

14.4

5

15.1

5

15.4

5

16.1

5

16.4

5

17.1

5

17.4

5

18.1

5

18.4

5

19.1

5

19.4

5

20.1

5

20.4

5

21.1

5

21.4

5

22.1

5

22.4

5

23.1

5

23.4

5

HORAS

POTENCIA(KW)

PV-80 1 CLIENTE 1 PV523 2 CLIENTE 2 PV-595 3 CLIENTE 3 PV-649 4 CLIENTE 4 PV-721 5 CLIENTE 5 Represent (∑) ∑ ∑


-0.200.400.600.801.001.201.401.601.802.00

0.15

1.00

1.45

2.30

3.15

4.00

4.45

5.30

6.15

7.00

7.45

8.30

9.15

10.0

0

10.4

5

11.3

0

12.1

5

13.0

0

13.4

5

14.3

0

15.1

5

16.0

0

16.4

5

17.3

0

18.1

5

19.0

0

19.4

5

20.3

0

21.1

5

22.0

0

22.4

5

23.3

0

HORAS

POTENCIA(KW)

PV-324 1 CLIENTE 1


..

0.00

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

35.00

40.00

45.00

50.00

0.15

0.45

1.15

1.45

2.15

2.45

3.15

3.45

4.15

4.45

5.15

5.45

6.15

6.45

7.15

7.45

8.15

8.45

9.15

9.45

10.1

5

10.4

5

11.1

5

11.4

5

12.1

5

12.4

5

13.1

5

13.4

5

14.1

5

14.4

5

15.1

5

15.4

5

16.1

5

16.4

5

17.1

5

17.4

5

18.1

5

18.4

5

19.1

5

19.4

5

20.1

5

20.4

5

21.1

5

21.4

5

22.1

5

22.4

5

23.1

5

23.4

5

HORAS

POTENCIA(KW)

PV-527 1 PV-527 PV-682 2 PV-682 Represent (∑) ∑ ∑

CaracterizaciCaracterizacióón del Mercado Eln del Mercado ElééctricoctricoDiagramas Representativos Tarifa BT2Diagramas Representativos Tarifa BT2

-5.00

10.0015.0020.0025.0030.0035.0040.00

HORAS

POTENCIA(KW)

CLIENTE 1

CaracterizaciCaracterizacióón del Mercado Eln del Mercado ElééctricoctricoDiagramas Representativos Tarifa BT5Diagramas Representativos Tarifa BT5

Red Modelo MTRed Modelo MTDensidad de CargaDensidad de Carga

•Se obtiene información con base a datos de suministros por Subestaciones de Distribución.•División del Área del SEM en cuadrículas.•Se determinó la densidad de carga de cada bloque asociando a cada uno la demanda máxima coincidente con la máxima del sistema Villacurí, determinada en función a la demanda de las subestaciones en cada bloque, con factor de simultaneidad de los Estudios de Caracterización de Carga del año 2005 para el Sector Especial (0,912).•Calificación de bloques de demanda en los rangos de densidad:

kW/km2 kW/km2

A 4 000B 2 500 3 999C 1 500 2 499D 250 1 499E 0 249

RANGOS

iδ fδ

20

CaracterizaciCaracterizacióón del Mercado Eln del Mercado ElééctricoctricoResultados de Densidad de Carga en MTResultados de Densidad de Carga en MT

Etapas del EstudioEtapas del EstudioTTéérminos de Referenciarminos de Referencia

Antecedentes

•Instalaciones•Mercado•COyM•Organización•Costos Indirectos•Balance de Potencia

Validación y Revisiónde los Antecedentes

•Validación y Revisión de Antecedentes

•Ajuste Inicial de Costos

Estructuración de laEmpresa Modelo

•Zonificación•Tipo de Red•Tecnología Adaptada•Costos Unitarios•Red Adaptada•Organización•Pérdidas Estándar•Optimización O y M•Optimización Costos Indirectos

Resultados

•Cargo Fijo•Valor Agregadode Distribución MT,SED y BT•Pérdidas Estándarde Distribución•Factor de Economíade Escala•Fórmulas de Reajuste

ETAPA I ETAPA II ETAPA III ETAPA IV

OrganizaciOrganizacióón n –– Equipos de TrabajoEquipos de Trabajo

Planeamiento, Diseño yCalidad Explotación Comercial Explotación Técnica Organización Costos de Gestión

- Verificación VNR- Estudio de la calidad del sistema eléctrico actual- Planeamiento de la Red, definición tipo red y tecnología adaptada- Optimización técnico- económica- Diseño de la Red Modelo- Consideraciones de calidad- Valorización VNR (eléctrico y no eléctrico)- Pérdidas técnicas estándar

- Verificación formatos comerciales- Compra y venta y Balance de energía y potencia red actual- Mercado eléctrico- Optimización costos explotación comercial- Determinación resultados comerciales Red Modelo- Balance de energía y potencia Red Modelo- Costo Fijo

- Verificación operación y mantenimiento sistema eléctrico actual- Determinación actividades operación- Determinación actividades mantenimiento- Optimización costos explotación técnica- Valorización OyM de la Red Modelo

- Verificación organización actual: organigrama CAP, funciones- Estudio de tiempos- Estudio de remuneraciones- Definición organigrama, puestos y recursos humanos Empresa Modelo- Valorización de la organización

- Verificación estados financieros e información contable- Definición costos eficientes- Selección de inductores- Optimización costos indirectos de Sistema Eléctrico Modelo- Determinación gastos estándar del Sistema

ESTUDIO VAD

RESULTADOS

Cargo Fijo Valor Agregado deDistribución MT

Valor Agregado deDistribución BT

Pérdidas Estándarde Distribución

Factores deEconomía de Escala

Fórmulas deReajuste

Red Modelo MTRed Modelo MTCriteriosCriterios

Fundamentalmente del tipo radial, los suministros son Fundamentalmente del tipo radial, los suministros son puntos fijos de bombas de aguapuntos fijos de bombas de agua..LLíínea primaria disenea primaria diseññadas con el criterio de sistema adas con el criterio de sistema econeconóómicamente adaptado. Emplear los linderos de los micamente adaptado. Emplear los linderos de los fundos incrementarfundos incrementaríía la longitud de red y disminuira la longitud de red y disminuiríía a los vanos incrementando los costos.los vanos incrementando los costos.Cumplimiento de NTCSE.Cumplimiento de NTCSE.AnAnáálisis econlisis econóómico para seleccimico para seleccióón de principales n de principales materialesmateriales ..

Red Modelo MTRed Modelo MTCriteriosCriterios

Totalidad de cargas existentes en el Sistema ElTotalidad de cargas existentes en el Sistema Elééctrico ctrico Modelo.Modelo.Se analiza tensiones 22,9/13,2; 13,2 con neutro puesto Se analiza tensiones 22,9/13,2; 13,2 con neutro puesto a tierra.a tierra.Equipos de protecciEquipos de proteccióón y equipamiento acorde con n y equipamiento acorde con requerimientos de la NTCSE.requerimientos de la NTCSE.

Red Modelo MTRed Modelo MTRed ExistenteRed Existente

Red Modelo MTRed Modelo MTRed AdaptadaRed Adaptada

27

DefiniciDefinicióón Tecnologn Tecnologíía Adaptadaa AdaptadaPremisasPremisas

•Cumplimiento de la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE), su Reglamento y disposiciones complementarias y modificatorias;•Cumplimiento de la Norma Técnica de Calidad de los Sistemas Eléctricos (NTCSE), Código Nacional de Electricidad – Suministro (CNE-S) y Norma de Alumbrado Público;•Potencias de transformadores de 10 a 500 kVA trifásicos; y•Análisis económico para selección de principales materiales (postes, aisladores, conductores, lámparas de AP).

28

DefiniciDefinicióón Tecnologn Tecnologíía Adaptadaa Adaptada

•Empleo de un sistema estrella con neutro puesto a tierra en la subestación AT/MT, con tensión nominal de 22,9 kV.•Circuitos básicamente radiales de tres fases.•Conductor desnudo de aleación de aluminio de secciones desde 35 mm2

hasta 150 mm2 de acuerdo a criterios económicos.•Líneas primarias con vanos promedio de 90,91 m trifásicas.•En BT conductor autoportante de aluminio forrado con portante de aleación de aluminio (neutro) para 380/220 V.•Postes de concreto en MT y BT.•Subestaciones del tipo aéreo monoposte y biposte, transformadores ONAN con taps fijos, aisladores de porcelana, equipos de protección del tipo cortacircuito seccionador fusible “cut out”, puestas a tierra y tableros de distribución.•Lámparas de vapor de sodio de alta presión para AP.•Red de MT con neutro a tierra en transformador AT/MT.•Red de BT 380/220 V con neutro corrido multiaterrizado.•Equipos de protección en MT con recloser (recerradores electrónicos) y cortacircuito seccionador fusible.

29

OptimizaciOptimizacióón Tn Téécnico Econcnico EconóómicamicaNivel de TensiNivel de Tensióón en MTn en MT

•Se analiza tensiones de 13,2 y 22,9 kV.•Se proyecta la demanda para el periodo regulatorio (4 años) y luego permanece constante hasta completar los 30 años de evaluación.•Sobre la base del diseño del sistema económicamente adaptado se plantean las redes de MT, para alimentar las estaciones de bombeo y las cargas de BT.•Se considera inversiones en líneas y subestaciones, pérdidas de energía y potencia en líneas y subestaciones, costos de operación y mantenimiento como porcentaje de las inversiones (4%).•Se optimizan las secciones de los conductores tanto en la troncal como en los ramales, para este efecto se han preparado curvas de secciones óptimas con conductores AAAC.•Se obtiene el menor valor presente con una tasa de 12 % anual.•Se comparan los resultados para ambas tensiones (13,2 y 22,9 kV).

30

OptimizaciOptimizacióón Tn Téécnico Econcnico EconóómicamicaNivel de TensiNivel de Tensióón en MT n en MT -- ResultadosResultados

Se observa la ventaja económica del empleo de una tensión de 22,9 kV para el sistema eléctrico de Villacurí, resultando 9,0% menor que la alternativa de 13,2 kV, para esta última tensión no se ha evaluado la implementación de los equipos necesarios para su utilización debido a que la barra de salida es de 22,9 kV, lo cual incrementaría la ventaja económica del empleo de 22,9 kV

31

OptimizaciOptimizacióón Tn Téécnico Econcnico EconóómicamicaSelecciSeleccióón de Ln de Láámparas de APmparas de AP

De los pares comparables de lámparas por su nivel de flujo luminoso se observa que el análisis es favorable a las lámparas de vapor de sodio (Na).No se ha considerado en el análisis las pérdidas de energía en las redes de AP que incrementarían la ventaja de las lámparas de vapor de sodio, por ello son las lámparas que se utilizarán en el estudio.

Análisis Económico de Lámparas

Para un horizonte de 30 años

Valor TotalFlujo lumi. Potencia Total Frecuencia Horizonte Total Valor US$ Energía Costo Valor US$ Presente

Lumen Watt Hora Mes Año Luminaria Lámpara US$ Año Año Reposición Presente kW.h/año US$/año Presente US$Lámpara de vapor de Na de 35 W 2250 40 14000 38 3,2 34,90 6,22 41,12 3,2 30 9 13,57 175,2 22,6 181,73 236,43 ComparablesLámpara de vapor de Na de 50 W 4400 59 16000 44 3,7 48,40 6,50 54,90 3,7 30 8 12,04 258,4 33,3 268,05 335,00Lámpara de vapor de Na de 70 W 6600 80 16000 44 3,7 45,71 6,87 52,58 3,7 30 8 12,73 350,4 45,1 363,46 428,77Lámpara de vapor de Na de 150 W 16500 169 16000 44 3,7 52,59 8,34 60,93 3,7 30 8 15,45 740,2 95,3 767,81 844,19Lámpara de vapor de Na de 250 W 32000 280 18000 49 4,1 114,90 10,20 125,10 4,1 30 7 16,30 1226,4 157,9 1 272,12 1 413,51

ValorFlujo lumi. Potencia Total Frecuencia Horizonte Total Valor US$ Energía Costo Valor US$ Presente

Lumen Watt Hora Mes Año Luminaria Lámpara US$ Año Año Reposición Presente kW.h/año US$/año Presente US$Lámpara de vapor de Hg de 50 W 1575 56 6000 16 1,4 26,82 1,15 27,97 1,4 30 21 24,03 245,3 31,6 254,42 306,43Lámpara de vapor de Hg de 80 W 3850 89 8000 22 1,8 26,82 1,52 28,34 1,8 30 16 20,02 389,8 50,2 404,35 452,71Lámpara de vapor de Hg de 125 W 6200 135 8000 22 1,8 27,93 2,08 30,01 1,8 30 16 39,62 591,3 76,1 613,34 682,97Lámpara de vapor de Hg de 250 W 12700 269 12000 33 2,7 51,68 3,63 55,31 2,7 30 10 40,38 1178,2 151,7 1 222,14 1 317,83

Datos Técnicos

Datos Técnicos Costo Mantenimiento Costo EnergíaCosto Luminaria y Lámpara

Costo Luminaria y Lámpara Costo Mantenimiento Costo Energía

Descripción

Descripción

Costo US$

Costo US$

Vida útil

Vida útil

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OptimizaciOptimizacióón Tn Téécnico Econcnico EconóómicamicaComparaciComparacióón de Postes para MTn de Postes para MT

Los postes de concreto son fáciles de conseguir en el mercado nacional, más no es así con los postes de madera, por la ausencia de bosques adecuados y una falta de participación empresarial en su explotación, aún con esa consideración en contra se ha realizado un análisis que considera un periodo de vida del poste de madera nacional tratada de 15 años, se considerótambién la alternativa de uso de postes de madera importados que son de mayor costo.Para la comparación se empleó costos reportados en el SICODI, en el caso de postes de concreto, y cotizaciones en el caso de postes de madera.

Tipo Poste Costo Unidad US$

Costo período de

30 años

Relación de Costos

a b c dConcreto 11 m 135,00 135,00 1,00Madera nacional 11 m 171,87 203,26 1,51Madera importada 11 m 240,00 240,00 1,78El poste de madera nacional con vida útil de 15 años

33

OptimizaciOptimizacióón Tn Téécnico Econcnico EconóómicamicaSelecciSeleccióón del Aisladorn del Aislador

PÉRDIDAS EN AISLADORES

ANÁLISIS ECONÓMICO DE AISLADORES

Tipo de Aislador

Corriente de fuga mA

Tensión de Línea kV

Tensión de Fase kV Pérdidas kW Pérdidas

kW.h-añoPorcelana 0,48 22,9 13,2 0,006336 55,50336Polimérico 0,16 22,9 13,2 0,002112 18,50112

Cantidad US$/u Total US$ Cantidad US$/u Total US$Costo Aislador 1 23,30 23,30 1 7,40 7,40Espiga para aislador 1 3,50 3,50Costo Total Aislador 23,30 10,90Pérdidas de potencia kW-mes/año 0,0253 6,4004 0,16 0,0760 6,4004 0,49Pérdidas energía HP kW.h/año 5,40 0,0553 0,30 16,19 0,0553 0,89Pérdidas energía FHP kW.h/año 13,10 0,0446 0,58 39,31 0,0446 1,75Costo Pérdidas/año 1,05 3,14Valor presente pérdidas 30 años 8,42 25,26Costo limpieza sin tensión/año 0 1,06 0 3 0,47 1,41Costo limpieza con tensión/año 0,5 6,81 3,405 0 6,81 0Costo explotación anual 3,405 1,41Valor presente explotación 30 años 27,43 11,36

Costo Total Presente 59,15 47,52

Tasa de actualización 12,00%Vida útil (años) 30

Tipo de AisladorPolimérico Porcelana

34


Problemas con aisladores no cerámicos:•Diversas formas de falla mecánica de la barra de fibra de vidrio (brittle fracture).•Formación de caminos conductores sobre la superficie del material aislante (tracking).•Aparición de partículas del relleno en la superficie aislante (chalking).•Cambios en el color base del material aislante (colour changes).•Rompimiento del material no cerámico como resultado de la exposición a altos niveles de energía UV asociada con la presencia de corona (corona cutting).•Corrosión de las partes metálicas debido a la reacción química con el ambiente.•Microfracturas superficiales con profundidades entre 0,01 y 0,1 mm (crazing).•Rompimiento del material adhesivo usado para unir químicamente dos materiales del aislador (debonding).•Pérdida significante del material aislante, irreversible y no conductora (erosion).•Exposición de la barra de fibra de vidrio al ambiente (exposure of the core).•Fracturas superficiales con profundidad mayor a 0,1 mm (aligatoring).

35


•Fuga de grasa de las interfaces faldón-cubierta o faldón-núcleo hacia la superficie (grease leakage).•Penetración de agua en forma líquida o vapor, causando el ablandamiento de cubierta o faldones (hydrolisis).•Pérdida de hidrofobicidad.•Pérdida de adhesión del sello de los herrajes (peeling).•Daños por arco de potencia (power arc damage).•Daños por perforación (puncture).•Separación o apertura del material aislante (splitting).

El análisis económico resulta favorable al empleo de aisladores cerámicos, considerando costos de un buen aislador polimérico.

36

OptimizaciOptimizacióón Tn Téécnico Econcnico EconóómicamicaSecciSeccióón Econn Econóómica del Conductor en MTmica del Conductor en MT

Se efectúa un análisis de la sección económica del conductor para la Red Primaria, con base a los costos de inversión, pérdidas de potencia y energía, costos de Operación y Mantenimiento (4 % de la inversión). Se utiliza sección mínima de 35 mm2 y máxima de 150 mm2.

RESULTADO DEL ANÁLISIS ECONÓMICO PARA DISTINTAS CARGAS Y SECCIONES

Análisis Económico del Conductor - 22,9 kV - AAAC

,0

10 000,0

20 000,0

30 000,0

40 000,0

50 000,0

60 000,0

70 000,0

5 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Corriente (A)

Valo

r Pre

sent

e U

S$

35 mm2 50 mm2 70 mm2 95 mm2

120 mm2 150 mm2 185 mm2

37

OptimizaciOptimizacióón Tn Téécnico Econcnico EconóómicamicaSecciSeccióón Econn Econóómica del Conductor en MTmica del Conductor en MT

SECCIÓN ECONÓMICA DEL CONDUCTOR EN FUNCIÓN A LA CORRIENTE

I (A) S (mm2)1 355 358 3510 3515 3517 3519 3520 3522 3525 3530 3535 5040 5045 5050 7055 7060 7065 15070 15075 15080 15085 18590 18595 185100 185

Sección Económica 22,9 kV AAAC

0

50

100

150

200

0 20 40 60 80 100 120

Corriente (A)

Secc

ión

mm

2Serie1

38

Instalaciones de Baja TensiInstalaciones de Baja TensióónnSe refiere básicamente a una subestación instalada en el Centro Poblado Santa Cruz, de característica rural, se define el transformador de la subestación de distribución con base a un análisis económico y la adaptación de la potencia a la demanda. Para este efecto se utilizó un modelo desarrollado en MatLab.

COSTOS A VALOR PRESENTE DE LOS COSTOS DE PÉRDIDAS, INVERSIÓN Y MANTENIMIENTODETALLE Año Módulo 1 Módulo 2 Módulo 3 Módulo 4Pérdidas (US $) 1 24,81 41,66 80,7 153,85

2 22,7 38,1 74,26 141,73 20,78 34,85 68,37 130,554 19,03 31,89 62,96 120,315 16,99 28,48 56,21 107,426 15,17 25,42 50,19 95,917 13,55 22,7 44,81 85,648 12,09 20,27 40,01 76,469 10,8 18,1 35,72 68,2710 9,64 16,16 31,9 60,9611 8,61 14,43 28,48 54,4212 7,69 12,88 25,43 48,5913 6,86 11,5 22,7 43,3914 6,13 10,27 20,27 38,7415 5,47 9,17 18,1 34,5916 4,88 8,19 16,16 30,8817 4,36 7,31 14,43 27,5718 3,89 6,53 12,88 24,6219 3,48 5,83 11,5 21,9820 3,1 5,2 10,27 19,6321 2,77 4,64 9,17 17,5222 2,47 4,15 8,19 15,6523 2,21 3,7 7,31 13,9724 1,97 3,31 6,53 12,4725 1,76 2,95 5,83 11,1426 1,57 2,64 5,2 9,9427 1,4 2,35 4,65 8,8828 1,25 2,1 4,15 7,9329 1,12 1,88 3,7 7,0830 1 1,68 3,31 6,32

Inversión (US $) Transformador 4 695,38 5 261,49 5 917,13 7 716,73Red Distribución 2 744,44 5 243,42 7 557,02 17 108,42

Mantenimiento (US $) Transformador 1 134,67 1 271,47 1 429,91 1 864,79Red Distribución 1 658,02 3 167,75 4 565,49 10 335,86

Número de Clientes 44 88 132 264Caída de Tensión mín (p.u.) 0,98 0,99 0,98 0,98Costo Total (US $) 10 470,06 15 342,47 20 252,94 38 522,18

Costo x Cliente (US $ / Cliente) 237,96 174,35 153,43 145,92

Pot Instalada 15kVA 37.5kVA 50kVA 100kVA

380V Trifásico

100,00

120,00

140,00

160,00

180,00

200,00

220,00

240,00

260,00

US

$ /

Clie

nte

380V Trifásico 237,96 174,35 153,43 145,92

15kVA 37.5kVA 50kVA 100kVA

39

Instalaciones de Baja TensiInstalaciones de Baja TensióónnEl módulo de 50 kVA cubre la demanda del Centro Poblado Santa Cruz.Las redes de BT son calculadas empleando el modelo mencionado, los resultados se presentan a continuación.

Fuera de Santa Cruz existen alimentaciones en BT cuya longitud llega a los 1,6 km, los mismos se valorizan con un cable autosoportado de 16 mm2.

RED EMPRESA COELVISAC

Total (km) SP 3,088Total (km) AP 2,253Equipos de Alumbrado Público 72Equipos de Control de AP 3

RED MODELO

Total (km) Santa Cruz (SP) 1,281Total (km) Resto (SP) 1,6

2,881

RED MODELODescripción km US$/km Total (US$)

Santa Cruz16 mm2 1,281 10 134,41 12 982,18Subestación 50kVA trifásica 1,000 5 917,13 5 917,13

18 899,31Resto16 mm2 1,6 10 134,41 16 215,06

16 215,06

Costo Total SP (US$) 35 114,36

ValorizaciValorizacióón VNRn VNRDatos de Red

- Tasa crecimiento demanda- Años proyección- Longitudes- Factor potencia

Datos S.E. MT/BT- Ubicación- Máxima demanda- Tipo suministro (3ø,2ø,1ø)- Factor utilización

- Demanda Proyectada por S.E.- Potencia kVA por S.E.

Alt n Alt1

- Tipo de suministro y seccióndel conductor (3ø, 2ø, 1ø)

- Cálculos eléctricos(V,I,pérdidas)

Alt n Alt1

Metrado por conductores ysubestaciones MT/BT

Verificación Calidad del Servicio

Datos Tipo Red- Sistema- Tensión- Mat.Conductor- Soporte

Base de Datos- Materiales- Recursos- Rendimientos- Indirectos

Análisis de Precios Unitarios

Proceso Costo de Módulos VNRDefinición Módulos

- No.Estructuras/km- Tipo SEs (1ø, 2ø, 3ø) No

Sí

31 2

ValorizaciValorizacióón VNRn VNR

Costo de Módulos

Alt n Alt1

Valorización

Alt n Alt1

Metrado y Costo de Red

Alt n Alt1

Cálculo Pérdidas Energía yPotencia- Red- SEs MT/BT

Alt n Alt1

Análisis Económico- Inversión- Pérdidas a valor presente

Comparación Alternativas ySelección Alternativa Óptima

Comprobación por Flujo dePotencia

Datos para AnálisisEconómico

- Costo E. y P. enpunta y fuera depunta

- Tasa actualización- Periodo (años)

321

42

Costos Unitarios para VNRCostos Unitarios para VNR

Con la finalidad de poder obtener los costos correspondientes a las instalaciones del sistema modelo, éstos se formulan a partir de valores unitarios y siguiendo el criterio de asignación de costos por actividades, realizándose para ello y como mínimo lo siguiente:

•Normalización de los armados de construcción;•Análisis de los siguientes componentes:

Costo de materiales y equipos;Costo de mano de obra;Costo de transporte y equipos;Rendimientos (horas hombre y horas máquina) en la construcciónde armados;Costos indirectos del contratista; yCostos indirectos de la empresa concesionaria (costos stock,ingeniería del proyecto y recepción, costos generales e interésintercalario).

Para determinar los costos de materiales y equipos se han evaluado costos obtenidos de aduanas, costos obtenidos del sistema SICODI y costos obtenidos de obras ejecutadas.

43


COSTO MANO DE OBRA(fuente CAPECO – 1 junio 2008 a 31 mayo 2009)

Cod. Concepto Und US$M1 Capataz h-h 4,57M2 Operario h-h 4,15M3 Oficial h-h 3,70M4 Peón h-h 3,34

F+G+H

44


COSTO RECURSOS DE MÁQUINA

Camión Camión Grúa Grúa4 Tn 10 Tn 2.5 Tn 9.5 Tn

Datos V2 V3 V3 V5 V5Costo de Compra US$ 23 400 45 128 52 650 73 710 90 257Vida útil años 5 5 5 5 5Tasa % 12% 12% 12% 12% 12%Uso km/año 60 000 50 000 50 000 25 000 25 000Consumo de Combustible litros/km 0,1 0,16 0,16 0,2 0,2Costo de Combustible US$/litro 0,538 0,538 0,538 0,538 0,538Costo de Mantenimiento % 10% 7,5% 7,5% 7,5% 7,5%Horas anuales h 2 288 2 288 2 288 1 680 1 680otros Costos % 11% 6% 6% 6% 6%MontosCosto de Cons. De Comb. US$/año 3 229 4 305 4 305 2 691 2 691Costo de Mantenimiento US$/año 2 340 3 385 3 949 5 528 6 769Otros Costos US$/año 2 574 2 708 3 159 4 423 5 415Costo de Capital US$/año 6 491 12 519 14 606 20 448 25 038Costo total anual US$/año 14 634 22 916 26 019 33 089 39 914Costo total horario US$/hora 6,40 10,02 11,37 19,70 23,76

Descripción Unidad Camioneta

45


Línea Primaria trifásica 22,9 kV

Ítem Descripción ALN ALC ANG ANC FNL RTD RTS PAT EST Vano U$/Km.1 Conductor de AAAC 3x185 mm2, estructura de concreto simple terna de 11 m 7,00 2,00 1,00 ,25 ,25 1,50 4,00 10,50 11,00 90,91 18 976,031 Conductor de AAAC 3x150 mm2, estructura de concreto simple terna de 11 m 7,00 2,00 1,00 ,25 ,25 1,50 4,00 10,50 11,00 90,91 18 028,932 Conductor de AAAC 3x120 mm2, estructura de concreto simple terna de 11 m 7,00 2,00 1,00 ,25 ,25 1,50 4,00 10,50 11,00 90,91 17 429,533 Conductor de AAAC 3x95 mm2, estructura de concreto simple terna de 11 m 7,00 2,00 1,00 ,25 ,25 1,50 4,00 10,50 11,00 90,91 16 442,324 Conductor de AAAC 3x70 mm2, estructura de concreto simple terna de 11 m 7,00 2,00 1,00 ,25 ,25 1,50 4,00 10,50 11,00 90,91 14 871,845 Conductor de AAAC 3x50 mm2, estructura de concreto simple terna de 11 m 7,00 2,00 1,00 ,25 ,25 1,50 4,00 10,50 11,00 90,91 13 503,796 Conductor de AAAC 3x35 mm2, estructura de concreto simple terna de 11 m 7,00 2,00 1,00 ,25 ,25 1,50 4,00 10,50 11,00 90,91 13 178,397 Conductor de AAAC 3x25 mm2, estructura de concreto simple terna de 11 m 7,00 2,00 1,00 ,25 ,25 1,50 4,00 10,50 11,00 90,91 11 223,708 Conductor de AAAC 3x16 mm2, estructura de concreto simple terna de 11 m 7,00 2,00 1,00 ,25 ,25 1,50 4,00 10,50 11,00 90,91 11 107,12

ALN :Estructura de alineamiento simpleALC :Estructura de alineamiento con cambio de direcciónANG :Estructura de ánguloANC :Estructura de anclajeFNL : Estructura de fin de líneaRTD :Retenida dobleRTS :Retenida simplePT :Puesta a tierra.

46

Costos Unitarios para VNR Costos Unitarios para VNR -- SEDsSEDsTransformador Estructura Total Original

US$ US$ US$

Subestación trifásico de distribución biposte de 10 KVA, 22,9/0,44-0,22 kV 2 716,17 2 038,40 4 754,57Subestación trifásico de distribución biposte de 15 KVA, 22,9/0,44-0,22 kV 3 095,08 2 038,40 5 133,48Subestación trifásico de distribución biposte de 25 KVA, 22,9/0,44-0,22 kV 3 212,87 2 038,40 5 251,27Subestación trifásico de distribución biposte de 37,5 KVA, 22,9/0,44-0,22 kV 3 579,87 2 038,40 5 618,28Subestación trifásico de distribución biposte de 50 KVA, 22,9/0,44-0,22 kV 4 235,51 2 038,40 6 273,91Subestación trifásico de distribución biposte de 75 KVA, 22,9/0,44-0,22 kV 4 884,91 2 038,40 6 923,31Subestación trifásico de distribución biposte de 100 KVA, 22,9/0,44-0,22 kV 5 678,33 2 038,40 7 716,73Subestación trifásico de distribución biposte de 125 KVA, 22,9/0,44-0,22 kV 5 549,32 2 038,40 7 587,72Subestación trifásico de distribución biposte de 160 KVA, 22,9/0,44-0,22 kV 6 258,88 2 038,40 8 297,28Subestación trifásico de distribución biposte de 200 KVA, 22,9/0,44-0,22 kV 7 663,20 2 038,40 9 701,60Subestación trifásico de distribución biposte de 250 KVA, 22,9/0,44-0,22 kV 8 508,86 2 038,40 10 547,26Subestación trifásico de distribución biposte de 315 KVA, 22,9/0,44-0,22 kV 9 400,36 2 038,40 11 438,76

DESCRIPCIÓN

Transformador Estructura Total OriginalUS$ US$ US$

Subestación trifásico de distribución monoposte de 10 KVA, 22,9/0,44-0,22 kV 2 716,17 1 600,30 4 316,47Subestación trifásico de distribución monoposte de 15 KVA, 22,9/0,44-0,22 kV 3 095,08 1 600,30 4 695,38Subestación trifásico de distribución monoposte de 25 KVA, 22,9/0,44-0,22 kV 3 212,87 1 681,62 4 894,49Subestación trifásico de distribución monoposte de 37,5 KVA, 22,9/0,44-0,22 kV 3 579,87 1 681,62 5 261,49Subestación trifásico de distribución monoposte de 50 KVA, 22,9/0,44-0,22 kV 4 235,51 1 681,62 5 917,13Subestación trifásico de distribución monoposte de 75 KVA, 22,9/0,44-0,22 kV 4 884,91 1 681,62 6 566,53

DESCRIPCIÓN

TOTALUS$

Recloser Tripolar 24.9 kV, In= 100 A, Icc = 2000 A Und. 1,00 14 736,24Seccionador Cut Out 27kV, 150kV BIL, 200A, 10KA. Trifásico Und. 1,00 389,20Seccionador Cut Out 27kV, 150kV BIL, 200A, 10KA. Bifásico Und. 1,00 263,09Seccionador Cut Out 27kV, 150kV BIL, 200A, 10KA. Monofàsico Und. 1,00 142,96

Descripción Und. Cant.

47

Costos Unitarios para VNR Costos Unitarios para VNR -- BTBTÍtem Descripción U$/Km.

1 Conductor de Aluminio Autosoportado 3 x50 /35 mm2, estructura de concreto de 8 m. 11 308,262 Conductor de Aluminio Autosoportado 3 x35 /25 mm2, estructura de concreto de 8 m. 11 144,353 Conductor de Aluminio Autosoportado 3 x25 /25 mm2, estructura de concreto de 8 m. 10 739,644 Conductor de Aluminio Autosoportado 3 x16 /25 mm2, estructura de concreto de 8 m. 10 134,41

Red : Aumbrado Público Compartido Monofásica 380/220V TotalÍtem Descripción US$

1 Red de Alumbrado Público Compartido, Conductor de Aluminio Autosoportado 1x25/00 863,732 Red de Alumbrado Público Compartido, Conductor de Aluminio Autosoportado 1x16/00 730,85

Red : Aumbrado Público Exclusivo Monofásica 380/220V TotalÍtem Descripción US$

1 Red de Alumbrado Público Exclusivo, Conductor de Aluminio Autosoportado 1x35/00 7 544,722 Red de Alumbrado Público Exclusivo, Conductor de Aluminio Autosoportado 1x25/00 7 389,683 Red de Alumbrado Público Exclusivo, Conductor de Aluminio Autosoportado 1x16/00 7 237,80

Und : Pastorla y Equipo de Aumbrado Público TotalÍtem Descripción US$

1 Luminaria de 150 w y Lampara de 150 Na. Pastoral de C.A. de ps/1.5/1.9/90dia. 144,752 Luminaria de 150 w y Lampara de 150 Na. Pastoral de FoGo de ps/1.5/1.9/90dia. 141,273 Luminaria de 150 w y Lampara de 150 Na. Pastoral de C.A. de pd/1.30/0,9/135 dia. 134,544 Luminaria de 70 w y Lampara de 70 Na. Pastoral de C.A. de ps/1.5/1.9/90dia. 110,355 Luminaria de 70 w y Lampara de 70 Na. Pastoral de FoGo de ps/1.5/1.9/90dia. 106,876 Luminaria de 70 w y Lampara de 70 Na. Pastoral de C.A. de pd/1.30/0,9/135 dia. 100,157 Luminaria de 50 w y Lampara de 50 Na. Pastoral de C.A. de ps/1.5/1.9/90dia. 105,418 Luminaria de 50 w y Lampara de 50 Na. Pastoral de FoGo de ps/1.5/1.9/90dia. 101,939 Luminaria de 50 w y Lampara de 50 Na. Pastoral de C.A. de pd/1.30/0,9/135 dia. 95,21

48

Instalaciones No ElInstalaciones No Elééctricasctricas

El dimensionamiento de las instalaciones no eléctricas está directamente relacionado con el diseño de la organización y los recursos correspondientes a la empresa modelo:•Se definió el área del terreno y área construida para la Sede de COELVISAC con base al número de personas establecidas en la sede (15 personas para la Sede Lima y 13 para Villacurí), valorizados con base a costos por m2 para terrenos y construcciones en la zona.•Se definió el área para almacén, valorizándose con costos de la zona.•Vehículos necesarios para cumplir con las funciones de la organización.•Listado valorizado del equipamiento pertinente para el funcionamiento de las oficinas en Villacurí, muebles, computadoras e impresoras, software, calculadoras, equipos de radio, herramientas, etc.•Se valorizó equipos que por NTCSE la empresa COELVISAC está obligada a adquirir, trasladándose una parte del costo con base al VNR eléctrico de la empresa y el correspondiente al SEM.

49


Costo de Edificios

Proporción VNR SEM / VNR COELVISAC = 0,70794477

PersonasÁrea/Pers.

m2Área Total

m2Costo Uni.

US$TotalUS$

Terreno 13 15 195 60 11 700,00Construcción 13 10 130 450 58 500,00Terreno 2 500 6 15 000,00

85 200,00

Sede COELVISAC

AlmacénTotal

50


Costo de Vehículos

Equipos cumplimiento de la NTCSE

Cantidad CostoUnitarioUS$

TotalUS$

3 22 000,00 66 000,00auto-Camioneta Nissan PIV-015 1 20 794,12 20 794,12auto-Motocicleta Honda CGL -125 1 1 575,00 1 575,00

88 369,12

Camioneta_Pick_Up_4x4

Total

51


Resumen del VNR No Eléctrico

Resultados Resultados -- ValorizaciValorizacióón VNRn VNR

Red Aérea km 301,44 249,42 2 943,13 3 624,78Red Subterránea km 0,52 0,52 59,48 59,48Equipos de Protección, Seccionamiento y Compensación unidad 69,00 53,00 42,69 64,89

Subestaciones de Distribución MT/BTMonoposte unidad 13 27 61,57 89,88Biposte unidad 29 15 160,66 75,55Convencional unidadCompacta Pedestal unidadCompacta Bóveda unidad

Otras SubestacionesElevadora/Reductora unidadDe seccionamiento unidad

Red AéreaServicio Particular km 3,088 2,881 24,58 29,20Alumbrado Público km 2,253 2,400 4,75 1,75Luminarias unidad 74 72 4,59 8,56Equipos de Control unidad 3 3 0,10 0,10

Red SubterráneaServicio Particular kmAlumbrado Público kmLuminarias unidadEquipos de Control unidadPostes AP unidad

909,70 694,014 211,25 4 648,20

Unidad

Media Tensión

Subestaciones

VNR mUS$

Empresa RealEmpresa Modelo

Sistema Eléctrico

Empresa Modelo

Instalaciones No EléctricasTOTAL

Baja Tensión

Empresa RealComponente

EstEstáándar de Calidad de Servicio Elndar de Calidad de Servicio Elééctricoctrico

•• En el sistema modelo eficiente diseEn el sistema modelo eficiente diseññado se tuvo en ado se tuvo en cuenta:cuenta:

–– Norma TNorma Téécnica de Calidad del Servicio Elcnica de Calidad del Servicio Elééctrico Rural (NTCSER)ctrico Rural (NTCSER)..

–– Cumplimento de los Procedimientos de SupervisiCumplimento de los Procedimientos de Supervisióón Y Fiscalizacin Y Fiscalizacióón del n del OSINERGMIN.OSINERGMIN.

•• Calidad del Servicio ElCalidad del Servicio Elééctricoctrico–– Calidad del Producto TensiCalidad del Producto Tensióónn

•• Tolerancia del Tolerancia del ±± 6% de la tensi6% de la tensióón nominal en MTn nominal en MT•• Tolerancia del Tolerancia del ±± 7.5% de la tensi7.5% de la tensióón nominal en BTn nominal en BT•• Se comprobSe comprobóó con simulacicon simulacióón digitaln digital: Flujo de potencia trif: Flujo de potencia trifáásico en MT sico en MT y vy víía a

simulacisimulacióón en BTn en BTSe modelo:Se modelo:

LLííneas y cablesneas y cablesTransformadores: 1Transformadores: 1ФФ y 3y 3ФФCargasCargas

Algoritmo de cAlgoritmo de cáálculo: Suma de Potenciaslculo: Suma de Potencias

ElecciEleccióón de la seccin de la seccióón mn míínima de conductor en MTnima de conductor en MTEn el Sistema ElEn el Sistema Elééctrico de ctrico de VillacurVillacuríí, las condiciones clim, las condiciones climááticas e incidencia de vientos ticas e incidencia de vientos fuertes (Paracas) han provocado el mal desempefuertes (Paracas) han provocado el mal desempeñño de conductores AAAC muy delgados o de conductores AAAC muy delgados (calibres de 16 y 25 mm2).(calibres de 16 y 25 mm2).

EstEstáándar de Calidad de Servicio Elndar de Calidad de Servicio Elééctricoctrico

Foto 1. Efectos adversos en conductores de 16 Foto 1. Efectos adversos en conductores de 16 mm2mm2

Foto 2. Arena y partFoto 2. Arena y partíículas adheridas al culas adheridas al conductor (Desgaste de conductores)conductor (Desgaste de conductores)

Foto 3Foto 3. Conductor AAAC 25 mm2, . Conductor AAAC 25 mm2, retirado por desgasteretirado por desgaste

Foto 4. Carretes de conductores Foto 4. Carretes de conductores retiradosretirados

Se ha suprimido el uso de los conductores de calibres Se ha suprimido el uso de los conductores de calibres menores(16 y 25 mm2), principalmente por los efectos menores(16 y 25 mm2), principalmente por los efectos frecuentes que se encontraron durante los frecuentes que se encontraron durante los mantenimientos e instalacimantenimientos e instalacióón de nuevos empalmes, los n de nuevos empalmes, los cuales son:cuales son:

Desgaste del conductor y quiebre de hebras al Desgaste del conductor y quiebre de hebras al manipularlos.manipularlos.

Rotura de conductores frente al movimiento de las Rotura de conductores frente al movimiento de las estructuras cercanas y por acciestructuras cercanas y por accióón del viento.n del viento.

Foto 5. Foto 5. Vientos en Vientos en VillacurVillacuríí –– Troncal T1Troncal T1--44

Foto 6. Foto 6. Vientos en Vientos en VillacurVillacuríí –– Troncal T1Troncal T1--11..

Alimentadores ModeladosAlimentadores ModeladosALIMENTADOR SAL01ALIMENTADOR SAL01 ALIMENTADOR SAL02ALIMENTADOR SAL02

ALIMENTADOR SAL03ALIMENTADOR SAL03 ALIMENTADOR SAL05ALIMENTADOR SAL05

ALIMENTADOR SAL04ALIMENTADOR SAL04

A fin de realizar un adecuado control de tensiA fin de realizar un adecuado control de tensióón y de n y de potencia reactiva se debe instalar un condensador de 600 potencia reactiva se debe instalar un condensador de 600 kVArkVAr en la salida 4 (SAL04) nodo 30.en la salida 4 (SAL04) nodo 30.

Calidad del Producto Calidad del Producto Resultados de Flujo de CargaResultados de Flujo de Carga

• Los niveles de tensión están dentro de los límites de la NTCSER

RESUMEN POTENCIAS

EMPRESA: COELVISACSECTOR TIPICO: ESPECIALCIRCUITO: SAL02TENSION: 22.9 kVP.U.: 1CASO: BALANCEADO

CIRCUITO TENSION (kV) TENSION (PU) DESBALANCE CODIGO LINEAS NODOS AÑO( R - S - T) CIRCUITO

SAL02 22.9 1 0.33 - 0.33 - 0.33 2 136 137 2009

SALIDA FPCODIGO kW kVAR kW kVAR % %

2 2869.670 1065.664 73.268 142.834 2.553 13.403 0.937

RESUM EN SAL02-1.XLS

POTENCIA TOTAL PERDIDAS PERDIDAS

RESUMEN POTENCIAS



SAL03 22.9 1 0.33 - 0.33 - 0.33 3 199 200 2009


3 3515.027 1326.935 103.571 201.126 2.947 15.157 0.936



RESUMEN POTENCIAS



SAL04 22.9 1 0.33 - 0.33 - 0.33 4 158 159 2009


4 3599.802 807.255 119.246 258.636 3.313 32.039 0.976



RESUMEN POTENCIAS



SAL05 22.9 1 0.33 - 0.33 - 0.33 5 143 144 2009


5 2750.458 1013.897 65.025 127.736 2.364 12.598 0.938



RESUMEN PERDIDAS DE POTENCIA

SECTOR TIPICO: ESPECIALCIRCUITO: SAL01

SALIDAAÑO

IMP. SERIE TRAFO. FIERRO DEL TRAFO. IMP. SERIE LINEASPERDIDAS ACTIVAS (kW) 30.260 14.961 56.643PERDIDAS ACTIVAS (%) 29.706 14.688 55.606PERDIDAS ACTIVAS RESPECTO AL TOTAL(%) 0.850 0.420 1.591PERDIDAS REACTIVAS (kVAR) 127.090 13.159 89.191PERDIDAS REACTIVAS (%) 55.391 5.735 38.873PERDIDAS REACTIVAS RESPECTO AL TOTAL(%) 9.270 0.960 6.506


20091



SALIDAAÑO



20092



SALIDAAÑO



20093



SALIDAAÑO



20094



SALIDAAÑO



20095

Calidad del SuministroCalidad del SuministroÍÍNDICES SEM COELVISAC VILLACURNDICES SEM COELVISAC VILLACURÍÍ

SER disperso Calidad del Suministro (N y D)

N Clientes de media tensión 7 interrupción/semestreCliente de baja tensión 10 interrupciones / semestre

D Clientes en MT 28 horas/semestreClientes en BT 40 horas/semestre

Cumpliendo: •Resolución del Concejo Directivo OSINERGMIN No. 590‐2007‐OS/CD: Incorporan Anexo 13 a la Escala de Multas y Sanciones de la Gerencia de Fiscalización Eléctrica, relativo al Incumplimiento para la Supervisión de la Operación de los Sistemas Eléctricos.•Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos Rurales (NTCSER) Resolución Directoral Num. 016‐2008‐EM/DGE del 24 de Mayo de 2008.

Tasa f/km año Año

0.1000 2009 LIMITE

Red Modelo VILLACURÍ 2008 2009 2010 2011SAIFI= 11.24 interrupciones/cliente año SAIFI 12 12 12 12SAIDI= 25.43 horas/cliente año SAIDI 27 27 27 27CAIDI = 11.29 horas/cliente interrupción ASAI = 5.00 ASUI = 0.0029030 ENS = 84333.74 kWh/año AENS= 1102.96 kwh/cliente año

Para lograr esos Para lograr esos ííndices fue necesario incluir en el ndices fue necesario incluir en el alimentador 3alimentador 3 un un recloserrecloser y 10 y 10 unidades trifunidades trifáásicas de proteccisicas de proteccióón lateral (n lateral (cutcut outsouts).El ).El recloserrecloser estestáá ubicado a 12.19 ubicado a 12.19 kmkm de la cabecera. (En la troncal).de la cabecera. (En la troncal).

En el En el alimentador 4alimentador 4 debe instalarse un debe instalarse un recloserrecloser y 10 unidades trify 10 unidades trifáásicas de sicas de protecciproteccióón lateral (n lateral (cutcut outsouts). El ). El recloserrecloser estestáá ubicado a 10.44 ubicado a 10.44 kmkm de la cabecera. (En de la cabecera. (En la troncal) la troncal)

En los alimentadores 1, 2 y 5 debe instalarse 10 unidades trifEn los alimentadores 1, 2 y 5 debe instalarse 10 unidades trifáásicas de proteccisicas de proteccióón n lateral (lateral (cutcut outsouts) en cada uno de ellos. ) en cada uno de ellos.

Este nivel de confiabilidad se justifica dado que las cargas sonEste nivel de confiabilidad se justifica dado que las cargas son bombas hidrbombas hidrááulicas ulicas las cuales son muy sensibles a las interrupciones del servicio elas cuales son muy sensibles a las interrupciones del servicio ellééctrico y cuando una ctrico y cuando una interrupciinterrupcióón ocurre produce un fuerte golpe de ariete que dan ocurre produce un fuerte golpe de ariete que dañña las bombas de agua. a las bombas de agua. Paralelamente tambiParalelamente tambiéén puede dan puede daññar el eje y el cople de la bomba hidrar el eje y el cople de la bomba hidrááulica. ulica.

El golpe de ariete crea un pulso de El golpe de ariete crea un pulso de JucowskiJucowski ((sobrepresisobrepresióónn) ) el cual puede el cual puede causar la ruptura de la tubercausar la ruptura de la tuberíía. a.

Otra situaciOtra situacióón que puede resultar de intern que puede resultar de interéés analizar, s analizar, relativo al golpe de ariete, es relativo al golpe de ariete, es el giro a la inversa del equipo de bombeo cuando no existe vel giro a la inversa del equipo de bombeo cuando no existe váálvula check (o de lvula check (o de retenciretencióón) a la salida del mismo,n) a la salida del mismo, que puede alcanzar velocidades de giro que puede alcanzar velocidades de giro superiores incluso a las de rsuperiores incluso a las de réégimen y comprometer la integridad de la mgimen y comprometer la integridad de la mááquina.quina.

Calidad del Alumbrado PCalidad del Alumbrado Púúblicoblico

En general para la evaluaciEn general para la evaluacióón del alumbrado pn del alumbrado púúblico aplicable al SEM se tuvo en blico aplicable al SEM se tuvo en cuenta:cuenta:

Norma TNorma Téécnica de Alumbrado de Vcnica de Alumbrado de Víías Pas Púúblicas en Zonas de Concesiblicas en Zonas de Concesióón de n de DistribuciDistribucióónnNorma TNorma Téécnica de Calidad de los Servicios Elcnica de Calidad de los Servicios Elééctricos DS No. 020ctricos DS No. 020--9797--EM y sus EM y sus respectivas Bases Metodolrespectivas Bases Metodolóógicas.gicas.CatCatáálogos de luminariaslogos de luminariasBases de datos con parBases de datos con paráámetros de luminariasmetros de luminariasSoftware de simulaciSoftware de simulacióón CALCULUX n CALCULUX Se utilizo informaciSe utilizo informacióón de vn de víías y parques de as y parques de VillacurVillacuríí..

Se seleccionSe seleccionóó las luminarias adecuadas para cada tipo de alumbrado del sectorlas luminarias adecuadas para cada tipo de alumbrado del sectorespecial, es decir para el tipo de alumbrado V.especial, es decir para el tipo de alumbrado V.

Se tuvo en consideraciSe tuvo en consideracióón la posicin la posicióón y orientacin y orientacióón de la luminaria. n de la luminaria.

Se tuvo en cuenta el tipo de vSe tuvo en cuenta el tipo de víía, si esta frente a una casa y/o calzada.a, si esta frente a una casa y/o calzada.

Se consideran factores de mantenimientoSe consideran factores de mantenimiento

SEM SEM VillacurVillacuríí APAP

ALUMBRADO PUBLICO

Sector Especial: Villacurí

Tipo de Alumbrado metros en vias % de vías considerado

m

III 0 0% 0.00IV 0 0% 0.00V 3000 80% 2400.00

Total: 3000 2400.00

Tipo de Alumbrado SON T (Plus)

Lámpara de 70 w

% de vías considerado

Vano No. Lámparas WIII 33 0 0.00 0%

38 0 0.0045 0 0.00

Lámpara de 50 w

33 0 0.00IV 38 0 0.00 0%

45 0 0.00Lámpara de

50 w33 73 4343.5038 64 3808.00

V 45 54 3213.00 80%Total en vías 54 3213

Resumen Vías Real SEMNúm. total de lámparas 74 54Potencia total (kW ) 4.9 3.21Long. Total de vías iluminadas (km) 3.00 2.40

Resumen de AP Parques Real SEMNúm. total de lámparas parques 0 18Potencia total (kW) 0.00 1.02

UnidadesUnidades kWkWLong. VLong. Víías as ((kmkm))

LLáámparas real (mparas real (viasvias+parques)+parques) 7474 4.904.90 3.003.00LLáámparas modelomparas modelo 7272 4.234.23 2.402.40VariaciVariacióónn 22 0.670.67 0.600.60

Si nos referimos al total de luminarias existente (ítem 6)

Se nota una disminución de 2 luminarias con alumbrado que cumple las normas, además de una reducción de 0,67 kW de consumo.

OOrganizacirganizacióón de la Empresan de la Empresa

La OrganizaciLa Organizacióón presentada por la empresa considera n presentada por la empresa considera 72 cargos, de los cuales, 67 corresponden a funciones 72 cargos, de los cuales, 67 corresponden a funciones naturaleza permanente 5 a cargos de Asesores Externosnaturaleza permanente 5 a cargos de Asesores Externos

Los cargos de naturaleza permanente comprenden:Los cargos de naturaleza permanente comprenden:Cargos pertenecientes a la Sede Central como: Cargos pertenecientes a la Sede Central como: Presidencia, Gerencia General, y Gerencia de Presidencia, Gerencia General, y Gerencia de AdministraciAdministracióón y Finanzas.n y Finanzas.Cargos que corresponden a la Unidad Zonal Cargos que corresponden a la Unidad Zonal VillacurVillacuríí y a y a las Unidades de Distribucilas Unidades de Distribucióón n AndahuasiAndahuasi y y MotupeMotupe ––IllimoIllimo, as, asíí como las Unidades de Grandes Clientes, como las Unidades de Grandes Clientes, Otros Clientes y de TransmisiOtros Clientes y de Transmisióón.n.

Estructura de CargosEstructura de CargosPropuesta de la EmpresaPropuesta de la Empresa

ÁREA EMPRESA MODELO

PR: Presidencia

GG: Gerencia General

GAF: Gerencia de Administración y Finanzas

GZV: Zonal Villacurí

Otras Áreas

02

02

09

27

21

02

0 2

09

27

SUB-TOTAL 61 40

GAF: Servicios Generales

AE: Asesoría Externa

06

05

06

05

TOTAL 72 51

OptimizaciOptimizacióón de la Organizacin de la Organizacióónn

La optimizaciLa optimizacióón de la organizacin de la organizacióón incluye las siguientes n incluye las siguientes modificaciones bmodificaciones báásicas:sicas:CreaciCreacióón de la Unidad de Distribucin de la Unidad de Distribucióón n VillacurVillacuríí, en , en cambio de la Gerencia Zonal cambio de la Gerencia Zonal VillacurVillacuríí, que viene , que viene desarrollando, fundamentalmente funciones desarrollando, fundamentalmente funciones administrativas.administrativas.

La Unidad de DistribuciLa Unidad de Distribucióón n VillacurVillacuríí se desarrollse desarrollóó tomando tomando como base el como base el áárea de Distribucirea de Distribucióón de la Gerencia Zonal n de la Gerencia Zonal VillacurVillacuríí..ReubicaciReubicacióón a la Sede Central de las n a la Sede Central de las ááreas de Seguridad reas de Seguridad y Medio Ambiente y del Sistema Distribuciy Medio Ambiente y del Sistema Distribucióón de n de InformaciInformacióón, dado que sus funciones abarcan el universo n, dado que sus funciones abarcan el universo de la empresa y no solamente la Unidad de Distribucide la empresa y no solamente la Unidad de Distribucióón n VillacurVillacuríí..

OrganizaciOrganizacióón Sistema Modelon Sistema Modelo

La OrganizaciLa Organizacióón del Sistema Modelo comprende: n del Sistema Modelo comprende:

La Unidad de DistribuciLa Unidad de Distribucióón n VillacurVillacuríí, conformada por su , conformada por su Jefatura, la DivisiJefatura, la Divisióón de Operacin de Operacióón Comercial, la Divisin Comercial, la Divisióón de n de OperaciOperacióón y Mantenimiento, y el n y Mantenimiento, y el ÁÁrea de Proyectos y rea de Proyectos y Obras, como Obras, como óórganos operativos, y el rganos operativos, y el ÁÁrea de Coordinacirea de Coordinacióón n Administrativa, como Administrativa, como óórgano de apoyo.rgano de apoyo.

Como parte de la organizaciComo parte de la organizacióón se considera la direccin se considera la direccióón, n, supervisisupervisióón y apoyo que debe brindar la Sede Central. n y apoyo que debe brindar la Sede Central. (Contabilidad, Log(Contabilidad, Logíística, Sistemas de Informacistica, Sistemas de Informacióón, n, etcetc). ).

Costos de ComercializaciCostos de ComercializacióónnCOMPOSICICOMPOSICIÓÓNN

CARGO FIJOCARGO FIJO..--Costos directos e indirectos de atenciCostos directos e indirectos de atencióón al cliente n al cliente independiente de la demanda.independiente de la demanda.

ACCIONES COMERCIALESACCIONES COMERCIALES..-- Costos no VAD Costos no VAD

Propio Financiamiento.Propio Financiamiento.-- Cortes y reconexiones, nuevos Cortes y reconexiones, nuevos clientes.clientes.

GESTIGESTIÓÓN COMERCIALN COMERCIAL

GestiGestióón Comercialn Comercial..-- PlanificaciPlanificacióón de la comercializacin de la comercializacióón y n y seguimiento seguimiento

ANÁLISIS DE COSTOS UNITARIOS.- Costos por actividades de lectura de medidores, facturación y emisión de recibos, reparto y cobranza.

Suministros;Mano de obra;Equipos y Herramientas;Transporte;

LECTURA DE MEDIDORES.-Rutas Óptimas.- Se han definido 6 rutas en base al recorrido y la cantidad de clientes visitados.Grupos de lectura.- Por personal propio y terceros, 2 por grupo excepto el 6º grupo (Preponderancia de clientes tipo BT5B).

FACTURACIÓN.- Por personal Propio.REPARTO.- Por personal Propio.COBRANZA.- Por personal propio, conciliación de información proporcionada por los Bancos, ITFF.

Costo Fijo de Atención al ClienteMETODOLOGÍA

Costo Fijo de Atención al ClienteCosto Fijo Total

CARGO FIJO TOTAL

Monto mensual : S/. 5 675

Monto anual : S/. 68 103

Monto anual : US$ 21 675

Rubro Total Directo Indirecto TotalLectura 2 656 328 2 983Facturación 296 37 333Reparto 301 37 338Cobranza 1 799 222 2 021Total 5 052 623 5 675

COSTO POR TIPO DE TARIFA.- El tiempo de lectura de medidores es pequeño comparado con el tiempo de recorrido entre ellos por lo que el costo unitario de lectura de medidores es reflejo del tiempo de recorrido entre clientes.

TIEMPO PROMEDIO DE VISITA POR TIPO DE CLIENTE .- Por información de la campaña de lectura de medidores diciembre 2008:

BINOMIOS: 12 minutos.MONOMIOS: 2 minutos.

COSTO UNITARIO.- Asignación del monto mensual a cada tipo de tarifa

Costo Fijo de Atención al ClienteCosto Unitario

Costo Fijo de Atención al ClienteAsignación por tipo de tarifa

TotalMT2 MT3 MT4 BT2 BT3 BT4 BT5A BT5B BT5C Medidores

1 24 17 20 3 3 2 - 2 - 71 2 25 19 19 3 1 1 - 2 - 70 3 23 14 15 2 - - - 2 - 56 4 37 24 18 1 2 - - 3 - 85 5 8 11 5 5 11 7 - 11 - 58 6 - 1 1 1 - 2 - 138 1 144

Total 117 86 78 15 17 12 - 158 1 484

Nº Clientes VisitadosGrupo

COSTO CANTIDADS/. CLIENTES

Total Monomios (BT5B) 425 158Total Monomios (BT5C) 3 1Total Binomios (2E1P) 3 116 193Total Binomios (2E2P) 2 131 132

COSTO FIJO TOTAL 5 675 484

TIPO DE CLIENTES

Costo Fijo de Atención al ClienteRESULTADOS

Número de Costo Anual Costo UnitarioClientes US$ US$/clientes-mes

CFE 158 1 624 0,856

CFS 193 11 901 5,139

CFH 132 8 140 5,139

CFEAP 1 10 0,856 Simple medición de energía del AP

Tipo de Medición Cargo

Simple medición de energía y potencia

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

Mano de ObraMano de ObraPersonal Propio en una brigada con dos operadores, supervisada pPersonal Propio en una brigada con dos operadores, supervisada por Ing. de or Ing. de OyM.OyM.Un operador de retUn operador de retéén para turnos de noche.n para turnos de noche.Costo asignado a media tensiCosto asignado a media tensióón del operador de la SET AT/MT Villacurn del operador de la SET AT/MT Villacuríí..

Herramientas e instrumentosHerramientas e instrumentosImplementos de seguridadImplementos de seguridadVehVehíículosculos

Costos de OperaciCostos de Operacióón Sistema Modelon Sistema ModeloComponentes del costo directoComponentes del costo directo

Costos de OperaciCostos de OperacióónnMETODOLOGMETODOLOGÍÍAA

HERRAM IENTASE INSTRUM ENTOS

M ANO DE OBRA

TRANSPORTE

IM PLEM ENTOS DESEGURIDAD

DISTRIBUCIÓN EN BASE A COSTOS POR SEGM ENTO DEL SISTEM A ELÉCTRICO

(M T, BT, SED)

COSTOS ANUALES DE OPERACIÓN

COSTOS ANUALESDE OPERACIÓN (M T, BT Y SED)

SERVICIOS DE TERCEROS

Costos de OperaciCostos de OperacióónnResultadosResultados

COSTO TOTAL DE OPERACIÓNCOSTO

ANUAL US$

DESCRIPCIONMedia Tensión 52 583Baja Tensión (incluye Alumbrado Público) 401Subestaciones de distribución 2 581TOTAL US$ 55 564

Costos de MantenimientoCostos de MantenimientoComponentes del costo directoComponentes del costo directo

Supervisa personal de la empresa la ejecuciSupervisa personal de la empresa la ejecucióón por terceros.n por terceros.Actividades de mantenimiento: Preventivo y Correctivo.Actividades de mantenimiento: Preventivo y Correctivo.Tipos de actividades: InspecciTipos de actividades: Inspeccióón, limpieza, ajustes, mantenimiento, medicin, limpieza, ajustes, mantenimiento, medicióón n y cambiosy cambiosCostos unitarios de actividades: Materiales, Mano de obra, maquCostos unitarios de actividades: Materiales, Mano de obra, maquinaria y inaria y trasporte, equipos y herramientas, rendimientos por tipo de actitrasporte, equipos y herramientas, rendimientos por tipo de actividades.vidades.MMóódulos de mantenimiento: Costo unitario por tipo de instalacidulos de mantenimiento: Costo unitario por tipo de instalacióón con n con actividades estactividades estáándar, alcance y periodicidad de ejecucindar, alcance y periodicidad de ejecucióón y tasa de falla.n y tasa de falla.Instalaciones del sistema elInstalaciones del sistema elééctrico modelo.ctrico modelo.ValorizaciValorizacióón del costo de mantenimiento.n del costo de mantenimiento.

Costos de MantenimientoCostos de MantenimientoMETODOLOGMETODOLOGÍÍAA

PERIODICIDAD(M eses)

APLICABILIDAD(%)

(Condiciones)COSTOS UNITARIOS DE M ATERIALES

COSTOS UNITARIOS DE M ANO DE OBRA

COSTOS UNITARIOS DE M AQUINARIA Y

TRANSPORTE

COSTOS UNITARIOS EQUIPOS Y

HERRAM IENTAS

COSTO UNITARIO POR ACTIVIDAD

(US $/km o US $/Unidad)

COSTO ANUAL POR SEGM ENTO DE LA

INSTALACIÓN(US $ /km ó US $ /Unidad)

GRUPO DE ACTIVIDADES POR SEGM ENTO DE LA

INSTALACIÓN:M T, SED, BT, AP

COSTO ANUAL DE M ANTENIM IENTO

(US $)

CANTIDAD DE ELEM ENTOS

(Por km o unidad)M ETRADO POR

SEGM ENTO DE LA INSTALACIÓN(km de redes ó SEDs)RENDIM IENTO

(Actividad/día)

Costos de MantenimientoMódulos de Mantenimiento

SEGMENTO DEL SISTEMA MODULO UNIDAD

COSTO UNITARIO

US$

MEDIA TENSIÓN RED TRIFÁSICA AAAC km 462.58

BAJA TENSIÓN RED TRIFÁSICA AUTOSOPORTADA km 9.87

SUB ESTACIONES HASTA 15 kVA TRIFÁSICA und 87.73

DE 15 A 37.5 kVA, TRIFÁSICO und 101.09

DE 37.5 A 75 kVA, TRIFÁSICO und 104.82

MAYOR A 75 kVA, TRIFÁSICO und 109.38

ALUMBRADO PÚBLICO RED DE ALUMBRADO PÚBLICO km 49.32

Costos de MantenimientoCostos de MantenimientoResultadosResultados

VNR COSTO MANTENIMIENTO

Segmento de la Red Módulo Unidad Cantidad

Costo Unitario

US$

Sub Total US$

TOTAL (1)US$

Línea Trifásica AAAC km 262,24 462,58 121 306 147 572Sub Total M.T. 121 306 147 572Servicio Público km 2,88 9,87 28 36Sub Total B.T. 28 36S.E. Trifásica 15 kVA und 7,00 87,73 614 736S.E. trifásica de 15 a 37,5 kVA und 20,00 101,09 2 022 2 430S.E. Trifásica de 37,5 a 75 kVA und 10,00 104,82 1 048 1 261S.E. Trifásica mayor a 75kVA und 5,00 109,38 547 659Sub Total S.E. 4 231 5 086Alumbrado Público km 2,25 49,32 111 139Sub Total A.P. 111 139

TOTAL 125 676 152 832

(1) Incluye gastos generales y utilidades (aplicado a mano de obra, equipos y herramientas)

Alumbrado Público

Subestaciones

Baja Tensión

Media Tensión

Costos de OperaciCostos de Operacióón y Mantenimienton y MantenimientoResultadosResultados

ConceptoMedia

TensiónUS$

BajaTensión

US$

SubEstaciones

US$

TotalUS$

60 Compras 18 573 17 926 19 51762 Cargas de Personal 39 185 299 1 923 41 40763 Servicios Prestados por Terceros 142 172 239 5 062 147 473

TOTAL 199 930 556 7 911 208 396

ConceptoMedia

TensiónUS$

BajaTensión

US$

SubEstaciones

US$

TotalUS$

Costos de Operación 52 583 401 2 581 55 564Costos de Mantenimiento 147 347 155 5 330 152 832

Total 199 930 556 7 911 208 396

Costos de GestiCostos de Gestióónn

Para determinar el costo de las remuneraciones, Para determinar el costo de las remuneraciones, se ha considerado:se ha considerado:Costos reales de las remuneraciones pagadas Costos reales de las remuneraciones pagadas registradas en las planillas de COELVISAC.registradas en las planillas de COELVISAC.InformaciInformacióón sobre remuneraciones del sector n sobre remuneraciones del sector privado publicadas por el Ministerio de Trabajo y privado publicadas por el Ministerio de Trabajo y PromociPromocióón del Empleon del EmpleoInformaciInformacióón sobre remuneraciones publicadas en n sobre remuneraciones publicadas en las plas pááginas Web de las empresas de Servicio ginas Web de las empresas de Servicio PPúúblico de Electricidad, blico de Electricidad, HidrandinaHidrandina S.A. y S.A. y ElectronorteElectronorte S.A.S.A.

Costo de RemuneracionesCosto de Remuneraciones(MILES DE NUEVOS SOLES)(MILES DE NUEVOS SOLES)

TOTAL COSTO OPTIMIZADO 1770SEDE CENTRAL 849UNIDAD DISTRIBUCIÓN VILLACURÍ 462OTRAS ÁREAS OPERATIVAS 458

COSTO DE SEDE CENTRAL 849 * COSTO SERVICIO (ALTA DIRECCIÓN) 45% 234ESTUDIOS Y OBRAS 25% 199 * COSTO DE SERVICIO (ASESOR) 100% 7COSTO DE SERVICIO 75% 596 * COSTO DE SERVICIO (OTROS) 54% 40COSTO SERVICIO (ASESORES) 100% 54 SISTEMA MODELO 281 43%

OTRAS UNIDADES 369 57%TOTAL COSTO DE GESTIÓN 650 TOTAL COSTO DE GESTIÓN 650 100%

DE SEDE CENTRAL AL SISTEMA MODELOAPLICACIÓN COSTO DE REMUNERACIONES

Costo RemuneracionesCosto RemuneracionesSistema ModeloSistema Modelo

(MILES DE NUEVOS SOLES)(MILES DE NUEVOS SOLES)

COSTO DE SERVICIO COSTO DIRECTO

COSTO INDIRECTO

TOTAL

DISTRIBUCIÓN 125 125COMERCIALIZACIÓN 92 92ADMINISTRACIÓN 173 282 455SUB TOTAL 390 282 672

ESTUDIOS Y OBRAS 72 150 222TOTAL 462 432 894

Costos No Personales Costos No Personales -- DistribuidoDistribuido(MILES DE NUEVOS SOLES)(MILES DE NUEVOS SOLES)

DISTRIBU-CIÓN

COMERCIALIZACIÓN

ADMINIS-TRACIÓN TOTAL PORCENTAJE

SERVICIOS PRESTADOS POR TERCEROS 625 42 101 768 62%TRIBUTOS 226 43 269 22%CARGAS DIVERSAS DE GESTIÓN 146 14 37 197 16%TOTAL 997 56 181 1 234 100%

55%

COSTO NO PERSONALES

TRIBUTOS,22% SERVICIOS

PRESTADOS POR TERCEROS, 62%

CARGAS DIV.GESTIÓN, 16%

Balance de EnergBalance de Energíía y Potenciaa y PotenciaPROCEDIMIENTOPROCEDIMIENTO

Ventas optimizadas de EnergVentas optimizadas de Energíía y Potencia 2008a y Potencia 2008PPéérdidas reales y prdidas reales y péérdidas reconocidas en la tarifa: exceso de rdidas reconocidas en la tarifa: exceso de ppéérdidasrdidasFactores de coincidencia FCPP Factores de coincidencia FCPP Exceso de pExceso de péérdidas incluidas como ventas.rdidas incluidas como ventas.-- 40%40%Alumbrado pAlumbrado púúblico.blico.-- MMááxima demanda del sistema ocurre en xima demanda del sistema ocurre en horas del dhoras del díía por lo que la potencia de alumbrado publico no a por lo que la potencia de alumbrado publico no participa en el balance.participa en el balance.

Balance de EnergBalance de Energíía y Potenciaa y PotenciaMUESTRA DE REGISTROS DE MEDIDORESMUESTRA DE REGISTROS DE MEDIDORES

TIPO TARIFA PERÍODOS REGISTRADOS Nº DE

MEDIDORES

MT2 11/01/09 AL 31/03/09 5MT3 15/01/09 AL 26/03/09 5MT4 07/02/09 AL 10/03/09 1BT2 30/12/08 AL 15/03/09 2BT5 02/03/09 AL 07/03/09 1

Balance de EnergBalance de Energíía y Potenciaa y PotenciaFactores de coincidenciaFactores de coincidencia

...

0,00

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

1 4 7 10 13 16 19 22HORAS

kW

PV-146-A

PV-526

PV-571

PV-627

PV-677

Represent (∑)

Balance de EnergBalance de Energíía y Potenciaa y PotenciaFACTORES DE COINCIDENCIA FACTORES DE COINCIDENCIA -- FCPPFCPP

FCPP = Máxima demanda coincidente en horas de máxima demanda / Sumatoria de máximas demandas de clientes

Resultados Factores FCPP.

TIPO TARIFA

FACTOR DECOINCIDENCIA

MT2 0.8900MT3 0.7750MT4 0.3780BT2 0.6250BT5 0.4105

Balance de EnergBalance de Energíía y Potenciaa y PotenciaFACTORES DE COINCIDENCIA ASUMIDOSFACTORES DE COINCIDENCIA ASUMIDOS

TIPO TARIFA

FACTORES DECOINCIDENCIA

MT2 0.8900MT3P 0.7750MT3FP 0.7750MT4P 0.3780MT4FP 0.3780

BT2 0.6250BT3P 0.7750BT3FP 0.7750BT4P 0.3780BT4FP 0.3780

BT5B 0.4105

Balance de EnergBalance de Energíía y Potenciaa y PotenciaRESUMENRESUMEN

Energía Anual MW.h

Factor de Carga oFactor de Pérdidas

PotenciakW

Factor deCoincidencia

Ingreso MT 74 117 0.52 16 096Pérdidas estándar MT 1 560 0.35 518

Técnicas 1 560 0.35 518No Técnicas 0 0

Ventas MT 67 487 0.53 14 594MT1 0 0MT2 41 710 0.54 7 825 0.890 MT3P 9 282 0.39 2 085 0.775 MT3FP 15 922 0.31 4 576 0.775 MT4P 272 0.24 48 0.378 MT4FP 301 0.21 61 0.378 Otros (*) 0 0

Ingreso BT 5 071 0.59 984Pérdidas estándar BT 275 0.42 73

Técnicas 179 0.42 51Subestaciones MT/BT 164 46Redes BT - SP 4 1Acometidas 10 3Medidores 1 0

No Técnicas 96 0.50 22Ventas BT 4 796 0.60 912

BT2 1 512 0.46 235 0.625 BT3P 1 389 0.44 280 0.775 BT3FP 1 314 0.34 342 0.775 BT4P 159 0.36 19 0.378 BT4FP 220 0.43 22 0.378 BT4AP 26 0.50 0BT5A 0 0.00 0BT5B 176 0.50 14 0.411 BT6 0 0Otros (*) 35 8

(*) Pérdidas en exceso no reconocidas en las Tarifas

Balance de EnergBalance de Energíía y Potenciaa y PotenciaDEMANDA DE POTENCIA Y PDEMANDA DE POTENCIA Y PÉÉRDIDAS ESTRDIDAS ESTÁÁNDARNDAR

Resultados de mResultados de mááxima demanda y horas de utilizacixima demanda y horas de utilizacióón en baja tensin en baja tensióónn

PPéérdidas estrdidas estáándares en MT y BTndares en MT y BT

NHUBT Horas 371Demanda MT kW 15 578Demanda BT kW 912

Pérdidas MT Energía PotenciaTécnicas 2.10% 3.22%No Técnicas 0.00% 0.00%

Pérdidas BT Energía PotenciaTécnicas 3.53% 5.14%No Técnicas 1.89% 2.23%

ResultadosResultados

Cargo Fijo – US$/mes

Pérdidas Estándar de Energía y Potencia

Pérdidas MT Energía PotenciaTécnicas 2,10% 3,22%No Técnicas 0,00% 0,00%

Pérdidas BT Energía PotenciaTécnicas 3,53% 5,14%No Técnicas 1,89% 2,23%

TotalCFE CFS CFH CFEAP Promedio

(US $ / Año) 1 623,84 11 901,31 8 139,76 10,28 5 418,80Clientes 158 193 132 1 121,00US $ / Cliente 0,856 5,139 5,139 0,856 2,998

NCL (Número de clientes)

Costo Fijo Mensual

Cargos Fijos Mensuales

CCCL (Costo Comercial de Atención al Cliente)


Resumen del VAD

Valor Nuevo de Reemplazo Miles de $ 4 407 241 194Anualidad del VNR Miles de $ 547 30 24Costo Anual de Explotación Miles de $ 728 86 24Total Costo Anual Miles de $ 1 275 116 49COyM/VNR 16,52% 35,52% 12,58%Total Costo Mensual $ 103 947 9 500 3 947Demanda kW 15 578 912 912

VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCIÓNINVERSIÓN $/kW-mes 2,777 2,594 2,093EXPLOTACIÓN TECNICA $/kW-mes 3,895 7,822 2,235TOTAL $/kW-mes 6,673 10,417 4,328

Factor inversión año->mes 0,079073Factor explotación año->mes 1/12

SEDDESCRIPCIÓN UNIDAD MEDIA TENSIÓN BAJA TENSIÓN

ResultadosResultadosParámetros Fórmula de Reajuste

Media Tensión

Subestaciones

Valor IndicadorParámetros Parámetro Asociado

Material Importado Aluminio 0,0919 Precio del AluminioMaterial Importado Cobre 0,0185 Precio del CobreMaterial Importado Otros 0,2585 Índice de Productos importadosMaterial Nacional 0,2994 Índice de Productos al por MayorMano de Obra 0,3317 Índice de Productos al por Mayor

1,0000

Valor IndicadorParámetros Parámetro Asociado

Material Importado Aluminio 0,0000 Precio del AluminioMaterial Importado Cobre 0,0000 Precio del CobreMaterial Importado Otros 0,2434 Índice de Productos importadosMaterial Nacional 0,5888 Índice de Productos al por MayorMano de Obra 0,1677 Índice de Productos al por Mayor

1,0000


Cargo Fijo

Se considera el Índice de Precios al por Mayor

Baja TensiónValor Indicador

Parámetros Parámetro AsociadoMaterial Importado Aluminio 0,0336 Precio del AluminioMaterial Importado Cobre 0,0020 Precio del CobreMaterial Importado Otros 0,2285 Índice de Productos importadosMaterial Nacional 0,4724 Índice de Productos al por MayorMano de Obra 0,2634 Índice de Productos al por Mayor

1,0000

CódigoIPM0IPAl0 Platt’s Metal Week

Precio del Cobre IPCu Platt’s Metal Week

Índice de Productos Importados

Índice de Precios al por MayorPrecio del Aluminio

Indicador Asociado Valor Indicador Referencia

2706,94INEI

D0 SBS, MEF

200,154431

328,8

Valores Base de los Indicadores

Todos los valores base de los indicadores al 31 de diciembre de 2008


Factores de Economía de Escala

Tipo VADMT VADBT VADSED

Fórmula 1+CV*t/(1+t) 1+CV*t/(1+t) 1+CV*t/(1+t)

Tasa de Crecimiento 0,01157 0,01157 0,01157

Año 1 1,0000 1,0000 1,0000 Año 2 0,9949 0,9933 0,9955 Año 3 0,9898 0,9867 0,9910 Año 4 0,9847 0,9801 0,9866

Fin de la PresentaciFin de la Presentacióónn

Muchas GraciasMuchas Gracias

Estudio de Costos del Valor Estudio de Costos del Valor Agregado de DistribuciAgregado de Distribucióónn

Sector TSector Tíípico Especialpico Especial

Documents

Estudio de Costos del Valor Agregado de Distribución ...€¦ · con factor de simultaneidad de los Estudios de Caracterización de Carga del año 2005 para el Sector Especial (0,912)