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ELECTRO DUNAS ELECTRO DUNAS S.A.A.S.A.A.ELECTRO DUNAS S.A.A.ELECTRO DUNAS S.A.A.
GESTIÓNGESTIÓNGESTIÓNGESTIÓNGESTIÓNGESTIÓNELECTRO DUNAS ELECTRO DUNAS
GESTIÓNGESTIÓNELECTRO DUNAS ELECTRO DUNAS
2007 2007 -- 201020102007 2007 -- 20102010Ing. Felipe Casasola
Gerente de Operaciones
Ica, junio 2011Ica, junio 2011
ÁREA DE CONCESIÓN ÁREA DE CONCESIÓN Área de Concesión
Clientes:
Clientes:44 441Ventas:
165 4 GW h 28 732Ventas:
94,4 GW.h
165,4 GW.h
Clientes:75 651Ventas:
302,4 GW.h
Clientes:29 425Ventas:
71,0 GW.h
Electro Dunas(A diciembre 2010)
Clientes: 178 249Clientes: 178 249Ventas: 633 GW.h
Antecedentes Antecedentes Antecedentes
E 1912 F d ió d lE 1912 F d ió d lEnero 1912: Fundación de la empresa.Febrero 1997: Privatización.
C fli t i t i
Enero 1912: Fundación de la empresa.Febrero 1997: Privatización.
C fli t i t iConflictos societariosProblemas administrativos y operativosBajo nivel de inversiones de capital y de gastos para
Conflictos societariosProblemas administrativos y operativosBajo nivel de inversiones de capital y de gastos paraBajo nivel de inversiones de capital y de gastos para operación y mantenimientoProceso concursal – INDECOPI
Bajo nivel de inversiones de capital y de gastos para operación y mantenimientoProceso concursal – INDECOPIProceso concursal INDECOPIDeficiente calidad del servicio eléctrico e insatisfacción del cliente
Proceso concursal INDECOPIDeficiente calidad del servicio eléctrico e insatisfacción del clienteElevadas pérdidas de energíaElevadas pérdidas de energía
Antecedentes Antecedentes Antecedentes
1/08/2007: 136 318 clientes1/08/2007: 136 318 clientes
Agosto 2007: Nueva AdministraciónAgosto 2007: Nueva Administración
1/08/2007: 136.318 clientes15 /08/2007: Sismo. Se pierden 12.060 clientes. Deterioro de infraestructura eléctrica. Al 31/08/2007 124.258 clientes
1/08/2007: 136.318 clientes15 /08/2007: Sismo. Se pierden 12.060 clientes. Deterioro de infraestructura eléctrica. Al 31/08/2007 124.258 clientesAl 31/12/2010:
26,6% de incremento en venta de energía 2006 vs 2010.Al 31/12/2010:
26,6% de incremento en venta de energía 2006 vs 2010.178.249 clientes atendidos.10,2% pérdidas totales de energía.SAIFI = 22 6 y SAIDI = 71 5 en el año 2010
178.249 clientes atendidos.10,2% pérdidas totales de energía.SAIFI = 22 6 y SAIDI = 71 5 en el año 2010SAIFI = 22,6 y SAIDI = 71,5 en el año 2010.Disminución de las deficiencias de seguridad pública por subsanar de 6 321 (2006) a 1 508 (2010) .
SAIFI = 22,6 y SAIDI = 71,5 en el año 2010.Disminución de las deficiencias de seguridad pública por subsanar de 6 321 (2006) a 1 508 (2010) .( ) ( )US$ 48 millones invertidos hasta el 2010.
( ) ( )US$ 48 millones invertidos hasta el 2010.
OBJETIVOS EMPRESARIALES OBJETIVOS EMPRESARIALES Objetivos Empresariales
Garantizar la capacidad instalada
Atención oportuna para lacapacidad instalada
para el crecimiento de la demanda.
para la incorporación de
clientes.Mejorar la ConfiabilidadConfiabilidad del Sistema Eléctrico y la calidad del
i i
Reducción de pérdidas de
Cumplimiento a la regulación tarifaria
servicio.
energía. y fiscalización.
La actual Administración asume la gestión de Electro Dunas (antes Electro Sur Medio - 01/08/2007) . Fija como misión su Reestructuración Operativa .La actual Administración asume la gestión de Electro Dunas (antes Electro Sur Medio - 01/08/2007) . Fija como misión su Reestructuración Operativa .
INFRAESTRUCTURA ELÉCTRICA INFRAESTRUCTURA ELÉCTRICA Infraestructura Eléctrica - 2010
Unidad de
MedidaChincha
Pisco Huaytará
ChocorvosIca
Nasca y Sistemas Aislados
TotalELD
1 LÍNEAS DE SUBTRANSMISIÓN EN 60 kV :N° de Ternas Unidad 1/2 1/2 1 1 1/2
Descripción
N° de Ternas Unidad 1/2 1/2 1 1 1/2
- Longitud Total (Sistema 3ø) km. 35 / 43 26 / 25 55 / 3 195 311 / 71
2 CENTROS DE TRANSFORMACIÓN 60/22,9/10 KV:
N° de S E Base 60/22 9/10 y 60/10 kV Unidad 4 3 4 3 14- N° de S.E. Base 60/22.9/10 y 60/10 kV. Unidad 4 3 4 3 14
- Potencia de Transformadores 60/22.9/10 kV. (ONAF) MVA 68 54 83 33 237
3 LÍNEAS DE MEDIA TENSIÓN EN 10 Y 22,9 kV:
- N° de Circuitos Unidad 16 16 20 15 67 N de Circuitos. Unidad 16 16 20 15 67
- Longitud Total Redes de Media tensión. km. 248 617 392 1028 2286
4 SS.EE. DE DISTRIBUCIÓN MT/BT :
- Nro. de SS.EE. Unidad 394 403 635 496 1.928 Nro. de SS.EE. Unidad 394 403 635 496 1.928
5 LÍNEAS DE BAJA TENSIÓN EN 380/220 V :
- Longitud Total Redes de Baja tensión. km. 431 343 885 421 2080
6 ALUMBRADO PUBLICO:
- Luminarias instaladas Cjto. 10.495 8.051 24.070 10.659 53.275
PROGRAMA DE INVERSIONES PROGRAMA DE INVERSIONES Programa de Inversiones 2007 - 2010
Componente US$000
Sistema de Transmisión 10.320Sistema de Distribución 20.321Pequeñas Centrales Eléctrica 161Centro de Control 1.830Centro de Control 1.830Reducción de Pérdidas de Energía 2.147Infraestructura 2.138Otros 11 024Otros 11.024
TOTAL 47.943
Programa de InversionesPrograma de InversionesConfiabilidad y Calidad del Servicio
Repotenciación SET Santa Margarita (nuevo transformador de 25/31.25
PRINCIPALES PROYECTOS EJECUTADOS 2008 - 2010- SISTEMA DE TRANSMISIÓN –
PRINCIPALES PROYECTOS EJECUTADOS 2008 - 2010- SISTEMA DE TRANSMISIÓN –
MVA y mantenimiento de equipos en 60kV y 10kV)
Repotenciación SET El Pedregal (nuevo transformador de 25/31.25 MVA, obras civiles y electromecánicas, mantenimiento de equipos en 60kV y 10kV).y , q p y )
Repotenciación SET’s Alto La Luna, Tacama, Ica Norte, El Carmen y Paracas y Nasca (mantenimiento de transformadores de 12MVA y nuevo transformador 15/18.75MVA y de equipos en 60kV Compra de tablerostransformador 15/18.75MVA y de equipos en 60kV. Compra de tableros eléctricos).
Overhaul de transformadores de potencia y renovación de interruptores (10kV y 22 9kV)(10kV y 22,9kV).
Centro de Control (Scada, Comunicaciones y Telemando).
Programa de InversionesPrograma de InversionesConfiabilidad y Calidad del Servicio
N SET L (t b i il t f d d
PRINCIPALES PROYECTOS EN EJECUCIÓN 2011- SISTEMA DE TRANSMISIÓN -
PRINCIPALES PROYECTOS EN EJECUCIÓN 2011- SISTEMA DE TRANSMISIÓN -
Nueva SET Luren (terreno, obras civiles, nuevo transformador de 15/18.75MVA y obras electromecánicas).
LT 60kV Parcona – Luren (celda de salida en 60kV, 2.9km segunda terna, 4.4km nuevo tramo LT 60kV y servidumbre).
Mejoramiento del Sistema de Transmisión Chincha (implementación de las segundas ternas de LT 60kV ).g )
Mejoramiento del Sistema de Transmisión de Pisco (rehabilitación de LT60kV).
Programa de InversionesPrograma de InversionesConfiabilidad y Calidad del Servicio
Ampliaciones de redes en MT y BT.
PROYECTOS EJECUTADOS 2008-2010- SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN -
PROYECTOS EJECUTADOS 2008-2010- SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN -
Rehabilitación y remodelación de 24 alimentadores en MT (11 Ica, 5 Chincha, 7 Pisco y 1 Nasca) .
I l t ió d 24 R l li t d MTImplementación de 24 Reclosers en alimentadores en MT.
Remodelación de redes para disminuir deficiencias (Procedimientos sobre Deficiencias de las Instalaciones Eléctricas N° 228-antes Nº011).
Programa de Reducción de Pérdidas (Regularización y anti-fraude, saneamiento de instalaciones precarias en Redes de MT y BT, adquisición de medidores totalizadores y sostenimiento).y )
Rehabilitación de red de distribución secundaria ( ).
Rehabilitación y mejoras del sistema de alumbrado público (Procedimiento sobre la Operatividad del Servicio de Alumbrado Público N° 078 ).
Programa de InversionesPrograma de InversionesConfiabilidad y Calidad del Servicio
PROYECTOS EN EJECUCIÓN 2011- SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN -
PROYECTOS EN EJECUCIÓN 2011- SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN -
Ampliaciones de redes en MT y BT
Rehabilitación y remodelación en MT y BT
Implementación de bancos de condensadores por el orden 10,000kVAR.
Implementación de interruptores de media tensión.
Implementación de recloser en redes de media tensión.
Adecuación de 8,000 conexiones domiciliarias.
Evolución de clientes Evolución de clientes Clientes
2007 2008 2009 2010 2011 /1 08/07 09/08 10/09Ica 57.718 66.457 71.433 75.651 77.259 15% 7% 6%
Chi h 31 014 37 228 40 954 44 441 45 187 20% 10% 9%
Crecimiento Anual[Al 31 de diciembre de cada año]
2007 2008 2009 2010 2011 /1 08/07 09/08 10/09Ica 57.718 66.457 71.433 75.651 77.259 15% 7% 6%
Chi h 31 014 37 228 40 954 44 441 45 187 20% 10% 9%
Crecimiento Anual[Al 31 de diciembre de cada año]
Chincha 31.014 37.228 40.954 44.441 45.187 20% 10% 9%
Pisco 18.928 24.011 26.624 28.732 29.291 27% 11% 8%
Nasca 23.017 25.838 27.890 29.425 29.834 12% 8% 6%
Total 130.677 153.534 166.901 178.249 181.571 17% 9% 7%
/1: Al 30 de abril de 2011 Al cierre del Plan 2011 se estima servir a 188 615 clientes
Chincha 31.014 37.228 40.954 44.441 45.187 20% 10% 9%
Pisco 18.928 24.011 26.624 28.732 29.291 27% 11% 8%
Nasca 23.017 25.838 27.890 29.425 29.834 12% 8% 6%
Total 130.677 153.534 166.901 178.249 181.571 17% 9% 7%
/1: Al 30 de abril de 2011 Al cierre del Plan 2011 se estima servir a 188 615 clientes/1: Al 30 de abril de 2011. Al cierre del Plan 2011 se estima servir a 188.615 clientes/1: Al 30 de abril de 2011. Al cierre del Plan 2011 se estima servir a 188.615 clientes
CLIENTES FINALES (000)[Al 31 de diciembre de cada año]
+7%+6%*
DISTRIBUCIÓN DE CLIENTES (%)[2011]
+3% +5% ‐2%
+17%+9%
Ica43%
Pisco16%
Nasca16%
123 127 133 131 154 167 178 189 Chincha
25%
(*) Crecimiento estimado al 31 de diciembre 2011
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Evolución de la demandaEvolución de la demandaDemanda Eléctrica y Energía
AT[NIVEL DE TENSIÓN]
2007 2008 2009 2010 2011 /1 08/07 09/08 10/09 11/10
VENTA DE ENERGÍA - GW.h
[Al 31 de diciembre de cada año] Crecimiento Anual
2007 2008 2009 2010 2011 /1 08/07 09/08 10/09 11/10
VENTA DE ENERGÍA - GW.h
[Al 31 de diciembre de cada año] Crecimiento Anual
AT1%
MT
BT40%
[NIVEL DE TENSIÓN]
2007 2008 2009 2010 2011 /1 08/07 09/08 10/09 11/10Ica 240 258 285 302 314 8% 11% 6% 4%
Chincha 165 171 168 165 176 4% -2% -2% 7%
Pisco 68 72 100 94 102 6% 40% -6% 8%
Nasca 43 48 60 71 71 13% 25% 18% 0%
2007 2008 2009 2010 2011 /1 08/07 09/08 10/09 11/10Ica 240 258 285 302 314 8% 11% 6% 4%
Chincha 165 171 168 165 176 4% -2% -2% 7%
Pisco 68 72 100 94 102 6% 40% -6% 8%
Nasca 43 48 60 71 71 13% 25% 18% 0%Lib
MT59%
VENTA DE ENERGÍA[GWh]
Total 514 549 614 633 663 7% 12% 3% 5%/1: Plan 2011
Total 514 549 614 633 663 7% 12% 3% 5%/1: Plan 2011
Libre3%
[MERCADO]
[GW.h]
+12%+8% +3%
+7%+12% +3%
+5%
[UNIDAD COMERCIAL]
Regulado97%
MÁXIMA DEMANDA
2007 = 99,1 MW2008 = 110,9 MW
411 462 500 514 549 614 633 663
Ica48%
Pisco15%
Nasca11%
[UNIDAD COMERCIAL]2009 = 118,7 MW2010 = 114,0 MW2011 = 116,0 MW
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Chincha26%
Evolución de PérdidasEvolución de PérdidasReducción de Pérdidas de Energía
PÉRDIDAS TOTALES DE ENERGÍA[GW.h ‐ %]
17,6%15,8% 14,9%
98
15,3%
15,8% 14,9%13,1%
10,7%10,2% 9,8%
74
98 93 91 83 74 73 73
PÉRDIDAS DE ENERGÍA [%]
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
3.8%4.1%
3.6% 3.0%
DISTRIBUCIÓN TRANSMISIÓN
12.5% 13.9% 12.3% 12.0% 11.4%9.3% 8.5% 8.3%
3.0%2.4%
2.2% 2.5% 2.1%
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Evolución de Calidad de SuministroEvolución de Calidad de SuministroSAIFI - SAIDI a Nivel de Empresa
7.3 8210
Calidad del Servicio SAIFI-SAIDI
4.0 3.85
6
7
120
150
180
24.8 26.7 28.5 22.6
181.9
108.1 107.571.5
3.2
1
2
3
4
30
60
90
0
1
0
30
2007 2008 2009 2010
SAIFI SAIDI CAIDISAIFI SAIDI CAIDI
SEDE SAIFI SAIDICHINCHA 4,4 14,9ICA 7 7 24 3ICA 7,7 24,3NASCA 4,1 11,7PISCO 6,3 20,6
22,6 71,5
Evolución de Calidad de SuministroEvolución de Calidad de SuministroSAIFI - SAIDI por Responsabilidad
Numero Promedio de Interrupciones por Usuario (SAIFI) Duracion Promedio de Interrupciones por Usuario (SAIDI)
1.2 2.74.1
5.56.0
4.120
25
30
35
ro
24.822.6
28.526.7
22.3
120140160180200220
on 108 1 107 5
181.9
11.413.7 14.7
9.4
5.86.3 5.2
6.7
3.52.4
5
10
15
20
Num
er
33.749.7 63.2
37.2
13.916.1
11.4
13.5
112.0
8.46.2
6.2
33.9 26.6
14.7
20406080100120
Duracio 108.1 107.5
71.5
RESPONSABILIDAD 2007 2008 2009 2010 RESPONSABILIDAD 2007 2008 2009 2010
02007 2008 2009 2010
Propias Terceros Fenomenos Naturales Otras Eléctricas
02007 2008 2009 2010
Propias Terceros Fenomenos Naturales Otras Eléctricas
RESPONSABILIDAD 2007 2008 2009 2010Propias 11,4 13,7 14,7 9,4
Terceros 5,8 6,3 5,2 6,7Fenomenos Naturales 3,5 1,2 2,7 2,4
Otras Eléctricas 4,1 5,5 6,0 4,1Total general 24,8 26,7 28,5 22,6
RESPONSABILIDAD 2007 2008 2009 2010Propias 33,7 49,7 63,2 37,2
Terceros 13,9 16,1 11,4 13,5Fenomenos Naturales 112,0 8,4 6,2 6,2
Otras Eléctricas 22,3 33,9 26,6 14,7Total general 181,9 108,1 107,5 71,5
Evolución de Calidad de SuministroEvolución de Calidad de SuministroSAIFI - SAIDI Responsabilidad Propia
16
Numero Promedio de Interrupciones por Usuario (SAIFI) Causas Propias
70
Duracion Promedio de Interrupciones por Usuario (SAIDI) Causas Propias
3.0
3.3 5.5
4 58
10
12
14
mero 22.3
43.6
30
40
50
60
racion
8.310.4 9.2
5.0
4.5
0
2
4
6Nu
17.927.4
19.78.7
15.728.5
0
10
20
30
Du
RESPONSABILIDAD 2007 2008 2009 2010IMPREVISTA 8,3 10,4 9,2 5,0
RESPONSABILIDAD 2007 2008 2009 2010IMPREVISTA 17,9 27,4 19,7 8,7
PROGRAMADA 15 7 22 3 43 6 28 5
2007 2008 2009 2010
IMPREVISTA PROGRAMADA
2007 2008 2009 2010
IMPREVISTA PROGRAMADA
PROGRAMADA 3,0 3,3 5,5 4,5Total general 11,4 13,7 14,7 9,4
PROGRAMADA 15,7 22,3 43,6 28,5Total general 33,7 49,7 63,2 37,2
• El año 2009 estuvo caracterizados por los cortes programados en AT para repotenciación de interruptores en MT,cambios de equipos en SETs y rehabilitación de alimentadores en MT.E l ñ 2010 l t d f h bilit ió d li t d MT b ió d• En el año 2010 los corte programados fueron por rehabilitación de alimentadores en MT y subsanación dedeficiencias en MT según Proc. Nº 228.
Evolución en Seguridad PublicaEvolución en Seguridad PublicaDeficiencias en Redes de Media Tensión
6,321es
de
5,1584,547
Inst
alac
ion
SED
76%
2,956
1,508
cias
en la
s M
T y
S
P‐011P‐011
P‐011
2006 2007 2008 2009 2010
Deficiencia MT SED
Def
icie
nc P‐228
Deficiencia MT y SED
*P-011: Procedimiento para Fiscalización de Deficiencias en instalaciones MT y SED de Distribución Eléctrica, vigente hasta diciembre 2009
*P-228: Procedimiento para la Supervisión de las instalaciones de Distribución Eléctrica por Seguridad Pública, vigente desde enero 2010
Alumbrado Público Alumbrado Público Atención de denuncias de Alumbrado Público
PORCENTAJEDE UNIDADES DE ALUMBRADO PUBLICODEFICIENCIENTES
4%
4%
5%
as
PORCENTAJE DE UNIDADES DE ALUMBRADO PUBLICO DEFICIENCIENTES
(*) 2007-S2: Se suspendió la Fiscalización
2%
2%
3%
3%
e D
enun
cias
Ate
ntid
Fuer
a de
Pla
zo
0%
1%
1%
2%
Indi
ce d
e F
2005-S1 2005-S2 2006-S1 2006-S2 2007-S1 2007-S2(*) 2008-S1 2008-S2 2009-S1 2009-S2 2010-S1 2010-S2
RESULTADO TOLERANCIA
Calidad del Servicio Calidad del Servicio Hechos que Afectan la Calidad del Servicio
15 8200
250
Hurto de Conductores MT y BT(km)
ICA PISCO CHINCHA NASCA202,0
33.6 36.015.1
84.6
40.155.2
15.8
31.2
100
150
km
58.4
167,7
123,6
68.0 60.4 52.98.4
48.0
15.1 6.7
8.70
50
2006 2007 2008 2009 2010
20,6
Costode Reposiciónde ConductoresMTyBT
369 406
55,082
800,000
1,000,000
1,200,000
Costo de Reposición de Conductores MT y BT(S/.)
ICA PISCO CHINCHA NASCA996.872
746.831
320,255 266,827 189 021 163 967
252,129211,155
65,794 27,921
369,406
165,988
174,157
102,861
200,000
400,000
600,000 S/,
205.469
430.049
89.603, 189,021
40,514 163,967 33,513
0
2006 2007 2008 2009 2010
Programa de InversionesPrograma de InversionesNueva SET Señor de Luren - IcaSET41SET TACAMA Componentes:
LT 60kV (7.3km) proveniente de SET Parcona.
SET44
SEICA
SET ICA NORTESET PARCONA
Capacidad instalada 15/18.75MVA.04 alimentadores en 10kV, con transferencias de cargas de las gSET Parcona, SET Santa Margarita y SET Ica Norte
SET LUREN
SET42
SET STA MARGARITA
Programa de InversionesPrograma de InversionesCrecimiento, Confiabilidad y Calidad del ServicioREHABILITACIÓN DE ALIMENTADORES EN MEDIA TENSIÓN AÑO 2009-2010REHABILITACIÓN DE ALIMENTADORES EN MEDIA TENSIÓN AÑO 2009-2010
Total24 Alimentadores
SEDE 2008‐2009 2010
6 2 4
CHINCHAPN103PN106
PN107PN101PN102PE103
7 3 4
PISCOPI116AL104SC215
AL105PA111PA217SI112
ICA
TA123SM115SM116SM117SM218IN111
IC103
40% del total de11 10 1
IN111IN112IN113IC104IC105
40% del total de AlimentadoresNASCA NA101
1 1
Programa de InversionesPrograma de InversionesRehabilitación de 8 troncales en Ica Año 2009
Zona por trabajar
Zona de trabajo a
Zona a trabajar el 24.04.09
Zona de trabajo a conlcuir el17.05.09
Zona a trabajar programada
para el 30 04 09 Zona a trabajar para el 30.04.09 jcon corte de SP04 y SP05