Anexo 05 - Parte 1 de 4

Energy Advisory Services
Informe Final – Supervisor VAD
1
Informe Final (Volumen I)
Supervisión de los Estudios de Costos del Valor Agregado
de Distribución (VAD)
Electro Sur Este S.A.A.
Sector Típico 5
Concurso Público Internacional No 003-2004-OSINERG
Consorcio conformado por:
- Ernst & Young Asesores S. Civil de R. L.
- Ernst & Young Auditores Independentes S/S
- Procetradi S.A.C.
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
2
Informe Final – Supervisor VAD
Contenido
1.
Resumen Ejecutivo y Resultados ______________________________________ 5
1.1
Introducción _________________________________________________________ 5
1.2
Caracterización del Sistema Eléctrico Modelo _______________________________ 8
1.1.1.
1.1.2.
1.1.3.
1.1.4.
1.1.5.
1.2.1.
1.2.2.
1.2.3.
1.2.4.
Objetivo ____________________________________________________ 5
Actividades Desarrolladas por la Supervisión ________________________ 5
Antecedentes _________________________________________________ 6
Alcances del Estudio (Etapa IV) __________________________________ 7
Cronograma del Estudio ________________________________________ 7
Descripción de la Empresa_______________________________________ 8
Indicadores Comerciales de la Empresa y el Sistema Eléctrico Modelo ____ 10
Análisis del Consumo del Sistema Eléctrico Modelo __________________ 12
Caracterización de la Carga _____________________________________ 14
1.3
Balance de Energía y Potencia __________________________________________ 16
1.4
Valor Nuevo de Reemplazo_____________________________________________ 18
1.5
Costos Estándar de Operación y Mantenimiento____________________________ 19
1.6
Costo Fijo___________________________________________________________ 20
1.7
Pérdidas Estándar de Energía y Potencia _________________________________ 21
1.8
Calidad del Servicio Eléctrico___________________________________________ 21
1.9
Resultados __________________________________________________________ 22
2.
Antecedentes de la Empresa Real_____________________________________ 24
2.1
Información Recopilada de Acuerdo a los Términos de Referencia _____________ 24
2.1.1.
3.
Formato A __________________________________________________ 25
Validación y Revisión de Antecedentes ________________________________ 26
3.1
Validación y Información de Antecedentes ________________________________ 26
3.2
Formatos B _________________________________________________________ 26
4.
Revisión Inicial de los Costos________________________________________ 27
4.1
Descripción de la Organización _________________________________________ 27
4.2
Revisión del nivel de Remuneraciones ____________________________________ 30
4.3
Revisión y Optimización de la Estructura de Personal _______________________ 30
4.4
Formatos C _________________________________________________________ 34
4.3.1.
4.3.2.
5.
Metodología ________________________________________________ 30
Optimización de la Estructura de Personal__________________________ 32
Creación de la Empresa Modelo – Proceso de Optimización ________________ 35
5.1
Instalaciones de Distribución MT ________________________________________ 37
5.1.1.
5.1.2.
Caracterización del Sistema Eléctrico Modelo _______________________ 37
Crecimiento del Sector Típico Valle Sagrado________________________ 46
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Informe Final – Supervisor VAD
5.1.3.
5.1.4.
5.2
3
Premisas de Análisis para el Diseño de las Instalaciones MT ____________ 47
Selección de las Características Básicas de la Red MT_________________ 54
Instalaciones de Distribución BT ________________________________________ 58
5.2.1. Consideraciones para el Diseño de la Red Optima de Baja Tensión _______ 61
5.2.2. Selección del Sistema de Distribución en Baja Tensión ________________ 61
5.2.3. Evaluación Técnica – Económica de la Red de Baja Tensión (Sistemas
Monofásicos) ______________________________________________________ 62
5.2.4. Evaluación Técnica – Económica de la Red de Baja Tensión (Sistemas
Trifásicos) ________________________________________________________ 70
5.3
Costos Estándar de Inversión ___________________________________________ 72
5.3.1.
5.3.2.
5.3.3.
5.3.4.
5.3.5.
5.3.6.
Parámetros básicos de cálculo ___________________________________ 73
Listado de Costos Unitarios _____________________________________ 74
VNR de las Instalaciones Eléctricas ______________________________ 75
VNR de las Instalaciones No Eléctricas ___________________________ 76
Balance Real ________________________________________________ 76
Balance Adaptado ____________________________________________ 81
5.4
Costos de Mantenimiento de Distribución MT y BT _________________________ 88
5.5
Costo Fijo___________________________________________________________ 93
5.6
Costos de Explotación _________________________________________________ 94
5.7
Consolidación de Costos de Explotación del Sistema Eléctrico Modelo _________ 106
5.8
Formatos D ________________________________________________________ 108
5.4.1.
5.4.2.
5.6.1.
5.6.2.
5.6.3.
5.6.4.
5.6.5.
5.6.6.
5.6.7.
6.
Mantenimiento Preventivo______________________________________ 88
Mantenimiento Correctivo ______________________________________ 92
Costo Indirecto de la Administración Central________________________ 95
Costo Indirecto no Personal de la Administración Central ______________ 99
Criterios para la Asignación de Costo Indirectos ____________________ 100
Asignación de Costo Indirecto de Personal de la Administración Central__ 100
Asignación del Costo Indirecto no Personal de la Administración Central _ 101
Costo Directo del Personal del Sistema Eléctrico Modelo _____________ 101
Costo Directo no Personal del Sistema Eléctrico Modelo______________ 103
Resultados _____________________________________________________ 109
6.1
Estructuración de la Empresa Modelo ___________________________________ 109
6.1.1.
6.1.2.
6.1.3.
6.1.4.
6.1.5.
6.1.6.
6.2
Caracterización del Mercado y Definición Preliminar del Tipo de Red ___ 109
Caracterización de la Carga ____________________________________ 111
Costos Unitarios de las Instalaciones Eléctricas para la Valorización del VNR
112
Optimización Técnico - Económica del Sistema de Distribución ________ 115
Cálculo de las Pérdidas Estándar del Sistema de Distribución __________ 118
Optimización de los Costos de Gestión Comercial___________________ 119
Cálculo de las Tarifas de Distribución ___________________________________ 121
6.2.1.
6.2.2.
6.2.3.
Cargo Fijo _________________________________________________ 121
Valor Agregado de Distribución MT (VADMT) y BT (VADBT) _______ 122
Pérdidas Estándar de Distribución en Potencia y Energía______________ 124
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Informe Final – Supervisor VAD
6.2.4.
6.2.5.
7.
Factor de Economía de Escala __________________________________ 124
Fórmula de Reajuste _________________________________________ 126
Análisis Comparativo _____________________________________________ 129
7.1
Pérdidas de Potencia y Energía ________________________________________ 129
7.2
Costos de Explotación Técnica _________________________________________ 129
7.3
Valor Nuevo de Reemplazo____________________________________________ 131
7.4
Costos Unitarios ____________________________________________________ 132
7.5
Costo de Gestión Comercial ___________________________________________ 133
8.
Revisión del Tercer Informe Parcial del Consultor VAD__________________ 134
8.1
Avance del Estudio de Costos del VAD __________________________________ 134
8.2
Actividades Desarrolladas por la Supervisión _____________________________ 137
8.1.1.
8.1.2.
Seguimiento del Estudio del Consultor VAD _______________________ 134
Ejecución del Cronograma_____________________________________ 135
Volumen II
Anexo I Resumen de Resultados Relevantes del Estudio de
Costos del VAD
Anexo II Determinación del Costo Fijo
Anexo III Costos de Mantenimiento
Anexo IV Análisis de la Red MT
Anexo V Análisis de la Red BT
Volumen III
Anexo VI Formatos A
Anexo VII Formatos B
Anexo VIII Formatos C
Anexo IX Formatos D
Anexo X Costos de Inversión
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5
1. Resumen Ejecutivo y Resultados
1.1 Introducción
1.1.1. Objetivo
Los objetivos de la supervisión del estudio del Valor Agregado de Distribución
(VAD) son los siguientes:
§ Supervisar los estudios VAD encargados por las empresas de distribución
eléctrica correspondientes a la Regulación de las Tarifas de Distribución
Eléctrica 2005, de conformidad con lo señalado en la Ley de Concesiones
Eléctricas y su reglamento.
§
Desarrollar los análisis comparativos de costos del VAD.
El estudio está dividido en 5 etapas desde la recopilación de la información hasta
la fijación del VAD.
El presente informe corresponde al desarrollo de la Etapa IV para la empresa
Electro Sur Este S.A.A., en adelante ELSE.
1.1.2. Actividades Desarrolladas por la Supervisión
Como parte de las actividades desarrolladas como supervisores y para dar
cumplimiento a los aspectos a ser revisados expuestos en el párrafo anterior, se
llevaron a cabo una serie de actividades que consistieron en lo siguiente:
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6
Informe Final – Supervisor VAD
§
§
§
Reuniones de trabajo con ELSE
Reuniones de trabajo con la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del
Organismo Supervisor de la Inversión en Energía, en adelante OSINERG –
GART.
Reuniones de Trabajo con el consultor VAD.
1.1.3. Antecedentes
La Ley de Concesiones Eléctricas, en adelante LCE, y su reglamento, señalan
que las tarifas a usuarios finales comprenden las tarifas en barra y el Valor
Agregado de Distribución (VAD). Las tarifas en barra son fijadas por el
OSINERG - GART cada seis meses, en mayo y noviembre de cada año. El VAD
es establecido por el OSINERG cada cuatro años en el correspondiente mes de
noviembre.
El OSINERG estableció valores agregados de distribución a partir del 01 de
noviembre de 2001 y, en consecuencia, a partir del 01 de noviembre de 2005 se
requieren establecer nuevos valores.
En forma previa a que el OSINERG establezca el VAD, la LCE señala que los
concesionarios de distribución encargarán los estudios del VAD a empresas
consultoras precalificadas por el OSINERG, entidad que elaborará los Términos
de Referencia de los estudios, supervisará su avance y comunicará sus
observaciones a los concesionarios una vez recibidos los informes
correspondientes, quienes deberán absolverlas en un plazo máximo de diez días.
Se elaborarán estudios para cada uno de los Sectores de Distribución Típicos
establecidos por el Ministerio de Energía y Minas, aprobados mediante
Resolución Directoral No. 015-2004-EM/DGE, siendo los siguientes:
Sector Típico
1
2
3
4
5
Sector Especial
Característica
Urbano de alta densidad
Urbano de media densidad
Urbano de baja densidad
Urbano rural
Rural
Sistema Eléctrico Villacurí
Cada sector de distribución típico será supervisado en forma separada por un
consultor independiente, el cual tendrá la finalidad de calcular los costos e
instalaciones de un sistema eléctrico modelo que presta el servicio eléctrico del
sector en condiciones de eficiencia. La regulación por sistema eléctrico eficiente
estructura un esquema para comparar a grupos de empresas con características
similares, identificadas a través de áreas típicas de distribución eléctrica, con
respecto a la empresa ficticia llamada empresa modelo.
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Informe Final – Supervisor VAD
El OSINERG – GART será la entidad encargada de supervisar el desarrollo del
estudio. Para el cumplimiento de este mandato, la empresa de distribución
eléctrica bajo su responsabilidad deberá remitir al OSINERG – GART copia de
toda aquella información que entregue al consultor VAD y ésta deberá ser
entregada en la forma y oportunidad que señale dicho organismo.
De acuerdo con lo mencionado, el OSINERG, a través de la GART, tiene que
llevar a cabo dos labores:
§
La primera, referida a la supervisión de los estudios VAD encargados por las
empresas de distribución eléctrica.
§
La segunda, referida al desarrollo de análisis comparativos.
Estas labores mencionadas serán desarrolladas por el consorcio Ernst & Young
Asesores S. Civil de R.L., Ernst & Young Auditores Independentes S/S y
Procetradi S.A.C, para el sector típico 5 el que corresponde a ELSE, a los cuales
en adelante denominaremos supervisor VAD.
1.1.4. Alcances del Estudio (Etapa IV)
Los alcances del presente estudio son los siguientes:
§
Revisar del cuarto informe parcial del estudio VAD
§
Plantear observaciones al cuarto informe parcial del estudio VAD, en caso de
existir.
§
Revisar los informe de avance del estudio VAD
§
Prepara el informe de los resultados del análisis comparativo correspondiente
a la etapa IV.
1.1.5. Cronograma del Estudio
El cronograma de entrega de los informes del estudio VAD se muestra en el
siguiente cuadro:
Consultor VAD
Supervisor VAD (*)
1er Informe
10/02/05
21/02/05
Cronograma del Estudio
2do Informe
3er Informe
11/03/05
26/04/05
23/03/05
03/05/05
4to Informe
25/05/05(**)
06/05/05
Informe Final
22/12/05
(*) La fecha de entrega según los Términos de Referencia es luego de 10 días calendario de haber recibido el informe del
consultor VAD.
(**) El consultor VAD ha entregado el tercer informe parcial el 25 de mayo de 2005 después de 5 días del plazo
establecido.
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1.2 Caracterización del Sistema Eléctrico Modelo
1.2.1. Descripción de la Empresa
Electro Sur Este S.A.A. es una sociedad anónima abierta, concesionaria de la
distribución de energía eléctrica, comprendiendo dentro de su área de concesión
los departamentos de Cusco, Apurímac, Madre de Dios y la provincia de Sucre
del departamento de Ayacucho.
Su sede principal esta ubicada en la Av. Mariscal Sucre No 400 del distrito de
Santiago, provincia y departamento de Cusco.
La empresa tiene 11 sistemas eléctricos los cuales son los siguientes:
§
§
§
§
§
§
§
§
§
§
§
Cusco
Iberia
Puerto Maldonado
Abancay
La Convención
Vilcanota-Sicuani
Yauri
Iñapari
Valle Sagrado 1
Valle Sagrado 2
Andahuaylas
El sistema eléctrico modelo para la aplicación del estudio (Sector Típico 5)
corresponde al sistema eléctrico Valle Sagrado 1.
El sistema eléctrico Valle Sagrado 1 se encuentra ubicado en el departamento de
Cusco, al sur este del Perú.
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Informe Final – Supervisor VAD
Sistema Eléctrico
Valle Sagrado 1
Ubicación Espacial del Sistema Eléctrico Modelo
Sistema Eléctrico
Valle Sagrado 1
Vista del Sistema Eléctrico Modelo Valle Sagrado 1 y Centros de Transformación
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Informe Final – Supervisor VAD
1.2.2. Indicadores Comerciales de la Empresa y el Sistema Eléctrico Modelo
§
Número de Clientes
El número de clientes de la empresa concesionaria (Electro Sur Este) hasta el 31
de diciembre de 2004 fue de 228,671; de dicho total, el 99% son clientes en baja
tensión.
Con respecto al sistema eléctrico modelo, el número de clientes es de 18,118, los
cuales representan el 7% del número total de clientes totales de la empresa.
Empresa Electro Sur Este S.A.A.
Número de
Clientes
Clientes en Baja
Tensión
Clientes en Media
Tensión
Total
§
Porcentaje (%)
Porcentaje (%)
228,353
99.90%
18,082
99.80%
318
0.10%
36
0.20%
228,671
100.00%
18,118
100.00%
Crecimiento de los Clientes en el Año 2004
Número de Clientes del Mercado Regulado
Empresa Electro Sur Este
Año 2004
Número de
clientes
Sistema Eléctrico Modelo
Número de
Clientes
Número de Clientes Mercado Regulado
Sistema Eléctrico Modelo
Año 2004
Número de
Clientes
230,000
18,200
228,000
18,100
18,000
226,000
17,900
224,000
17,800
222,000
17,700
17,600
220,000
17,500
218,000
17,400
216,000
17,300
214,000
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Mes
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
17,200
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Mes
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
Sep
Oct
Nov
Dic
11
Informe Final – Supervisor VAD
§
Venta de Energía
a) Empresa Electro Sur Este S.A.A.
La venta de energía para el año 2004 fue de 253,523 MWh, del cual el 80% es
destinado a los clientes en baja tensión.
Venta de Energía Empresa
Electro Sur Este S.A.A.
Año 2004
Energía (MWH)
Energía Mregulado (MWH)
Energía BT (MWH)
Energía MT (MWH)
25,000
20,000
15,000
10,000
5,000
0
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
Mes
b) Sistema Eléctrico Modelo
La venta de energía para el año 2004 fue de 8,757 MWh del cual el 78% es
destinado a los clientes en baja tensión.
Venta de Energía Empresa
Sistema Eléctrico Modelo
Año 2004
Energía (MWH)
Energía Mregulado (MWH)
Energía BT (MWH)
Energía MT (MWH)
1,200
1,000
800
600
400
200
0
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
Mes
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
12
Informe Final – Supervisor VAD
§
Facturación
a) Empresa Electro Sur Este S.A.A.
Al año 2004, la empresa concesionaria ha facturado a los usuarios finales el valor
de S/.85,909,000 (no incluye IGV).
Año
2004
Facturación Total (miles S/.)
Empresa Electro
Sistema Eléctrico
Sur Este S.A.A.
Modelo
85,909
4,110
Facturación Total (%)
Empresa Electro
Sistema Eléctrico
Sur Este S.A.A.
Modelo
100%
4.78%
1.2.3. Análisis del Consumo del Sistema Eléctrico Modelo
Las ventas determinadas para el sistema eléctrico modelo es el siguiente:
Número de
Clientes a
Diciembre de 2004
Opción Tarifaria
Ventas de
Energía Año
2004 MW.h
Ventas en Media Tensión
MT2
9
257
MT3P
MT3FP
MT4P
MT4FP
5
12
3
7
482
1,027
148
585
36
2,498
BT2
BT3P
BT3FP
1
25
BT4P
BT4FP
BT4AP
BT5A
(*)
7
24
138
716
5
Sub Total MT
Ventas en Baja Tensión
BT5B
BT6
2
18,060
12
6,893
Sub Total BT
18,082
7,802
Total
18,118
10,300
(*) La empresa no reporta clientes en el mes de diciembre
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
13
Informe Final – Supervisor VAD
De la tabla anterior, se puede observar que el mercado al cual atiene la empresa,
en su mayoría, está compuesto casi exclusivamente por clientes residenciales de
tarifa BT5B; los mismos que representan el 99.6% del total de clientes.
Con respecto a los clientes en media tensión, la empresa sólo tiene 36 clientes de
los cuales el 34%, pertenece a la opción tarifaria MT2 tal como se muestra en el
siguiente gráfico:
Composición de Clientes en Media Tensión
Sector Típico 5
MT4FP
19%
MT2
25%
MT4P
8%
MT3P
14%
MT3FP
34%
Del análisis de los consumos de energía por opción tarifaria, se puede concluir
que el mercado eléctrico está compuesto por clientes residenciales que consumen
en promedio 1.06 kWh-día. El siguiente gráfico representa el consumo promedio
por rangos de energía.
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
14
Informe Final – Supervisor VAD
Consumo de Energía Diaria (BT5B)
Sector Típico 5
kWh
50
R1
R2
R3
R4
R5
R6
R7
R8
R9
13105
40
30
Consumo de Energía (kWh - día)
< 1 - 30 kWh>
Número de Clientes
50.85
<31 - 100 kWh>
<101 - 150 kWh>
<151 - 300 kWh>
<301 - 500 kWh>
<501 - 750 kWh>
<751 - 1000 kWh>
Exceso de 1000 kWh
31.00
BT5B no residencial
3516
682
428
49
256
20
2
22
16.61
10
7.02
4.02
4.06
0.36
1.85
0
R1
R2
R3
R4
R5
R6
R7
R8
R9
Rango de Energía para la Opción Tarifaria BT5B
1.2.4. Caracterización de la Carga
De las ventas de energía reportadas por la empresa y en función al número de
clientes, se determinaron los consumos promedios para cada rango de energía de
la opción tarifaria BT5B, los cuales son mostrados a continuación:
Rango de Energía de la Opción
BT5B
< 1 - 30 kWh>
<31 - 100 kWh>
<101 - 150 kWh>
<151 - 300 kWh>
<301 - 500 kWh>
<501 - 750 kWh>
<751 - 1000 kWh>
Exceso de 1000 kWh
BT5B No Residencial
R1
R2
R3
R4
R5
R6
R7
R8
R9
Número de
Clientes
E total (kWh- día)
13,105
3,516
428
256
49
22
0.36
1.85
4.06
7.02
16.61
31.00
2
682
50.85
4.02
Del cuadro anterior se observa que los consumos del 72% y 19% de los clientes
son de 0.36kWh – día y 1.85kWh – día respectivamente.
Los consumos y el porcentaje de clientes relacionados con rango de energía son
presentados en el siguiente gráfico:
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
15
Informe Final – Supervisor VAD
% Número de Clientes
80.00%
Consumo de Energía de los Clientes BT5B
70.00%
60.00%
50.00%
40.00%
30.00%
20.00%
10.00%
0.00%
R1
R2
R3
R4
R5
R6
R7
R8
Rango de Energía
Cálculo de la Demanda Media Típica
El resultado de la caracterización de carga fue el siguiente:
Rango de Energía de la
Opción BT5B
E total
(kWh - día)
P Hp
(kW -día)
< 1 – 30 kWh>
<31 - 100 kWh>
<101 – 150 kWh>
<151 – 300 kWh>
<301 – 500 kWh>
<501 – 750 kWh>
0.35
1.76
3.96
6.73
12.46
21.86
0.15
0.38
0.63
0.63
1.97
3.30
<751 – 1000 kWh>
Exceso de 1000 kWh
42.64
7.38
No Residencial
6.03
0.15
Nota: PHp (Potencia en Horas de Punta) es una potencia caracterizada en base a consumos promedios de energía
La demanda media típica por zona fue calculada a partir de una ponderación del
consumo y número de clientes. Los resultados son los siguientes:
Para clientes ubicados en zonas concentradas
Para clientes ubicados en zonas dispersas
0.24kW
0.13kW
Donde:
§
Las zonas concentradas aquellas zonas donde se tiene definido, en
proporción y distribución, el catastro.
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
Informe Final – Supervisor VAD
§
Las zonas dispersas son consideradas a aquellas zonas que no están en la
zona concentrada definida anteriormente.
1.3 Balance de Energía y Potencia
Para la elaboración del balance de energía y potencia se utilizó la siguiente
información:
§
Ventas de energía y potencia del año 2003 y 2004 correspondientes a la empresa
modelo.
§
Pérdidas de energía y potencia reales de la empresa.
§
La Resolución Ministerial No 185-2003-EM/DM (factores KALP).
§
El número de clientes de la empresa.
§
Perfiles de carga de los alimentadores en media tensión.
§
Detalle de instalaciones eléctricas adaptadas.
§
Los factores de carga y de coincidencia publicados en el año 2001, según informe
OSINERG-GART-DGE-2001-017.
Con dicha información, revisada y validada, se procedió a determinar el balance de
potencia y energía adaptado, del cual calculamos los siguientes factores:
§
El número de horas (NHUBT) determinado para la opción BT5B.
§
Las pérdidas técnicas por conductores, transformadores de distribución y
medidores.
§
La energía y potencia asignada por alumbrado público.
§
La potencia en media y baja tensión del sistema eléctrico modelo, la cual servirá
para el cálculo del VAD.
A continuación se muestra el balance de energía y potencia para el sistema eléctrico
modelo:
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
16
17
Informe Final – Supervisor VAD
§
Balance de Potencia y Energía del Sistema Eléctrico Modelo
Ingreso MT
Pérdidas
Ventas MT
MT1
MT2
MT3P
MT3FP
MT4P
MT4FP
Ingreso BT
Pérdidas BT
Ventas BT
BT2
BT3P
BT3FP
BT4P
BT4FP
BT4AP
BT5A
BT5B
BT6
Otros
§
Energía
Factor de
anual
carga/pérdidas
(MW.h)
11,754
224
2,498
Factor de
coincidencia
Potencia
(kW)
3,179.3
122
160.3
257
482
1,027
148
585
9,032
910
8,123
25
0.284
0.886
0.289
0.681
0.289
0.002
0.890
0.131
0.885
0.131
0.297
0.005
0.2
55.1
53.0
21.9
30.2
2,896.7
439
2,457.5
0.0
24
138
717
5
6,893
0.655
0.364
0.500
0.399
0.358
0.978
0.155
1.000
0.209
1.000
4.1
6.7
163.3
0.3
2,192.5
320
0.402
1.000
90.5
Pérdidas Técnicas y No Técnicas
Porcentaje (*)
Energía
Potencia
Técnica
1.90%
3.85%
MT
No Técnica
0.00%
0.00%
Técnica
8.07%
13.16%
BT
No Técnica
2.00%
2.00%
(*) Porcentaje referido al ingreso en cada nivel de tensión
Nivel
§
Tipo
Demanda VAD y NHUBT
NHUBT
Demanda MT
Demanda BT
Horas
kW
kW
262
3,057
2,458
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
Informe Final – Supervisor VAD
18
1.4 Valor Nuevo de Reemplazo
El Valor Nuevo de Reemplazo, en adelante VNR, se obtuvo de la optimización de las
instalaciones eléctricas y no eléctricas.
Para realizar la optimización técnico - económica de las instalaciones del sistema
eléctrico modelo, se contó con la siguiente información base:
§
§
§
§
§
Resultados de la zonificación del mercado, incluyendo áreas con característica
geográfica.
Base de datos de las instalaciones existentes reportada por la empresa.
Costo unitario de la inversión de las instalaciones.
Costos de materiales, stock, mano de obra e indirectos.
Descripción de armados que componen cada costo de inversión.
También se realizaron visitas en campo con la finalidad de observar la operación y
configuración de las instalaciones.
Con la información mencionada y la aplicación de criterios técnicos, se obtuvo el VNR
adaptado el cual es mostrado en la siguiente tabla:
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
19
Informe Final – Supervisor VAD
Sistema de Distribución Eléctrica Valle Sagrado I
Unidad
Metrado
VNR miles
US$
Costo Unitario promedio
US$/unidad
km
km
cantidad
504.960
2,133.595
4,225.278
101.000
45.251
448.029
Media Tensión
Red Aérea
Red Subterránea
Equipos de P&S
Equipos de Compensación
Total MT
2,178.846
Subestaciones de Distribución
Monoposte
Biposte
Convencional
Compacta Pedestal
Compacta Bóveda
Total SE
unidad
unidad
unidad
unidad
unidad
360.000
20.000
540.924
93.762
1,502.568
4,688.124
634.687
Baja Tensión
Red Aérea
Servicio Particular
Alumbrado Público
Luminarias
Equipos de Control AP
Total red aérea
Red Subterránea
Servicio Particular
Alumbrado Público
Luminarias
Equipos de Control AP
Postes AP
Total red subterránea
Total BT
km
km
unidad
unidad
566.000
88.000
2,313.000
86.000
km
km
unidad
unidad
unidad
6.928
6.928
200.000
8.000
200.000
2,276.593
60.096
184.161
5.276
2,526.126
4,022.249
682.911
79.620
61.350
189.776
63.259
15.924
0.491
23.744
293.193
2,819.320
27,390.705
9,130.235
79.620
61.350
118.720
Instalaciones No Eléctricas
INE asignadas a MT
INE asignadas a BT
Total INE
31.640
50.157
81.798
VALOR NUEVO DE REEMPLAZO (miles US$)
5,715
El VNR y la anualidad determinados para el cálculo del VAD son los siguientes:
VAD
Descripción
Valor Nuevo de Reemplazo
Costo Anual de Inversión (Anualidad del VNR)
Unidad
miles US$
miles US$
Media
Baja Tensión
Tensión
2,210.49
3,504.16
274.42
435.02
1.5 Costos Estándar de Operación y Mantenimiento
La siguiente tabla muestra los costos de operación y mantenimiento técnico, los cuales
están determinados según:
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
20
Informe Final – Supervisor VAD
Descripción
Directo (miles
US$)
Indirecto
Asignación Gestión
(Apoyo) (miles Comercial (miles
US$)
US$)
Asignación
Operación
Comercial
(miles US$)
Total (miles
US$)
Distribución MT
Distribución BT
Alumbrado Público
Total
Costos Asociados al Usuario
Total
72
103
14
189
80
269
11
15
3
30
8
13
0
21
5
8
0
13
30
21
13
VADMT
VADBT
Cargos Fijos
Total
72
117
80
269
11
18
0
30
8
13
5
8
21
13
1.6 Costo Fijo
El Cargo Fijo representa los costos directos en que debe incurrir la empresa modelo
para realizar la toma de lecturas de consumos de los usuarios, el procesamiento de las
facturas, la emisión, distribución y cobranzas.
Su determinación contempla la realización de actividades con personal propio y
tercerizado.
Los recursos necesarios para las actividades con personal propio han sido determinados
del diseño de la estructura organizacional.
Para las actividades tercerizadas se ha considerado lo siguiente:
§
§
§
Lecturas de consumos de energía
Reparto de recibos
Cobranza de recibos
El costo fijo ha sido determinado, a solicitud de OSINERG, considerando lecturas,
procesamiento, emisión y repartos semestral, y cobranza mensual.
Los cargos para las tarifas binomias han considerado todas las actividades mensuales
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
96
139
17
253
80
333
96
157
80
333
21
Informe Final – Supervisor VAD
Número de
Clientes
Opción Tarifaria
Simple Medición de Energía
Simple o Doble Medición de Energía
y/o una medición de Potencia
Doble Medición de Energía y
Potencia
Total
Costo Anual
Miles US$
Costo Unitario
US$ / cliente - mes
18,166
78.82
0.362
36
1.04
2.416
10
0.29
2.416
18,212
80.15
0.367
1.7 Pérdidas Estándar de Energía y Potencia
Para determinar las pérdidas de energía y potencia en media tensión, se simuló la red
eléctrica del sistema eléctrico modelo en una plataforma GIS; de ésta se obtuvieron las
pérdidas eficientes.
Las pérdidas en baja tensión fueron obtenidas del modelamiento del módulo óptimo en
baja tensión.
A dichas pérdidas se les añadieron las pérdidas que se originan en los transformadores
de distribución, medidores y acometidas.
Para el caso de las pérdidas comerciales (no técnicas) se consideraron las reconocidas
por el OSINERG.
A continuación presentamos los resultados obtenidos:
Porcentaje (*)
Energía
Potencia
Técnica
1.90%
3.85%
MT
No Técnica
0.00%
0.00%
Técnica
8.07%
13.16%
BT
No Técnica
2.00%
2.00%
(*) Porcentaje referido al ingreso en cada nivel de tensión
Nivel
Tipo
1.8 Calidad del Servicio Eléctrico
Los resultados de la simulación de operación de las instalaciones eléctricas modeladas
están dentro de los estándares de calidad de servicio exigidos por la Norma Técnica de
Calidad de los Servicios Eléctricos, en adelante, “la NTCSE”.
Las tolerancias para cada mes, en el caso de la tensión; y semestrales, en el caso de
interrupciones, son las siguientes:
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
22
Informe Final – Supervisor VAD
Parámetro Eléctrico
Tensión MT
Tensión BT
Número de Interrupciones MT
Horas de interrupciones MT
Número de Interrupciones BT
Horas de interrupciones BT
Tolerancia
5%
7.5%
6
17.5
9
25
1.9 Resultados
Los resultados elaborados por el Supervisor VAD son los siguientes:
§
VAD y Cargos Fijos
Descripción
Valor Nuevo de Reemplazo
Costo Anual de Inversión (Anualidad del VNR)
Costo Anual de OyM
Total Costo Anual
Demanda
Número de Clientes
Valor Agregado de Distribución
Inversión
OyM
Total
Cargo Fijo Mensual
Unidad
miles US$
miles US$
miles US$
miles US$
kW
Unidad
US$/kW-mes
US$/kW-mes
US$/kW-mes
US$/mes
VAD
Media
Baja Tensión
Tensión
2,210.49
3,504.16
274.42
435.02
95.98
156.61
370.40
591.63
3,057
2,458
7.098
2.616
9.714
Cargo Fijo
Total
CFE
CFS
CFH
80.154
78.820
1.044
0.290
18,212
18,166
36
10
0.367
0.362
2.416
2.416
13.997
5.310
19.307
El tipo de cambio utilizado corresponde al valor de venta del dólar publicado por
la Superintendencia de Banca y Seguros al 31/12/2004, equivale a S/ 3.283 por
1 US$.
Descripción
Valor Nuevo de Reemplazo
Costo Anual de Inversión (Anualidad del VNR)
Costo Anual de OyM
Total Costo Anual
Demanda
Número de Clientes
Valor Agregado de Distribución
Inversión
OyM
Total
Cargo Fijo Mensual
§
Unidad
miles S/.
miles S/.
miles S/.
miles S/.
kW
Unidad
S/./kW-mes
S/./kW-mes
S/./kW-mes
S/. /mes
VAD
Media
Baja Tensión
Tensión
7,257.02
11,504.17
900.92
1,428.17
315.11
514.13
1,216.03
1,942.31
3,057
2,458
23.303
8.588
31.891
Cargo Fijo
Total
CFE
VADMT
1.0000
0.9952
0.9905
0.9858
CFH
263.14
258.77
3.43
0.95
18,212
18,166
36
10
1.204
1.187
7.930
7.930
45.952
17.433
63.385
Factores de Economía de Escala
Período
Noviembre 2005 - Octubre 2006
Noviembre 2006 - Octubre 2007
Noviembre 2007 - Octubre 2008
Noviembre 2008 - Octubre 2009
CFS
VADBT
1.0000
0.9952
0.9905
0.9858
Cargo Fijo
1.0000
0.9971
0.9942
0.9913
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
23
Informe Final – Supervisor VAD
§
Fórmulas de Actualización
Parámetro
AMT
BMT
CMT
DMT
Valor Parámetro
91.46%
1.16%
0.00%
7.38%
Indicador Asociado
Índice de Precios al por Mayor (IPM)
Índice de Productos Importados
Índice del Precio del Cobre
Índice del Precio del Aluminio
Parámetro
ABT
BBT
CBT
DBT
Valor Parámetro
82.92%
3.03%
3.60%
10.44%
Indicador Asociado
Índice de Precios al por Mayor (IPM)
Índice de Productos Importados
Índice del Precio del Cobre
Índice del Precio del Aluminio
Parámetro
ACF
Valor Parámetro
Indicador Asociado
100.00%
Índice de Precios al por Mayor (IPM)
La desagregación del rubro de productos importados por partidas arancelarias es:
Partidas Arancelarias MT
84.7130.0000 Equipos de Computo
85.2520.1900 Equipos de Radio
85.3620.9000 Interruptores
85.3650.9000 Secc. / Reconectadores
1.16% Tasa Arancelaria
0.06%
7%
0.04%
7%
0.43%
4%
0.63%
4%
Partidas Arancelarias BT
84.7130.0000 Equipos de Computo
85.2520.1900 Equipos de Radio
85.3650.9000 Secc. / Reconectadores
3.03% Tasa Arancelaria
0.31%
7%
0.31%
7%
2.40%
4%
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
Informe Final – Supervisor VAD
24
2. Antecedentes de la Empresa Real
2.1 Información Recopilada de Acuerdo a los Términos de Referencia
Se presenta en este capítulo la información recopilada de la empresa y del sistema
eléctrico modelo.
Antecedentes Contables
Con respecto a los antecedentes contables, la empresa reportó la base de datos de las
transacciones contables correspondientes a los años 2003 – 2004.
Antecedentes de la Organización y de Personal
Los antecedentes recopilados para el análisis de la organización y el personal, son los
siguientes:
§ Esquemas de detalle de la organización en archivos en formatos Excel.
§ Información de detalle de los costos de personal en archivo Excel.
§ Información sobre costos de personal de los formatos III y V del anexo 1 de los
Términos de Referencia.
§ Manual de funciones de ELSE.
Antecedentes de las Instalaciones
En lo referente a los antecedentes de las instalaciones se ha recopilado la siguiente
información:
§ Formatos I-1 y I-2 del Anexo 1 de los Términos de Referencia conteniendo el
resumen del Valor Nuevo de Reemplazo del sistema de distribución eléctrica
existente.
§ Archivo de la información del VNR GIS.
§ Características técnicas de las subestaciones y de los alimentadotes de MT.
Antecedentes Comerciales
Se ha recibido de la empresa distribuidora la siguiente Información Comercial:
§ Formatos VI del Anexo 1 de los Términos de Referencia
§ Archivo conteniendo los clientes en BT y MT.
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
Informe Final – Supervisor VAD
25
Antecedentes de Costos de Operación y Mantenimiento
A continuación se detalla la información recopilada que fue utilizada para la
realización del estudio del VAD, referida a los costos de operación y mantenimiento:
§ Información contenida en los formatos II al V y VIII al XI del anexo 1 de los
Términos de Referencia
§ Información diversa sobre costos de operación y mantenimiento según lo señalado
en el punto 5.1 de los Términos de Referencia.
2.1.1. Formato A
En el Anexo VI se muestran los formatos A, los cuales también se adjuntan en
medio magnético con el presente informe.
Los formatos A corresponden a los formatos entregados por la empresa de
distribución.
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
Informe Final – Supervisor VAD
26
3. Validación y Revisión de Antecedentes
3.1 Validación y Información de Antecedentes
La validación de la información fue realizada según los siguientes criterios:
§
Los procesos de revisión de los antecedentes recopilados han sido realizados
siguiendo las especificaciones que se señalan en los Términos de Referencia.
§
La información ha sido revisada en base a nuestra experiencia y conocimiento.
§
Se solicitó información adicional a la empresa el cual sirvió como respaldo en el
proceso de validación.
§
Se tomaron en cuenta algunos indicadores de otras empresas nacionales y
latinoamericanas.
§
Se revisaron los criterios, metodologías, datos y cálculos utilizados por el consultor
VAD durante la estructuración de los formatos B.
§
Verificación de los datos y la consistencia de éstos, las fórmulas, cálculo y
resultados de las tarifas de distribución.
§
Verificación y ubicación del la existencia documentada de los datos que el
consultor VAD utilizó en las fórmulas.
§
Verificación de la calidad de los datos obtenidos y la coherencia de los estudios y
propuestas indicadas por el consultor VAD.
3.2 Formatos B
En el Anexo VII se muestran los formatos B, los cuales también se adjuntan en medio
magnético con el presente informe.
Los formatos B corresponden a los formatos entregados por el consultor VAD.
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
27
Informe Final – Supervisor VAD
4. Revisión Inicial de los Costos
4.1 Descripción de la Organización
Electro Sur Este S.A.A., sociedad anónima abierta, actúa como Concesionaria de
Distribución y Comercialización de Energía Eléctrica en los departamentos de Cusco,
Apurímac y Madre de Dios, bajo las regulaciones de la Ley de Concesiones Eléctricas,
del D.L. 25844.
J unta Ge neral de
Acc ionis tas
Direc torio
Aud itoría Interna
G erencia G eneral
G erencia de Adm inistrac ión
Divis ión
Finanz as
Divis ión
Logís tica
D ivis ión
C ontabilid ad
Gerenc ia de Planeam iento
Div isión
R .R.H .H.
D ivis ión
Planeam iento
D ivis ión
Informátic a
O ficina Normas
Ases oría Legal
G erencia
Co mercial
G erencia de
Ingeniería
G erencia Sub R egion al
Apurímac
G erencia Su b Regional
M adre de D ios
División Adminis t.
Div isión Venta s
Divis ión
M arketing
División
Manten .
O ficina
Operac iones
D ivis ión
Quillabamba
Divis ión
Sic uani
División
Pérd. e Inv .
O ficin a de
Seguridad
D ivis ión
V. Sagrado
Secto r
Anta
D ivis ión
Dist. / C omer.
D ivis ión S.E.
Andahuay las
Ofic ina
G enerac ión
D ivis ión Adminis t.
D ivis ión
D ist. / C omer.
Divis ión
Generac ión
Sector
Quis pica nchis
Fuente: ELSE.
ELSE tiene sede principal en el departamento de Cusco, donde se encuentra su
Gerencia Regional encargada de supervisar directamente a las demás unidades de
negocio ubicadas en los departamentos de Apurímac y Madre de Dios. Dada la
extensión de su concesión, separa sus principales unidades de negocio de acuerdo con
la geografía de sus instalaciones eléctricas. En la actualidad, cuenta con 11 sistemas
eléctricos que cubren gran parte de la zona de concesión, los mismos que se detallan a
continuación:
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
28
Informe Final – Supervisor VAD
Sistema Eléctrico
Cusco
Valle Sagrado 1
Valle Sagrado 2
Vilcanota - Sicuani
Yauri
La Convención
Abancay
Andahuaylas
Iberia
Puerto Maldonado
Iñapari
Localidades Comprendidas
Cusco ciudad, Ccorcca
Anta, Urubamba, Calca, Pisac
Oropesa, Huauro, Paruro
Sicuani, Combopata, Chumbivilcas
Yauri, Tintaya
Santa María, Quillabamba, Echarati, Quellouno, Kiteni, Quebrada
Abancay
Andahuaylas, Chalhuanca, Antabamba, Chincheros, Grau
Iberia
Puerto Maldonado
Iñapari
Al ser Electro Sur Este S.A.A. una empresa pública que cotiza en la Bolsa de Valores
de Lima, reportando sus resultados financieros a la Comisión Nacional Supervisora de
Empresas y Valores (CONASEV), cuenta con una junta de accionistas a quienes deben
rendir cuentas tanto el Directorio como la Gerencia General. Tal como lo exige la
CONASEV, la empresa cuenta con un área de auditoría interna para asegurar la
confiabilidad de la información a presentar tanto a la mencionada institución como a
los diferentes grupos de interés.
Las gerencias de Administración y Planeamiento se encargan de brindar servicios a las
demás gerencias, funcionado la organización de manera matricial en este aspecto. La
gerencia con mayor personal a su cargo es la gerencia comercial, la cual cuenta con
100 empleados.
La organización está estructurada de manera funcional, como muestra el organigrama
presentado.
Personal y Remuneraciones
ELSE cuenta con 272 personas en su organización, cuyo gasto anual en sueldos y otras
cargas de personal asciende a S/. 10,547,166.
La siguiente tabla muestra el total de personas distribuido de acuerdo con las áreas
funcionales en las cuales laboran:
Área / Departamento
Administración
Apurímac
Auditoría Interna
Gerencia Comercial
Gerencial General
Gerencia de Ingeniería
Área Legal
Madre de Dios
Total
Número de
Personas
42
45
2
100
4
48
3
28
272
Gasto
Mensual
137,021
118,444
11,098
252,774
19,826
123,698
12,101
78,406
753,369
Gasto
Anual
1,918,297
1,658,218
155,375
3,538,839
277,566
1,731,765
169,417
1,097,689
10,547,166
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
29
Informe Final – Supervisor VAD
La distribución del personal de acuerdo con sus respectivos cargos u ocupaciones es la
siguiente:
Cargo / Ocupación
Gerente General
Gerentes de Área
Jefes de Área
Supervisores
Analistas / Especialistas
Técnicos
Personal de apoyo
Total
Número de
Personas
1
7
26
38
62
92
46
272
Gasto
Mensual
9,720
57,110
161,472
108,485
147,576
199,064
69,942
753,369
Gasto
Anual
136,080
799,546
2,260,606
1,518,785
2,066,063
2,786,894
979,193
10,547,166
Sistema Eléctrico Valle Sagrado I
La organización del sistema eléctrico Valle Sagrado está conformada por 16 personas,
las cuales representan un gasto anual de S/. 390,104.
El organigrama del sistema eléctrico Valle Sagrado se muestra a continuación:
Jefe de División
Apoyo Logístico
Supervisor de
Mantenimiento
Téc. Superv.
de Manten.
Supervisor
Comercial
Superv.
Com.Calca
Cobranza
Atención al
cliente
Atención al
cliente
La distribución de personal en función de las actividades que desempeñan y los gastos
anuales incurridos se muestra a continuación:
Cargo / Ocupación
Jefe de Área
Supervisores
Técnicos
Técnicos auxiliares
Total
Número de
Personas
1
5
5
5
16
Gasto
Mensual
5,400
9,596
8,519
4,350
27,865
Gasto
Anual
75,600
134,338
119,266
60,900
390,104
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
30
Informe Final – Supervisor VAD
4.2 Revisión del nivel de Remuneraciones
Para la revisión del nivel de remuneraciones actual de ELSE se tomó como referencia
el resultado de la encuesta practicada para el sector eléctrico de Lima Metropolitana
durante el segundo trimestre de 2004 por el Programa de Estudios Estadísticos
Laborales (PEEL) del Ministerio de Trabajo y Promoción del Empleo para empresas
con más de 50 trabajadores.
Ocupación Específica
Gerente Técnico / Generación / Transmisión / Distribución
Técnico analista de redes, distribución de energía eléctrica
Especialista mecánico eléctrico / generación, transmisión de energía eléctrica
Analista de redes
Despachador de energía / generación de energía eléctrica
Técnico, mantenimiento de redes, subestaciones, alumbrado público
Técnico operador de maniobras y localizadores de fallas
Técnico, operador / transmisión de energía eléctrica
Técnico, electromecánico
Operador, controles / generación de energía eléctrica
Operador, reparaciones e instalaciones / redes
Técnico operador / distribución energía eléctrica
Técnico, reparaciones eléctricas
Supervisor, mantenimiento software, transmisión de energía eléctrica
Supervisor, operaciones / generación de energía eléctrica
Supervisor, mantenimiento mecánico, eléctrico / generación de energía eléctrica
Supervisor, mantenimiento (subestaciones, redes y alumbrado público)
Supervisor, mantenimiento telecomunicaciones / transmisión de energía eléctica
Jefe mantenimiento, subestaciones y redes
Jefe de programación y análisis / transmisión de energía eléctrica
Jefe de operaciones / generación de energía eléctrica
Jefe, análisis de la red / distribución de energía eléctrica
Jefe, mantenimiento civil / generación de energía eléctrica
Jefe, obras de instalación / distribución de energía eléctrica
Jefe, mantenimiento mecánico / generación de energía eléctrica
Auxiliares, mantenimiento / redes, subestaciones
Categoría
Organizacional
Ejecutivo
Técnico Especialista
Técnico Especialista
Técnico Especialista
Técnico Especialista
Técnico Calificado
Técnico Calificado
Técnico Calificado
Técnico Calificado
Técnico Calificado
Técnico Calificado
Técnico Calificado
Técnico Calificado
Supervisor
Supervisor
Supervisor
Supervisor
Supervisor
Funcionarios
Funcionarios
Funcionarios
Funcionarios
Funcionarios
Funcionarios
Funcionarios
Auxiliar
Remuneración
Promedio
21,507.8
4,737.2
4,539.3
4,186.8
3,942.3
3,705.9
3,558.0
3,487.6
3,373.5
3,351.0
3,299.5
3,228.4
2,617.0
5,763.3
5,547.0
4,960.9
4,743.5
4,698.1
9,423.3
8,012.2
7,677.5
7,618.6
7,608.7
7,351.3
5,382.2
3,063.1
Mediana
19,311.0
3,635.3
4,539.3
4,065.0
3,942.3
3,478.0
3,975.0
3,532.0
3,508.3
3,357.2
3,299.5
3,236.0
2,821.0
5,189.0
5,926.3
4,398.5
5,164.0
4,325.0
7,211.0
6,300.0
6,772.7
7,864.0
5,382.2
7,580.7
5,382.2
3,191.0
Remuneración Remuneración
Mínima
Máxima
14,223.0
30,736.5
1,936.0
13,845.9
3,700.0
6,811.0
2,593.0
8,261.0
3,171.7
5,644.7
2,089.0
5,551.0
2,773.6
5,491.0
2,400.0
5,221.0
1,325.0
6,101.0
2,151.0
4,430.4
2,089.0
4,393.0
2,129.0
5,758.0
1,823.0
4,577.0
3,205.0
11,240.0
3,922.0
8,253.0
2,879.8
8,803.0
2,650.0
8,451.0
2,547.0
6,811.0
6,360.0
16,754.0
6,000.0
11,688.9
6,397.2
10,674.0
5,901.0
11,030.0
4,423.3
14,288.0
4,901.0
9,190.0
4,423.3
6,410.3
2,140.0
3,774.0
Fuente: Boletín de Estadísticas Ocupacionales N° 5, II Trimestre 2004.
La revisión realizada consistió en un análisis comparativo de los sueldos reportados por
la empresa ELSE con el fin de determinar si las remuneraciones percibidas por el
personal se encuentran dentro de los límites máximos y mínimos de la encuesta PEEL.
Se determinó que los sueldos establecidos por ELSE se encuentran dentro de los
límites de la encuesta practicada por el PEEL, por lo que se consideran válidos para
efectos del diseño de la empresa modelo.
4.3 Revisión y Optimización de la Estructura de Personal
4.3.1. Metodología
Para el diseño de la organización de la empresa modelo se han definido las
siguientes etapas:
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
31
Informe Final – Supervisor VAD
§
Identificación de las funciones que deberá desarrollar la empresa modelo para
la distribución de energía en MT y BT en cuanto a:
1. Organización
Administrativa
§
§
§
§
§
§
§
§
2. Organización
Comercial
§
§
§
§
§
§
§
§
§
§
§
§
§
§
§
Administración general
Planificación
Control Interno
Asesoría Legal
Relaciones Corporativas
Apoyo Informático y Telecomunicaciones
Finanzas:
Presupuestos y Control de Gestión
Tesorería
Contabilidad
Logística (Compras y Adquisiciones)
Recursos Humanos:
Administración de personal
Selección y Reclutamiento de personal
Capacitación
Prevención de riesgos
Servicios administrativos complementarios
Compra de Energía
Atención clientes
Lectura de medidores
Facturación
Distribución de facturas
Cobranzas y morosidad
Recojo de dinero
Corte y reconexiones
Sistemas de información comercial
Aplicaciones tarifarias
Control de la calidad de servicio
Atención al Regulador y Fiscalizador
Control de Pérdidas
Marketing y gestión de la demanda
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
32
Informe Final – Supervisor VAD
§
§
§
3. Organización
Técnica
§
§
§
§
Planeamiento de la Distribución en MT y BT
Operación y
Operación
Mantenimiento
Limpieza
Preventivo y Correctivo
de líneas y redes hasta las Reparación
Reemplazo
subestaciones de
Inspección
distribución (líneas,
redes, postes, aisladores,
crucetas)
Transporte
Operación y
Operación
Mantenimiento
Mantenimiento de transformadores
Preventivo y Correctivo
de subestaciones de
Mantenimiento de equipos de seguridad
distribución
Operación y Mantenimiento de otros equipos necesarios para el
transporte y transformación.
Operación y
Operación
Mantenimiento
Limpieza
Preventivo y Correctivo
Reparación
del alumbrado público
(lámparas, pastorales,
Reemplazos
postes, líneas)
Instalación y mantenimiento de empalmes y medidores
Atención de emergencias
§
Se procedió a la definición del número de personal requerido para el
desarrollo de las actividades de distribución de energía en media y baja
tensión.
§
Se analizaron y clasificaron los cargos en función de su importancia
relativa, complejidad y requerimientos técnicos para luego efectuar la
racionalización de la planilla.
§
Se valorizó el organigrama, utilizando los sueldos establecidos por la
empresa, al haber validado su vigencia con respecto a remuneraciones de
mercado (PEEL).
§
Se asignaron tareas a terceros en función de los costos alternativos y
conveniencia estratégica.
4.3.2. Optimización de la Estructura de Personal
Se inició el proceso modelando la organización de la administración central
tomando como base las funciones establecidas por la empresa, identificando
los puestos necesarios para su adecuado funcionamiento. Luego, estas
funciones fueron agrupadas de acuerdo con las áreas y departamentos
pertinentes para la administración central.
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
33
Informe Final – Supervisor VAD
Los resultados de dicha asignación fueron los siguientes:
N°
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
Área / Departamento
Gerencia General
Auditoría Interna
Asesoría Legal
División de Planeamiento
División Informática
Gerencia de Administración
División Recursos Humanos
División Contabilidad
División Finanzas
División Logística
Gerencia de Distribución
División de Calidad de Servicio
División Pérdidas
Oficina de Seguridad
Gerencia Comercial
División Tarifas y Contratos
Totales
Número de
Personas
2
1
1
2
4
2
3
6
5
7
4
2
4
1
2
2
48
Se modelaron 16 áreas o departamentos estableciendo un total de 48 personas
para la administración central de ELSE.
Para cada puesto se determinó a su vez el gasto mensual promedio a ser
incurrido por la empresa, el que incluye las remuneraciones propuestas así
como las cargas propias del empleador. Los resultados se muestran en la
siguiente tabla:
N°
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
Área / Departamento
Gerencia General
Auditoría Interna
Asesoría Legal
División de Planeamiento
División Informática
Gerencia de Administración
División Recursos Humanos
División Contabilidad
División Finanzas
División Logística
Gerencia de Distribución
División de Calidad de Servicio
División Pérdidas
Oficina de Seguridad
Gerencia Comercial
División Tarifas y Contratos
Totales
Gasto
Mensual
Mensual
12,117
8,100
6,923
8,979
13,886
10,322
12,228
20,109
16,688
21,134
15,888
5,030
14,246
4,132
10,400
6,206
186,388
Gasto
Anual
169,644
113,400
96,919
125,707
194,402
144,510
171,195
281,529
233,626
295,871
222,433
70,418
199,438
57,847
145,605
86,886
2,609,431
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
34
Informe Final – Supervisor VAD
Sistema Eléctrico Valle Sagrado
Para modelar el personal correspondiente al sistema eléctrico modelo Valle
Sagrado también se tomaron en cuenta las funciones y capacidades requeridas
para su funcionamiento eficiente.
La estructura de personal final modelada para el sector típico Valle Sagrado
comprende los siguientes detalles:
Cargo / Ocupación
Jefe de Área
Jefe Comercial
Técnicos
Ejecutivos
Total
Número de
Personas
1
1
8
1
11
Gasto
Mensual
5,400
2,588
16,906
2,165
27,059
Gasto Anual
75,600
36,238
236,684
30,304
378,826
El personal total asignado a Valle Sagrado corresponde a 11 personas, las
cuales representan un gasto anual de S/. 378,826.
4.4 Formatos C
En el Anexo VIII se muestran los formatos C, los cuales también se adjuntan en medio
magnético con el presente informe. Los formatos C corresponden a los formatos
entregados por el consultor VAD.
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
35
Informe Final – Supervisor VAD
5. Creación de la Empresa Modelo – Proceso de Optimización
La distribución de energía es un monopolio natural, por lo que los precios de esta
actividad son regulados; el precio de esta actividad se conoce como el Valor Agregado
de Distribución (VAD). El modelo establece que los costos medios a reconocer
corresponden a los de una empresa eficiente, haciendo competir a las distribuidoras
con dicha empresa.
El VAD representa el costo en el que incurre una empresa distribuidora para poner a
disposición del cliente la potencia y energía desde la barra desde la barra equivalente
en media tensión, hasta el punto de empalme de la acometida respectiva.
El modelo de negocio de una empresa de distribución se muestra a continuación:
Pernisos
Regulación
Normatividad
Capital
Barreras de Entrada
Sector
Qué tienen ...
Distribución
-Redes Primarias
-Subestaciones
-Redes Secundarias
Suministradores de
Equipos y Otros
Proveedores
Producción Propia
Locales
-Atención al Público
-Administración / Oficinas
-Talleres / Almacenes
Estructura
-Directivos
-Ejecutivos
-Empleados / Obreros
-Outsourcing
Altas barreras de salida
Operación
-Planeamiento y Estudios
-Obras
-Mantenimiento
-Tecnología de Informac.
Comercialización
-Facturación
-Clientes
-Tecnología de Informac.
Administrac. y Finanzas
-Logística
-Gestión Contable
-Gestión Financiera
Mercado Libre
Clientes
Transmisión
-Líneas de Transmisión
-Subestaciones de Pot..
Proveedores COES
Proveedores No COES
Qué hacen ...
Otros Mercados
Futuros Mercados
Recursos Humanos
-Reclutamiento
-Capacitación
-Evaluac. de Desempeño
Osinerg
Organismos de Supervisión y
Control
DGE
Sustitutos
Monopolio Natural
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
Informe Final – Supervisor VAD
36
Costos Directos
Son los costos en los cuales incurre una empresa y que están directamente relacionados
con el giro del negocio desarrollando las actividades de compra de energía,
distribución y comercialización.
Los costos directos se dividen según se muestra a continuación:
§
Costos estándares de inversión (Valor Nuevo de Reemplazo – VNR), que están
compuestos por:
P Costos de instalaciones eléctricas (red de media tensión, subestaciones de
distribución, red de baja tensión para el servicio particular y el alumbrado
público)
P Costos de instalaciones no eléctricas (terrenos, edificios, vehículos, equipos).
§
Costos de explotación técnica, que están compuestos por:
P Costos de operación, corresponden a los costos necesarios para operar las
instalaciones eléctricas mediante el concurso de personal propio o terceros.
P Costos de mantenimiento, corresponden a los costos necesarios para mantener
en estado operativo las instalaciones eléctricas, estos costos corresponden a
actividades de mantenimiento preventivo y correctivo, las cuales pueden ser
realizadas por personal propio o terceros.
§
Costos de explotación comercial, que están compuestos por:
P Costos de gestión comercial, corresponden a los costos de la planificación,
seguimiento y control de la ejecución de los procesos comerciales.
P Costos de actividades comerciales, corresponden a los costos asociados a la
atención del cliente (reclamos, actualización de las condiciones del contrato de
suministro, telegestión y atención personalizada).
P Costos de acciones comerciales, corresponden a los costos de atención de
nuevos suministros, corte – reconexión, reposición – mantenimiento de
conexiones, gestión de morosidad, gestión de pérdidas y cálculo de tarifas.
P Costos asociados al usuario, corresponden a los costos de lectura, facturación,
reparto y cobranza de las diversas opciones tarifarias.
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
Informe Final – Supervisor VAD
37
Costos Indirectos
Son aquellos costos en los cuales incurre una empresa y que están directamente
relacionados las actividades de apoyo al giro del negocio, entre los cuales se distinguen
actividades de dirección, administrativas, contables, financieras, logísticas, gestión de
recursos humanos, publicidad, entre otros.
Aplicación de Costos de Explotación del Sistema Eléctrico Modelo
Para efectos del presente estudio se debe entender que para fijar el VAD del sistema
eléctrico modelo, los costos de explotación tienen dos fuentes de origen:
§
§
La asignación de costos indirectos provenientes de la administración central de
ELSE, los cuales están compuestos por el costo indirecto de personal y el costo
indirecto no personal.
Costos del sistema eléctrico Valle Sagrado, los cuales están compuestos por el
costo directo de personal y costo directo no personal.
La asignación de costos al sistema eléctrico modelo requiere la distinción de los
mismos en directos e indirectos así como su racionalización para incluir sólo aquellos
pertinentes al presente estudio.
5.1 Instalaciones de Distribución MT
5.1.1. Caracterización del Sistema Eléctrico Modelo
La caracterización del mercado eléctrico consiste en realizar un estudio de
mercado con el objetivo de determinar el volumen de energía y la máxima
demanda del sistema eléctrico modelo.
También se puede mencionar que es un paso previo al diseño de las instalaciones
de distribución del sistema modelo, ya que con la demanda determinada se
calculan los parámetros eléctricos para el dimensionamiento óptimo de las
instalaciones.
El siguiente gráfico muestra una vista espacial del sector en estudio.
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
38
Informe Final – Supervisor VAD
Red de Media Tensión
del Sistema Eléctrico
Modelo
Alimentadores de
Urubamba
§ UR01
§ UR02
Alimentadores Pisac
§ PI01
§ PI02
§ PI03
§ PI04
Alimentadores Calca
§ CL01
§ CL02
Vista del Sistema Eléctrico Modelo Valle Sagrado I
Características del mercado eléctrico
Las siguientes características del mercado eléctrico son correspondientes al año
2004, donde el número de clientes y las ventas de energía anual fueron los
siguientes:
Opción Tarifaria
Número
de
Clientes
Ventas de Energía
Año 2004 MW.h
Consumo promedio
diarios por cliente
(kWh)
9
5
12
3
7
257
482
1,027
148
585
36
2,498
79.2
267.6
237.8
136.8
232.2
192.8
1
25
68.2
(*)
7
24
138
716 (**)
5
6,893
Ventas en Media Tensión
MT1
MT2
MT3P
MT3FP
MT4P
MT4FP
Sub Total MT
Ventas en Baja Tensión
BT1
BT2
BT3P
BT3FP
BT4P
BT4FP
BT4AP
BT5A
BT5B
BT6
2
18,060
12
54.9
6.8
1.1
Sub Total BT
18,082
7,802
1.2
Total
18,118
10,300
1.6
(*) La empresa no reporta clientes en el mes de diciembre
(**) La energía estimada de alumbrado público fue calculada utilizando los factores KALP.
La metodología de cálculo es mostrada en el capítulo correspondiente al balance de energía y potencia.
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
39
Informe Final – Supervisor VAD
De la tabla anterior, se puede observar que el mercado al cual atiene la empresa,
en su mayoría, está compuesto casi exclusivamente por clientes residenciales de
tarifa BT5B; los mismos que representan el 99.6% del total de clientes.
Con respecto a los clientes en media tensión, la empresa sólo tiene 36 clientes de
los cuales el 34%, pertenece a la opción tarifaria MT2 tal como se muestra en el
siguiente gráfico:
Composición de Clientes en Media Tensión
Sector Típico 5
MT4FP
19%
MT2
25%
MT4P
8%
MT3P
14%
MT3FP
34%
Del análisis de los consumos de energía por opción tarifaria, se puede concluir
que el mercado eléctrico está compuesto por clientes residenciales que consumen
en promedio 1.06 kWh-día. El siguiente gráfico representa el consumo promedio
por rangos de energía.
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
40
Informe Final – Supervisor VAD
Consumo de Energía Diaria (BT5B)
Sector Típico 5
kWh
50
R1
R2
R3
R4
R5
R6
R7
R8
R9
13105
40
30
Consumo de Energía (kWh - día)
Número de Clientes
< 1 - 30 kWh>
50.85
<31 - 100 kWh>
<101 - 150 kWh>
<151 - 300 kWh>
<301 - 500 kWh>
<501 - 750 kWh>
<751 - 1000 kWh>
Exceso de 1000 kWh
31.00
BT5B no residencial
3516
682
428
49
256
20
2
22
16.61
10
7.02
4.06
0.36
4.02
1.85
0
R1
R2
R3
R4
R5
R6
R7
R8
R9
Rango de Energía para la Opción Tarifaria BT5B
Para la determinación de los consumos promedio se siguieron los siguientes
pasos:
a) Análisis de la energía mensual reportada en los formatos VI-1 según el
siguiente cuadro:
Rango de Energía de la Opción BT5B
BT5B De 1 a 30 kWh
BT5B De 31 a 100 kWh
BT5B De 101 a 150 kWh
BT5B De 151 a 300 kWh
BT5B De 301 a 500 kWh
BT5B De 501 a 750 kWh
BT5B De 751 a 1000 kWh
BT5B Exceso de 1000 kWh
BT5B No Residencial
Total
Número de Clientes
Porcentaje
13,105
3,516
428
256
49
22
73%
19%
2%
1%
0%
0%
Energía
(MWH)
1,718
2,339
626
647
293
246
2
682
18,060
0%
4%
100%
37
987
6,893
Porcentaje
25%
34%
9%
9%
4%
4%
1%
14%
100%
b) Para el cálculo del consumo de la energía y potencia por cliente se utilizaron
las siguientes fórmulas:
Para el cálculo de la energía por cliente:
Ccliente =
Cm
n
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
41
Informe Final – Supervisor VAD
Donde
C m , es el consumo promedio de energía mensual por opción tarifaria y rango del
consumo
n , es el número de clientes.
Por tanto, la energía que consumiría un cliente por día será:
C
C d = cliente
nd
Donde
Ccliente , es el consumo promedio mensual de energía por cliente
n d , es el número de días del mes.
Cálculo de la energía por Rango BT5B
Utilizando la información de la tabla anterior y aplicando las fórmulas anteriores
se obtuvo el consumo diario de energía para cada rango, según se muestra en el
siguiente cuadro:
Rango de Energía de la Opción BT5B
< 1 - 30 kWh>
<31 - 100 kWh>
<101 - 150 kWh>
<151 - 300 kWh>
<301 - 500 kWh>
<501 - 750 kWh>
<751 - 1000 kWh>
Exceso de 1000 kWh
BT5B No Residencial
R1
R2
R3
R4
R5
R6
R7
R8
R9
Número de E total (kWhClientes
día)
13,105
0.36
3,516
1.85
428
4.06
256
7.02
49
16.61
22
31.00
2
682
50.85
4.02
Del cuadro anterior se observa que los consumos del 72% y 19% de los clientes
son de 0.36kWh – día y 1.85kWh – día respectivamente.
El siguiente gráfico representa los consumos (resultado del promedio del año
2004) y el porcentaje de clientes relacionados con cada rango de energía son
presentados en el siguiente gráfico:
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
42
Informe Final – Supervisor VAD
% Número de Clientes
80.00%
Consumo de Energía de los Clientes BT5B
70.00%
60.00%
50.00%
40.00%
30.00%
20.00%
10.00%
0.00%
R1
R2
R3
R4
R5
R6
R7
R8
Rango de Energía
Cálculo de la demanda típica
Con la energía determinada para cada rango, se procedió a caracterizar los
consumos típicos de la población, tanto para horas de punta y fuera de punta; por
ejemplo, para un cliente que consume 0.36kWh por día se le asignaron los
equipos en régimen de uso considerados típicos, empleados para el consumo de
energía eléctrica. Los consumos son referenciales y están orientados a
determinar, con un cierto grado de razonabilidad, los consumos de potencia y
energía en los bloques horarios.
Los siguientes gráficos muestran el comportamiento del consumo de energía de
un cliente por cada rango de energía.
Consumo de Energía De Un cliente por día
Cliente dentro del rango < 0 - 30kWh>
Número de Clientes dentro del rango = 13,105
kWh
0.40
Consumo de Energía De Un cliente por día
Cliente dentro del rango < 31 - 100kWh>
Número de Clientes dentro del rango = 3,516
kWh
1.80
1.79
0.39
1.78
0.38
1.77
0.37
1.76
0.36
1.75
1.74
0.35
1.73
0.34
1.72
Mes - Año
Mes - Año
FUENTE: Formatos VI-C
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
12/04
11/04
10/04
09/04
08/04
07/04
06/04
05/04
04/04
03/04
02/04
01/04
12/04
11/04
10/04
09/04
08/04
07/04
06/04
05/04
04/04
03/04
02/04
1.71
01/04
0.33
43
Informe Final – Supervisor VAD
Consumo de Energía De Un cliente por día
Cliente dentro del rango < 101 - 150kWh>
Número de Clientes dentro del rango = 428
kWh
4.06
Consumo de Energía De Un cliente por día
Cliente dentro del rango < 151- 300kWh>
Número de Clientes dentro del rango = 256
kWh
7.10
4.04
7.00
4.02
6.90
4.00
6.80
3.98
3.96
6.70
3.94
6.60
3.92
Mes - Año
12/04
11/04
10/04
09/04
08/04
07/04
06/04
05/04
04/04
03/04
02/04
01/04
12/04
11/04
10/04
09/04
08/04
07/04
06/04
05/04
04/04
03/04
02/04
6.50
01/04
3.90
Mes - Año
FUENTE: Formatos VI-C
De los gráficos anteriores, se observa que, si un cliente consume en promedio
0.36kWh – día, prácticamente solo estaría utilizando la energía en horas de punta
y contaría con 2 lámparas, mientras que el segundo gráfico, se muestra un cliente
que posee mayor número de cargas y que son utilizadas a cualquier hora, ya que
su consumo es mayor (1,8kWh - día).
Los siguientes cuadros muestran ejemplos de posibles asignaciones de cargas
para clientes con consumos de energía en rangos determinados
.
Carga
Foco 50W
Foco 100W
Carga típica de un cliente que consume entre <0 - 30 kWh/mes>
Horas de Uso
Energia (Wh)
Cantidad
P (W)
HP
HFP
HP
1
50
1
50
1
100
3
300
TOTAL
Carga
Televisor
Fluorescente 30W
Foco 50W
Foco 100W
Licuadora
HFP
350
Carga típica de un cliente que consume entre <31 - 100 kWh/mes>
Energia (Wh)
Horas de Uso
P (W)
HP
HFP
HP
100
3
4
300
30
1
30
50
3.5
175
100
3.5
700
300
0.5
TOTAL
1,205
Cantidad
1
1
1
2
1
Potencia (W)
HP
50
100
HFP
150
HFP
400
150
550
Potencia (W)
HP
HFP
100
100
30
50
200
300
380
400
Consumo de 101 a 150 kWH
Carga
Televisor
Radio
Fluorescente 30W
Foco 50W
Foco Ahorr 20W
Licuadora
Refrigerador
Foco 75W
Carga típica de un cliente que consume entre <101 - 150 kWh/mes>
Horas de Uso
Energia (Wh)
P (W)
HP
HFP
HP
100
3
4
300
30
4
30
0.4
12
50
3
150
20
3.5
70
300
0.1
350
2
6
700
75
1
75
TOTAL
1,307
Cantidad
1
1
1
1
1
1
1
1
Potencia (W)
HFP
400
120
HP
100
HFP
100
30
30
50
20
30
2,100
2,650
350
75
625
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
300
350
780
44
Informe Final – Supervisor VAD
El resultado de la caracterización de carga fue el siguiente:
Rango de Energía de la Opción BT5B
Número de P Hp (kWClientes
día)
0.15
13,105
0.38
3,516
0.63
428
0.63
256
1.97
49
3.30
22
< 1 - 30 kWh>
R1
<31 - 100 kWh>
R2
<101 - 150 kWh>
R3
<151 - 300 kWh>
R4
<301 - 500 kWh>
R5
<501 - 750 kWh>
R6
<751 - 1000 kWh>
R7
7.38
Exceso de 1000 kWh
R8
2
0.15
BT5B No Residencial
R9
682
Nota: PHp (Potencia en Horas de Punta) es una potencia caracterizada en base a consumos promedios
de energía
Con este resultado se confirma lo comentado anteriormente, es decir, el mercado
al cual se dirige la empresa está constituido mayoritariamente por clientes que
consumen en promedio 0.15 kW en horas de punta; es decir, clientes que
emplean para su consumo el equivalente de hasta 2 focos entre 2 a 3 horas
diarias.
Para determinar la demanda típica de un cliente según la zona de ubicación
geográfica, primero se utilizó nuestro sistema GIS y la base de datos entregada
por el OSINERG - GART (VNRGIS).
Con este sistema se determinó la cantidad de usuarios ubicados en zonas y
concentradas y dispersas.
§
Las zonas concentradas son aquellas zonas donde se tiene definido, en
proporción y distribución, el catastro.
§
Las zonas dispersas son consideradas aquellas zonas que no están en la
zona concentrada definida anteriormente.
El siguiente gráfico muestra la densidad de carga del sistema eléctrico modelo.
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
45
Informe Final – Supervisor VAD
Luego se utilizó una muestra de la base de datos del FOSE del año 2004, con la
cual se determinó los consumos promedios por cada uno de los clientes de la
opción BT5B, según la zona de ubicación.
Una vez identificada la zona de ubicación de cada cliente, se obtuvieron sus
consumos. Los resultados son mostrados en la siguiente tabla:
Energía Mensual
Zona
Zona Concentrada
Zona Dispersa
R1
4,535
57,355
Energía Promedio del Mes en kWh (muestra de la Base de datos del FOSE 2004)
R2
R3
R4
R5
R6
R7
17,086
6,049
7,494
3,113
1,251
1,467
70,091
16,313
20,481
11,822
8,405
5,024
R8
1,618
4,122
Número de Clientes
Zona
R1
Zona Concentrada
Zona Dispersa
Número de Clientes (muestra de la Base de datos del FOSE 2004)
R3
R4
R5
R6
R7
723
120
88
19
5
3,535
349
255
83
36
R2
719
11,857
R8
4
15
3
7
R7
12.23
11.17
R8
17.98
19.63
Energía Consumida (kWh - día)
Zona
R1
Zona Concentrada
Zona Dispersa
R2
0.21
0.16
R3
0.79
0.66
Energía Promedio Diaria en kWh - día
R4
R5
R6
1.68
2.84
5.46
8.34
1.56
2.68
4.75
7.78
Fuente: Data del FOSE 2004
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
46
Informe Final – Supervisor VAD
Luego, con el número de horas determinado de la caracterización (ver tabla
siguiente), se calculó la potencia media típica por rango de energía y por zona.
Número de horas determinados a partir
de la caracterización de la carga
Rango de Energía de
la Opción BT5B
Rango
Número
de
Horas
(HP)
Número
de
Horas
(HFP)
Número
de
Horas
(Total)
< 1 – 30 kWh>
R1
2.33
<31 - 100 kWh>
R2
3.17
3.01
2.33
6.18
<101 – 150 kWh>
<151 – 300 kWh>
<301 – 500 kWh>
R3
R4
R5
2.09
2.59
1.61
1.68
0.30
0.56
3.77
2.89
2.17
<501 – 750 kWh>
<751 - 1000 kWh>
R6
R7
2.18
0.76
2.94
12.33
Exceso de 1000 kWh
R8
2.30
1.21
3.50
El siguiente cuadro muestra el resultado de la potencia media por rango de
energía y por zona. Los rangos de energía son los de la opción tarifaria BT5B
mostrados en la tabla anterior.
Número de Horas y Potencia Media
Número de Horas
Zona Concentrada
Zona Dispersa
R1
2.33
0.09
0.07
R2
6.18
0.13
0.11
R3
3.77
0.45
0.41
Rango de Energía
R4
R5
2.89
2.17
0.98
2.52
0.93
2.19
R6
2.94
2.84
2.65
R7
3.93
3.11
2.84
Fuente: Data del FOSE 2004
La demanda media típica por zona es calculada a partir de una ponderación el
cual está en función al consumo y número de clientes.
Los resultados son los siguientes:
Potencia media (kW)
Zona Concentrada
0.23
Zona Dispersa
0.12
5.1.2. Crecimiento del Sector Típico Valle Sagrado
Para determinar el crecimiento de la zona en estudio se utilizaron las cifras
oficiales del INEI, las cuales contienen proyecciones hasta el año 2005 y
muestran bajos crecimientos demográficos para la población del sector bajo
estudio según el cuadro adjunto:
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
R8
3.50
5.13
5.60
47
Informe Final – Supervisor VAD
Estadísticas de Población Zona Valle Sagrado I (Fuente INEI)
PROVINCIA
Año
Calca
Urubamba
Total
1993
59,241
50,733
109,974
1994
60,184
51,403
111,587
1995
61,039
52,055
113,094
1996
61,782
52,673
114,455
1997
62,429
53,254
115,683
1998
63,017
53,821
116,838
1999
63,582
54,399
117,981
2000
64,160
55,012
119,172
2001
64,751
55,668
120,419
2002
65,330
56,352
121,682
2003
65,899
57,050
122,949
2004
66,457
57,750
124,207
2005
67,007
58,440
125,447
Tasa de Crecimiento en 5 años al 2005
Tasa Promedio de Crecimiento Anual
DISTRITOS
% Crecimiento
Anual
1.47%
1.35%
1.20%
1.07%
1.00%
0.98%
1.01%
1.05%
1.05%
1.04%
1.02%
1.00%
4.18%
1.03%
Año
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
Calca
Pisac
Urubamba
15,320
9,264
14,368
15,523
9,335
14,716
15,705
9,398
15,053
15,864
9,444
15,380
15,999
9,474
15,700
16,119
9,499
16,007
16,232
9,533
16,304
16,350
9,588
16,583
16,468
9,669
16,840
16,583
9,769
17,079
16,696
9,878
17,304
16,805
9,989
17,527
16,913
10,092
17,757
Tasa de Crecimiento en 5 años al 2005
Tasa Promedio de Crecimiento Anual
Total
% Crecimiento
Anual
38,952
39,574
40,156
40,688
41,173
41,625
42,069
42,521
42,977
43,431
43,878
44,321
44,762
De los cuadros mostrados se observa que el crecimiento anual es en promedio
1%; por tanto, el crecimiento a 5 años para provincias y distritos será la
aplicación de las tasas estimadas anuales el cual es igual 4.16%.
La tasa promedio anual que utilizamos para el estudio fue de 1.03% la cual
representa el promedio de la tasa de crecimiento por provincias y por distritos.
5.1.3. Premisas de Análisis para el Diseño de las Instalaciones MT
El proceso de creación de la empresa modelo comprende el dimensionamiento de
las instalaciones de distribución de media tensión, a fin de obtener la red técnica
y económicamente óptima.
Para tal fin, se analizó la topología de red, el nivel de tensión del sistema, los
niveles de calidad del producto, y la selección óptima del conductor.
a) Análisis del Diagrama Unifilar del Sistema Modelo
El siguiente diagrama muestra la conformación actual de la red de alta tensión en
el sistema eléctrico modelo Valle Sagrado1.
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
1.60%
1.47%
1.32%
1.19%
1.10%
1.07%
1.07%
1.07%
1.06%
1.03%
1.01%
1.00%
4.15%
1.02%
48
Informe Final – Supervisor VAD
VALLE SAGRADO 1
SISTEMA ELECTRICO MODELO VALLE SAGRADO 1
138 kV
SE Cachimayo ELP
33 kV
6/3/3 MVA
SE Urubamba
UR01
UR02
UR03
33 kV
10 kV
UR04
10.5 kV
SE Calca
SE Castilla
CL01
CL02
33 kV
SE Cachimayo
15/15/7 MVA
10 kV
60 kV
60 kV
SE Paucartambo
7/7/2 MVA
22.9 kV
10 kV
10 kV
60 kV
22.9 kV
SE Pisac
7/7/2 MVA
PI04
10 kV
PI01 PI02 PI03
Diagrama Unifilar del Sistema Modelo Valle Sagrado 1
La demanda máxima coincidente del sistema Valle Sagrado I para el año 2004
fue de 3,750kW (en el nivel de 33kV y 66kV) y ocurrió el día 31 del mes de
diciembre a las 20:00 horas.
Esta demanda es sustentada con perfiles de carga de la cual para el cálculo del
VAD se le descontaron las pérdidas y la demanda del sistema Paucartambo. Los
resultados son presentados en el capítulo del balance de potencia y energía.
§ Topología de la Red de Media Tensión Existente
El sistema eléctrico tiene 530 km. de red y esta conformado por nueve
alimentadores en 10 kV y un alimentador en 22.9 kV (Pisac – PI04 –
Alimentador rumbo a Lares) los cuales están enlazados a cada centro de
transformación de la siguiente manera:
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
49
Informe Final – Supervisor VAD
Centro
Transformación
Alimentador
Longitud
(km)
Nivel de Tensión
(kV)
Calca
CL01
20
10
Calca
CL02
29
10
Urubamba
UR01
57
10.5
Urubamba
UR02
11
10.5
Urubamba
UR03
75
10.5
Urubamba
UR04
21
10.5
Pisac
PI01
32
10
Pisac
PI02
60
10
Pisac
PI03
80
10
Pisac
PI04
144
22.9
La red de media tensión atraviesa áreas divididas en zonas concentradas y
dispersas. En el siguiente cuadro observamos el recorrido de la red existente de
media tensión a través de dichas zonas.
Centro
Transformación
Alimentador
Nivel de Tensión
(kV)
Calca
CL01
10
Calca
CL02
10
Urubamba
UR01
10.5
Urubamba
UR02
10.5
Urubamba
UR03
10.5
Urubamba
UR04
10.5
Pisac
PI01
10
Pisac
PI02
10
Pisac
PI03
10
Pisac
PI04
22.9
Total
Longitud (km)
Concentrada Dispersa
4
16
1
28
2
55
5
6
6
69
3
18
2
30
4
56
1
79
0
144
29
502
Longitud
Total (km)
20
29
57
11
75
21
32
60
80
144
530
Longitud (%)
Concentrada Dispersa
21%
79%
2%
98%
4%
96%
43%
57%
8%
92%
16%
84%
6%
94%
7%
93%
1%
99%
0%
100%
6%
95%
Del cuadro anterior se observa que el 95% de la red en MT está instalada en
zonas dispersas.
De acuerdo al flujo de carga en la red MT adaptada, se deduce que las redes de
MT se encuentran operando satisfactoriamente con niveles de tensión aceptables
y pérdidas de energía moderadas. Ello se debe a que - no obstante la gran
dispersión de las cargas - las cargas unitarias coincidentes a nivel de usuario, son
muy bajas, apenas 0.115kW y 0.06 kW por usuario (aplicando el factor de
simultaneidad 0.5) para cada zona respectivamente.
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
Longitud
Total (km)
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
50
Informe Final – Supervisor VAD
Los 3 centros poblados importantes Calca, Urubamba y Pisac operan en 10 kV el
cual es un nivel de tensión adecuado para los niveles de densidad de carga y
longitud de redes existente.
En principio se podría considerar que el nivel de 22.9 kV sería el más adecuado
para atender todas las zonas de grandes dimensiones geográficas considerando su
crecimiento futro, Pero, si se toma en consideración la demanda actual y su lento
crecimiento (1,03%), se concluye que lo más conveniente será mantener los
actuales niveles de tensión.
Optimización de la Topología Existente
Debido a la gran lejanía del valle de Lares la cual actualmente es alimentada
desde Pisac (15km.), consideramos que el valle debería ser alimentado desde
Calca manteniendo su nivel de tensión. El detalle se muestra a continuación
Red redundante
retirada (color negro)
Detalle de la red de media tensión retirado - PI04
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
51
Informe Final – Supervisor VAD
Adicionalmente se realizó la transferencia de carga de un ramal del alimentador
PI02; al PI03 debido a que ambos recorre de forma paralela y que el PI03 no
tenia subestaciones conectadas.
Esta transferencia de carga permitió eliminar aproximadamente 10.7 km. de red
(alimentador PI03), en 10 kV, de la cual 1.2 km. está compuesta por conductores
de aluminio de 50 mm2 y de 70 mm2 el resto del alimentador.
Red
redundante
retirada
(color rojo)
Detalle de la red de media tensión retirado - PI04
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
52
Informe Final – Supervisor VAD
El total de red eliminada fue de 25.7 km la cual con la nueva configuración de
topología y nivel de tensión es:
Centro
Transformación
Alimentador
Nivel de Tensión
(kV)
Calca
CL01
10
Calca
CL02
22.9
Urubamba
UR01
10.5
Urubamba
UR02
10.5
Urubamba
UR03
10.5
Urubamba
UR04
10.5
Pisac
PI01
10
Pisac
PI02
10
Pisac
PI03
10
Pisac
PI04
22.9
Total
Longitud en Zona
Urbana
Rural
4
16
1
155
2
55
5
6
6
69
3
18
2
30
4
41
0
85
0
0
28
475
Longitud
Total (km)
20
156
57
11
75
21
33
46
85
0
505
Longitud (%)
Urbana
Rural
22%
78%
0%
100%
4%
96%
43%
57%
8%
92%
16%
84%
7%
93%
9%
91%
0%
100%
0%
0%
6%
94%
b) Calidad del Servicio Eléctrico
La calidad de servicio está definida como el conjunto de propiedades y
estándares normales, que son inherentes a la actividad de distribución de
electricidad concesionada y que constituyen las condiciones bajo las cuales la
actividad debe desarrollarse. Esta calidad de servicio incluye, entre otros, los
siguientes aspectos:
§
§
§
§
§
§
§
§
Las normas y condiciones que establezcan los contratos de concesión,
La seguridad de las instalaciones, de su operación y el mantenimiento de las
mismas,
La satisfacción oportuna de las solicitudes de servicio, en los términos y
condiciones establecidos en la NTCSE,
La correcta medición y facturación de los servicios prestados y el oportuno
envío a los usuarios y clientes,
El cumplimiento de los plazos de reposición de suministro,
La oportuna atención y corrección de situaciones de emergencia,
interrupciones de suministro, accidentes y otros imprevistos,
La utilización de adecuados sistemas de atención e información a los usuarios
y clientes,
La continuidad del servicio y los estándares de calidad de suministro.
Calidad de Suministro
Se expresa en función de la continuidad del servicio eléctrico a los Clientes, es
decir, de acuerdo con las interrupciones del servicio.
Para evaluarla, se toman en cuenta indicadores que miden el número de
interrupciones del servicio eléctrico, la duración de los mismos y la energía no
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Longitud Total
(km)
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
0%
100%
53
Informe Final – Supervisor VAD
suministrada a consecuencia de ellas. El período de control de interrupciones es
de seis (6) meses calendario de duración.
Tolerancias
En el numeral 6.1.5 de la NTCSE-1997 y modificada mediante D.S. N° 0402001-EM publicado el 2001.07.17, se establece que para clientes en servicios
calificados como Urbano-Rurales, lo siguiente:
Tolerancias.- Las tolerancias en los indicadores de Calidad de Suministro para Clientes
conectados en distinto nivel de tensión son:
Número de Interrupciones por Cliente (N’)
Clientes en Muy Alta y Alta Tensión: 02 Interrupciones/semestre
Clientes en Media Tensión: 04 Interrupciones/semestre
Clientes en Baja Tensión: 06 Interrupciones/semestre
Duración Total Ponderada de Interrupciones por Cliente (D’)
Clientes en Muy Alta y Alta Tensión: 04 horas/semestre
Clientes en Media Tensión: 07 horas/semestre
Clientes en Baja Tensión: 10 horas/semestre
Tratándose de Clientes en baja tensión en servicios calificados como Urbano-Rural y
Rural, incrementar para ambos la tolerancia del Número de Interrupciones por cliente
(N) en 50% y la tolerancia Duración Total Ponderada de Interrupciones por Cliente (D)
en 100% para el servicio Urbano Rural y 250 % para el servicio rural.
Por tanto, para el caso del sector típico 5, hemos considerado las siguientes
tolerancias:
Parámetro Eléctrico
Tensión MT
Tensión BT
Número de Interrupciones MT
Horas de interrupciones MT
Número de Interrupciones BT
Horas de interrupciones BT
Tolerancia
5%
7.5%
6
17.5
9
25
Con respecto a la calidad de suministro, se ha considerado utilizar tecnología,
equipos y materiales para facilitar la operación y mejoramiento su calidad.
Calidad de Producto
Para la calidad de producto se ha considerado los indicadores de tensión que
menciona la norma, los cuales son:
Tratándose de redes secundarias en servicios calificados como Urbano-Rural y
Rural: son de hasta el ± 7,5 % de la tensión nominal en baja tensión y ± 5% en
media tensión.
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54
Informe Final – Supervisor VAD
5.1.4. Selección de las Características Básicas de la Red MT
Nivel de tensión:
Los resultados de los flujos de carga muestran niveles aceptables, en los
niveles de 22.9kV y 10kV, de caída de tensión y perdidas.
En base a lo anterior, y considerando que el sector presenta un bajo nivel de
consumo de energía y tasa de crecimiento de la población, se concluye que es
conveniente mantener los niveles de tensión existentes de 22.9 kV y 10 kV.
Subestaciones
Para la zona dispersa se conservó la cantidad y ubicación de las subestaciones
existentes más no su potencia instalada, ya que ésta fue adaptada según la
demanda típica de los clientes en dicha zona.
Otra razón de esta consideración es la distancia que existe entre las
localidades rurales lo cual implica que las subestaciones tengan que instalarse
a distancias considerables, por ejemplo, el siguiente gráfico muestra la
distancia real para atender un suministro del sector.
d
Vista Zona Dispersa – Distancia lineal entre subestación y Suministro
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55
Informe Final – Supervisor VAD
Para la zona concentrada, la cantidad y potencia de las Subestaciones se
adaptaran de acuerdo a los resultados de la optimización de la red de BT, que
se describe mas adelante.
Topología de la red:
La topología y ruta de la red de MT tendrá las mismas características que la
red existente, a excepción de la reconfiguración antes mencionada.
Descripción del Sistema en 22.9 kV
a)
b)
c)
d)
Red trifásica 22.9 kV, 4 conductores para troncales.
Red monofásica 13.2 kV, 2 conductores para ramales.
Subestaciones monofásicas 13.2/0.44 - 0.22 kV
Subestaciones Trifásicas 22.9/0.38 - 0.22 kV.
Sistema en 22.9 kV
R
S
T
N
Zona Concentrada
Zona Dispersa
Sistema en 22,9kV
Descripción del Sistema en 10 kV
a)
b)
c)
d)
Red Trifásica 10 kV con Neutro Aislado, 3 conductores en las Troncales.
Red Bifásica 10 kV, 2 conductores para los Ramales.
Subestaciones Monofásicas 10/0.44 –0.22 kV.
Subestaciones Trifásicas 10/0.38 - 0.22 kV.
Sistema en 10kV
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56
Informe Final – Supervisor VAD
Sistema en 10 kV
R
S
T
Zona Concentrada
Zona Dispersa
Demandas estimadas por usuario típico:
El diseño del sistema de distribución tuvo en cuenta la demanda prevista
según el estudio de mercado el cual determina una demanda típica de clientes
ubicados en las zonas concentradas (P=0.23kW) y para clientes ubicados en
zonas dispersas (P=0.12kW).
Conductores
Los conductores a considerar son los de aleación de aluminio de 16, 35, 50,
70 ó 95 mm2, los cuales tendrán la sección adecuada para optimizar las
pérdidas y cumplir con la regulación de tensión.
Se considera la utilización de aluminio por tratarse de un material utilizado
durante muchos años en el Perú con resultados satisfactorios. En varios
estudios efectuados se ha demostrado que el conductor de aluminio es
económicamente más ventajoso que el cobre, debido al menor costo por
kilogramo y a su menor peso, lo que permite diseñar líneas con mayores
vanos y menor cantidad de estructuras.
Estructuras
Las estructuras que se han considerado según el tipo de zona son las
siguientes:
Zona concentrada:
Zona dispersa:
Postes de concreto de 12 m. de longitud total con un vano
promedio de 100 m.
Postes de madera pino tratado y con un vano promedio de 180 a
300 m, por ser mayormente zonas de difícil acceso.
En ambos casos los postes tendrán la resistencia mecánica necesaria para
soportar el conductor y armado elegido.
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Informe Final – Supervisor VAD
57
Aisladores
Los aisladores a utilizarse son los siguientes:
§ Para los armados de alineamiento: aisladores de porcelana de tipo pin de
clase 55 -5, para 10kV y clase 56-2, para 22.9kV
§ Para los armados de cambio de dirección con cadena de anclaje:
aisladores de porcelana tipo suspensión de clase 52 -3
§ Para los armados de fin de línea: aisladores de porcelana tipo suspensión
de clase 52 -3
Puestas a tierra
Se han considerado conductores de puesta a tierra de cobre de secciones de
25 mm2.
La varilla de puesta a tierra es del tipo Copperweld en varillas de 5/8” de
diámetro nominal para los electrodos verticales o cables tipo Copperweld
para los electrodos horizontales, sección 35 mm2.
Equipos de Protección y Maniobra
Los equipos de protección han sido establecidos según:
§
Troncales: Se prevé el uso de seccionadores trifásicos bajo carga para las
troncales largos mayores a 10 km de longitud, con el fin de minimizar las
pérdidas temporales de cargas durante las labores de mantenimiento
preventivo, y separar rápidamente los tramos de línea defectuosos en caso
de fallas. Se considerará un seccionador cada 10 km de longitud troncal.
§
Derivaciones: Seccionador – fusible Cut Out unipolar en cada punto de
derivación, el cual permite protección y operación de las derivaciones. En
función al tipo de derivación, se seleccionó entre uno a tres Cut Out
unipolar por derivación
§
Subestación de distribución: Seccionador – fusible Cut Out, que otorga
protección y operación de los transformadores.
§
En general, se deberá tener cuidado en la selección de los calibres
apropiados de Cut Outs, que permitan una adecuada coordinación de la
protección entre los fusibles de los transformadores, derivaciones e
interruptores de la SET.
Modelamiento de las Subestaciones de Distribución
Para la zona concentrada, se realizó un modelamiento del sistema de
distribución secundario en la cual se optimizó, mediante módulos teóricos, el
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Informe Final – Supervisor VAD
58
tamaño de las subestaciones y la configuración de la red de baja tensión,
teniendo en cuenta el menor costo total de inversión y operación.
Para las zonas dispersas, se consideró la misma cantidad de subestaciones
existentes, las cuales fueron adaptadas en función a la demanda media y al
número de clientes asociados a éstas.
Cabe mencionar que en el proceso de adaptación no se tomó en cuenta los
transformadores de terceros.
5.2 Instalaciones de Distribución BT
Red Subterránea
Para el caso de la red subterránea, se conservó el metrado existente por tratarse
de zonas monumentales.
Red Aérea
El proceso de optimización de las instalaciones de distribución comprende las
desarrollar las siguientes etapas:
a) Zonificación del Área Electrificada
Según los datos reportados del VNRGIS, se observa que el sistema eléctrico
Valle Sagrado 1 es un sistema predominantemente rural donde existen poblados
de mediana densidad y tamaño como son los centros poblados de Urubamba,
Calca y Pisac.
En vista de la conformación de los centros poblados, planteamos el análisis sobre
dos zonas claramente diferenciadas: zona concentrada y dispersa.
Dichas zonas se establecieron tomando en cuenta 2 criterios:
La zona concentrada se caracteriza por tener una mayor concentración de
clientes; por tanto, una mayor densidad de carga en proporción de la distribución
y dimensión del catastro.
La zona dispersa se caracteriza por la gran separación existente de las cargas y
menor densidad.
Sobre la base de estos criterios se mapeó el sistema eléctrico modelo, el cual es
presentado en la siguiente figura:
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59
Informe Final – Supervisor VAD
Calca
Urubamba
Pisac
Sistema Valle Sagrado 1 - Red de Media Tensión - Catastro Reportado en VNRGIS
Rural Baja
Densidad
Rural Media
Densidad
Rural Alta
Densidad
Mapa de Densidad de Carga - Sistema Eléctrico Modelo Valle Sagrado 1
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60
Informe Final – Supervisor VAD
Zona
Dispersa
Zona
Concentrada
Mapa de Zonas Urbana y Rural - Sistema Eléctrico Modelo Valle Sagrado 1
b) Análisis de Catastro de la zona urbana
El análisis del catastro en la zona urbana tiene por finalidad obtener el tamaño
promedio de las manzanas en la zona urbana para tal se realizó los siguientes
pasos:
§
§
§
§
§
Zonificación de las áreas.
Determinación del área media de las manzanas mediante el análisis espacial
del catastro.
Cálculo del ancho de vía promedio a partir de la distancia de separación entre
manzanas.
Cálculo de la longitud del lado de la manzana.
Cálculo del área y radio de influencia por subestación.
Los resultados son los siguientes:
§
§
§
Manzana cuadrada de 70 metros de lado.
Número de clientes en baja tensión por manzana: 14.
17.4 metros de calle por cliente y ancho de vía de 10 metros.
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Informe Final – Supervisor VAD
61
5.2.1. Consideraciones para el Diseño de la Red Optima de Baja Tensión
§
Se considera la utilización de cables aéreos auto soportados, conductores de
aluminio y portantes de aleación de aluminio desnudo, que funcionan como
neutro del sistema.
§
Con respecto a las estructuras de soporte, se utilizaron postes de concreto en
las zonas concentradas, y postes de madera para las zonas dispersas. La altura
y resistencia necesarias serán definidas según corresponda.
§
El vano promedio es de 40 m. en las zonas concentradas y de 60 a 100 m., en
las zonas dispersas, dependiendo de la topografía.
§
Para el alumbrado público se utilizan lámparas de vapor de sodio de alta
presión de 50W de potencia y ubicadas cada 35m. Éstas se alimentan a 220
voltios, con control centralizado de encendido y apagado mediante un
conductor adicional dentro del cable auto soportado.
Se considera utilizar predominantemente un solo cable autosoportado por
calle, el cual alimentará a los usuarios ubicados en ambos lados de la calle.
§
No se prevé alumbrado público para todas las zonas dispersas, ya que en la
determinación del número de lámparas hemos utilizado el factor KALP.
5.2.2. Selección del Sistema de Distribución en Baja Tensión
Tipo de Suministro
a) Sistemas de Distribución Trifásica
Dado que existen 18,082 suministros en baja tensión y sólo 32 de ellos tienen en
promedio una demanda mayor a 2 kW, se considera suficiente y adecuado prever
una red de distribución predominantemente monofásica, ya que se ha tomado en
consideración la referencia de que en muchos países desarrollados los
suministros residenciales y comerciales menores a 10 kW de demanda son
atendidos con redes monofásicas.
Al existir suministros trifásicos existentes (según lo reportado por la empresa),
hemos considerado como potencia mínima para un suministro trifásico, 2kW.
Se estima que de los 22 clientes el 91% requieran suministros trifásicos, por ello,
para atenderlos se ha considerado redes trifásicas, y 20 subestaciones trifásicas.
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62
Informe Final – Supervisor VAD
b) Sistemas de Distribución Monofásico
En las zonas dispersas se utilizará la red monofásica 440/220 V; y en las
concentradas, se evaluarán las alternativas con redes monofásicas 440/220 V (2
conductores + neutro portante) y 220 V (2 conductores + portante)
·
Red Monofásica 440/220 V – 2 conductores + Neutro portante
sólidamente conectado a Tierra.
13.2/0.44-0.22 kV
AP
220 V
220 V
Sistema Monofásico 13.2/0.44-0.22kV
·
Red Monofásica 220 V – 2 conductores + portante
AP
10 kV
220 V
Sistema Monofásico 10/0.22kV
5.2.3. Evaluación Técnica – Económica de la Red de Baja Tensión (Sistemas
Monofásicos)
Para la evaluación técnica – económica se realizaron dos tipos de análisis, los
cuales son:
§ Análisis técnico de los módulos teóricos.
§ Análisis técnico de los módulos a nivel de empresa.
5.2.3.1 Análisis Técnico de los Módulos Teóricos.
Para realizar este análisis se planearon dos casos, los cuales contemplan la
utilización de transformadores con tensión secundaria 220 y 440 -220.
Para ambos casos se consideró la misma cantidad de usuarios y cargas
representados en módulos de 6, 9, 12 y 16 manzanas. La metodología de cálculo
fue la siguiente:
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
63
Informe Final – Supervisor VAD
§
§
§
§
§
Determinación de la topología típica de red para cada modulo.
Determinación de la sección de conductor adecuada que satisfaga los
requerimientos de máxima caída de voltaje y máximas pérdidas.
Cálculo de los costos de las redes de BT, MT, SE, pérdidas de energía y
mantenimiento.
Cálculo de los costos totales anuales.
Selección de la opción con mínimos costos totales anuales
A continuación presentamos los resultados obtenidos:
a) CASO 1, Para el caso de transformadores con tensión en el secundario
440-220 V
Para determinar el dimensionamiento de la subestación a cada alternativa se
consideraron los siguientes datos:
Número de Manzanas
Nº Clientes por Manzana
Nº Clientes
MD Cliente (kW)
Demanda por Manzana (kW)
Demanda por Frente (kW)
Factor Simultaneidad
Número de Luminarias AP
MD Lámpara (kW)
MD AP (kW)
MD Total (AP+SP) (kW)
Factor de Utilización
Factor de Potencia SP
Factor de Potencia AP
Potencia Total (kVA)
Factor de Utilización Real
Potencia SED (kVA)
SED
Alternativa
No 1
No 2
No 3
No 4
6
9
12
16
14
14
14
14
84
126
168
224
0.236
0.236
0.236
0.236
3.3
3.3
3.3
3.3
0.8
0.8
0.8
0.8
0.5
0.5
0.5
0.5
26
40
54
80
0.07
0.07
0.07
0.07
1.82
2.80
3.78
5.60
11.73
17.67
23.60
32.03
0.75
0.75
0.75
0.75
0.90
0.90
0.90
0.90
0.70
0.70
0.70
0.70
13.61
20.52
27.43
37.37
0.782
0.707
0.629
0.641
18.15
27.36
36.57
49.83
15 kVA 25 kVA 37.5 kVA 50 kVA
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
64
Informe Final – Supervisor VAD
Resumen de resultados técnicos:
o
MD (kW)
Red BT (km)
Conductor
Sección (mm2)
DV (%)
DP (%)
F.C.
DPe (%)
N 1
11.7
1.040
AS01613
16
0.47%
0.40%
0.284
0.32%
Alternativa
N 2
No 3
17.7
23.6
1.600
2.160
AS01603 AS01613
16
16
0.88%
1.18%
0.70%
0.94%
0.284
0.284
0.55%
0.74%
o
No 4
32.0
2.920
AS01613
16
1.09%
0.96%
0.284
0.76%
Resumen de resultados de cálculo económico:
SED (kVA)
Demanda (kW)
I. Costo de Red BT (S/./kW)
II. Costo de Subestación + Red MT (S/./kW)
III. Costo de Mantenimiento Anual (S/./kW)
IV. Costo de Pérdidas Anual (S/./kW)
Alternativa
No 1
No 2
No 3
No 4
15 kVA 25 kVA 37.5 kVA 50 kVA
11.7
17.7
23.6
30.2
147.3
150.5
152.1
160.6
45.3
34.5
29.3
24.4
20.1
13.4
10.0
7.8
2.7
4.7
6.3
6.5
ELECTROSURESTE
Costos vs Demanda por Módulo de 440-220 V
250
I. Costo de Red BT (S/./kW)
S/./kW
200
II. Costo de Subestación + Red
MT (S/./kW)
150
III. Costo de Mantenimiento
Anual (S/./kW)
100
IV. Costo de P érdidas Anual
(S/./kW)
50
T otal (S/./kW) :
0
15 kVA
25 kVA
37.5 kVA
50 kVA
De m anda de l Módulo (kW )
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
65
Informe Final – Supervisor VAD
De estos resultados se puede concluir con lo siguiente:
§
§
§
El costo de la red de BT es más significativo comparado con los demás costos.
Los costos totales resultan similares para las tres últimas opciones.
Si se continúa calculando con nuevas alternativas, es decir, para
transformadores de mayor potencia y ampliando el área de acción, lo que
ocurriría es que las pérdidas se incrementarían; en consecuencia el costo de
las redes de BT y los costos totales anuales se verían afectados.
b) CASO 2: Para el caso de transformadores con tensión en el secundario
220 V
Nº Manzanas
Nº Clientes por Manzana
Nº Clientes
MD Cliente (kW)
Demanda por Manzana (kW)
Demanda por Frente (kW)
Factor Simultaneidad
Número de Luminarias AP
MD Lámpara (kW)
MD AP (kW)
MD Total (AP+SP) (kW)
Factor de Utilización
Factor de Potencia SP
Factor de Potencia AP
Potencia Total (kVA)
Factor de Utilización Real
Potencia SED (kVA)
SED
Alternativa
No 1
No 2
No 3
No 4
6
9
12
16
14
14
14
14
84
126
168
224
0.236
0.236
0.236
0.236
3.3
3.3
3.3
3.3
0.8
0.8
0.8
0.8
0.5
0.5
0.5
0.5
26
40
54
80
0.07
0.07
0.07
0.07
1.82
2.80
3.78
5.60
11.73
17.67
23.60
32.03
0.75
0.75
0.75
0.75
0.90
0.90
0.90
0.90
0.70
0.70
0.70
0.70
13.61
20.52
27.43
37.37
0.782
0.707
0.629
0.641
18.15
27.36
36.57
49.83
15 kVA 25 kVA 37.5 kVA 50 kVA
Resumen de resultados técnicos:
MD (kW)
Red BT (km)
Conductor
Sección (mm2)
DV (%)
DP (%)
F.C.
DPe (%)
No 1
11.7
1.040
AS01613
16
1.92%
1.61%
0.284
1.27%
Alternativa
No 2
No 3
17.7
23.6
1.600
2.160
AS01603 AS01613
16
16
3.63%
4.90%
2.80%
3.75%
0.284
0.284
2.20%
2.94%
No 4
30.2
2.920
AS01613
16
4.52%
3.85%
0.284
3.02%
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
66
Informe Final – Supervisor VAD
Resumen de resultados de cálculo económico:
No 1
SED (kVA)
15 kVA
Demanda (kW)
11.7
I. Costo de Red BT (S/./kW)
147.3
II. Costo de Subestación + Red MT (S/./kW)
49.9
III. Costo de Mantenimiento Anual (S/./kW)
20.1
IV. Costo de Pérdidas Anual (S/./kW)
10.9
Total (S/./kW) : 228.2
Alternativa
No 2
No 3
25 kVA 37.5 kVA
17.7
23.6
150.5
152.1
38.0
32.2
13.4
10.0
18.9
25.3
220.8
219.6
No 4
50 kVA
30.2
160.6
26.9
7.8
25.9
221.2
ELECTROSURESTE
Costos vs Demanda por Módulo de 220 V
250
I. Costo de Red BT (S/./kW)
S/./kW
200
II. Costo de Subestación + Red
MT (S/./kW)
150
III. Costo de Mantenimiento
Anual (S/./kW)
100
IV. Costo de P érdidas Anual
(S/./kW)
50
T ot al (S/./kW) :
0
15 kVA
25 kVA
37.5 kVA
50 kVA
De m anda de l Módulo (kW )
De estos datos se puede concluir lo siguiente:
§
§
§
§
Al igual que en el caso anterior, el costo de la red BT resulta ser el más
significativo.
El incremento del costo de las pérdidas de energía es mucho mayor que en el
primer caso.
Los costos totales resultan similares para las tres últimas alternativas, debido
al efecto de saturación del costo de la subestación y el mayor incremento de
las pérdidas de energía.
En este caso, el nivel de pérdidas de potencia ha llegado al límite de 3.8% y
la caída de tensión a 4.1%, de manera que si se continúa calculando con
nuevas alternativas, al igual que el caso anterior, los costos totales anuales se
incrementarán.
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
67
Informe Final – Supervisor VAD
Conclusión de la Evaluación Técnico-Económica
§
La alternativa de 440/220 V es, aproximadamente, 10 % mas económica
que la alternativa en 220 V.
En ambas alternativas, las opciones de 25, 37.5 y 50 kVA representan
costos similares debido principalmente al costo alto de la sección del
conductor.
Finalmente, se concluye que en ambas alternativas son las más adecuadas
para el uso de subestaciones menores a 75 KVA. Siendo 50 kVA el tamaño
promedio representativo para la red modelo se utilizará dicha potencia para
el diseño de la red en baja tensión. El siguiente gráfico muestra el
histograma del parque de transformadores existentes:
§
§
Histograma del Parque de Transformadores Existentes
Valle Sagrado I
400
350
Número de Transformadores
300
250
200
150
100
50
0
5
7
10
15
25
30
37
40
50
80
100
125
160
250
Potencia Instalada KVA
5.2.3.2 Análisis Técnico - Económico de los Módulos a Nivel de Empresa
Considerando las alternativas más económica, 220 – 440v, se realizó este análisis
el cual contempló la comparación entre alternativas de subestaciones de 50 y 75
KVA. El análisis técnico económico se detalla a continuación:
Datos de los módulos
SED (kVA)
MD (kW)
Red BT (km)
Sección (mm2)
Red BT (km)
Red BT Total (km)
Caída de Tensión (%)
Pérdidas de Potencia (%)
Factor de Carga
Pérdidas de Energía (%)
Alternativa 1
SED 37 kVA
24
AS01612
16
1.73
1.73
7.45%
5.94%
0.284
4.66%
Alternativa 2
SED 50 kVA
27
AS02512
AS03512
16
25
1.204
1.032
2.24
7.50%
5.47%
0.284
4.30%
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
68
Informe Final – Supervisor VAD
Análisis Máxima Demanda
Alternativa 1
SED 37 kVA
176
0.236
0.50
42.00
0.07
24
27
0.75
36
Potencia Nominal (kVA)
Nº Clientes
MD Cliente (kW)
Factor de Simultaneidad
Luminarias AP
MD Lámpara (kW)
MD Total (kW)
Potencia Teórica (kVA)
Factor de Utilización
Potencia de Diseño (kVA)
Alternativa 2
SED 50 kVA
208
0.236
0.50
42.00
0.07
27
31
0.75
42
Donde:
DV (%) :
DP (%) :
DPe (%) :
F.C. :
F.S. :
F.U. :
Tipo Cambio (S. / US$) :
% Caída de Tensión
% Pérdidas de Potencia
% Pérdidas de Energía
Factor de Carga
Factor de Simultaneidad
Factor de Utilización
3.283
Conductor
AS01612
AS02512
AS03512
Costo de Red de Baja Tensión
Sección (mm2)
16.00
25.00
35.00
Costo de Red BT (US$/km)
4,077.23
4,958.51
5,359.09
Potencia (kVA)
Tipo
Costo de SED (US$)
Costo de Subestaciones de Distribución
SED 37 kVA
Monofásico
1,673.00
SED 50 kVA
Monofásico
1,900.00
Costo de Mantenimiento de Subestaciones de Distribución
SED (kVA)
SED 37 kVA
Costo Mantto. (US$)
72.00
Pérdidas Energía Anuales
SED (kVA)
Pérdidas de Energía (%)
Factor de Carga
Horas
MD (kW)
Pérdidas de Energía Anual (kWh)
Costo de la Energía (US$/kWh)
SED 37 kVA
4.66%
0.284
8,640
24
2,713.27
0.11
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
SED 50 kVA
72.00
SED 50 kVA
4.30%
0.284
8,640
27
2,896.54
0.11
69
Informe Final – Supervisor VAD
Resumen
Costos
SED 37 kVA
SED 50 kVA
Inversión (Miles US$) :
Tasa Anual (%) :
Periodo Años :
Amortización Anual (Miles US$)
II. Costo de Subestación
Inversión (Miles US$) :
Tasa :
Periodo Años :
Amortización Anual (Miles US$)
III. Costo de Mantenimiento Anual (Miles US$)
IV. Costo de Pérdidas Anual (Miles US$)
Total (US$) :
668.67
12%
30.00
83.01
735.38
12%
30.00
91.29
157.26
12%
30
19.52
6.77
89.27
199
138.70
12%
30
17.22
5.26
74.01
188
Alternativa Seleccionada:
50kVA
I. Costo de Red BT
Análisis de Costos
I. Costo de Redes BT
Sección (mm2)
Red Urbana BT (km)
Inversión (Miles US$)
Inversión Total (Miles US$)
SED 37 kVA
16
164.0
668.67
668.67
SED 50 kVA
16
25
88.3
75.7
360.02
375.36
735.38
II. Costo de Subestación
Longitud (km)
Red BT ENOSA (km)
Número de SED
Inversión (Miles US$)
SED 37 kVA
1.73
164.00
94
157.26
SED 50 kVA
2.24
164.00
73
138.70
SED 37 kVA
94
6.77
SED 50 kVA
73
5.26
SED 37 kVA
2,713.27
94
0.35
89.27
SED 50 kVA
2,896.54
73
0.35
74.01
III. Costo de Mantenimiento
Número de SEDs
Total (Miles US$)
IV. Costo de Pérdidas
Pe Anual (kWh)
Nº SED
Costo de la Energía (US$/kWh)
Total de Pe (Miles US$)
Conclusiones
Se observa que el uso de transformadores de 50KVA tiene un costo menor de
inversión y mantenimiento anual.
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
70
Informe Final – Supervisor VAD
Por consiguiente, de acuerdo que la conclusión del análisis anterior, la red de
baja tensión estará conformada por subestaciones de distribución de 50 kVA con
tecnología 440 – 220v. El detalle del cálculo de los metrados, pérdidas, caídas de
tensión, entre otros factores, de los módulos teóricos, es presentado en el
anexo V.
5.2.4. Evaluación Técnica – Económica de la Red de Baja Tensión (Sistemas
Trifásicos)
Para atender a los usuarios con suministro trifásico, se ha previsto utilizar el
mismo módulo elegido en el capítulo anterior, incorporando la demanda del
usuario trifásico.
También se ha previsto una subestación trifásica y redes troncales de baja tensión
trifásicas y ramales monofásicos, ya que la mayoría de usuarios domésticos
poseen conexión monofásica.
La ubicación del punto de suministro de los usuarios trifásicos es aleatoria; se ha
considerado que los 20 usuarios trifásicos que se ubican en 20 subestaciones
diferentes.
Para los fines del diseño de la red de BT, se ha considerado la carga máxima de
este grupo de usuarios en 15 kW y localizada en un punto más alejado de la
subestación. El detalle se observa en el anexo IV.
Los resultados del cálculo se muestran en los siguientes cuadros:
Análisis de la Máxima Demanda:
Opción
Nº Manzanas
Nº Clientes por Manzana
Nº Clientes
MD Cliente 1f (kW)
MD Cliente 3f (kW)
Demanda por Manzana (kW)
Demanda por Frente (kW)
Factor Simultaneidad
Luminarias AP
MD Lampara (kW)
MD AP (kW)
MD Total (AP+SP) (kW)
Factor de Utilización
Factor de Potencia SP
Factor de Potencia AP
Potencia Total (kVA)
Potencia SED (kVA)
1
16
14
224
0.24
15
3.3
0.8
0.5
54
0.07
3.78
45.21
0.75
0.90
0.70
51.44
68.58
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71
Informe Final – Supervisor VAD
Los resultados de los parámetros eléctricos fueron:
Tensión en el Secundario
MD (kW)
Red BT (km)
Conductor
AS025116
AS016116
AS01613
D V (%)
D P (%)
F.C.
D Pe (%)
380-220 V
45.2
2.920
Longitud (km)
0.160
0.640
2.080
5.80%
2.06%
0.284
1.62%
Resultados del cálculo económico del módulo:
ELSE - Módulos de 380/220 V
SED (kVA)
Demanda (kW)
I. Costo de Red BT (S/./kW)
II. Costo de Subestación + Red MT (S/./kW)
III. Costo de Mantenimiento Anual (S/./kW)
IV. Costo de Pérdidas Anual (S/./kW)
Total (S/./kW) :
75 kVA - 3
45.2
110.4
29.6
5.2
13.9
159.1
Del análisis de los cuadros anteriores se concluye lo siguiente:
§
§
Debido a la adición de una carga trifásica, la potencia instalada de la
subestación es de 75 KVA.
El costo de la red de baja tensión resulta mayor a la alternativa de red
monofásica, debido a la presencia de troncales trifásicas y secciones mayores
(25 mm2).
El detalle del cálculo está presentado en el Anexo V del presente informe.
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72
Informe Final – Supervisor VAD
5.3 Costos Estándar de Inversión
Estos costos sirven para valorizar las instalaciones eléctricas del Sistema Eléctrico
modelo. Para su determinación se realizaron los siguientes procesos:
§
§
§
§
Determinación de los costos de los componentes: comprenden los costos de
materiales, mano de obra, equipos y transporte.
Elaboración de los armados de construcción: Se tiene en cuenta la cantidad de
materiales, recursos (rendimientos de recursos humanos y vehículos) y los costos
indirectos del contratista.
Determinación de los costos indirectos de la empresa: Se tiene en cuenta los costos
de stock, ingeniería del proyecto, recepción del proyecto, costos generales e interés
intercalario.
Determinación de los costos estándar por partidas de construcción: Por cada partida
de construcción se asignan los distintos armados que la conforman, las que luego
son valorizadas para formar el costo estándar.
La elaboración de los costos unitarios estándar del sistema de distribución
(componentes, kilómetros de red, etc.) fue realizada de acuerdo con lo siguiente:
Media Tensión
Red Aérea
Red Subterránea
Equipos de protección
Equipos de Compensación
Subestaciones de Distribución
Monoposte
Biposte
Convencional
Compacta Pedestal
Compacta Bóveda
Baja Tensión
Red Aérea
Servicio Particular
Alumbrado Público
Luminarias
Equipos de Control AP
Red Subterránea
Servicio Particular
Alumbrado Público
Luminarias
Equipos de Control AP
Postes AP
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73
Informe Final – Supervisor VAD
Los costos unitarios fueron efectuados para los tipos de tecnología, niveles de tensión,
etc., pertinentes, para la valorización de las instalaciones del VNR de la empresa
modelo.
5.3.1. Parámetros básicos de cálculo
A continuación se muestran los principales parámetros de cálculo empleados en
la determinación de los costos estándares:
a) Mano de Obra
Se consideran costos del mercado, ya que los costos de CAPECO no son
representativos para la labor en el sector en estudio.
ITEM
DESCRIPCION
Unidad
$/H-H
1 Capataz
HH
3.36
2 Operario
HH
3.05
3 Oficial
HH
2.74
4 Peón
HH
Fuente Elaboración propia – Precios de mercado
2.48
b) Transporte y Equipos
Se consideran costos del mercado, ya que los costos de CAPECO no son
representativos para la labor en el sector en estudio.
1 Camioneta simple
HM
4.20
2 Camioneta 4 x 4
HM
5.30
3 Camión 4 T
HM
8.00
4 Camión 10 T
HM
9.60
5 Camión Grúa 2.5 T
HM
16.00
6 Camión Grúa 9,5 T
HM
Fuente: Elaboración propia – Precios de mercado
20.00
c) Porcentajes de Ejecución de Obra
Se consideraron los siguientes parámetros:
Parámetros de Calculo
PARAMETRO
Costos de Inversion
Costo de Stock
Costos Indirectos
Ingenieria del Proyecto y Recepcion
Gastos Generales
Interes Intercalario
Otros
Porcentaje Contratista
VALOR
6.81%
11.17%
6.00%
2.50%
25%
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74
Informe Final – Supervisor VAD
5.3.2. Listado de Costos Unitarios
En el Anexo X se muestra el detalle de los armados y la lista de materiales
empleados los cuales obedecen a criterios de eficiencia y representatividad del
mercado.
A continuación se presenta el resumen de los costos estándar de inversión
determinados para el sistema eléctrico modelo:
Media Tensión
Red de MT
Descripcion
RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x25 mm2
RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x25 mm2
RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x16 mm2
RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x25 mm2
RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x35 mm2
RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x50 mm2
RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x16 mm2
RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x25 mm2
RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x35 mm2
RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x50 mm2
RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 2x16 mm2
RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 2x25 mm2
RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 2x16 mm2
RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 2x25 mm2
RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 1x16 mm2
RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 1x16 mm2
CONDUCTOR NEUTRO DE AA O SIMIL. 1x16 mm2
CONDUCTOR NEUTRO DE AA O SIMIL. 1x25 mm2
Soporte
Tensión
Unidad
C (ESTRUCTURA DE CONCRETO)
A (ESTRUCTURA DE MADERA)
C (ESTRUCTURA DE CONCRETO)
C (ESTRUCTURA DE CONCRETO)
C (ESTRUCTURA DE CONCRETO)
C (ESTRUCTURA DE CONCRETO)
A (ESTRUCTURA DE MADERA)
A (ESTRUCTURA DE MADERA)
A (ESTRUCTURA DE MADERA)
A (ESTRUCTURA DE MADERA)
A (ESTRUCTURA DE MADERA)
A (ESTRUCTURA DE MADERA)
C (ESTRUCTURA DE CONCRETO)
C (ESTRUCTURA DE CONCRETO)
C (ESTRUCTURA DE CONCRETO)
A (ESTRUCTURA DE MADERA)
22.9 kV.
22.9 kV.
10 kV.
10 kV.
10 kV.
10 kV.
10 kV.
10 kV.
10 kV.
10 kV.
10 kV.
10 kV.
10 kV.
10 kV.
13.2 kV.
13.2 kV.
13.2 kV.
13.2 kV.
US $/km
US $/km
US $/km
US $/km
US $/km
US $/km
US $/km
US $/km
US $/km
US $/km
US $/km
US $/km
US $/km
US $/km
US $/km
US $/km
US $/km
US $/km
Material
2,789
1,929
2,617
2,679
2,742
2,959
1,859
1,921
1,983
2,201
1,583
1,625
2,340
2,381
1,847
1,222
226
247
Costo
Recursos
Indirectos
1,877.14
1,199.26
1,680.46
908.98
1,877.14
1,149.54
1,877.14
1,167.55
1,877.14
1,185.57
1,970.88
1,268.11
1,680.46
888.64
1,680.46
906.66
1,680.46
924.68
1,774.19
1,007.22
1,448.73
760.42
1,448.73
772.43
1,652.61
1,022.25
1,652.61
1,034.26
1,354.28
817.36
1,157.59
595.05
279.38
123.61
279.38
129.62
Total
5,865.17
4,518.60
5,644.06
5,724.17
5,804.29
6,197.92
4,428.15
4,508.27
4,588.39
4,982.01
3,792.27
3,845.68
5,014.36
5,067.77
4,018.66
2,974.30
628.89
655.60
Equipos de Protección
Descripcion
Tensión
SECCIONADOR FUSIBLE (CUT-OUT), UNIPOLAR x 3, 7.8/13.5 kV, 100 A 10 kV.
SECCIONADOR FUSIBLE (CUT-OUT), UNIPOLAR x 1, 15 kV, 100 A
13.2 kV.
SECCIONADOR FUSIBLE (CUT-OUT), UNIPOLAR x 3, 15/26 kV, 100 A 22.9 kV.
SECCIONADOR BAJO CARGA, FUSIBLE LIMITADOR, TRIPOLAR 22,9Kv22.9kV
400/630 A
Unidad
US $/Unidad
US $/Unidad
US $/Unidad
US $/Unidad
Material
159
83
314
2,813
Costo
Recursos
Indirectos
50
57
34
31
50
102
95
836
Total
266
148
466
3,744
Baja Tensión
Subestaciones de distribución
Descripcion
S.E. AEREA MONOPOSTE 1x50 kVA
S.E. AEREA MONOPOSTE 1x37 kVA
S.E. AEREA MONOPOSTE 1x25 kVA
S.E. AEREA MONOPOSTE 1x15 kVA
S.E. AEREA MONOPOSTE 1x10 kVA
S.E. AEREA MONOPOSTE 1x5 kVA
S.E. AEREA MONOPOSTE 1x5 kVA
S.E. AEREA BIPOSTE 75 kVA (3F)
S.E. AEREA BIPOSTE 75 kVA (3F)
Nivel de
Tensión (V1)
10 kV.
10 kV.
10 kV.
10 kV.
10 kV.
10 kV.
13.2 kV.
22.9 kV.
10 kV.
Nivel de
Tensión (V2)
440/220 V.
440/220 V.
440/220 V.
440/220 V.
440/220 V.
440/220 V.
440/220 V.
380/220 V.
380/220 V.
Unidad
US $/Unidad
US $/Unidad
US $/Unidad
US $/Unidad
US $/Unidad
US $/Unidad
US $/Unidad
US $/Unidad
US $/Unidad
Material
1,703
1,517
1,392
1,180
706
655
666
3,736
3,235
Costo (US$)
Recursos
Indirectos
249
546
249
492
249
456
249
394
249
257
249
242
249
245
399
1,167
399
1,022
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
Total
2,497
2,258
2,097
1,823
1,212
1,146
1,160
5,303
4,656
75
Informe Final – Supervisor VAD
Red BT
Descripcion
RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 2x16 mm2 + portante
RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 2x16 mm2 + portante
RED AEREA SP + AP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x16 mm2 + portante
RED AEREA SP+AP AUTOPORTANTE DE AL 3x16 mm2 + 1x16 mm2 + portante
RED AEREA SP+AP AUTOPORTANTE DE AL 3x25 mm2 + 1x16 mm2 + portante
RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3-1x10 mm2 + NEUTRO
Soporte
Unidad
A (ESTRUCTURA DE MADERA) US $/km
C (ESTRUCTURA DE CONCRETO)US $/km
C (ESTRUCTURA DE CONCRETO)US $/km
C (ESTRUCTURA DE CONCRETO)US $/km
C (ESTRUCTURA DE CONCRETO)US $/km
US $/km
Material
1,839
2,038
2,142
2,835
3,363
5,966
Costo
Recursos
Indirectos
1,338
812
1,338
869
1,338
900
1,968
1,232
1,968
1,385
23,864
6,691
Total
3,988
4,246
4,379
6,035
6,716
36,521
Equipos de Alumbrado Público
Descripcion
Unidad
EQUIPO DE CONTROL AP COMPUESTO POR INTERRUPTOR HORARIO Y CONTACTOR US $/Unidad
LUMINARIA CON LAMPARA DE 50W VAPOR DE SODIO
US $/Unidad
ESTRUCTURA 9 m ALINEAMIENTO
US $/Unidad
Material
40.90
54.05
61.66
Costo
Recursos
Indirectos
7.11
13.34
8.19
17.38
32.43
24.63
Total
61.35
79.62
118.72
5.3.3. VNR de las Instalaciones Eléctricas
Con los metrados adaptados y los costos estándar de inversión se procedió a la
valorización de las instalaciones eléctricas del sistema eléctrico modelo. El
resultado se muestra a continuación:
Sistema de Distribución Eléctrica Valle Sagrado I
Unidad
Metrado
VNR miles
US$
Costo Unitario promedio
US$/unidad
km
km
cantidad
504.960
2,133.595
4,225.278
101.000
45.251
448.029
Media Tensión
Red Aérea
Red Subterránea
Equipos de P&S
Equipos de Compensación
Total MT
2,178.846
Subestaciones de Distribución
Monoposte
Biposte
Convencional
Compacta Pedestal
Compacta Bóveda
Total SE
unidad
unidad
unidad
unidad
unidad
360.000
20.000
540.924
93.762
1,502.568
4,688.124
634.687
Baja Tensión
Red Aérea
Servicio Particular
Alumbrado Público
Luminarias
Equipos de Control AP
Total red aérea
Red Subterránea
Servicio Particular
Alumbrado Público
Luminarias
Equipos de Control AP
Postes AP
Total red subterránea
Total BT
km
km
unidad
unidad
566.000
88.000
2,313.000
86.000
km
km
unidad
unidad
unidad
6.928
6.928
200.000
8.000
200.000
2,276.593
60.096
184.161
5.276
2,526.126
4,022.249
682.911
79.620
61.350
189.776
63.259
15.924
0.491
23.744
293.193
2,819.320
27,390.705
9,130.235
79.620
61.350
118.720
Instalaciones No Eléctricas
INE asignadas a MT
INE asignadas a BT
Total INE
VALOR NUEVO DE REEMPLAZO (miles US$)
31.640
50.157
81.798
5,715
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
76
Informe Final – Supervisor VAD
5.3.4. VNR de las Instalaciones No Eléctricas
Las instalaciones no eléctricas reconocidas en el sistema eléctrico modelo fueron
dimensionadas de acuerdo a la estructura organizacional. Tomando como
referencia la información presentada por la empresa se optimizaron los bienes
necesarios, estableciendose por cada partida los siguientes costos unitarios:
Descripción
Equipos de Almacén
Equipos de comunicación
Equipos de Oficina
Vehículos
Euipos de Cómputo
Terrenos
Edificaciones
Unidad
Unidad
unidad
unidad
unidad
m2
m2
Costo Unitario (US$ / unidad)
455
575
91
20,795
538
8
32
La valorización de las inversiones no eléctricas asignadas al sistema eléctrico
modelo se muestra a continuación:
Descripción
Equipos de Almacén
Equipos de comunicación
Equipos de Oficina
Vehículos
Euipos de Cómputo
Terrenos
Edificaciones
Unidad
Unidad
unidad
unidad
unidad
m2
m2
Cantidad
Valorización (Miles US$)
14
6
13
7
97
9
2
42
12
6
200
2
300
10
Total
82
5.3.5. Balance Real
Para determinar el balance real se utilizaron las ventas de energía de cada opción
tarifaria, correspondientes al año 2004.
También se utilizó la venta de energía por alumbrado público, reportada por la
empresa.
Para calcular la energía total del sistema eléctrico se le añadió, a las ventas de
energía, las pérdidas de las mismas, tanto en media y baja tensión. Dichas
pérdidas fueron las reportadas en el formato VII-A.
La potencia correspondiente a cada opción tarifaria fue determinada utilizando
los factores de carga y coincidencia determinados en el estudio de caracterización
de la carga del sector típico 4, efectuados el año 2001. La siguiente tabla muestra
los factores empleados:
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
77
Informe Final – Supervisor VAD
Opción Tarifaria
Factor de Carga
MT2
MT3P
MT3FP
MT4P
MT4FP
BT2
BT3P
BT3FP
BT4P
BT4FP
0.284
0.886
0.289
0.681
0.289
0.297
0.440
0.364
0.655
0.364
Factor de
Coincidencia (F1)
0.002
0.890
0.131
0.885
0.131
0.005
0.762
0.155
0.978
0.155
La potencia fue calculada a partir de la siguiente fórmula:
Pmáx =
Energía( kWh)
* F1
fc( NHA)
Donde:
“fc”, es igual al factor de carga
NHA, es el número de horas del año 2004 (8,764 horas).
F1, es el factor de coincidencia.
Adicionalmente, se utilizó como dato de entrada la demanda máxima del sistema
eléctrico, la cual fue reportada por el consultor VAD.
Cálculo de la Máxima Demanda
La máxima demanda fue determinada a partir de los perfiles de carga obtenidos
de los alimentadores en media tensión.
Los perfiles de carga que se utilizaron fueron los de la barra de Cachimayo en los
niveles de tensión de 33kW y 60kV del año 2004 debido a que la empresa no
cuenta con registradores de demanda en los alimentadores de media tensión
(10kV y 22.9kV).
A continuación presentamos la máxima demanda mensual de dichas barras.
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
78
Informe Final – Supervisor VAD
Fecha y Hora
01/02/2004 20:00
02/21/2004 20:00
03/25/2004 19:00
04/03/2004 20:00
05/04/2004 21:00
06/08/2004 19:00
07/29/2004 19:00
08/04/2004 19:00
09/14/2004 19:00
10/04/2004 19:00
11/18/2004 19:00
12/31/2004 20:00
Máxima Demanda (kW)
3,140
3,250
3,380
3,700
3,600
3,620
3,600
3,620
3,650
3,700
3,560
3,750
Día de la Máxima Demanda
12/31/2004 20:00
Demanda (kW)
3,750
Diagrama de Carga (Día de la Máxima Demanda 31/12/2004)
Sector Típico 5
Barra Cachimayo
4,000
Barra de 33kV
3,500
Barra de 60kV
Demanda Total
3,000
P (kW)
2,500
2,000
1,500
1,000
500
00:00
23:00
22:00
21:00
20:00
19:00
18:00
17:00
16:00
15:00
14:00
13:00
12:00
11:00
10:00
09:00
08:00
07:00
06:00
05:00
04:00
03:00
02:00
01:00
0
Hora
Debido a que los perfiles de carga incluyen la carga de Paucartambo y las
pérdidas por transporte y transformación, tal como se muestra en el siguiente
esquema unificar, se tuvo que determinar las pérdidas que ocasionan las líneas y
los centros de transformación del sistema y la demanda de la subestación
Paucartambo.
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79
Informe Final – Supervisor VAD
DIAGRAMA UNIFILAR DEL SISTEMA ELECTRICO MODELO VALLE SAGRADO 1
138 kV
SE Cachimayo ELP
6/3/3 MVA
33 kV
SE Urubamba
UR01
UR02
UR03
33 kV
10 kV
UR04
10.5 kV
SE Calca
SE Castilla
CL01
CL02
33 kV
SE Cachimayo
15/15/7 MVA
10 kV
60 kV
SE Paucartambo
7/7/2 MVA
22.9 kV
60 kV
10 kV
10 kV
60 kV
22.9 kV
SE Pisac
7/7/2 MVA
MEDIDOR
PI04
10 kV
PI01 PI02 PI03
Esquema Unifilar del Sistema Eléctrico Modelo
Las pérdidas fueron determinadas utilizando el factor de pérdidas marginales de
potencia “FPMP”.
Éste se calcula, según la resolución OSINERG No 065-2005-OS/CA, de la
siguiente manera:
FPMP = FPPT (1 +
Donde,
PPL
* L)
100
FPPT, es el factor de pérdidas marginales de potencia por transformación. En
caso de no existir la transformación el valor de FPPT es igual a 1,0.
PPL, son las pérdidas marginales de potencia por transmisión, en %/km.
L es la longitud de la línea de transmisión, en km.
Según el siguiente cuadro, para el sistema eléctrico modelo, el factor PPL es
igual a 0.1145; el FPPT es 1.0111.
Por Transporte
Nivel de Tensión
PPL %/km
220kV
0.0529
110 – 138kV
0.0596
Menor a 100kV
0.1145
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
80
Informe Final – Supervisor VAD
Por Transformación
Relación de Transformación
FPPT
De MAT a AT
1.0063
De MAT a MT
1.0175
De AT a MT
1.0111
Fuente: Resolución OSINERG 065-2005-OS/CA
La longitud (L) para el sistema eléctrico modelo es 25.98km.
Con estos factores aplicados a la siguiente fórmula determinamos el porcentaje
de pérdidas marginales el cual resultó igual a 3.95%.
% Pérdidas _ M arg inales = 1 -
1
FPMP
Cálculo de la demanda de Paucartambo:
La demanda de Paucartambo fue determinada a partir de los consumos de energía
de los usuarios, tarifa BT5B, la cual fue determinada de la base de datos del
FOSE 2004.
El reporte del número de clientes de dicha base de datos fue de 140 los cuales
consumen 2,102kWh al mes. Aplicando 262 horas de uso, se obtiene que la
demanda es igual a 8.02kW
Cálculo de la demanda del Sistema Eléctrico Modelo:
La máxima demanda del sistema eléctrico modelo es 3,594, la cual resultó de la
aplicación del porcentaje de pérdidas y la resta de la demanda de Paucartambo.
Balance Real
El balance real se elaboró utilizando las pérdidas existentes de energía y
potencia, las ventas de energía, factores de carga y de coincidencia (vigentes) y la
máxima demanda. El resultado se muestra a continuación:
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
81
Informe Final – Supervisor VAD
Energía anual
Factor de
(MW.h)
carga/pérdidas
13,794
563
0.265
2,498
Ingreso MT
Pérdidas MT
Ventas MT
MT1
MT2
MT3P
MT3FP
MT4P
MT4FP
Ingreso BT
Pérdidas BT
Ventas BT
BT2
BT3P
BT3FP
BT4P
BT4FP
BT4AP
BT5A
BT5B
BT6
257
482
1,027
148
585
10,732
1,975
8,757
25
24
138
1,672
5
6,893
Factor de
coincidencia
0.284
0.886
0.289
0.681
0.289
Potencia (kW)
3,593.9
242.2
160.3
0.002
0.890
0.131
0.885
0.131
0.265
0.297
0.440
0.364
0.655
0.364
0.500
0.399
0.402
0.402
0.005
0.762
0.155
0.978
0.155
1.000
0.209
1.000
1.000
0.2
55.1
53.0
21.9
30.2
3,191.3
849.2
2,342.1
0.0
4.1
6.7
380.7
0.3
1,950.3
Los porcentajes de pérdidas por energía y potencia son iguales a:
Energía 2,538 MW.h
Potencia 1,091 kW
18.40%
30.37%
Del cuadro anterior, se observa que el sistema eléctrico modelo tiene 18.4% de
pérdidas y según los estudios del año 2001, elaborados por el OSINERG, las
pérdidas reconocidas son de 11%; por tanto, existe un exceso de 800MW.h.
De éstas el 40% (320MW.h) serán consideradas como ventas en el balance
adaptado de la empresa modelo.
5.3.6. Balance Adaptado
Para determinar el balance adaptado se calculó lo siguiente:
§
§
§
El consumo y la demanda de alumbrado público optimizado.
Las pérdidas estándar técnicas resultantes del modelo de optimización
Las pérdidas no técnicas
Asimismo, se consideró como ventas el 40% de exceso de pérdidas reales con
respecto a las reconocidas por las tarifas.
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82
Informe Final – Supervisor VAD
El número de horas de uso de baja tensión (NHUBT) de la opción tarifaria
BT5B, es de 262 horas, la cual es concordante con las características de mercado
del sector en estudio (rural).
Para determinar la potencia asociada a cada opción tarifaria, se utilizaron los
mismos factores de carga y de coincidencia empleados en el balance real.
Energía del Alumbrado Público
Para determinar el consumo de energía por alumbrado público, se utilizó la
Resolución Ministerial No 185-2003-EM/DM, la cual establece lo siguiente:
§
§
§
Índices “lámparas por usuario”
Factores KALP
Fórmulas para el cálculo del porcentaje máximo de facturación.
Según esta resolución, el consumo de energía por alumbrado público se calcula
utilizando la siguiente fórmula:
Donde:
CMAP = KALPxNU
CMAP, es el consumo mensual de alumbrado público en kWh
KALP, es el factor de alumbrado público en kWh/usuario – mes y es de 3.3.
NU, es el número de usuarios de la localidad
Una vez determinado el consumo se procedió a calcular la potencia asociada por
bloques horarios y considerando un factor de simultaneidad iguala a 1.
§
Bloque horario en punta (5
horas)
§
Bloque horario fuera de punta
(7 horas)
Diagrama de Carga
Alumbrado Público
P (W)
00:00
23:00
22:00
21:00
20:00
19:00
18:00
17:00
16:00
15:00
14:00
13:00
12:00
11:00
10:00
09:00
08:00
07:00
Horas de Punta
(5 horas)
06:00
05:00
04:00
03:00
02:00
01:00
Horas de Punta
(7 horas)
Hora
Pérdidas Estándar Técnicas Resultantes del Modelo de Optimización
Las pérdidas fueron determinadas para cada grupo de equipos del sistema de
distribución los cuales son:
§
§
Redes en media tensión.
Redes en baja tensión.
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83
Informe Final – Supervisor VAD
§
§
Transformadores de distribución.
Medidores y acometidas.
a) Pérdidas técnicas eficientes
Las pérdidas técnicas eficientes no consideran las pérdidas ocasionadas por los
transformadores, medidores y acometidas.
Éstas fueron determinadas a partir de la red adaptada del sistema eléctrico
modelo; y las de baja tensión, del diseño de los módulos teóricos.
Los resultados se muestran a continuación:
MT
BT
Porcentaje de Pérdidas
Energía
Potencia
1.2 %
3.85 %
4.17 %
5.12 %
El detalle del cálculo de las pérdidas en MT y BT es presentado en los anexos IV
y V respectivamente.
b) Pérdidas por transformadores de distribución eléctrica
Pérdidas por energía y potencia:
Potencia
(kVA)
75
75
50
50
5
5
10
15
25
40
Nivel (kV) Cantidad
10
22.9
10
22.9
22.9
10
10
10
10
10
TOTAL
19
1
69
5
41
166
48
18
12
1
380
Pérdidas
MWH - año KW - año
42.94
15.77
4.36
1.60
104.22
38.27
16.82
6.18
25.21
9.26
45.64
16.76
21.18
7.78
10.54
3.87
10.39
3.81
0.77
0.28
282
104
Por tanto, al referir dichas pérdidas a baja tensión se obtiene:
MT
Porcentaje de Pérdidas
Energía
Potencia
3.12%
3.58%
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
84
Informe Final – Supervisor VAD
c) Pérdidas por medidores y acometidas
Rubro
Medidores 1Ø
Medidores 3Ø
Total Medidores
Clientes 1Ø
Clientes 3Ø
Total clientes
Venta energía 1Ø
Venta energía 3Ø
Total Venta energía
Venta media/cliente 1Ø
Venta media/cliente 3Ø
Dem. Media/cliente 1Ø
Dem. Media/cliente 3Ø
Pérdida Pot. Medidores 1Ø
Pérdida Pot. Medidores 3Ø
Total pérdida Pot. Medidores
Pérdida media Pot./ Med.
Pérdida energía Med. 1Ø
Pérdida energía Med. 3Ø
Total pérdida Energía. Medidores
Cons. no detectados med.(base 2004)
Clientes consumo <100 kwh/mes
Total Pot. no detectada medidores
Total energía no detectada medidores
Clientes BT5
Unidad
u
u
u
cl.
cl.
cl.
kwh
kwh
kwh
kwh/cl 1Ø
kwh/cl 3Ø
kw/cl 1Ø
kw/cl 3Ø
kw
kw
kw
kw/med
kwh
kwh
kwh
kW
kWh
Clientes/año
0 - 30 kwh
31 - 80 kwh
81 - 100 kwh
Clientes promedio/ mes
13,105
2,511
1,005
1,385
2004
18,072
46
18,118
18,072
46
18,118
6,893,324
4,362,389
11,255,713
381.437
94,834.543
0.04354
10.82586
7.23
0.01883
7.25
0.00040
63,326
165
63,491
1,385
1.17
816
Cons./año
kwh
2,339,498
1,671,070.00
668,428.00
Empalmes
Demanda media/empalme 1Ø
Demanda media/empalme 3Ø
Corriente/empalme 1Ø
Corriente/empalme 3Ø
Pérdida Pot. Empalmes 1Ø
Pérdida Pot. Empalmes 3Ø
Total pérd. Pot. Empalmes
Total pérd. Energía Empalmes
kW
kW
A
A
kW
kW
kW
kWh
0.04354
10.82586
0.232850
19.350817
0.003292
0.060718
0.064010
560.728
Resumen pérdidas Med. Y Empalmes
Pérdida total de energía
Pérdida total de potencia
kWh
kW
64,868
8.48
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
85
Informe Final – Supervisor VAD
Las pérdidas resultantes son las siguientes:
BT
Porcentaje de Pérdidas
Energía
Potencia
0.72%
0.29%
d) Pérdidas Comerciales
Para determinar las pérdidas comerciales se utilizó lo publicado en el anexo 6 del
informe OSINERG-GART-GDE-2001-017:
MT
BT
Pérdidas Reconocidas
Porcentaje de Pérdidas
Energía
Potencia
0%
0%
2.0%
2.0%
Resumen de Pérdidas
Como se muestra en la tabla siguiente, las pérdidas calculadas del sistema
eléctrico están dentro del margen reconocido por las tarifas.
Nivel
de
Tensión
MT
BT
Tipo de Pérdida
Porcentaje de Pérdidas (%)
Energía
Potencia
Redes MT
1.20%
3.85%
No Técnicas
0.00%
0.00%
Total
1.20%
3.85%
Redes BT
4.17%
5.12%
Transformadores
3.12%
3.58%
Medidores y Acometidas
0.72%
0.29%
No Técnicas
2.00%
2.00%
Total
10.01%
10.99%
Porcentaje referido al ingreso en cada nivel de tensión
Para efectos del balance del sistema eléctrico, consideramos que las pérdidas en
BT deberían ser las vigentes, es decir, las reconocidas por las tarifas.
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86
Informe Final – Supervisor VAD
Pérdidas estándares reconocidas por las tarifas
Nivel de Tensión
Pérdida
Tipo
Supervisor VAD
Técnica
1.90%
Energía No Técnica
0.00%
1.90%
Total
Media Tensión
Técnica
3.85%
Potencia No Técnica
0.00%
3.85%
Total
Nivel de Tensión
Baja Tensión
Pérdida
Tipo
Técnica
Energía No Técnica
Total
Técnica
Potencia No Técnica
Total
Supervisor VAD
8.07%
2.00%
10.07%
13.16%
2.00%
15.16%
Fórmulas Utilizadas para el Balance
Se determinó la energía que ingresa en el nivel de media tensión, según la
siguiente expresión:
EMT = p MT + Ev MT + p BT + Ev BT +Otros
Donde:
EMT, es la energía ingresada al sistema modelo.
PMT, son las pérdidas técnicas en MT
EvMT, es la energía vendida en MT
PBT, son las pérdidas técnicas y no técnicas en BT
EvBT, es la energía vendida en BT
Otros, es el 40% de la energía considerada como exceso de pérdidas del balance
real.
Y la potencia de ingreso, según la siguiente fórmula:
PMT = pMT + PvMT + pBT + PvBT +Otros
Donde:
PMT, es la potencia ingresada al sistema modelo.
pMT, son las pérdidas técnicas en MT
PvMT, es la potencia vendida en MT
pBT, son las pérdidas técnicas y no técnicas en BT
PvBT, es la potencia vendida en BT
Otros, es la potencia resultante de la energía considerada como exceso de
pérdidas del balance real.
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
87
Informe Final – Supervisor VAD
Resultado
El balance de potencia y energía del sistema eléctrico modelo se presenta a
continuación:
Ingreso MT
Pérdidas
Ventas MT
MT1
MT2
MT3P
MT3FP
MT4P
MT4FP
Ingreso BT
Pérdidas BT
Ventas BT
BT2
BT3P
BT3FP
BT4P
BT4FP
BT4AP
BT5A
BT5B
BT6
Otros
§
Energía
Factor de
anual
carga/pérdidas
(MW.h)
11,754
224
2,498
Factor de
coincidencia
Potencia
(kW)
3,179.3
122
160.3
257
482
1,027
148
585
9,032
910
8,123
25
0.284
0.886
0.289
0.681
0.289
0.002
0.890
0.131
0.885
0.131
0.297
0.005
0.2
55.1
53.0
21.9
30.2
2,896.7
439
2,457.5
0.0
24
138
717
5
6,893
0.655
0.364
0.500
0.399
0.358
0.978
0.155
1.000
0.209
1.000
4.1
6.7
163.3
0.3
2,192.5
320
0.402
1.000
90.5
Pérdidas Técnicas y No Técnicas
Porcentaje (*)
Energía
Potencia
Técnica
1.90%
3.85%
MT
No Técnica
0.00%
0.00%
Técnica
8.07%
13.16%
BT
No Técnica
2.00%
2.00%
(*) Porcentaje referido al ingreso en cada nivel de tensión
Nivel
Tipo
NHUBT y Demandas para el Cálculo del VAD:
NHUBT
Demanda MT
Demanda BT
Horas
kW
kW
262
3,057
2,458
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
88
Informe Final – Supervisor VAD
5.4 Costos de Mantenimiento de Distribución MT y BT
Las actividades de mantenimiento son necesarias para mantener y operar la
infraestructura eléctrica, y permite a las empresas brindar el servicio eléctrico a los
usuarios.
Los costos de mantenimiento forman parte de los costos de explotación técnica del
sistema eléctrico modelo.
Para su determinación, se procedió a costear las actividades del mantenimiento,
desagregándolas por mantenimiento preventivo (revisiones, mediciones y adecuaciones)
y correctivo.
5.4.1. Mantenimiento Preventivo
Determinación de valores base
Se han establecidos los valores de entrada necesarios para la determinación de
los costos de operación y mantenimiento. Los valores son los empleados en la
valorización del VNR, entre los cuales se tienen:
§
Costo de recursos humanos (H-H)
ITEM
§
DESCRIPCION
Unidad
$/H-H
1 Capataz
HH
3.36
2 Operario
HH
3.05
3 Oficial
HH
2.74
4 Peón
HH
Fuente Elaboración propia – Precios de mercado
2.48
Costo de transporte (H-M)
1 Camioneta simple
HM
4.20
2 Camioneta 4 x 4
HM
5.30
3 Camión 4 T
HM
8.00
4 Camión 10 T
HM
9.60
5 Camión Grúa 2.5 T
HM
16.00
6 Camión Grúa 9,5 T
HM
Fuente: Elaboración propia – Precios de mercado
20.00
Actividades de Mantenimiento Preventivo
Para el mantenimiento preventivo se han considerado las actividades siguientes:
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
89
Informe Final – Supervisor VAD
Red de Media Tensión
REVISIÓN
Inspección minuciosa de equipos de protección y maniobra
MEDICIONES
MEDICIONES
Medición de resistencia de puesta a tierra
Red de Media Tensión
Medición de resistencia de aislamiento de la red
ADECUACIONES
Mantenimiento de franja de servidumbre
Mantenimiento de señalización
Mantenimiento de puesta a tierra
Ajuste de conectores
Ajuste de ferretería
Retemplado de conductores
Retemplado de retenidas
Limpieza de elementos extraños de la red
Limpieza de seccionador unipolar
Limpieza de seccionador tripolares
Equipos de Protección y Maniobra
REVISIÓN
Inspección minuciosa de la red primaria
Medición de resistencia de puesta a tierra
Medición de resistencia de aislamiento de equipos
ADECUACIONES
Mantenimiento de señalización
Mantenimiento de puesta a tierra
Ajuste de conecciones
Ajuste de ferreteria
Limpieza de seccionador unipolar
Limpieza de pararrayo
Limpieza de pararrayos
Limpieza de aisladores tipo PIN
Limpieza de aisladores tipo campana
Subestaciones de Distribución
Subestaciones de Distribución
REVISIÓN
Inspección minuciosa de subestaciones de distribución
MEDICIONES
Medición de resistencia de puesta a tierra
Medición de resistencia de aislamiento del transformador
ADECUACIONES
Mantenimiento de señalización
Mantenimiento de tableros
Mantenimiento integral del transformador
Mantenimiento de puesta a tierra
Mantenimiento de interruptor
Ajuste de conectores
Ajuste de ferretería
Limpieza de seccionador unipolar
Limpieza de transformador
Limpieza de pararrayo
REVISIÓN
Inspección minuciosa de red secundaria
MEDICIONES
Medición resistencia de puesta a tierra
ADECUACIONES
Mantenimiento de franja de servidumbre
Mantenimiento de señalización
Mantenimiento de puesta a tierra
Ajuste de conectores
Ajuste de ferretería
Retemplado de conductores
Retemplado de retenidas
Limpieza de elementos extraños de la red
Red Baja Tensión - Alumbrado Público
Red Baja Tensión - Servicio Particular
Red de Baja Tensión
REVISIÓN
Inspección nocturna
MEDICIONES
ADECUACIONES
Mantenimiento de franja de servidumbre
Mantenimiento de interruptor de AP
Mantenimiento de contactor
Mantenimientro de interruptor horario
Ajuste de conectores
Alineamiento de pastorales
Ajuste de lámpara
Retemplado de retenidas
Retemplado de conductores
Limpieza de elementos extraños de la red
Limpieza de luminaria
La determinación de los costos para las distintas actividades fue efectuada
costeando por separado los recursos y tomando en cuenta los factores de
rendimiento, alcance y frecuencia.
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
90
Informe Final – Supervisor VAD
Actividad:
Recursos
H-H
Costo de la mano de obra
H-M
Costo de la maquinaria a emplear
H-E
Costo de los equipos y herramientas
Materiales
Costo de los materiales necesarios
Rendimiento
Cantidad de Trabajo a realizar por unidad de tiempo
Elementos / km
Cantidad de elementos existentes en un km de red
Alcance
Nivel de cobertura que tendrá la actividad con respecto al total de instalaciones
Frecuencia
Cantidad de veces al año que se realiza una actividad
Resultados de los costos de mantenimiento preventivo
Los resultados de los costos de mantenimiento preventivo se muestran a
continuación:
SISTEMA
SUB
SISTEMA
CODIGO
1.01
1.01.01
1.01.01.01
MEDIA TENSION
1.00 REDES PRIMARIAS
1.02
UNIDAD
REND./DIA
Cantidad de
unidades/km
Alcance del
mantenimiento
Frecuencia anual
COSTO
UNITARIO ($)
COSTO
ANUAL/Km ($)
INSPECCIONES DE REDES
Inspección minuciosa de la red primaria
km
20.00
1.00
100.0%
1.00
7.08
7.08
MANTENIMIENTO Y LIMPIEZA
1.02.01
1.02.01.01
1.02.01.02
1.02.01.03
1.02.01.04
1.02.01.05
1.02.01.06
1.02.01.07
MANTENIMIENTO
Mantenimiento de franja de servidumbre
Mantenimiento de señalización
Mantenimiento de puesta a tierra
Ajuste de conectores
Ajuste de ferretería
Retemplado de conductores
Retemplado de retenidas
km
u
u
u
u
m
u
10.00
48.00
8.00
120.00
40.00
2000.00
20.00
1.00
10.00
10.00
6.00
3.00
1,000.00
6.00
20.0%
20.0%
10.0%
10.0%
20.0%
5.0%
5.0%
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
17.22
2.10
22.45
0.72
2.18
0.07
3.51
3.44
4.20
22.45
0.43
1.31
3.75
1.05
1.02.02
1.02.02.01
1.02.02.02
1.02.02.03
1.02.02.04
1.02.02.05
1.02.02.06
LIMPIEZA
Limpieza de elementos extraños de la red
Limpieza de seccionador unipolar
Limpieza de seccionador tripolares
Limpieza de pararrayos
Limpieza de aisladores tipo PIN
Limpieza de aisladores tipo campana
km
u
u
u
u
u
15.00
40.00
20.00
40.00
48.00
32.00
1.00
3.00
1.00
3.00
36.00
36.00
5.0%
10.0%
10.0%
10.0%
5.0%
5.0%
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
5.88
2.94
5.56
2.94
2.40
3.18
0.29
0.88
0.56
0.88
4.32
5.72
u
km
24.00
15.00
12.00
1.00
10.0%
10.0%
1.00
1.00
3.67
11.49
4.41
1.15
Equipo
24.00
1.00
50.0%
1.00
3.49
1.75
1.03
1.03.01
1.03.01.01
1.03.01.02
2.01
2.01.01.01
2.00 EQUIPOS DE PROTECCION Y
MANIOBRA
ACTIVIDADES
INSPECCION
2.02
MEDICIONES Y PRUEBAS
MEDICIONES
Medición de resistencia de puesta a tierra
Medición de resistencia de aislamiento de la red
INSPECCION
INSPECCION DE EQUIPOS
Inspección minuciosa de equipos de protección y maniobra
MANTENIMIENTO Y LIMPIEZA
2.02.01
2.02.01.01
2.02.01.02
2.02.01.03
2.02.01.04
MANTENIMIENTO
Mantenimiento de señalización
Mantenimiento de puesta a tierra
Ajuste de conecciones
Ajuste de ferreteria
u
u
u
u
48.00
8.00
120.00
48.00
1.00
1.00
6.00
6.00
25.0%
10.0%
10.0%
10.0%
1.00
1.00
1.00
1.00
2.10
22.45
0.72
1.82
0.52
2.25
0.43
1.09
2.02.02
2.02.02.01
2.02.02.02
LIMPIEZA
Limpieza de seccionador unipolar
Limpieza de pararrayo
u
u
40.00
40.00
3.00
3.00
10.0%
10.0%
1.00
1.00
2.94
2.94
0.88
0.88
u
u
24.00
30.00
1.00
1.00
20.0%
50.0%
1.00
1.00
3.67
3.15
0.73
1.57
% GG+Utilidad
20%
2.03
2.03.01
2.03.01.01
2.03.01.02
MEDICIONES Y PRUEBAS
MEDICIONES
Medición de resistencia de puesta a tierra
Medición de resistencia de aislamiento de equipos
COSTO ANUAL DE MANTENIMIENTO EN MEDIA TENSION/km
72.03
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
86.44
91
Informe Final – Supervisor VAD
SISTEMA
SUB
SISTEMA
CODIGO
1.01
1.01.01
1.01.01.01
1.00 SUBESTACIONES DE DISTRIBUCION
SUBESTACIONES
1.02
ACTIVIDADES
UNIDAD
REND./DIA
Alcance del
mantenimiento
Cantidad
Frecuencia anual
COSTO
UNITARIO ($)
INSPECCIONES DE S.E.D.
Inspección minuciosa de subestaciones de distribución
SE
24.00
1.00
25.0%
1.00
5.57
1.39
MANTENIMIENTO Y LIMPIEZA
1.02.01
1.02.01.01
1.02.01.02
1.02.01.03
1.02.01.04
1.02.01.05
1.02.01.06
1.02.01.07
MANTENIMIENTO
Mantenimiento de señalización
Mantenimiento de tableros
Mantenimiento integral del transformador
Mantenimiento de puesta a tierra
Mantenimiento de interruptor
Ajuste de conectores
Ajuste de ferretería
u
u
u
u
u
u
u
48.00
6.00
4.00
8.00
8.00
120.00
48.00
3.00
1.00
1.00
3.00
4.00
6.00
6.00
10.0%
10.0%
7.0%
10.0%
10.0%
10.0%
10.0%
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
2.10
9.57
170.59
22.45
6.79
0.72
1.82
0.63
0.96
11.94
6.74
2.72
0.43
1.09
1.02.02
1.02.02.01
1.02.02.02
1.02.02.03
LIMPIEZA
Limpieza de seccionador unipolar
Limpieza de transformador
Limpieza de pararrayo
u
u
u
40.00
24.00
40.00
3.00
1.00
3.00
10.0%
10.0%
10.0%
1.00
1.00
1.00
2.94
4.59
2.94
0.88
0.46
0.88
u
u
24.00
16.00
3.00
1.00
100.0%
100.0%
1.00
1.00
3.67
5.59
11.02
5.59
% GG+Utilidad
20%
1.03
1.03.01
1.03.01.01
1.03.01.02
MEDICIONES Y PRUEBAS
MEDICIONES
Medición de resistencia de puesta a tierra
Medición de resistencia de aislamiento del transformador
COSTO ANUAL DE MANTENIMIENTO DE SUBESTACIONES
SISTEMA
SUB
SISTEMA
CODIGO
1.01
1.01.01
1.01.01.01
1.00 REDES SECUNDARIAS
BAJA TENSION
1.02
ACTIVIDADES
UNIDAD
REND./DIA
44.72
Cantidad de
unidades/km
Alcance del
mantenimiento
Frecuencia anual
COSTO
UNITARIO ($)
COSTO
ANUAL/Km ($)
INSPECCION
INSPECCIONES DE REDES
Inspección minuciosa de red secundaria
Km
18.00
1.00
20.0%
1.00
7.50
1.50
MANTENIMIENTO Y LIMPIEZA
MANTENIMIENTO
Mantenimiento de franja de servidumbre
Mantenimiento de señalización
Mantenimiento de puesta a tierra
Ajuste de conectores
Ajuste de ferretería
Retemplado de conductores
Retemplado de retenidas
Km
u
u
u
u
m
u
12.00
32.00
8.00
150.00
48.00
3000.00
22.00
1.00
12.00
12.00
12.00
12.00
1,000.00
6.00
15.0%
15.0%
15.0%
10.0%
10.0%
10.0%
10.0%
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
13.88
2.18
22.45
0.58
1.82
0.04
3.52
2.08
3.93
40.42
0.70
2.18
4.29
2.11
1.02.02
1.02.02.01
LIMPIEZA
Limpieza de elementos extraños de la red
Km
18.00
1.00
10.0%
1.00
4.82
0.48
u
24.00
12.00
10.0%
1.00
3.67
4.41
% GG+Utilidad
20%
20.0%
1.00
0.42
10.0%
50.0%
50.0%
50.0%
33.0%
5.0%
20.0%
10.0%
10.0%
2.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
13.88
4.55
4.38
4.25
0.85
3.77
2.26
3.93
0.03
25.0%
25.0%
1.00
1.00
4.34
3.76
1.03.01
1.03.01.01
MEDICIONES Y PRUEBAS
MEDICIONES
Medición resistencia de puesta a tierra
COSTO ANUAL DE MANTENIMIENTO EN BAJA TENSION (SERVICIO PARTICULAR)/km
2.01
2.00 ALUMBRADO PUBLICO
53.67
1.02.01
1.02.01.01
1.02.01.02
1.02.01.03
1.02.01.04
1.02.01.05
1.02.01.06
1.02.01.07
1.03
BAJA TENSION
COSTO
ANUAL/SE ($)
INSPECCION
62.10
74.52
INSPECCION
2.01.01
2.01.01.01
INSPECCIONES DE REDES DE AP
Inspección nocturna
2.02
MANTENIMIENTO Y LIMPIEZA
u
200.00
2.02.01
2.02.01.01
2.02.01.02
2.02.01.03
2.02.01.04
2.02.01.05
2.02.01.06
2.02.01.07
2.02.01.08
2.02.01.09
MANTENIMIENTO
Mantenimiento de franja de servidumbre
Mantenimiento de interruptor de AP
Mantenimiento de contactor
Mantenimientro de interruptor horario
Ajuste de conectores
Alineamiento de pastorales
Ajuste de lámpara
Retemplado de retenidas
Retemplado de conductores
Km
u
u
u
u
u
u
u
m
12.00
16.00
16.00
16.00
150.00
48.00
80.00
24.00
4000.00
2.02.02
2.02.02.01
2.02.02.02
LIMPIEZA
Limpieza de elementos extraños de la red
Limpieza de luminaria
Km
u
20.00
80.00
25.00
4.00
4.00
4.00
25.00
25.00
25.00
COSTO ANUAL DE MANTENIMIENTO EN BAJA TENSION (ALUMBRADO PUBLICO)/km
2.09
9.09
8.76
8.50
4.71
11.28
23.51
67.94
% GG+Utilidad
Costo por Luminaria
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
20%
81.53
3.26
92
Informe Final – Supervisor VAD
5.4.2. Mantenimiento Correctivo
§
Metodología
El costeo del mantenimiento correctivo tiene la finalidad de determinar los costos
asociados a averías o fallas de las instalaciones de distribución, debido a factores
ajenos al mantenimiento preventivo.
Para el proceso de cálculo se analizó las tasas de falla a las que se encuentran
expuestas las instalaciones.
También se consideró a aquellas actividades en las cuales la vida útil de los
equipos involucrados sea menor a los 30 años y cuyos costos adicionales no sean
reconocidos como inversión de la red. Bajo este concepto se encuentran las
instalaciones de alumbrado público.
§
Resultados de Mantenimiento Correctivo
A continuación se muestran los resultados del mantenimiento correctivo:
MANTENIMIENTO CORRECTIVO ELECTRO SUR ESTE
Item
VNR (Miles de US $.)
Metrado (Unid)
Elemento principal de Falla
Tasa de Falla
VNR afectado (US $.)
Factor de afectación en el costo debido al
elemento susceptible de falla
Mantenimiento Correctivo US $ / km - US $
/ Lámpara
§
Media Tensión
Subestaciones de
distribución
Baja Tensión
Equipos de
Alumbrado Público
2,179
635
2,619
200
505
380
566
2,513
Conductores
Varios
Conductores
Lámparas
1%
0.50%
1%
20%
21,788
3,173
26,192
40,017
25%
5%
33%
7%
10.79
0.42
15.27
1.11
Costos Unitarios del Manteniendo Preventivo y Correctivo
Item
Mantenimiento Preventivo US $ / km - US $
/ Lámpara
Mantenimiento Correctivo US $ / km - US $
/ Lámpara
Mantenimiento Total US $ / km - US $ /
Lámpara
Media Tensión
Subestaciones de
distribución
Baja Tensión
Equipos de
Alumbrado Público
86.44
53.67
74.52
3.26
10.79
0.42
15.27
1.11
97.23
54.09
89.79
4.37
En el anexo III se muestra el detalle del cálculo.
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
93
Informe Final – Supervisor VAD
§
Valorización del Manteniendo Preventivo y Correctivo
La valorización ha sido realizada utilizando los metrados del VNR adaptado. El
resultado es el siguiente:
Concepto
Costos Unitarios
Metrado
Media Tensión
Subestaciones de
distribución
97.23 US$ / km
505 km
Valorización
54.09 US$ / Unidad
380 Unidad
49.10 Miles US$
20.55 Miles US$
Baja Tensión
Equipos de Alumbrado
Público
89.79 US$ / km
4.37 US$ / Lámpara
566 km
2,513 Unidad
50.82 Miles US$
10.99 Miles US$
La siguiente tabla presenta los valores desagregados por tipo de mantenimiento
(expresado en US$):
Mantenimiento
Media Tensión
Subestaciones de
distribución
Baja Tensión
Preventivo
43,652
20,395
42,178
Equipos de
Alumbrado
Público
8,192
Correctivo
5,447
159
8,643
2,801
17,050
Total
49,099
20,553
50,822
10,994
131,468
En el anexo III se muestra el detalle del cálculo.
5.5 Costo Fijo
El costo fijo representa los costos directos en que debe incurrir la empresa modelo para
realizar la toma de lecturas de consumo de los usuarios, el procesamiento de las
facturas, la emisión, distribución y cobranzas.
Para su determinación se contempla la realización de actividades con personal propio y
tercerizado. En el caso de las actividades propias, los recursos necesarios involucrados
directamente han sido determinados del diseño de la estructura organizacional.
Se ha considerado que el personal propio realiza las tareas de supervisión en las
actividades de lectura, facturación, reparto de recibos y cobranzas, mientras que el
contratista, realiza las actividades tercerizadas que se detallan a continuación.
§
§
§
Lecturas de consumos de energía
Reparto de recibos
Cobranza de recibos
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
Total (US$)
114,418
94
Informe Final – Supervisor VAD
El costo fijo ha sido determinado, a solicitud de OSINERG, considerando lecturas,
procesamiento, emisión y repartos semestral, y cobranza mensual.
Los cargos para las tarifas binomias han considerado todas las actividades mensuales
A continuación mostramos el resumen de los costos de personal y de terceros:
Tarifa
Monomios
Binomios
Total - mes (S/.)
Total - año (S/.)
Costo de Personal Costo no Personal Costo de Terceros Total Costo Fijo
(S/.)
(S/.)
(S/.)
(S/.)
4,092
3,419
14,053
21,564
79
41
245
365
4,171
3,460
14,298
21,929
50,049
41,525
171,570
263,145
Opción Tarifaria Número de Clientes
Simple Medición
de Energía
Simple o Doble
Medición de
Energía y/o una
Doble Medición de
Energía y Potencia
Total
Costo Anual Miles
US$
Costo Unitario
US$ / cliente - mes
18,166
78.82
0.362
36
1.04
2.416
10
0.29
2.416
18,212
80.15
0.367
Los resultados detallados del cálculo del costo fijo se muestran en el anexo I.
5.6 Costos de Explotación
Los costos de explotación del Sistema Eléctrico Valle Sagrado están conformados por
las partidas siguientes:
§
§
§
§
Costo directo de personal del sistema eléctrico Valle Sagrado
Costo directo no personal del sistema eléctrico Valle Sagrado
Costo indirecto de personal (asignado de la administración central ELSE)
Costo indirecto no personal (asignado de la administración central ELSE)
Los costos indirectos provienen de la administración central, en la cual se ha realizado
un proceso de optimización con respecto a los recursos humanos necesarios para la
gestión de la empresa (costo indirecto de personal) y los gastos asociados a estos
recursos para que puedan desarrollar sus actividades eficientemente (costo indirecto no
personal).
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
Informe Final – Supervisor VAD
95
5.6.1. Costo Indirecto de la Administración Central
El proceso de optimización del costo indirecto de personal contempló la
determinación de los costos necesarios para alcanzar una administración
eficiente, procediéndose a eliminar aquellos redundantes y que no correspondan a
valores de mercado para la actividad de distribución que realiza la empresa.
El diseño de una estructura de costos eficientes permite la asignación de costos
indirectos a los distintos centros de costos requeridos, entre los cuales tenemos
administración, generación, transmisión, distribución y comercialización.
De acuerdo a la optimización del diseño organizacional efectuada en el capítulo 4
del presente informe, dicho costo quedó determinado según se muestra a
continuación (expresados en S/.):
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
96
Informe Final – Supervisor VAD
Área / Departamento
Puesto
Personas
Gasto Mensual
2,397
Gerencia General
SECRETARIA 1 - ASISTENTE ADMINISTRATIVO
1
Gerencia General
GERENTE GENERAL
1
9,720
2
12,117
1
8,100
1
8,100
1
6,923
1
6,923
Totales Gerencia General
Auditoría Interna
JEFE DE AUDITORIA
Totales Auditoría Interna
Asesoría Legal
JEFE DE ASESORIA LEGAL
Totales Asesoría Legal
División de Planeamiento
JEFE DE PLANEAM. Y EVALUACION GEST.
1
6,696
División de Planeamiento
SUPERVISOR 1 PLANEAMIENTO
1
2,283
2
8,979
Totales División de Planeamiento
División Informática
JEFE DE SISTEMAS DE INFORMACION
1
6,696
División Informática
SUPERV. 2 RED Y SEGURIDAD INFORMAT.
1
2,407
División Informática
SUPERVISOR 1 MANTTO.DE SISTEMAS
1
2,322
División Informática
PROGRAMADOR
1
2,461
4
13,886
8,100
Totales División Informática
Gerencia de Administración
GERENTE DE ADMINISTRACION Y FZAS.
1
Gerencia de Administración
SECRETARIA GCIA.ADMINISTRACION Y FZAS.
1
2,222
2
10,322
Totales Gerencia de Administración
División Recursos Humanos
JEFE DE RECURSOS HUMANOS
1
6,923
División Recursos Humanos
SUPERVISOR 1 PLANILLAS Y REMUNERAC.
1
2,819
División Recursos Humanos
ESPECIALISTA 4 - ASISTENTE SOCIAL
1
2,487
3
12,228
Totales División Recursos Humanos
División Contabilidad
CONTADOR GENERAL
1
6,696
División Contabilidad
SUBCONTADOR
1
3,001
División Contabilidad
SUPERVISOR 2 CONTABILIDAD ANALITICA
1
2,555
División Contabilidad
SUPERVISOR 2 CONTABILIDAD CENTRAL
1
2,555
División Contabilidad
SUPERVISOR 2 ACTIVO FIJO Y KARDEX
1
2,555
División Contabilidad
ESPECIALISTA 3-SUB CONTADOR (TRIBUTAC.)
1
2,747
6
20,109
Totales División Contabilidad
División Finanzas
JEFE DE FINANZAS
1
6,923
División Finanzas
TESORERA
1
3,001
División Finanzas
ANALISTA 1 CAJA Y BANCOS
1
2,377
División Finanzas
ANALISTA 1 OBLIGACIONES CORRIENTES
1
2,103
División Finanzas
SUPERVISOR 2 VALORES
1
2,283
5
16,688
Totales División Finanzas
División Logística
JEFE DE LOGISTICA
1
6,696
División Logística
APOYO ADMINISTRATIVO
1
2,030
División Logística
SUPERV. 2 ADQUISICIONES Y CONTRATAC.
1
2,283
División Logística
SUPERV. 3 ADJUDICAC. MENOR CUANTIA
1
2,591
División Logística
SUPERV.3 - ADMINIST. DE SERVICIOS
1
2,412
División Logística
SUPERVISOR 1 DE ALMACENES
1
3,002
División Logística
ALMACENERO
1
2,121
7
21,134
Totales División Logística
Gerencia de Distribución
GERENTE DE DISTRIBUCION
1
8,100
Gerencia de Distribución
SUPERVISOR 1 DE MANTENIMIENTO
1
3,294
Gerencia de Distribución
ESPECIALISTA 4 - ASIST.DE PROGRAMAC.
1
2,283
Gerencia de Distribución
SECRETARIA 2 - GERENCIA DISTRIBUCION
1
2,211
4
15,888
Totales Gerencia de Distribución
División de Calidad de Servicio
SUPERVISOR 1 DE CALIDAD DEL SERV.
1
2,747
División de Calidad de Servicio
ESPECIALISTA 4 - ING. ASISTENTE
1
2,283
2
5,030
Totales División de Calidad de Servicio
División Pérdidas
JEFE DE PERDIDAS
1
6,696
División Pérdidas
SUPERVISOR 1 - PERDIDAS COMERC.
1
2,747
División Pérdidas
SUPERVISOR 1 - PERDIDAS TECNICAS
1
2,708
División Pérdidas
TECNICO 2 MEDICION DE CAMPO
1
2,095
4
14,246
1
4,132
1
4,132
8,305
Totales División Pérdidas
Oficina de Seguridad
ESPECIAL. 3 - SUPERV.SEG.Y M.AMBIENTE
Totales Oficina de Seguridad
Gerencia Comercial
GERENTE COMERCIAL
1
Gerencia Comercial
SECRETARIA 2 - GERENCIA COMERCIAL
1
2,095
2
10,400
Totales Gerencia Comercial
División Tarifas y Contratos
SUPERVISOR DE TARIFAS Y CONTRATOS
1
3,262
División Tarifas y Contratos
ESPECIALISTA 3 - APLICAC.TARIFARIAS
1
2,944
2
6,206
Totales División Tarifas y Contratos
PERSONAL
48
TOTAL MES
186,388
TOTAL AÑO
2,609,431
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
97
Informe Final – Supervisor VAD
Dado que los recursos humanos de la administración central, son encargados de
la gestión integral de la empresa, realizan como parte de su trabajo, tareas de
supervisión de las actividades siguientes:
§
§
§
§
Inversiones
Generación y transmisión
Distribución y comercialización
Otros Servicios
Por tanto, para cumplir con los fines del estudio se debe realizar una separación
de los costos correspondientes a las actividades de distribución y
comercialización, para lo cual se estima que la forma más representativa para
desagregar dichos costos es el tiempo destinado por cada persona a las
actividades que realiza.
Si la función desempeñada abarca todas las actividades (inversión, generacióntransmisión, distribución-comercialización y otros servicios) el porcentaje de
asignación se define:
Centro de costos
Generación y Transmisión
Distribución
Inversión
Otros Servicios
Total
Porcentaje (%)
Asignado
10%
55%
25%
10%
100%
Si la función desempeñada abarca mayoritariamente la actividad de distribución,
el porcentaje de asignación se define:
Centro de costos
Distribución
Otros Servicios
Total
Porcentaje (%)
Asignado
85%
15%
100%
Si la función desempeñada abarca exclusivamente una actividad, entonces el
porcentaje de asignación se definirá como 100%, como es el caso de la División
de Planeamiento.
Luego de realizada la separación de costos, según la dedicación descrita
anteriormente, los costos indirectos de personal de la administración central,
quedaron asignados a las actividades según se muestra a continuación
(expresados en S/.):
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
98
Informe Final – Supervisor VAD
Área / Departamento
Puesto
Personas
Gasto Mensual
Asignación del Gasto Mensual
Inversión
Otros Serv.
Distribución
Gerencia General
SECRETARIA 1 - ASISTENTE ADMINISTRATIVO
1
2,397
240
599
240
1,319
Gerencia General
GERENTE GENERAL
1
9,720
972
2,430
972
5,346
2
12,117
1
8,100
810
2,025
810
4,455
1
8,100
1
6,923
692
1,731
692
3,808
1
6,923
Totales Gerencia General
Auditoría Interna
JEFE DE AUDITORIA
Totales Auditoría Interna
Asesoría Legal
JEFE DE ASESORIA LEGAL
Totales Asesoría Legal
Gen. y Trans.
División de Planeamiento
JEFE DE PLANEAM. Y EVALUACION GEST.
1
6,696
6,696
División de Planeamiento
SUPERVISOR 1 PLANEAMIENTO
1
2,283
2,283
2
8,979
Totales División de Planeamiento
División Informática
JEFE DE SISTEMAS DE INFORMACION
1
6,696
670
1,674
670
3,683
División Informática
SUPERV. 2 RED Y SEGURIDAD INFORMAT.
1
2,407
241
602
241
1,324
División Informática
SUPERVISOR 1 MANTTO.DE SISTEMAS
1
2,322
232
580
232
1,277
División Informática
PROGRAMADOR
1
2,461
246
615
246
1,353
4
13,886
Totales División Informática
Gerencia de Administración
GERENTE DE ADMINISTRACION Y FZAS.
1
8,100
810
2,025
810
4,455
Gerencia de Administración
SECRETARIA GCIA.ADMINISTRACION Y FZAS.
1
2,222
222
556
222
1,222
2
10,322
Totales Gerencia de Administración
División Recursos Humanos
JEFE DE RECURSOS HUMANOS
1
6,923
692
1,731
692
3,808
División Recursos Humanos
SUPERVISOR 1 PLANILLAS Y REMUNERAC.
1
2,819
282
705
282
1,550
División Recursos Humanos
ESPECIALISTA 4 - ASISTENTE SOCIAL
1
2,487
249
622
249
1,368
Totales División Recursos Humanos
División Contabilidad
CONTADOR GENERAL
3
1
12,228
6,696
670
1,674
670
3,683
División Contabilidad
SUBCONTADOR
1
3,001
300
750
300
1,651
División Contabilidad
SUPERVISOR 2 CONTABILIDAD ANALITICA
1
2,555
256
639
256
1,405
División Contabilidad
SUPERVISOR 2 CONTABILIDAD CENTRAL
1
2,555
256
639
256
1,405
División Contabilidad
SUPERVISOR 2 ACTIVO FIJO Y KARDEX
1
2,555
256
639
256
1,405
División Contabilidad
ESPECIALISTA 3-SUB CONTADOR (TRIBUTAC.)
1
2,747
275
687
275
1,511
Totales División Contabilidad
División Finanzas
JEFE DE FINANZAS
6
1
20,109
6,923
692
1,731
692
3,808
División Finanzas
TESORERA
1
3,001
300
750
300
1,651
División Finanzas
ANALISTA 1 CAJA Y BANCOS
1
2,377
238
594
238
1,307
División Finanzas
ANALISTA 1 OBLIGACIONES CORRIENTES
1
2,103
210
526
210
1,157
División Finanzas
SUPERVISOR 2 VALORES
1
2,283
228
571
228
1,256
5
16,688
Totales División Finanzas
División Logística
JEFE DE LOGISTICA
1
6,696
670
1,674
670
3,683
División Logística
APOYO ADMINISTRATIVO
1
2,030
203
507
203
1,116
División Logística
SUPERV. 2 ADQUISICIONES Y CONTRATAC.
1
2,283
228
571
228
1,256
División Logística
SUPERV. 3 ADJUDICAC. MENOR CUANTIA
1
2,591
259
648
259
1,425
División Logística
SUPERV.3 - ADMINIST. DE SERVICIOS
1
2,412
241
603
241
1,326
División Logística
SUPERVISOR 1 DE ALMACENES
1
3,002
300
751
300
1,651
División Logística
ALMACENERO
1
2,121
212
530
212
1,166
Totales División Logística
7
21,134
Gerencia de Distribución
GERENTE DE DISTRIBUCION
1
8,100
810
2,025
810
4,455
Gerencia de Distribución
SUPERVISOR 1 DE MANTENIMIENTO
1
3,294
329
823
329
1,811
Gerencia de Distribución
ESPECIALISTA 4 - ASIST.DE PROGRAMAC.
1
2,283
228
571
228
1,256
Gerencia de Distribución
SECRETARIA 2 - GERENCIA DISTRIBUCION
1
2,211
221
553
221
1,216
Totales Gerencia de Distribución
4
15,888
División de Calidad de Servicio
SUPERVISOR 1 DE CALIDAD DEL SERV.
1
2,747
412
2,335
División de Calidad de Servicio
ESPECIALISTA 4 - ING. ASISTENTE
1
2,283
342
1,941
Totales División de Calidad de Servicio
2
5,030
División Pérdidas
JEFE DE PERDIDAS
1
6,696
670
1,674
670
3,683
División Pérdidas
SUPERVISOR 1 - PERDIDAS COMERC.
1
2,747
275
687
275
1,511
División Pérdidas
SUPERVISOR 1 - PERDIDAS TECNICAS
1
2,708
271
677
271
1,489
División Pérdidas
TECNICO 2 MEDICION DE CAMPO
1
2,095
209
524
209
1,152
4
14,246
1
4,132
413
1,033
413
2,273
1
4,132
Totales División Pérdidas
Oficina de Seguridad
ESPECIAL. 3 - SUPERV.SEG.Y M.AMBIENTE
Totales Oficina de Seguridad
Gerencia Comercial
GERENTE COMERCIAL
1
8,305
1,246
7,059
Gerencia Comercial
SECRETARIA 2 - GERENCIA COMERCIAL
1
2,095
314
1,781
Totales Gerencia Comercial
División Tarifas y Contratos
SUPERVISOR DE TARIFAS Y CONTRATOS
2
1
10,400
3,262
489
2,773
División Tarifas y Contratos
ESPECIALISTA 3 - APLICAC.TARIFARIAS
1
2,944
442
2,502
2
6,206
Totales División Tarifas y Contratos
PERSONAL
48
TOTAL MES
186,388
15,577
47,922
18,823
104,066
TOTAL AÑO
2,609,431
218,081
670,911
263,518
1,456,921
El resumen de la asignación efectuada a las actividades de inversión, generacióntransmisión, distribución-comercialización y otros servicios se muestra a
continuación:
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
99
Informe Final – Supervisor VAD
Gasto
Mensual
15,577
104,066
47,922
18,823
186,388
Centro de costos
Generación y Transmisión
Distribución
Inversión
Otros Servicios
Total
Gasto
Anual
218,081
1,456,921
670,911
263,518
2,609,431
Conclusión: Los costos indirectos de personal de la administración central de
ELSE asignados a la actividad de distribución para efectos del VAD ascienden a
S/. 1,456,921 anual.
5.6.2. Costo Indirecto no Personal de la Administración Central
El proceso de optimización del costo indirecto no personal, contempló la
determinación de los costos necesarios no personales para que la organización
funcione adecuadamente, se procedió a eliminar costos redundantes y que no
correspondan a valores de mercado para la actividad de distribución que realiza
la empresa.
Dado que los costos determinados sirven a las actividades de inversión,
generación-transmisión, distribución-comercialización y otros servicios es
necesario realizar una asignación a las actividades. El criterio de asignación
adoptado de forma análoga a los costos indirectos de personal se muestra a
continuación:
Centro de costos
Generación y Transmisión
Distribución
Inversión
Otros Servicios
Total
Porcentaje (%)
Asignado
10%
55%
25%
10%
100%
De acuerdo a la optimización efectuada sobre la información presentada por
ELSE, dicho costo quedó determinado según se muestra a continuación:
Detalle de Costos por Concepto
Combustibles y lubricantes
Suministros diversos
Servicios de terceros
Cargas diversas de gestión
Provisiones
Total Costos Directos Electro Sur Este S.A.A.
Total Costos
19,660
421,510
841,030
463,780
224,500
1,970,480
Servicios
complementarios
1,966
42,151
84,103
46,378
22,450
197,048
Generación /
Transmisión
1,966
42,151
84,103
46,378
22,450
197,048
Inversiones
4,915
105,378
210,258
115,945
56,125
492,620
Distribución
10,813
231,831
462,567
255,079
123,475
1,083,764
El resumen de la asignación efectuada a las actividades de inversión, generacióntransmisión, distribución-comercialización y otros servicios se muestra a
continuación:
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
100
Informe Final – Supervisor VAD
Costos directos no personales - Adm. Central ELSE
Servicios complementarios
Generación / Transmisión
Inversiones
Distribución
Total
Monto en S/.
197,048
197,048
492,620
1,083,764
1,970,480
Conclusión: El costo indirectos no personal de la administración central
asignado a la actividad de distribución para efectos del VAD asciende a S/.
1,083,764.
5.6.3. Criterios para la Asignación de Costo Indirectos
Los costos indirectos determinados deben ser asignados al sistema eléctrico Valle
Sagrado, para lo cual se debe elegir un driver de asignación que sea
representativo. Para este fin se seleccionaron los siguientes indicadores base para
los criterios de asignación:
Datos significativos
Número de Clientes
Ventas (MWh)
Facturación (Miles S/.)
ELSE
Valle Sagrado
Participación
228,671
253,523
85,909
18,118
8,757
4,110
7.9%
3.5%
4.8%
Se eligió la facturación anual (en miles de nuevos soles como criterio adecuado
para la asignación de cargas de personal al sector típico Valle Sagrado.
El driver de asignación de los costos indirectos (personal y no personal) será del
orden del 4.8%.
5.6.4. Asignación de Costo Indirecto de Personal de la Administración Central
El procedimiento de asignación empleado se muestra a continuación:
Costo Indirecto de Personal Adm. Central ELSE
1,456,921
4.8% Driver de Asignación
Asignación a SEM Valle Sagrado
69,701
Conclusión: El costo indirecto de personal de la administración central asignado
al sistema eléctrico Valle Sagrado asciende a S/. 69,701.
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
101
Informe Final – Supervisor VAD
5.6.5. Asignación del Costo Indirecto no Personal de la Administración Central
El procedimiento de asignación empleado se muestra a continuación:
Costo Indirecto No Personal - Adm. Central ELSE
1,083,764
Driver de Asignación
4.8%
Asignación a SEM Valle Sagrado
51,849
Conclusión: El costo indirecto no personal de la administración central asignado
al sistema eléctrico Valle Sagrado asciende a S/. 51,849.
5.6.6. Costo Directo del Personal del Sistema Eléctrico Modelo
El proceso de optimización del costo directo de personal, contempló la
determinación de los costos necesarios para alcanzar una administración
eficiente, procediéndose a eliminar costos redundantes y que no correspondan a
valores de mercado para la actividad de distribución que realiza la empresa.
De acuerdo a la optimización del diseño organizacional efectuada en el capítulo 4
del presente informe, dicho costo quedó determinado según se muestra a
continuación:
Puesto
JEFE DE SERVICIO VALLE SAGRADO
División
Administración
Personas
Gasto Mensual
1
5,400
1
5,400
EJECUTIVO 3 FACTURACION
Comercialización
1
2,165
JEFE COMERCIAL
Comercialización
1
2,588
TECNICO AUX. EMERGENCIA
Comercialización
1
2,141
TECNICO AUX. EMERGENCIA
Comercialización
1
2,141
4
9,035
TECNICO 2 OPERACION Y MANTTO. 2
Operación
1
2,104
TECNICO 2 OPERACION Y MANTTO. 2
Operación
1
2,104
TECNICO 2 OPERACION Y MANTTO. 2
Operación
1
2,104
TECNICO 2 OPERACION Y MANTTO. 2
Operación
1
2,104
TECNICO 2 OPERACION Y MANTTO. 2
Operación
1
2,104
TECNICO 2 OPERACION Y MANTTO. 2
Operación
1
2,104
6
12,624
PERSONAL
11
TOTAL MES
27,059
TOTAL AÑO
378,826
Dado que los recursos humanos del sistema eléctrico Valle Sagrado están
encargados de la gestión integral de la empresa, realizan como parte de su
trabajo, tareas de supervisión de las actividades siguientes:
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
102
Informe Final – Supervisor VAD
§
§
Distribución y comercialización
Otros Servicios
Por tanto para cumplir con los fines del estudio se debe realizar una separación
de los costos correspondientes a las actividades de distribución y
comercialización, para lo cual se estima que la forma más representativa para
desagregar dichos costos es el tiempo destinado por cada persona a las
actividades que realiza.
Si la función desempeñada abarca todas las actividades antes mencionadas
(distribución-comercialización y otros servicios) el porcentaje de asignación se
define:
Porcentaje (%)
Asignado
85%
15%
100%
Centro de costos
Distribución
Otros Servicios
Total
Luego de realizada la separación de costos, según la dedicación descrita
anteriormente, los costos directos de personal del sistema eléctrico Valle
Sagrado, quedaron asignados a las actividades según se muestra a continuación:
Puesto
JEFE DE SERVICIO VALLE SAGRADO
División
Administración
Personas
Gasto Mensual
1
5,400
1
5,400
Asignación del Gasto Mensual
Gen. y Trans.
Inversión
Otros Serv.
Distribución
810
4,590
4,590
EJECUTIVO 3 FACTURACION
Comercialización
1
2,165
325
1,840
JEFE COMERCIAL
Comercialización
1
2,588
388
2,200
TECNICO AUX. EMERGENCIA
Comercialización
1
2,141
321
1,820
TECNICO AUX. EMERGENCIA
Comercialización
1
2,141
321
1,820
4
9,035
7,680
TECNICO 2 OPERACION Y MANTTO. 2
Operación
1
2,104
316
1,788
TECNICO 2 OPERACION Y MANTTO. 2
Operación
1
2,104
316
1,788
TECNICO 2 OPERACION Y MANTTO. 2
Operación
1
2,104
316
1,788
TECNICO 2 OPERACION Y MANTTO. 2
Operación
1
2,104
316
1,788
TECNICO 2 OPERACION Y MANTTO. 2
Operación
1
2,104
316
1,788
TECNICO 2 OPERACION Y MANTTO. 2
Operación
1
2,104
316
6
12,624
1,788
10,730
PERSONAL
11
TOTAL MES
27,059
0
0
4,059
23,000
TOTAL AÑO
378,826
0
0
56,824
322,002
Conclusión: El costo directo de personal del sistema eléctrico Valle Sagrado
asignado a la actividad de distribución asciende a S/. 322,002.
La asignación realizada anteriormente expresada por divisiones se muestra a
continuación:
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
103
Informe Final – Supervisor VAD
División
Número de
personas
Comercialización
Operación
Administración
Total
4
6
1
11
Gasto Mensual
7,680
10,730
4,590
23,000
Gasto Anual
107,517
150,226
64,260
322,002
Asignación de Gastos Administrativos
División
Gasto Mensual
Comercialización
Operación
Total
1,915
2,675
4,590
Gasto Anual
26,806
37,454
64,260
Total Distribución
División
Gasto Mensual
Comercialización
Operación
Total
9,594
13,406
23,000
Gasto Anual
134,323
187,680
322,002
Conclusión: El costo directo de personal anual del sistema eléctrico Valle
Sagrado expresado como costos de operación y comercialización ascienden a S/.
187,680 y S/. 134,323 respectivamente.
El costo directo de personal determinado corresponde a actividades de
explotación técnica y comercial, las cuales se descomponen en actividades
reconocidas en los costos del VAD y otras que no son reconocidas por los costos
del VAD, cuyo detalle se describe a continuación:
Actividades VAD
Operación y mantenimiento
Actividades NO VAD
Acciones comerciales
Costo Fijo
Costos Asociados al cliente
Gestión comercial
Actividades comerciales
Por tanto será necesario descontar al costo directo de personal los costos
asociados a actividades no VAD y el costo fijo.
5.6.7. Costo Directo no Personal del Sistema Eléctrico Modelo
El proceso de optimización del costo directo no personal, contempló la
determinación de los costos necesarios no personales para que la organización
funcione adecuadamente. Con este fin se procedió a eliminar costos redundantes
y que no correspondan a valores de mercado para la actividad de distribución que
realiza la empresa.
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
104
Informe Final – Supervisor VAD
Adicionalmente a los costos informados por la empresa se procedió a determinar
los costos de las partidas siguientes:
§
Aportes a empresas reguladoras: Se consideró de acuerdo con el D.L.
N°25844 el 1% de las ventas correspondientes al año fiscal 2004, las cuales
ascendieron a S/. 4,110,000 por lo que el importe anual resultante es de S/.
41,100.
§
Costo de capital de trabajo: Estos costos reflejan el esfuerzo económico que
representa para la empresa el desfase originado por el plazo que trascurre
entre la cobranza de la venta de energía y los pagos por compra de energía,
remuneraciones y otros gastos de operación.
Se evaluó la simulación de operación típica de la empresa en cuanto a período de
facturación por usuario, plazos de pago de acuerdo a prácticas habituales de
mercado, plazos de pago a las generadoras, a los prestadores de servicios,
tributos, otros gastos y remuneraciones.
Para este fin se determinó la siguiente información:
§
§
§
§
Plazo medio de cobro a clientes.
Plazo medio de pago a generadoras.
Plazo medio de pago por servicio de terceros y otros gastos.
Tasa efectiva anual en nuevos soles (S/.) vigente. Para el cálculo del capital
de trabajo se consideraron todos aquellos gastos corrientes de un mes
obligados con fecha anterior a la recepción de los ingresos provenientes del
giro del negocio.
A continuación, se muestra el procedimiento del cálculo del costo del capital de
trabajo:
Saldo Inicial
Ingresos
Ventas:
S/. 137,000
Egresos
Cargas de personal:
6,900
Aportes a Reguladoras: 3,425
Flujo Neto (1):
128,821
0
Egresos
Mantenimiento:
Seguros:
30
S/. 4,665
1,655
45
Egresos
Cargas de personal: S/. 16,100
Ingresos
Ventas:
Egresos
Compra de energía:
Flujo Neto (2):
60
S/. 128,821
137,000
Ingresos
Ventas: S/. 68,500
222,083
43,738
75
Egresos
Gastos Diversos S/. 5,333
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
90
105
Informe Final – Supervisor VAD
Ingresos
Egresos
Día 0
100% de las cargas mensuales de mantenimiento correctivo
100% de las cargas mensuales de seguros
Día 45
40% de las ventas mensuales
137,000
Día 60
40% de las ventas mensuales
137,000
4,665
1,655
Día 30
70% de las cargas mensuales de personal
16,100
Día 45
30% de las cargas mensuales de personal
100% de los aportes a las reguladoras
6,900
3,425
Día 60
100% de las compras mensuales de energía
222,083
Día 75
100% de los gastos diversos mensuales
Día 90
20% de las ventas mensuales
Ventas anuales
733
68,500
4,110,000
Compras anuales
2,665,000
Para el cálculo del costo a incurrir para obtener dicho capital de trabajo se utilizó
una tasa efectiva anual del 12%. El resultado anual se muestra a continuación:
Concepto
Mantenimiento Correctivo
Seguros
Cargas de Personal (70%)
Totales
Días a Financiar
45
45
15
En S/.
4,665
1,655
16,100
Costo Mensual (S/.)
67
24
76
166
Costo Anual (S/.)
799
283
914
1,996
Con respecto al resto de costos directos del sistema eléctrico Valle Sagrado, dado
que estos son asignables a las actividades de inversión, generación-transmisión,
distribución-comercialización y otros servicios es necesario realizar una
asignación a las actividades. El criterio de asignación adoptado de forma análoga
a los costos directos de personal se muestra a continuación:
Centro de costos
Generación y Transmisión
Distribución
Inversión
Otros Servicios
Total
Porcentaje (%)
Asignado
10%
55%
25%
10%
100%
Para las partidas de aportes a organismos reguladores y costos de capital de
trabajo, se asignó el 100% a la actividad de distribución.
De acuerdo a la optimización efectuada sobre la información presentada por
ELSE, dicho costo quedó determinado según se muestra a continuación:
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
106
Informe Final – Supervisor VAD
Detalle de Costos por Concepto
Total Costos
Suministros diversos
Servicios de terceros
Cargas diversas de gestión
Primas de seguros
Capital de trabajo
Aportes a organismos reguladoras
Total Costos Directos ST Valle Sagrado
24,000
36,000
4,000
24,825
1,996
41,100
131,921
Servicios
complementarios
Generación /
Transmisión
Inversiones
2,400
3,600
400
2,483
2,400
3,600
400
2,483
6,000
9,000
1,000
8,883
8,883
16,000
Distribución
13,200
19,800
2,200
19,860
1,996
41,100
98,156
Conclusión: El costo directo no personal del sistema eléctrico Valle Sagrado
asignado a la actividad de distribución asciende a S/. 98,156
La asignación realizada anteriormente expresada por partidas se muestra a
continuación:
Costos correspondientes a la actividad de Distribución
Operaciones
Suministros Diversos
Cargas Diversas de Gestión
Aportes a reguladoras
Costo del capital de trabajo
Total costos directos ST Valle Sagrado
Monto en S/.
19,800
33,060
2,200
41,100
1,996
98,156
El costo directo no personal determinado corresponde a actividades de
explotación técnica y comercial, las cuales se descomponen en actividades
reconocidas en los costos del VAD y otras que no son reconocidas por los costos
del VAD, cuyo detalle se describe a continuación:
Actividades VAD
Operación y mantenimiento
Actividades NO VAD
Acciones comerciales
Costo Fijo
Costos Asociados al cliente
Gestión comercial
Actividades comerciales
Por tanto será necesario descontar al costo directo no personal los costos
asociados a las actividades no VAD y el costo fijo.
5.7 Consolidación de Costos de Explotación del Sistema Eléctrico Modelo
La consolidación de costos para el cálculo del VAD del sistema eléctrico modelo Valle
Sagrado se efectuó de la siguiente forma:
Primero se sumaron los siguientes costos calculados en el capítulo anterior:
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
107
Informe Final – Supervisor VAD
§
Costo indirecto de personal y no personal de la Administración Central
Indirectos
Costos de Personal
Costos no personales
Total (S/.)
§
S/.
69,701
51,849
121,550
Costo directo de personal y no personal del sistema eléctrico modelo Valle Sagrado
Directos
Costos de Personal
Comercialización
Operación
Costos no personales
Total (S/.)
§
S/.
134,323
187,680
98,156
420,159
Costo de Mantenimiento Preventivo y Correctivo
Mantenimiento
Preventivo
Correctivo
Total (S/.)
S/
375,633
55,977
431,609
Como segundo paso, al resultado expuesto anteriormente se eliminaron los costos
siguientes:
§
Costo de personal y no personal del cargo fijo
Costo Fijo
Costos de Personal
Costos no Personales
Total (S/.)
§
S/
50,049
41,525
91,575
Costo de personal y no personal de acciones comerciales
Indirectos
Costos de Personal
Costos no personales
Costos Indirectos
Total (S/.)
S/.
16,855
11,324
24,310
52,489
Finalmente, se procedió a asignar los costos resultantes a las actividades de operación y
mantenimiento, que servirán como dato para el cálculo del VAD a nivel de media y
baja tensión. Para este fin, se determinaron los porcentajes de asignación de tiempos
destinados a actividades de distribución de media y baja tensión, llegando a la siguiente
proporción:
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
108
Informe Final – Supervisor VAD
Driver
%
38%
62%
100%
MT
BT
Total
A continuación se muestra el cuadro con los resultados finales:
Costos Directos S/.
S.E. Valle Sagrado
Explotación
Técnica
Explotación
Comercial
Costos de
Personal
Costos de Operación y Mantenimiento
619,289
Costos de Gestión Comercial (1)
Actividades Comerciales (1)
Acciones Comerciales (1)
Costos Asociados al Cliente (2)
Total Costos de Explotación Comercial
Costo Total de Explotación
Total VAD
Total VAD MT
Total VAD BT
Total No VAD
42,137
25,282
16,855
50,049
134,323
753,612
686,708
260,949
425,759
66,904
Costos
Costos No
Indirectos S/.
Personales
28,315
16,989
11,326
41,525
98,156
98,156
45,305
17,216
28,089
52,852
Total
S/.
-
619,289
60,775
36,465
24,310
121,550
121,550
97,240
36,951
60,289
24,310
131,227
78,736
52,491
91,575
354,029
973,318
829,252
315,116
514,136
144,065
(1) El resultado del total de costos de explotación comercial menos los costos asociados al cliente fue distribuido en 50%,
30% y 20% para los costos de gestión comercial, actividades comerciales y acciones comerciales, respectivamente.
(2) Los costos asociados al cliente fueron determinados en el costo fijo.
Realizando una distribución de los costos por actividad se determinó la siguiente tabla:
Descripción
Directo (miles
US$)
Asignación Gestión
Indirecto
(Apoyo) (miles Comercial (miles
US$)
US$)
Asignación
Operación
Comercial
(miles US$)
Total (miles
US$)
Distribución MT
Distribución BT
Alumbrado Público
Total
Costos Asociados al Usuario
Total
72
103
14
189
80
269
11
15
3
30
8
13
0
21
5
8
0
13
30
21
13
VADMT
VADBT
Cargos Fijos
Total
72
117
80
269
11
18
0
30
8
13
5
8
21
13
5.8 Formatos D
Los formatos D (principales) son presentados en el anexo IX del presente
informe.
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
96
139
17
253
80
333
96
157
80
333
109
Informe Final – Supervisor VAD
6. Resultados
6.1 Estructuración de la Empresa Modelo
6.1.1. Caracterización del Mercado y Definición Preliminar del Tipo de Red
Las ventas determinadas para el sistema eléctrico modelo es el siguiente:
Número de
Clientes a
Diciembre de 2004
Ventas de
Energía Año
2004 MW.h
MT2
MT3P
9
5
257
482
MT3FP
MT4P
MT4FP
12
3
7
1,027
148
585
36
2,498
1
25
Opción Tarifaria
Ventas en Media Tensión
Sub Total MT
Ventas en Baja Tensión
BT2
BT3P
BT3FP
BT4P
BT4FP
BT4AP
BT5A
BT5B
BT6
(*)
24
7
138
716
5
6,893
2
18,060
Sub Total BT
12
18,082
7,802
Total
18,118
10,300
(*) La empresa no reporta clientes en el mes de diciembre
De la tabla anterior, se puede observar que el mercado al cual atiene la empresa,
en su mayoría, está compuesto casi exclusivamente por clientes residenciales de
tarifa BT5B; los mismos que representan el 99.6% del total de clientes.
Con respecto a los clientes en media tensión, la empresa sólo tiene 36 clientes de
los cuales el 34%, pertenece a la opción tarifaria MT2 tal como se muestra en el
siguiente gráfico:
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
110
Informe Final – Supervisor VAD
Composición de Clientes en Media Tensión
Sector Típico 5
MT4FP
19%
MT2
25%
MT4P
8%
MT3P
14%
MT3FP
34%
Del análisis de los consumos de energía por opción tarifaria, se puede concluir
que el mercado eléctrico está compuesto por clientes residenciales que consumen
en promedio 1.06 kWh-día. El siguiente gráfico representa el consumo promedio
por rangos de energía.
Consumo de Energía Diaria (BT5B)
Sector Típico 5
kWh
50
R1
R2
R3
R4
R5
R6
R7
R8
R9
13105
40
30
Consumo de Energía (kWh - día)
< 1 - 30 kWh>
Número de Clientes
50.85
<31 - 100 kWh>
<101 - 150 kWh>
<151 - 300 kWh>
<301 - 500 kWh>
<501 - 750 kWh>
<751 - 1000 kWh>
Exceso de 1000 kWh
31.00
BT5B no residencial
3516
682
428
49
256
20
2
22
16.61
10
7.02
4.06
0.36
4.02
1.85
0
R1
R2
R3
R4
R5
R6
R7
R8
R9
Rango de Energía para la Opción Tarifaria BT5B
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
111
Informe Final – Supervisor VAD
6.1.2. Caracterización de la Carga
De las ventas de energía reportadas por la empresa y en función al número de
clientes, se determinaron los consumos promedios para cada rango de energía de
la opción tarifaria BT5B, los cuales son mostrados a continuación:
Rango de Energía de la Opción
BT5B
< 1 - 30 kWh>
<31 - 100 kWh>
<101 - 150 kWh>
<151 - 300 kWh>
<301 - 500 kWh>
<501 - 750 kWh>
<751 - 1000 kWh>
Exceso de 1000 kWh
BT5B No Residencial
R1
R2
R3
R4
R5
R6
R7
R8
R9
Número de
Clientes
E total (kWh- día)
13,105
3,516
428
256
49
22
0.36
1.85
4.06
7.02
16.61
31.00
2
682
50.85
4.02
Del cuadro anterior se observa que los consumos del 72% y 19% de los clientes
son de 0.36kWh – día y 1.85kWh – día respectivamente.
Los consumos y el porcentaje de clientes relacionados con rango de energía son
presentados en el siguiente gráfico:
% Número de Clientes
80.00%
Consumo de Energía de los Clientes BT5B
70.00%
60.00%
50.00%
40.00%
30.00%
20.00%
10.00%
0.00%
R1
R2
R3
R4
R5
R6
R7
Rango de Energía
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
R8
112
Informe Final – Supervisor VAD
Cálculo de la Demanda Media Típica
El resultado de la caracterización de carga fue el siguiente:
Rango de Energía de la
Opción BT5B
E total
(kWh - día)
P Hp
(kW -día)
< 1 – 30 kWh>
<31 - 100 kWh>
<101 – 150 kWh>
<151 – 300 kWh>
0.35
1.76
3.96
6.73
0.15
0.38
0.63
0.63
<301 – 500 kWh>
<501 – 750 kWh>
<751 – 1000 kWh>
Exceso de 1000 kWh
12.46
21.86
1.97
3.30
42.64
7.38
No Residencial
6.03
0.15
Nota: PHp (Potencia en Horas de Punta) es una potencia caracterizada en base a consumos promedios de energía
La demanda media típica por zona fue calculada a partir de una ponderación del
consumo y número de clientes. Los resultados son los siguientes:
Para clientes ubicados en zonas concentradas
Para clientes ubicados en zonas dispersas
0.24kW
0.13kW
Donde:
§
Las zonas concentradas aquellas zonas donde se tiene definido, en
proporción y distribución, el catastro.
§
Las zonas dispersas son consideradas a aquellas zonas que no están en la
zona concentrada definida anteriormente.
6.1.3. Costos Unitarios de las Instalaciones Eléctricas para la Valorización del VNR
Los costos unitarios de los materiales utilizados para la valorización fueron
obtenidos de la Dirección Ejecutiva de Proyectos del Ministerio de Energía y
Minas, en adelante “DEP”.
El análisis de dichos costos considera la asignación de tiempos de trabajo y
avance de la misma, así como cuadrilla de trabajadores y alquiles de equipos.
Con respecto a los armados de construcción, su estandarización se realizó en
función a los armados típicos para líneas y redes de media y baja tensión, y
subestaciones, normalizados por la DEP.
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
113
Informe Final – Supervisor VAD
Para los costos de los recursos se consideró lo siguiente:
§
Mano de Obra
Se consideran costos del mercado, ya que los costos de CAPECO no son
representativos para la labor en el sector en estudio.
ITEM
§
DESCRIPCION
Unidad
$/H-H
1 Capataz
HH
3.36
2 Operario
HH
3.05
3 Oficial
HH
2.74
4 Peón
HH
Fuente Elaboración propia – Precios de mercado
2.48
Transporte y Equipos
Se consideran costos del mercado, ya que los costos de CAPECO no son
representativos para la labor en el sector en estudio.
1 Camioneta simple
HM
4.20
2 Camioneta 4 x 4
HM
5.30
3 Camión 4 T
HM
8.00
4 Camión 10 T
HM
9.60
5 Camión Grúa 2.5 T
HM
16.00
6 Camión Grúa 9,5 T
HM
Fuente: Elaboración propia – Precios de mercado
20.00
Los costos indirectos considerados fueron: ingeniería de proyecto, recepción de
obra e intereses intercalarios. Los valores estimados por estos conceptos son los
siguientes:
PARAMETRO
Costos de Inversion
Costo de Stock
Costos Indirectos
Ingenieria del Proyecto y Recepcion
Gastos Generales
Interes Intercalario
Otros
Porcentaje Contratista
VALOR
6.81%
11.17%
6.00%
2.50%
25%
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
114
Informe Final – Supervisor VAD
§
Valorización de la Red MT
Nivel (kV)
Codigo VNR
Zona
10 kV
AA01602
10 kV
AA01603
10 kV
AA02502
10 kV
AA02503
10 kV
AA03503
10 kV
AA05003
Concentrada
Dispersa
Concentrada
Dispersa
Concentrada
Dispersa
Concentrada
Dispersa
Concentrada
Dispersa
Concentrada
Dispersa
Total Zona Concentrada 10 kV
Total Zona Dispersa 10 kV
AA01601 + AA01604
13.2KV
22,9KV
AA02503 + AA01604
Total (km)
2
165
6
22
4
9
10
89
5
19
0
18
27
322
0
101
1
54
1
155
28
477
505
Concentrada
Dispersa
Concentrada
Dispersa
Total Zona Concentrada 22.9 kV
Total Zona Dispersa 22.9 kV
Total Zona Concentrada
Total Zona Dispersa
Metrado Total
§
Costo Unitario (US$)
Valorización Miles US$
5,014
3,792
5,644
4,428
5,068
3,846
5,724
4,508
5,804
4,588
6,198
4,982
5,567
4,147
4,648
3,603
6,494
5,147
6,494
4,139
5,596
4,145
4,225
Valorización de los Equipos de Protección de la Red MT
Descripción
Seccionador Fusible (Cut Out) Unipolar x2, 7.8/13.5kV 100AMP
Seccionador Fusible (Cut Out) Unipolar x3, 7.8/13.5kV 100AMP
Seccionador Fusible (Cut Out) Unipolar x3, 15/26kV 100AMP
Seccionador Fusible (Cut-Out), Unipolar x 1, 15 kV, 100 A
Seccionador Bajo Carga, SF6, Tripolar, 10/15 kV, 630 A
§
% de km de
Red
0.4%
32.7%
1.2%
4.3%
0.9%
1.8%
2.0%
17.6%
0.9%
3.8%
0.0%
3.5%
5.4%
63.8%
0.0%
20.0%
0.2%
10.7%
0.2%
30.7%
5.6%
94.4%
100.0%
Costo Unitario (US$) Cantidad Valorización (Miles US$)
192
45
9
266
22
6
466
13
6
148
15
2
3,744
6
22
Total
101
45
Valorización de los Subestaciones de Distribución
Zona
Concentrada
Dispersa
Potencia
Instalada
75
75
50
50
5
5
10
15
25
40
Tipo
Nivel (kV)
Cantidad
Trifásico
Trifásico
Monofasico
Monofasico
Monofasico
Monofasico
Monofasico
Monofasico
Monofasico
Monofasico
TOTAL
10 / 0.38 -0.22
22.9 / 0.38 -0.22
10 / 0.44 - 0.22
13.2 / 0.44 - 0.22
13.2 / 0.44 - 0.22
10 / 0.44 - 0.22
10 / 0.44 - 0.22
10 / 0.44 - 0.22
10 / 0.44 - 0.22
10 / 0.44 - 0.22
19
1
69
5
41
166
48
18
12
1
380
NOTA: Las subestaciones trifasicas son del tipo biposte y las monofasicas son del tipo monoposte
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
Costo
Valorización
Unitario
Miles US$
4,656
88
5,303
5
2,497
172
2,497
12
1,160
48
1,146
190
1,212
58
1,823
33
2,097
25
2,258
2
1,670
635
10
627
33
96
22
36
59
400
28
88
0
89
151
1,335
0
365
6
277
6
641
157
1,977
2,134
115
Informe Final – Supervisor VAD
§
Valorización de la Red BT
Zona
Concentrada
Dispersa
Conductor
AS01612
AS01613
AS025116
AS016116
NY01015
AS01612
Total
Tipo
SP
SP+AP
SP+AP
SP+AP
SP+AP
SP
km
63
72
3
13
7
415
573
%
11%
13%
1%
2%
1%
72%
100%
Unitario US$
4,246
4,379
6,716
6,035
36,521
3,988
4,520
Miles US$
267
315
21
77
253
1,655
2,590
Los conductores ubicados dentro de la zona concentrada han sido valorizados
con soportes de concreto y los de la zona dispersa con soportes de madera.
§
Valorización de los Componentes de Alumbrado Público
Equipamiento
Equipo de Alumbrado Público
Equipo de Control de AP
Postes de Concreto 9 m
Cantidad
2,513
94
200
Código VNR
LU05002
FC003
PX0901
Costo Unitario US$
79.6
61.4
118.7
6.1.4. Optimización Técnico - Económica del Sistema de Distribución
a) Red en Media Tensión
Red de Media Tensión
Red Aérea (zona concentrada) Bifásico
Red Aérea (zona concentrada) Trifásico
Red Aérea (zona dispersa) Bifásico
Red Aérea (zona dispersa) Trifásico
Metrado Total
Metrado Existente Km
0.7
42
68
390
501
Metrado Adaptado Km
6
22
276
201
505
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
Miles US$
200.1
5.8
23.7
116
Informe Final – Supervisor VAD
b) Subestaciones
La siguiente tabla muestra la cantidad de transformadores existentes en el sistema
eléctrico modelo:
Potencia
Número de Transformadores
(KVA) Monofasicos Trifasicos
Total
5
36
0
36
7
1
0
1
10
51
0
51
15
30
0
30
25
65
36
101
30
1
7
8
37
1
4
5
40
6
8
14
50
3
55
58
80
3
3
100
36
36
125
1
1
160
2
2
250
1
1
Total
196
144
347
Potencia Total
(KVA)
180
7
510
450
2,525
240
185
560
2,900
240
3,600
125
320
250
12,092
Con los datos reportados (VNRGIS) por la empresa se determinó su ubicación
según las zonas establecidas:
Zona Concentrada
Potencia (KVA)
10
37
40
50
80
100
125
160
250
Total general
Tipo
Monofásico
Trifásico
1
0
0
3
0
3
1
20
0
3
0
26
1
2
1
2
59
Total
1
3
3
21
3
26
1
2
1
61
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
117
Informe Final – Supervisor VAD
Zona Dispersa
Potencia (KVA)
5
7
10
15
25
30
37
40
50
100
Total general
Tipo
Monofásico
Trifásico
36
1
50
30
65
36
1
7
1
1
6
5
2
35
10
192
94
Total
36
1
50
30
101
8
2
11
37
10
286
A continuación presentamos la adaptación del parque de transformadores por
zonas:
Zona Concentrada
Potencia (KVA)
10
37
40
50
75
80
100
125
160
250
Total general
Potencia (KVA)
5
7
10
15
25
30
37
40
50
100
Total general
Existentes
Tipo
Monofásico
Trifásico
1
1
3
3
20
2
3
26
1
2
1
59
Adaptado
Tipo
Monofásico
Trifásico
74
20
Existentes
Tipo
Monofásico
Trifásico
36
1
50
30
65
36
1
7
1
1
6
5
2
35
10
192
94
74
20
Adaptado
Tipo
Monofásico
Trifásico
207
48
18
12
1
286
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
118
Informe Final – Supervisor VAD
La siguiente tabla muestra la potencia instalada existente y adaptada.
Zona
Concentrada
Dispersa
Total
Potencia Instalada (KVA)
Existente
Adaptado
4,826
5,200
7,266
2,122
12,092
7,322
c) Red de Baja Tensión
Tipo de Red
Aérea
Subterránea
Baja Tensión
Red Baja Tensión SP (km)
Red Baja Tensión AP (km)
Red Baja Tensión SP (km)
Red Baja Tensión AP (km)
Total SP km
Total AP km
Metrado
Existente
(km)
559
178
7
7
566
185
Metrado
Adaptado
(km)
559
81
7
7
566
88
6.1.5. Cálculo de las Pérdidas Estándar del Sistema de Distribución
Resumen de Pérdidas
Para efectos del balance del sistema eléctrico, consideramos que las pérdidas en
BT deberían ser las vigentes, es decir, las reconocidas por las tarifas.
Pérdidas estándares reconocidas por las tarifas
Nivel de Tensión
Pérdida
Tipo
Supervisor VAD
Técnica
1.90%
Energía No Técnica
0.00%
1.90%
Total
Media Tensión
Técnica
3.85%
Potencia No Técnica
0.00%
3.85%
Total
Nivel de Tensión
Baja Tensión
Pérdida
Tipo
Técnica
Energía No Técnica
Total
Técnica
Potencia No Técnica
Total
Supervisor VAD
8.07%
2.00%
10.07%
13.16%
2.00%
15.16%
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
119
Informe Final – Supervisor VAD
6.1.6. Optimización de los Costos de Gestión Comercial
La consolidación de costos para el cálculo del VAD del sistema eléctrico modelo
Valle Sagrado se efectuó de la siguiente forma:
Primero se sumaron los siguientes costos calculados en el capítulo anterior:
§ Costo indirecto de personal y no personal de la Administración Central
Indirectos
Costos de Personal
Costos no personales
Total (S/.)
S/.
69,701
51,849
121,550
§ Costo directo de personal y no personal del sistema eléctrico modelo Valle
Sagrado
Directos
Costos de Personal
Comercialización
Operación
Costos no personales
Total (S/.)
S/.
134,323
187,680
98,156
420,159
§ Costo de Mantenimiento Preventivo y Correctivo
Mantenimiento
Preventivo
Correctivo
Total (S/.)
S/
375,633
55,977
431,609
Como segundo paso, al resultado expuesto anteriormente se eliminaron los costos
siguientes:
§ Costo de personal y no personal del cargo fijo
Costo Fijo
Costos de Personal
Costos no Personales
Total (S/.)
S/
50,049
41,525
91,575
§ Costo de personal y no personal de acciones comerciales
Indirectos
Costos de Personal
Costos no personales
Costos Indirectos
Total (S/.)
S/.
16,855
11,324
24,310
52,489
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
120
Informe Final – Supervisor VAD
Finalmente, se procedió a asignar los costos resultantes a las actividades de operación y
mantenimiento, que servirán como dato para el cálculo del VAD a nivel de media y
baja tensión. Para este fin, se determinaron los porcentajes de asignación de tiempos
destinados a actividades de distribución de media y baja tensión, llegando a la siguiente
proporción:
Driver
%
38%
62%
100%
MT
BT
Total
A continuación se muestra el cuadro con los resultados finales:
Costos Directos S/.
S.E. Valle Sagrado
Explotación
Técnica
Explotación
Comercial
Costos de
Personal
Costos de Operación y Mantenimiento
619,289
Costos de Gestión Comercial (1)
Actividades Comerciales (1)
Acciones Comerciales (1)
Costos Asociados al Cliente (2)
Total Costos de Explotación Comercial
Costo Total de Explotación
Total VAD
Total VAD MT
Total VAD BT
Total No VAD
42,137
25,282
16,855
50,049
134,323
753,612
686,708
260,949
425,759
66,904
Costos
Costos No
Indirectos S/.
Personales
28,315
16,989
11,326
41,525
98,156
98,156
45,305
17,216
28,089
52,852
60,775
36,465
24,310
121,550
121,550
97,240
36,951
60,289
24,310
Total
S/.
619,289
131,227
78,736
52,491
91,575
354,029
973,318
829,252
315,116
514,136
144,065
(1) El resultado del total de costos de explotación comercial menos los costos asociados al cliente fue distribuido en 50%,
30% y 20% para los costos de gestión comercial, actividades comerciales y acciones comerciales, respectivamente.
(2) Los costos asociados al cliente fueron determinados en el costo fijo.
Realizando una distribución de los costos por actividad se determinó la siguiente tabla:
Descripción
Directo (miles
US$)
Asignación Gestión
Indirecto
(Apoyo) (miles Comercial (miles
US$)
US$)
Asignación
Operación
Comercial
(miles US$)
Total (miles
US$)
Distribución MT
Distribución BT
Alumbrado Público
Total
Costos Asociados al Usuario
Total
72
103
14
189
80
269
11
15
3
30
8
13
0
21
5
8
0
13
30
21
13
VADMT
VADBT
Cargos Fijos
Total
72
117
80
269
11
18
0
30
8
13
5
8
21
13
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
96
139
17
253
80
333
96
157
80
333
121
Informe Final – Supervisor VAD
6.2 Cálculo de las Tarifas de Distribución
El cálculo del valor agregado de distribución corresponde a la determinación de los
siguientes valores con base a los costos y VNR adaptado de la empresa modelo para el
sistema eléctrico modelo.
CF
VADMT
VADBT
: Costo Fijo de operación comercial en S/. por cliente año.
: Valor agregado de distribución MT en S/. por kW año
: Valor agregado de distribución BT en S/. por kW año
Los valores correspondientes fueron los siguientes:
6.2.1. Cargo Fijo
Los costos fijos de atención al cliente han sido calculados de de acuerdo con lo
siguiente:
CF =
CCCL
NCL
Donde:
CCCL: Es el costo comercial de atención al cliente, representa los costos directos en que
debe incurrir la empresa modelo para realizar las tomas de lecturas, procesamiento,
emisión, distribución y cobranza de toda la clientela incluyendo todas las opciones
tarifarias. No se incluye la gestión de cobranza de morosos (costos y reconexiones).
NCL: Es el número total de usuarios servidos.
Luego de calcular el costo fijo de atención al cliente total, estos costos han sido
desagregados para cada segmento de clientes de acuerdo con el tipo de medición
según el siguiente cuadro:
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
122
Informe Final – Supervisor VAD
Parámetro
CFE
Descripción
Cargo fijo mensual para medición simple
de energía (S/./mes).
Tipo de Medición
Simple medición de
energía y potencia
CFS
Cargo fijo mensual para opción
tarifaria de potencia (contratada y/o
variable) y simple medición de energía o
doble medición de energía (S/./mes).
Simple o doble medición
de energía
y/o una medición de
potencia
CFH
Cargo fijo mensual para opción
tarifaria horaria (S/./mes).
Doble medición de energía
de
potencia y energía horaria
El costo fijo ha sido determinado, a solicitud de OSINERG, considerando lecturas,
procesamiento, emisión y repartos semestral, y cobranza mensual.
Los cargos para las tarifas binomias han considerado todas las actividades mensuales
Los resultados son los siguientes:
Opción Tarifaria
Simple Medición de Energía
Simple o Doble Medición de Energía
y/o una medición de Potencia
Doble Medición de Energía y
Potencia
Total
Número de
Clientes
Costo Anual
Miles US$
Costo Unitario
US$ / cliente - mes
18,166
78.82
0.362
36
1.04
2.416
10
0.29
2.416
18,212
80.15
0.367
6.2.2. Valor Agregado de Distribución MT (VADMT) y BT (VADBT)
La expresión para calcular el VADMT es la siguiente:
Donde:
AVNRMT: Es la anualidad correspondiente a las inversiones
de media tensión (MT) económicamente adaptadas (VNRMT
adaptado) de la empresa modelo.
VADMT =
( AVNRMT + OyMMT )
( MWMT )
OyMMT: Son los costos de operación y mantenimiento de la
red de MT económicamente adaptada establecidos para la
empresa modelo.
MWMT: Es la potencia máxima demandada al nivel de MT
para las horas de punta excluyendo las pérdidas técnicas
estándar de la red de MT.
La expresión para calcular el VADBT es la siguiente:
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
123
Informe Final – Supervisor VAD
Donde:
AVNRBT, es la Anualidad correspondiente a las inversiones
asignada al mercado en redes de baja tensión BT (SE MT/BT
+ Red BT+ Instalaciones de Alumbrado Público)
económicamente adaptadas (VNRBT adaptado) de la empresa
modelo y otros activos fijos requeridos para el desarrollo de la
actividad de distribución de la empresa modelo.
( AVNRBT + OyMBT )
VADBT =
( MWBT )
OyMBT, son los costos de operación y mantenimiento
asignados al mercado de la red de BT (SE MT/BT + Red BT +
Instalaciones de Alumbrado Público) económicamente
adaptada, establecidos para la empresa modelo
MWBT, es la potencia máxima demandada a nivel de BT
(lado primario de la subestación MT/BT) para las horas punta
excluyendo las pérdidas estándar (técnicas y comerciales).
El siguiente cuadro presenta los valores del VAD:
Descripción
Unidad
Inversión
OyM
Total
S/./kW-mes
S/./kW-mes
S/./kW-mes
VAD
Media
Baja Tensión
Tensión
23.303
45.952
8.588
17.433
31.891
63.385
La siguiente tabla muestra los porcentajes asociados a los costos de inversión y
operación y mantenimiento.
VAD-Inversión
VAD-OyM
VAD-Total
73.1%
26.9%
100.0%
72.5%
27.5%
100.0%
La siguiente tabla muestra los valores utilizados para calcular el VAD y el Cargo
Fijo:
Descripción
Valor Nuevo de Reemplazo
Costo Anual de Inversión (Anualidad del VNR)
Costo Anual de OyM
Total Costo Anual
Demanda
Número de Clientes
Valor Agregado de Distribución
Inversión
OyM
Total
Cargo Fijo Mensual
Unidad
miles US$
miles US$
miles US$
miles US$
kW
Unidad
US$/kW-mes
US$/kW-mes
US$/kW-mes
US$/mes
VAD
Media
Baja Tensión
Tensión
2,210.49
3,504.16
274.42
435.02
95.98
156.61
370.40
591.63
3,057
2,458
7.098
2.616
9.714
Cargo Fijo
Total
CFE
CFS
CFH
80.154
78.820
1.044
0.290
18,212
18,166
36
10
0.367
0.362
2.416
2.416
13.997
5.310
19.307
El tipo de cambio utilizado corresponde al valor de venta del dólar publicado por
la Superintendencia de Banca y Seguros al 31/12/2004, equivale a S/ 3.283 por
1 US$.
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
124
Informe Final – Supervisor VAD
Descripción
Unidad
Valor Nuevo de Reemplazo
Costo Anual de Inversión (Anualidad del VNR)
Costo Anual de OyM
Total Costo Anual
Demanda
Número de Clientes
Valor Agregado de Distribución
Inversión
OyM
Total
Cargo Fijo Mensual
miles S/.
miles S/.
miles S/.
miles S/.
kW
Unidad
S/./kW-mes
S/./kW-mes
S/./kW-mes
S/. /mes
VAD
Media
Baja Tensión
Tensión
7,257.02
11,504.17
900.92
1,428.17
315.11
514.13
1,216.03
1,942.31
3,057
2,458
23.303
8.588
31.891
Cargo Fijo
Total
CFE
CFS
CFH
263.14
258.77
3.43
0.95
18,212
18,166
36
10
1.204
1.187
7.930
7.930
45.952
17.433
63.385
6.2.3. Pérdidas Estándar de Distribución en Potencia y Energía
La siguiente tabla muestra los porcentajes de pérdidas referidos a cada nivel de
tensión, determinados para el sistema eléctrico modelo.
Porcentaje (*)
Energía
Potencia
Técnica
1.90%
3.85%
MT
No Técnica
0.00%
0.00%
Técnica
8.07%
13.16%
BT
No Técnica
2.00%
2.00%
(*) Porcentaje referido al ingreso en cada nivel de tensión
Nivel
Tipo
6.2.4. Factor de Economía de Escala
Los factores de economía de escala consideran la reducción de los costos del
VAD y de los costos fijos de los clientes en períodos anuales (noviembre
2005 - octubre 2009) debido a la disminución de la incidencia de las inversiones
y costos fijos respecto a los variables a medida que aumenta las ventas de
electricidad por incremento del número de clientes y del incremento del consumo
de los clientes.
Para este fin se realizó una simulación que permitió efectuar los análisis de
sensibilidad de los costos fijos y variables.
Los costos utilizados para calcular los factores de economía fueron:
§ Costos de explotación técnica MT y BT
§ Anualidad del VNR MT y BT
§ Costos asociados al cliente
Estos costos fueron desagregados en costos fijos, es decir, costos que
permanecerán invariables durante el período de vigencia del VAD y costos
variables los cuales consideramos que cambiarán de acuerdo al crecimiento del
número de clientes ó ventas de energía.
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
125
Informe Final – Supervisor VAD
La desagregación de costos es mostrada a continuación:
Tasa de Crecimiento anual
1.030%
PROYECCIÓN DE COSTOS DE EXPLOTACIÓN / GASTOS FIJOS Y VARIABLES (nuevos soles)
Gastos CF
2004
2005
Contratistas (costo variable)
145,835
147,337
Contratistas (costo fijo)
25,736
25,736
Gastos no personales
41,525
41,953
Gasto de personal propio
50,049
50,049
Cargo Fijo Variable
187,360
189,290
Cargo Fijo Fijo
75,785
75,785
Gastos de Operación
MT
Costos de Operación y Mantenimiento (Terceros)
Costos de Operación y Mantenimiento (Propio)
Costos de Gestión Comercial (1)
Actividades Comerciales (1)
Costos MT Variable
Costos MT Fijo + Anualidad del VNR BT
BT
Costos de Operación y Mantenimiento (Terceros)
Costos de Operación y Mantenimiento (Propio)
Costos de Gestión Comercial (1)
Actividades Comerciales (1)
Costos BT Variable
Costos BT Fijo + Anualidad del VNR MT
2004
2005
614,427
71,243
49,866
29,920
644,346
571,567
2004
620,755
71,243
49,866
30,228
650,983
571,567
2005
981,615
116,239
81,360
48,816
1,030,431
911,686
991,725
116,239
81,360
49,319
1,041,044
911,686
2006
148,854
25,736
42,385
50,049
191,240
75,785
2007
150,387
25,736
42,822
50,049
193,209
75,785
2008
151,936
25,736
43,263
50,049
195,199
75,785
2009
153,501
25,736
43,709
50,049
197,210
75,785
2006
2007
2008
2009
627,149
71,243
49,866
30,539
657,688
571,567
2006
1,001,940
116,239
81,360
49,827
1,051,767
911,686
633,609
71,243
49,866
30,854
664,462
571,567
2007
1,012,260
116,239
81,360
50,340
1,062,600
911,686
640,135
71,243
49,866
31,171
671,306
571,567
2008
1,022,686
116,239
81,360
50,859
1,073,545
911,686
646,728
71,243
49,866
31,493
678,221
571,567
2009
1,033,220
116,239
81,360
51,383
1,084,603
911,686
De las mismas se obtuvieron los factores de ponderación los cuales son:
Factores de Ponderación
Ponderación Parte Fija CF
Ponderación Parte Fija VAD MT
Ponderación Parte Fija VAD BT
2004
0.29
0.47
0.47
2005
0.29
0.47
0.47
2006
0.28
0.46
0.46
2007
0.28
0.46
0.46
La fórmula de cálculo del factor de economía de escala (FEE) es:
FEE =
Pfc + (1 + t c ) xPvc
(1 + t c )
Donde:
Pfc , es la proporción fija del costo
Pvc , es la proporción variable del costo
t c , es la tasa de crecimiento anual de clientes y/o demanda
Los factores de economía de escala para el sistema eléctrico modelo son:
Período
Noviembre 2005 - Octubre 2006
Noviembre 2006 - Octubre 2007
Noviembre 2007 - Octubre 2008
Noviembre 2008 - Octubre 2009
VADMT
1.0000
0.9952
0.9905
0.9858
VADBT
1.0000
0.9952
0.9905
0.9858
Cargo Fijo
1.0000
0.9971
0.9942
0.9913
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
2008
0.28
0.46
0.46
2009
0.28
0.46
0.46
126
Informe Final – Supervisor VAD
6.2.5. Fórmula de Reajuste
Con los resultados obtenidos del VAD se determinó las correspondientes
estructuras de costos de los valores agregados por concepto de costos de
distribución, desglosados en parámetros y acompañados por una proposición de
fórmulas de indexación de los principales componentes.
Para la confección de las fórmulas se tuvo en cuenta la incidencia de la estructura
de costos de los siguientes parámetros:
§
§
§
§
Mano de Obra;
Productos Nacionales;
Productos Importados clasificados por partida arancelaria; y
Precio del Cobre y Aluminio.
Los parámetros A, B, C y D de fórmulas de reajuste definidas para el VADMT,
VADBT se presentan a continuación:
FAVAD = A ´
IPM m
TC (1 + Ta m )
IPCu m TCm (1 + Ta m )
IPAl m TCm (1 + Tam )
+ B´ m
+C´
´
+ D´
´
IPM 0
TC0 (1 + Ta0 )
IPCu 0 TC0 (1 + Ta0 )
IPAl 0 TC0 (1 + Ta0 )
Donde:
A
B
C
D
IPM
TC
Ta
IPCu
IPAl
Parámetro de participación de mano de obra y
productos nacionales (%)
Parámetro de participación de los productos
importados (%)
Parámetro de participación del conductor de cobre
(%)
Parámetro de participación del conductor de aluminio
(%)
Índice de Precios al Por Mayor
Tipo de Cambio (S/./US$)
Tasa arancelaria para la importación de equipos
electromecánicos
Índice de Precios del Cobre
Índice de Precios del Aluminio
Para determinar el porcentaje del costo de inversión de cada parámetro se revisó
la estructura de los costos de inversión de cada componente de media tensión
obteniendo el siguiente resultado:
Componente
Red MT
Equipos de Protección
A
87%
25%
Parámetros
B
C
3%
0%
75%
0%
D
10%
0%
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
127
Informe Final – Supervisor VAD
Con los porcentajes determinados para cada componente se procedió a
determinar la inversión correspondiente por parámetro.
A este resultado se le sumó las inversiones no eléctricas, tales como:
computadores y equipos de radio las cuales corresponden a la partida de
productos importados.
También se consideraron los porcentajes de los costos de inversión y explotación
que incurren en el cálculo del VAD los cuales sirvieron para asignarlos a cada
partida correspondiente.
Baja Tensión
Para el caso de los componentes de baja tensión, se consideraron sus porcentajes
de cada parámetro según la siguiente tabla:
Componente
Subestaciones
Red BT SP
Red BT SP + AP
Luminarias
Equipos de control
A
58%
81%
78%
80%
25%
Parámetros
B
C
15%
27%
0%
0%
0%
0%
20%
0%
75%
0%
D
0%
19%
22%
0%
0%
Con los porcentajes determinados y aplicando el mismo procedimiento que en
media tensión se determinó los parámetros A, B, C y D de fórmulas de reajuste
definidas para el VADBT.
Costo Fijo
Para el caso del cargo fijo solo se consideró la partida del índice de precios al por
mayor.
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
128
Informe Final – Supervisor VAD
Resultados
Los resultados de los factores de indexación son los siguientes:
Parámetro
AMT
BMT
CMT
DMT
Valor Parámetro
91.46%
1.16%
0.00%
7.38%
Indicador Asociado
Índice de Precios al por Mayor (IPM)
Índice de Productos Importados
Índice del Precio del Cobre
Índice del Precio del Aluminio
Parámetro
ABT
BBT
CBT
DBT
Valor Parámetro
82.92%
3.03%
3.60%
10.44%
Indicador Asociado
Índice de Precios al por Mayor (IPM)
Índice de Productos Importados
Índice del Precio del Cobre
Índice del Precio del Aluminio
Parámetro
ACF
Valor Parámetro
Indicador Asociado
100.00%
Índice de Precios al por Mayor (IPM)
La desagregación del rubro de productos importados por partidas arancelarias es:
Partidas Arancelarias MT
84.7130.0000 Equipos de Computo
85.2520.1900 Equipos de Radio
85.3620.9000 Interruptores
85.3650.9000 Secc. / Reconectadores
1.16% Tasa Arancelaria
0.06%
7%
0.04%
7%
0.43%
4%
0.63%
4%
Partidas Arancelarias BT
84.7130.0000 Equipos de Computo
85.2520.1900 Equipos de Radio
85.3650.9000 Secc. / Reconectadores
3.03% Tasa Arancelaria
0.31%
7%
0.31%
7%
2.40%
4%
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
129
Informe Final – Supervisor VAD
7. Análisis Comparativo
En el presente capítulo realizamos una comparación de nuestros resultados con los
presentados por el Consultor VAD.
7.1 Pérdidas de Potencia y Energía
Nivel de Tensión
Media Tensión
Nivel de Tensión
Pérdida
Tipo
Técnica
Energía No Técnica
Total
Técnica
Potencia No Técnica
Total
Supervisor VAD Consultor VAD
1.90%
1.33%
0.00%
0.00%
1.90%
1.33%
3.85%
2.75%
0.00%
0.00%
3.85%
2.75%
Pérdida
Tipo
Supervisor VAD Consultor VAD
Técnica
8.07%
8.84%
Energía No Técnica
2.00%
2.00%
10.07%
10.84%
Total
Baja Tensión
Técnica
13.16%
11.06%
Potencia No Técnica
2.00%
2.00%
15.16%
13.06%
Total
Porcentaje de Pérdidas (respecto al ingreso en cada nivel de tensión)
Se observa que existen diferencias por las siguientes razones:
§
En el caso de BT, el consultor VAD ha considerado mayores pérdidas.
7.2 Costos de Explotación Técnica
El siguiente cuadro muestra las diferencias que existen en la asignación de costos por
parte del consultor VAD.
Se observa que el consultor VAD asigna costos indirectos a los costos asociados a los
usuarios, y el costo indirecto asociado al sistema eléctrico supera en más de la mitad a
la asignación del Supervisor VAD.
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
130
Informe Final – Supervisor VAD
Supervisor VAD
Descripción
Directo (miles
US$)
Indirecto
Asignación Gestión
(Apoyo) (miles Comercial (miles
US$)
US$)
Asignación
Operación
Comercial
(miles US$)
Total (miles
US$)
Distribución MT
Distribución BT
Alumbrado Público
Total
Costos Asociados al Usuario
Total
72
103
14
189
80
269
11
15
3
30
8
13
0
21
5
8
0
13
30
21
13
VADMT
VADBT
Cargos Fijos
Total
72
117
80
269
11
18
0
30
8
13
5
8
21
13
96
139
17
253
80
333
96
157
80
333
Consultor VAD
Descripción
Directo (miles
US$)
Indirecto
Asignación Gestión
(Apoyo) (miles Comercial (miles
US$)
US$)
Distribución MT
Distribución BT
Alumbrado Público
Total
Costos Asociados al Usuario
Total
79
110
32
221
131
352
27
35
10
71
6
77
VADMT
VADBT
Cargos Fijos
Total
79
142
131
352
27
45
6
77
Asignación
Operación
Comercial
(miles US$)
Total (miles
US$)
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
106
145
42
292
137
429
106
186
137
429
Informe Final – Supervisor VAD
131
7.3 Valor Nuevo de Reemplazo
METRADOS
Empresa
Existente
Consultor VAD
Optimizado
VNR (miles US$)
Supervisor VAD
Optimizado
Empresa
Existente
Consultor VAD
Optimizado
Supervisor VAD
Optimizado
Media Tensión
Red Aérea
Red Subterránea
Equipos de P&S
Compensación en MT
Total MT
km
km
unidad
unidad
km
529
1.8
105
508
1.8
68
505
2,904
39
27
2,134
101
2,936
79
27
531
510
505
3,042
2,970
2,179
204
148
6
343
15
360
20
474
595
162
682
74
541
94
358
358
380
1,232
756
635
km
km
unidad
unidad
km
559
178
3,494
125
737
503
134
3,361
125
638
566
88
2,313
86
654
2,521
389
289
4
3,203
2,306
148
201
5
2,659
2,277
60
184
5
2,526
km
km
unidad
unidad
unidad
km
km
7
7
498
8
7
7
498
12
254
101
50
0.3
89
39
30
0
14
752
14
652
7
7
200
8
200
222
876
405
3,608
7,882
423
158
2,817
6,542
168
190
63
16
0
24
293
2,819
5,633
82
8,305
6,710
5,715
45
Subestaciones de Distribución
Subestaciones de Distribución MT/BT
Monoposte
unidad
Biposte
unidad
Convencional
unidad
Compacta Pedestal
unidad
Compacta Bóveda
unidad
Total SE MT/BT
unidad
Otras Subestaciones
Elevadora/Reductora
unidad
De Seccionamiento
unidad
Total Otras SE
unidad
Baja Tensión
Red Aérea
Servicio Particular
Alumbrado Público
Luminarias
Equipos de Control AP
Total red aérea efectiva (SP+AP)
Red Subterránea
Servicio Particular
Alumbrado Público
Luminarias
Equipos de Control AP
Postes AP
Total red subterránea
Total BT
Total VNR Eléctrico
Inversiones No Eléctricas
VALOR NUEVO DE REEMPLAZO
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
132
Informe Final – Supervisor VAD
7.4 Costos Unitarios
Los costos unitarios han sido obtenidos de las siguientes fórmulas:
CostoUnitarioMT =
CostoUnitarioSED =
Inversión _ MT
km _ MT
Inversión _ SED
Número _ de _ SED' s
CostoUnitarioMT =
Inversión _ BT
km _ BT
Se observa que existen diferencias por los siguientes criterios en:
§
§
§
Mayor costo unitario de las redes en media tensión, subestaciones y baja
tensión utilizado por el Consultor VAD
Mayor cantidad de redes eléctricas en media y baja tensión.
El Consultor VAD ha considerado transformadores de mayor dimensión
Consultor VAD
Supervisor VAD
Media Tensión
Red Aérea
Red Subterránea
Equipos de P&S
km
km
unidad
5,719
21,726
393
4,225
unidad
unidad
unidad
unidad
unidad
1,989
4,901
1,503
4,688
km
km
unidad
4,583
1,100
60
4,022
683
80
km
km
unidad
12,799
5,196
60
27,391
9,130
80
448
Subestaciones de Distribución
Monoposte
Biposte
Convencional
Compacta Pedestal
Compacta Bóveda
Baja Tensión
Red Aérea
Servicio Particular
Alumbrado Público
Luminarias
Red Subterránea
Servicio Particular
Alumbrado Público
Luminarias
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
133
Informe Final – Supervisor VAD
7.5 Costo de Gestión Comercial
Para el cálculo del VAD, en media y baja tensión, del sistema eléctrico modelo, el
consultor y supervisor VAD determinaron lo siguiente:
Costos de Explotación:
Descripción
VAD MT
VAD BT
Cargos Fijos
Total
Supervisor VAD (miles US$) Consultor VAD (miles US$)
95.98
106
156.61
186
80.15
137
332.74
429.00
Anualidades del Valor Nuevo de Reemplazo
Anualidad del VNR Supervisor VAD (miles US$) Consultor VAD (miles US$)
MT
274.42
354
BT
435.02
408.5
Demanda del Sistema Eléctrico
NHUBT
Demanda MT
Demanda BT
Horas
kW
kW
Supervisor
VAD
262
3,057
2,458
Consultor
VAD
267
3,153
2,641
Aplicando los valores correspondientes a la fórmula de cálculo del VAD, se determinó
lo siguiente:
Descripción
VAD MT
VAD BT
CFE
CFS
CFH
Unidad
Supervisor VAD Consultor VAD
s/./kw-mes
31.891
37.886
s/./kw-mes
63.385
58.240
s/./mes
1.187
1.517
s/./mes
7.930
3.119
s/./mes
7.930
4.028
El costo del cargo fijo de las tarifas monomias “CFE” considera lectura, repartos y
facturación semestral y cobranza mensual.
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
134
Informe Final – Supervisor VAD
8. Revisión del Tercer Informe Parcial del Consultor VAD
8.1 Avance del Estudio de Costos del VAD
8.1.1. Seguimiento del Estudio del Consultor VAD
Actividades del Estudio
Recopilación de la
información técnica,
comercial y económica de
la empresa real y el
sistema modelo
Validación y revisión
Estado
El consultor VAD ha
hecho la recopilación de
la información
especificada en los
términos de referencia.
El consultor VAD ha
revisado y validado la
información presentada
por la empresa.
Creación de la empresa
modelo
El consultor VAD ha
presentado una
metodología para el
diseño de la empresa
modelo.
El consultor VAD ha
presentado su
metodología de cálculo
para el VAD.
Fijación del VAD
Comentarios
El consultor VAD ha recopilado
los antecedentes de la empresa.
Recomendación
(*)
El consultor VAD ha validado
la información presentada por la
empresa y los hechos relevantes
del proceso de validación y
ajustes de costos para la
obtención de los formatos B.
El consultor VAD ha
desarrollado la metodología
para optimizar la empresa
modelo.
(*)
El consultor VAD ha presentado
resultados finales.
Revisar los costos
unitarios empleados,
metodología de
asignación de costos
directos e indirectos y los
cálculos de pérdidas de
energía.
(*)
(*) El consultor VAD presentó el levantamiento de observaciones correspondientes a cada etapa.
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
135
Informe Final – Supervisor VAD
8.1.2. Ejecución del Cronograma
§
Actividades Realizadas
Ítem
Fecha
1
30/12/2004
Actividad
Presentación de equipos de trabajo
2
06/01/2005
Presentación del 1er Informe de
Avance del Consultor VAD
Presentación de la empresa en
Electro Sur Este
3
12/01/2005
4
13/01/2005
Inspección en campo
5
24/01/2005
Reunión con las gerencias de
Electro Sur Este
6
24/01/2005
Reunión de Trabajo
7
16/02/2005
8
01/03/2005
Presentación del Primer Informe
Parcial del Consultor VAD
Presentación de las observaciones
expuestas en el Primer Informe
Parcial del supervisor VAD a
Electro Sur Este S.A.A.
9
03/03/2005
10
10/03/2005
11
11/03/2005
12
16/03/2005
13
21/03/2005
Presentación del Segundo Informe
de Avance del consultor VAD
Reunión de Trabajo
Presentación del Segundo Informe
Parcial del consultor VAD
Reunión de trabajo
Presentación del Levantamiento de
Observaciones al Primer Informe
Parcial del supervisor VAD.
Comentario
La reunión se realizó en las oficinas de la GART y
estuvieron los representantes del Osinerg, Electro Sur
Este S.A.A., Supervisor y Consultor VAD.
El informe fue recibido el 06/01/2005
La reunión se realizó en las oficinas de la GART y
estuvieron los representantes del Osinerg, Electro Sur
Este S.A.A., Supervisor y Consultor VAD.
La inspección comprendió la verificación de los
alimentadores. Estuvieron los representantes del
Supervisor y Consultor VAD.
La reunión se realizó en las oficinas de la GART y
estuvieron los representantes del Osinerg, E Electro
Sur Este S.A.A., Supervisor y Consultor VAD.
La reunión se realizó en las oficinas de Ernst & Young
y estuvieron los representantes de Electro Sur Este
S.A.A., Supervisor y Consultor VAD.
El informe fue recibido el 16/02/05 con 6 días de
retraso.
Las observaciones, enmarcadas de conformidad con
los términos de referencia correspondientes fueron
enviadas a Electro Sur Este S.A.A. para que sean
remitidas al consultor VAD para su posterior
absolución.
El informe fue recibido en medio impreso el
03/03/2005.
La reunión se realizó en las oficinas de la GART la
cual fue solicitada por el Consultor VAD con la
finalidad de plantear las respuestas a las observaciones
del primer informe parcial. Estuvieron los
representantes del Osinerg, Supervisor y Consultor
VAD.
El informe fue recibido en medio magnético e impreso
el 11/03/2005 a las 6pm.
La reunión se llevó a cabo en las oficinas de la GART
con el motivo de que el Consultor VAD exponga los
resultados del segundo informe. Estuvieron presentes
los representantes del Osinerg, Electro Sur Este
S.A.A., supervisor y consultor VAD.
El informe fue recibido en medio magnético e impreso
el 21/03/2005.
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
136
Informe Final – Supervisor VAD
Ítem
14
Fecha
23/03/2005
Actividad
Presentación del Segundo Informe
Parcial del supervisor VAD
Presentación del Tercer Informe de
Avance del consultor VAD
Presentación de las observaciones
expuestas en el Segundo Informe
Parcial del supervisor VAD a
ELSE
Comunicación del Osinerg – Gart
correspondiente a la visita de
empresas extranjeras
Visita a las empresas Electropaz y
COSERN
15
30/03/2005
16
05/04/2005
17
06/04/2005
18
10/04/2005
19
13/04/2005
Convocación a reunión de trabajo
20
14/04/2005
21
19/04/2005
22
26/04/2005
23
28/04/2005
Presentación del Cuarto Informe de
Avance del consultor VAD
Presentación del Levantamiento de
Observaciones al Segundo Informe
Parcial del supervisor VAD.
Presentación del Tercer Informe
Parcial del consultor VAD
Reunión de trabajo
24
03/05/2005
25
06/05/2005
26
10/05/2005
27
12/05/2005
28
25/05/2005
29
25/05/2005
30
02/06/2005
31
06/06/2005
Presentación del Tercer Informe
Parcial del supervisor VAD
Extensión del plazo para realizar
las visitas técnicas internacionales
Presentación del Quinto Informe de
Avance del consultor VAD
Presentación de Observaciones al
tercer informe parcial presentado
por el supervisor VAD
Presentación del Informe Final del
consultor VAD
Reunión de trabajo
Convocación a Audiencia Pública
para la exposición y sustentación
del Estudio de Costos del VAD del
Sector Típico 5.
Presentación del Informe Final del
supervisor VAD.
Comentario
El informe fue presentado en medio magnético e
impreso.
El informe fue recibido en medio impreso el
30/03/2005.
Las observaciones, enmarcadas de conformidad con
los términos de referencia correspondientes fueron
enviadas a ELSE para que sean remitidas al consultor
VAD para su posterior absolución.
El Osinerg – Gart informa su no participación en las
visitas técnicas programadas.
El Supervisor VAD realizó las visitas acordadas y
agendadas con OSINERG a las empresas Electropaz y
COSERN del 10/04/2005 al 15/04/2005
El Osinerg – Gart convoca a una reunión de trabajo
para tomar conocimiento de los criterios, metodología,
cálculos y resultados del tercer informe parcial del
estudio VAD para el sector típico 5 a las 10:00 horas
del día 28/04/2005 en sus oficinas.
El informe fue presentado en medio impreso el
14/04/2005.
El informe fue recibido en medio impreso el
19/04/2005.
El informe fue recibido en medio magnético e impreso
el 27/04/2005.
La reunión se llevó a cabo en las oficinas de la GART
con el motivo de que el consultor VAD exponga los
resultados de su tercer informe. Estuvieron presentes
los representantes de Osinerg – Gart, Electro Sur Este
S.A., supervisor y consultor VAD.
El informe fue presentado en medio magnético e
impreso el 05/05/2005.
La GART acepta la extensión del plazo solicitada el
08/04/05 por el supervisor VAD.
El informe fue presentado en medio magnético e
impreso el 10/05/2005.
El Osinerg – Gart presentó observaciones al
supervisor VAD con respecto al tercer informe parcial
recibido.
El informe fue presentado en medio magnético e
impreso el 25/05/2005.
La reunión se llevó a cabo en las oficinas del Osinerg
– Gart a las 16:00 horas.
El Osinerg – Gart convocó a los representantes de la
empresa y del consultor VAD a la audiencia pública a
llevarse a cabo el 10 de junio de 2005.
El informe fue presentado en medio magnético e
impreso el 06/06/2005.
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
137
Informe Final – Supervisor VAD
8.2 Actividades Desarrolladas por la Supervisión
Ítem
Fecha
1
30/12/2004
Actividad
Presentación de equipos de trabajo
2
06/01/2005
Llamadas telefónicas y
requerimiento de información
3
12/01/2005
Presentación de la empresa en
Electro Sur Este
4
13/01/2005
Inspección en campo
5
24/01/2005
Reunión con las gerencias de
Electro Sur Este
6
25/02/2005
Reunión con la gerencia de
regulación de distribución de
Osinerg
7
10/03/2005
8
16/03/2005
Reunión con la gerencia de
regulación de distribución de
Osinerg y el consultor VAD.
Reunión de trabajo
9
10/04/2005
Visita a las empresas Electropaz y
COSERN
10
28/04/2005
Reunión de trabajo
11
03/05/2005
12
25/05/2005
Presentación del Tercer Informe
Parcial del supervisor VAD
Reunión de trabajo
13
06/06/2005
Presentación del Informe Final del
supervisor VAD.
Comentario
Dar a conocer al Consultor y Supervisor por
parte de Osinerg los alcances del estudio de
costos del VAD.
§ Establecer el cronograma de presentación de
informes y visitas de campo
§ Validar los costos indirectos reportados por
Electro Sur Este
§ Validar los costos de operación y mantenimiento
reportados por Electro Sur Este.
§ Presentación de las características operativas y de
gestión de Electro Sur Este.
§ Selección de la muestra de verificación de
campo.
§ Supervisar la realización de los trabajos de
verificación de campo efectuados por el
Consultor VAD.
§ Validar la estrategia de negocio de Electro Sur
Este.
§ Validad la estructura organizacional
§ Dar a conocer los resultados de la revisión del
primer informe presentado por el consultor.
§ Revisar el cronograma de actividades a
desarrollarse con la ejecución del estudio.
§ Explicación de la respuesta a las observaciones
del primer informe presentado por el Supervisor
VAD.
§ La reunión se llevó a cabo en las oficinas de la
GART con el motivo de que el Consultor VAD
exponga los resultados del segundo informe.
Estuvieron presentes los representantes del
Osinerg, Electro Sur Este S.A.A., supervisor y
consultor VAD.
El Supervisor VAD realizó las visitas acordadas y
agendadas con OSINERG a las empresas Electropaz y
COSERN del 10/04/2005 al 15/04/2005
La reunión se llevó a cabo en las oficinas de la GART
con el motivo de que el consultor VAD exponga los
resultados de su tercer informe. Estuvieron presentes
los representantes de Osinerg – Gart, Electro Sur Este
S.A., supervisor y consultor VAD.
El informe fue presentado en medio magnético e
impreso el 05/05/2005.
La reunión se llevó a cabo en las oficinas del Osinerg
– Gart a las 16:00 horas.
El informe fue presentado en medio magnético e
impreso el 06/06/2005.
§
Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.
138
Informe Final – Supervisor VAD
ERNST & YOUNG Asesores S. Civil de R.L.
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