Fijación del Cargo RER Autónomo para el Suministro
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Informe N° 063-2015-GART Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria División de Distribución Eléctrica Fijación del Cargo RER Autónomo para el Suministro de Electricidad con Recursos Energéticos Renovables en Áreas No Conectadas a Red Publicación del Proyecto de Resolución Expediente N° 0086-2015-GART Febrero 2015 Contenido 1. Objetivo .............................................................................................................................. 1 2. Antecedentes ...................................................................................................................... 1 3. Procedimiento de Fijación ................................................................................................ 2 4. Aspectos Relevantes ........................................................................................................... 3 5. Determinación del Cargo RER Autónomo ....................................................................... 3 5.1 Costos de Instalación ...................................................................................................... 3 5.2 Modelo de Gestión .......................................................................................................... 4 5.2.1 5.2.2 Modelo de Gestión de la Empresa Concesionaria (Inversionista) .................................................... 4 Modelo de Gestión de las Empresas Distribuidoras .......................................................................... 7 5.3 Costos de Comercialización ......................................................................................... 11 5.4 Costos de Administración del Fideicomiso ................................................................ 15 5.5 Cargo RER Autónomo ................................................................................................. 15 5.5.1 Fórmula utilizada para el Cálculo Tarifario .................................................................................... 15 5.6 Resultados del Cargo RER Autónomo ....................................................................... 17 5.7 Tarifa RER Autónoma................................................................................................. 18 5.8 Cargos de Corte y Reconexión .................................................................................... 20 5.9 Condiciones de Aplicación de la Tarifa RER Autónoma.......................................... 21 6. Resultados ........................................................................................................................ 22 7. Anexo ............................................................................................................................... 24 Anexo: Informe para la Determinación del Cargo RER en Áreas No Conectadas a Red .. 24 Publicación del Proyecto de Resolución que fija el Cargo RER Autónomo para el Suministro de Electricidad con Recursos Energéticos Renovables en Áreas No Conectadas a Red 1. Objetivo Elaborar la propuesta para el Cargo RER Autónomo para el Suministro de Energía en Áreas No Conectadas a Red que serán atendidas por sistemas fotovoltaicos (SFV) , instalados como consecuencia de Primera Subasta realizada de acuerdo al Decreto Supremo N° 020-2013-EM. 2. Antecedentes El 02 de mayo de 2008 se publicó el Decreto Legislativo Nº 1002, Ley de Promoción de la Inversión para la Generación de Electricidad con el uso de Energías Renovables, que establece las normas generales sobre incentivos para promover la inversión en generación de electricidad con RER, entre los cuales está comprendido el recurso solar. Posteriormente, el 23 de marzo de 2011 se publicó el Decreto Supremo Nº 012-2011-EM que aprobó el nuevo Reglamento del decreto legislativo en mención. A través del Decreto Supremo N° 020-2013-EM, publicado el 27 de junio de 2013, se aprobó el Reglamento para la Promoción de la Inversión Eléctrica en Áreas No Conectadas a Red, que establece las disposiciones reglamentarias necesarias para la adecuada aplicación de las normas mencionadas precedentemente, a fin de promover el aprovechamiento de los RER para mejorar la calidad de vida de la población ubicada en Áreas No Conectadas a Red, definidas en el Reglamento como áreas geográficas rurales que no cuentan con redes ni servicio de electricidad. Asimismo, se define como Instalación RER Autónoma al conjunto de elementos que permite dotar de electricidad a un usuario ubicado en un Área No Conectada a Red, incluyendo las instalaciones y equipamientos interiores. Mediante el Decreto citado en el párrafo anterior, se encargó al Osinergmin regular el Cargo RER Autónomo, el cual es el cargo unitario determinado cada año para asegurar la remuneración de todos los servicios involucrados de las Instalaciones RER Autónomas en las Áreas No Conectadas a la Red correspondientes a las zonas norte, centro y sur de país. El Cargo RER Autónomo incluye: i) la Remuneración Anual que comprende los costos de diseño, construcción-instalación, operación, mantenimiento y reposición de los correspondientes componentes de las Instalaciones RER Autónomas; ii) Costos de Comercialización, que comprende la prestación del servicio comercial de atención al usuario, facturación, cobranza, corte y reconexión; y iii) la administración del fideicomiso, encargado de los ingresos y pagos de los servicios. Las Instalaciones RER Autónomas serán desarrolladas en cada Área No Conectada a Red por un Inversionista, que viene a ser el adjudicatario en el proceso de Subasta del Programa Masivo de Electrificación Rural con Sistemas Fotovoltaicos impulsado por el Ministerio de Energía y Minas. En virtud de las bases de la ‘Subasta de Suministro de Electricidad con RER en Áreas No Conectadas a Red’, de noviembre de 2014, se prevé la puesta en operación comercial, en Propuesta Remuneración Base para Subasta RER en Áreas No Conectadas Página 1 de 31 una primera fase, de 2000 Instalaciones RER Autónomas en cada Área No Conectada a Red hasta el 31 de Agosto de 2015, adicionándose Instalaciones RER Autónomas hasta completar la cantidad total mínima requerida para cada área (aprox. 50,000 en cada área). Las Bases de la Subasta mencionan que la fecha de puesta en operación comercial de la cantidad mínima requerida para cada área, no podrá superar el 31 de Agosto de 2016, y se le garantizará al inversionista durante el periodo de 15 años, contados a partir de esa fecha, la Remuneración Anual. La Remuneración Anual viene a ser el importe obtenido en la oferta del adjudicatario de la Subasta en US$/año para el correspondiente Área No Conectada a Red y su respectiva cantidad mínima. En este sentido, las Bases indican que esta remuneración se le garantizará al Inversionista por el cumplimiento del Contrato de Inversión, tiene carácter firme y es aplicable durante el plazo de vigencia. Mediante el Decreto Supremo N° 036-2014-EM se encargó a las empresas distribuidoras la gestión comercial del servicio de suministro, estableciéndose en dicho decreto que la sostenibilidad financiera de la gestión comercial sería cubierta por el Cargo RER Autónomo. De acuerdo a lo señalado, corresponde a Osinergmin fijar el Cargo RER Autónomo en Áreas No Conectadas a Red correspondiente al año 2015. 3. Procedimiento de Fijación El proceso de regulación del Cargo RER Autónomo se efectuará siguiendo las etapas y plazos establecidos en el “Procedimiento para la Fijación de la Tarifa Eléctrica Rural para Suministros No Convencionales” contenido en el Anexo B.4 de la Norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados”, aprobada mediante Resolución Osinergmin N° 0802012-OS/CD, de modo tal que este cargo se encuentre fijado en la misma oportunidad que los Precios en Barra, el cronograma del procedimiento de fijación del Cargo RER Autónomo es el siguiente: Procedimiento para la Fijación de la Tarifa RER Autónoma en Áreas No Conectadas a Red Año 2015 Ítem a b c d e f Procesos Publicación del Proyecto de Resolución de Fijación y de la Relación de Información que la sustenta, y Convocatoria a Audiencia Pública del OSINERGMIN-GART Audiencia Pública del OSINERGMIN-GART Opiniones y Sugerencias respecto a la Publicación del Proyecto de Resolución de Fijación Publicación de la Resolución de Fijación Interposición de Recursos de Reconsideración (de ser el caso) Publicación de los Recursos de Reconsideración y Convocatoria a Audiencia Pública de los Recursos Audiencia Pública para Sustentación de los Recursos de Reconsideración Órganos Plazo Máximo Fecha Límite OSINERGMIN-GART Primer día de mayo del año de regulación 13-feb-15 OSINERGMIN-GART 10 días hábiles (1) 18-feb-15 Interesados OSINERGMIN-GART 20 días hábiles 18-mar-15 OSINERGMIN-GART 30 días hábiles (2) 14-abr-15 Interesados 15 días hábiles 06-may-15 OSINERGMIN-GART 5 días hábiles 13-may-15 10 días hábiles 27-may-15 10 días hábiles 10-jun-15 OSINERGMIN-GART Recurrentes Interesados Opiniones y Sugerencias sobre los Recursos de h Legitimados Reconsideración OSINERGMIN-GART OSINERGMIN-Consejo i Resolución de Recursos de Reconsideración Directivo Publicación de las Resoluciones que resuelven j OSINERGMIN-GART los Recursos de Reconsideración Audiencias solicitadas por las Empresas Prestadoras y las Organizaciones Interesados k Representativas de Usuarios (Artículo 8° de la Ley N° 27838) (1) Solo se considera 3 días hábiles. (2) Solo se considera 17 días hábiles. g Fijación del Cargo RER Autónomo – Publicación Proyecto de Resolución 5 días hábiles 17-jun-15 3 días hábiles 22-jun-15 Desde el inicio hasta el final del proceso Página 2 de 24 4. Aspectos Relevantes Para determinar el Cargo RER Autónomo para Áreas No Conectadas a Red atendidas por Instalaciones RER Autónomas, se ha considerado: la Remuneración Anual resultante de la subasta, los Costos de Comercialización y los Costos de Administración del Fideicomiso. Los aspectos relevantes que se han revisado han sido los siguientes: Para determinar los costos de comercialización, se tomaron en cuenta los costos de las actividades de atención al usuario, impresión, reparto y cobranza de recibos para las diferentes zonas geográficas, así mismo, se determinó el costo para las zonas Norte, Centro y Sur. Se consideró los costos de mano de obra y rendimientos de las actividades establecidas para la fijación de la Tarifa Eléctrica Rural para Sistemas Fotovoltaicos (BT8). De acuerdo al D.S.N°036-2014-EM, las empresas de distribución tienen el encargo especial y deben recibir una remuneración correspondiente a todos los servicios de gestión comercial que realicen en las instalaciones RER autónomas y una compensación económica, debido a esto, se adicionó a los costos de operación comercial para cada área de concesión, el costo de capital de trabajo, aportes al organismo regulador y la compensación económica correspondiente. El capital de trabajo será el requerido por la empresa de distribución eléctrica desde el inicio de sus operaciones hasta la cobranza del servicio, para su determinación se tomó en cuenta el costo directo del servicio y un periodo de pago promedio de tres (3) meses. La compensación económica a las empresas distribuidoras, se calculó en base al capital de trabajo que aporta la empresa distribuidora y requerido para el desarrollo del servicio tomando en cuenta el período de tres (3) meses y la tasa de descuento indicada en la LCE. Se consideró en las zonas Norte, Centro y Sur a la red de atención al público de las diferentes empresas distribuidoras para el desarrollo del encargo. Para determinar los costos asociados a la Comisión de Fiducia y de Estructuración del Fideicomiso, se tomó como referencia la información del fideicomiso del Fondo de Inclusión Social Energético (FISE). 5. Determinación del Cargo RER Autónomo 5.1 Costos de Instalación Los costos totales de la instalación de las Instalaciones RER Autónomas corresponden a la remuneración anual presentada por el adjudicatario de la subasta de suministro de electricidad con recursos energéticos renovables en Áreas no Conectadas a Red. Las características técnicas de los paneles fotovoltaicos a instalar se encuentran señalas en las Bases de la Subasta, así como las fechas de puesta en operación comercial. Como resultado de la Subasta (Acto Público de Apertura de Sobres de Oferta y Adjudicación de la Buena Pro) llevada a cabo el 07 de noviembre de 2014, se han obtenido como Remuneración Anual adjudicada los siguientes resultados: Fijación del Cargo RER Autónomo – Publicación Proyecto de Resolución Página 3 de 24 Área de Concesión Zona Norte Zona Centro Zona Sur Total (US$/año) 11 351 664 8 860 950 8 370 054 5.2 Modelo de Gestión Para determinar los costos de comercialización se consideró dos modelos de gestión, uno para el inversionista y otro para la empresa distribuidora. Esto debido a que el inversionista operará y dará mantenimiento a los sistemas fotovoltaicos y la empresa distribuidora dará atención a los usuarios, facturará y repartirá los recibos, así como realizará la cobranza. 5.2.1 Modelo de Gestión de la Empresa Concesionaria (Inversionista) La empresa de referencia se define como la empresa responsable de las actividades de operación y mantenimiento en el área de influencia de los Sistemas Fotovoltaicos, cumpliendo con la calidad de servicios y costos eficientes. El diseño de la empresa modelo considero los siguientes aspectos básicos: Actividades y procesos de operación y mantenimiento. La asignación de costos indirectos generados por la estructura. En cada Área de concesión se plantea gestionar por Servicios Eléctricos, Sedes y Sedes de la Concesionaria. Área de Concesión Centro Costa Sierra Selva N° SFV-50km N° SFV-100km N° SFV-200km N° SFV-50km N° SFV-100km N° SFV-200km N° SFV-50km N° SFV-100km N° SFV-200km N° SFV-500km N° SFV-700km Area de Concesión Centro Sede Huánuco Servicio Eléctrico Pucallpa Servicio Eléctrico Huánuco Servicio Eléctrico Cerro de Pasco Sede Lima Servicio Eléctrico Satipo Servicio Eléctrico La Merced Servicio Eléctrico Huancayo Servicio Eléctrico Huacho Servicio Eléctrico Lima Servicio Eléctrico Cañete Sede Ica Servicio Eléctrico Huancavelica Servicio Eléctrico Ayacucho Servicio Eléctrico Ica Servicio Eléctrico Puquio 3947 2987 482 1468 2063 1573 1136 513 324 1009 1523 3369 4200 3066 1256 3288 1281 1357 213 1428 150 2635 1576 2073 1087 1430 81 554 1460 1326 188 31601 1326 Fijación del Cargo RER Autónomo – Publicación Proyecto de Resolución 12030 Página 4 de 24 Área de Concesión Sur Costa Sierra Selva N° SFV-50km N° SFV-100km N° SFV-200km N° SFV-50km N° SFV-100km N° SFV-200km N° SFV-50km N° SFV-100km N° SFV-200km N° SFV-500km N° SFV-700km Area de Concesión Sur Sede Cusco Servicio Eléctrico Cusco Servicio Eléctrico Quillabamba Servicio Eléctrico Abancay Servicio Eléctrico Sicuani Servicio Eléctrico Puerto Maldonado Sede Puno Servicio Eléctrico Azángaro Servicio Eléctrico Juliaca Servicio Eléctrico Puno Sede Arequipa Servicio Eléctrico Camaná Servicio Eléctrico Arequipa Servicio Eléctrico Tacna 5703 2559 3593 2016 391 2559 1969 2518 491 3701 4188 3605 838 413 629 383 39 155 2921 464 776 264 63 715 1680 2001 1032 2086 695 38895 617 857 5184 Área de Concesión Norte Costa Sierra Selva N° SFV-50km N° SFV-100km N° SFV-200km N° SFV-50km N° SFV-100km N° SFV-200km N° SFV-50km N° SFV-100km N° SFV-200km N° SFV-500km N° SFV-700km Area de Concesión Norte Sede Trujillo Servicio Eléctrico Piura Servicio Eléctrico Chiclayo Servicio Eléctrico Chota Servicio Eléctrico Cajamarca Servicio Eléctrico Trujillo Servicio Eléctrico Caraz Servicio Eléctrico Huaraz Servicio Eléctrico Recuay Sede Tarapoto Servicio Eléctrico Amazonas Servicio Eléctrico Chachapoyas Servicio Eléctrico Tarapoto Servicio Eléctrico Juanjuí Servicio Eléctrico Iquitos 1659 2069 182 385 1572 242 139 269 174 108 440 346 2515 3438 1461 3451 3449 3834 1212 1125 1392 210 855 6799 3044 3014 1634 3045 23728 701 2902 903 2574 960 1636 2467 24473 546 1047 Se clasificaron de acuerdo a las distancias en kilómetros (Km) de cada servicio eléctrico, considerándose para la región geográfica Costa- Sierra sistemas fotovoltaicos a distancias de: 50 Km, 100 Km y 200 Km. Para la región geográfica Selva se consideró distancias de: 50 Km, 100 Km, 200 Km, 500 Km y 700 Km. Fijación del Cargo RER Autónomo – Publicación Proyecto de Resolución Página 5 de 24 La ubicación geográfica de las áreas de concesión, se muestran a continuación: Servicios Eléctricos de las Sedes: Trujillo / Tarapoto – ZONA NORTE Servicios Eléctricos de las Sedes: Huánuco / Lima / Ica – ZONA CENTRO . Fijación del Cargo RER Autónomo – Publicación Proyecto de Resolución Página 6 de 24 Servicios Eléctricos de las Sedes: Cusco / Puno / Arequipa – ZONA SUR 5.2.2 Modelo de Gestión de las Empresas Distribuidoras Las empresas de distribución eléctrica serán las encargadas de la gestión comercial referente a la atención, facturación, reparto y cobranza para todos los usuarios en las áreas no conectadas a Red. Para el área de Concesión Norte, las empresas distribuidoras encargadas y el número de sistemas fotovoltaicos bajo su responsabilidad será el siguiente: Empresas Distribuidoras para Zona Norte Area de Concesión Norte ELECTRO NOR-OESTE Servicio Eléctrico Piura-Electro Noroeste ELECTRO NORTE Servicio Eléctrico Chiclayo- Electro Norte Servicio Eléctrico Chota-Electro Norte Servicio Eléctrico Cajamarca- Electro Norte Servicio Eléctrico Amazonas-Electro Norte Servicio Eléctrico Chachapoyas- Electro Norte HIDRANDINA Servicio Eléctrico Trujillo-Hidrandina Servicio Eléctrico Caraz-Hidrandina Servicio Eléctrico Huaraz- Hidrandina Servicio Eléctrico Recuay-Hidrandina ELECTRO ORIENTE Servicio Eléctrico Tarapoto- Electro Oriente Servicio Eléctrico Juanjuí- Electro Oriente Servicio Eléctrico Iquitos- Electro Oriente Sierra 2044 1652 SE-2500 2069 182 346 2515 3438 210 855 SE-2500 SE-2500 SE-4000 SE-6000 SE-4000 1854 242 139 269 Fijación del Cargo RER Autónomo – Publicación Proyecto de Resolución Selva Amazonia Ley 27037 Costa 6341 3014 2586 4843 3449 3834 Clasificación SE-SC-4000 SE-6000 SE-4000 SE-4000 2268 1974 3317 2268 1974 3317 SE-S-6000 SE-4000 SE-6000 Página 7 de 24 Para el área de Concesión Centro, las empresas distribuidoras encargadas y el número de sistemas fotovoltaicos bajo su responsabilidad será el siguiente: Empresas Distribuidoras para Zona Centro Area de Concesión Centro Costa ELECTRO UCAYALI Servicio Eléctrico Pucallpa- Electro Ucayali ELECTRO CENTRO Servicio Eléctrico Satipo- Electro Centro Servicio Eléctrico La Merced- Electro Centro Servicio Eléctrico Huancayo- Electro Centro Servicio Eléctrico Huánuco-Electro Centro Servicio Eléctrico Cerro de Pasco- Electro Centro Servicio Eléctrico Huancavelica- Electro Centro Servicio Eléctrico Ayacucho-Electro Centro ADINELSA Servicio Eléctrico Huacho-Adinelsa Servicio Eléctrico Lima-Adinelsa Servicio Eléctrico Cañete-Adinelsa Servicio Eléctrico Ica-Adinelsa Servicio Eléctrico Puquio-Adinelsa Sierra 482 2022 5228 2987 4200 4526 513 324 1009 1523 Selva Amazonia Ley 27037 1936 1936 4146 3649 Clasificación SE-4000 SE-4000 SE-4000 SE-2500 SE-S-6000 SE-4000 SE-4000 SE-4000 363 2063 1573 1136 3908 3476 SE-2500 SE-SC-4000 SE-2500 SE-S-4000 SE-4000 Para el área de Concesión Sur, las empresas distribuidoras encargadas y el número de sistemas fotovoltaicos bajo su responsabilidad será el siguiente: Empresas Distribuidoras para Zona Sur Area de Concesión Sur Costa ELECTRO SUR ESTE Servicio Eléctrico Cusco-Electro SurEste Servicio Eléctrico Quillabamba-Electro Sur Este Servicio Eléctrico Abancay- Electro Sur Este Servicio Eléctrico Sicuani- Electro Sur Este Servicio Eléctrico Puerto Maldonado Electro Sur Este ELECTRO PUNO Servicio Eléctrico Azángaro-Electro Puno Servicio Eléctrico Juliaca-Electro Puno Servicio Eléctrico Puno- Electro Puno SEAL Servicio Eléctrico Camaná-Seal Servicio Eléctrico Arequipa- Seal ELECTRO SUR Servicio Eléctrico Tacna- Electro Sur Sierra Selva 5703 2559 5562 4534 391 2559 554 4416 4188 5606 1680 Amazonia Ley 27037 Clasificación SE-SC-6000 SE-6000 SE-6000 SE-4000 SE-2500 SE-6000 SE-4000 SE-S-6000 1685 452 1649 2862 SE-2500 SE-S-4000 784 1816 SE-2500 A continuación se muestra un resumen de los puntos de atención a cargo de las distribuidoras en cada área de concesión. Número de Puntos de atención al cliente de Empresas Distribuidoras - Zona Norte Area de Concesión Norte Electronorte N° de puntos de atención 27 Hidrandina Electro Oriente 185 Electronoroeste 78 134 Fijación del Cargo RER Autónomo – Publicación Proyecto de Resolución Página 8 de 24 Número de Puntos de atención al cliente de Empresas Distribuidoras - Zona Centro Area de Concesión Centro Electrocentro N° de puntos de atención 9 Adinelsa ElectroUcayali 33 3 Número de Puntos de atención al cliente de Empresas Distribuidoras - Zona Sur Area de Concesión Sur Seal N° de puntos de atención 20 ElectroSurEste ElectroSur 11 ElectroPuno 2 4 La determinación de los costos de comercialización por área de concesión se sustenta en la cantidad de SFV que tendrán las empresas distribuidoras bajo su responsabilidad por región geográfica. A continuación, se muestra la representación de los puntos de atención en cada una de las áreas de concesión. Puntos de atención de las Empresas Distribuidoras Zona Norte Fijación del Cargo RER Autónomo – Publicación Proyecto de Resolución Página 9 de 24 Puntos de atención de las empresas distribuidoras Zona Centro Puntos de atención de las empresas distribuidoras Zona Sur Fijación del Cargo RER Autónomo – Publicación Proyecto de Resolución Página 10 de 24 5.3 Costos de Comercialización Los costos de comercialización considerarán los costos eficientes para la prestación del servicio comercial de atención al usuario, facturación, reparto y cobranza, que será realizada por las empresas distribuidoras que actualmente tienen sus sedes operativas en las Áreas no Conectadas a Red, operan en cada una de las áreas no conectadas a red utilizando la infraestructura física (terrenos y edificios) y operativa (equipos, sistemas de información) con que cuentan y la red de centros de atención. La atención al usuario y facturación estará a cargo de la sede principal y subsedes que tiene actualmente cada empresa distribuidora, se considera que las actividades de reparto y cobranza este a cargo del personal de terceros, que por lo general, es realizado por personal local. El Proceso de Atención al Usuario comprende los siguientes aspectos: Reclamos generales de usuarios en relación a las instalaciones RER autónomas, los cuales serán atendidos en la red de centros de atención de las empresas distribuidoras. Se ha considerado que la verificación de la operatividad se realizará a través de la red de atención a los usuarios donde se recibirá el reporte de fallas y se canalizará al inversionista, por lo que el costo asociado a esta actividad es reconocido en el rubro de atención al cliente. El Proceso de Facturación e Impresión comprende las siguientes actividades: La facturación e impresión de los recibos de pago a cargo de la sede central. El Proceso de Reparto y Cobranza comprende las siguientes actividades: El reparto de recibos se realizará de forma trimestral, en forma adelantada, con cupones mensuales, donde el usuario podrá pagar el recibo el mes correspondiente. Realizar la cobranza en los puntos de atención más cercanos al domicilio de los usuarios. Para determinar los costos de éstas actividades se ha realizado el análisis de costos unitarios, cuyos resultados son los siguientes: Costa Total de Comercialización para Región Costa (US$/año) Costos Actividades Atención al usuario Facturación e Impresión Reparto y Cobranza con Movilidad (Moto) - Costa Reparto y Cobranza con Movilidad (Acémila) Costa Reparto y Cobranza Sin Movilidad - Costa Unitar. US$ 0.305 0.013 0.624 1.118 0.749 Fijación del Cargo RER Autónomo – Publicación Proyecto de Resolución Metrado Mensual 3,500 3,500 1,400 1,050 1,050 US$/.año Anual 42,000 42,000 5,600 4,200 4,200 12,810.00 546.00 3,494.40 4,695.60 3,145.80 Total (US$-año) 24,691.80 C.U. Costa (US$/usu.-año) 7.055 % Costos Incidencia 51.88% 2.21% 14.15% 19.02% 12.74% Unitar. S/. 0.91 0.04 1.87 3.34 2.24 Página 11 de 24 Costo Total de Comercialización Región Sierra ( US$/año) Costos Actividades Atención al usuario Facturación e Impresión Reparto y Cobranza con Movilidad (Moto) - Sierra Reparto y Cobranza con Movilidad (Acémila) Sierra Reparto y Cobranza- Sin Movilidad - Sierra Unitar. US$ 0.305 0.013 0.72 1.398 0.864 Metrado Mensual 3,500 3,500 1,225 1,225 1,050 US$/.año Anual 42,000 42,000 4,900 4,900 4,200 12,810.00 546.00 3,528.00 6,850.20 3,628.80 Total (US$-año) 27,363.00 C.U. Sierra (US$/usu.-año) 7.818 % Costos Incidencia 46.82% 2.00% 12.89% 25.03% 13.26% Unitar. S/. 0.91 0.04 2.15 4.18 2.58 Costo Total de Comercialización Región Selva (US$/año) Actividades Atención al usuario Facturación e Impresión Reparto y Cobranza con Movilidad - Selva Reparto y Cobranza sin Movilidad - Selva Costos Metrado Unitar. US$ Mensual Anual 0.305 0.013 0.480 0.576 3,500 3,500 1,400 2,100 42,000 42,000 5,600 8,400 Total (US$-año) C.U. Selva (US$/usu.-año) US$/.año 12,810.00 546.00 2,688.00 4,838.40 % Costos Incidencia Unitar. S/. 61.34% 2.61% 12.87% 23.17% 0.91 0.04 1.43 1.72 20,882.40 5.966 Para las empresas distribuidoras que tendrán bajo su responsabilidad áreas correspondientes a Amazonía, se le incremento un 2% a los recursos de transporte y equipos, según Ley N°27037. Costo Total de Comercialización Región Selva-Amazonia. Ley N°27037 (US$/año) Actividades Atención al usuario Facturación e Impresión Reparto y Cobranza sin Movilidad - Selva (Amazonia- Ley 27037) Reparto y Cobranza con Movilidad - Selva ( Amazonia-Ley 27037) Costos Unitar. US$ 0.305 0.013 0.576 0.484 Mensual 3,500 3,500 2,100 1,400 Metrado Anual 42,000 42,000 8,400 5,600 Total (US$-año) C.U. Selva (US$/usu.-año) Fijación del Cargo RER Autónomo – Publicación Proyecto de Resolución US$/.año 12,810.00 546.00 4,838.40 2,710.40 20,904.80 % Incidencia 61.34% 2.61% 23.17% 12.98% 5.973 Página 12 de 24 Costos Unitar. S/. 0.91 0.04 1.72 1.45 Los costos totales por cada área de concesión en las zonas Norte, Centro y Sur, y el número de usuarios a cargo de las empresas distribuidoras, son los siguientes: Costo Total de Comercialización (US$/año) por Área de Concesión Norte y por empresas distribuidoras Area de Concesión Norte ELECTRO NOROESTE Servicio Eléctrico Piura ELECTRONORTE Servicio Eléctrico Chiclayo Servicio Eléctrico Chota Servicio Eléctrico Cajamarca Servicio Eléctrico Amazonas Servicio Eléctrico Chachapoyas HIDRANDINA Servicio Eléctrico Trujillo Servicio Eléctrico Caraz Servicio Eléctrico Huaraz Servicio Eléctrico Recuay ELECTROORIENTE Servicio Eléctrico Tarapoto Servicio Eléctrico Juanjuí Servicio Eléctrico Iquitos Clasificación SE-2500 SE-2500 SE-2500 SE-4000 SE-6000 SE-4000 SE-SC-4000 SE-6000 SE-4000 SE-4000 SE-S-6000 SE-4000 SE-6000 N° SFV 55,000 3,696 3,696 18,970 2,415 2,697 3,438 6,551 3,869 17,216 4,440 5,085 3,588 4,103 15,118 4,536 3,948 6,634 $ - C.Comercialización.-año US $- año US $ / SFV 379,531 6.901 27,336 7.396 27,336 7.396 129,264 6.814 17,302 7.164 20,946 7.767 26,878 7.818 39,472 6.025 24,666 6.375 132,684 7.707 33,297 7.499 39,570 7.782 27,945 7.788 31,872 7.768 90,247 5.970 27,078 5.970 23,568 5.970 39,602 5.970 Costo Total de Comercialización(US$/año) por Área de Concesión Centro y por empresas distribuidoras Area de Concesión Centro ELECTRO UCAYALI Servicio Eléctrico Pucallpa ELECTRO CENTRO Servicio Eléctrico Satipo Servicio Eléctrico La Merced Servicio Eléctrico Huancayo Servicio Eléctrico Huánuco Servicio Eléctrico Cerro de Pasco Servicio Eléctrico Huancavelica Servicio Eléctrico Ayacucho ADINELSA Servicio Eléctrico Huacho Servicio Eléctrico Lima Servicio Eléctrico Cañete Servicio Eléctrico Ica Servicio Eléctrico Puquio Clasificación SE-4000 SE-4000 SE-4000 SE-2500 SE-S-6000 SE-4000 SE-4000 SE-4000 SE-2500 SE-SC-4000 SE-2500 SE-S-4000 SE-4000 Fijación del Cargo RER Autónomo – Publicación Proyecto de Resolución N° SFV 47,000 3,872 3,872 27,603 4,146 4,131 2,022 5,591 2,987 4,200 4,526 15,525 2,576 1,897 2,145 5,431 3,476 $ - C.Comercialización.-año US $- año US $ / SFV 342,609 7.290 23,114 5.970 23,114 5.970 200,692 7.271 24,735 5.966 25,538 6.182 15,808 7.818 43,038 7.698 23,352 7.818 32,836 7.818 35,384 7.818 118,804 7.652 19,748 7.666 14,584 7.688 16,000 7.459 41,298 7.604 27,175 7.818 Página 13 de 24 Costo Total de Comercialización(US $/año) por Área de Concesión Sur y por empresas distribuidoras Area de Concesión Sur ELECTRO SUR ESTE Servicio Eléctrico Cusco Servicio Eléctrico Quillabamba Servicio Eléctrico Abancay Servicio Eléctrico Sicuani Servicio Eléctrico Puerto Maldonado ELECTRO PUNO Servicio Eléctrico Azángaro Servicio Eléctrico Juliaca Servicio Eléctrico Puno SEAL Servicio Eléctrico Camaná Servicio Eléctrico Arequipa ELECTROSUR Servicio Eléctrico Tacna Clasificación SE-SC-6000 SE-6000 SE-6000 SE-4000 SE-2500 SE-6000 SE-4000 SE-S-6000 SE-2500 SE-S-4000 SE-2500 N° SFV 50,314 21,862 6,094 5,118 5,562 4,534 554 15,890 6,096 4,188 5,606 9,962 6,648 3,314 2,600 2,600 $ - C.Comercialización.-año US $- año US $ / SFV 355,617 7.068 164,428 7.521 46,919 7.699 35,273 6.892 43,484 7.818 35,447 7.818 3,305 5.966 121,117 7.622 44,547 7.308 32,742 7.818 43,828 7.818 50,344 5.054 24,780 3.727 25,564 7.714 19,729 7.588 19,729 7.588 El capital de trabajo será el requerido por la empresa de distribución eléctrica desde el inicio de sus operaciones hasta la cobranza del servicio, para su determinación se tomó en cuenta el costo directo del servicio y un tiempo de pago promedio de tres (3) meses, a una tasa mensual de 0,9489%. De acuerdo a la Ley de Concesiones Eléctricas, en su articulo N°31, los aportes del organismo regulador son el 1% de las ventas totales, para su determinación se tomo como base el costo directo del servicio. La compensación económica a las empresas distribuidoras, se calculó en base al capital de trabajo que aporta la empresa distribuidora y requerido para el desarrollo del servicio tomando en cuenta el período de tres (3) meses y la tasa de descuento indicada en la LCE, resultando en un 5.72% de los costos directos. El costo total de comercialización, incluyendo la compensación económica establecida en el D.S. N° 036-2014-EM, se presenta en los siguientes cuadros: Costo Total de Comercialización por Área de Concesión Norte Area Concesión Norte Costo Unitario ( US$ SFV /año) Costo de Capital de Trabajo Aportes del Organismo Regulador (1% ) Compensación DS. N°036-2014 Costo Total SFV (US$/año) Costo Total de Comercialización US $/año US$/SFV 6.901 0.395 0.070 0.395 7.761 426,871 Costo Total de Comercialización por Área de Concesión Centro Area Concesión Centro Costo Unitario ( US$ SFV /año) Costo de Capital de Trabajo Aportes del Organismo Regulador (1% ) Compensación DS. N°036-2014 Costo Total SFV (US$/año) Costo Total de Comercialización US $/año Fijación del Cargo RER Autónomo – Publicación Proyecto de Resolución US$/SFV 7.290 0.418 0.070 0.418 8.190 384,930 Página 14 de 24 Costo Total de Comercialización por Área de Concesión Sur Area Concesión Sur Costo Unitario ( US$ SFV /año) Costo de Capital de Trabajo Aportes del Organismo Regulador(1% ) Compensación DS. N°036-2014 Costo Total SFV (US$/año) Costo Total de Comercialización US $/año US$/SFV 7.068 0.405 0.070 0.405 7.948 373,549 5.4 Costos de Administración del Fideicomiso Los costos asociados para la estructuración de operaciones y funcionamiento del Fideicomiso son los siguientes: Comisión de Estructuración. Gastos Pre Operativos: Publicaciones, Gastos Notariales, Registros Públicos. Gastos Operativos: Honorarios Profesionales (Asesoría Legal y Contable), Cargos Bancarios, Otros. Comisión de Fiducia. Se realizó un análisis de los costos anuales asociados al personal y los gastos principales para la administración del fideicomiso, los resultados se muestra en el siguiente cuadro: Costo Anual (US $/año) para la Administración del Fideicomiso Costos Asociados a la Administración de Fideicomiso Comisión de Estructuración (Pago por única vez)* Gastos Pre Operativos: Publicaciones, Gastos Notariales, Registros Públicos (Pago por única vez).* Comisión de Fiducia (Pago mensual, con cargo al Patrimonio Fideicometido). Gastos Operativos: Honorarios Profesionales (Asesoría Legal y Contable), Cargos Bancarios, Otros (Pago mensual, con cargo al Patrimonio Fideicometido) Total US $/año COSTO UNITARIO ANUAL TOTAL aFDC (US$/SFV) US $/año 1 672,80 736,03 37 898,96 85 730,61 126 038,41 0,83 * Valores referenciales del Informe FISE COFIDE, Gerencia de Fideicomisos y Comisiones de Confianza-Agosto 2014. 5.5 Cargo RER Autónomo El cargo RER autónomo que asegura la remuneración de todos los servicios involucrados con las instalaciones RER autónomas incluye: Remuneración Anual (monto de la oferta del adjudicatario), Costos de Comercialización del Distribuidor (atención, facturación, reparto y cobranza) y Costos de Administración del Fideicomiso. 5.5.1 Fórmula utilizada para el Cálculo Tarifario Los costos a ser considerados en el cálculo tarifario son los siguientes: Remuneración Anual: comprende el monto de la oferta económica del adjudicatario y comprende los costos de diseño, construcción-instalación, operación, mantenimiento y reposición de los componentes de las instalaciones RER autónomas. Fijación del Cargo RER Autónomo – Publicación Proyecto de Resolución Página 15 de 24 Costo de Comercialización: comprende los costos asociados a las actividades de atención al usuario, impresión de facturas, reparto y cobranza. Costos de Administración del Fideicomiso: comprende los gastos pre operativos y operativos del fideicomiso, así como las comisiones por la estructuración y de fiducia. La fórmula a aplicar es la siguiente: ó donde: Costo Anual Unitario de Inversión (CUT): es igual a la cifra consignada por el adjudicatario (oferta económica) dividida por la cantidad mínima requerida ponderada (cantidad mínima Tipo 1 + cantidad mínima Tipo 2 multiplicada por cinco + cantidad mínima Tipo 3 multiplicada por diez) de las instalaciones RER autónomas. De acuerdo a lo establecido en el anexo 3 del Contrato de Inversión para el suministro de electricidad RER en Áreas No conectadas a Red, se considera que debido a que se solo se conoce el monto global de la oferta del adjudicatario, se ha tomado como referencia que para el cálculo de la tarifa un 50% corresponde al costo de Inversión (CAPEX) y el otro 50% corresponderá al costo de operación y mantenimiento, así como está establecido en las fórmulas de actualización de la Remuneración Anual. Podemos decir, que el Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) de cada instalación tipo, se obtendrá de dividir el CUT correspondiente al costo de inversión CAPEX entre el Factor de Recuperación de Capital, la cual considera flujos anuales para un período de 15 años y una tasa de actualización de 12%. aCC: costo anual de comercialización (atención al usuario, facturación, reparto y cobranza), asignado a las instalaciones RER autónomas. aCAF: costo anual de administración del fideicomiso asignado a las instalaciones RER autónomas. Luego, se determina el total del costo mensual de todas las inversiones requeridas por el sistema fotovoltaico, mediante la siguiente formula: ó /12 Dónde: m CUT CAPEX/ OPEX : es la mensualidad correspondiente a las inversiones y operación y mantenimiento de la instalación, para los doce meses del año, con una tasa efectiva mensual de 0.9489%, para lo cual se aplica al Costo Anual Unitario de Inversión (CUT CAPEX-OPEX) por un factor de amortización de capital (0,079073) mCC: costo mensual de comercialización de los sistemas fotovoltaicos (atención al cliente, facturación, reparto y cobranza), asignado al sistema fotovoltaico individual. mCAF: costo mensual de la administración del fideicomiso asignado al sistema fotovoltaico individual. Fijación del Cargo RER Autónomo – Publicación Proyecto de Resolución Página 16 de 24 5.6 Resultados del Cargo RER Autónomo Para el cálculo tarifario se consideró una tasa de actualización de 12% anual y un período de 15 años para la recuperación de la inversión, de conformidad con la LGER y su reglamento. El Costo Total Unitario de Inversión se calculó considerando las fórmulas descritas en el contrato de inversión. La mensualidad de la inversión y de operación y mantenimiento fue calculada con el Factor de Amortización de Capital de 0.079073 (tasa mensual equivalente a la tasa anual y un periodo de 12 meses). La tasa de cambio considerada es de 2.989 (S/./US$) al 31/12/2014. 5.6.1.1 Cargo RER Autónomo - Zona Norte ZONA NORTE Tipo de Sistema Fotovoltaico Inv ersión (VNR Tipo 1-85 Wp Tipo 2-425 Wp ) SFV- CAPEX Costo Anual Unitario de Inv ersión (CUT ) SFV-CAPEX Costo Anual Unitario de Operación y Mantenimiento (CUT ) SFV OPEX 565.17 2,825.83 US$/año 82.98 414.90 5,651.66 829.80 US$/año 82.98 414.90 829.80 7.76 US$/año 7.76 7.76 US$/año 0.83 0.83 0.83 US$/año 174.55 838.39 1,668.19 US$/mes 6.56 32.81 65.61 US$/mes 6.56 32.81 65.61 US$/mes 0.65 0.65 0.65 US$/mes 0.07 0.07 0.07 Total Costo Mensual US$/mes 13.84 66.34 131.94 Total Costo Mensual S.//mes 41.37 198.29 394.37 Costo Anual de Comercialización (aCC SFV ) Tipo 3- 850 US$/año Costo Anual de Administración de Fideicomiso (aCAF ) SFV Total Costo Anual Costo Mensual de la Inv ersión (mCUT SFV CAPEX ) Costo Mensual de Operación y Mantenimiento (m CUT SFV OPEX ) Costo Mensual de Operación Comercial (mCC SFV ) Costo Mensual de Administración de Fideicomiso (m CAF SFV ) 5.6.1.2 Cargo RER Autónomo - Zona Centro ZONA CENTRO Tipo de Sistema Fotovoltaico Inv ersión (VNR SFV- CAPEX ) Costo Anual Unitario de Inv ersión (CUT SFV-CAPEX ) Costo Anual Unitario de Operación y Mantenimiento (CUT Costo Anual de Comercialización (aCC SFV US$/año ) SFV OPEX ) Costo Anual de Administración de Fideicomiso (aCAF ) SFV Total Costo Anual Costo Mensual de la Inv ersión (mCUT SFV CAPEX ) Costo Mensual de Operación y Mantenimiento (m CUT SFV OPEX Costo Mensual de Operación Comercial (mCC SFV ) Costo Mensual de Administración de Fideicomiso (m CAF SFV ) ) Tipo 1-85 Wp Tipo 2-425 Wp 554.95 2,774.75 Tipo 3- 850 5,549.50 US$/año 81.48 407.40 814.80 US$/año 81.48 407.40 814.80 US$/año 8.19 8.19 8.19 US$/año 0.83 0.83 0.83 US$/año US$/mes US$/mes 171.98 6.44 6.44 823.82 32.21 32.21 1,638.62 64.43 64.43 US$/mes 0.68 0.68 0.68 US$/mes 0.07 0.07 0.07 Total Costo Mensual US$/mes 13.63 65.17 129.61 Total Costo Mensual S.//mes 40.74 194.80 387.41 Fijación del Cargo RER Autónomo – Publicación Proyecto de Resolución Página 17 de 24 5.6.1.3 Cargo RER Autónomo - Zona Sur ZONA SUR Tipo de Sistema Fotovoltaico Inv ersión (VNR SFV- CAPEX ) Costo Anual Unitario de Inv ersión (CUT SFV-CAPEX US$/año ) Costo Anual Unitario de Operación y Mantenimiento (CUT Costo Anual de Comercialización (aCC SFV ) SFV OPEX ) Costo Anual de Administración de Fideicomiso (aCAF ) SFV Total Costo Anual Costo Mensual de la Inv ersión (mCUT ) SFV CAPEX Costo Mensual de Operación y Mantenimiento (m CUT ) SFV OPEX Costo Mensual de Operación Comercial (mCC SFV ) Costo Mensual de Administración de Fideicomiso (m CAF ) SFV Tipo 1-85 Wp Tipo 2-425 Wp 548.41 2,742.06 Tipo 3- 850 5,484.12 US$/año 80.52 402.60 805.20 US$/año 80.52 402.60 805.20 US$/año 7.95 7.95 7.95 US$/año 0.83 0.83 0.83 1,619.18 US$/año 169.82 813.98 US$/mes 6.37 31.83 63.67 US$/mes 6.37 31.83 63.67 US$/mes 0.66 0.66 0.66 US$/mes 0.07 0.07 0.07 Total Costo Mensual US$/mes 13.47 64.39 128.07 Total Costo Mensual S.//mes 40.26 192.46 382.80 5.7 Tarifa RER Autónoma Para efectos de la aplicación del FOSE, primero se ha calculado el cargo por energía equivalente, debido a que cada tipo de instalación RER autónoma, pone a disposición de los usuarios una energía promedio estimada disponible mensual menor a 100 kW.h/mes, el resultado se presenta en el cuadro siguiente: Potencia Instalada y Energía Promedio Estimada Disponible por Instalación Autónoma Instalación Autònoma Tipo 1 Tipo 2 Tipo 3 Tensión de Serv icio 12 V DC 220 V AC 220 V AC Potencia Instalada ( Wp) Energía Promedio Estimada 85 425 850 8.76 43.78 87.57 Disponible ( Kw .h/mes) Los valores de descuento del descuento del FOSE, aplicables a los usuarios de los sistemas fotovoltaicos es el siguente: Tabla de Reducción Tarifaria establecida por la Ley Nº 27510 (FOSE) Reducción Reducción tarifaria para tarifaria para consumos consumos Usuario Sector menores o mayores a 30 iguales a 30 kw.h/mes hasta kw.h/mes 100 kw.h/mes 80% del cargo de 24 kw.h/mes por Sistema Aislado Urbano-Rural y Rural energía cargo de energía Para efectos de la reducción tarifaria establecida por el FOSE, en la Tarifa RER Autónoma se calculó el Cargo por Energía Equivalente, el cual deberá multiplicarse por la energía promedio estimada disponible por el tipo de instalación, y así aplicar las reducciones tarifarias Fijación del Cargo RER Autónomo – Publicación Proyecto de Resolución Página 18 de 24 correspondientes a cada rango de consumo, lo que se traduciría en un cargo fijo mensual al usuario. Para los usuarios residenciales, la reducción tarifaria sería de 80% del cargo de energía ya que su consumo promedio es de 8.76 Kw.h/mes.. 5.7.1.1 Cálculo Tarifario para Zona Norte-Aplicación FOSE Tipo de Sistema Fotovoltaico Energía Promedio Estimada Disponible 85 Wp kWh.mes 8,76 cUS$/kW.h 158,05 SIN SUBSIDIO Cargo por Energía Equiv alente Cargo Fijo Mensual US$/mes 13,84 ctm S/./kW.h 472,44 Cargo Fijo Mensual S/./mes 41,37 CON SUBSIDIO FOSE Cargo Fijo Mensual US$/mes 2,77 ctm S/./kW.h S/./mes 94,49 8,27 Cargo por Energía Equiv alente 0-30 kWh.mes Cargo Fijo Mensual por Energía Cargo Fijo Mensual 5.7.1.2 Cálculo Tarifario para Zona Centro-Aplicación FOSE Tipo de Sistema Fotovoltaico Energía Promedio Estimada Disponible SIN SUBSIDIO Cargo por Energía Equiv alente Cargo Fijo Mensual 85 Wp kWh.mes 8,76 cUS$/kW.h 155,65 US$/mes 13,63 ctm S/./kW.h 465,24 Cargo Fijo Mensual S/./mes 40,74 CON SUBSIDIO FOSE Cargo Fijo Mensual US$/mes 2,73 ctm S/./kW.h 93,05 S/./mes 8,15 Cargo por Energía Equiv alente 0-30 kWh.mes Cargo Fijo Mensual por Energía Cargo Fijo Mensual Fijación del Cargo RER Autónomo – Publicación Proyecto de Resolución Página 19 de 24 5.7.1.3 Cálculo Tarifario para Zona Sur- Aplicación FOSE Tipo de Sistema Fotovoltaico 85 Wp Energía Promedio Estimada Disponible kWh.mes 8,76 cUS$/kW.h 153,83 US$/mes 13,47 ctm S/./kW.h 459,76 S/./mes 40,26 US$/mes 2,69 ctm S/./kW.h 91,95 S/./mes 8,05 SIN SUBSIDIO Cargo por Energía Equiv alente Cargo Fijo Mensual Cargo por Energía Equiv alente Cargo Fijo Mensual CON SUBSIDIO FOSE Cargo Fijo Mensual 0-30 kWh.mes Cargo Fijo Mensual por Energía Cargo Fijo Mensual 5.8 Cargos de Corte y Reconexión Las actividades de corte y reconexión en las Instalaciones RER Autónomas estarán a cargo del Inversionista. Al igual que en los sistemas convencionales, el corte del servicio se realizará cuando el usuario no realiza el pago por dos meses, la empresa distribuidora emitirá la orden de corte correspondiente para su ejecución por el inversionista. La reconexión será realizada cuando el usuario cancele las facturas retrasadas de su servicio y la empresa distribuidora emita la orden de reconexión correspondiente. Las actividades de corte y reconexión se realizarán en conjunto con las actividades de mantenimiento preventivo o correctivo, debido a las distancias y dispersión de los usuarios. Los cargos de corte y reconexión que se aplicarán de acuerdo a las condiciones que se indican son los siguientes: Cargo de Corte y Reconexión (US $/ usuario) Cargo (US$) Corte Reconexión Norte 2.03 2.60 Centro 1.89 2.39 Sur 1.77 2.22 Cargos de Corte y Reconexión (S./ usuario) Cargo (S./) Corte Reconexión Norte 6,07 7,77 Centro 5,65 7,14 Fijación del Cargo RER Autónomo – Publicación Proyecto de Resolución Sur 5,29 6,64 Página 20 de 24 5.9 Condiciones de Aplicación de la Tarifa RER Autónoma Cargo RER Autónomo El Cargo RER Autónomo se aplicará a los suministros con Instalaciones RER Autónomas ubicadas en las Áreas No Conectadas a Red, que serán instaladas por el Inversionista como consecuencia de Primera Subasta para el Suministro de Energía en Áreas No Conectadas a Red realizado, de acuerdo al Reglamento para la Promoción de la Inversión Eléctrica en Áreas No Conectadas a Red, aprobado con Decreto Supremo N° 020-2013-EM. El cargo se aplicará mensualmente considerando la energía promedio mensual disponible para cada tipo de módulo. La Tarifa RER Autónoma tiene carácter de máxima de conformidad con la Ley N° 28749, Ley General de Electrificación Rural y su Reglamento aprobado mediante Decreto Supremo N° 025-2007-EM, y no incluye el Impuesto General a las Ventas (IGV), aplicable a usuario final por la prestación del servicio eléctrico. En el caso de la aplicación de las tarifas para las Zonas de la Amazonía bajo el ámbito de la Ley N° 27037, Ley de Promoción de la Inversión en la Amazonía, no corresponde el gravamen del IGV a usuario final por la prestación del servicio eléctrico. Asimismo, para la aplicación de la Tarifa RER Autónoma, se deberá cumplir con las disposiciones previstas por la Ley N° 27510, Ley del Fondo de Compensación Social Eléctrica (FOSE), y sus modificatorias, así como aquellas previstas en la Norma Opciones Tarifarias y Condiciones de Aplicación de las Tarifas a Usuario Final, aprobada por la Resolución OSINERGMIN N° 206-2013-OS/CD. La facturación y reparto de los recibos o facturas se efectuará en forma trimestral, mientras que la cobranza se efectuará de forma mensual. Las empresas operadoras de sistemas fotovoltaicos para la atención de suministros de energía eléctrica, a efectos de la aplicación y uso del FOSE, deberán seguir los criterios y procedimientos dispuestos en el Texto Único Ordenado de la Norma “Procedimiento de Aplicación del Fondo de Compensación Social Eléctrica (FOSE)” aprobado con Resolución OSINERGMIN N° 689-2007-OS/CD, o la norma que lo sustituya. Corte y Reconexión El Inversionista podrá efectuar el corte inmediato del servicio eléctrico (bloqueo o desconexión del controlador), sin necesidad de aviso previo al usuario ni intervenciones de las autoridades competentes, cuando estén pendientes de pago facturaciones, debidamente notificadas de dos o más meses derivados de la prestación del servicio. La reconexión sólo se efectuará cuando el usuario haya abonado al Inversionista el importe de las facturaciones pendientes de pago, así como los cargos por corte y reconexión. Las actividades de corte y reconexión se realizarán en la oportunidad que corresponda realizar actividades técnicas de acuerdo a los programas de visitas técnicas. Fijación del Cargo RER Autónomo – Publicación Proyecto de Resolución Página 21 de 24 Retiro del Sistema Fotovoltaico El Inversionista podrá efectuar el retiro del sistema fotovoltaico, sin necesidad de aviso previo al usuario ni intervenciones de las autoridades competentes, en los casos siguientes: a) Cuando la situación de falta de pago se haya prolongado por un periodo superior a seis (6) meses. b) Cuando se haya vulnerado, alterado o intervenido sin autorización cualquiera de los equipos, componentes o instalaciones internas que forman parte del sistema fotovoltaico. c) Cuando se haya conectado equipos que no cuenten con las características técnicas indicadas por el Inversionista o que excedan la carga de diseño del sistema fotovoltaico. d) Cuando se haya producido el robo o sustracción de cualquiera de los equipos, componentes o instalaciones internas que forman parte del sistema fotovoltaico. El Inversionista podrá utilizar los equipos, componentes o instalaciones internas retirados para la atención de nuevos usuarios. 6. Resultados A continuación, se muestra los resultados consolidados del Cargo RER Autónomo para Suministros en Áreas No Conectadas a Red. Resultados del Cargo RER Autónomo para Áreas No Conectadas a Red (S./mes)-Sin IGV Cargo RER Autónomo Instalación RER Autónoma Area de Concesión Zona Tipo 1- 85 Wp S./ mes Tipo 2- 425 Wp S./ mes Tipo 3- 850 Wp S./ mes Norte Centro Sur Promedio 41,37 40,74 40,26 40,79 198,29 194,80 192,46 195,18 394,37 387,41 382,80 388,19 Los resultados consolidados de la propuesta para la Tarifa RER Autónoma aplicando la reducción tarifaria establecida en la Ley N°27510 (FOSE) para Suministros en Áreas No Conectadas a Red, son los siguientes: Propuesta de la Tarifa RER Autónoma con Mecanismos de Compensación FOSE (S./mes)-Sin IGV Area de Concesión Zona Norte Centro Sur Promedio Instalación RER Autónoma Tipo 1- 85 Wp S./ mes 8,27 8,15 8,05 8,16 Tipo 2- 425 Wp S./ mes 89,59 88,02 86,96 88,19 Fijación del Cargo RER Autónomo – Publicación Proyecto de Resolución Tipo 3- 850 Wp S./ mes 286,28 281,23 277,88 281,80 Página 22 de 24 De conformidad con lo establecido en el numeral 17.3 del Reglamento para la Promoción de la Inversión Eléctrica en Áreas No Conectadas a Red se aplicará el valor promedio para cada tipo de Instalación RER Autónoma. Los resultados consolidados de los cargos de corte y reconexión por cada área de concesión, son los siguientes: Cargos de Corte y Reconexión (S./usuario) Cargo (S./) Corte Reconexión Norte 6,07 7,77 Centro 5,65 7,14 Sur 5,29 6,64 Lima, 06 de febrero de 2015 [lgrajeda] Firmado por: GRAJEDA PUELLES Luis Enrique (FAU20376082114) Oficina: GART - San Borja Cargo: Gerente División de Distribución Eléctrica Fecha: 2015.02.06 19:20:54 Fijación del Cargo RER Autónomo – Publicación Proyecto de Resolución Página 23 de 24 7. Anexo Anexo: Informe para la Determinación del Cargo RER en Áreas No Conectadas a Red Fijación del Cargo RER Autónomo – Publicación Proyecto de Resolución Página 24 de 24 DETERMINACIÓN DE LA TARIFA Y MECANISMOS DE REMUNERACIÓN PARA SUMINISTROS EN ÁREAS NO CONECTADAS A RED C.L.S Nº 021-2014 SEGUNDO INFORME Febrero - 2015 Lima - Perú Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe DETERMINACIÓN DE LA TARIFA Y MECANISMOS DE REMUNERACIÓN PARA SUMINISTROS EN ÁREAS NO CONECTADAS A RED ÍNDICE 1 RESUMEN EJECUTIVO 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 1.8 1.9 1.10 2 3 INTRODUCCIÓN INFORMACIÓN TÉCNICA DE LOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS 3.1 3.2 3.3 3.4 4 13 15 Instalación RER Autóma Tipo 1 (Viviendas): ............................................................................................ 17 3.1.1 Requisitos técnicos mínimos de la Instalación Tipo 1( Viviendas): .............................................. 17 Instalación Autónoma Tipo 2 (Entidades de Salud): ................................................................................ 19 3.2.1 Requisitos técnicos mínimos de la Instalación Tipo 2(Entidades de Salud): ................................ 20 Instalación Autónoma Tipo 3 (Escuelas): ................................................................................................. 21 3.3.1 Requisitos técnicos mínimos de la Instalación Tipo 3 (Escuelas): ............................................... 21 Componentes Principales de las Instalaciones Autónomas atendidos por Sistemas Fotovoltaicos ........ 24 3.4.1 Panel Solar ................................................................................................................................... 24 3.4.2 Bateria Solar................................................................................................................................. 27 3.4.3 Lámparas ..................................................................................................................................... 31 3.4.4 Controlador de Carga ................................................................................................................... 32 3.4.5 Inversor ........................................................................................................................................ 33 3.4.6 Gabinete Metálico ........................................................................................................................ 34 3.4.7 Cables de Conexión ..................................................................................................................... 34 3.4.8 Accesorios de Conexión y Montaje .............................................................................................. 36 MODELO DE GESTIÓN DE CONCESIONARIAS Y EMPRESAS DISTRIBUIDORAS 4.1 4.2 5 6 7 5 Objetivo....................................................................................................................................................... 5 Antecedentes .............................................................................................................................................. 5 Marco Legal ................................................................................................................................................ 7 Alcances del Informe .................................................................................................................................. 8 Tarifa Recursos Energéticos Renovables para Àreas No Conectadas a Red ............................................ 8 Resumen de los Aspectos Relevantes ....................................................................................................... 8 Resultados del Cargo RER Autónomo ..................................................................................................... 10 Conclusiones ............................................................................................................................................ 11 Condiciones de Aplicación de la Tarifa RER Autónoma ........................................................................... 12 Cargos de Corte y Reconexión ................................................................................................................. 12 Modelo de Gestión de la Empresa Concesionaria (Inversionista) ............................................................ 37 Modelo de Gestión de las Empresas Distribuidoras ................................................................................. 40 COSTOS DE COMERCIALIZACIÓN COSTOS DE ADMINISTRACIÓN DE FIDEICOMISO DETERMINACIÓN DE LA TARIFA (CARGO RER AUTÓNOMO) 7.1 7.2 7.3 7.4 7.5 7.6 37 44 48 50 Introducción .............................................................................................................................................. 50 Fórmula utilizada para el Cálculo Tarifario ............................................................................................... 50 Cálculo Tarifario........................................................................................................................................ 51 7.3.1 Cálculo Tarifario para Zona Norte ................................................................................................ 51 7.3.2 Cálculo Tarifario para Zona Centro .............................................................................................. 51 7.3.3 Cálculo Tarifario para Zona Sur ................................................................................................... 52 Fórmulas de Actualización de la Remuneración Anual............................................................................. 52 7.4.1 Actualización para la Remuneración Anual (RA) correspondiente a la inversión (CAPEX) ......... 52 7.4.2 Actualización para la Remuneración Anual (RA) correspondiente al Costo de Operación y Mantenimiento (OPEX) ................................................................................................................ 52 Propuesta de Subsidios ............................................................................................................................ 53 Fondo de Compensación Social Eléctrica (FOSE) ................................................................................... 53 PRICONSA Página 1 de 58 OSINERGMIN Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe 7.7 8 CARGOS DE CORTE Y RECONEXIÓN 8.1 8.2 9 10 7.6.1 Cálculo Tarifario para Zona Norte-Aplicación FOSE .................................................................... 54 7.6.2 Cálculo Tarifario para Zona Centro-Aplicación FOSE .................................................................. 55 7.6.3 Cálculo Tarifario para Zona Sur- Aplicación FOSE ...................................................................... 55 Condiciones de Aplicación de la Tarifa RER Autónoma ........................................................................... 55 56 Actividades de Corte................................................................................................................................. 56 Actividades de Reconexión ...................................................................................................................... 56 CONCLUSIONES ANEXOS PRICONSA 57 58 Página 2 de 58 OSINERGMIN Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe LISTA DE CUADROS CUADRO 1) CUADRO 2) CUADRO 3) CUADRO 4) CUADRO 5) CUADRO 6) CUADRO 7) CUADRO 8) CUADRO 9) CUADRO 10) CUADRO 11) CUADRO 12) CUADRO 13) CUADRO 14) CUADRO 15) CUADRO 16) CUADRO 17) CUADRO 18) CUADRO 19) CUADRO 20) CUADRO 21) CUADRO 22) CUADRO 23) CUADRO 24) CUADRO 25) CUADRO 26) CUADRO 27) CUADRO 28) CUADRO 29) CUADRO 30) CUADRO 31) CUADRO 32) CUADRO 33) CUADRO 34) CUADRO 35) CUADRO 36) CUADRO 37) CUADRO 38) CUADRO 39) CUADRO 40) CUADRO 41) CUADRO 42) CUADRO 43) CUADRO 44) CUADRO 45) CUADRO 46) CUADRO 47) CUADRO 48) CUADRO 49) CUADRO 50) CUADRO 51) PROCEDIMIENTO DE FIJACIÓN DEL CARGO RER AUTÓNOMO PARA SUMINISTROS EN ÁREAS NO CONECTADAS A RED (SISTEMAS FOTOVOLTAICOS) Y MECANISMOS DE REMUNERACIÓN .......................................................................................... 7 COSTO MENSUAL DEL CARGO RER AUTÓNOMO ZONA NORTE-(S./MES)-SIN IGV ................................................... 10 COSTO MENSUAL DEL CARGO RER AUTÓNOMO ZONA CENTRO- (S./MES)-SIN IGV ................................................. 10 COSTO MENSUAL DEL CARGO RER AUTÓNOMO ZONA SUR- (S./MES)-SIN IGV....................................................... 10 RESULTADOS DEL CARGO RER AUTÓNOMO PARA ÁREAS NO CONECTADAS A RED ( S./MES)-SIN IGV .......................... 11 CARACTERÍSTICAS DE LAS INSTALACIONES AUTÓNOMAS PARA ÁREAS NO CONECTADAS A RED..................................... 11 PROPUESTA DE LA TARIFA RER ÁUTÓNOMA CON MECANISMOS DE COMPENSACIÓN FOSE (S./MES)-SIN IGV .............. 11 CARGO DE CORTE Y RECONEXIÓN (US $/USUARIO) ............................................................................................ 12 CARGOS DE CORTE Y RECONEXIÓN (S./USUARIO) ............................................................................................... 12 IRRADIACIÓN SOLAR DIARIA (KW.H/M²)........................................................................................................... 14 DESCRIPCIÓN DE LOS TIPOS DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS -TARIFA RURAL 2014-2018 ............................................ 15 PROYECCIÓN DE CONSUMO PARA INSTALACIONES AUTÓNOMAS TIPO 1 (VIVIENDAS) ................................................ 17 PROYECCIÓN DE CONSUMO PARA INSTALACIONES AUTÓNOMAS TIPO 2 (ENTIDADES DE SALUD).................................. 19 PROYECCIÓN DE CONSUMO PARA INSTALACIONES AUTÓNOMAS TIPO 3 (ESCUELAS) ................................................. 21 RESUMEN DE LA TECNOLOGÍA FOTOVOLTAICA.................................................................................................... 26 ESPECIFICACIÓN TÉCNICA DEL PANEL SOLAR ...................................................................................................... 27 REQUERIMIENTO TÉCNICO MÍNIMO PARA LÁMPARAS........................................................................................... 32 TABLA DE DATOS TÉCNICOS NPT (STO) - SERVICIO PESADO ................................................................................ 35 CARACTERÍSTICA DEL CONDUCTOR ................................................................................................................... 35 DISTANCIA MÁXIMA EN METROS PARA UNA CAÍDA DE TENSIÓN DE 5% EN SISTEMAS DE 12 VOLTIOS ............................. 35 DATOS TÉCNICOS WP (CPI)........................................................................................................................... 36 LISTA DE CABLES EMPLEADOS EN LA CONEXIÓN DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO 85 WP ................................................ 36 LISTA DE ACCESORIOS EMPLEADOS EN LA CONEXIÓN DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO 85 WP .......................................... 36 ÁREA DE CONCESIÓN CENTRO ........................................................................................................................ 37 ÁREA DE CONCESIÓN SUR .............................................................................................................................. 37 ÁREA DE CONCESIÓN NORTE .......................................................................................................................... 38 EMPRESAS DISTIBUIDORAS PARA ZONA NORTE .................................................................................................. 40 EMPRESAS DISTIBUIDORAS PARA ZONA CENTRO ................................................................................................. 40 EMPRESAS DISTIBUIDORAS PARA ZONA SUR ...................................................................................................... 40 NÚMERO DE PUNTOS DE ATENCIÓN AL CLIENTE DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS UBICADOS EN PLANO- ZONA NORTE ....... 41 NÚMERO DE PUNTOS DE ATENCIÓN AL CLIENTE DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS UBICADOS EN PLANO- ZONA CENTRO ..... 41 NÚMERO DE PUNTOS DE ATENCIÓN AL CLIENTE DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS UBICADOS EN PLANO- ZONA SUR ........... 41 COSTA TOTAL DE COMERCIALIZACIÓN PARA REGIÓN COSTA (US$/AÑO)................................................................. 44 COSTO TOTAL DE COMERCIALIZACIÓN REGIÓN SIERRA ( US$/AÑO) ....................................................................... 45 COSTO TOTAL DE COMERCIALIZACIÓN REGIÓN SELVA (US$/AÑO) ......................................................................... 45 COSTO TOTAL DE COMERCIALIZACIÓN REGIÓN SELVA-AMAZONIA. LEY N°27037 (US$/AÑO) ................................... 45 COSTO TOTAL DE COMERCIALIZACIÓN(US$/AÑO) POR ÁREA DE CONCESIÓN NORTE Y POR EMPRESAS DISTRIBUIDORAS ... 46 COSTO TOTAL DE COMERCIALIZACIÓN(US$/AÑO) POR ÁREA DE CONCESIÓN CENTRO Y POR EMPRESAS DISTRIBUIDORAS . 46 COSTO TOTAL DE ACTIVIDADES DE COMERCIALIZACIÓN(US $/AÑO) POR ÁREA DE CONCESIÓN SUR Y POR EMPRESAS DISTRIBUIDORAS ........................................................................................................................................... 46 COSTO TOTAL DE COMERCIALIZACIÓN POR ÁREA DE CONCESIÓN NORTE EN CUMPLIMIENTO D.S.N°036-2014-EM ...... 47 COSTO TOTAL DE COMERCIALIZACIÓN POR ÁREA DE CONCESIÓN CENTRO EN CUMPLIMIENTO D.S.N°036-2014-EM .... 47 COSTO TOTAL DE COMERCIALIZACIÓN POR ÁREA DE CONCESIÓN SUR EN CUMPLIMIENTO D.S.N°036-2014-EM .......... 47 COSTO ANUAL (US $/AÑO) PARA LA ADMINISTRACIÓN DEL FIDEICOMISO ............................................................... 48 RESUMEN DE COSTOS DE ADMINISTRACIÓN DE FIDEICOMISO ................................................................................ 49 POTENCIA INSTALADA Y ENERGÍA PROMEDIO ESTIMADA DISPONIBLE POR INSTALACIÓN AUTÓNOMA ........................... 54 TABLA DE REDUCCIÓN TARIFARIA ESTABLECIDA POR LA LEY Nº 27510 (FOSE) ........................................................ 54 CARGO DE CORTE Y RECONEXIÓN (US $/ USUARIO) ............................................................................................ 57 CARGOS DE CORTE Y RECONEXIÓN (S./ USUARIO) .............................................................................................. 57 RESULTADOS DEL CARGO RER AUTÓNOMO PARA ÁREAS NO CONECTADAS A RED ( S./MES)-SIN IGV .......................... 57 PROPUESTA DE LA TARIFA RER AUTÓNOMA CON MECANISMOS DE COMPENSACIÓN FOSE (S./MES)-SIN IGV .............. 57 CARGOS DE CORTE Y RECONEXIÓN (S./USUARIO) ............................................................................................... 57 PRICONSA Página 3 de 58 OSINERGMIN Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe LISTA DE FIGURAS FIGURA 1) FIGURA 2) FIGURA 3) FIGURA 4) FIGURA 5) FIGURA 6) FIGURA 7) FIGURA 8) FIGURA 9) FIGURA 10) FIGURA 11) FIGURA 12) FIGURA 13) FIGURA 14) FIGURA 15) FIGURA 16) FIGURA 17) FIGURA 18) FIGURA 19) FIGURA 20) IRRADIACIÓN SOLAR EN PERÚ Y LATINOAMÉRICA ................................................................................................ 14 COMPONENTES REFERENCIALES DE LA INSTALACIÓN TIPO 1 (VIVIENDAS)................................................................. 16 COMPONENTES REFERENCIALES DE LA INSTALACIÓN TIPO 2 (ENTIDADES DE SALUD ) Y TIPO 3 (ESCUELAS) ..................... 17 DIAGRAMA DE INSTALACIÓN TIPO 1 (VIVIENDAS) ............................................................................................... 19 DIAGRAMA DE INSTALACIÓN TIPO 2 Y TIPO 3 (ENTIDADES DE SALUD Y ESCUELAS) .................................................... 23 ELEMENTOS DEL PANEL FOTOVOLTAICO ............................................................................................................ 25 FUNCIONAMIENTO DEL PANEL ........................................................................................................................ 25 FUNCIONAMIENTO DE UNA CELDA SOLAR.......................................................................................................... 25 VIDA DE LOS TIPOS DE BATERÍA EN FUNCIÓN DE LA TEMPERATURA ........................................................................ 28 TIPOS DE BATERÍAS CON SU CAPACIDAD POR VOLUMEN Y PESO............................................................................. 30 PROFUNDIDAD DE DESCARGA VS NÚMERO DE CICLOS ......................................................................................... 31 CONTROLADOR DE CARGA.............................................................................................................................. 32 INVERSOR DE CORRIENTE ............................................................................................................................... 34 SERVICIOS ELÉCTRICOS DE LAS SEDES: TRUJILLO / TARAPOTO – ZONA NORTE ....................................................... 38 SERVICIOS ELÉCTRICOS DE LAS SEDES: HUÁNUCO / LIMA / ICA – ZONA CENTRO ................................................... 39 SERVICIOS ELÉCTRICOS DE LAS SEDES: CUSCO / PUNO / AREQUIPA – ZONA SUR .................................................... 39 PUNTOS DE ATENCIÓN DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS ZONA NORTE ................................................................ 42 PUNTOS DE ATENCIÓN DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS ZONA CENTRO................................................................ 42 PUNTOS DE ATENCIÓN DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS ZONA SUR ..................................................................... 43 PARTICIPANTES DEL FIDEICOMISO .................................................................................................................... 48 PRICONSA Página 4 de 58 OSINERGMIN Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe DETERMINACIÓN DE LA TARIFA Y MECANISMOS DE REMUNERACIÓN PARA SUMINISTROS EN ÁREAS NO CONECTADAS A RED 1 RESUMEN EJECUTIVO 1.1 Objetivo El objetivo del presente informe es la Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Áreas No Conectadas a Red, de acuerdo a los criterios establecidos en el Reglamento para la Promoción de la Inversión Eléctrica en Áreas no Conectadas a Red. 1.2 Antecedentes El 01 de junio de 2006 se publicó la Ley N°28749, Ley General de Electrificación Rural (LGER), que establece el marco normativo para la promoción y el desarrollo eficiente y sostenible de la electrificación de zonas rurales, localidades aisladas y de frontera del país. Posteriormente, el 03 de mayo de 2007 se publicó el Decreto Supremo N°0252007-EM que aprobó el Reglamento de la LGER. El 02 de mayo de 2008 se publicó el Decreto Legislativo Nº 1002, Ley de Promoción de la Inversión para la Generación de Electricidad con el uso de Energías Renovables, que establece las normas generales sobre incentivos para promover la inversión a partir de los Recursos Energéticos Renovables (RER), entre los cuales está comprendido el recurso solar. Posteriormente, el 23 de marzo de 2011 se publicó el Decreto Supremo Nº012-2011-EM que aprobó el nuevo Reglamento de la ley en mención. A través del Decreto Supremo N°020-2013-EM, publicado el 27 de junio de 2013, se aprobó el Reglamento para la Promoción de la Inversión Eléctrica en Áreas No Conectadas a Red, que establece las disposiciones reglamentarias necesarias para la adecuada aplicación de la Ley mencionada precedentemente, a fin de promover el aprovechamiento de los RER para mejorar la calidad de vida de la población ubicada en “Áreas No Conectadas a Red”, definidas en el Reglamento como áreas geográficas rurales que no cuentan con redes ni servicio de electricidad. Asimismo, se define como “Instalación RER Autónoma” al conjunto de elementos que permite dotar de electricidad a un usuario ubicado en un Área No Conectada a Red, incluyendo las instalaciones y equipamientos interiores. Mediante el Decreto citado en el párrafo anterior, se encargó al Osinergmin regular el Cargo RER Autónomo,el cual es el cargo unitario determinado cada año para asegurar la remuneración de todos los servicios involucrados de las Instalaciones RER Autónomas en las Áreas No Conectadas a la Red correspondientes a las zonas norte, centro y sur de país. El Cargo RER Autónomo incluye: i) la Remuneración Anual, que comprende los costos de diseño, construcción-instalación, operación, mantenimiento y reposición de los correspondientes componentes de las Instalaciones RER Autónomas; ii) Costos de Comercialización, que comprende la prestación del servicio comercial de atención al usuario, facturación, cobranza y iii) Costos de Administración de Fideicomiso, encargado de los ingresos y pagos de los servicios. Las Instalaciones RER Autónomas serán desarrolladas en cada área por un inversionista, que viene a ser el adjudicatario en el proceso de Subasta del Programa Masivo de Electrificación Rural con Sistemas Fotovoltaicos impulsado por el Ministerio de Energía y Minas. En virtud de las bases de la “Subasta de Suministro de Electricidad con RER en Áreas No Conectadas a Red” (en adelante, Bases de la Subasta), publicado en agosto de 2014 (disponible en http://www2.osinerg.gob.pe/EnergiasRenovables/EnergiasRenovables.html), se prevé la puesta en operación comercial, en una primera fase, de 2000 Instalaciones RER Autónomas en cada Área No Conectada a Red hasta el 31 de agosto de 2015, adicionándose Instalaciones RER Autónomas hasta completar la cantidad total mínima requerida para cada área (aproximadamente 50000 en cada área). Las Bases de la Subasta mencionan que la fecha de puesta en operación comercial de la cantidad mínima requerida para cada área no podrá superar el 31 de agosto de 2016 y se le garantizará al inversionista durante el plazo de vigencia, periodo de quince (15) años contados a partir de esa fecha, la Remuneración Anual. PRICONSA Página 5 de 58 OSINERGMIN Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe La Remuneración Anual viene a ser el importe contenido en la oferta del adjudicatario de la Subasta en US $/año por el correspondiente Área No Conectada a Red y su respectiva cantidad mínima requerida. En ese sentido, las bases indican que esta remuneración se le garantizará al adjudicatario por el cumplimiento del Contrato de Inversión, tiene carácter firme y es aplicada únicamente durante el plazo de vigencia. Al término del plazo de vigencia, el adjudicatario deberá transferir a las distribuidoras todas las Instalaciones RER Autónomas e Instalaciones Equivalentes Alternativas de la respectiva Área No Conectada a Red. Por otra parte, el adjudicatario deberá suscribir los Contratos de Servicio con los Distribuidores para cada Área No Conectada a Red y el Distribuidor efectuará el servicio comercial en el marco del Encargo Especial suscrito con el Ministerio. En este contrato se establecen las obligaciones del adjudicatario para con el Distribuidor, en aspectos relacionados a la coordinación entre ambos para la atención de los requerimientos de los usuarios que guardan relación con los aspectos técnicos del suministro del servicio. El Distribuidor es para todos los efectos, el suministrador del servicio eléctrico a los usuarios, y por esta razón, en este Contrato de Servicio se establecen las responsabilidades que el adjudicatario tiene respecto al funcionamiento de los sistemas de cara al usuario. Dentro de este panorama, el adjudicatario realizará el corte o reconexión de las Instalaciones RER Autónomas, siendo reconocido con el valor regulado por Osinergmin para este caso. Además, el Distribuidor comunicará al adjudicatario las peticiones de los usuarios de instalación, mantenimiento, desconexión y reconexión, sustitución por robo y traslado o transferencia de Instalaciones RER Autónomas. Dentro del modelo de negocio del Programa Masivo de Electrificación Rural con Sistemas Fotovoltaicos se constituye un Fideicomiso para administrar los fondos necesarios para garantizar la cadena de pagos a efectos del funcionamiento de los Sistemas RER Autónomos. Tales fondos estarán constituidos por las facturaciones a cargo de los usuarios y las transferencias por compensaciones. En este modelo el Distribuidor realizará el cobro a los usuarios por la prestación del servicio mediante un modelo de gestión de cobro que es de responsabilidad de esta, y cuyos costos serán cubiertos por el Encargo Especial que realizará el Ministerio. Por lo mencionado, la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART), como parte de su Plan Operativo 2014, ha previsto contar con un servicio de consultoría a fin de fijar la tarifa eléctrica aplicable a suministros con Instalaciones RER Autónomas atendidos por sistemas fotovoltaicos y establecer los mecanismos de remuneración de los servicios involucrados. Dicha determinación seguirá un procedimiento de fijación similar a lo establecido en virtud de la Ley N° 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios, cuyo cronograma preliminar se muestra a continuación: PRICONSA Página 6 de 58 OSINERGMIN Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe Cuadro 1) Procedimiento de Fijación del Cargo RER Autónomo para Suministros en Áreas No Conectadas a Red (Sistemas Fotovoltaicos) y Mecanismos de Remuneración Cronograma de Fijación de la Tarifa Nueva Fecha de Adjudicación Ítem (07 nov-2014) Proceso Plazos Máximos a Pre publicación del Proy ecto de Resolución de Fijación y de la Relación de Información que lo sustenta, y conv ocatoria a Audiencia Publica del OSINERGMIN. Fecha Límite Dos meses desde la adjudicación de Subasta 13-feb-15 RER b Audiencia Publica del Osinergmin 5 días hábiles 20-feb-15 c Opiniones y Sugerencias respecto a la Pre publicación 20 días hábiles 20-mar-15 d Publicación de la resolución de Fijación 15 días hábiles 14-abr-15 e Interposición de los recursos de reconsideración (de ser el caso) 15 días hábiles 05-may -15 6 días hábiles 13-may -15 f Publicación de los Recursos de Reconsideración y conv ocatoria a audiencia pública g Audiencia Pública para sustentación de los recursos de reconsideración 10 días hábiles 27-may -15 h Opiniones y Sugerencias sobre los recursos de reconsideración 10 días hábiles 10-jun-15 i Resolución de Recursos de Reconsideración 30 días hábiles (1) 16-jun-15 j Publicación de las Resoluciones que resuelv en los recursos de reconsideración 5 días hábiles 17-jun-15 k Audiencias solicitadas por las empresas prestadoras y las organizaciones representativ as de Usuarios (Articulo 8º de la Ley 27838) Desde el inicio al final del proceso Con fecha 22.05.14.,el Osinergmin-Gart adjudicó a Prieto Ingenieros Consultores S.A. (PRICONSA) la Buena Pro del Contrato de Locación de Servicios Nº 021-2014Osinergmin, para la contratación del servicio de consultoría en la “Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración en Áreas No Conectadas a Red”. PRICONSA ha sido designada por el Osinergmin-Gart para desarrollar los Estudios en la “Determinaciòn de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red”, firmando Contrato de Locación de Servicios Nº Osinergmin-Gart-0212014 con fecha 10.07.2014. 1.3 Marco Legal El marco legal que sustenta la Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red, es el siguiente: D.S.N°020-2013-EM, Reglamento para la Inversión Eléctrica en Äreas No Conectadas a Red. D.S.N°012-2011-EM, Aprobación del Reglamento de la Generación de Electricidad con el uso de Energías Renovables. D.L.Nº1002, Ley de promoción de la inversión para la generación de electricidad con el uso de energías renovables. (2008). Ley N°28749, Ley General de Electrificación Rural (2006). D.S.N°025-2007- EM, Reglamento de la Ley General de Electrificación Rural. Ley Nº27838, Ley de Transparencia y Simplificación de Procedimientos Regulatorios. Otras leyes complementarias: D.L.Nº25844, Ley de Concesiones Eléctricas. D.S.Nº009-93-EM, Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas. Ley Nº28546, Ley de Promoción y Utilización de Recursos Energéticos Renovables no Convencionales en Zonas Rurales Aisladas y de Frontera del País (2005). Ley Nº29852, Ley que crea el Sistema de Seguridad Energética en Hidrocarburos y el Fondo de Inclusión Social Energético (FISE). Ley Nº27510, Ley que crea el Fondo de la Compensación Social Eléctrica (FOSE). Ley Nº28307, Ley que modifica y amplía los factores de reducción tarifaria de la Ley Nº 27510, FOSE. D.L.Nº1031, Decreto Legislativo que Promueve la Eficiencia de la Actividad Empresarial del Estado (Reglamento). PRICONSA Página 7 de 58 OSINERGMIN Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe D.S.N°036-2014-EM, Decreto Supremo que otorga encargo especial a las empresas concesionarias de distribución de energía eléctrica y ADINELSA, para el desarrollo de la Primera Subasta RER para suministro de energía a áreas no conectadas a red. Resolución SBS N°1010-99, Reglamento del Fideicomiso y de las empresas de servicios fiduciarios. Normativa a complementar: Opciones Tarifarias y Condiciones de Aplicación de las Tarifas al Usuario Final. 1.4 Alcances del Informe El segundo Informe denominado “Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Áreas No Conectadas a Red” tiene como alcance desarrollar los siguientes puntos: Introducción Información Técnica de los Sistemas Fotovoltaicos Modelo de Gestión de las Empresas Concesionarias y Distribuidoras Determinacion de Costos de Comercialización Determinación de Costos de Administración de Fideicomiso Determinación del Cargo RER autónomo Propuesta de Subsidios para Tarifa RER Autónoma Determinación de la Tarifa RER Autónoma Anexos 1.5 Tarifa Recursos Energéticos Renovables para Àreas No Conectadas a Red El Cargo RER autónomo para áreas no conectadas a red atendidas por sistemas fotovoltaicos comprende la Remuneración Anual en cada área no conectada a red, tal y como está establecido en la oferta económica del adjudicatario, los Costos de Comercialización y los Costos de Administración del Fideicomiso. La Tarifa RER se le aplicará los mecanismos de compensación a través del Fondo de Compensación Electrica (FOSE) aprobado bajo la Ley Nº 25570. 1.6 Resumen de los Aspectos Relevantes Los aspectos relevantes que se han revisado son los siguientes: El Cargo RER determinado en el presente estudio se calculó considerando la Remuneración Anual en cada área no conectada a red, asi como está establecida en la oferta económica del adjudicatario de la subasta en US$/año, los Costos de Comercialización y Costos de Administración del Fideicomiso. De acuerdo al articulo 17 correspondiente al Regimen Tarifario, el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) regulará anualmente el Cargo RER autónomo considerando la Remuneración Anual y los Costos que resulten de la administración del fideicomiso. Los costos de comercialización serán trasladados al Distribuidor siguiendo los mecanismos dispuestos en el D.L.1031 para los encargos especiales. Para los costos de comercialización, se tomaron en cuenta los costos asociados a las actividades de atención al usuario, impresión de recibos, reparto y cobranza de recibos para las zonas geográficas de Costa, Sierra,Selva y Amazonia (Ley N°27037), y luego se determinó el costo para cada área no conectada a red Zona Norte, Centro y Sur, basado en los costos de mano de obra y rendimientos de las actividades establecidas para la fijación de la Tarifa Eléctrica Rural para Sistemas Fotovoltaicos(BT8). Dentro del área de concesión de las empresas distribuidoras Electro Ucayali y Electro Oriente, está el área de Amazonia, que rige bajo la Ley de Promoción de la Inversión en la Amazonía (N°27037), por tal razón, a los costos de equipos y transporte se le adicionó un 2% en las actividades de comercialización, dicho porcentaje toma en cuenta la incidencia del I.G.V.en los costos de estos rubros, lo cual se debe incorporar dentro del Cargo RER Autónomo. De acuerdo al D.S.N°036-2014-EM, por la participación de las empresas de distribución en el encargo especial, recibirán la remuneración correspondiente a todos los servicios de gestión comercial que realice en las instalaciones RER autónomas y una compensación económica, debido a esto, se le adicionó a los costos de operación PRICONSA Página 8 de 58 OSINERGMIN Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe comercial para cada área de concesión, el costo de capital de trabajo, aportes del organismo regulador y la compensación económica correspondiente. El capital de trabajo será el requerido por la empresa de distribución eléctrica desde el inicio de sus operaciones hasta la cobranza del servicio, para su determinación se tomó en cuenta el costo directo del servicio y un tiempo de pago promedio de tres (3) meses, a una tasa mensual de 0.9489%. De acuerdo a la Ley de Concesiones Eléctricas, en su articulo N°31, los aportes del organismo regulador son el 1% de las ventas totales, para su determinación se tomo como base el costo directo del servicio. La compensación económica a las empresas distribuidoras, se calculó en base al capital de trabajo que aporta la empresa distribuidora y requerido para el desarrollo del servicio tomando en cuenta el período de tres (3) meses y la tasa de descuento indicada en la LCE(12%), resultando en un 5.72% de los costos directos. Se elaborarón los planos para la Zona Norte, Zona Centro y Zona Sur con las direcciones de las oficinas comerciales, centros de atención al publico, centros de pago, centros de atención de servicios de las diferentes empresas distribuidoras, como sustento de la infraestructura que tienen las empresas distribuidoras a lo largo de todo el país, por tal razón, se valdrá de las instalaciones físicas (terrenos y edificios) y operativas (equipos y sistemas de información). Debido a que las empresas distribuidoras, tienen centros de pago autorizados en varios puntos de la geografía nacional, incluyendo los bancos, los costos de comercialización consideran que el pago del servicio lo realicen los usuarios en estas unidades de negocio. La facturación del usuario será mensual, cumpliendo con la Normativa de “Opciones Tarifarias y Condiciones de Aplicación de las Tarifas al Usuario Final”. El reparto de recibos será de forma trimestral, recordándole al usuario el pago del servicio. Para determinar los costos de administración del Fideicomiso, se consultó varias entidades financieras, y se seleccionó la clasificación de los costos de Fideicomiso que tiene el Banco de la Nación, se realizó un análisis de los costos asociados a la administración del mismo que incluyen honorarios profesionales, comisiones bancarias, publicaciones y regitros notariales con la finalidad de cumplir las actividades preoperativas y operativas del mismo. Debido a que el administrador de los fondos del Fideicomiso, será una entidad financiera y su regulación legal es la N°26702 (Ley de Banca), para la determinación del salario del personal profesional encargado de la administración del fideicomiso, la remuneración del personal se tomo como referencia los sueldos base de los profesionales del Banco Central de Reserva del Perú. Los costos asociados a la Comisión de Fiducia y de Estructuración del Fideicomiso, se tomaron como referencia las cifras del Informe N° 00803-2014/GFCC de COFIDE para el manejo del Fondo de Inclusión Social Energético (FISE). El mecanismo de compensación aplicado al Cargo RER autónomo para usuarios no conectados a red, es el Fondo de Compensación Social Eléctrica (FOSE), el cual favorece a los usuarios residenciales del servicio público de electricidad cuyos consumos mensuales sean menores a 100 Kw.h/mes, las instalaciones Tipo 1(viviendas), tienen consumos que están por debajo de 100 kwh/mes, por ende, se aplicó la reducción tarifaria correspondiente, calculándose la energía “promedio” disponible (kWh.mes) y el Cargo por Energía Equivalente (ctm S/./kW.h) para conocer el cargo fijo mensual de la tarifa aplicándole el subsidio FOSE. Se establecieron las condiciones generales de aplicación del Cargo RER Autónomo, que complementarán la Normativa de “Opciones Tarifarias y Condiciones de Aplicación de las Tarifas al Usuario Final”. Se realizó un análisis de precios unitarios para establecer los cargos de las actividades de corte y reconexión a los sistemas fotovoltaicos, por región geográfica (costa, sierra y selva) y por área no conectada a red (Zona Norte, Centro y Sur). PRICONSA Página 9 de 58 OSINERGMIN Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe 1.7 Resultados del Cargo RER Autónomo Para el cálculo del cargo RER autónomo para áreas no conectadas a red atendidos por sistemas fotovoltaicos, se tomará en cuenta la diferenciación por cada área de concesión (Norte, Centro y Sur) y por tipo de usuario (Tipo 1, Tipo 2 y Tipo 3). Se considerará una tasa de actualización de 12% anual a un período de 15 años para la recuperación del capital del inversionista, de conformidad con la LGER y su reglamento. Los resultados del calculo tarifario sin Impuesto General de Ventas (IGV) en las Zonas Norte, Centro y Sur, para los usuarios Tipo 1,Tipo 2 y Tipo 3, son los siguientes: Cuadro 2) Costo Mensual del Cargo RER Autónomo Zona Norte-(S./mes)-Sin IGV ZONA NORTE Tipo de Sistema Fotovoltaico Inv ersión (VNR Tipo 1-85 Wp Tipo 2-425 Wp SFV- CAPEX ) Costo Anual Unitario de Inv ersión (CUT SFV-CAPEX ) Costo Anual Unitario de Operación y Mantenimiento (CUT Costo Anual de Comercialización (aCC SFV OPEX ) SFV) Costo Anual de Administración de Fideicomiso (aCAF SFV) Total Costo Anual Costo Mensual de la Inv ersión (mCUT SFV CAPEX ) Costo Mensual de Operación y Mantenimiento (m CUT SFV OPEX ) Costo Mensual de Operación Comercial (mCC SFV ) Costo Mensual de Administración de Fideicomiso (m CAF SFV ) Tipo 3- 850 US$/año 565.17 2,825.83 5,651.66 US$/año 82.98 414.90 829.80 US$/año 82.98 414.90 829.80 US$/año 7.76 7.76 7.76 US$/año 0.83 0.83 0.83 US$/año 174.55 838.39 1,668.19 US$/mes 6.56 32.81 65.61 US$/mes 6.56 32.81 65.61 US$/mes 0.65 0.65 0.65 US$/mes 0.07 0.07 0.07 Total Costo Mensual US$/mes 13.84 66.34 131.94 Total Costo Mensual S.//mes 41.37 198.29 394.37 Cuadro 3) Costo Mensual del Cargo RER Autónomo Zona Centro- (S./mes)-Sin IGV ZONA CENTRO Tipo de Sistema Fotovoltaico Inv ersión (VNR SFV- CAPEX ) Costo Anual Unitario de Inv ersión (CUT US$/año SFV-CAPEX ) Tipo 1-85 Wp Tipo 2-425 Wp 554.95 2,774.75 Tipo 3- 850 5,549.50 US$/año 81.48 407.40 814.80 US$/año 81.48 407.40 814.80 US$/año 8.19 8.19 8.19 US$/año 0.83 0.83 0.83 US$/año US$/mes US$/mes 171.98 6.44 6.44 823.82 32.21 32.21 1,638.62 64.43 64.43 US$/mes 0.68 0.68 0.68 US$/mes 0.07 0.07 0.07 Total Costo Mensual US$/mes 13.63 65.17 129.61 Total Costo Mensual S.//mes 40.74 194.80 387.41 Costo Anual Unitario de Operación y Mantenimiento (CUT Costo Anual de Comercialización (aCC SFV OPEX ) SFV) Costo Anual de Administración de Fideicomiso (aCAF SFV) Total Costo Anual Costo Mensual de la Inv ersión (mCUT SFV CAPEX ) Costo Mensual de Operación y Mantenimiento (m CUT SFV OPEX ) Costo Mensual de Operación Comercial (mCC SFV ) Costo Mensual de Administración de Fideicomiso (m CAF SFV ) Cuadro 4) Costo Mensual del Cargo RER Autónomo Zona Sur- (S./mes)-Sin IGV ZONA SUR Tipo de Sistema Fotovoltaico Inv ersión (VNR SFV- CAPEX ) US$/año Costo Anual Unitario de Inv ersión (CUT US$/año 80.52 402.60 805.20 US$/año 80.52 402.60 805.20 US$/año 7.95 7.95 7.95 US$/año 0.83 0.83 0.83 US$/año 169.82 813.98 1,619.18 US$/mes 6.37 31.83 63.67 US$/mes 6.37 31.83 63.67 US$/mes 0.66 0.66 0.66 US$/mes 0.07 0.07 0.07 Total Costo Mensual US$/mes 13.47 64.39 128.07 Total Costo Mensual S.//mes 40.26 192.46 382.80 SFV-CAPEX ) Costo Anual Unitario de Operación y Mantenimiento (CUT Costo Anual de Comercialización (aCC SFV OPEX ) SFV) Costo Anual de Administración de Fideicomiso (aCAF SFV) Total Costo Anual Costo Mensual de la Inv ersión (mCUT SFV CAPEX ) Costo Mensual de Operación y Mantenimiento (m CUT SFV OPEX ) Costo Mensual de Operación Comercial (mCC SFV ) Costo Mensual de Administración de Fideicomiso (m CAF SFV ) Tipo 1-85 Wp Tipo 2-425 Wp 548.41 2,742.06 Tipo 3- 850 5,484.12 . PRICONSA Página 10 de 58 OSINERGMIN Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe La mensualidad de la inversión y de operación y mantenimiento fue calculada con el Factor de Amortización de Capital de 0.079073 (tasa mensual equivalente a la tasa anual y un periodo de 12 meses). La tasa de cambio considerada en el presente estudio es de (S/./US$) 2.989 al 31.12.2014. 1.8 Conclusiones Los resultados consolidados del Cargo RER Autónomo para Suministros en Areas No Conectadas a Red, son los siguientes: Cuadro 5) Resultados del Cargo RER Autónomo para Áreas No Conectadas a Red ( S./mes)-Sin IGV Cargo RER Autónomo Instalación RER Autónoma Area de Concesión Zona Tipo 1- 85 Wp S./ mes Tipo 2- 425 Wp S./ mes Tipo 3- 850 Wp S./ mes Norte Centro Sur 41.37 40.74 40.26 198.29 194.80 192.46 394.37 387.41 382.80 Para efectos de la determinación de la Tarifa RER autónoma para Suministros en Áreas No Conectadas a Red, primero se analizarón las características técnicas de las instalaciones por Tipo1(viviendas),Tipo 2 (entidades de salud) y Tipo 3 (escuelas),con una tensión de servicio, potencia instalada (Wp) y energía promedio estimada disponible (Kw.h/mes). Cuadro 6) Características de las Instalaciones Autónomas para Áreas No Conectadas a Red Instalación Autònoma Tipo 1 Tipo 2 Tipo 3 Tensión de Serv icio 12 V DC 220 V AC 220 V AC Potencia Instalada ( Wp) Energía Promedio Estimada 85 425 850 8.76 43.78 87.57 Disponible ( Kw .h/mes) Debido a que a las Instalaciones Autónomas Tipo 1, tendrán consumos promedios menores a 100 Kw.h/mes, se propone la aplicación del “Fondo de Compensación Social Eléctrica (FOSE)” a los usuarios redienciales con sistemas aislados del sector rural, para ello se determinó la energía promedio disponible (KWh.mes), por tipo de instalación, con la finalidad calcular los costos por unidad de energía. El impacto de la reducción tarifaria para los usuarios considerando la aplicación de la Ley N°27510 (FOSE), se pueden observar en el siguiente cuadro, los usuarios Tipo 1 correspondiente a viviendas, con una potencia menor de 30 KWh.mes, se le aplicó una reducción tarifaria del 80% del cargo de energía ya que su consumo promedio es de 8.76 Kw.h/mes. Cuadro 7) Propuesta de la Tarifa RER Áutónoma con Mecanismos de Compensación FOSE (S./mes)-Sin IGV Area de Concesión Zona Norte Centro Sur Promedio PRICONSA Instalación RER Autónoma Tipo 1 Vivienda - 85 Wp S./ mes 8.27 8.15 8.05 8.16 Página 11 de 58 OSINERGMIN Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe 1.9 Condiciones de Aplicación de la Tarifa RER Autónoma De acuerdo a las disposiciones generales del Reglamento de la Promoción de la Inversión Eléctrica en áreas No Conectadas a Red: La Tarifa RER Autónoma será aplicada a las personas naturales y jurídicas ubicadas en las áreas No Conectadas a red, denominadas “usuarios tipo”, Tipo 1(viviendas), Tipo 2 (entidades de salud), Tipo 3 (escuelas) de las Zonas Norte, Centro y Sur del país, atendidos por sistemas fotovoltaicos, de acuerdo a una Instalación Autónoma RER o Instalación Equivalente Alternativa. La Tarifa RER autónoma será aplicada mensualmente a todos los usuarios tipo, el usuario Tipo 1 (residencial) se le aplicarán los mecanismos de compensación establecidos en el Fondo de Compensación Social Eléctrico (FOSE-Ley Nº 27510) teniendo en cuenta la energía promedio mensual disponible en la instalación. Como cumplimiento a la Ley General de Electrificación Rural (LGER) y su reglamento, la Tarifa RER Autónoma no incluye el Impuesto General de Ventas (I.G.V) por la prestación del servicio eléctrico. El periodo de facturación será mensual, no podrá ser inferior a veintiocho (28) días calendario ni exceder los treinta y tres (33) días calendario, cumpliendo con la Normativa de Condiciones de Aplicación de la Tarifas al Usuario Final. Cada usuario deberá definir el domicilio de facturación y será empleado por la distribuidora para el reparto de la factura o recibo correspondiente. Se estableció que la entrega de recibos, sea trimestral con tres (3) recibos mensuales en forma de cupones para que el usuario pueda realizar su pago durante el mes correspondiente. El pago del servicio será mensual, lo realizarán los usuarios en los centros de pago autorizados de cada una de las empresas distribuidoras. 1.10 Cargos de Corte y Reconexión Las actividades de corte y reconexión en las Instalaciones RER Autónomas Tipo 1, Tipo 2 y Tipo 3, estará a cargo de las empresas concesionarias. Al igual que en los sistemas convencionales, el corte del servicio se realizará cuando el usuario no realiza el pago por dos meses, la empresa distribuidora emitirá orden de corte correspondiente para su ejecución por el inversionista. La reconexión será realizada cuando el usuario cancele las facturas retrasadas de su servicio y la empresa distribuidora emita la orden de reconexión correspondiente. Las actividades de corte y reconexión se realizarán en conjunto con las actividades de mantenimiento preventivo o correctivo. Los cargos de corte y reconexión para cada una de las áreas de concesión Zona Norte, Zona Centro y Zona Sur expresado en US$/usuario y en S/. usuario son las siguientes: Cuadro 8) Cargo de Corte y Reconexión (US $/usuario) Cargo (US$) Corte Reconexión Norte 2.03 2.60 Centro 1.89 2.39 Sur 1.77 2.22 Cuadro 9) Cargos de Corte y Reconexión (S./usuario) Cargo (S./) Corte Reconexión PRICONSA Norte 6,07 7,77 Página 12 de 58 Centro 5,65 7,14 Sur 5,29 6,64 OSINERGMIN Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe 2 INTRODUCCIÓN Los recursos energéticos renovables (RER) se obtiene de fuentes naturales ilimitadas, ya sea por la inmensa cantidad de energía que contienen o por ser capaces de regenerarse por medios naturales. Las energías renovables se clasifican en Energías Renovables Convencionales y Energías Renovables No Convencionales. Dentro de las primeras se considera a las grandes centrales hidroeléctricas; mientras que dentro de las segundas se ubica a las generadoras eólicas, solares fotovoltaicas, solares térmicas, geotérmicas, mareomotrices, de biomasa y las pequeñas hidroeléctricas. En la determinación de la tarifa eléctrica aplicable a suministros con instalaciones RER autónomos, se consideraran el uso de solares fotovoltaicas para el suministro de la electricidad a los usuarios en Äreas No Conectadas a Red. El uso de la energía solar en nuestro país tuvo su inicio a comienzos de la década de los ochenta, su utilización se limitaba al campo de las telecomunicaciones, defensa nacional y dentro del ámbito de uso doméstico, sólo se consideraba su utilización para el calentamiento de agua mediante termas solares de pequeña capacidad. A comienzos de 1995, el mercado solar no tuvo un gran apoyo por parte del Estado. Su desarrollo se debió sobre todo a un esfuerzo de entidades públicas y ONG’s que, a pesar de carecer de un marco legal e institucional, aplicaron las energías renovables en los lugares rurales y aislados del Perú. Muchos de los proyectos en este periodo fueron subvencionados por fuentes de cooperación internacional, sobre todo provenientes de Europa. Es a partir de 1995, cuando comienza el auge de las telecomunicaciones en el país, y se instalan sistemas fotovoltaicos en los puestos fronterizos, y crece el número de proveedores de equipos de energía solar fotovoltaica y térmica, así como los primeros proyectos masivos promovidos por ONGs y por el Estado, para satisfacer una necesidad básica como es la electricidad en zonas aisladas. En los últimos veinte años de introducción de la energía solar en el país, se han llevado a cabo proyectos de gran envergadura, que han contribuido a que esta tecnología se haga conocida y difundida. A continuación se muestra un resumén cronológico de los antecedentes de los proyectos con Sistemas Fotovoltaicos en el Perú: 1982-1986: La empresa alemana P&T Solar fue la primera empresa en instalar los Sistemas Fotovoltaicos (SFV) en el Perú en las localidades de Jaén y Majes en la provincia de Cajamarca y Arequipa respectivamente, los modulos instalados fueron de la marca Telefunken. 1986-1987: Se desarrollo un proyecto llamado GTZ-CORPUNO, donde instaló 250 Sistemas Fotovoltaicos en varias provincias de Puno, posteriormente para el periodo de 1991-1996, bajo el mismo proyecto se instalaron 250 sistemas fotovoltaicos adicionales. 1995: Bajo la Dirección Ejecutiva de Proyectos (DEP) del Ministerio de Energìa y Minas (MEM), se instalarón 250 sistemas fotovoltaicos en la localidad de San Francisco de Yarinacocha, que esta ubicada en la región Selva. 1996: El Ministerio de Energìa y Minas, desarrolló el Proyecto de Ahorro de Energía y encargó al Centro de Energia Renovables de la Universidad Nacional de Ingeniería, la instalación de setenta y cinco (75) SFV en la Isla de Taquile del Lago Titicaca, ampliando la instalación a cien (100) SFV. 1997: El Ministerio de Energìóa y Minas bajo la DEP, adquirió 1200 Sistemas Fotovoltaicos. 1998: El Ministerio de Energía y Minas, bajo el Proyecto de Ahorro de Energía, encargó al CER-UNI, la instalación de setenta y dos (72) SFV en la Isla de Taquile, Uros y Soto. 1999: El CER-UNI, inicio la segunda etapa del proyecto de Ahorro de Energía, con la instalación de doscientos cuarenta y nueve (249) SFV en Taquile, Uros, Amantani, Soto y Huacho. 1999: Posteriormente el Ministerio de Energìa y Minas bajo la DEP, encomendó a la Universidad Nacional de Ingenieria (UNI), la instalación de 781 SFV en los departamentos de Cerro de Pasco, Ayacucho, Apurimac, Juni, Loreto, Madre de Dios y Ucayali, pertencientes a región sierra y selva. 2007: Se instaló un SFV productivo de 2 kWp en la comunidad de Vilcallams Arriba, provincia de Chuchito, Departamento de Puno, con la finalidad de promover el uso de los Recursos Energèticos Renovables (RER) en los sistemas productivos de comunidades aisladas. PRICONSA Página 13 de 58 OSINERGMIN Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe Por lo antes mencionado, en mayo de 2008, se emitió el Decreto Legislativo Nº1002 que promueve la inversión para la generación de electricidad con el uso de Recursos Energéticos Renovables (RER), tales como la energía eólica, solar, geotérmica, mareomotriz, la biomasa y las pequeñas hidroeléctricas con una capacidad instalada de hasta 20MW. El decreto tiene por objeto promover el aprovechamiento de los Recursos Energéticos Renovables (RER) para mejorar la calidad de vida de la población y proteger el medio ambiente, mediante la promoción de la inversión en la producción de electricidad. El Plan de Electrificación Rural (PNER) establece entre sus principales metas el incremento de la cobertura del servicio eléctrico a la población no atendida . Por tal razón, el estado peruano ha considerado cubrir sus deficiencias del sistema eléctrico en las áreas rurales, en esta oportunidad con la energía solar, que es una de las fuentes de la vida y el origen de la mayoría de las demás formas de energía conocidas. Cada año la radiación solar aporta a la Tierra la energía equivalente a varios miles de veces la cantidad que consume toda la humanidad. En comparación con otros países latinoamericanos, Perú es un país privilegiado, debido a que su radición solar promedio esta por encima de 5 kW.h/mes, asi como se muestra en la siguiente figura: Figura 1) Irradiación Solar en Perú y Latinoamérica Para obtener un promedio de la irradiación solar diaria en el país, se ha considerado las siguientes fuentes: Fuente 1:“Radiación Solar en el Perú”, Tesis realizada por Cesar Augusto Kadono Nakamura para optar el título de Ingeniero Mecánico Electricista en el PAIME-UNI, 1972. Fuente 2:“Estimación de la Energía Solar en el Perú” por el Ing. J. W. Vásquez publicado en la Revista Energética (OLADE) en 1987, muestra la valuación de la irradiación diaria media anual en 64 estaciones meteorológicas a nivel nacional. Fuente 3:“Atlas de Energía Solar del Perú” publicación del Servicio Nacional de Meteorología e Hidrología (SENAMHI) en convenio con la Dirección Ejecutiva de Proyectos del Ministerio de Energía y Minas (DEP-MEM) en 2003. En el cuadro siguiente se muestra los cuadros consolidados de la Irradiación Solar, de cada una de las fuentes indicadas, los resultados obtenidos son los siguientes: Cuadro 10) Irradiación Solar Diaria (kW.h/m²) Región Costa Sierra Selva Fuente 1 5.38 5.75 4.47 Fuente 2 4.72 5.05 4.21 Fuente 3 5.69 5.6 4.45 Promedio 5.26 5.47 4.38 Para la obtención del valor de la Irradiación Solar Diaria (kW.h/m²), se ha obtenido un resumen ponderado de las fuentes. Con respecto a la energía, en necesario aclarar que no se medirá el consumo de energía por la naturaleza de los sistemas fotovoltaicos, y que ésta representa una energía promedio estimada en base a la radiación solar y la potencia PRICONSA Página 14 de 58 OSINERGMIN Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe pico (Wp) del panel solar y las perdidas de energía. Para el dimensionamiento de los sistemas fotovoltaicos, las perdidas de energía se estiman alrededor alrededor del 30%. 3 INFORMACIÓN TÉCNICA DE LOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS En la fijación de la Tarifa Rural para Sistemas Fotovoltaicos 2014-2018, Informe N°04022014-GART, plantean la siguiente clasificación con la finalidad de atender satisfactoriamente la demanda de energía domiciliaria y de uso general como colegios, postas médicas, locales comunales, comerciales, capillas, puestos policiales, etc, se clasifican por la potencia pico que puede proporcionar el panel solar o la agrupación en paralelo de varios de estos paneles. Cuadro 11) Descripción de los Tipos de Sistemas Fotovoltaicos -Tarifa Rural 2014-2018 N° Tipo de Sistema 1 Módulo 50 2 Módulo 80 3 Módulo 160 4 Módulo 240 5 Módulo 320 1x50 1x80 2x80 3x80 4x80 Energía Disponible Potencia Costa-Sierra Selva Instalada (W) 238,50 202,50 75,00 381,60 324,00 93,00 763,20 648,00 240,00 1 144,80 972,00 360,00 1 528,40 1 296,00 319,00 Tensión (V) 12 CC 12 CC 200 CA 200 CA 200 CA Pérdidas (%) 79,36 79,36 69,44 69,44 69,44 Capacidad Bateria (Ah) 100,00 150,00 200,00 300,00 400,00 Capacidad Regulador (A) 10,00 10,00 20,00 30,00 40,00 Capacidad Inversor (W) No No 300,00 400,00 500,00 Para la determinación de los componentes de los sistemas fotovoltaicos se realizó de acuerdo a la demanda de energía eléctrica típica de los usuarios rurales del país, para lo cual se definieron los siguientes términos: Consumo energético de suministro:Es el consumo de energía de las cargas típicas usadas en sistemas fotovoltaicos. Pérdidas de energía: Son las pérdidas de energía de la batería, pérdidas por efecto joule y pérdidas del inversor DC/AC (en los SFV que corresponda) que se presentan en el transporte de energía del panel fotovoltaico a las cargas típicas. Energía Suministrada por el SFV: Es la energía proporcionada por el Módulo Fotovoltaico a la batería. Energía Disponible al Usuario: Es la energía disponible para abastecer la demanda típica de los usuarios rurales. Se obtiene a partir de la energía suministrada por el SFV menos las pérdidas estimadas. Las condiciones de operación de los SFV para la selección de los componentes, para nuestro caso, el Perú, podemos encontrar valores de esta energía solar diaria que denominaremos E, promedios mensuales y anuales, en cualquiera de las tres fuentes de información antes mencionada. La energía (E, kW.h/m2), es producto de la potencia solar (Irradiancia) medida en W/m2 y evaluada durante todo el día. t1 : hora inicial del día t2 : hora final del día P : Potencia solar instantánea Como no es fácilmente posible hacer esta evaluación en cualquier momento y en cualquier lugar, se recurre el siguiente artificio para efectos de cálculo de ingeniería, que nos permite resolver con facilidad la integral anterior y obtener el valor de la energía acumulada diariamente: Resultado de la integral anterior suponiendo potencia constante. El rendimiento eléctrico máximo de todo artefacto fotovoltaico (célula, módulo, panel o arreglo) se produce cuando sobre él “llega un sol” de 1000 W/m2 de potencia (solar). Un sol de 1000 W/m2 de potencia incidiendo sobre una superficie fotovoltaica la excita para que genere una potencia eléctrica considerada como máxima potencia o “potencia pico” y se la representa por Wp y se le mide en Watts. PRICONSA Página 15 de 58 OSINERGMIN Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe Esta potencia eléctrica máxima (PM) es el resultado de la generación constante de una corriente eléctrica continua de IM amperios y VM Voltios durante el intervalo t2 – t1; es decir: Si el sol de 1000 W/m2 o 1 kW/m2 de potencia incide de manera constante sobre la superficie fotovoltaica, ésta generará PM (W o kW) también de manera constante. En consecuencia y de acuerdo con , hacemos el siguiente cálculo de energía: Siendo E la energía diaria del lugar medida en KWh/m2, entonces: Por lo tanto en “ese lugar” (cualquier lugar) tendremos E horas de sol de 1000 W/m2 que excitarán cualquier superficie fotovoltaica para que ésta genere su “potencia pico” es decir: Consecuentemente aquella superficie fotovoltaica en “ese lugar” enviara diariamente a la batería del SFV una carga eléctrica equivalente a E * IM Amperio – hora (Ah). En el programa masivo de Electrificación Rural, especificamente en las bases para la Subasta de Suministro de Electricidad con Recursos Energéticos Renovables (RER) en áreas no Conectadas a Red, se plantean tres tipos de instalaciones: Instalación Autonoma Tipo 1: la cual será ubicada en las viviendas, con una capacidad instalada de 85 Wp (sistemas domicilarios), el objetivo es suministrar electricidad a los hogares para la iluminación y aparatos de bajo consumo, la instalación tendra en líneas generales, el siguiente esquema: Figura 2) Componentes referenciales de la Instalación Tipo 1 (Viviendas) Instalación Autonoma Tipo 2: la cual será ubicada en las entidades de salud con una capacidad instalada de 425 Wp. Instalación Autónoma Tipo 3: la cual será ubicada en las escuelas con una capacidad instalada de 850 Wp. Las capacidades de las instalaciones Tipo 2 y Tipo 3, son cinco y diez veces mayor que la instalación Tipo1, y tienen un convertidor de corriente continua a corriente alterna, las instalaciones tendrán en líneas generales, el siguiente esquema: PRICONSA Página 16 de 58 OSINERGMIN Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe Figura 3) Componentes referenciales de la Instalación Tipo 2 (Entidades de salud ) y Tipo 3 (Escuelas) 3.1 Instalación RER Autóma Tipo 1 (Viviendas): El servicio eléctrico proporcionado por la instalación autónoma Tipo 1 (Viviendas) de 85 Wp está diseñado para suministrar energía eléctrica en el ámbito doméstico para zonas alejadas y de bajo consumo de energía. El objetivo de esta instalación para las viviendas es abastecer de energía eléctrica en corriente continua de 12 V, utilizando un sistema fotovoltaico con las siguientes características: Generador Fotovoltaico de 85 Wp Controlador de Carga tipo electrónico 10A/10A-12V Batería del tipo sellada sin electrolito liquido capacidad nominal minimo de 90 Ah C100 Lámparas Tipo Led, 10 Watts, minimo 600 lumenes. Sistema de Montaje Cableado Para las instalaciones Tipo 1 (Viviendas), se proyectó un consumo energético de 230 Wh/día, así como se puede visualizar en la siguiente tabla. De acuerdo a las bases definitivas para la subasta de suministro de electricidad con RER en áreas no conectadas a red (agosto 2014), el consumo energético mínimo será de 180 Wh/día. Cuadro 12) Proyección de Consumo para Instalaciones Autónomas Tipo 1 (Viviendas) Unidades 3 1 1 1 3.1.1 Potencia Unitaria (Watt) Lámparas 10 Radio 10 Cargador de Pilas 15 Cargador de celular 5 TOTAL Carga Potencia Total (Watt) 30 10 15 5 60 Horas de funcionamiento al Día (Horas) 4.5 3 3 4 Consumo Energético Proyectado (Wh/día) 135 30 45 20 230 Requisitos técnicos mínimos de la Instalación Tipo 1( Viviendas): El servicio eléctrico deberá realizarse a una tensión de 12 Voltios (V) en corriente continua utilizando un sistema fotovoltaico con las siguientes características mìnimas: Generador Fotovoltaico1 de 36 celdas y potencia real mínima pico de 85 Wp a CEM 2 durante todo el Plazo de Vigencia de la Remuneración Anual (Plazo de Vigencia). Deberá contar con certificados vigentes de cumplimiento de las normas IEC 61730 y IEC 61215, emitidos por una institución certificadora independiente del fabricante que tenga certificación con ISO 17025 vigente a la fecha de emisión de los certificados. Controlador de carga tipo electrónico3 apropiado para la operación de la Instalación RER Autónoma Tipo 1 propuesta por el inversionista, cuya corriente nominal no deberá ser menor de 10 Amperios a su ingreso y salida (10 Amperios x 10 Amperios), y cuya tensión nominal sea de 12 voltios. El controlador no deberá emitir ruidos ni 1El Generador fotovoltaico deberá estar formado por un módulo fotovoltaico. Referido a Condiciones Estándar de Medida (CEM o STC): 1000W/m2; 25ºC; AM=1,5, Incidencia Normal 3 No se podrá utilizar más de un controlador de carga. 2 PRICONSA Página 17 de 58 OSINERGMIN Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe interferencias a otros equipos eléctricos, cumpliendo la Directiva de Compatibilidad Electromagnética 2004/108/CE, y deberá tener un autoconsumo máximo igual al 1% de la corriente nominal. Además, deberá contar con protecciones electrónicas4 como mínimo: retorno de corriente al módulo fotovoltaico; sobre carga, sobre descargas y sobre tensión de batería; sobre tensión en la entrada del módulo fotovoltaico; contra polaridad inversa en cualquiera de sus líneas (módulo fotovoltaico, batería y carga de consumo); funcionamiento sin batería y cortocircuitos en el lado del módulo fotovoltaico y cargas de consumo. Asimismo, deberá permitir la modificación de los valores de Tensión Final de desconexión de las cargas del suministro eléctrico, deberá ser capaz de almacenar información básica de operación de por lo menos 30 días y que esta sea exportable a un ordenador tipo PC en formato abierto. Batería5 del tipo sellada sin electrolito líquido6 de 12 voltios de tensión nominal. La capacidad de almacenamiento deberá corresponder y ser coherente con la potencia del Generador Fotovoltaico ofertado y con la energía que este Generador suministra en las condiciones climáticas y ambientales del lugar de instalación. La Capacidad Nominal de la Batería no deberá ser menor a 90 Ah C100 hasta una tensión final mínima de 10,5 voltios y una temperatura de referencia de 25 ºC. La Capacidad Real de la batería no deberá ser menor al 80% de su Capacidad Nominal durante toda la vida útil de la batería, en las condiciones climáticas ambiente donde se instale. Lámparas tipo LED (tres unidades), con base tipo E27, máximo 10 Watts y mínimo 600 lúmenes, luz blanca, ángulo de apertura de al menos 120º, de intensidad no concentrada, tensión nominal de operación 12 Volts en corriente continua, funcionamiento entre tensiones de 10 a 15 voltios y deberá contar con protección contra polaridad invertida. Las lámparas deberán tener un tiempo de funcionamiento no menor de 30,000 (treinta mil) horas, y no deberá emitir ruidos ni interferencias a otros equipos electrónicos, cumpliendo la directiva de compatibilidad electromagnética 2004/108/CE (EG). Sistema de montaje que deberá adaptarse a las condiciones existentes y cargas previstas, diseñado, construido y mantenido siguiendo un código de construcción validado y la normativa vigente en Perú, tomando como referencia las especificaciones técnicas utilizadas por la DGER para estos casos. Deberá garantizar una vida útil de 20 años. El cableado utilizado por el Inversionista para la interconexión de los componentes de la Instalación RER Autónoma, deberá cumplir el reglamento de baja tensión vigente en el Perú, tomando como referencia las especificaciones técnicas utilizadas por la DGER para estos casos. Este cableado deberá estar debidamente protegido, y aquel que esté a la intemperie deberá mantener sus propiedades durante al menos 20 años. Instalaciones eléctricas que contengan un tomacorriente de doble toma, con polaridad definida, además de una toma para cargador eléctrico universal para teléfono celular, según diagrama referencial del Anexo 9-2. Estas instalaciones deberán cumplir las especificaciones técnicas de la DGER para estos casos. La instalación deberá ser tal que no permita la manipulación del controlador ni de la batería para evitar que se pueda suministrar energía a la carga directamente desde la batería, es decir sin pasar por el controlador. Cada Equipo deberá contar con una marca indeleble que al menos incluya lo siguiente: Número de serie y denominación del proyecto. El Inversionista entregará al Distribuidor un listado en formato electrónico de los números de serie de los equipos asociados con los datos del usuario. Se deberá contar con indicadores que muestren de forma visual o sonora el estado de carga de la batería y adviertan al Usuario que se producirá el corte de electricidad, por baja tensión de la batería. El diagrama de instalación para el Tipo 1 es el siguiente: La protección deberá ser realizada por el propio controlador, no se permite el uso de fusibles extraíbles. No se podrá instalar más de una Batería. 6 Se exceptúa de esta restricción a las baterías de ion-litio. 4 5 PRICONSA Página 18 de 58 OSINERGMIN Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe Figura 4) Diagrama de Instalación Tipo 1 (Viviendas) 3.2 Instalación Autónoma Tipo 2 (Entidades de Salud): El servicio eléctrico proporcionado por la instalación autónoma Tipo 2 ( entidades de salud) de 425 Wp está diseñado para suministrar energía eléctrica a las entidades de salud en zonas alejadas. El objetivo de esta instalación para las entidades de salud es abastecer de energía eléctrica en corriente alterna entre 220 V y 240 V, utilizando un sistema fotovoltaico con las siguientes características: Generador Fotovoltaico de 425 Wp Controlador de Carga tipo electrónico 1.25 veces la corriente de corto circuito del arreglo fotovoltaico. Batería del tipo sellada sin electrolito liquido capacidad nominal minimo de 360 Ah C100 Inversor tipo electrónico 800 VA Lámparas Tipo Led, 10 Watts, minimo 600 lumenes. Sistema de Montaje Cableado Para las instalaciones Tipo 2 (Entidades de Salud), se proyectó un consumo energético de 1175 Wh/día, así como se puede visualizar en la siguiente tabla. De acuerdo a las bases definitivas para la subasta de suministro de electricidad con RER en áreas no conectadas a red (agosto 2014), el consumo energético mínimo será de 900 Wh /día. Cuadro 13) Proyección de Consumo para Instalaciones Autónomas Tipo 2 (Entidades de Salud) Unidades Carga 3 1 1 1 1 1 2 1 Lámparas TV a color DVD Laptop Cargador de Pilas Cargador de celular Computadora Minicomponente PRICONSA Potencia Unitaria Potencia Total (Watt) (Watt) 10 80 20 65 15 5 80 10 TOTAL 30 80 20 65 15 5 160 10 385 Página 19 de 58 Horas de funcionamiento al Día (Horas) 3.5 2 1 3 1 3 4 2.5 Consumo Energético Proyectado (Wh/día) 105 160 20 195 15 15 640 25 1175 OSINERGMIN Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe 3.2.1 Requisitos técnicos mínimos de la Instalación Tipo 2(Entidades de Salud): El Suministro eléctrico deberá realizarse a una tensión comprendida entre 240 V y 220 V en corriente alterna, monofásica, 60 Hz, utilizando un Sistema Fotovoltaico con las siguientes características: Generador Fotovoltaico7 con potencia pico mínima8 de cinco (5) veces la potencia ofertada para el Tipo 1 a CEM9 . Los módulos fotovoltaicos utilizados deberán contar con certificados vigentes de cumplimiento de las normas IEC 61730 y IEC 61215, emitidos por una institución certificadora independiente del fabricante que tenga certificación ISO 17025 vigente a la fecha de emisión de los certificados, además no deberán tener menos de 36 celdas fotovoltaicas. Controlador de carga 10 tipo electrónico apropiado para la operación de una Instalación RER Autónoma Tipo 2 propuesta por el inversionista, cuya corriente nominal a su ingreso (lado módulo fotovoltaico) debe ser como mínimo 1.25 veces la corriente de corto circuito a CEM del arreglo fotovoltaico conectado a él (agrupamiento de módulos fotovoltaicos interconectados). El controlador no deberá emitir ruidos ni interferencias a otros equipos eléctricos, cumpliendo la Directiva de Compatibilidad Electromagnética 2004/108/CE y deberá tener un autoconsumo máximo de 1% de su corriente nominal. Además deberá contar con protecciones electrónicas11 , como mínimo, ante: Retorno de corriente al módulo fotovoltaico; sobre carga, sobre descargas y sobre tensión de batería; sobretensión en la entrada del módulo fotovoltaico; contra polaridad inversa en cualquiera de sus líneas (módulo fotovoltaico, batería); funcionamiento sin batería y cortocircuitos en el lado del módulo fotovoltaico. Además, deberá ser capaz de almacenar información básica de operación, de por lo menos 30 días, y que ésta sea exportable a un ordenador tipo PC en formato abierto. Batería del tipo sellada sin electrolito líquido12 13. La capacidad de almacenamiento deberá corresponder y ser coherente con la potencia del Generador Fotovoltaico ofertado y la energía que éste Generador suministra en las condiciones climáticas y ambientales del lugar de instalación. La Capacidad nominal de la Batería no deberá ser menor a 360Ah C100, hasta una tensión final mínima de 1.75 voltios/celda y una temperatura de referencia de 25ºC (capacidad nominal asociada a una tensión de batería de 12 voltios14. La Capacidad Real de cada unidad de almacenamiento no deberá ser menor al 80% de su Capacidad Nominal en la temperatura de referencia y a las condiciones climáticas y ambientales del lugar de instalación. Inversor15, tipo electrónico de onda sinusoidal pura de 800 VA, en régimen continuo de funcionamiento, como mínimo de potencia real en las condiciones climáticas y ambientales del lugar de instalación. No deberá emitir ruidos ni interferencias a otros equipos eléctricos, cumpliendo la Directiva de Compatibilidad Electromagnética 2004/108/CE y deberá tener un autoconsumo máximo de 3% de la potencia nominal. Además deberá contar con protecciones electrónicas ante desconexiones y cortocircuitos en su ingreso (lado DC) y salida (lado AC) y con sistema de reconocimiento de cargas ajustable entre 1 a 20 Watts, además deberá ser posible la modificación de los valores de Tensión Final de desconexión de las Cargas del suministro eléctrico, deberá ser capaz de almacenar de información básica de operación16 de por lo menos 30 días y que ésta sea exportable a un ordenador tipo PC en formato abierto. El Generador fotovoltaico deberá estar formado por la interconexión de módulos fotovoltaicos de la misma marca y modelo. Se precisa que el Generador Fotovoltaico ofertado deberá tener una potencia real no menor a 425Wp a CEM en el punto de máxima potencia. 9 Referido a Condiciones Estándar de Medida (CEM o STC): 1000W/m2; 25ºC; AM=1.5, Incidencia Normal. 10 Se podrá utilizar más de un Controlador de Carga, de ser este el caso, se deberá realizar la programación o ajustes convenientes para que no se afecten los algoritmos de carga de la batería. No existe restricción respecto de la tensión nominal. 11 La protección deberá ser electrónica y realizada por el propio controlador, no se permite el uso de fusibles extraíbles. 12 Se permite el uso de baterías de ion-litio. 13 La Batería está referida a una o varias unidades de almacenamiento, las cuales deberán ser interconectadas en serie, no se permite interconexiones en paralelo. 14 La tensión de la Batería deberá ser definida por el Inversionista y su Capacidad (a las condiciones referidas) deberá ser como mínimo lo indicado y en magnitud equivalente con la tensión seleccionada. 15 No se permite la instalación de más de un Inversor. 16 Se permitirá el uso de almacenadores de datos externos al Inversor siempre que sean de bajo consumo eléctrico. 7 8 PRICONSA Página 20 de 58 OSINERGMIN Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe Lámparas tipo LED17 con base E27, máximo 10 Watts y mínimo 600 lúmenes, luz blanca, ángulo de apertura de al menos 120º, de intensidad no concentrada, tensión nominal de operación 220 voltios en corriente alterna. Las lámparas deberán tener un tiempo de funcionamiento no menor de 30,000 (treinta mil) horas y no deberá emitir ruidos ni interferencias a otros equipos eléctricos, cumpliendo la Directiva de Compatibilidad Electromagnética 2004/108/CE (EG). Sistema de montaje deberá adaptarse a las condiciones existentes y cargas previstas, diseñado, construido y mantenido siguiendo un código de construcción validado y la normativa vigente en Perú. Deberá garantizar una vida útil de 20 años. El cableado utilizado por el Inversionista para la interconexión de los componentes de la Instalación RER Autónoma deberá cumplir el reglamento de baja tensión vigente en Perú, estando debidamente protegido, y aquel que esté a la intemperie deberá mantener sus propiedades durante al menos 20 años. 3.3 Instalación Autónoma Tipo 3 (Escuelas): El servicio eléctrico proporcionado por la instalación autónoma Tipo 2 ( escuelas) de 850 Wp está diseñado para suministrar energía eléctrica a las entidades educativas en zonas alejadas. El objetivo de esta instalación es abastecer de energía eléctrica en corriente alterna entre 220 V y 240 V, utilizando un sistema fotovoltaico con las siguientes características: Generador Fotovoltaico de 850 Wp. Controlador de Carga tipo electrónico 1.25 veces la corriente de corto circuito del arreglo fotovoltaico. Batería del tipo sellada sin electrolito liquido capacidad nominal minimo de 720 Ah C100. Inversor tipo electrónico 1200VA. Lámparas Tipo Led, 10 Watts, minimo 600 lumenes. Sistema de Montaje Cableado Para las instalaciones Tipo 3 (Escuelas), se proyectó un consumo energético de 1927 Wh/día, así como se puede visualizar en la siguiente tabla. De acuerdo a las bases definitivas para la subasta de suministro de electricidad con RER en áreas no conectadas a red (agosto 2014), el consumo energético mínimo será de 1800 Wh/día. Cuadro 14) Proyección de Consumo para Instalaciones Autónomas Tipo 3 (Escuelas) Consumo Energético Proyectado (Wh/día) 30 6 180 30 10 65 30 10 260 2.5 2 1.2 75 20 312 15 5 15 5 3 3 45 15 80 320 4 1280 TOTAL 670 Carga 3 Lámparas 10 1 1 4 TV a color bajo consumo Radio Laptop 1 1 Cargador de Pilas Cargador de celular 4 Computadora 3.3.1 Horas de funcionamiento al Día (Horas) Unidades Potencia Unitaria (Watt) Potencia Total 1927 Requisitos técnicos mínimos de la Instalación Tipo 3 (Escuelas): El Suministro eléctrico deberá realizarse a una tensión comprendida entre 220 V y 240 V voltios en corriente alterna, monofásica, 60 Hz, utilizando un Sistema Fotovoltaico con las siguientes características: Generador Fotovoltaico18 con potencia pico mínima19 de diez (10) veces la potencia ofertada para el Tipo 1 a CEM20 (26). Los módulos fotovoltaicos utilizados deberán Se requieren tres unidades. El Generador fotovoltaico deberá estar formado por la interconexión de módulos fotovoltaicos de la misma marca y modelo. 19 Se precisa que el Generador Fotovoltaico ofertado deberá tener una potencia real no menor a 850Wp a CEM en el punto de máxima potencia. 20 Referido a Condiciones Estándar de Medida (CEM o STC): 1000W/m2; 25ºC; AM=1.5, Incidencia Normal 17 18 PRICONSA Página 21 de 58 OSINERGMIN Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe contar con certificados vigentes de cumplimiento de las normas IEC 61730 y IEC61215, emitidos por una institución certificadora independiente del fabricante que tenga certificación ISO 17025 vigente a la fecha de emisión de los certificados, además no deberán tener menos de 36 celdas fotovoltaicas. Controlador de carga tipo electrónico, apropiado para la operación de una Instalación RER Autónoma Tipo 3 propuesto por el Inversionista, cuya corriente nominal a su ingreso (lado módulo fotovoltaico) debe ser como mínimo 1.25 veces la corriente de corto circuito a CEM del arreglo fotovoltaico conectado a él (agrupamiento de módulos fotovoltaicos interconectados). El controlador no deberá emitir ruidos ni interferencias a otros equipos eléctricos, cumpliendo la Directiva de Compatibilidad Electromagnética 2004/108/CE y deberá tener un autoconsumo máximo de 1% de su corriente nominal. Además deberá contar con protecciones electrónicas21 como mínimo, ante: retorno de corriente al módulo fotovoltaico; sobre carga, sobre descargas y sobre tensión de batería; sobre tensión en la entrada del módulo fotovoltaico; contra polaridad inversa en cualquiera de sus líneas (módulo fotovoltaico, batería); funcionamiento sin batería y cortocircuitos en el lado del módulo fotovoltaico. Además, deberá ser capaz de almacenar información básica de operación, de por lo menos 30 días, y que ésta sea exportable a un ordenador tipo PC en formato abierto. Batería del tipo sellada sin electrolito líquido22 23. La capacidad de almacenamiento deberá corresponde y ser coherente con la potencia del Generador Fotovoltaico ofertado y a la energía que éste Generador suministra en las condiciones climáticas y ambientales del lugar de instalación. La Capacidad nominal de la Batería no deberá ser menor a 720Ah C100, hasta una tensión final mínima de 1.75 voltios/celda y una temperatura de referencia de 25ºC (capacidad nominal asociada a una tensión de batería de 12 voltios24. La Capacidad Real de cada unidad de almacenamiento no deberá ser menor al 80% de su Capacidad Nominal en la temperatura de referencia y a las condiciones climáticas y ambientales del lugar de instalación. Inversor25, electrónico onda sinusoidal pura de 1200 VA, en régimen continuo de funcionamiento, como mínimo de potencia real en las condiciones climáticas y ambientales del lugar de instalación. No deberá emitir ruidos ni interferencias a otros equipos eléctricos, cumpliendo la Directiva de Compatibilidad Electromagnética 2004/108/CE y deberá tener un autoconsumo máximo de 3% de la potencia nominal. Además deberá contar con protecciones electrónicas ante desconexiones y cortocircuitos en su ingreso (lado DC) y salida (lado AC) y con sistema de reconocimiento de cargas ajustable entre 1 a 20 Watts, además deberá ser posible la modificación de los valores de Tensión Final de desconexión de las Cargas del suministro eléctrico y deberá ser capaz de almacenar información básica de operación26 de por lo menos 30 días y que ésta sea exportable a un ordenador tipo PC en formato abierto. Lámparas tipo LED (33) con base E27, máximo 10 Watts y mínimo 600 lúmenes, luz blanca, ángulo de apertura de al menos 120º, de intensidad no concentrada, tensión nominal de operación 220 Volts en corriente alterna. Las lámparas deberán tener un tiempo de funcionamiento no menor de 30,000 (treinta mil) horas y no deberá emitir ruidos ni interferencias a otros equipos eléctricos, cumpliendo la Directiva de Compatibilidad Electromagnética 2004/108/CE (EG). (33) Se requieren tres unidades Sistema de montaje deberá adaptarse a las condiciones existentes y cargas previstas, diseñado, construido y mantenido siguiendo un código de construcción validado y la normativa vigente en Perú. Deberá garantizar una vida útil de 20 años. El cableado utilizado por el Inversionista para la interconexión de los componentes de la Instalación RER Autónoma, deberá cumplir el reglamento de baja tensión vigente en Perú, estando debidamente protegido, y aquel que esté a la intemperie deberá mantener sus propiedades durante al menos 20 años. La protección deberá ser electrónica y realizada por el propio controlador, no se permite el uso de fusibles extraíbles. Se permite el uso de baterías de ion-litio. 23 La Batería está referida a una o varias unidades de almacenamiento, las cuales deberán ser interconectadas en serie, no se permite interconexiones en paralelo 24 La tensión de la Batería deberá ser definida por el Inversionista y su Capacidad (a las condiciones referidas) deberá ser como mínimo lo indicado y en magnitud equivalente con la tensión seleccionada 25 No se permite la instalación de más de un Inversor 26 Se permitirá el uso de almacenadores de datos externos al Inversor siempre que sean eficientes y de bajo consumo eléctrico. 21 22 PRICONSA Página 22 de 58 OSINERGMIN Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe Para todos los casos, la batería, el controlador de carga y el inversor (de ser el caso) deberán ser instalados en cajas selladas que eviten su manipulación. Asimismo, el sistema deberá contar con indicadores que muestren el estado de carga de la batería. Para el diseño de la Instalación RER Autónoma, se debe considerar que la energía disponible que deberá ser proporcionada como mínimo cada día, será equivalente a 180Wh (15 Ah a 12 V en corriente continua), 900 Wh y 1800 Wh para el Tipo 1, Tipo 2 y Tipo 3, respectivamente, además se espera, como mínimo, se suministre electricidad suficiente, para el día de diseño más dos (2) días adicionales. Estos parámetros de diseño deberán tenerse en cuenta en la determinación de la tensión de desconexión de las cargas de consumo en el controlador o en el inversor, según corresponda, estos valores podrán ser reajustados conforme a las coordinaciones con el Administrador del Contrato. De igual manera, en todos los casos, el Inversionista deberá tomar medidas razonables que resulten convenientes para evitar el robo y posterior comercialización de las Instalaciones RER Autónomas; para dicho fin, el Generador Fotovoltaico, la Batería, el Inversor y el Controlador de Carga deberán contar con números de serie grabados en lugares estratégicos. Las medidas de seguridad serán presentadas por el Inversionista para la aprobación de la DGER, como parte de la propuesta de diseño a que se refiere la cláusula 7 del presente Contrato. El Participante deberá certificar el cumplimiento de las especificaciones técnicas arriba indicadas mediante la presentación de la documentación que corresponda, e incluir el contenido justificado del compromiso de garantía detallado en el Anexo 9.3. En el caso de sistemas Tipo 2 y Tipo 3, se deberá instalar adecuados sistemas de puesta a tierra. Asimismo, el Inversionista tomará en cuenta los niveles isoceraunicos para los diseños. En caso se requiera atender Usuarios distintos a los tres tipos establecidos anteriormente, se podrá utilizar la Instalación RER Autónomas del Tipo 1 o Tipo 2 o Tipo 3 que más se adecúe a las necesidades. Similar tratamiento tendrá aquellas entidades de salud o escuelas con necesidades de capacidad distintas a las establecidas en su categoría. El diagrama de instalación para el Tipo 2 y Tipo3 es el siguiente: Figura 5) Diagrama de Instalación Tipo 2 y Tipo 3 (Entidades de Salud y Escuelas) PRICONSA Página 23 de 58 OSINERGMIN Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe 3.4 Componentes Principales de las Instalaciones Autónomas atendidos por Sistemas Fotovoltaicos 3.4.1 Panel Solar Celdas de Silicio-Mono y Poli-Cristalino Las celdas de silicio mono cristalino representan el estado de la tecnología fotovoltaica comercial. Para fabricarlas el silicio es purificado, fundido y cristalizado, ya sea en lingotes o en láminas delgadas; posteriormente el silicio es rebanado en obleas delgadas para formar las celdas individuales, las obleas se pulen por ambas caras. Durante el proceso de corte y pulido se desperdicia casi la mitad del material original. Una vez pulidas, las obleas se introducen por difusión a alta temperatura un material dopante, típicamente boro y fósforo, con lo cual se convierte a la oblea en un semiconductor tipo p si se le añadió boro, o tipo n si se añadió fósforo. La mayoría de las celdas fotovoltaicas producen una tensión de aproximadamente 0,5 V, independientemente del área superficial de la celda, sin embargo, mientras mayor sea la superficie de la celda mayor será la corriente que entregará. El espesor requerido para que se lleve a cabo el efecto fotovoltaico y se evite al máximo la recombinación de portadores de carga es del orden de 3 a 4 μm, por este motivo, la celda se torna extremadamente frágil ocasionando que en el proceso de manufactura se generen más desperdicios. Las celdas policristalinas son fabricadas y operan de una manera similar a las monocristalinas. La diferencia es que durante su manufactura se emplea un silicio de menor calidad y costo, esto da como resultado celdas de eficiencia ligeramente menor. Al estar compuesta la celda por una serie de granos de silicio, a nivel microscópico, quedan varios huecos entre las uniones de los granos y por lo tanto en esos microhuecos se interrumpe el fenómeno fotovoltaico. No obstante la diferencia de eficiencias entre el silicio monocristalino y el policristalino es relativamente pequeña y generalmente se absorbe en las evaluaciones de costos. b) Película delgada Los tipos de celda mencionados anteriormente tienen estructura cristalina, el silicio amorfo no tiene tal estructura. Al silicio amorfo también se le denomina película delgada. Las unidades de silicio amorfo se fabrican depositando capas delgadas de silicio, evaporado al vacío, sputtering (erosión iónica), deposición de vapor u otro método sobre un sustrato que puede ser vidrio, plástico o metal. Las celdas de silicio amorfo se presentan prácticamente en cualquier tamaño, siendo la limitante la configuración del domo de evaporación donde se efectúa el proceso. Debido a que las capas de silicio permiten el paso de parte de la luz solar, se requiere depositar varias capas, una sobre otra. Las capas añadidas incrementan la cantidad de electricidad que la celda puede producir. La producción de electricidad se ve disminuida hasta en un 15% a las 8 semanas de que inicia la operación de la celda. Esto se debe a que la película delgada presenta una acelerada degradación a partir de que es expuesta a los rayos solares. A partir del cuarto o quinto año de operación las celdas presentan una degradación del 35 al 50 %. La eficiencia de las celdas de silicio amorfo es de aproximadamente el 50% de las celdas cristalinas. Esta tecnología tiende a ser mucho más barata que las cristalinas. Por esta razón el estado actual de la investigación se enfoca hacía el problema de la degradación. Dentro de los materiales que mayor estabilidad ofrecen en película delgada está el CuInSe2, conocida como cobre-indio-selenio; este material fue considerado teóricamente posible en 1974 y no fue sino hasta 1990 que comenzó su producción en la empresa norteamericana Chronar. Sin embargo el CuInSe2 es un compuesto más costoso que el silicio y actualmente se estudian otras alternativas tales como: AlInS2, Zn3P2 y el Cu2O. Otro material, el teluro de cadmio CdTe, análogamente al CuInSe2, es un material que ha mostrado viabilidad en celdas solares. El CdTe ha mostrado eficiencias iniciales del orden del 15%. El CdTe se encuentra disponible comercialmente. Sin embargo, para reducir el costo del Watt pico, los esfuerzos se enfocan a abatir el costo de producción. a) PRICONSA Página 24 de 58 OSINERGMIN Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe c) Módulos Fotovoltaicos Para la gran mayoría de aplicaciones resulta insuficiente la diferencia de potencial de 0,5 V generada por una celda fotovoltaica. De esta manera las celdas tienen que ser colocadas en serie para que, en conjunto, proporcionen el voltaje adecuado. De la misma manera varias de esas series pueden ser colocadas en paralelo para incrementar la corriente. Posteriormente las celdas interconectadas en serie y sus conexiones eléctricas se encapsulan y se colocan entre dos placas que pueden ser de vidrio, o bien una de vidrio superior y una posterior plástica o metálica. Para absorber esfuerzos mecánicos y con propósitos de montaje se añade un marco metálico. La unidad resultante recibe el nombre de módulo o panel fotovoltaico, el módulo es típicamente la unidad básica de los sistemas fotovoltaicos. Los módulos pueden interconectarse en serie y/o paralelo para formar un arreglo. Figura 6) Elementos del Panel Fotovoltaico Figura 7) Funcionamiento del Panel Figura 8) Funcionamiento de una Celda Solar PRICONSA Página 25 de 58 OSINERGMIN Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe También se ha usado Etileno-Vinil-Acetato (EVA) para las capas laminadas, así como otros polímeros. Para la capa posterior se ha usado Mylar o Tedlar para proteger el módulo contra la humedad, sin embargo casi todos los polímeros son permeables en cierta medida a la humedad. Una solución para esto ha sido utilizar una capa posterior de aluminio recubierta con algún polímero adecuado; aunque la mejor opción, desde el punto de vista encapsulamiento, la representa el vidrio. Sin embargo éste último material representa la desventaja de la fragilidad aun cuando haya sido endurecido. Cuadro 15) Resumen de la Tecnología Fotovoltaica Tipo de Celda Eficiencia (%) Laboratorio Prod. Silicio Monocristalino 19.1 12 a 14 Silicio Policristalino 18 Silicio Laminado Silicio Amorfo o Película Delgada d) e) f) Descripción Ventajas -Tecnología bien desarrollada y estable. -Mayor eficiencia. -Se fabrican en celdas cuadradas. Desventajas -Emplea mucho material caro. -Mucho desperdicio (casi la mitad). -Manufactura costosa. 11 a 13 -Tecnología bien desarrollada y estable. -Buena eficiencia. -Se fabrican en celdas cuadradas. -Menor costo que la monocristal. -Material costoso. -Mucho desperdicio. -Manufactura costosa. -Menor eficiencia que el monocristal. 15 11 a 13.2 -No requiere rebanado. -Menos material desperdiciado. -Potencial para rapidez de buena eficiencia. -Complejidad en el crecimiento del cristal. 11.5 4a8 -Utiliza muy poco material. -Alto potencial y producción muy -Costobajo,50%silicio -Menos afectado por bajos niveles -Degradación pronunciada -Menor eficiencia. -Menor durabilidad Selección del tipo de celda Un panel fotovoltaico es una placa compuesta de células o celdas fotovoltaicas que tienen la propiedad de convertir la energía radiante del sol en energía eléctrica DC. Según el proceso de fabricación, las células y por lo tanto los paneles que las usan, pueden ser de tres tipos: De silicio monocristalino. De silicio policristalino. De silicio amorfo. Los más recientes y confiables son los de silicio monocristalino y de silicio policristalino y se fabrican de una amplia variedad de potencias sin embargo se ha seleccionado sistemas con paneles solares de 50 Wp (paneles existentes) y 80 Wp (ver siguiente punto) debido a que son potencias representativas para los diferentes usos. Se ha seleccionado el panel con células de silicio monocristalino que cumple con los 20 años de vida útil, y su costo de mercado ha disminuido notablemente. Selección de la potencia (Wp) En cuanto a la selección de los módulos, se ha evaluado la oferta existente en el mercado, seleccionando valores representativos de Wp (por ejemplo 50 y 80 Wp), que permitan el análisis de los diferentes SFV definidos (de 50 a 70 Wp y de 71 a 100 Wp), cabe anotar que no existe una estandarización de Wp para la fabricación de los mismos. Es así, que según las bases de la Subasta, se optó por un módulo básico de 85 Wp a CEM* para la Instalación RER Autónoma -Tipo 1(Viviendas), para las instalaciones RER autónomas Tipo 2, se consideró un generador fotovoltaico con potencia pico mínima de cinco veces la potencia del tipo 1 a Condiciones Estándar de Medida (CEM), para las instalaciones RER autónomas Tipo 3, se consideró un generador fotovoltaico con una potencia pico mínima de 10 veces la potencia del tipo 1 a CEM. Especificación Técnica del Panel Solar A continuación se detallan las especificaciones técnicas del panel solar para una potencia máxima 85 Wp. PRICONSA Página 26 de 58 OSINERGMIN Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe Cuadro 16) Especificación Técnica del Panel Solar Caracteristicas Físicas Dimensiones LxAxE Peso 1200 mm x 527 mm x 34 mm 7.6 kg Numero de cèlulas en serie Nùmero de células en paralelo Tamaño de las celulas 36 1 94 mmx 156 mm Caracterisiricas Eléctricas Tensión Nominal 12 V Potemcia Màxima (Pmax) 85 Wp Corriente de Corto Circuito (Isc) 5.02 A Tensiòn Circuito Abierto 22.1 V Intensidad Punto Max. Potencia (Vmp) 4.76 A Características Constructivas Celulas Monocristalinas Marco Aluminio Toma de tierra si Certificados CE-IEC 61215-IEC-61730 Garabtia de Potencia 25 años (80% ) g) Estructura Soporte Actualmente se comercializan paneles solares sin el soporte; el soporte para panel solar es tan relevante como lo puede ser su batería, un módulo que no lo posea no podrá trabajar correctamente, porque la instalación del dispositivo no será posible. El soporte para panel solar es el encargado no sólo de sostener sino el de proporcionar un mayor rendimiento. Existen distintos tipos de soportes para panel solar, están aquellos diseñados para una placa solar determinada, como también están aquellos modelos, más costosos, construidos con el fin de poder albergar cualquier tipo de módulo. Se estima que serán estos últimos los que terminen desarrollándose en mayor número en un futuro cercano. El montaje del soporte para panel solar es muy simple; el montaje se hace sobre la superficie en donde se desee instalar el módulo, con inclinación hacia el norte de 15º con la cual debe regularse al soporte. 3.4.2 Bateria Solar La batería es el elemento encargado de almacenar la energía eléctrica generada por los módulos durante los periodos de sol. Normalmente, las baterías se utilizan durante las noches o periodos nublados, el intervalo que incluye un periodo de carga y uno de descarga, recibe el nombre de ciclo. Idealmente las baterías se recargan al 100 por ciento de su capacidad, durante el periodo de carga de cada ciclo. Si existe un controlador, las baterías no se descargarán totalmente durante el ciclo, de igual manera no corren el peligro de sobrecargarse durante periodos de poco uso. Una batería se dimensiona en función de los criterios siguientes: La energía que debe abastecer diariamente; La autonomía que debe proporcionar durante periodos nublados; y La profundidad de descarga. 3.4.2.1 Variables Técnicas de una Batería a) Temperatura La temperatura es el factor de mayor incidencia que acorta la vida de una batería; por cada 18ºF(10ºC) de incremento en la temperatura de la batería diseñada para operar a 25ºC, la vida de la batería se divide a la mitad. El incremento de la temperatura provoca una corrosión en la rejilla positiva. PRICONSA Página 27 de 58 OSINERGMIN Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe Figura 9) Vida de los Tipos de Batería en Función de la Temperatura Temperatura media de Funcionamiento 20 °C/ 68°F 30 °C/ 86°F 40 °C/ 104°F b) c) d) e) f) AGM Deep Cycle AGM Deep Cycle AGM Deep Cycle años 7 - 10 4 2 años 12 6 3 años 20 10 5 Capacidad La capacidad en Amperios-hora (A-h) es simplemente el número de amperios que la batería puede descargar, multiplicado por el número de horas en que se entrega dicha corriente. Este parámetro determina cuánto tiempo el sistema puede operar una carga determinada sin que haya necesidad de recarga. Profundidad de descarga Este parámetro describe la fracción de la capacidad total de la batería que puede ser usada sin necesidad de recarga y sin dañar a la batería. Como regla general, mientras menor sea la cantidad de energía que se extrae de la batería durante cada ciclo, mayor será la vida útil de la misma. Esta descripción da origen a la clasificación de las baterías en dos grandes grupos: ciclo ligero o automotriz y ciclo profundo. En el ciclo ligero o automotriz, como se mencionó anteriormente, las baterías se diseñan para altas descargas iníciales, como puede ser el arranque de un motor, pero continuamente se están cargando y descargando de manera alternativa. Estas baterías, también llamadas de arranque, se diseñan para profundidades de descarga no mayores del 20%. De manera opuesta las baterías de ciclo profundo se diseñan en función de largos periodos de utilización sin necesidad de recibir recarga, por lo tanto éstas son más robustas y generalmente tienen mayor densidad energética. Su profundidad de descarga puede ser hasta del 100%. Mantenimiento En las baterías selladas no es necesario realizar el mantenimiento preventivo, salvo en casos de sulfatación o falso contacto. El mantenimiento preventivo de las baterías estacionarias se debe realizar en periodos de entre 1 y 2 meses, según las condiciones de operación. El electrolito debe permanecer en el nivel máximo, por efecto de la condensación de gases, el orificio de los tapones se obstruye debiendo permanecer siempre libres, los bornes de las baterías deben permanecer libres de sulfatación para ello se tiene que cubrir con grasa mineral o limpiarlo con un cepillo de forma suave. Cambio por fin de vida útil El factor de reposición ésta condicionado a la cantidad de ciclos por porcentaje de descarga, así como el tiempo de vida útil de la batería según la temperatura de operación, el voltaje de carga y descarga. Fallas Cada batería tiene varios tipos de fallas, algunos de los cuales son más frecuentes que otros. En baterías Plomo-Acido sumergidas los tipos de falla comunes son: Corrosión de la rejilla o terminal positivo Formación de sedimento (desprendimiento) Corrosión de cables de salida superior Sulfatación de placas Sedimentación (trozos de pasta) La formación de sedimentos (desprendimiento) es una función del número de ciclos de operación que soporta una batería. Al desprenderse trozos del material activo de las placas, estos se convierten en sulfato de plomo de color blanco. La formación de sedimentos es la segunda razón por la cual los fabricantes de baterías dejan un espacio en el fondo de las cajas, para permitir la acumulación de una cierta cantidad de sedimento antes de que estos puedan formar un corto a través de la base de las placas, haciendo por tanto inservible a la batería. Como consecuencia, la tensión flotante caerá y la magnitud de la caída de tensión dependerá de la magnitud del PRICONSA Página 28 de 58 OSINERGMIN Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe 3.4.2.2 corto. El desprendimiento y formación de sedimentos en cantidades razonables, es un proceso normal de este tipo de baterías. Se realizó una evaluación técnica para la selección de la batería a utilizar en los sistemas fotovoltaicos, considerándose los costos de materiales, los porcentajes de costos de pruebas y stock, costos de contratista, ingeniería del proyecto, gastos generales e interés, los costos de transporte e instalación, y costos de operación y mantenimiento. g) Tipos de Baterías Plomo-Acido Sumergidas (húmedas) o de líquido aereado. Plomo-Acido reguladas por válvula, VRLA (selladas) Lámina de fibra de vidrio absorbente (AGM) Gel Placa plana Placa tubular h) Liquido aireado El electrolito se encuentra en estado líquido y es accesible al usuario para así realizar el mantenimiento pertinente. Los tapones del recipiente contenedor suelen ser de tipo recombinante para minimizar la pérdida de agua. La batería a utilizar debe poseer un espesor de placa mínimo de 2 mm para garantizar que el material activo dure el periodo de vida especificado, adicionalmente debe considerarse temperaturas de trabajo entre 25 y 35ºC. El peso puede significar un factor a tener en cuenta si consideramos que en algunos casos ésta se tiene que trasladar a lugares distantes a 1 hora o más en caminos de herradura y de difícil acceso. El dimensionamiento de sistemas fotovoltaicos considera una batería por sistema o un banco de baterías con capacidades entre 100 y 200 Ah, en el mercado peruano existen diversos tipos de baterías, siendo estas automotrices, AGM y GEL estacionarias de tipo solar. Para las baterías que se encuentran en zona de selva, se debe considerar temperatura de trabajo normal de 30 y 33ºC.Hay muchos diferentes tipos de baterías con muy buenas características, pero para las aplicaciones en sistemas fotovoltaicos y eólicos se usa en su gran mayoría baterías de plomo por su buena relación del precio por energía disponible. Baterías para Aplicaciones Solares a) Baterías Abiertas Una de las baterías más empleadas en instalaciones de sistemas fotovoltaicos son las de plomo-ácido, éstas tienen la ventaja de ser más económicas que las formadas por otros compuestos. Adicionalmente, dada la gran familiaridad al público en general debido a que tiene relación con las baterías automotrices, su potencial comercial es muy elevado. Estas baterías se fabrican mediante diversas aleaciones de plomo en una solución de ácido sulfúrico que actúa como electrolito. El material de las placas es una aleación de plomo con otro material, ya que el plomo puro es débil físicamente. Dependiendo del material con que se mezcle el plomo, resultará la profundidad de descarga de la batería. Así por ejemplo, si las placas son de una aleación de plomo y antimonio, el antimonio permite que la batería tenga una mayor profundidad de descarga sin que se dañen las placas, esto significa una mayor vida para la batería, y por lo tanto las baterías de plomo-antimonio-ácido son de ciclo profundo. Por otra parte, el calcio aumenta la rigidez del plomo y reduce la auto-descarga; sin embargo, la aleación plomo calcio se ve dañada cuando las profundidades de descarga son mayores al 25 por ciento, en consecuencia las baterías plomo-calcio-ácido son de ciclo ligero. b) Baterías Liquidas Son las más antiguas y su simple producción permiten precios favorables. Existen en versión abierta con tapas que dejan sustituir el agua o en versión 'libre de mantenimiento' que son cerradas pero con válvulas para que posibles gases puedan PRICONSA Página 29 de 58 OSINERGMIN Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe c) d) e) escapar durante cargas excesivas (en realidad no son libre de mantenimiento, son de bajo mantenimiento). Sus ventajas aparte de los precios es que son menos problemáticos si se sobrecargan. Las desventajas son el peligro de perder el muy agresivo acido, un control del nivel del agua es necesario (en las de 'libre mantenimiento' no se pueden sustituir el agua), y su corta vida típica de aproximadamente 400 ciclos de carga y descarga. Una ventilación es muy importante para estos tipos de batería y temperaturas bajo zero pueden destruirlas rápidamente. Baterías tipo VRLA (Valve Regulated Lead Acid battery) Estas baterías modernas tampoco son completamente selladas, pero contienen una tecnología que recombinan el oxígeno e hidrógeno que sale de las placas durante la carga y así eliminan la pérdida de agua si no son sobrecargadas. Estas baterías funcionan en cualquiera posición. Hay dos tipos principales: los de consistencia de Gel y los AGM, donde el ácido es fijado en fibra de vidrio (AGM - absorbed glass mat). Baterías Cerradas Baterías de Gel. En estas baterías 'selladas', el ácido tiene la forma de gel. Su gran ventaja es que ya no hay un líquido que se puede perder, son cerradas y funcionan en cualquier posición. La corrosión es reducida y son más resistentes a bajas temperaturas. Su vida es mucho mayor que la vida de las baterías liquidas y comparado con otras, son las menos afectadas en casos de descargas profundas. Las desventajas son una resistencia interna poco más alta que reduce el flujo máximo de la corriente, son algo más delicadas para cargar y llevan un precio mayor. Estas baterías se usan frecuentemente en la industria y la telecomunicación. En este tipo de baterías, el electrolito se inmoviliza en forma de gel de consistencia muy densa. Las baterías de Gel tienen por lo general una mayor duración de vida y una mejor capacidad de ciclos que las baterías AGM. No necesitan mantenimiento pero no son aptas para operar con sobre descarga ni con altas temperaturas. Baterías tipo AGM En estas baterías, desarrolladas inicialmente para la aviación, el ácido está fijado en fibras de vidrio. Cada vez más se usan en sistemas solares y eólicos. Sus ventajas adicionalmente a las de las baterías de gel son una alta resistencia en climas fríos, su auto descarga sobre el tiempo es mínimo y tiene la eficiencia más alta de todas las baterías de plomo (hasta 95%). Tienen una baja resistencia interna que permiten corrientes altas. Desventaja, aparte del precio más elevado, es su vulnerabilidad más alta a descargas profundas. Figura 10) Tipos de Baterías con su Capacidad por Volumen y Peso La gráfica adjunta muestra las diferentes tecnologías de baterías comparando sus capacidades en relación a su peso (eje vertical) y su volumen (eje horizontal). Las baterías de ion de litio como las usadas en celulares y computadoras son las superiores. Actualmente se investiga fuertemente en mejorarlas y en el desarrollo de alternativas, principalmente motivado para solucionar los requerimientos de energía de vehículos eléctricos. Aunque hay investigaciones muy prometedoras, hasta el momento no hay PRICONSA Página 30 de 58 OSINERGMIN Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe alternativas económicamente viables a los acumuladores de plomo. De interés especial son las baterías de litio-ferrofosfato (LiFePO4) que no contienen elementos tóxicos, se puede descargar hasta un 20% de su capacidad y tienen una vida de más de 2000 ciclos. La gran desventaja actual es el alto precio (aprox. tres veces de una batería de plomo) y cargarlas es más delicado. Figura 11) 3.4.2.3 Profundidad de Descarga Vs Número de Ciclos Vida de Baterías Solares La vida de estas baterías depende aparte de la calidad de la fabricación y del tipo sobre todo de su uso correcto. Con el uso difícil a controlar, los fabricantes prefieren no ofrecer garantías largas. Aunque todos queremos saber cuántos años dura una batería, lo que se puede medir son ciclos de carga/descarga a una profundidad de descarga con una temperatura determinada (normalmente se mide a 25ºC). La mayoría de baterías de carros viven menos de 200 ciclos si se descarga regularmente a 50% de su capacidad. Baterías liquidas de ciclo profundo (incluso las 'selladas') son capaces de 400 ciclos, baterías de AGM y de Gel superan fácilmente 800 ciclos. Hay baterías de Gel para el uso industrial (por ejemplo los tipos OPzS o OPzV) que pueden manejar bajo ciertas condiciones más de 10,000 ciclos. Los años de vida depende entonces de su uso: si se conoce la profundidad de descarga y la cantidad de ciclos, se puede estimar su vida en años. 3.4.2.4 Eficiencia de Baterías Solares La eficiencia de las baterías varía según tipo, temperatura, vejez, el estado de descarga y su calidad de construcción. También hay que considerar que los productores miden la capacidad de sus baterías sobre diferente tiempo, lo que dificulta compararlas. Una batería descargada con una corriente alta en poco tiempo tiene menos capacidad que la misma descargada con una corriente pequeña sobre un tiempo prolongado. Normalmente se indican la capacidad de la batería descargada sobre 24 horas (a 25°C), pero algunos fabricantes miden la capacidad hasta 100 horas y así indican un valor comparativo más alto de la competencia. Más importante es la diferencia entre la cantidad de energía que entra en la batería (cargando) y la que es disponible en la batería (descargando). Esta eficiencia de Coulomb (también llamada eficiencia de Faraday) es en baterías normales de plomo entre 70 y 85%. Significa por ejemplo que de 100Ah producidos para cargar la batería, solamente entre 70 y 85Ah son disponible, el resto de la energía se pierde principalmente en calor. Las baterías de buena calidad, sobre todo los de tipo AGM, pueden tener una eficiencia hasta 95%. 3.4.3 Lámparas Para la evaluación de la lámpara es necesario analizar la cantidad de conmutaciones y cantidad de lúmenes de la lámpara, puesto que de ello depende el tiempo de vida útil y la calidad de iluminación que el usuario recibirá. A continuación se muestran los requerimientos mínimos que deben cumplir las lámparas a utilizar: PRICONSA Página 31 de 58 OSINERGMIN Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe Cuadro 17) Requerimiento técnico mínimo para Lámparas Nº Características Especificado 1 Potencia Nominal 2 Fabricante 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 3.4.4 Especificado Especificado Indicar 3 Lámparas LED 10W (max), 600 lúmenes-min, Tipo de Lámpara para ser realizada con sistemas fotovoltaicos o Voltaje Nominal (VDC) 12 V Rango de Voltaje de Operación (VDC) V a 15V Corriente Nominal a 12 V (mA) Menor a 950 mA Intensidad Luminosa (lm) mínimo 600 lm Eficiencia Luminosa mínimo 60 lm/W Temperatura de la luz (K) 3 000 (Luz cálida) Vida útil mínimo 30 000 horas Garantía de funcionamiento Mínimo 2 años Rango de Temperatura amb. (ºC) -10 a +50 Tipo de socket Adosable E27 Protecciones Protegido contra polaridad invertida Protegido contra polaridad invertida Certificación de garantía de fábrica Presentar Información Técnica Catálogo de la Lámpara Controlador de Carga Los controladores se incluyen en los sistemas fotovoltaicos para proteger a las baterías contra sobrecargas y descargas excesivas. La mayoría de los controladores detectan el voltaje de la batería y actúan de acuerdo con los niveles de la tensión. Los controladores no son aparatos muy simples, ya que el estado de recarga de la batería depende de muchos factores y es difícil de medir. a. Capacidad del controlador: El controlador debe tener suficiente capacidad para controlar la máxima corriente producida por el conjunto fotovoltaico. Se recomienda que la sobrecorriente ocasional no sobrepase 1,25 veces la corriente de cortocircuito del controlador de carga. b. Voltaje del controlador: El controlador se especifica de acuerdo al voltaje nominal del conjunto fotovoltaico, sin embargo, dado que su principal función consiste en proteger a la batería de sobrecargas y descargas profundas, los voltajes de corte y reconexión representan un papel muy importante en el diseño del sistema y la vida útil de la batería. c. Voltaje de corte: Este puede ser superior para proteger a una batería que se encuentre en estado de carga plena. Cuando esto sucede, la corriente que proviene del conjunto fotovoltaico es interrumpida por medio de un relevador o un diodo en el controlador, así se evita que la batería se sobrecargue y dañe sus celdas. El voltaje o punto de corte superior depende del tipo de batería y los valores típicos para sistemas de 12 V oscilan de los 13,3 a los 13,8 V. Las características de carga de las baterías cambian con la temperatura. Algunos controladores de carga tienen un dispositivo para determinar la temperatura de la batería y efectuar los ajustes correspondientes. Este proceso se conoce como corrección de temperatura y es utilizado para ajustar los puntos de corte y reconexión, así como para estimar la cantidad real de energía que contiene la batería. Figura 12) PRICONSA Controlador de Carga Página 32 de 58 OSINERGMIN Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe 3.4.5 Inversor La definición del uso del inversor se debió al criterio técnico y de aplicación, si se dimensiona los cables para los módulos de 160, 240 y 320 Wp, para alimentar cargas en 12 o 24 V DC, los cables resultarían de secciones mayores, pesados, de difícil maniobrabilidad y costos elevados, aparte que al haberse ampliado la carga ofrecida por el panel, el usuario tendría la posibilidad de utilizar aparatos de tensión comercial, los cuales están diseñados para una tensión de 220 V AC, y es por ello que bajo criterios técnicos y de aplicación se establece que los módulos de 50 y 80 Wp entreguen un tensión de servicio de 12 V DC, y los módulos de 160, 240 y 320 Wp entreguen una tensión de 220 V AC a través de un inversor. Los inversores son unidades acondicionadoras de potencia para alimentar cargas de artefactos eléctricos de corriente alterna (AC). Los inversores más comunes de sistemas fotovoltaicos aislados funcionan 12, 24, 48 ó 120 V de entrada en corriente directa (DC) y salida a 120 ó 240 V en AC a 60 Hz. Algunos inversores pueden soportar sobre-tensiones transitorias de hasta tres veces su capacidad, pero no pueden funcionar a capacidad máxima durante más de media hora sin sobrecalentarse. Son apropiados para la carga de arranque de motores pero, si se requiere su funcionamiento continuo, deben tener un exceso de capacidad sobre el valor de régimen. En general dicho exceso debe ser del 25 por ciento o más para aumentar la confiabilidad y vida útil. a. Forma o tipo de onda. Los inversores generalmente se clasifican de acuerdo al tipo de la forma de onda que producen, las tres formas de onda más comunes son la cuadrada, la sinusoidal modificada y la sinusoidal. Las unidades de onda cuadrada proporcionan una salida conmutada de AC. Son económicos y adecuados para alimentar ciertos artefactos de corriente alterna como calentadores con resistencia eléctrica, herramientas o artefactos de mano y lámparas incandescentes. Los inversores de tipo de onda sinusoidal modificada soportan perturbaciones transitorias y pueden alimentar una gran variedad de equipos en AC, como lámparas, equipos electrónicos y la mayoría de motores. Los inversores de onda sinusoidal producen una forma de onda en AC tan buena como la de las empresas de servicios públicos. b. Rendimiento de la conversión de potencia. Es la relación entre la potencia de salida y la potencia de entrada del inversor. El rendimiento de los inversores para sistemas independientes variará en alto grado según el tipo y la demanda de carga de artefactos eléctricos. Es difícil medir la potencia de una salida no sinusoidal debido al gran número de armónicas presentes. Los valores que aparecen en las especificaciones de fábrica son los máximos que se pueden esperar. Sin embargo, cuando se alimentan ciertos tipos de cargas, el rendimiento real puede ser menor del 50 por ciento. c. Potencia de régimen. Indica el número de watts que el inversor puede suministrar durante su funcionamiento normal. Se recomienda seleccionar un inversor que pueda proporcionar no menos del 125 % de la demanda máxima de carga, para dejar un margen en caso que aumente la demanda en el futuro. El régimen de funcionamiento también es importante. d. Régimen de funcionamiento. Es el período de tiempo que el inversor puede alimentar la máxima carga de artefactos eléctricos. El exceder este tiempo puede causar la falla del equipo. e. Tensión de entrada. Se determina por la potencia total que requieren todas las cargas de artefactos de CA. Mientras mayor sea la demanda de carga, mayor deberá ser la tensión de funcionamiento del inversor. f. Protección de tensión. El inversor puede ser dañado si se exceden los niveles de tensión de entrada (DC), recuerde que la tensión de una batería puede exceder considerablemente su valor nominal Si dicha batería esta sobrecargada. Las baterías de 12 V pueden alcanzar hasta 16 V, y un inversor de 12 V puede dañarse si se le aplica una tensión de entrada de 16 V. por lo tanto, los inversores deben estar provistos con circuitos protectores que desconecten el inversor de la batería si se presenta una tensión de entrada demasiado alta o baja. g. Frecuencia. La mayoría de las cargas de artefactos eléctricos en requieren corriente de 60 Hz, los equipos de alta calidad requieren una regulación de frecuencia precisa. PRICONSA Página 33 de 58 OSINERGMIN Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe Cualquier variación puede causar un mal funcionamiento de relojes u otros dispositivos electrónicos con control de tiempo. h. Modularidad. Es la formación de un sistema con unidades interconectables. Resulta ventajoso usar inversores múltiples en algunos sistemas. Estos inversores pueden ser conectados en paralelo o usados para alimentar diferentes tipos de cargas de artefactos eléctricos. La conmutación manual de la carga a veces se provee para permitir que un inversor pueda alimentar algunas cargas críticas en caso de falla de otro inversor. Esta redundancia aumenta la confiabilidad del sistema. i. Factor de potencia.- Es el coseno del ángulo entre las formas de onda de la tensión y de la corriente producidas por un inversor. Este factor varía de acuerdo con el tipo de carga. Las unidades de mejor calidad tienen circuitos diseñados para compensar el valor del factor de potencia. Especifique un valor cerca de 1. fotovoltaicos aislados funcionan 12, 24, 48 ó 120 V de entrada en corriente directa (DC) y salida a 120 ó 240 V en AC a 60 Hz. Figura 13) Inversor de Corriente 3.4.6 Gabinete Metálico En el tablero de control eléctrico, se encuentran instalados los equipos de control y distribución, dentro del gabinete metálico se alberga a la batería, controlador de carga e inversor de ser el caso y borneras de conexiones para salidas de cables de la energía eléctrica producida por el panel fotovoltaico; el gabinete metálico se utiliza con la finalidad de evitar la manipulación de los equipos. El cuerpo y la tapa del gabinete son construidos cada uno en una sola pieza con soldadura continua en las cuatro esquinas, logrando de esta forma características adecuadas la imprescindible estanqueidad necesaria para este tipo de uso. Apertura puerta 180 grados. Bisagras y cerraduras. Los gabinetes tendrán los accesorios siguientes: Cerraduras y bandejas de soporte de accesorios. Grampas de fijación (aseguran estanquidad). Separadores de altura. Contratapas abisagradas fijadas al cuello. Tapas de inspección, tapas acrílicas. Triángulo de seguridad eléctrica. 3.4.7 Cables de Conexión Para asegurar una operación apropiada de las cargas deberá hacerse una adecuada selección de los cables de conexión. Tanto de aquellos que vinculan al generador solar con las baterías como de aquellos que interconectan éstas con las cargas. Los cables cuyo recorrido se realiza prioritariamente a la intemperie deberán ser aptos para esta condición. Este cable no necesitará realizar su recorrido dentro de un ducto. Su nivel de aislamiento es próximo a 1000 voltios. Para realizar el cableado en el interior de una vivienda se utiliza cable blindado. Este cable, que no es apto para instalaciones a la intemperie debe ir montado dentro de un tubo de PVC o de acero. PRICONSA Página 34 de 58 OSINERGMIN Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe Cuadro 18) Tabla de Datos Técnicos NPT (STO) - Servicio Pesado Calibre Nº Diámetro Diámetro Nº x AWG Hilos Hilo Conductor Aislamiento Cubierta exterior mm mm mm mm mm kg/km A 61 10 Espesores Diámetro Peso Amperaje (*) 2x18 2x0,82 24 0,204 0,6 0,8 6,8 2x16 2x1,31 24 0,255 0,7 0,8 7,8 83 15 2x14 2x2,08 39 0,255 0,8 0,9 9,2 120 20 3x18 3x0,82 24 0,204 0,6 0,8 7,2 73 7 3x16 3x1,31 24 0,255 0,7 0,9 8,5 104 10 3x14 3x2,08 39 0,255 0,8 1,1 10,2 155 15 4x16 4x1,31 24 0,255 0,7 1,0 9,4 128 10 4x14 4x2,08 39 0,255 0,8 1,1 11,1 186 15 Con el propósito de asegurar un funcionamiento adecuado de las cargas (lámparas, televisión, radios, etc.) no deberá producirse más de un 5% de caída de tensión entre el controlador y puntos de cargas. Además se han dimensionado los cables de modo de cumplir con las caídas de tensión máximas permitidas en el Reglamento Técnico Especificaciones Técnicas y Procedimientos de Evaluación del Sistema Fotovoltaico y sus Componentes para Electrificación Rural (2% entre el panel y el controlador y 1% entre la batería y el controlador), tal como se describe en el Cuadro Nº23. Cuadro 19) Característica del Conductor Calibre N° x AWG 2x12 2x10 3x12 3x10 4x10 4x12 N° Hilos Diámetro Hilo mm 2x3,31 2x5,26 3x3,31 3x5,26 4x3,31 4x5,26 61 98 61 98 61 98 Diámetro Conductor mm 0,255 0,255 0,255 0,255 0,255 0,255 Espesores Amperaje (*) Aislamiento Cubierta Diámetro Exterior mm Peso Kg/km A mm mm 0,8 1,1 10,5 164 25 0,8 1,2 12,0 226 30 0,8 1,1 11,2 204 20 0,8 1,2 12,7 285 25 0,8 1,2 12,4 251 20 0,8 1,4 14,3 358 25 (*) Temperatura ambiente: 30ºC. Para simplificar el proceso de selección del cable, el Cuadro Nº24 muestra la sección adecuada de cable a utilizar para una caída de tensión del 5% en sistemas de 12 V. Cuadro 20) Distancia máxima en metros para una caída de tensión de 5% en sistemas de 12 Voltios Distancia máxima en metros para una caída de tensión de 5% en sistemas de 12 Voltios Sección del conductor Mm. AWG 2,081 14 3,3 12 5,27 10 8,35 8 13,3 8 21 4 34 2 53 0 Corriente que circula por el Conductor (A) 2 54 85 130 220 360 560 900 1 500 5 22 35 56 90 114 225 362 600 10 11 18 29 45 57 112 181 300 15 8 11 18 30 47 75 120 200 20 25 30 50 100 8 13 22 36 56 90 150 11 17 29 45 75 120 15 25 37 60 100 15 22 36 60 11 18 30 En la fila superior debe elegirse la columna que contiene corriente que se espera circulará por el cable. Sobre esta misma columna se ubica la distancia que recorrerá dicho tramo de cable y leyendo en la parte izquierda de esta fila se encuentra la sección y el código AWG de cable correspondiente. A continuación se muestra los datos técnicos de los conductores. PRICONSA Página 35 de 58 OSINERGMIN Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe Cuadro 21) CALIBRE CONDUCTOR mm2 6 10 16 25 36 50 70 95 N° Hilos Diámetro Hilos mm 1.04 1.35 1.7 2.13 2.51 1.77 2.13 2.51 7 7 7 7 7 19 19 19 Datos Técnicos WP (CPI) Espesor Diámetro Resist. Resist. Capacidad Peso Cubierta Exterior Tracción Eléctrica Corriente mm mm Kg / km kN Ohm / km A (*) 0.8 4.8 64 2.4 3.14 82 0.8 5.7 104 4 1.87 112 0.8 6.8 161 6.33 1.17 148 1.2 8.9 259 9.33 0.741 196 1.2 10 353 13.6 0.534 240 1.6 12.3 483 18.8 0.395 288 1.6 14.1 684 26.9 0.273 362 1.6 15.9 934 36.9 0.197 443 Para este estudio se selecciono el Cable CPI para la instalación del Panel Fotovoltaico, el TM 2x10 AWG para la instalación de Batería Solar Sellada, el TM 2x12 AWG para la instalación de tablero y caja de corte y reconexión, así como las instalaciones de conexiones interiores. Cuadro 22) Lista de Cables empleados en la conexión del Sistema Fotovoltaico 85 Wp Grupo Cables Cables Cables Cables 3.4.8 Descripción de material Cable CPI - TW de 6 mm2 Alambre (indoprene) TM 2x10 AWG (conex. batería-controlador) Alambre (indoprene) TM 2x12 AWG Cintillo de plástico de 40 cm. Unidad Cant. Mts. 10 Mts. 4 Mts. 35 Und. 1 Accesorios de Conexión y Montaje Son los elementos que forman parte de la instalación y montaje del sistema, necesarios para realizar funciones ejecutadas por medio de la conexiones del sistema. Así como se describe en el siguiente cuadro: Cuadro 23) Lista de accesorios empleados en la conexión del Sistema Fotovoltaico 85 Wp item Descripción Cant. Funciòn 1 Caja octogonal plástica 3 Sujeciòn de soquete y luminaria 2 Regleta de conexiòn de 3 bornes 3 Conexiòn de cables entre luminarias e interruptores 3 Interruptor oval adosable simple 3 Permite desviar o interrumpir el curso de una corriente elèctrica 4 Rondana rectangular de madera pequeña para interruptores 3 Fijaciòn de interruptores adosables 5 Rondana rectangular de madera pequeña para tomacorrientes 2 Fijaciòn de interruptores adosables 6 Cintillo de plástico de 20 cm 10 Sujeción de cables 7 Grapa para cables de calibre 8 AWG 18 Fijaciòn de interruptores adosables 8 Grapa para cables de calibre 10 AWG 116 Fijaciòn de interruptores adosables 9 Stove bolt de 5/32" x3/42, cabeza estrella, con tuerca 4 Sujeciòn de caja de conexiones y regleta 10 Stove bolt de 5/32" x 1. 1/4", cabeza estrella, con tuerca 6 Sujeciòn de soquete a caja octogonal 11 Tornilllos pax de 5/32" x 1" 4 Sujeción de gabinete en panel de madera 12 Clavo de cemento de 25 mm 7 Soporte de cajas de baterias 13 Clavo de acero de 4" 1 Soporte de cajas de baterias 14 Armella de 1/4"x1/2" 2 Asegurar caja de baterias 15 Interruptor termomagnètico 1 Facilta labores de corte y reconexiòn PRICONSA Página 36 de 58 OSINERGMIN Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe 4 MODELO DE DISTRIBUIDORAS 4.1 GESTIÓN DE CONCESIONARIAS Y EMPRESAS Modelo de Gestión de la Empresa Concesionaria (Inversionista) La empresa de referencia se define como la empresa responsable de las actividades de operación y mantenimiento en el área de influencia de los Sistemas Fotovoltaicos, cumpliendo con calidades de servicios y costos eficientes. El diseño de la empresa modelo considero los siguientes aspectos básicos: Actividades y procesos de operación y mantenimiento. La asignación de costos indirectos generados por la estructura. Costos adicionales de operación y mantenimiento. Cada Área de concesión se plantea gestionar por Servicios Eléctricos, Sedes y Sedes de la Concesionaria. Cuadro 24) Área de Concesión Centro Costa Sierra Selva N° SFV-50km N° SFV-100km N° SFV-200km N° SFV-50km N° SFV-100km N° SFV-200km N° SFV-50km N° SFV-100km N° SFV-200km N° SFV-500km N° SFV-700km Area de Concesión Centro Sede Huánuco Servicio Eléctrico Pucallpa Servicio Eléctrico Huánuco Servicio Eléctrico Cerro de Pasco Sede Lima Servicio Eléctrico Satipo Servicio Eléctrico La Merced Servicio Eléctrico Huancayo Servicio Eléctrico Huacho Servicio Eléctrico Lima Servicio Eléctrico Cañete Sede Ica Servicio Eléctrico Huancavelica Servicio Eléctrico Ayacucho Servicio Eléctrico Ica Servicio Eléctrico Puquio 3947 2987 482 1468 2063 1573 1136 513 324 1009 4200 3066 1256 3288 1523 3369 Cuadro 25) 1281 1357 213 1428 150 2635 1576 2073 1087 1430 81 554 1460 1326 188 31601 1326 12030 Área de Concesión Sur Costa Sierra Selva N° SFV-50km N° SFV-100km N° SFV-200km N° SFV-50km N° SFV-100km N° SFV-200km N° SFV-50km N° SFV-100km N° SFV-200km N° SFV-500km N° SFV-700km Area de Concesión Sur Sede Cusco Servicio Eléctrico Cusco Servicio Eléctrico Quillabamba Servicio Eléctrico Abancay Servicio Eléctrico Sicuani Servicio Eléctrico Puerto Maldonado Sede Puno Servicio Eléctrico Azángaro Servicio Eléctrico Juliaca Servicio Eléctrico Puno Sede Arequipa Servicio Eléctrico Camaná Servicio Eléctrico Arequipa Servicio Eléctrico Tacna PRICONSA 5703 2559 3593 2016 391 2559 1969 2518 491 3701 4188 3605 838 413 629 383 39 155 2921 464 776 264 715 63 1680 2001 1032 2086 695 38895 Página 37 de 58 617 857 5184 OSINERGMIN Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe Cuadro 26) Área de Concesión Norte Costa Sierra Selva N° SFV-50km N° SFV-100km N° SFV-200km N° SFV-50km N° SFV-100km N° SFV-200km N° SFV-50km N° SFV-100km N° SFV-200km N° SFV-500km N° SFV-700km Area de Concesión Norte Sede Trujillo Servicio Eléctrico Piura Servicio Eléctrico Chiclayo Servicio Eléctrico Chota Servicio Eléctrico Cajamarca Servicio Eléctrico Trujillo Servicio Eléctrico Caraz Servicio Eléctrico Huaraz Servicio Eléctrico Recuay Sede Tarapoto Servicio Eléctrico Amazonas Servicio Eléctrico Chachapoyas Servicio Eléctrico Tarapoto Servicio Eléctrico Juanjuí Servicio Eléctrico Iquitos 1659 2069 182 385 1572 242 139 269 174 108 440 346 2515 3438 1461 3451 3449 3834 1212 1125 1392 210 855 6799 3044 3014 1634 3045 23728 701 2902 903 2574 960 1636 2467 24473 546 1047 Se clasificaron de acuerdo a las distancias en kilómetros (Km) de cada servicio eléctrico, los cuales pueden estar: En la región geográfica Costa- Sierra: Número de SFV a 50 Km Número de SFV a 100 Km Número de SFV a 200 Km En la región geográfica Selva: Número de SFV a 50 Km Número de SFV a 100 Km Número de SFV a 200 Km Número de SFV a 500 Km Número de SFV a 700 Km La ubicación geográfica de las áreas de concesión, se muestran a continuación: Figura 14) PRICONSA Servicios Eléctricos de las Sedes: Trujillo / Tarapoto – ZONA NORTE Página 38 de 58 OSINERGMIN Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe Figura 15) Servicios Eléctricos de las Sedes: Huánuco / Lima / Ica – ZONA CENTRO . Figura 16) Servicios Eléctricos de las Sedes: Cusco / Puno / Arequipa – ZONA SUR Consultar el Anexo K del presente documento para verificar la ubicación de los Servicios Eléctricos, Sedes y Sedes de la Concesionaria por Zona Norte, Centro y Sur. PRICONSA Página 39 de 58 OSINERGMIN Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe 4.2 Modelo de Gestión de las Empresas Distribuidoras Las empresas de distribución eléctrica serán las encargadas del servicio comercial en lo que respecta a la atención, facturación, reparto y cobranza para todos los usuarios en las áreas no conectadas a Red. Para el área de Concesión Norte, las empresas distribuidoras encargadas y el número de sistemas fotovoltaicos bajo su responsabilidad será el siguiente: Cuadro 27) Empresas Distibuidoras para Zona Norte Area de Concesión Norte ELECTRO NOR-OESTE Servicio Eléctrico Piura-Electro Noroeste ELECTRO NORTE Servicio Eléctrico Chiclayo- Electro Norte Servicio Eléctrico Chota-Electro Norte Servicio Eléctrico Cajamarca- Electro Norte Servicio Eléctrico Amazonas-Electro Norte Servicio Eléctrico Chachapoyas- Electro Norte HIDRANDINA Servicio Eléctrico Trujillo-Hidrandina Servicio Eléctrico Caraz-Hidrandina Servicio Eléctrico Huaraz- Hidrandina Servicio Eléctrico Recuay-Hidrandina ELECTRO ORIENTE Servicio Eléctrico Tarapoto- Electro Oriente Servicio Eléctrico Juanjuí- Electro Oriente Servicio Eléctrico Iquitos- Electro Oriente Sierra 2044 1652 SE-2500 2069 182 346 2515 3438 210 855 SE-2500 SE-2500 SE-4000 SE-6000 SE-4000 1854 242 139 269 Selva Amazonia Ley 27037 Costa 6341 3014 2586 4843 3449 3834 Clasificación SE-SC-4000 SE-6000 SE-4000 SE-4000 2268 1974 3317 2268 1974 3317 SE-S-6000 SE-4000 SE-6000 Para el área de Concesión Centro, las empresas distribuidoras encargadas y el número de sistemas fotovoltaicos bajo su responsabilidad será el siguiente: Cuadro 28) Empresas Distibuidoras para Zona Centro Area de Concesión Centro ELECTRO UCAYALI Servicio Eléctrico Pucallpa- Electro Ucayali ELECTRO CENTRO Servicio Eléctrico Satipo- Electro Centro Servicio Eléctrico La Merced- Electro Centro Servicio Eléctrico Huancayo- Electro Centro Servicio Eléctrico Huánuco-Electro Centro Servicio Eléctrico Cerro de Pasco- Electro Centro Servicio Eléctrico Huancavelica- Electro Centro Servicio Eléctrico Ayacucho-Electro Centro ADINELSA Servicio Eléctrico Huacho-Adinelsa Servicio Eléctrico Lima-Adinelsa Servicio Eléctrico Cañete-Adinelsa Servicio Eléctrico Ica-Adinelsa Servicio Eléctrico Puquio-Adinelsa Costa Sierra 482 2022 5228 2987 4200 4526 513 324 1009 1523 Selva Amazonia Ley 27037 1936 1936 4146 3649 Clasificación SE-4000 SE-4000 SE-4000 SE-2500 SE-S-6000 SE-4000 SE-4000 SE-4000 363 2063 1573 1136 3908 3476 SE-2500 SE-SC-4000 SE-2500 SE-S-4000 SE-4000 Para el área de Concesión Sur, las empresas distribuidoras encargadas y el número de sistemas fotovoltaicos bajo su responsabilidad será el siguiente: Cuadro 29) Empresas Distibuidoras para Zona Sur Area de Concesión Sur ELECTRO SUR ESTE Servicio Eléctrico Cusco-Electro SurEste Servicio Eléctrico Quillabamba-Electro Sur Este Servicio Eléctrico Abancay- Electro Sur Este Servicio Eléctrico Sicuani- Electro Sur Este Servicio Eléctrico Puerto Maldonado Electro Sur Este ELECTRO PUNO Servicio Eléctrico Azángaro-Electro Puno Servicio Eléctrico Juliaca-Electro Puno Servicio Eléctrico Puno- Electro Puno SEAL Servicio Eléctrico Camaná-Seal Servicio Eléctrico Arequipa- Seal ELECTRO SUR Servicio Eléctrico Tacna- Electro Sur PRICONSA Costa Sierra Selva 5703 2559 5562 4534 391 2559 554 4416 4188 5606 1680 Amazonia Ley 27037 Clasificación SE-SC-6000 SE-6000 SE-6000 SE-4000 SE-2500 SE-6000 SE-4000 SE-S-6000 1685 452 1649 2862 SE-2500 SE-S-4000 784 1816 SE-2500 Página 40 de 58 OSINERGMIN Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe Consultar el Anexo J del presente documento donde se presentan los planos para cada área de concesión y se visualizan la ubicación de las sedes, subsedes y centros de atención y pago de las empresas distribuidoras, la data de las direcciones fue consultada en las páginas web de cada empresa distribuidora. Algunos puntos de atención de las empresas distribuidoras no se puedieron ubicar en el plano respectivo, a continuación se muestra un resumen de los puntos ubicados y no ubicados en Google Earth para cada área de concesión. Cuadro 30) Cuadro 31) Cuadro 32) Número de Puntos de atención al cliente de Empresas Distribuidoras ubicados en Plano- Zona Norte Area de Concesión Norte Electronorte N° de puntos de atención 27 Hidrandina Electro Oriente Electronoroeste 24 Sin ubicación en plano 3 185 100 85 134 69 65 78 50 28 Ubicados en Plano Número de Puntos de atención al cliente de Empresas Distribuidoras ubicados en Plano- Zona Centro Area de Concesión Centro Electrocentro N° de puntos de atención 9 Adinelsa ElectroUcayali 7 Sin ubicación en plano 2 33 24 9 3 3 0 Ubicados en Plano Número de Puntos de atención al cliente de Empresas Distribuidoras ubicados en Plano- Zona Sur Area de Concesión Sur Seal N° de puntos de atención 20 Ubicados en Plano Sin ubicación en plano 17 3 ElectroSurEste ElectroSur 11 11 0 4 4 0 ElectroPuno 2 2 0 Para la determinación de los cargos de corte y reconexión, los costos por área de concesión se sustentan en un modelo de gestión de las empresas concesionarias que trabajan por sedes en cada una de las zonas Norte, Centro y Sur y por región geográfica Costa, Sierra y Selva. Para la determinación de los costos de comercialización por área de concesión se sustentan en la cantidad de SFV que tendrán las empresas distribuidoras bajo su responsabilidad por región geográfica Costa, Sierra, Selva y Amazonía. A continuación, se muestra la representación de los puntos de atención en cada una de las áreas de concesión, para una mejor visualización consultar el anexo J del presente documento. PRICONSA Página 41 de 58 OSINERGMIN Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe Figura 17) Puntos de atención de las Empresas Distribuidoras Zona Norte A cada punto de atención de la empresa distribuidora se le asigno un color en el mapa para visualizar su campo de acción dentro del área de concesión. Figura 18) PRICONSA Puntos de atención de las empresas distribuidoras Zona Centro Página 42 de 58 OSINERGMIN Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe Figura 19) PRICONSA Puntos de atención de las empresas distribuidoras Zona Sur Página 43 de 58 OSINERGMIN Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe 5 COSTOS DE COMERCIALIZACIÓN Los costos de comercialización considerará los costos eficientes para la prestación del servicio comercial de atención al usuario, facturación, reparto y cobranza, que será realizada por las empresas distribuidoras que actualmente tienen sus sedes operativas en las Áreas no Conectadas a Red (Zona Norte, Zona Centro y Zona Sur) y en calidad de encargo especial suscrito con el Ministerio de Energía y Minas (MEM), es una actividad asignada por el Estado que tiene un impacto económico y tiene su plazo de vigencia establecido, el MEM como representante del estado será el responsable de proveer los recursos necesarios para la sostenibilidad finaciera del mismo. Por tal razón, los costos de comercialización serán establecidos en el presente proyecto y serán traslados al distribuidor siguiendo los mecanismos dispuestos en el D.L.1031 para los encargos especiales. Como las empresas distribuidoras operan en cada una de las áreas no conectadas a red, se valdrá de la infraestructura física (terrenos y edificios) y operativa (equipos, sistemas de información) que tienen actualmente las sedes y subsedes, centros de atención y pago, sólo se consideraran los costos asociados a la atención al usuario, facturación, reparto y cobranza por región geográfica Costa, Sierra y Selva, y luego se calcularán para las Zonas Norte, Centro y Sur. La atención al usuario y facturación estará a cargo de la sede principal y subsedes que tiene actualmente cada empresa distribuidora, se contempló que las actividades de reparto, cobranza e informe de cobranza este a cargo del personal de terceros, por lo general, realizado por personal local. El Proceso de Atención al Usuario comprende los siguientes aspectos: Quejas generales de usuarios en relación a las instalaciones RER autónomas, los cuales serán atendidos en las oficinas de las empresas distribuidoras. El Proceso de Facturación e Impresión comprende las siguientes actividades: La facturación e impresión de los recibos de pago a cargo de la sede central. El Proceso de Reparto y Cobranza comprende las siguientes aspectos: El reparto de recibos se realizará de forma trimestral, de forma adelantada, con cupones mensuales, donde el usuario podrá pagar el recibo al mes correspondiente. Realizar la cobranza en los puntos de atención más cercanos al domicilio de los usuarios. Las actividades que se consideran para la región de la Costa-Sierra son: Atención al usuario. Facturación e impresión. Reparto y cobranza del servicio para la zona costa-sierra con motocicleta. Reparto y cobranza del servicio para la zona costa-sierra con acémila. Reparto y cobranza del servicio para la zona costa-sierra sin movilidad. Los costos asociados para las regiones Costa, Sierra y Selva son los siguientes: Cuadro 33) Costa Total de Comercialización para Región Costa (US$/año) Costos Actividades Atención al usuario Facturación e Impresión Reparto y Cobranza con Movilidad (Moto) - Costa Reparto y Cobranza con Movilidad (Acémila) Costa Reparto y Cobranza Sin Movilidad - Costa PRICONSA Unitar. US$ 0.305 0.013 0.624 1.118 0.749 Página 44 de 58 Metrado Mensual 3,500 3,500 1,400 1,050 1,050 Anual 42,000 42,000 5,600 4,200 4,200 US$/.año 12,810.00 546.00 3,494.40 4,695.60 3,145.80 Total (US$-año) 24,691.80 C.U. Costa (US$/usu.-año) 7.055 % Costos Incidencia 51.88% 2.21% 14.15% 19.02% 12.74% Unitar. S/. 0.91 0.04 1.87 3.34 2.24 OSINERGMIN Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe Cuadro 34) Costo Total de Comercialización Región Sierra ( US$/año) Costos Actividades Unitar. US$ 0.305 0.013 0.72 1.398 0.864 Atención al usuario Facturación e Impresión Reparto y Cobranza con Movilidad (Moto) - Sierra Reparto y Cobranza con Movilidad (Acémila) Sierra Reparto y Cobranza- Sin Movilidad - Sierra Metrado Mensual 3,500 3,500 1,225 1,225 1,050 Anual 42,000 42,000 4,900 4,900 4,200 US$/.año 12,810.00 546.00 3,528.00 6,850.20 3,628.80 Total (US$-año) 27,363.00 C.U. Sierra (US$/usu.-año) 7.818 % Costos Incidencia 46.82% 2.00% 12.89% 25.03% 13.26% Unitar. S/. 0.91 0.04 2.15 4.18 2.58 Las actividades que se consideran para la región de la Selva son: Atención al usuario. Facturación e impresión. Reparto y cobranza del servicio para la zona selva con motocicleta. Reparto y cobranza del servicio para la zona costa-sierra sin movilidad. Cuadro 35) Costo Total de Comercialización Región Selva (US$/año) Actividades Atención al usuario Facturación e Impresión Reparto y Cobranza con Movilidad - Selva Reparto y Cobranza sin Movilidad - Selva Costos Metrado Unitar. US$ Mensual Anual 0.305 0.013 0.480 0.576 3,500 3,500 1,400 2,100 42,000 42,000 5,600 8,400 Total (US$-año) C.U. Selva (US$/usu.-año) US$/.año 12,810.00 546.00 2,688.00 4,838.40 % Costos Incidencia Unitar. S/. 61.34% 2.61% 12.87% 23.17% 0.91 0.04 1.43 1.72 20,882.40 5.966 Para las empresas distribuidoras que tendrán bajo su responsabilidad áreas correspondientes a Amazonía, se le incremento un 2% a los recursos de transporte y equipos, según Ley N°27037. Cuadro 36) Costo Total de Comercialización Región Selva-Amazonia. Ley N°27037 (US$/año) Actividades Atención al usuario Facturación e Impresión Reparto y Cobranza sin Movilidad - Selva (Amazonia- Ley 27037) Reparto y Cobranza con Movilidad - Selva ( Amazonia-Ley 27037) Costos Unitar. US$ 0.305 0.013 0.576 0.484 Mensual 3,500 3,500 2,100 1,400 Metrado Anual 42,000 42,000 8,400 5,600 Total (US$-año) C.U. Selva (US$/usu.-año) US$/.año 12,810.00 546.00 4,838.40 2,710.40 20,904.80 % Incidencia 61.34% 2.61% 23.17% 12.98% Costos Unitar. S/. 0.91 0.04 1.72 1.45 5.973 Los costos totales por cada área de concesión en las zonas Norte, Centro y Sur, y el numero de usuarios a cargo de las empresas distribuidoras, son los siguientes: PRICONSA Página 45 de 58 OSINERGMIN Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe Cuadro 37) Costo Total de Comercialización(US$/año) por Área de Concesión Norte y por empresas distribuidoras Area de Concesión Norte ELECTRO NOROESTE Servicio Eléctrico Piura ELECTRONORTE Servicio Eléctrico Chiclayo Servicio Eléctrico Chota Servicio Eléctrico Cajamarca Servicio Eléctrico Amazonas Servicio Eléctrico Chachapoyas HIDRANDINA Servicio Eléctrico Trujillo Servicio Eléctrico Caraz Servicio Eléctrico Huaraz Servicio Eléctrico Recuay ELECTROORIENTE Servicio Eléctrico Tarapoto Servicio Eléctrico Juanjuí Servicio Eléctrico Iquitos Cuadro 38) SE-2500 SE-2500 SE-2500 SE-4000 SE-6000 SE-4000 SE-SC-4000 SE-6000 SE-4000 SE-4000 SE-S-6000 SE-4000 SE-6000 N° SFV 55,000 3,696 3,696 18,970 2,415 2,697 3,438 6,551 3,869 17,216 4,440 5,085 3,588 4,103 15,118 4,536 3,948 6,634 $ - C.Comercialización.-año US $- año US $ / SFV 379,531 6.901 27,336 7.396 27,336 7.396 129,264 6.814 17,302 7.164 20,946 7.767 26,878 7.818 39,472 6.025 24,666 6.375 132,684 7.707 33,297 7.499 39,570 7.782 27,945 7.788 31,872 7.768 90,247 5.970 27,078 5.970 23,568 5.970 39,602 5.970 Costo Total de Comercialización(US$/año) por Área de Concesión Centro y por empresas distribuidoras Area de Concesión Centro ELECTRO UCAYALI Servicio Eléctrico Pucallpa ELECTRO CENTRO Servicio Eléctrico Satipo Servicio Eléctrico La Merced Servicio Eléctrico Huancayo Servicio Eléctrico Huánuco Servicio Eléctrico Cerro de Pasco Servicio Eléctrico Huancavelica Servicio Eléctrico Ayacucho ADINELSA Servicio Eléctrico Huacho Servicio Eléctrico Lima Servicio Eléctrico Cañete Servicio Eléctrico Ica Servicio Eléctrico Puquio Cuadro 39) Clasificación Clasificación SE-4000 SE-4000 SE-4000 SE-2500 SE-S-6000 SE-4000 SE-4000 SE-4000 SE-2500 SE-SC-4000 SE-2500 SE-S-4000 SE-4000 N° SFV 47,000 3,872 3,872 27,603 4,146 4,131 2,022 5,591 2,987 4,200 4,526 15,525 2,576 1,897 2,145 5,431 3,476 $ - C.Comercialización.-año US $- año US $ / SFV 342,609 7.290 23,114 5.970 23,114 5.970 200,692 7.271 24,735 5.966 25,538 6.182 15,808 7.818 43,038 7.698 23,352 7.818 32,836 7.818 35,384 7.818 118,804 7.652 19,748 7.666 14,584 7.688 16,000 7.459 41,298 7.604 27,175 7.818 Costo Total de Actividades de Comercialización(US $/año) por Área de Concesión Sur y por empresas distribuidoras Area de Concesión Sur ELECTRO SUR ESTE Servicio Eléctrico Cusco Servicio Eléctrico Quillabamba Servicio Eléctrico Abancay Servicio Eléctrico Sicuani Servicio Eléctrico Puerto Maldonado ELECTRO PUNO Servicio Eléctrico Azángaro Servicio Eléctrico Juliaca Servicio Eléctrico Puno SEAL Servicio Eléctrico Camaná Servicio Eléctrico Arequipa ELECTROSUR Servicio Eléctrico Tacna PRICONSA Clasificación SE-SC-6000 SE-6000 SE-6000 SE-4000 SE-2500 SE-6000 SE-4000 SE-S-6000 SE-2500 SE-S-4000 SE-2500 Página 46 de 58 N° SFV 50,314 21,862 6,094 5,118 5,562 4,534 554 15,890 6,096 4,188 5,606 9,962 6,648 3,314 2,600 2,600 $ - C.Comercialización.-año US $- año US $ / SFV 355,617 7.068 164,428 7.521 46,919 7.699 35,273 6.892 43,484 7.818 35,447 7.818 3,305 5.966 121,117 7.622 44,547 7.308 32,742 7.818 43,828 7.818 50,344 5.054 24,780 3.727 25,564 7.714 19,729 7.588 19,729 7.588 OSINERGMIN Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe De acuerdo al D.S.N°036-2014-EM, por la participación de las empresas de distribución en el encargo especial, recibirán la remuneración correspondiente a todos los servicios de gestión comercial que realice en las instalaciones RER autónomas y una compensación económica, debido a esto, se le adicionó a los costos de operación comercial para cada área de concesión, el costo de capital de trabajo, aportes del organismo regulador y la compensación económica correspondiente. Cuadro 40) Costo Total de Comercialización por Área de Concesión Norte en cumplimiento D.S.N°036-2014-EM Area Concesión Norte Costo Unitario ( US$ SFV /año) Costo de Capital de Trabajo Aportes del Organismo Regulador (1% ) Compensación DS. N°036-2014 Costo Total SFV (US$/año) Costo Total de Comercialización US $/año Cuadro 41) US$/SFV 6.901 0.395 0.070 0.395 7.761 426,871 Costo Total de Comercialización por Área de Concesión Centro en cumplimiento D.S.N°036-2014-EM Area Concesión Centro Costo Unitario ( US$ SFV /año) Costo de Capital de Trabajo Aportes del Organismo Regulador (1% ) Compensación DS. N°036-2014 Costo Total SFV (US$/año) Costo Total de Comercialización US $/año Cuadro 42) US$/SFV 7.290 0.418 0.070 0.418 8.190 384,930 Costo Total de Comercialización por Área de Concesión Sur en cumplimiento D.S.N°036-2014-EM Area Concesión Sur Costo Unitario ( US$ SFV /año) Costo de Capital de Trabajo Aportes del Organismo Regulador(1% ) Compensación DS. N°036-2014 Costo Total SFV (US$/año) Costo Total de Comercialización US $/año US$/SFV 7.068 0.405 0.070 0.405 7.948 373,549 El capital de trabajo será el requerido por la empresa de distribución eléctrica desde el inicio de sus operaciones hasta la cobranza del servicio, para su determinación se tomó en cuenta el costo directo del servicio y un tiempo de pago promedio de tres (3) meses, a una tasa mensual de 0.9489%. De acuerdo a la Ley de Concesiones Eléctricas, en su articulo N°31, los aportes del organismo regulador son el 1% de las ventas totales, para su determinación se tomo como base el costo directo del servicio. La compensación económica a las empresas distribuidoras, se calculó en base al capital de trabajo que aporta la empresa distribuidora y requerido para el desarrollo del servicio tomando en cuenta el período de tres (3) meses y la tasa de descuento indicada en la LCE(12%), resultando en un 5.72% de los costos directos. El detalle de los análisis de precios unitarios para el cálculo de los Costos de Comercialización se encuentra en el Anexo C.3.0 del presente documento. PRICONSA Página 47 de 58 OSINERGMIN Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe 6 COSTOS DE ADMINISTRACIÓN DE FIDEICOMISO El fideicomiso garantizará la cadena de pagos a efectos del funcionamiento de los sistemas RER autónomos, los fondos del fideicomiso provendrán de las facturaciones a cargo de los usuarios y las transferencias por compensaciones que provendrán de los fondos del FOSE y FISE. El fideicomiso es una relación jurídica entre el fideicomitente (Administrador del Contrato) que según las bases de la Subasta será la Dirección General de Electrificación Rural (DGER) del Ministerio de Energía y Minas (MEM), el fiduciario (BANCO) y el fideicomisario (CONCESIONARIAS Y EMPRESAS DISTRIBUIDORAS) y se formalizará a través de un contrato. Figura 20) Participantes del Fideicomiso MEM DGER Administrador del Contrato FIDEICOMITENTE Participantes Banco FIDUCIARIO Concesionarias Empresas Distribuidoras FIDEICOMISARIO Los costos asociados para la estructuración de operaciones y funcionamiento del Fideicomiso son los siguientes: Comisión de Estructuración. Gastos Pre Operativos: Publicaciones, Gastos Notariales, Registros Públicos. Gastos Operativos: Honorarios Profesionales (Asesoría Legal y Contable), Cargos Bancarios, Otros. Comisión de Fiducia. Se realizó un análisis de los costos anuales asociados al personal y los gastos principales para la administración del fideicomiso, asi como se muestra en el siguiente cuadro: Cuadro 43) Costo Anual (US $/año) para la Administración del Fideicomiso Costos Asociados a la Administración de Fideicomiso Comisión de Estructuración (Pago por única vez)* Gastos Pre Operativos: Publicaciones, Gastos Notariales, Registros Públicos (Pago por única vez).* Comisión de Fiducia (Pago mensual, con cargo al Patrimonio Fideicometido). Gastos Operativos: Honorarios Profesionales (Asesoría Legal y Contable), Cargos Bancarios, Otros (Pago mensual, con cargo al Patrimonio Fideicometido) Total US $/año COSTO UNITARIO ANUAL TOTAL aFDC (US$/SFV) PRICONSA Página 48 de 58 US $/año 1 672,80 736,03 37 898,96 85 730,61 126 038,41 0,83 OSINERGMIN Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe Cuadro 44) Nº 1 A B Resumen de Costos de Administración de Fideicomiso Resumen de Costos Monto S/. Costo Directo Costro del Personal Profesional Gastos Principales Total Costo Anual (A+B) S./año Total Costo Directo Anual (A+B) US $/año 255 148,80 121 580,00 376 728,80 126 038,41 A. COSTO DEL PERSONAL ( HONORARIOS PROFESIONALES) Descripción Item A1. 1 Costo del Personal Principal Gerente de Fideicomiso 2 3 A2. 1 2 3 Jefe de Dpto. de Administración Factor Fiduciario-Coordinador Costo del Personal Auxiliar Abogado Especialista en Riesgos Especialista en Finanzas Meses Plazo: 12 Remuneración Tiempo Total/mes (1) S/. Efectivo (meses) Profes. Asignado Incidencia % 1 100,00% 9043 12 1 1 80,00% 80,00% 6957 6276 9,6 9,6 1 1 1 10,00% 10,00% 10,00% 6276 5027 5027 1,2 1,2 1,2 Costo Total del Personal en S/. (A1 + A2) Total Honorarios (S./) 235 552,80 108 516,00 66 787,20 60 249,60 19 596,00 7 531,20 6 032,40 6 032,40 255 148,80 B. OTROS GASTOS PRINCIPALES Item B.1 1 2 3 B.2 1 2 B.3 1 2 3 4 Descripción Pre-Operatividad Publicaciones Gastos Notariales Registros Públicos Comisiones a Aplicar Comisiön de Estructuración* Comisión de Fiducia* Documentaciones y Utiles Papel para textos Impresión, Fotocopia de textos. Cartas (incluye juego de copias) Otros útiles Unidad Cantidad P.Unit S/. Subtotal S/. Unit. Unit. Unit. 1 1 1 100 2000 100 100 2000 100 Unit Unit 1 12 5000 9440 5000 113280 Glb. Glb. Glb. Glb. 1 1 1 1 500 250 250 100 500 250 250 100 Total (S/.) 2 200,00 118 280,00 1 100,00 Costo Total de Otros Gastos Principales S/. (B1 + B2+B3) 121 580,00 (1) Fuente: Remuneraciones Netas Promedios Mensual (BANCO CENTRAL DE RESERVA DEL PERU) *Valores referenciales del Informe FISE COFIDE, Gerencia de Fideicomisos y Comisones de Confianza-Agosto 2014 El detalle de los costos del fideicomiso se encuentra en el Anexo D del presente documento. PRICONSA Página 49 de 58 OSINERGMIN Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe 7 DETERMINACIÓN DE LA TARIFA (CARGO RER AUTÓNOMO) 7.1 Introducción La tarifa para suministros con instalaciones RER Autónomas atendidos por sistemas fotovoltaicos, de acuerdo a lo establecido en el Reglamento de la Promoción de la Inversión Eléctrica en Àreas No Conectadas a Red, será el Cargo RER autónomo unitario para asegurar la remuneración de todos los servicios involucrados, incluye: Remuneración Anual (monto de la oferta del adjudicatario que comprende los costos de diseño, construcción-instalación, operación, mantenimiento y reposición de los correspondientes componentes de las Instalaciones RER Autónomas), Costos de Comercialización del Distribuidor (atención, facturación, reparto y cobranza) y Costos de Administración del Fideicomiso. Por tal razón, para la Determinación de la Tarifa, se definieron por cada área no Conectada a Red (Norte, Centro y Sur) y por tipo de instalación (Tipo 1, Tipo 2 y Tipo 3). Se calcularon los costos anuales y mensuales de cada uno de los componentes del Cargo RER autónomo, y se aplicaron las fórmulas correspondientes. 7.2 Fórmula utilizada para el Cálculo Tarifario Los costos a ser considerados en el cálculo tarifario son los siguientes: Remuneración Anual: comprende el monto de la oferta económica del adjudicatario y comprende los costos de diseño, construcción-instalación, operación, mantenimiento y reposición de los componentes de las instalaciones RER autónomas. Costo de Comercialización: comprende los costos asociados a las actividades de atención al usuario, impresión de facturas, reparto y cobranza. Costos de Administración del Fideicomiso: comprende los gastos pre operativos y operativos del fideicomiso, asi como las comisiones por la estructuración y de fiducia. La formula a aplicar es la siguiente: donde: Costo Anual Unitario de Inversión (CUT): es igual a la cifra consignada por el adjudicatario (oferta económica) dividida por la cantidad mínima requerida ponderada (cantidad mínima Tipo 1 + cantidad mínima Tipo 2 multiplicada por cinco + cantidad mínima Tipo 3 multiplicada por diez) de las instalaciones RER autónomas. Es importante destacar que debido a que se solo se conoce el monto global de la oferta del adjudicatario, se ha tomado como referencia que para el cálculo de la tarifa un 50% corresponde al costo de Inversión (CAPEX) y el otro 50% corresponderá al costo de operación y mantenimiento, asi como está establecido en las formulas de actualización de la Remuneración Anual. Podemos decir, que el Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) de cada instalación tipo, se obtendrá de dividir el CUT correpondiente al costo de inversión CAPEX entre el Factor de Recuperación de Capital, la cual considera flujos anuales para un período de 15 años y una tasa de actualización de 12%. aCC: costo anual de comercialización (atención al usuario, facturación, reparto y cobranza), asignado a las instalaciones RER autónomas. aCAF: costo anual de administración del fideicomiso asignado a las instalaciones RER autónomas. Luego, se determina el total del costo mensual de todas las inversiones requeridas por el sistema fotovoltaico, mediante la siguiente formula: 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑀𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙 𝑅𝐸𝑅 𝑎𝑢𝑡ó𝑛𝑜𝑚𝑎𝑠 = 𝐶𝑈𝑇 𝑐𝑎𝑝𝑒𝑥 + 𝐶𝑈𝑇 𝑜𝑝𝑒𝑥 𝑥 𝐹𝐴𝐶 + ( 𝑎𝐶𝐶 + 𝑎𝐶𝐴𝐹)/12 PRICONSA Página 50 de 58 OSINERGMIN Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe donde: m CUT CAPEX/ OPEX : es la mensualidad correspondiente a las inversiones y operación y mantenimiento de la instalación, para los doce meses del año, con una tasa efectiva mensual de 0.9489%, para lo cual se deberá aplicar al Costo Anual Unitario de Inversión (CUT CAPEX-OPEX) por un factor de amortización de capital, el factor de amortización es de 0.079073. mCC: costo mensual de comercialización de los sistemas fotovoltaicos (atención al cliente, facturación, reparto y cobranza), asignado al sistema fotovoltaico individual. mCAF: costo mensual de la administración del fideicomiso asignado al sistema fotovoltaico individual. 7.3 Cálculo Tarifario Para el calculo tarifario se consideró una tasa de actualización de 12% anual y un período de 15 años para la recuperación de la inversión, de conformidad con la LGER y su reglamento. El Costo Total Unitario de Inversión se calculó considerando las fórmulas descritas en el contrato de inversión. La mensualidad de la inversión y de opeación y mantenimiento fue calculada con el Factor de Amortización de Capital de 0.079073 ( tasa mensual equivalente a la tasa anual y un periodo de 12 meses). La tasa de cambio consideradá es de 2.989 (S/./US$) al 31/12/2014) 7.3.1 Cálculo Tarifario para Zona Norte ZONA NORTE Tipo de Sistema Fotovoltaico Inv ersión (VNR Tipo 1-85 Wp Tipo 2-425 Wp SFV- CAPEX ) 565.17 2,825.83 5,651.66 US$/año 82.98 414.90 829.80 US$/año 82.98 414.90 829.80 US$/año 7.76 7.76 7.76 US$/año 0.83 0.83 0.83 US$/año 174.55 838.39 1,668.19 US$/mes 6.56 32.81 65.61 US$/mes 6.56 32.81 65.61 US$/mes 0.65 0.65 0.65 US$/mes 0.07 0.07 0.07 Total Costo Mensual US$/mes 13.84 66.34 131.94 Total Costo Mensual S.//mes 41.37 198.29 394.37 Costo Anual Unitario de Inv ersión (CUT SFV-CAPEX ) Costo Anual Unitario de Operación y Mantenimiento (CUT Costo Anual de Comercialización (aCC SFV OPEX ) SFV) Costo Anual de Administración de Fideicomiso (aCAF SFV) Total Costo Anual Costo Mensual de la Inv ersión (mCUT SFV CAPEX ) Costo Mensual de Operación y Mantenimiento (m CUT SFV OPEX ) Costo Mensual de Operación Comercial (mCC SFV ) Costo Mensual de Administración de Fideicomiso (m CAF 7.3.2 Tipo 3- 850 US$/año SFV ) Cálculo Tarifario para Zona Centro ZONA CENTRO Tipo de Sistema Fotovoltaico Inv ersión (VNR SFV- CAPEX ) Costo Anual Unitario de Inv ersión (CUT SFV-CAPEX ) Costo Anual Unitario de Operación y Mantenimiento (CUT Costo Anual de Comercialización (aCC US$/año 81.48 407.40 814.80 US$/año 81.48 407.40 814.80 US$/año 8.19 8.19 8.19 US$/año 0.83 0.83 0.83 US$/año US$/mes US$/mes 171.98 6.44 6.44 823.82 32.21 32.21 1,638.62 64.43 64.43 US$/mes 0.68 0.68 0.68 SFV) Total Costo Anual Costo Mensual de la Inv ersión (mCUT SFV CAPEX ) Costo Mensual de Operación y Mantenimiento (m CUT SFV OPEX ) Costo Mensual de Operación Comercial (mCC SFV ) Costo Mensual de Administración de Fideicomiso (m CAF US$/mes 0.07 0.07 0.07 Total Costo Mensual US$/mes 13.63 65.17 129.61 Total Costo Mensual S.//mes 40.74 194.80 387.41 PRICONSA SFV ) Tipo 3- 850 5,549.50 US$/año SFV OPEX ) SFV) Costo Anual de Administración de Fideicomiso (aCAF Tipo 1-85 Wp Tipo 2-425 Wp 554.95 2,774.75 Página 51 de 58 OSINERGMIN Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe 7.3.3 Cálculo Tarifario para Zona Sur ZONA SUR Tipo de Sistema Fotovoltaico Inv ersión (VNR SFV- CAPEX ) Costo Anual Unitario de Inv ersión (CUT SFV-CAPEX ) Costo Anual Unitario de Operación y Mantenimiento (CUT Costo Anual de Comercialización (aCC US$/año SFV OPEX ) SFV) Costo Anual de Administración de Fideicomiso (aCAF SFV) Total Costo Anual Tipo 1-85 Wp Tipo 2-425 Wp 548.41 2,742.06 Tipo 3- 850 5,484.12 US$/año 80.52 402.60 805.20 US$/año 80.52 402.60 805.20 US$/año 7.95 7.95 7.95 US$/año 0.83 0.83 0.83 US$/año 169.82 813.98 1,619.18 US$/mes 6.37 31.83 63.67 US$/mes 6.37 31.83 63.67 US$/mes 0.66 0.66 0.66 US$/mes 0.07 0.07 0.07 Total Costo Mensual US$/mes 13.47 64.39 128.07 Total Costo Mensual S.//mes 40.26 192.46 382.80 Costo Mensual de la Inv ersión (mCUT SFV CAPEX ) Costo Mensual de Operación y Mantenimiento (m CUT SFV OPEX ) Costo Mensual de Operación Comercial (mCC SFV ) Costo Mensual de Administración de Fideicomiso (m CAF SFV ) El cálculo tarifario resume la aplicación de las fórmulas antes descritas. El detalle del cálculo tarifario se encuentran en el Anexo B del presente documento. 7.4 Fórmulas de Actualización de la Remuneración Anual El período tarifario para esta regulación de suministros RER en áreas no conectadas a red, dura doce meses, inicia en mayo de cada año, al final del periodo tarifario, se debe actualizar o proceder con el ajuste correspondiente de acuerdo a las fórmulas establecidas en el Contrato de Inversión, para efectos de la actualización de la Remuneración Anual, se asumirá que el cincuenta por ciento (50%) de la Remuneración Anual (RA) corresponde al costo de operación y mantenimiento (OPEX), y que el otro cincuenta por ciento (50%) de la RA corresponde a la inversión (CAPEX). Es importante destacar que durante los dos primeros años de la vigencia del contrato, el monto correspondiente a inversión y a la operación y mantenimiento se actualizaran por medio del Indice Finesh Goods Less Food and Energy (IPP), posteriormente el monto correspondiente a los costos de Operación y Mantenimiento serán actualizados por el Administrador del Contrato de acuerdo al índice de operación y mantenimiento que será establecido de acuerdo a la afectación de los costos por el índice de inflación. 7.4.1 Actualización para la Remuneración Anual (RA) correspondiente a la inversión (CAPEX) 1) De acuerdo al Contrato de Inversión, la Remuneración Anual (RA) que será considerada para la fijación tarifaria, va a ser igual a la Remuneración Anual adjudicada de la empresa concesionaria, ajustada en cada periodo de revisión durante los primeros dos años, luego de la puesta en operación comercial de las instalaciones RER autónomas, por la Variación del Indice Finesh Goods Less Food and Energy (serie ID:WPSSOP3500), publicado por el Departamento de Trabajo de los Estados Unidos de América. 2) La expresión a utilizarse para la actualización de la Remuneración Anual es la siguiente: donde: IPP: Indice Finesh Goods Less Food and Energy (serie ID:WPSSOP3500). IPPo: Indice Finesh Goods Less Food and Energy correspondiente a la fecha de puesta en operación comercial. 3) En caso que el Indice (serie ID:WPSSOP3500) dejará de publicarse, las partes definirán un índice sustituto, es decir el inversionista y el regulador. 7.4.2 Actualización para la Remuneración Anual (RA) correspondiente al Costo de Operación y Mantenimiento (OPEX) 1) De acuerdo al Contrato de Inversión, durante los dos primeros años la RA correspondiente a Operación y Mantenimiento de las instalaciones RER autónomas se actualizará con la PRICONSA Página 52 de 58 OSINERGMIN Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe formula correspondiente a la inversión, posteriormente la RA actualizada será determinada por el Administrador de Contrato. 2) Para que la RA correspondiente a la Operación y Mantenimiento sea actualizada de acuerdo a los índices de inflación, el inversionista debe presentar un informe debidamente sustentado de las variaciones correspondientes. 3) Para determinar la actualización de la RA, el Administrador del Contrato aplicará la siguiente expresión: donde: IOYM: índice determinado por el Administrador del Contrato que mide la inflación de los Costos de Operación y Mantenimiento producto de las obligaciones asumidas por el inversionista en virtud del presente contrato. IOYMo : índice correspondiente a la primera evaluación del IOYM. Consultar el Anexo F para la simulación de la actualización de la Remuneración Anual. 7.5 Propuesta de Subsidios Según cifras del Instituto Nacional de Estadisticas e Informática (INEI), en el año 2013 cerca de medio millón de peruanos dejaron la situación de pobreza. De esta manera, se puede decir que la pobreza afecta al 23,9% de la población del país, que comparada con el año 2012 disminuyó en 1,9 puntos porcentuales. Existe una mayor proporción de población no pobre que accede a servicios luz eléctrica (96%) si se compara con la población que vive en situación de pobreza monetaria (81%). No obstante se observa, al año 2013, una mejoría en el acceso al servicio de luz eléctrica en la población en condición de pobreza. En dicho año, el 81% de los pobres cuentan con luz eléctrica en su vivienda, lo que significa un incremento de 3,9 puntos porcentuales respecto al año anterior. Se evidencia entonces con estas cifras que el desarrollo económico que sostiene el país ha contribuido a mejorar la calidad de vida de las comunidades rurales, y a través de este proyecto de Electrificación Masiva con SFV, se busca acelerar las obras de electrificación en las zonas más alejadas. Por lo antes expuesto, con la finalidad de contribuir a que los sectores rurales más vulnerables tengan acceso a los servicios de electricidad dependiendo de su capacidad de pago, asi como, favorecer gradualmente en la reducción de la pobreza y a que los ingresos monetarios de está población puedan orientarse a otras necesidades de consumo, se propone aplicarle al Cargo RER Autónomo, los mecanismos de compensación existentes en la legislatura actual del Perú; los fondos de compensación formarán parte de un sistema de subsidios cruzados. Se propone la aplicación del Subsidio FOSE (Ley Nº 27510) debido a que los consumos promedios de los usuarios tipos, se estiman estén por debajo de los 100 KW.h./mes. 7.6 Fondo de Compensación Social Eléctrica (FOSE) El Fondo de Compensación Social Eléctrica (FOSE) está creado bajo un esquema de subsidios y recargos cruzados27 entre los usuarios del servicio eléctrico en base a sus consumos, se utiliza para subsidiar las tarifas de electricidad a los usuarios residenciales que tiene niveles bajos de consumo eléctrico que por lo general son los de menores recursos, mediante recargos que se aplican en las tarifas de aquellos que más electricidad consumen. Para efectos de la aplicación de uno de los mecanismos de compensación establecidos en la Ley Nº 27510 (FOSE), primero se calculará el cargo por energía equivalente, debido a que cada tipo de instalación RER autónoma, pone a disposición de los usuarios una energía promedio estimada disponible mensual menor a 100 kW.h/mes. 27 Se refiere a que existe un grupo de usuarios que reciben un descuento en el pago que deben realizar (son subsidiados) mientras que, al mismo tiempo, otro grupo de consumidores deben hacer un pago adicional a su consumo (recargo), de modo que este esquema permita beneficiar a los consumidores de menos recursos accediendo al servicio eléctrico. PRICONSA Página 53 de 58 OSINERGMIN Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe Cuadro 45) Potencia Instalada y Energía Promedio Estimada Disponible por Instalación Autónoma Instalación Autònoma Tipo 1 Tipo 2 Tipo 3 Tensión de Serv icio 12 V DC 220 V AC 220 V AC Potencia Instalada ( Wp) Energía Promedio Estimada 85 425 850 8.76 43.78 87.57 Disponible ( Kw .h/mes) Los sistemas fotovoltaicos a instalar (Tipo1-viviendas) estan focalizados a segmentos poblacionales de menores ingresos y sus consumos son menores a 100 KW.h/mes, por tal razón, se propone aplicar al Total del Costo Mensual del usuario, una reducción tarifaria de acuerdo a las tablas de descuento del FOSE, para los usuarios de los sistemas, en el sector rural. Cuadro 46) Tabla de Reducción Tarifaria establecida por la Ley Nº 27510 (FOSE) Usuario Sector Sistema Aislado Urbano-Rural y Rural Reducción tarifaria para consumos menores o iguales a 30 kw.h/mes 80% del cargo de energía Reducción tarifaria para consumos mayores a 30 kw.h/mes hasta 100 kw.h/mes 24 kw.h/mes por cargo de energía Para efectos de la reducción tartifaria establecida por el FOSE, en la Tarifa RER Autónoma se calculó el Cargo por Energía Equivalente, el cual deberá multipilicarse por la energía promedio estimada disponible por el tipo de instalación, y asi aplicar las reducciones tarifarias correspondientes a cada rango de consumo, lo que se traduciría en un cargo fijo mensual al usuario por tipo. Para los usuarios Tipo 1 correspondientes a viviendas, la reducción tarifaria sería de 80% del cargo de energía ya que su consumo promedio es de 8.76 Kw.h/mes. 7.6.1 Cálculo Tarifario para Zona Norte-Aplicación FOSE Tipo de Sistema Fotovoltaico Energía Promedio Estimada Disponible 85 Wp kWh.mes 8.76 cUS$/kW.h 158.05 US$/mes 13.84 SIN SUBSIDIO Cargo por Energía Equiv alente Cargo Fijo Mensual Cargo por Energía Equiv alente ctm S/./kW.h 472.44 Cargo Fijo Mensual S/./mes 41.37 Cargo Fijo Mensual (con IGV) S/./mes 48.82 cUS$/kW.h 31.61 CON SUBSIDIO FOSE 0-30 kWh.mes Cargo por Energía 31-100 kWh.mes Cargo por Energía - Primeros 30 kW.h US$/mes 9.48 Cargo por Energía - Ex ceso de 30 kW.h cUS$/kWh 158.05 US$/mes 2.77 Cargo Fijo Mensual por Energía ctm S/./kW.h 94.49 Cargo Fijo Mensual por Energía - Primeros 30 kW.h Cargo Fijo Mensual por Energía - Ex ceso de 30 kW.h S/./mes ctm S/./kW.h S/./mes 28.35 472.44 8.27 S/./mes 9.76 Cargo Fijo Mensual 0-30 kWh.mes 31-100 kWh.mes Cargo Fijo Mensual Cargo Fijo Mensual (con IGV) PRICONSA Página 54 de 58 OSINERGMIN Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe 7.6.2 Cálculo Tarifario para Zona Centro-Aplicación FOSE Tipo de Sistema Fotovoltaico Energía Promedio Estimada Disponible SIN SUBSIDIO Cargo por Energía Equiv alente Cargo Fijo Mensual 85 Wp kWh.mes 8.76 cUS$/kW.h 155.65 US$/mes 13.63 ctm S/./kW.h 465.24 Cargo Fijo Mensual S/./mes 40.74 Cargo Fijo Mensual (con IGV) CON SUBSIDIO FOSE 0-30 kWh.mes Cargo por Energía 31-100 kWh.mes Cargo por Energía - Primeros 30 kW.h Cargo por Energía - Ex ceso de 30 kW.h Cargo Fijo Mensual S/./mes 48.07 cUS$/kW.h 31.13 US$/mes cUS$/kWh US$/mes 9.34 155.65 2.73 ctm S/./kW.h 93.05 Cargo por Energía Equiv alente 0-30 kWh.mes Cargo Fijo Mensual por Energía 31-100 kWh.mes Cargo Fijo Mensual por Energía - Primeros 30 kW.h S/./mes 27.92 ctm S/./kW.h 465.24 Cargo Fijo Mensual S/./mes 8.15 Cargo Fijo Mensual (con IGV) S/./mes 9.62 Cargo Fijo Mensual por Energía - Ex ceso de 30 kW.h 7.6.3 Cálculo Tarifario para Zona Sur- Aplicación FOSE Tipo de Sistema Fotovoltaico Energía Promedio Estimada Disponible 85 Wp kWh.mes 8.76 cUS$/kW.h 153.83 SIN SUBSIDIO Cargo por Energía Equiv alente Cargo Fijo Mensual US$/mes 13.47 ctm S/./kW.h 459.76 Cargo Fijo Mensual S/./mes 40.26 Cargo Fijo Mensual (con IGV) S/./mes 47.51 cUS$/kW.h 30.77 Cargo por Energía - Primeros 30 kW.h US$/mes 9.23 Cargo por Energía - Ex ceso de 30 kW.h cUS$/kWh 153.83 US$/mes 2.69 ctm S/./kW.h 91.95 Cargo por Energía Equiv alente CON SUBSIDIO FOSE 0-30 kWh.mes Cargo por Energía 31-100 kWh.mes Cargo Fijo Mensual 0-30 kWh.mes Cargo Fijo Mensual por Energía 31-100 kWh.mes Cargo Fijo Mensual por Energía - Primeros 30 kW.h S/./mes 27.59 ctm S/./kW.h 459.76 Cargo Fijo Mensual S/./mes 8.05 Cargo Fijo Mensual (con IGV) S/./mes 9.50 Cargo Fijo Mensual por Energía - Ex ceso de 30 kW.h El detalle de la aplicación del FOSE se encuentran en el Anexo B.1.0 del presente documento. 7.7 Condiciones de Aplicación de la Tarifa RER Autónoma De acuerdo a las disposiciones generales del Reglamento de la Promoción de la Inversión Eléctrica en áreas No Conectadas a Red: La Tarifa RER Autónoma será aplicada a las personas naturales y jurídicas ubicadas en las áreas No Conectadas a red, denominadas “usuarios tipo”, Tipo 1(viviendas), Tipo 2 (entidades de salud), Tipo 3 (escuelas) de las Zonas Norte, Centro y Sur del país, PRICONSA Página 55 de 58 OSINERGMIN Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe 8 atendidos por sistemas fotovoltaicos, de acuerdo a una Instalación Autónoma RER o Instalación Equivalente Alternativa. La Tarifa RER autónoma será aplicada mensualmente a todos los usuarios tipo, el usuario Tipo 1 (residencial) se le aplicarán los mecanismos de compensación establecidos en el Fondo de Compensación Social Eléctrico (FOSE-Ley Nº 27510) teniendo en cuenta la energía promedio mensual disponible en la instalación. Como cumplimiento a la Ley General de Electrificación Rural (LGER) y su reglamento, la Tarifa RER Autónoma no incluye el Impuesto General de Ventas (I.G.V) por la prestación del servicio eléctrico. El periodo de facturación será mensual, no podrá ser inferior a veintiocho (28) días calendario ni exceder los treinta y tres (33) días calendario, cumpliendo con la Normativa de Condiciones de Aplicación de la Tarifas al Usuario Final. Cada usuario deberá definir el domicilio de facturación y será empleado por la distribuidora para el reparto de la factura o recibo correspondiente. Se estableció que la entrega de recibos, sea trimestral con tres (3) recibos mensuales en forma de cupones para que el usuario pueda realizar su pago durante el mes correspondiente. El pago del servicio será mensual, lo realizarán los usuarios en los centros de pago autorizados de cada una de las empresas distribuidoras. CARGOS DE CORTE Y RECONEXIÓN Las actividades de corte y reconexión en las Instalaciones RER Autónomas Tipo, estará a cargo de las empresas concesionarias. Al igual que en los sistemas convencionales, el corte del servicio se realizará cuando el usuario no realiza el pago por dos meses, la empresa distribuidora emitirá orden de corte correspondiente para su ejecución por el inversionista. La reconexión será realizada cuando el usuario cancele las facturas retrasadas de su servicio y la empresa distribuidora emita la orden de reconexión correspondiente. Las actividades de corte y reconexión se realizarán en conjunto con las actividades de mantenimiento preventivo o correctivo, debido a las distancias y dispersión de los usuarios. Para determinación de los cargos de corte y reconexión, se realizó los análisis de precios de las actividades de corte y reconexión para cada área geográfica, considerando los recursos de mano de obra y equipos, se tomo como referencia los costos de mano de obra, transporte y equipos y el rendimiento de cada actividad, tal y como está establecido en la Fijación de la Tarifa Rural de los Sistemas Fotovoltaicos 2014-2018. Para establecer los cargos por Zona de Concesión, se realizó un promedio ponderado, considerando los sistemas fotovoltaicos instalados en cada área geográfica de acuerdo a una empresa modelo que operarará por sedes, clasificado por Servicio Eléctrico (SE), Servicio Eléctrico Sede (SE-S), Servicio Eléctrico Sede Concesión (SE-SC). 8.1 Actividades de Corte Se realizó un análisis de precios unitarios para las actividades de corte para cada área geográfica y luego se calcularon por cada área no Conectada a Red, se tomó como referencia el tiempo de (10min)para efectuar el corte en la Zona Costa, de (15) minutos para Zona Sierra y de (20 min) en la Zona Selva. 8.2 Actividades de Reconexión Se realizó un análisis de precios unitarios para las actividades de corte para cada área geográfica y luego se calcularon por cada área no Conectada a Red, se tomó como referencia el tiempo de (15 min) para efectuar la reconexión en la Zona Costa, (20) min para la Zona Sierra y de (25 min) en la Zona Selva. Luego, se determinó los costos de corte y reconexión para las áreas no conectadas a red Norte, Centro y Sur.El detalle del análisis de precios unitarios para los cargos de corte y reconexión se encuentra en el Anexo E del presente documento. Los cargos de corte y reconexión para cada una de las áreas de concesión Zona Norte, Zona Centro y Zona Sur expresado en US$/usuario y en S/.usuario son las siguientes: PRICONSA Página 56 de 58 OSINERGMIN Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe Cuadro 47) Cargo de Corte y Reconexión (US $/ usuario) Cargo (US$) Corte Reconexión Norte 2.03 2.60 Centro 1.89 2.39 Sur 1.77 2.22 Cuadro 48) Cargos de Corte y Reconexión (S./ usuario) Cargo (S./) Corte Reconexión 9 Norte 6,07 7,77 Centro 5,65 7,14 Sur 5,29 6,64 CONCLUSIONES Los resultados consolidados del Cargo RER Autónomo para Suministros en Areas No Conectadas a Red, son los siguientes: Cuadro 49) Resultados del Cargo RER Autónomo para Áreas No Conectadas a Red ( S./mes)-Sin IGV Cargo RER Autónomo Instalación RER Autónoma Area de Concesión Zona Tipo 1- 85 Wp S./ mes Tipo 2- 425 Wp S./ mes Tipo 3- 850 Wp S./ mes Norte Centro Sur 41.37 40.74 40.26 198.29 194.80 192.46 394.37 387.41 382.80 Los resultados consolidados de la propuesta para la Tarifa RER Autónoma aplicando la reducción tarifaria establecida en la Ley N°27510 (FOSE) para Suministros en Areas No Conectadas a Red, son los siguientes: Cuadro 50) Propuesta de la Tarifa RER Autónoma con Mecanismos de Compensación FOSE (S./mes)-Sin IGV Area de Concesión Instalación RER Autónoma Tipo 1 Vivienda - 85 Wp S./ mes 8.27 8.15 8.05 Zona Norte Centro Sur Los resultados consolidados de los cargos de corte y reconexión por cada área de concesión, son los siguientes: Cuadro 51) Cargos de Corte y Reconexión (S./usuario) Cargo (S./) Corte Reconexión PRICONSA Norte 6,07 7,77 Página 57 de 58 Centro 5,65 7,14 Sur 5,29 6,64 OSINERGMIN Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe 10 ANEXOS Consultar Lista de Anexos.- PRICONSA Página 58 de 58 OSINERGMIN Lista de Anexos Item 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 Detalle Anexo A. Resultados de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Áreas No Conectados a Red 2015-2016 Anexo A.1.0. Propuesta Tarifa RER Autónoma.-( S./mes) con FOSE- sin IGV al usuario final Anexo A.2.0. Cargos de Corte y Reconexión por Zona de Concesión (S/./usuario) Anexo B. Cálculo de Tarifa Eléctrica Aplicable a Suministros con Instalaciones RER Autónomas Anexo B.1.0. Cálculo Propuesta Aplicación Ley FOSE Anexo C. Resumen de los Costos de Comercialización por Zona Norte, Centro y Sur (US$/año) Anexo C.1.0. Matriz de Sistemas Fotovoltaicos asignados a las empresas distribuidoras Anexo C.2.0. Resumen de los Costos de Comercialización por Costa, Sierra y Selva Anexo C.3.0. Análisis de Costos Unitarios de Actividades de Comercialización Anexo C.4.Resumen de Costos Anuales de Comercialización ( Decreto Supremo N° 036-2014-EM) US$/año Anexo D. Resumen de los Costos Asociados a la Administración de Fideicomiso Zona Norte, Centro y Sur Anexo D.1.0. Análisis de Precios de Administración de Fideicomiso Anexo E. Resumen de Cargos de Corte/ Reconexión por Area de Concesión Anexo E.1.0 Resumen de Cargos de Corte/ Reconexión por Area Geográfica Anexo E.2.0. Matriz para Cálculo de Cargos de Corte por Área de Concesión - US$/ usuario Anexo E.3.0. Matriz para Cálculo de Cargos de Reconexión por Área de Concesión - US$/ usuario Anexo E.4.0. Análisis de Precios Unitarios de la Actividad de Corte por Area Geográfica Costa, Sierra y Selva Anexo E.5.0 Análisis de Precios Unitarios de la Actividad de Reconexión por Area Geográfica Costa, Sierra y Selva Anexo F. Actualización de la Remuneración Anual correspondiente al Costo de Operación y Mantenimiento (OPEX) y al Costo de Inversión (CAPEX) Anexo F.1.0. Actualización de la Remuneración Anual correspondiente al Costo de Operación y Mantenimiento (OPEX) Anexo G. Determinación del Factor de Corrección (Simulación) Anexo I. Costos de Mano de Obra, Transporte y Equipos Anexo J.1. Planos de Zona Norte-Distribuidoras Anexos J.2.Planos de Zona Centro- Distribuidoras Anexos J.3.Planos de Zona Sur- Distribuidoras Anexo K.1. Planos de Zona Norte- Concesionarias Anexos K.2.Planos de Zona Centro- Concesionarias Anexos K.3.Planos de Zona Sur- Concesionarias Anexo A. Resultados de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Áreas No Conectados a Red 2015-2016 Cargo RER Autónomo.-( S./mes)-sin IGV a usuario final Cargo RER Autónomo Instalación RER Autónoma Area de Concesión Tipo 1- 85 Wp Tipo 2- 425 Wp Zona S./ mes S./ mes Norte 41.37 198.29 Centro 40.74 194.80 Sur 40.26 192.46 Promedio 40.79 195.18 Variación (BT8-70)% -23.90% Variación (BT8-100)% -33.17% Tipo 3- 850 Wp S./ mes 394.37 387.41 382.80 388.19 Anexo A.1.0. Propuesta Tarifa RER Autónoma.-( S./mes) con FOSE- sin IGV al usuario final Costos Asociados a Aplicación FOSE ( S./mes) Area de Concesión Zona Norte Centro Sur Promedio Variación (BT8-70)% Variación (BT8-100)% Instalación RER Autónoma Tipo 1 Vivienda - 85 Wp S./ mes 8.27 8.15 8.05 8.16 -23.91% -33.17% Monto estimado de Recargo S./ mes- FOSE (Usuarios a recargar > 100 Kwh/mes) debido a que el FOSE no tiene excedente Numero de clientes (regulado) estimado Monto estimado de Impacto FOSE (S./mes) Monto Estimado de Recargo en la facturación (S./mes) Area de Concesión Zona Norte Centro Sur Total Total (S./ mes) Total (S./ año) Total (US$/año) 2,585,319.00 4,866,100.00 1.88 Instalación RER Autónoma Tipo 1 Vivienda - 85 Wp S./mes 1,820,500.00 1,531,730.00 1,513,870.00 4,866,100.00 4,866,100.00 58,393,200.00 19,536,032.12 Anexo A.2.0. Cargos de Corte y Reconexión por Zona de Concesión (S/./usuario) Cargo (S./) Corte Reconexión Norte 6.07 7.77 Centro 5.65 7.14 Sur 5.29 6.64 Anexo C.1.0. Matriz de Sistemas Fotovoltaicos asignados a las empresas distribuidoras Costos Unitarios de Operación Comercial (US$/usu.-año) SFV para Área de Concesión Norte ELECTRO NOR-OESTE Servicio Eléctrico Piura-Electro Noroeste ELECTRO NORTE Servicio Eléctrico Chiclayo- Electro Norte Servicio Eléctrico Chota-Electro Norte Servicio Eléctrico Cajamarca- Electro Norte Servicio Eléctrico Amazonas-Electro Norte Servicio Eléctrico Chachapoyas- Electro Norte HIDRANDINA Servicio Eléctrico Trujillo-Hidrandina Servicio Eléctrico Caraz-Hidrandina Servicio Eléctrico Huaraz- Hidrandina Servicio Eléctrico Recuay-Hidrandina ELECTRO ORIENTE Servicio Eléctrico Tarapoto- Electro Oriente Servicio Eléctrico Juanjuí- Electro Oriente Servicio Eléctrico Iquitos- Electro Oriente SFV para Área de Concesión Centro ELECTRO UCAYALI Servicio Eléctrico Pucallpa- Electro Ucayali ELECTRO CENTRO Servicio Eléctrico Satipo- Electro Centro Servicio Eléctrico La Merced- Electro Centro Servicio Eléctrico Huancayo- Electro Centro Servicio Eléctrico Huánuco-Electro Centro Servicio Eléctrico Cerro de Pasco- Electro Centro Servicio Eléctrico Huancavelica- Electro Centro Servicio Eléctrico Ayacucho-Electro Centro ADINELSA Servicio Eléctrico Huacho-Adinelsa Servicio Eléctrico Lima-Adinelsa Servicio Eléctrico Cañete-Adinelsa Servicio Eléctrico Ica-Adinelsa Servicio Eléctrico Puquio-Adinelsa SFV para Área de Concesión Sur ELECTRO SUR ESTE Servicio Eléctrico Cusco-Electro SurEste Servicio Eléctrico Quillabamba-Electro Sur Este Servicio Eléctrico Abancay- Electro Sur Este Servicio Eléctrico Sicuani- Electro Sur Este Servicio Eléctrico Puerto Maldonado Electro Sur Este ELECTRO PUNO Servicio Eléctrico Azángaro-Electro Puno Servicio Eléctrico Juliaca-Electro Puno Servicio Eléctrico Puno- Electro Puno SEAL Servicio Eléctrico Camaná-Seal Servicio Eléctrico Arequipa- Seal ELECTRO SUR Servicio Eléctrico Tacna- Electro Sur Amazonia Ley 27037 5.973 Costa Sierra Selva 7.055 7.818 5.966 Costa Sierra Selva 2044 1652 SE-2500 2069 182 346 2515 3438 210 855 SE-2500 SE-2500 SE-4000 SE-6000 SE-4000 1854 242 139 269 Costa Amazonia Ley 27037 6341 3014 2586 4843 3449 3834 Sierra 482 2022 5228 2987 4200 4526 SE-SC-4000 SE-6000 SE-4000 SE-4000 2268 1974 3317 2268 1974 3317 Selva Amazonia Ley 27037 1936 1936 SE-S-6000 SE-4000 SE-6000 Clasificación SE-4000 SE-4000 SE-4000 SE-2500 SE-S-6000 SE-4000 SE-4000 SE-4000 4146 3649 363 SE-2500 SE-SC-4000 SE-2500 SE-S-4000 SE-4000 513 324 1009 1523 2063 1573 1136 3908 3476 Costa Sierra Selva 5703 2559 5562 4534 391 2559 554 4416 4188 5606 Clasificación 1680 Amazonia Ley 27037 Clasificación SE-SC-6000 SE-6000 SE-6000 SE-4000 SE-2500 SE-6000 SE-4000 SE-S-6000 1685 452 1649 2862 SE-2500 SE-S-4000 784 1816 SE-2500 Anexo C. Resumen de los Costos de Comercialización por Zona Norte, Centro y Sur (US$/año Area de Concesión Norte ELECTRO NOROESTE Servicio Eléctrico Piura ELECTRONORTE Servicio Eléctrico Chiclayo Servicio Eléctrico Chota Servicio Eléctrico Cajamarca Servicio Eléctrico Amazonas Servicio Eléctrico Chachapoyas HIDRANDINA Servicio Eléctrico Trujillo Servicio Eléctrico Caraz Servicio Eléctrico Huaraz Servicio Eléctrico Recuay ELECTROORIENTE Servicio Eléctrico Tarapoto Servicio Eléctrico Juanjuí Servicio Eléctrico Iquitos Area de Concesión Centro ELECTRO UCAYALI Servicio Eléctrico Pucallpa ELECTRO CENTRO Servicio Eléctrico Satipo Servicio Eléctrico La Merced Servicio Eléctrico Huancayo Servicio Eléctrico Huánuco Servicio Eléctrico Cerro de Pasco Servicio Eléctrico Huancavelica Servicio Eléctrico Ayacucho ADINELSA Servicio Eléctrico Huacho Servicio Eléctrico Lima Servicio Eléctrico Cañete Servicio Eléctrico Ica Servicio Eléctrico Puquio Area de Concesión Sur ELECTRO SUR ESTE Servicio Eléctrico Cusco Servicio Eléctrico Quillabamba Servicio Eléctrico Abancay Servicio Eléctrico Sicuani Servicio Eléctrico Puerto Maldonado ELECTRO PUNO Servicio Eléctrico Azángaro Servicio Eléctrico Juliaca Servicio Eléctrico Puno SEAL Servicio Eléctrico Camaná Servicio Eléctrico Arequipa ELECTROSUR Servicio Eléctrico Tacna Clasificación SE-2500 SE-2500 SE-2500 SE-4000 SE-6000 SE-4000 SE-SC-4000 SE-6000 SE-4000 SE-4000 SE-S-6000 SE-4000 SE-6000 Clasificación SE-4000 SE-4000 SE-4000 SE-2500 SE-S-6000 SE-4000 SE-4000 SE-4000 SE-2500 SE-SC-4000 SE-2500 SE-S-4000 SE-4000 Clasificación SE-SC-6000 SE-6000 SE-6000 SE-4000 SE-2500 SE-6000 SE-4000 SE-S-6000 SE-2500 SE-S-4000 SE-2500 N° SFV 55,000 3,696 3,696 18,970 2,415 2,697 3,438 6,551 3,869 17,216 4,440 5,085 3,588 4,103 15,118 4,536 3,948 6,634 N° SFV 47,000 3,872 3,872 27,603 4,146 4,131 2,022 5,591 2,987 4,200 4,526 15,525 2,576 1,897 2,145 5,431 3,476 N° SFV 50,314 21,862 6,094 5,118 5,562 4,534 554 15,890 6,096 4,188 5,606 9,962 6,648 3,314 2,600 2,600 $ - C.Comercialización.-año US $ / SFV US $- año 379,531 6.901 27,336 7.396 27,336 7.396 129,264 6.814 17,302 7.164 20,946 7.767 26,878 7.818 39,472 6.025 24,666 6.375 132,684 7.707 33,297 7.499 39,570 7.782 27,945 7.788 31,872 7.768 90,247 5.970 27,078 5.970 23,568 5.970 39,602 5.970 $ - C.Comercialización.-año US $- año US $ / SFV 342,609 7.290 23,114 5.970 23,114 5.970 200,692 7.271 24,735 5.966 25,538 6.182 15,808 7.818 43,038 7.698 23,352 7.818 32,836 7.818 35,384 7.818 118,804 7.652 19,748 7.666 14,584 7.688 16,000 7.459 41,298 7.604 27,175 7.818 $ - C.Comercialización.-año US $ / SFV US $- año 355,617 7.068 164,428 7.521 46,919 7.699 35,273 6.892 43,484 7.818 35,447 7.818 3,305 5.966 121,117 7.622 44,547 7.308 32,742 7.818 43,828 7.818 50,344 5.054 24,780 3.727 25,564 7.714 19,729 7.588 19,729 7.588 Anexo C.4.Resumen de Costos Anuales de Comercialización ( Decreto Supremo N° 036-2014-EM) US$/año Area Concesión Norte Costo Unitario ( US$ SFV /año) Costo de Capital de Trabajo Aportes del Organismo Regulador (1%) Compensación DS. N°036-2014 Costo Total SFV (US$/año) Costo Total de Comercialización US $/año US$/SFV 6.901 0.395 0.070 0.395 7.761 426,871 Area Concesión Centro Costo Unitario ( US$ SFV /año) Costo de Capital de Trabajo Aportes del Organismo Regulador (1%) Compensación DS. N°036-2014 Costo Total SFV (US$/año) Costo Total de Comercialización US $/año US$/SFV 7.290 0.418 0.070 0.418 8.190 384,930 Area Concesión Sur Costo Unitario ( US$ SFV /año) Costo de Capital de Trabajo Aportes del Organismo Regulador(1%) Compensación DS. N°036-2014 Costo Total SFV (US$/año) Costo Total de Comercialización US $/año US$/SFV 7.068 0.405 0.070 0.405 7.948 373,549 Anexo C.2.0. Resumen de los Costos de Comercialización por Costa, Sierra y Selva Región Geográfica Selva Actividades Atención al usuario Facturación e Impresión Reparto y Cobranza con Movilidad - Selva Reparto y Cobranza sin Movilidad - Selva Costos Unitar. US$ 0.305 0.013 0.480 0.576 Metrado Mensual 3,500 3,500 1,400 2,100 Anual 42,000 42,000 5,600 8,400 Total (US$-año) C.U. Selva (US$/usu.-año) US$/.año 12,810.00 546.00 2,688.00 4,838.40 % Incidencia 61.34% 2.61% 12.87% 23.17% Costos Unitar. S/. 0.91 0.04 1.43 1.72 % Incidencia 46.82% 2.00% 12.89% 25.03% 13.26% Costos Unitar. S/. 0.91 0.04 2.15 4.18 2.58 % Incidencia 51.88% 2.21% 14.15% 19.02% 12.74% Costos Unitar. S/. 0.91 0.04 1.87 3.34 2.24 % Incidencia 61.34% 2.61% 23.17% 12.98% Costos Unitar. S/. 0.91 0.04 1.72 1.45 20,882.40 5.966 Región Geográfica Sierra Actividades Atención al usuario Facturación e Impresión Reparto y Cobranza con Movilidad (Moto) - Sierra Reparto y Cobranza con Movilidad (Acémila) Sierra Reparto y Cobranza- Sin Movilidad - Sierra Costos Unitar. US$ 0.305 0.013 0.72 1.398 0.864 Metrado Mensual 3,500 3,500 1,225 1,225 1,050 US$/.año Anual 42,000 42,000 4,900 4,900 4,200 12,810.00 546.00 3,528.00 6,850.20 3,628.80 Total (US$-año) 27,363.00 C.U. Sierra (US$/usu.-año) 7.818 Región Geográfica Costa Actividades Atención al usuario Facturación e Impresión Reparto y Cobranza con Movilidad (Moto) - Costa Reparto y Cobranza con Movilidad (Acémila) Costa Reparto y Cobranza Sin Movilidad - Costa Costos Unitar. US$ 0.305 0.013 0.624 1.118 0.749 Metrado Mensual 3,500 3,500 1,400 1,050 1,050 US$/.año Anual 42,000 42,000 5,600 4,200 4,200 12,810.00 546.00 3,494.40 4,695.60 3,145.80 Total (US$-año) 24,691.80 C.U. Costa (US$/usu.-año) 7.055 Región Geográfica Selva (Amazonia- Ley N°27037) Actividades Atención al usuario Facturación e Impresión Reparto y Cobranza sin Movilidad - Selva (Amazonia- Ley 27037) Reparto y Cobranza con Movilidad - Selva ( Amazonia-Ley 27037) Costos Unitar. US$ 0.305 0.013 0.576 0.484 Metrado Mensual 3,500 3,500 2,100 1,400 Notas: (*) La actividad de Reparto de Recibos se realizará de manera exclusiva cuatro (4) veces al año ( trimestralmente) Anual 42,000 42,000 8,400 5,600 Total (US$-año) C.U. Selva (US$/usu.-año) US$/.año 12,810.00 546.00 4,838.40 2,710.40 20,904.80 5.973 Anexo D. Resumen de los Costos Asociados a la Administración de Fideicomiso Zona Norte, Centro y Sur Costos Asociados a la Administración de Fideicomiso Comisión de Estructuración (Pago por única vez)* Gastos Pre Operativos: Publicaciones, Gastos Notariales, Registros Públicos (Pago por única vez).* Comisión de Fiducia (Pago mensual, con cargo al Patrimonio Fideicometido). Gastos Operativos: Honorarios Profesionales (Asesoría Legal y Contable), Cargos Bancarios, Otros (Pago mensual, con cargo al Patrimonio Fideicometido) Total US $/año COSTO UNITARIO ANUAL TOTAL aFDC (US$/SFV) Area No Conectada a Red Zona Norte Zona Centro Zona Sur Total Regulación Tarifaria 1er. Año Años Posteriores US $/año US $/año 1,672.80 0.00 736.03 37,898.96 0.00 37,898.96 85,730.61 126,038.41 0.83 85,730.61 123,629.58 0.81 Tipo 1 55,000 47,000 47,000 149,000 Cantidad de usuarios por Tipo Tipo 2 Tipo 3 1,200 280 650 175 410 175 2,260 630 Tipo 1 45,650.00 39,010.00 39,010.00 123,670.00 Total US $/año Tipo 2 Tipo 3 996.00 232.40 539.50 145.25 340.30 145.25 1,875.80 522.90 Total 46,878.40 39,694.75 39,495.55 126,068.70 Anexo E.1.0 Resumen de Cargos de Corte/ Reconexión por Area Geográfica Cargos de Corte y Reconexión por área geográfica - (US$/ Usuario) Cargo (US $) Corte Reconexión Costa 1.11 1.66 Sierra 1.71 2.12 Selva 2.59 3.32 Cargos de Corte y Reconexión por área geográfica - (S/./Usuario) Cargo ( S./) Corte Reconexión Costa 3.32 4.96 Sierra 5.11 6.34 Selva 7.74 9.92 Anexo E. Resumen de Cargos de Corte/ Reconexión por Area de Concesión Cargos de Corte y Reconexión por Zonas de Concesión- (US$/Usuario) Cargo (US$) Corte Reconexión Norte 2.03 2.60 Centro 1.89 2.39 Sur 1.77 2.22 Cargos de Corte y Reconexión por Zonas de Concesión - (S/. / Usuario) Cargo (S./) Corte Reconexión Norte 6.07 7.77 Centro 5.65 7.14 Sur 5.29 6.64 Anexo E.2.0. Matriz para Cálculo de Cargos de Corte por Área de Concesión - US$/ usuario Area de Concesión Norte CU - $ Cargo de Corte SFV - Costa 1.11 Cargo de Corte SFV - Sierra 1.71 Cargo de Corte SFV - Selva 2.59 Costos Unitarios por Sede CUS-US $ Area de Concesión Centro CU - $ Cargo de Corte SFV - Costa 1.11 Cargo de Corte SFV - Sierra 1.71 Cargo de Corte SFV - Selva 2.59 Costos Unitarios por Sede CUS- US$ Zona Norte Sede Trujillo Sede Tarapoto N° SFV Total $ N° SFV Total $ 29,462 46,301 25,538 65,206 6,799 7,547 0 0 22,663 38,754 1,065 1,821 0 0 24,473 63,385 1.57 2.55 Costo Unitario de Corte Total $ Total N° SFV CU-$ 111,507 55,000 7,547 6,799 1.11 40,575 23,728 1.71 63,385 24,473 2.59 2.03 CU-US $ Norte Zona Centro Sede Huánuco Sede Lima N° SFV Total $ N° SFV Total $ 12,450 25,016 16,917 34,680 0 0 1,846 2,049 8,215 14,048 7,276 12,442 4,235 10,969 7,795 20,189 2.01 2.05 Sede Ica N° SFV Total $ 17,633 29,239 1,523 1,691 16,110 27,548 0 0 1.66 Costo Unitario de Corte Total $ Total N° SFV CU-$ 88,935 47,000 3,740 3,369 1.11 54,038 31,601 1.71 31,158 12,030 2.59 1.89 CU-US $ Centro Sede Arequipa N° SFV Total $ 9,248 14,061 2,921 3,242 6,327 10,819 0 0 1.52 Costo Unitario de Corte Total $ Total N° SFV CU-$ 83,179 47,000 3,242 2,921 1.11 66,510 38,895 1.71 13,427 5,184 2.59 CU-US $ Sur 1.77 Zona Sur Area de Concesión Sur CU - $ Cargo de Corte SFV - Costa 1.11 Cargo de Corte SFV - Sierra 1.71 Cargo de Corte SFV - Selva 2.59 Costos Unitarios por Sede CUS- US$ Sede Cusco N° SFV Total $ 21,862 40,468 0 0 18,358 31,392 3,504 9,075 1.85 Sede Puno N° SFV Total $ 15,890 28,650 0 0 14,210 24,299 1,680 4,351 1.80 Anexo E.3.0. Matriz para Cálculo de Cargos de Reconexión por Área de Concesión - US$/ usuario Zona Norte Sede Trujillo Sede Tarapoto Area de Concesión Norte CU - $ N° SFV Total $ N° SFV Total $ 29,462 59,332 25,538 83,508 Cargo de Reconexión SFV - Costa 1.66 6,799 11,286 0 0 Cargo de Reconexión SFV - Sierra 2.12 22,663 48,046 1,065 2,258 Cargo de Reconexión SFV - Selva 3.32 0 0 24,473 81,250 Costos Unitarios por Sede CUS-US $ 2.01 3.27 Area de Concesión Centro CU - $ Cargo de Reconexión SFV - Costa 1.66 Cargo de Reconexión SFV - Sierra 2.12 Cargo de Reconexión SFV - Selva 3.32 Costos Unitarios por Sede CUS-US $ Zona Centro Sede Huánuco Sede Lima N° SFV Total $ N° SFV Total $ 12,450 31,476 16,917 44,369 0 0 1,846 3,064 8,215 17,416 7,276 15,425 4,235 14,060 7,795 25,879 2.53 2.62 Costo Unitario de Reconexiòn Total $ Total N° SFV CU-$ 142,840 55,000 11,286 6,799 1.66 50,303 23,728 2.12 81,250 24,473 3.32 2.60 CU-US $ Norte Sede Ica Total $ 36,681 2,528 34,153 0 2.08 Costo Unitario de Reconexiòn Total $ Total N° SFV CU-$ 112,526 47,000 5,593 3,369 1.66 66,994 31,601 2.12 39,940 12,030 3.32 112,526 CU-US $ Centro 2.39 Sede Arequipa N° SFV Total $ 9,248 18,262 2,921 4,849 6,327 13,413 0 0 1.97 Costo Unitario de Reconexiòn Total $ Total N° SFV CU-$ 104,517 47,000 4,849 2,921 1.66 82,457 38,895 2.12 17,211 5,184 3.32 2.22 104,517 CU-US $ Sur N° SFV 17,633 1,523 16,110 0 Zona Sur Area de Concesión Sur CU - $ Cargo de Reconexión SFV - Costa 1.66 Cargo de Reconexión SFV - Sierra 2.12 Cargo de Reconexión SFV - Selva 3.32 Costos Unitarios por Sede CUS-US $ Sede Cusco N° SFV Total $ 21,862 50,552 0 0 18,358 38,919 3,504 11,633 2.31 Sede Puno N° SFV Total $ 15,890 35,703 0 0 14,210 30,125 1,680 5,578 2.25 (*) Se consideró que la empresa modelo en cada una de las áreas de concesión, operarará mediantes sedes; y por cada área geográfica tendra bajo su responsabilidad una cantidad determinada de SFV para realizar la actividad de corte y reconexión. Anexo F.1.0. Actualización de la Remuneración Anual correspondiente al Costo de Operación y Mantenimiento (OPEX) Transcurrido el plazo de dos (2) años, la formula de actualización correspondiente al Costo de Operación y Mantenimiento, será determinado por el Administrador de Contrato, el Inversionista debe presentar una propuesta de sustento. a) Actualización de Remuneración Anual (RA) Zona Norte Cantidad Mínima SFV Tipo 1 55,000 Tipo 3 1200 Tipo 2 280 Simulación IOYMo 0.10 IOYM 0.20 Factor OyM 2.0000 IOYM : Indice determinado por el Adm. De Contrato que mide la inflación en los Costos de Operación y Mantenimiento IOYMo:Indice correspondiente a la primera evaluación del OYM. Actualización de la Remuneración Anual Zona Norte ( OPEX) RA Adjudicada US$/año (OPEX) RA Actualizada US$/año (OPEX) CUT1 US$/SFV CUT2 US$/SFV CUT3 US$/SFV 5,675,832.00 5,675,832.00 82.98 414.90 829.80 b) Actualización de Remuneración Anual (RA) Zona Centro Tipo 1 Cantidad Mínima SFV 47,000 Tipo 3 650 Tipo 2 175 Simulación IOYMo 0.10 IOYM 0.20 Factor OyM 2.0000 IOYM : Indice determinado por el Adm. De Contrato que mide la inflación en los Costos de Operación y Mantenimiento IOYMo:Indice correspondiente a la primera evaluación del OYM. Actualización de la Remuneración Anual Zona Centro ( OPEX) RA Adjudicada US $ ( OPEX) RA actualizada US $/año (OPEX) CUT1 US$/SFV CUT2 US$/SFV CUT3 US$/SFV 4,430,475.00 4,430,475.00 81.48 407.40 814.80 c) Actualización de la Remuneración Anual (RA) Zona Sur Tipo 1 Cantidad Mínima 47,000 IOYMo Tipo 3 410 Tipo 2 175 Simulación 0.10 IOYM 0.20 Factor OyM 2.0000 IOYM : Indice determinado por el Adm. De Contrato que mide la inflación en los Costos de Operación y Mantenimiento IOYMo:Indice correspondiente a la primera evaluación del OYM. Actualización de la Remuneración Anual Zona Sur RA Adjudicada US $/año (OPEX) RA actualizada US$/año CUT1 US$/SFV CUT2 US$/SFV CUT3 US$/SFV 4,185,027.00 4,185,027.00 80.52 402.60 805.20 Anexo F. Actualización de la Remuneración Anual correspondiente al Costo de Operación y Mantenimiento (OPEX) y al Costo de Inversión (CAPEX) Para efectos de la actualización, se asumira que el 50% de la RA corresponde al costo de operación y mantemiiento (OPEX) y que el otro 50% corresponde a la inversión, se aplicará durante los dos primeros años, luego de la fecha de puesta en operación comercial. a) Actualización de Remuneración Anual (RA) Zona Norte (Fórmulas de Actualización) Cantidad Mínima SFV IPPo Agosto 2014 IPP Agosto 2014 Factor i Tipo 1 55,000 Tipo 3 1200 Tipo 2 280 11,351,664.00 11,351,664.00 CAPEX 5,675,832.00 5,675,832.00 OPEX 5,675,832.00 5,675,832.00 Inversión 82.98 414.90 829.80 Mantenimiento 82.98 414.90 829.80 Total 165.96 829.80 1659.60 Simulación 0.10 0.20 2.0000 IPP : Indice Finished Goods Less Food and Energy (serie ID:WPSSOP3500)- Regulación Tarifaria IPPo: Indice de Puesta en Operación Comercial Actualización de la Remuneración Anual Zona Norte RA Adjudicada US$/año RA Actualizada US$/año Costo Unitario CUT1 US$/SFV CUT2 US$/SFV CUT3 US$/SFV b) Actualización de la Remuneración Anual (RA) Zona Centro ( Fórmulas de Actualización) Cantidad Mínima SFV IPPo Agosto 2014 IPP Agosto 2014 Factor i Tipo 1 47,000 Tipo 3 650 Tipo 2 175 8,860,950.00 8,860,950.00 CAPEX 4,430,475.00 4,430,475.00 OPEX 4,430,475.00 4,430,475.00 Inversión 81.48 407.40 814.80 Mantenimiento 81.48 407.40 814.80 Total 162.96 814.80 1629.60 Simulación 0.10 0.20 2.0000 IPP : Indice Finesh Goods Less Food and Energy (serie ID:WPSSOP3500) IPPo: Indice de Puesta en Operación Comercial Actualización de la Remuneración Anual Zona Centro RA Adjudicada US $ RA actualizada US $/año Costo Unitario CUT1 US$/SFV CUT2 US$/SFV CUT3 US$/SFV Anexo G. Determinación del Factor de Corrección (Simulación) El Fc comprendido entre 0.5 y 1, mide el desempeño del conjunto de instalaciones puestas en operación comercial, se aplica cuando su valor es menor a la unidad hasta el límte inferior de 0.5, en la regulación anual que efectua OSINERGMIN. Factor de Operación del Conjunto (Fo) Fo: 0.6374 Factor de Servicio del Conjunto (Fs) Fs: 0.6410 Factor de Corrección (Fc) Fc: 0.4406 (*) (**) (*) Si Fo resultante es menor a 95%, entonces el valor aplicable será (Fo + 5%) (**) El factor de corrección, debe ser comprendido entre 0.5 y 1. Si el Fc es menor a 0.5, entonces se aplica 0.5. Remuneración Mensual del Inversionista (RA) Remuneración Anual del Inversionista (RA) Por la cantidad inicial de Instalaciones RER Autónomas, Puestas en servicio antes de la Fecha de inicio de la puesta de Operación Comercial, la RA será la consignada en la Oferta Económica US$/año ( RA adjudicada). Por la cantidad mínima requerida de Instalaciones RER Autónomas, la RA sera actualizada de acuerdo al Factor de Actualización(Fa) y multiplicada por el Factor de Corrección (Fc). Zona Norte RA Oferta Económica US$/año CUT1 US$/SFV CUT2 US$/SFV CUT3 US$/SFV 11,351,664.00 165.96 829.80 1659.60 Zona Norte RA Actualizada Fa US$/año RA Actualizada Fc US$/año 11,351,664.00 5,675,832.00 Zona Centro RA Oferta Económica US $ CUT1 US$/SFV CUT2 US$/SFV CUT3 US$/SFV 8,860,950.00 162.96 814.80 1629.60 Zona Centro RA Actualizada Fa US$/año RA Actualizada Fc US$/año 8,860,950.00 4,430,475.00 Zona Sur RA Oferta Económica US $/año CUT1 US$/SFV CUT2 US$/SFV CUT3 US$/SFV 8,370,054.00 161.04 805.20 1610.40 Zona Sur RA Actualizada Fa US$/año RA Actualizada Fc US$/año 8,370,054.00 4,185,027.00 Remuneración Mensual del Inversionista (RA) Por la cantidad adicional de Instalaciones RER Autónomas, se remunerarán el base al Costo Anual Unitario de Inversión, incluyendo el (Fc) y (Fa). Zona Norte RA Actualizada Fa US$/año RA Actualizada Fc US$/año CUT1 US$/SFV CUT2 US$/SFV CUT3 US$/SFV 11,351,664.00 5,675,832.00 82.98 414.90 829.80 Zona Centro RA Actualizada Fa US$/año RA Actualizada Fc US$/año CUT1 US$/SFV CUT2 US$/SFV CUT3 US$/SFV 8,860,950.00 4,430,475.00 81.48 407.40 814.80 Zona Sur RA Actualizada Fa US$/año RA Actualizada Fc US$/año CUT1 US$/SFV CUT2 US$/SFV CUT3 US$/SFV 8,370,054.00 4,185,027.00 76.97 384.85 769.70 Anexo I. Costos de Mano de Obra, Transporte y Equipos Descripción MOCA01 MOOF03 MOOP02 MOPE04 Mano de Obra (U$S/h) Capataz Operario Oficial Peón Costo Neto (1) US$/h-h 4.20 3.82 2.88 2.59 (1)+25%Contratista US$/h-h 5.25 4.78 3.60 3.24 Costo Neto (1) US$/h-m 15.47 12.28 9.20 1.92 2.71 22.59 4.68 81.62 55.53 4 4.8 9.6 19.2 0.28 (1)+25%Contratista US$/h-m 19.34 15.35 11.50 2.40 3.39 28.24 5.85 102.03 69.41 5.00 6.00 12.00 24.00 0.35 B) Vehículos que conforman la flota de la empresa: Descripción TRCA01 TRMO01 TEAS01 TEDE01 TEPE01 Detalle de transporte Camión 10Tn Camión 4Tn Camioneta Moto Acémila Deslizador Peque-Peque Semi trailer 30 Tn Motonave Transporte Público Costa Transporte Público Sierra Transporte Público Selva Transporte Público Fluvial Fax Computadora
