Informe de Propuesta Tarifaria v3 - OSINERGMIN -GART · 2009-10-20 · Informe de Propuesta Tarifaria de los Estudios VAD Página 7 de 22 Sector Típico 1 El proceso se realizó en

SSUUPPEERRVVIISSIIOONN DDEE LLOOSS EESSTTUUDDIIOOSS DDEE CCOOSSTTOOSS DDEELL

VVAALLOORR AAGGRREEGGAADDOO DDEE DDIISSTTRRIIBBUUCCIIOONN ((VVAADD))

SSEECCTTOORR TTIIPPIICCOO 11

IINNFFOORRMMEE DDEE PPRROOPPUUEESSTTAA TTAARRIIFFAARRIIAA

CONCURSO PUBLICO Nº 0054-2008-OSINERGMIN

Preparado Para:

GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERIA

Elaborado por el Consorcio:

Octubre 2009

001

CONSORCIO: PEPSA - IT - COSANAC

Informe de Propuesta Tarifaria de los Estudios VAD Página 1 de 22 Sector Típico 1

ESTUDIO DE COSTOS DEL VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCIÓN (VAD)

Sector Típico 1 – Lima Norte

INFORME DE PROPUESTA TARIFARIA

CAPÍTULO 1

INDICE

1. Introducción ............................................................................................... 2

2. Caracterización del Sector Típico (Empresa Real) ................................... 3

3. Balance de Energía y Potencia ................................................................. 5

4. Valor Nuevo de Reemplazo ...................................................................... 6

5. Costos Estándar de Operación y Mantenimiento ................................... 12

5.1. Actividad Técnica ................................................................................. 12

5.2. Actividad Comercial ............................................................................. 14

5.3. Resultados ........................................................................................... 16

6. Pérdidas Estándar de Energía y Potencia .............................................. 18

7. Calidad del Servicio Eléctrico .................................................................. 19

8. Resultados ............................................................................................... 20

8.1. VAD y Cargos Fijos ............................................................................. 20

8.2. Factores de Economía de Escala ........................................................ 21

8.3. Formulas de Actualización ................................................................... 21

8.3.1. Coeficientes VAD ......................................................................... 21

8.3.1. Valores Base de los Indicadores asociados ................................ 22

002



Regulación de las Tarifas de Distribución Eléctrica Periodo Noviembre 2009 – Octubre 2013

Informe de Propuesta Tarifaria del Estudio de Costos del VAD

Sector Típico 1

1. Introducción El presente informe elaborado por el Supervisor VAD conformado por las

empresas PEPSA TECSULT – COSANAC – IT, sintetiza la Propuesta

Tarifaria del Estudio de Costos del VAD – Sector Típico 1, basado en el

análisis del sistema eléctrico modelo (Lima Norte) correspondiente a la

empresa Edelnor S.A.

El informe contiene los principales resultados obtenidos en el proceso de

estructuración de la Empresa Modelo y del sistema de distribución técnica y

económicamente adaptado, considerando que la Ley de Concesiones

Eléctricas señala que la determinación del Valor Agregado de Distribución

(VAD), se efectúa tomando en cuenta los siguientes valores:

• Costos asociados a los usuarios, independientes de su consumo;

• Pérdidas estándar de distribución en energía y potencia;

• Costos de inversión correspondientes al VNR técnica-económicamente

adaptado.

• Costos estándar de operación y mantenimiento que incluyen los costos

directos, costos de supervisión, y la alícuota de los gastos indirectos de

gestión empresarial correspondiente a actividades VAD.

En la estructuración de la Empresa Modelo se ha tomado en cuenta lo

establecido en los Términos de Referencia de OSINERGMIN, entre los que

destacan los siguientes aspectos:

• La Empresa Modelo presta el servicio de distribución eléctrica en la

misma área geográfica que la empresa real (Lima Norte);

• La demanda eléctrica y características comerciales, para las cuales se

diseñan las instalaciones adaptadas y la Empresa Modelo, corresponden

al período 2008;

003



• La red adaptada debe cumplir con los requerimientos de la Norma

Técnica de Calidad de Servicio (NTCSE);

• Los costos considerados en el estudio están expresados en moneda del

31 de diciembre de 2008; y no incluyen el IGV;

• Asimismo, para todos los cálculos se considera el tipo de cambio del

último día del mes de Diciembre del 2008, igual a 3,142 S/./US$.

2. Caracterización del Sector Típico (Empresa Real) Las características comerciales correspondientes al período 2008, de la

empresa real (la empresa Edelnor) correspondiente al área de influencia del

Sistema Eléctrico Modelo del Sector Típico 1 (Lima Norte), se indican a

continuación. Cuadro Nº 1

Opción Tarifaria Número de Clientes

Ventas de Energía 2008

MWhMT2 95 80 802

MT3FP 316 183 174MT3P 344 641 568

MT4FP 117 52 666MT4P 179 243 926

Total MT 1 051 1 202 136BT2 177 17 647

BT3FP 813 65 991BT3P 519 76 812

BT4FP 953 65 764BT4P 555 94 071BT5A 228 9 311BT5B 929 123 2 456 952BT6 - -BT7 - -

Total BT 932 368 2 786 548Total 933 419 3 988 684

En cuanto a los datos reales de dicho sistema, las potencias máximas al

ingreso de los niveles de tensión MT y BT son los siguientes:

• Potencia máxima al ingreso de MT = 849 514 kW

• Potencia máxima al ingreso de BT = 588 529 kW

Respecto al número y potencia de las subestaciones AT/MT, desde las

cuales se atiende la red de media tensión, estos son:

004



Cuadro Nº 2

Número 21Potencia (MVA) 1 154

La información de las instalaciones existentes, separadas por nivel de

tensión y por tipo, son las siguientes:

Redes de Media Tensión:

Cuadro Nº 3 10,00

1 105,201 472,302 577,507 099,00

Tensión (kV)Red Aérea (km)

Red Subterránea (km)Total Red MT (km)

Equipo de P&S (unidad)

Subestaciones de Distribución MT/BT:

Cuadro Nº 4

Tipo Número Potencia Instalada kVA

Monoposte 878 30 082Biposte 3 721 521 841Convencional 724 326 756Compacta Pedestal 588 145 365Compacta Bóveda 662 103 198Seccionamiento 782

Total 7 355 1 127 242

Redes de Baja Tensión y Sistema de Alumbrado Público:

Cuadro Nº 5 220

2 547 0006 058 7008 605 700

2 865 7004 364 9007 230 600

105 504

155 955

Alumbrado PúblicoRed Aérea (km)

Tensión (V)Servicio Particular (SP)Red Aérea (km)Red Total Red BT

Red Total Red BT

Número de Luminarias(Conectadas en la red aérea)

Número de Luminarias(Conectadas en la red subterránea)

005



Pérdidas de Energía y Potencia:

Cuadro Nº 6

Energía PotenciaTécnica 1,31% 1,61%

No TécnicaSED Técnica N/A N/A

Técnica 6,15% 8,10%No Técnica 3,82% 4,79%

Acometida Técnica N/A N/AMedidor Técnica N/A N/A(*) Porcentaje referido al ingreso en cada nivel de tensión

Porcentaje (*)

MT

BT

Nivel de Tensión Tipo

Resultados de la Calidad de Servicio de la Empresa Modelo Real:

Cuadro Nº 7 Valor2,786,75N/AN/A

Descripción Unidad

Duración de las interrupcionesCaída de tensión en MTCaída de tensión en BT

interrupciones / semestreHoras / semestre

% de la tensión nominal% de la tensión nominal

Número de interrupciones

3. Balance de Energía y Potencia

La demanda de potencia en Media Tensión y Baja Tensión se determinó a

partir del Balance de Potencia y Energía, considerando compras eficientes,

pérdidas estándar y el volumen de ventas.

El balance de potencia y energía para la red adaptada se efectuó teniendo

en cuenta los siguientes elementos:

• Los valores de pérdidas técnicas determinados en los estudios de red

adaptada y de pérdidas, en acometida y medición.

• Las ventas de energía por cada segmento tarifario y según nivel de

tensión.

• Las características de la curva de demanda de la empresa.

El Balance de Potencia y Energía para la Red Adaptada se muestra a

continuación.

006



Cuadro Nº 8

ENERGIA [MWh]

Fcarga [%]

Fcoinc. [%]

POTENCIA [kW]

INGRESO RED DE MT 5 276 806 834 214

PÉRDIDAS MT 65 636 12 592

RESUMEN FACTURADA 2 198 608 246 795

MT1 996 472 0,898 0,784 99 040

MT2 80 802 0,600 0,480 7 359

MT3FP 183 174 0,615 0,586 19 870

MT3P 641 568 0,839 0,936 81 482

MT4FP 52 666 0,668 0,629 5 646

MT4P 243 926 0,819 0,985 33 398

3 012 562 574 827

PÉRDIDAS TÉCNICAS BT 183 727 38 209

P. COMERCIALES RECONOCIDAS 85 858 16 383

RESUMEN FACTURADA 2 742 977 520 236

BT2 17 647 0,610 0,646 2 128

BT3FP 65 991 0,560 0,580 7 781

BT3P 76 812 0,764 0,982 11 240

BT5C 103 999 0,500 1,000 23 679

BT4FP 65 764 0,569 0,623 8 197

BT4P 94 071 0,723 0,982 14 546

BT5B 2 309 382 0,582 1,000 451 732

BT5A 9 311 0,570 0,502 934

BALANCE DE POTENCIA Y ENERGíARED ADAPTADA (2008)

INGRESO RED DE BT

4. Valor Nuevo de Reemplazo

El Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) se obtuvo de la optimización de las

redes de MT, BT y alumbrado público.

Para el proceso de optimización técnica-económica de las instalaciones

eléctricas, se utilizó un modelo de cálculo técnico económico para procesar

las opciones de redes básicas adaptadas y las características de las Áreas

Típicas de Distribución (ATD) elegidas.

007



El proceso se realizó en las siguientes etapas:

• Optimización de la red de BT.

• Optimización de la red de MT.

• Integración de la redes de BT y MT.

De esta forma se eligió la mejor opción sobre topología, cantidades y

secciones de conductores de las redes de MT, centros de distribución

MT/BT, redes de BT, a partir de los siguientes resultados sobre las

tecnologías adaptadas:

Red Subterránea MT

o Cables de Aluminio para las secciones más elevadas; y cobre

en las secciones más bajas.

Redes Aéreas de MT

o Postería de concreto armado.

o Aisladores tipo poliméricos para las zonas con contaminación

salina y porcelana en las zonas sin restricción.

o Conductor de aluminio desnudo.

Red Subterránea BT

o Cable de Aluminio para las secciones más elevadas; y cobre

en las secciones más bajas.

Redes Aéreas de BT

o Postería de concreto armado.

o Cable autoportante de aluminio.

Equipamiento de maniobra y protección MT

o Equipamiento para interior

Seccionamiento bajo carga en SF6; y Seccionador bajo

Carga, con soplado autoneumático, tripolar.

Resulta conveniente utilizar fusibles del tipo limitador.

o Equipamiento de intemperie

Reconectadores con corte en vacío.

Seccionalizadores y seccionadores bajo carga, con

tecnología de corte en vacío o SF6; y Seccionador

Hidráulico con Corte en Aceite, tripolar.

008



Seccionadores fusibles del tipo Cut-Out.

Transformadores MT/ BT

o Conductores: Cobre

o Aislante: Aceite mineral

o Porcentaje de pérdidas en el hierro: 0,24% Pn

o Porcentaje de pérdidas en el cobre: 1,2% Pn

Definición del Sistema de Red, las opciones seleccionadas fueron:

o Sistema de Red MT

Instalación del neutro de MT a tierra, con bobina en

conexión Zig-Zag.

o Sistema de Red BT

Sistema Trifásico 380/220 V, con neutro corrido

multiaterrado.

Para determinar los Costos Unitarios de Inversión de las instalaciones de

distribución se tuvo en cuenta:

Costos unitarios de mano de obra publicados por CAPECO;

Valoración de los materiales a precios de mercado, incluyendo un

adicional por costo de inventarios (stock).

La mano de obra, transporte y equipos incluyen los correspondientes

gastos generales y utilidades del contratista.

El resultado de los costos estándar de inversión y los VNR respectivos se

muestran en los siguientes cuadros:

009



Cuadro Nº 9

Costos Unitarios de las Redes de Media y Baja Tensión

6,81% Mano de Transporte Costo de 20,79% Costo US$CodigoVNR DescripcionCodigoVNR goSecundDescripcionCodigoSecundario DescripcionTen Materiales Stock Obra y Equipos Obra Gast. Indirect ActualizadoRED AÉREA BT - SERVICIO PARTICULARAS05013 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x50 mm2 + portante C C (ESTRUCTURA DE CONCRETO) 220 V 8 415 573 2 116 1 394 12 498 2 598 15 097AS09513 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x95 mm2 + portante C C (ESTRUCTURA DE CONCRETO) 220 V 12 234 833 2 116 1 394 16 578 3 446 20 024AS12013 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x120 mm2 + portante C C (ESTRUCTURA DE CONCRETO) 220 V 14 356 978 2 116 1 394 18 844 3 917 22 761AS15013 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x150 mm2 + portante C C (ESTRUCTURA DE CONCRETO) 220 V 16 913 1 152 2 116 1 394 21 574 4 485 26 059RED SUBTERRÁNEA BT - SERVICIO PARTICULARND07013 RED SUBTERRANEA SP CABLE NA2XY ALUMINIO 3-1x70 mm2 220 V 10 820 737 27 529 11 225 50 311 10 458 60 769ND15013 RED SUBTERRANEA SP CABLE NA2XY ALUMINIO 3-1x150 mm3 220 V 15 464 1 053 27 529 11 225 55 271 11 489 66 760ND40013 RED SUBTERRANEA SP CABLE NA2XY ALUMINIO 3-1x400 mm2 220 V 27 532 1 875 27 529 11 226 68 161 14 169 82 330RED AÉREA MTAA05003VF RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x50 mm2 (Disposicion Vertical) C (ESTRUCTURA DE CONCRETO ) 10 kV. 10 068 686 2 927 1 931 15 612 3 245 18 857AA18503VF RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x185 mm2 (Disposicion Vertical) C (ESTRUCTURA DE CONCRETO) 10 kV. 16 240 1 106 3 258 2 108 22 712 4 721 27 433AA24003VF RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x240 mm2 (Disposicion Vertical) C (ESTRUCTURA DE CONCRETO) 10 kV. 18 600 1 267 3 258 2 108 25 233 5 245 30 478CU03503VF RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x35 mm2 (Disposicion Vertical) C (ESTRUCTURA DE CONCRETO) 10 kV. 17 610 1 199 2 769 1 633 23 210 4 825 28 035CU07003VF RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x70 mm2 (Disposicion Vertical) C (ESTRUCTURA DE CONCRETO) 10 kV. 24 876 1 694 2 927 1 931 31 428 6 533 39 843CU12003VF RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x120 mm2 (Disposicion Vertical) C (ESTRUCTURA DE CONCRETO) 10 kV. 40 945 2 788 3 065 2 005 48 803 10 145 58 948AS12003-VM RED AEREA AUTOPORTANTE DE AL 3X120 mm2+ PORTANTE C (ESTRUCTURA DE CONCRETO) 10 kV. 25 928 1 766 3 301 1 926 32 921 6 843 39 764EQUIPOS DE PROTECCIÓN Y SECCIONAMIENTOBG3241 SECCIONALIZADOR BAJO CARGA TRIPOLAR EN CELDAS COMPACTAS I INTERIOR 10 kV. 6 711 457 768 179 8 115 1 687 9 801CJ1233 SECCIONADOR UNIPOLAR x 3; In=350A E EXTERIOR 10 kV. 676 46 26 24 772 161 933EL1233 SECCIONADOR FUSIBLE (CUT-OUT), UNIPOLAR x 3, 7.8/13.5 kV, 200 A E EXTERIOR 10 kV. 304 21 39 30 394 82 475GO3251 RECLOSER INTERRUPCION EN VACIO, TRIFASICO, 12 KV, In=600 A CONTROL ELECTR E EXTERIOR 10 kV. 13 258 903 49 36 14 246 2 961 17 207RED SUBTERRÁNEA MTNA05003 RED SUBTERRANEA CABLE ALUMINIO MT NA2XSY 3x50 mm2 10 kV. 26 735 1 821 28 501 12 401 69 456 14 438 83 894NA24003 RED SUBTERRANEA CABLE ALUMINIO MT NA2XSY 3x240 mm2 10 kV. 37 257 2 537 28 501 12 401 80 696 16 774 97 470SUBESTACIONES MT/BTSB10004 S.E. AEREA BIPOSTE 100 kVA (3F) 7 154 487 365 286 8 293 1 724 10 017SB25004 S.E. AEREA BIPOSTE 250 kVA (3F) 11 483 782 365 286 12 917 2 685 15 602SM03704 S.E. AEREA MONOPOSTE 37 kVA (3F) 3 936 268 305 207 4 716 980 5 696SM07504 S.E. AEREA MONOPOSTE 75 kVA (3F) 5 234 356 305 207 6 102 1 268 7 371SC10004 S.E. CONVENCIONAL 100 kVA (3F) 15 072 1 026 3 905 904 20 908 4 346 25 254SC25004 S.E. CONVENCIONAL 250 kVA (3F) 18 501 1 260 3 905 904 24 571 5 107 29 678SC63004 S.E. CONVENCIONAL 630 kVA (3F) 26 918 1 833 3 905 904 33 561 6 976 40 537SS25004 S.E. SUBTERRANEA CONVENCIONAL 250 kVA (3F) 20 807 1 417 8 123 1 381 31 728 6 595 38 323SS63004 S.E. SUBTERRANEA CONVENCIONAL 630 kVA (3F) 29 224 1 990 8 123 1 381 40 718 8 464 49 182

COSTO UNITARIO DE INVERSIÓN US$

0010



Cuadro Nº 10

Costos Unitarios de Instalaciones de Alumbrado Público

6,81% 20,79% Costo US$Materiales Stock Mano ObraTransp y Equip Costo Obra G. Indirect. Actualizado

REDES AEREASRed Aérea AP - Autoportante Al 3x16 mm2+portante - sobre poste SP AS01613 - s/poste SP AS01623 1 738,2 118,4 619,4 277,8 2 753,8 572,4 3 326,22 Red Aérea AP - Autoportante Al 3x16 mm2+portante - sobre poste AP AS01613 - s/poste AP AS01633 5 562,1 378,8 1 935,5 1 060,7 8 937,1 1 857,7 10 794,80 Red Aérea AP - Autoportante Al 2x16 mm2+portante - sobre poste SP AS01613M - s/poste SP AS01622 1 355,3 92,3 619,4 277,8 2 344,8 487,4 2 832,17 Red Aérea AP - Autoportante Al 2x16 mm2+portante - sobre poste AP AS01613M - s/poste AP AS01632 5 179,1 352,7 1 935,5 1 060,7 8 528,1 1 772,7 10 300,75

REDES SUBTERRANEASRed Subterránea AP - Zanja Exclusiva, Cable NYY 3-1x6 mm2 NY06023 - Exc NY00633 8 704,7 592,8 28 029,3 11 359,8 48 686,6 10 120,1 58 806,74 Red Subterránea AP Zanja Exclusiva, Cable NYY 3-1x10 mm2 NY01013 - Exc NY01033 9 853,5 671,0 28 029,3 11 359,8 49 913,6 10 375,2 60 288,83 Red Subterránea AP - en zanja SP- Cable Cu NYY 3x1x6 mm2 NY06023 - Comp NY00623 2 595,9 176,8 3 349,8 563,1 6 685,6 1 389,7 8 075,31 Red Subterránea AP - en zanja SP- Cable Cu NYY 3x1x10 mm2 NY01013 - Comp NY01023 3 744,8 255,0 3 349,8 563,1 7 912,7 1 644,8 9 557,47

LUMINARIASEquipos de Control de AP - Fotocélula y Contactor (Incluye medición) ECAP FC001 69,2 4,7 30,5 - 104,4 21,7 126,10 Luminaria VSAP-T 70w - Pastoral AC. Simple PS/0,55/1/1,5" L 70 - PS 0,55/1,0/1,5" LU07002A 51,8 3,5 5,0 5,2 65,5 13,6 79,13 Luminaria VSAP-T 70w - Pastoral AC. Simple PS/1,5/1,9/1,5" L 70 - PS 1,5/1,9/1,5" LU07002B 67,8 4,6 5,0 5,2 82,6 17,2 99,79 Luminaria VSAP-T 150w - Pastoral AC. Simple PS/1,5/1,9/1,5" L 150 - PS 1,5/1,9/1,5" LU15002B 87,2 5,9 5,0 5,2 103,4 21,5 124,87 Luminaria VSAP-T 150w - Pastoral AC. Simple PS/1,5/3/1,5" L 150 - PS 1,5/3/1,5" LU15002X 98,7 6,7 5,0 5,2 115,6 24,0 139,60 Luminaria VSAP-T 250w - Pastoral AC. Simple PS/3,2/3,4/1,5" L 250 P 3,3-3,4-1,5 LU25002C 136,4 9,3 5,0 5,2 155,8 32,4 188,24 Luminaria VSAP-T 400w - Pastoral AC. Simple PS/3,2/3,4/1,5" L 400 P 3,3-3,4-1,5 LU40002C 248,1 16,9 5,0 5,2 275,2 57,2 332,45

POSTESPoste de Concreto de 7 M CAC- 7 M CABT10-C07 73,1 5,0 27,7 23,9 129,7 27,0 156,72 Poste de Concreto de 8 M CAC- 8 M CABT10-C08 90,9 6,2 27,7 23,9 148,8 30,9 179,68 Poste de Concreto de 9 M CAC- 9 M CABT10-C09 110,1 7,5 27,7 23,9 169,3 35,2 204,46 Poste de Concreto de 11 M CAC- 11 M CABT10-C11 152,6 10,4 27,7 23,9 214,7 44,6 259,31 Poste de Concreto de 13 M CAC- 13 M CABT10-C13 200,9 13,7 27,7 23,9 266,2 55,3 321,57

ALUMBRADO PUBLICO PARQUESPoste de Concreto de 9 M CAC- 9 M CABT10-C09 110,1 7,5 27,7 23,9 169,3 35,2 204,46 Luminaria VSAP-T 70w - Pastoral AC. Simple PS/1,5/1,9/1,5" L 70 - PS 1,5/1,9/1,5" LU07002B 67,8 4,6 5,0 5,2 82,6 17,2 99,79

ALUMBRADO PUBLICO INTERSECCIONESCorona Metálica de 10 Reflectores con 20 Lámparas de 400 W CM 10 RE 2x400 CR40010 3 435,7 234,0 125,9 258,8 4 054,3 842,7 4 897,09 Corona Metálica de 8 Reflectores con 16 Lámparas de 400 W CM 8 RE 2x400 CR40008 2 745,3 187,0 125,9 258,8 3 316,8 689,4 4 006,29 Corona Metálica de 6 Reflectores con 12 Lámparas de 400 W CM 6 RE 2x400 CR40006 2 121,8 144,5 125,9 258,8 2 650,9 551,0 3 201,96 Corona Metálica de 8 Reflectores con 16 Lámparas de 250 W CM 8 RE 2x250 CR25008 2 633,5 179,3 125,9 258,8 3 197,5 664,6 3 862,14 Poste de AP de Acero de 22 M PAP A 22 m CABT10-D22 1 289,0 87,8 50,4 37,8 1 464,9 304,5 1 769,40 Poste de AP de Acero de 25 M PAP A 25 m CABT10-D25 2 236,3 152,3 50,4 37,7 2 476,7 514,8 2 991,56

ALUMBRADO PUBLICO PUENTESLuminarias 50 W L 50 LU05002Q 37,9 2,6 5,0 5,2 50,7 10,5 61,19 Luminarias 70 W L 70 LU07002Q 42,0 2,9 5,0 5,2 55,0 11,4 66,45 Luminarias 150 W L 150 LU15002Q 61,4 4,2 5,0 5,2 75,8 15,8 91,53 Luminarias 250 W L 250 LU25002Q 85,5 5,8 5,0 5,2 101,6 21,1 122,66

DESCRIPCION CODIGO CODIGO SICODI

COSTO UNITARIO DE INVERSION US$

0011



Cuadro N° 11

Cantidad US$ Cantidad US$Pastorales, luminarias y lámparas Red Aérea unidad 105 678 14 872 424 150 544 14 871 584

400 W Aéreas unidad 563 180 355 185 61 409,9250 W Aéreas unidad 10 452 1 855 627 5 352 1 007 408,3150 W Aéreas unidad 23 036 3 450 368 14 190 1 814 856,570 W Aéreas unidad 71 627 9 386 075 130 817 11 987 909,0

Pastorales, luminarias y lámparas Red Subterranea unidad 155 958 21 993 555 84 172 8 315 060400 W Subterráneas unidad 976 312 657 103 34 335,7250 W Subterráneas unidad 16 461 2 922 453 2 992 563 266,2150 W Subterráneas unidad 35 270 5 282 100 7 934 1 014 730,070 W Subterráneas unidad 103 251 13 476 345 73 143 6 702 728,5

Torres de Iluminación Todos unidad 59 581 503 59 234 717Corona Metálica de 20 Reflectores con 20 Lámparas de 400 W Todos unidad 3 37 641 3 14 690Corona Metálica de 16 Reflectores con 16 Lámparas de 400 W Todos unidad 49 489 033 49 196 294Corona Metálica de 12 Reflectores con 12 Lámparas de 400 W Todos unidad 5 39 197 5 16 008Corona Metálica de 16 Reflectores con 16 Lámparas de 250 W Todos unidad 2 15 632 2 7 724

Equipos de Control Todos unidad 5 229 1 119 305 4 632 598 640Red aérea AP Todos unidad 2 935 628 258 3 011 389 116Red subterránea AP Todos unidad 2 294 491 047 1 621 209 524

Longitud de red de alumbrado público Todos km 6 828 72 774 738 7 242 45 091 404Red de AP aéreo Todos km 2 851 16 190 169 4 645 28 831 868

Red Exclusiva Todos km 766 9 620 572 214 7 749 196Compartida con la red de servicio particular Todos km 2 085 6 569 597 4 431 21 082 672

Red de AP subterrénea Todos km 3 977 56 584 569 2 597 16 259 536Red Exclusiva Todos km 282 19 215 059 130 4 370 107Compartida con la red de servicio particular Todos km 3 695 37 369 510 2 467 11 889 430

Numero de Postes Exclusivos para AP Todos unidad N/A N/A 86 574 13 742 367Numero de Postes Compartidos con la red de servicio particular Todos unidad N/A N/A 168 776 N/A

RESUMEN DE LOS MÓDULOS DE ILUMINACIÓN ADAPTADOS POR TIPO DE VÍA

Concepto Tipo de Vía/Parque UnidadActual Adaptado

Cuadro N° 12

Valor Nuevo de Reemplazo del Sistema Eléctrico Modelo – Sector Típico 1

Sistema de Distribución Eléctrica - Lima Norte Unidad Metrado VNR miles

US$

Costos unitarios Promedio

Media TensiónRed Aérea km 1 094 34 705 31 725Red Subterránea km 1 402 135 679 96 791Equipos de Protección y Seccionamiento unidad 4 107 35 722 8 698Equipos Adicionales unidad 128 6 788 53 028Total MT km 2 496 212 894

Subestaciones de Distribución MT/BTMonoposte unidad 240 1 501 6 254Biposte unidad 2 413 29 219 12 109Convencional unidad 1 750 56 379 32 217Compacta Pedestal unidadCompacta Bóveda unidad 725 30 705 42 352Total SED MT/BT unidad 5 128 117 805

Baja TensiónRed Aérea

Servicio Particular km 4 929 99 239 20 135Alumbrado Público km 4 645 16 260 3 500Luminarias unidad 170 072 16 910 99Equipos de Control AP unidad 2 653 335 126Total red aérea km 9 574 132 743

Red SubterráneaServicio Particular km 2 653 205 601 77 497Alumbrado Público km 2 597 28 832 11 101Luminarias unidad 91 577 9 105 99Equipos de Control AP unidad 2 475 312 126Postes AP unidad 86 574 16 254 188Total red subterránea km 5 250 260 104

Total BT km 14 824 392 847Inversiones No Eléctricas

INE asignadas a MT 7 910INE asignadas a BT 18 974Total INE 26 885

Total VNR 750 430

0012



5. Costos Estándar de Operación y Mantenimiento 5.1. Actividad Técnica

Consideran los Costos Directos, Costos de Supervisión y la alícuota

correspondiente a los Costos Indirectos (Administrativos).

Se consideró que las actividades de Costo Directo se ejecutan mediante

la modalidad de contratación de servicios. Evaluando previamente las

tareas típicas de explotación para cada instalación, y determinando su

costo a partir de:

• Los costos de la Hora-Hombre publicados por CAPECO;

• La composición de la cuadrilla necesaria para ejecutarla;

• El equipamiento de transporte y elevación de cargas, de medición

o especial necesarios;

• El tiempo estimado de la tarea, incluyendo si corresponde el de

traslado;

Las actividades de Operación y Mantenimiento consideradas son:

A. Operación de la red

Se consideraron los costos asociados a:

• La localización de las fallas, según el tipo de instalación.

• Las maniobras de restitución parcial del servicio y de

establecimiento de zona de trabajo para realizar la reparación.

• Las maniobras de restitución total del servicio y restitución de

la red al estado original.

Los costos contemplados son los costos directos del personal que

realiza las actividades en campo. Los costos asociados a la guardia

permanente, centro de control de la red y centro de recepción de

reclamos, se contemplan adicionalmente los costos de estructura

requeridos para la operación del sistema.

0013



B. Reparación de las averías

El costo de reparación de averías se determinó considerando las tasas

de falla típicas para instalaciones construidas con tecnologías técnico-

económicamente adaptadas y prácticas de mantenimiento apropiadas.

Para cada tipo de instalación se evaluaron los modos de falla típicos y

la tarea de reparación correspondiente, y se asignó para cada una, un

porcentaje de la tasa de fallas, a efectos de estimar la cantidad prevista

por año y unidad de instalación.

C. Revisión y mediciones periódicas de instalaciones

La cantidad de tareas de revisión a ejecutar anualmente en cada tipo de

instalación, se determinó a partir de las frecuencias típicas de los

eventos.

Los costos anuales correspondientes se determinaron aplicando las

cantidades de tareas necesarias por año y unidad de instalación a los

precios unitarios de tareas obtenidos anteriormente.

D. Acciones de adecuación

Se consideraron al respecto:

a) Acciones de adecuación cuya ejecución depende del estado

observado del elemento perteneciente a la instalación, para

los que se estimó una cantidad de acciones anuales por

unidad de instalación según la naturaleza del mismo.

b) Acciones de adecuación de ejecución periódica, donde la

cantidad de acciones anuales por unidad de instalación surge

de la periodicidad de las siguientes actividades:

• Lavado de aisladores de líneas aéreas en zona con alto

nivel de polución.

• Limpieza periódica de artefactos de alumbrado público.

0014



La estructura de supervisión técnica de las actividades de explotación

técnica está a cargo de la Gerencia Técnica de la empresa. Por lo cual

el proceso de conformación de esta gerencia en la estructura de la

empresa modelo, siguió los siguientes pasos.

a) Conformación de la estructura de la Gerencia Técnica.

b) Identificación de las posiciones de la Estructura que están

destinadas a actividades No VAD, como son.

i. Inversiones

ii. Transmisión

iii. Otras actividades no VAD

c) Resumen de la asignación de la estructura de personal afectado a

las actividades VAD y No VAD.

d) Valorización del costo anual de la estructura de personal y gastos

generales a partir de las remuneraciones por categoría y

especialidad; y de los gastos de oficina, servicios y gestión

necesarios.

Los costos Directos y de Supervisión Directa se muestran en el

siguiente cuadro, así como la respectiva asignación de los costos

indirectos:

Cuadro N° 13

Actividad Costo Directo Supervisión Directa Costos Indirectos TOTAL

% MUS$ % MUS$ % MUS$ % US$

A4 Distribución MT 18% 5 924 21% 1 113 25% 2 774 20% 9 811A5 Distribución BT 23% 7 565 36% 1 957 34% 3 754 27% 13 276A6 Alumbrado público 18% 5 730 7% 394 22% 2 414 18% 8 538A7 Comercialización 40% 13 024 36% 1 914 19% 2 112 35% 17 049

TOTAL 100% 32 243 100% 5 377 100% 11 054 100% 48 674

Item

5.2. Actividad Comercial

La actividad comercial constituye la sumatoria de los Costos Directos,

Supervisión Directa y la alícuota de Costos Indirectos (Administrativos).

0015



Los Costos Directos, están asociados a las siguientes tareas:

Lectura de Medidores

Distribución de facturas

Impresión de facturas

Facturación

Cobros y tramitaciones varias en Oficinas Comerciales.

Estos costos se han obtenido considerando que las tareas mencionadas

resultan tercerizables.

La Supervisión Directa de las actividades de Explotación Comercial está

a cargo de la Gerencia Comercial. El proceso de conformación de su

estructura como parte de la Empresa Modelo, siguió los siguientes

pasos.

a) Conformación de la estructura de la Gerencia Comercial.

b) Identificación de las posiciones de la estructura que están vinculadas

a actividades no relacionadas con las actividades comerciales VAD

tales como:

(1) Otros negocios

(2) Inversiones

c) Resumen de la asignación de la estructura de personal de las

actividades VAD comercial y No VAD.

d) Valorización del costo anual de la estructura de personal, de las

actividades de costos fijos comerciales o VAD, con el agregado de

los costos funcionales necesarios.

Los costos de comercialización por opción tarifaria, que se obtienen son

los siguientes:

0016



Cuadro N° 14

ConceptoOpción Tarifaria Número de

clientesCosto Anual (miles US$)

Costo Unitarios (US$/cliente-

mes)CFH MT2 y BT2 272 3 1,023CFS MT3, MT4, BT3, BT4 y BT5A 4 024 41 0,853

CFEAP BT5C 5 128 63 1,023CFE BT5B y BT6 929 123 8 010 0,718

5.3. Resultados

El siguiente cuadro resume los costos de explotación, asignados por

actividad rubro de costos (Distribución MT, Distribución BT, Alumbrado

Público, Gestión Comercial, Operación Comercial y Costos asociados al

usuario.

0017



Cuadro N° 15

Costos de OyM Técnicos Comercialización OtrosConcepto TOTAL Distribución Distribución Alumbrado TOTAL Gestión Operación Costo asocia- TOTAL Generación Transmisión Otras Conexiones Cortes y Re- Nuevos Terceros Inversiones TOTAL

MT BT Público Comercial Comercial do al Usuario Propia Zonales y Medidores conexiones Negocios y Otros

Costos Directos1 Materiales 12 184,05 736,38 2 185,33 2 930,10 5 851,81 37,83 328,19 1 324,07 1 690,10 243,83 162,36 859,24 124,79 2 100,82 8,73 1 142,39 4 642,142 Supervisión Directa 7 091,47 1 112,62 1 956,57 393,83 3 463,02 675,69 810,18 427,71 1 913,58 108,37 72,16 381,88 55,46 933,70 4,85 158,45 1 714,863 Personal Propio 6 972,33 1 232,97 160,60 0,00 1 393,57 1 922,11 213,57 0,00 2 135,68 162,55 108,24 572,83 83,19 1 400,54 4,85 1 110,87 3 443,074 Servicio de Terceros 22 253,01 2 901,28 4 925,63 2 740,81 10 567,73 340,50 2 953,75 5 296,27 8 590,52 162,55 108,24 572,83 83,19 1 400,54 5,82 761,59 3 094,765 Cargas Diversas y Otros 2 186,69 1 053,70 293,49 59,08 1 406,26 389,67 153,56 64,16 607,39 27,09 18,04 0,97 126,93 173,036 Total 50 687,54 7 036,95 9 521,63 6 123,82 22 682,40 3 365,81 4 459,25 7 112,21 14 937,27 704,39 469,04 2 386,77 346,63 5 835,60 25,21 3 300,24 13 067,88

Costos Indirectos (Actividades de Apoyo)1 Personal 4 554,32 486,03 657,64 422,96 1 566,63 232,47 307,99 491,23 1 031,69 102,74 68,41 362,05 52,58 885,19 3,68 481,35 1 956,002 Materiales 2 475,59 389,90 527,56 339,30 1 256,76 186,49 247,07 394,07 827,63 20,55 13,68 72,41 10,52 177,04 0,74 96,27 391,203 Servicio de Terceros 2 200,67 118,94 160,94 103,51 383,39 56,89 75,37 120,22 252,48 82,19 54,73 289,64 42,06 708,16 2,94 385,08 1 564,804 Aporte Organismo Regulador 5 127,00 1 590,59 2 152,21 1 384,19 5 127,005 Costo Capital de Trabajo 608,85 188,89 255,58 164,38 608,856 Total 14 966,43 2 774,35 3 753,94 2 414,34 8 942,64 475,85 630,44 1 005,51 2 111,80 205,48 136,82 724,09 105,16 1 770,39 7,35 962,71 3 912,00

Asignación de Costo de Gestión Comercial1 Materiales 66,00 131,03 27,28 224,32 02 Supervisión Directa 198,81 394,69 82,19 675,69 03 Personal Propio 633,96 1 258,56 262,07 2 154,58 04 Servicio de Terceros 116,93 232,13 48,34 397,39 05 Cargas Diversas y Otros 114,66 227,62 47,40 389,67 06 Total 1 130,36 2 244,03 467,27 3 841,66 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Asignación de Costo de Operación Comercial1 Materiales 169,26 336,03 69,97 575,27 02 Supervisión Directa 238,39 473,25 98,54 810,18 03 Personal Propio 153,46 304,66 63,44 521,56 04 Servicio de Terceros 891,28 1 769,40 368,44 3 029,12 05 Cargas Diversas y Otros 45,18 89,70 18,68 153,56 06 Total 1 497,57 2 973,05 619,07 5 089,69 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Costos Totales de OyM 12 439,23 18 492,65 9 624,51 40 556,39 Costos Totales Asociado al Usuario 8 117,71 0,00 909,87 605,86 3 110,87 451,78 7 605,99 32,56 4 262,94 16 979,88

TABLA DE ASIGNACION DE COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTOSISTEMA ELÉCTRICO MODELO

0018



6. Pérdidas Estándar de Energía y Potencia

Las pérdidas de potencia se calcularon para la hora de punta del sistema de

distribución y para el sistema de distribución teórico (Empresa Modelo),

cuyas instalaciones están técnica y económicamente adaptadas a la

demanda.

Los resultados se expresan como porcentajes de la potencia máxima

coincidente y de la energía ingresada a cada nivel de tensión.

Se obtuvieron las Pérdidas Técnicas Estándares de Energía y Potencia

para los Sistemas Económicamente Adaptados (por sector típico) a nivel de

MT, SED, BT, acometidas y medidores. Se tuvo en cuenta que a nivel BT,

dado que la medición del AP se efectúa en las SED, no se incorporan las

pérdidas en las redes y equipos de AP. Igual consideración se tuvo en

cuenta en el balance de energía y potencia.

Los cálculos de las pérdidas se presentan por etapa. Para cada etapa de

cada sector típico ó zona, se determinaron la potencia y energía de

pérdidas. Dichas etapas son las siguientes:

• Pérdidas en las redes de MT;

• Pérdidas en las Subestaciones de Distribución MT/BT y otras;

• Pérdidas en las redes de BT;

• Pérdidas en las acometidas;

• Pérdidas en los medidores; y

• Pérdidas comerciales.

Los resultados son los siguientes:

0019



Cuadro N° 16

Energía Potencia

Técnica 1,24% 1,51%

No técnica 0,00% 0,00%

Técnica 6,10% 6,65%

No técnica 2,85% 2,85%

Porcentaje

MT

BT

Nivel de tensión Tipo

7. Calidad del Servicio Eléctrico

Las exigencias analizadas corresponden a la aplicación de los valores

indicados en la Norma Técnica de Calidad de Servicio Eléctrico (NTCSE).

Los resultados de calidad de suministro se han obtenido en base a:

o Red de MT y BT adaptada

o Tasas de avería estándar

o Tiempos de operación estándar

Respecto a la caída de tensión se ha verificado en cada uno de los

circuitos el cumplimiento de los requerimientos de la NTCSE, según los

indicadores mostrados en el siguiente cuadro.

Cuadro N° 17

Descripción Unidad Valor

Número de Interrupciones interrupciones/semestre < 4

Duración de las Interrupciones interrupciones/semestre < 7

Caída de Tensión en MT % de la tensión nominal < ±5

Caída de Tensión en BT % de la tensión nominal < ±5

0020



8. Resultados 8.1. VAD y Cargos Fijos

Cuadro N° 18

Descripción Unidad VADMT VADBT SED MT/BT CFE CFS CFH CFEAP CFECOValor Nuevo de Reemplazo miles US$ 220 804 529 626 122 182Costo Anual de Inversión (aVNR) miles US$ 27 411 65 750 15 168Costo Anual de OyM miles US$ 12 439 28 117 7 029 8 010 41 3 63Total Costo Anual miles US$ 39 851 93 867 22 197 8 010 41 3 63Demanda kW 821 622 520 236 520 236Número de clientes unidad 929 123 4 024 272 5 128

VAD Inversión US$/kW-mes 2,638 9,994 2,305VAD OyM US$/kW-mes 1,262 4,504 1,126VAD US$/kW-mes 3,900 14,498 3,431Cargo Fijo US$/cliente-mes 0,718 0,853 1,023 1,023 0,670

Tipo de Cambio (S/./US$) 3,142 31/12/2008

Descripción Unidad VADMT VADBT SED MT/BT CFE CFS CFH CFEAP CFECOVAD Inversión S/./kW-mes 8,289 31,401 7,242VAD OyM S/./kW-mes 3,965 14,152 3,538VAD S/./kW-mes 12,254 45,553 10,780Cargo Fijo S/./cliente-mes 2,256 2,680 3,214 3,214 2,105

Cargo FijoVAD

VAD Cargo Fijo

0021



8.2. Factores de Economía de Escala

Cuadro N° 19

Periodo VAD MT VAD BT VAD SED Cargo FijoNoviembre 2009 - Octubre 2010 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000Noviembre 2010 - Octubre 2011 0,9903 0,9892 0,9902 0,9962Noviembre 2011 - Octubre 2012 0,9808 0,9787 0,9806 0,9924Noviembre 2012 - Octubre 2013 0,9716 0,9685 0,9713 0,9888

8.3. Formulas de Actualización 8.3.1. Coeficientes VAD

Cuadro N° 20

Coeficiente VADMT VADBT VADSEDA 0,771 0,7888 0,7547B 0,0649 0,083 0,1746C 0,0218 0,0088 0,0707D 0,1423 0,1194 0,0000

8.3.2. Pesos de las Partidas Arancelarias del Rubro B

Cuadro N° 21

Partida Arancelaria

VADMT VADBT VADSED

8471.30.00.00 15,81% 12,60% 5,84%8504.21.90.00 6,24% 57,56% 75,21%8517.11.00.00 3,30% 2,63% 1,22%8535.30.00.00 74,05% 8,71% 17,51%8539.32.00.00 0,00% 18,02% 0,00%8704.21.10.10 0,60% 0,48% 0,22%9028.30.10.00 0,00% 0,00% 0,00%

100,00% 100,00% 100,00%

0022



8.3.3. Valores Base de los Indicadores asociados

Cuadro N° 22

Indicador Valor

TC0 (S/./US$) 3,142

TA0 Cu (%) (1) 9%

TA0 Al (%) (2) 0%

IPM0 198,54096

IPCu0 (ctv. US$/lb) 315,51

IPAl0 (US$/tn) 2579,32

(1) Tasa Arancelaria base (TA0 Cu) para el rubro de conductor de cobre. (2) Tasa Arancelaria base (TA0 Al) para el rubro de conductor de aluminio.

8.3.4. Tasa Arancelaria Ponderada Base de Productos Importados:

Cuadro N° 23

Tasa Arancelaria Ponderada (Rubro B) VADMT VADBT VADSED

TA0 0% 1,62% 0%

0023

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Informe de Propuesta Tarifaria v3 - OSINERGMIN -GART · 2009-10-20 · Informe de Propuesta Tarifaria de los Estudios VAD Página 7 de 22 Sector Típico 1 El proceso se realizó en