Informe final final1 - osinerg.gob.pe · Complementariamente debe mencionarse que bajo premisas de proyección conservadora: 1) el grado de electrificación por localidad

CENERGIA

Centro de Conservación de Energía y del Ambiente

Estudio de Costos del Valor Agregado de Distribución – VAD 2001 Sector de Distribución Típico 4 – Huayucachi - ELECTROCENTRO S.A.

Informe Final

81

DEL AMBIENTE

6. RESULTADOS

6.1 ESTRUCTURA DE LA EMPRESA MODELO

6.1.1 Caracterización del mercado y definición del tipo de red

6.1.1.1 Caracterización del mercado a. Sectorización del Mercado

Con el objeto de clasificar las subestaciones con características de mercado similares se definieron los siguientes índices:

• Vatios/cliente (W/Cliente). • Longitud de red secundaria por cliente (m/cliente) y • Potencia por metro de red secundaria (W/m)

A partir de la determinación de estos índices para cada subestación, se ordenaron las subestaciones mediante rangos representativos, los cuales se ordenaron sucesivamente. En el Anexo 23, Volumen VI, se muestra la relación de localidades y subestaciones con sus correspondientes índices.

Como resultado de dicho procedimiento se determinaron cinco categorías de zonas de servicio en BT, los que son mostrados en el Anexo 23, Volumen VI.

La categoría I, corresponde a las áreas de mayor densidad de usuarios (menor índice m/cliente), mayor densidad de carga (W/m) y mayor consumo por cliente (W/cliente); por el contrario, la categoría V corresponde a las áreas e menor densidad y menor consumo por cliente.

En el Anexo 23, Volumen VI, se presenta un resumen de la clasificación de las zonas de servicios en Baja Tensión – rangos unitarios y número de subestaciones distribuidas por parámetros de clasificación.

Esta clasificación revisada sirve de base para la definición de los diseños típicos de redes, representativas de las localidades y por ende de la empresa modelo en su conjunto. b. Proyección de la demanda eléctrica

A fin de determinar la tasa vegetativa de crecimiento de mercado (tasa pertinente de proyección), se fijaron criterios básicos de proyección de la demanda agregada, a través de:

CENERGIA



Informe Final

82

DEL AMBIENTE

• Tasa de crecimiento de la población por localidad y/o distrito, en área urbana y rural.

• Encuesta realizada a 220 clientes representativos del área de influencia de la empresa modelo y estadística de sus consumos correspondiente a 25 meses, para la comprobación de las tasas de crecimiento vegetativo de los consumos unitarios.

• Consumo unitario actual y perspectiva de crecimiento, con base en índices de crecimiento económico regional y a nivel país.

• Grado de electrificación vigente constante en el horizonte del período de estudio.

Se obtuvo información demográfica del estudio de proyección de la población del INEI y toda la información correspondiente a los censos nacionales de 1981 y 1993.

En el análisis del crecimiento de la población por localidades se encontraron tasas muy superiores y muy inferiores al promedio. Se optó por limitar dichas tendencias de crecimiento demográfico al fijar como límites inferior y superior a 0,5% y 4% respectivamente; con lo cual el efecto de las probables tasas expansivas y deflexivas se minimizan. Es de mencionar el caso del Centro Poblado de Azapampa, con una población estimada de 12,800 habitantes en el año 2000 (localidad de mayor población en el SER Huayucachi, doble de la que le sigue en tamaño), registra una tasa de crecimiento poblacional intercensal (1981-1993) de 7,72%, la cual fue limitada en la proyección al 4%, siguiendo el criterio mencionado, Complementariamente debe mencionarse que bajo premisas de proyección conservadora: 1) el grado de electrificación por localidad permanece constante durante el período de proyección; y, 2) la tasa de crecimiento del número de clientes es menor que el incremento del número de clientes en el período 1999-2000, habiendo sido éste incremento puramente vegetativo. Tomando como referencia el índice de consumo promedio mensual de las localidades se escogió una muestra representativa del mercado con 220 usuarios, a quienes se practicó una encuesta y se obtuvo una estadística de sus consumos, de más de 25 meses para cada uno de ellos. La información de los censos nacionales, las proyecciones de crecimiento de las poblaciones del INEI, así como la población actualmente con servicio eléctrico y su estadística de consumo, permitió obtener el grado de electrificación y las perspectivas de crecimiento de la demanda eléctrica vegetativa. La metodología de proyección de la demanda utilizada se basa en que existe una estructura sectorial de consumo estable en el tiempo.

CENERGIA



Informe Final

83

DEL AMBIENTE

Esto es, que el consumo del sector doméstico, explicado principalmente por los clientes de opción tarifaria BT5 mantiene una fuerte ligazón con el consumo de los clientes de la misma opción tarifaria cuyo destino de consumo eléctrico es de tipo comercial. Asimismo, la estructura utilizada para la definición del número de clientes comerciales se fijó en 10% de los clientes domésticos, constante en el tiempo. El consumo unitario de energía comercial fue fijado en 10% más que el correspondiente al sector doméstico; mientras que el consumo de Uso General se estableció como equivalente al 3% del Consumo Doméstico. La metodología utilizada para proyectar el consumo del Sector Industrial de pequeños centros poblados, implica asignar a este sector de consumo los consumos correspondientes a otras opciones tarifarias diferentes de las Tarifas BT5, según los registros disponibles. El crecimiento del consumo unitario doméstico se explica por la utilización de la curva inferior de consumo unitario para la región central del país , obtenida por MONENCO en el Estudio V Proyecto de Energía – Mercado Eléctrico Nacional.

Tal como se indica en los correspondientes anexos de Proyección de la Demanda, la curva que el Consultor VAD utiliza en la proyección de la demanda de energía del sector doméstico es la siguiente:

.Y = a X b .

donde:

Y = Consumo Unitario del Sector Doméstico (Básicamente Tipo BT5), expresado en kWh/Cliente.

X = Nº de Clientes Domésticos (Básicamente Tipo BT5).

a = Coeficiente Numérico Lineal de ajuste = 76.89 b = Coeficiente Numérico Exponencial de ajuste =

0.3077

La data que originó los coeficientes “a” y “b” antes indicados correspondió a la utilizada en el Estudio de Mercado del V Proyecto de Energía, desarrollado por Montreal Engineering Overseas (MONENCO) para el Ministerio de Energía y Minas (MEM) a fines de la década de los 70, con un horizonte de Planeamiento 1979-2004.

Dicho estudio dividió al país en cuatro regiones (norte, sur, centro y oriente), determinando para cada una de dichas regiones dos curvas de consumos unitarios (superior e inferior), a base de data estadística disponible de consumos unitarios de energía eléctrica Vs. Nº de Clientes, obtenidos de la Dirección de Estadística del MEM.

CENERGIA



Informe Final

84

DEL AMBIENTE

En el presente caso, la curva utilizada fue la correspondiente a la curva inferior de la Región Centro, porque explica mejor los consumos unitarios registrados.

La utilización de una sola curva para la proyección de la demanda de las localidades incluidas en el SER Huayucachi, además de lo mencionado, obedece en principio a que ninguna de las localidades estudiadas tiene población mayor a 20,000 habitantes, límite superior según la metodología seguida para la aplicación de dicha curva. Es más, ninguna localidad de las estudiadas sobrepasa los 6,000 habitantes al año 2000, excepto el Pueblo de Azapampa, que llega a menos de 13,000 habitantes para dicho año, también inferior al límite máximo aceptable.

Por otro lado, determinar curvas diferentes para proyectar consumos unitarios en las localidades estudiadas en forma diferenciada, requiere contar con data estadística de consumos eléctricos y Nº de clientes suficientemente abundante para establecer correlaciones estadísticas firmes, que no ha sido el caso del presente estudio.

Los resultados obtenidos de la aplicación de la metodología de proyección de la demanda eléctrica “facturada” para la empresa modelo, se resume en las tasas de crecimiento que se presentan en el cuadro Nº 6.1.

Cuadro Nº 6.1

Tasa de crecimiento de la proyección de la demanda

eléctrica Empresa modelo

Periodo Población Clientes Energía Potencia

2000-2004 2.64% 2.54% 3.57% 2.26%

2000-2010 2.68% 2.59% 3.65% 2.37%

2000-2014 2.71% 2.62% 3.70% 2.45%

Los resultados de la proyección de la demanda eléctrica se presentan en el Anexo “Proyección de la Demanda”, Anexo 23, Volumen VI, que contiene:

• Demanda eléctrica total (proyección de potencias simultáneas) • Demanda eléctrica total (proyección de potencias máximas) • Demanda eléctrica para cada una de las 61 localidades que

comprende la empresa modelo Huayucachi.

CENERGIA



Informe Final

85

DEL AMBIENTE

6.1.1.2 Definición del tipo de red

a. Red en media tensión

Las características definidas para la red en MT son: Tipo : Aéreo 100% Troncal : Trifásico con neutro a tierra en el punto de

alimentación, tres hilos, Derivaciones : Bifásicas de dos hilos y monofásicas con

retorno por tierra. Tensión nominal : 13.2 / 7.6 kV Frecuencia : 60 Hz Conductores : De aleación de aluminio ( AAAC) desnudo Estructuras de soporte : Postes de madera eucalipto tratada, de

12m, clases 5 y 6, grupo D b. Red en Baja tensión Tipo : Aéreo 100% Sistema : monofásico 440/220 V con neutro corrido

multiaterrado. Frecuencia : 60 Hz Conductores : Autosoportados de aluminio forrado con

neutro portante de aleación de aluminio. Estructuras de soporte : Postes de madera eucalipto tratada, de 8m,

clases 6 y 7, grupo D.

6.1.2 Definición de la tecnología adaptada

6.1.2.1 Red de media tensión

a. Conductores

Para la red de media tensión se emplean conductores de aleación de aluminio (AAAC), de las secciones y características generales promedio que se indican en el Cuadro Nº 6.2.

CENERGIA



Informe Final

86

DEL AMBIENTE

Cuadro Nº 6.2

Sección Nominal

mm2

Diámetro del Cable

mm

Carga de Rotura

(N)

Peso del cable kg/m

16 5.1 5678 0.043 25 6.3 6770 0.066 35 7.5 9800 0.094 50 9 15090 0.135 70 10.5 18750 0.181 95 12.5 26600 0.256

b. Postes Para las redes de MT, se ha considerado la utilización de postes de madera tratada, debido a su uso mas difundido en redes de distribución rural, y por resultar mas adecuados que los postes de concreto, los cuales presentan inconvenientes para su transporte e instalación en zonas carentes de vías de acceso carrozable o con vías en mal estado, además de su mayor peso y fragilidad que incrementa los costos de transporte. Los postes de madera considerados son aquellos tratados a Vacío – Presión con preservantes tipo CCA o Pentaclorofenol, ambos normalmente especificados en proyectos de redes de distribución para sectores rurales. La vida útil esperada por la industria a nivel internacional para un poste tratado correctamente supera los 30 años, siempre que reciba un adecuado mantenimiento, lo cual implica inspecciones detalladas continuas, que pueden incluir el re-tratamiento del poste con preservantes a los 10 ó 12 años de su instalación y a partir de allí periódicamente cada 10 años, como medida preventiva para evitar el deterioro del poste por pudrición, sobre todo en la base que se encuentra en contacto directo con el suelo. La calidad del tratamiento de la madera es de suma importancia ya que un tratamiento inadecuado origina que la vida útil del poste se reduzca considerablemente; en tal sentido, se debe señalar que, además de las características propias de cada especie, los factores de importancia al evaluar el tratamiento de un poste, son los siguientes: § Contenido de humedad en el poste antes del tratamiento. El

contenido de humedad de la madera debe ser reducido al 28%, porque de otro modo el agua impide una adecuada absorción del preservante.

CENERGIA



Informe Final

87

DEL AMBIENTE

§ Grado de penetración del preservante en la madera.

§ Nivel de retención del preservante en el tratamiento de los postes

Dos de los problemas que se presentan comúnmente son: un tiempo inadecuado de secado de la madera y el tratamiento imperfecto, generalmente originados por la necesidad de cumplir con plazos de entrega muy cortos, por lo que los proveedores realizan entregas de postes con grados de retención de humedad muy altos, que en algunos casos superan el 57%, lo cual reduce considerablemente sus expectativas de vida útil (a menos de 15 años). A este respecto, se debe observar que el mayor porcentaje de fallas en postes de madera tratada, alrededor del mundo, pueden ser atribuidos a postes que son tratados cuando están aún muy húmedos. De acuerdo con lo expuesto, el uso de postes con tratamiento inadecuado originará que la vida útil de éstos se reduzca y además presenten tasas de fallas más altas que con postes adecuadamente tratados, lo cual obliga a reemplazar postes antes de su vida económica útil esperada. Al evaluar los postes de madera se debe tomar en cuenta también la procedencia y el control de calidad en su fabricación, porque esto influirá en los futuros costos de mantenimiento. En tal sentido, se debe diferenciar entre postes de madera con un tratamiento de calidad garantizada y postes de madera con tratamiento deficiente. Los primeros, con un mantenimiento preventivo adecuado, garantizan su vida económica esperada de 30 años, mientras que los segundos, además de originar costos de mantenimiento elevados presentan una alta tasa de fallas que exige el reemplazo prematuro de las unidades. b.1 Disponibilidad en el mercado local En este aspecto se ha observado que para la ejecución de recientes obras de electrificación ejecutadas en zonas rurales del país, se ha tenido que recurrir a la importación de postes de madera tratada ante la insuficiencia de la oferta de postes de fabricación nacional. En el Cuadro Nº 6.3 se presenta una relación de obras de electrificación recientemente ejecutadas con la indicación de la procedencia de los postes:

CENERGIA



Informe Final

88

DEL AMBIENTE

Cuadro Nº 6.3

Obras de electrificación recientemente ejecutadas

Obra Ubicación (Departamento)

Año Especie, procedencia y proveedor

Cantidad Aproximada de

Postes

PSE Castrovirreyna Huancavelica 2000 Eucalipto, Córdova- Argentina (CRADE S.R.L)

PSE Huancavelica Norte

Huancavelica 2000 Eucalipto, Córdova- Argentina (CRADE S.R.L)

PSE Pampas San Antonio


PSE Cobriza II Etapa


3600 postes:

1244 de 12m, Clase 6 Grupo D

1356 de 12m, Clase 5 Grupo D

PSE San Balvín Huancayo 2000 Eucalipto, Bs. As.- Argentina (ENERPOS S.A.)

270 postes - De 12m, Clase 5, Grupo D

Resultados: Como resultado de la evaluación anterior, para la determinación de la tecnología adaptada se considera postes de madera tratada, los cuales deben cumplir con las Normas internacionales de calidad y las características indicadas, tal que garanticen una vida económica no menor de 30 años. Las características técnicas de los postes considerados son:

i. Tratamiento. Por el método Vacío - Presión con preservantes tipo CCA o Pentaclorofenol de acuerdo con normas peruanas ITINTEC o equivalentes internacionales reconocidas en el país

ii. Altura. Se considera el empleo de postes de 12 metros por

ser el estándar aceptado actualmente para redes de media tensión y por ofrecer mejores resultados, como se verá más adelante al determinar el vano óptimo.

iii. Clase y Grupo. Para cambios de dirección, terminales y

subestaciones se considera postes de clase 5 y grupo D; mientras que para estructuras de alineamiento se ha seleccionado postes clase 6 y grupo D. Las cargas de rotura y los esfuerzos de flexión correspondientes son los que se indican en el Cuadro Nº 6.4.

CENERGIA



Informe Final

89

DEL AMBIENTE

Cuadro Nº 6.4 Características de los postes de madera para MT

Clase y Grupo Carga de rotura kg Esfuerzo de flexión Kg/cm2

5 D 860 501 a 600

6 D 680 501 a 600

iv. Altura de empotramiento. Para todos los casos la

altura de empotramiento es de 1.8m.

c. Crucetas Las crucetas son de madera tratada con sustancias hidrosolubles tipo CCA o Pentaclorofenol por el método vacío-presión. Las características mecánicas normalmente solicitadas son las que se indican a continuación:

- Módulo de elasticidad kg/mm2 1000 - Esfuerzo de aplastamiento

paralelo a la fibra kg/mm2 4,19 - Dureza extrema kg/mm2 2,69 - Dureza de lado kg/mm2 2,54

d. Puestas a tierra

De acuerdo con los requerimientos de operación del sistema, la ferretería en todas las estructuras en la red debe ser puesta a tierra, así como los bornes de tierra de los pararrayos y transformadores en las subestaciones de distribución.

Con el fin de determinar las características del sistema de tierra y la cantidad promedio a utilizar en redes de MT y en subestaciones, se efectuó los cálculos correspondientes para el diseño de puestas a tierra sobre la base de mediciones de resistividad realizadas en puntos representativos de la red de media tensión en Huayucachi. Con estos datos y con los valores de resistencia de puesta a tierra establecidos por la norma MEM 001, para redes y subestaciones de MT, se establecieron los porcentajes de puestas a tierra con electrodos copperweld (PAT1) y con conductor de cobre directamente enterrado (PAT2), ambas utilizadas normalmente en redes de tipo rural.

El procedimiento seguido para la obtención de los valores buscados se presentan en los cuadros del Anexo 24, Volumen VI.

CENERGIA



Informe Final

90

DEL AMBIENTE

Se inicia el proceso con la determinación de la resistividad aparente del terreno, utilizando las resistividades de las dos capas del suelo que fueron obtenidas al realizar la medición de campo, y a continuación se efectúan los siguientes cálculos: i. Se calcula la resistencia de un pozo de tierra con un

electrodo copperweld de 2.4 m y se compara este resultado con el valor máximo establecido por las normas de diseño.

ii. En muchos casos el empleo de un electrodo no permite obtener los valores de resistencia deseados, por lo que también se calcula la resistencia del pozo con varios electrodos instalados en paralelo a distancias superiores a 3m, con el fin de obtener menores valores de resistencia a tierra.

iii. Adicionalmente, se calcula la resistencia de los pozos de puesta a tierra con uno o varios electrodos; pero considerando el tratamiento del suelo. Para este fin se aplican coeficientes que indican el intervalo en el que se puede ubicar el valor de la resistencia obtenida con el tratamiento del suelo. Para fines de evaluación comparativa se toma el promedio de los valores extremos obtenidos.

iv. De todas las alternativas evaluadas se selecciona la que resulte más conveniente con el fin de cumplir con el valor de resistencia buscado.

Evaluando los resultados obtenidos con este modelo teórico, se infiere que los porcentajes de uso de puestas a tierra, convenientes para fines de diseño de la red de MT, son: 70% de las estructuras con puestas a tierra con electrodos y el 30% restante con conductor de cobre de 16mm2 directamente enterrado. En los cálculos del anexo antes mencionado, se observa también que para las subestaciones de distribución con sistema convencional se requieren un mínimo de dos puestas a tierra, mientras que para subestaciones con sistema MRT el requerimiento promedio es igual a 2.84 puestas a tierra. Se debe indicar que este último valor es un promedio e implica que existen algunos lugares que requieren instalar puestas a tierra con mayor cantidad de electrodos que otros; pero en promedio, para un dimensionamiento de cantidades globales, se puede considerar la cantidad antes indicada. 6.1.2.2 Transformadores de distribución

Las subestaciones para el sistema optimizado son aéreas sobre postes, por ser las más económicas y no existir restricciones urbano-ambientales para su uso en zonas rurales.

CENERGIA



Informe Final

91

DEL AMBIENTE

Las características técnicas generales para los transformadores, de acuerdo con el nivel de tensión primario, son las que se indican a continuación: a. Sistema monofásico con tensión fase-fase

- Potencia nominal continua De acuerdo con carga de diseño

Se considera una sobre carga de

corta duración (1 hora) de 25%

- Frecuencia nominal 60 Hz

- Altitud media de trabajo 3000 msnm

- Tensión nominal primaria

en vacío entre fases (V) 13 200 ±2x2,5%

- Tensión nominal secundaria

en vacío (V) 460-230

- Nivel de aislamiento primario Externo Interno

. Tensión de sostenimiento al

impulso 1,2/50 (kVp) 110 110

.Tensión de sostenimiento a

frecuencia industrial (kV) 34 34

- Nivel de aislamiento secundario

. Tensión de sostenimiento a

frecuencia industrial (kV) 2,5

b. Sistema monofásico con sistema MRT

- Potencia nominal continua De acuerdo con carga de diseño,

se considera una sobrecarga de

corta duración del 25%

- Frecuencia nominal 60 Hz

- Altitud media de trabajo 3000 msnm

- Tensión nominal primaria

en vacío entre fases (V) 7 600±2x2,5%

- Tensión nominal secundaria

en vacío (V) 460-230

- Nivel de aislamiento primario Externo Interno

.Tensión de sostenimiento al

impulso 1,2/50 (kVp) 110 110

CENERGIA



Informe Final

92

DEL AMBIENTE

.Tensión de sostenimiento a

frecuencia industrial (kV) 34 34

- Nivel de aislamiento secundario

.Tensión de sostenimiento

a frecuencia industrial (kV) 2,5

Las subestaciones monofásicas serán monoposte, instaladas en las mismas estructuras de la red de MT.

En relación con el tipo de transformadores, en las subestaciones con sistema MRT (7.6 kV) serán del tipo auto protegido hasta una potencia de 10 kVA y convencionales en el caso de las subestaciones que operan con tensión entre fases (13.2 kV). En el primer caso se considera instalar, asociado al transformador, equipos de control de alumbrado y un totalizador; mientras que en el segundo caso se ha previsto tableros de distribución estándar con interruptores de protección, totalizadores de consumo de energía y control para alumbrado público. En el lado de MT se considera la instalación de seccionadores fusibles tipo cut-out. Los tableros eléctricos en baja tensión serán con caja de plancha de acero laminado en frío y puerta frontal de dos (02) hojas con grado de hermeticidad adecuado para trabajo en intemperie, adosados al poste mediante abrazaderas

6.1.2.3 Selección de la tecnología adaptada red de BT

a. Tipo de conductores

Los conductores seleccionados son autoportantes, con conductores de fase aislados, dispuestos alrededor de un portante común. Las características del conductor son las siguientes: a.1. Conductor de fase

El conductor de fase es de aluminio puro, compuesto de alambres cableados concéntricamente y de un único alambre central. El aislamiento es de polietileno reticulado (XLPE) de color negro de alta densidad, con antioxidante para soportar las condiciones de intemperie, humedad, ozono, luz solar y calor. Este aislamiento tiene, además, alta resistencia dieléctrica y es capaz de soportar temperaturas del conductor entre -15 y 90° C en régimen permanente y hasta 130°C en períodos cortos de servicio.

CENERGIA



Informe Final

93

DEL AMBIENTE

a.2. Conductor portante

El conductor portante es de aleación de aluminio, magnesio y silicio. Está compuesto de un único alambre central y alambres cableados en las capas exteriores. Este conductor portante es desnudo y se utiliza, además, como neutro del sistema.

Las secciones y configuraciones utilizadas en la red optimizada son las que se incluyen en el Cuadro Nº 6.5.

Cuadro Nº 6.5

Longitud por calibre de la red de BT

Red aérea de baja tensión Longitud

km

Red de Servicio Particular

2x25 mm2 68.98 2x 16 mm2 325.22

Red de Alumbrado Público

1x 16 mm2 187.04 Nota: Los conductores de servicio particular y de alumbrado público

van arrollados en torno a un neutro común b. Postes en redes de BT

De manera similar al caso de postes en media tensión y tomando en cuenta consideraciones de disponibilidad, vida útil y facilidad de manipulación, se estableció que la alternativa conveniente es el empleo de postes de madera tratada de las siguientes características: b.1 Tratamiento. Por el método Vacío - Presión con

preservantes tipo CCA o Pentaclorofenol de acuerdo con normas peruanas ITINTEC o equivalentes internacionales reconocidas en el país.

b.2 Altura. Se considera conveniente el empleo de postes de 8

metros por ser el estándar aceptado actualmente para redes de baja tensión.

b.3 Clase y Grupo. Para cambios de dirección, terminales y

subestaciones se ha considerado postes de clase 6 y grupo D; mientras que para estructuras de alineamiento se ha seleccionado postes clase 7 y grupo D. Las cargas de rotura

CENERGIA



Informe Final

94

DEL AMBIENTE

y los esfuerzos de flexión correspondientes son los que se indican en el Cuadro Nº 6.6.

Cuadro Nº 6.6

Características de los postes de madera en BT

Clase y Grupo Carga de rotura (Kg) Esfuerzo de flexión Kg/cm2

6 D 680 501 a 600

7 D 550 501 a 600

b.4 Altura de empotramiento. Para todos los casos la altura de empotramiento es de 1.4m.

c. Puestas a tierra De acuerdo con los criterios de diseño establecidos para el tipo de sistema seleccionado en BT, se considera la instalación de puestas a tierra con electrodos copperweld, ubicadas a distancias promedio de 150m a 200m a lo largo de la red, en estructuras terminales, estructuras de derivación o en estructuras de cambio de sección.

6.1.3 Costos unitarios de las instalaciones eléctricas para la valorización

del VNR

6.1.3.1 Costos de inversión en el sistema

El procedimiento para la determinación de los costos de inversión se inicia con la selección de los armados típicos, tanto en redes de MT como en BT, los mismos que se presentan en el Anexo 25, Volumen VI. Sobre la base de los detalles de armados, se procedió a confeccionar el listado de materiales a utilizar en las redes de MT y BT, los cuales se presentan también en el Anexo 25, Volumen VI. Los costos unitarios de los materiales, consignados en los anexos indicados, son en el punto de compra, que, en el caso de materiales importados y postes es la ciudad de Lima, para establecer un punto de referencia común, y en el de materiales nacionales es la ciudad de Huancayo. Para la determinación de los precios de los materiales en general se tomaron como datos de referencia los precios empleados por empresas distribuidoras en el país y por el mismo Electro Centro. Los precios indicados se compararon con valores promedio que

CENERGIA



Informe Final

95

DEL AMBIENTE

se manejan en obras de electrificación rural efectuadas por el MEM, de manera tal que los precios finales resulten ser representativos del mercado.

Conocidos los precios unitarios de los componentes de cada armado, se procedió a calcular el costo de montaje de los mismos, tomando en cuenta los costos de mano de obra, los costos de equipos, herramientas y bienes consumibles, el costo de almacenamiento temporal durante la construcción de la obra, el transporte hasta el punto de instalación y todos aquellos gastos en los que se incurre al construir una red de electrificación rural. Todo esto fue realizado utilizando formatos estándar establecidos por la GART, para el cálculo de costos unitarios en sistemas de distribución. Los resultados se presentan en el Anexo 25, Volumen VI. En el caso de redes de media tensión, la etapa siguiente fue el cálculo del costo por kilómetro de red. Para tal efecto se determinó la cantidad de estructuras terminales, de cambio de dirección y de alineamiento promedio por cada kilómetro de red, así como la cantidad de retenidas y puestas a tierra; de acuerdo con el calibre del conductor. En este proceso se recurrió a cálculos de diseño para la determinación de los vanos óptimos y al mismo tiempo se tomó en cuenta datos de la red Huayucachi, cuando esto fue necesario, tal como se describe más adelante.

Una vez determinados los costos directos de obra, se calculó los costos de ingeniería y recepción, costo de stock, gastos generales e interés intercalario, a través de porcentajes aplicados al costo directo de obra. Finalmente el costo total de inversión por kilómetro de red en MT resulta de la suma de los costos directos de obra más los porcentajes antes señalados. En el caso de redes de BT y Subestaciones, el cálculo de los costos de inversión fue establecido por cada elemento, para su posterior utilización en la optimización de redes y subestaciones. Para este caso se determinó el costos de inversión total de manera similar al cálculo para la determinación de costos por kilómetro de una red en MT; pero esta vez el costo de inversión fue establecido en forma independiente para retenidas, puestas a tierra, armados, conductores y alumbrado público, para que, con estos valores, se realice la optimización de la red, de acuerdo con la metodología que se describe en este informe. a. Costos unitarios

Los costos unitarios resultantes y la forma en la que fueron obtenidos, son presentados a continuación:

CENERGIA



Informe Final

96

DEL AMBIENTE

a.1. Mano de obra, maquinarias y equipos El procedimiento se inicia con la determinación del costo de las horas hombre de los componentes de cuadrillas típicas utilizadas en obras de construcción de redes eléctricas. Este costo fue determinado asignando salarios promedio, de acuerdo con el mercado, a los miembros de la cuadrilla y a partir de los mismos se estableció el correspondiente costo de sus horas de trabajo, tal como se aprecia en el Cuadro Nº 6.7.

Cuadro Nº 6.7

Costo de mano de obra

TRABAJADOR Costo / Hora Nuevos Soles US $ CAPATAZ

9.030 2.58

OPERARIO

6.072 1.73

OFICIAL

5.462 1.56

PEÓN

4.243 1.21

Dentro de estas categorías se ha incluido la participaciòn de maestros electricistas, topógrafos, operarios electricistas, operarios linieros, operadores de camión, acarreadores y ayudantes electricistas, adecuadamente clasificados. En el cuadro anterior se muestra los valores finales que resultan de calcular la remuneración promedio de mercado para trabajadores de obras de electrificación rural. Para su obtención se ha utilizado, como referencia, la estructura de salarios y beneficios del régimen laboral y costos de la mano de obra en construcción civil, publicada por CAPECO para el cálculo de costos de horas-hombre, y en él están incluidos los beneficios y bonificaciones correspondientes a las cuatro categorías consideradas, tal como se puede apreciar, con mayor detalle, en el cuadro que se presenta en el Anexo 26 , Volumen VI.

En relación con las maquinarias y equipos, en la construcción de redes eléctricas se utiliza una gran variedad de vehículos, maquinarias, equipos, herramientas y materiales accesorios, entre los que podemos mencionar: equipos de estación total, winche, freno, tirfords, tecles, empalmadoras, telurómetros, poleas, equipos de comunicación, camionetas, camiones y plataformas, además de herramientas menores y materiales diversos. Para

CENERGIA



Informe Final

97

DEL AMBIENTE

fines del cálculo de costos se consideró la participación de los equipos anteriores, cuando son requeridos, a través de un grupo de maquinarias y vehículos para los que se determinó costos de operación promedio de mercado, utilizados por empresas contratistas que realizan obras de electrificación. El listado de los costos de las maquinarias y vehículos considerados se muestra en el Cuadro Nº 6.8.

Cuadro Nº 6.8

Costo de maquinarias y vehículos

Maquinaria / equipo Costo H-M US $

Camioneta 5.09

Camión 4 Tn. 12.00

Camión 10 Tn. 18.00

Grúa 2.5 Tn. 20.00

a.2. Materiales y equipos Para determinar los costos promedio de mercado para materiales y equipos, se consideró conveniente tomar como referencia los precios utilizados por empresa distribuidoras de energía eléctrica en el país. Después de construida la lista de precios, se procedió a realizar una comparación con los precios ofertados en el mercado por proveedores locales o internacionales, para obras de electrificación ejecutadas por el MEM en áreas rurales del país. Como resultado de la comparación se estableció el precio de mercado para cada uno de los componentes de la lista de materiales y equipos, tal como se presentan en el Anexo 25, Volumen VI. Los precios consignados en dicho anexo están expresados en dólares americanos. a.3. Costos de montaje El cálculo de los costos de montaje considera los costos de maquinaria y equipo empleada para la construcciòn de la red y los costos de las actividades que intervienen en el proceso de construcción de las redes, tomando en cuenta el transporte al punto de montaje, la cantidad de horas hombre necesarias por actividad, las maquinarias y equipos utilizados, los costos de

CENERGIA



Informe Final

98

DEL AMBIENTE

materiales agregados y herramientas menores, los gastos generales y utilidades del contratista y los costos de stock relacionados con el mismo. a.4. Gastos generales y utilidades del Contratista Para cubrir los costos que deben reconocerse a favor de las empresas contratistas, se ha considerado un 25% de los costos de montaje. Dentro de este porcentaje se consideran cubiertos los gastos generales (15%) y las utilidades del contratista (10%). Este porcentaje se considera un promedio representativo del mercado actual, aunque se han registrado contratos con porcentajes menores; pero éstos corresponden a una estructura de costeo distinta a la utilizada en el presente estudio y dan un mayor margen de utilidad y gastos generales al contratista. Adicionalmente, porcentajes muy bajos se explican por la coyuntura económica nacional del momento y en gran parte de los contratos que han considerado porcentajes de gastos bajos se ha registrado problemas de incumplimiento de contrato que han originado costos mayores para el propietario. a.5. Costos de stock, supervisión, gastos generales e interés

intercalario Para estos rubros se han considerado los siguientes porcentajes: • Costo de stock: 3.0 % del costo de los materiales. Este costo

corresponde a los gastos de almacenamiento de los materiales previo a su montaje, lo cual incluye tanto el costo del depósito como de la seguridad, manipuleo y control de recepción y despacho.

• Costos de Ingeniería, supervisión y recepción: 8% del costo de

construcción (materiales, montaje y stock).

• Gastos generales de la empresa propietaria: 6% del costo de construcción más ingeniería y supervisión. Corresponde a los gastos de gestión en los que incurre la empresa distribuidora al ejecutar una obra, tales como: licitaciones, administración de contratos, gastos indirectos de gestión, permisos, autorizaciones y otros. Estos gastos no están incluidos en los gastos indirectos de explotación, tal como se explica en la sección 5.9.1.

• Intereses intercalarios: 2.8 % de la inversión total (construcción,

más stock, más ingeniería y supervisión, más gastos generales).

CENERGIA



Informe Final

99

DEL AMBIENTE

Se considera un periodo total de construcción de 5 meses y desembolsos según los cronogramas típicos de obras recientes.

b. Costos por kilómetro de red en MT

Para establecer el costo por kilómetro en redes de MT, se procedió a definir los elementos componentes de acuerdo con el calibre del conductor y el tipo de red, tal como se describe a continuación. (Los formatos con los costos de inversión se presentan en el Anexo 27 del Volumen VI). b.1. Estructuras de cambio de dirección

Para determinar la cantidad promedio de estructuras de cambio de dirección por kilómetro de red, se utilizó como referencia la configuración actual del sistema Huayucachi, según se muestra en el Cuadro Nº 6.9.

Cuadro Nº 6.9

Cantidad de estructura de cambio de dirección existentes en el SER Huayucachi

Descripción Cantidad

Cambios de dirección en la red 394

Longitud de la red (km) 232.6

Cambios de dirección por kilómetro de red 1.694

Se considera esta referencia como representativa para definir el número de estructuras de cambio de dirección por km, dado que refleja las condiciones de configuración de la red y topografía de la zona. El vano óptimo teórico calculado para este tipo de estructura considera las siguientes restricciones: • Flecha máxima permitida en función a la altura de poste y a

la distancia mínima del conductor al suelo. • Máximo vano determinado por la distancia vertical entre

conductores de un mismo circuito en los puntos de sujeción al poste. Este cálculo se realiza para evitar cortocircuitos por efecto de las oscilaciones verticales de los conductores dispuestos en arreglos verticales, como es el caso de estructuras de cambio de dirección.

CENERGIA



Informe Final

100

DEL AMBIENTE

Los cálculos y los resultados obtenidos se presentan en el Anexo 28, Volumen VI. Es necesario considerar que estos son promedios globales obtenidos a través de modelamientos teóricos para obtener valores medios en la red adaptada en MT. b.2. Estructuras de fin de línea Al igual que el caso de estructuras de cambio de dirección, el número de estructuras terminales es una característica propia de configuración de la red y la topografia de la zona (cantidad de subestaciones y ramales); por lo tanto, el numero promedio por km de la red optimizada será similar al actualmente existente, en tal sentido, para el cálculo del número de estructuras de este tipo por cada km se empleará, también como referencia, los datos de la red en MT de Huayucachi que se presentan en el Cuadro Nº 6.10.

Cuadro Nº 6.10

Cantidad de estructuras de fin de línea existentes SER Huayucachi

Descripción Cantidades

Estructuras de fin de línea trifásicas 32

Estructuras de fin de línea monofásicas 225

Longitud de red (km) 232.6

Estructuras de fin de línea trifásicas por km 0.138

Estructuras de fin de línea monofásicas por km 0.967

Las cantidades anteriores incluyen los soportes en los que se ubican la subestaciones. El vano promedio fue establecido en 88.1 m, utilizando para ello datos de la red actual de Huayucachi. Esta forma de cálculo es aplicada para las estructuras terminales debido a la variabilidad que puede tener un vano terminal que está afectado por la resistencia mecánica del poste, el tipo de conductor, la cantidad de retenidas empleadas y la ubicación de subestaciones terminales en la red. Por todo ello, se consideró que una aproximación adecuada es obtenida a partir de redes existentes.

CENERGIA



Informe Final

101

DEL AMBIENTE

b.3. Estructuras de alineamiento Para establecer la cantidad de armados de alineamiento por kilómetro de red adaptada, se efectuaron cálculos para determinar los vanos teóricos en alineamiento, para cada calibre de conductor, considerando las siguientes restricciones:

- Características mecánicas de los conductores. Para este efecto, se realizó el correspondiente cálculo mecánico de los conductores.

- Flecha máxima permitida en función a la altura de poste y a la distancia mínima del conductor al suelo.

- Distancia horizontal mínima a mitad de vano, entre conductores de un mismo circuito. Esta restricción a la longitud del vano está determinada por la distancia horizontal entre conductores en la cruceta.

- Tensión mecánica máxima que puede soportar el poste de madera, por efecto de la fuerza de los conductores y la fuerza del viento.

Los resultados de los cálculos efectuados se presentan en el Anexo 28, Volumen VI. Tal como se muestra en los cuadros estos cálculos fueron realizados para estructuras trifásicas, monofásicas de dos hilos y monofásicas con sistema MRT. En función a estos resultados se procedió a determinar la cantidad de estructuras de alineamiento por kilómetro, en cada caso. Para determinar el número de estructuras de alineamiento por kilómetro, fue necesario primero determinar el espacio del kilómetro no cubierto por las estructuras de fin de línea y de cambio de dirección, calculadas previamente; para tal efecto se multiplicó la cantidad de estructuras de cada tipo por su respectivo vano promedio; la suma de estas dos distancias fue sustraída del kilómetro de red. La distancia resultante, es la longitud de línea que debe ser soportada por estructuras de alineamiento, distanciadas de acuerdo con el vano teórico calculado previamente. b.4. Retenidas y puestas a tierra La cantidad de retenidas simples y de tipo contrapunta por kilómetro de línea fue determinada utilizando también como referencia la cantidad de retenidas actualmente instaladas en el sistema Huayucachi, según se muestra en Cuadro Nº 6.11

CENERGIA



Informe Final

102

DEL AMBIENTE

Cuadro Nº 6.11 Cantidad de retenidas existentes

SER Huayucachi

Retenidas por km de red Tipo Retenida Cantidad Retenidas Retenidas Longitud Retenidas por km

Retenidas en la red Simples Verticales

De red en km Simples Verticales

Redes trifásicas 272 8 1.169 0.034 Dobles 29 58 Horizontales 7 7 Simples 214 214 Verticales 1 1

Redes monofásicas 541 23 2.326 0.099

Dobles 53 106 Horizontales 20 20 Simples 435 435 Verticales 3 3 Total 762 813 31 232.593 3.495 0.133

* Aquí se incluyen redes con tensión fase-fase

Para establecer la cantidad de puestas a tierra, según lo indicado en el numeral 6.1.2.1, literal d) se consideró que todas la estructuras deben ser puestas a tierra; y de éstas el 30% será con conductor de cobre directamente enterrado (PAT2); y 70% con electrodos copperweld (PAT1). b.5. Costos para la red en BT

La determinación de los costos de inversión en BT se realizó utilizando los costos totales de construcción por cada armado que compone la red; estos costos son utilizados en el proceso de optimización al evaluar cada una de las alternativas de diseño durante el proceso de optimización El costo por kilómetro de red es determinado una vez que la optimización ha concluido y se ha calculado la cantidad de elementos por kilómetro, tal como se describe en la sección a.4 del numeral 6.1.4.3.

6.1.4 Optimización técnica económica del sistema de distribución.

6.1.4.1 Periodo de planificación y evaluación económica

El horizonte empleado para el dimensionamiento de las redes en BT y MT es el año diez (10); mientras que el periodo total de evaluación económica es de 30 años, de conformidad con lo establecido en los TR de la GART

CENERGIA



Informe Final

103

DEL AMBIENTE

6.1.4.2 Optimización de las redes de media tensión

a. Modelo de optimización

Para fines del presente estudio se ha adaptado un modelo computacional de las características que se describen a continuación.

La función objetivo a minimizar es el valor presente de los costos totales del sistema de MT que comprende: § Inversión inmovilizada en la construcción de la red. Inversión

inicial y reinversiones en ampliación o renovación, si fuese pertinente.

§ Costos de operación y mantenimiento. Se asume un valor anual promedio.

§ Costos de pérdidas: corresponde a la valorización de las pérdidas técnicas en la red (potencia y energía) a los costos medios de potencia y energía en el punto de compra por la distribuidora.

El periodo de evaluación, según lo indicado, es de 30 años, y el horizonte de planeamiento de 10 años. Para la evaluación económica a partir del año 11 se considera las pérdidas constantes.

La tasa de descuento es de 12% anual.

Los flujos anuales se consideran a precios constantes, por lo tanto, los costos de construcción, operación y mantenimiento y el precio de la potencia y energía corresponden a los precios vigentes, no se efectúan ajustes o variaciones de precios en todo el periodo de evaluación. a.1 Restricciones:

Las restricciones en el modelo son las siguientes:

• Calidad del producto: la caída de tensión en cualquier punto de la red no debe ser mayor a 7.5 %. Esta restricción se verifica para el año horizonte.

• La corriente (A) en las líneas no deben superar la

ampacitancia máxima de los conductores a las condiciones de mayor temperatura ambiental, sin viento. También la verificación se efectúa para el año horizonte.

CENERGIA



Informe Final

104

DEL AMBIENTE

a.2 Datos de entrada al modelo:

Los datos están constituidos por 3 grupos de datos:

i) Catálogo de características técnicas y costos de las líneas:

clasificados por número de fases, tipo y calibre del conductor.

Los parámetros asociados a cada registro son:

• Código de identificación • Sección nominal • Material del conductor • Parámetros eléctricos (r+jx) ohms/km • Corriente máxima (amp) • Costo de construcción por km • Rango óptimo de potencia inicial

ii) Modelo de la red: corresponde a los datos de configuración

de la red, cargas y características de las líneas.

Los parámetros asociados a cada registro son:

• Código de identificación del nodo • Código de la SED conectada al nodo (en caso que hubiera) • Longitud del tramo al nodo anterior • Carga activa y reactiva conectada al nodo • Tasa de crecimiento de la carga • Número de fases • Sección del conductor (según código del catálogo)

Nota: El modelo tiene la opción de selección automática del número de fases y sección del conductor, según el rango óptimo de potencia inicial. iii) Parámetros generales.

Comprenden la siguiente información:

§ Tensión nominal de línea: Voltios § Precios de electricidad:

• Potencia US$/kw-mes • Energía HP cts$/kWh • Energía HFP cts$/kWh

§ Factor de carga p.u. § % de la energía en HP %

CENERGIA



Informe Final

105

DEL AMBIENTE

§ Factor de perdidas p.u. § Factor de simultaneidad p.u. § caída de tensión máxima % de Vn § Tasa de descuento % anual § % costos de O&M § Año inicial de calculo § Número de años a procesar § Opciones de cálculo y reportes

a.3 Resultados:

Los resultados proporcionados por el modelo son:

i) Resultados detallados:

• Tabla de caídas de tensión en cada nodo de la red • Tabla de potencias, corrientes, % de carga y pérdidas por

cada tramo • Resumen de pérdidas anuales: potencia y energía • Caída de tensión máxima • Valor presente de la inversión inicial, pérdidas, O&M y

total.

ii) Resumen de carga, pérdidas y caída de tensión

Para cada año del proceso se obtiene la demanda total del circuito, las pérdidas totales de potencia y la caída de tensión máxima

iii) Metrado e inversión total:

Se reporta el metrado total por sistema y sección de conductor, y la inversión inicial total. b. Procedimiento general:

Mediante el empleo del modelo anterior, y haciendo uso de sus opciones, se procedió a optimizar las redes de MT, para lo cual se usaron los parámetros indicados en el Cuadro Nº 6.12

CENERGIA



Informe Final

106

DEL AMBIENTE

Cuadro Nº 6.12 Parámetros para la optimización de la red de MT

DATOS GENERALES

Tension trifásica Voltios 13 200

Tension monofasica Voltios 7 600

Precios de electricidad

Potencia US$/kw-mes 6.803

Energía HP Cts$/kWh 4.337

Energía FP Cts$/kWh 2.743

Factor de carga p.u. 0.353

% de la energía en HP % 70.8

Factor de pérdidas p.u. 0.18171

Caída de tensión máxima % 7.5

Tasa de descuento % anual 12%

% costos de O&M 4.7

El procedimiento de optimización consistió en lo siguiente:

i) Se consideró como primera alternativa mantener la topología de la red actual. Para esta topología se determinaron, para cada tramo, el número de fases y las secciones óptimas, considerando las tensiones de 13.2 kV y 22.9 kV.

ii) Se efectuó una serie de correcciones a la topología de la red,

para mejorar el recorrido de las líneas, reducir la longitud de algunos tramos y evitar, en lo posible, las configuraciones en U. La ubicación de la SE Huayucachi se mantuvo según la situación actual. La determinación del número de fases y la sección óptima de los conductores se efectuó mediante el modelo de optimización, con las restricciones indicadas en la sección 5.1 para los sistemas trifásico, monofásico y MRT.

Se calculó el Valor Presente para cada nivel de tensión, incluyendo el costo de las SED. Los resultados se muestran en los Cuadros Nº 6.13 y 6.14.

CENERGIA



Informe Final

107

DEL AMBIENTE

Cuadro Nº 6.13 Valor Presente (US$). Alternativa 22.9 kV

A4301 A4302 TOTAL VP Perdidas 18,354 39,455 57,809 VNR Instalaciones 633,496 455,379 1,088,875 Costos de O&M 237,796 170,936 408,733 VP TOTAL 889,647 665,770 1,555,416 SED 859,770 Mantenimiento SED 40,065 VP TOTAL 2,455,252

Cuadro Nº 6.14

Valor Presente (US$). Alternativa 13.2 kV

A4301 A4302 TOTAL VP Perdidas 53,082 80,968 134,050 VNR Instalaciones 616,186 455,309 1,051,987 Costos de O&M 231,299 170,910 394,886 VP TOTAL 900,566 707,187 1,580,923 SED 822,050 Mantenimiento SED 38,308

VP TOTAL 2,441,280

La diferencia entre ambas se aprecia en el siguiente cuadro:

Cuadro Nº 6.15

Diferencias de Valor Presente (US$) entre alternativas a 22.9 y 13.2 kV

22.9 KV 13.2 KV % Diferencia

VP Perdidas 57,809 134,050 231.9% (76,241)

VNR Instalaciones 1,088,875 1,051,987 96.6% 36,888

Costos de O&M 408,733 394,886 96.6% 13,847

VP TOTAL 1,555,416 1,580,923 101.6% (25,506)

SED 859,770 822,050 95.6% 37,720

Mantenimiento SED 40,065 38,308 95.6% 1,758

VP TOTAL 2,455,252 2,441,280 99.4% 13,971

En consecuencia, para la valorización del sistema adaptado se considera la tensión de 13.2 kV.

Los metrados, por número de fases y sección de conductor son los que muestran en el cuadro 6.16

CENERGIA



Informe Final

108

DEL AMBIENTE

Cuadro Nº 6.16

METRADOS POR NÚMERO DE FASES Y SECCIÓN DE CONDUCTOR – RED DE MT

(m) Calibre mm2 TRIFASICO MONOFASICO MRT TOTAL

16 57 423 55 241 69 131 25 20 961 0 0 35 2 638 0 0 50 8 384 0 0 70 3 648 0 0 95 2 191 0 0

TOTAL 95 245 55 241 69 130 219 617 43.4% 25.2% 31.5%

El cálculo del VNR, considerando los precios por km de línea determinados de acuerdo con los costos de inversión correspondientes resultan igual a US$ 1051.99 miles, según se detalla en el cuadro Nº 6.17.

Cuadro Nº 6.17

VALOR DEL VNR MT (Miles de US$)

Calibre mm2 TRIFASICO MONOFASICO MRT TOTAL

16 305.75 267.01 239.93 25 117.06 - - 35 15.78 - - 50 54.14 - - 70 29.04 - - 95 23.28 - -

TOTALES 545.05 267.01 239.93 1 051.99

CONSIDERACIONES SOBRE LA UBICACIÓN DE LA S.E HUAYUCACHI

A fin de evaluar la ubicación óptima del punto de alimentación al sistema Huayucachi (SE Huayucachi), se determinó el centro de carga geográfico del sistema, resultando una ubicación próxima a la SED 9D-045 (localidad de Cocharcas) , según se aprecia en el gráfico del Anexo 29, Volumen VI.

Esta ubicación queda aproximadamente a 4.8 km de la actual SE Huayucachi (en línea recta), por lo que habría que construir una

CENERGIA



Informe Final

109

DEL AMBIENTE

línea en 60 kV de dicha longitud más 2 celdas: una de salida y otra de llegada.

Adicionalmente, para conectar al alimentador A-4301, aproximadamente en la SED 2D-032, se requiere de una línea en MT de 3.9 km (en línea recta).

La evaluación de las modificaciones a la red de MT, por cambio en la ubicación de la SED Huayucachi indica que no se obtendría una reducción de la longitud total de redes, por el contrario, se debería incrementar en 3.9 km.

Por lo tanto, la nueva ubicación del punto de suministro no reduciría el VNR de la red de MT, y, por el contrario, se incrementaría el costo del sistema al agregar a la red de subtransmisión el VNR del tramo Huayucachi-SE Nueva a 60 kV.

En consecuencia, se concluye que la ubicación actual del punto de suministro es adecuado para los fines de cálculo del VAD del sistema Huayucachi.

6.1.4.3 Optimización del sistema de distribución de BT

a. Modelo de optimización

De manera similar al caso de redes en MT, para el presente estudio se ha adaptado un modelo de optimización ad-hoc, que toma en cuenta las características particulares del sistema en estudio.

a.1 Datos de entrada:

Los datos de entrada están divididos en 3 grupos:

i) Catálogo de líneas. Se dan las características de sección y tipo de los conductores, número de fases de las líneas, parámetros r+jx (ohms/km) y costo por km.

ii) Configuración de la red: se modela la topología de la red, según

la realidad física del área de servicio. Además, se indica la carga inicial derivada de cada nodo (en función del número de clientes y la carga unitaria por cliente), el factor de potencia, el número de fases y si es circuito principal o secundario.

iii) Datos generales. Incluye la siguiente información:

CENERGIA



Informe Final

110

DEL AMBIENTE

Tensión trifásica Voltios Tensión bifásica Voltios Tensión monofásica Voltios Tasa de crecimiento % anual Precios de electricidad Potencia US$/kw-mes Energía HP cts$/kWh Energía HFP cts$/kWh Factor de carga p.u. % de la energía en HP % Factor de pérdidas p.u. Factor de simultáneidad p.u. caída de tensión máxima % de Vn Tasa de descuento % anual Número de circuitos que salen de la SED % costos de O&M

a.2. Resultados

El modelo calcula el valor presente de la red para todas las secciones de conductores especificadas en el catálogo, de menor a mayor sección. Automáticamente combina las secciones de los ramales principales con secciones menores o iguales de los ramales secundarios. Se ha decidido definir sólo 2 tipos de ramal: principal y secundario, con el criterio de estandarizar los conductores, es decir, que el modelo no de cómo resultado una gama amplia de secciones, situación que no es práctica en las instalaciones reales.

Para cada combinación de conductores efectúa el cálculo de las caídas de tensión y pérdidas para el periodo de evaluación y verifica las restricciones de caída de tensión y corrientes máximas para el año horizonte.

Como resultado de los cálculos anteriores, se obtiene el Valor Presente de los costos de inversión, pérdidas y O&M, de cada combinación de conductores y a partir del mismo se puede inferir la solución óptima.

El modelo efectúa también pruebas complementarias introduciendo restricciones prácticas a la solución obtenida o variando la topología de la red o el número de fases.

Para verificar el radio económico de subestaciones, se modifica el alcance de las redes, según la configuración real de las calles y manzanas del módulo en estudio.

CENERGIA



Informe Final

111

DEL AMBIENTE

El costo del transformador y del sistema de alumbrado se adiciona al VP de la red, previo a la comparación final de alternativas. a.3. Procedimiento general

Para el proceso de cálculo del VNR de las redes de BT, se ha efectuado una clasificación previa tomando como base las SED existentes. Cada SED ha sido clasificada dentro de una de las 5 categorías definidas según el consumo por cliente, y la densidad de carga geográfica (determinada por la relación longitud de redes/cliente), según lo indicado en el numeral 6.1.1.1.

Para cada categoría se ha elegido una muestra representativa, basada en la red real servida por las SED existentes. Las subestaciones seleccionadas se muestran en el Cuadro Nº 6.18.

Cuadro Nº 6.18 Datos actuales de SED representativas seleccionadas para el

modelamiento

Para cada una de éstas SED se elaboró el diseño económico según el siguiente procedimiento: • Se definieron distintas configuraciones de la red, abarcando

diferentes áreas de servicio. • Para cada configuración se ubicaron los postes típicos de

alineamiento, ángulo o anclaje, según la conformación urbana o de vías. Los criterios fueron minimizar el número de postes bajo la restricción de vano máximo mecánico. En caso de que

SED LOCALIDADM D (kW)

SP AÑO 2000CLIENTESAÑO 2000

CONSUMO(kW/LOTE)

Tc*LONG. REDES

(km)EXISTENTES

LONG. REDES POR USUARIO

m/usuarioCATEGORIA

1A-85 AUQUIMARCA 22.3 84 0.265 0.00% 1.063 12.7 I1D-77 AZAPAMPA 29.5 85 0.347 3.90% 0.981 11.5 I1D-67 AZAPAMPA 16.2 66 0.245 3.90% 1.325 20.1 I

1D-53 HUARI 28.6 68 0.421 3.98% 1.761 25.9 II9D-33 SAPALLANGA 5 46 0.109 0.61% 0.896 19.5 II9D-52 SAPALLANGA 5 43 0.116 0.61% 0.96 22.3 II

1D-98 LA PUNTA 3.5 33 0.106 0.34% 1.182 35.8 III9D-13 MIRAFLORES 2.6 32 0.081 2.52% 0.796 24.9 III3A-90 CHUPURO 3.5 29 0.121 2.48% 1.197 41.3 III

2D-47 PAMPA CRUZ 2.3 27 0.085 0.29% 2.308 85.5 IV1D-49 HUARI 4.5 30 0.150 3.98% 1.359 45.3 IV9D-88 MARCAVALLE 3.7 24 0.154 3.88% 1.534 63.9 IV

9D-75 PACHACHACA 0.8 13 0.062 1.08% 0.941 72.4 V

2D-78 CHUQUITAMBO 2.1 33 0.064 3.94% 1.59 48.2 V

2D-130 SAN ANTONIO 1.3 25 0.052 0.49% 1.039 41.6 V*Tasa de crecimiento anual

CENERGIA



Informe Final

112

DEL AMBIENTE

se considere vías con alumbrado público, se consideró la ubicación de los puntos de alumbrado.

• La carga promedio por usuario se calculó a partir de la demanda máxima y el número de usuarios registrados para la SED el año 2000,

• Haciendo uso del modelo de optimización, se determinó la sección óptima de los conductores de SP, para cada configuración.

• Se calcularon los costos de inversión totales por SED, considerando la red de SP, AP y SE transformadoras.

• La suma de los costos de inversión, más el VP de las pérdidas (calculadas con el modelo de optimización) y el VP de los costos de O&M, tomadas como un porcentaje de la inversión inicial, determina el VP total para cada configuración.

• En cada caso se verificó que la caída de tensión máxima para el año horizonte de planificación, no supere el 7.5%.

• La comparación de los VP de cada configuración, determinó el radio óptimo y la red adaptada para cada SED de la muestra.

Entre las alternativas evaluadas se consideró el reemplazo de líneas en BT por líneas en MT, el uso de transformadores MT/BT para alimentar directamente a clientes en zonas de baja densidad poblacional. La comparación económica incluyó el costo de la mayor longitud de las acometidas. La comparación económica por el método de VP determinó la mejor opción en cada caso.

En las áreas donde existe líneas en MT se utilizó los postes de MT para el soporte de los cables de BT. Por lo tanto en el cálculo de costos se consideró solamente el costo de los conductores.

Luego de efectuados los cálculos de modelamiento para las SED seleccionadas, se obtuvo los costos de inversión para la red de BT asociada a cada una de ellas, así como su correspondiente máxima demanda de SP para el año 2000, considerando el radio óptimo; con estos valores se determinó el costo de inversión por kW para cada categoría (dividiendo el costo de inversión total entre la máxima demanda indicada). Con el indicador de $/kW y la demanda total del grupo de SED se calculó el VNR de cada categoría. Por adición de las 5 categorías se determinó el VNR total de la red de SP en BT.

El detalle de cálculos efectuados se presentan en el Anexo 30, Volumen VI.

Una vez conocido el VNR de Baja Tensión del sistema, se procedió a determinar la longitud de red optimizada en BT de acuerdo con el siguiente procedimiento:

CENERGIA



Informe Final

113

DEL AMBIENTE

- Se calculó la longitud (km) de la red de BT por kW atendido por cada subestación actual; de manera similar se calculó la longitud de red por kW para la red optimizada (radio óptimo).

- El índice de longitud de red por kW se utilizó para determinar cual sería la longitud de la red existente si se atiende la misma demanda que atiende la red optimizada, con lo cual se efectuó la comparación de las longitudes de red en ambos casos.

- Conocidas las longitudes de red equivalentes, se calculó la diferencia entre ambas y se determinó el porcentaje promedio de optimización para cada una de las cinco categorías consideradas al realizar el modelamiento.

- Para expandir este resultado a la red completa, se aplicó el porcentaje calculado a las longitudes totales de red existente en cada una de las cinco categorías y se determinó la longitud de red optimizada.

- La longitud de red óptimizada para todo el sistema Huayucachi se calculó, finalmente, como la suma de las longitudes optimizadas de cada categoría.

Conocida la longitud total de la red optimizada se procedió a calcular la longitud por cada calibre de conductor sobre la base de los resultados del modelamiento. Para tal efecto se calculó el porcentaje de participación promedio de cada calibre por categoría y el resultado se expandió a la red completa utilizando las longitudes parciales de cada categoría.

Los cálculos efectuados se presentan en el anexo 30, Volumen VI.

Sobre la base de las longitudes por calibres de conductor se determinó la composición promedio de cada kilómetro de acuerdo con el formato SICODI.

Para determinar la cantidad de elementos por km de red se utilizó los resultados del modelamiento promediados por cada categoría y ponderados para toda la red. a.4. Resultados

En el Cuadro Nº 6.19, se aprecian los resultados obtenidos para cada una de las SED de la muestra, y los totales por categoría.

CENERGIA



Informe Final

114

DEL AMBIENTE

Cuadro Nº 6.19 Resultados del modelamiento

Costo de inversión en servicio particular de BT por categorías

En el Cuadro Nº 6.20, se resume los resultados del VNR de BT obtenidos expandiendo los valores de la tabla anterior a toda la red en función a la máxima demanda total en cada categoría en el año 2000.

Cuadro Nº 6.20

Costo de inversión en redes de servicio particular de BT

La longitud total de la red optimizado se calcula, finalmente como la suma de las longitudes optimizadas en cada categoría y es igual a 394.2 km con la siguiente descomposición por calibres:

CATEGORIA CANTIDAD MAXIMA. DEMANDA COSTO VNR SED/CATEGORIA kW/ POR CATEGORIA (*) (US$/KW) (m US$)

I 41 910.92 246.037 224.12II 85 772.87 504.539 389.94III 117 500.14 1385.403 692.90IV 103 255.84 1400.718 358.36V 28 67.75 3097.195 209.83

TOTAL VNR SP 1875.15

(*) Máxima demanda de Servicio Particular para el año 2000 obtenida de acuerdo con cantidad de SED por categoria

I 1A-85 8248.70 31.8001D-77 5780.84 26.7191D-67 3201.43 11.515

SUB TOTAL 17230.97 70.034 246.037II 1D-53 10487.16 27.786

9D-33 3561.58 4.1429D-52 4401.24 4.640

SUB TOTAL 18449.98 36.57 504.539III 1D-98 4368.34 2.544

9D-13 1892.40 1.7823A-90 4091.0 3.146

SUB TOTAL 10351.73 7.47 1385.403IV 2D-47 6943.63 2.125

1D-49 4938.98 4.6509D-88 4725.71 5.082

SUB TOTAL 16608.32 11.857 1400.718V 9D-75 1358.91 0.558

2D-78 5806.09 1.922D-130 3730.93 1.04

SUB TOTAL 10895.93 3.52 3097.195

* Costo de inversión en red SP para la SED obtenida del modelamiento

** Máxima demanda de la SED con radio óptimo (considera acometidas de la alternativa selecionada)

*** Costo promedio ponderado para las SED dentro de cada categoria

MAXIMADEMANDA (**)

(kW) CATEGORIA

SED DE LAMUESTRA

COSTO DE INVERSION POR

SEDMODELO US$(*)

COSTO PROM. (***) US $/kW

CENERGIA



Informe Final

115

DEL AMBIENTE

Conductor 2x 16mm2 : 325.22 km Conductor 2x25 mm2 : 68.98 km Total : 394.20 km 6.1.4.4 Optimización del tamaño de transformadores de

distribución

La optimización de las potencias de las subestaciones fue realizada a través del redimensionamiento de cada uno de SED actualmente existentes.

Para este efecto se determinaron las máximas demandas de servicio particular por subestación proyectadas al año 10, cada una con su correspondiente tasa de crecimiento. A la demanda proyectada se le añadió los porcentajes correspondientes a pérdidas estándar proyectadas en BT y la potencia promedio de Alumbrado Público. La potencia en kVA se calculó a partir de los kW proyectados y un factor de potencia de 0.9. Los valores así obtenidos fueron utilizados para dimensionar el transformador en cada SED. Para el cálculo de la potencia por SED se consideró una sobrecarga de corta duración de 25%.

El resumen con los resultados obtenidos se muestra en el Cuadro Nº 6.21.

Cuadro Nº 6.21 Optimización del tamaño de transformadores

POTENCIANOMINAL

(kVA) CANTIDAD kVA ACUM. CANTIDAD kVA ACUM.

1.5 42 633 44 1325 29 145 104 52010 17 170 51 51015 30 45025 30 750

37.5 15 562.550 17 850

PARCIAL 132 510 247 3642.5

TOTAL KVA ACUMULADO 4152.5TOTAL SED 379

TRANSFORMADORES MONOFASICOSNIVEL DE TENSION 7.6 kV (MRT) NIVEL DE TENSION 13.2 kV

CENERGIA



Informe Final

116

DEL AMBIENTE

El VNR de las subestaciones calculado luego de la optimización, es igual a 822.047 miles de US $, tal como se puede apreciar en la relación completa de subestaciones la cual se presenta en el Anexo 31, Volumen VI.

6.1.4.5 Optimización del sistema de Alumbrado Público

Para el modelo optimizado se han utilizado los siguientes criterios: i. Las vías de la empresa modelo a iluminar tienen dos sistemas

de iluminación, que coexisten, uno el de servicio público de alumbrado (AP), a cargo de la empresa distribuidora, y otro, denominado servicio complementario de alumbrado (AC), a cargo de usuarios que decidieron agruparse y contratar con la distribuidora una iluminación para sus vías públicas, y por cuyo servicio pagan directamente a la empresa. Este segundo sistema está previsto en la reglamentación, sin embargo ésta no previó que podía llegar a ser tan importante en las zonas rurales, 37,2% de la potencia real consumida en AP. La optimización del modelo de AP ha trabajado sobre estos dos sistemas, separadamente, integrando las conclusiones.

ii. En ambos sistemas se utilizan lámparas de sodio de alta

presión de última tecnología, las mismas que proveen 15% más de flujo luminoso, que las de la generación anterior, en todas sus variantes (150, 70, y 50 W), por razones de eficiencia no se consideran lámparas de vapor de mercurio, incandescentes o mixtas.

iii. Las lámparas de 150W se justifican para las vías de tipo III que

coexisten con otras vías menos exigentes, que son catalogadas por sus respectivas municipalidades como pertenecientes al casco urbano de la ciudad. Estas vías tienen vanos de 57 metros y sólo representan el 4% del total de la longitud de vías a iluminar.

iv. Los circuitos que conforman la red de AP son en 220 V, y

utilizan el sistema autoportante de distribución secundaria (SP), adicionando un conductor suplementario a este sistema, adaptándose a los vanos de esta.

v. Los circuitos de AP se controlan por foto célula directamente

instalada a la intemperie, con sus elementos de protección instalados en los tableros de distribución previstos.

vi. Se ha tomado en cuenta la diferenciación que existe entre

localidades típicamente rurales a que se refiere la Norma DGE 016 T2/ 1996, y aquellas que no se ajustan a dicha clasificación por ser una combinación de sus respectivas características, rurales y urbanas desarrolladas, que coexisten. A éstas hemos

CENERGIA



Informe Final

117

DEL AMBIENTE

calificado como urbano – rurales, no ciñéndonos a lo establecido en la Norma citada ya que en ella se utiliza ésta caracterización para las localidades típicamente rurales. Para las localidades que forman parte del casco urbano de la ciudad de Huancayo, pero que forman parte del sector de distribución 4, han sido clasificadas como urbano menores.

vii. La clasificación de las localidades materia del presente estudio

del VAD se presenta en el cuadro N° 6.22.

Allí se aprecia la clasificación de las vías a iluminar para cada localidad, en correspondencia con la norma DGE 016 T2 /1996. Aparecen también las longitudes de las redes de alumbrado público para cada tipo de localidad. La distribución de éstas se muestra en el figura N° 6.1. El alumbrado complementario pertenece al tipo V de iluminación, exclusivamente, con una longitud de 41,60 Km.

Figura Nº 6.l

LONGITUD DE VIAS POR TIPO DE ILUMINACION

TIPOS: II, III, IV, TIPICO RURAL

Típico Rural 30%

IV8%

III4%

V58%

III IV V Típico Rural

CENERGIA



Informe Final

118

DEL AMBIENTE

CUADRO Nº 6.222

Longitud de vías por tipo de iluminación

2 III, IV, V, Típico Rural: Las longitudes en kilómetros de vías del tipo III,IV,V y Típico Rurales según la clasificación de la Norma DGE 016-T2/1996

LOCALIDAD DISTRITO III IV V TIPICO RURALTINYARI CHONGOS BAJO 1CHONGOS BAJO CHONGOS BAJO 8.086HUANCAN HUANCAN 1.445 1.559 3.264HUANCAN "A" HUANCAN 1HUAMANMARCA HUAMANMARCA 0.78 2.79HUAYUCACHI HUAYUCACHI 0.525 5.212COLPA MIRAFLORES HUAYUCACHI 1HUACRAPUQUIO HUACRAPUQUIO 2.779LA BREÑA VIQUES 1VIQUES VIQUES 4.54CHUPURO CHUPURO 2.412PUZO CHILCA 0.59 0.556 1.776AUQUIMARCA CHILCA 1 3 0.476AURAY CHILCA 0.8 0.33 0.2PUMPUNYA CHUPURO 1BARRIO CHONTA CHUPURO 1CARHUAPACCHA CHUPURO 1AZAPAMPA RURAL CHILCA 1COCHARCAS SAPALLANGA 1SAPALLANGA SAPALLANGA 2.071 7.23PUCARA PUCARA 0.472 4.871HUALLASPANCA SAPALLANGA 1HUARI HUANCAN 1.132 0.65 1.2LA PUNTA SAPALLANGA 1.5 6.891AZAPAMPA CHILCA 2.349 3.882 4.966MILUCHACA SAPALLANGA 1MARCAVALLE PUCARA 1PACHACHACA PUCARA 1HATUN SUCLLA PUCARA 1COYLLORPAMPA PAZOS 1MULLACA PAZOS 1ÑAHUIN PAZOS 1TONGOS PAZOS 1ANTA HUARIBAMBA 1CHAQUIPUQUIO PAZOS 1SANTA ROSA PAZOS 1TAPO PAZOS 1JATUMPAMPA PAZOS 1CHUAMBA PAZOS 1CULLHUAS CULLHUAS 1PAMPA CRUZ PAZOS 1ACOSTAMBO ACOSTAMBO 4.33ÑAHUINPUQUIO ÑAHUINPUQUIO 1PUYHUAN ÑAHUINPUQUIO 1PAZOS PAZOS 0.327 2.959CHUQUITAMBO PAZOS 1HUARIBAMBA HUARIBAMBA 2.633CHACAPAMPA PAZOS 1IMPERIAL ÑAHUINPUQUIO 1PIHUAS PAZOS 1CHUCOS PAZOS 1AZA CRUZ PAZOS 1DOS DE MAYO PAZOS 1CHURAMPI PAZOS 1SANTA CRUZ DE ILA PAZOS 1COLLPATAMBO PAZOS 1Alumbrado Complementario Diversos 41.6

7.316 15.652 108.215 55.86

TOTAL Kms de vías a iluminar 187.043

CENERGIA



Informe Final

119

DEL AMBIENTE

viii. En el sistema de alumbrado público hay un 4% del total de vías a iluminar que han sido clasificadas del tipo III, mientras que las vías del tipo V y aquellas que corresponden a Típicas Rurales, suman el 88% del total a iluminar. Debemos señalar que las Típicas Rurales son aquellas a las que la Norma otorga la iluminación de su plaza o centro ( A1 + A2 ) más cuatro vías convergentes, hasta en dos calles (B). Las del tipo V son aquellas que corresponden a la gran mayoría de vías del sector Urbano – Rural, caracterizadas más bien por un corte estrecho (7.20 m) En todas estas vías proponemos que rijan los estándares de la Norma para iluminancia (Em), pero no los de uniformidad de iluminancia ( UI).

ix. La selección de lámparas se ha hecho teniendo en cuenta la

nueva tecnología existente que permite el ahorro de energía (Ver cuadro N° 6.23) vía tecnológica adecuada para que realmente sean encendidas todas las lámparas del sector 4, tal como lo prevé el diseño y propuesta que se presenta.

Cuadro N° 6.23

Rendimiento lumínico de las lámparas previstas en el diseño de

Alumbrado Público

LAMPARAS POTENCIA Empresa real (1) Empresa adaptada (2)

Vapor de Mercurio 80 3 800 No prevista

Vapor de Mercurio 125 6 300 No prevista

Luz Mixta 80 1440 No prevista

Vapor de Sodio 50 No existe 4 400

Vapor de Sodio 70 5 750 6 600

Vapor de Sodio 150 14 350 16 500 (1) Flujo luminoso en lúmenes, hasta hace 7 años (2) Flujo luminoso en lúmenes con una moderna tecnología, las de mercurio y mixtas no han

evolucionado

x. Para el proyecto integral se han necesitado un total de 12 025 200 lúmenes para garantizar la iluminación del Alumbrado Público en el Sector de Distribución 4. Esto es, 18,60% más de lo que en la actualidad cuenta la empresa real, con una máxima demanda a contratar para la iluminación del sector de 173,87 KW, que significa una potencia 0,02% inferior a la estimada para el mes de máxima demanda del año 2000.

xi. En el Alumbrado Complementario que demandaba un flujo

luminoso totalizado de 2 508 000 lúmenes utilizando lámparas de vapor de mercurio de 80W, con una potencia totalizada de 64,365 KW, éstas han sido reemplazadas por lámparas de vapor de sodio de 50 W, obteniendo el mismo flujo luminoso

CENERGIA



Informe Final

120

DEL AMBIENTE

con el 53% de la potencia contratada para AP por dichos usuarios.

xii. En el presente diseño se han tomado las vías con un factor de

reflexión =< 0,1, caracterización que utiliza la norma para calzadas obscuras.

xiii. Los cálculos se han efectuado considerando condiciones

normales de operación: Factor de mantenimiento o conservación de 0.8.

xiv. El metrado de vías ha sido confrontado con el estipulado en el

VNR xv. Se ha empleado el Software CALCULUX como herramienta de

evaluación de los modelos de AP del sector 4 de distribución, cuyos resultados se presentan en el Anexo 32, Volumen VI.

El monto de las inversiones en Alumbrado Público obtenido a partir del modelo optimizado, que comprende el sistema de AP y el relativo a incorporar el Alumbrado Complementario a la red de Alumbrado Público asciende a US$ 320 668, cuyo detalle se presenta en el cuadro Nº 6.24.

CUADRO Nº 6.24

ILUMINACIÓN Vanos Sección Longitud UNITARIO Total VNR APm mm2 Km $ /Km $ $

III 57 1 x 16 7 585 4281IV 57 1 x 16 16 585 9158V 100 1 x 16 108 585 63320Típico Rural (A1+A2+B) 70 100 80 1 x 16 56 585 32685

Total 187.04 109444

INVERSIONES

SODIO 150 128 113 14500SODIO 70 1356 91 123098SODIO 50 (TR) 760 91 68993

Total 2244 206590

EQUIPOS DE CONTROL 164 28 4633

TOTAL VNR AP 320668

INVERSION TOTAL EN ALUMBRADO PUBLICO (ORIGINAL)

METRADO DE CONDUCTORES

NÚMERO DE PUNTOS DE LUZ

CENERGIA



Informe Final

121

DEL AMBIENTE

6.1.4.6 Estándares de calidad del servicio

La aplicación de la Norma de Calidad de Servicio Eléctrico ha sido suspendida para los sectores 3 y 4, en consecuencia no hay estándares aplicables para la calidad de servicio en el sector que nos ocupa. En todo caso la calidad de servicio que la empresa modelo adaptada debe asegurar es la misma que tuvo en su desempeño la empresa real en el curso de los dos últimos años.

a. Calidad del Producto:

Cuadro Nº 6.25

DISTRIBUCIÓN DE TENSIONES

< - 7.5% Dentro la tolerancia > + 7.5%

Cola 1 0.56% 94.93% 4.51%

Cola 2 13.28% 84.75% 1.98%

La empresa real que se caracteriza por beneficiarse de la conexión al SINAC, ha mantenido la calidad del producto dentro el rango sugerido por la NTCSE, para este sector de distribución: Las colas más extremas, se encuentran en el rango ±7.5% hasta en un 85%.

Esta situación es representativa del sector típico 4, en el ámbito nacional, en el caso del sector rural se beneficia de una interconexión con el Sistema Interconectado Nacional (SINAC)

b. Calidad de suministro

En ausencia de valores estándar de frecuencia de interrupción (N’), y máxima duración permitida (D’) por un semestre, la empresa modelo debe ser diseñada para cumplir con el mismo nivel de calidad de suministro que la empresa real, tanto en MT como en BT.

Los índices de calidad de suministro en MT que se obtienen son mostrados en el Cuadro Nº 6.26

Cuadro Nº 6.26

Indicadores de calidad de suministro en MT

Descripción 1 Tiempo de Interrupción por usuario (TIU) en el sistema - en horas - año 16.51 2 Número de Interrupciones por cada 100 Km. (FIL) - líneas primarias 12.73 3 Porcentaje de disponibilidad (PDI) 99.60% 4 Número de Interrupciones por circuito, y por año (FIC) 15 5 Número de Interrupciones por cada 1000 usuarios (FIU) 1.98 6 Tiempo de Interrupción promedio por evento (TIPDI) - en minutos 84.23 7 Frecuencia equivalente de interrupción por consumidor, (FEC) Huayucachi 24.77

CENERGIA



Informe Final

122

DEL AMBIENTE

En consecuencia, sin ser materia de control, la calidad de suministro de la empresa modelo debería fluctuar alrededor de estos indicadores.

Las interrupciones en MT impactan la continuidad del servicio en la BT de manera importante. Sin embargo, el desempeño de las redes de MT de la empresa real es bastante exitoso.

El porcentaje de disponibilidad es alto: 99,60%, mientras el tiempo promedio de interrupción por usuario sólo alcanza 16,51 horas – año. El tiempo promedio de interrupción por evento fue de 1,24 horas por evento. La frecuencia equivalente de interrupción por consumidor (FEC) es de 24,77 interrupciones por consumidor, por año.

En el cuadro N° 6.27 e muestran algunos estándares de calidad de suministro de países de América Latina, en el que la caracterización de localidades rurales tienen en cuenta la densidad de habitantes por kilómetro cuadrado:

Cuadro N° 6.27

Estándares de comparación para la Media Tensión

Valores mínimos

Densidad por Km2 TIU - Horas FEC Menos de 200 consumidores rurales ≤ 60 ≤ 40 Entre 200 y 1 000 consumidores ≤ 45 ≤ 30 Entre 1 000 a 5 000 consumidores ≤ 35 ≤ 30 Entre 5 000 a 15 000 consumidores ≤ 15 ≤ 20 Referencia: Espinoza y Lara, México 1990

Como se puede apreciar los estándares de calidad de suministro que se han sugerido para la empresa modelo del Sector 4 son muy superiores a aquellos que en la actualidad se implementan en sectores rurales de otros países de América Latina.

Este desempeño fue alcanzado gracias a la existencia de equipos de interrupción y reenganche automático, los que posibilitaron que el tiempo de reposición del servicio luego de una interrupción en algún punto alejado del centro de operaciones no se prolongará más de 4 horas continuas.

Desde el punto de vista del diseño, la empresa adaptada deberá contar con los mismos equipos que le permitieron alcanzar el desempeño obtenido a la empresa real.

Esta conclusión es concordante con la necesidad de dotar a la empresa rural de los equipos necesarios para evitar que éstas incurran en las penalidades previstas por el Artículo 168 y 131 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas cuando las interrupciones tienen una duración de más de cuatro horas continuas.

CENERGIA



Informe Final

123

DEL AMBIENTE

Optimización de la Protección y Seccionamiento

Para el sistema de protección y seccionamiento, se ha evaluado dos alternativas. La primera consistió en proteger el sistema a través de dispositivos de interrupción tipo cut out trifásicos, monofásicos y unipolares, con sus respectivos pararrayos, extensivamente en toda la red, la otra, una protección mixta, combinando dispositivos de interrupción del tipo recloser con dispositivos tipo cut out, habiéndose elegido la segunda opción como alternativa óptima por menor costo, los detalles de esta de la evaluación se muestra en el Anexo 35, Volumen VII. El resumen de las inversiones en equipos de seccionamiento y de protección obtenido a partir del sistema modelo optimizado, se muestra en el Cuadro N° 6.28

Cuadro N° 6.28 VNR de seccionamiento y protección

(Miles Dólares)

cantidad Materiales nacionales

Materiales importados

Mano de obra

Total

53 19.5 60.90 7.22 87.69

6.1.4.7 Inversión No Eléctrica

Las inversiones no eléctricas que incluyen vehículos, equipos de comunicaciones, equipos de computo, equipos de oficina y seguridad, calculados a costos reales y que deberían ser considerados para la operación y mantenimiento y para las actividades comerciales de la Empresa modelo se indican en el Cuadro Nº 6.29

Cuadro Nº 6.29

Inversiones No Eléctricas SEM:Huayucachi

EMPRESA MODELO

CONCEPTO Valor US$ Dólares

Estructura %

VEHICULOS Y TRANSPORTES 88,100.00 76.45%

EQUIPOS DE COMUNICACIONES(RADIOS) 3,368.00 2.92%

EQUIPOS DE COMUNICACIONES (TELEFONOS.FAX) 503.36 0.44%

EQUIPOS Y MUEBLES DE OFICINA 2,987.87 2.58%

HERRAMIENTAS Y EQUIPOS DE SEGURIDAD 16,294.38 14.14%

EQUIPOS DE COMPUTO 4,000.00 3.47%

TOTAL 115,241.00 100.00%

CENERGIA



Informe Final

124

DEL AMBIENTE

De la muestra de órdenes de trabajo revisadas se realizó un agrupamiento en función a las actividades, comercial (23%), inspección (8%), MT (42%) y AP (12%) y reagrupando estas actividades en MT y BT se consideró conveniente asignar un 60% del total de instalaciones a BT y un 40% a MT, con excepción de los equipos de comunicaciones y oficinas en los cuales la asignación fue de 50% para MT y 50% para BT.

6.1.4.8 Valor Nuevo de Reemplazo

En el Cuadro Nº 6.30, se presenta el VNR del sistema de distribución de la Empresa modelo, considerando todos los componentes en forma optimizada y cumpliendo con todos los requerimientos de calidad de servicio y mínimo costo anual. El VNR asciende a 4.27 millones de US$, de los cuales 27.8% corresponden a MT, 64.7% a BT y 7.5% a AP.

CUADRO Nº 6.30

Determinación del VNR

El metrado del VNR, así como las inversiones por componentes de conductor de aluminio, productos importados y nacionales, así como la mano obra, por tipo de sistema eléctrico de distribución de MT y BT y la anualidad del VNR total, se presentan en los Cuadros Nº 6.31 y Nº 6.32.

Und. Cantidad Sub total Total

(m US $) (mUS $) MEDIA TENSIÓN

Red Aérea km 219.62 1,051.99Equipos de maniobra y protección Seccionamiento y protección trifásica Juego 19 19.36 Seccionamiento y protección bifásica Juego 17 11.70 Seccionamiento unipolar Juego 15 5.38 Reclosers Juego 2 51.26Inversiones no Eléctricas 46.84

1,186.53 BAJA TENSIÓN

Red Aérea km 394.20 1,875.15Subestaciones Juego 379 822.05Inversiones no Eléctricas 68.40

2,765.60 ALUMBRADO PÚBLICO

Sodio 150 W Juego 128 14.50Sodio 70 W Juego 1,356 123.10Sodio 50 W Juego 760 68.99Red Aérea de AP km 187.04 109.45Equipos de Control Juego 164 4.63

320.67

TOTAL SISTEMA ELECTRICO 4,272.79

COMPONENTES DEL SISTEMA

CENERGIA



Informe Final

125

DEL AMBIENTE

Los productos importados comprenden los aisladores, los cables autosoportados, 50 % de los postes, los equipos para calidad de servicio y protección, luminarias, lámparas y equipos de control de alumbrado.

Cuadro Nº 6.31

Estructura de costos del VNR en MT

Cuadro Nº 6.32

Estructura de costos del VNR en BT

6.1.5 Cálculo de pérdidas estándar del sistema de distribución

6.1.5.1 Pérdidas técnicas en redes de MT y BT

Las pérdidas en MT y BT, se han determinado utilizando los modelos de optimización, que calculan las caídas de tensión y las

(miles de US $)MEDIA TENSIÓN METRADO INVERSIÓN CONDUCTOR DE PRODUCTOS PRODUCTOS MANO DE

Km TOTAL ALUMINIO IMPORTADOS NACIONALES OBRARED AEREA 219.62 1,051.99 103.47 136.77 586.20 225.55PROTECCIÓN 87.70 0.00 60.98 19.50 7.22INE 46.84 0.00 0.00 46.84 0.00

TOTAL 1,186.53 103.47 197.75 652.54 232.77

VNR (m US $) 1186.53 103.47 197.75 652.54 232.77AVNR (m US $) 147.30 12.84 24.55 81.01 28.90

(miles de Nuevos Soles)MEDIA TENSIÓN METRADO INVERSIÓN CONDUCTOR DE PRODUCTOS PRODUCTOS MANO DE

Km TOTAL ALUMINIO IMPORTADOS NACIONALES OBRARED AEREA 219.62 3,681.95 362.13 478.70 2,051.71 789.42PROTECCIÓN 306.93 0.00 213.42 68.24 25.27INE 163.96 0.00 0.00 163.96 0.00

TOTAL 4,152.84 362.13 692.12 2,283.91 814.69

VNR (m S/.) 4152.84 362.13 692.12 2283.91 814.69AVNR (m S7.) 515.55 44.96 85.92 283.53 101.14

(miles de US $)BAJA TENSIÓN METRADO INVERSIÓN CONDUCTOR DE PRODUCTOS PRODUCTOS MANO DE

Km TOTAL ALUMINIO IMPORTADOS NACIONALES OBRARED AEREA 394.20 1,875.15 413.08 389.21 706.12 366.73SUBESTACIONES 822.05 0.00 141.11 585.66 95.27ALUMBRADO 320.67 82.29 98.03 99.73 40.62INE 68.40 0.00 0.00 68.40 0.00

TOTAL 3,086.26 495.37 628.36 1459.91 502.62

VNR (m US $) 3086.26 495.37 628.36 1459.91 502.62AVNR (m US $) 383.14 61.50 78.01 181.24 62.40

(miles de Nuevos Soles)BAJA TENSIÓN METRADO INVERSIÓN CONDUCTOR DE PRODUCTOS PRODUCTOS MANO DE

Km TOTAL ALUMINIO IMPORTADOS NACIONALES OBRARED AEREA 394.20 6,563.03 1,445.79 1,362.25 2,471.43 1,283.56SUBESTACIONES 2,877.18 0.00 493.90 2,049.81 333.46ALUMBRADO 1,122.33 288.01 343.09 349.07 142.16INE 239.39 0.00 0.00 239.39 0.00

TOTAL 10,801.92 1,733.80 2,199.25 5,109.70 1,759.18

VNR (m S/.) 10801.92 1733.80 2199.25 5109.70 1759.18AVNR (m S/.) 1,340.99 215.24 273.02 634.34 218.39

CENERGIA



Informe Final

126

DEL AMBIENTE

pérdidas de potencia. La red de BT incluye las redes de alumbrado.

La demanda considerada corresponde al año 2000.

Para la red de MT, el modelo calcula las pérdidas para toda la red.

Para la red de BT, el cálculo se efectuó para cada una de las SED de la muestra. Los valores expresados como un porcentaje de la demanda total, se expandieron, primero al grupo de SED de la categoría correspondiente, y luego para el total del SEM Huayucachi, mediante el promedio ponderado en función de la máxima demanda de cada categoría.

Para determinar las pérdidas de energía, se utilizó la siguiente ecuación: Pérdida energía = Pérdida potencia x 8760 x factor de pérdidas

Finalmente se expresaron las pérdidas de BT como un porcentaje de la máxima demanda vendida en BT y las de MT como un porcentaje de la potencia entregada a la red de baja tensión; de manera similar para la energía.

6.1.5.2 Pérdidas en subestaciones de distribución MT/BT

Para cada tamaño y tipo de transformador, a partir de los datos de catálogo de los fabricantes y datos de transformadores reales, se han establecido los valores de pérdidas en el hierro y el cobre a carga nominal.

A partir de estas cifras, considerando la carga promedio por cada tamaño de transformador, correspondiente al año 2000, se han calculado las pérdidas de potencia en el hierro y en el cobre.

Las pérdidas de energía se calculan como la suma de las pérdidas en el hierro y en el cobre, según las siguientes ecuaciones: • Pérdidas en el hierro:

Pérdida energía = Pérdida potencia x 8760 horas

• Pérdidas en el cobre:

Pérdida energía = Pérdida potencia x 8760 x factor de pérdidas

CENERGIA



Informe Final

127

DEL AMBIENTE

Con los valores correspondientes a cada tipo y tamaño, se calculó las pérdidas totales en el SEM Huayucachi, mediante el producto del número de unidades por las pérdidas unitarias.

6.1.5.3 Pérdidas en las acometidas y medidores

Para el cálculo de las pérdidas en acometidas se considera las siguientes características promedio: Conductor : Concéntrico de cobre, 3 x 4 mm2 Longitud promedio : 16 a 32 m En el procedimiento de cálculo se consideró lo siguiente: • Para cada SED de la muestra se calcularon las pérdidas de

potencia (I2R) considerando la demanda media por cliente.

• Las pérdidas de energía se calcularon con la siguiente ecuación:

Pérdida energía = Pérdida potencia x 8760 x factor de pérdidas

• Se totalizaron las pérdidas de potencia y energía para toda la

SE de la muestra.

• Se expandieron los valores de potencia y energía para el total del SEM Huayucachi, según el mismo procedimiento que las pérdidas en la red de BT.

• Finalmente se expresaron como un porcentaje de la demanda

total.

Las pérdidas en los medidores se estimaron a partir de evaluaciones en laboratorio efectuadas por ELC, según el cual las pérdida medidas son:

Consumo propio en vacío : 1 vatio (Bobina Voltimétrica) Consumo al 5% de la carga nominal : 1.4 vatios

Para determinar las pérdidas de potencia y energía en medidores sólo se consideraron las pérdidas en la bobina voltimétrica (en vacio)

CENERGIA



Informe Final

128

DEL AMBIENTE

El resumen de las pérdidas estándares de potencia y energía en media tensión y en baja tensión (transformadores, redes de SP y AP, acometidas y en medidores de energía) se muestra en el Cuadro Nº 6.33

Cuadro Nº 6.33

Pérdidas estándar en BT y MT para la demanda del año 2000

CONCEPTO POTENCIA ENERGIA

KW % (*) MWh % (*) PERDIDAS EN MEDIDORES 15.31 0.70% 134.13 1.95% Fijos 15.31 134.13 Variables - - PERDIDAS EN ACOMETIDAS 2.06 0.09% 3.37 0.05% PERD. EN REDES DE BT 62.88 2.87% 103.85 1.51% Serv.publico 62.42 101.86 Alumbrado 0.46 2.00 PERDIDAS EN TRANFORMADORES 71.30 3.26% 282.35 4.10% Fierro 23.29 204.00 Cobre 48.01 78.35 TOTAL PERDIDAS TECNICAS BT 151.55 6.92% 523.71 7.61% PERDIDAS NO TECNICAS 70.07 3.20% 158.30 2.30% TOTAL PERDIDAS EN BT 221.62 10.12% 682.01 9.91% PERDIDAS EN MT 53.13 2.20% 91.74 1.16% Nota: (*) porcentajes de perdidas en BT referidas a total ventas en BT

porcentaje de pérdidas en MT referidas a total entregado a BT + ventas en MT

6.1.7 Optimización de los costos de explotación técnica

Para los efectos de optimización, con la definición de los procesos, actividades, mano de obra y recursos, y considerando también la intervención de terceros en la realización de las actividades de operación y mantenimiento, se ha definido los parámetros siguientes:

6.1.7.1 Parámetros para la optimización – recursos

a. Recursos de mano de obra Se considera la mano de obra de personal propio, para el caso de actividades que debe realizar este personal, los cuales se han obtenido del análisis realizado para la estructura organizacional del presente estudio, costos que se han consolidado en el cuadro de asignación de personal de la empresa modelo, del cual se obtiene mediante análisis de identificación y categorización a similitud del régimen de construcción civil, tal como se explica en la numeral 4.3.5.

CENERGIA



Informe Final

129

DEL AMBIENTE

Para este tipo de personal se considera los costos que se muestran en el cuadro Nº 6.34.

Cuadro Nº 6.34

Costo de personal del sector 4

Para el caso de actividades que debe realizar el personal de terceros, se considera los costos que se muestra en el cuadro Nº 6.35.

Cuadro Nº 6.35

Costo de personal de terceros

b. Recursos de equipos y transporte

En la optimización se ha considerado los mismos valores de los costos de transporte analizados en el diseño de redes y costos de inversión, los cuales se han resumido en el cuadro Nº 6.36.

Cuadro Nº 6.36

Resumen de costos de hora máquina

Máquina US$/hm

Costo de camioneta 5,92

Costo de camión 4 tn 11,94

Camión de 10 tn 16,43

Grúa de 2,5 tn 20,06

Grúa De 9,5 Tn 24,05

Categoría US$ / hh

Capataz 2,68

Operario 2,37

Oficial 1,56

Peón 1,43

Categoría US$ / hh

Capataz 2,58

Operario 1,73 Oficial 1,56

Peón 1,21

CENERGIA



Informe Final

130

DEL AMBIENTE

Cabe indicar que en la elaboración de los costos de operación y mantenimiento se considera 1 camioneta y en algunos casos 1 grúa, representando este equipo a cualquiera de los otros, debido a que en la práctica no es posible determinar exactamente el equipo que se utiliza en este tipo de actividades.

Sobre los equipos que normalmente se utilizan en mantenimiento, en el Anexo 33, cuadro 3.1.7.b, Volumen VII, se muestra la relación de equipos. Como en la realidad no se utilizan simultáneamente la totalidad de estos equipos, se está considerando un porcentaje del costo de la mano de obra + vehículo, bajo el rubro de herramientas, dentro de los costos unitarios. Para el caso de actividades con personal propio se considera 10% y para los terceros 25%, en este último se estima un 15% correspondiente a gastos generales y 10% a utilidades del contratista.

c. Recursos de materiales

En el estudio se consideró solo los materiales más relevantes que se utilizan en lo que es mantenimiento, en el cuadro Nº 3.1.7.C, Anexo 33, Volumen VII, se muestra la relación de dichos materiales.

6.1.7.2 Parámetros para la optimización, rendimientos,

frecuencia e intervalos.

En Cuadro Nº 3.1.7d, del Anexo 33, Volumen VII, se presentan los rendimientos en unidades / día y frecuencias en meses que se realizan las actividades de mantenimiento en el Sector 4. Cabe indicar que no se ha considerado el período de vida útil en los elementos a mantener, pues de considerarlo significaría realizar una renovación total similar a lo que es el VNR, salvo en el caso de las lámparas de alumbrado público, debido a que estos equipos son los mas susceptibles de fallas. En las lámparas se ha considerado las previstas en la empresa modelo, es decir de vapor de sodio alta presión con una vida útil de 16 000 horas, y un factor de reducción de 0.8 que contempla los vandalismos, cambios bruscos de temperatura, vibraciones por vientos o choques de vehículos etc. Con éstas premisas, el intervalo en meses de cambio de lámparas es: 16000 hs = 1333 días = 44 meses x 0.9 = 40 meses, representando el 100% por lo tanto en cada año se cambiará el 30% del total de lámparas. En el caso de las actividades de supervisión a terceros en AP, MT, BT y SED, debe ser realizado por el personal propio de la empresa, con la finalidad de supervisar, verificar y controlar la calidad de los trabajos de mantenimiento contratados a terceros tanto en los aspectos técnicos, contractuales y de seguridad. Los parámetros de

CENERGIA



Informe Final

131

DEL AMBIENTE

rendimiento e intervalos, se han calculado proporcionalmente en base a la totalidad de unidades de mantenimiento anual como el cien por ciento en los 365 días del año considerando que esta actividad sea realizada también por el personal de emergencia o similar que trabaja los días feriados. 6.1.7.3 Resultados finales

Finalmente, los costos de operación y mantenimiento anual en MT, BT y AP para el Sector 4, se presentan en el Cuadro Nº 6.37.

Cuadro N º 6.37

Costo de Operación y Mantenimiento

En los Cuadros Nº 6.38 y N º 6.39, se presentan los costos de las actividades según se realice por tipo de personal propio o terceros, e indicando la procedencia de los suministros.

Cuadro Nº 6.38

Costos de operación y mantenimiento realizado por personal propio de

la empresa del Sector 4

Emergencia Total Herramientas Materiales Total generaly equipos Importado Nacional US$ Soles

Media Tension 18,820 4,731 23,552 11,979 433 253 36,217 126,758 Baja tension 11,964 4,232 16,196 8,260 - 10 24,467 85,633 Subestaciones 1,500 12,384 13,884 1,056 398 - 15,338 53,684 Alumbrado Publico 4,112 9,502 13,614 2,080 - - 15,694 54,928

Totales 36,396 30,850 67,245.7 23,375 831 263 91,715 321,003

SistemaMano de

Obra

Emergencia Total N.SolesUS$ US$ S/.

Media Tensión 39,616 4,731 44,348 155,217 Baja tensión 51,744 16,616 68,361 239,263

Redes 27,508 4,232 31,740 111,090 Subestaciones 24,237 12,384 36,621 128,172

Alumbrado Público 22,521 9,502 32,023 112,082 Total 113,882 30,850 144,732 506,561

COyMUS$

Actividades

CENERGIA



Informe Final

132

DEL AMBIENTE

Cuadro Nº 6.39

Costos de operación y mantenimiento realizado por personal de terceros en el Sector 4

6.1.7.4 Índices o ratios

En el Cuadro Nº 6.40, se presentan los ratios de los costos de operación y mantenimiento con relación a distancia, potencia y equipos.

Cuadro Nº 6.40

Indices de costos de operación y mantenimiento

6.1.7.5 Resumen Si los resultados presentados anteriormente se reagrupan por los conceptos de suministro, gastos de personal, servicio de terceros y se agregan los tributos y provisiones, se concluye que los costos estándares directos de explotación de la Empresa modelo ascienden a 569.5 miles de Nuevos soles. (Cuadro Nº 6.41)

Herramientas Materiales Total generaly Equipos Importado Nacional US$ Soles

Media Tension 1,626 2,731 2,534 1,241 8,131 28,459 Baja tension 874 1,602 - 4,797 7,274 25,458 Subestaciones 1,896 2,469 5,955 10,963 21,282 74,488 Alumbrado Publico 1,540 8,701 4,608 1,481 16,330 57,153

Totales 5,935 15,503 13,097 18,481 53,017 185,558

SistemaMano de

Obra

Componentes del Sistema

de distribución

COy MUS$

Personal de

Emerg.

Costo Total US$ /

componente

Costo Total

US$ /sist.Cant. Elemen.

Unidadde

ratio

Ratiosdel

compon.

RatiosTotales

220 km US$ / km 202 6581721 postes US$ / postes 26 844799 Aislad. US$ / Aislador 9 30417 Retenid. US$ / Retenid. 106 3471728 PaT US$ / PaT 26 84

546 km US$ / km 58 26510576 postes US$ / postes 3 141820 Retenid. US$ / Retenid. 17 801971 PaT US$ / PaT 16 73

379 Sed US$ / Sed 97 3824153 kVA US$ / kVA 9 35379 Transf. US$ / Transf. 97 382

394 km BT US$ / km BT 81 3672244 lumin. US$ / lumin. 14 64164 Eq.Cont US$ / EqCont. 195 883

9,502

144,732

32,023

44,348

31,740

36,621

27,508

4,731

4,232

12,384 24,237

22,521

Redes de media tensión aérea

Redes de baja tensión aérea

Subestaciónes de distribución

aérea

Alumbrado Público

39,616

CENERGIA



Informe Final

133

DEL AMBIENTE

Cuadro N º 6.41 Resumen del Costo Anual Directo de

Operación y Mantenimiento (Miles de Nuevo Soles)

6.1.8 Optimización de los costos de explotación comercial y pérdidas

comerciales.

6.1.8.1 Costos de explotación comercial

Conforme lo indicado en el Numeral 5.7 del presente informe se procedió a determinar los costos unitarios de cada una de las actividades componentes del costo fijo de atención al cliente. En el Cuadro 6.1.8.1 (páginas 1/4 a 4/4) Anexo 34, Volumen VII, se muestra los resultados de la determinación del costo fijo directo promedio de atención al cliente ó a nivel empresa modelo (hoja ¼) y discriminado por las opciones tarifarias BT5 para 15 295 clientes (hoja 2/4), MT2 - BT2 para 5 clientes y MT3, MT4, BT3 y BT4 para 17 clientes (hoja 3/4). La estructura del Costo Fijo de Atención al Cliente para estos últimos 22 clientes es la misma, diferenciándose solamente en el costo de lectura; por lo que se procede a calcular el CFAC con esa única variante (hoja 4/4).

Un resumen de los costos de explotación comercial en lo concerniente al Costo Directo, por opciones tarifarias se presenta en el Cuadro Nº 6.42.

Cuadro Nº 6.42

COSTO FIJO MENSUAL DE ATENCION AL CLIENTE EMPRESA MODELO HUAYUCACHI

DICIEMBRE 2000 (en Nuevos Soles)

Opción Tarifaria

Descripción

Unidad BT5 MT y BT 3-4

MT y BT 2

TOTAL

Costo Mensual S/. 23,266 82 29 23,377

Nº Clientes Unidad 15,295 17 5 15,317

Componente SuministrosGastos de personal

Servicio de Terceros

Tributos y provisión

Cargos diversos

Total

Media Tensión 15.61 82.43 57.18 10.18 0.98 166.38

Baja Tensión 77.43 105.28 56.55 43.03 0.33 282.62

Alumbrado Público 21.31 47.65 43.12 8.42 0.00 120.50

Total 114.35 235.36 156.85 61.63 1.31 569.50

CENERGIA



Informe Final

134

DEL AMBIENTE

El costo fijo directo de atención al cliente desagregado en los conceptos de suministros, gastos de personal y servicio de terceros da un total para la empresa modelo de 280.52 miles de Nuevos soles, tal como se muestra en el cuadro Nº 6.43.

Cuadro Nº 6.43

Costos anuales de Comercialización (Miles de Nuevos soles)

Costo Fijo

Sector 4 Sede Central Total Otros

Suministros 8.63 68.66 77.29 10.36

Gastos de personal 8.63 53.62 62.24 49.47

Servicios de terceros 140.99 - 140.99 49.19

Tributos y provisiones - - - 12.38

Cargos diversos - - - 4.37

Total 158.24 122.28 280.52 125.77

En el cuadro anterior se aprecia los otros costos que ascienden a 125.77 miles de nuevos soles que corresponden a los costos de gestión comercial relacionados con: reducción de pérdidas comerciales, atención al cliente (atención personal y telefónica, y subsanación de reclamos), informes a OSINERG, previsión de cobranzas dudosas y otros 6.1.8.2 Pérdidas comerciales

Las pérdidas comerciales ó pérdidas no técnicas se obtienen por diferencia entre la energía total ingresada menos las pérdidas técnicas. Las causas que originan las pérdidas no técnicas se deben a errores de lectura, conexiones clandestinas, fraudes en los medidores u otros. ELC, cuenta con estadística de frecuencia de las causas más no la cantidad de energía correspondiente, razón por la cual se proponen niveles de pérdidas estándar comerciales que reflejen metas deseables de acuerdo a empresas eficientes. Las pérdidas estándar comerciales propuestas para el nivel de BT son de 2.30% para la energía y de 3.20% para la potencia respecto

CENERGIA



Informe Final

135

DEL AMBIENTE

a las ventas en BT; en MT son “cero” tanto para la energía como para la potencia.

6.1.9 Optimización de los costos indirectos

6.1.9.1 Cálculo de costos

a. Servicios de Asesoría Estratégica y Gerencia Centralizada Se ha considerado pertinente analizar en forma independiente este rubro teniendo en cuenta que el importe de estos servicios prestados por este concepto durante el año 2000 asciende a S/. 6,702,000 (49.65% del total de gastos por gerencia y administración)

• Apreciación Integral

Durante la administración de JORBSA se han logrado mejoras en los aspectos de mayor relevancia, tanto en el área técnica como en los resultados económicos y en la calidad del servicio.

Los cambios efectuados y la reingeniería implementada han dado lugar a que ELC realice de manera eficiente las actividades de distribución y comercialización, incrementando sus ventas y productividad.

Habiendo arribado a este nivel de capacidad gerencial, se podría considerar esta asesoría estratégica para la empresa modelo, sin embargo dado que para el presente estudio la Empresa Modelo no necesariamente tiene que ser administrada conjuntamente con otras en forma centralizada, no se ha considera necesario que dichos costos fijos sean traslados a la Empresa Modelo.

• Planteamiento en la optimización de la estructura orgánica

En el numeral 5.8.2 “Optimización de la estructura orgánica”, se ha concluido que es procedente considerar, durante cuatro años, una partida presupuestal para Asesoría Técnica, como un medio de complementar y consolidar los logros obtenidos a diciembre del 2000. El importe considerado para el primer año se ha calculado en S/. 850,000, debiéndose reducir gradualmente en los tres años siguientes.

• Complementación de acciones

Para que la empresa se pueda desempeñar en forma independiente se va a requerir repotenciar los cargos correspondientes a las gerencias adjuntas y a determinados jefes de departamento, parte de cuyas funciones fueron asumidas por el Holding.

b. Personal propio

Para la asignación de recursos de este rubro, se tiene previsto asumir como base de información a aquellos costos determinados en

CENERGIA



Informe Final

136

DEL AMBIENTE

la etapa “Revisión Inicial de Costos de Explotación”

Esto implica que adicionalmente a los ajustes iniciales, tanto en la creación de plazas como en las contrataciones de cierto personal temporal, se van a agregar los ajustes propios de la empresa modelo así como aquellos requeridos para repotenciar las gerencias y algunos departamentos. Asimismo, se han efectuado los correspondientes ajustes en las remuneraciones del resto del personal de acuerdo a la nueva escala de remuneraciones, la misma que implicó la integración del personal contratado al CAP, en calidad de estable o a plazo fijo. Los ajustes en las plazas de la empresa se muestran en el Cuadro Nº 6.44.

Cuadro Nº 6.44

Cantidad Personal Area Gerencia 2 Abogado Asesoría Legal General 1 Asistente de RR PP Ger. Gral. General 1 Resp. de estudios y obras Estudios y Obras General 1 Supervisor de estudios Estudios y Obras General 1 Supervisor de obras electromecánicas Estudios y Obras General 1 Supervisor de obras de distribución Estudios y Obras General 1 Responsable de Planeamiento Oficina de Planeamiento General 1 Planificador Oficina de Planeamiento General 1 Resp. Evaluación de gestión Oficina de Planeamiento General 2 Contador Auditoría Interna Adm. y Fzas. 1 Jefe de RR II Relaciones Industriales Adm. y Fzas. 1 Jefe de Logística Logística Adm. y Fzas

2 Asistente Oficina en Lima Logística Adm. y Fzas

1 Jefe de Informática Informática Adm. y Fzas

Los cambios de ubicación de determinado personal de un área a otra, teniendo en cuenta sus funciones se presentan en el Cuadro Nº 6.45.

Cuadro Nº 6.45

En las plazas de jefatura y administración de la Empresa Modelo, no se han efectuado ajustes adicionales a los ya concretado en la etapa de ajustes iniciales. Sin embargo se ha propuesto la creación de la UN Valle del Mantaro que tendrá a su cargo la coordinación (intermediación) de los asuntos de los SEM Jauja, Concepción, Chupaca y Huayucachi. Esta

Cant Personal Ubicación anterior Destino

2 Relaciones Públicas Gerencia de Administración y Finanzas.

Gerencia General

3 Auditoria Interna Gerencia General Gerencia de Administración y Finanzas

14 Of. Control de Calidad Gerencia General Gerencia de Operaciones

1 Técnico de Control de operación comercial

Gerencia de Comercialización

Control de Pérdidas

CENERGIA



Informe Final

137

DEL AMBIENTE

UN contará con un (1) coordinador y un (1) técnico asistente, cuyos costos se prorratearan entre las cuatro SEM. c. Contratos con terceros (Empresas) En lo que concierne a este rubro, la optimización tendrá como base los ajustes iniciales efectuados en la etapa “Revisión Inicial de Costos de Explotación” especificados en el numeral 4.3.

• Empresa Total

Los ajustes relacionados con el rubro específico de asesoría estratégica y gerencia centralizada ya fueron establecidos en párrafos anteriores.

Entre otros ajustes relevantes efectuados en el rubro de servicios de terceros se encuentran:

i. Reducción sustantiva del importe presupuestado para asesoría y consultoría en las cuentas de administración y finanzas.

ii. Optimización de gastos por servicios externos de asesoría legal.

iii. Cancelación de gastos por “service” (Personal administrativo y técnico) por haber sido considerados como contrato estable en el CAP (gastos de personal)

d. Otros gastos En el análisis de la estructura de costos indirectos se pudo apreciar que los rubros de suministros y cargas diversas tienen poca participación porcentual en el costo de explotación. Para la optimización de los costos de estos rubros se procedió a efectuar una exhaustiva revisión con el objeto de reducir o eliminar aquellos que se hayan producido en forma eventual o transitoria, así como aquellos que se puedan prescindir sin afectar la eficiencia y operatividad de las unidades correspondientes. Estos costos han implicado modificaciones, las mismas que se han incluido en los cuadros D

6.1.9.2 Efectos de la optimización de los costos indirectos § Empresa

Las modificaciones señaladas anteriormente dieron lugar a una reducción global de los costos de personal (propios mas terceros) lo cual se puede apreciar en el Cuadro Nº 6.46.

CENERGIA



Informe Final

138

DEL AMBIENTE

Cuadro Nº 6.46 Empresa Total

(Miles de Nuevos Soles)

Formato B Formato D

Gastos de Personal 2,464.63 5,753.13

Servicios Terceros 8,885.52 2,012.71

TOTAL 11,350.15 7,765.84

§ Empresa Modelo Huayucachi

En la Empresa Modelo, el ajuste de mayor relevancia se produce debido a la optimización en los servicios de asesoría estratégica y gerencia centralizada, cuya parte proporcional le es asignada. En este caso el ajuste se presenta en el cuadro No 6.47

Cuadro Nº 6.47


Concepto Formato B Formato D

Gastos de Personal 4.81 53.80

Servicios Terceros 228.63 4.93

TOTALES 233.44 58.73

6.1.9.3 Resultados de asignación de costos indirectos al Sector Típico 4

En los Cuadros Nº 6.48, Nº 6.49 y Nº 6.50, se presentan los resultados del proceso de asignación y distribución de los costos indirectos, en todas sus fases, hasta llegar a la asignación al SE Huayucachi.

La metodología utilizada en este proceso está en concordancia con lo estipulado en el Capítulo 5.9 “Asignación de los Costos Indirectos”, numerales 5.9.1, 5.9.2, y 5.9.3. a) Costos indirectos corporativos

Primera asignación Del total de 12 610 miles de nuevos soles de costos indirectos corporativos, se asignan 12 176 miles de nuevos soles como costos de explotación

CENERGIA



Informe Final

139

DEL AMBIENTE

Segunda asignación Del total de 12 176 miles de nuevos soles, corresponden 10 481 miles de nuevos soles a las actividades de distribución y comercialización distribuidos en 7 848 y 2 632 miles de nuevos soles respectivamente.

Cuadro Nº 4.48

Asignación al S.E. Huayucachi

A los 10 481 miles de nuevos soles de costos indirectos corporativos, se le excluyen los gastos correspondientes a Sistemas Multirregionales y los correspondientes a Otros Gastos No Operativos (Tributos, Provisiones y cargas Diversas), quedando un remanente de 6 019 miles de nuevos soles como importe sujeto a distribuir entre las actividades del Sector Típico 4 (empresa modelo), previa aplicación de los criterios de asignación correspondientes a cada rubro. La resultante, luego de este último paso, es de un monto de 269 miles de nuevos soles, es decir 4.47% del monto anterior. b) Costos indirectos del SER Huayucachi Los 65.65 miles de nuevos soles de costos indirectos del SER Huayucachi, provienen de los costos del Jefe del SER y de su asistente administrativo. Cabe observar que al no formar parte de los costos indirectos, los costos de supervisión directa, se incorporan en forma independiente a la actividad que le corresponde. A la actividad de Comercialización le corresponden 56,038 Nuevos Soles y a la de Distribución 74.55 miles de soles; estos gastos provienen de la suma y asignación de:

GASTOS INDIRECTOS 3.45% 96.55% 6.88% 7.04% 64.46% 21.62%

ALTA DIRECCION Y ADMINISTRACION0.97% * Directorio 123 4 118 8 8 76 2618.78% * Gerencia General 2368 82 2286 157 161 1474 4946.17% *Area de Operaciones 779 27 752 52 53 485 16316.38% *Sistemas Multiregionales 2065 71 1994 137 140 1285 4313.19% *Area de Comercialización 403 14 389 27 27 251 8418.06% *Area de Finanzas 2278 78 2199 151 155 1418 47510.25% *Area de Administración 1293 45 1248 86 88 804 2700.00% *Otros

OTROS CARGOS NO OPERATIVOS15.57% * Total Tributos (no inc.de Gtos. indirectos) 1964 68 1896 130 133 1222 4106.48% *Total Provisiones (no inc.de Gtos. indirectos) 817 28 789 54 56 508 1714.14% *Total Cargas Div.Gestión (no inc.de G.Ind.) 522 18 504 35 36 325 109

100.00% TOTAL 12611 434 12176 838 857 7849 2632

Participación en total

del gasto Concepto

Total Empresa

Asignación Inversion

Asignación costos

Explotacion

Asignación costos

Generación

Asignación costos

Transmisión

Asignación costos

Distribución

Asignación costos Comercialización

C O S T O S C O R P O R A T I V O S(miles de S/.)

CENERGIA



Informe Final

140

DEL AMBIENTE

- Los gastos de la UN del Valle del Mantaro, que

proporcionalmente le son asignados al SE Huayucachi, - Los gastos correspondientes a los responsables de

operaciones y comercialización de dicho SER c) Total costos indirectos y de supervisión asignados al SER

Huayucachi En los Cuadros Nº 6.49 y Nº 6.50, se presentan la distribución de costos indirectos del sector típico. Asimismo se aprecia la integración de los costos, incluyendo a los de supervisión directa.

Cuadro 6.49

Integración de Costos (Miles de US$)

% Importe

COSTOS INDIRECTOS CORPORATIVOS (1)

ALTA DIRECCION Y ADMINISTRACIONDirectorio 35 29 2.37% 1Gerencia General 677 562 2.37% 13*Area de Operaciones 222 185 6.48% 12*Sistemas Multiregionales 590 0*Area de Comercialización 115 96 5.40% 5*Area de Finanzas 651 541 5.40% 29*Area de Administración 369 307 5.40% 17*Otros 0

OTROS CARGOS NO OPERATIVOS* Total Tributos 561 0*Total Provisiones (excepto Depreciacion) 233 0*Total Cargas Diversas de Gestión 149 0

3,603 1,720 4.47% 77

COSTOS INDIRECTOS del SEM (2)

*Jefatura 14*Unidad de Apoyo 4 19

TOTAL COSTOS INDIRECTOS 96

Importe Porcentaje % Importe* Comercialización 116 36.23% 39 156 Costo Fijo de at. al cliente 80 69.04% 80 Otros Gestión 36 30.96% 39 75* Supervisión Comercialización 16 5.00% 16

* Distribución (sin Compra Energía) 163 50.79% 55 218Media tensión 48 29.22% 16 64Baja tensión 81 49.63% 27 108Alumbrado público 34 21.16% 12 46* Supervisión Distribución 21 6.65% 210* Conexión y medidores 3 1.08% 1 5

* Corte y reconexion 1 0.25% 0 1Total 320 100.00% 96 416

No incluidos* Generación 0* Transmision 0* Compra de energia 444* Depreciacion 339

Sub total Directos no incluidos 783

Total Directos 1,103

Costos Directos + Indirectos 1,199

ASIGNACIÓN PARA S.E.M. HUAYUCACHI (miles de US$)

COSTOS DIRECTOS del SEM TOTAL

Asignación Distribución - Comercialización

TOTAL

Asignación según criterio asumido

Costos directos Costos indirectos

INCLUYE PRORRATEO

DE (1) y(2)

ConceptoTotal

Empresa

CENERGIA



Informe Final

141

DEL AMBIENTE

Cuadro 6.50

Integración de Costos (Miles de Nuevos Soles)

Nota: (1) Costos indirectos corporativos y (2) costos indirectos del SEM 6.1.9.4 Efecto de los costos indirectos en los costos de

explotación del sector Típico 4

a Costos de operación y mantenimiento

En los Cuadros Nº 6.51A y Nº 6.51B, se presentan desagregados los costos de distribución en MT, BT y AP, especificando separadamente los Costos Directos de los Indirectos. Se puede apreciar que los costos indirectos alcanzan el 35% de los costos estándar.

% Importe

COSTOS INDIRECTOS CORPORATIVOS (1)

ALTA DIRECCION Y ADMINISTRACION

Directorio 123 102 2.37% 2

Gerencia General 2,368 1,968 2.37% 47

*Area de Operaciones 779 647 6.48% 42

*Sistemas Multiregionales 2,065 0

*Area de Comercialización 403 335 5.40% 18

*Area de Finanzas 2,278 1,893 5.40% 102

*Area de Administración 1,293 1,074 5.40% 58

*Otros 0

OTROS CARGOS NO OPERATIVOS

* Total Tributos 1,964 0

*Total Provisiones (excepto Depreciacion) 817 0

*Total Cargas Diversas de Gestión 522 0

12,611 6,019 4.47% 269

COSTOS INDIRECTOS del SEM (2)

*Jefatura 50

*Unidad de Apoyo 15 66

TOTAL COSTOS INDIRECTOS 335

Importe Porcentaje % Importe* Comercialización 406 36.23% 138 544

Costo Fijo de at. al cliente 281 69.04% 281

Otros Gestión 126 30.96% 138 264

* Supervisión Comercialización 56 5.00% 56

* Distribución (sin Compra Energía) 570 50.79% 192 762

Media tensión 166 29.22% 56 223

Baja tensión 283 49.63% 95 378

Alumbrado público 121 21.16% 41 161

* Supervisión Distribución 75 6.65% 750

* Conexión y medidores 12 1.08% 4 16

* Corte y reconexion 3 0.25% 1 4

Total 1,121 100.00% 335 1,456

No incluidos

* Generación 0

* Transmision 0

* Compra de energia 1,554

* Depreciacion 1,186

Sub total Directos no incluidos 2,740

Total Directos 3,862

Costos Directos + Indirectos 4,197

INCLUYE PRORRATEO

DE (1) y(2)

ConceptoTotal

Empresa

COSTOS DIRECTOS del SEM TOTAL

Asignación Distribución -

ComercializaciónTOTAL

Asignación según criterio asumido

Costos directos Costos indirectos

CENERGIA



Informe Final

142

DEL AMBIENTE

Cuadro 6.51A COSTO ESTANDAR DE OPERACION Y MANTENIMIENTO

(Miles de US$)

Cuadro 6.51B COSTO ESTANDAR DE OPERACION Y MANTENIMIENTO


Los costos directos se sustentan en lo señalado en el numeral 6.1.7.3 y los costos indirectos se han extractado del numeral 6.1.9.3. b Costos de Comercialización

Los costos correspondientes al área de comercialización, comprenden el “Costo Fijo de Atención al Cliente” y “Otros Costos de Gestón Comercial” (que no forman parte del Costo Fijo). El costo fijo de atención al cliente, incluye los costos fijos del sector típico más gastos de facturación de sede central: En el rubro otros costos, se incluyen los costos de gestión comercial señalados en el numeral 6.1.8.1

Además, se incluyen los costos indirectos asignados en su totalidad a “ Otros costos de gestión comercial”. En los Cuadros Nº 6.52A y Nº 6.52B, se presentan los costos desagregados en los rubros mencionados.

HUAY. Corp. HUAY. Corp. HUAY. Corp.Suministros 4.46 0.05 0.34 4.85 22.12 0.09 0.57 22.79 6.09 0.04 0.24 6.37Gastos de Personal 23.55 2.58 5.89 32.02 30.08 4.38 10.00 44.46 13.61 1.87 4.26 19.75Servicio de terceros 16.34 0.24 2.06 18.63 16.16 0.40 3.50 20.06 12.32 0.17 1.49 13.98Tributos y provisiones 2.91 0.27 3.41 6.59 12.29 0.46 5.79 18.54 2.41 0.19 2.47 5.07Cargas diversas 0.28 0.01 1.21 1.50 0.09 0.02 2.06 2.17 0.00 0.01 0.88 0.88Total 47.54 3.15 12.91 63.59 80.75 5.35 21.92 108.02 34.43 2.28 9.35 46.06Porcentaje 75% 5% 20% 100% 75% 5% 20% 100% 75% 5% 20% 100%

Indirecto TOTALDirecto Indirecto TOTAL DirectoCONCEPTO

COSTO ESTANDAR MT COSTO ESTANDAR BT COSTO ESTANDAR AP

Directo Indirecto TOTAL

HUAY. Corp. HUAY. Corp. HUAY. Corp.Suministros 15.61 0.19 1.18 16.98 77.43 0.31 2.01 79.75 21.31 0.13 0.85 22.30Gastos de Personal 82.43 9.03 20.61 112.07 105.28 15.33 35.00 155.62 47.65 6.54 14.92 69.11Servicio de terceros 57.18 0.83 7.21 65.21 56.55 1.41 12.25 70.20 43.12 0.60 5.22 48.94Tributos y provisiones 10.18 0.94 11.94 23.06 43.03 1.60 20.27 64.90 8.42 0.68 8.64 17.75Cargas diversas 0.98 0.04 4.24 5.26 0.33 0.06 7.20 7.58 0.00 0.03 3.07 3.09Total 166.39 11.02 45.17 222.57 282.62 18.71 76.73 378.06 120.50 7.98 32.71 161.19Porcentaje 75% 5% 20% 100% 75% 5% 20% 100% 75% 5% 20% 100%

Directo Indirecto TOTALCONCEPTO

COSTO ESTANDAR MT COSTO ESTANDAR BT COSTO ESTANDAR AP

Directo Indirecto TOTAL Directo Indirecto TOTAL

CENERGIA



Informe Final

143

DEL AMBIENTE

Cuadro 6.52A

COMPOSICION DEL COSTO ESTANDAR DE COMERCIALIZACION (Miles de US$)

(*) Otros costos de gestión comercial

Cuadro 6.52B COMPOSICION DEL COSTO ESTANDAR DE COMERCIALIZACION


(*) Otros costos de gestión comercial Las cifras componentes del Costo Fijo se sustentan en los cuadros del Anexo 34, Volumen VII. Los correspondientes a Otros Indirectos provienen del formato D-V-2 c Costo total de explotación totales

El costo total de explotación de la empresa modelo, comprende la suma de los costos directos e indirectos de mantenimiento y operación en: MT, BT, subestaciones de distribución, alumbrado público y comercialización. Estos costos se muestran en los Cuadros Nº 6.53A y Nº 6.53B.

Cuadro 6.53A

COSTO TOTAL ESTÁNDAR DE EXPLOTACIÓN Sector típico IV - SER Huayucachi

(Miles de US$)

D I T D I T D I T D I T D I T D I T Suministros 4.46 0.39 4.85 22.12 0.66 22.79 6.09 0.28 6.37 22.08 - 22.08 2.96 0.96 3.92 57.72 2.29 60.01 Gastos de Personal 23.55 8.47 32.02 30.08 14.38 44.46 13.61 6.13 19.75 17.78 - 17.78 14.13 20.80 34.94 99.16 49.79 148.95 Servicio de terceros 16.34 2.30 18.63 16.16 3.90 20.06 12.32 1.66 13.98 40.28 - 40.28 14.05 5.64 19.70 99.15 13.50 112.65 Tributos y provisiones 2.91 3.68 6.59 12.29 6.25 18.54 2.41 2.66 5.07 - - - 1.25 9.04 10.29 18.86 21.63 40.49 Cargas diversas 0.28 1.22 1.50 0.09 2.07 2.17 - 0.88 0.88 - - - 3.54 3.00 6.54 3.91 7.18 11.09

Total 47.54 16.05 63.59 80.75 27.27 108.02 34.43 11.63 46.06 80.15 - 80.15 35.93 39.44 75.38 278.80 94.39 373.19

CONCEPTO Media Tensión Baja Tensión Alumbrado Público Costo Fijo Clientes Otros Costos Clientes TOTAL

C.F. Otros (*)Suministros 8.63 68.66 77.29 10.37 2.90 0.46 3.36 3.36 77.29 13.72 Gastos de Personal 8.63 53.62 62.24 49.47 50.63 22.18 72.81 72.81 62.24 122.28 Servicio de terceros 140.99 - 140.99 49.19 17.71 2.03 19.75 19.75 140.99 68.93 Tributos y provisiones - 4.37 29.33 2.31 31.64 31.64 - 36.01 Cargas diversas - 12.38 10.41 0.09 10.50 10.50 - 22.88 Total 158.24 122.28 280.52 125.77 110.99 27.07 138.06 - 138.06 280.52 263.83 Porcentaje 56% 44% 100% 48% 80% 20% 100%

CONCEPTOCOSTO FIJO Otros Costos

Directos (*)

COSTOS INDIRECTOS

Total ASIGNACIONTOTAL

ST 4Sede

CentralTOTAL Corp Huayuc C.F. Otros (*)

C.F. Otros (*)Suministros 2.46 19.62 22.08 2.96 0.83 0.13 0.96 - 0.96 22.08 3.92 Gastos de Personal 2.46 15.32 17.78 14.13 14.47 6.34 20.80 - 20.80 17.78 34.94 Servicio de terceros 40.28 - 40.28 14.05 5.06 0.58 5.64 - 5.64 40.28 19.70 Tributos y provisiones - - - 1.25 8.38 0.66 9.04 - 9.04 - 10.29 Cargas diversas - - - 3.54 2.98 0.02 3.00 - 3.00 - 6.54 Total 45.21 34.94 80.15 35.93 31.71 7.73 39.44 - 39.44 80.15 75.38 Porcentaje 56% 44% 100% 48% 80% 20% 100%

CONCEPTOCOSTO FIJO Otros Costos

Directos (*)

COSTOS INDIRECTOS TOTAL

ST 4Sede

CentralTOTAL C.F. Otros (*)Corp Huayuc Total ASIGNACION

CENERGIA



Informe Final

144

DEL AMBIENTE

Cuadro 6.53A COSTO TOTAL ESTÁNDAR DE EXPLOTACIÓN

Sector típico IV - SER Huayucachi (Miles de Nuevos Soles)

Nota : D = Directo, I = Indirecto y T = Total Otros costos Clientes (gestión comercial)

El análisis de la información presentada en los cuadros anteriores es la siguiente:

i. Costos indirectos corporativos y del SER

A nivel corporativo se ha dado lugar a una importante reducción del costo respecto al costo vigente al año 2000, debido a las siguientes modificaciones:

• Sustitución de los servicios de asesoría estratégica y gerencia centralizada por una partida anual de S/. 900,000 para asesoría técnica y la repotenciación de la gerencia y determinadas jefaturas de departamentos.

• Optimización de costos en las unidades de la gerencia general y gerencia de administración y finanzas, en los correspondientes a asesorías, suministros y cargas varias.

• Integración de los gastos de personal contratado (Service) a la planilla estable o de plazo fijo.

Estas modificaciones han sido trasladadas proporcionalmente al Sector Modelo de acuerdo a los parámetros especificados en el numeral 2.8.3.1.

ii. Remuneraciones

Cabe recordar que se ha efectuado un reajuste en las remuneraciones del personal profesional y técnico en función a la recategorización asumida. iii. Sector Típico 4- Huayucachi

Paralelamente a los mencionados ajustes, el costo total de explotación de este sector ha tenido un importante incremento el que

D I T D I T D I T D I T D I T D I T Suministros 15.61 1.37 16.98 77.43 2.32 79.75 21.31 0.99 22.30 77.29 - 77.29 10.37 3.36 13.72 202.00 8.03 210.04 Gastos de Personal 82.43 29.64 112.07 105.28 50.34 155.62 47.65 21.46 69.11 62.24 - 62.24 49.47 72.81 122.28 347.07 174.25 521.32 Servicio de terceros 57.18 8.04 65.21 56.55 13.65 70.20 43.12 5.82 48.94 140.99 - 140.99 49.19 19.75 68.93 347.03 47.26 394.29 Tributos y provisiones 10.18 12.88 23.06 43.03 21.87 64.90 8.42 9.33 17.75 - - - 4.37 31.64 36.01 66.01 75.71 141.72 Cargas diversas 0.98 4.27 5.26 0.33 7.26 7.58 - 3.09 3.09 - - - 12.38 10.50 22.88 13.69 25.13 38.81

Total 166.39 56.19 222.57 282.62 95.44 378.06 120.50 40.69 161.19 280.52 - 280.52 125.77 138.06 263.83 975.79 330.38 1,306.17

CONCEPTO Media Tensión Baja Tensión Alumbrado Público Costo Fijo Clientes Otros Costos Clientes TOTAL

CENERGIA



Informe Final

145

DEL AMBIENTE

se explica por las siguientes razones: • Costos de operación y mantenimiento

En la etapa de validación se verificó que los datos reportados por la empresa no representaban los costos que realmente comprenden las actividades de operación y mantenimiento.

Dada esta circunstancia, en la etapa de “Revisión inicial de costos de explotación” se efectuaron los primeros ajustes de regularización.

Para la etapa de estructuración de la empresa modelo, se optimizaron los costos que finalmente se presentan y corresponden al resultado de una sistematización coherente de procesos y actividades de operación y mantenimiento que requiere el sistema eléctrico del sector típico 4.

• Costos de comercialización

Conforme se indica en numeral 4.3.5, desde el punto de vista organizacional, la empresa modelo Huayucachi está prácticamente optimizada en el área de atención al cliente (lectura, emisión, reparto y cobranza de recibos). Sin embargo, a fin de lograr una mayor eficiencia y mantenerla en el largo plazo, se plantearon principalmente las siguientes modificaciones:

Ø Personal: Traslado de personal de terceros a plazo fijo o

permanente y aplicación de una política de remuneraciones que se explica en detalle en el numeral de costos indirectos; esto explica el incremento del costo de personal de la empresa modelo respecto de la empresa real. Asimismo se debe contemplar que la labor de supervisión, que se realiza con personal propio.

Ø Terceros: Incremento de los precios unitarios de pago a los Centros Autorizados de Pago en un 25%, a fin de nivelarlos con las remuneraciones propuestas para el personal fijo, en función al tiempo que dedican a cada una de las actividades que realizan.

Ø Suministros: Los costos de soporte del sistema informático asignables al costo fijo de atención al cliente, cuyo detalle se presenta en el Anexo 36, Volumen VII, que no estaban antes considerados, incrementan el costo de este rubro respecto al considerado antes de los ajustes.

d Costo del capital de trabajo

Con el objeto de incorporar este rubro al cálculo de los costos optimizados de la empresa modelo, se han efectuado los

CENERGIA



Informe Final

146

DEL AMBIENTE

correspondientes ajustes tanto en las cuentas de referencia así como en los factores a aplicar en la elaboración del flujo de caja y, por tanto en el cálculo del costos del capital de trabajo

Para la elaboración del flujo de caja diario se asumieron como parámetros de referencia los siguientes factores:

• Período promedio de cobranza : 55 días = 86% de facturación • Índice de morosidad : 6.60% • Pago de remuneraciones : día 30 de cada mes • Compra de energía : 53%=55 días; 47%=60 días • Proveedores bienes : 95%=60 días; 5%=15 días • Servicios de terceros : 45 días • Stock mínimo de repuestos. : 1% - S/ 120 000,00 • Tasa de interés : 18.00% anual • Fondo fijo de Caja : S/. 70 000,00

d.1 Resultados

Aplicando la misma metodología estipulada en el numeral 3.6.3 del capítulo 3 ( Validación y revisión de antecedentes ), se elaboró el flujo de caja diario, que se muestra en el Cuadro Nº 6.5.4, para un ciclo de operaciones, el costo del capital de trabajo de la empresa es de S/. 23,986. Si actualizamos dicho importe el VAN es de S/. 23,942. El VAN del costo operativo de los servicios (costo de explotación) es de S/.2,416,733; aplicando la metodología descrita, el costo del capital de trabajo resultante es de 0.99% de los costos de explotación.

CENERGIA



Informe Final

147

DEL AMBIENTE

Cuadro Nº 6.54

Flujo de caja diario ( Nuevos soles)

e Costos de explotación del Sector Típico 4 Para efectos del cálculo del VAD, se distribuyen los costos indirectos y los otros costos de gestión comercial y el Costo de Capital de Trabajo entre las actividades de MT y BT y AP, como se muestra en los Cuadros Nº 6.55A y Nº 6.55B.

DIAS 1 8 15 22 30 39 45 55 60 TOTALCONCEPTO

1. INGRESOS1.1 Cobranzas venta de energía y otros 0 0 10152718 10,152,718

0 0 0 0 0 0 0 10152718 0 10,152,718

2. EGRESOS OPERATIVOS 2.1 Compra de energía 0 0 3147719 2791373 5,939,092 2.2 Suministros 23597 0 0 448344 471,942 2.3 Gastos de Personal 2.3.1 Remuneraciones 1033923 1,033,923 2.3.2 Leyes Sociales 123653 123,653 2.4 Servicios de Terceros 0 0 0 0 955446 955,446 2.5 Tributos 184891 184,891 2.6 Cargas diversas 0 0 0 0 98603 98,603 2.7 Provisiones -

0 0 23597 0 1132526 0 1263990 3147719 3239718 8,807,549

SUPERAVIT / DEFICIT DE CAJA 0 0 -23597 0 -1132526 0 -1263990 7004999 -32397180 0 -23597 -23597 -1156123 -1156123 -2420113 4584886 1345169

3. INVERSIONES 3.1 Stock almacén 120000 120000 120000 120000 120000 120000 120000 120000 100000 3.2 Fondo Fijo Caja 70000 70000 70000 70000 70000 70000 70000 70000 25000

-190000 -190000 -190000 -190000 -190000 -190000 -190000 -190000 -125000

4. CAPITAL DE TRABAJO -190000 -190000 -213597 -213597 -1346123 -1346123 -2610113 4394886 1220169 Días de inmovilización 7 7 7 8 9 6 10 5 Acumulados 7 14 21 29 38 44 54 59 59

5. COSTO DE CAPITAL DE TRABAJO 612 612 688 786 5571 3714 12003 23,985

610 610 685 783 5564 3704 11987 23,942

0 0 23521 0 1130964 0 1262247 0 0 2,416,733

0.99%8. COSTO PROMEDIO DE CAPITAL DE TRABAJO REFERIDO A COSTOS

OPERATIVOS

TOTAL INGRESOS

TOTAL EGRESOS

TOTAL INVERSIONES

ACUMULADO

6. VALOR PRESENTE COSTO DE CAPITAL DE TRABAJO

7. VALOR PRESENTE COSTO OPERATIVO

CENERGIA



Informe Final

148

DEL AMBIENTE

Cuadro Nº 6.55A

ESTRUCTURA DE COSTOS DE EXPLOTACIÓN SECTOR TÍPICO 4

(Miles de US$)

Cuadro Nº 6.55B

ESTRUCTURA DE COSTOS DE EXPLOTACIÓN SECTOR TÍPICO 4


(*) Otros costos de gestión comercial; como reclamos, consultas, laboratorio de medidores, normatividad, relaciones con OSINERG, campañas de reducción de pérdidas comerciales, etc

Distribución Distribución Alumbrado Comercialización

Concepto MT BT Público Costos Fijos Otros (*)

Cliente

Costos Directos

Suministros 4.46 22.12 6.09 22.08 2.96

Personal 23.55 30.08 13.61 17.78 14.13

Servicios de Terceros 16.34 16.16 12.32 40.28 14.05

Cargas Diversas 0.28 0.09 0.00 0.00 1.25

Tributos y provisiones 2.91 12.29 2.41 0.00 3.54

Total 47.54 80.75 34.43 80.15 35.94

Prorrata de Costos Indirectos 16.05 27.27 11.63 0.00 39.45

Prorrata de costos directos de otros costos de gestión comercial

13.32 22.62

Prorrata de costos indirectos de otros costos de gestión comercial

14.62 24.83 0.00

Costo de Capital de Trabajo 0.91 1.54 0.46

Total 92.43 157.01 46.51 80.15 75.38

* Para cálculo de VAD 295.95

* Para cálculo de C.F. 80.15

* Total Costos de explotación estándar 376.10

Distribución Distribución Alumbrado

Concepto MT BT Público Costos Fijos Otros (*)

Cliente

Costos Directos

Suministros 15.61 77.43 21.31 77.29 10.37

Personal 82.43 105.28 47.65 62.24 49.47

Servicios de Terceros 57.18 56.55 43.12 140.99 49.19

Cargas Diversas 0.98 0.33 0.00 0.00 4.37

Tributos y provisiones 10.18 43.03 8.42 0.00 12.38

Total 166.38 282.62 120.50 280.52 125.78

Prorrata de Costos Indirectos 56.19 95.44 40.69 0.00 138.06

Prorrata de costos directos de otros costos de gestión comercial

46.61 79.17

Prorrata de costos indirectos de otros costos de gestión comercial

51.16 86.90

Costo de Capital de Trabajo 3.17 5.39 1.60

Total 323.51 549.52 162.79 280.52 263.84

* Para cálculo de VAD 1035.81

* Para cálculo de C.F. 280.52

* Total Costos de explotación estándar 1316.33

Comercialización

CENERGIA



Informe Final

149

DEL AMBIENTE

6.1.10 CUADROS “D” II al V

En cumplimiento con los términos de referencia, los resultados obtenidos son transcritos a los cuadros “D”.

Estos cuadros representan el resumen de los nuevos valores anuales resultante del estudio, referidos a los costos de inversión y explotación de la empresa modelo, incluyendo los reajustes realizados en el balance de energía y potencia para cada sector típico.

Los formatos D se presentan en el Anexo 37, Volumen VII.

CENERGIA



Informe Final

150

DEL AMBIENTE

6.2 CALCULOS DE LAS TARIFAS DE DISTRIBUCIÓN

6.2.1 Costo Fijo El costo fijo directo de atención al cliente, independiente de su demanda de potencia y energía, corresponde al que debe incurrir la Empresa Modelo para realizar los temas de lectura, procedimiento, emisión, distribución y cobranza de toda la clientela incluyendo todas las opciones tarifarias. No incluye la gestión de cobranza de morosos (cortes y reconexión). De acuerdo al análisis efectuado, el costo fijo de atención al cliente resulta de 1.526 Nuevos soles / Cliente -mes. (0.436 US$/Cliente-mes). En el Cuadro Nº 6.56 y Nº 6.57, se presentan los costos mensuales y unitarios de acuerdo al tipo de medición

Cuadro Nº 6.56

EMPRESA MODELO HUAYUCACHI

Costo Fijo de Atención al Cliente (Nuevos Soles del 2000)

Opción Tarifaria por tipo de medición

BT5 MT y BT 3-4 MT y BT 2

Descripción

Unidad

1E 2E,1P-1E,1P 2E,2P

TOTAL

Costo Mensual S/. 23,266 82 29 23,377


Costo Unitario S/./Cliente 1.521 4.815 5.727 1.526

Cuadro Nº 6.57

EMPRESA MODELO HUAYUCACHI Costo Fijo de Atención al Cliente

(Dólares del 2000) Opción Tarifaria por tipo de

medición

BT5 MT y BT 3-4 MT y BT 2

Descripción

Unidad

1E 2E,1P-1E,1P 2E,2P

TOTAL

Costo Mensual US$ 6,647.49 23.39 8.18 6,679.06


Costo Unitario US$/Cliente 0.435 1.376 1.636 0.436

CENERGIA



Informe Final

151

DEL AMBIENTE

6.2.2 Valor agregado de distribución en MT (ADMT)

Para el cálculo del VAD en Media Tensión se aplicó la siguiente relación:

KWMTOyMMTAVNRMT

VADMT+

=

= 99.30 US$/kW/año = 7.85 US$/kW/mes

Donde: AVNRMT = US$ 147 300 Anualidad correspondiente a las inversiones de Media Tensión económicamente adaptadas de la empresa modelo, calculada para 30 años de vida útil con una tasa de descuento igual a 12% OyMMT = US$ 92 430 Costos de explotación, operación y mantenimiento, de la red de MT económicamente adaptada para la red modelo ( incluye costos indirectos). KWMT = 2414.3 kW Potencia máxima demandada a nivel de MT, para horas punta, excluyendo las pérdidas técnicas estándar de la red de MT, obtenidos del balance de energía y potencia del sistema adaptado. De acuerdo a nuestra interpretación y de los procedimientos seguidos el año 1997, se considera para el cálculo de la Demanda Máxima de potencia en MT el balance de la empresa modelo optimizada incluyendo las pérdidas estándar y excluyendo los excesos de pérdidas. La información utilizada para el cálculo del VAD de MT, proviene de los cuadros Nº 5.1, Nº 6.30 y Nº 6.55A.

CENERGIA



Informe Final

152

DEL AMBIENTE

6.2.3 Valor agregado de distribución en BT (VADBT) Para el cálculo del VAD en Baja Tensión se aplicó la siguiente relación:

KWBTOyMBTAVNRBT

VADBT+

=

= 267.93 US$/kW/año = 21.19 US$/kW/mes

Donde: AVNRBT = US$ 383 141 Anualidad correspondiente a las inversiones de Baja Tensión económicamente adaptadas de la empresa modelo, calculada para 30 años de vida útil con una tasa de descuento igual a 12%. OyMBT = US$ 203 518 Costos de explotación, Operación y Mantenimiento, de la red de Baja Tensión económicamente adaptada para la red modelo (incluye costos indirectos). KWBT = 2189.6 kW Potencia Máxima demandada a nivel de Baja Tensión, para horas punta, excluyendo las pérdidas técnicas estándar de la red de BT, obtenidos del balance de energía y potencia del sistema adaptado. La información utilizada para el cálculo del VAD de BT, proviene de los cuadros Nº 5.1, Nº 6.30 y Nº 6.55A.

En el cuadro Nº 6.57 se presenta el resumen de los cálculos del VAD y del costo fijo de atención al cliente.

CENERGIA



Informe Final

153

DEL AMBIENTE

Cuadro Nº 6.57

Resumen del cálculo del VAD y CF

6.2.4 Perdidas estándar de distribución de potencia y energía

Los valores obtenidos para las pérdidas técnicas en las redes de MT y BT, así como las correspondientes a pérdidas comerciales se muestran en el Cuadro Nº 6.57.

Cuadro Nº 6.58 Pérdidas estándar (%)

MT BT POTENCIA ENERGIA POTENCIA ENERGIA

TÉCNICAS 2.20% 1.16% 6.92% 7.61% NO TÉCNICAS 0 0 3.20% 2.30% TOTAL 2.20% 1.16% 10.12% 9.91% Nota: porcentajes de pérdidas en BT referidas a total ventas en BT porcentaje de pérdidas en MT referidas a total entregado a BT + ventas en MT

Concepto Unidad MT BT CF

VNR Miles US$ 1186.5 3086.3

ANUALIDAD DE LA INVERSION Miles US$ 147.3 383.1

COSTOS DIRECTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

Miles US$ 60.9 137.8

COSTOS INDIRECTOS ASIGNADOS Miles US$ 31.6 65.7

TOTAL COSTO ANUAL Miles US$ 239.7 586.7

DEMANDA kW 2414.3 2189.6

NUMERO DE CLIENTES Clientes 15317

VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCION US$/kW/mes 7.85 21.19

Inversión US$/kW/mes 4.82 13.84

Operación y Mantenimiento US$/kW/mes 3.03 7.35

Inversión % 61 65

Operación y Mantenimiento % 39 35

COSTO FIJO POR CLIENTE US$/Cliente/mes 0.436

Tarifa BT5 (IE) US$/Cliente/mes 0.435

Tarifa MT y BT 3-4 (2E, 1P-1E, 1P) US$/Cliente/mes 1.376

Tarifa MT y BT 2 ( 2E, 2P ) US$/Cliente/mes 1.636

CENERGIA



Informe Final

154

DEL AMBIENTE

6.2.5 Factor de economía de escala

6.2.5.1 Costo fijo de atención al cliente

El factor de economía de escala considera la reducción de los costos fijos de atención al cliente en periodos anuales (noviembre 2001 a octubre 2005), debido a la disminución de la incidencia de los costos fijos respecto a los costos variables a medida que aumenta las ventas de electricidad por incremento del número de clientes.

Se ha considerado como costos fijos los correspondientes a personal propio y sistema informático; como costos variables otros suministros y servicios de terceros. Los costos fijos representan el 38.0 % y los costos variables el 62.0 %. La tasa de crecimiento anual de clientes es de 2.54%.

La fórmula a utilizar es:

FEEi = F+(1+t)i*V (1+t)i

Donde: F : porcentaje del costo fijo V : porcentaje del costo variable T: tasa de crecimiento anual de clientes i : i (0....4) años de proyección

Los resultados se muestran en el Cuadro Nº 6.59.

Cuadro Nº 6.59

FACTOR DE ECONOMÍA DE ESCALA PARA EL CF

PERÍODO FEE CF

0 1.0000

1 0.9898

2 0.9798

3 0.9701

4 0.9606

CENERGIA



Informe Final

155

DEL AMBIENTE

6.2.5.2 Valor Agregado de Distribución – VAD

Para el cálculo del FEE se considera lo siguiente: 1. El VNR ha sido calculado para la red diseñada para el año

horizonte de planificación ( año 10), por lo tanto, en el periodo 2001 al 2004, la anualidad correspondiente al VNR se mantiene constante.

2. Los costos directos de operación y mantenimiento de las redes de MT y BT, así como de alumbrado público, son independientes del consumo de los usuarios, pues están asociados a las instalaciones físicas. Por lo tanto, serán gastos constantes, independientes del incremento de la demanda.

3. Los costos indirectos de explotación, si bien en alguna medida están asociados al consumo y número de clientes, sin embargo su incidencia no es significativa por lo que puede asumirse que este costo tampoco es función de la demanda.

Con estos supuestos, se ha proyectado el VNR y los gastos de explotación para cada uno de los años 2001 al 2004. Con los valores proyectados de máxima demanda para el sistema Huayucachi, se calcularon los valores de FEE para cada uno de los años 2001 al 2004. tomando como base el año 2000. El FEE se calculó con la siguiente expresión, referida al año 2000:

FEE = VAD año m /VAD año 0

Los valores calculados para los 4 años se muestran en el Cuadro Nº 6.60

Cuadro Nº 6.60

FACTOR DE ECONOMÍA DE ESCALA PARA EL VAD

PERIODO FEE VAD

0 1.00000

1 0.97790

2 0.95629

3 0.93515

4 0.91449

CENERGIA



Informe Final

156

DEL AMBIENTE

6.2.6 Fórmulas de reajuste

6.2.6.1 Para el VAD

Con los resultados del VNR de MT y BT, los gastos de explotación de MT y BT y los costos de atención al cliente, se ha determinado las estructuras correspondientes desglosadas en mano de obra, productos nacionales, productos importados y conductores de aluminio, según se detalla en los Cuadros Nº 6.32 y Nº 6.33 .

La estructura de costos del VNR en MT se muestra en el Cuadro Nº 6.61.

Cuadro Nº 6.61

Estructura del VNR en MT (Miles de Nuevos soles)

La estructura de costos del VNR en BT se muestra en el Cuadro Nº 6..62.

Cuadro Nº 6.62

Los costos anuales de operación y mantenimiento provienen de los cuadros Nº 6.37, 6.38, 6.39, 6.42, 6.55A y 6.55B, a partir de ellos se ha efectuado las siguientes agrupaciones para MT, BT y AP.

Mano de obra. Se consideró la mano de obra propia y terceros más los tributos y provisiones. Productos nacionales. Se consideró suministros, hora máquina y herramientas de origen nacional más cargas diversas.

ESTRUCTURA DEL VNR EN MT(miles de US $)

CONCEPTO INVERSIÓN CONDUCTOR DE PRODUCTOS PRODUCTOS MANO DETOTAL ALUMINIO IMPORTADOS NACIONALES OBRA

VNR (m US $) 1186.53 103.47 197.75 652.54 232.77AVNR (m US $) 147.30 12.84 24.55 81.01 28.90

ESTRUCTURA DEL VNR EN BT(miles de US $)

CONCEPTO INVERSIÓN CONDUCTOR DE PRODUCTOS PRODUCTOS MANO DETOTAL ALUMINIO IMPORTADOS NACIONALES OBRA

VNR (m US $) 3086.26 495.37 628.36 1459.91 502.62AVNR (m US $) 383.14 61.50 78.01 181.24 62.40

CENERGIA



Informe Final

157

DEL AMBIENTE

Productos importados. Se consideró suministros, horas máquina y herramientas de origen extranjero.

En el Cuadros Nº 6.62 y Nº 6.63, se presentan las estructuras de los costos resultantes y los índices correspondientes.

Cuadro Nº 6.62

Cuadro Nº 6.63

Las fórmulas para el cálculo del factor de actualización del VAD en MT y BT son las que se presenta a continuación (1):

Donde: XMT : Coeficiente de participación de mano de obra y

productos nacionales en el VADMT. YMT : Coeficiente de participación de productos importados

en el VADMT. ZMT : Coeficiente de participación del conductor de aluminio

en el VADMT.

(1) Según la Resolución Nº 001-98-CTE del 9 de enero de 1998.

0000 DD

xIPAIIPAI

xZMTDD

YMTIPMIPM

XMTxFAVADMT ++=

0000 DD

xIPAIIPAI

xZBTDD

YBTIPMIPM

XBTxFAVADBT ++=

VADMTCOSTOS ANUALES (miles de US$)

COMPONENTE ÍNDICEDIR INDIR

MANO DE OBRA 28.90 28.09 33.54 90.53PRODUCTOS NACIONALES 81.01 16.48 10.35 107.84 XMT 0.8275 IPMPRODUCTOS IMPORTADOS 24.55 2.97 1.00 28.52 YMT 0.1190 DCONDUCTORES DE ALUMINIO 12.84 12.84 IPAI 0.0536 IPAI

147.30 47.54 44.89 239.73 1.00

ESTRUCTURA DE COSTOS DEL VADMT E ÍNDICES DE FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN

FÓRMULA

AVNRO&M

TOTAL COEFICIENTEPARTICIPACIÓN

TOTAL

VADBTCOSTOS ANUALES (miles de US$)

COMPONENTE ÍNDICEDIR INDIR

MANO DE OBRA 62.40 62.70 62.04 187.14PRODUCTOS NACIONALES 181.24 41.51 22.60 245.35 XBT 0.7372 IPMPRODUCTOS IMPORTADOS 78.01 10.96 3.70 92.67 YBT 0.1580 DCONDUCTORES DE ALUMINIO 61.50 0.00 0.00 61.50 IPAI 0.1048 IPAI

383.14 115.18 88.34 586.66 1.00TOTAL

ESTRUCTURA DE COSTOS DEL VADBT E ÍNDICES DE FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN

FÓRMULA

AVNRO&M

TOTAL COEFICIENTEPARTICIPACIÓN

CENERGIA



Informe Final

158

DEL AMBIENTE

XBT : Coeficiente de participación de mano de obra y productos nacionales en el VADBT.

YBT : Coeficiente de participación de productos importados en el VADBT.

ZBT : Coeficiente de participación del conductor de aluminio en el VADBT.

IPM : Índice de precios al por mayor, publicado por el INEI. IPAI : Índice del precio de Aluminio calculado como el

promedio del precio mensual en las últimas 52 semanas, publicados por el diario Gestión.

D : Índice de productos importados calculados por la relación:

D= TC x (1+TA) TC : Valor referencial para el dólar norteamericano,

publicado por el diario “El Peruano”. TA : Tasa arancelaria vigente para la importación de

equipos electromecánicos.

6.2.6.2 Para Costo Fijo

Para el caso de costo fijo de atención al cliente el factor de reajuste (FACF) a considerar será el siguiente:

IPM

FACF = IPMo

En el Cuadro Nº 6.65, se presentan los valores base considerados para la fórmula de reajuste.

Cuadro Nº 6.65

Índice Valor Base Comentario

IPM0 1 724,955 Pub. INEI para diciembre/2000

IPAI0 (US $/Tn) 1 549,78 Promedio LME entre 28/12/1999 y 30/12/2000

D0 (S/. / US $) 3.920 Tasa Arancelaria del 12% y tipo de cambio igual a 3.50 S/. / US $

CENERGIA



Informe Final

159

DEL AMBIENTE

7. CONCLUSIONES

a. Para el sistema estudiado, Huayucachi, se calculan los siguientes valores de VAD:

VAD MT: 7.85 US$/kW-mes VAD BT : 21.19 US$/kW-mes b. Los costos fijos de atención al cliente resultan en promedio igual a 0.436

US$/cliente por mes. c. Las pérdidas estándar resultantes se muestran en el Cuadro Nº 7.1.

Cuadro Nº 7.1

Pérdidas estándar (%) MT BT POTENCIA ENERGIA POTENCIA ENERGIA

TÉCNICAS 2.20% 1.16% 6.92% 7.61% NO TÉCNICAS 0 0 3.20% 2.30% TOTAL 2.20% 1.16% 10.12% 9.91%

Nota: porcentajes de pérdidas en BT referidas a total ventas en BT porcentaje de pérdidas en MT referidas a total entregado a BT + ventas en MT d. Las tasas de crecimiento de la máxima demanda y del número de clientes

resulta: Tasa de crecimiento de la máxima demanda: 2.26 % anual Tasa de crecimiento del numero de clientes: 2.54 % anual e. Con estos valores se calculan los correspondientes factores de economía

de escala, cuyo resultados se muestran en el Cuadro Nº 7.2

Cuadro Nº 7.2 Factores de economía de escala

PERIODO VAD CF

2000 1.00000 1.0000

2001 0.97790 0.9898

2002 0.95629 0.9798

2003 0.93515 0.9701

2004 0.91449 0.9606

CENERGIA



Informe Final

160

DEL AMBIENTE

f. Los coeficientes para las fórmulas de actualización calculados se muestran en Cuadro Nº 7.3.

Cuadro Nº 7.3

Componente Indice VAD MT VAD BT CF

Mano de obra y productos nacionales IPM 0.8275 0.7372 1.0

Productos Importados D 0.1190 0.1580

Conductores Al IPAI 0.0536 0.1048

Documents

Informe final final1 - osinerg.gob.pe · Complementariamente debe mencionarse que bajo premisas de proyección conservadora: 1) el grado de electrificación por localidad