7-VAD Sector 6 · 2013-04-25 · • Postes de pino amarillo de 9 m clase 6 Y 7. • Vano promedio 45m para zona concentrada y 60 m para zona dispersa. • Reducción de red de SP

ESTUDIO DE COSTOS DEL VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCIÓN (VAD) – SECTOR TÍPICO 6

(SISTEMA HUANCAVELICA RURAL)FIJACIÓN DE TARIFAS DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA PERIODO

NOVIEMBRE 2013 – OCTUBRE 2017

AUDIENCIA PÚBLICA

25 de Abril de 2013

CONTENIDO

1. INTRODUCCIÓN

2. ESTRUCTURACIÓN DE LA EMPRESA MODELO2.1 CARACTERIZACIÓN DEL SISTEMA MODELO2.2 TECNOLOGÍA ADAPTADA2.3 METODOLOGIA PARA LA OPTIMIZACIÓN DEL SEM2.4 RESULTADOS DE LA OPTIMIZACIÓN DEL SEM2.5 COSTOS UNITARIOS Y VALOR NUEVO DE REEMPLAZO2.6 ORGANIZACIÓN DE LA EMPRESA MODELO Y COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO2.7 COSTOS DE GESTIÓN COMERCIAL2.8 BALANCE DE ENERGÍA Y POTENCIA

3. RESULTADOS DEL CÁLCULO DE LA TARIFA DE DISTRIBUCIÓN3.1 COSTO FIJO3.2 VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCIÓN 3.3 PÉRDIDAS ESTANDAR DE DISTRIBUCIÓN EN POTENCIA Y ENERGÍA3.4 FACTOR DE ACTUALIZACIÓN Y FORMULAS DE AJUSTE.

2

1. INTRODUCCIÓN

INTRODUCCIÓN

De acuerdo a la LCE y su reglamento, OSINERGMIN - GART debe establecer cada cuatro años elVAD para cada sector Típico definido por el Ministerio de Energía y Minas.

Para el período regulatorio noviembre 2013 – octubre 2017, OSINERGMIN precalificó a CENERGIAcomo consultor apto para desarrollar el estudio para cualquiera de los sectores típicos.Posteriormente, ELECTROCENTRO S.A. otorgó la Buena Pro a CENERGIA para desarrollar elEstudio de Determinación de los Costos del Valor Agregado de Distribución – Sector Típico 6 quecorresponde al Sistema Eléctrico Huancavelica Rural.

La presentación contiene los resultados del Informe Final del Estudio del Valor Agregado deDistribución del Sector Típico 6 de acuerdo a lo establecido en los Términos de Referenciacorrespondientes. La primera parte corresponde a la estructuración de la empresa modelo y lasegunda al cálculo de las tarifas de distribución.

4

2. ESTRUCTURACIÓN DE LA EMPRESA MODELO

2.1 CARACTERIZACIÓN DEL SISTEMA MODELORED DE DISTRIBUCIÓN HUANCAVELICA RURAL

6

Red conformada por 8alimentadores, 3 son degran extensión (> 160 km), lalongitud total de la red es de1 032 km, de los cuales804,5 km corresponde alSEM y 227,8 km a Terceros.

Alimentador D(km)

T(km)

Total(km)

A4111 217,5 43,9 261,4 A4113 169,9 27,9 197,8 A4122 12,4 - 12,4 A4123 14,9 - 14,9 A4124 279,2 64,6 343,8 A4125 33,8 6,4 40,2 A4126 76,6 - 76,6 A4131 0,2 85,0 85,2 Total 804,5 227,8 1 032,3

2.1 CARACTERIZACIÓN DEL SISTEMA MODELO:DIAGRAMA UNIFILAR DEL SEM HUANCAVELICA RURAL

7

SE Friaspata

220 kV 60 kV

(AAAC 35 mm2)32,90 km

60 kV

22 kV

12,5 MVASE Ingenio(Cascabamba)

Rumichaca, Lircay Acobamba,Tancarpampa, Chaquicocha

10 kV

22.9 kV

HuancavelicaCiudad

SE Huancavelica Norte

22,9 kV

SE Rumichaca2,6 MVA

HuancavelicaNorte

Ejes Palca y Pucará

Huachocolpa y otros 22 kV

60 kV

12,5 MVA

PSE Castrovirreyna Norte

52,40 km

22 kV

5.04 MW

30/30/10 MVA

2.5 MVA

(Abierto)

(Abierto)

1.67 MW

1.39 MW

A41

11 A41

13

A41

24

A41

26

A41

25

A4123 A4122 A41

31

C.H.Yauli2x500 kVA

Enlace N.A.

SE Caudalosa

Consumo Unitario kW.h/mes

Participación del SEM en el mercado de ELECTROCENTRO: 3,9 % del totalde clientes y 1,6 % del consumo de energía. Cantidad de SED 591 de laconcesionaria y 19 SED de terceros del SEM. Asimismo, existen 214 SED y2 583 clientes de sistemas SER, que están conectados al SEM.

2.1 CARACTERIZACIÓN DEL SISTEMA MODELO: CARACTERIZACIÓN DEL MERCADO

8

Cantidad de Clientes

Mercado del SEM

Huancavelica Rural

(31/12/2012)

Total: 23 976

Demanda de Energía MW,h

MT: 27 (0,1%)

BT: 23 249 (99,9%)

Total: 9 079,9

MT: 2 244 (25%)

BT: 6 836 (75%)

Total: 31,55

MT: 6 926,9

BT: 24,5

2.1 CARACTERIZACIÓN DEL SISTEMA MODELO:MÁXIMA DEMANDA Y PÉRDIDAS EN EL SISTEMA - 2012

9

Las pérdidas de potenciareferidas al ingreso de MTascienden a 10,13%

3589

253

3 336

114 3,41%

2 829

394

42 1,48%

182 6,45%

2 605

BALANCE DE POTENCIA - REAL 2012kW

Ingresoa MT

Ingresoa BTVentas MT

Pérdidas MT

VentasBT

Pérdidas No Técnicas

Pérdidas Técnicas

Ventas a otras Distribuidoras

2.2 TECNOLOGÍA ADAPTADA

10

1. REDES AÉREAS DE MEDIA TENSIÓN:

Conductores Aleación de aluminio desnudo con secciones normalizadas de 35y 50 mm2.

Puestas a tierra Estructuras con electrodos copperweld y con conductor de cobredesnudo directamente enterrado.

Postes Postes de madera de Pino Amarillo de 12 m y 11 m clase 5 y 6.

Equipos de Protección de laRed Eléctrica

Recloser y seccionadores fusible tipo expulsión (cut‐out) de tresetapas. Para sobre tensiones pararrayos.

2. SUBESTACIONES MT/BT:

Transformadores Monofásicos de 3 a 37,5 kVA de 22,9/0,44‐0,22 kV y 13,2/0,44‐0,22 kV; y trifásicos de 37,5 a 160 kVA de 22,9/0,38‐0,22 kV.

En los tableros de BT Interruptores termomagnéticos y para el control de AP seutilizará fotocélula.

Sistemas de Protección Seccionadores fusible tipo expulsión (cut‐out)

Puestas a tierra Los electrodos del SPT serán de copperweld, el máximo valor deresistencia del SPT permitido 25 Ω.

2.2 TECNOLOGÍA ADAPTADA

11

3. REDES AÉREAS DE BAJA TENSIÓN:

Conductores Cable autoportante de aleación de aluminio con seccionesnormalizadas para SP y AP.

Puestas a Tierra Conforme a la Norma DGE, se considera el valor 10 Ω para laresistencia del neutro a tierra.

Postes Se considera el uso de postes de madera de pino amarillo de 9 mclase 6 y 7.

Luminarias y Lámparas Las luminarias de alumbrado público con lámparas de Vapor deSodio a Alta Presión de 50 W y 70 W.

2.3 METODOLOGÍA APLICADA PARA LA OPTIMIZACIÓN

12

Red MT

Centro de transformación

Red BT

SED MT/BTTroncal

Lateral

SED Seccionamiento

Equipo de Seccionamiento o Protección

Red SP

Red AP

Estudios Pre optimización

Caracterización del mercado y Definición preliminar del tipo de red

Modelo de Planeamiento de la

Distribución

Modelo de Confiabilidad

Definición de la Tecnología Adaptada

Costos unitarios de las instalaciones eléctricas para la valorización del VNR

Proceso de optimización

Optimización técnica económica del sistema de distribución

Modelos matemáticos

Estudios Post optimización

Cálculo de las pérdidas estándar del sistema de distribución

• Pérdidas eléctricas del sistema.

• Calidad del producto (tensiones)

Resultados de optimización

• Calidad de suministro (interrupciones).

• Índices de confiabilidad por consumidor y sistema. Estándar de calidad de servicio

13

Criterios Considerados:

1. Mantener ubicación de los centros detransformación.

2. Realidad geográfica .3. Mantener el trazado de red troncal.4. Mantener redes y suministros trifásicos.5. Topología radial en troncal y laterales.6. Menor costo total (Inversión + O&M).7. Intangibilidad de zonas arqueológicas y

monumentales.8. Confiabilidad, contingencia y distancias

mínimas de seguridad.

2.3 METODOLOGÍA APLICADA PARA LA OPTIMIZACIÓN:RED DE MEDIA TENSIÓN

2.3 METODOLOGÍA APLICADA PARA LA OPTIMIZACIÓN : PROYECCIÓN DE LA DEMANDA PARA EL DISEÑO

Información utilizada: Estadística del INEI (período 1993-2007) y lainformación comercial de OSINERGMIN-GART, para el periodo 2005 - 2012.

Horizonte de análisis : 2012 al 2016.Tasas de crecimiento de la demanda de potencia obtenidas para el SEM:- Clientes de servicio particular SP: 2,6%,- Clientes de MT: 1%.Alumbrado público, se aplica el factor KALP vigente de 6,3 asociado alnúmero de clientes del año 2012.Para los Sistemas SER: 2% (equivalente a la tasa de crecimiento de lapoblación dentro del área del SEM).

14

2.3 METODOLOGIA APLICADA PARA LA OPTIMIZACIÓN: ZONIFICACIÓN RURAL DE LA RED DE BAJA TENSIÓN

15

Rango DescripciónMínimo de Id1

m/usuario

Máximo de Id1

m/usuario

Radio de Alcance

Promedio (m)

R1 Concentrado 0 8 297R2 Disperso I 8 16 372R3 Disperso II 16 24 454R4 Disperso IIII 24 99 520

Id1: Distancia Máx del usuario a la SED/ Número de usuarios

2.3 METODOLOGIA APLICADA PARA LA OPTIMIZACIÓN:RED DE DISTRIBUCIÓN DE BAJA TENSIÓN

16

Red de Baja TensiónSe modelaron 232 SED: 170 localidades con una SED y sereconfiguraron 62 SED pertenecientes a localidades con dos SED(se redujeron a 31 SED). Adicionalmente, se realizó la optimizaciónde secciones de conductor de 256 SED.

En cada SED modelada:• Se eliminó redes sin carga.• Se verificó el trazo radial de las redes desde el centro de carga.• Se eliminó redes paralelas.• Se conserva la red trifásica para los suministros trifásicos.

2.4 RESULTADOS DE LA OPTIMIZACIÓN:INSTALACIONES DE MEDIA TENSIÓN

17

• Topología - Reducción de 12 km de red

• Secciones- Caída de tensión máxima de 5%.- Sección mínima de 35 mm2 de aleación de aluminio.

• Configuración del sistema estrella de 3 hilos.• Reemplazo de 60 km de redes bifásicas y 192 km de

redes monofásicas con neutro por redes monofásicas MRT.

• Vano promedio de 180 m para LP y 100 m para RP.• Postes de pino amarillo de 12 m y 11 m para LP y 11 m

para RP.

2.4 RESULTADOS DE LA OPTIMIZACIÓN:CALIDAD DE SERVICIO

18

Sistema de Protección

• Ubicación de los equipos deprotección considerando la cantidadde clientes y la probabilidad deinterrupciones.

• Se definieron 66 equiposseccionador fusible de tres etapas, 9recloser y 15 pararrayos adicionalesa los existentes en las SED.

• Se ubicaron pararrayos cada 5kilómetros de LP en zonas conaltitud mayor de 3 500 msnm y conalto nivel isoceráunico.

Indicadores de calidad proyectados

2.4 RESULTADOS DE LA OPTIMIZACIÓN:ESTÁNDAR DE CALIDAD

Descripción Unidad Valor

Número de interrupciones interrupciones/semestre 2,06

Duración de lasinterrupciones Horas/semestre 3,09

Caída de tensión en MT % de la tensión nominal 5,0

Caída de tensión en BT % de la tensión nominal 5,16

En términos individuales existen puntos de la red cuyos indicadores N yD superan los valores de la norma NTCSER los mismos requeriráncompensación.

2.4 RESULTADOS DE LA OPTIMIZACIÓN:EJEMPLO DE CONFIGURACIÓN TÍPICA 1

CONCENTRADOSED: E403218

20

Localidad: ColiscanchaUsuarios: 72Vano promedio: 38 mRadio SED (Rsed): 329,22 mRsed/Usuario : 4,57Metrado SP: 1 610,57 m

2.3 OPTIMIZACIÓN:EJEMPLO DE CONFIGURACIÓN TÍPICA 4

21

Localidad: Pueblo LibreUsuarios: 27Vano promedio: 77 mRadio SED (Rsed): 901,57 mRsed/Usuario : 33,39Metrado SP: 2 881,83 m

DISPERSO IIISED: E402143

2.4 RESULTADOS DE LA OPTIMIZACIÓN:EJEMPLO DE AGRUPAMIENTO DE SUBESTACIONES

22

SED: E402356‐1, 5kVATipo: ConcentradoUsuarios: 46Vano promedio: 42,34 mRadio SED (Rsed): 568,24 mRsed/Usuario : 12,35Metrado SP: 1 111,01 m

SED: E402357, 10 kVATipo: ConcentradoUsuarios: 64Vano promedio: 40,65 mRadio SED (Rsed): 309,08 mRsed/Usuario : 4,83Metrado SP: 1 677,45 m

LOCALIDAD PARCO ALTO – SED SEPARADAS

2.4 RESULTADOS DE LA OPTIMIZACIÓN:EJEMPLO DE AGRUPAMIENTO DE SUBESTACIONES

23

SED: PARCO ALTO, 15 kVATipo: ConcentradoUsuarios: 110Vano promedio: 41 mRadio SED (Rsed): 645 mRsed/Usuario : 5,86Metrado SP: 2 654,26 m

Reducción RP = 331 m

LOCALIDAD PARCO ALTO – SED AGRUPADAS

2.4 RESULTADOS DE LA OPTIMIZACIÓN:RESULTADOS EN INSTALACIONES DE SED, BT Y AP

24

SED• Reducción de número de SED de 591 a 560 (5%).• Reducción de potencia instalada de 13 713 kVA a 4 084 kVA (70%).

Red de Baja Tensión• Postes de pino amarillo de 9 m clase 6 Y 7.• Vano promedio 45m para zona concentrada y 60 m para zona dispersa.• Reducción de red de SP en 22 km (3%).

Alumbrado Público• Lámparas de sodio de alta presión de 50 W en zonas dispersas y 70 W en

zonas concentradas.• Incremento de red de AP en 148 km.• Incremento de luminarias de 4 563 a 5 514 unidades.

2.5 COSTOS UNITARIOS Y VALOR NUEVO DE REEMPLAZO

COSTOS UNITARIOS – ESQUEMA GENERAL

MaterialesA

Stock(6,81% de A)B

Mano de Obra(Costo Neto + 25% Contratista)C

Transporte y Equipos(Costo Neto + 25% Contratista)D

Ingeniería(11,17% * E)F

Gastos Generales(6% ]* (E + F))G

Interés Intercalario(3,71% * (E + F+G))H

Costo Directo(A + B + C + D)E

Costo Indirecto(F + G + H)I

Costo Unitario(E - I)

+

+

+

+=

+

+

+ =

+

+

=

25


COSTOS UNITARIOS – ELEMENTOS RELEVANTES POR KM DE RED

26

Descripción Media Tensión Baja TensiónLongitud del Conductor 1km + 3,5% 1km + 3,5%

Vano Promedio Líneas: 180m Zona Concentrada: 45mRedes: 100m Zona Dispersa: 60m

Altura de Postes(Madera importada)

Líneas: 12m: Clase 6 alineamiento,clase 5 cambio de dirección y fin de línea

9m: Clase 7 alineamiento,clase 6 cambio de dirección y fin de línea

Redes: 11m: Clase 6.

Luminarias APVapor de Sodio. de 50W y

70W


VNR OPTIMIZADO• 16 706 miles de US$, 10,2% mayor al VNR del sistema existente (15

171 miles de US$)

27

5 887

5 765

2 068

2 068

6 754

8 594

463

279

- 4 000 8 000 12 000 16 000 20 000

VNR Diciembre de 2012

VNR Optimizado

Miles de US$

Red MT SED MT/BT Red BT y AP VNR no Eléctrico

2.6 ORGANIZACIÓN DE LA EMPRESA MODELO Y COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

1. Costos de Explotación TécnicaActividades correspondientes a O&MCostos unitarios por actividad Frecuencias

2. Costos de Explotación ComercialActividades de atención al usuario: Lectura y Procesamiento, Emisión, Reparto y Cobranzas

3. Costos IndirectosAsignación de los costos de gestión, administración, contabilidad y otros de: Empresa total, Unidad de Negocios Huancavelica y SEM.Se deducen costos de otras actividades no VAD (conexiones, cortes y reconexiones, alquiler de postes, etc.)

2.6 ORGANIZACIÓN DE LA EMPRESA MODELO YCOSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

ESTRUCTURA DE LA ORGANIZACIÓN OPTIMIZADALa organización propuesta está conformada por 352 empleados: 158 a nivel de SedeRegional y 26 a nivel de SEM Huancavelica y el resto en UUNN.

Gerencia RegionalCantidad

352

Gerencia de Comercialización

Cantidad

49

Gerencia de Operación y Mantenimiento

Cantidad

58

Gerencia de Administración y Finanzas

Cantidad

30

Soporte Gerencia Regional

Cantidad

21

Cantidad Código Nombre del Puesto

1 GEGE Gerente General

1 SEGG Secretaria de Gerencia General

1 AU Auditor

1 PI Piloto

UUNN (6)Huancavelica + Otros

Cantidad

156SEM‐HUANCAVELICAUUNN

Valle del MantaroCantidad

34

29


ESTRUCTURA DE LA ORGANIZACIÓN OPTIMIZADA DEL SEMLa UN del SEM Modelo, contará con la siguiente estructura organizacional.

Jefe de la Unidad de Negocios de Huancavelica

Cantidad

26

Departamento Técnico

Cant

12

Departamento Comercial

Cant

7

Departamento de Atención SER

Cant

2

Cantidad Código Nombre del Puesto

1 JU Jefe de Unidad

1 SE Secretaria

Departamento Administrativo

Cant

3

Cant Cód Nombre del Puesto

1 SU Supervisor

1 TEL Técnico Electricista


1 JU Jefe de Unidad

3 SU Supervisor

6 TEL Técnico Electricista

1 TEME Técnico en Medición

1 TSI Técnico en Seguridad


1 JU Jefe de Unidad

2 SEGG Supervisor

2 AN2 Analista II

1 TEME Técnico en Medición

1 TSI Técnico en Seguridad


1 JU Jefe de Unidad

1 CON Contador

1 AXCO Aux. de Contabilidad

30


REMUNERACIONES

31

Se ajustan lasRemuneraciones

Personal directivo - elmínimo del mercado.Personal profesional ytécnico - promedio delmercado.Los costos del personalpropio corresponden ala supervisión directade las actividades deO&M.En el SEM HuancavelicaRural dicho costoascendería a 139 milsoles.

Nivel Tipo de Personal Cantidad de Empleados

Remuneración Mensual

Empleados%

Remuneración%

III Profesional 5 34 233 19 24,6II Administrativo 8 45 873 31 33,0I Tecnico 13 58 848 50 42,4

Total 26 138 955 100 100

Item Cargos Funcionales Promedio

MINTRA SEAL ELSEELC

PropuestaSistema Modelo

V Directivo 35 240 14 223 14 586 18 900 14 223 IV Ejecutivo 10 680 7 685 11 487 14 700 11 138 III Profesional 5 338 4 812 5 687 11 550 6 847 II Administrativo 4 816 4 734 4 724 8 663 5 734

I Técnico 4 245 4 588 4 077 5 198 4 527

Costo Mensual Propuesto para la U.N. Huancavelica (Nuevos Soles)

Referencia de Cargos Funcionales y Niveles de Remuneración Aplicados (Nuevos Soles/mes)

MT40%

SED7%

BT34%

AP19%


COSTO OPTIMIZADO DE EXPLOTACIÓN TÉCNICA (Miles de Nuevos Soles)Los costos directos de Operación Técnica a cargo de terceros es de 960,5 mil nuevos soles.

El costo total de explotación técnica del sistema eléctrico Huancavelica Rural : Costos directos de terceros y costos de personal propio para supervisión, ascienden a 1 436 mil soles.

32

Mano de Obra Total

Costo Directo de Contratista 960,4Costo de Personal Propio de UN Huancavelica Rural 475,5

Costo Total 1 436,0

Materiales

46%

Mano de Obra16%

Maquinarias y

Equipos27%

Otros11%

Descripción Total Participación(%)

Materiales 420,5 44Mano de Obra 149,1 16Maquinarias y Equipos 245,5 26Combustible 13,2 1Gastos de Supervisión 41,6 4Gastos Administrativos 41,6 4Utilidades 48,9 5

Costos Neto 960,4 100

BT5B96,1%

MT2/BT20,2%

MT3/BT30,3%

AP3,4%

2.7 COSTOS DE GESTIÓN COMERCIAL

COSTOS OPTIMIZADOS DE EXPLOTACIÓN COMERCIAL (Miles de Nuevos Soles)Los Costos Directos de Explotación Comercial ascienden a 860,6 miles de soles y consideran el Servicio de Terceros para las actividades comerciales de las opciones tarifarías.

El costo total de explotación comercial de la UN Huancavelica Rural que incluye los costos directos de terceros y los costos de personal propio para supervisión, ascienden a 1 319 mil soles.

33

Descripción Total

Costo Directo de Contratista 860,6Costo de Personal Propio de UN Huancavelica Rural 458,1Costo Total 1 318,7

Materiales19%

Mano de Obra22%

Maquinarias y

Equipos39%

Otros20%

Descripción Total Participación(%)

Materiales 164,1 19Mano de Obra 194,0 23Maquinarias y Equipos 332,2 39Combustible 5,4 1Gastos de Supervisión 47,8 6Gastos Administrativos 53,2 6Utilidades 63,8 7Costos Neto 860,6 100

2.8 BALANCE DE ENERGÍA Y POTENCIA (OPTIMIZADO)

34

Las pérdidas de potenciareferidas al ingreso de MT esde 10,41%

3 377

116 3,44%

3 261

3942 867

82 2,85%

154 5,36%

2 631

BALANCE DE POTENCIA - OPTIMIZADO (kW)

Ingresoa MT

Ingresoa BT

Ventas MT

Pérdidas en MT

VentasBT Pérdidas Técnicas

Pérdidas No Técnicas

23 976 Clientes 250 NHUBT

3. RESULTADOS DEL CÁLCULO DE LA TARIFA DE DISTRIBUCIÓN

Descripción Unidades Cargos Fijos Mensuales TotalCFE CFS CFH CFEAP Promedio

CCCL (Costo Comercial de Atención al Cliente)

Miles de S/. 72,8 0,2 0,2 2,6 75,8

Costos Directos Miles de S/. 71,3 0,2 0,2 2,5 74,3 Costos Indirectos Miles de S/. 1,5 0,0 0,0 0,1 1,5

NCL (Número de Clientes) Clientes 23 342 16 28 590 23 976

Costo Fijo por Cliente S/./Cliente-mes 3,12 11,74 8,35 4,35 3,16

3.1 COSTO FIJO (CF)

• La U.N. Huancavelica Rural, cuenta con 23 948 (99,9%) clientes con tarifamonómica BT y sólo 28 (0,1%) clientes con tarifas binomias.

• El Costo Fijo asociado a los clientes y al alumbrado público, se calculaconsiderando las actividades de lectura, procesamiento, facturación ycobranza por el consumo de energía, de acuerdo a la siguiente relación:

• El valor propuesto de Costo Fijo es de 3,16 S/./Cliente-mes:CL

CL

NCC

CF =

36

3.2 VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCIÓN

VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCIÓN (VAD)

MT

MTMTMT MW

MOVNRVAD &@ +=

BT

SEDSEDSED MW

MOVNRVAD

&@ +=

BT

BTBTBT MW

MOVNRVAD &@ +=

VAD de Media Tensión (VADMT)

VAD de Baja Tensión (VADBT)

VAD de Sub Estaciones VADSED)

37

Descripción Unidad MTValor Nuevo de Reemplazo Miles de S/. 15 067Anualidad del VNR Miles de S/. 1 871Costo Anual de Explotación Miles de S/. 860Total Costo Anual Miles de S/. 2 731Total Costo Mensual Miles de S/. 220Maxima Demanda kW 3 261Valor Agregado de Distribución S/./KW-mes 67,35

Descripción Unidad SEDValor Nuevo de Reemplazo Miles de S/. 5 405Anualidad del VNR Miles de S/. 671Costo Anual de Explotación Miles de S/. 170Total Costo Anual Miles de S/. 841Total Costo Mensual Miles de S/. 67Maxima Demanda kW 2 631Valor Agregado de Distribución S/./KW-mes 25,56

Descripcion Unidad BTValor Nuevo de Reemplazo Miles de S/. 22 465Anualidad del VNR Miles de S/. 2 789Costo Anual de Explotacion Miles de S/. 1 025Total Costo Anual Miles de S/. 3 814Total Costo Mensual Miles de S/. 306Maxima Demanda kW 2 631Valor Agregado de Distribución S/./KW-mes 116,26

3.2 VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCIÓN

VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCIÓN (VAD)

38

Descripción Unidad Componente de Red TotalMT SED BT APValor Nuevo de Reemplazo Miles de S/. 15 067 5 405 16 826 5 640 42 937Anualidad del VNR Miles de S/. 1 871 671 2 089 700 5 330Costo Anual de Explotacion Miles de S/. 860 170 713 312 2 055

Costos Directos Miles de S/. 585 96 478 264 1 422Costos Indirectos Miles de S/. 34 5 57 14 109Costos de Gestión Comercial Miles de S/. 127 36 94 18 275Costos de Operación Comercial Miles de S/. 115 33 85 16 249

Total Costo Anual Miles de S/. 2 731 841 2 802 1 012 7 386Total Costo Mensual Miles de S/. 220 67 225 81 593Maxima Demanda kW 3 261 2 631 2 631 399 3 261Valor Agregado de Distribución S/./KW-mes 67,35 25,56 116,26 181,81

Las pérdidas de potencia referidas al ingreso de MT es de 10,41%

3.3 PÉRDIDAS ESTANDAR DE ENERGÍA Y POTENCIA

39

Nivel de Tensión

Tipo Porcentaje (*)

Energía Potencia

MT Técnica 2,91 3,44 No técnica --- ---

SED Técnica 1,71 3,43

BT Técnica 2,69 5,36 No técnica 2,85 2,85

Acometida Técnica 0,06 0,072 Medidor Técnica 0,22 0,45

(*) Porcentaje referido al ingreso en cada nivel de tensión

3.4 FACTORES DE ACTUALIZACIÓN DEL VAD

40

Factores de Economía de Escala del VAD

Factores de Actualización del VAD

Factores de Economía de Escala del CF

Periodo MT SED BT

Noviembre 2013 – Octubre 2014 0,9804 0,9814 0,9820




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CENTRO DE CONSERVACIÓN DE ENERGÍA Y DEL AMBIENTE

Gracias por su Atención

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7-VAD Sector 6 · 2013-04-25 · • Postes de pino amarillo de 9 m clase 6 Y 7. • Vano promedio 45m para zona concentrada y 60 m para zona dispersa. • Reducción de red de SP