Valor Agregado de Distribución VAD

ESTUDIO DE COSTOS DEL VAD SECTOR TIPICO 2

SISTEMA ELECTRICO PIURA

ELECTRONOROESTE S.A.

SEGUNDO INFORME PARCIAL

7 de Abril de 2009

1

Estudio de Costos del VAD Sector Típico 2: Sistema Eléctrico PIURA – ElectroNorOeste S. A. Segundo Informe Parcial

Página 2

CCOONNTTEENNIIDDOO Pág.

1 RESUMEN EJECUTIVO ................................................................................................................... 5

1.1 Objetivo .............................................................................................. 5

1.2 Antecedentes ..................................................................................... 5

1.3 Estructuración de la Empresa Modelo................................................ 6

1.3.1 Breve Descripción y Resultados ................................................... 6

1.4 Conclusiones y Recomendaciones .................................................... 8

1.4.1 Sistema Modelo ............................................................................ 8 1.4.2 Optimización de los Costos de Operación y Mantenimiento......... 8

2 ESTRUCTURACION DE LA EMPRESA MODELO EFICIENTE....................................................... 9

2.1 Caracterización del Mercado Eléctrico ............................................... 9

2.1.1 Introducción .................................................................................. 9 2.1.2 Mapa de Densidades Urbanas...................................................... 9

2.2 Definición de la Tecnología Adaptada y Diseño de las Instalaciones

Eléctricas.................................................................................................. 17

2.2.1 Diseño Preliminar del Tipo de Red ............................................. 17 2.2.2 Definición de la Tecnología Adaptada ........................................ 25

2.3 Costos Estándar de Inversión .......................................................... 48

2.3.1 Criterios generales...................................................................... 48 2.3.2 Costos directos ........................................................................... 49 2.3.3 Costos indirectos ........................................................................ 52 2.3.4 Esquema de costos .................................................................... 53

2.4 Optimización Técnico Económica del Sistema Eléctrico Modelo ..... 54

2.4.1 Instalaciones de Media Tensión.................................................. 54 2.4.2 Redes MT y BT en Damero ........................................................ 57 2.4.3 Instalaciones de Alumbrado Público ........................................... 66


Página 3

2.5 Optimización de las Instalaciones no Eléctricas............................... 74

2.5.1 Edificios ...................................................................................... 74 2.5.2 Vehículos .................................................................................... 74 2.5.3 Equipos, sistemas y software...................................................... 75

2.6 Estándar de Calidad de Servicio ...................................................... 76

2.6.1 Introducción ................................................................................ 76 2.6.2 Criterios de cálculo ..................................................................... 77 2.6.3 Resultados.................................................................................. 78

2.7 Balance de Potencia y Energía ........................................................ 80

2.7.1 Movimiento de Energía ............................................................... 81 2.7.2 Factores de Pérdidas de Energía ............................................... 83 2.7.3 Factores de Pérdidas de Potencia Real...................................... 83 2.7.4 Movimiento de Potencia.............................................................. 83

2.8 Determinación de las Pérdidas Estándar de Energía y Potencia ..... 87

2.8.1 Pérdidas Estándar Técnicas o Físicas........................................ 87 2.8.2 Pérdidas Estándar No Técnicas o Comerciales.......................... 88

2.9 Optimización de Costos de Explotación ........................................... 90

2.9.1 Introducción ................................................................................ 90 2.9.2 Definición y descripción de la Organización ............................... 91 2.9.3 Costos de Explotación Técnica................................................. 100 2.9.4 Metodología de optimización de los costos de operación comercial y pérdidas estándar comerciales ............................................ 109 2.9.5 Optimización de los costos de Gestión ..................................... 123

2.10 Costos Adicionales......................................................................... 124

2.10.1 Aportes a organismos reguladores ........................................... 125 2.10.2 Costos de Capital de Trabajo.................................................... 125

2.11 Formatos D .................................................................................... 126

3 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ................................................................................ 127

3.1 Estructuración de la Empresa Modelo............................................ 127

3.1.1 Sistema Modelo ........................................................................ 127


Página 4

ANEXOS:

ANEXO A: Costos Estándar de Inversión.

ANEXO B: Alumbrado Público - Cálculos Luminotécnicos.

ANEXO C: Empresa de Referencia, módulo de actividades de Operación y Mantenimiento.

ANEXO D: Empresa de Referencia, módulo de actividades Comerciales y Costos Indirectos.

ANEXO E: Opinión sobre justificación del Comité Corporativo de Gestión


Página 5

1 RESUMEN EJECUTIVO

1.1 Objetivo

El objetivo del Segundo Informe Parcial es presentar el estudio de costos del Valor Agregado de Distribución (VAD) 2009 – 2013, correspondiente al sector típico N° 2 – Urbano de Media Densidad:

◊ Asignación de recursos, ingresos y costos al sistema elegido para estudio del sistema eléctrico modelo, Revisión 3; y

◊ Resultados parciales o preliminares de la estructuración de la empresa modelo (caracterización del mercado, definición del tipo de red, definición de las tecnologías adaptadas, costos unitarios estándar de inversión y de operación y mantenimiento, pérdidas estándar, optimización de los costos de operación y mantenimiento técnico, optimización de los costos de gestión comercial, optimización de costos indirectos).

El sistema eléctrico escogido como sistema eléctrico modelo (SEM) es el sistema eléctrico de Piura, perteneciente a la empresa Electro Noroeste S.A.

Para el desarrollo del presente informe se han seguido las indicaciones de los términos de referencia que para este estudio fueran aprobados por el Osinergmin y sus resultados se presentan en los Formatos D.

1.2 Antecedentes

En el informe anterior se presentaron los resultados de:

◊ La recopilación de la información técnica, comercial y económica del funcionamiento de la Empresa Real y del sistema eléctrico seleccionado como modelo para el Sector Típico 2 (Formatos A).

Esta recopilación permitió conocer los aspectos técnicos, contable-financieros, comerciales y de organización de la empresa total y del SEM.

◊ La validación y revisión de los antecedentes de la Empresa Real y del sistema eléctrico modelo (Formatos B), incluyendo:

o Antecedentes contables. o Antecedentes de la Organización. o Antecedentes de las instalaciones eléctricas. o Antecedentes Comerciales. o Costos de explotación o Criterios de asignación de costos

◊ El ajuste inicial de costos (formatos C).

Este ajuste a los costos de la organización se realizó teniendo en cuenta la operatoria y prácticas habituales (rendimientos, niveles de remuneraciones, etc.) de empresas eficientes del Sector.

1.3 Estructuración de la Empresa Modelo

1.3.1 Breve Descripción y Resultados 1.3.1.1 Sistema Modelo

Previo a la optimización de la Empresa Modelo se procedió a optimizar el sistema eléctrico adaptado.

Para ello se desarrolló un modelo matemático que define, en función de la densidad de carga de cada zona típica, de sus características urbanas (zonas monumentales u otras) y de características constructivas que restrinjan la selección de soluciones técnicas, parámetros óptimos de red tales como cantidad de SED’s por unidad de área (y con ello su radio medio), extensión de redes de BT por unida de área, etc., de manera de optimizar la suma de los costos de capital, de operación y de pérdidas para atender el servicio cumpliendo de la manera más eficiente con los requisitos de calidad aplicables.

Los principales resultados de la optimización fueron:

Metrado

Componente Unidad Sistema Media Tensión Red Aérea km 363 Red Subterránea km 22 Equipos de Protección y Seccionamiento unidad 4 140Subestaciones Subestaciones de Distribución MT/BT

Biposte unidad 458 Compacta Pedestal unidad 53

Baja Tensión Red Aérea Servicio Particular km 696 Alumbrado Público km 696 Luminarias unidad 25 457 Equipos de Control unidad 458 Red Subterránea Servicio Particular km 123 Alumbrado Público km 178 Luminarias unidad 4 245 Equipos de Control unidad 53


Página 6

Metrado y VNR comparativos

Actual Modelo Actual Modelo

. Red Media Tensión km 405 386 4 601 5 289

. Subestaciones MT/BT Unidades 638 511 3 249 3 421

. Red Baja Tensión km 807 819 17 098 16 649

Totales 1 850 1 715 24 948 25 360

Conccepto Unid.Metrado VNR (Miles USD)

Pérdidas estándar

std actualMWh % %

4,698 1.53% 1.46%

8,935 4.77% 5.96%total 2,964 1.58%FE 1,918 1.02%CU 1,046 0.56%

4,141 2.21%96 0.05%

339 0.18%1,394 0.74%

TMB

Red

Piloto de AP

Acometidas

Medidores

Pérdidas Técnicas Energía Standard actual y modelo Óptimas Promedio Periodo

ConceptoModelo

MT

BT

1.3.1.2 Optimización de los Costos de Operación y Mantenimiento

Luego de la determinación de las instalaciones del sistema eléctrico modelo, se optimizaron los costos de operación y mantenimiento técnico (operación, mantenimiento y pérdidas) aplicando para ello un análisis de actividades, procesos y frecuencias eficientes. Una vez alcanzada la optimización, se asignaron al sistema eléctrico modelo los costos correspondientes.

En esta optimización se consideraron los costos eficientes de una empresa teórica, con instalaciones adaptadas a la demanda, técnica y económicamente óptimas, y cumpliendo con los requerimientos de calidad y servicio así como demás normativas establecidas por la legislación vigente.

Los resultados parciales de la empresa de Referencia de O&M son los siguientes:

CU TOTALUSD/und USD

Red de media tensión aérea km 363 307 111 700 Red de media tensión subterránea km 22 86 1 926 Subestaciones de distribución SEDs 511 591 301 886 Red de baja tensión aérea km 696 128 88 919 Red de baja tensión subterránea km 123 82 10 037 Instalaciones de alumbrado público Luminarias 28 314 24 683 325 TOTAL 1 197 793

Componente del sistema Unidad Cantidad


Página 7

A continuación se muestran los resultados parciales integrados para el SEM:

Costos técnicos de O&M 1 198 Costos comerciales 1 086 Costos Indirectos de Personal 2 103 Costos Indirectos o de Administración 424 TOTAL 4 810

[Miles USD]Componente

1.4 Conclusiones y Recomendaciones

1.4.1 Sistema Modelo

En esta fase del estudio se finalizó el desarrollo del nuevo modelo de optimización de redes con el que se determinaron las configuraciones óptimas de red adaptada por zona isodensa y, en consecuencia, tanto el metrado como el VNR de las instalaciones eléctricas.

Pero como no está aún concluido el proceso de actualización de precios el VNR que se presenta ha sido determinado en base a los costos obrantes en el SICODI-GART disponible, siendo en consecuencia provisorio. Y dado que los VNR relativos de los distintos componentes incide directamente en la selección de la topología y de las configuraciones óptimas de las redes, tanto éstas como las pérdidas estándar calculadas pueden variar.

Como es de común conocimiento, el estudio aún está en desarrollo y falta corregir con información entregada por ENOSA a último momento. Un punto muy sensible aún no cerrado es el análisis del costo/beneficio del Comité Corporativo de Gestión. Ver el punto específico dentro del informe y el Anexo E, donde se trata el tema más extensamente.

Por otra parte, los datos informados en el presente se encuentran pendientes de revisión y se pretende realizar comparaciones (benchmarking) con otras empresas similares más para asegurar la razonabilidad de todo el análisis.

1.4.2 Optimización de los Costos de Operación y Mantenimiento

Se efectuó el diseño de la empresa de referencia en lo relativo a actividades de Operación y Mantenimiento, Explotación Comercial y costos de gestión, de manera de reproducir los costos incurridos por una distribuidora eficiente en el Sistema Eléctrico Modelo, con el aprovechamiento de las economías de escala de la empresa distribuidora a la que pertenece dicho SEM.

Los resultados obtenidos revisten carácter de preliminares, por lo que no resulta prudente emitir juicios numéricos de los resultados obtenidos. Como se dice anteriormente, se encuentran pendientes de ser revisados y comparados con otras referencias similares.


Página 8


Página 9

2 ESTRUCTURACION DE LA EMPRESA MODELO EFICIENTE

2.1 Caracterización del Mercado Eléctrico

2.1.1 Introducción El estudio de VAD se basa en el Sistema Eléctrico Modelo (SEM) que se desarrollará utilizando como referencia el sistema de Piura, elegido por OSINERG a tal efecto. Por esa razón la caracterización del mercado realizada por este consultor tuvo como objetivo servir de base para definir los tipos de red adaptados económicamente a la demanda y a las condiciones físicas del sistema de Piura. Dado que este sistema no presenta zonas con corrosión salina, dicha variable no fue considerada para el estudio de zonificación.

2.1.2 Mapa de Densidades Urbanas Se definen como “urbanas” a las áreas subdivididas en parcelas regulares de aproximadamente una hectárea, es decir donde las vías públicas encierran áreas reducidas (bloques o manzanas). Para modelar estas zonas urbanas es posible generar distintas configuraciones regulares de redes de MT y BT en damero, no así en el resto de la red, donde las líneas eléctricas deben seguir los trazados más o menos caprichosos de los caminos. El modelado se basa en determinar el VNR y las pérdidas óptimas para una determinada área isodensa. A fin de representar adecuadamente toda la red urbana se divide ésta en cinco áreas isodensas, cada una de de las cuales representa un rango de densidades de la red real. Para determinar las áreas isodensas de la zona urbana, esta se subdividió en bloques cuadrados, de forma tal que la misma quedara cubierta por una cuadrícula regular. Se adoptó un tamaño variable de los bloques para lograr que la cobertura de las redes eléctricas sea lo más ajustada posible al área que realmente posee usuarios, y que los límites de las zonas de diferentes densidades de carga resultaran lo más homogéneos Los rangos de densidad de cada zona son los establecidos por la Resolución OSINERG Nº 162-2006-OS/CD:

Zona

Rango de densidad

de carga (MW/Km2)

5 Urbano - Muy alta densidad MAD δ > 4,00

4 Urbano - Alta densidad 1 AD1 2,50 < δ < 4,00

3 Urbano - Alta densidad 2 AD2 1,50 < δ < 2,50

2 Urbano - Media densidad MD 0,25 < δ < 1,50

1 Urbano/Rural - Baja densidad BD δ < 0,25

2.1.2.1 Metodología de Zonificación

Se estudió la distribución de la demanda en el Sistema Piura a partir de la información de todos los clientes geo-referenciados y sus cargas asociadas. Las cargas de cada cliente fueron obtenidas a partir de la base de datos de facturación de ElectroNoroeste correspondiente al año 2008. La zonificación se realizó en los siguientes pasos:

◊ División del Área Servida en Cuadrículas

◊ Cálculo de la Potencia Máxima de cada cuadrícula

◊ Cálculo de la Densidad de Carga de cada cuadrícula (MW/km2)

◊ Clasificación de las cuadrículas por zona típica

2.1.2.2 División del Área Servida A los efectos de realizar la división del área servida según los rangos de densidad previamente definidos se adoptó el criterio utilizado por el supervisor VAD en la revisión del 2004, agregando una instancia inicial más de selección a los fines de mejorar la clasificación. La metodología utilizada se detalla a continuación: Se identifican las áreas con los siguientes colores:

Muy Alta DensidadAlta Densidad 1Alta Densidad 2Media DensidadBaja Densidad

Primer Paso: Cuadrícula de 200 metros de lado


Página 10

Se dividió el área total en cuadrículas de 200 metros de lado. Sobre cada cuadricula se estimó la densidad: MW/km2. Si dicho valor superaba los 4 MW/km2, se finalizaba el análisis sobre dicha cuadricula rotulándola de “Muy Alta Densidad”. Si en cambio la densidad fue inferior a los 4 MW/km2, se dividió dicha cuadricula en 4 partes más pequeñas de 100 metros de lado.

Segundo Paso: Cuadrícula de 100 metros de lado

Sobre cada cuadricula de 100 metros de lado se estimó nuevamente la densidad. Para las cuadrículas de MAD, AD1, AD2 y MD se detiene el proceso.


Página 11

Tercer Paso: Cuadrícula de 50 metros de lado

Las áreas de BD de 100x100 se dividieron en cuatro partes, esta vez de 50 metros de lado. Para cada una de las cuadriculas de 50 metros de lado se estimó la densidad, clasificándolas según el caso.

2.1.2.3 Cálculo de la Potencia Máxima por cuadrícula

La potencia máxima coincidental de cada cliente de BT y MT se determinó a partir de la información extraída de:

• la base de datos de facturación, • la campaña de caracterización de cargas y • la información de pérdidas del SEM.

Con dicha información fue posible determinar para cada cliente un perfil de cargas de 24 horas típico. Sumando los perfiles de todos los clientes se determinó el momento en el cual se registraría la máxima del sistema. Luego, conociendo la hora de máxima del sistema fue posible identificar para cada cliente su potencia máxima coincidental. Se sumaron además las pérdidas de cada segmento de red y se obtuvo así una potencia máxima coincidental en MT. Finalmente, se aplicó un factor a la potencia máxima coincidental de cada cliente de manera tal que la suma de potencias máximas coincidentales fuera igual a la potencia máxima registrada en el sistema.

La potencia resultante fue la utilizada para la zonificación del SEM de Piura, donde para cada cuadricula se calculó la potencia máxima como la suma de las potencias máximas coincidentales de los clientes que por su georeferencia se encontraban dentro de la misma.

Los datos provenientes de la campaña de caracterización fueron obtenidos del estudio “Consultoría de Caracterización de la Carga de los Sistemas de


Página 12

Distribución Eléctrica de Electronoroeste S.A.” realizado por consultores de ENOSA en Junio de 2008 y corresponden a los perfiles típicos informados en Anexo 7 de dicho informe.

2.1.2.4 Cálculo de la Densidad de Carga por cuadrícula La densidad de carga de cada cuadrícula se calculó como el cociente entre su potencia máxima y la superficie de la misma.

2.1.2.5 Clientes Faltantes

Se realizó un control entre la información de clientes y la de redes, detectándose una falta de coincidencia entre la georeferencias de ambas bases, pues la posición geográfica de los clientes no coincidía con la de las redes. Además se detectaron áreas relativamente extensas donde existían redes pero no clientes. Se informó a ENOSA esta situación anormal y finalmente ENOSA envió la información de los clientes faltantes. Puesto que esta información se recibió recientemente no hubo tiempo de procesarla, verificarla e incluir dichas cargas en las cuadrículas, operaciones que serán realizadas en los próximos días, con lo que se corregirán todos los resultados que se mostrarán en el siguiente informe.

2.1.2.6 Clasificación de la cuadrícula por Zona Típica La asignación por zona típica a la que cada cuadrícula pertenece fue el resultado de comparar las densidades calculadas con los rangos de densidades definidos por OSINERG para cada zona típica. Una vez obtenidas las densidades de cada cuadrícula, las mismas fueron agrupadas según los rangos de densidad expuestos en el punto 2.1, obteniéndose los siguientes resultados totales por rango de densidad:

Resultados de la Zonificación

Orden BT_MT DensidadArea (km2)

Densidad (MW/km2)

PMT (kW) PBT (kW) EMT (kWh/año) EBT (kWh/año) 50X50 100X100 200X200

1 BT Baja_Densidad 8.5 0.10 ‐ 882 ‐ 2 998 401 3 410 0 0

2 BT Media_Densidad 16.0 0.74 ‐ 11 844 ‐ 43 454 330 6 402 0 0

3 BT Alta_Densidad_2 7.3 1.88 ‐ 13 730 ‐ 55 400 940 859 514 0

4 BT Alta_Densidad_1 1.6 2.96 ‐ 4 707 ‐ 19 843 010 119 129 0

5 BT Muy_Alta_Densidad 0.9 5.98 ‐ 5 428 ‐ 22 952 570 15 31 14

6 BT Total 34.3 1.07 ‐ 36 592 ‐ 144 649 200 10 805 674 14

1 MT Baja_Densidad 8.4 0.10 ‐ 871 ‐ 2 955 089 3 372 0 0

2 MT Media_Densidad 15.7 0.74 38 11 618 309 684 42 541 890 6 296 0 0

3 MT Alta_Densidad_2 7.4 1.89 553 13 438 3 961 354 54 272 430 843 530 0

4 MT Alta_Densidad_1 1.8 3.00 757 4 671 4 685 114 19 508 600 128 149 0

5 MT Muy_Alta_Densidad 1.8 8.33 9 356 5 994 89 823 520 25 371 240 21 79 25

6 MT Total 35.2 1.34 10 705 36 592 98 779 660 144 649 200 10 660 758 25 Puede observarse que los rangos con mayor participación en la superficie analizada corresponden a AD2 y MD que van desde los 0.25 a los 2.50 MW/km2.


Página 13

Como resultado de la división del área servida se obtuvieron también los mapas de densidad de carga en MT y BT, que se tomaron luego como base en el proceso de optimización técnico-económica.

Mapa de Densidades de MT


Página 14

Mapa de Densidades de BT

Se distinguieron también las zonas monumentales. Dentro del SEM, existen tres zonas monumentales, totalizando 2.5 km2 de superficie. Se presentan a continuación las densidades dentro de dichas zonas.

Zona monumental de Piura


Página 15

Zona monumental de Catacaos

Zona Monumental Narihualá


Página 16


Página 17

2.2 Definición de la Tecnología Adaptada y Diseño de las Instalaciones Eléctricas

2.2.1 Diseño Preliminar del Tipo de Red 2.2.1.1 Criterios generales

Como paso previo al estudio de las tecnologías a considerar y a la optimización de la red adaptada fue necesario definir los tipos de red más convenientes para cada zona típica identificada en el estudio de zonificación del mercado. Para ello se realizó un análisis preliminar considerando los diferentes factores condicionantes de las posibles soluciones técnicas, a saber:

• Antecedentes regulatorios y legales existentes aplicables a la determinación del tipo de red para cada zona.

• Características viales, edilicias y de urbanización predominantes.

• Tipo de instalaciones actualmente utilizadas por la empresa.

• Restricciones topográficas y cartográficas.

• Distribución y densidad carga de los usuarios.

Se tomó en cuenta todo lo indicado en los TdR, y en particular: Los requerimientos señalados en la LCE, RLCE, NTCSE, Código Nacional

de Electricidad, Reglamento de Seguridad e Higiene Ocupacional del Subsector Eléctrico y demás Normas Técnicas.

La capacidad de atender con la misma infraestructura eléctrica a los clientes del servicio público de electricidad y a los clientes del mercado no regulado (libres), es decir que el VAD es único para ambos mercados.

Instalaciones de distribución económicamente adaptadas a la demanda. Para esto se evaluaron diferentes tecnologías y topologías de red, a fin de minimizar los costos conjuntos de inversión, operación, mantenimiento y pérdidas.

Calidades de servicio y de suministro de acuerdo a lo exigido por el servicio regulado, aún cuando los usuarios no regulados convengan condiciones mejores.

Tamaños de equipos e instalaciones que varían en forma discreta y no continua; sus holguras (reservas) de capacidad surgen de la relación entre factores de uso medio utilizados y del crecimiento de la demanda vegetativa prevista para el periodo regulatorio.

2.2.1.2 Factores condicionantes Antecedentes regulatorios y legales aplicables:

o Ley de Concesiones Eléctricas, Decreto Ley 25844 y su Reglamento.


Página 18

o Resolución Nº 329-2004-OS/CD: “Guía de Elaboración del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) de las Instalaciones de Distribución Eléctrica”, Anexo Nº 6: “Criterios Técnicos de Adaptación de las Instalaciones de Distribución Eléctrica por Sector Típico”.

o Resolución Nº 001-2003-OS/CD (modificada por las resoluciones N° 185-2004-OS/CD y 002-2005-OS/CD) donde se establece el “Procedimiento para la Fijación de Precios Regulados”.

o Resolución Nº 001-2002-OS/CD: “Proceso de Cálculo de Tarifas de Distribución Eléctrica”.

o Código Nacional de Electricidad. o Norma Técnica de Calidad del Servicio Eléctrico (NTCSE). o Normas DGE del Ministerio de Energía y Minas sobre instalaciones. o Normas de Seguridad en vigencia.

Tipo de instalaciones actualmente utilizadas por las empresas. Distribución y densidades de carga asociadas a cada zona. Restricciones topográficas y cartográficas. Características edilicias y de urbanización predominantes.

2.2.1.3 Esquemas de conexión 2.2.1.3.1 Redes de BT

Alternativas consideradas

Debido a que la empresa debe poder prestar servicio trifásico donde se lo soliciten y a que la tensión normalizada para distribución monofásica domiciliaria en Perú es de 220 V se analizaron las siguientes alternativas:

• Redes 3 x 380/220 V, en un todo de acuerdo a lo recomendado por el Código Nacional de Electricidad, punto 017.A: distribución con neutro, transformadores con secundario en estrella y centro estrella conectado rígidamente a tierra.

• Redes 3 x 220 V: distribución sin neutro, transformadores con secundario en triángulo aislado de tierra.

Análisis comparativo

Los sistemas de distribución en BT basados en transformadores con secundario aislado de tierra, si bien tienen algunas ventajas presentan también una serie de desventajas que han originado una tendencia generalizada en el mundo hacia al uso de transformadores con secundarios en estrella y neutro rígidamente conectado a tierra.

Los principales puntos a considerar son:

• Comparación de las corrientes de falla en ambos sistemas: en el gráfico siguiente se ven los dos tipos de conexión en baja tensión: Conexión en Triángulo (Delta) aislado (de tierra) y la conexión Estrella (Y) con neutro rígidamente puesto a tierra. Cada uno de los bobinados secundarios

proporciona una tensión de 220 V y tiene una impedancia interna Zt que es la impedancia del secundario más la reflejada del primario.

Conexión Delta Conexión Y

En el cuadro que se muestra a continuación, se muestran las corrientes de falla permanente, Icc, en los sistemas con transformadores en estrella con neutro rígido a tierra, comparado con los sistemas con transformador con secundario en Delta aislado de tierra, sin considerar las componentes transitorias, o sea considerando solamente las componente permanente senoidal eficaz del cortocircuito, y estas son:

Sistema DELTA aislado Sistema Y con neutro a tierra

Falla a tierra

(doble)

220 V/ (2/3 x Zt+2Zl+Zf1+Zf2)

Falla a tierra 1 fase

220 V/ (Zt +Zl+Zf)

Falla entre líneas

220 V/ (2/3 x Zt +2Zl+Zf)

Falla entre fases

380 V/2 x (Zt+Zl+Zf)

en donde :

Zt => Impedancia vista desde el corto, en la fase de transformador

Zl => impedancia de la línea vista desde el corto hasta el transformador.

Zf => Impedancia de la falla (igual a cero para el peor caso de cortocircuito)

Las mayores corrientes de cortocircuito, se producirán en las cercanías del transformador, donde la impedancia de línea es muy pequeña comparada con la impedancia del transformador. Si se supone (para el peor caso) que Zl= Zf = 0 (impedancias de línea y de falla iguales a cero) se deduce que las corrientes de falla son siempre superiores en el sistema Delta aislado, ya que la impedancia del transformador vista desde el cortocircuito es Zt para el


Página 19


Página 20

caso de conexión Y y 2/3 de Zt para la conexión Delta siendo iguales los voltajes aplicados (220 V).

Las corrientes de cortocircuito, incluyendo las componentes transitorias, también serán menores ya que son proporcionales a la corriente permanente.

Esto significa que los esfuerzos, tanto eléctricos como mecánicos ejercidos sobre cables, barras, equipos etc, serán menores en la conexión Y.

Facilidad de detección de fallas a tierra

En sistemas con neutro aterrado las corrientes de falla a tierra son considerables, por lo que estas fallas se detectan fácilmente y con sencillas protecciones de sobrecorriente el circuito fallado se puede desconectar de forma inmediata para evitar daños mayores. La desconexión es además selectiva, lo que permite acotar el alcance de la falla y facilitar la consecuente identificación del ramal fallado.

Para fallas monofásicas, los sistemas aislados de tierra, en cambio, prácticamente no drenan corriente, ya que sólo circula por la falla la debida a la capacidad entre las fases sanas y tierra. La salida de servicio recién se produce cuando aparece una segunda falla a tierra, y lo que sale de servicio es entonces el sistema entero.

Para poder reponerlo se deben primero localizar ambas fallas, lo que es trabajoso y lento porque para ello se deben ir realizando desconexiones parciales de red hasta encontrarlas. Si la calidad del servicio es importante debe implementarse un sistema de protección elaborado que advierta de la primera falla y un equipo de mantenimiento que pueda ubicarla y repararla antes de la ocurrencia de una segunda falla. Para la detección es necesario utilizar protecciones de sobretensión homopolar, para las que deben instalarse en los secundarios de los transformadores de potencia transformadores de tensión con sus primarios conectados en estrella con neutro aterrado y sus secundarios en triángulo abierto.

Continuidad de servicio

La mayor ventaja de los sistemas aislados es que admiten la continuidad del servicio aún con una falla a tierra, ya que ésta, como se dijo, es de reducida magnitud.

Es así factible mantener el servicio hasta la reparación de la falla o hasta la ocurrencia de otra, momento en que las protecciones deberán desconectar todo el sistema.

En sistemas con neutro rígido a tierra, en cambio, cuando se produce una falla a tierra circula una corriente considerable, que las protecciones deben


Página 21

detectar y sacar de servicio la parte afectada en forma inmediata. Pero la desconexión puede ser selectiva, es decir sin consecuencias para el resto del sistema.

Solicitaciones sobre la aislación

En un sistema aislado cuando una fase falla contra tierra las fases sanas pasan a operar con una tensión a tierra 73% superior a la normal, lo que provoca una solicitación adicional sobre la aislación de cables, transformadores y motores.

Los cables de potencia se pueden seleccionar para este tipo de servicio, de manera que puedan operar de forma continua sin problemas. La aislación de algunos motores y transformadores, en cambio, operando durante largos periodos en estas condiciones puede envejecer prematuramente.

No obstante eso, en algunas aplicaciones (tales como extracción de petróleo con bombas de pozo profundo, donde la prioridad es bombear aún hasta la destrucción del motor) esto es considerado una desventaja menor.

Aspectos relacionados con la seguridad

Cuando cae una línea de media tensión sobre una de baja, o cuando falla el aislamiento entre las bobinas de media y baja tensión en un transformador de distribución, en los sistemas rígidamente aterrados si bien se producen corrientes de falla grandes el neutro del sistema de BT permanece muy cerca del potencial de tierra y las sobretensiones a tierra en el lado de BT se reducen considerablemente.

En los sistemas aislados, en cambio, la tensión contra tierra de todo el sistema se levanta destruyendo las aislaciones, con gran peligro para las instalaciones y para la seguridad de las personas.

Sobrevoltajes transitorios

Estas sobretensiones, tales como las de maniobra, son mayores en general en los sistemas con neutro aislado, por carecer éstos de referencia y de un camino de descarga a tierra.

Sobrevoltajes por ferrorresonancia

Los sistemas aislados están expuestos a sobrevoltajes resonantes: durante una falla a tierra se pueden dar condiciones de resonancia entre la capacitancia fase-tierra de la red sana e inductancias del sistema tales como transformadores de tensión. El voltaje a tierra así aplicado a las fases sanas puede ser considerablemente mayor (del orden de 3 a 4 veces) que el voltaje fase-fase, lo que puede inducir fallas mayores.


Página 22

Tensión de operación normal

Las tensiones de fase en el sistema Y son 1,73 veces más altas que en el sistema Δ, por lo que una distribución con neutro posibilita ofrecer un servicio trifásico en 380 V para cargas industriales y uno monofásico en 220 V para cargas domiciliarias.

Esta mayor tensión no representa un sobrecosto de la red, ya que en general los aisladores y los cables usados se fabrican para tensiones nominales de 500 V y 1100 V, respectivamente, siendo en consecuencia idénticos tanto para sistemas 3 x 380/220 V como para 3 x 220 V.

Corriente de operación normal

Para una misma potencia aparente entregada el sistema Δ requiere una corriente de línea 1,73 veces mayor que la que requiere el sistema en estrella, por lo que una misma sección de conductor en este sistema puede transmitir 42% más de potencia.

Necesidad de puestas a tierra múltiples

Para evitar que eventuales corrientes de operación desbalanceadas eleven el potencial del neutro el sistema estrella con neutro aterrado requiere su puesta a tierra cada cierta distancia. Generalmente se adopta como norma conectar el neutro a tierra cada 200 m.

Perturbaciones sobre los sistemas de comunicaciones

Dada la mayor magnitud de las corrientes de falla, los sistemas con neutro rígidamente puesto a tierra generan mayores perturbaciones sobre líneas de comunicaciones próximas a la red (en especial si están montadas sobre los mismos apoyos).

Sistema adoptado

Como se mencionó antes, las consideraciones señaladas precedentemente han producido una tendencia mundial hacia sistemas con secundario de BT en estrella con neutro rígidamente conectado a tierra.

La principal desventaja de esta configuración es la elevada corriente de cortocircuito a tierra cuando la falla se produce cerca del transformador. Sin embargo para las características usuales de los transformadores utilizados en las redes de distribución las corrientes de cortocircuito resultantes son perfectamente toleradas por la mayor parte de los interruptores y fusibles disponibles en el mercado.

En consecuencia la tecnología adaptada seleccionada para distribución en baja tensión es la de secundario en estrella con neutro rígidamente puesto a


Página 23

tierra y de cableado con neutro, con tensiones de fase de 220 V y de línea, donde se requiera servicio trifásico, de 380 V.

2.2.1.3.2 Redes de MT

Las subestaciones AT/MT existentes tienen reactores de neutro en zig-zag con conexión a tierra a través de una impedancia. Dado que el costo de este sistema de creación de neutro ya está incluido dentro del VNR de dichas subestaciones, el mismo no incide en la definición del tipo de red de MT.

Este sistema es adecuado, ya que con neutro rígidamente puesto a tierra las corrientes de cortocircuito a tierra son tan elevadas que requieren interruptores más costosos, por lo que la tendencia es a limitar estas corrientes con una impedancia de puesta a tierra del neutro.

El sistema existente entonces, por contraposición al de neutro aislado y por las mismas razones explicadas en el análisis de las redes de baja tensión (facilidad de detección y desconexión selectiva de fallas, menores exigencias sobre la aislación de las fases sanas en ocasión de fallas a tierra, etc.), es la alternativa que consideramos más conveniente para las redes de media tensión y, por lo tanto, la que hemos adoptado.

Con este sistema se posibilita además el tendido de redes de distribución monofásicas con neutro, lo que permite reducir el costo de las SED’s monofásicas por la utilización de transformadores con conexión primaria fase-neutro.

Teniendo en cuenta la magnitud de las corrientes y de las pérdidas de la red de MT se considera como óptimo el nivel de tensión de 10 kV, aceptado por el Código Nacional de Electricidad ya que es el actualmente utilizado por la empresa.

Se verificó durante la optimización que tal nivel es adecuado, ya que las caídas de tensión están dentro de los niveles de calidad requeridos. Un nivel de tensión superior sólo resultaría en un mayor costo de las líneas, equipos de protección y maniobra y transformadores de potencia.

2.2.1.4 Tipos constructivos 2.2.1.4.1 Redes

Teniendo en cuenta las características de las zonas de muy alta densidad (áreas con un importante tránsito peatonal y automotor y de intensa actividad comercial), en las mismas se consideró conveniente utilizar redes subterráneas, tanto de BT como MT, mientras que para el resto de las zonas se adoptaron redes aéreas, de conductores desnudos en MT y aisladas autosoportadas en BT, con las excepciones que siguen:

a. Por las restricciones constructivas aplicables también se ha considerado la utilización de redes subterráneas de BT y MT en las zonas Monumentales e


Página 24

Históricas. b. Por razones de seguridad (distancias eléctricas mínimas a construcciones)

en las vías con ambas aceras de un ancho menor a 1,80 m se utilizaron redes de MT subterráneas, y en aquellas con ambas aceras de un ancho igual o superior a 1,80 metros pero inferior a 2,30 metros se consideraron redes de MT aéreas aisladas y autosoportadas.

c. También se utilizó distribución subterránea para la alimentación del sistema de AP en Parques y Plazas.

2.2.1.4.2 SED’s

En zonas de distribución aérea las subestaciones se han previsto sobre estructuras tipo monoposte para potencias de hasta 25 kVA, y sobre estructuras biposte las mayores.

Por su mayor costo no se han considerado bancos de transformadores monofásicos para SED’s trifásicas, ni tampoco se ha considerado el uso de transformadores trifásicos de menos de 10 kVA ni monofásicos de más de 75 kVA, por no ser de fabricación estándar.

Los transformadores monofásicos han sido previstos para conexión primaria fase-neutro, por el menor costo no sólo del transformador en sí son también de líneas monofásicas con neutro frente a las bifásicas.

En zona de distribución secundaria las subestaciones previstas son del tipo pedestal.

2.2.1.4.3 Equipos de protección y maniobra

Equipos de protección

En el arranque de los alimentadores de MT en las subestaciones AT/MT se ha tenido en cuenta la existencia de interruptores automáticos con recierre, cuyo costo no fue considerado por estar ya incluido en el VNR de dichas estaciones.

En los alimentadores se utilizaron, donde fue necesario para mantener los niveles de calidad de servicio exigidos, reconectadores en el arranque de troncales importantes, mientras que en las salidas de ramales y derivaciones se utilizaron seccionadores fusibles convencionales, al igual que en la conexión de MT de las SED’s.

Equipos de compensación en MT

De acuerdo a lo establecido en la Resolución Nº 329-2004-OS/CD, no se han considerado equipos de compensación en la red, habiéndose dimensionado los conductores de manera que las máximas caídas de


Página 25

tensión previsibles cumplieran con los requisitos de calidad de producto aplicables.

2.2.1.5 Alumbrado Público

Iluminación vial

Para el sistema de Alumbrado Público vial se ha previsto el uso de luminarias diseñadas específicamente para tal fin, instaladas sobre pastorales montados, en zona de distribución aérea, sobre los apoyos de la red de BT.

En zonas de distribución subterránea se han previsto para las luminarias apoyos dedicados de las mismas características que los de la red SP.

Iluminación de parques y plazas

Para estos espacios públicos se ha previsto la utilización de farolas ornamentales montadas sobre apoyos propios.

2.2.2 Definición de la Tecnología Adaptada La metodología para la selección y dimensionamiento de los distintos componentes y subcomponentes del sistema de distribución, cualquiera haya sido la densidad de carga de la zona en que se hayan utilizado, fue la siguiente: o Se identificaron las distintas alternativas técnicamente adecuadas

disponibles en el mercado internacional, incluyendo aquellas ya en uso por la empresa, y factibles de ser utilizadas en las condiciones locales para cada aplicación, verificando su cumplimiento con los criterios aplicables de seguridad para instalaciones y personas y de calidad de servicio.

o Se calculó para cada una su costo operativo total, suma de: Costo anual equivalente (CAE) de su VNR (monto anual

constante que descontado a lo largo de la vida útil a la tasa de rentabilidad regulada tiene un Valor Actual igual al VNR).

Costo anual de explotación de cada alternativa, función de sus requerimientos de mantenimiento y

Pérdidas anuales de energía y potencia correspondientes a su uso.

y se adoptó la de menor costo.

A los fines del cálculo de los costos de pérdidas se utilizaron los siguientes datos:

o Precio monómico de la energía en barras de entrada al Sistema

(promedio 2008): 54,58 USD/MWh (calculado en base a lo erogado por ENOSA por la energía comprada en el año).

o Factores de carga: 45% en BT y 57% en MT (calculados a partir de las curvas de carga registradas).

o Tasa de crecimiento anual media de la demanda de potencia máxima1 desde el año base hasta el año 2013: 10,5%

Evolución de la Demanda Máxima de Enosa

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Tasa Interanual

Demanda Máxima MW 91 105 110 125 140 150Tasa % 15.4% 4.8% 13.6% 12.0% 7.1% 10.5%

Energía Comprada MWh 486 550 586 673 732 825Tasa % 13.2% 6.5% 14.8% 8.8% 12.7% 11.2%

Energía Vendida (Cautivos + LiMWh 419.8 438.1 488.71 526.3 602.98 656.79 743Tasa % 4.4% 11.6% 7.7% 14.6% 8.9% 13.1% 11.1%

Fuente: http://www.distriluz.com.pe/enosa/01_empresa/cifras.asp?id_cifra=51 Para el cálculo del Costo Anual Equivalente (CAE) se utilizaron los siguientes parámetros (LCE, Art. N° 79, y TdR): o Tasa de descuento: 12% anual o Vida útil: 30 años

El período tarifario (cuatro años) comienza en el 2009 finalizando en el 2013. El año de base del estudio es el 2008. Los precios están referenciados a diciembre del 20082. En el dimensionamiento de las instalaciones se tuvieron en cuenta holguras adecuadas a las proyecciones de crecimiento de la demanda en el período tarifario, de forma tal que la capacidad de las instalaciones no requiera ninguna expansión durante este período.

2.2.2.1 Redes subterráneas de MT y BT 2.2.2.1.1 Media tensión

Tecnologías De acuerdo a lo establecido en el Anexo Nº 6 de la Resolución Nº 329-2004-

1 Dado que los Términos de Referencia no incluyen en su alcance un estudio de demanda se ha tomado como previsión de incremento anual de la misma un valor igual al promedio registrado en los últimos seis años.

2 Dado que aún se está recibiendo información de precios actualizados, en esta versión del informe se han mantenido los precios de la base del SICODI del 2004 anteriormente citada.


Página 26

OS/CD, para las zonas sin contaminación salina del Sector Típico 2 se han adoptado para las redes subterráneas de MT cables unipolares de cobre con aislación seca tipo N2XSY. El cable de cobre es el más adecuado, ya que el cable de aluminio requiere conectores bimetálicos para conectarse a las derivaciones al consumo, normalmente en cobre, debido a la corrosión electroquímica que se produciría en caso de conexión directa Cu-Al. Estos conectores son más caros y menos confiables. Por otra el mayor coeficiente de dilatación del aluminio con relación a los accesorios de derivación, normalmente de bronce, produce su aflojamiento originando así puntos calientes que se deterioran con paso del tiempo. También resulta adecuada la elección de conductores unipolares, por su mayor capacidad de carga y flexibilidad para el tendido (menores radios mínimos de curvatura) y el uso de aislación seca, más recomendable debido a sus ventajas operativas (mayor ampacidad, en el caso del polietileno reticulado, dada la mayor temperatura admisible por esa aislación) y a sus menores costos de instalación y de mantenimiento frente a los cables de papel impregnado (ejecución de empalmes y terminales).

Secciones óptimas Para la evaluación económica de las distintas secciones o calibres disponibles se tuvieron en cuenta no sólo los costos de los conductores en sí sino también el de su instalación. Las características de los conductores evaluados son:

Cables N2XSY

Código VNR Denominación VNR (US$) Resistencia [Ohm/km] I Ad [A]

N201003 RED SUBTERRANEA CABLE N2XSY 3-1x10 mm2 $ 55 241,18 2,315 66 N201603 RED SUBTERRANEA CABLE N2XSY 3-1x16 mm2 $ 55 481,52 1,447 106 N202503 RED SUBTERRANEA CABLE N2XSY 3-1x25 mm2 $ 55 669,80 0,926 165 N203503 RED SUBTERRANEA CABLE N2XSY 3-1x35 mm2 $ 57 175,50 0,668 195 N205003 RED SUBTERRANEA CABLE N2XSY 3-1x50 mm2 $ 60 681,03 0,493 230 N207003 RED SUBTERRANEA CABLE N2XSY 3-1x70 mm2 $ 62 715,98 0,341 280 N209503 RED SUBTERRANEA CABLE N2XSY 3-1x95 mm2 $ 66 242,44 0,248 335 N212003 RED SUBTERRANEA CABLE N2XSY 3-1x120 mm2 $ 72 691,80 0,195 380 N215003 RED SUBTERRANEA CABLE N2XSY 3-1x150 mm2 $ 77 567,54 0,158 420 N218503 RED SUBTERRANEA CABLE N2XSY 3-1x185 mm2 $ 82 975,39 0,126 470 N224003 RED SUBTERRANEA CABLE N2XSY 3-1x240 mm2 $ 84 978,30 0,096 540 N230003 RED SUBTERRANEA CABLE N2XSY 3-1x300 mm2 $ 99 839,87 0,077 610 N240003 RED SUBTERRANEA CABLE N2XSY 3-1x400 mm2 $ 153 637,96 0,060 685

El siguiente gráfico muestra la relación entre el costo total por km de cada sección de conductor y la corriente en el momento inicial. El costo total está integrado por el costo de las pérdidas de energía eléctrica calculadas con el factor de carga de la red MT (su Valor Actual para los treinta años de vida útil descontado a la tasa del 12% anual establecida en la


Página 27

LCE, art. 79) a su costo al ingreso de la red de distribución, más el costo de la inversión en el instante cero. La corriente inicial crece a la tasa de aumento adoptada para la demanda de potencia máxima durante los cuatro años del período tarifario y luego se mantiene constante durante los siguientes 26 años. El Valor Actual del costo total por km para cada una de las diferentes secciones en función de la corriente inicial transportada es el siguiente:

RED SUBTERRÁNEA MT COBRE DESNUDO

$ 50 000

$ 100 000

$ 150 000

$ 200 000

$ 250 000

$ 300 000

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500

Corriente [A]

VPN

tota

l [us

d/km

]

3x10 mm23x16 mm23x25 mm23x35 mm23x50 mm23x70 mm23x95 mm23x120 mm23x150 mm23x185 mm23x240 mm23x300 mm23x400 mm2Envolvente

Las corrientes hasta las cuales resultaron económicamente óptimas cada una de las secciones analizadas son:


Página 28

Secciones óptimas

Conductor Material Sección I max [A]3-1x10 mm2 53-1x16 mm2 63-1x25 mm2 243-1x35 mm2 413-1x50 mm2 No utilizado3-1x70 mm2 623-1x95 mm2 111

3-1x120 mm2 1123-1x150 mm2 No utilizado3-1x185 mm2 No utilizado3-1x240 mm2 2793-1x300 mm2 4093-1x400 mm2 459

Cu

N2X

SY

Empalmes

La incidencia de este componente en el VNR del sistema de distribución es mínima, por lo que se ha considerado suficiente adoptar una tecnología de probada seguridad y confiabilidad, como es para los conductores de aislación seca elegidos la de accesorios termocontraíbles.

Montaje

Se consideraron cables simplemente enterrados, tendidos sobre una cama de arena o de terreno cribado y protegidos mecánicamente por una capa de ladrillos o similar, excepto en cruces de calle y en eventuales áreas de protección del patrimonio histórico, donde se ha considerado necesario tenderlos dentro de ductos de PVC para evitar roturas de calzada y/o acera en casos de necesidad de reparación.

2.2.2.1.2 Baja tensión

Tecnología

Según lo establecido en el Anexo Nº 6 de la Resolución Nº 329-2004-OS/CD, en el Sector Típico 2 se han adoptado para las redes subterráneas de BT cables unipolares de cobre tipo NYY.

La justificación del uso de conductores de cobre y de aislación seca es idéntica a la descripta para el caso de la MT.

Secciones óptimas

Las características de los conductores evaluados son:


Página 29

Cables de Cobre NYY

Código VNR Descripción VNR (US$) Resistencia

[Ohm/km] I adm [A]

NY01013 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3-1x10 mm2 $ 40 679,08 2,3400 100NY01613 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3-1x16 mm2 $ 41 320,01 1,4680 130NY02513 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3-1x25 mm2 $ 42 401,58 0,9260 170NY03513 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3-1x35 mm2 $ 43 162,69 0,6680 200NY05013 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3-1x50 mm2 $ 45 478,62 0,4930 235NY07013 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3-1x70 mm2 $ 47 681,82 0,3410 285NY09513 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3-1x95 mm2 $ 51 968,54 0,2460 340NY12013 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3-1x120 mm2 $ 54 051,56 0,1950 390NY15013 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3-1x150 mm2 $ 57 216,16 0,1580 435NY18513 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3-1x185 mm2 $ 60 581,04 0,1260 495NY24013 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3-1x240 mm2 $ 63 600,85 0,0961 580NY30013 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3-1x300 mm2 $ 73 214,80 0,0766 650NY02516 CONDUCTOR NEUTRO CABLE NYY 1x25 mm2 $ 1 690,42 0,9260 170NY03516 CONDUCTOR NEUTRO CABLE NYY 1x35 mm2 $ 1 944,12 0,6680 200NY05016 CONDUCTOR NEUTRO CABLE NYY 1x50 mm2 $ 2 710,83 0,4930 235NY07016 CONDUCTOR NEUTRO CABLE NYY 1x70 mm2 $ 3 445,23 0,3410 285NY09516 CONDUCTOR NEUTRO CABLE NYY 1x95 mm2 $ 4 860,62 0,2460 340NY12016 CONDUCTOR NEUTRO CABLE NYY 1x120 mm2 $ 5 554,96 0,1950 390

El siguiente gráfico muestra la relación entre el costo total por km de cada sección de conductor y la corriente en el momento inicial. El costo total está integrado por el costo de las pérdidas de energía eléctrica calculadas con el factor de carga de la red BT (su Valor Actual para los treinta años de vida útil descontado a la tasa del 12% anual establecida en la LCE, art. 79) a su costo al ingreso de la red de distribución, más el costo de la inversión en el instante cero. La corriente inicial crece a la tasa de aumento adoptada para la demanda de potencia máxima durante los cuatro años del período tarifario y luego se mantiene constante durante los siguientes 26 años. El Valor Actual del costo total por km para cada una de las diferentes secciones en función de la corriente inicial transportada es el siguiente:


Página 30

RED SUBTERRÁNEA COBRE NYY

$ 35 000

$ 55 000

$ 75 000

$ 95 000

$ 115 000

$ 135 000

$ 155 000

$ 175 000

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500

Corriente [A]

VPN

tota

l [us

d/km

]

3x10 mm23x16 mm23x25 mm23x35 mm23x50 mm23x70 mm23x95 mm23x120 mm23x150 mm23x185 mm23x240 mm23x300 mm2Envolvente


Secciones óptimas

Material Sección I max [A]3-1x10 mm2 103-1x16 mm2 173-1x25 mm2 203-1x35 mm2 443-1x50 mm2 463-1x70 mm2 803-1x95 mm2 No utilizado

3-1x120 mm2 1123-1x150 mm2 1233-1x185 mm2 No utilizado3-1x240 mm2 2693-1x300 mm2 435

Cu

Empalmes

Vale lo expresado para MT.

Montaje


Página 31


Página 32

Se consideraron cables simplemente enterrados, tendidos sobre una cama de arena o de terreno cribado y protegidos mecánicamente por una capa de ladrillos o similar, excepto en cruces de calle y en eventuales áreas de protección del patrimonio histórico, donde se los ha considerado tendidos dentro de ductos de PVC para evitar roturas de calzada y/o acera en casos de necesidad de reparación.

2.2.2.2 Redes aéreas de MT y BT 2.2.2.2.1 Media tensión

A los efectos poder utilizar los en postes de MT como apoyo de las líneas de BT en los sectores que ambas líneas tiene la misma traza se definió para MT un vano medio de 80 metros, doble del de BT.

Para definir los tipos de red y tecnologías más convenientes para las redes aéreas de MT se realizó un análisis de sus principales componentes, a saber: o Apoyos o Conductores o Aislación

Apoyos

Tecnología

De acuerdo a lo establecido en el Anexo Nº 6 de la Resolución Nº 329-2004-OS/CD, en el Sector Típico 2 deben emplearse para las redes aéreas de MT postes de concreto.

No obstante ello, a los efectos de corroborar esa determinación se analizó técnica y económicamente la conveniencia de dicha alternativa tecnológica. El análisis tuvo en cuenta la vida útil del material asociada a los costos de mantenimiento que la garantizan.


Las distintas alternativas de soportes disponibles en Perú y sus características relevantes son:

Postes de concreto: este material presenta uniformidad dimensional, buena resistencia mecánica y elevada durabilidad. La utilización masiva de este material en el mercado reduce sus costos de adquisición y de instalación, así como los de sus herrajes, y por ser fabricado en Perú no es necesaria su importación ni incurrir por tanto en los costos asociados a la misma.

Postes de madera:

Los postes de madera presentan, como desventaja frente a los de concreto, una menor vida útil y un mayor costo de mantenimiento, debido por un lado a la necesidad, al carecer de fundaciones, de eventuales reaplomados y por otro a su mayor tasa de rotura por impactos que obligan a su reposición. A este último costo debería sumarse el de la energía no suministrada en los casos en que la rotura del poste implica la caída de la línea.

Postes de acero: estos postes tienen prestaciones similares a los de concreto, pero un costo superior y mayores costos de mantenimiento por los requerimientos de repintado periódico.

Costos comparativos

La comparación entre las diferentes alternativas se realizó a nivel de armados (unidades constructivas completas) que cumplieran la misma función, es decir que tuvieran las mismas características dimensionales y mecánicas.

Costos de capital

Los armados evaluados y sus respectivos Valores Nuevos de Reemplazo (VNR) unitarios fueron:

Concreto Madera Metal Concreto Madera MetalAlineamiento 3 fases MT CAMT02-C3 CAMT02-A3 CAMT02-D3 $ 237,34 $ 199,36 $ 316,08Alineamiento red autoportante MT CAMT02-C4 CAMT02-A4 CAMT02-D4 $ 210,47 $ 169,00 $ 285,72Cambio de dirección 3 fases MT CAMT03-C3 CAMT03-A3 CAMT03-D3 $ 291,02 $ 224,03 $ 334,49Cambio de dirección red autoportante MT CAMT03-C4 CAMT03-A4 CAMT03-D4 $ 280,25 $ 202,13 $ 312,59Fin de línea 3 fases MT CAMT04-C3 CAMT04-A3 CAMT04-D3 $ 326,29 $ 248,96 $ 359,42Fin de línea red autoportante MT CAMT04-C4 CAMT04-A4 CAMT04-D4 $ 272,89 $ 188,90 $ 299,36

Código SICODI VNR [usd]Nivel de tensiónArmado

A los efectos de los cálculos de costos la proporción de apoyos estimada de distintos tipos fue:

Tipo de apoyo %Alineamiento 75,0%Cambio de dirección 12,5%Fin de línea 12,5%

y los costos anuales equivalentes, para las vidas útiles que para cada tecnología acorde al mantenimiento previsto se indica, resultaron:

CantidadUnid./km Concreto Madera Metal

Alineamiento 3 fases 9,38 $ 2 162,09 $ 1 797,84 $ 2 892,09Cambio de dirección 3 fases 1,56 $ 450,51 $ 341,49 $ 514,09Fin de línea 3 fases 1,56 $ 488,97 $ 365,54 $ 538,13

Total 12,5 $ 3 101,57 $ 2 504,88 $ 3 944,31Vida útil año 30 17 35Costo anual equivalente VNR usd/km $ 385,04 $ 351,83 $ 482,45

VNR [usd/km]Armado


Página 33

Costos de mantenimiento

Se consideraron los siguientes costos de mantenimiento, estimando para las distintas tareas de reparación el porcentaje del costo de instalación del elemento nuevo que se indica.

M. Obra Equipos % Costo instalación Total Concreto Madera Metal Concreto Madera Metal

Reaplomado $ 51,03 $ 38,01 100% $ 89,04 2,5% 5,0% 2,5% $ 27,83 $ 55,65 $ 27,83Retensado $ 21,29 $ 11,68 50% $ 16,49 2,5% 5,0% 2,5% $ 1,29 $ 2,58 $ 1,29Repintado $ 51,03 $ 38,01 20% $ 17,81 0,0% 0,0% 10,0% $ 0,00 $ 0,00 $ 22,26

0,5% 1,0% 1,0% $ 15,51 $ 25,05 $ 39,44$ 44,62 $ 83,27 $ 90,82

Tasa de reposición anual (%)

Costo unit. [usd]Tarea

Total

Costo [usd/km]Cantidad (%)

Se han incluido dentro de los costos de mantenimiento los de reposición de apoyos destruidos por accidentes, según las tasas anuales consignadas. No se han sumado, por ser imposible su estimación, los costos de ENS inherentes a la rotura de apoyos si las mismas producen interrupciones de servicio.

Costos anuales totales

Los costos totales resultaron:

Concreto Madera MetalCapital $ 385,04 $ 351,83 $ 482,45Mantenimiento $ 44,62 $ 83,27 $ 90,82

Total $ 429,66 $ 435,10 $ 573,27

Costo anual total [usd/km]Concepto

Conclusiones

Teniendo en cuenta que el costo anual total de los postes de concreto es el menor de todas las alternativas analizadas, se adoptó esta tecnología cualquiera sea el tipo de zona considerada.

Altura

Sobre caminos y calles sujetas al tránsito de vehículos pesados, para líneas de conductores expuestos de hasta 23 kV la altura libre sobre la calzada exigida según la Tabla 232-1 del Código Nacional de Electricidad es de 6,5 m, y de 7,0 m sobre carreteras y avenidas.

Respecto de las líneas de BT autoportantes inferiores, la tabla 233-1 del citado código exige una separación vertical mínima de 1,20 m, lo que implica, para líneas de BT montadas sobre apoyos de 8,00 m empotrados el 10%, una altura libre mínima sobre el terreno de 8,40 m al medio del vano de MT (ubicación del apoyo de BT intermedio).


Página 34


Página 35

Por otra parte, para no superar en las condiciones críticas (mínima temperatura o viento máximo) la máxima tensión admisible por los conductores de AA (8 kg/mm2) la flecha vertical a 50 °C para las menores secciones de conductores a utilizar y vanos de 80 m no deberá ser inferior a 1,80 m.

Los postes de concreto 12/200/120/300 normalizados en el SICODI para líneas de MT, empotrados el 10%, es decir con una altura útil de 10,80 m, para conductores sujetos a 0,20 m de la cima del poste permiten una altura libre de los conductores sobre el suelo de 8,80 m, lo que deja un margen de 0,40 m para eventuales irregularidades topográficas.

Cargas de rotura

Para los postes de alineamiento, en función de las solicitaciones a que estarán expuestos (cargas de viento) una carga de rotura de 200 kg indicada en el punto anterior satisface los coeficientes de seguridad exigidos. Esta carga de rotura se estimó también suficiente para los apoyos especiales, por utilizarse en éstos retenidas para absorber el mayor tiro de los conductores.

Apoyos especiales

Se ha considerado en los costos una retenida por cada apoyo especial.

Conductores

Tecnología

De acuerdo a lo establecido en el Anexo Nº 6 de la Resolución Nº 329-2004-OS/CD, para todas las zonas del Sector Típico 2 (en su totalidad sin contaminación salina) se han adoptado para las redes aéreas de MT:

• Conductores desnudos en todo lugar donde su uso sea factible.

Para cargas pequeñas a medianas el análisis indicó la conveniencia de conductores de aleación de aluminio, mientras que para cargas más elevadas resulta más conveniente, y así se lo tuvo en cuenta en el modelo de optimización, el uso de conductores de cobre.

• Conductores autoportantes en zonas donde la utilización de conductores desnudos no es posible por la necesidad de respetar distancias mínimas de seguridad a construcciones existentes.

Al igual que para conductores desnudos, conviene utilizar aluminio para cargas menores y cobre para corrientes mayores.

Secciones óptimas

Para la evaluación económica de las distintas secciones disponibles se tuvieron en cuenta no sólo los costos de los conductores en sí sino también los de sus apoyos.


Código VNR Descripción VNR [usd] Resistencia [Ohm/km] I adm [A]

AA01603 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x16 mm2 $ 7 544,05 2,108 100AA02503 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x25 mm2 $ 7 624,17 1,381 125AA03503 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x35 mm2 $ 7 704,29 0,975 160AA05003 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x50 mm2 $ 8 356,64 0,693 195AA07003 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x70 mm2 $ 9 037,63 0,509 235AA09503 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x95 mm2 $ 10 319,49 0,359 300AA12003 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x120 mm2 $ 10 439,67 0,286 340AA15003 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x150 mm2 $ 12 082,05 0,228 395AA18503 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x185 mm2 $ 12 322,40 0,184 455AA24003 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x240 mm2 $ 13 524,14 0,138 545 CU01003 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x10 mm2 $ 8 986,24 1,870 82 CU01603 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x16 mm2 $ 9 106,42 1,170 115 CU02503 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x25 mm2 $ 9 707,29 0,741 145 CU03503 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x35 mm2 $ 10 628,63 0,534 180 CU05003 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x50 mm2 $ 13 404,06 0,395 225 CU07003 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x70 mm2 $ 14 085,05 0,273 280 CU09503 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x95 mm2 $ 16 897,25 0,201 345 CU12003 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x120 mm2 $ 20 302,20 0,159 400 CU15003 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x150 mm2 $ 23 846,29 0,127 465 CU18503 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x185 mm2 $ 30 896,52 0,103 530

El siguiente gráfico muestra la relación entre el costo total por km de cada sección de conductor y la corriente en el momento inicial. El costo total está integrado por el costo de las pérdidas de energía eléctrica calculadas con el factor de carga de la red MT (su Valor Actual para los treinta años de vida útil descontado a la tasa del 12% anual establecida en la LCE, art. 79) a su costo al ingreso de la red de distribución, más el costo de la inversión en el instante cero. La corriente inicial crece a la tasa de aumento adoptada para la demanda de potencia máxima durante los cuatro años del período tarifario y luego se mantiene constante durante los siguientes 26 años. El Valor Actual del costo total por km para cada una de las diferentes secciones en función de la corriente inicial transportada es el siguiente:


Página 36

RED AÉREA MT COBRE DESNUDO

$ 0

$ 20 000

$ 40 000

$ 60 000

$ 80 000

$ 100 000

$ 120 000

$ 140 000

$ 160 000

0 50 100 150 200 250 300 350 400

Corriente [A]

VPN

tota

l [us

d/km

]

3x10 mm2

3x16 mm2

3x25 mm2

3x35 mm2

3x50 mm2

3x70 mm2

3x95 mm2

3x120 mm2

3x150 mm2

3x185 mm2

Envolvente

RED AÉREA MT AA O SIMIL. DESNUDO

$ 0

$ 20 000

$ 40 000

$ 60 000

$ 80 000

$ 100 000

$ 120 000

$ 140 000

$ 160 000

$ 180 000

$ 200 000

0 50 100 150 200 250 300 350 400

Corriente [A]

VPN

tota

l [us

d/km

]

3x16 mm2

3x25 mm2

3x35 mm2

3x50 mm2

3x70 mm2

3x95 mm2

3x120 mm2

3x150 mm2

3x185 mm2

3x240 mm2

Envolvente

Analizando las envolventes de los conductores de Cu y de AA, según el gráfico que sigue:


Página 37

RED AÉREA MT: Cu vs. AA (conductores desnudos)

$ 0

$ 20 000

$ 40 000

$ 60 000

$ 80 000

$ 100 000

$ 120 000

$ 140 000

$ 160 000

$ 180 000

$ 200 000

0 50 100 150 200 250 300 350 400

Corriente [A]

VPN

tota

l [us

d/km

]

Conductores de cobre

Conductores de aluminio

Límite AA

se observa que para corrientes de hasta 225 A resulta conveniente la utilización de conductores de AA, no así para intensidades mayores.



Página 38

Secciones óptimas

Material Sección I max [A]3x10 mm2 No utilizado3x16 mm2 No utilizado3x25 mm2 No utilizado3x35 mm2 No utilizado3x70 mm2 No utilizado3x95 mm2 No utilizado

3x120 mm2 No utilizado3x150 mm2 No utilizado3x185 mm2 3553x16 mm2 33x25 mm2 43x35 mm2 153x50 mm2 193x70 mm2 253x95 mm2 No utilizado

3x120 mm2 433x185 mm2 513x240 mm2 225

Cu

AA

Aislamiento

Para evaluar el tipo de aislación a utilizar en las redes de MT se deberían analizar los costos anuales totales (inversión más explotación) de las tecnologías disponibles: porcelana y orgánicos, siendo los factores determinantes sus precios y las condiciones climáticas en que deberán operar, que definen el nivel de acumulación de contaminantes y por lo tanto de pérdidas de energía asociadas a cada tecnología.

Los aisladores orgánicos son más caros pero presentan un comportamiento más favorable en ambientes salinos. Pero esta ventaja no es tal en la región del sector en análisis (Piura), lejos del mar, razón por la cual el uso de estos aisladores no producirá una reducción de costos de mantenimiento que compense su mayor costo de instalación.

Consecuentemente se ha determinado como opción más conveniente el uso de aisladores de porcelana.

2.2.2.2.2 Baja tensión

Para definir los tipos de red y tecnologías más convenientes para las redes aéreas de BT se realizó un análisis similar al descripto para el caso de MT, analizando sus principales componentes, a saber:

• Apoyos

• Conductores


Página 39

Apoyos

Tecnología

De acuerdo a lo establecido en el Anexo Nº 6 de la Resolución Nº 329-2004-OS/CD, en las redes aéreas de BT del Sector Típico 2 deben emplearse postes de concreto.

No obstante ello y tal como se hizo para la red de MT, la conveniencia de la tecnología seleccionada fue corroborada utilizando la misma metodología de análisis.

La comparación entre alternativas también se realizó a nivel de armados completos.


Se analizaron las mismas alternativas que las comparadas para redes de MT, a saber:

Postes de concreto Postes de madera Postes de acero

Costos Costos de capital

Los Valores Nuevos de Reemplazo (VNR) unitarios de los armados evaluados son:

Concreto Madera Metal Concreto Madera MetalAlineamiento SP red autoportante BT CABT02-C4 CABT02-A4 CABT02-D4 $ 113,15 $ 98,60 $ 158,23Cambio de dirección SP red autoportant BT CABT03-C4 CABT03-A4 CABT03-D4 $ 120,09 $ 106,58 $ 162,16Fin de línea SP red autoportante BT CABT04-C4 CABT04-A4 CABT04-D4 $ 120,82 $ 107,31 $ 162,89

Código SICODI VNR [usd]Nivel de tensiónArmado

Se hicieron para estas alternativas las mismas consideraciones de vida útil y de costos de mantenimiento que para los apoyos de MT, y sus costos anuales equivalentes resultaron:

CantidadUnid./km Concreto Madera Metal

Alineamiento 3 fases 18,75 $ 2 121,56 $ 1 848,75 $ 2 966,81Cambio de dirección 3 fases 3,13 $ 375,28 $ 333,06 $ 506,75Fin de línea 3 fases 3,13 $ 377,56 $ 335,34 $ 509,03

Total 25 $ 2 874,41 $ 2 517,16 $ 3 982,59Vida útil año 30 20 35Costo anual equivalente VNR usd/km $ 356,84 $ 336,99 $ 487,14

Armado VNR [usd/km]


Página 40

Costos de mantenimiento

Se consideraron los siguientes costos de mantenimiento, considerando para las distintas tareas de reparación el cincuenta por ciento del costo de instalación del elemento nuevo:

M. Obra Equipos% Costo

instalación

Total Concreto Madera Metal Concreto Madera Metal

Reaplomado $ 27,48 $ 19,01 100% $ 46,49 2,5% 5,0% 2,5% $ 29,06 $ 58,11 $ 29,06Retensado $ 21,29 $ 11,68 50% $ 16,49 2,5% 5,0% 2,5% $ 2,58 $ 5,15 $ 2,58Repintado $ 27,48 $ 19,01 20% $ 9,30 0,0% 0,0% 10,0% $ 0,00 $ 0,00 $ 23,25

0,5% 1,0% 1,0% $ 14,37 $ 25,17 $ 39,83$ 46,00 $ 88,44 $ 94,70Total

Costo [usd/km]Cantidad (%)

Tarea

Tasa de reposición anual (%)

Costo unit. [usd]

Costos anuales totales

Los costos totales resultaron:

Concreto Madera MetalCapital $ 356,84 $ 336,99 $ 487,14Mantenimiento $ 46,00 $ 88,44 $ 94,70

Total $ 402,84 $ 425,43 $ 581,84

Concepto Costo anual total [usd/km]

Conclusiones

Al igual que en MT, la tecnología de postación más conveniente para las redes de BT resulta la de concreto.

Alturas

Sobre caminos y calles sujetas al tránsito de vehículos pesados, para líneas de conductores expuestos o autoportantes de hasta 750 V la altura libre exigida sobre la calzada según la Tabla 232-1 del Código Nacional de Electricidad es de 5,50 m, y de 6,50 m sobre carreteras y avenidas.

Por otra parte, para no superar en las condiciones críticas (mínima temperatura o viento máximo) la máxima tensión admisible por los conductores de AA (8 kg/mm2) la flecha vertical a 50 °C para cualquiera de las secciones de conductores autoportantes a utilizar y vanos de 40 m no deberá ser inferior a 1,00 m.

Los postes de concreto 9/200/120/255 normalizados en el SICODI para alineamiento de líneas de BT autoportantes, empotrados el 10%, es decir con una altura útil de 8,10 m, para conductores sujetos a 0,20 m de la cima del poste permiten una altura libre de los conductores sobre el suelo de 6,90 m, lo que deja un margen de 0,40 m para eventuales irregularidades topográficas.


Página 41

Cargas de rotura

Para los postes de alineación, en función de las solicitaciones a que estarán expuestos (cargas de viento) la carga de rotura de 200 kg antes indicada satisface los coeficientes de seguridad exigidos.

Dado que aún utilizando retenidas para absorber el mayor tiro de los conductores los apoyos especiales estarán sometidos a solicitaciones mayores, se consideró adecuada la carga de rotura de 300 kg correspondiente a los postes 9/300/120/255 normalizados por el SICODI para ese uso.

Apoyos especiales

A los efectos de los cálculos de costos la proporción estimada de apoyos de distintos tipos es la misma que para las redes de MT:

Alineamiento 75%Cambio de Dirección 12.5%Fin de Línea 12.5%

Tipo de Apoyo %

Se ha considerado en los costos una retenida por cada apoyo especial.

Conductores

Tecnología

En el Anexo Nº 6 de la Resolución Nº 329-2004-OS/CD, para todas las zonas del Sector Típico 2 (en su totalidad sin contaminación salina) se han adoptado para las redes aéreas de BT cables autoportantes.

Se considera correcta la elección de conductores aislados autoportantes dada la mayor continuidad de servicio y seguridad contra robo de energía que ofrece la aislación de polietileno reticulado.

Respecto del material de los conductores, como se indica más adelante el aluminio presenta un costo total menor en relación al cobre sólo hasta un cierto nivel de carga, pasado el cual los conductores de cobre resultan más convenientes.

Secciones óptimas

Para la evaluación económica de las distintas secciones disponibles se tuvieron en cuenta no sólo los costos de los conductores en sí sino también los de sus apoyos.



Página 42

Conductores Autoportantes

Código VNR Descripción VNR (US$) Resistencia

[Ohm/km] I adm [A]

AS01613 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x16 mm2 + portante $ 6 501,10 2,406 49AS02513 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x25 mm2 + portante $ 7 048,57 1,540 76AS03513 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x35 mm2 + portante $ 7 742,91 1,110 96AS05013 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x50 mm2 + portante $ 8 433,38 0,822 117AS07013 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x70 mm2 + portante $ 9 715,24 0,568 152AS09513 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x95 mm2 + portante $ 12 465,90 0,411 190AS12013 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x120 mm2 + portante $ 14 148,34 0,325 240AS15013 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x150 mm2 + portante $ 15 697,26 0,228 300CS01013 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE CU 3x10 mm2 + portante $ 7 182,09 1,870 43CS01613 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE CU 3x16 mm2 + portante $ 7 729,55 1,170 68CS02513 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE CU 3x25 mm2 + portante $ 9 518,82 0,741 107CS03513 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE CU 3x35 mm2 + portante $ 10 360,04 0,534 132CS05013 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE CU 3x50 mm2 + portante $ 14 642,39 0,395 165CS07013 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE CU 3x70 mm2 + portante $ 15 149,80 0,273 206CS09513 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE CU 3x95 mm2 + portante $ 23 027,90 0,201 254CS12013 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE CU 3x120 mm2 + portante $ 23 027,90 0,159 320

El siguiente gráfico muestra la relación entre el costo total por km de cada sección de conductor y la corriente en el momento inicial. El costo total está integrado por el costo de las pérdidas de energía eléctrica calculadas con el factor de carga de la red BT (su Valor Actual para los treinta años de vida útil descontado a la tasa del 12% anual establecida en la LCE, art. 79) a su costo al ingreso de la red de distribución, más el costo de la inversión en el instante cero. La corriente inicial crece a la tasa de aumento adoptada para la demanda de potencia máxima durante los cuatro años del período tarifario y luego se mantiene constante durante los siguientes 26 años. El Valor Actual del costo total por km para cada una de las diferentes secciones en función de la corriente inicial transportada es el siguiente:


Página 43

RED AÉREA SP CONDUCTOR ALUMINIO AUTOPORTANTE

$ 5 000

$ 15 000

$ 25 000

$ 35 000

$ 45 000

$ 55 000

$ 65 000

$ 75 000

$ 85 000

0 50 100 150 200 250Corriente [A]

VPN

tota

l [us

d/km

]

3x16 mm2

3x25 mm2

3x35 mm2

3x50 mm2

3x70 mm2

3x95 mm2

3x120 mm2

3x150 mm2

Envolvente

RED AÉREA SP CONDUCTOR COBRE AUTOPORTANTE

$ 5 000

$ 15 000

$ 25 000

$ 35 000

$ 45 000

$ 55 000

$ 65 000

$ 75 000

0 50 100 150 200 250Corriente [A]

VPN

tota

l [us

d/km

]

3x10 mm2

3x16 mm2

3x25 mm2

3x35 mm2

3x50 mm2

3x70 mm2

3x95 mm2

3x120 mm2

Envolvente


Página 44

Analizando las envolventes de los conductores de Cu y de Al, según el gráfico que sigue:

RED AÉREA SP BT: Cu vs. Al (conductores autoportantes)

$ 0

$ 10 000

$ 20 000

$ 30 000

$ 40 000

$ 50 000

$ 60 000

$ 70 000

$ 80 000

$ 90 000

0 50 100 150 200 250

Corriente [A]

VPN

tota

l [us

d/km

]

Conductores de cobre

Conductores dealuminioLímite AA

Se ve que hasta corrientes del orden de 115 A el costo de utilizar cobre o aluminio es prácticamente el mismo, por lo que por las razones expuestas en 0 se adoptó aluminio, mientras que para cargas mayores se han utilizado conductores de cobre.



Página 45

Secciones óptimas

Material Sección I max [A]3x10 mm2 + portante No utilizado3x16 mm2 + portante 243x25 mm2 + portante No utilizado3x35 mm2 + portante 523x50 mm2 + portante No utilizado3x70 mm2 + portante No utilizado3x95 mm2 + portante No utilizado3x120 mm2 + portante 2143x16 mm2 + portante 93x25 mm2 + portante 163x35 mm2 + portante No utilizado3x50 mm2 + portante 243x70 mm2 + portante No utilizado3x95 mm2 + portante No utilizado3x120 mm2 + portante No utilizado3x150 mm2 + portante 115

Cu

Al

2.2.2.3 Subestaciones MT/BT

Para la selección de las subestaciones de MT/BT para en el estudio de optimización se tuvieron en cuenta tanto las premisas establecidas en la Resolución Nº 329-2004-OS/CD como la experiencia propia y de otras empresas distribuidoras.

Los tipos y módulos de subestaciones preseleccionados fueron los siguientes:

2.2.2.3.1 Monopostes • Monofásicas: hasta 25 kVA en potencias normalizadas de 5, 10, 15 y 25

kVA sobre apoyos de concreto • Trifásicas: hasta 75 kVA en potencias normalizadas de 10, 15, 25, 37.5,

50 y 75 kVA sobre apoyos de concreto 2.2.2.3.2 Bipostes

• Trifásicas: hasta 630 kVA en potencias normalizadas de 100, 160, 200, 315, 400 y 630 kVA sobre estructuras de concreto

2.2.2.3.3 Compactas pedestal • Trifásicas: hasta 630 kVA en potencias normalizadas de 100, 160, 200,

315, 400 y 630 kVA. 2.2.2.4 Alumbrado público 2.2.2.4.1 Tecnologías

De todas las fuentes de luz disponibles para alumbrado vial se han descartado las siguientes:


Página 46


Página 47

1. Lámparas incandescentes: por sus bajos rendimiento y vida media (alrededor de 20 lm/W y 1000 horas, respectivamente) no son fuentes aptas para un sistema de A° P° eficiente.

2. Lámparas fluorescentes: si bien tienen mejor rendimiento y vida útil que las incandescentes (50 lm/W y 7500 horas, respectivamente), estos valores tampoco resultan suficientes, no siendo además aptas para este uso por ser muy sensibles al frío y a la humedad en el arranque y, por su forma, difíciles de adaptar a luminarias con el necesario control del flujo luminoso.

3. Lámparas de halogenuros metálicos: estas lámparas (mercurio halogenado, por ejemplo) son de buen rendimiento y vida útil y tienen además un excelente rendimiento en color, por lo que son insustituibles en estudios de TV, etc. Pero su flujo luminoso se deprecia rápidamente, sus equipos auxiliares son costosos y el tiempo de reencendido es largo (del orden de los 4 minutos, a menos que se las utilice con ignitores de alta tensión, para los que no son aptas las luminarias corrientes). Por lo tanto tampoco resultan aptas para AP, donde por razones de seguridad toda interrupción debe limitarse al mínimo posible.

4. Lámparas mezcladoras: estas lámparas tienen los inconvenientes de las incandescentes y son de peor performance que las de vapor de Hg comunes, por lo que tampoco se las ha considerado.

5. Lámparas de sodio de baja presión: si bien tienen un rendimiento lumínico muy alto, su luz monocromática las hace inconvenientes para usos generales, como AP. Además su alto contenido de sodio representa una desventaja ecológica al momento de retirarlas al fin de su vida útil.

Sólo resta entonces considerar, dentro de las lámparas de mejor rendimiento, las siguientes:

1. Lámparas de descarga de alta presión a. Vapor de mercurio (en proceso de desaparición, por su mayor

consumo en relación con las de sodio y por su pobre rendimiento en color).

b. Vapor de sodio (que son hasta la fecha las universalmente adoptadas para sistemas de AP).

2. Lámparas de tecnologías nuevas c. Lámparas de inducción: estas lámparas tienen un alto

rendimiento lumínico y prolongada vida útil. d. LED´s: Estas lámparas tienen rendimiento superior a las de

descarga y su vida útil es considerablemente mayor.

Si bien ya se fabrican comercialmente algunas luminarias viales para lámparas de estas promisorias nuevas tecnologías, no las hay todavía en producción por parte de los principales fabricantes, que son quienes garantizan datos fotométricos confiables, y las pocas instalaciones ya en servicio tienen aún carácter experimental.

Consideramos en consecuencia que la experiencia mundial de uso comercial de estas nuevas tecnologías para iluminación vial es aún insuficiente como para tomarlas de referencia para este estudio, por lo que sólo se consideraron en el mismo lámparas convencionales de descarga.

A efectos de seleccionar la más conveniente de entre éstas se efectuó una comparación económica entre lámparas de vapor de sodio y de mercurio equivalentes, es decir del mismo flujo luminoso, teniendo en cuenta su costo inicial, vida útil y consumo.

Nominal C/balastoW W lm h años usd usd/año kWh usd usd

Vapor de Na 150 170 14500 12000 3,0 $ 12,22 $ 5,09 680 $ 37,11 $ 42,20Vapor de Hg 250 266 14000 16000 4,0 $ 9,46 $ 3,11 1064 $ 58,07 $ 61,19

Consumo anual

Costo totalTipo

Potencia Flujo luminoso

Costo inicialVida útil Anualidad

Las hipótesis consideradas para la comparación son:

• Costo de la energía [USD/MWh] 54,58 • Tiempo de funcionamiento anual [h] 4.000

Dado que el costo anual total de la lámpara de Hg es, a pesar de su mayor vida útil y menor precio, casi un 50% superior al de la de Na, sólo se tendrá en cuenta esta última para el diseño del sistema de AP.

2.2.2.4.2 Sistema de control de encendido

A los efectos de poder medir el consumo del sistema de AP, alimentado por conductores piloto adicionales a los de fase de la red de distribución, se consideró su control convencional desde cada SED mediante equipos de comando centralizado para el encendido y apagado conjunto de todas las luminarias del respectivo sector.

2.3 Costos Estándar de Inversión

2.3.1 Criterios generales

El estudio tomó como base para el cálculo de los costos unitarios de inversión, utilizados tanto para la definición de las tecnologías adaptadas como para el cálculo del VNR, los datos del SICODI-GART vigente (2005), disponible en el sitio web de la GART, http://www2.osinerg.gob.pe/gart.htm.


Página 48

http://www2.osinerg.gob.pe/gart.htm

Las inversiones y costos están expresados en moneda del 31 de diciembre de 2008 y no incluyen el Impuesto General a las Ventas (IGV). Los valores en dólares se calcularon utilizando el tipo de cambio de 3,142 nuevos soles por dólar vigente al 31 de diciembre de 2008.

En el siguiente esquema se muestra la estructuración de los costos unitarios de inversión:

De la base del SICODI se tomaron: Los costos directos: materiales, mano de obra y equipos. La incidencia de los costos de almacenamiento en los costos de los

materiales. La incidencia de los gastos generales e indirectos y del margen del

contratista en los costos de mano de obra y de equipos. Los costos indirectos de obra: ingeniería y recepción, gastos generales e

intereses intercalarios. La conformación de los amados constructivos: cantidades de materiales y

de horas de mano de obra (cuadrillas) y de equipos de construcción y transporte (grúas, camiones, camionetas, etc.) según sus rendimientos.

La conformación (cantidades de armados que los integran) de los costos por km de red y por unidad de subestación de distribución de MT/BT.

Estos datos fueron procesados como sigue:

2.3.2 Costos directos 2.3.2.1 Materiales

Precios

Los costos de los materiales relevantes, a saber:


Página 49


Página 50

Aisladores de MT. Conductores aéreos. Cables subterráneos de MT y BT. Equipos de protección y seccionamiento. Transformadores de distribución MT/BT. Postes de concreto y de madera. Luminarias y lámparas para alumbrado público.

se actualizaron a Dic ’08 con la mejor información disponible, como sigue: Materiales nacionales (materiales que por la incidencia que en su costo

tiene el transporte deben ser de origen local, en particular postes de concreto): datos de compra auditables de la Empresa Distribuidora y cotizaciones de fabricantes locales (en la medida en que se recibieron respuestas a los pedidos de precios cursados).

Materiales importados (materiales no fabricados en Perú o que de serlo compiten con el mercado internacional, tales como transformadores, conductores y equipos): datos de compra auditables de la Empresa Distribuidora e índices internacionales de precios de fabricantes (PPI, Producer Price Index, elaborados por el Bureau of Labor Statistics del United States Department of Labor).

En el Anexo A, Costos Estándar de Inversión, Sección A1, Materiales, que se adjunta como archivo magnético “Anexo A1 - Materiales.pdf”, se muestra el listado completo de precios de materiales utilizados en este estudio.

Gastos de Stock

Estos gastos representan los costos de almacenamiento (depósitos, seguros, personal, etc.) de los materiales previo a su ingreso a obra más los costos financieros del capital inmovilizado en el inventario.

Se adoptó el valor del SICODI-GART, Sector 2, o sea un 6,81% sobre el costo directo de los materiales.

2.3.2.2 Recursos

Mano de Obra

Los costos de mano de obra adoptados para las distintas categorías de personal (oficial, operario y peón) fueron los publicados por la Cámara Peruana de la Construcción (CAPECO).para Diciembre de 2008 en su Boletín de Enero de 2009.

Estos valores corresponden a los convenios en vigencia para el período 01/06/08 al 31/05/09, y a los mismos se le sumó un 5% adicional en concepto de costos de herramientas y equipos de seguridad.

El costo del capataz, por su parte, fue calculado en base al del SICODI-GART ajustándolo en el mismo porcentaje promedio en que se incrementaron los costos de las restantes categorías.

Los valores adoptados fueron los siguientes:

HERRAMIENTAS COSTO TOTALS usd usd usd

Capataz h-h - - - $ 4,58Oficial h-h $ 11,70 $ 3,72 $ 0,19 $ 3,91Operario h-h $ 13,12 $ 4,18 $ 0,21 $ 4,38Peón h-h $ 10,58 $ 3,37 $ 0,17 $ 3,54

COSTOS CAPECORECURSO UNIDAD

A estos valores se les sumó para el cálculo del costo de los armados un 25% adicional en concepto de gastos indirectos y margen del Contratista.

Transporte y Equipos

Se analizaron los costos de los equipos relevantes para alquiler (camiones y camioneta) publicados por la Cámara Peruana de la Construcción (CAPECO).para Diciembre de 2008 en su Boletín de Enero de 2009.

PESO COSTO HORARIO

(KG) POSESION (A)

OPERACION (B) (A+B)

CAMIONETA 4X2 PICK-UP DOBLE CABINA 84 HP 5 Pasajeros 9,00 36,10 45,09

CAMION PLATAFORMA 4 x 2 122 HP 8 TON 13,000 44,88 78,67 123,55CAMION PLATAFORMA 4 x 2 178-210 HP 12 TON 19,000 53,38 114,57 167,95

MAQUINA POTENCIA CAPACIDADCOSTO DE

Estos valores incluyen costos tanto de posesión (depreciación, interés del capital invertido, seguros y almacenaje) como de operación (mantenimiento y reparación, combustibles, lubricantes, filtros, grasas, neumáticos o sistema de tracción y operadores, incluyendo leyes sociales), pero no incluyen ni utilidad ni gastos generales.

Los valores adoptados fueron los siguientes:

RECURSO UNIDAD COSTO [S] COSTO [usd]Camión 10 Tn. h-m $ 99,49 $ 31,66Camión 4 Tn. h-m $ 85,60 $ 27,24Camioneta h-m $ 45,09 $ 14,35Grúa grande 9.5 Tn. h-m - $ 64,00Grúa chica 2.5 Tn. h-m - $ 51,22


Página 51

Descripción Unidad Pick-Up Camión 4 Tn

Camión 10 Tn

Grúa 2,5 Tn

Grúa 9,5 Tn

Costo de Compra USD 23 400 45 128 52 650 73 710 90 257 Vida útil años 10 10 10 10 10Tasa % 12,00% 12,00% 12,00% 12,00% 12,00%

Uso anual km/año 60 000 50 000 50 000 25 000 25 000 Consumo de Combustible litros/km 0,10 0,16 0,16 0,20 0,20Costo de Combustible USD/litro 1,49 1,49 1,49 1,49 1,49Costo de Mantenimiento % 10,0% 7,5% 7,5% 7,5% 7,5%Horas anuales h 2 288 2 288 2 288 1 680 1 680 Otros Costos % 11% 6% 6% 6% 6%

CostosCombustible USD/año 8 911 11 881 11 881 7 426 7 426 Mantenimiento USD/año 2 340 3 385 3 949 5 528 6 769 Capital USD/año 4 141 7 987 9 318 13 046 15 974 Otros USD/año 2 574 2 708 3 159 4 423 5 415

Costo totalAnual USD/año 17 967 25 961 28 307 30 422 35 585 Horario USD/hora 7,85 11,35 12,37 18,11 21,18

A estos valores se les sumó para el cálculo del costo de los armados un 25% adicional en concepto de gastos indirectos y margen del Contratista.

Margen y Costos Indirectos del Contratista

Se adoptó el valor del SICODI-GART, Sector 2, o sea un 25% sobre costos directos de Mano de Obra y de Transporte y Equipos.

El porcentaje señalado se consideró razonable por el gran peso que tienen los costos indirectos sobre los costos totales de los Contratistas, debido a la pequeña cantidad de obras contratadas en la zona y a lo reducido de sus montos.

2.3.3 Costos indirectos

Son los costos de la distribuidora asociados a la ingeniería y recepción del proyecto, sus gastos generales asignados a inversiones y los intereses intercalarios que representan el costo de financiamiento de las obras hasta su puesta en servicio.

Se adoptaron los valores del SICODI-GART, Sector 2, a saber: 2.3.3.1 Ingeniería y Recepción

Se tomó un 11,17% sobre el costo directo total (Materiales, Mano de Obra, Transporte y Equipos y Gastos de Stock).

2.3.3.2 Gastos Generales

Se tomó un 6,00% sobre costos directos más costos de ingeniería y recepción.

2.3.3.3 Intereses Intercalares

Se tomó un 2,50% sobre la suma del costo directo más costos de ingeniería y recepción y gastos generales.


Página 52


Página 53

2.3.4 Esquema de costos 2.3.4.1 Conformación de los armados

Se analizó la composición de los armados típicos que integran las unidades constructivas que conforman los siguientes tipos de instalaciones:

o Líneas de Media Tensión (aéreas y subterráneas). o Subestaciones de Distribución MT/BT (aéreas, convencionales y

compactas). o Redes de BT (aéreas y subterráneas). o Equipos de protección y seccionamiento en MT. o Redes a Instalaciones de Alumbrado Público.

Los armados que a tal fin se definieron fueron: o Conductores, apoyos (de alineamiento, de cambio de dirección y de

fin de línea), retenidas y puestas a tierra de líneas aéreas de MT y BT (SP y AP).

o Cables, terminales, empalmes, cruces y zanjas de líneas subterráneas de MT y BT (SP y AP).

o Transformadores, equipos, estructuras, obra civil y puestas a tierra de subestaciones de distribución MT/BT.

Los armados típicos analizados, que responden todos a las normas técnicas vigentes y a los tipos constructivos aprobados y en uso para la construcción de obras de distribución eléctrica en Perú, establecen la cantidad de materiales requeridos para los mismos así como la mano de obra, transporte y equipos necesarios para su montaje.

En el Anexo A, Costos Estándar de Inversión, Sección A2, Armados, que se adjunta como archivo magnético “Anexo A2 - Armados.pdf”, se muestra el cómputo de materiales y recursos requeridos para cada uno de los armados relevantes utilizados.

2.3.4.2 Conformación de componentes

La conformación de los costos por km de red y por unidad de subestación definida en el SICODI se ajustó finalmente al resultado de los diseños preliminares de redes y a las tecnologías adaptadas (en particular a los vanos medios optimizados de redes de BT y MT).

En el Anexo A, Costos Estándar de Inversión, Sección A3, Armados por Componente, que se adjunta como archivo magnético “Anexo A3 – Armados por Componente.pdf”, se muestra el cómputo de armados requeridos para cada uno de los componentes relevantes de los costos de inversión utilizados.


Página 54

2.3.4.3 Costos unitarios

Finalmente, en el Anexo A, Costos Estándar de Inversión, Sección A4, Costos Unitarios, que se adjunta como archivo magnético “Anexo IV – Costos unitarios.pdf”, se muestra el listado completo de dichos costos.

2.4 Optimización Técnico Económica del Sistema Eléctrico Modelo

Siguiendo las instrucciones del OSINERG, Quantum ha aplicado la metodología utilizada por el Supervisor de VAD para el sector típico 2 en el 2004.

El VNR eléctrico óptimo del SEM se obtendrá como la suma de los VNR adaptados:

• Alimentadores de MT: o Primarios o Troncales o Secundarios

• Redes en Damero: o Ramales y Derivaciones de MT, o Transformadores de MT/BT y o Redes de BT

• Equipos: o Interruptores, reconectadores y seccionadores. o Equipos de compensación reactiva capacitiva.

A continuación se detalla el trabajo realizado para cada uno de los ítems arriba mencionados.

2.4.1 Instalaciones de Media Tensión 2.4.1.1 Alimentadores de MT

El estudio del VNR adaptado de los alimentadores de MT consiste en:

• Optimizar los trazados de los distintos tramos de cada alimentador de MT,

• Redistribuir cargas de los mismos, • Optimizar los calibres de conductor de los distintos tramos de cada

alimentador de MT. 2.4.1.1.1 Optimización de los Trazados de los Alimentadores de MT

El trazado óptimo de los Alimentadores de MT, debe ser coherente con la metodología para la determinación en forma conjunta de las Redes en Damero de BT, ramales de MT y transformación MT/BT, que se explica más abajo.


Página 55

El trazado óptimo de los alimentadores de MT, se caracteriza por:

• Conectar todos las cargas en MT y los ramales y derivaciones de MT de la manera técnica factible y económicamente más apropiada,

• Estar constituido por una cantidad de alimentadores óptima y cuyas potencias sean similares entre sí,

• Ser de longitud mínima posible.

2.4.1.1.2 Redistribución de Cargas

El primer paso, es determinar las cargas de MT y las de cada ramal y derivación óptima y su georeferencia. Dicha información surge del modelo desarrollado.

2.4.1.1.3 Optimización de los calibres

Para optimizar los calibres de cada tramo, se toman los diferentes calibres de conductores sus costos y se calcula para cada intensidad de corriente, cual es el calibre que tiene menor costo. Dicho costo esta compuesto por la suma de:

• Valor Actual de las pérdidas para los próximos 30 años, • VNR del tramo de red.

Para el cálculo del Valor Actual de las pérdidas, se considera:

• Una tasa de descuento del 12% • Una demanda que crecerá durante los primeros 4 años y luego se

mantendrá constante. • Se adoptó una tasa de crecimiento de la demanda igual al 10.5%

(promedio interanual de ENOSA de los últimos seis años). • El costo de la energía en la entrada a la red de MT es 54,58 USD/MWh.

Previamente se realiza un flujo de potencia que permite determinar para cada tramo cual es su intensidad máxima y de esa forma identificar el conductor óptimo. La identificación del conductor óptimo a partir de su intensidad máxima se realiza utilizando el método explicado en 2.2.2 Definición de la Tecnología Adaptada.

En el siguiente cuadro puede verse el resultado del proceso de optimización de los alimentadores en MT. Se destaca que de la optimización surge la necesidad de aumentar la cantidad real de alimentadores de 16 a 21 para poder abastecer el incremento de demanda previsto para el año horizonte.

3x16 mm2

3x25 mm2

3x35 mm2

3x50 mm2

3x70 mm2

3x120

mm2

3x185

mm2

3x240

mm2

3‐1x10 mm2

3‐1x16 mm2

3‐1x25 mm2

3‐1x35 mm2

3‐1x70 mm2

3‐1x95 mm2

3‐1x120

mm2

3‐1x240

mm2

MAD

AD1

AD2

MD

BD

MAD

AD1

AD2

MD

BD

CA Alim1 2,057 17 6 ‐ 4 1 2 1 ‐ 3 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 67 19 ‐ ‐ ‐ 5 10 ‐ ‐ ‐ 1.54 0.60PC Alim2 2,588 6 ‐ ‐ 2 1 2 ‐ ‐ 1 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 35 10 ‐ ‐ 1 4 1 ‐ ‐ 0.46 1.23 0.06CA Alim3 2,788 2 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 1 ‐ ‐ 1 35 10 1 ‐ ‐ ‐ ‐ 0.23 ‐ ‐ ‐ ‐ PC Alim4 2,343 8 1 1 1 1 ‐ 1 ‐ 3 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 101 29 ‐ ‐ 2 3 2 ‐ ‐ 0.91 0.92 0.12CO Alim5 2,663 9 0 1 2 ‐ ‐ 2 ‐ 5 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 220 62 ‐ 1 ‐ 4 2 ‐ 0.18 ‐ 1.23 0.12PC Alim6 2,368 5 ‐ ‐ ‐ ‐ 1 1 ‐ 3 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 101 28 ‐ ‐ 2 2 ‐ ‐ ‐ 0.91 0.62 ‐ CA Alim7 2,451 11 2 1 2 1 ‐ ‐ 1 2 ‐ ‐ 2 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 74 21 ‐ ‐ ‐ 6 4 ‐ ‐ ‐ 1.85 0.24PC Alim8 2,725 14 1 ‐ 3 ‐ 1 1 ‐ 5 3 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 193 54 ‐ ‐ 2 5 6 ‐ ‐ 0.91 1.54 0.36PC Alim9 2,998 4 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 1 1 2 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 85 24 1 1 2 ‐ ‐ 0.23 0.18 0.91 ‐ ‐ CA Alim10 2,637 13 3 ‐ 4 ‐ 1 1 ‐ 4 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 147 42 ‐ ‐ 1 4 5 ‐ ‐ 0.46 1.23 0.30PC Alim11 2,801 14 3 ‐ 4 ‐ 1 2 1 3 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 146 41 ‐ 1 1 4 7 ‐ 0.18 0.46 1.23 0.42PC Alim12 1,904 46 17 5 9 ‐ ‐ ‐ 1 10 5 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 205 58 ‐ 1 ‐ ‐ 31 ‐ 0.18 ‐ ‐ 1.86CO Alim13 2,766 28 18 ‐ 3 ‐ 1 2 ‐ 3 ‐ ‐ 1 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 95 27 ‐ 1 ‐ 3 7 ‐ 0.18 ‐ 0.92 0.42PC Alim14 2,307 75 38 3 3 4 9 2 1 14 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 1 ‐ ‐ 335 95 ‐ 1 ‐ 3 47 ‐ 0.18 ‐ 0.92 2.82CA Alim15 2,433 4 ‐ ‐ 2 ‐ ‐ ‐ 1 1 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 16 4 1 ‐ ‐ 3 1 0.23 ‐ ‐ 0.92 0.06PC Alim16 2,256 3 ‐ ‐ ‐ ‐ 2 ‐ ‐ 1 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 31 9 ‐ 1 ‐ 2 ‐ ‐ 0.18 ‐ 0.62 ‐ PC Alim17 2,281 4 ‐ ‐ ‐ 1 ‐ 1 ‐ 2 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 61 17 ‐ ‐ 2 1 ‐ ‐ ‐ 0.91 0.31 ‐ PC Alim18 2,601 11 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 2 9 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 463 131 ‐ 1 ‐ ‐ ‐ ‐ 0.18 ‐ ‐ ‐ PC Alim19 2,253 25 3 2 5 ‐ ‐ 1 ‐ 13 ‐ ‐ ‐ 1 ‐ ‐ ‐ ‐ 416 117 ‐ ‐ ‐ 3 18 ‐ ‐ ‐ 0.92 1.08PC Alim20 2,338 3 ‐ ‐ ‐ 1 ‐ ‐ ‐ 2 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 52 15 1 ‐ 2 ‐ ‐ 0.23 ‐ 0.91 ‐ ‐ PC Alim21 2,201 5 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 1 ‐ 4 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 131 37 ‐ 1 1 ‐ 1 ‐ 0.18 0.46 ‐ 0.06CA Total 12,366 7,000 48 11 1 13 2 3 2 2 10 ‐ ‐ 2 ‐ 1 ‐ ‐ 1 340 96 2 ‐ 1 18 20 0 ‐ 0 6 1 PC Total 33,962 53,000 224 63 10 28 8 16 11 5 72 8 ‐ ‐ 1 ‐ 1 ‐ ‐ 2,355 665 2 7 15 27 113 0 1 7 8 7 CO Total 5,428 4,100 37 18 1 5 ‐ 1 4 ‐ 8 ‐ ‐ 1 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 315 89 ‐ 2 ‐ 7 9 ‐ 0 ‐ 2 1 Total 51,756 64,100 309 92 12 46 10 20 17 7 90 8 ‐ 3 1 1 1 ‐ 1 3,010 849 4 9 16 52 142 0.9 1.6 7.3 16.0 8.5

Sub

estacion

Alim

entado

r

Dem

anda

Año

Base

Cap

acidad

Real

Lon

gitud (km)

Pérdida

s En

ergía

(MWh/añ

o)

Red Aérea (km) Cantidad de Manzanas (#) Área (km2)subterránea (km)

Pérdida

s Po

tencia

(kW)

2.4.1.2 Cálculo del VNR

El cálculo del VNR se obtiene multiplicando las longitudes de cada tramo con calibres optimizados por los correspondientes precios estándar de inversión.

2.4.1.3 Caídas de Tensión

Se analiza el valor de la caída de tensión máxima en los alimentadores para verificar que se cumple con la exigencia de calidad de producto técnico.

Para calcular la caída de tensión máxima, se realizan los flujos de potencia respectivos de cada alimentador de MT.

Se muestra a continuación el diagrama de caídas de tensión de todos los alimentadores. Como puede verse todos los alimentadores se encuentran dentro de la banda permitida.


Página 56

92%

94%

96%

98%

100%

102%

104%

106%

108%

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

Tensión/Tensión Nom

inal

Porcentaje de Carga

Perfiles de Tensión, 21 Alimentadores del SEM al año 2012

Alim 21 Alim 20 Alim 19 Alim 18 Alim 17




Alim 1 Limite Urbano Limite Urbano Limite Rural Limite Rural

2.4.2 Redes MT y BT en Damero

Los VNR y pérdidas óptimas de las redes en damero dependen de la configuración de red que se elija y forman un sistema que debe ser optimizado en conjunto pues existe una combinación óptima de dichos elementos cuyo costo total es mínimo, puesto que a mayor cantidad de subestaciones de distribución (SED), mayor red de MT y menor red de BT, y viceversa.

Con el objetivo de optimizar las Redes en Damero, Quantum ha desarrollado un modelo en EXCEL que aplica la misma metodología utilizada por el Supervisor de VAD para el sector típico 2 en el 2004, con algunos cambios menores.

El modelo de Red de Distribución en Damero desarrollado permite la identificación de las configuraciones óptimas del conjunto Ramales y Derivaciones de MT, Transformadores de MT/BT y red de BT, en función de la densidad de carga, considerando parámetros tales como el costo de la energía eléctrica de las pérdidas, la tasa de costo de capital, el costo de inversión de los diferentes equipos constitutivos de la red a optimizar y la vida útil de cada uno de ellos.

Las redes adaptadas de BT y MT para áreas de distintas densidades de carga homogéneas se obtienen aplicando el modelo a las diferentes densidades de carga.


Página 57


Página 58

2.4.2.1 Descripción del Modelo de Red de Distribución en Damero Adaptada

El Modelo permite definir las instalaciones de distribución en damero (longitud de ramales y derivaciones de MT, redes de BT y cantidad de SED’s) más económicas para un área de densidad de carga uniforme (isodensa).

Se trabajó sobre una “ventana de estudio”, una porción del área isodensa suficientemente grande, en este caso de 1 km2 como para permitir plantear y analizar distintas topologías (disposiciones de puestos de transformación y esquemas de redes de MT y BT).

Las dimensiones aproximadas de las manzanas en el área representada se obtuvieron de las bases geográficas suministradas por el Distribuidor.

Principales Variables de Entrada del Modelo • Densidad de carga

• Ancho de Calle3

• Tipo de Área: Monumental o Normal

Principales Resultados del Modelo • Cantidad óptima de SED’s /km2 y la potencia media de los

transformadores

• Caídas de tensión y la corriente límite en los puntos de BT más comprometidos, verificando que no se superen los valores admisibles,

• Verificación de las instalaciones para el año final de crecimiento o año horizonte, puesto que el Modelo adopta la misma cantidad de instalaciones en el año 0 y en el año horizonte, asegura de esta manera que en el corto plazo no sea necesario realizar inversiones.

• Pérdidas en las redes de MT y BT, en transformadores y en acometidas,

• Montos de VNR óptimos de las instalaciones computadas,

• Índices de Calidad de Servicio

• 3 La distribución en calles con ancho superior a los 12 metros, debe ser realizada por ambas veredas según establece la normativa vigente.


Página 59

Esto permite, para cada densidad de carga y tecnología utilizada obtener el mínimo el valor actual (VA) del flujo de VNR + Costo de Pérdidas a 30 años, que define a la red óptima o adaptada.

La cantidad de casos que el modelo estudia depende las principales variables de entrada (ancho de calle, si es área monumental o no y densidad de carga).

Una vez identificadas las configuraciones de red óptimas (aquellas de VA mínimo) se confecciona el cómputo del VNR de las redes y las pérdidas.

2.4.2.2 Proceso de Cálculo

Los pasos a seguir en el proceso de optimización son:

1. Creación de una tabla de las “áreas isodensas” con la siguiente información:

• Área en km2, • Densidad Media de BT (MW/km2), • Densidad Media de MT (MW/km2).

2. Definición de las Redes Óptimas por Área

Mediante la aplicación del modelo se define una red de distribución económicamente adaptada a la demanda (configuraciones óptimas) para cada área isodensa de 1 km2. La optimización se realiza en conjunto para los ramales y derivaciones de MT, transformadores de MT/BT y redes de BT.

En la evaluación económica se considera:

• El horizonte de análisis económico es de 30 años. • Las demandas de BT y MT crecen durante 4 años a una tasa anual de

10.5% y luego se mantienen constantes hasta el final del período de análisis económico.

• El precio de la energía de 54,58 USD/MWh. • La tasa de actualización es el 12% anual.

Tanto las zonas isodensas de muy alta densidad como las zonas monumentales se diseñaron considerando redes de MT y BT subterráneas con Subestaciones de distribución (SED) del tipo pedestal, sin importar si corresponde o no a la realidad del SEM en estudio. Esto se debe a que los resultados serán aplicados a otras ciudades importantes que sí poseen instalaciones subterráneas y que así lo establece la normativa peruana.

Para las zonas restantes se consideraron redes de MT y BT aéreas con SED del tipo biposte y monoposte (dependiendo de la capacidad instalada).

La suma de los productos de las cantidades de cada área isodensa (cantidades/km2) por las superficies de las respectivas áreas (km2), permitió obtener las cantidades de instalaciones que forman parte del VNR Adaptado de las redes en damero del sector estudiado.

2.4.2.3 Configuraciones Estudiadas

Partiendo del tamaño promedio de las manzanas del SEM de 85 metros de lado, se utilizó como base 144 manzanas/km2.

Se analizaron los siguientes casos:

• 4 SED/km2

• 9 SED/km2

• 36 SED/km2

• 72 SED/km2

• 144 SED/km2


Página 60

Adicionalmente se consideró que se aprovecha en la zona en damero parte de la postación de las redes aéreas y de las canalizaciones de las redes subterráneas de MT para el montaje de las redes de BT (economías de postación y canalización).

2.4.2.4 Proceso de selección de las Configuraciones Óptimas

El Modelo elige, para cada densidad de carga la configuración que hace mínima la suma del VNR de los ramales de MT, las SED y la red de BT y el VA del flujo de pérdidas en toda esa red.

Se analizan 15 escenarios:

• Área Monumental, para cinco densidades • Calles Angostas (tendido por una vereda), para cinco densidades • Calles Anchas (tendido por dos veredas), para cinco densidades

Los resultados obtenidos para los 15 escenarios pueden verse en el siguiente cuadro:

Esc

Den

sidad

Año

Base

(MW/km2)

Aérea/Sub

t

Mon

o/Trif

Cant SED

s

Area (km2)

VNR Total

(MUSD

/km2

)

1 0.1 1 1 4 7.7 15

2 0.7 1 3 9 14.5 209

3 1.9 1 3 36 6.4 389

4 3.0 1 3 36 1.2 427

5 6.0 2 3 36 0.5 2,757

6 0.1 1 1 4 0.4 27

7 0.7 1 3 9 0.8 34

8 1.9 1 3 36 0.3 501

9 3.0 1 3 36 0.1 542

10 6.0 2 3 36 0.0 2,757

11 0.1 2 3 4 0.4 1,888

12 0.7 2 3 4 0.7 1,928

13 1.9 2 3 9 0.6 2,143

14 3.0 2 3 36 0.3 2,522

15 6.0 2 3 36 0.4 2,757

No Monumental una sola vereda

No Monumental ambas veredas

Monumental

Resultados Totales Red de BT, ramales de MT y TMB

3

7

4


Página 61

2.4.2.5 Resultados Preliminares del VNR Adaptado

km Miles de USD km Miles de USD % km % Miles de USD

Total 405.0 4511.0 385.7 4768.9 95% 106%Aérea 402.0 4313.0 363.3 3475.5 90% 81%Troncales 293.7 2883.2

3x16 mm2 16 92.0 694

3x25 mm2 25 12.0 91

3x35 mm2 35 45.7 352

3x50 mm2 50 10.0 84

3x70 mm2 70 20.0 181

3x120 mm2 120 16.7 174

3x185 mm2 185 7.3 90

3x240 mm2 240 90.0 1,217

Ramales y Derivaciones 69.6 592.3

Monofásico 8.3 122.3

2x25 mm2 8.3 122

2x35 mm2 0.0 ‐

2x50 mm2 0.0 ‐

2x70 mm2 0.0 ‐

Trifásico 61.3 469.93x16 mm2 16 0.0 ‐ 3x25 mm2 25 29.6 226 3x35 mm2 35 31.7 244 3x50 mm2 50 0.0 ‐ 3x70 mm2 70 0.0 ‐

3x120 mm2 120 0.0 ‐

3x185 mm2 185 0.0 ‐

3x240 mm2 240 0.0 ‐

Subterránea 3.0 198.0 22.4 1293.4 748% 653%Troncales 15.0 880.2

3‐1x10 mm2 10 7.7 424

3‐1x16 mm2 16 0.0 ‐

3‐1x25 mm2 25 3.3 186

3‐1x35 mm2 35 1.0 57 3‐1x70 mm2 70 1.0 63

3‐1x95 mm2 95 1.0 66 3‐1x120 mm2 120 0.0 ‐ 3‐1x240 mm2 240 1.0 85

Ramales y Derivaciones 7.4 413.23‐1x10 mm2 10 0.4 22 3‐1x16 mm2 16 1.3 71

3‐1x25 mm2 25 5.8 321 3‐1x35 mm2 35 0.0 ‐

3‐1x70 mm2 70 0.0 ‐

3‐1x95 mm2 95 0.0 ‐ 3‐1x120 mm2 120 0.0 ‐ 3‐1x240 mm2 240 0.0 ‐

Actual Modelo

Red de MT

Modelo/Actual

Sección


Página 62

km Miles de USD km Miles de USD % km % Miles de USD

Total 806.8 10,460.8 818.8 9,999.6 101% 96%Aérea 697.8 5,717.0 696.1 4,651.5 100% 81%Troncales 320.8 2406.0


1x16 mm2 + portante 16 0.0 ‐

1x25 mm2 + portante 25 37.3 229

1x50 mm2 + portante 50 0.0 ‐

Trifásico 283.5 2177.1

3x16 mm2 + portante 16 0.0 ‐

3x25 mm2 + portante 25 154.4 1,089

3x50 mm2 + portante 50 129.1 1,088

3x150 mm2 + portante 150 0.0 ‐

Ramales y Derivaciones 375.3 2367.3


1x16 mm2 + portante 16 143.1 842

1x25 mm2 + portante 25 0.0 ‐

1x50 mm2 + portante 50 0.0 ‐

Trifásico 232.1 1525.73x16 mm2 + portante 16 201.7 1,311 3x25 mm2 + portante 25 30.5 215 3x50 mm2 + portante 50 0.0 ‐ 3x150 mm2 + portante 70 0.0 ‐

Economía Por Compartir Postación con MT ‐121.8Subterránea 109.1 4743.8 122.7 5348.2 113% 113%Troncales 56.2 2489.9

3‐1x10 mm2 16 3.6 153

3‐1x16 mm2 25 11.4 489

3‐1x25 mm2 35 0.0 ‐

3‐1x35 mm2 50 41.2 1,847

3‐1x50 mm2 70 0.0 ‐

3‐1x70 mm2 120 0.0 ‐ 3‐1x120 mm2 150 0.0 ‐

Ramales y Derivaciones 66.6 2858.33‐1x10 mm2 16 44.5 1,887 3‐1x16 mm2 25 0.0 ‐

3‐1x25 mm2 35 22.0 971 3‐1x35 mm2 50 0.0 ‐ 3‐1x50 mm2 70 0.0 ‐

3‐1x70 mm2 120 0.0 ‐

3‐1x120 mm2 150 0.0 ‐

Red de BT Sección

Actual Modelo Modelo/Actual


Página 63

Cantidad Miles de USD Cantidad Miles de USD % Cantidad % Miles de USD

Total 638 3,249.1 511 3,420.9 80% 105%Aéreo 629 3,099 458 2,542 73% 82%Monoposte 314 1,348 ‐ ‐ 0% 0%

Monofásico ‐ ‐

5 ‐ ‐

10 ‐ ‐

15 ‐ ‐

20 ‐ ‐

25 ‐ ‐

Trifásico ‐ ‐

10 ‐ ‐

15 ‐ ‐

25 ‐ ‐

40 ‐ ‐

50 ‐ ‐

75 ‐ ‐

Biposte 315 1,750 458 2,542 145% 145%Monofásico 33 118

50 33 118

75 ‐ ‐

Trifásico 425 2,425 100 241 1,280

125 ‐ ‐ 160 184 1,144 200 ‐ ‐ 250 ‐ ‐ 315 ‐ ‐

400 ‐ ‐

500 ‐ ‐

630 ‐ ‐

Subterráneo 9 150 53 879 587% 584% Convencional 9 150 Compacta Pedestal 53 879

50 2 17

75 ‐ ‐

100 ‐ ‐ 160 10 137

200 ‐ ‐ 250 ‐ ‐ 315 33 567

400 8 157 500 ‐ ‐ 630 ‐ ‐

Compacta Bóveda ‐ ‐

TMB Potencia

Actual Modelo Modelo/Actual


Página 64

km/Cant Miles de USD km/Cant Miles de USD % km/Cant % Miles de USD

Total 6,104.1 6,583.1 108%Total Aérea 2,924.5 2,209.2 76%

Total Subterráneo 3,179.6 4,374.0 138%Aéreo km 746 1,412 696 297 93% 21%

Piloto 1x16mm2 (compartido) 696 297

Aéreo Luminarias 23,565 1,512 24,069 1,620 102% 107%70 18,455 1,216

100 5,609 403

150 6 0

Parques y Plazas ‐ ‐ 1,388 292

Soporte de Concreto de 8 m 1,388 161

Farolas 1,388 131

Subterráneo km 110 2,874 178 3,732 162% 130%Piloto 1x16mm2 + Postes AP (compartido) 123 1,430

Piloto + retorno 2x16 mm2 (exclusivo) 56 2,303

Subterráneo Luminarias 4,564 305 4,245 286 93% 94%70 3,254 214

100 989 71

150 1 0

Subterráneo Soportes de Concreto ‐ ‐ 3,069 356

Soporte de Concreto de 7.5 3,069 356

Alumbrado PúblicoActual Modelo Modelo/Actual

CantMiles de

USD CantMiles de USD % Cant

% Miles de USD

Total 623.6 587.0 94%Item 304 90.4 4,140 520.3 1362% 576%RECLOSER HIDRAULICO CORTE EN ACEITE, TRIPOLAR, 2.4 - 14.4 kV, In = 50 A, Icc = 1250 A 3 14 RECLOSER HIDRAULICO CORTE EN ACEITE, TRIPOLAR, 2.4 - 14.4 kV, In = 100 A, Icc = 2000 A - - RECLOSER HIDRAULICO CORTE EN ACEITE, TRIPOLAR, 2.4 - 14.4 kV, In = 200 A, Icc = 2000 A - - RECLOSER HIDRAULICO CORTE EN ACEITE, TRIPOLAR, 2.4 - 14.4 kV, In = 400 A, Icc = 4000 A - - SECCIONADOR FUSIBLE (CUT-OUT), UNIPOLAR x 1, 7.8/13.5 kV, 100 A 1,530 188 SECCIONADOR FUSIBLE (CUT-OUT), UNIPOLAR x 1, 7.8/13.5 kV, 200 A 1,077 146 PARARRAYOS 1,530 172

Equipos de Control Red BT Aérea 534 70 458 60 86% 86%Equipos de Control 534 70 458 60 Equipos de Control Red BT Subterráneo 103 464 53 7 51% 1%Equipos de Control 103 464 53 7

Equipos de Prot y Secc y Equipos de ControlActual Modelo Modelo/Actual


Página 65

2.4.2.6 Resumen de Resultados de VNR Adaptado

Actual Modelo M/A Actual Modelo M/A

. Red Media Tensión km 405 386 95% 4 601 5 289 115%

. Subestaciones MT/BT Unidades 638 511 80% 3 249 3 421 105%

. Red Baja Tensión km 807 819 101% 17 098 16 649 97%

. Instalaciones no Electricas

24 948 25 360 102%Total

Concepto Unidad

Metrado Valor VNR (Miles US$)

2.4.3 Instalaciones de Alumbrado Público Previamente a la optimización del sistema de distribución se realizó el diseño del sistema óptimo de alumbrado público, tanto para las vías de acceso libre que cuentan con servicio particular como para las áreas de recreación y parques de uso público, ya que sus resultados (demanda y distribución de luminarias) constituyen datos necesarios para el diseño óptimo de la red de distribución. Las instalaciones de alumbrado público se optimizaron desde el punto de vista de su costo total, para lo cual se evaluaron distintas alternativas de iluminación (disposición de luminarias, separación entre las mismas, etc.

2.4.3.1 Consideraciones generales

El sistema de Alumbrado Público fue optimizado en un todo de acuerdo a lo prescripto en la norma DGE “ALUMBRADO DE VÍAS PÚBLICAS EN ZONAS DE CONCESIÓN DE DISTRIBUCIÓN”.

2.4.3.2 Iluminación vial

La información referente a las vías a iluminar es la obrante en el archivo “VIAS-UUNN PIURA 3.xls” que se adjunta, recibido de la Empresa Distribuidora con fecha 17/03/09 y donde se especifican para cada vía de la EM:

• Tipo de vía. • Tipo de calzada (clara u oscura). • Ancho de calzada. • Número de pistas y carriles. • Tipo de alumbrado requerido.

Respecto las luminarias, se utilizó información técnica suministrada por la empresa Philips, fabricante de larga trayectoria en equipos de iluminación.

2.4.3.2.1 Variantes de vías consideradas

La información recibida comprende 3226 tramos (851,3 km) de vía a iluminar, a los que corresponden 267 anchos de calzada distintos, que van


Página 66

desde 2,5 hasta 35,6 m, por lo que a efectos de los cálculos luminotécnicos se procedió a su normalización como sigue:

Ancho normalizado Cant. tramos Longitud [km]C <= 5 862 228,0

5 < C <= 7 1158 300,37 < C <= 9 165 41,79 < C <= 15 428 106,3

15 < C <= 18 276 66,918 < C <= 24 230 52,624 < C <= 36 107 55,5Total general 3226 851,3

La información sobre vías citada presentaba algunas inconsistencias, tales como:

• De los 862 tramos con calzadas de 5 m de ancho o menos 7 figuraban como vías de 4 pistas y 4 carriles y 54 como vías de 2 vías y 2 carriles, siendo que en ese ancho un automóvil escasamente puede pasar a otro, por lo que fueron reclasificados como de una pista y un carril.

• Los 4 tramos consignados de alumbrado tipo II (previsto por la norma para vías tipo Arterial y Colectora 1) correspondían a vías de entre 3,5 y 6 m de ancho, es decir vías que no reunían dichas características, por lo que este tipo de alumbrado fue descartado y los tramos en cuestión considerados como Tipo III.

Habiendo así racionalizado la información y de acuerdo a la normalización de vías antes indicada los tipos de alumbrado que se consideraron y la cantidad de tramos correspondientes a cada uno fueron:

Tipo Alumbrado 3 4 5Calzada C O C O C OC <= 5 2 3 16 10 782

5 < C <= 7 5 8 25 15 986 1197 < C <= 9 1 3 155 69 < C <= 15 90 335 315 < C <= 18 91 18518 < C <= 24 28 20224 < C <= 36 67 40

49

Cada tipo de alumbrado especificado para cada ancho de vía normalizado se verificó para la condición más exigente de variantes en cuanto a número de pistas y carriles, es decir para el mayor número posible de pistas y, dentro de éste, para el mayor número posible de carriles, tal como se indica en la siguiente tabla:


Página 67

Ancho normalizado Pistas Carriles

C <= 5 1 15 < C <= 7 1 27 < C <= 9 2 2

9 < C <= 15 2 215 < C <= 18 2 218 < C <= 24 2 424 < C <= 36 2 4

Es de destacar que todas las vías con calzadas de hasta 9 m de ancho tienen un ancho total máximo, incluyendo aceras, de 12 m, mientras que por el contrario, todas las vías con calzadas de más de 9 m tienen un ancho total superior a ese valor, por lo que, de acuerdo a lo establecido en la Norma DGE “Conexiones Eléctricas en Baja Tensión en Zonas de Concesión de Distribución” dichas vía deben contar con red de distribución eléctrica por ambas aceras.

2.4.3.2.2 Separación entre luminarias

Para la sujeción de las luminarias se decidió utilizar, por elementales razones de economía, los soportes de las redes de SP y MT existentes, ajustando la posición de las luminarias, tanto en altura como en distancia al borde de la calzada, mediante una adecuada selección del pastoral.

En consecuencia la separación entre apoyos de la red de BT se moduló en base a la separación óptima entre luminarias, y para determinarla se analizó la conveniencia de adoptar vanos de 35 o de 40 m (valor este último que razonablemente se puede tomar como máximo para una red de distribución de BT).

Se completaron entonces para cada variante de vía a considerar los correspondientes cálculos luminotécnicos, que consideraron tanto las exigencias de calidad vigentes como los distintos anchos y tipos de calzada (clara u oscura) a iluminar.


Página 68

Los resultados fueron los siguientes:

Cal

zada

Tipo ANCHO H [m] E [m] Pastoral Luminaria Disposición H [m] E [m] Pastoral Luminaria Disposición

C <= 5 6,93 0,20 H°G° 500/580 1 x 100 Izquierdo 8,25 1,20 PS/1.5/1.9 1 x 100 Izquierdo5 < C <= 7 6,93 0,20 H°G° 500/580 1 x 100 Izquierdo 8,25 1,20 PS/1.5/1.9 1 x 100 Izquierdo7 < C <= 9 6,93 0,20 H°G° 500/580 1 x 150 Izquierdo 6,93 0,20 H°G° 500/580 1 x 150 Izquierdo7 < C <= 9 6,93 0,20 H°G° 500/580 1 x 100 Derecho 8,25 1,20 PS/1.5/1.9 1 x 100 Derecho

C <= 5 6,93 0,20 H°G° 500/580 1 x 70 Izquierdo 6,93 0,20 H°G° 500/580 1 x 70 Izquierdo5 < C <= 7 6,93 0,20 H°G° 500/580 1 x 70 Izquierdo 6,93 0,20 H°G° 500/580 1 x 70 Izquierdo7 < C <= 9 6,93 0,20 H°G° 500/580 1 x 100 Izquierdo 6,93 0,20 H°G° 500/580 1 x 100 Izquierdo7 < C <= 9 6,93 0,20 H°G° 500/580 1 x 70 Derecho 6,93 0,20 H°G° 500/580 1 x 70 Derecho9 < C <= 15 6,93 0,20 H°G° 500/580 2 x 70 Pareada 6,93 0,20 H°G° 500/580 2 x 70 Pareada

15 < C <= 18 6,93 0,20 H°G° 500/580 2 x 70 Pareada 6,93 0,20 H°G° 500/580 2 x 70 Pareada18 < C <= 24 6,93 0,20 H°G° 500/581 2 x 70 Pareada 6,93 0,20 H°G° 500/580 2 x 100 Pareada24 < C <= 36 6,93 0,20 H°G° 500/580 2 x 100 Pareada 6,93 0,20 H°G° 500/580 2 x 100 Pareada


15 < C <= 18 6,93 0,20 H°G° 500/580 2 x 70 Pareada 6,93 0,20 H°G° 500/580 2 x 70 Pareada18 < C <= 24 6,93 0,20 H°G° 500/580 2 x 70 Pareada 6,93 0,20 H°G° 500/580 2 x 100 Pareada24 < C <= 36 6,93 0,20 H°G° 500/580 2 x 100 Pareada 6,93 0,20 H°G° 500/580 2 x 100 Pareada

C <= 5 6,93 0,20 H°G° 500/580 1 x 100 Izquierdo 8,25 1,20 PS/1.5/1.9 1 x 100 Izquierdo5 < C <= 7 6,93 0,20 H°G° 500/580 1 x 100 Izquierdo 8,25 1,20 PS/1.5/1.9 1 x 100 Izquierdo

C <= 5 6,93 0,20 H°G° 500/580 1 x 70 Izquierdo 6,93 0,20 H°G° 500/580 1 x 70 Izquierdo5 < C <= 7 6,93 0,20 H°G° 500/580 1 x 70 Izquierdo 6,93 0,20 H°G° 500/580 1 x 70 Izquierdo


Separación [m]

IV

35 40

IV

V

C

O

III

V

III

Como puede observarse, en ningún caso fue posible utilizar lámparas de menos de 70 W, y la cantidad y potencia de luminarias necesarias resultó exactamente la misma para ambas alternativas, por lo que el vano óptimo adoptado fue el de 40 m, que exige el menor número de soportes y luminarias.

Cabe acotar que para vías de hasta 9 m de ancho con alumbrado Tipo III el cálculo indicó la necesidad de utilización de pastorales de mayores dimensiones que para vanos de 35 m, lo que de manera alguna invalida la adopción del vano de 40 m como óptimo, ya que la reducción del tamaño de los pastorales nunca justificaría el aumento del número de apoyos para conseguirlo.

2.4.3.2.3 Disposición de luminarias

Para calles de hasta 12 metros de ancho total, donde el tendido de la red de SP va por una sola acera, se adoptó una distribución de luminarias unilateral, mientras que para calles de ancho mayor, aprovechando la doble red de distribución se consideraron luminarias a ambos lado de la vía (incluso en aquellas con cantero central, evitando así el costo de apoyos adicionales).


Página 69


Página 70

En el primer caso el alumbrado fue verificado con las luminarias ubicadas sobre la izquierda (caso más desfavorable para flujo vehicular por la derecha). Esto es especialmente crítico en vías de doble sentido de conducción, caso en que los cálculos verifican la necesidad de reforzar la iluminación respecto de una distribución de luminarias sobre la derecha, para poder cumplir en los carriles más alejados con los requisitos de calidad de iluminación y de uniformidad aplicables.

En el caso de distribución bilateral se consideró una disposición enfrentada de luminarias. Si bien una disposición alternada de luminarias podría resultar más económica, su adopción no se estimó factible, ya que al utilizarse los apoyos de la red de distribución, cuya posición está en general muy condicionada por aspectos constructivos (coincidencia con medianeras, etc.), su distribución basada en consideraciones puramente lumínicas es imposible.

2.4.3.3 Iluminación de parques y plazas

Se ha previsto, en cumplimiento de la norma, un sistema de iluminación adecuado al consumo mínimo exigido (0,13 W/m2), bajo la forma más eficiente disponible: farolas con lámparas de vapor de sodio de 70 W montadas sobre el mismo tipo de estructuras previsto para iluminación vial en zona de distribución subterránea.

2.4.3.4 Materiales y tipos constructivos 2.4.3.4.1 Apoyos

Como se dijo anteriormente, en todos los tramos de vía a cuya vera existen apoyos de la red de distribución éstos fueron utilizados como soporte de las luminarias.

Para postación compartida de BT y MT vale todo lo dicho para postación exclusiva de BT, ya que los pastorales seleccionados para instalar las luminarias en postes de BT se pueden utilizar igualmente en los postes de MT con sólo cambiar, de ser necesario, el diámetro de las abrazaderas de montaje.

Respecto de la altura de las luminarias sobre la calzada se verificó la aptitud de los apoyos de la red de BT para lograr valores adecuados. Aún de utilizarse redes de conductores desnudos, con postes de 8,00 m empotrados el 10%, lo que representa una altura útil de 7,20 m, teniendo en cuenta las características de los pastorales disponibles y previendo que se perderán 45 cm de los mismos para su sujeción al poste, con una adecuada selección es posible alcanzar la altura necesaria de las luminarias y mantener todavía un margen adicional de 40 cm para cubrir eventuales irregularidades del terreno.


Página 71

Con relación al ajuste de la distancia del eje óptico de la luminaria al borde de la calzada, también mediante el pastoral, se ha considerado que los apoyos, de un diámetro medio en la base estimado en 0,30 m, se ubican en la acera a 0,15 m del borde de la calzada. Donde así no sea siempre se puede compensar la diferencia de distancia ajustando el avance con el pastoral.

En los casos en que por falta de apoyos de la red de BT o MT es necesario instalar otros exclusivos para el sistema de AP, éstos se consideraron idénticos en altura y separación a los existentes, de manera de unificar las características luminotécnicas de la instalación.

2.4.3.4.2 Pastorales

Con el objeto de adaptar las características de la postación de la red de servicio particular a los requerimientos luminotécnicos de altura y de distancia al borde de la calzada se seleccionaron de entre los pastorales metálicos disponibles los que mejor se adaptaron a las necesidades de cada caso en particular.

Resultaron necesarios en todos los casos pastorales de hierro galvanizado 500/580/27, excepto en vías de dos pistas con calzadas de entre 7 y 9 m de ancho, en las que para poder alcanzar las condiciones de calidad exigidas por la norma con distribución unilateral de luminarias fue necesario elevar la altura de las éstas sobre la calzada, habiéndose debido utilizar para ello pastorales simples PS/1.5/1.9/1.5”.

Tanto la altura del centro óptico sobre el nivel de la calzada como su avance desde el borde de la calzada y el ángulo vertical de la luminaria con el plano horizontal son los indicados en los respectivos cálculos.

2.4.3.4.3 Conductores

Para los conductores se adoptó la misma tecnología evaluada como óptima para las redes de BT. La alimentación de las luminarias se obtendrá del conductor piloto para alumbrado público que integra el cable autoportante de servicio particular de BT.

2.4.3.4.4 Costos de inversión

Una vez determinado el diseño óptimo para cada tipo de vía y de calidad de alumbrado especificada se estandarizaron los armados necesarios para cubrir todas las variantes de iluminación consideradas. Los costos unitarios de inversión resultantes fueron:

CÓDIGO VNR COMPONENTE UNID

COSTO PARCIAL

[usd]LU07002 LUMINARIA C/LÁMPARA DE SODIO 70 W S/PASTORAL 0,5 M UNID. $ 65,90LU10002 LUMINARIA C/LÁMPARA DE SODIO 100 W S/PASTORAL 0,5 M UNID. $ 71,87LU10002 LUMINARIA C/LÁMPARA DE SODIO 100 W S/PASTORAL 1,5 M UNID. $ 76,72LU15002 LUMINARIA C/LÁMPARA DE SODIO 150 W S/PASTORAL 0,5 M UNID. $ 82,16FA07002 FAROLA C/LÁMPARA DE SODIO 70 W S/PASTORAL 0,5 M UNID. $ 94,10PX0801 SOPORTE DE CONCRETO 8 M UNID. $ 115,99 2.4.3.5 Cálculos luminotécnicos 2.4.3.5.1 Criterios de cálculo

A más de las características técnicas de las luminarias (flujo y distribución luminosa), para obtener la calidad de iluminación requerida se optimizaron las características geométricas de la instalación, a saber:

• Altura de las luminarias sobre la calzada.

• Avance horizontal (distancia al borde de la calzada) del centro óptico de las luminarias.

• Ángulo de inclinación vertical de las luminarias.

El sistema de alumbrado se dimensionó además de manera que todas las variantes consideradas cumplieran con las exigencias de las normas de aplicación hasta el final de su vida útil, es decir teniendo en cuenta la depreciación lumínica tanto de las lámparas como de las luminarias.

Los factores de mantenimiento que para ello se consideraron, que contemplan la reducción en el tiempo del flujo luminoso de las luminarias (y por lo tanto de los niveles de iluminación), fueron:

• Depreciación luminosa de las luminarias por envejecimiento y suciedad (20%).

• Depreciación luminosa de las lámparas al final de su vida útil (momento en que su flujo luminoso se reduce al 80% del inicial y en que la curva de mortalidad alcanza el 20%).

2.4.3.5.2 Parámetros de calidad adoptados

A los efectos de minimizar los costos tanto de inversión como de operación se utilizaron para cada tipo de vía las menores exigencias de luminancia, iluminancia, control de deslumbramiento y uniformidad de iluminancia aceptadas por la norma, a saber:


Página 72

Tipo de alumbrado Tipo de vía Tipo de

calzada

Luminancia media [cd/m2]

Iluminancia media [lx]

Índice de control de

deslumbramiento (G)

Uniformidad media de

iluminancia

Clara 5Oscura 10Clara 5Oscura 10Clara 2Oscura 5ClaraOscuraClaraOscura

4 0,15Vía peatonal 2

VResidencial 2

N/C1

0,25Comercial

IV Residencial 1 N/C 4 0,15

IIIColectora 2

0,5 5

2.4.3.5.3 Software utilizado

Para la verificación de la calidad de Iluminación se utilizó el programa “Calculux Viario V7” de Philips, con datos de luminarias disponibles en el mercado.

En todos los casos se consideraron luminarias viales con lámparas de sodio de alta presión de 50, 70, 100, 150, 250 y 400 W.

2.4.3.5.4 Resultados

El Anexo B, que se adjunta como archivo magnético “ANEXO B – Alumbrado Público - Cálculos Luminotécnicos.pdf”, contiene la totalidad de los cálculos luminotécnicos realizados.

En el caso de vías de dos calzadas con distribución unilateral de luminarias la verificación se realizó para cada calzada por separado, y se adoptó el tipo de alumbrado más exigente, es decir el necesario para cumplir con los requisitos de calidad en la calzada más comprometida (la del lado opuesto al de instalación de las luminarias).

En la tabla siguiente se muestra una comparación entre los resultados obtenidos para el SEM y lo actual:

Cantidad Miles USD Cantidad Miles USD Aéreo

Pastorales, luminarias y lámparas Luminarias 70 unid. ND ND 18,455 1,216 Luminarias 100 unid. ND ND 5,609 403 Luminarias 150 unid. ND ND 6 0 Farolas 70 unid. ND ND 1,388 161

Total Pastorales Luminarias y lámparas 23,565 1,512 25,457 1,781 Soporte concreto 8 m unid. ND ND 1,388 131

Equipos de control unid. ND ND 458 60 Longitud de red de AP km 746 1,412 696 297

Piloto 1x16 mm2 (compartido) km ND ND 696 297 Subterráneo

Pastorales, luminarias y lámparas 70 unid. ND ND 3,254 214 100 unid. ND ND 989 71 150 unid. ND ND 1 0

Total Pastorales Luminarias y lámparas 4,564 305 4,245 286 Soporte concreto 8 m unid. ND ND 3,069 356

Equipos de control unid. ND ND 53 7 Longitud de red de AP km 110 2,874 178 3,732

Piloto 1x16 mm2 (compartido) km ND ND 123 1,430 Piloto + retorno 2x16 mm2 (exclusivo) km ND ND 56 2,303

Adaptado Actual Concepto Unidad


Página 73

2.5 Optimización de las Instalaciones no Eléctricas Al diseñar la empresa modelo, también se definieron las instalaciones no eléctricas óptimas adaptadas del SEM. Se consideraron los siguientes bienes:

• Edificios pertenecientes a la Sede Central, Sedes Regionales y Oficinas Comerciales, definidos para una organización y funcionamiento óptimo;

• Vehículos del personal de supervisión y del personal directamente involucrado en las actividades de operación, mantenimiento y comercial.

• Equipos y sistemas (hardware y software): GIS, sistemas centrales, sistemas de medición comercial, equipamiento de call center, sistema de administración y finanzas, computadoras personales (PC´s), sistemas de distribución, equipos de comunicaciones.

2.5.1 Edificios En el caso de los edificios, se definió la superficie óptima de los edificios considerando a tal efecto un estándar de metros cuadrados por empleado. Asimismo, se consideró un valor de alquiler por metro cuadrado de cada tipo de edificio. Se ha tomado como base para determinar los valores de alquiler unitario y superficie por puesto de trabajo, la referencia internacional aprobada por la regulación de Brasil. Los valores estándar considerados son los siguientes:

Edificio[USD /

m2_mes][m2 /

empl_mes]Estructura Central 6.33 10Unidad Regional 3.53 10Oficinas Comerciales 3.53 10Call Center 6.33 5Galpones y depósitos 2.41 500

NOTA: Los valores de m2/empl_mes de Depósitos y Call Center corresponden a los valores aprobados por OSINERG en la Revisión 2004.

En función de estos datos, se calcularon los valores de alquiler eficientes que son luego re-expresados en términos de VNR equivalente.

2.5.2 Vehículos Los costos de inversión y cantidades de los diferentes tipos de vehículos y equipos especiales utilizados para movilidad del personal de supervisión de las sedes regionales y oficinas comerciales y otras actividades, son los siguientes:


Página 74

DESCRIPCION Cant. Costo Total [USD]

Costo SEM [USD]

Automóvil - Adm. Central 20 336 000 142 654 O&M - COM -

Pick up - Adm. Central 8 187 200 79 479 O&M 7 163 800 69 544 COM 14 327 600 139 088

Motocicleta - Adm. Central 3 9 000 3 821 COM 54 162 000 68 780

Camión - General 7 315 896 134 119

Los costos totales de la empresa son asignados al SEM en forma proporcional al número de empleados. A los fines de determinar la cantidad de vehículos necesarios se utilizaron referencias estándar internacionales de vehículos por número de empleados y los criterios que se citan a continuación:

• Ejecutivos: se les asigna un vehículo a cada alto ejecutivo. • Funcionarios: se les asigna un vehículo cada dos funcionarios. • Supervisores: se les asigna un vehículo cada seis supervisores.

Los vehículos resultantes se dividen en los departamentos según las siguientes premisas:

• Todos los automóviles se consideran en el departamento administrativo. • Para el caso de las pickups, se considera una por Unidad de Negocio en

el departamento de O&M, para actividades de supervisión; y dos por Unidad de Negocio en el departamento Comercial.

• Se considera tres motocicletas en la administración para actividades y dos por cada oficina comercial.

• Se considera un camión por Unidad de Negocio, para actividades de movimiento de materiales y logística interna.

Cabe aclarar que estos costos de vehículos no incluyen aquellos vehículos afectados de manera directa a las actividades de Operación y Mantenimiento, dado que sus costos son incluidos en esa instancia.

2.5.3 Equipos, sistemas y software En relación a los equipos, sistemas, software, hardware, muebles y útiles, etc., se definieron las cantidades necesarias en el diseño de la empresa de referencia y se utilizaron los precios de compra reales, los cuales resultan representativos de los valores del mercado. Fueron considerados los siguientes criterios:

• GIS: Sistema de soporte del sistema eléctrico. Permite el análisis,


Página 75

manipuleo, modelado y visualización geo-referenciada del mismo.

• Sistemas (hard): componentes de hardware de los sistemas de gestión, sin incluir las computadoras personales.

• Sistemas (softs): aquellos software de gestión de las actividades de la distribuidora.

• Call Center: Sistema de líneas telefónicas rotativas para la atención a los usuarios del servicio de energía eléctrica de la distribuidora.

• PC´s: Computadoras personales, incluyendo hardware y software de cada una. Se considera una PC para cada empleado.

• Muebles y Útiles: Se considera el equipamiento móvil de la oficina, escritorios, bibliotecas, sillas, etc., y los útiles de oficina.

• Equipos y Herramientas: considera aquellos equipos y herramientas de laboratorio, medición y operación, que no hayan sido incluidos en los costos directos de las actividades de operación y mantenimiento.

En base a lo expuesto, se calculan los siguientes costos totales para cada ítem:

DESCRIPCION C Total [USD]

C SEM [USD]

GIS 150 000 63 685 Sistemas (hard) 317 952 134 992 Sistema Comercial (soft) 123 796 52 560 Sistemas Centrales (soft) 173 004 73 452 Call Center 71 467 30 343 PC´s 139 183 59 092 Muebles y Utiles 316 940 134 562 Equipos y herramientas 214 277 90 975

Los costos totales de la empresa son asignados al SEM en forma proporcional al número de empleados.

2.6 Estándar de Calidad de Servicio

2.6.1 Introducción Los índices de calidad de suministro eléctrico a los clientes de la red de distribución adaptada del SEM se evaluaron con el modelo de optimización de redes. Los índices considerados para dicha evaluación son:

SAIFI: Índice de frecuencia de interrupción promedio del sistema [interrupciones / año]


Página 76

donde λi es la tasa de falla, Ni es el número de clientes del punto de carga i y N es el número total de usuarios.

SAIDI: Índice de duración de interrupción promedio del sistema [horas / año]

donde Ui es el tiempo de salida de servicio anual del punto de carga i.

2.6.2 Criterios de cálculo Los puntos de carga i considerados son las estaciones AT/MT, el equipamiento de protección de la salida de cada alimentador de MT, las redes de MT, los reconectadores y seccionadores tipo cut-out de protección de los ramales de MT y de las SED’s, las subestaciones transformadoras MT/BT, los fusibles de salida de las SED’s, la red de baja tensión y las acometidas. Las tasas de interrupción λi y los tiempos de salida de servicio Ni considerados en cada punto son los siguientes.

Tasa de falla λi [interrupciones por km o por unidad y por

año]

Tiempo medio de salida de servicio Ui

[horas /año] Tipo de Instalación

BD MD AD1 AD2 MAD BD MD AD1 AD2 MAD Estaciones AT/MT 2,50 2,50 2,50 2,50 2,50 1,25 1,25 1,25 1,25 1,25 Interruptores automáticos y reconectadores

0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 3,00 3,00 3,00 3,00 3,00

Redes de MT 0,30 0,30 0,30 0,30 0,30 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 Seccionadores tipo cut-out 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 3,00 3,00 3,00 3,00 3,00

SET MT/BT 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 3,00 3,00 3,00 3,00 3,00 Redes de BT 0,30 0,30 0,30 0,30 0,30 1,50 1,00 1,00 1,00 1,00 Fusibles BT 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 Acometidas 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 1,00 0,40 0,40 0,40 0,40

Fuente: OSINERG-GART, Estudio de Costos del VAD del Sector Típico 2 – Anexo 2 – Supervisor VAD

El tiempo medio de salida de servicio Ui incluye: • Toma de conocimiento de la interrupción del suministro por parte del

personal • Traslado del personal • Localización de la causa de la interrupción • Reposición parcial o total del servicio mediante despeje o aislamiento del

sistema o equipo en falla.

El número de clientes Ni, es decir aquellos que quedan sin suministro en un punto de carga en ocasión de una falla se determinó como sigue:

• Redes de MT


Página 77


Página 78

o Subestaciones AT/MT: Sus fallas afectan a la totalidad de los clientes alimentados desde la misma.

o Interruptores automáticos de salida de alimentadores de MT: En caso de falla del mismo todos los clientes abastecidos por el alimentador quedan sin suministro.

o Alimentadores y ramales de MT: Se consideró para cada uno la cantidad de clientes servidos por el mismo, calculada en base a la superficie cubierta por las SED’s que dependen de ellos y al tipo de zona isodensa que les corresponde.

o Reconectadores y Seccionadores tipo cut-out: Estos equipos de protección están instalados al inicio de cada ramal, por lo que su falla es equivalente a la del ramal en sí.

• SED’s, redes de BT y Acometidas o Subestaciones MT/BT: El alcance de sus fallas se calcula en

base a la cantidad de SED’s por km2 que corresponde al tipo de zona isodensa que sirve.

o Fusibles de BT: El alcance de sus fallas está asociado a la cantidad de SED’s por km2 y a la cantidad de salidas de BT por SED que corresponden al tipo de zona isodensa servida por la salida protegida por el fusible en falla.

o Redes de Baja Tensión: El alcance de sus fallas fue calculado en función de la cantidad de usuarios asociados a cada salida de subestación MT/BT, considerando las longitudes de líneas de BT por km2, cantidades de SED’s por km2 y cantidades de salidas en BT por SED que corresponden al tipo de zona isodensa que sirve.

Los parámetros antes citados, resultantes de la optimización de la red, son:

Zona Instalaciones MT/BT y

BT BD MD AD1 AD2 MAD

Longitud de Red de BT / km2 23 23 24 26 42

SED’s / km2 4 9 36 36 36

Salidas BT / SED 4 4 4 4 4

2.6.3 Resultados A partir de las ecuaciones precedentemente citadas se determinaron los índices de calidad de suministro para los 21 alimentadores del SEM, considerando la suma de fallas de las redes de MT y de las SED’s, redes de BT y acometidas. Los resultados son los indicados en las dos últimas columnas del cuadro que sigue, que también muestra los equipos de protección instalados en cada alimentador así como las fallas previstas en los propios alimentadores

y sus respectivas duraciones:

Índices de Calidad Finales para Clientes de BT

REC

ON

ECTA

DO

R T

RIP

OLA

R 1

250

A

SEC

CIO

NA

DO

R F

USI

BLE

100

A

SEC

CIO

NA

DO

R F

USI

BLE

200

A

PA

RA

RR

AYO

S

MA

D

AD

1

AD

2

MD

BD

MA

D

AD

1

AD

2

MD

BD

Alimentador 1 17 15 16 - 48 45 48 - - - 7.99 8.22 - - - 8.86 9.34 8.01 8.91 Alimentador 2 6 19 26 - 78 57 78 - - 4.54 4.69 4.92 - - 5.42 5.56 6.04 4.64 5.52 Alimentador 3 2 5 8 - 24 15 24 3.38 - - - - 4.25 - - - - 3.38 4.25 Alimentador 4 8 26 39 - 117 78 117 - - 5.14 5.29 5.52 - - 6.02 6.16 6.64 5.21 6.09 Alimentador 5 9 14 18 - 54 42 54 - 5.54 - 5.69 5.92 - 6.42 - 6.56 7.04 5.67 6.55 Alimentador 6 5 23 36 - 108 69 108 - - 4.24 4.39 - - - 5.12 5.26 - 4.29 5.17 Alimentador 7 11 16 17 - 51 48 51 - - - 6.29 6.52 - - - 7.16 7.64 6.30 7.18 Alimentador 8 14 32 46 - 138 96 138 - - 6.94 7.09 7.32 - - 7.82 7.96 8.44 7.03 7.92 Alimentador 9 4 26 45 - 135 78 135 3.98 3.94 3.94 - - 4.85 4.82 4.82 - - 3.95 4.82 Alimentador 10 13 20 27 - 81 60 81 - - 6.74 6.89 7.12 - - 7.62 7.76 8.24 6.85 7.74 Alimentador 11 14 24 34 - 102 72 102 - 7.04 7.04 7.19 7.42 - 7.92 7.92 8.06 8.54 7.14 8.03 Alimentador 12 46 11 14 1 42 33 42 - 13.18 - - 13.56 - 14.09 - - 14.71 13.44 14.52 Alimentador 13 28 13 16 - 48 39 48 - 10.27 - 10.42 10.65 - 11.21 - 11.35 11.83 10.41 11.37 Alimentador 14 75 22 26 2 78 66 78 - 12.05 - 12.20 12.43 - 16.07 - 16.21 16.70 12.28 16.40 Alimentador 15 4 12 17 - 51 36 51 3.98 - - 4.09 4.32 4.85 - - 4.96 5.44 4.07 4.95 Alimentador 16 3 8 12 - 36 24 36 - 3.64 - 3.79 - - 4.52 - 4.66 - 3.74 4.62 Alimentador 17 4 21 34 - 102 63 102 - - 3.94 4.09 - - - 4.82 4.96 - 3.97 4.85 Alimentador 18 11 4 6 - 18 12 18 - 5.94 - - - - 6.82 - - - 5.94 6.82 Alimentador 19 25 12 12 - 36 36 36 - - - 10.49 10.72 - - - 11.36 11.84 10.55 11.49 Alimentador 20 3 23 39 - 117 69 117 - - 3.64 3.79 4.02 - - 4.52 4.66 5.14 3.74 4.62 Alimentador 21 5 13 22 - 66 39 66 - 4.24 4.24 - 4.62 - 5.12 5.12 - 5.74 4.25 5.13

GENERALES 309 359 510 1,077 1,530 1,077 1,530 2.83 7.32 4.89 6.90 10.91 3.49 8.55 5.77 7.96 13.08 7.38 8.67

Alim

enta

dor

Lon

gitu

d (k

m)

Equipos de Seccionamiento y Maniobra

SA

IDI

Can

tidad

de

Ram

ales

Can

tidad

de

SED

S

Fallas/año Horas/año

SA

IFI

Nota: El SAIFI está expresado en interrupciones por año, mientras que el SAIDI en h/año

Como puede verse en el cuadro, los índices de calidad del sistema adaptado son mejores que los límites máximos admisibles en BT (SAIFI= 12/año y SAIDI= 20h/año). Se destaca que los índices obtenidos para el Cliente en Baja Tensión son también mejores que los límites máximos admisibles en MT (SAIFI= 8/año y SAIDI= 14h/año), con lo que el sistema adaptado cumple con las exigencias de calidad de servicio técnico en todos los niveles de tensión. Los índices obtenidos suponen la existencia del equipamiento de protección y maniobra en media tensión detallado a continuación: • Un interruptor automático ubicado en la subestación AT/MT al comienzo

de cada alimentador. • Un reconectador en aquellos alimentadores que lo requieran. • Seccionadores unipolares tipo cut-out:

o Un conjunto trifásico de seccionadores unipolares de 200 A por cada ramal de MT.

o Un conjunto trifásico de seccionadores unipolares de 100 A del lado de MT en cada una de las SED’s.

• Un conjunto trifásico de pararrayos del lado de MT en cada una de las SED’s.


Página 79

El total de reconectadores, seccionadores y pararrayos considerados así como su valorización son los indicados en el cuadro siguiente:

Equipos de protección y seccionamiento MT

Descripción Cantidad Monto [USD]

Reconectador tripolar 1250 A 3 13 895 Seccionador fusible Cut-out unipolar 100A 1 530 188 020 Seccionador fusible Cut-out unipolar 200 A 1 077 146 246 Pararrayos 1 530 172 175

Total 520 336

No se valorizaron los interruptores de MT de las salidas de los alimentadores ya que se consideran dentro del VNR de las subestaciones AT/MT.

2.7 Balance de Potencia y Energía Para la elaboración del balance de energía y potencia del Sistema modelo, se utilizaron los siguientes datos:

• Venta de energía y potencia por categoría tarifaria presentados por la empresa en C - Formato_VI_1_Sistema_Modelo_Final.

2008

Cat. tarifaria Venta (MWh/año)

Venta (MWh/mes)

Sum Pmax (kW/mes)

BT1 0 0 0BT2 77 7 46BT3P 3 730 364 912BT3FP 2 062 195 1 044BT4P 1 428 114 348BT4FP 423 32 157BT5C 11 555 993 3BT5A 507 44 0BT5B 112 519 9 927BT6 243 20BT7 0 0 0MT1 0 0 0MT2 24 877 2 492 649MT3P 35 468 4 473 10 581MT3FP 22 375 2 290 9 135MT4P 7 300 649 1 708MT4FP 5 069 425 1 859

La venta mensual y la sumatoria de potencias máximas ó de punta corresponden al mes de Diciembre de 2008, mes en el cual se registró la máxima demanda de potencia del sector típico.

• Factores de la caracterización de la carga obtenidos del informe final del servicio de Consultoría de Caracterización de la Carga de los Sistemas de Distribución Eléctrica de Electronoroeste S.A. – Sectores Típicos 2, 3, 4 y 5.


Página 80

Categoría FC NHU FCPP CPPBT1 94%BT2 34% 94%BT3P 43% 0,636BT3FP 58% 0,459BT4P 44% 0,636BT4FP 64% 0,459BT5C 50% 365BT5A 51% 365BT5B 30% 365BT6 365BT7 365MT1 91%MT2 51% 91%MT3P 53% 0,389MT3FP 74% 0,329MT4P 55% 0,389MT4FP 59% 0,329

Donde:

FC: Factor de carga

NHU: Número de horas de uso de medidores simples para cálculo de potencias coincidentes con la punta del sistema de distribución

FCPP: Factor de coincidencia

CPP: Factor de contribución a la punta

• Porcentajes óptimos de pérdidas resultantes del proceso de optimización.

PEMT 1,0155PPMT 1,0218PEBT 1,0720PPBT 1,0813

Donde:

PEMT: Factor de expansión de pérdidas de energía estándar en MT

PPMT: Factor de expansión de pérdidas de potencia estándar en MT

PEBT: Factor de expansión de pérdidas de energía estándar en BT

PPMT: Factor de expansión de pérdidas de potencia estándar en BT 2.7.1 Movimiento de Energía

El movimiento de energía se efectuó a partir de la información correspondiente a las ventas de energía del año 2008 junto con la consideración de los factores de pérdidas. La requerimiento de descomponer la pérdida no estándar en BT y MT significó la necesidad de construir un movimiento de energía real del sistema, que permitiera


Página 81

identificar la energía ingresada en cada nivel de tensión (MT, MT/BT y BT) para luego construir un movimiento con pérdidas óptimas. De esta forma en cada nivel de tensión, la diferencia a nivel de energía ingresada quedó identificada como pérdida no estándar. El movimiento real se construyó a través de un proceso de cálculo bottom-up de la siguiente forma: 1. Se colocaron las ventas de energía en BT 2. Se agregaron las pérdidas reales técnicas vinculadas a medidores,

acometidas y red de BT 3. Se colocó un valor de pérdidas comerciales preliminar. Al final del

proceso, las pérdidas comerciales son ajustadas de manera que la energía ingresada en MT coincida con la energía real ingresada en MT informada en “C - Formato VII_modelo”.

4. A la energía ingresada en BT se le agregaron las pérdidas en transformación MT/BT, obteniéndose la energía ingresada en MT/BT.

5. Finalmente se agregaron las ventas de energía en MT y las pérdidas de energía en MT para así obtener la energía ingresada en MT, la cual tal como fuera indicado anteriormente se ajustó mediante las pérdidas comerciales para que coincidiera con la energía ingresada en MT real.

El movimiento óptimo de energía fue construido de manera similar, pero con la consideración de los factores de expansión de pérdidas óptimas, con lo cual, al momento de calcular la energía ingresada en cada nivel de tensión, quedó identificada aquella parte de las pérdidas de energía que en cada nivel deben quedar asignadas como pérdida no estándar. Independientemente de que al final del presente punto se presenta el movimiento de energía de acuerdo al formato solicitado por el OSINERGMIN en el punto 6.1.7, en el siguiente cuadro se resume el movimiento real y óptimo para el año base, donde naturalmente la diferencia a nivel de energía ingresada en MT entre ambos escenarios corresponde a la pérdida de energía no estándar.

Concepto Unidad 2008 R 2008 OEnergía Ingresada MT MWh 253 231 240 861 Pe MT MWh 3 925 3 679

Pe Red MT / E_MT % 1,55% 1,53%Venta MT MWh 95 088 95 088 Energía Ingresada en TMB MWh 154 218 142 094 Pe TMB MWh 2 622 2 250

Pe TMB / E_TMB % 1,70% 1,58%Pe BT MWh 6 790 4 458

Pe Red BT / E_TMB % 3,44% 2,21%Pe Acometidas / E_TMB % 0,19% 0,18%Pe Medidores / E_TMB % 0,77% 0,74%

Venta BT MWh 132 545 132 545 Pérdidas No Técnicas MWh 12 261 2 842

Pérdida No Técnica / E_TMB % 7,95% 2,00%


Página 82

2.7.2 Factores de Pérdidas de Energía

A continuación se presentan los factores de pérdidas de energía reales y óptimos por nivel de tensión:

Real ÓptimoPEMT 1,0157 1,0155PEBT 1,1635 1,0720

El factor de expansión de pérdidas de MT (FEMT) tiene en cuenta las pérdidas en red de MT, mientras que el factor de expansión de pérdidas de BT (FEBT) tiene en cuenta las pérdidas en MT/BT y BT.

2.7.3 Factores de Pérdidas de Potencia Real Las pérdidas de potencia real de cada nivel de red se han calculado a partir de las pérdidas de energía con la misma fórmula, utilizada por Electricité de France (EDF), que considera el factor de carga de las pérdidas como una función del factor de carga del mismo nivel de tensión:

Red la de Carga deFactor Pérdidas las de Carga deFactor

energía de Pérdidaspotencia de Pérdidas

3.07.0 2

==

==

×+×=

×=

FCFCPpeppdonde

FCFCFCPFCPFCpepp

Luego, los factores de pérdidas de cada nivel se calculan como:

JJ

PpFPP

%11

−=

En los siguientes cuadros se presentan los factores de pérdidas de potencia reales por nivel de tensión:

RealPPMT 1,0221PPBT 1,2116

2.7.4 Movimiento de Potencia El balance de potencia en cada nivel de tensión se construyó a partir de las potencias facturadas en el mes de Diciembre4 de 2008 a todas las categorías que cuentan con medición de potencia y a la energía vendida en el mismo mes en aquellas categorías que no cuentan con medición de potencia. A los fines de determinar la contribución de cada categoría a la

4 Diciembre corresponde al mes en que se registró la máxima demanda en el Sistema.


Página 83

punta del sistema se efectuó el producto de las variables antes mencionadas (potencia y energía dependiendo de la categoría) por los parámetros obtenidos de la campaña de caracterización de cargas (Factores de coincidencia, Factores de contribución a la punta y/ó Número de horas de uso). La demanda coincidente con la punta del sistema, sin pérdidas de potencia, por categoría responde a las siguientes fórmulas:

• Categorías MT1 y MT2


Página 84

Punta ×=

Punta ×=

Punta

Punta

Punta ×=

FBPFCPPMTPP kk ×

• Categorías MT3p, MT4p

FBPCMTPPPP kk ×

• Categorías MT3fp y MT4fp

FBPCMTFPPP kk ××=

• Categorías BT1 y BT2

FBPFCPPBTPP kPunta

k ××=

• Categorías BT3p, BT4p

FBPCBTPPPP kk ××=

• Categorías BT3fp y BT4fp

FBPCBTFPPP kk ×

• Categoría BT5A, BT5B, BT5C, BT6 y BT7

FBPNHU

Pk

kPuntak ×=

E

Las variables y parámetros arriba presentados responden a las siguientes definiciones: Pk: Potencia en horas punta (k= MT2 ó BT2) ó máxima (k= MT3, MT4, BT3 ó BT4) facturada FCPPMT: Factor de coincidencia para demandas de punta en media tensión

FCPPBT: Factor de coincidencia para demandas de punta en baja tensión CMTPP: Factor de contribución a la punta de demandas en media tensión presentes en punta CMTFP: Factor de contribución a la punta de demandas en media tensión presentes en fuera de punta CBTPP: Factor de contribución a la punta de demandas en baja tensión presentes en punta CBTFP: Factor de contribución a la punta de demandas en baja tensión presentes en fuera de punta NHUk: Número de horas de uso de la categoría k Ek: Energía facturada en el mes de diciembre de 2008 correspondiente a la categoría k. FBP: Factor de balance de potencia = 1,00342 El factor de balance de potencia, en esta instancia ha servido de factor de ajuste para permitir que en el movimiento de potencia real, se iguale la potencia ingresada en MT (informada en “C - Formato VII_modelo”) con la potencia ingresada en MT que es calculada utilizando los nuevos parámetros de la campaña de caracterización de cargas y los factores de expansión de pérdidas de potencia reales. De la misma forma que lo descrito para el movimiento de energía, luego de construirse el movimiento de potencia real del sistema, se construyó el movimiento de potencia óptimo empleando a tal efecto los factores de expansión de pérdidas obtenidos para la red adaptada.

ÓptimoPPMT 1,0218PPBT 1,0813

El factor de pérdidas de potencia en MT considera el porcentaje de pérdidas técnicas óptimas obtenido para MT e igual a 2,13%.

El factor de pérdidas de potencia en BT considera:

• % de pérdidas técnicas de potencia en TMB = 1,36%

• % de pérdidas técnicas de potencia en la red de BT = 3,56%

• % de pérdidas técnicas de potencia en Acometidas = 0,29%

• % de pérdidas técnicas de potencia en Medidores = 0,33%

• % de pérdidas no técnicas de potencia = 1,98%


Página 85

Balance de energía y potencia sistema Piura – año 2008

Día y Hora de demanda máxima: 17/12/2008 19:45:00

Energía AnualMWh

Factor de carga ó factor de pérdidas

PotenciakW

Ingreso MT 253 231 59,6% 48 344Pérdidas estándar MT 3 679 44,5% 942

Técnicas 3 679 942No técnicas

Ventas MT 95 088 9 020MT1 0 0MT2 24 877 50,5% 594MT3P 35 468 52,7% 4 130MT3FP 22 375 73,5% 3 016MT4P 7 300 54,5% 667MT4FP 5 069 58,8% 614

Otros (*) 246 27,3% 103Ingreso BT 154 218 45,9% 38 279

Pérdidas estándar BT 9 550 42,3% 2 570Técnicas 6 708 40,4% 1 892

Subestaciones MT/BT 2 250 464Redes BT - SP 3 143 1 216Acometidas 257 98Medidores 1 058 114

No técnicas 2 842 47,8% 677Ventas BT 132 545 31 595

BT2 77 34,3% 44BT3P 3 730 42,7% 582BT3FP 2 062 58,2% 481BT4P 1 428 43,7% 222BT4FP 423 64,4% 72BT5C 11 555 50,0% 2 729BT5A 507 51,4% 121BT5B 112 519 30,0% 27 289BT6 243 55BT7 0 0

Otros (*) 12 124 33,5% 4 115

NHUBT Horas 365Demanda MT kW 48 344Demanda BT kW 38 279

Donde:

(*) pérdidas en exceso no reconocidas en las tarifas

NHUBT: Número de horas de uso en baja tensión

Demanda MT y BT: Potencias máxima de punta ingresada en MT y BT respectivamente.

Nota: Los factores de carga indicados en la tabla ameritan la siguiente aclaración:


Página 86

• Los factores de carga presentados a nivel de categoría corresponden a los parámetros obtenidos para el sector típico 2 en la campaña de caracterización de cargas, no presentándose FC para las categorías MT1, BT6 y BT7.

• El factor de carga de cada nivel es el cociente entre la potencia media ingresada en el nivel (Energía ingresada / 8784 horas) y la potencia máxima de punta de dicho nivel.

• Los factores de carga de las pérdidas son el resultado de dividir la potencia perdida promedio (energía perdidas / 8784 horas) por la potencia perdida coincidente con la punta del sistema.

2.8 Determinación de las Pérdidas Estándar de Energía y Potencia

2.8.1 Pérdidas Estándar Técnicas o Físicas

A continuación se muestran las pérdidas de Energía y de Potencia de la Red Adaptada, obtenidas para cada año.

Pérdidas de Energía y Potencia

2008 2009 2010 2011 2012 Promedio

1.22% 1.35% 1.48% 1.64% 1.80% 1.53%4.37% 4.49% 4.65% 4.84% 5.07% 4.72%

1.72% 1.89% 2.08% 2.28% 2.50% 2.13%4.71% 5.04% 5.41% 5.83% 6.29% 5.54%BT

Pérdida de Energia % s/ energía ingresada a cada nivel

Pérdida de Potencia % s/ Potencia simultánea en cada nivel

MTBT

MT

Modelo

El siguiente cuadro muestra como se reparten las pérdidas de energía del Modelo de red adaptada entre los diferentes niveles de red en valores promedio de los cuatro años:


Página 87

std actualMWh % %

4 698 1.53% 1.46%

8 839 4.72% 5.96%total 2 964 1.58%FE 1 918 1.02%CU 1 046 0.56%

4 141 2.21%‐ 0.00%339 0.18%

1 394 0.74%

TMB

Red

Piloto de AP

Acometidas

Medidores


ConceptoModelo

MT

BT

Como puede observarse la pérdida calculada por el modelo en la red de MT es mayor que la actual estándar mientras que en BT es más baja que la estándar.

Las pérdidas del piloto de AP están incluidas en la medición de la energía de AP, pues se miden juntas a la salida de la SED. Por esa razón no se incluyen explícitamente en el cuadro de arriba.

2.8.2 Pérdidas Estándar No Técnicas o Comerciales

Desde el punto de vista económico no es óptimo reducir la pérdida no técnica a cero, debido a que el costo operativo para lograrlo suele resultar mayor que la economía y beneficios que se alcanzan con pérdidas no técnicas nulas. El nivel óptimo de Pérdidas No Técnicas (PNT) es aquel para el cual el costo marginal de las acciones para reducirlas se iguala con el beneficio marginal de percibir los ingresos de la totalidad de la energía entregada. Existen numerosas acciones que las distribuidoras de electricidad pueden llevar a cabo para reducir el nivel de las PNT y, al respecto, la regulación por incentivos provee una buena señal para alcanzar el nivel óptimo de PNT. Sin embargo, debe señalarse que además de los esfuerzos realizados por las empresas, existen factores externos que están fuera de su control, que inciden en la magnitud de las PNT. En efecto, cada vez es más aceptado que las condiciones sociales, económicas, políticas, legales y culturales predominantes en el área servida por las distribuidoras afectan considerablemente su nivel PNT.

A continuación se presenta un gráfico con el comportamiento estimado de los costos totales en que se debe incurrir con el objeto de reducir el nivel de pérdidas no técnicas.


Página 88

Costos de la PNT

% PNT

CostoTotalEmpresa

Costo de PNT

ÓptimoAcciones

PNT

Costo Total

Costo de Reducción de PNT

El principio que rige este comportamiento de las curvas está basado en lo que normalmente ocurre en la realidad en cuanto a que al comienzo cuando la empresa tiene un sin número de irregularidades, resulta más “fácil” la detección y erradicación ó control de esas anormalidades, pero a medida que las causas mayores ó los puntos principales son controlados, lograr mejoras implica ir redoblando esfuerzos para detectar esos focos problemáticos.

El sistema de Piura presentó en el año base un nivel de pérdidas no técnicas entorno del 8% referido a la energía ingresada en las SED. Visto y considerando, que de acuerdo a lo establecido en los TdR en el punto 6.1.13 se indica que los criterios de optimización no podrán ser menos eficientes que los considerados por las empresas durante la última regulación, se resuelve mantener durante el siguiente ciclo tarifario el nivel de PNT que fuera aprobado para el ST2 que corresponde a 2%.


Página 89


Página 90

2.9 Optimización de Costos de Explotación 2.9.1 Introducción 2.9.1.1 Costos de O&M

La operación y mantenimiento de un sistema de distribución económicamente adaptado debe considerar aspectos tales como mantener el suministro de energía eléctrica en niveles adecuados de calidad, seguridad, protección al medio ambiente y continuidad de servicio. Estos aspectos mencionados se podrán conseguir con la ejecución de un correcto plan de operación y mantenimiento que minimice situaciones de funcionamiento inadecuadas o imprevistas. También es de vital importancia detectar y corregir las fallas en el menor tiempo posible. Luego de la optimización de las instalaciones del sistema eléctrico modelo, se optimizaron los costos de operación y mantenimiento técnico (operación, mantenimiento y pérdidas) aplicando para ello un análisis de procesos y frecuencias eficientes. Una vez alcanzada la optimización, se asignaron al sistema eléctrico modelo los costos correspondientes. En esta optimización se consideraron los costos eficientes de una empresa teórica, con instalaciones adaptadas a la demanda, técnica y económicamente óptimas, y cumpliendo con los requerimientos de calidad y servicio así como demás normativas establecidas por la legislación vigente.

2.9.1.2 Costos de operación comercial y pérdidas estándar comerciales Los costos de operación comercial se refieren a las actividades de gestión comercial y comercialización. La gestión comercial comprende la planificación, seguimiento y control de los procesos comerciales de modo de asegurar que estos se desarrollen dentro de las metas establecidas. La comercialización contempla la ejecución específica de las actividades comerciales que están relacionadas con los costos asociados a la atención del cliente (reclamos, actualización de las condiciones de contrato de suministro, telegestión y atención personalizada), acciones comerciales (atención de nuevos suministros, cortes y reconexiones, reposición y mantenimiento de conexiones), gestión de morosidad, gestión de pérdidas, y cálculo de tarifas, diferenciando los costos asociados al usuario (control, lectura, facturación, reparto y cobranza) que se incluyen en los cargos fijos de facturación. De acuerdo a lo establecido en los TdR, se calcularon indicadores estándar para cada una de las actividades comerciales, verificando los costos asignables a la empresa modelo. Los costos asignables al usuario, son aquellos independientes de su demanda de potencia y energía, correspondientes a los costos unitarios de: lectura, procesamiento y emisión de la factura, distribución de factura y comisiones por cobranza, considerando una gestión empresarial eficiente.


Página 91

2.9.1.3 Costos de Gestión Para la optimización de los costos indirectos asociados a la gestión de la distribuidora, se analizó la estructura de la empresa óptima para el desarrollo de la actividad de distribución y otras anexas que desarrolla la empresa, cumpliendo con los objetivos de costos eficientes y aprovechando las economías de escala. La asignación de los costos indirectos a las actividades directas del sistema eléctrico modelo se realizaron considerando los criterios señalados en el literal h) del numeral 5.2, así como el margen de contribución de cada actividad regulada distinta al VAD y las no reguladas.

2.9.2 Definición y descripción de la Organización En este punto se define la Metodología aplicada para determinar la Organización óptima necesaria para la prestación del servicio. La Empresa de Referencia se define en forma tal que sea eficientemente capaz de desarrollar las actividades de explotación técnica, comercial y de gestión del Sistema Eléctrico Modelo, cumpliendo con la calidad de servicio establecida. A tal fin puede considerarse en una primera instancia la optimización de los costos de la empresa en su totalidad y asignar luego al SEM los costos correspondientes, para tener en cuenta las economías de escala generadas. La empresa de referencia fue diseñada considerando los siguientes aspectos:

• Actividades de Operación y Mantenimiento en cada nivel de la Red.

• Actividades y ciclos Comerciales.

• Costos de gestión o indirectos asociados.

• Costos adicionales de explotación. Los costos adicionales de explotación incluyen el capital de trabajo y aquellos costos referidos a los aportes de la empresa distribuidora al organismo regulador, en cumplimiento de las normas vigentes.

2.9.2.1 Estructura organizativa y funciones de la Empresa de Referencia La definición de la estructura orgánica se ha realizado tomando en cuenta las actividades básicas de distribución y comercialización de una empresa de Distribución Eléctrica. Se analizó la estructura óptima necesaria para las distintas unidades de negocios y demás actividades no encuadradas en esa categoría. El análisis de la estructura a nivel empresa busca captar los efectos de reducción de costos, generados por las economías de escala.

Las distribuidoras de Energía Eléctrica cuentan generalmente con las siguientes Unidades Operativas típicas, según su nivel jerárquico:

• Sede Central

• Unidades de Negocios (UUNN)

• Equipos de trabajo para ejecución de las actividades de O&M.

• Oficinas Comerciales. A continuación se describe para cada una, las funciones y actividades necesarias para la prestación del servicio de energía eléctrica.

• ESTRUCTURA CENTRAL ACTUAL La concesionaria (ENOSA) pertenece al grupo Distriluz, y aunque cada empresa es independiente legalmente, el enfoque organizacional es la de un "holding" con cuatro empresas que forman el grupo, se establece una estructura matricial que incluye a un Comité Corporativo de Gestión (con sede en Lima), tal como se muestra en el siguiente esquema.

Directorio

Área de control interno

GERENCIA GENERAL

GERENCIA REGIONAL

Comité Corporativo De Gestión

AdministraciónDe Proyectos

Calidad Y fiscalización

Área legal

Tecnologíainformación

Gerencia De Distribución

Sede de la Ciudad de Piura(Asumido por las

Gerencia Funcionales)

Gerencia Administración

y Finanzas

Unidad de Negocio Sullana

C L I E N T E S

GESTION

INTERNA

Gerencia Comercial

Unidad de NegocioPaita

Unidad de NegocioTalara

Unidad de NegocioTumbes

Unidad de NegocioSucursales

Estructuralmente, el esquema organizacional contempla las bondades de un esquema matricial aplicando simultáneamente una estructura geográfica y la estructura funcional.

• ESTRUCTURA CENTRAL PROPUESTA


Página 92


Página 93

Se diseña el modelo de estructura central óptima a partir de las funciones típicas de una empresa de distribución de energía eléctrica, de acuerdo a referencias internacionales latinoamericanas, información del mercado donde se desenvuelve la empresa y estudios realizados en empresas de similar rango de demanda y dispersión.

Funciones y Actividades

De acuerdo a lo indicado anteriormente, encontramos las siguientes áreas: • COMITÉ CORPORATIVO DE GESTIÓN

Asume la responsabilidad de la planificación normalización, supervisión y evaluación de las actividades relacionadas con: Técnica, Comercial, Proyectos, Legal y Administrativo — Financiero; según los niveles de responsabilidad que se establezcan específicamente en cada caso.

◊ Gerencia Corporativa Técnica: Debe de establecer las políticas, planear, aprobar, organizar, evaluar y controlar corporativamente la operación y mantenimiento de sistemas de generación, transmisión y distribución. Debe también supervisar los contratos de servicios complementarios relacionados con transmisión y distribución así como establecer procesos para la reducción de pérdidas técnicas, mantener actualizada la información de activos fijos VNR, entre otras.

◊ Gerencia Corporativa Comercial: Debe planificar, organizar, coordinar y evaluar los procesos relacionados con la gestión comercial y de negocios. Diseñar estrategias para fomentar el consumo de electricidad, elaborar los lineamientos para evaluar el posicionamiento de la empresa y la calidad de los servicios así como establecer los mecanismos para fijar los precios de los servicios no regulados; supervisar la administración de los contratos de compra de energía y contratos por peaje de transmisión, entre otros.

◊ Gerencia Corporativa De Proyectos: Debe establecer las políticas y procedimientos para la formulación, ejecución y evaluación de proyectos de inversión de corto, mediano y largo plazo, definir los alcances para el desarrollo de los proyectos de inversión, estudios para planificación, desarrollo y utilización de nuevos recursos y tecnologías así como definir el plan y presupuesto anual de inversiones y asistir en la elaboración de las especificaciones para adquisiciones.

◊ Gerencia Corporativa de Administración y Finanzas: Planifica, organiza, coordina, implementa normas, políticas, procedimientos y sistemas de control de las actividades relacionadas con la administración de los recursos humanos, bienes, servicios, informáticos, patrimoniales, económicos y


Página 94

financieros. Así mismo supervisa la administración de los seguros de personal y patrimoniales.

◊ Área Legal Corporativa: Ejerce la representación de la empresa, en asuntos contenciosos judiciales y administrativos, brindar asesoría legal a la Gerencia General, Gerencia Regional y a las diferentes áreas del Comité Corporativo de Gestión. Además debe representar y difundir la posición de la empresa ante los diferentes comités de trabajo dedicados a la elaboración de proyectos de normas legales del Sector Eléctrico, entre otros.

• GERENCIA REGIONAL

Actúa por delegación de la Gerencia General, asume la representatividad y la dirección de la Empresa Regional

Dependiendo de la Gerencia Regional se consideran seis Unidades de Negocios definidas por su ámbito geográfico de responsabilidades:

◊ Unidad de Negocios Piura. ◊ Unidad de Negocios Sullana. ◊ Unidad de Negocios Paita. ◊ Unidad de Negocios Sucursales (Alto Piura) ◊ Unidad de Negocios Talara. ◊ Unidad de Negocios Tumbes. ◊ Unidad de Negocios Bajo Piura (Servicio Mayor Sechura)

• GERENCIAS DE APOYO:

◊ AREA DE ADMINISTRACION DE PROYECTOS

Elabora las bases y términos de referencia para la contratación de servicios de terceros para proyectos y obras, formula plan de inversiones, elabora programa de adquisiciones, supervisa y recepciona obras, entre otras.

◊ AREA DE CALIDAD Y FISCALIZACION

Coordina con los organismos reguladores y fiscalizadores, en representación de la Empresa para los fines de fiscalización y actualización de las normas del sector entre otros, Elabora y remite la información requerida por los entes reguladores, fiscalizadores y de protección y defensa de los usuarios, Desarrolla y mantiene un sistema de Información sobre el control de los datos e información relacionados con el control


Página 95

de la calidad del servicio y las acciones relacionadas con el tratamiento de las observaciones de Fiscalización de los organismos reguladores y fiscalizadores.

◊ AREA LEGAL

Analiza, interpreta y difunde los dispositivos legales de interés para la Empresa, Elabora documentos de carácter legal que le sean solicitados por las diferentes áreas de la Empresa, administra las acciones y resultados alcanzados por la asesoría legal externa.

◊ AREA DE TECNOLOGIA DE LA INFORMACION

Analiza, diseña e implanta soluciones utilizando las herramientas de tecnologías de información, Implanta y mantiene la infraestructura informática con los niveles de rendimiento requeridos para sostener los sistemas de información y de ofimática vigentes. Crea normas concernientes a las actividades relacionadas a tecnología de información y asesora las áreas usuarias en temas concernientes a la selección e implementación de sistemas mecanizados.

• UNIDADES DE NEGOCIOS

Como mencionamos anteriormente, las unidades de negocio son:

◊ Unidad de Negocios Piura ◊ Unidad de Negocios Sullana. ◊ Unidad de Negocios Paita. ◊ Unidad de Negocios Sucursales (Alto Piura) ◊ Unidad de Negocios Talara. ◊ Unidad de Negocios Tumbes. ◊ Unidad de Negocios Bajo Piura (Servicio Mayor Sechura)

Cada unidad de negocio tiene como objetivo brindar un excelente servicio de Energía Eléctrica, garantizar el cumplimiento de los diferentes contratos, así como cumplir y hacer cumplir las normas, directivas y procedimientos que rigen las actividades de distribución y comercialización de energía eléctrica. Tiene bajo su cargo las Unidades de Administración, Comercial así como las Unidades de Servicio Eléctrico (Negritos y Los Órganos-Máncora en la Unidad de Negocios Talara; Zarumilla y Zorritos para Tumbes; Morropón y Canchaque-Huancabamba para Sucursales).

• Análisis Funcional de la Organización

En el análisis funcional de la estructura organizacional se determinaron dos aspectos que deben ser tratados para lograr la optimización.

a) Similitud de funciones del Comité Corporativo de Gestión respecto a las

gerencias funcionales de la gerencia regional. b) Modificación de perfiles de algunos puestos de personal.

A continuación se hace el análisis de estos temas: a) Similitud de funciones del Comité Corporativo de Gestión.

En el Anexo E, se muestra una comparación de las funciones de las gerencias del Comité Corporativo de Gestión (sede Lima), con las funciones del área de las Gerencias Funcionales (Gerencia Técnica, Gerencia Comercial y Gerencia de Administración y Finanzas) y Áreas de Apoyo (Área de Administración de Proyectos y Área Legal); de área la Gerencia General Regional. Donde se aprecia que existe una similitud entre las funciones y responsabilidades que figuran en el MOF I (Comité Corporativo de Gestión) y el MOF II (Gerencia Regional).

Por otro lado tenemos conocimiento que el Comité Corporativo de Gestión, a través de las compras corporativas que realiza (mayor volumen), consigue mejores precios de materiales para su grupo empresarial, entre ellas la concesionaria materia de análisis.

La única manera de evaluar la continuación del funcionamiento de este Comité Corporativo de Gestión, es haciendo una evaluación costo-beneficio de este Comité, la cual fue solicitada a la concesionaria y es agregada al Anexo E citado, junto con una opinión acerca de la justificación recibida.

• Organigrama

El organigrama de la empresa propuesta, el cual considera las funciones especificadas para la sede central y de las distintas unidades de negocio, se muestra a continuación:

Gerencia General2 198.4

Auditoría Area Legal4 157.5 4 274.9

Asuntos Regulatorios Com. Institucionales1 168.9 1 59.7

Ser. El.Mayor Sechura UUNN PAITA UUNN SULLANA UUNN PIURA UUNN TALARA UUNN TUMBES UUNN ALTO PIURA8 302.2 15 1 040.9 35 2 038.7 32 1 296.0 17 1 160.3 26 1 812.6 16 655.7

Gerencia Técnica31 2 143.6

Gerencia Comercial27 1 824.5

Gerencia Administración42 2 429.2

Puede observarse el número de personal de cada área y unidad de negocio, como así también el costo total asociado a la misma, expresado en miles de


Página 96

nuevos soles. La manera en que fueron obtenidos estos totales se explica en los puntos subsiguientes.

A efectos de analizar el nivel de remuneraciones del personal de la concesionaria (ENOSA), en comparación con las remuneraciones de otras empresas, se ha hecho dos tipos de análisis comparativo y que son las siguientes:

◊ Se comparan las remuneraciones de ENOSA con los niveles remunerativos de dos empresas eléctricas pertenecientes al holding (Distriluz).

◊ Se comparan las remuneraciones de ENOSA con el nivel de remuneraciones de empresas eléctricas de provincias.

a) Comparación de las remuneraciones con dos empresas eléctricas del mismo holding (Distriluz).

Para la comparación con empresas del mismo holding empresarial se pudieron obtener datos de remuneraciones básicas de las siguientes empresas5: • Hidrandina : Datos a Diciembre del 2008 • Electro Centro : Datos a Diciembre del 2008

En base a la información obtenida, en el cuadro siguiente se hace un cuadro comparativo con las remuneraciones básicas de ENOSA

Comparación de la Remuneración básica de ENOSA con otras empresas del mismo holding (Distriluz)

Cargo BASICO PROMEDIOOcupacional ENOSA HIDRANDINA E. CENTRO Promedio (2) y (3) Comparaciones

(1) (2) (3) (4) (2)/(1) (3)/(1) (4)/(1)

Directivos 4,846 8,530 6,888 7,709 76% 42% 59%profesionales 3,032 3,780 2,922 3,351 25% -4% 11%Técnicos 1,820 2,260 2,224 2,242 24% 22% 23%Apoyo 1,766 2,242 2,042 2,142 27% 16% 21%

Como puede apreciarse, las remuneraciones de ENOSA se encuentran muy por debajo del nivel de remuneraciones de Hidrandina. De la misma forma, cuando se compara ENOSA con Electro Centro, con la sola excepción del cargo ocupacional de profesionales, también se encuentra por debajo del nivel de remuneraciones de esta última empresa.

En el cuadro siguiente se simula el efecto, en cuanto al incremento global de las remuneraciones de ENOSA, que se produciría si se iguala sus niveles

5 La información de remuneraciones de las empresas mencionadas se encuentran en sus respectivas páginas web.


Página 97

de remuneraciones de cada categoría ocupacional, con los niveles remunerativos de cada categoría ocupacional de Electro Centro (la empresa más cercana en cuanto a diferencia de remuneraciones).

Remuneraciones ENOSA Remuneraciones ENOSA Sin incremento Incremento Con incremento (En nuevos soles) (En nuevos soles)Directivos 2,157,253 42.1% Directivos 3,066,272Profesionales 2,079,742 -3.6% Profesionales 2,004,289Tecnicos 1,085,800 22.2% Tecnicos 1,326,824Apoyos 1,158,496 15.6% Apoyos 1,339,552

Total 6,481,291 19.4% Total 7,736,938

Como se aprecia, el efecto de igualar las remuneraciones de ENOSA con ELECTROCENTRO sería de un incremento del total de las remuneraciones del 19.4%.

b) Comparación de las remuneraciones con empresas de servicios públicos de las provincias

El Consultor ha utilizado el siguiente procedimiento para realizar las comparaciones de remuneraciones:

• Se utiliza los siguientes documentos de estadísticas de remuneraciones del Ministerio de Trabajo y Promoción del Empleo: “Estadísticas ocupacionales Nº 5 – Electricidad, Gas y agua -2do trimestre del 2008 y “Encuesta Nacional de Sueldos y salarios 2006– Resumen (publicado en el 2008). En estos documentos se consignan las remuneraciones promedio para ejecutivos, empleados y obreros; y para el conjunto de sectores: electricidad, gas y agua.

• Se determina las remuneraciones promedio bruta por categorías ocupacionales para ENOSA. Para el promedio de estas remuneraciones, en igual forma como las determinan las estadísticas del Ministerio de Trabajo, no se toman en cuenta los pagos no permanentes (reintegros, vacaciones trabajadas, participación de utilidades, etc.).

• Como las estadísticas de remuneraciones del Ministerio de Trabajo para los sectores electricidad, gas y agua, solo cuentan con información reciente para Lima metropolitana (mayo del 2008), se aplica un factor de ajuste que llevar las remuneraciones de Lima a las remuneraciones de provincia. El factor de ajuste ha sido tomado de las propias estadísticas del Ministerio de Trabajo, factor que relaciona las remuneraciones de provincias respecto a las remuneraciones de Lima para el conjunto de sectores electricidad, gas y agua.


Página 98

En base a los resultados obtenidos, en el cuadro siguiente se hace un cuadro comparativo entre las remuneraciones de ENOSA y el promedio de remuneraciones de provincias para el conjunto de sectores electricidad, gas y agua.

Comparación de las Remuneraciones de ENOSA con las remuneraciones de del conjunto de sectores electricidad, gas y agua de las provincias

REMUNERACION PROMEDIO Comparaciones

Cargo Ocupacional ENOSA Electricidad ProvinciasMayo 2008

(1) (2) (2)/(1)

. Directivos 5,300 8,115 53.1%

. Profesionales 3,393 3,859 13.7%

. Técnicos 2,398 1,992 -16.9%

. Apoyo 2,066 1,750 -15.3%

Como se aprecia, de la comparación de las remuneraciones de ENOSA con las remuneraciones de provincia del sector eléctrico, es en los niveles ocupacionales de los Directivos y profesionales donde nuevamente sus niveles remunerativos se encuentran por debajo del promedio de provincias.

En el cuadro siguiente se simula el efecto, en cuanto al incremento global de las remuneraciones de ENOSA, producto de igualar sus niveles de remuneraciones de cada categoría ocupacional, con los niveles remunerativos de cada categoría ocupacional de las provincias.

Remuneraciones ENOSA Remuneraciones ENOSA Sin incremento Incremento Con incremento (En nuevos soles) (En nuevos soles)Directivos 2,157,253 53.1% Directivos 3,302,779Profesionales 2,079,742 13.7% Profesionales 2,365,476Tecnicos 1,085,800 -16.9% Tecnicos 901,894Apoyos 1,158,496 -15.3% Apoyos 981,113

Total 6,481,291 16.5% Total 7,551,261

Como se aprecia, el efecto promedio en las remuneraciones del personal de ENOSA sería de un 16.5%.

Debido a los menores niveles de remuneraciones que tiene ENOSA en comparación al mercado, se ha creído conveniente realizar un ajuste positivo a las remuneraciones de la concesionaria, y donde al menos sus remuneraciones alcancen el nivel de remuneraciones promedio del sector electricidad de provincia.

Como ya se ha podido apreciar, el efecto total es un incremento total del 16.5%, incremento considerado para la elaboración de los formatos C de la concesionaria. Finalmente, para determinar los costos totales de personal, se consideraron


Página 99

también aquellos costos de personal que complementan a las remuneraciones, como son las asignaciones, bonificaciones, beneficios, sobretiempos y otros. Los valores obtenidos fueron expresados en nuevos Soles de fecha 31 de Diciembre de 2008, mediante la aplicación del Índice de Precios al Consumidor de Perú. Los valores anuales se exponen a continuación:

CargoSalario Medio ajustado

IPC (USD/año por empleado)

Gerente 64 753 jefe 37 584 Supervisor 19 230 Tecnico 16 091 Auxiliar 15 127 Operador 12 715 Asistente 10 579 Analista 10 274 Recepcionista 8 848

2.9.3 Costos de Explotación Técnica 2.9.3.1 Metodología de optimización de O&M

Para la determinación de los costos directos de operación y mantenimiento de la empresa modelo, se ha procedido a la identificación de los componentes o elementos que conforman las instalaciones de media tensión, baja tensión, subestaciones de distribución y alumbrado público que son parte del Valor Nuevo de Reemplazo de la empresa modelo económicamente adaptada. Luego se confeccionó la empresa de referencia, en base a las actividades tanto para la operación, como para el mantenimiento de los elementos identificados y que tienen en cuenta acciones predictivas, preventivas y correctivas de operación y mantenimiento. En la creación de la empresa modelo se partió de un análisis de procesos y actividades, definiéndose luego frecuencias anuales óptimas y eficientes de realización de dichas actividades. Se establecieron las cantidades eficientes de recursos a utilizar (definiendo como tales a la mano de obra, materiales, equipo y maquinaria) y finalmente se valorizaron los mismos con costos unitarios eficientes. En base a las frecuencias óptimas definidas, se procedió a determinar la cantidad anual a ejecutar de cada actividad. Esta cuantificación física viene a ser un porcentaje de la cantidad total de elementos que componen el sistema eléctrico (cantidad total según el VNR eléctrico adaptado) que se ejecutaran anualmente y que considera aspectos tales como frecuencias de mantenimiento correctivo y preventivo, seguridad, fallas de elementos, hurto de elementos, roturas de elementos debido a terceros y condiciones climáticas.


Página 100


Página 101

Luego fueron considerados los costos unitarios para cada una de las actividades de operación y mantenimiento definidas anteriormente, tomando en cuenta rendimientos (en función a tiempos estándar), recursos humanos, recursos materiales y recursos de maquinarias, equipos y herramientas. En consecuencia, los costos de operación de las instalaciones se corresponden con actividades y costos estándar de las instalaciones del sistema eléctrico modelo. Para la empresa modelo adaptada se han considerado los siguientes tipos de acciones de mantenimiento: Preventivo: Los costos de mantenimiento preventivo (revisiones, mediciones y adecuaciones) responden a costos estándar, provenientes de un análisis de las actividades necesarias para lograr una adecuada operación de las instalaciones. Las mismas se realizan respetando un plan de mantenimiento anual ajustado para cada elemento de la red de la distribuidora. Correctivo: Los costos de mantenimiento correctivo representan la tasa de falla óptima de una instalación luego de un mantenimiento preventivo no intensivo de dos años de duración. Las acciones son correctivas o de respuesta ante falla o inminencia de falla. Se considera también un tercer grupo de actividades, llamadas Predictivas. Las mismas son de inspección y verificación del estado de los elementos e instalaciones, de manera de corroborar la precisión del plan preventivo de mantenimiento. Asimismo, se consideró el empleo de trabajos con tensión (TCT) en líneas aéreas de MT. En el desarrollo de la empresa modelo se evaluaron las capacidades internas y externas requeridas para la ejecución de las actividades de operación y mantenimiento, identificando aquellas en las cuales se evalúe como óptimo el uso de la tercerización. El trabajo desarrollado incluye los siguientes aspectos:

• Arriendo de oficinas en lugares diferentes a los existentes;

• Optimización de esquemas de operación y mantenimiento de redes (no considerando cierres y reservas innecesarias);

• Reemplazo de los servicios de contratistas por personal propio;

• Utilización de contratistas en tareas desempeñadas por personal propio; y

• Aplicación de tecnologías actuales, técnica y económicamente óptimas.

La metodología aplicada para el cálculo de los costos de operación y mantenimiento incluye lo siguiente:


Página 102

• Costos de hora hombre;

• Costo de hora máquina;

• Actividades de operación

• Actividades de mantenimiento, clasificadas en preventivo y correctivo;

• Tiempos estándar de mantenimiento y reparación de las instalaciones;

• Frecuencias óptimas de realización de actividades de operación,

• Frecuencias óptimas de realización de actividades mantenimiento preventivo:

o Redes de media tensión; o Subestaciones de distribución y seccionamiento; o Redes de baja tensión; o Instalaciones de alumbrado público

• Frecuencias óptimas de realización de actividades mantenimiento correctivo:

o Redes de media tensión; o Subestaciones de distribución y seccionamiento; o Redes de baja tensión; o Instalaciones de alumbrado público

• Alcance de las actividades de mantenimiento

• Infraestructura óptima para el desarrollo de las actividades de operación:

o Área geográfica de atención; o Cantidad de guardias de emergencia; o Equipamiento necesario.

El costo unitario estándar por unidad de mantenimiento se calculó para los siguientes componentes del Sistema de Distribución:

• Instalaciones de alumbrado público (USD/luminaria)

• Redes de baja tensión aérea (USD/km)

• Redes de baja tensión subterránea (USD/km)

• Red de media tensión aérea (USD/km)

• Red de media tensión subterránea (USD/km)

• Subestaciones de distribución tipo y de seccionamiento (USD/sed)

Los costos de mantenimiento estándar se calcularon multiplicando las cantidades globales agrupadas en las distintas etapas del sistema de distribución, por los costos unitarios estándar de mantenimiento de cada etapa.

Finalmente se calculó el costo estándar de operación y mantenimiento técnico directo, como la suma de los costos de mantenimiento y operación estándar, mencionados en el párrafo anterior.

2.9.3.2 Aspectos generales de optimización En el proceso de optimización de los costos de Operación y Mantenimiento se emplearon los siguientes valores horarios de mano de obra, que como se había aclarado previamente corresponden a los mismos que se utilizaron en la valorización del VNR:

Categoría USD/HrCapataz 4.58 Operario TCT 5.14 Operario 4.18 Oficial 3.72 Peón 3.37

El costo del capataz, por su parte, fue calculado en base al del SICODI-GART ajustándolo en el mismo porcentaje promedio en que se incrementaron los costos de las restantes categorías. Del mismo modo, se emplearon los mismos costos horarios que en la valorización del VNR para los transportes y equipos usados en las actividades de Operación y Mantenimiento. El análisis fue expuesto con anterioridad, por lo que, a continuación, se muestran los valores utilizados:

Cod Vehículo Valor VNR [USD/hr]

T1 CAMIONETA 7.85 T2 CAMION 4 TON 11.35 T3 CAMION 10 TON 12.37 T4 GRUA CHICA 2,5 TON 18.11 T5 GRUA GRANDE 9,5 TON 21.18 T6 AUTOMÓVIL 6.21

2.9.3.3 Cálculo de Costos de explotación Técnica

Como se expuso, el cálculo de los costos de explotación técnica o de O&M, se realizó a partir de un análisis de las actividades eficientes que debe efectuar una empresa distribuidora de electricidad, y sus frecuencias. Las principales actividades que debe realizar la empresa se identificaron conforme a las reglas del arte, las normas de calidad vigentes y la estructura topológica de la red. Se analizaron las actividades necesarias y eficientes de operación,


Página 103

mantenimiento preventivo y mantenimiento correctivo, estableciendo frecuencias anuales eficientes de intervención. Estas frecuencias se encuentran contrastadas con referencias internacionales y con valores aprobados en revisiones anteriores. Los rendimientos y frecuencias utilizados son los correspondientes a instalaciones típicas correctamente diseñadas y en buen estado de conservación, independientemente del estado de conservación actual de las instalaciones de la distribuidora. Para la realización de cada actividad se estableció el uso de la cuadrilla típica o equipo de Trabajo que mejor representa la necesidad de Mano de Obra propia de la actividad. Los distintos equipos típicos analizados son los siguientes:

Equipos de Trabajo Operario Operario

(TCT) Oficial Capataz Peón

EQ1 2 - - - - EQ2 3 - - - - EQ3 4 - - - - EQ4 5 - - - - EQ5 - 3 - - - EQ6 - 4 - - - EQ7 - 6 - - - EQ8 - 9 - - - EQ9 - - 4 - -

EQ10 - - 2 - - EQ11 2 - 1 - - EQ12 3 - 1 - - EQ13 4 - 2 - - EQ14 1 - 1 - - EQ15 2 - 2 1 - EQ16 1 1 3 1 -

Asimismo, cada equipo o cuadrilla de trabajo debe ser provista de los Elementos de Protección Colectiva (EPC: conos de señalización, faja de seguridad, protectores aislantes, etc.) e Individuales (EPI: botas, casco, cinturón, vestimenta, protectores oculares, etc.), para poder realizar las actividades en condiciones de seguridad. El valor correspondiente a estos elementos fue calculado a partir de referencias internacionales, como un porcentaje aplicado sobre los costos horarios de los distintos equipos de trabajo. Los mismos se exponen a continuación:


Página 104

Grupos % EPC-EPI / MO

EQ1 9.6%EQ2 10.2%EQ3 10.1%EQ4 10.0%EQ5 7.8%EQ6 7.7%EQ7 8.3%EQ8 7.5%EQ9 9.7%EQ10 9.7%EQ11 10.4%EQ12 9.9%EQ13 10.1%EQ14 12.6%EQ15 12.6%EQ16 12.6%

En el diseño de las actividades de Operación y Mantenimiento, se determinan también los equipos necesarios para cada actividad. Los mismos son seleccionados del siguiente listado:

Cod Vehículo

T1 CAMIONETAT2 CAMION 4 TONT3 CAMION 10 TONT4 GRUA CHICA 2,5 TONT5 GRUA GRANDE 9,5 TONT6 AUTOMÓVIL

En todos los casos, se definen también los tiempos óptimos para la realización de cada actividad, el tiempo de desplazamiento medio y la frecuencia anual de ejecución, en base a manuales de operación y mantenimiento, referencias internacionales y valores aprobados por el OSINERG en la anterior revisión.


Página 105

A continuación se presenta un cuadro resumen en el que se exponen las actividades relevadas así como las frecuencias definidas.

Act. Osinerg

Item ANEEL

Tipo de Actividad ACTIVIDAD

Tiempo de Ejecución

(min)

Grupo de Trabajo

Transp 1 Transp 2 Frecuencia

Anual

A6 A.1 Correctiva Sustituir lámpara 15 EQ1 T1 - 0.2000A6 A.2 Correctiva Sustituir contactor 35 EQ1 T1 - 0.0300A6 A.3 Correctiva Sustituir relé fotoeléctrico 15 EQ1 T1 - 0.0370A6 A.4 Correctiva Cambio y/o instalación de pastoral 50 EQ1 T1 - 0.0010A6 A.5 Correctiva Cambio de luminaria en pastoral existente 30 EQ1 T4 - 0.0100A6 - Preventiva Inspección nocturna de AP 10 EQ14 T1 - 0.0500A6 - Preventiva Orientación de Pastorales 30 EQ14 T1 - 0.0100A6 - Preventiva Limpieza y mantenimiento de luminarias 20 EQ11 T1 - 0.2000A6 - Preventiva Medición completa del nivel de iluminación del AP 10 EQ14 T1 - 0.0100A5 C.1 Preventiva Poda árbol 330 EQ1 T4 - 0.0200A5 C.2 Correctiva Corregir y/o alinear postes de BT 30 EQ1 T4 - 0.0070A5 C.5 Preventiva Medición de resistencia del enterramiento 36 EQ1 T1 - 0.2000A5 C.6 Preventiva Tratamiento de postes de madera 25 EQ1 T1 - 0.1300A5 C.7 Preventiva Inspección diurna (km) 30 EQ1 T1 - 0.2000A5 C.8 Correctiva Instalación de nuevos pozos a tierra 60 EQ11 T1 - 0.0400A5 C.9 Correctiva Retemplado de conductor tipo CPI, AL, interperie y 180 EQ1 T1 - 0.0110A5 C.10 Correctiva Mantenimiento de conductores (km) 350 EQ2 T1 - 0.0180A5 C.12 Correctiva Cambio de portalineas c/aisladores 32 EQ1 T1 - 0.0010A5 C.14 Correctiva Cambio de estructuras/armados 90 EQ11 T4 - 0.0020A5 C.16 Preventiva Mantenimiento de armados de BT 60 EQ15 T4 - 0.0130A5 C.17 Preventiva Mantenimiento de retenidas 60 EQ11 T2 - 0.0500A5 C.18 Preventiva Mantenimiento de puestas a tierra 60 EQ11 T2 - 0.0500A5 - Adecuación Balanceo de cargas 30 EQ5 T1 - 0.0200A5 - Adecuación Instalación/cambio de cajas de derivación para 20 EQ5 T1 - 0.0210A5 D.2 Preventiva Medición de resistencia del enterramiento 36 EQ1 T6 - 0.0100A5 D.3 Correctiva Instalación de nuevos pozos a tierra 60 EQ1 T1 - 0.0010A5 D.5 Correctiva Instalación de cable BT (1km) 600 EQ1 T1 - 0.0001A5 D.7 Correctiva Montaje y empalmes subterráneos 96 EQ1 T1 - 0.0001A5 D.8 Correctiva Mantenimiento de cable 120 EQ1 T1 - 0.0010A5 - Correctiva Rotura y reparación de vereda (m2) 220 EQ9 T2 - 0.0030A5 - Correctiva Localización de fallas en redes subterráneas 60 EQ2 T1 - 0.0001A4 E.1 Reparación Maniobras en MT 60 EQ1 T1 - 0.0050A4 E.2 Adecuación Poda árbol 330 EQ1 T4 - 0.1000A4 E.6 Adecuación Limpiar partes aislantes 20 EQ1 T4 - 0.0500A4 E.7 Revisión Medición de resistencia del enterramiento 36 EQ1 T6 - 0.2000A4 E.8 Adecuación Resane de postes de madera 25 EQ1 T1 - 0.1300A4 E.9 Revisión Inspección diurna (km) 30 EQ1 T1 - 0.2000A4 E.10 Adecuación Instalación de nuevos pozos a tierra 60 EQ1 T1 - 0.0400A4 E.11 Adecuación Retemplado de líneas aéreas en MT 240 EQ1 T1 - 0.0200A4 E.13 Reparación Cambio de seccionador/pararrayo 25 EQ1 T1 - 0.0290A4 E.14 Reparación Cambio de Aislador de anclaje 50 EQ1 T1 - 0.0400A4 E.15 Reparación Cambio iaslador tipo PIN 20 EQ1 T1 - 0.0300A4 E.16 Reparación Retiro y/o instalación de cruceta/ménsula 90 EQ1 T1 - 0.0005A4 E.17 Adecuación Cambio de conductores (km) 350 EQ2 T1 - 0.0900A4 E.20 Reparación Cambio de poste y accesorios MT 120 EQ11 T4 - 0.0200A4 - Revisión Medición de niveles de tensión y corriente 20 EQ1 T1 - 0.2000A4 - Adecuación Mantenimiento de retenidas 60 EQ11 T1 - 0.0330A4 - Adecuación Mantenimiento de puestas a tierra 60 EQ11 T1 - 0.0330A4 - Reparación Cambio puente auxiliar 30 EQ11 T1 - 0.0500A4 - Reparación Enderezado de postes 90 EQ11 T2 - 0.0100A4 - Revisión Revisión termográfica 15 EQ1 T1 - 0.1000A4 H.1 Revisión Medición de resistencia del enterramiento 36 EQ1 T1 - 0.0100A4 H.2 Revisión Medición de niveles de tensión y corriente 25 EQ1 T1 - 0.0100A4 H.3 Adecuación Instalación/Cambio de cable subterráneo MT 600 EQ2 T2 - 0.0001A4 H.4 Adecuación Instalación de nuevos pozos a tierra 60 EQ1 T1 - 0.0010A4 H.5 Adecuación Montaje empalmes trifásicos MT 120 EQ1 T1 - 0.0001A4 H.6 Adecuación Ejecución terminales trifásicos MT 120 EQ1 T2 - 0.0001A4 - Reparación Reparación de puesto de medición del cliente 120 EQ11 T1 - 0.0130A4 - Adecuación Rotura y reparación de vereda (m2) 280 EQ9 T2 - 0.0030A5 W.6 Adecuación Pintado de SED convencional 720 EQ10 T1 - 0.1000A5 W.7 Adecuación Limpieza de locales de SED 720 EQ10 T1 - 2.0000A5 W.11 Reparación Apertura cierre de SED 10 EQ2 T1 - 1.0000A5 W.17 Revisión Medición de resistencia del pozo a tierra 40 EQ2 T1 - 1.0000A5 W.18 Revisión Medición de niveles de tensión y corriente 20 EQ2 T1 - 1.0000A5 W.19 Adecuación Mantenimiento de contactor y/o interruptor horario 120 EQ2 T1 - 1.0000A5 W.21 Adecuación Mantenimiento integral de SED convencional 180 EQ2 T1 - 1.0000A5 W.22 Reparación Mantenimiento / limpieza de SEDs aéreas 120 EQ2 T1 - 1.0000A5 W.24 Adecuación Mantenimiento exterior de transformadores 120 EQ2 T1 - 1.0000A5 W.27 Adecuación Mantenimiento exterior de tablero de distribución 120 EQ2 T1 - 1.0000A5 W.28 Adecuación Mantenimiento de terminal MT en SEDs 120 EQ2 T1 - 1.0000A5 W.29 Revisión Revisión termográfica 20 EQ2 T1 - 1.0000A5 W.35 Revisión Inspección diurna 60 EQ2 T1 - 1.0000A5 W.43 Adecuación Mantenimiento de Puesta a Tierra 160 EQ1 T1 - 0.0400A5 W.44 Reparación Instalación / Cambio de cables de comunicación en 180 EQ2 T4 - 0.1000A5 W.46 Adecuación Cambio y/o instalación de seccionadores 340 EQ3 T5 T1 0.0100A5 W.51 Adecuación Cambio /Rotación de transformador 260 EQ2 T5 T1 0.0010A5 - Adecuación Cambio y/o instalación de elementos de tablero de 120 EQ15 T4 - 0.0500A5 - Reparación Instalación o Renov. De Estructura de Concreto en 180 EQ11 T4 - 0.0500A5 - Adecuación Movimiento de Taps 40 EQ11 T4 - 0.0660


Página 106


Página 107

En la empresa de referencia diseñada, se consideran también los materiales de cada intervención correctiva o preventiva, sin considerar aquellos propios de la reposición de los elementos de red, por agotamiento de su vida útil. No obstante, a los fines de la comparación entre los costos de las actividades de la empresa de referencia ejecutadas con recursos propios, y aquellas ejecutadas por terceros contratistas, los mismos son excluidos, dado que los costos de terceros no incluyen materiales debido a que son de aportación de la distribuidora. En cuanto a los costos unitarios para la valorización de cada ítem, los mismos son representativos de valores de mercado y fueron utilizados para el cálculo del VNR optimizado. A saber:

• Costos de Mano de Obra: se definieron cuadrillas típicas y sus costos horarios son correspondientes con aquellos utilizados en la valorización del VNR.

• Elementos de Protección: Se incorpora al costo de mano de obra el costo correspondiente a los elementos de protección colectiva e individual necesarios para la correcta ejecución de las actividades correspondientes. Se usaron valores validados y vigentes, de referencias internacionales para cada grupo de trabajo.

• Materiales: se estableció el listado de materiales necesarios para la realización de las actividades de O&M, se definieron cantidades óptimas y los precios se corresponden con aquellos utilizados en la valorización del VNR.

• Servicios contratados: se tomaron como referencia costos por intervención de mantenimiento u operación correspondientes a contratistas de la empresa.

• En cuanto a los costos de vehículos, para cada actividad se estableció el vehículo a ser utilizado y se consideró el costo horario, previamente definido.

Los valores resultantes del diseño de la empresa de referencia, determinan la necesidad de la siguiente estructura de mano de obra para poder cubrir las necesidades relativas a la O&M de las redes de la distribuidora:

Tiempos de Trabajos Anuales TOTAL EQUIPOS DE TRABAJO CANTIDAD Y TIPO DE PERSONAL

Equipo de Trabajo Nº Hs/Año Cant Total Personal Operario Operario (TCT) Oficial Capataz Peón

EQ1 10 767 5 10 10 - - - - EQ2 10 411 5 15 15 - - - - EQ3 159 1 4 4 - - - - EQ4 - - - - - - - - EQ5 593 1 3 - 3 - - - EQ6 - - - - - - - - EQ7 - - - - - - - - EQ8 - - - - - - - - EQ9 923 1 4 - - 4 - - EQ10 13 316 7 14 - - 14 - - EQ11 8 453 4 12 8 - 4 - - EQ12 - - - - - - - - EQ13 - - - - - - - - EQ14 1 312 1 2 1 - 1 - - EQ15 382 1 5 2 - 2 1 - EQ16 - - - - - - - -

TOTALES 26 69 40 3 25 1 0

Para lo cual se tomó en consideración el siguiente régimen laboral: Horas de Trabajo/Dia 8Dias/Semana 6Semanas de Trabajo/Año 46Horas de Vehículos/Dia 12

De modo similar se calculó la dotación de vehículos y equipos necesaria para llevar a cabo las actividades anuales de operación y mantenimiento. El uso total de los mismos considera los tiempos de desplazamiento a obra, como así también los tiempos de ejecución de las mismas. Las cantidades mínimas de vehículos necesarias para poder efectuar las actividades de operación y mantenimiento de la compañía son las siguientes:

Tiempos de Trabajos Anuales TOTAL EQUIPOSCOD VEHÍCULO Total Hs CantT1 CAMIONETA 39 285 12T2 CAMION 4 TON 3 525 2T3 CAMION 10 TON - 0T4 GRUA CHICA 2,5 TON 2 721 1T5 GRUA GRANDE 9,5 TON 161 1T6 AUTOMÓVIL 240 1

TOTALES 17

Cumpliendo con los TdR, se compararon los costos de realización de las actividades de operación y mantenimiento, considerando la utilización de contratistas en reemplazo de personal propio. Es válido recalcar que esta comparación se efectuó sólo en los términos de Mano de Obra y Transporte y Equipos, que son las actividades de las cuales se conoce los costos de los contratistas, debido a que los materiales no menudos son de aportación de la empresa en todos los casos. A continuación se presenta una comparación de costos unitarios por componente del Sistema de Distribución, entre la empresa de referencia óptima diseñada y los costos efectivamente incurridos en actividades de O&M en el sistema eléctrico de Piura.


Página 108

ER Contr. ER Contr.

USD/und USD/und S./und S./undRed de media tensión aérea 306 111 962 348 S/./kmRed de media tensión subterránea 221 55 695 173 S/./kmSubestaciones de distribución 984 126 3 092 397 S/./SEDRed de baja tensión aérea 154 79 483 247 S/./kmRed de baja tensión subterránea 173 57 543 180 S/./kmInstalaciones de alumbrado público 7 1 23 3 S/./luminaria

Componente del sistema Unidad

Como se puede apreciar, los costos promedio de las actividades de la ER, ejecutadas con personal propio, son superiores a los valores facturados por empresas contratistas o terceros, por lo que resulta conveniente mantener la tercerización de las actividades de O&M.

Es importante remarcar, que al elegir la opción de tercerizar la totalidad de las actividades de O&M, se debe considerar el efecto de los materiales que son de aportación de la empresa distribuidora. A tal fin, se debe adicionar al costo de contrato de la empresa contratista, el costo de materiales determinado en el diseño de la empresa de referencia.

El siguiente cuadro muestra los costos anuales unitarios y totales de O&M eficientes:

CU TOTALUSD/und USD

Red de media tensión aérea km 363 307 111 700 Red de media tensión subterránea km 22 86 1 926 Subestaciones de distribución SEDs 511 591 301 886 Red de baja tensión aérea km 696 128 88 919 Red de baja tensión subterránea km 123 82 10 037 Instalaciones de alumbrado público Luminarias 28 314 24 683 325 TOTAL 1 197 793

Componente del sistema Unidad Cantidad

2.9.4 Metodología de optimización de los costos de operación comercial y pérdidas estándar comerciales

El cálculo de los costos de operación comercial directos, surge del análisis de las actividades comerciales desarrolladas por las unidades operativas descentralizadas en su relación directa con los clientes, así como también aquellas actividades que se encuentran directamente ligadas a los clientes, pero que, por razones de eficiencia se encuentran centralizadas en la gerencia comercial central. Las mismas son construidas sobre la base de costos unitarios, tiempos eficientes y ratios Standard de ejecución de cada tarea. A los fines de aprovechar las economías de escala concernientes a la infraestructura de la empresa en su totalidad, se efectua el análisis por separado de los costos de las distintas actividades para la totalidad de la empresa y luego para el Sistema Eléctrico Modelo en forma particular.


Página 109

2.9.4.1 Optimización de los costos de operación comercial y pérdidas

estándar comerciales Se analizaron las principales actividades vinculadas a la actividad comercial y sobre las mismas se efectuó un análisis de frecuencias eficientes. A continuación se presenta el detalle del cálculo de los costos por actividad comercial a partir del análisis de frecuencias y duraciones así como determinación de recursos a utilizar, evaluando la posibilidad de realizar la actividad con personal contratado, cuando esto resultara más beneficioso en términos de calidad y costos.

2.9.4.2 Costos de atención al cliente ENOSA

Los costos directos de atención al cliente corresponden a aquellos en los cuales se presenta una conexión directa entre el cliente y la empresa. Corresponden a los costos de atención ya sea en oficinas comerciales como a través del call center de la empresa.

La relación con los clientes es considerada una actividad crítica y vital para la Distribuidora, con lo cual esta actividad es sumamente importante para determinar la calidad del vínculo o interacción que se origina entre los clientes y la Empresa. Dado que la Empresa debe prestar su servicio dentro de un área geográfica dispersa, se requieren centros de atención distribuidos a través de la misma, que permitan una correcta y eficiente atención de las necesidades de los usuarios del servicio.

Como se dijo previamente, la atención a los clientes es una actividad primordial, por lo que se recomienda que los recursos que tienen contacto directo con los clientes sean recursos propios de la empresa, no obstante se realiza el análisis económico comparativo con la opción de tercerizar las actividades, adoptando la opción de menor valor.

o Costos de call center ENOSA

Para la determinación de la atención telefónica de los clientes, se evaluó la posibilidad de realizar la actividad con personal propio o bien, tercerizar el servicio. A continuación se presenta el análisis realizado para la opción del desarrollo de la actividad con personal propio: Cantidad de clientes 299 903 Llamadas recibidas por día 1800Tiempo medio de atención por llamada (minutos) 3Productividad diaria de operadores call center (llamadas_día) 160

DESCRIPCION Cantidad Unidad Costo Unitario

Costo Total

Supervisores Call Center 3 supervisores 58 696 176 089 Operadores Call Center 16 operadores 31 358 501 730 TOTAL 677 819

TOTAL por cliente_año (S./Cliente_año) 2.26

En primer lugar se definió la cantidad de llamadas recibidas por día, este


Página 110

valor corresponde a estándares relevados internacionalmente considerando el número de clientes atendido.

Se definió un tiempo medio de atención de llamadas, equivalente a tres minutos por llamada. Este valor también fue relevado a partir de referencias internacionales, tomando el mínimo. Cabe aclarar que es un valor muy eficiente para este tipo de tarea. Con el tiempo medio de atención, se establece una productividad diaria de llamadas que puede atender un operador durante las ocho horas de trabajo diarias.

A partir de estas premisas se calculan los recursos humanos necesarios:

• Supervisores de call center: dado que el mismo debe funcionar las 24 horas, se establecen tres turnos y se identifica un responsable para cada turno.

• Operadores de call center: de la relación entre la cantidad de llamadas al día, la cantidad de llamadas que puede atender cada operador por día y las horas de trabajo disponibles al año (8 horas_día, 22 días_mes, 11 meses), se determina el número de operadores de call center necesarios.

Del cuadro anterior, los costos directos de atención de call center para ENOSA en caso de utilizar personal propio son S./año 677 819, lo que equivale a 2,26 S./cliente año.

Este costo se comparó con aquel proveniente de la tercerización del servicio. En este caso, la empresa paga un monto fijo a una contratista por la atención de las llamadas de los clientes.


Costo Total

Operación Call Center (tercerizado) 381 449 TOTAL 381 449


Del análisis surge que el costo de realizar la actividad con un contratista resulta más beneficioso en términos de costos, por lo cual el costo de atención utilizado en la empresa modelo en lo que corresponde a call center es S./año 381 449, lo que equivale a 1.272 S./cliente año.

o Costos de call center SEM

De igual manera que para ENOSA, se realizó el cálculo de los costos de atención del call center para el SEM. Para la determinación de la atención de los clientes telefónicamente, se evaluó la posibilidad de realizar la actividad con personal propio o tercerizando el servicio. A continuación se presenta el


Página 111

análisis realizado para la opción del desarrollo de la actividad con personal propio: Cantidad de clientes 84 817 Llamadas recibidas por día 500Tiempo medio de atención por llamada (minutos) 3Productividad diaria de operadores call center (llamadas_día) 160


Costo Total

Supervisores Call Center 3 supervisores 58 696 176 089 Operadores Call Center 4 operadores 31 358 125 433 TOTAL 301 521


Del mismo modo que lo realizado para la empresa, se definió la cantidad de llamadas recibidas por día y el tiempo medio de atención de las mismas.

Con éste, se establece una productividad diaria de llamadas que puede atender un operador durante las ocho horas de trabajo diarias.

A partir de estas premisas se calculan los recursos humanos necesarios:

• Supervisores de call center: dado que el mismo debe funcionar las 24 horas, se establecen tres turnos y se identifica un responsable para cada turno.

• Operadores de call center: de la relación entre la cantidad de llamadas al día, la cantidad de llamadas que puede atender cada operador por día y las horas de trabajo disponibles al año (8 horas_día, 22 días_mes, 11 meses), se determina el número de operadores de call center necesarios.

Del cuadro anterior, los costos directos de atención de call center para el SEM en caso de utilizar personal propio son S./año 301 521, lo que equivale a 3,55 S./cliente año.

Este costo se comparó con aquel proveniente de la tercerización del servicio. En este caso, la ENOSA paga un monto fijo a una contratista por la atención de las llamadas de los clientes. Este costo se asignó al SEM en función del número de clientes atendidos por el SEM, respecto al número de clientes total, resultando:


Costo Total

Operación Call Center (tercerizado) 107 879 TOTAL 107 879


Nuevamente, del análisis surge que el costo de realizar la actividad con un tercero contratista resulta más económico, por lo cual el costo de atención utilizado en la empresa modelo SEM en lo que corresponde a


Página 112

call center es S./año 107 879, lo que equivale a 1,27 S./cliente año.

o Costos de atención al cliente en oficinas comerciales ENOSA

Como se dijo previamente, la relación con los clientes es considerada una actividad crítica y vital para la Distribuidora, por lo cual es sumamente importante el vínculo que se origina entre los clientes y la Empresa. Dado que la Empresa debe prestar su servicio dentro de un área geográfica dispersa, se requiere que existan centros de atención distribuidos dentro del área de concesión que permitan una correcta y eficiente atención de las necesidades de los usuarios del servicio. También se incluyen las oficinas de atención al cliente citas en la sede central

Debido al tipo de actividad, donde los recursos tienen contacto directo y personal con los clientes, nuevamente se recomienda que se realice con recurso propio de la empresa.

A continuación se presenta el análisis realizado: Número de OOCC 27Cantidad de clientes que ingresan a OOCC por día 150Tiempo medio de atención a cliente en OOCC (minutos) 20Productividad Diaria de Agentes Comerciales (clientes_día_por agente) 24


Costo Total

Asistente atención al cliente 184 Asistente atención al cliente 29 475 5 423 419 TOTAL 5 423 419


ENOSA se encuentra estructurada en 7 unidades de negocio, entre las cuales se encuentra la correspondiente al SEM. Dadas las características de la demanda (clientes y dispersión), existen 20 oficinas comerciales para la atención personalizada de los clientes. De estas, 2 corresponden al SEM.

El análisis se centra en el cálculo del personal directamente vinculado a la atención de clientes. Los asistentes de atención al cliente se dedican a ofertar y vender los productos y servicios de la empresa, realizan trabajos derivados de actividades económico administrativas y de personal de la unidad a la cual se encuentran vinculados, efectúan cobros del ciclo comercial, realizan altas, bajas y modificaciones de contratos de suministro, efectúan el seguimiento de las solicitudes de suministro aceptadas, así como las que se encontraran en trámite de aceptación, atienden y encauzan las consultas efectuadas por los clientes y llevan a cabo acciones de fidelización de los mismos, asesoran a los clientes en cuanto a los productos, servicios y aplicaciones de la energía eléctrica, actualizan la información relacionada con los clientes y comprueban la exactitud de la información a través de visitas periódicas a los mismos. Para llevar a cabo las funciones de agente comercial se calculó un total de 136 personas distribuidas en las 20 agencias comerciales.


Página 113

La cantidad de agentes se calculó de la siguiente manera:

Se estableció un tiempo medio de atención a cada cliente en función de estadísticas de empresas distribuidoras eficientes

A partir del tiempo medio de atención por cada cliente y la cantidad de horas laborales, se calculó una productividad diaria por agente, es decir cuantos clientes por día en promedio, un agente puede atender.

Se definió una cantidad de clientes que ingresan en promedio por día a las oficinas comerciales

Finalmente surge el número de asistentes de atención al cliente a partir de la cantidad de clientes que ingresan por día a cada oficina comercial por el número de oficinas comerciales, por la cantidad de días laborales, dividido la productividad diaria multiplicada por el número de días laborales al año.

El costo de atención en la empresa modelo ENOSA en lo que corresponde a atención en oficinas comerciales es S./año 5 423 419, lo que equivale a 18,08 S./cliente año.

o Costos de atención al cliente en oficinas comerciales SEM

La relación con los clientes es considerada una actividad crítica y vital para la Distribuidora, con lo cual es sumamente importante el vínculo que se origina entre los clientes y la Empresa. Dado que la Empresa debe prestar su servicio dentro de un área geográfica dispersa, se requiere que existan centros de atención distribuidos dentro del área de concesión que permitan una correcta y eficiente atención de las necesidades de los usuarios del servicio.

Dado que la atención a los clientes es una actividad principal, se recomienda que los recursos que tienen contacto directo y personal con los clientes, sean un recurso propio de la empresa.

A continuación se presenta el análisis realizado: Número de OOCC 9Cantidad de clientes que ingresan a OOCC por día 150Tiempo medio de atención a cliente en OOCC (minutos) 20Productividad Diaria de Agentes Comerciales (clientes_día_por agente) 24


Costo Total

Asistente atención al cliente 61 Asistente atención al cliente 29 475 1 797 981 TOTAL 1 797 981


El análisis se centra en el cálculo del personal directamente vinculado a la atención de clientes. Los asistentes de atención al cliente se dedican a ofertar y vender los productos y servicios de la empresa, realizan trabajos


Página 114


Página 115

derivados de actividades económico administrativas y de personal de la unidad a la cual se encuentran vinculados, efectúan cobros del ciclo comercial, realizan altas, bajas y modificaciones de contratos de suministro, efectúan el seguimiento de las solicitudes de suministro aceptadas, así como las que se encontraran en trámite de aceptación, atienden y encauzan las consultas efectuadas por los clientes y llevan a cabo acciones de fidelización de los mismos, asesoran a los clientes en cuanto a los productos, servicios y aplicaciones de la energía eléctrica, actualizan la información relacionada con los clientes y comprueban la exactitud de la información a través de visitas periódicas a los mismos. Para llevar a cabo las funciones de agente comercial se calculó un total de 13 personas distribuidas en las 2 agencias comerciales.

La cantidad de agentes se calculó de la siguiente manera: Se estableció un tiempo medio de atención a cada cliente en función

de estadísticas de empresas distribuidoras eficientes A partir del tiempo medio de atención por cada cliente y la cantidad

de horas laborales, se calculó una productividad diaria por agente, es decir cuantos clientes por día en promedio, un agente puede atender.

Se definió una cantidad de clientes que ingresan en promedio por día a las oficinas comerciales

Finalmente surge el número de asistentes de atención al cliente a partir de la cantidad de clientes que ingresan por día a cada oficina comercial por el número de oficinas comerciales, por la cantidad de días laborales, dividido la productividad diaria multiplicada por el número de días laborales al año.

El costo de atención en la empresa modelo SEM en lo que corresponde a atención en oficinas comerciales es S./año 1 797 981, lo que equivale a 21,20 S./cliente año.

2.9.4.3 Costos de actividades comerciales realizados por servicio técnico

comercial ENOSA

Estos costos se refieren a la realización de actividades vinculadas a cortes, reconexiones, reposición y mantenimiento de conexiones, gestión de morosidad y gestión de pérdidas.

Estas actividades son realizadas con personal contratado y supervisadas desde cada unidad de negocio por el responsable de la actividad técnico-comercial.

A continuación se presenta el detalle de actividades desarrolladas, la frecuencia de intervenciones y el costo. Las frecuencias utilizadas

corresponden con frecuencias eficientes y las mismas son comparables con aquellas correspondientes a otras distribuidoras eficientes.

Cortes: Cantidad de cortes al año 74 976


Costo Total

Costos de cortes 74 976 n° cortes 2.0 149 609 TOTAL 149 609

TOTAL por cliente_año (S./Cliente_año) 0.50 Reconexiones:

Cantidad de reconexiones al año 65 979


Costo Total

Costos de reconexiones 65 979 n° de reconexiones 2.2 145 730 TOTAL 145 730

TOTAL por cliente_año (S./Cliente_año) 0.49 Retiros de servicio:

Cantidad de retiros del servicio al año 14 995


Costo Total

Costos de retiros de servicio 14 995 n° de retiros 8.9 133 577 TOTAL 133 577

TOTAL por cliente_año (S./Cliente_año) 0.45 Nuevos suministros:

Cantidad de nuevos suministros al año 10 497


Costo Total

Costos de nuevos suministros 10 497 n° de nuevos suministros 32.7 343 017 TOTAL 343 017

TOTAL por cliente_año (S./Cliente_año) 1.14 Rehabilitaciones:

Cantidad de rehabilitaciones al año 35 988


Costo Total

Costos de rehabilitaciones 35 988 n° de rehabilitaciones 22.8 819 746 TOTAL 819 746

TOTAL por cliente_año (S./Cliente_año) 2.73 Averías y solicitudes:

Cantidad de averías y solicitudes al año 44 985


Costo Total

Costos de averías y solicitudes 44 985 n° de averías y solicitudes 7.0 316 420 TOTAL 316 420



Página 116

Cambio de medidores:

Cantidad de cambio medidores al año 2 999


Costo Total

Costos de cambio medidores 2 999 n° de cambio medidores 24.8 74 297 Medidores 2 999 n° medidores - - TOTAL 74 297

TOTAL por cliente_año (S./Cliente_año) 0.25 Inspección de medidores:

Cantidad de inspecciones al año 8 997


Costo Total

Costos de inspección 8 997 n° de inspecciones 4.7 42 466 TOTAL 42 466

TOTAL por cliente_año (S./Cliente_año) 0.14 Inspección de medidores por pérdidas no técnicas y normalización

de suministros: Cantidad de inspecciones pnt al año 59 981 Cantidad de normalizaciones pnt al año 29 990


Costo Total

Costos de inspecciones pnt 59 981 n° inspecciones de pnt 4.7 283 108 Costos de normalizaciones pnt 29 990 n° normalizaciones de pnt 19.1 571 615 TOTAL 854 724

TOTAL por cliente_año (S./Cliente_año) 2.85 Gestión de morosidad (envío de notificaciones):

Cantidad de notificaciones al año 74 976


Costo Total

Costos de notificación 74 976 n° de notificaciones 1.5 109 465 TOTAL 109 465


2.9.4.4 Costos de actividades comerciales realizados por servicio técnico comercial SEM

Estos costos se refieren a la realización de actividades vinculadas a cortes, reconexiones, reposición y mantenimiento de conexiones, gestión de morosidad y gestión de pérdidas del SEM.

Estas actividades son realizadas con personal contratado y supervisadas desde cada unidad de negocio por el responsable de la actividad técnico-comercial.

Al tratarse de actividades mercerizadas, las mismas son facturadas a la distribuidora por unidad u operación, por lo cual el detalle de cada actividad


Página 117

es el mismo que se expuso previamente para ENOSA.

2.9.4.5 Costos del ciclo comercial ENOSA

Comúnmente se denomina ciclo comercial a las actividades de una distribuidora correspondientes a la lectura, facturación y distribución de documentos, como así también a las cobranzas.

A continuación se desarrollará el análisis para cada una de las actividades mencionadas.

o Lectura ENOSA

La actividad de lectura se realiza con una periodicidad mensual. Se diferencia el costo en función de las características del cliente, por lo que el análisis se orientó hacia la determinación de los costos óptimos de lectura de clientes BT5 y el costo de lectura de clientes BT y MT 2, 3 y 4.

• Lectura clientes BT5

Se evaluó el costo de realizar la actividad con personal propio, resultando del análisis lo siguiente: Cantidad de lecturas año 3 778 778 Productividad diaria de lecturista (lectura_día_agente) 300Km recorridos por lectura 0.05Km recorridos por día 15Costo de Combustible por km (S./km) 0.117Costo capital motocicletas (VNR en S.) 9 426


Costo Total

Lectores 52 lectores 32 291 1 679 130 Costo de combustible 188 939 km 0.12 22 042 Costo de capital motocicletas 52 motocicletas necesarias 9 426 490 152 TOTAL 2 191 323

TOTAL por cliente_año (S./Cliente_año) 7.34 • La cantidad de lecturas de surge del producto entre los clientes de

BT5 por doce, dada la característica mensual de la lectura. Además se agregó un 5% derivado de posibles problemas de accesibilidad en la lectura o errores de lectura del medidor que requieran nuevas lecturas.

• La productividad diaria por lecturista surge de referencias internacionales y de la experiencia del consultor.

• Se estimó un kilometraje medio entre lectura y lectura, equivalente a 50 metros.

• Los kilómetros recorridos por día surgen del producto entre número de lecturas diaria de cada lecturista por los kilómetros promedio recorridos en cada lectura.


Página 118

• El costo de combustible determinado previamente.

• Costo de capital de las motocicletas.

• La cantidad de lectores surge a partir de dividir el número total de lecturas al año por el producto entre la cantidad de días de trabajo al año por la productividad diaria del lector.

• El costo de combustible surge de los kilómetros recorridos por el costo unitario del combustible.

• Se determinó la cantidad de motocicletas a partir del número de lectores y a partir del VNR de las mismas, se calculó el costo de capital.

Este costo se comparó con el costo de realizar la actividad con terceros, resultado el siguiente costo:


Costo Total

Costo de lecturas 3 778 778 lecturas_año 0.14 529 029 TOTAL 529 029


El costo de lectura de ENOSA en lo que corresponde a clientes BT5 es S./año 529 029, lo que equivale a 1,77 S./cliente año.

• Lectura clientes MT y BT 2,3 y 4

Se evaluó el costo de realizar la actividad con personal propio, resultando del análisis lo siguiente: Cantidad de lecturas año 19 114 Productividad diaria de lecturista (lectura_día_agente) 30Km recorridos por lectura 5Km recorridos por día 150Costo de Combustible por km (S./km) 0.117Costo capital motocicletas (VNR en S.) 9 426


Costo Total

Lectores 3 lectores 32 291 96 873 Costo de combustible 95 571 km 0.12 11 149 Costo de capital motocicletas 3 motocicletas necesarias 9 426 28 278 TOTAL 136 300

TOTAL por cliente_año (S./Cliente_año) 89.85 • La cantidad de lecturas de surge del producto entre los clientes de

BT y MT 2, 3, 4 por doce, dada la característica mensual de la lectura. Además se agregó un 5% derivado de posibles problemas de accesibilidad en la lectura o errores de lectura del medidor que requieran nuevas lecturas.

• La productividad diaria por lecturista surge de referencias internacionales y de la experiencia del consultor.


Página 119

• Se estimó un kilometraje medio entre lectura y lectura, equivalente a 5km.

• Los kilómetros recorridos por día surgen del producto entre número de lecturas diaria de cada lecturista por los kilómetros promedio recorridos en cada lectura.

• El costo de combustible determinado previamente.

• Costo de capital de las motocicletas.

• La cantidad de lectores surge a partir de dividir el número total de lecturas al año por el producto entre la cantidad de días de trabajo al año por la productividad diaria del lector.

• El costo de combustible surge de los kilómetros recorridos por el costo unitario del combustible.

• Se determinó la cantidad de motocicletas a partir del número de lectores y a partir del VNR de las mismas, se calculó el costo de capital.

Este costo se comparó con el costo de realizar la actividad con terceros, resultado el siguiente costo:


Costo Total

Costo de lecturas 19 114 lecturas_año 1.20 22 937 TOTAL 22 937


En ambos casos se verifica que el costo de realizar la actividad con personal tercerizado, resulta desde el punto de vista de los costos, más beneficioso para la empresa.

El costo de lectura de ENOSA en lo que corresponde a clientes MT y BT 2, 3, 4 es S./año 22 937, lo que equivale a 15,12 S./cliente año.

o Facturación y Distribución ENOSA

Las actividades de facturación e impresión de facturas son desarrolladas en la empresa en tanto que la distribución de facturas se encuentra tercerizada. Este sistema es habitualmente adoptado por la mayor parte de las empresas distribuidoras, dado que la realización con personal propio encarecería la actividad.

A continuación se presenta el resultado del análisis realizado:


Página 120

Porcentaje de refacturaciones 2%Porcentaje de otros documentos (% sobre facturas emitidas) 5%


Costo Total

Impresión de facturas 3 670 813 nº de facturas_año 0.06 235 415 Impresión de otros documentos 179 942 nº de documentos_año 0.06 11 540 Distribución de facturas 3 598 836 nº de facturas distribuidas_año 0.10 373 540 Distribución de otros documentos 179 942 nº de documentos distribuidos_año 0.40 71 977 TOTAL 692 472


El número de facturas se calculó como el producto del total de clientes por doce meses, además se consideró un 2% adicional correspondiente a refacturaciones por errores detectados.

Con respecto a la distribución de otros documentos, se consideró la impresión de un 5% sobre el total de facturas. Este porcentaje se encuentra dentro de parámetros de eficiencia internacional.

El costo de distribución corresponde al producto entre el valor unitario pagado por cada entrega por el número de documentos, en el caso de los documentos adicionales, los mismos requieren un envío especial, por ello su mayor costo unitario.

El costo de facturación y distribución de ENOSA es S./año 692 472, lo que equivale a 2,31 S./cliente año.

o Facturación y Distribución SEM

Las actividades de facturación e impresión de facturas son desarrolladas en la empresa en tanto que la distribución de facturas se encuentra tercerizada. Este sistema es habitualmente adoptado por la mayor parte de las empresas distribuidoras, dado que la realización con personal propio encarecería la actividad.

A continuación se presenta el resultado del análisis realizado: Porcentaje de refacturaciones 2%Porcentaje de otros documentos (% sobre facturas emitidas) 5%


Costo Total

Impresión de facturas 1 038 160 nº de facturas_año 0.06 66 579 Impresión de otros documentos 50 890 nº de documentos_año 0.06 3 264 Distribución de facturas 1 017 804 nº de facturas distribuidas_año 0.10 105 643 Distribución de otros documentos 50 890 nº de documentos distribuidos_año 0.40 20 356 TOTAL 195 841


El número de facturas se calculó como el producto del total de clientes por doce meses, además se consideró un 2% adicional correspondiente a refacturaciones por errores detectados.

Con respecto a la distribución de otros documentos, se consideró la


Página 121

impresión de un 5% sobre el total de facturas. Este porcentaje se encuentra dentro de parámetros de eficiencia internacional.

El costo de distribución corresponde al producto entre el valor unitario pagado por cada entrega por el número de documentos, en el caso de los documentos adicionales, los mismos requieren un envío especial, por ello su mayor costo unitario.

El costo de facturación y distribución de SEM es S./año 195 841, lo que equivale a 2,31 S./cliente año.

o Cobranza ENOSA

Los cobros de los servicios se efectúan a través de cuatro sistemas:

• CAR

• CAR interconectados

• CAS

• Bancos

• Ventanillas comerciales propias

% cobranzas en CAR 14%% cobranzas en CAR interconectados 7%% cobranzas en CAS 11%% cobranzas en Bancos 12%% cobranzas en ventanillas 57%


Costo Total

Comisión por cobranza CAR 503 837 n° de facturas cobradas 0.27 136 036 Comisión por cobranza CAR 251 919 n° de facturas cobradas 0.40 100 767 Comisión por cobranza CAS 395 872 n° de facturas cobradas 0.27 106 885 Comisión por cobranza Bancos 431 860 n° de facturas cobradas 0.50 215 930 Comisión por cobranza Ventanillas 2 051 337 n° de facturas cobradas 0.20 410 267 TOTAL 969 886


Los porcentajes considerados de facturas cobradas mediante cada uno de los medios enumerados previamente, surgen de datos promedio reales proporcionados por la distribuidora.

El costo de cobranza de ENOSA es S./año 969 886, lo que equivale a 3,23 S./cliente año.


Página 122

2.9.4.6 Cobranza SEM

Los cobros de los servicios se efectúan a través de tres sistemas:

• CAR

• CAR interconectados

• Bancos

• Ventanillas comerciales propias % cobranzas en CAR 2%% cobranzas en CAR interconectados 18%% cobranzas en Bancos 30%% cobranzas en ventanillas 50%


Costo Total

Comisión por cobranza CAR 20 356 n° de facturas cobradas 0.27 5 496 Comisión por cobranza CAR 183 205 n° de facturas cobradas 0.40 73 282 Comisión por cobranza Bancos 305 341 n° de facturas cobradas 0.50 152 671 Comisión por cobranza Ventanillas 508 902 n° de facturas cobradas 0.20 101 780 TOTAL 333 229


Los porcentajes considerados de facturas cobradas mediante cada uno de los medios enumerados previamente, surgen de datos promedio reales proporcionados por la distribuidora, relativos a la cobranza de usuarios pertenecientes al SEM.

Finalmente, el costo de cobranza del SEM es S./año 333 229, lo que equivale a 3,93 S./cliente año.

2.9.5 Optimización de los costos de Gestión

Para la optimización de los costos de gestión o indirectos, se analizó la estructura de la empresa óptima necesaria para el desarrollo de la actividad de distribución y otras anexas que desarrolla la Empresa, cumpliendo los objetivos de costos eficientes y aprovechando los costos de economías de escala. Es decir, estructurando la empresa modelo desarrollando los servicios de administración, contabilidad, dirección y otros los que deberán ser los necesarios para el funcionamiento eficiente de la Empresa.

Se consideraron los siguientes costos indirectos:

• Costos del personal que desarrolla sus actividades en la sede central, sedes regionales y las oficinas comerciales.

• Costos asociados a cada sede u oficina, por el uso y mantenimiento de las mismas. Los mismos son:

o Limpieza


Página 123

o Seguridad y vigilancia o Mantenimiento del Edificio o Seguros

• Costos de servicios de cada sede u oficina, entre los que se destacan: o Electricidad y agua corriente. o Teléfono, Internet, comunicaciones grales.

• Costos asociados a los sistemas de información de cada sede u oficina, entre los que se destacan:

o Mantenimiento de software o Mantenimiento de hardware

Los costos indirectos de Personal se obtienen de la suma de los productos entre el número de empleados y los valores de remuneraciones totales anuales.

Los valores unitarios aplicados a cada actividad fueron considerados en base a referencias de empresas Distribuidoras comparables, de países latinoamericanos.

A continuación se exponen los resultados obtenidos en el cálculo de los costos indirectos asociados, tanto para el total de la empresa como para el Sistema Eléctrico Modelo. También se muestran los valores unitarios considerados en cada caso:

DESCRIPCION Unidad Costo Unitario ENOSA [USD]

Costo Total ENOSA [USD]

Costo Unitario

SEM [USD]

Costo Total SEM [USD]

Costo alquiler sede central m2 76 96 514 46 58 306 Costo alquiler regionales y OOCC m2 42 46 226 26 27 926 Costo alquiler galpón m2 29 101 412 18 61 265 Costo de limpieza por empleado 153 21 204 63 8 795 Costo de seguridad y vigilancia por empleado 381 53 010 158 21 987 Costo de electricidad y agua por empleado 308 42 771 128 17 740 Costos de teléfono, internet, comunicaciones por empleado 776 107 835 322 44 727 Costo mantenimiento de edificio m2 2 5 004 1 3 023 Costo mantenimiento de vehículos % sobre VNR vehículos 5% 73 140 5% 30 336 Costo de mantenimiento de soft % sobre VNR (software) 18.00% 80 424 18.00% 33 358 Costo de mantenimiento de hard % sobre VNR (hardware) 10.00% 55 728 10.00% 23 114 Seguros % sobre VNR total 0.06% 50 291 0.06% 30 382 Otros gastos diversos % costo personal 5% 144 407 5% 59 896

2.10 Costos Adicionales

Se consideran los siguientes costos adicionales a ser incorporados como costos de O&M.


Página 124

2.10.1 Aportes a organismos reguladores

Según lo establece el artículo Nº 31, inciso g), de la Ley de Concesiones Eléctricas, Ley Nº 25 844, es obligación de los concesionarios de empresas distribuidoras, contribuir al sostenimiento de los organismos normativos y reguladores mediante el aporte fijado por el Ministerio de Energía y Minas, que en ningún caso podrá ser superior al 1% de sus ventas anuales.

De acuerdo a lo indicado en la Ley, se ha considerado como aporte, el 1% de la facturación del Sistema Eléctrico Modelo para el año base (2004), el cual se detalla a continuación:

Concepto USDFacturación 61 062 381 Aportes al Ente Regulador 610 624

2.10.2 Costos de Capital de Trabajo

El Capital de Trabajo se define como el Activo Corriente menos el Pasivo Corriente. Es un monto de capital líquido que la Empresas debe disponer para atender los desbalances financieros que ocurren entre el momento en que se realizan los pagos por los costos de explotación, y el momento en que se producen los ingresos por venta de energía de parte de los usuarios.

Los parámetros que se asumen para determinar los flujos de efectivo diario, a través de los cuales se calculará el costo del capital de trabajo, provienen por un lado del comportamiento real de la forma como ingresa el efectivo de las ventas, y por otro lado por las políticas de pago de remuneraciones y proveedores que mantiene la concesionaria. Los parámetros asumidos se exponen a continuación: a) Para los ingresos por cobranza de venta de energía:

o 70 % de lo cobrado ingresa entre los días 16 al 23 del mes siguiente al mes facturado (días de vencimiento de la facturas).

o 20% de lo cobrado ingresa entre los días 24 al 29 del mes siguiente al mes facturado.

o 10% de lo cobrado ingresa el día 30 del mes siguiente al mes facturado.

o Por simplicidad no se asume morosidad alguna. b) Para los egresos de efectivo por explotación se ha toma en cuenta lo

siguiente: o El pago a los generadores por compra de energía, se efectiviza a

fines del mes siguiente al mes suministrado.


Página 125

o El Pago de las Planillas del personal, tributos varios y cargas

diversas, se concentran en los últimos días del mismo mes. o Pago por suministros y pago a contratistas (servicios terceros); a

los 28 días siguientes del mes en que se efectuó la compra ó se efectuó el servicio.

o El pago de IGV a la SUNAT, a los quince días del mes siguiente al mes que corresponde el impuesto.

c) Para los stock iniciales de capital, lo siguiente: o Inventarios: 3 meses de las salidas mensuales para explotación,

al mes se mueven S/. 800,000. o Caja/Bancos: Tres días de facturación.

Tasa de interés bancaria (Moneda Nacional): 10% efectiva.

El valor resultante es el siguiente: Concepto USDCapital de Trabajo 24 289

2.11 Formatos D


Página 126

3 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

3.1 Estructuración de la Empresa Modelo

3.1.1 Sistema Modelo

En esta fase del estudio se avanzó, según lo solicitado por Osinerg-Gart en su oficio N° 0322-2009-GART, en el desarrollo de un modelo de optimización ad-hoc, distinto del que ya se había preparado acorde a la metodología aprobada en las adjudicaciones tanto del concurso de preselección de Consultores VAD como del concurso específico para este estudio.

En relación a la optimización:

• Se completó el desarrollo del Modelo de Empresa Adaptada solicitado por el OSINERG, el que fue utilizado para el cálculo del VNR eléctrico eficiente y las pérdidas técnicas estándar del SEM. Se deben incorporar los clientes faltantes mencionados en el punto 2.1.2.5, y volver a calcular.

• Los resultados del proceso de optimización del VNR eléctrico se muestran a continuación:

Actual Modelo M/A Actual Modelo M/A

. Red Media Tensión km 405 386 95% 4 601 5 289 115%

. Subestaciones MT/BT Unidades 638 511 80% 3 249 3 421 105%

. Red Baja Tensión km 807 819 101% 17 098 16 649 97%

. Instalaciones no Electricas

24 948 25 360 102%Total

Concepto Unidad

Metrado Valor VNR (Miles US$)

Se observa un incremento del 15% en el valor del VNR de la red de media tensión respecto al valor actual, un 5% de incremento en las SED y una reducción del 3% en el valor de la red de baja tensión, resultando en un incremento total del VNR de un 2% respecto al valor actual.

Por otra parte se observa una reducción de las pérdidas técnicas estándar, respecto al valor anteriormente vigente, especialmente en la red de BT, tal como puede verse en el siguiente cuadro:


Página 127

std actualMWh % %

4 698 1.53% 1.46%

8 839 4.72% 5.96%total 2 964 1.58%FE 1 918 1.02%CU 1 046 0.56%

4 141 2.21%‐ 0.00%339 0.18%

1 394 0.74%

TMB

Red

Piloto de AP

Acometidas

Medidores


ConceptoModelo

MT

BT

La principal explicación de estos resultados resultan de considerar el elevado crecimiento de la demanda adoptada para los siguientes 4 años. Se destaca que de acuerdo a la metodología la capacidad de las instalaciones óptimas debe ser tal que puedan soportar la demanda del año horizonte, vale decir todo el incremento de la demanda de los próximos 4 años.

La otra razón es que al subir el costo monómico de la energía eléctrica a la entrada a red, el modelo de optimización aumenta el calibre de los conductores, con lo que se aumenta el VNR y se reducen las pérdidas.

Otra parte importante del trabajo estuvo dedicada a la investigación de precios de materiales, de manera de actualizar, según lo solicitado, los costos unitarios de inversión de las instalaciones eléctricas a diciembre de 2008, tarea aún en curso.

Es de notar que como se indicó más arriba, por no estar aún concluido el proceso de actualización de precios el VNR que se presenta ha sido determinado en base a los costos obrantes en el SICODI-GART disponible.

Por lo tanto debe tenerse presente que los valores a que se ha llegado son provisorios, y si bien son útiles para la comparación entre los VNR actual y optimizado de las instalaciones, no son definitivos.

Dado que la optimización de las redes es una resultante del balance ideal entre costo de capital y costo de pérdidas, dependientes éstas de las características físicas (resistencia óhmica) de los distintos calibres de conductores y no de su costo, es posible que cuando se actualicen los precios unitarios tanto la configuración óptima de redes de MT y BT como las pérdidas estándar calculadas varíen.

En relación a los costos de Operación y Mantenimiento, como se indicó en el resumen ejecutivo, se efectuó el diseño de la empresa de referencia en lo relativo a actividades de O&M, Explotación Comercial y costos de gestión, de manera de reproducir los costos incurridos por una distribuidora eficiente


Página 128


Página 129

en el Sistema Eléctrico Modelo, con el aprovechamiento de las economías de escala de la empresa distribuidora a la que pertenece dicho SEM.

Los resultados obtenidos revisten carácter de preliminares, por lo que no resulta prudente emitir juicios numéricos de los resultados obtenidos.

Documents

Valor Agregado de Distribución VAD