1. Caracterización del Mercado Eléctrico

2. Diseño del Sistema de Distribución Eléctrica

3. Tecnología Adaptada y Costos de Inversión

4. Optimización del Sistema (Red MT, Subestaciones, Red BT)

5. Determinación de Pérdidas Estándar y Balance de Potencia y Energía

6. Estándar de Calidad de Servicio

7. Costos de O&M

8. Resultados

CONTENIDO DE LA PRESENTACIÓN

CARACTERIZACIÓN DEL SISTEMA MODELO

INDICADORES RELEVANTESClientes SEM Combapata 15 396Consumo Promedio  24,12  kW.hBT5BNúmero de Clientes 99,97  %Consumo Promedio  21,56  kW.h % Consumo Total 98,53  %BT5B Consumos < 30 kW.hNúmero de Clientes  93,92  %Consumo Promedio  16,90  kW.h% Consumo  Total 65,82  %MT

Número de Clientes 0,03   %% Consumo Total 1,47   %Consumo Promedio kW.h  1 095 kW.h

MÁXIMA DEMANDA Y PÉRDIDAS EN EL SISTEMA

Descripción kW

Demanda Máxima MT  1 953,12

Demanda Máxima BT 1900,90

Pérdidas de potencia MT (2,06%) 40,26

Pérdidas de potencia BT (26,65%) 520,50

INSTALACIONES DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA

– Red MT:      523,3 km

– SEDs:           244• 231  de la empresa

• 13  de terceros

– Red BT SP:  482,6 km

– Red BT AP:  242,2 km

Sistema Modelo Combapata

Junta General de Accionistas

Directorio

Gerencia de Administración

Oficina de Control Interno

Gerencia General

Gerencia de Planeamiento y Control de Gestión

Gerencia de Ingeniería

Gerencia Sub Regional ApurímacGerencia

Comercial

División Finanzas

División Logística

División Contabilidad

Div. Recursos Humanos y

Capacitación

Oficina Normalización y Estandarización

Div. Sistemas de Información

Div. Planeamiento y Control de

Gestión

Servicio eléctrico Vilcanota

Servicio eléctrico La Convención

División Marketing tarifas y

t t

División Ventas

Servicio eléctrico Valle

Sagrado

Sector eléctrico

Anta

Sector eléctrico

Quispicanchi

Div. Pérdidas e Inversiones

División Operaciones

División Mantenimiento

Oficina de Seguridad y M.

Ambiente

Div. Administración y finanzas

Servicio Eléctrico Andahuaylas

Generación y centros de

transformación

División Ingeniería y Comercialización

Gerencia Sub Regional Madre de Dios

Div. Administración y finanzas

División Generación

División Ingeniería y Comercialización

Relaciones Públicas Asesoría Legal

ORGANIGRAMA DE ELECTRO SUR ESTE S.A.

ORGANIGRAMA DE LA DIVISIÓN VILCANOTA EXISTENTE

EN RESUMEN EL SISTEMA ELÉCTRICO MODELO SE CARACTERIZA POR:

Resumen de Indicadores de Demanda de Potencia SEM Combapata Real

Fuente: Formato VII Balance de Energía y Potencia Sistema Modelo - Elaboración propia

• Bajos consumos• Redes de distribución extensas

ZONIFICACIÓN Y MERCADO (AÑO 2008)

• Tres rangos de densidades para la zonificación (en kW/km2)

• Zona rural 1: δ < 5; • Zona rural 2: 5 < δ ≤ 10 • Zona rural 3: δ > 10.

Diseño de Sistema Eléctrico

CENTRO DE TRANSFORMACIÓN PRINCIPALSubestación  Combapata

• 4 Alimentadores• 15/8/7 MVA• 138/60/22,9 kV• Conexión Y‐Y‐Delta• Transformador zig‐zag. • Neutro artificial a tierra.

CARACTERÍSTICAS DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN

Red en MT Red de BT

Tipo de red Aérea Aérea

Sistema Trifásico

22,9 kV3 conductoresSin neutro

380‐220 V4 conductoresNeutro corrido

Sistema Monofásico

13,2 kVUn conductor con  retorno por tierra

440‐220V3 conductores (neutro corrido)220V2 conductores(neutro corrido)

ZONIFICACIÓN POR DEMANDA

• Zona Concentrada (δ>2,3 kW/km2)

• Zona Dispersa(δ<2,3 kW/km2)

Zona Número de SED

% Clientes (2008)

Total Promedio

Concentrada 82 34% 6 925 84

Dispersa 162 66% 8 471 52

Total 244 100%

15 396

Tecnología Adaptada Costos de Inversión

TECNOLOGÍA    ADAPTADARedes Aéreas MT Conductor de aleación de aluminio desnudo, 

postes de concreto armado, aisladores de porcelana

Redes Aéreas BT Conductor autoportante de Al, poste de concreto armado (madera en zonas alejadas) 

SEDs Aéreas monoposte  (trifásicas y monofásicas)

Alumbrado Público Lámparas de Vapor de Sodio al Alta Presión y pastorales metálicos 

Equipos de Protección

Reclosers, Seccionalizadores, seccionadores fusibles tipo expulsión,  pararrayos  tipo distribución.

A Materiales

B Stock(6,81% de A)

CMano de Obra(Costo Neto +

25% Contratista)E Costo Directo

A+B+C+D

DTransporte y equipos

(Costo Neto + 25% contratista)

Costo de Inversión

E+I

F Ingeniería(11,17% de E )

G Gastos Generales[6% de (E+F)] I

Costo IndirectoF+G+H

H Interés Intercalario[2,5% de (E+F+G)]

ESTRUCTURA DE COSTOS

Red en MT Red de BT

Longitud conductores1km + 3,5% 1km + 3,5%

Vano promedioLíneas : 160mRedes :  90m

Zonas concentrada:  45mZonas dispersas       : 73m

Altura de postesLíneas : 11mRedes :  10m

8m

Luminarias AP V.S.A.P. de 50 W

ELEMENTOS RELEVANTES POR KILÓMETRO DE RED

OPTIMIZACIÓN DEL SISTEMA RED MT, SEDS, RED BT Y

VNR NO ELÉCTRICO

PROCESO DE OPTIMIZACIÓN

Red MT

Centro de transformación

Red BT

SED MT/BTTroncal

Lateral

SED Seccionamiento

Equipo de Seccionamiento o Protección

Red SP

Red AP

Estudios Pre optimización

Caracterización del mercado y Definición preliminar del tipo de red

Modelo de Planeamiento de la

Distribución

Modelo de Confiabilidad

Definición de la Tecnología Adaptada

Costos unitarios de las instalaciones eléctricas para la valorización del VNR

Proceso de optimización

Optimización técnica económica del sistema de distribución

Modelos matemáticos

Estudios Post optimización

Cálculo de las pérdidas estándar del sistema de distribución

• Pérdidas eléctricas del sistema.

• Calidad del producto (tensiones)

Resultados de optimización

• Calidad de suministro (interrupciones).

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

TRAZO DE RED MT

• Línea troncal (161,6 km) • Líneas laterales (309,5 km)• Transferencia de carga2 enlaces entre alimentadores• CO02 y CO03 (existente) • CO05 y CO03 (nuevo < 600m)

• OPTIMIZACIÓN   10%

• Se ubican zonas con mayores problemas por descargas atmosféricas 

• Se consideran pararrayos tipo distribución en las líneas

• Fueron adicionados 58 pararrayos

DESCARGAS ATMOSFÉRICAS

• Se mantiene el número de SEDs existentes (231)

• 3 localidades con más de una SED

• Se redimensionó las SED• SED   trifásicas 36,8% • SED   monofásicas 63,2%• 50%  SEDs 1x 5 kVA 

OPTIMIZACIÓN DE SEDs

Localidad de Tinta

• Se utilizaron:• Índices con la longitud de  redes de BT, consumos  y máximas demandas

• Criterios estadísticos

SELECCIÓN DE CONFIGURACIONES TÍPICAS

TIPO CANTIDAD SEDs

Concentrado – 1 25

Concentrado – 2 48

Disperso – 1 26

Disperso ‐ 2 60

Disperso ‐ 3 72

TOTAL 231

Concentrado tipo 1SED 40134

CONFIGURACIÓN TÍPICA 1

Concentrado tipo 2SED 40095

CONFIGURACIÓN TÍPICA 2

Disperso tipo 1    

SED 40070

CONFIGURACIÓN TÍPICA 3

Disperso tipo 2SED 40111

CONFIGURACIÓN TÍPICA 4

Disperso tipo 3SED 40174

CONFIGURACIÓN TÍPICA 5

• En Cada Configuración Típica:• Se eliminó redes sin carga• Se verificó el trazo radial de las redes desde el centro de carga

• Se eliminó paralelismos de redes • Los resultados se expanden a todo el sistema modelo.• 78%  Redes monofásicas• 16 % Redes trifásicas• 15% de reducción de redes

OPTIMIZACIÓN DEL TRAZO DE REDES BT

• Lámparas de vapor Na de 50 W• 4 473 puntos de iluminación (KALP = 6,3)• Se respetaron las áreas a iluminar existentes en el sistema modelo

• Conductor de 16 mm2, autoportante de Al• Uso compartido con red de SP.

OPTIMIZACIÓN DE ALUMBRADO PÚBLICO

OPTIMIZACIÓN DE LAS INSTALACIONES NO ELÉCTRICAS

Tipo de Instalación Valor  US $

Terrenos, edificios y construcciones 390 266,90

Equipos y vehículos de transporte  255 831,32

Equipos de comunicaciones  10 312,62

Herramientas y equipos de seguridad 187 578,12

Equipos y Muebles de Oficina  46 275,78

Equipos de cómputo  159 321,52

Total US  Dólares ($) $ 334 263,14

Asignado al SEM $  90 351,65

VNR SISTEMA MODELOComponente Unidad Metrado

VNR  Miles de US$

Media Tensión 471,10      2 466,83     Red Aérea km 471,10      2 400,82     Equipos de Protección y Secc. unidad 97,00      66,01     

Subestaciones 231,00      684,28     MT/BT Monoposte unidad 231,00      684,28     

Baja Tensión – Red Aérea 3 423,47     Servicio Particular km 407,76      2 326,24     Alumbrado Público km 285,67      684,41     Luminarias unidad 4 473,00      369,71     Equipos de Control unidad 231,00      43,11     

Instalaciones No Eléctricas 90,35     TOTAL 6 664,94     

DETERMINACIÓN DE

PÉRDIDAS ESTÁNDAR Y

BALANCE DE POTENCIA Y

ENERGÍA

35

PÉRDIDAS ESTÁNDAR

Demanda SP y AP

SE Combapata

Pérdidas en la red MT

Pérdidas en SEDs

Pérdidas Técnicas:• En la red de BT (SP y AP)• En acometidas• En medidores

Pérdidas No Técnicas

5 976 MW.h

5 718 MW.h

Ingreso a MT

Pérdidas en MT: 192 MW.h (3.22%) Ventas

MTIngreso

BT

66 MW.h

Pérdidas Técnicas : 347 MW.h Pérdidas No Técnicas : 114 MW.h

VentasBT

5 257 MW.h

BALANCE DE ENERGÍA

(6.06%)

(2.0%)

1 824 kW

1749 kW

Ingreso a MT

Pérdidas en MT: 59 kW (3.24%)Ventas

MTIngreso

BT

16 kW

Pérdidas Técnicas : 156 kWPérdidas No Técnicas : 36 kW

VentasBT

1557 kW

15 391 clientes

BALANCE DE POTENCIA

262 NHUBT

(8.90%)

(2.08%)

ESTÁNDAR DE

CALIDAD DE

SERVICIO

• Indicadores de calidad según NTCSER 

ESTÁNDAR DE CALIDAD

• Equipos de protección de acción coordinada considerando la cantidad de clientes y la probabilidad de interrupciones

• Verificación de los límites de caída de tensión.• Tiempo Máximo de Indisponibilidad de lámparas 10 días

Concepto  Unidad  Cantidad

Número de interrupciones por Cliente Interrupciones/semestre 10

Duración de las interrupciones por Cliente Horas/semestre 40

Caída de Tensión en MT % de la tensión nominal  6,0 %

Caída de Tensión en BT % de la tensión nominal  7,5 %

Índice de lámparas apagadas % de número de unidades 2,0%

COSTOS DE O&M

COSTOS DE OPERACIÓN & MANTENIMIENTO• Costos de Explotación Técnica

Actividades correspondientes a O&MCostos unitarios por actividad Frecuencias

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

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

COSTOS DE EXPLOTACIÓN TÉCNICA

Componente Criterios

Costo de Materiales

Materiales Relevantes

Costo de TercerosTodas las Actividades TercerizadasTransporte Tercerizado

Supervisión Directa

Personal de ELSEPorcentaje de Participación del SEM

JEFE DEL SERVICIO ELÉCTRICO VILCANOTA(JUAN JOSE GIBAJA MENDIZABAL)

SUPERVISOR PROCESOS COMERCIALES(ATILIO COLLANTES ORTIZ)

SUPERVISOR ADMINISTRATIVO(NAY RUTH CONDORI LAZO)

SUPERVISOR DE O&M(PEDRO SAMALVIDES CUBA)

APOYO ADMINISTRATIVO(RICARDO ORCOTORIO QUIÑONEZ)

EJECUTIVO COMERCIAL(JULIO COLQUE PUMA)

GASELECCentros Servicios

(4 Tecnicos)

EJECUTIVO DE O&M(FAUSTINO AUCCAPURE MOZO)

GASELEC(2 Ingenieros & 12 Tecnicos)

SUPERVISOR DE O&M(HERNANDO QUISPE VARGAS)

TECNICO DE O&M(PRUDENCIO MACEDO A.)

ANALISTA LOGISTICO Y ALMACENES(EDUARDO YUCA JIHUALLANCA)

ESPECIALISTA SID(RENATO VIZARRETE LIMACHI)

EJECUTIVO DE ATENCIÓN(SABINO MOSQUIPA SANCHEZ)

EJECUTIVO DE INSTALACIONES Y MEDICIONES (PERDIDAS)

(MARIO COPACONDORI PUMA)

EJECUTIVO DE ATENCIÓN Y COBRANZAS(MELITON LIGAS QUISPE)

EJECUTIVO DE O&M(AMERICO VALDERRAMA HIDALGO)

JEFE DE SEGURIDAD E HIGIENE OCUPACIONALNUEVO PERSONAL

PROPUESTO

ORGANIGRAMA DEL SE VILCANOTA

RATIOS DE EXPLOTACIÓN TÉCNICA

Descripción Metrado CO & M 

(Miles de S/.)

Ratio

Cantidad Unidad Cantidad Unidad

Redes de MT 471,10 Km 177,47 376,72 S/.Km

Redes de BT 407,76 Km 235,98 578,72 S/.Km

Redes de AP 285,67 Km 103,02 360,61 S/.Km

Potencia Instalada 3 195,00 kVA 235,98 73,86 S/.KVA

Número de SEDs 231,00 Unidad 235,98 1 021,56 S/./ Unidad

Número de Luminarias 4 473,00 Unidad 103,02 23,03 S/./ Unidad

Cantidad de Clientes 15 396,00 Unidad 667,33 43,34 S/./ Unidad

COSTOS DE EXPLOTACIÓN COMERCIAL

Actividades Criterios

Lectura de Medidores Terceros

Reparto de Recibos Terceros

Cobranza y Transporte de Efectivo

80%  CAPs20%  Centro de Pago ELSE

SupervisiónActividades Técnicas y ComercialesPersonal propio de ELSE

COSTOS DE EXPLOTACIÓN COMERCIAL Miles de S/.

Descripción  Total  Partic

Lectura de Medidores  120,42 19.07%

Contraste de Medidores  63,14 10,00%

Reparto de Recibos  118,66 18,79%

Procesamiento de Lecturas  34,02 5,39%

Impresión y Facturación  70,20 11,11%

Cobranza y Transporte  121,42 19,22%

Costos Neto 527,85 83,57%

Mano de Obra Empresa  103,74 16,43%

Costo Total  631,60 100%

COSTOS ASOCIADO AL CLIENTE POR TIPO DE TARIFA

(En Miles de Nuevos Soles Mensuales)

Asociado al Cargo

Fijo

Costos Asociados al Cliente

Directos  Indirectos  Total

CFE (BT5B) 41,45 2,95 44,41

CFS (MT2 y BT2) 0,03 0,00 0,03

CFH (MT3 y BT3) 0,05 0,00 0,05

CFEAP (AP) 1,18 0,08 1,27

CFECO 0,00 0,00 0,00

Total 42,71 3,04 45,76

CONCEPTO

DISTRIBUCIÓN COMERCIALIZACIÓN

MT BT SEDALUMB.PUBLICO

GestiónComercial

Atención al

Cliente

Costo asociado 

alusuario

COSTOS DIRECTOS 

Suministros  17,88 14,49 5,10 50,39 26,88 15,16 36,05

Supervisión Directa 44,62 39,28 12,14 16,93 13,07 13,07 13,07

Gasto de Personal 47,31 32,63 12,67 22,04 22,97 28,06 13,48

Servicio de terceros 68,43 42,36 11,19 62,48 15,47 0,00 422,77

Cargas diversas 1,73 2,17 0,86 0,51 0,00 0,00 0,19

Total  179,97 130,93 41,96 152,35 78,39 56,30 512,57

PRORRATA DE COSTOS INDIRECTOS 24,01 19,02 5,53 20,41 29,71 29,71 29,71

Aporte a Organismo Regulador 0,10 10,54 0,62 1,32 1,00 6,30

Costo Capital de Trabajo 0,18 0,14 0,04 0,15 0,10 0,08 0,49

ASIGNACIÓN GESTIÓN COMERCIAL 50,55 37,55 14,51 7,12

ASIGNACIÓN ATENCIÓN AL CLIENTE 40,19 29,70 11,53 5,66

TOTAL 294,99 227,69 73,58 186,32

PARA CÁLCULO DE VAD 294,99 414,01 73,58

PARA CÁLCULO DE C.F 549,07

RESULTADOS

Cálculo VADMT, VADSED y VADBT

VAD = ---------------------------------

MD

@VNR + CO&M

Descripción  Unidad MT SED BT Total

Valor Nuevo de Reemplazo  Miles de S/. 7 852,30 2 178,18 10 897,44 20 927,91

Anualidad del  VNR Miles de S/. 974,81 270,41 1 352,85 2 598,07

Costo Anual de Explotación Miles de S/. 294,99 73,58 414,01 782,58

Total Costo Anual Miles de S/. 1 269,80 343,98 1 766,86 3 380,64

Total Costos Mensual Miles de S/. 100,41 27,20 139,71 267,32

Máxima Demanda kW 1 894,62 1 818,23 1 818,23 1 894,62

VAD  S/. S/.KW‐mes 53,00 14,96 76,84 141,09

VAD $ US$KW‐mes 16,88 4,76 24,47 44,03

CALCULO CARGO FIJO

CF = ---------------------------------

NCL

CCCL

Descripción  Unidades CFE CFS CFH CFEAP CFECO Total 

CCCL (Costos Comercial) Miles de S/. 44,41 0,03 0,05 1,27 ‐ 45,76

NCL (Número de Clientes) Clientes 15 391 2 3 231 ‐ 15 627

Costos Fijo Mensual por Cliente S/.Cliente ‐mes 2,89 14,12 17,59 5,50 ‐ 2,93

Costos Fijo Mensual por Cliente US$ Cliente‐mes 0,92 4,50 5,60 1,75 ‐ 0,93

FACTORES DE ECONOMÍA DE ESCALA

FEE = ---------------------------------

1+tc

1+tc Pvc

FACTORES DE ECONOMÍA DE ESCALA DEL VAD

Periodo MT SED BT

Noviembre 2009‐Octubre 2010 0,9901 0,9911 0,9917

Noviembre 2010‐Octubre 2011 0,9803 0,9823 0,9835

Noviembre 2011‐Octubre 2012 0,9706 0,9735 0,9753

Noviembre 2012‐Octubre 2013 0,9610 0,9648 0,9672

FORMULA DE REAJUSTECálculo FAVAD = f (Prodnac, Prodimp, ProdCu, ProdAl)

Parámetro FAVADMT FAVADSED FAVADBT Indicador Asociado

A 0,727673 0,875587 0,693916 Índice de Precios al por Mayor (IPM)

B 0,151343 0,120317 0,163817 Índice de Productos Importados

C 0,013599 0,004095 0,001685 Índice del Precio del Cobre 

D 0,107385 0,000000 0,140583 Índice del Precio del Aluminio

COMPARACIÓN DE RESULTADOS

MUCHAS   GRACIAS