datos electrocentro informe factor de carga potencia huancavelica

ELECTROCENTRO S.A. Empresa Regional de Distribución Eléctrica del Centro ELECTROCENTRO S.A.

CENERGIA

CENTRO DE CONSERVACION DE ENERGIA Y DEL AMBIENTE

ESTUDIO DE COSTOS DEL VALOR

AGREGADO DE DISTRIBUCIÓN (VAD) –

SECTOR TÍPICO 6 (SISTEMA

HUANCAVELICA RURAL)

FIJACIÓN DE TARIFAS DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA

PERIODO NOVIEMBRE 2013 – OCTUBRE 2017

VOLUMEN I

SEGUNDO INFORME PARCIAL

SEGUNDO INFORME - FIJACIÓN DEL VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCIÓN Y CARGOS FIJOS – Sector Típico 6 (Sistema Huancavelica Rural

EMPRESA REGIONAL DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA DEL CENTRO ELECTROCENTRO S.A.

Página 2

ÍNDICE GENERAL

VOLUMEN I : SEGUNDO INFORME PARCIAL

VOLUMEN II : ANEXO A

VOLUMEN III : ANEXO B

VOLUMEN IV : OTROS ANEXOS



Página 3

TABLA DE CONTENIDO

Pág.

1 RESUMEN EJECUTIVO ............................................................................................................ 11

1.1 OBJETIVO ....................................................................................................................... 11

1.2 ANTECEDENTES ............................................................................................................ 11

1.3 RECOPILACIÓN DE ANTECEDENTES .......................................................................... 14

1.3.1 Descripción y Resultados.................................................................................. 14

1.4 CREACIÓN DE LA EMPRESA MODELO – OPTIMIZACIÓN .......................................... 16

1.4.1 Estudio de caracterización del mercado eléctrico ............................................. 18

1.4.2 Sistema Eléctrico Existente............................................................................... 19

1.4.3 Definición de la Tecnología Adaptada y Diseño de las Instalaciones Eléctricas20

1.4.4 Determinación de los Costos Estándar de Inversión de las Instalaciones Eléctricas .......................................................................................................... 22

1.4.5 Optimización de los Costos de Operación y Mantenimiento ............................. 24

1.4.6 Costos de Explotación Comercial ..................................................................... 25

1.5 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ................................................................... 27

1.5.1 Conclusiones .................................................................................................... 27

1.5.2 RECOMENDACIONES ..................................................................................... 28

2 ETAPA I – RECOPILACIÓN DE ANTECEDENTES (FORMATOS A) ...................................... 28

2.1 ANTECEDENTES CONTABLES ..................................................................................... 28

2.1.1 Documentos solicitados según los Términos de Referencia ............................. 28

2.1.2 Documentos entregados por la empresa .......................................................... 29

2.1.3 Entrevistas realizadas ....................................................................................... 30

2.2 ANTECEDENTES DE LA ORGANIZACIÓN .................................................................... 31



2.3 ANTECEDENTES DE LOS COSTOS DE PERSONAL PROPIO Y DE TERCEROS ...... 36



2.4 ANTECEDENTES DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS ......................................... 39

2.4.1 Instalaciones Eléctricas – Metrados .................................................................. 39

2.5 ANTECEDENTES DE LAS INSTALACIONES NO ELÉCTRICAS ................................... 40

2.6 ANTECEDENTES COMERCIALES ................................................................................. 41

2.6.1 Compras y Ventas de Energía y Potencia ........................................................ 41

2.7 ANTECEDENTES DE BALANCE DE POTENCIA Y ENERGÍA ....................................... 41



Página 4

2.8 ANTECEDENTES DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO ............................................. 42

2.8.1 Antecedentes de Explotación Técnica .............................................................. 42

2.8.2 Antecedentes de Explotación Comercial .......................................................... 47

2.8.3 Antecedentes de Gestión .................................................................................. 49

2.9 ANTECEDENTES DE ASIGNACIÓN DE COSTOS ......................................................... 50



2.10 ANTECEDENTES DE LA CALIDAD DE SERVICIO ........................................................ 52

2.10.1 Documentos Solicitados de Acuerdo a Términos de Referencia ...................... 52

2.10.2 Documentos Entregados por la Empresa ......................................................... 53

2.10.3 Documentos No entregados ............................................................................. 54

2.11 OTROS ANTECEDENTES .............................................................................................. 54

2.11.1 Otros servicios .................................................................................................. 54

2.11.2 Presupuesto operativo ...................................................................................... 55

2.11.3 Información Proporcionada por OSINERGMIN – GART ................................... 55

2.11.4 Otros ................................................................................................................. 55

2.12 FORMATOS A ................................................................................................................. 56

3 ETAPA II – VALIDACIÓN Y REVISIÓN DE ANTECEDENTES (FORMATOS B) ..................... 56

3.1 ANTECEDENTES CONTABLES ..................................................................................... 56

3.1.1 Metodología ...................................................................................................... 56

3.1.2 Estados Financieros ......................................................................................... 57

3.1.3 Información económica financiera – Formatos II al V ....................................... 58

3.1.4 Información validada ......................................................................................... 59

3.1.5 Resultados de la revisión de Formatos A:......................................................... 59

3.1.6 Observaciones .................................................................................................. 59

3.1.7 Resultados ........................................................................................................ 59

3.2 ANTECEDENTES DE LA ORGANIZACIÓN .................................................................... 60

3.2.1 Estructura Organizacional y funciones .............................................................. 60

3.2.2 Personal y remuneraciones .............................................................................. 61

3.2.3 Información validada ......................................................................................... 61

3.3 ANTECEDENTES DE LOS COSTOS DE PERSONAL PROPIO Y DE TERCEROS ...... 61

3.3.1 Información Validada ........................................................................................ 61

3.4 ANTECEDENTES DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS ......................................... 62

3.4.1 Instalaciones Eléctricas – Metrados .................................................................. 62

3.5 ANTECEDENTES DE LAS INSTALACIONES NO ELÉCTRICAS ................................... 70

3.6 ANTECEDENTES COMERCIALES ................................................................................. 72

3.6.1 Compras y ventas de Energía y potencia ......................................................... 72

3.7 ANTECEDENTES DEL BALANCE DE POTENCIA Y ENERGÍA ..................................... 74

3.8 ANTECEDENTES DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO ............................................. 74

3.8.1 Antecedentes de Explotación Técnica .............................................................. 74



Página 5

3.8.2 Antecedentes de Explotación Comercial .......................................................... 76

3.9 ANTECEDENTES DE ASIGNACIÓN DE COSTOS ......................................................... 76

3.9.1 Definiciones ...................................................................................................... 76

3.9.2 Criterios de asignación de Costos Indirectos a nivel de Actividades ................ 78

3.9.3 Criterios de asignación de Costos Indirectos a nivel de Empresa .................... 79

3.9.4 Criterios de asignación de Costos a nivel de Sistema Eléctrico Modelo ........... 81

3.10 ANTECEDENTES DE LA CALIDAD DE SERVICIO ELÉCTRICO ................................... 81

3.11 FORMATOS B ................................................................................................................. 83

4 ETAPA II – AJUSTE INICIAL DE COSTOS (FORMATOS C) ................................................... 83

4.1 DESCRIPCIÓN DE LA ORGANIZACIÓN ........................................................................ 83

4.1.1 Estructura organizativa ..................................................................................... 83

4.1.2 Funciones y actividades .................................................................................... 88

4.2 ANÁLISIS Y DETERMINACIÓN DEL NIVEL DE REMUNERACIONES .......................... 89

4.2.1 Planilla de remuneraciones validada ................................................................ 89

4.2.2 Revisión del nivel de remuneraciones .............................................................. 90

4.2.3 Revisión y optimización de estructura de personal ........................................... 91

4.3 ANÁLISIS DE LOS SERVICIOS DE TERCEROS ............................................................ 92

4.3.1 Costos de servicios de terceros ........................................................................ 92

4.4 ASIGNACIÓN DE ACTIVIDADES Y DEDICACIÓN DEL PERSONAL ............................. 94

4.4.1 Estructura organizacional.................................................................................. 94

4.5 ANÁLISIS DE LOS COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO ............................ 95

4.5.1 Costos de Explotación Técnica ......................................................................... 95

4.5.2 Costos de Explotación Comercial ..................................................................... 95

4.6 ANÁLISIS DE COSTOS INDIRECTOS ............................................................................ 96

4.6.1 Asignación de Recursos ................................................................................... 96

4.7 FORMATOS C ............................................................................................................... 101

5 CREACIÓN DE LA EMPRESA MODELO – PROCESO DE OPTIMIZACIÓN (ETAPA III – FORMATOS D) ........................................................................................................................ 101

5.1 INSTALACIONES DE DISTRIBUCIÓN MT .................................................................... 103

5.2 INSTALACIONES DE DISTRIBUCIÓN BT .................................................................... 105

5.3 BALANCE DE POTENCIA MT Y BT .............................................................................. 113

5.4 BALANCE DE ENERGÍA MT Y BT ................................................................................ 115

5.5 FORMATOS D: REVISIÓN 3: “OPTIMIZACIÓN DE LA EMPRESA” ............................. 115

6 RESULTADOS PARCIALES DE LA ESTRUCTURACIÓN DE LA EMPRESA MODELO EFICIENTE .............................................................................................................................. 115

6.1 CARACTERIZACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO .................................................... 115

6.1.1 Estudio de Caracterización del Mercado Eléctrico .......................................... 115

6.1.2 Información Comercial .................................................................................... 119



Página 6

6.1.3 Indicadores Comerciales Relevantes del SEM Huancavelica Rural ............... 123

6.1.4 Proyección de la Demanda – Metodología ..................................................... 128

6.1.5 Estudio de zonificación y mercado .................................................................. 133

6.2 DEFINICIÓN DE LA TECNOLOGIA ADAPTADA Y DISEÑO DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS ................................................................................................................. 137

6.2.1 Análisis de Información del SEM Existente ..................................................... 138

6.2.2 Diseño Preliminar de la Red ........................................................................... 159

6.2.3 Definición de la Tecnología Adaptada y Diseño de Red ................................. 167

6.3 DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS ESTÁNDAR DE INVERSIÓN DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS ................................................................................... 183

6.3.1 Costos Directos ............................................................................................... 184

6.3.2 Costos Indirectos ............................................................................................ 191

6.4 OPTIMIZACIÓN TÉCNICA ECONÓMICA DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS ... 193

6.4.1 Subestaciones de Distribución ........................................................................ 196

6.4.2 Instalaciones de Media Tensión ...................................................................... 198

6.4.3 Instalaciones de Baja Tensión ........................................................................ 198

6.4.4 Optimización de las Instalaciones No Eléctricas ............................................. 198

6.5 DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS ESTÁNDAR DE ENERGÍA Y POTENCIA ...... 199

6.6 OPTIMIZACION DE LOS COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO ................ 199

6.6.1 Premisas y Procedimiento .............................................................................. 199

6.6.2 Costos de Explotación Técnica ....................................................................... 200

7 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ........................................................................... 201

7.1 CONCLUSIONES .......................................................................................................... 201

7.2 RECOMENDACIONES .................................................................................................. 203

ANEXOS

Anexo A Formatos A – Información Técnica Económica reportada por el

Concesionario.

Anexo B Formatos B – Validación y Revisión de los Antecedentes por el Consultor.



Página 7

ÍNDICE DE CUADROS

Cuadro 1.1- Resumen de la recopilación de Antecedentes al 10/01/2013 15

Cuadro 1.2- Costos de Hora Hombre 24

Cuadro 1.3- Costos de Transporte y Equipos 24

Cuadro 1.4- Indicadores de calidad de suministro de la NTCSER 26

Cuadro 1.5- Índices de calidad de suministro del SEM 26

Cuadro 2.1- Formatos A Solicitados 29

Cuadro 2.3- Entrevistas Realizadas 31

Cuadro 2.2- Cantidad de Trabajadores en Electrocentro 34

Cuadro 2.4- Contratos de Servicios de Terceros reportados por ELC 37

Cuadro 2.5- Remuneraciones de Planilla Electrocentro – Agosto 2012 38

Cuadro 2.6- Recopilación de antecedentes de instalaciones eléctricas 39

Cuadro 2.7- Recopilación de antecedentes técnicos comerciales 41

Cuadro 2.8- Recopilación de antecedentes técnicos comerciales para Balance de Energía y Potencia 41

Cuadro 2.9- Resumen de Costos de Operación y Mantenimiento por Actividad – Año 2012 42

Cuadro 2.10- Formato III-2 Resumen anual de Costos de O&M por Actividad – Año 2012 43

Cuadro 2.11- Formato A-III-2 Resumen anual de Costos de O&M por Actividad – Año 2012 44

Cuadro 2.12- Resumen de Costos Combinados por Naturaleza y Destino Total Empresa y Sistema Eléctrico Modelo - Año 2012 45

Cuadro 2.13- Resumen de Costos por Actividad y Naturaleza Total Empresa y Sistema Eléctrico Modelo - Año 2012 45

Cuadro 2.14- Resumen de Obras de Mantenimiento - Huancavelica Rural 2012 46

Cuadro 2.15- Detalle de gastos de O&M Enero – Octubre 2012 46

Cuadro 2.16- Presupuesto Operativo 55

Cuadro 3.1- Formatos Validados 60

Cuadro 3.2- Comparación de metrados y VNR de la base de datos actual 2012 y base aprobada de altas y bajas del VNR 2011 63

Cuadro 3.3- Comparación y resultados de la validación de la información recibida de la inspección de campo 66

Cuadro 3.4- Cálculo de factores de corrección aplicados a la información reportada 67

Cuadro 3.5- Diferencias en secciones de conductores del alimentador A4113 68

Cuadro 3.6- Resumen de deferencias entre los Validado vs Reportado del Valor Nuevo de Reemplazo de las Instalaciones de Distribución Eléctrica – Sistema Modelo 70

Cuadro 3.7- Valorización de los Activos No Eléctricos de la Unidad de Negocios Huancavelica y del Sistema Eléctrico Modelo 71

Cuadro 3.8- Opciones de Inductores 71

Cuadro 3.9- Tolerancias índices de calidad según la NTCSER. Sistema Eléctrico Rural Disperso 82

Cuadro 3.10- Indicadores de Calidad del Servicio del Sistema Eléctrico Modelo Periodo 2011 y 2012 82

Cuadro 4.1- Participación Porcentual de Gastos a Nivel Empresa Total (Miles de S/.) 98

Cuadro 4.2- Costos de Servicios de Terceros 99

Cuadro 4.3- Honorarios, Servicio de Personal y Otros 99

Cuadro 5.1- Características y metrados del parque de alumbrado público - SEM existente 107

Cuadro 5.2- Metrado y características de las inversiones en redes de BT de servicio particular – SEM existente 109

Cuadro 5.3- Metrado y características de las inversiones en redes de BT de alumbrado público compartido con el servicio particular – SEM existente 111



Página 8

Cuadro 5.4- Metrado y características de las inversiones en redes de BT de alumbrado público exclusivo – SEM existente 112

Cuadro 5.5- Metrado y características de las inversiones en estructuras de BT del servicio particular – SEM existente 113

Cuadro 6.1- Localidades del SEM Huancavelica Rural / Alimentador 117

Cuadro 6.2- Ventas de Energía de Electrocentro – 2011 y 2012 (MWh) 119

Cuadro 6.3- Facturación a Clientes de Electrocentro – 2011 y 2012 (Miles de Soles) 119

Cuadro 6.4- Número de Clientes de Electrocentro – 2011 y 2012 119

Cuadro 6.5- Ventas de Energía del SEM Huancavelica Rural 2011 y 2012 (MWh) 120

Cuadro 6.6- Facturación del SEM Huancavelica Rural 2011 y 2012 (Miles de Soles) 120

Cuadro 6.7- Número de clientes del SEM Huancavelica Rural 2011 y 2012 120

Cuadro 6.8- Resumen de Indicadores de Demanda de Potencia SEM Huancavelica Rural 121

Cuadro 6.9- Resumen de Indicadores Comerciales SEM Huancavelica Rural 122

Cuadro 6.10- Pobladores por Distrito del SEM Huancavelica Rural 125

Cuadro 6.11- Ventas de Energía por Sistema Eléctrico (MW.h) 126

Cuadro 6.12- Número de clientes por Sistema Eléctrico 126

Cuadro 6.13- Tasa de crecimiento de la energía y clientes en el periodo 2005 -2012 127

Cuadro 6.14- Tasa de crecimiento de la energía y clientes por opción tarifaria (periodo 2005 -2012) 127

Cuadro 6.15- Evolución del consumo unitario (kW.h-año/cliente) del SEM 128

Cuadro 6.16- Proyección de la demanda de energía (MW.h) para el periodo 2013-2017 129

Cuadro 6.17- Factores de Carga por Alimentador 131

Cuadro 6.18- Factores de Carga por Alimentador diferenciado por Tipo de Carga 131

Cuadro 6.19- Resumen de las compras de demanda de energía y potencia del SEM Huancavelica Rural 132

Cuadro 6.20- Factores de Carga por Tipo de Tarifa y rangos de consumo 132

Cuadro 6.21- Clasificación y número de cuadrículas por intervalo de densidad de carga rural 137

Cuadro 6.22- Características y metrados de redes MT por alimentador 140

Cuadro 6.23- Características y metrados de las estructuras de MT, Sistema Huancavelica Rural (SE0075) 142

Cuadro 6.24- Metrado y tipo de SED del SEM Huancavelica Rural 148

Cuadro 6.25- Características y metrados de SEDs por alimentador 151

Cuadro 6.26- Características y metrados de SEDs por alimentador, Sistema Huancavelica Rural SER (SR0084) 153

Cuadro 6.27- Metrados de redes aéreas BT para servicio particular y alumbrado público 154

Cuadro 6.28- Características y metrados de la red aérea BT para el servicio particular del SEM 154

Cuadro 6.29- Características y metrados de la red aérea BT conductores de Neutro del SEM 156

Cuadro 6.30- Características y metrados de la red aérea BT para el alumbrado público sobre estructura servicio particular 157

Cuadro 6.31- Características y metrados de la red aérea BT para el alumbrado público sobre estructura alumbrado público 158

Cuadro 6.32- Características y metrados de las estructuras para el servicio particular 158

Cuadro 6.33- Características y metrados del parque de alumbrado público 159

Cuadro 6.34- Zonas Monumentales de las provincias de Angaráes y Huancavelica 161

Cuadro 6.35- Parámetros eléctricos de transformadores de ELECTROCENTRO 169

Cuadro 6.36- Parámetros eléctricos para conductores y cables de redes de MT 176

Cuadro 6.37- CABLE DE MEDIA TENSIÓN AUTOPORTANTE NA2XS2Y-S 18/30 kV 176

Cuadro 6.38- Características técnicas de lámparas de alumbrado público por tecnología y potencia 182



Página 9

Cuadro 6.39- Variación del Índice de Precios de Estructuras de Concreto 186

Cuadro 6.40- Variación del Índice de Precios de Maderas 187

Cuadro 6.41- Variación del Índice de distribución y control de energía 188

Cuadro 6.42- Variación del Índice de cables NYY – N2XY 189

Cuadro 6.43- Cálculo de Mano de Obra 190

Cuadro 6.44- Costos de Hora Hombre 190

Cuadro 6.45- Costos de Transporte y Equipos 191

Cuadro 6.46- Interés Intercalario de las Obras ejecutadas en el grupo Distriluz 193

Cuadro 7.1- Indicadores de calidad de suministro de la NTCSER 202

Cuadro 7.2- Índices de calidad de suministro del SEM 202



Página 10

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1.1- Esquema Diagrama Unifilar del Sistema Eléctrico Huancavelica Rural 13

Figura 1.2- Esquema del proceso de optimización técnico económico de las instalaciones eléctricas de distribución 18

Figura 1.3- Estructura de Costos de Inversión 23

Figura 2.1- Organigrama Gerencia Regional Electrocentro – Nivel Empresa 32

Figura 2.2- Gerencia Administración y Finanzas Electrocentro – Nivel Empresa 33

Figura 2.3- Gerencia Comercial Electrocentro – Nivel Empresa 33

Figura 2.4- Gerencia Técnica Electrocentro – Nivel Empresa 34


Figura 6.1- Mapa de densidad de carga para el año 2012 136

Figura 6.2- Instalaciones del SEM Huancavelica Rural 138

Figura 6.3- Diagrama Unifilar del Sistema Eléctrico Huancavelica Rural 143

Figura 6.4- Detalle de salidas MT de todos los alimentadores de los centros de transformación (SET) Huancavelica Norte, Ingenio, Rumichaca, Caudalosa 144

Figura 6.5- Detalle de cartografía del sistema Huancavelica Rural en el departamento de Huancavelica 145

Figura 6.6- Detalle de cartografía del sistema Huancavelica Rural con localidades (Parte 1) 146

Figura 6.7- Detalle de cartografía del sistema Huancavelica Rural - Acobamba (Parte 2) 146

Figura 6.8- Detalle de cartografía del sistema Huancavelica Rural - Lircay (Parte 3) 147

Figura 6.9- Ubicación de subestaciones MT/BT del Sistema Huancavelica Rural (Parte 1) 149

Figura 6.10- Ubicación de subestaciones MT/BT del Sistema Huancavelica Rural (Parte 2) 150

Figura 6.11- Zonas Monumentales de Lircay con las redes de MT BT del sistema modelo 162

Figura 6.12- Zonas Monumentales de Huancavelica con las redes de MT y BT del sistema modelo 163

Figura 6.13- Ubicación del sistema modelo respecto a la costa 177

Figura 6.14- Secciones normalizadas versus kVA por tramo para circuitos troncales de red de MT optimizada 178

Figura 6.15- Secciones normalizadas versus kVA por tramo para circuitos laterales de red de MT optimizada bifásica 180

Figura 6.16- Secciones normalizadas versus kVA por tramo para circuitos laterales de red de MT optimizada monofásica 181

Figura 6.17- Estructura de Costos de Inversión 184

Figura 6.18- Índice de Precios de Estructura de Concreto 186

Figura 6.19- Índices de Precios de Madera 187

Figura 6.20- Índices de Distribución y Control de Energía 188

Figura 6.21- Índices de Cables NYY – N2XY 189


Figura 6.23- Distribución de clientes trifásicos por potencia contratada trifásica 197

Figura 6.24- Distribución de clientes trifásicos por localidad 198



Página 11

1 RESUMEN EJECUTIVO

1.1 OBJETIVO

El objetivo del Estudio es determinar los costos del Valor Agregado de Distribución de Media

Tensión (VADMT), Valor Agregado de Subestaciones de Distribución (VADSED), Valor

Agregado de Distribución de Baja Tensión (VADBT), costos fijos de atención al cliente (CF),

pérdidas estándar de distribución en potencia y energía, costos estándar de inversión,

operación y mantenimiento, factor de economía de escala y las fórmulas de reajuste para el

sector de distribución típico 6, rural de baja densidad, para el período regulatorio noviembre

2013 – octubre 2017.

El alcance del presente informe, “Segundo Informe Parcial”, comprende las etapas de

recopilación; validación de la información técnica, comercial y económico-financiera;

asimismo, el ajuste inicial de costos, creación de la empresa modelo y los resultados

parciales.

1.2 ANTECEDENTES

Como resultado del concurso de méritos efectuado por ELECTROCENTRO S.A., se le

otorgó a CENERGIA la Buena Pro para el Estudio de Determinación de los Costos del Valor

Agregado de Distribución – Sector Típico 6, en mérito a lo cual se suscribió el Contrato N°

GR-182-2012/ELCTO, en cuyo marco l se viene desarrollando el presente Estudio con

sujeción a los correspondientes Términos de Referencia y bajo la supervisión de

OSINERGMIN - GART.

Como parte del proceso regulatorio de determinación de los Costos de Valor Agregado (en

adelante VAD) se elaborarán estudios para cada uno de los siguientes Sectores de

Distribución Típicos establecidos por el Ministerio de Energía y Minas, siendo éstos los

siguientes:

Sector de Distribución Típico 1: Urbano de alta densidad.

Sector de Distribución Típico 2: Urbano de media densidad.

Sector de Distribución Típico 3: Urbano de baja densidad.

Sector de Distribución Típico 4: Urbano rural.

Sector de Distribución Típico 5: Rural de media densidad.

Sector de Distribución Típico 6: Rural de baja densidad.

Sector de Distribución Típico Sistemas Eléctricos Rurales (SER): SER calificados según

la Ley General de Electrificación Rural (LGER).

Sector de Distribución Típico Especial: Coelvisac (Villacurí).

Cada Sector de Distribución Típico debe ser estudiado en forma separada por un Consultor

diferente. OSINERGMIN - GART supervisará su avance y comunicará sus observaciones a



Página 12

los concesionarios una vez recibidos los informes correspondientes las cuales deberán ser

absueltas en un plazo máximo de diez días.

OSINERGMIN determinó para el Sector Típico 6: Rural de baja densidad, el Sistema

Eléctrico Modelo (SEM) de Huancavelica Rural perteneciente a ELECTROCENTRO S.A.,

en adelante ELECTROCENTRO, el SEM está formado por los siguientes Alimentadores:

El alimentador A4111 (Eje Palca) y A4113 (Eje Paucará) en 22,9 kV, salientes de la SET

Huancavelica Norte 22,9/10 kV, 2,5 MVA, este a su vez se conecta mediante el A4103 en

10 kV a la SET Huancavelica Friaspata 220/60/10/kV-30/30/10 MVA.

El alimentador A4124 (Rumichaca y Ayahuasan), el A4125 (Tancarpampa y Yanacocha)

y el A4126 (Chaquicocha) salientes de la SET Rumichaca 22/22,9 kV- 2,6 MVA (a la

fecha se encuentra retirado), la SET Rumichaca se conecta a la SET Ingenio mediante el

A4122 en 22 kV de 13,4 km.

El alimentador A4122 y el A4123 que está conformado por Alto Sihuas, Chuñomayo,

Yanahututo, Huachocolpa y Minera Buenaventura (Conenhua), salientes en 22 kV de la

SET Ingenio 60/22 kV-12,5MVA.

El alimentador A4131 (P.S.E Castrovirreyna Norte) y Minera Caudalosa (Conenhua) en

22 kV, salidas de la SET Caudalosa 60/22 kV-12,5 MVA que se conecta a la SET Ingenio

mediante la línea L-6644 en 60 kV de 52,4 km.

En el alimentador A4113 se conecta la C.H. Yauli (Brocal) de 22,9/2,4 kV-1,25 MVA.

El diagrama unifilar del sistema eléctrico Huancavelica Rural se muestra en la Figura 1.1.



Página 13

Figura 1.1- Esquema Diagrama Unifilar del Sistema Eléctrico Huancavelica Rural

Leyenda: Zona de influencia Sistema Eléctrico Huancavelica Rural: ---------

Nota: En cada uno de los alimentadores se tienen conectados diversas derivaciones a SER en diferentes puntos

a lo largo de cada uno de los alimentadores.

ELECTROCENTRO, es una empresa peruana que realiza actividades propias del servicio

público de electricidad, fundamentalmente en distribución y comercialización de energía

eléctrica en su área de concesión, de conformidad con lo dispuesto en la Ley de

Concesiones Eléctricas Nº 25844 y su Reglamento aprobado por el Decreto Supremo N°

009-93 EM y modificatorias. Abarca un área de concesión de 6,303 km², cubriendo las

regiones de Huánuco, Pasco, Junín, Huancavelica y Ayacucho; atendiendo más de 381 mil

clientes y por ello ha dividido geográficamente el área en seis Unidades de Negocios: Tingo

María, Tarma Pasco, Selva Central, Huancayo, Valle del Mantaro, Huancavelica y

Ayacucho, de esta manera brinda una atención integral al cliente. Su sede principal se ubica

en la ciudad de Huancayo, en el Jr. Amazonas N°641,, mientras que la sede que atiende al

Sistema Eléctrico Modelo se encuentra ubicada en la Av. Andrés Avelino Cáceres N°1119

en la ciudad de Huancavelica.

SET

HUANCAVELICA

FRIASPATA

220

A4103

SE

HUANCAVELICA

NORTE

10

P483

A4101 Huancavelica

30/30/10 MVA

P414

220/60/10 kV

Huancavelica

A4102

A4113

Hvc

a.

sur

Ca

llqu

i ch

ico

-Ca

llqui g

rande

Eje

Palc

aA

4111

Eje

Pau

cará

22.9

4-TP-6022,5 MVA

Ydn11

10

60

32.9 km

L-6643

( S

.E J

UL

CA

NI )

HuachocolpaB

ue

na

ventu

ra(p

art

icula

r)R

um

ichaca

Aya

hu

asa

n

Ta

nca

rpam

pa

Yan

aco

cha

Ch

aq

uic

och

a I

4-TP-614

22,9

Dyn5

A4124

2.6 MVA

13,4

0 k

m

SE

RUMICHACAP415

A4126

22A

4123

A4122

60

12,5 MVA

22

Palc

as

SE INGENIO(Cascabamba)

P484

SE CAUDALOSA

12,5 MVA

60

22

B4012

B4013

B4117

B4118

C.H

SACSAMARCA

0,5 MVA

C.H YAULI

22.9 / 2.4kV 0,8 MW1,25 MVA

10 / 0.4 kV

0,2 MW

(T9-261)

IN-1248 IN-1246

IN-1250

IN-1244

ST-110

ST-644

IN-6104SA-6197 SL-6199SA-6195IN-6102

HV1HV2HV3

L-6644

A4131

P.S.ECastrovirreyna

Norte

(AASC - 126.7 mm2)

(AASC - 107.3 mm2)52.4 km

Mina2.1 MVAR

(AAAC - 70 mm2)

3.62 km

Abierto

Abierto

P4108

L485 L491

E

E

E

E

E EE E

E

E

EE

Alto Sihuas

Chuñomayo

Yanahututo

E

SS

.AA

.

E

(C074)

(HV

10

23)

(HV

10

22)

(HV

10

21)

(HVCSSAA)

(SIHUAS)

(CHUÑOMA)

(YANAHUTUTO)

(HUACHOC)

E

E

(CASTROVIRREYNA)

(C900)

Paucará Acobamba

Cerrado

Cerrado

Cerrado

A4125

E

Abierto



Página 14

1.3 RECOPILACIÓN DE ANTECEDENTES

1.3.1 Descripción y Resultados

De acuerdo con los términos de referencia (TR) del Estudio, se solicitó a

ELECTROCENTRO los antecedentes de la empresa, que incluye los costos de inversión de

las instalaciones eléctricas y no eléctricas (Valor Nuevo de Reemplazo - VNR), los costos de

explotación técnica y comercial y los gastos indirectos, así como su desglose asignado a la

empresa modelo (Sistema Eléctrico Huancavelica Rural). Además, se solicitaron

documentos complementarios a los anteriores, los cuales responden a la especificación de

algunas actividades y características del sistema modelo.

A la fecha de elaboración del presente informe, se ha recibido la información de manera

parcial, tal como se muestra en el Cuadro 1.1, por la cercanía de la fecha de entrega del

presente informe sólo se ha considerado la información remitida por ELECTROCENTRO

hasta el viernes 11/01/2013. La información remitida por esta empresa fue realizada según

el detalle siguiente:

Primer envío de información 12/11/2012, entregado en medio físico y en medio

electrónico.

Segundo envío de información 16/11/2012, entregado vía correo electrónico.

Tercer envío de información 20/11/2012, entregado vía correo electrónico.

Cuarto envío de información 28/11/2012, entregado vía correo electrónico.

Quinto envío de información 04/01/2013, entregado en CD durante la visita de

validación del VNR no eléctrico.

Sexto envío de información 09/01/2013, entregado en DVD - VNR GIS 2012,

SICODI 2012, FOSE, Estudio de sueldos FONAFE.

Mediante comunicación Nº 00428/Dir/Tec, de fecha 28/11/2012, se solicitó é informó a

ELECTROCENTRO, la información faltante que se establece en los términos de referencia

para la elaboración del primer informe, correspondiente al Estudio de Costos de Valor

Agregado de Distribución para el Sector Típico 6; así como se solicitó información adicional,

para el sustento y validación de la información de los antecedentes. Asimismo, mediante

email, se hizo seguimiento a la información solicitada y requerimiento de información de

sustento y aclaraciones sobre la información remitida. En el Cuadro 1.1, se muestra un

resumen de la recopilación de los antecedentes al 10/01/2013.



Página 15

Cuadro 1.1- Resumen de la recopilación de Antecedentes al 10/01/2013



Página 16

1.4 CREACIÓN DE LA EMPRESA MODELO – OPTIMIZACIÓN

En el capítulo 5 se presenta la metodología y procedimientos que se utilizará para la

optimización del SEM y la posterior creación de la empresa modelo, para lo cual se han

clasificado las instalaciones en: Media Tensión, Baja Tensión (SP y AP) y Subestaciones;

Literal Formato Información Solicitada T.R. Otro Total ParcialPor

EntregarSituación Comentario

Formato V-1 Resumen de Información Comercial - Mercado Libre y Regulado X X Entregado

Formato V-2Resumen de Información Comercial - Generación, Transmisión y

DistribuciónX X Entregado

Formato V-3 Detalle de la Información Comercial X X Entregado

Base de información comercial y FOSE X Pendiente

Falta: Fose Nov Dic 2012;

SISDIS Ene - Abril, Set - Dic

2011 y Nov - Dic 2012

Información Sustentatoria Según Formatos de la Resolución Directoral Nº

011-95X Pendiente Aún no se coordina con GT

• Programa para la atención del servicio X Pendiente Aún no se coordina con GT

• Rol de turnos para la atención por emergencias X Pendiente Aún no se coordina con GT

• Programa de Mantenimiento e Informe de Ejecución X Pendiente Aún no se coordina con GT

• Relación de Órdenes de Trabajo ejecutadas que contendrá como

mínimo: Nº de Orden de Trabajo; Descripción; Fecha; Responsable del

área; y Tipo de Instalaciones que comprende.

X Pendiente Aún no se coordina con GT

• Salida de almacenes de los repuestos para el mantenimiento X Pendiente Aún no se coordina con GT

• Programa anual de repuestos y adquiridos en el año X Pendiente Aún no se coordina con GT

• Recursos utilizados para la atención del servicio X PendienteAdjunta información revisar

D.Huaccho

• Costos de las actividades realizadas por servicios de terceros X PendienteAdjunta información revisar

D.Huaccho

• Otros costos de operación y mantenimiento X PendienteAdjunta información revisar

D.Huaccho

Programa para la atención del servicio X Pendiente Aún no se coordina con GT

Rol de turnos para la atención por emergencias X Pendiente Aún no se coordina con GT

Programa de Mantenimiento e Informe de Ejecución X Pendiente Aún no se coordina con GT

Relación de Órdenes de Trabajo ejecutadas que contendrá como mínimo

(N°, Descripción, Fecha, Responsable del +Área y Tipo de Instalaciones

que comprende)

X Pendiente Aún no se coordina con GT

Salida de almacenes de los repuestos para el mantenimiento X PendienteNo se trato el tema en la reunión

del 04/01/13

Programa anual de repuestos y adquiridos en el año X PendienteNo se trato el tema en la reunión

del 04/01/13

Recursos utilizados para la atención del servicio X PendienteNo se trato el tema en la reunión

del 04/01/13

Costos de las actividades realizadas por terceros X PendienteNo se trato el tema en la reunión

del 04/01/13

Otros costos de operación y mantenimiento X PendienteNo se trato el tema en la reunión

del 04/01/13

Presupuesto y Ejecución 2011 X Entregado

Presupuesto y Ejecución 2012 X Entregado

Presupuesto del SEM 2011 X Entregado

Presupuesto del SEM 2012 X Entregado

Costos de Supervisión X PendienteNo se trato el tema en la reunión

del 04/01/13

Costos Indirectos de Gerenciamiento y Administración X PendienteNo se trato el tema en la reunión

del 04/01/13

i) Información sobre los

criterios de asignación e

inductores de costos.

Criterios de asignación e inductores X Entregado

Empresa X Entregado

Sistema Eléctrico Modelo X Entregado

k) Información del Balance

de Energía y PotenciaFormato VI Balance de Energía y Potencia de Punta X X Entregado

Características técnicas de las SET AT/MT X Pendiente Aún no se coordina con GT

Información de alimentadores X Pendiente Aún no se coordina con GT

Información de subestaciones X Pendiente Aún no se coordina con GT

Demanda Máximas de subestaciones X Pendiente Aún no se coordina con GT

Información Nuevos Suministros X Pendiente No entregado

Reposición y Mantenimiento de la Conexión Eléctrica X Pendiente No entregado

Cortes y Reconexiones X Pendiente No entregado

Control de Pérdidas X PendienteAdjunta información revisar

F.Apaza

Gestión de Morosidad X PendienteAdjunta información revisar

F.Apaza

n) Información de ratios

comercialesCuadro 5.1 n) Ratios comerciales X X Incompleto

Adjunta información revisar

F.Apaza

Apoyo en Postes X Entregado Conforme

Servicio de Comunicaciones de Internet X Entregado Conforme

Otros X Incompleto

declara asesoría a terceros a

nivel empresa, pero no adjunta

sustentos

p) Información de

modalidad de cobranza

Tipos y Número de centros de recaudación, bancos, etc. Número de

ventanillas de atención, tiempo promedio de atención, costos de

usuarios por transacción, etc.

X Entregado

q) Información de vías Tipo de vía, tipo de alumbrado y perfiles de vía de la zona. X Entregado

r) Información de zonas

históricas o monumentales.

Información de zonas con tratamiento especial en lo que respecta a la

instalación, operación y mantenimiento de las instalacionesX Entregado

f) Información de costos

típicos de operación y

mantenimiento del total

Empresa y sistema

eléctrico modelo para el

periodo enero 2011 -

diciembre 2012

l) Información de las

características técnicas

m) Información de otros

costos comerciales

j) Información sobre la

calidad de servicio a nivel

empresa y sistema eléctrico

modelo

o) Otros servicios

prestados por la Empresa

Distribuidora

e) Información técnico-

comercial mensual del total

Empresa y sistema

eléctrico modelo para el

período enero 2011 -

diciembre 2012

g) Presupuesto operativo

detallado y ejecución de los

períodos 2011 y 2012.

h) Información sobre los

criterios de asignación de

los costos de supervisión y

costos indirectos



Página 17

asimismo, se ha considerado la optimización de: las Instalaciones no eléctricas, costos de

operación y mantenimiento, costos de gestión comercial y costos indirectos.

Objetivos de la optimización:

o Minimización del costo presente de la suma de la inversión, costo de operación y

mantenimiento y costo de las pérdidas técnicas del SEM, utilizando una tasa de

actualización del 12% y un período de 30 años.

Restricciones de la optimización:

o Satisfacer la demanda futura correspondiente a un periodo regulatorio (año 2017),

considerando un crecimiento vegetativo (2%) de las cargas actuales.

o Satisfacer la calidad de producto (tensiones y perturbaciones) y suministro

(interrupciones) de acuerdo a la normatividad vigente (regulado por la Norma

Técnica de Calidad del Servicio Eléctrico Rural Disperso).

Consideraciones en la naturaleza del proceso de optimización:

o Considerar el tamaño de equipos e instalaciones en forma discreta, las holguras de

reserva determinadas por la capacidad producida por uso de factores de uso medio.

o Los equipos y materiales son los disponibles a la fecha de estudio.

o Existencia de equilibrio entre el diseño de las redes e instalaciones de distribución y

la demanda.

Desde el punto de vista de las instalaciones eléctricas del sistema modelo, de los TR se

puede concluir que el OSINERGMIN-GART como parte del proceso de optimización define

una serie de estudios técnico económicos. La secuencia de estudios dentro del proceso de

optimización correspondientes a las instalaciones eléctricas de distribución comprende lo

siguiente:

Caracterización del mercado y definición preliminar del tipo de red.

Definición de la tecnología adaptada.

Costos unitarios de las instalaciones eléctricas para la valorización del Valor Nuevo de

Reemplazo.

Optimización técnica económica del sistema de distribución.

Inversiones del sistema de distribución MT.

Inversiones del sistema de distribución BT.

Cálculo de las pérdidas estándar del sistema de distribución.

Estándar de calidad de servicio.

En la Figura 1.2, se muestra un resumen del esquema asociado al proceso de optimización

técnico económico de las instalaciones eléctricas de distribución.



Página 18

Figura 1.2- Esquema del proceso de optimización técnico económico de las instalaciones

eléctricas de distribución

1.4.1 Estudio de caracterización del mercado eléctrico

El mercado eléctrico del SEM Huancavelica Rural al mes de diciembre del 2012 solo

tiene clientes regulados, cuyo número total es de 23 255 clientes de los cuales 23 229

clientes son en Baja Tensión, lo que representa el 99,9 % del total y 26 clientes de

Media Tensión. El consumo de energía al año 2012 fue de 10 131 MW.h,

correspondiendo 7 912 MW.h a los clientes de Baja Tensión que representan el 78%

del consumo total.

Adicionalmente, se tienen conectados al SEM sistemas eléctricos rurales SER en

diversos puntos de la red, haciendo un total de 2 853 clientes, distribuidos en 132

SED.

Considerando el mercado total de la empresa ELECTROCENTRO, al SEM le

corresponde el 3,9 % del total de clientes y el 1,6 % del consumo de energía.

El SEM Huancavelica Rural se caracteriza por los bajos consumos medios mensuales

de sus clientes; la no existencia de clientes libres en todo su área de influencia, ya

sean propios o de otras distribuidoras y generadoras.

Red MT

Centro de transformación

Red BT

SED MT/BT Troncal

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



Página 19

Los indicadores relevantes del mercado se muestran a continuación.

Número de clientes con consumos mes inferiores a 30 kW.h 78,5 %

Número de clientes en MT 0,01 %

Número de clientes en BT 99,99 %

Número de clientes en tarifa BT5B 99,81 %

Consumo en clientes con consumo medio mes inferior a 30 kW.h 65,82 %

Consumo en clientes con opciones MT 18,6 %

Consumo en clientes con opciones BT 81,4 %

Consumo en clientes BT5B 67 %

Consumo en Alumbrado Público 13,9 %

Consumo Medio Clientes BT5 < 30 kW.h mes 9,81 kW.h mes

Consumo Medio Clientes BT5NR 156,0 kW.h mes

Consumo Medio Clientes BT5B 18,93 kW.h mes

Consumo Medio BT 28,64 kW.h mes

Consumo Medio MT 5 826 kW.h mes

Consumo Medio Sistema Eléctrico 35,14 kW.h mes

Fuente: Estadística comercial de Electrocentro, Energía año 2012 y número de clientes a octubre 2012.

Esta información da una visión de la situación actual del mercado eléctrico conformado

por el SEM Huancavelica Rural. Se puede apreciar por los bajos consumos del sector

modelo, que no existen clientes libres y sólo se cuenta con 26 clientes de Media

Tensión, de un total de 23 255 clientes a diciembre del 2012.

1.4.2 Sistema Eléctrico Existente

Las características del sistema eléctrico existente son las siguientes:

Considerando el mercado total de la empresa Electrocentro, al SEM le corresponde

el 3,9 % del total de clientes y el 1,6 % del consumo de energía.

Se ha reportado las existencias de 132 SED pertenecientes a los SER conectados al

SEM en diversos puntos de la red.

Se ha reportado la existencia de 690 SED pertenecientes a la Concesionaria y 26

subestaciones de Terceros.

Las redes de MT del SEM son muy extensas, tienen una longitud total de 936 km.

Asimismo, se ha reportado 107 km de red de MT perteneciente a los SER.



Página 20

En MT las redes monofásicas, bifásicas y trifásicas tienen una longitud de 96km, 502

km y 339 km respectivamente. Asimismo, los conductores son de aleación de

aluminio y cobre y representan el 86% y 14% de la longitud total respectivamente.

Las redes de BT del SEM tienen una longitud total de 681,81 km. Asimismo, se ha

reportado 124 km de red de BT perteneciente a los SER.

Los materiales predominantes en el sistema de BT son los conductores de cobre y

aluminio y postes de madera tratada (13 476) y concreto (3 127).

En la red de MT predomina los conductores de aleación de aluminio y postes de

madera tratada (4 668) y concreto (1 059).

La potencia instalada total de las SED del SEM asciende a 16 123 kVA con

transformadores cuyas potencias nominales predominantes son de 5, 10, 15 y 25

kVA.

El consumo promedio por usuario del SEM es bajo, asciende a 35 kW.h/cliente de

BT.

Existen un desfase en la obtención de la información actualizada al año 2012 del

VNR GIS del SEM, con respecto a la entrega de los informes de avance del presente

estudio del VAD, de acuerdo al Cronograma de la GART, esta información estará

disponible en el mes de enero de 2013. Esta situación está retrasando el

procesamiento y análisis de la información, considerando que en el SEM durante el

año 2012 se han conectado al sistema eléctrico Huancavelica Rural muchas cargas

tipo SER.

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

a) Diseño Preliminar de la Red

Uso de red del tipo aérea en sistemas de distribución de MT y BT, con

excepción de zonas históricas o monumentales.

Uso de subestaciones de distribución monoposte o biposte.

Uso del nivel de tensión de MT de 22,9 kV/13,2 kV, configuración Estrella

El sistema MRT es considerado en este análisis preliminar, debido a la

existencia de redes con neutro corrido e instalaciones que utilizan este

sistema. No obstante está opción es económica pero se hace necesaria la

verificación de la factibilidad técnica en el porcentaje de uso de los sistemas

MRT esto debido a la difícil geografía y resistividad del suelo. Cabe señalar

que este análisis será concluido en los siguientes informes

b) Definición de la Tecnología Adaptada y Diseño de Red

De manera preliminar las tecnologías identificadas para el SEM Huancavelica Rural

son las siguientes:



Página 21

i) Redes aéreas:

Con respecto a los conductores:

En MT: conductores de aleación de aluminio desnudo y aleación de aluminio

protegido.

En BT: conductores de aluminio protegido y autoportante.

Con respecto a las puestas a tierra se tienen las siguientes tecnologías:

En MT: Las tecnologías del sistema de puesta a tierra a emplear serán con

electrodos copperweld y con conductor de cobre desnudo directamente

enterrado.

En BT: Las tecnologías para la puesta a tierra del neutro del sistema de

distribución emplearán electrodos copperweld.

En subestaciones: Se emplearán electrodos copperweld en número

adecuado al tipo y potencia de la subestación, así como al máximo valor de

resistencia de puesta permitido.

Con respecto a los postes, tanto en MT como en BT, se evaluarán las siguientes

tecnologías:

Postes de madera tratada.

Postes de concreto armado.

ii) Subestaciones MT/BT:

Subestaciones aéreas del tipo monoposte y biposte, con transformadores

normalizados de 5 kVA hasta 100 kVA y 13,2/0.44 kV, para operar a más de 3

600 msnm. Protección: Tipo auto protegido hasta una potencia de 10 kVA y

convencionales a partir de 15 kVA.

Puesta a tierra:

SED MRT: Se tomará en cuenta lo señalado en la Norma: Bases para el

diseño de líneas y redes primarias para electrificación rural de la DGE/MEM.

SED convencionales: Se tomará en cuenta lo señalado en el C.N.E.

Distribución y en las Bases para el Diseño de Líneas y Redes Primarias para

Electrificación Rural de la DGE/MEM.

iii) Alumbrado público:

Dentro del marco de la Norma Técnica DGE “Alumbrado de Vías Públicas en Zonas

de Concesión de Distribución” (R.M. 013-2003-EM/DM), se pueden definir la



Página 22

tecnología y el tipo de las luminarias y lámparas de alumbrado público, apropiadas

para sistemas ubicados en el sector típico 6:

Luminarias de alumbrado público equipadas con lámparas de Vapor de Sodio

a Alta Presión, de última tecnología.

Potencia de las lámparas: 50 W y 70 W.

Tensión de operación: 220 voltios.

iv) Sistemas operación y equipos de protección de la red eléctrica

Para los equipos de seccionamiento y protección se considerarán las siguientes

tecnologías:

Seccionadores fusible tipo expulsión (cut-out) unipolar (1x, 2x, 3x), exterior.

Pararrayos tipo distribución, para uso exterior y conexión entre fase y tierra.

Recloser tipo hidráulico con corte en aceite.

Equipos para regulación de tensión, bancos de condensadores fijos

(monofásico y tripolar) y reguladores de tensión monofásicos de control

electrónico. Uso de timer y descargadores para el caso de banco de

condensadores.

.

1.4.4 Determinación de los Costos Estándar de Inversión de las Instalaciones

Eléctricas

Se ha considerado para la formulación de la estructura de los costos estándar los

porcentajes establecidos en el último estudio de costos de distribución.



Página 23

Figura 1.3- Estructura de Costos de Inversión

A Materiales

B Stock

(6,81% de A)

C Mano de Obra

(Costo Neto +

25% Contratista)

E Costo

Directo

A+B+C+D

D

Transporte y

equipos

(Costo Neto +

25% contratista)

Costo

Estándar de

Inversión

E+I

F Ingeniería

(11,17% de E )

G Gastos Generales

[6% de (E+F)] I

Costo

Indirecto

F+G+H

H Interés Intercalario

[3.71% de (E+F+G)]

Los precios de materiales y equipos se determinarán sobre la base de un análisis de

las fuentes de información que se tienen disponibles; asimismo, dichos resultados se

compararán con las variaciones observadas en los índices de precios nacionales e

internacionales, para cada familia de material.

Para la selección de los precios de los materiales y equipos se utilizarán la información

de las compras efectuadas por DISTRILUZ; asimismo, se realizará una búsqueda de

información de compras registradas en el Sistema Electrónico de Adquisiciones y

Contrataciones del Estado (SEACE); adicionalmente se analizarán la variación de

índices de precios en el mercado nacional publicados por el INEI.

Los costos de mano de obra han sido definidos a partir de las publicaciones de la

Cámara Peruana de la Construcción (CAPECO) de la última publicación que hiciera en

junio de 2013, cuyos resultados se presentan en el siguiente cuadro.



Página 24

Cuadro 1.2- Costos de Hora Hombre

Descripción Unidad Costo (S/.)

Costo (US$)

incluye 5%

herramientas

Capataz h-h 17,80 7,00

Operario h-h 16,18 6,36

Oficial h-h 13,88 5,46

Peón h-h 12,52 4,92

TC: 2,671 al 30/06/2012

Para el caso de los costos de transporte y equipos se consideraron los costos

propuestos por la empresa ELECTROCENTRO en el estudio de costos estándar

correspondiente al año 2012.

Cuadro 1.3- Costos de Transporte y Equipos

Descripción Unidad Costo

US$

Camioneta 4x4 D2 h-m 10,67

Camión 4 tn h-m 12,73


Grúa Chica 2,5 tn h-m 17,48

Grúa Grande h-m 26,67

Cortadora de Concreto h-m 5,08

Vibrador h-m 1,47

Mezcladora de concreto h-m 2,68

TC: 2,671 al 30/06/2012

La determinación de los costos de inversión por kilómetro se realizará una vez se haya

concluido la optimización del sistema modelo, pues dicha en dicha etapa se definirá el

vano promedio y la cantidad de estructuras por kilómetro a emplearse.

1.4.5 Optimización de los Costos de Operación y Mantenimiento

Los trabajos de explotación técnica y comercial contarán con la participación de

Terceros, quedando para el personal propio la ejecución de las actividades

orientadas a la supervisión de los trabajos tercerizados.

La atención de emergencias debe ser ejecutadas por terceros con la supervisión

del personal propio.

La determinación de los costos tomará en cuenta las características de las

instalaciones y su ubicación geográfica.



Página 25

Un análisis diferenciado de las actividades de la explotación técnica y comercial,

es necesario para un cálculo transparente de los costos y no indica que no pueda

ser realizada por un mismo grupo de trabajo,

Para determinar los costos de explotación técnica del SEM, se agruparon las

actividades de mantenimiento y operación en:

Red de Media Tensión (MT);

Red de Baja Tensión (BT);

Subestaciones (SED);

Red de Alumbrado Público (AP);

Comercial (CO).

No se ha considerara renovación por término de vida útil, con excepción de las

lámparas de alumbrado público, de vapor de sodio alta presión de 50 W con una vida

útil de 16 000 horas, y un factor de reducción de 0,8 que contempla los vandalismos,

cambios bruscos de temperatura, vibraciones por vientos o choques de vehículos etc.

1.4.6 Costos de Explotación Comercial

La organización se encuentra optimizada en el área de atención al cliente (lectura de

medidores, emisión de recibos, reparto y cobranza de recibos).

La empresa ELC realiza las actividades de lectura, reparto y cobranza a través de

terceros (CAPs) y un sistema de pagos descentralizado. De acuerdo al criterio del

consultor, se estimará el porcentaje de clientes que efectúe sus pagos directamente a

los CAPs, mientras que el resto lo hacen en los centros de pago y centros de servicio

de la empresa.

Adicional a los costos directos de las actividades comerciales, se considera el 10% y

12 % correspondiente a los gastos administrativos y utilidades de la contratista

respectivamente, los mismos porcentajes considerados en las actividades de

explotación técnica.

Los rendimientos diarios para la ejecución de las actividades por cuadrilla, se estimará

en función a las dispersión de los suministros, las distancias existentes entre centros

poblados y la complejidad de acceso a dichos centros poblados.



Página 26

Cuadro 1.4- Indicadores de calidad de suministro de la NTCSER

Año/Semestre

SAIFI SAIDI

Observación NTCSER SEM NTCSER SEM

2011 - I 7,000 0,257 28,000 0,554 Ambos Indicadores están

por debajo de lo permitido

en la NTCSER

2011 - II 7,000 1,234 28,000 2,173

2012 - I 7,000 2,606 28,000 10,688

2012 - II 7,000 2,354 28,000 10,130

Se observa que durante el año 2011 los indicadores del SAIDI y SAIFI están por

debajo de 2,5 y 1,5 respectivamente, pero estos indicadores se incrementaron para

el periodo 2012 donde el SAIDI y SAIFI superaron el valor de 10 y 2

respectivamente, no obstante este incremento dichos indicadores están por debajo

del permitido en la NTCSER, tal como se mencionó anteriormente.

En cuanto al valor elevado del SAIDI en el primer semestre del 2012, el 95,9% se

debe a las fallas no programadas en el sistema eléctrico, siendo en su mayoría

debido a descargas atmosféricas y el 4,1% a fallas no programadas de operación.

Asimismo, en el segundo semestre del 2012, el 61,3% se debe a las fallas no

programadas en el sistema eléctrico (descargas atmosféricas) y el 38,7% a fallas no

programadas de operación.

Por otro lado, del valor del SAIFI durante el primer semestre del 2012, el 91,6% se

debe a las fallas no programadas en el sistema eléctrico y el 8,4% a fallas no

programadas de operación, mientras que en el segundo semestre, el 80,9% se debe

a las fallas no programadas en el sistema eléctrico y el 19,1% a fallas no

programadas de operación, tal como se observa en el siguiente cuadro.

Cuadro 1.5- Índices de calidad de suministro del SEM

Año/Semestre

SAIDI SAIFI

No

Programado

Falla

No

Programado

Operación

Total

No

Programado

Falla

No

Programado

Operación

Total

2011 - I 0,5541 0,0000 0,5541 0,2566 0,0000 0,2566

2011 - II 1,7121 0,4613 2,1735 0,8378 0,3966 1,2344

2012 - I 10,2504 0,4377 10,6881 2,3869 0,2189 2,6058

2012 - II 6,2058 3,9239 10,1297 1,9053 0,4490 2,3543

A fin de mantener o reducir estos indicadores de calidad de suministro, para el SEM

óptimo a implementar, se consideraran la puesta en servicio de equipos de

protección adecuados tales como pararrayos, recloser, entre otros, que permite

reducir las fallas por descargas atmosféricas.



Página 27

Dada la premura de tiempo, en esta etapa del estudio solo se hace mención a la

metodología a seguir para optimizar las redes del sistema eléctrico modelo.

Asimismo, se hace menciona a las consideraciones a seguir para estimar los costos

de explotación técnicas y comercial.

1.5 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

1.5.1 Conclusiones










km y 339 km, respectivamente. Asimismo, los conductores son de aleación de










kVA.


BT.







tipo SER.

Considerando las tolerancias de los indicadores de Calidad de Suministro para

Clientes del Sistema Rural Disperso establecidos en la NTCSER y los indicadores

obtenidos para los dos semestres del 2011 y 2012, se observa que dichos

indicadores de calidad están por debajo de los valores recomendados en la

NTCSER, tal como se observa en el siguiente cuadro:



Página 28

1.5.2 Recomendaciones

El cronograma actual de ejecución del Estudio del VAD y la entrega de los informes

de avance deberán tomar en cuenta la disponibilidad de la información actualizada

del VNR GIS que aún está en preparación.

Se debe considerar en el análisis de flujo de carga de las redes de MT del SEM la

inclusión de las cargas pertenecientes a los SER, a fin de determinar los niveles de

calidad de tensión y confiabilidad adecuados de acuerdo a las normas vigentes

(NTCSER, CNE y otras).

Para cumplir con los alcances del presente informe se debe contar con la

información completa para realizar una buena validación y cumplir con los objetivos

de los TdR del estudio. Para el caso del SEM Huancavelica Rural, la entrega y

validación de la información ha tomado un tiempo mayor al previsto.

2 ETAPA I – RECOPILACIÓN DE ANTECEDENTES (FORMATOS

A)

De acuerdo con los términos de referencia (TR) del Estudio, se solicitó a

ELECTROCENTRO los antecedentes de la empresa, que incluyen los costos de inversión

de las instalaciones eléctricas y no eléctricas (Valor Nuevo de Reemplazo - VNR), los costos

de explotación técnica y comercial y los gastos indirectos, así como su desglose asignado a

la empresa modelo (Sistema Eléctrico Huancavelica Rural). Además, se solicitaron

documentos complementarios a los anteriores, lo cuales responden a la especificación de

algunas actividades y características del sistema modelo.

2.1 ANTECEDENTES CONTABLES

2.1.1 Documentos solicitados según los Términos de Referencia

a) Información Económica Financiera

Se requirió a ELECTROCENTRO la entrega de antecedentes contables de la

Empresa y del Sistema Eléctrico Modelo (SEM) Huancavelica Rural (ST 6)

transcritos a los Formatos del II al IV y del VII al X, establecidos por el OSINERG-

GART en el Anexo de los Términos de Referencia, para los años 2011 y 2012.

El requerimiento implica que la trascripción base fuera efectuada a nivel trimestral y

totalizada por años, debiendo las cifras ser ajustadas al 31 de diciembre de 2012.

Los Formatos recabarán información de los siguientes conceptos.



Página 29

Cuadro 2.1- Formatos A Solicitados

Format

o

Concepto

.A-II Resumen de Ingresos por Actividad Empresa y Sector Modelo

A-III-1 Resumen de Costos de Operación y Mantenimiento por Actividad

A-III-2 Resumen de los Costos de Operación y Mantenimiento–Total Empresa

A-III-3 Resumen de los Costos de Operación y Mantenimiento – Sector modelo

A-IV-1 Costos Combinados Por Naturaleza y Destino (Para Empresa y para sector

modelo) A-IV-2 Costos Combinados Por Destino y Naturaleza (Para Empresa y para sector

modelo) A-IV-3 Resumen Costos Combinados Por Naturaleza y Destino (Para Empresa y

para sector modelo) A-IV-4 Resumen Costos Combinados Por Destino y Naturaleza (Para Empresa y

para sector modelo) A-IV-5 Resumen de Costos combinados por Actividad y Naturaleza (Empresa y para

sector modelo) A-VII-1 Asignación de Costos Indirectos a las Actividades- Total Empresa

A-VII-2 Asignación de Costos Indirectos a las Actividades- Sector Modelo

A-VIII-1 Asignación de costos de supervisión directa a las Actividades-Total Empresa

A-VIII-2 Asignación de costos de supervisión directa a las Actividades-Sector Modelo

A-IX-1 Composición de Costos- Total Empresa

A-IX-2 Composición de Costos- Sector Modelo

A-X-1 Tabla de Asignación de Costos Totales- Total Empresa

A-X-2 Tabla de Asignación de Costos Totales- Sector Modelo

De dicha fuente se podrá obtener información concerniente a:

Costos de explotación técnica de MT y BT.

Costos de explotación comercial.

Ingresos por otros servicios y costos vinculados a los mismos.

Costos indirectos y su correspondiente asignación a los rubros operativos de la

empresa y SEM.

b) Estados Financieros

Se solicitó los siguientes antecedentes y sustentos contables:

Balance General y Estado de Pérdidas y Ganancias años 2011 y 2012.

Informe de auditoría (corto y largo) año 2011.

Estados Financieros trimestrales remitidos a OSINERG-GART, en forma trimestral,

en el año 2011 y durante el año 2012.

2.1.2 Documentos entregados por la empresa

La documentación fue entregada desde el 05 de Noviembre hasta la fecha, no

habiéndose completado aun con la información requerida. La documentación recibida

hasta el 28 de Noviembre de 2012 es la siguiente:



Página 30

a) Información Económica Financiera

Los Formatos A –III del 2012 y A-II del 2011 fueron entregados en dos versiones,

La última fue entregada vía correo electrónico el día 30 de Noviembre y a la cual se

le ha efectuado la siguiente observación:

1. Completar el llenado del resto de Formatos VII, VIII, IX y X del año 2011.

b) Estados Financieros

Balance General y Estado de Pérdidas y Ganancias años 2011 y tercer trimestre

2012.

Estados Financieros trimestrales remitidos a OSINERG-GART, en forma

trimestral, en el año 2011 y durante el año 2012.

Detalle de gastos por Centro de Costos.

Desagregado de ingresos años 2011 y 2012.

Detalle a nivel específico de determinadas cuentas de la clase 9, tanto para la

Empresa como para S.E. Huancavelica.

Detalle de gastos por servicios de terceros de O y M y de Comercial de SEM

Huancavelica.

c) Anexos

Se presentan los siguientes anexos:

Anexo A, en el cual se presentan los Formatos A.

Anexo 2.1-1 con la siguiente información:

Copias fotostáticas de la siguiente documentación:

- Balance General y Estado de Pérdidas y Ganancias años 2011 y III

Trimestre 2012.

- Flujo de caja año III Trimestre 2012.

- Presupuesto años 2011 y 2012.

2.1.3 Entrevistas realizadas

Dado el corto tiempo de visita a las instalaciones de la empresa, localidades de

jurisdicción del Sistema Eléctrico Huancavelica Rural y S.E. Friaspata, y reuniones de

coordinación con funcionarios de GART y ELECTROCENTRO, solo se pudieron

concretar entrevistas con los siguientes funcionarios, con el fin de tomar conocimiento

de las actividades que realiza la empresa así como sobre la estructura organizacional,

normativas internas, personal y remuneraciones, organización de gerencias y

divisiones, etc. El personal entrevistado de ELECTROCENTRO se indica en el

siguiente cuadro.



Página 31

Cuadro 2.2- Entrevistas Realizadas

Gerencia Cargo Nombre Fecha

Gerencia Comercial Gerente Comercial

Jefe Comercial

Polo Arauzo

David Morales

12/11/2012

Gerencia de Planeamiento Jefe de Planeamiento

Sistemas GIS

Ovidio Uscuvilca

12/11/2012

División S.E. Huancavelica

Rural Supervisor de O y M Fernando Fernández

20/11/2012

2.2 ANTECEDENTES DE LA ORGANIZACIÓN


De acuerdo a los términos de referencia, la documentación solicitada a la empresa ha

comprendido lo siguiente:

a) Estructura organizacional y funciones:

Organigrama aprobado en Reglamento de Organización y Funciones (ROF).

Organigrama vigente.

Manual de organización y funciones (MOF).

b) Personal y remuneraciones

Cuadro de aprobado de asignación de personal (CAP) – especificando plazas no

cubiertas.

Estructura salarial.

Relación de trabajadores por cargo e indicando remuneración bruta y área en

que labora.

Planilla desagregada: remuneración básica + bonificaciones + sobretiempos

regulares. Carga social detallada.

c) Información necesaria para poder elaborar los estudios especificados en los

párrafos 3, 4 y 5 del numeral 5.3 "Revisión inicial de costos de OyM, análisis de

estructura de personal y de remuneraciones, servicios de terceros de Empresa y de

SEM, de los TdeR.

Conocer actividades que efectúa la empresa según cuadro pág. 11 de los TdR.

Sobre asignación de tareas por actividades según MOF.

Cargos según organización vigente. (personal CAP + SNP).

Tareas asignadas a contratistas.

Tareas realizadas por cada trabajador, especificando %s de dedicación por cada

actividad (Efectuar encuesta en base a formato recibido).



Página 32

d) Entrevistas requeridas

Gerencia de Planeamiento y Control de Gestión.

Gerencia Comercial.

Gerencia Técnica.

Gerencia de Administración.

e) Llenado de datos sobre tareas y actividades de personal según formato adjunto,

para ser llenado por cada empleado de la Sede Central y del S.E. Huancavelica

Rural.


De la información solicitada, la empresa ELECTROCENTRO, ha entregado a la fecha

la siguiente información:

a) Estructura organizacional y funciones:

Manual de Organización y Funciones Unidad de Recursos Humanos (MOF).

En cuanto al Organigrama General de la Empresa, ELC hizo entrega del mismo en

lo correspondiente a nivel de sus cuatro Gerencias en que se encuentra organizada

la empresa Electrocentro: Gerencia Regional - GR, Administración y Finanzas –

GAF, Gerencia Comercial – GC y Gerencia técnica – GT, en el formato adecuado y

compendiado.

Figura 2.1- Organigrama Gerencia Regional Electrocentro – Nivel Empresa

Fuente: Electrocentro. File Organigrama ELCTO.xls

Gerente Regional

Cantidad:01

Categoria:Directivo

Nivel salarial:12,200

Asistente Administrativo

Cantidad:01

Categoria:Apoyo


Analista de Planeamiento

Cantidad:01

Categoria:Profesional


Jefe Area Legal

Cantidad:01

Categoria:Directivo


Jefe Area de Tecnologia de la

Cantidad:01

Categoria:Directivo


Jefe Area de Calidad y Fiscalización

Cantidad:01

Categoria:Directivo


Jefe Area de Administración y

Cantidad:01

Categoria:Directivo

Nivel salarial:7,975.45

Asistente Legal

Cantidad:01



Supervisor de

Cantidad:01


Nivel salarial:Sueldo

Analista de Control de Gestión

Cantidad:01



Analista de Presupuesto

Cantidad:02


Nivel salarial:2,170/3,840

Supervisor de

Supervisor de Calidad

Cantidad:01



Supervisor de

Supervisor de

Cantidad:01



Supervisor de Proyectos



Página 33

Figura 2.2- Gerencia Administración y Finanzas Electrocentro – Nivel Empresa


Figura 2.3- Gerencia Comercial Electrocentro – Nivel Empresa


Gerente de Administración y

Cantidad:01

Categoria:Directivo



Cantidad:01

Categoria:Apoyo


Asesor de Imagen Institucional

Cantidad:01



Jefe Unidad de Contabilidad

Cantidad:01

Categoria:Directivo


Jefe Unidad de RecursosFinancieros

Cantidad:01

Categoria:Directivo


Jefe Unidad de Recursos Humanos

Cantidad:01

Categoria:Directivo


Jefe Unidad de Logistica

Cantidad:01

Categoria:Directivo


Analista Contable

Cantidad:07



Analista de Costos

Cantidad:01



Supervisor de

Cantidad:01



Analista Financiero

Cantidad:02



Supervisor de

Cantidad:01



Analista de Recursos

Cantidad:02



Trabajadora Social

Cantidad:01



Supervisor de

Cantidad:01



Analista de Compras

Cantidad:03



Supervisor de

Cantidad:01



Analista Financiero

Cantidad:01



Gerente Comercial

Cantidad:01

Categoria:Directivo



Cantidad:01

Categoria:Auxiliar


Analista Comercial

Cantidad:01

Categoria:Analista


Jefe Tarifas y Contratos

Cantidad:01

Categoria:Directivo


Jefe Control de Pérdidas

Cantidad:01

Categoria:Directivo


Jefe Clientes Mayores

Cantidad:01

Categoria:Directivo


Jefe de Facturación

Cantidad:01

Categoria:Directivo


Jefe de Atención al Cliente

Cantidad:01

Categoria:Directivo


Jefe de laboratorio y mediciones

Cantidad:01

Categoria:Directivo


Jefe de Cobranza y ventas

Cantidad:01

Categoria:Directivo

Nivel salarial:4,890.00

Analista de Tarifas y

Cantidad:01



Analista de Control

Cantidad:01



Técnico Electricista de

Cantidad:01

Categoria:Técnico


Auxiliar

Cantidad:01

Categoria:Apoyo


Analista de Control

Cantidad:01



Auxiliar de

Cantidad:01

Categoria:Apoyo


Supervisor de

Cantidad:02


Nivel salarial:2,730/3,445

Analista de Atención

Cantidad:02



Técnico Electricista

Cantidad:01

Categoria:Técnico


Auxiliar

Cantidad:05

Categoria:Apoyo


Analista de Laboratorio y

Cantidad:01




Cantidad:05

Categoria:Técnico


Supervisor de Ventas

Cantidad:01



Analista de Cobranza

Cantidad:01



Auxiliar de Cobranzas

Cantidad:01

Categoria:Apoyo




Página 34

Figura 2.4- Gerencia Técnica Electrocentro – Nivel Empresa


Como se observa de la información recibida, ELC al 2012 con estas cuatro gerencias

está integrada por 329 personas, en tanto que en la información a Agosto del 2012

reporta a este mes 325 empleados, conforme a la siguiente estructura.

Cuadro 2.3- Cantidad de Trabajadores en Electrocentro

Fuente: Electrocentro – Reporte de Información para VAD.

File Planilla Agosto 2012.xls

Gerente Técnico

Cantidad: Categoria: Nivel salarial:


Cantidad:01

Categoria:Auxiliar


Jefe Unidad de Control de Operaciones

Cantidad:01

Categoria:Directivo


Jefe Unidad de Mantenimiento de Transmisión

Cantidad:01

Categoria:Directivo


Jefe Unidad de Mantenimiento de Generación

Cantidad:01

Categoria:Directivo


Jefe Unidad de Mantenimiento de Distribución

Cantidad:01

Categoria:Directivo


Supervisor de Mantenimiento

Cantidad:03



Supervisor Maximus

Cantidad:01



Supervisor de

Cantidad:01



Supervisor de

Cantidad:01



Supervisor de


Cantidad:05

Categoria:Técnico


Técnico Mantenimiento Mecánico

Cantidad:01

Categoria:Técnico



Cantidad:02



Analista Técnico

Cantidad:01

Categoria:Técnico


Técnico Mantenimiento Mecánico

Cantidad:03

Categoria:Técnico


Chofer de Camión

Supervisor de

C Cate Niv

Supervisor de

Cantidad:01




Cantidad:01



Supervisor de Servicio Eléctrico Huayucachi

Rótulos de fila

Cantidad de

Empleados Participación

Regional 132 40,6%

Regional 27 8,3%

Técnica 45 13,8%

Comercial 30 9,2%

Administración 30 9,2%

Area de Negocios 189 58,2%

(en blanco) 189 58,2%

AYACUCHO 27 8,3%

HUANCAVELICA 22 6,8%

HUANUCO 24 7,4%

HUAYUCACHI 7 2,2%

PASCO 16 4,9%

SELVA 26 8,0%

TARMA 24 7,4%

TINGO MARIA 11 3,4%

VALLE MANTARO 32 9,8%

(en blanco) 4 1,2%

Total general 325



Página 35

Como se observa en dicho cuadro, de los 325 empleados el 46% trabaja en la sede

regional, desde donde se opera el mayor sistema eléctrico que atiende a la ciudad de

Huancayo, principal centro de demanda de la empresa, con más de la mitad de sus

ventas de energía, en tanto que el 59,7% de dicho personal se ubica en las unidades

de negocios desconcentrados, uno de los cuales es el SEM Huancavelica, donde

precisamente laboran 22 personas y que representan el 6,8% de todo el personal.

Dado el carácter rural del SEM, con las particularidades de una muy baja densidad y

alta extensión de redes, corresponde dimensionar en forma adecuada la cantidad de

personal requerida para una adecuada prestación del servicio, conforme lo sugieren

los TdR del VAD.

En lo correspondiente al Sistema Modelo no se entregó la información

correspondiente, ante lo cual el Consultor se encuentra revisando las planillas de

personal y estructurar un organigrama que correspondería a lo observado en campo.

De igual forma, los formularios de descripción de puestos de trabajo se han entregado

y se adjuntan en el anexo adjunto en medio electrónico MOF-Ago-2012, donde se

tienen los Manuales a nivel de empresa y de SEM.

b) Personal y remuneraciones

Se recibió la planilla desagregada: remuneración básica + bonificaciones +

sobretiempos regulares. Carga social detallada, correspondiente a los años 2011

y 2012.

Para esta parte, queda pendiente de entrega la siguiente información:

Nº de trabajadores por niveles y categorías, especificando remuneración máxima

y mínima.

Boletas del personal de un mes.

c) Llenado de datos sobre tareas y actividades de personal según formato adjunto,

para ser llenado por cada empleado de la Sede Central y del S.E. Huancavelica

Rural.



Página 36

Entrega parcial, especificando el porcentaje de dedicación por cada Actividad.

En el Anexo 2.1-2 se presentan los cuadros correspondientes al Personal y

Remuneraciones.

2.3 ANTECEDENTES DE LOS COSTOS DE PERSONAL PROPIO Y DE

TERCEROS


En lo que corresponde a costos de personal propio y de terceros, de acuerdo a los

términos de referencia del estudio, se solicitó a la empresa la siguiente información:

Antecedentes de costos de personal propio y de terceros, en base a lo especificado

en tabla de la página 12 de los Términos de Referencia de los Estudios de costos

del VAD (TdR).

Copias de contratos con las empresas que prestan servicios de mano de obra a la

empresa.


La información recibida de costos de personal propio y de terceros ha sido la siguiente:

Para el costo de personal propio, ELC ha entregado las planillas anuales de su

personal, correspondiente a los años 2011 y 2012.

Copias de contratos de servicios con empresa encargada de mantenimiento y

comercialización en Sistema Eléctrico Huancavelica Rural.

CONTRATO Nº GR-052-2010/ELECTROCENTRO S.A. “Contrato de Locación

de Servicios de Contrastación y/o Verificación de Medidores de Electricidad en

Electrocentro S.A., celebrado entre Electrocentro S.A. y la Empresa Servicio de

Contraste”.

CONTRATO Nº GR-024-2011/ELECTROCENTRO S.A. “Contrato de Servicios

de Actividades Complementarias de Apertura y Cierre de Tapas de Cajas

Portamedidor y Cambio de Medidores, celebrado entre Electrocentro S.A. y

Servicio de Medidores S.A.”.


de Servicios de Apertura/Cerrado de Cajas Portamedidor y Traslado de Personal

a los Suministros Programados en Electrocentro S.A., celebrado entre

Electrocentro S.A. y la Empresa Servicio de Medidores”.


de Servicios de Contrastación y/o Verificación de Medidores de Electricidad en



Página 37

Electrocentro S.A., celebrado entre Electrocentro S.A. y la Empresa Servicio de

Contraste”.


de Ejecución de Actividades Comerciales y Recaudación por Cobranza en Línea

y Fueran de Línea de Recibos y Otros Ingresos – Zona Urbana y Rural de

Electrocentro S.A., celebrado entre Electrocentro S.A. y el Consorcio CONTA”.


en Actividades Comerciales y de Recaudación por Cobranza en Línea y Fueran

de Línea de Recibos y Otros Ingresos – Zona Urbana y Rural de Electrocentro

S.A. – Valle del Mantaro, celebrado entre Electrocentro S.A. y la Empresa

Grandez contratistas Generales S.A.C.”.


en Actividades Comerciales y de Recaudación por Cobranza en Línea y Fueran

de Línea de Recibos y Otros Ingresos – Zona Urbana y Rural de Electrocentro

S.A. – Huancavelica, Huancayo, Tarma y Selva Central, celebrado entre

Electrocentro S.A. y la Empresa Grandez contratistas Generales S.A.C.”.


de Mantenimiento y Operación del Sistema de Media Tensión, Subestaciones,

Baja Tensión y Alumbrado Público en Electrocentro S.A., para los sectores

típicos 4 y 5 en la Zona II, celebrado entre Electrocentro S.A. y la Empresa

Compañía de Ingeniería Eléctrica y Civil E.I.R.L.”

De la revisión de estos ocho contratos se comenta que sólo el CONTRATO Nº GR-

064-2012/ELECTROCENTRO S.A. corresponde a costos de operación y

mantenimiento del SEM, en tanto que los otros siete contratos están relacionados a

la actividad de distribución, pero en lo que corresponde a actividades comerciales

de recaudación y reparto de recibos entre otros.

Cuadro 2.4- Contratos de Servicios de Terceros reportados por ELC

No Contrato Servicio Contratado Ubicación de los Servicios Vigencia del

Contrato

Monto

Contratado

1 GR 24-2011 Contrastación y Cambio de Medidores

Ayacucho, Huancavelica y

Otros 2 años 688 512,33

2 GR-064-2012 CIEECO&M MT, SED, BT y AP ST 4 y 5 Tarma y Selva Central 230 267,44

3 GR-18-2012 ELCActividades Comerciales y recaudación

Zonas Urbana y Rural -

Ayacucho Pasco Huanuco y

Tingo maría 4 meses 1 969 026,42

4 GR-35-2012 ELCActividades Comerciales y recaudación Valle Mantaro 3 meses 369 661,74

5 GR-051-2012 Actividades Comerciales y recaudación

Zonas Urbana y Rural -

Huancavelica, Huancayo,

Tarma y selva Central 2 meses 1 119 373,62

6 GR-052-2010 Contrastación y Verificación de Medidores


Otros 2 años 2 064 242,95

7 GR-042-2012 Apertura/cerrado de cajas portamedidor. Traslado de Personal


Otros 3 años 223 500,00

8 GR-043-2013 Contrastación y Verificación de Medidores


Otros 3 años 369 750,00

Total de Muestra de Contratos 7 034 334,50



Página 38

Como se observa del cuadro resumen, respecto de la información de los contratos,

Electrocentro tiene diversas formas de contratación de sus servicios, variando los

plazos del contrato, la duración de los mismos y al alcance y cobertura de estos

trabajos.

Para poder obtener los ratios de costos o rendimientos se requiere que la empresa

entregue los reportes de seguimiento de contrato a efectos de evaluar las

frecuencias de mantenimiento, rendimientos y otros índices de valor para el estudio

VAD.

Costos de servicios de terceros en el Sistema Eléctrico Huancavelica Rural,

en lo que comprende operación y mantenimiento y comercial a nivel empresa

del periodo 2011, pero no se tiene del sistema modelo.

Costos de personal propio y de terceros del periodo 2011 y 2012, que han

sido entregados con el file correspondiente y que para Agosto del 2012

representa 1 244,5 miles de soles como se muestra en el siguiente cuadro.

Cuadro 2.5- Remuneraciones de Planilla Electrocentro – Agosto 2012

Fuente: Electrocentro – Reporte de Información para VAD.

File Planilla Agosto 2012.xls

Como se observa en el cuadro anterior, las remuneraciones en ELC tienen una

correlación con la ubicación de las unidades operativas; así la sede regional

concentra el 45% de las remuneraciones, en tanto que las unidades

desconcentradas representan el restante 55%.

Rótulos de fila

Cantidad de

Empleados Participación

Remuneracion

es Agosto

2012 - PEN

Promedio -

PEN Porcentajes

Regional 132 40,6% 557 207,6 4 221,3 45%

Regional 27 8,3% 147 069,8 5 447,0 12%

Técnica 45 13,8% 181 054,7 4 023,4 15%

Comercial 30 9,2% 113 885,0 3 796,2 9%

Administración 30 9,2% 115 198,1 3 839,9 9%

Area de Negocios 189 58,2% 671 050,4 3 550,5 54%

(en blanco) 189 58,2% 671050,4 3 550,5 54%

AYACUCHO 27 8,3% 91 389,3 3 384,8 7%

HUANCAVELICA 22 6,8% 85 441,0 3 883,7 7%

HUANUCO 24 7,4% 90 779,0 3 782,5 7%

HUAYUCACHI 7 2,2% 29 064,0 4 152,0 2%

PASCO 16 4,9% 55 485,3 3 467,8 4%

SELVA 26 8,0% 81 968,5 3 152,6 7%

TARMA 24 7,4% 90 056,6 3 752,4 7%

TINGO MARIA 11 3,4% 37 424,1 3 402,2 3%

VALLE MANTARO 32 9,8% 109 442,7 3 420,1 9%

(en blanco) 4 1,2% 16 199,0 4 049,8 1%

Total general 325 1 244 457,1 3 829,1



Página 39

Aquí es pertinente tener en cuenta que en la sede regional se tienen las mayores

responsabilidades de gestión y además que, como ya antes se ha mencionado,

atienen además el sistema eléctrico Huancayo.

2.4 ANTECEDENTES DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS

2.4.1 Instalaciones Eléctricas – Metrados

La Validación de las Instalaciones Eléctricas, tuvo las siguientes etapas:

Revisión de consistencia;

Corrección de los antecedentes que muestren diferencia entre lo informado por la

empresa y lo informado por el OSINERGMIN – GART para fines del cálculo del

VNR (inciso b de TR); y.

Corrección de los antecedentes que muestren diferencias entre instalaciones

informadas por la empresa y los resultados de la inspección de campo realizado por

el consultor (inciso c de TR).

En el Cuadro 2.6 se presenta lo referente a la situación de la información remitida

por la empresa ELECTROCENTRO sobre los antecedentes de instalaciones

(metrados de instalaciones eléctricas, costos estándar de inversión y características

técnicas de las redes de distribución eléctrica).

Cuadro 2.6- Recopilación de antecedentes de instalaciones eléctricas

Ítem Documentos obligatorios y complementarios Obligatorio/

Complementario

Remitió

(SI/NO),

parcial

1

Formato I-1 (Resumen del Valor Nuevo de

Reemplazo de las Instalaciones de Distribución

Eléctrica).

Obligatorio, inciso

d) de TR. SI

2 Formato I-2 (Resumen del Valor Nuevo de

Reemplazo por Actividad).

Obligatorio, inciso

d) de TR. SI

3 Formato II (Resumen de lngresos por Actividad). Obligatorio, inciso

d) de TR. SI

4

Diagramas unifilares de los sistemas de

transmisión secundaria de la empresa de

distribución eléctrica modelo.

Obligatorio, inciso

d) de TR. SI

5 Información de los costos estándar de distribución

para la fijación del VNR (SICODI).

Obligatorio, inciso

d) de TR. SI

6 Información técnica y grafica de las instalaciones

eléctricas (base de datos VNRGIS).

Obligatorio, inciso

d) de TR. SI

7

Información de las características técnicas de las

SET AT/MT, alimentadores, SED y demandas

máximas.

Obligatorio, inciso

l) de TR. Parcial



Página 40


Complementario

Remitió

(SI/NO),

parcial

8 Información de las vías, tipo de vía, tipo de

alumbrado y perfiles de vía de la zona.

Obligatorio, inciso

q) de TR. Parcial

9 Información de zonas históricas o monumentales. Obligatorio, inciso

r) de TR. Parcial

10

Información sobre condiciones futuras: obras

planificadas a futuro y grandes demandas

previstas.

Complementario Parcial

11

Costos unitarios: órdenes de compra de los últimos

3 años y/o por las provisiones de materiales en

obras ejecutadas por terceros.

Complementario SI

De acuerdo a la información reportada por la empresa se pudo determinar

inicialmente la estructura del sistema modelo, el cual básicamente tiene un total de

redes de MT de 936 km (tipo aéreo), con 690 SED (todas subestaciones MT/BT) y

con un total de red de BT servicio particular y alumbrado público de 681,81 km y

442,30 km (ambos tipo aéreo), respectivamente. El costo de inversión total

asignado al sistema modelo Huancavelica Rural fue de 12 737 miles de US$, con

un total de empresa de 229 159 miles de US$.

Asimismo, se tienen conectados 132 SED y 107,11 km de redes pertenecientes al

SER Huancavelica Rural.

2.5 ANTECEDENTES DE LAS INSTALACIONES NO ELÉCTRICAS

a) Documentos solicitados:

Detalle de las inversiones no eléctricas destinadas a la prestación del servicio

de Distribución correspondiente al SEM Huancavelica Rural, valorizados en

US Dólares.

Detalle de otras inversiones no eléctricas en bienes muebles e inmuebles del

SEM Huancavelica Rural.

Valor de las inversiones no eléctricas a nivel de Empresa.

b) Documentos entregados por la empresa:

Adicionalmente a la documentación de Activos Fijos entregada por el Área de

Contabilidad, se recibió la siguiente información:

b.1. Detalle de VNR de instalaciones no eléctricas en bienes muebles e

inmuebles de la UU.NN. Huancavelica clasificado por:

Terreno.

Construcciones.

Vehículos y transportes.

Equipos de comunicaciones.

Equipos y muebles de oficina.

Herramientas y equipos de seguridad.



Página 41

Equipos de cómputo.

b.2. Valor de las inversiones no eléctricas a nivel de Empresa.

c) Anexos

En el Anexo 2.5-1 se presenta copia de la información recibida, sólo en medio

magnético.

2.6 ANTECEDENTES COMERCIALES

2.6.1 Compras y Ventas de Energía y Potencia

En cuanto a los antecedentes técnicos comerciales, se muestra a continuación el estado de

la información presentada por la empresa ELECTROCENTRO.

Cuadro 2.7- Recopilación de antecedentes técnicos comerciales


Complementario

Remitió (SI/NO),

parcial

1

e) Información técnico-comercial mensual del total

Empresa y sistema eléctrico modelo para el período

enero 2011 - diciembre 2012 (Formatos V-1, V-2 y V-3)

Obligatorio,

inciso e) de TR. SI

2

Información sustentatoria de número de usuarios, ventas de

energía y de potencia detalladas por opciones tarifarias y

tipo de usuarios.

Obligatorio,

inciso e) de TR. NO

3 Información sustentatoria de compra mensual de energía y

potencia a empresas generadoras

Obligatorio,

inciso e) de TR. Parcial

2.7 ANTECEDENTES DE BALANCE DE POTENCIA Y ENERGÍA

En cuanto a los Balances de Energía y Potencia, se muestra a continuación el

estado de la información presentada por la empresa ELECTROCENTRO.

Cuadro 2.8- Recopilación de antecedentes técnicos comerciales para Balance de Energía y

Potencia


Complementario

Remitió

(SI/NO), parcial

1 Formato VI (Balance de Energía y Potencia de Punta, Total

Empresa y Sistema Eléctrico Modelo - 2011 y 2012).

Obligatorio,

inciso k) de TR. SI

2

Información sustentatoria de pérdidas técnicas y

comerciales de potencia y energía de las redes de MT y

BT, incluyendo acometidas y medidores.

Obligatorio,

inciso k) de TR. Parcial

3

Datos Generales de las demandas de potencia y energía:

potencia máxima coincidente, factor de carga y factor de

carga de las pérdidas de cada SED; crecimiento de la

demanda vegetativa y factor de uso medio.

Complementario Parcial

4 Estudio de Pérdidas que involucre al Sector Modelo Obligatorio No



Página 42

2.8 ANTECEDENTES DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

2.8.1 Antecedentes de Explotación Técnica

2.8.1.1 Documentos Entregados por la Empresa

Dentro de los plazos establecidos por el OSINERGMIN-GART para el desarrollo del

estudio, ELECTROCENTRO a la fecha hizo entrega de la siguiente información, la

misma que se utilizó para la elaboración del presente informe.

Formato A-III-1, Se recibió de forma incompleta, por cuanto se hace

referencia a los documentos de respaldo, pero no se dispone de los

mismos.

Cuadro 2.9- Resumen de Costos de Operación y Mantenimiento por Actividad – Año 2012

A partir de dicha información, se puede observar que ELC presenta como costo de

O&M un valor de 63,7 millones de US$ anuales a nivel de empresa, en tanto que

para el SEM Huancavelica Rural dicho costo asciende a 1,5 millones de dólares

que representa el 2% del costo a nivel de empresa.

Formato A-III-2, Se recibió de forma completa (Reporta Costo Total

Empresa, el desagregado de Costo Directo, Costo de Supervisión Directa,

Costo Indirecto y Criterio de Asignación).

Código ActividadTotal

Empresa

Sistema

Eléctrico

Modelo

Total

Empresa

Sistema

Eléctrico

Modelo 6

Documento de

Respaldo

A1 Compra de Energía 120 163 2 077 324 080 5 601 EGyP AÑO 2012

A2 Generación 7 100 0 19 148 0 EGyP AÑO 2012

A3 Transmisión 12 456 11 33 593 29 EGyP AÑO 2012

A4 Distribución Media Tensión 13 956 220 37 640 595 EGyP AÑO 2012

A5 Distribución Baja Tensión 21 717 766 58 571 2 066 EGyP AÑO 2012

A6 Alumbrado Público 2 951 56 7 960 151 EGyP AÑO 2012

A7 Comercialización 25 078 471 67 637 1 270 EGyP AÑO 2012

A8 Conexión a la Red de Distribución Eléctrica 3 488 74 9 407 200 EGyP AÑO 2012

A9 Corte y Reconexión 1 574 33 4 245 90 EGyP AÑO 2012

A10 Gestión de Inversión en Distribución 0 0 0 0 EGyP AÑO 2012

A11 Gestión de Inversión en Otras Áreas 0 0 0 0 EGyP AÑO 2012

A12 Asesoría a Terceros 0 0 0 0 EGyP AÑO 2012

A13 Otros Servicios 18 030 0 48 627 0 EGyP AÑO 2012

A14 Negocios Financieros 0 0 0 0 EGyP AÑO 2012

A15 Otras 12 987 1 35 026 2 EGyP AÑO 2012

A1 + … + A15 Total Actividades 239 501 3 709 645 934 10 003

A4 + A5 + A6 + A7 Total Distribución 63 703 1 513 171 808 4 081

2%

Miles US$ Miles S/.



Página 43

Cuadro 2.10- Formato III-2 Resumen anual de Costos de O&M por Actividad – Año 2012

A nivel de Empresa (en Miles de Soles)

Formato A-III-3, Se recibió de forma completa (Reporta Costo Total

Sistema Eléctrico Modelo, el desagregado de Costo Directo, Costo de

Supervisión Directa, Costo Indirecto y Criterio de Asignación).

Código DescripciónTotal

EmpresaCosto Directo

Costo de

Supervisión

Directa (1)

Costo

Indirecto Criterio de

Asignación

SD Suministros Diversos 8 860 8 860 - - -

CE Compra de Energía 131 712 131 712 - -

COSTOS INCURRIDOS SEGÚN VNR

CP Cargas de Personal 23 443 5 650 6 833 10 961 -

CP1

Generación 300 300 - -

COSTOS INCURRIDOS SEGÚN POTENCIA GENERADA

CP2

Transmisión 1 934 1 934 - -

COSTOS INCURRIDOS SEGÚN LONGITUS DE LINEA

CP3 Distribución 4 476 3 416 1 060 - -

Jefatura 1 060 - 1 060 - -

Media Tensión 1 004 1 004 - -

COSTOS INCURRIDOS SEGÚN LONGITUD DE RMT

Subestaciones 1 286 1 286 - - -

Baja Tensión 713 713 - -

COSTOS INCURRIDOS SEGÚN LONGITUD DE RBT

Alumbrado Público 413 413 - -


CP4 Comercialización 5 773 - 5 773 - SEGÚN NUMERO DE CLIENTES

Jefatura 748 - 748 - -

Unidad de Apoyo 5 025 - 5 025 - -

Atención de Clientes - - - - -

Facturación - - - - -

Cobranza - - - - -

Cobranza Dudosa - - - - -

Otros - - - - -

CP5 Administración 10 961 - - 10 961 -

Directorio 170 - - 170 -

Gerencia General - - - - -

Gerencia de Operaciones - - - - -

Gerencia de Planeamiento y Control de Gestión - - - - -

Gerencia de Comercialización 898 - - 898 -

Gerencia Técnica 2 180 - - 2 180 -

Gerencia de Administración y Finanzas 2 363 - - 2 363 -

Gerencia Zonal o Sucursales 2 207 - - 2 207 -

Otros 3 144 - - 3 144 -

SP Servicios Prestados por Terceros 44 151 31 491 3 434 9 227 -

SP1

Generación 3 273 3 273 - -


SP2

Transmisión 3 519 3 519 - -

COSTOS INCURRIDOS SEGÚN LONGITUS DE LINEA

SP3 Distribución 10 264 6 831 3 434 - -

Jefatura 3 434 - 3 434 - -

Media Tensión 4 179 4 179 - -

COSTOS INCURRIDOS SEGÚN LONGITUD DE RMT

Subestaciones 894 894 - - -

Baja Tensión 1 243 1 243 - -


Alumbrado Público 515 515 - -


Remanente - - - - -

SP4 Comercialización 17 868 17 868 - - SEGÚN NUMERO DE CLIENTES

SP5 Administración 9 227 - - 9 227 -

TR Tributos (no incluye IGV) 3 952 - - 3 952 -

CG Cargas Diversas de Gestión 7 678 - - 7 678 -

PE Provisiones del Ejercicio 41 662 - - 41 662 -

PE1 Depreciación 35 861 - - 35 861 -

PE2 Cobranza Dudosa 755 - - 755 -

PE3 Otras provisiones y CTS 5 046 - - 5 046 -

CT Costo Total 261 458 177 712 10 266 73 480 -

TS Costo Total del Servicio 225 597 177 712 10 266 37 619 -

CT=SD+CE+CP+SP+TR+CG+PE

TS=CT-PE1

Nota (1) Considera los gastos de las Sub Gerencias y demás sub dependencias de la Gerencia de Operaciones (Distribución) y de las

Jefaturas de las Unidades Operativas y Zonales de la Empresa

Nota (2) Asignado en función al costo directo



Página 44

Cuadro 2.11- Formato A-III-2 Resumen anual de Costos de O&M por Actividad – Año 2012

A nivel de SEM (en miles de soles)

Formato A-V-1.

Formato A-V-2.

Formato A-V-3.

Código Descripción Total SEMCosto

Directo

Costo de

Supervisión

Directa (1)

Costo

Indirecto Criterio de

Asignación

SD Suministros Diversos 122 122 - -

COSTOS INCURRIDOS SEGÚN VNR

CE Compra de Energía 2 342 2 342 - - -

CP Cargas de Personal 252 132 120 -


CP3 Distribución 132 132 - - -

Media Tensión 0 0 - - -

Subestaciones 66 66 - -




CP4 Comercialización 120 - 120 - -

Jefatura - - - - -

Unidad de Apoyo 120 - 120 - -

SP Servicios Prestados por Terceros 633 633 - -


SP3 Distribución 633 633 - - -

Media Tensión 126 126 - - -

Subestaciones 91 91 - -




Alumbrado Público 3 3 - - -

Remanente 409 409 - - SEGÚN NUMERO DE CLIENTES

TR Tributos (no incluye IGV) 1 - - 1 -

CG Cargas Diversas de Gestión 29 - - 29 -

PE Provisiones del Ejercicio 748 - - 748 -

PE1 Depreciación 732 - - 732 -

PE3

Otras provisiones y CTS 16 - - 16

-

CT Costo Total 4 128 3 229 120 779 -

TS Costo Total del Servicio 3 396 3 229 120 47 -



Página 45

Cuadro 2.12- Resumen de Costos Combinados por Naturaleza y Destino Total Empresa y

Sistema Eléctrico Modelo - Año 2012

Formato A-V-4.

Formato A-V-5.

Cuadro 2.13- Resumen de Costos por Actividad y Naturaleza Total Empresa y Sistema

Eléctrico Modelo - Año 2012

Costos por Destino (Miles de US$)

Costos por Naturaleza Generación Transmisión DistribuciónComercializa

ción

Administraci

ónTotal

602. COMBUSTIBLES Y LUBRICANTES 788 1 0 0 0 790

606. SUMINISTROS DIVERSOS 110 225 2 719 3 409 645 7 107

607. COMPRA DE ENERGÍA 0 485 120 163 0 0 120 648

62. CARGAS DE PERSONAL 596 2 426 5 742 6 199 6 873 21 837

63. SERVICIOS PRESTADOS POR TERCEROS 2 965 3 246 9 128 16 314 8 859 40 512

64. TRIBUTOS 225 48 2 689 464 272 3 698

65. CARGAS DIVERSAS DE GESTIÓN 251 641 2 025 2 491 2 022 7 429

68. PROVISIONES DEL EJERCICIO 2 167 5 864 25 639 1 782 2 028 37 479

TOTAL COSTO DEL SERVICIO 7 103 12 937 168 104 30 657 20 700 239 501

670. CARGAS FINANCIERAS

COSTO DE SERVICIO + CARGAS FINANCIERAS 7 103 12 937 168 104 30 657 20 700 239 501

Costos por Destino (Miles de US$)

Costos por Naturaleza Generación Transmisión DistribuciónComercializa

ción

Administraci

ónTotal

602. COMBUSTIBLES Y LUBRICANTES 0 0 0 0 0 0

606. SUMINISTROS DIVERSOS 0 0 52 52 0 105

607. COMPRA DE ENERGÍA 0 0 0 2 077 0 2 077

62. CARGAS DE PERSONAL 0 0 134 120 0 254

63. SERVICIOS PRESTADOS POR TERCEROS 0 1 183 386 1 571

64. TRIBUTOS 0 0 0 1 0 1

65. CARGAS DIVERSAS DE GESTIÓN 0 0 7 16 0 23

68. PROVISIONES DEL EJERCICIO 0 9 668 1 0 678

TOTAL COSTO DEL SERVICIO 0 11 1 044 2 653 1 3 709

670. CARGAS FINANCIERAS

COSTO DE SERVICIO + CARGAS FINANCIERAS 0 11 1 044 2 653 1 3 709

Costos por Naturaleza (Miles de US$)

ActividadCombustibles

y Lubricantes

Compra de

Energía

Suministros

Diversos

Cargas de

Personal

Servicios de

TercerosTributos

Cargas

DiversasProvisiones

Cargas

FinancierasTotal

Compra de Energía - 120 163 - - - - - - - 120 163

Generación 788 - 110 596 2 965 225 251 2 167 - 7 103

Transmisión 1 485 225 2 426 3 246 48 641 5 864 - 12 937

Distribución Media Tensión - - 827 2 153 4 019 2 437 817 7 996 - 18 247

Distribución Baja Tensión - - 950 714 1 481 242 709 15 513 - 19 609

Alumbrado Público - - 558 391 470 0 216 1 811 - 3 447

Comercialización - - 3 409 6 199 16 314 464 2 491 1 782 - 30 657

Conexión a la Red de Distribución Eléctrica - - - - - - - - - -

Corte y Reconexión - - - - - - - - - -

Gestión de Inversión en Distribución - - - - - - - - - -

Gestión de Inversión en Otras Áreas - - - - - - - - - -

Asesoría a Terceros - - - - - - - - - -

Otros Servicios 0 - 384 2 484 3 158 10 283 319 - 6 638

Negocios Financieros - - - - - - - - - -

Otras - - 645 6 873 8 859 272 2 022 2 028 - 20 700

Total Actividades 790 120 648 7 107 21 837 40 512 3 698 7 429 37 479 - 239 501

Total Distribución - - 5 743 9 457 22 284 3 142 4 232 27 101 - 71 960

Costos por Naturaleza (Miles de US$)

ActividadCombustibles

y Lubricantes

Compra de

Energía

Suministros

Diversos

Cargas de

Personal

Servicios de

TercerosTributos

Cargas

DiversasProvisiones

Cargas

FinancierasTotal

Compra de Energía - 2 077 - - - - - - - 2 077

Generación - - - - - - - - - -

Transmisión - - 0 - 1 1 - 9 - 11

Distribución Media Tensión - - 16 0 110 - 7 90 - 222

Distribución Baja Tensión - - 15 133 71 0 1 546 - 766

Alumbrado Público - - 21 - 2 - - 33 - 56

Comercialización - - 52 120 386 1 16 1 - 576

Conexión a la Red de Distribución Eléctrica - - - - - - - - - -

Corte y Reconexión - - - - - - - - - -

Gestión de Inversión en Distribución - - - - - - - - - -

Gestión de Inversión en Otras Áreas - - - - - - - - - -

Asesoría a Terceros - - - - - - - - - -

Otros Servicios - - - - - - - - - -

Negocios Financieros - - - - - - - - - -

Otras - - - - 1 - - - - 1

Total Actividades - 2 077 105 254 571 1 23 678 - 3 709

Total Distribución - - 104 254 569 1 23 669 - 1 621



Página 46

Los formatos restantes indicados se encuentran en el Anexo correspondiente.

En adición a la información descrita, ELECTROCENTRO hizo entrega del detalle de

órdenes de mantenimiento del Sistema Eléctrico Huancavelica Rural del periodo

2012, sin embargo, este detalle solo cuenta con la información del costo más no la

cantidad de actividades realizadas.

Cuadro 2.14- Resumen de Obras de Mantenimiento - Huancavelica Rural 2012

Cuadro 2.15- Detalle de gastos de O&M Enero – Octubre 2012

2.8.1.2 Documentos No Entregados

Dentro de los documentos correspondientes a la explotación técnica no

entregados a la fecha, los cuales dificultan cumplir con los alcances del

Primer Informe establecidos en los términos de referencia, son los siguientes:

Información de costos típicos de operación y mantenimiento de total

Empresa y sistema eléctrico modelo para el año 2011 y 2012:

Programa para la atención del servicio.

Programas de Mantenimiento e Informe de Ejecución.

Relación de Órdenes de trabajo ejecutadas que contendrá como

mínimo: Nº de Orden de Trabajo; Descripción Fecha; Responsable del

área, y Tipo de Instalaciones que comprende.

Reporte de almacenes, en cuanto a salida de repuestos y materiales para

la ejecución de las actividades técnicas y de explotación.

Programa anual de repuestos adquiridos en el año.

Recursos utilizados para la atención del servicio.

Costos de las actividades realizadas por servicios de terceros.

Otros costos de operación y mantenimiento.

RESUMEN DE GASTOS DE OBRA & MANTENIMIENTO - HUANCAVELICA RURAL 2012

Enero - Octubre Total Anual

Rubro Materiales Servicios Materiales Servicios

Redes Media Tensión 30 076,63 61 630,34 36 091,96 73 956,41 Redes Baja Tensión 6 995,21 47 840,70 8 394,25 57 408,84 Subestaciónes de Dis 22 857,41 1 762,44 27 428,89 2 114,93 Alumbrado Público 15 904,69 10 778,94 19 085,63 12 934,73 Total 75 833,94 122 012,42 91 000,73 146 414,90

Fuente SAP-PM (Enero-Octubre 2012)

Alimentador Rubro Núm.OrdMT Cst.tot.reales Costes sal. int Costes mat.prop Costes mat.ext. Costes serv. Otros costesTOTAL Total 363 147 499,28 PEN 6 538,00 PEN 74 657,66 PEN 1176,28 PEN 61 630,34 PEN 3 497,00 PENTOTAL Redes Media Tensión 170 81 437,33 PEN 2 568,00 PEN 29 218,15 PEN 858,48 PEN 47 840,70 PEN 952 PENTOTAL Redes Baja Tensión 53 10 093,65 PEN 1 336,00 PEN 6 720,63 PEN 274,58 PEN 1762,44 PEN 0,00 PENTOTAL Subestaciónes de Dis 109 38 815,35 PEN 2 634,00 PEN 22 814,19 PEN 43,22 PEN 10 778,94 PEN 2 545,00 PENTOTAL Alumbrado Público 31 17 152,95 PEN 0 PEN 15 904,69 PEN 0 PEN 1248,26 PEN 0,00 PEN



Página 47

2.8.2 Antecedentes de Explotación Comercial


Para este parte del estudio, ELECTROCENTRO hizo entrega de los

siguientes Formatos A, los mismos que están completos:

Formato A VIII-1 y Formato A VIII-2.

Formato A IX-1 y Formato A IX-2.

Formato A X-1 y Formato A X-2.

Formato A XI-1 y Formato A XI-2.

En adición a los Formatos A, ELECTROCENTRO hizo entrega de la siguiente

información:

Costos Comerciales de alumbrado público, contraste de medidores,

supervisión. Sin embargo, estos documentos entregados no están

directamente vinculados con el objetivo principal del estudio.



Página 48

AYACUCHO 2 777 24,65 14,9 30730,35

HUANTA 3 165 24,65 14,9 6525,75

HUANCAYO 2 1440 24,65 14,9 56952

HUANCAVELICA 3 173 24,65 14,9 6842,15

TARMA 3 199 24,65 14,9 7870,45

LA OROYA 3 108 24,65 14,9 4271,4

PASCO 3 300 24,65 14,9 11865

SELVA CENTRAL 3 235 24,65 14,9 9294,25

PICHANAKI 2 92 24,65 14,9 3638,6

HUANUCO 2 674 24,65 14,9 26656,7

TINGO MARIA 3 279 24,65 14,9 11034,45

AUCAYACU 3 58 24,65 14,9 2293,9

TOTAL 4500 110 925,00 67 050,00 177 975,00

NTCSER

AYACUCHO 5 CANGALLO - LLUSITA 290 100 29 000,00

AYACUCHO 5 AYACUCHO RURAL 324 100 32 400,00

HUANTA 5 HUANTA RURAL 216 100 21 600,00

HUANCAVELICA 5 PAMPAS 228 100 22 800,00

HUANCAVELICA 5 TABLACHACA 162 100 16 200,00

PALCA/ACORIA/LIRCAY 5 Palca / Acoria/ Lircay- Hvca Rural 510 100 51 000,00

Valle Mantaro 4 Valle Mantaro 1 -Jauja/Concepción 542 100 54 200,00

Valle Mantaro 4 Valle Mantaro 2 - Chupaca 304 100 30 400,00

Valle Mantaro 4 Valle mantaro3 - Pachacayo- Jauja 478 100 47 800,00

HUANCAYO HUAYUCACHI 5 Huayucachi 586 100 58 600,00

HUANCAYO 5 SAN BALVIN 26 100 2 600,00

HUANCAYO 5 ACOBAMBILLA 10 100 1 000,00

HUANUCO 5 Hco Rural 2- La Union- Llata 582 100 58 200,00

HUANUCO 4 Huco Rural 1 - Ambo-Tomayquichua-Huacar 186 100 18 600,00

SELVA CENTRAL 4 CHALHUAMAYO SATIPO 320 100 32 000,00

SELVA CENTRAL 5 POZUZO 46 100 4 600,00

TARMA 5 TARMA RURAL 278 100 27 800,00

TARMA 4 JUNIN 126 100 12 600,00

PASCO 4 PASCO RURAL 578 100 57 800,00

5 792

* Nota: El costo unitario para el periodo 2012 esta considerado S/. 45

y el costo actual corresponde al precio del mercado actual S/. 100

NTCSE

UUNN/SEM

COSTO GENERAL DE CONTRASTE NTCSER

* Costo Unitario S/.No. Contraste

Anual

Costo Total

S/.Localidad

Número de Contraste anual

NTCSEUUNN/SEM

5 792 000,00

Sector

Tipico

Sector

Tipico

Costo Unitario

contraste S/.

Costo Unitario

Apertura cajas y

traslado personal

S/.

Costo total

S/.

COSTO GENERAL DE CONTRASTE NTCSE 177 975,00

Total

Item Descripción Costo Anual S/.

1 Atención de procesos de supervisión de Osinergmin (Res 722-2008) 42 000

2 Atención de procesos de supervisión de Osinergmin (Supervisión Especial de Alumbrado Público) 42 000

3 Atención de procesos de supervisión de Osinergmin (RM 228-2009) 42 000

CONTRASTE DE MEDIDORES EN CAMPO - Resolución 680-2008 OS/CD - Costo en Soles

2011 2012

total total

Sistema Huancavelica

CONTRASTE DE MEDIDORES EN CAMPO - Resolución 680-2008 OS/CD 397 497,26 123 148,79

CONTRASTE DE MEDIDORES EN CAMPO - Resolución 680-2008 OS/CD 1 966 612,61 835 725,13

Total Empresa Electrocentro

Actividad

Sector Tipico

SE0075 HUANCAVELICA RURAL 6



Página 49

Información de los ratios comerciales del Sistema Eléctrico Huancavelica

Rural de los periodos 2011 y 2012.


La documentación faltante a la fecha, son los siguientes:

Costos Ejecutados de Explotación Comercial desagregados a nivel

mensual desde el año 2011 a octubre del 2012.

2.8.3 Antecedentes de Gestión

2.8.3.1 Documentos Solicitados de Acuerdo a los Términos de Referencia

En relación a la Organización y Personal de ELECTROCENTRO, de acuerdo

a los Términos de Referencia del Estudio, se solicitó la siguiente información:

Antecedentes de los costos de personal propio y de terceros, tal como se

muestra en tabla de la página 12 de los Términos de Referencia.

Organigramas, Manual de Organización y Funciones (MOF) y Cuadro de

Asignación de Personal (CAP).

Planilla del personal contratado directamente por ELECTROCENTRO.

Contratos con las empresas que prestan servicios de mano de obra.

Estructura salarial por nivel, categoría y tipo.

Información de modalidad de cobranza, número de centros de atención,

numero de ventanillas de atención, costos unitarios por transacción.

Información de vías, tipo de vía, tipo de alumbrado y perfiles de vía de la

zona.

Concepto Ratio 2011 2012

Análisis de lecturas Lecturas/persona-hora 13,00 14,00

Cobranzas facturas/cajero-día 40,00 42,50

Análisis de saldos Cuentas c/saldo/personas-hora 0,00 0,00

Resolución de cuentas morosas Cuentas /empleado-día 16,00 16,00

Planificaión de inspecciones Cuentas/persona-hora 1,40 1,74

Inspecciones clientes residenciales Cuentas/persona-hora 0,46 0,49

Inspecciones grandes clientes Cuentas/persona-hora 0,08 0,03

Consumos recuperados Cuentas/persona-día 0,11 0,63

Suspensiones Suspensiones/persona-hora 0,01 0,01

Cortes Cortes/persona-hora 1,32 1,08

Rehabilitaciones Rehabilitaciones/persona-hora 0,50 0,50

Reconexiones Reconexiones/persona-hora 1,21 1,03

Llamadas comerciales Llamadas/persona-hora 0,24 0,29

Llamadas por problemas de suministro Llamadas/persona-hora 0,01 0,04



Página 50


De la información solicitada a ELECTROCENTRO, a la fecha la empresa hizo

entrega de la siguiente información:

Evaluación Presupuestal Ejercicio 2011 y 2012 del Total Empresa.

Planilla correspondiente al periodo 2011 y 2012, ordenado por apellido.

Contrato de Locación de Servicios de Contrastación y/o Verificación de

Medidores de Electricidad con la Empresa Servicio de Contraste.

Contrato de Servicios de Ejecución de Actividades Comerciales y

Recaudación por Cobranza en Línea y Fueran de Línea de Recibos y

Otros Ingresos – Zona Urbana y Rural de Electrocentro S.A. con el

Consorcio CONTA”

Contrato de Servicios en Actividades Comerciales y de Recaudación por

Cobranza en Línea y Fueran de Línea de Recibos y Otros Ingresos – Zona

Urbana y Rural de Electrocentro S.A. – Valle del Mantaro con la Empresa

Grandez Contratistas Generales S.A.C.”

Contrato de Servicios en Actividades Comerciales y de Recaudación por

Cobranza en Línea y Fueran de Línea de Recibos y Otros Ingresos – Zona

Urbana y Rural de Electrocentro S.A. – Huancavelica, Huancayo, Tarma y

Selva Central con la Empresa Grandez Contratistas Generales S.A.C.”

Descripción individual de los recursos humanos.

Organigrama de la Gerencia Regional de la Empresa ELECTROCENTRO,

así como los organigramas de la Gerencia de Administración y Finanzas,

Gerencia comercial, Gerencia Técnica y de la Unidad de Negocios de

Huancavelica.


ELECTROCENTRO a la fecha no hizo entrega de la siguiente información:

Información de modalidad de cobranza, número de centros de atención,

número de ventanillas de atención, costos unitarios por transacción.

2.9 ANTECEDENTES DE ASIGNACIÓN DE COSTOS


Se solicitó la siguiente información, acompañada de la correspondiente sustentación:

Información sobre criterios de asignación de los costos de supervisión y costos

indirectos de los órganos de dirección, gerencia y administración, a nivel de

actividades, de empresa y de Sistema Eléctrico Modelo.



Página 51

Información sobre criterios de asignación de inductores de costos.

Sustento de los criterios y metodología utilizados.


De la información solicitada a ELECTROCENTRO, a la fecha se cuenta con la

siguiente información:

Criterios de asignación de los costos de supervisión directa.

Se entregó los Formatos VIII-1 y VIII-2 que corresponden a la tabla de asignación

de Costos de Supervisión Directa de las actividades de Total Empresa y del

Sistema Eléctrico Modelo.

El detalle a nivel de empresa se muestra en los formatos de los Anexos A y B

correspondiente y en la información entregada en medio electrónico.

Criterios de asignación de los costos directos.

Solo se tomó conocimiento de los inductores utilizados para asignar costos de la

Empresa al S.E. Huancavelica Rural de las actividades.

Criterios de asignación de costos indirectos.

Se entregó los Formatos VII-1 y VII-2 que corresponden a la tabla de asignación de

Costos Indirectos a las actividades de Total Empresa y del Sistema Eléctrico

Modelo.

Ide

nti

fic

ac

ión

Actividad

% S/. % S/. % S/. % S/. % S/. % S/. % S/. % S/. % S/. % S/.

A1 Compra de energía 0 0 0 0 0 0 100 7 10 7 0 0 0 0 0 0 0 0 100 61,27 90 61

A2 Generación 80 0 10 0 0 0 10 0 95 0 0 0 0 0 0 0 0 0 100 0 5 0

A3 Transmisión 0 0 90 0 0 0 10 0 95 0 0 0 0 0 0 0 0 0 100 0,017 5 0

A4 Distribución MT 0 0 0 0 90 5 10 1 70 5 20 1 20 1 20 1 40 1 0 0 41 3

A5 Distribución BT 0 0 0 0 90 15 10 2 70 17 20 2 20 2 20 2 40 4 0 0 41 10

A6 Alumbrado público 0 0 0 0 90 1 10 0 70 1 20 0 20 0 20 0 40 0 0 0 41 1

A7 Comercialización 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 20 4 20 4 20 4 40 7 0 0 100 18

A8 Conexión Medidores 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10 0 10 0 5 0 75 0 0 0 100 0

A9 Corte y Reconexión 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10 0 10 0 5 0 75 0 0 0 100 0

A10 Gestión Inv. En Distribución

A11 Gestión Otras Inversiones

A12 Asesoría Terceros

A13 Apoyo Postes

A14 Negocios Financieros

A15 Otros 0 20 0 40 0 25 0 30 0 0 0 0 0 0 0 0 0 41 0,007 70 0

Total 0 0 21 9 31 6 6 6 13 93

% = Porcentaje de asignación

Área Representativa: Órgano o Grupo de Órganos, que pueden ser subgerencias, zonales, unidades o servicios

To

tal

Nota:

To

tal

FA

CT

UR

AC

ION

CO

BR

AN

ZA

S

CO

NT

RO

L

PE

RD

IDA

S

AT

EN

CIO

N

CL

IEN

TE

S

TA

RIF

AS

Y

CO

NT

RA

TO

S

UN

ID M

AN

T

GE

NE

RA

CIO

N

UN

IDA

D M

AN

T

TR

AN

SM

ISIO

N

UN

IDA

D

MA

NT

EN

IMIE

NT

O

DIS

TR

IBU

CIO

N

CE

NT

RO

CO

NT

RO

L

OP

ER

AC

ION

ES

TABLA DE ASIGNACIÓN DE COSTOS DE SUPERVISIÓN DIRECTA A LAS ACTIVIDADES

TOTAL SISTEMA ELÉCTRICO MODELO

Áreas Representativas de la Gerencia de Distribución Áreas Representativas de la Gerencia Comercial



Página 52

El detalle a nivel de empresa se muestra en el Anexo correspondiente y en la

información entregada en medio electrónico.

2.10 ANTECEDENTES DE LA CALIDAD DE SERVICIO

Dentro de los antecedentes correspondientes a la Calidad del Servicio Eléctrico de

ELECTROCENTRO y en particular del Sistema Eléctrico Modelo, se tiene lo siguiente:

2.10.1 Documentos Solicitados de Acuerdo a Términos de Referencia

Información sobre la calidad de servicio a nivel de Empresa y Sistema Eléctrico

Modelo.

Información del Balance de Energía y Potencia.

Información de las características técnicas de las SET AT/MT, alimentadores,

subestaciones y demandas máximas y toda información técnica que considere

necesaria.

Estadística de fallas:

Cantidad de fallas reportadas en 2011 y 2012, el número y longitud de las

instalaciones que se toman en cuenta para el cálculo de los indicadores, que

corresponden a las que se encuentran en servicio al 30 de junio de cada año

2011 y 2012.

Fallas en suministro al sistema de MT y número de puntos de suministro.

Fallas en líneas aéreas en MT y longitud de circuitos en operación.

Iden

tifi

cació

n

Actividad

% S/. % S/. % S/. % S/. % S/. % S/. % S/. % S/. % S/. % S/. % S/. % S/. % S/. % S/.

A1 Compra de energía 10 44,2 70 309,4 10 44,2 10 44,2 442

A2 Generación 0

A3 Transmisión 10 0,218 70 1,527 10 0,218 10 0,218 2,181

A4 Distribución MT 10 4,669 70 32,68 10 4,669 10 4,669 46,69

A5 Distribución BT 10 15,94 70 111,6 10 15,94 10 15,94 159,4

A6 Alumbrado público 10 1,124 70 7,87 10 1,124 10 1,124 11,24

A7 Comercialización 10 11,74 70 82,18 10 11,74 10 11,74 117,4

A8 Conexión Medidores 0

A9 Corte y Reconexión 0

A10 Gestión Inv. En Distribución 0

A11 Gestión Otras Inversiones 0

A12 Asesoría Terceros 0

A13 Apoyo Postes 0

A14 Negocios Financieros 0

A15 Otros 7,69 0,012 7,69 0,012 7,69 0,012 7,69 0,012 7,69 0,012 7,69 0,012 7,69 0,012 7,69 0,012 7,69 0,012 7,69 0,012 7,69 0,012 7,69 0,012 7,69 0,012 0,162

Total 78 0,012 1,539 152,1 391,6 0 78 0,012 0,012 0,012 77,9 0,012 0,012 779

% = Porcentaje de asignación

(1) Relación no taxativa (El consultor podrá indicar otras)

(2) Costos de la Gerencia Propiamente dicha

TO

TA

L

Nota:

Co

mp

ras y

Co

ntr

ata

ció

n

Recu

rso

s

Hu

man

os

Rela

cio

nes

Insti

tucio

nale

s

Asu

nto

s L

eg

ale

s

Ad

min

istr

ació

n y

Fin

an

zas

Au

dit

orí

a y

Co

ntr

ol

TABLA DE ASIGNACIÓN DE COSTOS INDIRECTOS A LAS ACTIVIDADES

TOTAL SISTEMA ELÉCTRICO MODELO

Órgano (1)

Dir

ecció

n y

Dir

ecto

res

Gere

ncia

Gen

era

ció

n

Gere

ncia

s

Tra

nsm

isió

n

Gere

ncia

Dis

trib

ució

n(2

)

Gere

ncia

Co

merc

ializació

n

(2)

Pla

nif

icació

n y

Pro

yecto

Otr

os (

Esp

ecif

icar)



Página 53

Fallas en líneas subterráneas en MT y longitud de circuitos en operación.

Fallas en subestaciones de distribución de distribución y numero de

subestaciones.

Fallas en líneas aéreas en BT y longitud de circuitos en operación.

Fallas en líneas subterráneas en BT y longitud de circuitos en operación.

Fallas en empalmes y medidores y número de empalmes a clientes.

Fallas en los componentes de los equipos de alumbrado público y numero de

lámparas.

Fallas en los sistemas de control de encendido del alumbrado público y número

de sistema de control.

Índices de calidad de suministro de los dos últimos años por semestre: SAIFI,

SAIDI, CAIFI, CAIDI;

Curva de distribución estadística de la frecuencia total media de interrupciones

ponderada por cliente, para cada nivel de tensión y área característica de

mercado.

Curva de distribución estadística de la duración total media de interrupciones por

cliente, para cada nivel de tensión y área característica de mercado.

Índices de calidad de producto (nivel de tensión y perturbaciones) de los dos

últimos años, por año.

Índices de atención comercial de los dos últimos años, por año.

Índices de atención de alumbrado público de los dos últimos años, por año.

Índices de carga de las instalaciones, (transformadores y redes), por nivel de

tensión y área característica de mercado.

2.10.2 Documentos Entregados por la Empresa

Índices de calidad de servicio SAIDI y SAIFI del primer y segundo semestre del

2012 en Media Tensión, A nivel Empresa y a Nivel sistemas Eléctricos.

Estadística de Fallas en líneas de MT y BT y subestaciones de MT/BT y distribución

del Sistema Eléctrico Huancavelica Rural correspondiente al año 2011 y 2012,

donde se detalla los indicadores del SAIDI, SAIFI y además el número de usuarios

afectados, la demanda afectada, duración de la falla, entre otros.

Información de las características técnicas de las SET AT/MT, alimentadores,

subestaciones y demandas máximas y toda información técnica que considere

necesaria.

Complementaria a la información descrita, ELECTROCENTRO entrego dos

informes técnicos, siendo uno de ellos un informe técnico de la Calidad de

Alumbrado Público y el otro corresponde a un Informe Técnico de Interrupciones del

Sistema Eléctrico Huancavelica Rural.



Página 54

2.10.3 Documentos No entregados

Dentro de la documentación correspondiente a la información sobre la calidad de

servicio a nivel de Empresa y Sistema Eléctrico Modelo, que a la fecha no fue

entregada por ELECTROCENTRO, se tiene lo siguiente:

Estadística de fallas:

Cantidad de fallas reportadas en 2011 y 2012, el número y longitud de las

instalaciones que se toman en cuenta para el cálculo de los indicadores, que

corresponden a las que se encuentran en servicio al 30 de junio de cada año

2011 y 2012.

Si bien se reportó las fallas en líneas aéreas de BT y MT, no se cuenta con la

longitud de circuitos en operación de dicha redes.

Asimismo, se reporta las fallas en líneas subterráneas de BT y MT, pero no se

reporta la longitud de los circuitos en operación.

Fallas en subestaciones de distribución y numero de subestaciones.

Fallas en empalmes y medidores y número de empalmes a clientes.

Fallas en los componentes de los equipos de alumbrado público y numero de

lámparas.

Fallas en los sistemas de control de encendido del alumbrado público y número

de sistema de control.

Índices de calidad de suministro de los dos últimos años por semestre: CAIFI y

CAIDI;

Curva de distribución estadística de la frecuencia total media de interrupciones

ponderada por cliente, para cada nivel de tensión y área característica de

mercado.

Curva de distribución estadística de la duración total media de interrupciones por

cliente, para cada nivel de tensión y área característica de mercado.

Índices de calidad de producto (nivel de tensión y perturbaciones) de los dos

últimos años, por año.

Índices de atención comercial de los dos últimos años, por año.

Índices de atención de alumbrado público de los dos últimos años, por año.

Índices de carga de las instalaciones, (transformadores y redes), por nivel de

tensión y área característica de mercado.

2.11 OTROS ANTECEDENTES

2.11.1 Otros servicios

a) Documentos solicitados.

Información a nivel detalle respecto a la cuenta de Otros Ingresos, provenientes de

actividades diferentes a las de distribución y comercialización de energía eléctrica,

tales como apoyo en postes, servicios de comunicaciones y otros.



Página 55

b) Documentos entregados por la empresa.

No se ha recibido información al respecto. Se asume que la empresa no tiene

ingresos por otros conceptos que no sean de Distribución o Comercialización.

2.11.2 Presupuesto operativo

Se recibió parte de los archivos del Presupuesto General Formulado, en el que se

consigna el Ejecutado. La validación de la parte del SEM Huancavelica rural queda

pendiente, hasta cuando se complete la información (ver Anexo 2.1-1).

Cuadro 2.16- Presupuesto Operativo

Concepto

2011 2012 (NOVIEMBRE)

Presupuesto

Final Ejecutado %

Presupuesto

Final Ejecutado %

Total gastos corrientes 186,285,513 201,354,326 108.09% 200,546,328 204,846,178 102.14%

Inversión:

Sistema de redes en

distribución

33,669,222 14,990,742 44.52% 25,433,421 23,506,892 92.43%

2.11.3 Información Proporcionada por OSINERGMIN – GART

Mediante oficio Nº 0876-2012-GART del 29 de noviembre de 2012, OSINERGMIN –

GART remitió información disponible de la empresa responsable del sector típico 6

ELECTROCENTRO. La información proporcionada fue la siguiente:

Información Comercial de los años 2011 y 2012.

Información Comercial del FOSE, años 2011 y 2012.

Información Balance de Energía, año 2011.

Información de Evolución de Perdidas de Energía.

Información Económica y Financiera, años 2011 y 2012.

Información del FBP, año 2011.

Información del VNR GIS, al 30/06/2011.

Información del Estudio de Costos del VAD Sector 5, Fijación 2009-2013.

2.11.4 Otros

Además de la información recibida, la empresa proporcionó al Consultor la siguiente

información:

Resumen de Metrados presentados por ELECTROCENTRO a OSINERGMIN

(Excel).

Diagrama unifilar de Redes MT y de SEDs (impreso).



Página 56

2.12 FORMATOS A

Los formatos A-I al A-X, presentados en el Anexo A (Formatos A) del presente informe,

contienen la información técnica, comercial y económica, tanto a nivel de empresa como a

nivel del sector modelo correspondientes al periodo enero 2011 – diciembre 2012, lo que

equivale a la “Información Técnica Económica reportada por el Concesionario”.

3 ETAPA II – VALIDACIÓN Y REVISIÓN DE ANTECEDENTES

(FORMATOS B)

3.1 ANTECEDENTES CONTABLES

De acuerdo a lo establecido en los Términos de Referencia se procedió a la revisión de los

Formatos A correspondientes a la información económico financiera entregada por

ELECTROCENTRO.

Esta validación tiene como objetivo verificar que la información económico financiera

transcrita a los Formatos A, refleje la situación real de costos de la empresa y del SEM

Huancavelica, eliminando errores o deficiencias que originen distorsiones, en especial en los

costos asignados o atribuidos a las actividades de distribución del sistema en estudio.

3.1.1 Metodología

La validación de los antecedentes contables comprenderá las siguientes correcciones:

a) Las diferencias de datos entre lo informado por la empresa y su contabilidad.

b) Las diferencias entre lo informado por la empresa en los Formatos “A” y lo

informado al OSINERG-GART.

c) Las diferencias entre los costos asignados por la empresa a sus actividades de

negocios y los criterios del Consultor.

d) Las diferencias entre los costos asignados por la empresa al SEM y lo que

determine el Consultor.

e) Detectar y eliminar duplicidades en la asignación de costos.

La revisión cubrirá los siguientes aspectos:

Revisión de información de estados financieros entregados por

ELECTROCENTRO y aquellos proporcionados por OSINERG-GART con el

objeto de determinar las cifras a contrastar con los datos especificados en los

Formatos A, relacionados a totales de Ingresos y Gastos.

Análisis de estados financieros.

Revisión y estudio de Formatos A con el objeto de efectuar un análisis más

exhaustivo de cuentas seleccionadas.



Página 57

Revisión y análisis de determinados vouchers, seleccionados por el Consultor.

3.1.2 Estados Financieros

Etapa 1

a) Conocimiento, estudio y análisis de Estados Financieros de 2011 y III Trimestre

2012.

b) Estudio de informe de Auditores año 2011.

c) Verificación de levantamiento de observaciones y atención de recomendaciones

de Auditoria año 2011.

d) Contrastación de datos y resultados de EE FF de la empresa con los

presentados a OSINERGMIN – GART.

Etapa 2

a) Revisión de las evidencias que respaldan los importes e información

especificada en las transacciones contables registradas en los Estados de

Ganancias y Pérdidas de los ejercicios de 2011 y III Trimestre 2012 mediante el

análisis y validación de la información contable (vouchers) sobre un 20% del

valor de los costos de DISTRIBUCION (excluyendo la cuenta “Compra de

Energía”), tanto de Empresa como del S.E. Huancavelica, años 2011 y III

Trimestre 2012, con el debido sustento.

b) Análisis de los gastos por Centro de Costos y análisis de Estado de Pérdidas y

Ganancias de SEM Huancavelica.

Considerando lo antes expuesto se aplicaron los siguientes criterios y metodología:

Criterios:

Considerar que la Base de Datos representa una fuente válida para seleccionar los

vouchers para su validación y también para poder efectuar verificaciones (y

posteriormente ajustes) con los datos de los Formatos V-1 y V-2.

Metodología:

1. Selección de vouchers por validar (años 2011 y 2012), en base a los parámetros

antes especificados.

Verificación de que el valor total de los vouchers seleccionados sea igual o

mayor al 20% del total de gastos, tanto de la Empresa como del SE

Huancavelica, (descontando Compra de Energía). Se adjunta la relación de

vouchers revisados en el Anexo 3.1-1.



Página 58

Revisión y verificación de la documentación sustentatoria para comprobar la

veracidad del gasto, el requerimiento y autorización del desembolso así como la

aplicación del gasto y correcta contabilización.

Sustento:

Durante la visita a campo, se recopilo facturas y vouchers que justifican los gastos

de la Empresa como del SE Huancavelica (Ver Anexo 3.1.-1).

3.1.3 Información económica financiera – Formatos II al V

El proceso de validación consta de los siguientes puntos:

a) Revisión y verificación de cifras de Resultados especificados en Formatos

respecto a los de los Estados de Pérdidas y Ganancias.

b) Revisión de consistencia de datos así como la coherencia entre datos de

cuadros relacionados entre sí.

c) Revisión y verificación selectiva con el objeto de detectar costos que no

correspondan a los costos del desarrollo de la respectiva actividad.

d) Verificar que los costos asignados a la empresa al sector Distribución sean

conformes.

e) Eliminación de duplicidades: costos por moras vs. multas; incobrables vs.

pérdidas en balance de ventas.

Para el caso específico de los egresos del SEM Huancavelica:

a) Considerar la información de gastos anuales de operación y mantenimiento así

como Comercial, presentada por ELECTROCENTRO, como dato evidente en

cuentas de Distribución y Comercialización de Formatos V-1 y V-2.

b) Considerar en los Gastos de personal de los Formatos V-1 y V-2 - Distribución y

Comercialización –, a las remuneraciones del personal del S.E. Huancavelica.

c) Aplicar inductores de asignación de costos para el resto de egresos del SEM

Huancavelica.

Para el caso de información no presentada por ELECTROCENTRO.

Verificar en los formatos “A” aquella información no consignada por

ELECTROCENTRO a fin de elaborar los cálculos correspondientes y poder completar

la información.



Página 59

3.1.4 Información validada

EMPRESA

El valor de los egresos contabilizados y expresados en los Formatos A de

antecedentes contables, coincide con los Estados de Resultados y por tanto

representan fielmente los resultados previamente verificados.

SEM HUANCAVELICA

Se validó los Formatos A del SEM y se hizo las correcciones necesarias.

3.1.5 Resultados de la revisión de Formatos A:

La empresa ELECTROCENTRO no ha completado el llenado de los formatos VII, VIII,

IX y X del año 2011.

3.1.6 Observaciones

El resto de información (Formatos II, III, IV, V-5, VII, IX, X y XI) han sido elaborados

por el Consultor y considerados como Formatos “B”.

Mientras la empresa no efectúe las correcciones especificadas en el inciso 1. Del

acápite “Resultados de la revisión de Formatos A”, solo se podrá efectuar una

validación preliminar o validación parcial, en base a la información procesada.

3.1.7 Resultados

Por lo expuesto, queda validado lo siguiente:

a) Información económica y financiera - Formatos II al V y VIII al XI Años 2011 y III

Trimestre 2012.



Página 60

Cuadro 3.1- Formatos Validados

Los formatos del VII al X del año 2011 están pendientes de entregar.

Los cuadros validados se presentan en el Anexo B, denominándose como Formatos B

3.2 ANTECEDENTES DE LA ORGANIZACIÓN

3.2.1 Estructura Organizacional y funciones

El procedimiento de validación comprendió dos pasos:

a) Contrastación entre la información oficial de la empresa sobre estructura orgánica y

funciones con la información recopilada de los Jefes de Unidades, respecto a la

organización vigente.

b) Cruce de información de los resultados de la anterior contrastación con la situación

real observada.

En tal sentido, se procedió a cruzar información de la estructura orgánica y de los

Formularios de descripción de los puestos de trabajo, entregados por la empresa, con

la información obtenida de las entrevistas efectuadas y de las fichas de encuesta de

tareas y actividades recabada.

Formato Concepto

.A-II Resumen de Ingresos por Actividad Empres y Sector modelo

A-III-1 Resumen de Costos de Operación y Mantenimiento por Actividad

A-III-2 Resumen de los Costos de Operación y Mantenimiento–Total Empresa

A-III-3 Resumen de los Costos de Operación y Mantenimiento – Sector modelo

A-IV-1 Costos Combinados Por Naturaleza y Destino (Para Empresa y para sector modelo)

A-IV-2 Costos Combinados Por Destino y Naturaleza (Para Empresa y para sector modelo)

A-IV-3 Resumen Costos Combinados Por Naturaleza y Destino (Para Empresa y para sector modelo)

A-IV-4 Resumen Costos Combinados Por Destino y Naturaleza (Para Empresa y para sector modelo)

A-IV-5 Resumen de Costos combinados por Actividad y Naturaleza (Empresa y para sector modelo)

A-VII-1 Asignación de Costos Indirectos a las Actividades- Total Empresa

A-VII-2 Asignación de Costos Indirectos a las Actividades- Sector Modelo

A-VIII-1 Asignación de costos de supervisión directa a las Actividades-Total Empresa

A-VIII-2 Asignación de costos de supervisión directa a las Actividades-Sector Modelo

A-IX-1 Composición de Costos- Total Empresa

A-IX-2 Composición de Costos- Sector Modelo

A-X-1 Tabla de Asignación de Costos Totales- Total Empresa

A-X-2 Tabla de Asignación de Costos Totales- Sector Modelo



Página 61

3.2.2 Personal y remuneraciones

El procedimiento de validación comprende los siguientes pasos:

a) Contrastación de información de cuadros de estructura salarial entregados por la

empresa con importes especificados en la Planilla.

b) Contrastación de los importes especificados en la Planilla obtenida del

Departamento de Recursos Humanos, con los gastos de Personal detallados en los

Formatos V.

c) Contrastación de la información oficial de la empresa con los datos recopilados de

los Jefes las Unidades Operativas.

Esta validación queda pendiente hasta que la Empresa entregue la Planilla de la

empresa en el formato regularmente establecido y complete la entrega de fichas de la

encuesta al personal.

3.2.3 Información validada

En atención a los resultados de los procedimientos de validación antes mencionada se

valida:

La estructura organizacional de la empresa expresada en el Organigrama Funcional

entregado por la empresa, el cual se encuentra vigente y es aplicado en su

integridad.

La estructura orgánica de la Unidad de Negocios del Huancavelica.

Las funciones especificadas en los Formularios de descripción de los puestos de

trabajo.

Estructura salarial, niveles y ubicación en la organización del personal.

Queda pendiente de validación las remuneraciones del personal y costos del personal,

para lo cual la información deberá contar con el detalle necesario, como es el caso de

entrega de una muestra de boletas de pago.

3.3 ANTECEDENTES DE LOS COSTOS DE PERSONAL PROPIO Y DE

TERCEROS

3.3.1 Información Validada

La información validada correspondiente a los Costos de personal propio y de terceros

son los siguientes:

Copias de contratos de servicios con empresa encargada de mantenimiento y

comercialización en Sistema Eléctrico Huancavelica Rural.



Página 62

Costos de personal propio y de terceros del periodo 2011 y 2012.

3.4 ANTECEDENTES DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS

3.4.1 Instalaciones Eléctricas – Metrados

La Validación de las Instalaciones Eléctricas, tuvo las siguientes etapas:

Revisión de consistencia;

Corrección de los antecedentes que muestren diferencia entre lo informado por la

empresa y lo informado por el OSINERGMIN – GART para fines del cálculo del

VNR (inciso b de TR); y.

Corrección de los antecedentes que muestren diferencias entre instalaciones

informadas por la empresa y los resultados de la inspección de campo realizado por

el consultor (inciso c de TR).

a) Revisión de Consistencia

Para este primer proceso de validación se analizó la consistencia de los datos

informados, utilizando los siguientes criterios y procedimientos:

Exportación de base de datos del VNR a la plataforma VNRGIS y SQL-Server.

Generación de reportes VNRGIS por empresa y sistema eléctrico. Determinación

de los consolidados de metrados y costos usando herramientas de consulta SQL

por empresa y sistema eléctrico. Ambos resultados fueron comparados y

analizados en metrados y costos, lo cual permitió establecer el nivel de consistencia

de la información alfanumérica.

Actualmente la plataforma VNRGIS incluye al sistema modelo HUANCAVELICA

RURAL y al SER SE0084, cuyas SED están conectadas en diversos puntos a lo

largo de la red eléctrica. Por lo tanto para la validación del Sistema Modelo

HUANCAVELICA RURAL se tuvo que identificar todas las redes que no pertenecen

al SEM y no incluirlas en su metrado y valorización.

b) Corrección de los antecedentes que muestren diferencia entre lo informado

por la empresa y lo remitido por el OSINERGMIN – GART para fines del

cálculo del VNR (inciso b de TR).

La información que está disponible por parte del OSINERGMIN – GART a la fecha se

encuentra en etapa de pre publicación del estudio de las Altas y Bajas de los Metrados

Existentes de las Instalaciones de Distribución Eléctrica periodo 01/07/2010 -

30/06/2011 (publicado el 26/10/2012). Adicionalmente, con fecha 30 de noviembre se

recibió el Oficio N°0876-2012-GART la cual en su ítem 7 incluye la información del

VNR GIS al 30/06/11 En el siguiente cuadro se presenta la comparación de metrados



Página 63

y VNR de la base de datos actual 2012 y base pre publicada de altas y bajas del VNR

2011.

Cuadro 3.2- Comparación de metrados y VNR de la base de datos actual 2012 y base aprobada

de altas y bajas del VNR 2011

A partir de las diferencias encontradas se pidieron sustentos a la Empresa de las

nuevas instalaciones, quedando en evidencia la expansión del sistema modelo

Huancavelica Rural en el año 2012, por lo que se dio por validada la información

proporcionada por la Empresa.

c) Corrección de los antecedentes que muestren diferencias entre

instalaciones informadas por la empresa y los resultados de la inspección

de campo realizado por el consultor (inciso c de TR).

Para esta verificación se realizaron trabajos de inspección de campo en una

determinada muestra, con objeto de corregir el VNR informado por la empresa de

acuerdo al porcentaje de variación que se encuentre, siempre que la diferencia

absoluta sea mayor un nivel determinado.

Componente Unidad

Sistema Eléctrico

Modelo-Hvca

Rural VNR 2011

Sistema Eléctrico

Modelo-Hvca

Rural 2012 VNR

Adaptado

Sistema Eléctrico

Modelo-Hvca

Rural VNR 2011

Sistema Eléctrico

Modelo-Hvca

Rural 2012 VNR

Adaptado

Media Tensión

Red Aérea km 977,486 1 104,052 6 480,22 5 205,82

Red Subterranea 0,004 0,58

Equipos de Protección y Seccionamiento unidad 168,000 71,00 92,39 8,86

Total Red Media Tensión 6 573,18 5 214,68

Subestaciones

Subestaciones de Distribución MT/BT

Monoposte unidad 671,00 580,00 1 990,72 1 818,89

Biposte unidad 43,00 1,00 321,15 9,80

Convencional unidad 3,00 92,17 -

Compacta Pedestal unidad - -

Compacta Bóveda unidad - -

Otras Subestaciones

Elevadora/Reductora unidad

De Seccionamiento unidad


Baja Tensión

Red Aérea

Servicio Particular km 748,629 1 219,56 4 430,79 4 101,39

Alumbrado Público km 437,391 407,27 1 184,83 618,94

Luminarias unidad 4024 3 478,00 341,09 287,60

Equipos de Control unidad 870 375,00 97,18 59,24

Red Subterránea

Servicio Particular km 0,635 40,28

Alumbrado Público km 0,552 4,26

Luminarias unidad 46 46,00 3,83 3,83

Equipos de Control unidad 4 1,00 0,23 0,16

Total Red Baja Tensión 6 102,49 5 690,10

Instalaciones No Eléctricas

Terrenos y Edificios

Terrenos m2 182,88 182,88 3,73 3,73

Edificios y Construcciones m2 -

Total Instalaciones No Eléctricas 3,73 3,73

TOTAL 15 083,44 12 737,20

Metrados VNR (Miles US$)



Página 64

Selección de la muestra de campo

Para el caso de las inversiones eléctricas, de acuerdo con los TR el tamaño de la

muestra del sistema Huancavelica Rural está definida por:

Sistema de Media Tensión: 12 muestras, lo que comprende los alimentadores de

red de media incluyendo el equipamiento de protección y seccionamiento de red,

subestaciones de seccionamiento y de terceros. Fueron seleccionados los

alimentadores A4111, A4113 y A4122, por ser los más representativos, tanto en

longitud como en demanda eléctrica.

Sistema de Baja Tensión: 10 muestras, lo que comprende las subestaciones de

distribución incluidas sus redes de servicio particular y alumbrado público. Fueron

seleccionadas las siguientes SEDs por alimentador:

Alimentador A4111: Tres (3) SEDs con códigos E402137, E402174 y E403221.

Alimentador A4113: Tres (3) SEDs con códigos E402190, E432307 y E432473.

Alimentador A4122: Cuatro (4) SEDs con códigos E402264, E402300, E402378

y E402355.

En el Anexo 3.4-1 (Procedimiento de Selección de Muestra para la Inspección de

Campo del Sistema Huancavelica Rural), se detalla el procedimiento para la selección

de las muestras anteriores usadas en la inspección de campo.

Resumen de actividades de la inspección de campo

En el Anexo 3.4-2, se muestra el resumen de actividades realizadas como parte de la

inspección de campo.

Resultados de inspección de campo

Los resultados de la inspección de campo fueron plasmados en las fichas de

verificación de campo de acuerdo con la estructura de VNR y características técnicas

de las redes de distribución. En el Anexo 3.4-3 (Actas de Inspección para la

Verificación de campo de la información VAD 2013- Sector Típico 6) se muestra el

metrado verificado en campo de acuerdo a las actas de información. En el Anexo 3.4-4

se presenta el registro fotográfico de la inspección de campo.

Sobre la base de la información de las fichas de inspección se realizó el siguiente

procedimiento:

El procesamiento inicial de la información de la inspección de campo resultó en una

colección de códigos VNR con sus respectivos metrados y códigos secundarios.



Página 65

Los códigos VNR sintetizan las características principales de la inversión en

instalaciones de distribución, realizada en forma unitaria, es decir, en un (1) km, una

(1) unidad o un (1) juego según el tipo de inversión. Los metrados de la inspección de

campo representan la cantidad de inversión verificada en campo. Los códigos

secundarios caracterizan aún más el tipo de inversión, por ejemplo, en el caso de

redes eléctricas aéreas el código secundario representa el tipo de postación en el

trayecto de las redes.

Un segundo procesamiento fue realizado para determinar los códigos CodTramoMT

y CodTramoBT de cada tipo de inversión. Estos códigos permiten establecer una

relación entre la parte alfanumérica de las inversiones (códigos VNR) y la

información GIS (geographical information system) que determina la parte gráfica

(líneas en los trazados de redes y puntos en la ubicación de algunas inversiones

como postes, lámparas, equipo de seccionamiento, etc.). De acuerdo a la

planimetría obtenida de la inspección de campo, se identificaron los trayectos

recorridos y su correspondiente CodTramoMT o CodTramoBT para la inspección de

redes MT y BT, respectivamente.

Para la validación de las redes y metrados se utilizó un factor de ajuste que se

calculó a partir de los errores porcentuales encontrados entre la muestra y lo

reportado por la empresa resultado de la validación inicial.

El error porcentual es definido de acuerdo con la siguiente expresión:

%100

reportado

verificadoreportado

M

MMerror , (1)

Donde:

Mreportado: metrado reportado por la empresa;

Mverificado: metrado verificado en la inspección de campo.

Un error positivo significa que las redes existentes se encuentran

sobredimensionadas (mayor metrado reportado). Un error negativo significa que las

redes existentes se encuentran subdimensionadas (menor metrado reportado). Esta

última posibilidad es consecuencia de no haber actualizado la información de las

altas realizadas en el sistema.

El error porcentual se calcula con la información de los metrados totalizados en

todas las muestras de MT y BT. Para cada componente (redes aéreas, estructuras,

luminarias, etc.) se verificará si el error porcentual es algebraicamente mayor a 3%

(error > 3%), en caso de cumplirse serán ajustados los metrados de acuerdo a la

diferencia existente entre el metrado reportado y lo verificado usando el umbral de

3%, de acuerdo con la siguiente expresión:

reportadovalidado MM %3%100 error (2)



Página 66

Donde:

100% – error + 3%: factor de corrección;

Mvalidado: metrado validado resultado de la corrección de metrados.

El resumen de la comparación y resultados entre el metrado reportado y verificado en

la inspección de campo es mostrado en el siguiente cuadro:

Cuadro 3.3- Comparación y resultados de la validación de la información recibida de la

inspección de campo



Página 67

En el cuadro anterior se observa un mayor error porcentual en redes de AP y

luminarias.

En el Cuadro 3.4, se muestra el cálculo de factores de corrección aplicados a la

información reportada.

Cuadro 3.4- Cálculo de factores de corrección aplicados a la información reportada

En el cuadro anterior se observa que se aplicará el factor de corrección al metrado

reportado de redes de AP y luminarias. Las redes de alumbrado público tienen un error

de -6%, que es negativo, y será aplicado un factor de corrección de 91% al respecto.

Asimismo, a las luminarias se aplica un error de +27,71% que es positivo y del mismo

modo se aplica un factor de incremento al respecto de 130,7%. Respecto a los

equipos de control no se ha considerado un factor de corrección dado que en la

muestra se ha encontrado una SED atípica (E402137 Cachi Baja) que no tenía

fotoceldas debido a que se encontraba en proceso de reubicación de la SED.

Adicionalmente, se realizó una comparación entre las características de las

instalaciones reportadas por ELECTROCENTRO y las instalaciones verificadas en la

inspección de campo, a partir de ello a continuación son mencionadas las diferencias

encontradas:

Diferencia en la sección de la línea primaria asociada a los siguientes

alimentadores:

Alimentador A4111, ELECTROCENTRO reportó tramos de aleación de aluminio

de 1x16 mm2 de 2,287 km y se verificó en campo cable de cobre de 1x16 mm2

en 2,312 km. Cabe señalar que en algunos ramos se detectó la ausencia de

cable neutro por robo.

Alimentador A4113, en el cuadro siguiente se presenta la comparación de las

diferencias en las secciones de los conductores.

Tipo Núm. Unidades Reportado Verificado

Red aérea Km 51 51 -0,7% 100,0%

Estructuras Unidad 367 378 -3,0% 100,0%

Red aérea servicio particular Km 14 14 2,8% 100,0%

Red aérea alumbrado público Km 9 9 6,4% 96,6%

Luminarias Unidad 83 106 -27,7% 130,7%

Equipos de control Unidad 10 9 10,0% 100,0%

Alimentadores A4111,

A4113, A4122

Todas las SEDs

1, 2, 3MT

1-10BT

MetradoInstalaciones

Inspeccionadas

Muestra Error

Porcentual

Factor de

CorrecciónTipo de componente



Página 68

Cuadro 3.5- Diferencias en secciones de conductores del alimentador A4113

ITEM Reportado

Reportado

(Km)

Verificado

(Km)

Diferencia

(km)

1 AA02501 3,15 0,14 3,01

2 AA03501 0,52 3,70 -3,19

3 AA02502 1,09 0,00 1,09

4 AA02503 1,18 0,00 1,18

5 AA03503 1,69 0,00 1,69

6 AA01601 0,08 0,00 0,08

7 AA01602 0,29 1,06 -0,77

8 Cu01601 0,79 2,93 -2,14

9 CU01602 1,99 0,34 1,65

10 AA01603 0,00 3,06 -3,06

Alimentador A4122, parte de la red que ELECTROCENTRO reporta como cable

de aleación de aluminio de 1x25 mm2 y 2x25 mm2 se ha constatado en campo

que son de 1x16 mm2 y 2x16 mm2; además, los cables de cobre aéreo han sido

cambiados a aluminio.

Diferencia en los metrados correspondientes a las redes secundarias de las

subestaciones que se tomó como muestra se encontró 106 Equipos de AP

comparado con los 83 reportado por ELECTROCENTRO.

Las diferencias en las características de las redes, los cambios de sección y tipo de

luminaria fueron consideradas en los formatos B con resultados extendidos al total del

sistema Huancavelica Rural de manera proporcional al encontrado en la muestra.

d) Corrección de los antecedentes que muestren diferencias entre las

instalaciones asignadas por la empresa al sistema eléctrico modelo y lo

que al respecto determine el consultor (inciso h de TR).

Se verificó con la información de la base VNRGIS y la planimetría que las

instalaciones reportadas pertenecen a los ocho alimentadores que conforman el

Sistema Modelo Huancavelica Rural.

e) Eliminar cualquier duplicidad en la representación de los costos de VNR

(inciso j de TR).

Con respecto a los metrados de las instalaciones eléctricas, para la verificación de

duplicidad de metrado en la información reportada se llevó a cabo un proceso de

validación el cual siguió los siguientes criterios:



Página 69

La verificación de duplicidad abarca los metrados de las redes MT (aéreas y

subterráneas), postes de MT, equipo de seccionamiento y protección,

subestaciones MT/BT, redes BT (aéreas y subterráneas) de servicio particular y

alumbrado público, lámparas de alumbrado público, postes de BT, equipos de

control de alumbrado público.

La verificación de duplicidad fue realizada inicialmente usando la información

alfanumérica mediante consultas de base de datos en la plataforma SQL.

En los elementos asociados a líneas (tramos de redes MT y BT) se verificó que

entre nodo inicial y final no existen reportados dos o más inversiones.

En el caso de elementos asociados a nodos (postes, equipos de seccionamiento

y protección, lámparas, etc.) se verificó que en ese nodo no existen reportados

dos o más inversiones de un mismo tipo.

En el reporte de la información del VNR son usados los códigos VNR más

adecuados para permitir describir de una manera completa distintos tipos de

inversiones. La duplicidad de información debe tomar en cuenta este criterio, así

por ejemplo en el caso de tramos MT de doble terna existen códigos VNR que

permiten informar este tipo de configuración imposibilitando que se reporte

metrados en paralelo de configuraciones de simple terna.

Un segundo proceso de validación fue llevado a cabo usando la forma gráfica, es

decir, se realizó un rastreo de los trazados de las redes de MT y BT, verificando

posibles metrados sobrepuestos.

En redes MT no debería encontrarse superposición de tramos.

En redes BT se permite que redes existentes compartan sus estructuras para

otras nuevas redes. En este caso tenemos el servicio particular compartido en

redes de servicio particular (SP-SP), el alumbrado público compartido en redes

de servicio particular (AP-SP) y el alumbrado público compartido en redes de

alumbrado público (AP-AP).

Los resultados de la validación relacionados con la duplicidad de metrados, concluyó

que no existen metrados duplicados en las redes de MT y BT.



Página 70

Cuadro 3.6- Resumen de deferencias entre los Validado vs Reportado del Valor Nuevo de

Reemplazo de las Instalaciones de Distribución Eléctrica – Sistema Modelo

3.5 ANTECEDENTES DE LAS INSTALACIONES NO ELÉCTRICAS

a) Documentos solicitados:

Detalle de las inversiones no eléctricas destinadas a la prestación del

servicio de Distribución correspondiente al SEM Huancavelica Rural,

valorizados en US Dólares.

Detalle de otras inversiones no eléctricas en bienes muebles e inmuebles

del SEM Huancavelica Rural.

Valor de las inversiones no eléctricas a nivel de Empresa.

b) Documentos entregados por la empresa:

Adicionalmente a la documentación de Activos Fijos entregada por el Área de

Contabilidad, se recibió la siguiente información:

Componente UnidadSistema Eléctrico

Modelo Reportado

Sistema Eléctrico

Modelo ValidadoDiferencias

Sistema Eléctrico

Modelo Reportado

Sistema Eléctrico

Modelo ValidadoDiferencias

Media Tensión

Red Aérea km 1 104,052 1 104,052 5 205,82 5 205,82

Red Aérea 795,223 795,223 4 934,14 4 934,14

Red Aérea - Neutro 308,829 308,829 271,68 271,68

Red Subterranea - -

Equipos de Protección y Seccionamiento unidad 71,00 71,000 8,86 8,86


Subestaciones

Subestaciones de Distribución MT/BT

Monoposte unidad 580,00 580,00 1 818,89 1 818,89

Biposte unidad 1,00 1,00 9,80 9,80

Convencional unidad -

Compacta Pedestal unidad -

Compacta Bóveda unidad -

Otras Subestaciones

Elevadora/Reductora unidad

De Seccionamiento unidad


Baja Tensión

Red Aérea

Servicio Particular km 1 219,56 1 219,56 4 101,39 4 101,39

Alumbrado Público km 407,27 393,43 -13,85 618,94 597,89 -21,05

Luminarias unidad 3 478,00 4 546,00 1 068,00 287,60 375,91 88,31

Equipos de Control unidad 375,00 375,00 59,24 59,24

Red Subterránea

Servicio Particular km

Alumbrado Público km

Luminarias unidad 46,00 46,00 3,83 3,83

Equipos de Control unidad 1,00 1,00 0,16 0,16

Total Red Baja Tensión 5 690,10 5 736,31 46,21

Instalaciones No Eléctricas

Terrenos y Edificios

Terrenos m2 182,88 182,88 3,73 3,73

Edificios y Construcciones m2 -

Equipos de instalaciones no eléctricas

Equipos y vehículos de transporte y carga unidad -

Equipos de almacén, maestranza, medición y controlunidad -

Equipos de comunicación unidad -

Equipos de oficina unidad -

Equipos de computación unidad -

Otros equipos unidad -

Total Instalaciones No Eléctricas 3,73 3,73 -

TOTAL 12 737,20 12 783,41 46,21

Metrados VNR (Miles de US$)



Página 71

b.1) Detalle de VNR de instalaciones no eléctricas en bienes muebles e

inmuebles de la UU.NN. Huancavelica clasificado por:

Terreno.

Construcciones.

Vehículos y transportes.

Equipos de comunicaciones.

Equipos y muebles de oficina.

Herramientas y equipos de seguridad.

Equipos de cómputo.

Se hizo la validación de una muestra de 20% de activos no eléctricos, en el Cuadro 3.7 se

presenta el resumen del VNR no eléctrico del SEM; asimismo, en el Cuadro 3.8 se presenta

la opción de inductores utilizado para la asignación de costos.

Cuadro 3.7- Valorización de los Activos No Eléctricos de la Unidad de Negocios

Huancavelica y del Sistema Eléctrico Modelo

Descripción Código

Valor Contable Unidad de

Negocios Huancavelica (US

$)

Valor Contable Sistema

Eléctrico Modelo (US $)

Terrenos 1400 113 121 43 343

Edificaciones 2400 653 308 236 395

Vehículos 4400 1 070 555 656 398

Muebles y Enseres 5400 106 140 50 290

Equipos Diversos 6140 29 931 14 182

Otros 6400 378 646 179 407

Total General 2 351 701 1 180 016

Cuadro 3.8- Opciones de Inductores

Nota: La información de facturación, energía y clientes del SEM y los otros sistemas asociados ha sido

obtenida de la información comercial del FOSE, La fuente del resto de información proviene del VNR de

Electrocentro.

Cantidad% respecto

a empresaCantidad

% respecto

a empresaCantidad

% respecto

a empresaCantidad

% respecto

a empresa

Facturación venta de

energía y potencia

Miles de

nuevos soles243 011 4 268,9 0,0 2 110,2 0,0 935,9 0,0 5 367,8 2,2%

Energía activa facturada Mw/h 590 298 9 886,4 0,0 4 325,6 0,0 2 734,7 0,0 12 638,9 2,1%

Números de Usuarios Cantidad 573 357 22 979,0 0,0 10 115,0 0,0 6 762,0 0,0 8 642,0 1,5%

Longuitud de Linea de

Distribución MTKm 8 073 790,3 0,1 141,3 0,0 245,1 0,0 24,1 0,3%

Longuitud de Linea de

Distribución BTKm 8 755 706,0 0,1 232,9 0,0 228,8 0,0 72,0 0,8%

Año 2011

SE PampasSE Huancavelica Rural

OPCIONES DE INDUCTORES

Periodo Concepto Unidad Total EmpresaSE Huancavelica CiudadSE Tablachaca

SE0075 SE0070 SE0078 SE0061



Página 72

b.2) Valor de las inversiones no eléctricas a nivel de Empresa.

c) Anexos

En el Anexo 3.5-1, se presenta copia de la información recibida, sólo en medio

magnético.

3.6 ANTECEDENTES COMERCIALES

3.6.1 Compras y ventas de Energía y potencia

Metodología

En la validación de la información comercial se siguió el siguiente procedimiento:

Tomando como base la información proporcionada por ELECTROCENTRO en el

formato V- 3 a nivel de empresa para los años 2011 y 2012, se confrontó con la

información de los Formatos A V-1 y A V-2, con el fin de verificar la consistencia de

la información.

Se confrontó la información comercial (SISDIS) proporcionada por GART con la

información de los formatos A V-1 y A V-2 para verificar que la información de

número de clientes, ventas de energía y facturación por venta de energía sea

consistente.

Confrontación entre formatos A V-1 y A V-2 con los formatos A VI a fin de verificar

la consistencia de la información.

Para efectos de validar la información del Sistema Eléctrico Modelo de

Huancavelica Rural (Sector típico 6), se visitó los Centros de Transformación de

Huancavelica Norte, Ingenio, CH Yauli y Caudalosa, verificándose la existencia de 5

medidores electrónicos en (Ingenio (2), Caudalosa, Huancavelica Norte y CH Yauli)

con memoria de masa en las barras de 22.9 kV (para los siete alimentadores y la

CH Yauli). ELECTROCENTRO ha proporcionado perfiles de carga de los registros

de potencia de 5 medidores existentes, los cuales se han utilizado para determinar

la máxima demanda y la energía asociada al sistema eléctrico de Huancavelica

Rural.

En el Anexo 3.6-1, se presenta los perfiles de carga del SEM Huancavelica Rural para

los años 2011-2012 y su cuadro resumen respectivo.

Resultados

Confrontación de la información proporcionada en el formato A V-3 con la

información de los formatos A V-1 y A V-2

Al confrontar la información consolidada del formato A V-3 de la empresa total

con la correspondiente información de los formatos A V-1 y A V-2 se observa



Página 73

que son los mismos valores, es decir a partir del formato A V-3 se generan los

formatos A V-1 y A V-2 de la empresa total.

En el Anexo N 2, se muestra, a manera de ejemplo, la comparación del número

de clientes y ventas de energía obtenida del formato A V 3 con la

correspondiente información de los formatos A V 1 A V 2, donde se observa que

las diferencias son ceros, lo que confirma lo expresado anteriormente.

Las comparaciones para la venta de potencia en punta y fuera de punta, venta

de energía en punta y fuera de puntas así como la facturación por costo fijo,

energía y potencia, para los años 2011-2012, están en el archivo Formato V-

3.xls.

Del mismo modo, al confrontar la información del formato A V 3 con la

información los formatos A V 1 y A V 2 correspondientes al sistema

Huancavelica Rural, no se encuentran diferencias.

En forma similar que en el caso anterior, en el Anexo N 2 se muestra a manera

de ejemplo los resultados de la confrontación del formato A V 3 con los formatos

A V 1 y A V 2.

La confrontación de la información de ventas de energía de los formatos A V 1 y

A V 2 con la correspondiente información de los formatos A VI, no proporciona

diferencias con lo cual se demuestra la consistencia en este extremo de la

información.

Confrontación de la información comercial de la GART con la información de los

formatos A V-1 y A V-2

La GART ha proporcionado información de número de clientes, venta de energía

y facturación para el sistema eléctrico Huancavelica Rural la cual se ha

confrontado sólo con la información proporcionada por la empresa en el formatos

A V 1, tomando en cuenta la validez de la información entre los formatos A V 1 y

A V 2, obtenida en el punto anterior. De esta confrontación se han obtenido

diferencias las cuales corresponden al de la tarifa BT5D.

En el Anexo Nº B, se muestran las diferencias obtenidas en la confrontación del

número de clientes, facturación y las ventas de energía.



Página 74

3.7 ANTECEDENTES DEL BALANCE DE POTENCIA Y ENERGÍA

Validación de los Formatos A VI: Balances de Energía y Potencia

Los formatos A VI a nivel empresa para los años 2011 y 2012 están incompletos, no se ha

considerado las compras de potencia, sino han sido calculadas. No presentan los factores

de coincidencia y las pérdidas técnicas y no técnicas por cada nivel de tensión.

Para la validación del balance de Energía y Potencia correspondiente al Sistema Modelo, se

ha considerado los formatos VI remitidos por ELECTROCENTRO, cuyas compras de

energía y potencia han sido modificados con los registros de potencia y energía de los 5

medidores en la barras de 10 kV(SET Huancavelica Norte) y 22.9 kV de las SET: Ingenio

(A4122 y A4123), Caudalosa (A4131); además, de los registros de la Central Hidroeléctrica

Yauli; asimismo, las ventas de energía y potencia han sido validadas con la información

presentada en los formato V-3, tanto en baja como en media tensión, correspondientes a la

empresa ELECTROCENTRO y al Sistema Eléctrico Modelo para los años 2011-2012. Para

el cálculo de las potencias coincidentes del sistema modelo para los cliente binomios, se

han calculado multiplicando las demandas facturadas por los factores de coincidencia a la

punta vigentes para el (año 2009) correspondiente al Sector Típico 5.

Para el caso de la tarifa BT5B, BT5D, BT5NR, su potencia se ha calculado utilizado el

número de horas de uso vigente NHUBT = 262, asimismo, se ha determinado los

correspondientes factores de carga y pérdidas para cada una de las opciones tarifarias y

pérdidas reportadas parcialmente.

En vista que la información de pérdidas de potencia está incompleta se ha logrado

completar parcialmente la verificación de los balances de potencia lo cuales se presentan en

los formatos B VI.

3.8 ANTECEDENTES DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

3.8.1 Antecedentes de Explotación Técnica

Criterios de Validación:

Para la validación de los antecedentes de las Actividades de Operación y

Mantenimiento, se aplican criterios que básicamente consisten en:

Coordinar entrevistas y/o reuniones con los responsables de las actividades de

operación y mantenimiento de ELECTROCENTRO, principalmente con los

responsables encargados del Sistema Eléctrico Modelo.

Verificación en campo las actividades de mantenimiento.



Página 75

Verificación de la información a través del análisis del sustento solicitado a los

responsables de las actividades de operación y mantenimiento del Sistema

Eléctrico Modelo de ELECTROCENTRO.

Proceso de Validación:

Durante la visita de campo, se sostuvo una entrevista con los profesionales

responsables de supervisar las actividades de operación y mantenimiento eléctrico del

Sistema Eléctrico Modelo, Huancavelica Rural. La persona responsable entrevistada

fue el Supervisor de Operación y Mantenimiento de la División S.E. Huancavelica

Rural, el Ingeniero Fernando Fernández.

Durante la entrevista, el Supervisor manifestó que estas actividades se realizan en las

instalaciones de media tensión, subestaciones de distribución, baja tensión y

alumbrado público. Para el desarrollo de dichas actividades, se forma un equipo de

trabajo con personal combinado de la Empresa ELECTROCENTRO (cuya labor

principal es la de supervisar el trabajo) y de la Contratista (cuya labor principal es la de

ejecutar las actividades de operación y mantenimiento).

Asimismo, durante la entrevista, se solicitó información que sustente las actividades de

operación y mantenimiento desarrollado en los años 2011 y 2012 de acuerdo a los

términos de referencia.

Información Validada:

En cuanto a la validación y revisión de la información correspondiente a las actividades

de Explotación Técnica, tal como se mencionó en el ítem 2.8.1, a la fecha se cuenta

con la totalidad de los Formatos A.

Sin embargo, con la información disponible a nivel de Total Empresa y Sistema

Eléctrico Modelo, se procedió a validar únicamente los formatos entregados,

verificando la consistencia de los resultados finales correspondientes a las actividades

de explotación técnica.

Por otro lado, producto de las entrevistas con el Supervisor, se ha podido verificar

información, referente a las diferentes actividades de Mantenimiento y Operación de

Media Tensión, Baja tensión, Alumbrado Público y Subestaciones.

Asimismo, dado que la información facilitada por ELECTROCENTRO, no es suficiente,

siendo éste muy genérico, no se ha podido validar información como:

Lista de actividades de mantenimiento ejecutadas en los años 2011 y 2012, las

cuales se hubiera validado de contar con la relación de órdenes de trabajos de los

años 2011 y 2012.



Página 76

Repuestos de mantenimiento utilizados en los años 2011 y 2012, que hubiera

podido ser validada con el movimiento de almacenes (ingresos y egresos).

3.8.2 Antecedentes de Explotación Comercial

Criterios de Validación:

Para la validación de los antecedentes de las Actividades de Explotación Comercial se

aplican los mismos criterios que para la validación de las Actividades de Explotación

Técnica, que básicamente consisten en:

Coordinar entrevistas con los responsables de las actividades comerciales del

Sistema Eléctrico Modelo.

Verificación de la información a través del análisis del sustento solicitado a los

responsables de las actividades comerciales del Sistema Eléctrico Modelo.

Proceso de Validación:

De las entrevistas realizadas con el Supervisor de O&M durante la visita de campo, se

aprovechó para coordinar sobre las actividades comerciales.

Información Validada:

Para el caso de la explotación comercial, la información validada corresponde a los

Formatos A entregados, verificando la consistencia de los resultados finales y los

criterios de asignación de inductores de costos y los sustentos de los criterios y

metodología utilizada.

Por tanto, con la información disponible se procedió a la validación asignando los

inductores de costos con los cuales se procedió a estimar los Costos correspondientes

a las actividades de explotación comercial.

Sin embargo, con la información disponible no se ha podido validar información como:

Lista de actividades comerciales ejecutadas en los años 2011 y 2012, las cuales se

hubieran validado de contar con la relación de órdenes de trabajos de dichos años.

3.9 ANTECEDENTES DE ASIGNACIÓN DE COSTOS

3.9.1 Definiciones

A continuación se precisará el alcance de la denominación de los costos en sus

diferentes tipos:



Página 77

COSTOS DIRECTOS (CD):

a) Área de Comercialización.

Gastos de gestión y apoyo de las Divisiones a cargo de la comercialización de

la venta de energía y colaterales. No incluye gastos de operación y

mantenimiento de los Servicios y Sectores Eléctricos.

Gastos de gestión y apoyo de las Sub gerencias regionales en lo que

corresponde a Comercialización.

b) Área de Distribución (Sin compra de energía).

Gastos de gestión y apoyo de las Divisiones Operativas del Área – Sede

Central.

Gastos de gestión y apoyo de las Sub gerencias regionales en lo que

corresponde a Operaciones.

c) Conexiones y medidores.

d) Cortes y reconexiones.

e) Compra de energía.

f) Otros cargos no operativos.

Total tributos.

Total provisiones (excepto depreciación).

Total Cargas diversas de gestión.

COSTOS INDIRECTOS (CI)

a) Los Gastos Generales (gerenciamiento y administración):

Directorio.

Oficina de control interno.

Gerencia General (GG).

Unidades de asesoría y apoyo dependientes de la GG.

Gerencia de Administración (GA).

Unidades de Administración y servicios de GAF.

Gerencia de Planeamiento y Control de gestión.

Gerencia de ingeniería.

Gerencia Comercial.

b) Los gastos de la Jefatura y administrativos de las Divisiones de servicios

eléctricos y sub gerencias regionales:

Para efectos del cálculo de Costos Indirectos no se incluyen las Cargas

Financieras.



Página 78

COSTOS DE SUPERVISIÓN DIRECTA

Costos de las áreas que realizan supervisión de las actividades de Operación,

Mantenimiento y Comercialización en forma directa. No se incluye a las Jefaturas

de Sub gerencias regionales.

3.9.2 Criterios de asignación de Costos Indirectos a nivel de Actividades

Consideraciones previas

Luego de determinar el importe de los Costos Indirectos, corresponde, en primer lugar,

definir qué porcentaje de éstos deberán imputarse como asignación a los Gastos de

Explotación y a la actividad de Inversión, aplicándose el criterio estipulado en el

inciso b) del numeral 5.1 del Manual de Costos para Empresas de Electricidad.

En esta norma se precisa que el 75% de los Costos Indirectos se debe aplicar a los

Costos del Servicio y el 25% al importe por Inversiones, siempre que este monto

resultante no exceda el 7.5% del monto de la inversión anualizada.

Criterios de Validación

Primera asignación

Acorde con la anterior referencia normativa, se ha determinado que la asignación

de los costos indirectos a la actividad de Inversión para los años 2011 y 2012, sea

de un 25%, teniendo en cuenta que el importe equivalente, en relación al total de

costos indirectos, no sobrepasa el 7.5% del importe total de Inversiones.

Segunda asignación

El importe de CI asignado a los Costos de Explotación (75% de los CI) se distribuirá

entre las siguientes actividades en función al porcentaje de participación que tengan

respecto al valor total de la Concesión:

o Generación.

o Transmisión.

o Distribución.

o Comercialización.

o Conexiones a la red de distribución.

o Cortes y reconexiones.

No se incluirá la Compra de Energía como parte de los gastos de Distribución, para

efectos de cálculo de participación.



Página 79

3.9.3 Criterios de asignación de Costos Indirectos a nivel de Empresa

Consideraciones para determinación de inductores a aplicar

A continuación, se analizan las características funcionales de los referentes de las

cuentas de Costos Indirectos, cuyos importes van a ser asignados al Sistema Eléctrico

Modelo:

1. El Directorio tiene a su cargo el control y supervisión de la gestión de la Gerencia

General y la toma de decisiones de alta responsabilidad tanto de gestión como

de inversión.

2. La Gerencia General invierte el mayor porcentaje de su tiempo en la gestión de

la empresa y la toma de decisiones operativas y administrativas, en nivel

inmediato superior al de las Gerencias de áreas o sub gerencias regionales.

3. En el caso de las Gerencias de Áreas Operativas, se ha determinado que la

dedicación de horas-hombre de la Gerencia de Ingeniería está en función al área

de trabajo en la operación y mantenimiento de las instalaciones eléctricas de los

Sistemas Eléctricos. En el caso de la Gerencia Comercial, el volumen de trabajo

está en función a los clientes, independientemente del mayor o menor consumo

de energía.

4. En lo que respecta a los órganos de apoyo, cabe mencionar que, tanto la

Gerencia de Administración y sus unidades de apoyo, como la Gerencia de

Planeamiento, dedican sus horas-hombre a:

a. Apoyo administrativo y de servicios a las áreas operativas, tanto de la sede

central como de las unidades de negocio.

b. Administración de egresos por obras e inversiones.

En ese sentido, la utilización de horas-hombre referida en a), se efectúa en proporción

al movimiento operativo de cada unidad de negocio.

Con el objeto de determinar el porcentaje de asignación de Costos Indirectos a los

Sistemas Eléctricos, se establecerán opciones para ser utilizados como inductores,

basados en los diferentes factores de relación entre las unidades orgánicas y el

porcentaje de dedicación a las diferentes actividades.

Asimismo, tomando en cuenta el origen del gasto y las consideraciones especificadas

en párrafos anteriores y, los inductores se seleccionarán entre las opciones

mencionadas, para aplicarlos a cada cuenta de los costos indirectos, tales como:

a) Para los Gastos de Distribución.

La proporcionalidad en la asignación se determinará en función a la longitud de

líneas de distribución, en base al promedio de BT y MT.



Página 80

Nuestro criterio se sustenta en que el trabajo de operación y mantenimiento de las

instalaciones está en función al área de trabajo que comprende la localidad donde

se efectúa.

b) Para los Gastos de Comercialización.

Se optó por el factor de número de usuarios ya que el volumen de trabajo

desarrollado por el personal de esta Área está en función de dicho factor.

c) Para los gastos de la Gerencia General y Directorio

Los profesionales pertenecientes a estas áreas utilizan su tiempo en proporción a

las prioridades que tengan las áreas operativas y administrativas y en cumplimiento

a lo que el Directorio disponga.

Sus tareas están principalmente orientadas en función a la rentabilidad de la

empresa y, por tanto la mayor cobertura de ventas en el área de concesión

asignada. Se opta por el factor Energía Activa facturada.

d) Para los Gastos de Administración y Planeamiento

El personal de esta área ocupa su tiempo proporcionalmente a las prioridades y

magnitud que tengan las áreas operativas y administrativas habiéndose

determinado que los trámites administrativos están en función, prioritariamente, del

número de usuarios, al no influir más o menos en la carga de trabajo, el mayor o

menor gasto de operación y/o mantenimiento.

El parámetro seleccionado es la Energía Activa facturada.


Tercer nivel de Asignación

El procedimiento consiste en asignar los Costos Indirectos de la Empresa Real a la

Unidad de Negocios del S.E. Huancavelica Rural, por ser la unidad orgánica de la

cual depende operativa y administrativamente el SEM del Sector Típico 6.

Para efectos de dicha asignación solo se considerará la aplicación a las actividades

de Distribución, Comercialización, Cortes y reconexiones y Conexiones/Medidores,

respecto a la cantidad del Segundo nivel de asignación.

De esta forma ya se cuenta con la información de los importes a asignar al S.E.

Huancavelica Rural, en cada actividad, como costos indirectos.



Página 81

Costos de Supervisión Directa

Los Costos de Supervisión Directa de la Empresa Total no se asignan al sector, ya

que los mismos comprenden la sumatoria de los costos por este concepto, de la

Empresa Real más la de todos los SE y Sub gerencias regionales.

Si procede asignar al S.E. Huancavelica Rural los Costos de Supervisión Directa de

la Unidad de Negocios de Huancavelica Rural, por tener a su cargo el personal de

esta unidad en la supervisión de los trabajos de operación / mantenimiento y

comercial de la empresa contratada.

Sobre el particular, procederemos a determinar los Costos de Supervisión Directa

de Huancavelica Rural.

3.9.4 Criterios de asignación de Costos a nivel de Sistema Eléctrico Modelo


Cuarto nivel de Asignación

Según lo establecido párrafos arriba, ya se cuenta con los datos de los CI y CSD a

ser asignados al SEM Huancavelica Rural.

En tal sentido, dichos costos se asignaran a las actividades en función a su

participación proporcional en los Costos Directos.

No se considerará dentro de los costos directos de A 4, A 5 y A 6, ala Compra de

Energía ni Depreciación.

3.10 ANTECEDENTES DE LA CALIDAD DE SERVICIO ELÉCTRICO

La Calidad de Suministro se evaluará considerando sólo las interrupciones que se originan

en cada Sistema Eléctrico, utilizando los siguientes cuatro (4) indicadores que se calculan

para períodos de control semestrales y para cada nivel de tensión (BT y MT).

Frecuencia total media de interrupciones ponderada por sistema (SAIFI), Se calcula

haciendo el cociente del número total de clientes interrumpidos (imprevistos y

programados), sobre el número total de clientes servidos.

Duración total media de interrupciones ponderada por cliente (SAIDI), Se calcula

haciendo el cociente de la suma de las duraciones de interrupción del cliente en horas

sobre el número total de clientes.

Frecuencia total media de interrupciones ponderada por cliente (CAIFI), Se calcula

haciendo el cociente del número total de clientes interrumpidos sobre el número de

clientes afectados.



Página 82

Duración total media de interrupción ponderada por cliente (CAIDI), Se calcula haciendo

el cociente de la suma de las duraciones de interrupciones del cliente en horas sobre el

número total de clientes interrumpidos.

Las Tolerancias de Calidad

El Sistema Eléctrico Modelo del Sector Típico 6, Huancavelica Rural, es calificado como

Sistema Rural Disperso según la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos

Rurales (NTCSER), la misma que establece las tolerancias de los indicadores de Calidad de

Suministro para Clientes conectados en BT y MT, los cuales se muestra en el cuadro

siguiente:

Cuadro 3.9- Tolerancias índices de calidad según la NTCSER. Sistema Eléctrico Rural Disperso

Nivel de Tensión NIC DIC

MT 07 28

BT 10 40

Dónde:

NIC: Interrupciones/semestre - equivale al SAIFI.

DIC: horas/semestre - equivale al SAIDI.

Información Emitida por la Empresa de los Índices de Calidad:

La empresa concesionaria ELECTROCENTRO, en su información emitida para el desarrollo

del presente estudio hizo entrega de los índices de calidad de servicio de media tensión

(MT), SAIDI y SAIFI, correspondientes a los periodos 2011 y 2012, a nivel de Sistema

Eléctrico Modelo.

Con la información recibida del SAIFI y SAIDI anuales, se pudo completar la siguiente tabla:

Cuadro 3.10- Indicadores de Calidad del Servicio del Sistema Eléctrico Modelo Periodo 2011 y

2012

Periodo 2011 Periodo 2012

SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI

Total Empresa 48,8 105,6 34,7 68,8

Sistema Eléctrico

Modelo

54,0 121,6 27,2 79,2

Del cuadro precedente se observa que a nivel de Empresa el SAIFI del primer y segundo

año exceden a los índices de calidad establecidos mientras que el SAIDI se encuentra

dentro de la tolerancia establecida en la NTCSER.



Página 83

Asimismo, a nivel de Sistema Eléctrico Huancavelica Rural, el SAIDI y el SAIFI del periodo

2011 y 2012 se encuentran muy por encima de los índices de calidad establecidos en la

NTCSER.

Validación de los Índices de Calidad:

Con la información disponible de los registros de interrupciones del 2011 y 2012 se validará

los índices de la calidad del servicio eléctrico del Total Empresa y Sistema Eléctrico Modelo.

3.11 FORMATOS B

A partir de la validación y de los estudios desarrollados, la información de todos los cuadros

que se detallan en el Anexo A del presente informe (Formatos A) fue corregida y en

consecuencia la información resultante fue denominada (Formatos B), lo que equivale a la

“Validación y Revisión de los Antecedentes por el Consultor” que se detallan en el Anexo B.

Se encuentra pendiente la validación el formato VII por no contar con la información de

detalle suficiente de las pérdidas en MT y BT.

4 ETAPA II – AJUSTE INICIAL DE COSTOS (FORMATOS C)

4.1 DESCRIPCIÓN DE LA ORGANIZACIÓN

Por lo restringido de la información recibida de la Empresa, solo se ha podido consignar

parcialmente las siguientes especificaciones, las mismas que se complementarán al recabar

la información faltante, que debe ser validada.

Así, en este segundo informe se señalan los criterios y metodología que serán tomados en

cuenta para esta etapa de Ajuste Inicial de Costos, los mismos que se describen a

continuación:

4.1.1 Estructura organizativa

La estructura orgánica de la empresa tiene como base de referencia los objetivos y

estrategias de la misma, las mismas que se derivan de su misión y visión.

Siendo el objeto de la empresa, la distribución y comercialización de energía eléctrica

en las zonas de concesión asignadas, así como la generación y transmisión eléctrica

en los sistemas aislados hasta donde su sistema llegue al sistema nacional, sus

actividades estarán enmarcadas en dichos rubros.



Página 84

De acuerdo a lo observado en los trabajos de campo y por la información recibida de

las Gerencias de Electrocentro, la empresa realiza trabajos dentro de las siguientes

actividades, clasificadas en base a lo establecido en los Términos de Referencia del

Estudio de Costos del VAD:

ACTIVIDADES

A.1 Compra de Energía

ELECTROCENTRO S.A. compra energía a empresas generadoras del

Sistema Interconectado, para el suministro eléctrico a sus clientes de las

regiones que conforman su área de concesión.

A.2 Generación

ELECTROCENTRO opera grupos de generación hidráulica y térmica a fin de

suministrar energía eléctrica a los clientes ubicados en distintas localidades

de su área de concesión.

A.3 Transmisión

Esta actividad la realiza a través de las líneas de transmisión secundaria y

Sistemas Complementarios que operan en distintos niveles de tensión, como

66, 60 y 220 kV.

A.4 Distribución en Media Tensión

La actividad de distribución en media tensión la realiza en las localidades de

su zona de concesión a través del total de redes primarias que conforman los

diferentes sistemas eléctricos.

A.5 Distribución en Baja Tensión

La realiza en las localidades de su área de concesión mediante un sistema

que comprende sub estaciones MT/BT y toda la extensión de líneas en este

nivel de tensión.

A.6 Alumbrado Público

Atiende el servicio de alumbrado público en las localidades ubicadas dentro

del ámbito de sus concesiones de distribución.

A.7 Comercialización

ELECTROCENTRO Efectúa sus actividades de facturación, cobranza y

atención de clientes por intermedio de sus oficinas de atención al público,

instaladas en la Oficina Regional y las localidades donde cuenta con Unidad

de Negocios. Asimismo, se mantiene contratos de servicio de cobranza con

terceros en aquellas localidades que no se cuenta con oficinas propias.



Página 85

La venta de energía se efectúa en las localidades y ciudades para atender al

total de sus clientes, entre los que se cuentan también clientes no regulados.

A.8 Conexión a la Red de Distribución Eléctrica

La instalación de nuevos suministros es efectuada mediante contratos con

terceros, con la supervisión de personal propio de la Gerencia Comercial. La

atención a Clientes Mayores es efectuada con personal propio.

El mantenimiento y reposición de acometidas se efectúa, asimismo, a través

de terceros. El mantenimiento y calibración de los equipos de medición se

efectúa en el Laboratorio de la Gerencia Comercial.

A.9 Corte y Reconexión

Aplica a todos sus clientes donde haya motivaciones para ello. El corte y

reconexión de los suministros eléctricos se efectúa a través de servicios de

terceros, a excepción de los Clientes Mayores, que es ejecutada con personal

propio.

A.10 Gestión de Inversión en Distribución.

Existen proyectos de inversión para las actividades de generación,

distribución y con mayor relevancia en generación de pequeñas capacidades.

A.11 Gestión de Inversión en Otras Áreas.

N/A

A.12 Asesoría a Terceros.

N/A

A.13 Otros Servicios

Eventualmente servicios puntuales.

A.14 Negocios Financieros.

N/A

4.1.1.1 Organización de Electrocentro y su Unidad de Negocio Huancavelica

La estructura orgánica de ELECTROCENTRO será formulada, asignando

responsabilidades en función al sistema de relaciones y autoridad que configuran la

cadena de mando.

Actualmente se tiene un organigrama aprobado, además que conforme a lo

señalado por los supervisores de Electrocentro, la empresa está por implementar

un nuevo organigrama, que responde a la condición de una empresa subsidiaria



Página 86

que forma parte de un holding corporativo, como es el caso de su pertenecía al

grupo de empresas estatales Distriluz.

En general, independientemente de la forma de estructurar la organización, ya sea

funcional, matricial o mixta, las posiciones de decisión siempre corresponderán a

formar gerencias que incluirá como mínimo las siguientes:

Directorio

Oficina de Control Interno.

Gerencia General

Asesoría Legal.

Relaciones Públicas.

Gerencia de Ingeniería/Técnica

Oficina de Seguridad y Medio Ambiente.

División de Operaciones.

División de Mantenimiento.

División de Perdidas e Inversiones.

Proyectos y obras.

Perdidas Comerciales.

Mediciones.

Gerencia Comercial

División de Marketing, tarifas y contratos.

División de Ventas.

Clientes mayores.

Instalac., medición y laboratorio.

Unidades de Negocios.

Gerencia de Planeamiento y Control de Gestión

División de Planeamiento y Control de Gestión.

División de Sistemas de Información.

Oficina de Normalización y Estandarización.

Gerencia de Administración

División de y Finanzas.

División de Contabilidad.



Página 87

División de Logística.

División de Recursos Humanos y capacitación.

Como órgano ejecutivo de primer nivel se encuentra al Directorio, del cual

dependen directamente la Gerencia General y el Órgano de Control Interno.

La Gerencia General contará como órganos de línea a la Gerencia de

Ingeniería, Gerencia Comercial y las Sub gerencias regionales.

Los órganos de apoyo serían: Gerencia de Administración y la Gerencia de

Planeamiento y Control de Gestión.

Los órganos de asesoría serán: Asesoría Legal y Relaciones Públicas.

Gerencias

1. La Gerencia de Planeamiento y Control de Gestión tiene a su cargo la

planificación, normalización, supervisión y evaluación de las actividades

así como el control de gestión de los proyectos de inversión.

2. La Gerencia de Ingeniería tiene a su cargo:

La supervisión de la operación y mantenimiento de las instalaciones

eléctricas de generación, transmisión y distribución de las subgerencias

regionales.

Gestión y supervisión de las operaciones y mantenimiento de las

mencionadas actividades, de los sistemas eléctricos de la región Cuzco,

en coordinación con la Gerencia Comercial.

El Centro de Control de operación de sub-estaciones de potencia,

centrales de Generación y Distribución.

Medición de la calidad del servicio y control de pérdidas técnicas.

Supervisión de inversiones.

Seguridad y medio ambiente.

3. La Gerencia Comercial tiene a su cargo:

Gestión de la venta de energía eléctrica y administración de todo el

proceso de lectura de medidores, facturación de suministros, reparto y

cobranza.

Cortes y reconexiones.

Control de pérdidas comerciales.

Laboratorio y mediciones.



Página 88

4. La Gerencia de Administración y Finanzas tiene a su cargo las áreas de:

Logística, Finanzas, Contabilidad y Recursos Humanos.

5. Las sub gerencias regionales administran técnica y comercialmente el

servicio eléctrico de las localidades de su circunscripción, en las

actividades que operen. Cuentan con un área de administración y finanzas.

4.1.2 Funciones y actividades

Dentro de la información recientemente recibida, se tienen los MOF que serán

revisados, con lo cual se validarán los puestos y las funciones asignadas para

todas las plazas del personal, tomando en cuenta el régimen bajo el cual se

rigen internamente.

Se considera como válida la información recabada directamente de los Jefes de las

Unidades Operativas, sobre las actuales funciones, procesos, actividades y tareas bajo

responsabilidad de cada área.

Teniendo como referencia ambas fuentes de información, se ha formulará un cuadro

actualizado en el que se especificará el porcentaje de dedicación a cada una de las

actividades.

4.1.2.1 Descripción de cargos del personal, actividades y porcentaje de dedicación a

cada una de las mismas

Completando los numerales anteriores, bajo los criterios y metodología descritos,

se realizará la descripción de los cargos de todo el personal, estable, de plazo fijo e

indeterminado, especificándose el porcentaje dedicado a cada una de las 16

actividades establecidas como base para el diseño de puestos de trabajo.

4.1.2.2 Funciones de personal del S.E. Huancavelica Rural

Las funciones del personal que estará a cargo del Sistema Modelo, se realiza sobre

la base de distribución de cargos, funciones y asignación de zona de trabajo del

personal propio de la Unidad de Negocio Huancavelica, especificándose el personal

asignado en forma exclusiva a cada sistema eléctrico.

4.1.2.3 Descripción de Tareas Asignadas a Contratistas

Para el desarrollo de este acápite se cuenta con algunos de los contratos suscritos

por Electrocentro con terceros y que están vigentes a la fecha.

En lo que concierne a la atención del servicio del Sistema Eléctrico Modelo

Huancavelica Rural Sector 6, para las actividades relacionadas a costos de

explotación técnica y costos de explotación comercial, en los numerales 4.1.2.2 y



Página 89

4.3.1 se describen las características y recursos humanos que serán utilizados para

la prestación de servicios de terceros por intermedio del Contratista.

En lo que compete a los contratos de servicios a nivel Empresa, no comprendidos

en operación y mantenimiento o comercialización, a continuación se describe

sucintamente el alcance de sus actividades:

a. Asesoría Legal.

Prestar servicios profesionales de asesoría especializada en patrocinio

de procesos judiciales vinculados a temas laborales y provisionales.

b. Servicio de Vigilancia.

Prestación de servicios de resguardo y vigilancia en todos los locales

de la empresa, que incluye la protección y control de las instalaciones,

activos fijos, bienes materiales y locales de ELECTRO CENTRO.

c. Servicio de transporte de personal.

El servicio se efectúa por intermedio de la contratación de servicios de

rutas para transporte del personal desde la sede central en la ciudad

hacia las localidades de las unidades de negocios de Electrocentro.

d. Servicio de limpieza y mantenimiento de locales.

Comprende a los locales de las ciudades donde se ubican las sedes

regionales y las unidades de negocio. Incluye ornamentación y

mantenimiento de jardines.

e. Servicio de correos y correspondencia.

Para servicio de entrega de documentos de distribución local,

interprovincial e interdepartamental.

4.2 ANÁLISIS Y DETERMINACIÓN DEL NIVEL DE REMUNERACIONES

4.2.1 Planilla de remuneraciones validada

La validación de la Planilla de remuneraciones se realizará luego de haber efectuado

el proceso de validación de la Planilla de Remuneraciones para el año 2012, según el

procedimiento descrito y que se defina el monto anual de remuneraciones, cuyo

detalle se incluirá en el anexo correspondiente.

La mencionada planilla de remuneraciones comprenderá las remuneraciones pagadas

y provisionadas durante el ejercicio 2012, incluyendo al personal retirado que cobró

sus haberes en dicho año.



Página 90

La planilla entregada por Electrocentro se clasificará en conceptos, los que serán

reagrupados, integrando para efectos prácticos aquellos de origen similar:

1.- Remuneración Básica.

2.- Otros básicos.

3.- Subsidio.

4.- Asignación familiar.

5.- Horas extras.

6.- Remuneración vacacional.

7.- Pliego de cierre 2008.

8.- Remuneración al cargo.

9.- Otros ingresos.

Para efectos comparativos, la distribución de los Formatos B V-1 y V-2 sería la

siguiente:

Distribución de Costos

Cuenta Concepto Importe

6.2 Cargas de Personal

6.8.6 Compensación tiempo de servicios

6.3.8 Servicios de personal

Asimismo la validación se sustentará en la presentación de copias de de boletas de

Personal estable y de contratados

4.2.2 Revisión del nivel de remuneraciones

Para la revisión del nivel de remuneración se desarrollarán dos fases, como se

describe la metodología a continuación:

Primera fase

Para efectuar la revisión de niveles del nivel de remuneraciones de la empresa se

considerará como referencia el Boletín de Estadísticas Ocupacionales del año 2012

del Ministerio de Trabajo y Promoción del Empleo (MINTRA), correspondiente al

Sector Energía, la misma que se efectuará sobre la base de los resultados de la

Encuesta de Remuneraciones por Ocupaciones Específicas (EROE) aplicada a las

empresas de 10 a más trabajadores del régimen laboral de la actividad privada en

Lima Metropolitana.

Asimismo, se tomará como referencia alguna otra empresa de distribución eléctrica

con sede en una ciudad de características similares a Huancavelica y/o sectores



Página 91

rurales y, en cuya respectiva sección Transparencia de la correspondiente pagina web,

se pudiera encontrar la información más completa.

De otro lado, se presentará un cuadro comparativo de remuneraciones mínimas y

máximas relacionadas a la encuesta del MINTRA a 5 empresas con más de 50

trabajadores.

La información presentada por el MINTRA corresponderá a la remuneración bruta

mensual del mes de mayo de 2008, en la cual se excluyen los pagos por horas extras

y los pagos no permanentes (reintegros, gratificaciones, liquidaciones, remuneración

adicional por vacaciones y otros que se otorgan en forma esporádica o diferida).

Segunda fase

A fin de efectuar un análisis comparativo se realizará una homologación de cargos con

empresas similares, como SEAL, ELSE y con los de las empresas encuestadas por

intermedio del estudio del MINTRA. En cada caso se compararon cargos similares y

equivalentes.

Sobre ello se presentarán las remuneraciones de los cargos homologados de

ELECTROCENTRO y Encuesta de MINTRA, del cual se efectuará el correspondiente

análisis.

Producto del análisis se podrá evaluar si:

a. Las remuneraciones de ELECTROCENTRO son similares a las de una empresa

similar a nivel Gerencial y las diferencias que puedan existir a nivel jefatura son

mayores en un 52% pero a nivel técnico son menores en un 20%, como

promedio.

b. El nivel de remuneraciones de ELECTROCENTRO respecto al promedio de

remuneraciones del estudio del MINTRA, es inferior/superior a nivel gerencial y a

nivel jefatura de obras. A nivel de profesionales y técnicos la diferencia

diferencias será menor.

Teniendo en cuenta estas diferencias y los topes de niveles salariales establecidos

por el Estado, y que el personal está comprendido en los niveles de profesionales y

técnicos, se evaluará la pertinencia de no modificar los niveles actuales de

ELECTROCENTRO.

4.2.3 Revisión y optimización de estructura de personal

En esta etapa de ajuste inicial de costos de explotación técnica y comercial, se

elaborarán partidas de análisis de costos unitarios para cada una de las actividades.



Página 92

Dichos análisis de costos unitarios consideran el costo de materiales, mano de obra,

maquinarias y equipos empleados en el desarrollo de la actividad, y finalmente se

consideran las herramientas y consumibles de cada personal que representa el 5 por

ciento del costo de la mano de obra.

Para el desarrollo de las actividades de explotación, se considerará que la contratista

cuenta con un Supervisor General y un Supervisor de Campo, ambos con el nivel de

Ingeniero. Sin embargo, a criterio del consultor, dentro del análisis de costos unitarios,

para complementar el equipo se considera un Coordinador General (01) el cual se

encargaría de llevar a cabo las labores de administración y supervisión de las

actividades y un Jefe de Seguridad e Higiene Ocupacional (01) el cual se encargaría

de verificar que el personal encargado de desarrollar directamente las actividades de

explotación cumpla con las normas de seguridad.

Asimismo, para el análisis de costos unitarios de las actividades de explotación, como

parte de personal de la contratista encargada de ejecutar directamente las actividades,

se considerará la participación de dos cuadrillas (02) conformadas por un capataz (01),

un operario (01), un oficial (01) y tres peones (03). A continuación, se muestra el costo

de hora-hombre del recurso humano considerado en los análisis de costos unitarios.

4.3 ANÁLISIS DE LOS SERVICIOS DE TERCEROS

4.3.1 Costos de servicios de terceros

En lo que corresponde a los servicios administrativos de la Empresa Total,

externalizados mediante contratación de personas jurídicas o naturales, según el caso,

se está procediendo a analizar los costos anuales y su equivalente mensual.

Al respecto, si se observan los importes de equivalencia mensual de los servicios

tercerizados de asesoría legal y de transporte de personal, determinaremos que el

importe del primero implica un importante ratio de costo/beneficio.

En lo que corresponde al de transporte de personal, es fácil deducir que la

tercerización resulta mucho más económica que adquirir unidades móviles para dicho

fin considerando los gastos de operario y mantenimiento, así como depreciación.

En cuanto al servicio de limpieza y mantenimiento de locales, se podrá ponderar el

costos/beneficio y ver si es relevante si asumimos que con dicho importe no se podría

cubrir la contratación de personal para prestar los servicios mencionados.

En lo que compete al servicio de seguridad, cabe precisar que por ser un servicio muy

especializado, de imprescindible necesidad y no corresponder al giro del negocio de

distribución, se debe mantener constantemente.



Página 93

Evaluación costos de personal

El personal a cargo de los servicios administrativos no es constante y los contratos no

se rigen por costos unitarios, salvo el caso del servicio especializado de vigilancia.

Dada la especialización en los rubros de servicios contratados y teniendo en cuenta

que la empresa no cuenta con personal para estos tipos de servicios, no será posible

un eventual análisis comparativo, salvo la pertinencia del costo/beneficio.

Por lo antes expuesto, el Consultor considera económicamente más conveniente la

actual tercerizacion de las actividades antes mencionadas, lo que permite asimismo

una atención eficiente de la Empresa.

Sistema eléctrico modelo

En el numeral 4.3.1, se establece la organización del trabajo conjunto de la empresa

(Personal de supervisión) con el Contratista.

Asimismo, se efectuará el análisis y optimización de los costos de operación y

mantenimiento, así como de la gestión comercial, tanto de los servicios tercerizados.

Los contratos suscritos por Electrocentro con sus contratistas establecen que éstos se

hacen cargo de toda la operación y mantenimiento de las instalaciones así como la

gestión de lectura, reparto de facturas, cobranza, cortes y reconexiones. Sin embargo,

el servicio no incluye materiales, los cuales deben ser suministrados por la empresa.

Esto permite un ahorro a la empresa en lo que compete a gastos fijos de personal así

como la compra, almacenamiento, mantenimiento y transporte de equipos, para la

prestación de los mencionados servicios.

No obstante, los cálculos del costo de los servicios prestados difieren de los

reportados por la empresa, se ha concluido que por costo/beneficio es conveniente

mantener la tercerización de estas actividades.

Evaluación costos de personal

En el numeral 4.3.4, se presentan cuadros analíticos y comparativos de costos de

personal del servicio de tercerización para una atención eficiente de la Empresa.

Por lo antes expuesto, el Consultor considera económicamente más conveniente la

tercerización de las actividades de operación y mantenimiento y gestión comercial,

debiendo verificarse a la suscripción de un nuevo contrato, los mejores costos unitarios

de la zona de operación.



Página 94

4.4 ASIGNACIÓN DE ACTIVIDADES Y DEDICACIÓN DEL PERSONAL

4.4.1 Estructura organizacional

En lo que compete a la estructura organizacional se evaluará su procedencia para

determinar que:

Se haya desconcentrado la administración y gestión de las áreas de concesión

pertenecientes a los departamentos de Ayacucho, Huancavelica,

geográficamente alejados de la sede central.

Se cuente con una Gerencia de Planeamiento y Control de Gestión, cuya una

unidad orgánica será de vital apoyo para la Gerencia General, asesorándola

adicionalmente en los proyectos de inversión.

Los otros órganos de apoyo serán los indispensables para una buena gestión:

Gerencia de Administración (que incluye el área de Informática), Asesoría legal

y Relaciones Públicas.

Los órganos de línea, la Gerencia de Ingeniería y la Gerencia Comercial,

comprenden las actividades principales del giro del negocio de distribución,

apoyado por las centrales de generación.

Los sistemas eléctricos estén debidamente organizados en función al aspecto

geográfico y para efectos de un mejor control de gestión dependan

administrativamente de la Gerencia Comercial y técnicamente, en lo

correspondiente a operación y mantenimiento, de la Gerencia de Ingeniería.

La estructura organizacional, en lo que corresponde al aspecto operativo, estará

orientada a una administración desconcentrada y de supervisión, especialmente en la

gestión de operación y mantenimiento así como la comercial.

Si se analizan los contratos de prestación de servicios para estos aspectos, se puede

determinar que una parte importante de la gestión operativa esta externalizada.

En tal sentido, el Consultor considerará si será adecuada la estructura organizacional

vigente.

Sistema Eléctrico Modelo

En concordancia con lo especificado en numeral anterior, se evaluarán la modificación

correspondiente a la incorporación de un Ingeniero para ocupar el cargo de JEFE DE

SEGURIDAD E HIGIENE OCUPACIONAL, función imprescindible en las tareas de

operación y mantenimiento, especialmente en áreas rurales.



Página 95

4.5 ANÁLISIS DE LOS COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

En lo que respecta a los ajustes iníciales de los costos de operación y mantenimiento del

Total empresa y Sistema eléctrico Modelo, en este Segundo Informe Parcial no se alcanzó a

realizar los ajustes debido a la falta de información de cada uno de las actividades propias

de la explotación técnica y de la explotación comercial.

4.5.1 Costos de Explotación Técnica

Para realizar los ajustes de los costos correspondientes a cada una de las actividades

de explotación técnica, a la fecha no se dispone con la información suficiente, es por

ello que en este primer informe parcial no se alcanzó a realizar los ajustes

correspondientes.

Dentro de la información faltante para realizar los ajustes de los costos de explotación

técnica:

En la información recibida correspondiente a la asignación de costos de O&M no

tienen los factores de asignación de indirectos.

Por otro lado, no se tiene identificado los costos de personal encargado de las

actividades del Sistema Eléctrico Huancavelica Rural.

Los datos de costos de mantenimiento no tienen un detalle de materiales utilizados

con periodicidad mensual.

No se dispone un mayor detalle de los costos unitarios de cada uno de las

actividades de explotación técnica (análisis de costos unitarios).

4.5.2 Costos de Explotación Comercial

Los mismo sucede para realizar los ajustes de los costos correspondiente a cada una

de las actividades de explotación comercial, a la fecha no se dispone con la

información suficiente, es por ello que en este primer informe parcial no se alcanzó a

realizar los ajustes correspondientes.

Dentro de la información faltante para realizar los ajustes de los costos de explotación

comercial se tiene lo siguiente:

En la información recibida correspondiente a la asignación de costos de las

actividades comerciales no se tienen los factores de asignación de costos

indirectos.

Por otro lado, al igual que para las actividades de explotación técnica, no se

dispone de los costos de personal encargado del Sistema Eléctrico Huancavelica

Rural.

No se dispone un mayor detalle de los costos unitarios de cada uno de las

actividades de explotación comercial, principalmente la frecuencia.



Página 96

4.6 ANÁLISIS DE COSTOS INDIRECTOS

La validación de esta parte queda pendiente hasta que se disponga la información.

Los costos indirectos asignables al Sector Típico Modelo, corresponden a la alícuota de los

costos que la empresa incurre para su funcionamiento global. Por lo que es necesario que

estos correspondan a costos eficientes.

En tal sentido, previo a su asignación se ha efectuado el análisis y evaluación de la

estructura de la empresa. En este acápite se determina los recursos necesarios para dicho

fin, en el marco de una estructura organizacional optimizada.

4.6.1 Asignación de Recursos

El Procedimiento seguido se presenta a continuación:

1. Definición de los Costos Indirectos y Costos de Supervisión Directa.

2. Evaluación de la importancia de cada rubro de los Costos indirectos con el objeto

de definir en cuales se efectuará el correspondiente estudio de optimización.

3. Determinación de la estructura orgánica óptima.

4. Determinación de los servicios de terceros.

5. Determinación de otros gastos indirectos.

Premisas:

Se utilizará como base la estructura de costos establecida en la etapa Revisión 2

“Ajuste inicial de costos”, sobre la cual se efectuarán los ajustes adicionales de

optimización, los mismos que se generan al tener que adecuarse a la nueva

estructura optimizada de instalaciones eléctricas; así como a la actualización de

antecedentes contables a diciembre de 2008.

4.6.1.1 Definición de Costos Indirectos y Costos de Supervisión Directa

Costos Indirectos

En el numeral 3.8.1 del Capítulo de Criterios de Asignación de Costos del Primer

Informe Parcial quedaron definidos como Costos Indirectos los siguientes:

a) Los gastos generales de la sede matriz (gerenciamiento y administración).

Directorio.

Oficina de control interno.

Gerencia General (GG).



Página 97

Unidades de asesoría y apoyo dependientes de la GG.

Gerencia de Administración y Finanzas (GAF).

Divisiones de Administración y servicios de GAF.

Gerencia de Planeamiento y Control de gestión.

Gerencia de Ingeniería.

Gerencia Comercial.

b) Los gastos de la jefatura y administrativos de las Divisiones de Servicios

Eléctricos y Gerencias Regionales.

Cabe señalar, que por metodología de cálculo de los Costos del VAD, en el

cálculo de Costos Indirectos no se incluyen los gastos por Depreciación ni

correspondientes a las de Cargas Financieras.

Los Costos Indirectos asignados a una determinada Unidad de Negocio pueden

provenir de tres fuentes: a) de la Sede Central, b) de la Gerencia Regional o

División del Sistema Eléctrico y c) de la propia unidad de negocio o SEM.

En el caso del SEM Huancavelica Rural, los costos indirectos provienen de la

Sede Central, cuya asignación se efectúa en primera fase a la División del S.E.

Vilcanota, y de los gastos de administración propios de la División S.E. Vilcanota.

Teniendo en cuenta que esta División tiene tres (3) Sistemas Eléctricos a su

cargo, que se manejan mediante cuatro áreas de responsabilidad, los Costos

Indirectos provenientes de la Sede Central que se le asignen, deberán ser

distribuidos entre dichas áreas de responsabilidad, entre los cuales se encuentra

el SEM Huancavelica Rural.

Asimismo, considerando que el SEM Huancavelica Rural no cuenta con

infraestructura física administrativa, no se le contabilizan sus gastos en un

Centro de Costos. Es por esta razón, que sus costos indirectos también incluirán

la asignación que se le calcule respecto del total de Gastos de Administración

propios del SE Vilcanota.

Costos de Supervisión Directa

Para el caso del SEM ST 5 Huancavelica Rural, los Costos de Supervisión

Directa corresponden a aquellos gastos de supervisión que efectúa el Jefe de

División, personal de ingenieros y técnicos de la División de Vilcanota, de las

áreas de Operación y Mantenimiento y Comercial, en forma exclusiva o parcial.

4.6.1.2 Evaluación de la Importancia de Cada Rubro de los Costos Indirectos

Habiéndose definido los rubros que comprenden los Costos Indirectos y de



Página 98

Supervisión Directa, y teniendo como referencia la escala de remuneraciones

optimizada en el proceso de Ajuste Inicial de Costos (Capitulo 4.3 del Primer

Informe parcial), se procederá a determinar el porcentaje de participación de cada

rubro genérico, respecto del total de gastos de la cuenta 915 Administración,

teniendo como referencia los gastos establecidos en los Formatos C.

En estos rubros no se incluyen a las cuentas de Compras de Energía ni al de

Depreciaciones.

Del análisis de la estructura de costos, se observan los siguientes resultados:

Cuadro 4.1- Participación Porcentual de Gastos a Nivel Empresa Total (Miles de S/.)

Se puede apreciar que los rubros de mayor peso son Cargas de Personal y

Servicios de Terceros. Por tanto, se priorizará el proceso de optimización a estas

dos cuentas y aquellas sub cuentas de mayor peso al interior de los rubros de

Cargas Diversas de Gestión y de Suministros, para efectos de poder realizar una

asignación de los costos eficientes.

4.6.1.3 Determinación de la Estructura Orgánica Óptima

En base a la estructura organizacional de la Empresa Total, aprobada en el

numeral 4.3 del Primer Informe Parcial, procederemos a seleccionar la estructura

orgánica de costo mínimo, en el marco de niveles óptimos de eficiencia.

Para dicho efecto se revisarán las funciones y actividades aprobadas en el proceso

del Ajuste Inicial de Costos a fin de obtener la optimización del uso de las horas

hombre.

Este proceso podría implicar reajustes adicionales tanto en la integración o

delegación de funciones, teniendo como objetivo la maximización de la utilización

del tiempo y por ende los ajustes de personal que correspondan.

4.6.1.4 Determinación de los Servicios de Terceros

Las sub cuentas de este rubro son las siguientes:

Concepto Suministros Cargas de

Personal

Servicios de

TercerosTributos

Cargas

DiversasProvisiones Total

Importe 590,22 4.336,10 1.451,07 128,87 781,12 257,90 7.545,28

Porcentaje 7,82% 57,47% 19,23% 1,71% 10,35% 3,42% 100,00%



Página 99

Cuadro 4.2- Costos de Servicios de Terceros

Observando este cuadro se puede apreciar que los mayores gastos se encuentran

en las sub cuentas 632, 638 y 639.

En tal sentido se procedió a analizar al interior de dichas cuentas, las subcuentas

con mayor monto, las mismas que se presentan en el cuadro siguiente.

Cuadro 4.3- Honorarios, Servicio de Personal y Otros

Honorarios, comisiones y corretaje

En lo que corresponde a Honorarios por asesoría, cabe precisar que no se

encuentran incluidos los honorarios por Auditoria, los mismos que conforman otra

sub cuenta. Por tanto, cabe optimizar la mencionada cuenta, mediante un proceso

de una revisión exhaustiva con el objeto de validarlos o ajustar el requerimiento de

costos anuales promedio.

De igual forma se deberá evaluar los componentes de Honorarios varios para

proceder a su optimización.

CuentaImporte

miles deS/.%

63. SERVICIOS PRESTADOS POR TERCEROS

631. Correos y Telecomunicaciones 164,96 11,37%

632. Honorarios, Comisiones y Corretajes 545,90 37,62%

633. Servicios Encargados a Terceros 8,51 0,59%

634. Mant. y Reparac. de Activos 115,62 7,97%

635. Alquileres 4,70 0,32%

636. Electricidad y Agua 15,40 1,06%

637. Publicidad, Publicac. y Relac. Publicas 93,85 6,47%

638. Servicios de Personal 160,30 11,05%

639. Otros Servicios 341,83 23,56%

Total 1.451,07 100,00%

CuentaImporte

miles deS/.%

632. Honorarios, Comisiones y Corretajes

Honorarios por asesoría 222,71 40,80%

Honorarios varios 222,60 40,78%

638. Servicios de Personal

Practicas pre profesionales 108,29 67,56%

639. Otros Servicios

Vigilancia 276,56 80,90%



Página 100

Servicios de Personal

En lo que concierne a Practicas pre profesionales, se ha verificado que en el rubro

de Administración se concentra el 38.35% de los gastos por este concepto. Al

respecto, se considera razonable su reducción.

Otros servicios

En lo que compete a los gastos de Vigilancia, cabe precisar que corresponden a los

servicios basados en un contrato suscrito con el proveedor que obtuvo la buena pro

en un proceso de selección, de acuerdo a la normativa vigente para organismos del

Estado. El servicio debe mantenerse por ser una tarea especializada que no

corresponde al objeto de ELC, por lo que se mantendrá dicho monto.

4.6.1.5 Determinación de Otros Gastos

En este rubro agruparemos a los gastos de Suministros y Cargas diversas de

gestión.

Suministros

Del total de S/. 590 113,59 el 67.77% (S/. 399 903,10) corresponden a Materiales

para equipos de informática. Se evaluará una eventual racionalización.

Cargas diversas de gestión

En este rubro las cuentas de mayor valor corresponden a Pasajes S/. 144 058,02 y

Capacitación del Personal S/.177 112,63.

En el primer rubro es muy difícil establecer un tope debido a que los requerimientos

pueden ser regulares o eventuales. No obstante, se efectuará la evaluación

correspondiente.

En lo que compete a la Capacitación, se ha observado que los S/. 177 112,63

representan el 95,5% del total de la cuenta, entre las actividades de la empresa, lo

que significa que los gastos no están bien orientados, en lo que se refiere a esta

cuenta. De hecho tendrán una reducción.

A dichos rubros se les efectuará una nueva revisión con el objeto de reducir o

eliminar aquellos gastos que se hayan producido en forma eventual o transitoria,

así como aquellos que se puedan prescindir sin afectar la eficiencia y operatividad

de las unidades correspondientes.



Página 101

4.7 FORMATOS C

Como se ha mencionado anteriormente debido a las restricciones de información no se ha

podido elaborar los formatos C.

5 CREACIÓN DE LA EMPRESA MODELO – PROCESO DE

OPTIMIZACIÓN (ETAPA III – FORMATOS D)

Para la estructuración de la empresa modelo en los TR del estudio son mencionados los

siguientes alcances y directivas respecto a las instalaciones eléctricas de distribución:

i) Las instalaciones y los costos de la empresa modelo deben corresponder a los

resultados de una política de inversiones y gestión eficientes. Se debe entender como

eficiencia en la política de inversiones y de gestión a:

a. La elección de la alternativa de mínimo costo presente para prestar el servicio de

distribución en un periodo de 30 años, pero atendiendo la demanda en el periodo

de regulación de 4 años.

b. Satisfacer la demanda, con una calidad de producto y suministro concordante con

lo señalado en el Anexo N 2. de los Términos de Referencia y la normatividad

vigente.

c. Considerar las opciones técnicas, equipos y materiales que estén disponibles a la

fecha del estudio

d. Considerar la tasa de actualización del 12% prevista en la Ley.

ii) La empresa real no tiene necesariamente las instalaciones adaptadas a la demanda

en extensión de redes y capacidad; en cambio, para la empresa modelo se deben

considerar inversiones adaptadas técnica y económicamente a la demanda. Se debe

entender por instalaciones de distribución adaptadas a la demanda a:

a. Aquellas que son resultado de un sistema eléctrico optimizado (incluyendo

inversiones y costos de operación y mantenimiento y pérdidas) bajo el criterio de

costos mínimo.

b. Cumplir las exigencias de calidad de producto (tensiones y perturbaciones) y

suministro (interrupciones), señaladas en el Anexo N 2, de los Términos de

Referencia.

c. Existencia de equilibrio entre el diseño de las redes e instalaciones de distribución y

la demanda.

d. Considerar que la variación de los tamaños de equipos e instalaciones son

discretas, por lo que las holguras de reserva corresponden a la capacidad que se

produzca por la aplicación de los factores de uso medios y el crecimiento de la

demanda vegetativa correspondiente a un periodo regulatorio.

iii) El concesionario puede distribuir electricidad en otras zonas, además del SEM. Para el

análisis de la empresa modelo deber considerarse el servicio de distribución de

electricidad en la totalidad de la zona de concesión de la Empresa real, por razones de

economía de escala para los usuarios del SEM.



Página 102

a. Sin embargo, la proporción de costos que deben ser incluidos como parte del Valor

Agregado de Distribución, son aquellos que sean asignable al SEM en Estudio.

A partir de los alcances anteriores (i al iii) se lograron definir las siguientes premisas

que servirán para la conceptualización del proceso de optimización:






o Satisfacer la demanda futura correspondiente a un periodo regulatorio (año

2017), considerando un crecimiento vegetativo (2%) de las cargas actuales.





o Considerar el tamaño de equipos e instalaciones en forma discreta, las holguras

de reserva determinadas por la capacidad producida por uso de factores de uso

medio.


o Existencia de equilibrio entre el diseño de las redes e instalaciones de

distribución y la demanda.

Desde el punto de vista de las instalaciones eléctricas del sistema modelo, de los TR

se puede concluir que el OSINERGMIN-GART como parte del proceso de optimización

define una serie de estudios técnico económicos. La secuencia de estudios dentro del

proceso de optimización correspondientes a las instalaciones eléctricas de distribución

comprende lo siguiente:

Caracterización del mercado y Definición preliminar del tipo de red.

Definición de la Tecnología Adaptada.

Costos unitarios de las instalaciones eléctricas para la valorización del Valor Nuevo

de Reemplazo.


o Inversiones del sistema de distribución MT.

o Inversiones del sistema de distribución BT.



En la Figura 5.1, se muestra un resumen del esquema asociado al proceso de

optimización técnico económico de las instalaciones eléctricas de distribución.



Página 103



5.1 INSTALACIONES DE DISTRIBUCIÓN MT

Para la optimización de las instalaciones de media tensión se realizarán los siguientes

módulos de estudio:

Definición del trazado óptimo de red MT (OTE-MT-1)

En este módulo fueron consideradas las siguientes variables de entradas:

i) Trazado original de la red primaria

Esta información fue procesada de la base de datos del VNRGIS y sistemas de

información de ELECTROCENTRO.

ii) Información catastral de las localidades y curvas de nivel del sistema Huancavelica

Rural

La información de las localidades, distritos, provincias fueron reportadas por la

empresa a través de sistemas de referencia geográfica. La información cartográfica y

curvas de nivel fueron obtenidas del software Google Earth, posteriormente la red MT

fue superpuesta.

Red MT


Red BT

SED MT/BT Troncal

Lateral

SED Seccionamiento

Equipo de Seccionamiento

o Protección

Red SP

Red AP




Distribución


Definición de la Tecnología

Adaptada



Optimización técnica económica del sistema de

distribución






(tensiones)



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



Página 104

iii) Ubicación geográfica de SEDs

Esta información fue procesada de la base de datos del VNRGIS y sistemas de

información de ELECTROCENTRO.

iv) Ubicación geográfica de las zonas históricas o monumentales del sistema

Huancavelica Rural

Las redes de distribución del sistema Huancavelica Rural se expanden por varios

distritos, existen algunas zonas monumentales en Lircay y Huancavelica y son

consideradas en como parte del análisis por proximidad con el área abarcada por las

redes de distribución primaria y secundaria.

v) Hidrografía de la zona

La información de la hidrografía de la zona (ríos principales, ríos secundarios y lagos)

fue cargada a la plataforma GIS de trabajo.

Asimismo, en este módulo fueron considerados los siguientes criterios:

i) Ubicación de los Centros de Transformación

Se respeta la ubicación original de los CT debido que el punto de entrega de energía

al sistema fue definido en otro nivel de análisis (planeamiento de la expansión de la

transmisión secundaria) lo cual debería respetarse para el planeamiento de la

distribución. Es de esperarse también que los costos o economías asociadas del

posible traslado del CT (cambios en línea de transmisión secundaria y demás

componentes) no sean reconocidos dentro del modelo y VAD del sistema.

ii) Criterio de realidad geográfica

El sistema modelo debe respetar las restricciones geográficas y de acceso de la zona

actual de concesión perteneciente al SEM Huancavelica Rural.

iii) Criterio para trazado de troncal

La troncal fue trazada preferentemente en zonas de fácil acceso al mantenimiento,

como carreteras y caminos. La longitud final de la troncal está en función de la

definición de la última lateral encontrada para atender las más alejadas SEDs del

SEM. Se evitó los trazados sin carga o en vacío.

iv) Criterio de topología radial en troncal y laterales

Se emplea trazos radiales desde los nodos fuente (CT Huancavelica Norte, Ingenio y

Caudalosa), por ejemplo trazos que explotan la dispersión de la red (grafo del tipo

árbol generador).

v) Criterio de economía

Cuanto menor distancia de trazado menor costo de conductor empleado. Normalmente

las redes crecen según la situación corriente de la carga (ubicación de nuevos centros



Página 105

de cargas fuera de la visión inicial de planeamiento). Las SEDs fueron agrupadas por

laterales asegurando una conexión de mínima árbol generadora.

vi) Criterio de respeto a zonas históricas, ríos y lagos

El trazado no debió pasar por zonas históricas o monumentales. También se consideró

la hidrografía de la zona evitándose el trazado sobre los ríos o lagos.

vii) Criterio de confiabilidad y contingencia

El trazado cumple un criterio adecuado ante contingencias, es decir, se procura la

transferencia de carga mediante combinación de operación de cut-outs.

Los resultados preliminares alcanzados en este módulo fueron los siguientes:

i) Trazado de troncal

No se modificaron las redes troncales.

ii) Trazado de laterales

Se usó el criterio de topología radial, así se evitó zonas con lazos o sin proyección

radial desde los CT. Por criterio de economía, se usaron mínimas distancias desde las

SED’s hasta la troncal, considerando configuraciones de mínima árbol generadora.

Se usó el criterio de topología radial, así se evitó zonas con lazos o sin proyección radial

desde los CT. Por criterio de economía, se usaron mínimas distancias desde las SED’s

hasta la troncal, considerando configuraciones de mínima árbol generadora.

5.2 INSTALACIONES DE DISTRIBUCIÓN BT

Para la optimización de las instalaciones de baja tensión se realizarán los siguientes


Definición del parque de alumbrado público (OTE-BT-1)

Los cálculos para el diseño del parque de alumbrado público, de los niveles de iluminancia y

factores asociados, han sido realizados en la definición de tecnología adaptada de acuerdo

a lo indicado en la Ley N° 27744, Ley de Electrificación Rural y de Localidades aisladas y de

Frontera y la Resolución RD-017-2003 EM (Norma DGE “Alumbrado de Vías Públicas en

Áreas Rurales”). El diseño fue utilizado para la definición del parque de alumbrado público

del sistema modelo optimizado.

En este módulo fueron consideradas las siguientes informaciones y variables de entradas:

i) Información catastral asociada al alumbrado público existente

Está compuesta por la información de avenidas, manzaneo, calles y vías clasificadas

por tipo de alumbrado público.



Página 106

ii) Trazado original de la red secundaria AP y puntos de iluminación

Está compuesta por la información asociada a la red secundaria AP, como

características de longitudes postes existentes, puntos de iluminación existentes.

iii) Tecnología de lámparas para alumbrado público (DTA-BT-1)

Se recomienda para el tipo de alumbrado A el uso de lámparas de Vapor de Na de 70

W de alta presión con un vano promedio de 50 m. Para los tipos B y C se recomienda

el uso de lámparas de Vapor de Na de 50 W de alta presión con vanos promedios de

55 m. Se evaluará su aplicación

En este módulo fueron considerados los siguientes criterios:

i) Determinación de la cantidad de puntos de iluminación

Se determina un consumo de energía mensual por alumbrado público de acuerdo a la

fórmula:

CMAP = KALP x NU

Donde:

CMAP : Consumo mensual de alumbrado público en kW.h.

KALP : Factor de AP en kWh/usuario-mes.

UN : Número de usuarios del SEM (23 255).

El Factor KALP es el correspondiente al Sector Típico 5: KALP = 6,3. El Factor KALP

es revisado por OSINERGMIN y presentado al Ministerio de Energía y Minas para su

aprobación.

Para calcular el número de puntos de iluminación de todo el sistema modelo, se ha

considerado una potencia promedio de lámpara de alumbrado y el número de horas de

servicio mensuales del alumbrado público (NHMAP). Se aplica la siguiente fórmula:

PI = (CMAPx1000) / (NHMAPxPPL)

Donde:

PI : Puntos de Iluminación

CMAP : Consumo mensual de alumbrado público en kW.h

NHMAP : Número de horas mensuales del servicio alumbrado público 360

horas/mes

PPL : Potencia nominal promedio de la lámpara de alumbrado público en W.

La potencia nominal promedio de la lámpara de alumbrado público

(PPL), comprende la potencia nominal de la lámpara más la potencia

nominal de sus accesorios de encendido.



Página 107

ii) Distribución de los puntos de iluminación

La distribución de los puntos de iluminación se ha realizará de acuerdo a las

características de las zonas a iluminar y las recomendaciones en la tecnología

adaptada para lámparas de alumbrado público según el siguiente orden de prioridad:

a. Plazas principales o centro comunal de la localidad.

b. Vías públicas en el perímetro de las plazas principales.

c. Vías públicas importantes.

d. Áreas restantes de la localidad.

iii) Criterio de similitud de áreas de iluminación

Se respetan las áreas a iluminar existentes en el sistema modelo, es decir, para cada

tipo de alumbrado público se dimensiona el parque de alumbrado público a partir de la

longitud total de vías y vano promedio encontrado en la tecnología adaptada.

La potencia instalada total del parque de alumbrado público optimizado está dentro del

margen de consumo mensual de alumbrado público el cual fue calculado en base a la norma

y en función del KALP = 6,3 (411 kW).

En los siguientes cuadros se presentan los metrados y características de las inversiones en

alumbrado público del SEM existente (Formato B) y respecto al optimizado (Formato D),

este último a la fecha todavía está en proceso de elaboración y será resultado del proceso

de optimización técnico económico.

Cuadro 5.1- Características y metrados del parque de alumbrado público - SEM existente

Código

VNR Descripción del Equipo

Metrado

(Unid.)

LU05002 LUMINARIA CON LÁMPARA DE 50W VAPOR DE SODIO 95

LU07002 LUMINARIA CON LÁMPARA DE 70W VAPOR DE SODIO 2 877

LU08001 LUMINARIA CON LÁMPARA DE 80 W VAPOR DE Hg 1 303

LU10004 LUMINARIA CON LÁMPARA DE 100 W INCANDESCENTE 1

LU12501 LUMINARIA CON LÁMPARA DE 125 W VAPOR DE Hg 8

LU15002 LUMINARIA CON LÁMPARA DE 150 W VAPOR DE SODIO 25

LU16003 LUMINARIA CON LÁMPARA DE 160 W LUZ MIXTA 1



Total general 4 312



Página 108

Descripción del Pastoral Metrado

(Unid.)

CONCRETO PARABÓLICO SIMPLE DE 1.50 m 1 938

CONCRETO RECORTADO SIMPLE DE 0.50 m 12

CONCRETO SIMPLE DE 1.30 m 86

PASTORAL METÁLICO SIMPLE DE 0.5 m x 1" DE DIÁMETRO 40

PASTORAL METÁLICO SIMPLE DE 1.5 m x 1.5" DE DIÁMETRO 2 236

Total general 4 312

En el Cuadro 5.1, se observa que dentro de las tecnologías actuales en el parque de

alumbrado público predomina el uso de luminarias con lámpara de 70 W de vapor de sodio y

80 W Vapor de Hg. Respecto a los pastorales, la tendencia es en el uso de pastoral metálico

simple y concreto simple.

Con respecto al control de alumbrado público se mantendrá un equipo de control AP

compuesto por fotocélula y contactor para cada una de las 690 subestaciones.

Definición de las redes de servicio particular (OTE-BT-2)

De modo preliminar se presentan los resultados de la optimización aplicada a las redes de

servicio particular bajo los siguientes supuestos:

i) De acuerdo con la definición preliminar de la red se recomienda que todas las redes

de BT sean tipo aéreo. Las redes de BT existentes reportadas como subterráneas

serán cambiadas a aéreas considerando una adaptación inicial de sus tecnologías y

calibres.

ii) De acuerdo con la tecnología adaptada de red de BT servicio particular se recomienda

el uso de cables autoportantes de aluminio con opción de montaje del AP sobre SP.

Para cumplir con el parque de alumbrado público se definió un total de longitud de

338,93 km de redes de AP sobre estructuras de SP.

iii) De acuerdo con la tecnología adaptada de postes de BT se recomienda el uso de

postes de madera y concreto. En el metrado existente se reportaron postes de fierro

los cuales fueron cambiados a tecnología de concreto, manteniendo los de madera y

concreto existentes.

iv) Considerando el metrado existente de redes de BT de servicio particular aéreas y

subterráneas se tiene un total de 681,8 km, de los cuales 338,93 km son considerados

como SP compartido con AP.

A modo de avance en los siguientes cuadros se presentan los metrados y características de

las inversiones en redes de BT de servicio particular del SEM existente (Formato B) y

respecto al optimizado (Formato D) está en proceso de optimización técnico económico.



Página 109

Cuadro 5.2- Metrado y características de las inversiones en redes de BT de servicio

particular – SEM existente

Código VNR

Descripción de Código VNR Metrado

(km)

AC01611 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 1x16 mm2 2,215










AL01611 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 1x16 mm2 0,090









AS01611 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 1x16 mm2 + portante 144,650











CS01611 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE CU 1x16 mm2 + portante 0,081





CU00621 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 1x6 mm2 1,324


CU01012 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE CU 2x10 mm2 3,954



CU01023 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x10 mm2, DOBLE TERNA 60,473




Página 110

Código VNR

Descripción de Código VNR Metrado

(km)














TOTAL GENERAL 681,807

Definición de las redes de alumbrado público (OTE-BT-3)

Se presentaran los resultados de la optimización aplicada a las redes de servicio particular

bajo los siguientes supuestos:

i) De acuerdo con la definición preliminar de la red se recomienda que todas las redes

de BT sean tipo aéreo. Las redes de BT existentes reportadas como subterráneas

serán cambiadas a aéreas considerando una adaptación inicial de sus tecnologías y

calibres.

ii) Para cumplir con el parque de alumbrado público se definió un total de longitud de

338,93 km de redes de AP sobre estructuras de SP. Se consideró un metrado de

103,37 km como redes de alumbrado exclusivo.

iii) De acuerdo con la tecnología adaptada de postes de BT se recomendó el uso de

postes de madera y concreto.


las inversiones en redes de BT de alumbrado público compartido con el servicio particular

del SEM existente (Formato B) y optimizado (Formato D), este último es un resultado

preliminar del proceso de optimización técnico económico.



Página 111

Cuadro 5.3- Metrado y características de las inversiones en redes de BT de alumbrado público

compartido con el servicio particular – SEM existente

Código

VNR Descripción de Código VNR

Metrado

(km)

AC01021 CONDUCTOR RETORNO AP DE AL CUBIERTO O SIMIL. 1x10 mm2 1,316

AC01022 RED AEREA AP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 2x10 mm2 0,626




AC02522 RED AEREA AP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 2x25mm2 5,201

AL01021 CONDUCTOR RETORNO AP DE AL O SIMIL. 1x10 mm2 0,277


AL01622 RED AEREA AP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 2x16 mm2 0,515


AL02522 RED AEREA AP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 2x25mm2 1,031


AS01621 RED AEREA AP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 1x16 mm2 + portante 136,002




CS01021 RED AEREA AP AUTOPORTANTE DE CU 1x10 mm2 + portante 0,017


CU00631 CONDUCTOR RETORNO AP DE CU DESNUDO 1x6 mm2 3,088

CU00641 CONDUCTOR RETORNO AP DE CU CUBIERTO CON PE 1x6 mm2 0,190



CU01042 RED AEREA AP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 2x10 mm2 0,027






También, en los siguientes cuadros se presentan los metrados y características de las

inversiones en redes BT de alumbrado público exclusivo del SEM existente (Formato B) y

optimizado (Formato D), este último es un resultado preliminar del proceso de optimización

técnico económico.



Página 112

Cuadro 5.4- Metrado y características de las inversiones en redes de BT de alumbrado público

exclusivo – SEM existente

Código


Metrado

(km)















Definición de estructuras de red de BT (OTE-BT-4)

Se presentaran los resultados de la optimización aplicada a las redes de servicio particular

bajo los siguientes supuestos:

i) De acuerdo con la definición de tecnología adaptada de postes de BT se recomienda el

uso de estructuras de concreto y madera. Las alturas de los postes optimizados son

mantenidas como lo reportado en el metrado existente. De acuerdo con la tecnología

existente en postes de BT, la optimización consistió del cambio de postes existentes de

fierro a concreto.

ii) Se conservaron las distancias entre postes, como reportado en el metrado existente.

iii) Se conservó el número y proporción de postes por tipo de función (alineamiento, cambio

de dirección y fin de línea), como lo reportando en el metrado existente.


las inversiones en estructuras de BT del servicio particular del SEM existente (Formato B) y

el optimizado (Formato D) está en proceso de optimización técnico económico.



Página 113

Cuadro 5.5- Metrado y características de las inversiones en estructuras de BT del servicio

particular – SEM existente

5.3 BALANCE DE POTENCIA MT Y BT

Metodología para el balance de energía y potencia

Como lo establecen las bases, se realizará el balance de energía y potencia para el SEM

Huancavelica Rural, siguiendo la siguiente metodología:

Se determinará la energía ingresada a MT según la siguiente expresión:

Donde:

EIMT = Energía ingresada a MT

PEEMT = Pérdidas eficientes de energía en MT

ERMMT = Energía retirada en MT (Regulados, Libres y Servidumbres)

ERBT = Energía retirada en BT (Regulados y Servidumbres)

PEEBT = Pérdidas eficientes de energía en BT

Previó a determinar las energías y potencias ingresadas a media tensión, es necesario

aclarar que las energías y potencias consideradas para el alumbrado público serán las

consideradas en el modelamiento y no los consumos y demandas reales. Lo cual arrojó un

incremento en el número de lámparas de 4 312 unidades a 6 860 unidades, con un

incremento de potencia de 341 kW a 411 kW.

La demanda máxima coincidente para el 2012 del sistema Huancavelica Rural estuvo dada

el día 06 del mes de julio a las 19:30 horas.

De acuerdo a los cálculos realizados se establecerá el balance de energía y potencia,

calculando los ingresos a cada nivel de tensión en función de las ventas optimizadas más

las pérdidas eficientes, este balance se presentará en el Tercer Informe parcial.

Altura del Poste

(m)

Metrado

(Unid.)% Metrado

7 68 0,41%

8 8 356 50,10%

9 8 209 49,21%

10 1 0,01%

11 4 0,02%

12 17 0,10%

13 25 0,15%

Total 16 680 100%

Tipo del PosteMetrado

(Unid.)% Metrado

ESTRUCTURA DE CONCRETO 3 127 18,75%

ESTRUCTURA DE FIERRO 77 0,46%

ESTRUCTURA DE MADERA 13 476 80,79%

Total 16 680 100%

BTBTMTMTMT PEEERERPEEEIM



Página 114

Caracterización de la Carga – NHUBT y Factores de Coincidencia

En este punto debemos comentar que no hemos realizado un estudio de caracterización de

las cargas para el sistema eléctrico modelo de Huancavelica Rural y tampoco a la fecha no

tenemos de un estudio a la vista por parte de la empresa.

Sobre la base de los balances elaborados para la discriminación de las pérdidas y los

balances de energía y potencia (Formato VI) se determinó que los factores de

caracterización de la carga actuales (correspondiente al año 2009 para el ST5) son

representativos de la estructura de mercado para el sistema eléctrico modelo.

A pesar de lo anterior, dado que más del 99,81% de los clientes de la empresa presenta un

consumo promedio de 18,93 kWh – mes, se tiende a pensar que las horas de uso de la

tarifa BT5B, tarifa predominante en número de clientes, podrían ser menores a 262 por mes.

En media tensión tenemos 26 clientes, cuyo consumo representa el 18,6% respecto al total;

sin embargo, para efecto de diversidad de la demanda es muy bajo. El efecto de diversidad

de la demanda es mayor cuando más clientes están presentes, ello por la ley de los grandes

números.

En función de lo anterior, para efectos del presente estudio hemos considerado un factor de

coincidencia de 0,866; 0,56; 0,584; 0,194; para las demandas de media tensión presentes

en punta (Empresas mineras, antenas de radio y telefonía); 0,65; 0,347; 0.514 y 0.18 para

las otras cargas de baja tensión; para la tarifa monomia BT5B hemos considerado 262 horas

de uso. Estas consideraciones también nos merecen algunos comentarios.

En primer lugar, el considerar un mayor factor de coincidencia para las demandas de media

tensión presentes en punta, no implica necesariamente un incremento en la cuenta de estos

clientes ya que ellos pueden variar su estructura de demandas.

En segundo lugar, considerar unas menores horas de uso en las tarifas monomios implica

un incremento en las potencias consideradas para el balance de energía y potencia, lo que

tiende a disminuir los VAD y por ende las tarifas finales. Dado lo anterior, las horas de uso

que se reconozcan en las opciones tarifarias para efectos de aplicar las tarifas a los clientes

finales deben ser las mismas empleadas en el balance de potencia para el cálculo de los

VAD. De no ser así, se estaría incurriendo en un error que afectaría los ingresos de la

empresa.

En este mismo sentido, si un estudio de caracterización de la carga realizada con

posterioridad a este estudio, determina unos factores de coincidencia y horas de uso

diferentes a los empleadas para el cálculo de los VAD. Lo primero es recalcular los VAD

nuevamente en su estructura final, considerando los factores de coincidencia y horas de uso

determinados en ese estudio de caracterización. Con esto se guardaría la perfecta simetría

entre el costo de desarrollo de la potencia y la recaudación que obtengan las empresas.



Página 115

5.4 BALANCE DE ENERGÍA MT Y BT

Los resultados se presentarán en el Tercer Informe.

5.5 FORMATOS D: REVISIÓN 3: “OPTIMIZACIÓN DE LA EMPRESA”

Los formatos D se presentarán posteriormente.

6 RESULTADOS PARCIALES DE LA ESTRUCTURACIÓN DE LA

EMPRESA MODELO EFICIENTE

6.1 CARACTERIZACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO

6.1.1 Estudio de Caracterización del Mercado Eléctrico

Corresponde realizar la caracterización del sector típico de distribución bajo estudio

para apreciar las características del mercado y sus potencialidades futuras.

El SEM Huancavelica Rural, forma parte de la empresa de distribución eléctrica

Electrocentro, se alimenta desde las barras de 22,0 kV y 22,9 kV de las SET Ingenio y

Caudalosa de propiedad de la empresa transmisora Conenhua, además de las SET

Rumichaca y Huancavelica Norte de propiedad de Electrocentro. Administrativamente.

el Sistema Huancavelica Rural forma parte de la Unidad de Negocio Huancavelica el

cual está dividido en seis servicios eléctricos: Tablachaca, Pampas, Colcabamba-

Restitución, Lircay, Acobamba y Sede Central-Huancavelica Norte, los cuales incluyen

el SER Huancavelica Rural de la empresa Electrocentro.

El SEM Huancavelica Rural está conformado por 8 alimentadores en Media Tensión:

A4111: Eje Palca.

A4113: Eje Paucará.

A4122: Rumichaca.

A4123: Alto Sihuas, Chuñomayo, Yanahututo y Huachocolpa.

A4124: Rumichaca Ayahuasan y Acobamba.

A4125: Tancarpampa Yanacocha.

A4126: Chaquicocha.

A4131: PSE Castrovirreyna Norte.

La empresa concesionaria ELECTROCENTRO tiene un área de influencia que abarca

los departamentos de Junín, Huancavelica, Ayacucho y Cerro de Pasco. Su Mercado

Eléctrico al mes de diciembre del 2012, está constituido por 596 494 clientes, de los

cuales 1 pertenece al mercado libre, 947 al mercado regulado en Media Tensión y 595



Página 116

546 al mercado regulado en Baja Tensión.

El consumo de energía al año 2012, es de 625 864 MW.h, de los cuales el 81,1%

corresponde al mercado regulado de Baja Tensión con 507 968,50 MW.h, le sigue en

orden de importancia el consumo de media tensión con 111 953 MW.h que representa

el 17,1%, mercado libre que sólo representa el 0,95 % con 5 942 MW.h.

Como puede verificarse, el mercado que atiende ELECTROCENTRO es mayormente

de tipo doméstico, perteneciendo 571 741 clientes a la tarifa BT5B y un consumo de

438 415 MW.h, que representan el 70,3% del total.

El SEM Huancavelica Rural, elegido como modelo del sector típico 6, está ubicado en

la sierra del departamento de Huancavelica, entre las Provincias de Huancavelica,

Acobamba, Angaraes y Castrovirreyna y está conformado por 343 localidades

ubicadas en varios de sus distritos y anexos. La relación de estas localidades se

muestra en el Cuadro 6.1.

El área de influencia tiene más de 4 500 km2, clima seco y temperatura media anual

por debajo de 9,2ºC. En este sector predomina la actividad económica agrícola y

ganadería, pero sólo de subsistencia, lo que explica el alto índice de pobreza de la

zona.



Página 117

Cuadro 6.1- Localidades del SEM Huancavelica Rural / Alimentador

A4111 A4113 A4122 A4123 A4124 A4125 A4126 A4131 A4111 A4113 A4122 A4123 A4124 A4125 A4126 A4131

1 28 DE JULIO X 86 CHUNUMAYO X

2 ACCOMACHAY X 87 CHUÑUNAPAMPA X

3 ACHAPATA X 88 CHUÑURANRA X

4 ACOBAMBA X X 89 CHUPAS X

5 ACOBAMBILLA X 90 CIENEGUILLA X X

6 ACORIA X 91 COLINA X

7 AHUAY X 92 COLISCANCHA X

8 ALLATO X 93 COMUNIDAD 3 DE OCTUBRE X

9 ALLPACHACA X X 94 COMUNIDAD ALLPAS X

10 ALTO CUMUNCANCHA X 95 COMUNIDAD ANDABAMBA X

11 ALTO PATAPAMPA X 96 COMUNIDAD ANTA X X

12 ALTO SIHUA X 97 COMUNIDAD CALZADA X

13 AMBATO X 98 COMUNIDAD CASACANCHA X

14 ANCHONGA X X 99 COMUNIDAD CERCOPAMPA X

15 ANDABAMBA X 100 COMUNIDAD CHACAPAMPA X

16 ANTA X X 101 COMUNIDAD CHECCO CRUZ X

17 ANTACCACCA X 102 COMUNIDAD CHOCLOCOCHA X

18 ANTACCOCHA X 103 COMUNIDAD CUICHA X

19 ANTAYMISA X 104 COMUNIDAD HUANACOPAMPA X X

20 ATALLA X X 105 COMUNIDAD HUANCA HUANCA X X X

21 ATAYLLAMA X 106 COMUNIDAD HUANCAPITE X

22 ATOCCHUASI X 107 COMUNIDAD HUAYANAY X X

23 AYACCOCHA X 108 COMUNIDAD HUILLHUECC X

24 AYAHUASAN X 109 COMUNIDAD INCAPACCHAN X

25 AZULCOCHA X 110 COMUNIDAD INCAPIRCAN X

26 BELLA ESPERANZA X 111 COMUNIDAD LLIPLINA X

27 BELLAVISTA X 112 COMUNIDAD PAMPACRUZ X

28 BOMBOYACC X 113 COMUNIDAD PAMPAPUQUIO X

29 BUENAVISTA X 114 COMUNIDAD PARIAHUANCA X

30 BUENOS AIRES X 115 COMUNIDAD PAUCARA X X

31 BUENOS AIRES DE PARCO X 116 COMUNIDAD PILLCOSAY X

32 CACHI BAJA X 117 COMUNIDAD POMACOCHA X

33 CACHILLALLAS X 118 COMUNIDAD PUCA CRUZ X X

34 CACHIPITE X 119 COMUNIDAD PUCACCACCA X

35 CALLANMARCA X X 120 COMUNIDAD ROSARIO X

36 CALLQUI CHICO X 121 COMUNIDAD RUMICHACA X X

37 CALLQUI GRANDE X 122 COMUNIDAD SOLDE ORO X

38 CANCHAPATA X 123 COMUNIDAD URPAY PUQUIO X

39CARHUACCPAMPA-

RUMICHACAX 124 COMUNIDAD VISTA ALEGRE X

40 CASABLANCA X 125 CONAI CASA X

41 CASACANCHA X X 126 CONDORHUACHANA X

42 CASTILLA PATA X 127 CONSTANCIA X X X

43 CCACCASIRI X 128 CONSTANCIA II X

44 CCARABAMBA X 129 Curimaray X

45 CCARHUARUMI X 130 CUSICANCHA X

46 CCASAPATA X 131 DOS DE MAYO X

47 CCASCCABAMBA X 132 ESCALERA X

48 CCATCCO X 133 FORTALEZA X

49 CCECHCCAS X 134 HORNOBAMBA X

50CCELLCCAYA-

YACURAQUINAX 135 HUACHHUA X X

51 CCELLCCAYPATA X 136 HUACHOCOLPA X

52 CCELLOPUCRO X 137 HUANASPAMPA X

53 CCESCCAHUAYCO X 138 HUANCA HUANCA X

54 CCESPICANCHA X 139 HUANCAPAMPA X

55 CCOCHA X 140 HUANCAYO SECTOR 17 X

56 CCOCHACCASA X 141 HUANDO X

57 CCOCHAHUACHA X 142 HUANUPATA X

58 CCOLLPA X 143 HUARACCO X

59 CCOLLPA PAUCARA X 144 HUARIRUMI X

60 CCOLLPACCASA X 145 HUARYHUAYCCO X

61CCOLLPAPAMPA –

CARHUAPATAX 146 HUASAPAMPA X

62CCOLLPAPAMPA –

SAN JUAN DE DIOSX 147 HUASIPATA X

63 CCOLLPAPAMPA I X 148 HUAYANAY CENTRO X

64 CCONCHOYPATA X 149 HUAYLACUCHO X

65 CELLORUMI X 150 HUAYLLACCOTO X

66CENTRO ALTO

HUANASPAMPAX 151 HUAYLLAPATA X X X

67 CHACAPAMPA X 152 HUAYLLAPATA I X

68 CHACARILLA X 153 HUAYLLARACCRA X

69 CHACCOMA X 154 HUAYLLAY CHICO X X

70 CHAHUARMA X 155 HUAYLLAY GRANDE X X X X

71 CHAINAPAMPA X 156 Huayrapata X

72 CHALHUAPUQUIO X 157 HUAYTA HUAYTA X

73 CHALLHUAPUQUIO X 158 HUIÑAC PAMPA X

74 CHANQUIL X X 159 HUIÑACC CENTRO X

75 CHAQUICOCHA X 160 HUISIORCO X

76 CHECCHERUMI X 161 ICHUPAMPA X

77 CHILCAPITE X 162 INCAÑAN UCHCUS X

78 CHILLHUA X 163 JATUMPATA X

79 CHILLHUAPAMPA X 164 JATUSPATA X

80 CHOCLOCOCHA X 165 JOSE M. ARGUEDAS X

81 CHONTACANCHA X 166 JUAN VELASCO ALVARADO X

82 CHOPCCAPAMPA X 167 KAÑAYPAMPA X

83 CHUCLLACCASA X 168 La Florida X

84 CHUCUSPA X 169 LA VICTORIA DE HUAYLLAYOCC X

85 CHUNCA X 170 LAIMINA X

LocalidadCódigo de Alimentador

Item Item LocalidadCódigo de Alimentador



Página 118

De acuerdo a la información comercial remitida por ELECTROCENTRO se tiene las

siguientes estadísticas:

A4111 A4113 A4122 A4123 A4124 A4125 A4126 A4131 A4111 A4113 A4122 A4123 A4124 A4125 A4126 A4131

171 LARIA X 258 PUEBLO LIBRE X

172 Latapuquio X 259 PUEBLO NUEVO X

173 LECCLESPAMPA X 260 PULPERIA X

174 LEONCIO PRADO X 261 PUMACCORIA X X

175 LIBERTADORES X X 262 PUMAPAHUASIN X

176 LINDA PAMPA X 263 PUMARANRA X

177 LIRCAY X X X X X 264 PUNCHAYPAMPA X

178 LIRIO X 265 PUQUIOCOCHA X

179 LIRIOCUCHO X 266 PUTACCA X X

180 LLACAN X 267 QUIMINA X

181 LLAHUECC X 268 QUINVALATE X

182 LLANCAPUQUIO X 269 RANTAY X

183 Llipllina X 270 RANTAY II X

184 LLUNCHY X 271 RAYANNIYOCC X

185 LOS ANGELES X X 272 RIO DE LA VIRGEN X

186MANANTIAL PUCAPAMPA

AUQUISX 273 RUPAC X

187 MANCHAYLLA X 274 RUPAC II X

188 MARAYNIYOC X 275 RURUNCANCHA X

189 MARISCAL CACERES X 276 SACHAPITE X

190 MARITANA X 277 SACSAMARCA X

191 MAYUNMARCA X 278 SAN ANTONIO DE MATIPACANA X

192 MEJORADA CHOPCCA X 279 SAN BLAS CALVARIO X

193 MILLPO X 280SAN CRISTOBAL DE

CCOCHAMARCAX

194 MIRAFLORES X 281 SAN JOSE DE BELEN X

195 MITOCCASA X X 282 SAN JOSE DE MIRAFLORES X

196 MOSOCCANCHA X 283 SAN JUAN DE CCARHUACC X

197 MOTOY X 284 SAN JUAN DE CCOCHACCASA X

198 MOTOY PATA X 285 SAN JUAN DE VILLARICA X

199 MUQUEC BAJO X 286 SAN PABLO DE OCCO X X

200 MUQUECC ALTO X 287 SAN PABLO DE OCCO II X

201 NUEVA JERUSALEN X 288 SAN PEDRO X X

202NUEVA JERUSALEN

DE CHACARILLAX 289 SANTA ANA-CASTROVIRREYNA X

203 NUEVA PALESTINA X 290 SANTA CRUZ DE PACCHO X

204NUEVO JUNIN LA

ESPERANZAX 291 SANTA INES X

205 NUEVO OCCORO X 292 SANTA OLA X

206 ÑAHUINCUCHO X 293 SANTA ROSA X

207 ÑAHUINPUQUIO X X 294 SANTA ROSA DE CHOPCCA X

208 ÑUÑUNGAYOCC X 295 SAÑO X

209 OCCECHCA X 296 SHULLUMACHAY X X

210 OCCOPAMPA X 297 SILLAPATA X

211 OCCORO VIEJO X 298 SILVA X

212 OCCOTAMBO X 299 SOCCLLABAMBA X

213 OCCOTUNA X 300 SOTOPAMPA X

214 OCOPA X 301 TACSANA X

215 PACCHO MOLINOS X 302 TAMBOPAMPA X

216 PACHACCLLA-CUNYACC. X 303 TAMBOPATA X

217 PADRE RUMI X 304 TANCARPAMPA X X X

218 PALCA X 305 TANCARPATA X

219 PALCAS X X 306 TAPANA X X

220 PALMADERA X 307 Tauricay X

221 Palmareda X 308 TINCONA X

222 PALTAMACHAY X 309 TINQUERCCASA-CHOPCCA X

223 PAMPA DEL CARMEN X 310 TINYACCLLA X

224 PAMPA HERMOSA X 311 TINYACCLLA 2 X

225 PAMPACANCHA X 312 TINYACLLA X

226 PAMPACHACRA X 313 TORORUMI X

227 PAMPAHUASI X X 314 TOTORAL CHICO X

228 PAMPAHUASI II X 315 TRES DE OCTUBRE X

229 PAMPAPUQUIO X X 316 TROYA X

230 PAMPARHUA X 317 TUCO X

231 PANCCAN X 318 TUCSIPAMPA X X

232 PANTACHI NORTE X 319 TUPAC AMARU X X

233 PANTACHI SUR X 320 TUPAC AMARU DE POMAVILCA X

234 PARCCACANCHA X 321 UCHCUPAMPA X

235 PARCO ALTO X 322 UNION PROGRESO X

236 PARCOSTAMBO X 323 UTUSHUAYCCO X X

237 PARIACLLA X 324 VELASCO PUCAPAMPA X

238 PATAPAMPA X 325 VILLA HERMOSA -ATALLA X

239 PATAPATA X 326 VILLA LA LIBERTAD X

240 PATOCCOCHA X 327 VILLA MANTARO X

241 PICHOY X 328 Villa Progreso X

242 PILAPATA X 329 Villa Rica X

243 PILPICHACA-HUAYTARA X 330 VILLAPAMPA X

244 PILPICHACA-RUMICHACA X 331 VIRGEN DE LOURDES X

245 PIMIENTA X 332 VIRGEN DEL CARMEN X

246 PIRCAPAHUANA X 333 VISTA ALEGRE X

247 PIRCAPAMPA X X 334 VIZCAPATA X

248 Piscopampa X 335 YACHACMARCA X

249 PITINPATA X 336 YANACCOLLPA X

250 PONGOS GRANDE X 337 YANACOCHA X X

251 PUCACANCHA X 338 YANANACO X X

252 PUCACCASA - CHOPCCA X 339 YANAUTUTO X X

253 PUCACCOCHA X 340 YANAUTUTO ALTO X

254 PUCAPAMPA X X 341 YAÑAC X

255 PUCULLO X 342 YAULI X

256 PUCUTO X 343 ZUNIPAMPA X

257 PUEBLO LIBRE X

Item LocalidadCódigo de Alimentador

Item LocalidadCódigo de Alimentador



Página 119

6.1.2 Información Comercial

a) Ventas, facturación y cantidad de clientes a nivel de Empresa

Cuadro 6.2- Ventas de Energía de Electrocentro – 2011 y 2012 (MWh)

Año Sistema Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Total

General

2011

Regulado 46 428 41 620 46 856 46 544 48 980 49 423 50 131 50 929 49 889 51 025 50 341 50 999 583 165

Libre 361 606 665 603 620 624 631 541 636 649 444 459 6 839

Total ELC 46 789 42 226 47 521 47 147 49 600 50 047 50 762 51 470 50 524 51 674 50 786 51 458 590 004

2012

Regulado 49 778 45 945 48 557 48 813 51 672 51 853 52 827 53 961 53 289 54 646 53 962 54 620 619 922

Libre 499 474 516 506 446 483 464 491 495 500 514 554 5 942

Total ELC 50 277 46 419 49 074 49 319 52 118 52 336 53 291 54 452 53 784 55 145 54 476 55 174 625 864

Cuadro 6.3- Facturación a Clientes de Electrocentro – 2011 y 2012 (Miles de Soles)

Año Sistema Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

Total

General

2011

Regulado 18 803 17 028 18 832 19 168 20 013 20 189 20 666 21 063 21 144 21 676 21 511 21 604 241 695

Libre 85 114 120 114 108 109 110 99 115 117 84 86 1 263

Total ELC 18 888 17 142 18 952 19 282 20 121 20 298 20 776 21 162 21 259 21 794 21 595 21 690 242 958

2012

Regulado 21 438 20 121 21 443 21 441 22 330 21 859 22 392 22 872 22 850 22 944 22 778 22 871 265 340

Libre 93 95 101 99 91 94 91 98 98 99 101 108 1 167

Total ELC 21 531 20 216 21 544 21 540 22 421 21 954 22 484 22 970 22 948 23 043 22 879 22 978 266 507

Cuadro 6.4- Número de Clientes de Electrocentro – 2011 y 2012


2011

Regulado 535 429 537 132 539 815 542 927 546 618 549 861 553 665 557 663 564 642 568 060 571 567 573 355

Libre 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 1 1

Total ELC 535 431 537 134 539 817 542 929 546 620 549 863 553 667 557 665 564 644 568 062 571 568 573 356

2012

Regulado 577 677 579 107 579 107 580 187 581 908 584 993 587 399 590 797 593 458 593 458 594 986 596 493

Libre 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Total ELC 577 678 579 108 579 108 580 188 581 909 584 994 587 400 590 798 593 459 593 459 594 987 596 494

b) Ventas, Facturación y Cantidad de Clientes a nivel de SEM Huancavelica Rural:

Los indicadores comerciales para el SEM de Huancavelica Rural se presentan a

continuación:



Página 120

Cuadro 6.5- Ventas de Energía del SEM Huancavelica Rural 2011 y 2012 (MWh)

Año Sistema Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Total General

2011

Regulado 773 741 863 859 874 809 842 860 834 803 813 807 9 877

Libre 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Total SEM 773 741 863 859 874 809 842 860 834 803 813 807 9 877

2012

Regulado 802 777 850 898 898 893 873 864 818 815 825 819 10 131

Libre 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Total SEM 802 777 850 898 898 893 873 864 818 815 825 819 10 131

Cuadro 6.6- Facturación del SEM Huancavelica Rural 2011 y 2012 (Miles de Soles)


Total

General

2011

Regulado 18 803 17 028 18 832 19 168 20 013 20 189 20 666 21 063 21 144 21 676 21 511 21 604 241 695

Libre 85 114 120 114 108 109 110 99 115 117 84 86 1 263

Total SEM 18 888 17 142 18 952 19 282 20 121 20 298 20 776 21 162 21 259 21 794 21 595 21 690 242 958

2012

Regulado 21 438 20 121 21 443 21 441 22 330 21 859 22 392 22 872 22 850 22 944 22 778 22 871 265 340

Libre 93 95 101 99 91 94 91 98 98 99 101 108 1 167

Total SEM 21 531 20 216 21 544 21 540 22 421 21 954 22 484 22 970 22 948 23 043 22 879 22 978 266 507

Cuadro 6.7- Número de clientes del SEM Huancavelica Rural 2011 y 2012


2011

Regulado 22 490 22 546 22 599 22 682 22 736 22 800 22 800 22 807 22 849 22 888 22 888 22 903

Libre 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Total ELC 22 490 22 546 22 599 22 682 22 736 22 800 22 800 22 807 22 849 22 888 22 888 22 903

2012

Regulado 23 003 23 031 23 020 23 050 23 053 23 072 23 089 23 116 23 152 23 179 23 179 23 255

Libre 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Total ELC 23 003 23 031 23 020 23 050 23 053 23 072 23 089 23 116 23 152 23 179 23 179 23 255

El SEM Huancavelica Rural no tiene clientes libres, solo tiene un cliente binomio en

Baja Tensión (con tarifas BT2), 2 clientes en tarifa MT2, 19 clientes en MT3 y 5

clientes en MT4.

El mercado eléctrico del SEM Huancavelica Rural al mes de diciembre del 2012 solo

tiene clientes regulados, cuyo número total es de 23 255 clientes de los cuales 23 229

clientes son en Baja Tensión, lo que representa el 99,9 % del total y 26 clientes de

Media Tensión. El consumo de energía al año 2012 fue de 10 131 MW.h,

correspondiendo 7 912 MW.h a los clientes de Baja Tensión que representan el 78%

del consumo total.

Adicionalmente, se tienen conectados al SEM sistemas eléctricos rurales SER en

diversos puntos de la red, haciendo un total de 2 853 clientes, distribuidos en 132

SED.



Página 121

Considerando el mercado total de la empresa Electrocentro, al SEM le corresponde el

3,9 % del total de clientes y el 1,6 % del consumo de energía.

El SEM Huancavelica Rural se caracteriza por los bajos consumos medios mensuales

de sus clientes; la no existencia de clientes libres en todo su área de influencia, ya

sean propios o de otras distribuidoras y generadoras.

Los indicadores relevantes del mercado se muestran en los Cuadros 6.8 y 6.9.

Cuadro 6.8- Resumen de Indicadores de Demanda de Potencia SEM Huancavelica Rural

kW

Demanda Máxima Sistema Eléctrico (18/04/2012) 3 589

Ventas de Potencia Coincidente MT 393

Ventas de Potencia Coincidente BT 2 421

Pérdidas de potencia (15,8%) 567

Fuente: Elaboración propia, incluye la demanda del SER Huancavelica Rural.



Página 122

Cuadro 6.9- Resumen de Indicadores Comerciales SEM Huancavelica Rural

Fuente: Estadística Comercial de Electrocentro.

Descripción

Ventas de energía

SEM

MW.h

Número de Clientes

SEM-Huancavelica

Rural

Número de Clientes

Empresa - Electrocentro

Muy Alta Tensión (MAT) Ingreso a MAT -

Ventas en MAT -

Pérdidas en MAT

Alta Tensión (AT) Ingreso a AT desde MAT -

Compras en AT

Total Ingreso a AT -

Ventas en AT

AT1

AT2

Pérdidas en AT 11 678,62

Media Tensión (MT) Ingreso a MT desde AT 11 525,15

Compras en MT

Generación Propia Neta -

Consumo Propio -

Ventas a Otros Distribuidores

Total Ingreso a MT 11 525,15

Pérdidas Estándar en Media Tensión 124,73

Ventas en Media Tensión 2 218,87 26 950

MT1 -

MT2 1 502,62 2 134

MT3P 220,11 11 241

MT3FP 135,96 8 218

MT4P 306,96 1 131

MT4FP 53,22 4 226

Pérdidas Estándar en Baja Tensión 826,54

Técnicas 590,13

No Técnicas 236,41

Ventas en Baja Tensión 7 912,45 23 229 597 331

BT1

BT2 32,89 1 38

BT3P - 19

BT3FP - 62

BT4P - 61

BT4FP - 143

BT5A.A 96 96

BT5A.B 63 63

BT5C AP(1) 1 325,17 19

BT5NR 1 534,52 1 280 50 378

BT5B 4 951,29 21 932 545 650

BT6(2) 20,90 6 311

BT5D 47,68 10 491

Pérdidas No Estándar (MW.h) 442,55

Porcentaje Total de Pérdidas (%) 12,09% 23 255 598 281



Página 123

6.1.3 Indicadores Comerciales Relevantes del SEM Huancavelica Rural

Número de clientes con consumos mes inferiores a 30 kW.h 78,5 %

Número de clientes en MT 0,01 %

Número de clientes en BT 99,99 %

Número de clientes en tarifa BT5B 99,81 %

Consumo en clientes con consumo medio mes inferior a 30 kW.h 65,82 %

Consumo en clientes con opciones MT 18,6 %

Consumo en clientes con opciones BT 81,4 %

Consumo en clientes BT5B 67 %

Consumo en Alumbrado Público 13,9 %

Consumo Medio Clientes BT5 < 30 kW.h mes 9,81 kW.h mes

Consumo Medio Clientes BT5NR 156,0 kW.h mes

Consumo Medio Clientes BT5B 18,93 kW.h mes

Consumo Medio BT 28,64 kW.h mes

Consumo Medio MT 5 826 kW.h mes

Consumo Medio Sistema Eléctrico 35,14 kW.h mes

Fuente: Estadística comercial de Electrocentro, Energía año 2012 y número de clientes a octubre 2012.

Esta información da una visión de la situación actual del mercado eléctrico conformado

por el SEM Huancavelica Rural. Se puede apreciar por los bajos consumos del sector

modelo, que no existen clientes libres y sólo se cuenta con 26 clientes de Media

Tensión, de un total de 23 255 clientes a diciembre del 2012.

Con esta información se construirá la base de los supuestos asumidos en el proceso

de optimización del sistema.

a) Análisis de distribución geográfico topológico de los alimentadores de media

tensión

El SEM Huancavelica Rural, como se ha mencionado anteriormente, está

constituido por ocho alimentadores de media tensión, los cuales nacen de tres

subestación de potencia donde se reduce la tensión desde 220 kV a 60/10/22,9 kV,

existen cargas que no pertenece al sistema modelo pertenecientes a otros SER

conectadas en diversos punto de la red. Los alimentadores que forman parte del

SEM, suministran a 716 subestaciones eléctricas, de las cuales 26 son propiedad

de particulares y 690 de la empresa.



Página 124

Dichos alimentadores son de gran longitud, con 936 km de red total; además, de

baja densidad de carga, siendo el alimentador A4124 el más largo con 310,7 km.

b) Predicciones de tasa de crecimiento.

Según el censo del 2007 (INEI: Censos Nacionales 2007, XI de Población y VI de

Vivienda), la población total de los 52 distritos pertenecientes al área de influencia

del SEM Huancavelica Rural es de 283 726 habitantes.

Para calcular la tasa de crecimiento poblacional del área de influencia del SEM

Huancavelica Rural se ha considerado la información de los censos de 1993 y 2007

tal como se puede apreciar en el siguiente cuadro.



Página 125

Cuadro 6.10- Pobladores por Distrito del SEM Huancavelica Rural

PROVINCIA DISTRITO 1993 2007

Tasa de

crecimiento

anual %

AC

OB

AM

BA

ACOBAMBA 8 573 9 853 1,0%

ANDABAMBA 3 340 4 802 2,6%

ANTA 5 920 8 253 2,4%

CAJA 2 973 2 968 0,0%

MARCAS 2 323 2 367 0,1%

PAUCARA 9 270 24 317 7,1%

POMACOCHA 4 492 4 273 -0,4%

ROSARIO 5 205 6 959 2,1%

AN

GA

RA

ES

ANCHONGA 5 573 7 487 2,1%

CALLANMARCA 1 012 898 -0,9%

CCOCHACCASA 4 314 3 434 -1,6%

CHINCHO 181 1 322 15,3%

CONGALLA 4 114 4 381 0,5%

HUANCA-HUANCA 1 504 1 643 0,6%

HUAYLLAY GRANDE 1 454 2 007 2,3%

JULCAMARCA 1 317 1 658 1,7%

LIRCAY 20 045 24 614 1,5%

SAN ANTONIO DE

ANTAPARCO 438 3 055 14,9%

SANTO TOMAS DE PATA 782 1 828 6,3%

SECCLLA 2 326 3 377 2,7%

CA

ST

RO

VIR

RE

YN

A

ARMA 1 567 1 504 -0,3%

AURAHUA 1 898 2 140 0,9%

CAPILLAS 1 385 1 402 0,1%

CASTROVIRREYNA 3 487 3 428 -0,1%

CHUPAMARCA 950 1 129 1,2%

COCAS 972 948 -0,2%

HUACHOS 1 885 1 774 -0,4%

HUAMATAMBO 557 447 -1,6%

MOLLEPAMPA 1 302 1 550 1,3%

SAN JUAN 974 620 -3,2%

SANTA ANA 1 815 1 983 0,6%

TANTARA 866 780 -0,7%

TICRAPO 2 080 1 795 -1,0%

HU

AN

CA

VE

LIC

A

ACOBAMBILLA 2 976 4 005 2,1%

ACORIA 22 656 31 299 2,3%

ASCENSION 9 735

CONAYCA 1 476 1 323 -0,8%

CUENCA 2 661 2 226 -1,3%

HUACHOCOLPA 3 196 3 032 -0,4%

HUANCAVELICA 36 826 37 255 0,1%

HUANDO 7 804



Página 126

PROVINCIA DISTRITO 1993 2007

Tasa de

crecimiento

anual %

HUAYLLAHUARA 1 230 907 -2,2%

IZCUCHACA 1 145 979 -1,1%

LARIA 1 423 1 443 0,1%

MANTA 1 593 1 741 0,6%

MARISCAL CACERES 424 760 4,3%

MOYA 1 852 2 272 1,5%

NUEVO OCCORO 2 201 2 536 1,0%

PALCA 3 806 3 467 -0,7%

PILCHACA 876 626 -2,4%

VILCA 3 305 3 186 -0,3%

YAULI 19 409 28 127 2,7%

TOTAL 213 942 283 726 2,0%

En el cuadro anterior se puede observar una tasa promedio anual de crecimiento

poblacional de 2,0%, para los distritos que abarca el Sistema Eléctrico Modelo

Huancavelica Rural, el cual se considerará para fines de proyección de la

demanda eléctrica. La población proyectada al año 2012 se estima en 313 256.

Para determinar la tasa de crecimiento de ventas de energía y clientes, se ha

utilizado estadística de la información comercial correspondiente al periodo 2005

a 2012 de los sistemas eléctricos asociados al sistema modelo de Huancavelica

Rural y SER Huancavelica Rural.

Cuadro 6.11- Ventas de Energía por Sistema Eléctrico (MW.h)

Suma de MW.h Año

Sistema Eléctrico 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Huancavelica Rural SE0075 7 600 8 476 6 210 7 319 8 819 9 888 9 877 10 131

Huancavelica Rural SER SR0084 174 270 337

Total 600 8 476 6 210 7 319 8 819 10 062 10 147 10 469

Fuente: Estadística de Información Comercial SISDIS - OSINERGMIN-GART

Cuadro 6.12- Número de clientes por Sistema Eléctrico

Suma de clientes Año

Sistema

Eléctrico 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Huancavelica

Rural SE0075 16 963 17 530 19 102 20 466 21 365 22 384 22 979 23 255

Huancavelica

Rural SER SR0084 1 632 2 103 2 853

Total 16 963 17 530 19 102 20 466 21 365 24 016 25 082 26 108

Fuente: Estadística de Información Comercial SISDIS - OSINERGMIN-GART, número de clientes al mes de diciembre de

cada año.

Nota: La información histórica comercial que comprende al periodo 2005 – 2012 de ELECTROCENTRO se presenta en

archivo magnético en el Anexo 2.1-1, del presente informe.



Página 127

La mayor parte de los clientes son residenciales con tarifa BT5B por lo que una

tasa de crecimiento del número de clientes muy superior a la tasa de crecimiento

vegetativo de la población se explica por la implementación de nuevos proyectos

de electrificación (PSEs y SER) por parte del Estado, siendo la tasa de

crecimiento de 6,4% para el periodo 2005 - 2012 en las provincias de

Huancavelica, Acobamba Angaraes, y Castrovirreyna.

Sobre la base de la evolución estadística de consumos de energía y clientes por

año (Cuadros 6.11 y 6.12), se calcularon las tasas de crecimiento de energía y

de clientes con los resultados que se muestran en el Cuadro 6.13.

Cuadro 6.13- Tasa de crecimiento de la energía y clientes en el periodo 2005 -2012

SEM

Huancavelica

Rural

Energía

Clientes

Total General 4,7% 6,4%

Para evaluar el crecimiento de la demanda, se ha considerado un tratamiento

separado a los consumos de Baja Tensión, Alumbrado Público y Media Tensión,

para cada uno de los cuales se calculó una tasa de crecimiento independiente.

Podemos comentar que la tasa de crecimiento para los clientes en baja tensión

es alta debido a los programas de electrificación que el Estado ha venido

realizando desde el año 2005.

Cuadro 6.14- Tasa de crecimiento de la energía y clientes por opción tarifaria (periodo 2005 -

2012)

Sistema

Energía Clientes

BT5B 11,5% 5,2%

BT5C – Alumbrado Público 3,6%

MT -3.1% 27,0%

Como se puede apreciar el Cuadro 6.14, la tasa de crecimiento de energía del

alumbrado público es baja, lo cual se explica por la ampliación progresiva del

parque de alumbrado público asociada a los nuevos SER incorporados.

La tasa de crecimiento del número de clientes muy superior a la tasa de

crecimiento vegetativo de la población, la cual se explica por la implementación

de nuevos proyectos de electrificación (SER) por parte del Estado, para fines del

estudio no se considera el incremento de usuarios, producto de ampliaciones o

incorporación de nuevos sistemas eléctricos programados por la DGER-MEM;

asimismo, siendo la tasa de crecimiento de la población positiva (dentro del área



Página 128

de influencia del proyecto), para fines de la proyección del número de clientes se

considera razonable asumir una tasa mínima de 2,0%.

Cuadro 6.15- Evolución del consumo unitario (kW.h-año/cliente) del SEM

Fuente: Estadística de Información Comercial SISDIS - OSINERGMIN-GART, número de clientes al mes de diciembre de

cada año.

La tasa de crecimiento del consumo unitario resulta negativa, debido a la

incorporación de nuevos clientes con bajo consumo inicial, por lo cual para fines

de proyección de la demanda de energía se considera razonable utilizar la tasa

de crecimiento poblacional 2%.

Para proyectar la demanda, se ha considerado una sola tasa de crecimiento para

los clientes de MT y BT.

6.1.4 Proyección de la Demanda – Metodología

Sobre la base de la Información Comercial de OSINERGMIN-GART, para el periodo

2005 - 2012, se ha formulado la metodología de proyección de la demanda eléctrica.

El horizonte de planeamiento para la proyección es desde el año 2013 al 2017. Las

variables que se proyectarán son: Demanda de Energía, Máxima Demanda, Número

de clientes y Habitantes.

Para proyectar la demanda de energía, se ha considerado una tasa de “crecimiento

vegetativo” de 2%, considerando que se mantendrá la tendencia del consumo unitario

por cliente, manteniendo el actual grado de electrificación.

a) Proyección de la demanda de energía:

Para la proyección de la demanda de energía se ha considerado la tasa de

crecimiento de (2%) de la estadística del SEM Huancavelica Rural obtenida de la

Información Comercial de OSINERGMIN-GART. A continuación, se presenta la

proyección de la energía para el periodo 2013-2017.

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

7 600 8 476 6 210 7 319 8 819 10 062 10 147 10 469

16 963 17 530 19 102 20 466 21 365 24 016 25 082 26 108

448 484 325 358 413 419 405 401

7,9% -32,8% 10,0% 15,4% 1,5% -3,4% -0,9%Tasa de variación %

Concepto

Año

Consumo Unitario kW.h/cliente

Energía en MW.h

Número de clientes



Página 129

Cuadro 6.16- Proyección de la demanda de energía (MW.h) para el periodo 2013-2017

Para proyectar la demanda se ha utilizado como dato la Tasa de Crecimiento de la

energía (2%), considerando el mismo factor de carga obtenido en el balance de

potencia y energía.

b) Proyección del consumo de Alumbrado Público (AP) Optimizado:

El consumo de alumbrado público se ha evaluado de acuerdo a la Resolución

Directoral Nº 017-2003-EM, donde en el acápite 4 (Alumbrado de zonas Urbano

Rurales y Rurales), se indica que el consumo de energía mensual por alumbrado

público se calcula con la siguiente fórmula:

CMAP = KALP x UN

Donde:

CMAP : Consumo de energía mensual por alumbrado público.

KALP : Factor de AP en kW.h/Usuario-mes.

UN : Número de usuarios.

Considerando que el SEM Huancavelica Rural ha sido calificado el año 2012 como

Rural (Sector Típico 6), y de acuerdo a Resolución R.M. N° 185-2003-EM/DM, la

misma que fue modificada mediante Resolución Ministerial Nº 074-2009-MEM/DM,

le corresponde el factor KALP = 6,3 (Sector de distribución típico 6).

Para la proyección del consumo de alumbrado público se considera un incremento

del consumo de acuerdo al incremento del consumo total de los usuarios (2%).

c) Proyección del consumo de Servicio Particular (SP):

El consumo en Baja Tensión de servicio particular (SP), se estima a partir del

consumo unitario promedio por cliente y por año.

El consumo unitario no aumenta bruscamente, salvo que la economía muestre

mejorías que sean sostenidas y que exista una razonable distribución del

incremento en el producto bruto y que llegue hasta el consumidor típico en Baja

Tensión.

2012 2013 2014 2015 2016 2017

0 1 2 3 4 5

Energía (kW.h) 10 131 10 334 10 541 10 751 10 966 11 186

AÑOVariable



Página 130

Por lo tanto, la metodología de proyección de la demanda utilizada se basa en que

existe una estructura sectorial de consumo estable en el tiempo. Esto es, que el

consumo del sector doméstico, explicado principalmente por los clientes de opción

tarifaría BT5B mantiene una fuerte ligazón con el consumo de los clientes de la

misma opción tarifaría cuyo destino de consumo eléctrico es de tipo comercial (no

residencial).

El consumo promedio unitario mensual de los clientes pertenecientes a la tarifa

BT5B (Residenciales y no residenciales) para el año base 2012 es de 23,36 kW.h.

d) Determinación de la Máxima Demanda por SED

Sobre la base de la información proporcionada por ELECTROCENTRO, la relación

de SED con las demandas de energía y máximas demandas de servicio particular

(SP) y alumbrado público (AP) optimizado, se ha determinado las máximas

demandas asociadas a cada SED.

La máxima demanda de la SED se validó mediante la información que se obtuvo

del FOSE (mes de máxima demanda del SEM Huancavelica Rural – Julio 2012 y

setiembre 2012, considerando que la información comercial era más completa) y el

VNR, los cuales se cruzaron para poder obtener las energías y máximas demandas

por SED, de las cuales se calculó su factor de carga correspondiente.

Adicionalmente a la máxima demanda de SP + AP se incluyeron las pérdidas en las

redes de Baja Tensión, sistemas de medición, acometidas y No Técnicas, cuyo

porcentaje total representa aproximadamente el 12% respecto a la potencia de

ingreso a Baja Tensión del sistema.

Las máximas demandas por SED para el año 2012 fueron determinadas a partir del

análisis a régimen permanente utilizando: modelos de cargas en el lado secundario

de los transformadores, la red validada al año 2012 y la potencia de inyección en

las barras de 22,9 kV de los alimentadores del SEM Huancavelica Rural calculadas

de la compra de energía y la central de generación hidráulica de Yauli. Para el caso

de las SEDs en la cuales no se indicaron datos de demanda, para estimar la

demanda de servicio particular se asignó un 15% de la potencia instalada de la

SED y alumbrado público en función al factor KALP.

ELECTROCENTRO indicó que los consumos de alumbrado público se calculan en

base a las mediciones realizadas en algunas SED (MT/BT) correspondientes a

cada alimentador y al número de días del período de facturación, y en otros casos

en base a la potencia instalada de alumbrado público.

El factor de carga cuanto es más cercano a uno o a cero indica una alta o baja

utilización de energía durante el período del análisis; los datos proporcionados por



Página 131

ELECTROCENTRO y/o calculados por el Consultor, dan un factor de carga (Fc)

promedio que varía de 0,40 a 0,51 para el SEM.

A continuación se presentan los factores de carga por alimentador correspondiente

al mes de julio de 2012 se presenta en el Cuadro 6.17.

Cuadro 6.17- Factores de Carga por Alimentador

Alimentador Factor de

carga

A4122 (A4124-

A4125-A4126) 0,34

A4123 0,38

A4131 0,52

A4111+A4113 0.38

SubTotal 0,434

En el Cuadro 6.18, se presenta los factores de carga diferenciado por tipo de carga

SP y AP.

Cuadro 6.18- Factores de Carga por Alimentador diferenciado por Tipo de Carga

Alimentador Factores de Carga

SP AP SP y AP

A4111+A4113 0.361 0,5 0,379

A4122 0,373 0,5 0,392

A4123 0,365 0,5 0,386

A4131 0,367 0,5 0,394

Promedio 0,367 0,5 0,385

Se puede apreciar que hay una diferencia con respecto a los factores de carga que

se obtuvo del cuadro resumen de compra de energía y potencia proporcionado por

ELECTROCENTRO, de donde se obtiene un Fc promedio de 0,434, esta diferencia

se explica por la presencia de clientes en MT con factor de carga promedio 0,75 y la

incidencia de las pérdidas en baja tensión y transformadores de distribución.



Página 132

Cuadro 6.19- Resumen de las compras de demanda de energía y potencia del SEM

Huancavelica Rural

Mes

Energía

(MW.h)

Máxima

demanda

(MW)

Factor de

carga

HP HFP Total Potencia Día

Enero 319,88 634,94 954,82 2,929 10/01/2012 0,438

Febrero 307,95 654,10 962,05 3,425 29/02/2012 0,404

Marzo 373,99 746,02 1 120,01 3,447 26/03/2012 0,437

Abril 362,36 732,02 1 094,38 3,589 18/04/2012 0,424

Mayo 379,21 718,91 1 098,12 3,322 23/05/2012 0,444

Junio 331,25 757,81 1 089,06 3,072 06/06/2012 0,492

Julio 392,59 752,41 1 145,00 3,543 24/07/2012 0,434

Agosto 375,11 694,84 1 069,95 3,327 15/08/2012 0,432

Septiembre 301,34 721,12 1 022,46 2,766 06/09/2012 0,513

Octubre 369,38 698,05 1 067,43 3,498 23/10/2012 0,410

Total 3 513 7 110 10 623 3,589 18/04/2012

Se ha determinado la máxima demanda para cada SED, sobre la base del consumo

de los clientes por rangos de consumo, considerando los siguientes factores de

carga:

Cuadro 6.20- Factores de Carga por Tipo de Tarifa y rangos de consumo

Tipo de Tarifa

Factores de

Carga Tarifa

Referencias y

Rangos

de Potencia

BT5A.A

2E-BT MD hasta 20

kW 0,50

BT5B-NR 1E-BT No Residencial 0,352

BT5B-R

De 1 a 30 kW.h 0,36

De 101 a 150 kW.h 0,372

De 151 a 300 kW.h 0,372

De 301 a 500 kW.h 0,372

De 31 a 100 kW.h 0,372

De 501 a 750 kW.h 0,372

De 751 a 1000 kW.h 0,372

Exceso de 1000 kW.h 0,372

BT6 0.335

BT5D 1E-BT 0.352

MT2 2P2E-MT 0,51

MT3 1P2E-MT 0,36-0,47

MT4 1P1E-MT 0,14-0,61



Página 133

Para los cálculos de las demandas en Baja Tensión se utilizaron factores de

simultaneidad de 0,5 para suministros y 0,9 para alimentadores de Baja Tensión de

SP, y 1 para AP. Asimismo, para determinar la máxima demanda de cada SED, se

adicionó las pérdidas técnicas y no técnicas obtenidas del proceso de optimización

a todas las SEDs.

Para determina la máxima demanda a nivel de MT, se utilizó un factor de

simultaneidad de 1,0 para todas las SEDs para obtener la máxima demanda

coincidente a nivel de MT y finalmente se adicionó las pérdidas y ventas en MT

para determinar máxima demanda del Sistema.

En el Anexo 6.1-1(Archivo magnético), se presenta la relación de SED con sus

datos de demanda para servicio particular y alumbrado público; así como, potencia

instalada, factor de utilización, cantidad de clientes por SED; asimismo, se incluyen

además los 26 suministros de propiedad de Terceros y 134 SED pertenecientes al

SER Huancavelica Rural. En el Anexo 6.1-2, se presenta la evaluación de

suministros trifásicos con sus datos de potencia contratada, tarifa, tipo de conexión,

ubicación (253 clientes).

6.1.5 Estudio de zonificación y mercado

Los mapas de densidades de carga fueron construidos con información de la máxima

demanda de servicio particular para los años 2013 y 2017. Estos mapas son utilizados

en el estudio de la siguiente forma:

Identificación de las áreas de crecimiento de demanda, lo cual fue realizado

observando el cambio en la clasificación de cuadrículas.

El mapa del año 2017 permitió establecer una zonificación del sistema de acuerdo a

su grado de dispersión de carga (zonas dispersas y concentradas), y esta

clasificación permitió definir las características iniciales de diseño del sistema

eléctrico.

Como criterio principal de planeamiento y diseño los TdR mencionan que el sistema

eléctrico modelo debe ser optimizado sobre las condiciones de demanda al último

año de periodo de regulación (2017).

Para este estudio fueron consideradas las siguientes variables de entrada:

i) Máximas demandas existentes y proyectadas al 2017 por subestación

El SEM Huancavelica Rural posee 716 SEDs; de propiedad de la distribuidora

690 SED y terceros (26 SED), para cada una de ellas se tiene una máxima

demanda de servicio particular existente al año 2013 y proyectada al año 2017

(calculada a partir de la proyección de energía y demanda) con un total de

clientes de 23 255 y 25 675, respectivamente.



Página 134

ii) Ubicación de referencia geográfica de las subestaciones

Esta información fue obtenida de la última base de datos VNRGIS del SEM.

iii) Radio de influencia de subestación de distribución

Las subestaciones poseen un radio de influencia promedio de SED para diseño

de redes BT mayor a 500 m.

Como parte de los criterios técnicos considerados en este análisis tenemos:

i) Mapas de densidad de carga

Se realizaron mapas de densidad de carga usando la información de las

máximas demandas por SED.

ii) Intervalo de densidad de carga

De acuerdo con la resolución N 162-2006-OS/CD que aprueba el Informe

Técnico OSINERG-GART/DDE-019-2006, se obtienen los siguientes intervalos

de densidad de carga asociados a la condición urbana y rural de los sistemas

eléctricos de distribución.

Zona A: δ > 4,00;

Zona B: 4.00 ≥ δ > 2,50;

Zona C: 2.50 ≥ δ ≥ 1,50;

Zona D: 1.50 > δ ≥ 0,25;

Zona E: δ < 0,25;

Donde δ es la densidad de carga en cada cuadricula, en MW/km2.

A partir de la información del radio de influencia típico se vio adecuado el uso de

cuadrículas con tamaño de 1 km x 1 km en los mapas de densidad de carga, se tiene

781 cuadriculas y 716 SED, estimando que en promedio cada cuadrícula contendrá 1

subestación. Para este análisis se consideró solamente la máxima demanda de

servicio particular, no se incluye las pérdidas.

Los resultados alcanzados de este análisis fueron los siguientes:

i) Los resultados mostraron que la densidad de carga del servicio particular del

sistema modelo para el año 2012 varía entre 0 a 339 kW/km2, ubicándose todas las

cuadrículas en el último intervalo de densidad de carga (Zona E, denominada zona

de muy baja densidad de carga o rural). El estudio de zonificación concluyó que no

existen regiones definidas de influencia urbana dentro del sistema modelo, por lo

que el sistema modelo puede considerarse con homogeneidad rural.

ii) Considerando los consumos promedio y distribución de la demanda se definieron

los siguientes nuevos tres intervalos de densidad de carga rural.

Zona rural 1: δ < 7,5;

Zona rural 2: 7,5 < δ ≤ 150;



Página 135

Zona rural 3: δ > 150.

Donde δ es la densidad de carga en cada cuadricula, en kW/km2.

Los mapas de densidad de carga para el año 2012 usando los nuevos intervalos de

densidad de carga rural son mostrados a continuación:



Página 136

Figura 6.1- Mapa de densidad de carga para el año 2012



Página 137

Los resultados de la clasificación y número de cuadrículas por intervalo de densidad

de carga rural son presentados en el siguiente cuadro.

La densidad promedio del SEM es de 3,92kW/km2, debido a la mayor dispersión del

área de influencia del SEM.

Cuadro 6.21- Clasificación y número de cuadrículas por intervalo de densidad de carga rural

Número de

Cuadrículas

Densidad de Carga Año

Zona

Intervalo

(kW/km2) 2012 2017

Rural 1 0-7,5 728

Rural 2 7,5-150 49

Rural 3 Mayor a 150 4

Total 781

En los mapas anteriores notamos una mayor densidad de carga rural en el intervalo

mayor a 150kW/km2 en tres zonas Huancavelica, Lircay.y Acobamba

6.2 DEFINICIÓN DE LA TECNOLOGIA ADAPTADA Y DISEÑO DE LAS

INSTALACIONES ELÉCTRICAS

Inicialmente la información mencionada en la sección 6.1.1 de los TdR permitió realizar los

estudios de zonificación y mercado, y a partir de ello se determinaron las densidades de

carga y zonas de interés para la optimización de la empresa modelo. Posteriormente, como

parte de la definición de la tecnología adaptada y diseño de las instalaciones eléctricas, esa

información será analizada permitiendo la definición de alternativas existentes y nuevas de

diseño de las redes de distribución, enfocando el análisis a las características técnicas para

cada componente.

La etapa de tecnología adaptada y diseño de las instalaciones eléctricas es la etapa previa a

la de optimización técnico económica del SEM.



Página 138

6.2.1 Análisis de Información del SEM Existente

a) Instalaciones de los centros de transformación y generación

El sistema modelo Huancavelica Rural tiene su origen en tres centros de

transformación y una de generación; Huancavelica Norte (2.5 MVA), Ingenio

(12.5 MVA) y Caudalosa (12.5 MVA) y niveles de tensión de 220/60/10-22,9 kV

con conexión de transformadores de Y-Y-Delta. Asimismo, se tiene una central

de generación hidroeléctrica de Yauli de 0.8 MW. En la figura 6.2 se muestra las

instalaciones del SEM Huancavelica Rural.

Figura 6.2- Instalaciones del SEM Huancavelica Rural

Respecto a los transformadores elevadores, se tiene un transformador elevador

de 2,5 MVA de 10/22,9 kV en la barra de Huancavelica Norte. Este

transformador debe formar parte de la valorización del VNR en razón de que la

ciudad de Huancavelica es alimentado en 10 kV y se requiere el uso de este

trafo para poder suministrar energía en 22,9 kV a la zona rural cercana a esta

SET

b) Instalaciones de media tensión

Los alimentadores A4111 (Eje Palca) de 242,55 km y A4113 (Eje Paucará) de

169,45 km en 22,9 kV, salen de la SET Huancavelica Norte de 22,9/10 kV y

2,5 MVA, estos a su vez se conectan mediante el alimentador A4103 en 10

kV a la SET Huancavelica Friaspata de 220/60/10/kV y30/30/10 MVA.

Asimismo, el alimentador A4113 se conecta a la central de generación C.H.

SE Friaspata

220 kV 60 kV

(AAAC 35 mm2)32,90 km

60 kV

22 kV

12,5 MVA

SE Ingenio(Cascabamba)

Rumichaca, Lircay Acobamba,

Tancarpampa, Chaquicocha

10 kV

22.9 kV

Huancavelica

Ciudad

SE

Huancavelica Norte

22,9 kV

SE Rumichaca

2,6 MVA

Huancavelica

Norte

Huachocolpa22 kV

60 kV

12,5 MVA

SE Caudalosa

PSE Castrovirreyna Norte

52,40 km

22 kV

5.04 MW

30/30/10 MVA

2.5 MVA

(Abierto)

(Abierto)

1.67 MW

1.39 MW

A4113 (

L. 200.5

1 k

m)

A4111 (

L. 266.1

6 k

m)

A4124 (

L. 350.6

5 k

m)

A4126 (

L. 76.6

3 k

m)

A4125 (

L. 40.1

7 k

m)

A4123 (L. 15.07 km)A4122(L. 12.91 km)

A4131 (

L. 84.8

4 k

m)



Página 139

Yauli (Brocal) en 22,9 kV a través de un transformador de 2,4/ 22,9 kV y 1,25

MVA.

El alimentador A4122 de 12,91 km que sale de la barra B4117 en 22 kV

desde la SET Ingenio de 60/22 kV y 12,5 MVA hasta la SET Rumichaca barra

B4118, donde antes existía un transformador regulador de 22/22,9 kV y 2,6

MVA, el mismo se divide en 3 alimentadores A4124, A4125 y A4126 en 22

kV.

El alimentador A4124 (Rumichaca y Ayahuasan) de 310,69 km, el A4125 de

34,34 km (Tancarpampa y Yanacocha) y el A4126 (Chaquicocha) de 66,85

km.

El alimentador A4123 de 15,07 km, que sale de la barra B4117 en 22 kV de la

SET Ingenio de 60/22 kV y 12,5MVA está conformado por cuatro

derivaciones: Alto Sihuas, Chuñomayo, Yanahututo, Huachocolpa.

El alimentador A4131 (P.S.E Castrovirreyna Norte) en 22 kV de 84,84 km,

que sale desde la SET Caudalosa de 60/22 kV y 12,5 MVA, la misma que se

conecta a la SET Ingenio mediante la línea L-6644 de 52,4 km en 60 kV.

En el Cuadro 6.22, se presenta las características y metrados de redes MT por

alimentador.



Página 140

Cuadro 6.22- Características y metrados de redes MT por alimentador

Monofásica Bifásica Trifásica

A4111 AA01601 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 1x16 mm2 ESTRUCTURA DE CONCRETO D 1,648 1,648

ESTRUCTURA DE MADERA D 56,460 56,460

SIN ESTRUCTURA O RED COMPARTIDA D 0,011 0,011

AA01602 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 2x16 mm2 ESTRUCTURA DE CONCRETO D 2,729 2,729


AA01603 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x16 mm2 ESTRUCTURA DE MADERA D 0,232 0,232



T 2,819 2,819



T 0,250 0,250



T 0,253 0,253








CU01603 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x16 mm2 ESTRUCTURA DE CONCRETO D 0,268 0,268


CU03503 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x35 mm2 ESTRUCTURA DE MADERA D 0,430 0,430

43,78 140,46 58,30 242,55

A4113 AA01601 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 1x16 mm2 ESTRUCTURA DE MADERA D 3,660 3,660





T 4,403 4,403

ESTRUCTURA DE FIERRO D 0,247 0,247

T 0,394 0,394


T 0,065 0,065




T 1,779 1,779

ESTRUCTURA DE FIERRO D 0,018 0,018


T 0,020 0,020



AA03502 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 2x35 mm2 ESTRUCTURA DE CONCRETO T 0,373 0,373






CP01601 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE PROTEGIDO 1x16 mm2 ESTRUCTURA DE MADERA D 0,345 0,345











28,15 69,52 71,78 169,45







0,14 0,30 12,47 12,91

Total A4111

Total A4113

Total A4122

Metrado de Red Aérea MT (km)

Código

Alimentador

Código

VNRDescripcion Código VNR Estructura Propiedad

Tipo de Configuración Total



Página 141

El sistema eléctrico Huancavelica Rural posee una extensión de redes MT de

936,70 km, de los cuales 920,17 km corresponde a la concesionaria y 16,53 km,

de propiedad de terceros; adicionalmente, se tiene las redes de la SER

Monofásica Bifásica Trifásica




- - 15,07 15,07








T 3,210 3,210


T 1,318 1,318
















CU01001 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 1x10 mm2 ESTRUCTURA DE FIERRO D 3,327 3,327













12,25 187,78 110,66 310,69

A4125 AA02501 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 1x25 mm2 ESTRUCTURA DE CONCRETO D 0,547 0,547





1,52 26,14 6,68 34,34







AA05001 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 1x50 mm2 ESTRUCTURA DE FIERRO D 0,150 0,150



9,70 51,61 5,54 66,85






T 0,008 0,008



AA03503 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x35 mm2 ESTRUCTURA DE CONCRETO T 1,638 1,638


YC05003 RED SUBTERRANEA CABLE N2YSY 3-1x50 mm2 NINGUNO (*) D 0,004 0,004

0,24 26,09 58,51 84,84

93,84 491,02 335,31 920,17

1,94 10,89 3,70 16,53

95,78 501,91 339,01 936,70

Total A4124

Total A4125

Total A4126

Total A4131

TOTAL GENERAL

TOTAL DISTRIBUIDORA

TOTAL TERCEROS

Total A4123

Metrado de Red Aérea MT (km)

Código

Alimentador

Código

VNRDescripcion Código VNR Estructura Propiedad

Tipo de Configuración Total



Página 142

Huancavelica Rural cuya longitud es de 107,11 km. La red MT tiene un nivel de

tensión de 22 kV y 22.9 kV y es de tipo aérea casi en su totalidad, con un tramo

pequeño de 4 m de red tipo subterráneo.

La distribución de la red de MT que abarca el sistema Huancavelica Rural queda

finalmente como sigue:

A4111 con 242,55 km (25,9% del total).

A4113 con 169,45 km (18,1% del total).

A4122 con 12,91 km (1,4% del total).

A4123 con 15,07 km (1,6% del total).

A4124 con 310,69 km (33,2% del total)

A4125 con 34,34 km (3,7% del total)



Por tipo de configuración, las redes monofásicas, bifásicas y trifásicas conforman

el 10,2%, 53,4% y 36,4%, respectivamente. Casi la totalidad de la red es de

aleación de aluminio, con un 5% de cobre desnudo respecto al total de red MT.

Respecto a las estructuras de MT, en el Cuadro 6.23 se muestra las

características y metrados de las estructuras de MT.

Cuadro 6.23- Características y metrados de las estructuras de MT, Sistema Huancavelica Rural

(SE0075)

Del cuadro anterior se observa que dentro de las tecnologías actuales en las

estructuras de MT en el servicio particular predomina el uso de madera con

81,08% y el concreto con 18,39%, con alturas de poste de 12 m y 13 m.


(Unid.)% Metrado




Total 5 757 100%

Altura del Poste

(m)

Metrado

(Unid.)% Metrado

11 325 5,65%

13 1 961 34,06%

12 3 210 55,76%

10 39 0,68%

15 207 3,60%

9 6 0,10%

8 9 0,16%

Total 5 757 100%



Página 143

Determinación de topología representativa por zona.

La información gráfica de referencia geográfica de las base VNR en GIS permitió

el reconocimiento de las coordenadas UTM para el trazado de las redes de MT y

ubicación de SEDs. En la Figura 5.1 y 5.2, se muestran el detalle de salida de

alimentadores y redes de MT con SEDs de los centros de transformación del

SEM Huancavelica Rural.

Figura 6.3- Diagrama Unifilar del Sistema Eléctrico Huancavelica Rural

Leyenda: Zona de influencia Sistema Eléctrico Huancavelica Rural: ---------

Nota: En cada uno de los alimentadores se tienen conectados diversas

derivaciones a SER en diferentes puntos a lo largo de cada uno de los

alimentadores.

SET

HUANCAVELICA

FRIASPATA

220

A4103

SE

HUANCAVELICA

NORTE

10

P483

A4101 Huancavelica

30/30/10 MVA

P414

220/60/10 kV

Huancavelica

A4102

A4113

Hvca.

sur

Callq

ui ch

ico

-Ca

llqui gra

nde

Eje

Palc

aA

4111

Eje

Pau

ca

rá

22.9

4-TP-6022,5 MVA

Ydn11

10

60

32.9 km

L-6643

( S

.E J

UL

CA

NI )

Huachocolpa

Bue

na

ve

ntu

ra(p

art

icula

r)R

um

ichaca

Aya

hu

asan

Ta

nca

rpam

pa

Yan

acocha

Cha

qu

icocha I

4-TP-614

22,9

Dyn5

A4124

2.6 MVA

13,4

0 k

m

SE

RUMICHACAP415

A4126

22

A4123

A4122

60

12,5 MVA

22

Palc

as

SE INGENIO(Cascabamba)

P484

SE CAUDALOSA

12,5 MVA

60

22

B4012

B4013

B4117

B4118

C.H

SACSAMARCA

0,5 MVA

C.H YAULI

22.9 / 2.4kV 0,8 MW1,25 MVA

10 / 0.4 kV

0,2 MW

(T9-261)

IN-1248 IN-1246

IN-1250

IN-1244

ST-110

ST-644

IN-6104SA-6197 SL-6199SA-6195IN-6102

HV1HV2HV3

L-6644

A4131

P.S.ECastrovirreyna

Norte

(AASC - 126.7 mm2)

(AASC - 107.3 mm2)52.4 km

Mina2.1 MVAR

(AAAC - 70 mm2)

3.62 km

Abierto

Abierto

P4108

L485 L491

E

E

E

E

E EE E

E

E

EE

Alto Sihuas

Chuñomayo

Yanahututo

E

SS

.AA

.

E

(C074)

(HV

10

23)

(HV

10

22)

(HV

10

21)

(HVCSSAA)

(SIHUAS)

(CHUÑOMA)

(YANAHUTUTO)

(HUACHOC)

E

E

(CASTROVIRREYNA)

(C900)

Paucará Acobamba

Cerrado

Cerrado

Cerrado

A4125

E

Abierto



Página 144

Figura 6.4- Detalle de salidas MT de todos los alimentadores de los centros de transformación

(SET) Huancavelica Norte, Ingenio, Rumichaca, Caudalosa

RUMICHACA

CASCABAMBA

HUANCAVELICA NORTE

RUMICHACA

CASCABAMBA

HUANCAVELICA NORTE

CAUDALOSA

17

.62

km

27.38 km

28.26 km

44

.05

km

25

.54

km

13

.13

km

17.34 km

30

.59

km

27.84 km16.83 km

14

.23

km

17.59 km

12.54 km

25

.24

km



Página 145

La geografía de la región que abarca los alimentadores ocho alimentadores

puede ser analizada a partir de la información cartográfica proporcionada por

sistemas de libre acceso como el Google Earth. En las Figuras 6.3, 6.4, 6.5 y

6.6, se detallan las ciudades, centros poblados, localidades, altura sobre el nivel

del mar, geología y carreteras de acceso asociadas al sistema Huancavelica

Rural.

Figura 6.5- Detalle de cartografía del sistema Huancavelica Rural en el departamento de

Huancavelica

Nota: Las redes de color azul pertenecen al sector típico ST6 y el color rojo al SER.

20,3 km



Página 146

Figura 6.6- Detalle de cartografía del sistema Huancavelica Rural con localidades (Parte 1)

Figura 6.7- Detalle de cartografía del sistema Huancavelica Rural - Acobamba (Parte 2)



Página 147

Figura 6.8- Detalle de cartografía del sistema Huancavelica Rural - Lircay (Parte 3)

c) Subestaciones de distribución

kVA instalados y cantidad de subestaciones

Casi todas las subestaciones son de distribución en MT/BT, existe una sola

subestación elevadora de 10/22,9 kV y 2,5 MVA en las SET Huancavelica Norte.

Todas las subestaciones reportadas son del tipo monoposte, biposte y

convencional.

Del Cuadro 6.22, se concluye que existen un total de 716 SEDs de distribución

en MT/BT en el sistema Huancavelica Rural, de los cuales 26 son de propiedad

de terceros y 690 pertenecen a la empresa distribuidora.



Página 148

Cuadro 6.24- Metrado y tipo de SED del SEM Huancavelica Rural

Alimentador

Metrado de SED MT/BT (Unid.)

Tipo de Sed Total

Total Pot.

Instalada (kVA) M (1)

B (2)

C (3)

A4111 203 7 1 211 4 709,0

A4113 119 13 132 2 263,5

A4122 3 3 127,5

A4123 1 2 1 4 162,5

A4124 259 23 1 283 7 491,0

A4125 33 33 400,0

A4126 35 1 36 490,0

A4131 13 1 14 480,0

Total 663 50 3 716 16 123,5

Nota: 1= Monoposte; 2= Biposte y 3= Convencional

Por tipo de SED, las subestaciones monoposte y biposte conforman el 92,6%,

7% y 0,4%, respectivamente. La potencia instalada de todas las SEDs se

mantiene en un rango de 3 a 160 kVA.

En la Figuras 6.7 y 6.8, se presenta los mapas con la ubicación de las

subestaciones de distribución.



Página 149

Figura 6.9- Ubicación de subestaciones MT/BT del Sistema Huancavelica Rural (Parte 1)

RUMICHACA

CASCABAMBA

HUANCAVELICA NORTE

RUMICHACA

CASCABAMBA

HUANCAVELICA NORTE

CAUDALOSA



Página 150

Figura 6.10- Ubicación de subestaciones MT/BT del Sistema Huancavelica Rural (Parte 2)

Nota: Las líneas y SED de color plomo pertenecen a al sistema Huancavelica Rural

(SE0075), las líneas y SED de color rosado indican las redes del sistema Huancavelica

Rural SER (SR0084) y las subestaciones MT/BT de Terceros (clientes en MT) se indican en

color celeste.

HUANCAVELICA NORTEHUANCAVELICA NORTE



Página 151

En el Cuadro 6.25, se presenta las características y metrados de las SEDs por

alimentador del SEM Huancavelica Rural.

Cuadro 6.25- Características y metrados de SEDs por alimentador

Primaria Secundaria M (1) B (2) C (3)

A4111 SB01501 S.E. AEREA BIPOSTE 1x15 kVA 13,2 0,44 D 1 1 10,0

SB03701 S.E. AEREA BIPOSTE 1x37 kVA 13,2 0,22 D 1 1 37,5

SB04004 S.E. AEREA BIPOSTE 40 kVA (3F) 22,9 0,44 D 1 1 50,0


0,38 D 1 1 75,0

SC70004 S.E. CONVENCIONAL 700 kVA (3F) 22,9 0,38 T 1 1 750,0

SM00301 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x3 kVA 13,2 0,44 D 13 13 39,0


0,44 D 28 28 140,0


0,44 D 39 39 390,0

SM01004 S.E. AEREA MONOPOSTE 10 kVA (3F) 13,2 0,44 D 1 1 10,0


T 1 1 15,0

0,44 D 39 39 540,0

T 1 1 15,0


0,44 D 27 27 675,0

T 1 1 25,0


0,44 D 22 22 817,5

22,9 0,22 T 1 1 37,5


SM05004 S.E. AEREA MONOPOSTE 50 kVA (3F) 22,9 0,44 T 1 1 50,0


203 7 1 211 4 709,0








0,38 D 1 1 75,0



0,44 D 27 27 135,0

22,9 0,44 D 1 1 5,0


0,44 D 27 27 270,0



0,44 D 29 29 423,0

T 2 2 30,0

22,9 0,44 D 1 1 10,0


0,44 D 9 9 225,0

T 1 1 25,0

22,9 0,38 D 1 1 25,0


0,44 D 2 2 75,0

T 3 3 87,5

22,9 0,22 D 1 1 37,5

0,38 D 1 1 25,0

0,44 D 1 1 37,5




119 13 132 2 263,5




3 3 127,5

Total A4111

Total A4113

Total A4122

Descripción Código VNRCódigo

VNR

Código

Alimentador

Tensión


Tipo de SedTotal

Total Pot.

Instalada (kVA)Propiedad



Página 152

Primaria Secundaria M (1) B (2) C (3)

A4123 SB03704 S.E. AEREA BIPOSTE 37 kVA (3F) 22,9 0,22 D 2 2 75,0

SC05001 S.E. CONVENCIONAL 1x50 kVA 22,9 0,22 T 1 1 50,0


1 2 1 4 162,5






SB10004 S.E. AEREA BIPOSTE 100 kVA (3F) 13,2 0,44 T 1 1 100,0

22,9 0,22 D 1 1 100,0

0,38 D 1 1 50,0

0,44 D 8 8 770,0

T 1 1 100,0

0,45 D 1 1 100,0



SC05001 S.E. CONVENCIONAL 1x50 kVA 13,2 0,44 D 1 1 50,0


T 1 1 5,0

0,45 D 1 1 5,0


0,44 D 49 49 490,0

0,45 D 1 1 10,0


T 2 2 30,0

0,44 D 62 62 910,0


T 2 2 50,0


22,9 0,22 T 1 1 37,5

0,38 D 4 4 100,0




T 2 2 100,0

22,9 0,44 D 1 1 50,0




22,9 0,38 D 1 1 75,0



259 23 1 283 7 491,0

A4125 SM00501 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x5 kVA 13,2 0,44 D 7 7 35,0


SM00702 S.E. AEREA MONOPOSTE 2x7.5 kVA 13,2 0,44 D 1 1 15,0




0,44 D 5 5 75,0




33 33 400,0








35 1 36 490,0

A4131 SB16004 S.E. AEREA BIPOSTE 160 kVA (3F) 22,9 0,38 T 1 1 160,0







13 1 14 480,0

642 47 1 690 14 316,0

21 3 2 26 1 807,5

663 50 3 716 16 123,5

Nota: (1) Mononoposte

(2) Biposte

(3) Convencional

Total A4123

Total A4124

Total A4126

TOTAL GENERAL

TOTAL DISTRIBUIDORA

TOTAL TERCEROS

Total A4125

Total A4131

Descripción Código VNRCódigo

VNR

Código

Alimentador

Tensión


Tipo de SedTotal

Total Pot.

Instalada (kVA)Propiedad



Página 153

Además de las subestaciones propias de la empresa distribuidora y de terceros,

se tienen conectados 132 SED perteneciente al SER en los alimentadores

A4111, A4113, A4124, A4125 y A4126, con una potencia instalada de 1 183

kVA. Ver Cuadro 6.26. De acuerdo a los TR las demandas de las SEDs

pertenecientes al SER serán consideradas para el dimensionamiento de las

redes del SEM.

Cuadro 6.26- Características y metrados de SEDs por alimentador, Sistema Huancavelica Rural

SER (SR0084)

d) Instalaciones de baja tensión

Km de red de baja tensión aérea y subterránea, de servicio particular y

alumbrado público

En términos generales, el sistema eléctrico Huancavelica Rural tiene una

extensión de redes en BT de 681,81 km y 442,30 km para el servicio particular y

alumbrado público, respectivamente. La red BT es en su totalidad de tipo aérea.

En el Cuadro 6.27, se presenta la distribución de metrados de redes aéreas de

BT y máximas demandas para servicio particular y alumbrado público, por

alimentador y SED.

En el Cuadro 6.27, se presenta la distribución por alimentador de la red BT de

servicio particular, alumbrado público, máximas demandas y potencia instalada

de subestaciones MT/BT, que abarca el sistema Huancavelica Rural.

Primaria Secundaria M (1) B (2)






22 1 23 143,0



0,44 D 31 31 310,0

7,62 0,44 D 1 1 10,0


44 44 415,0





47 47 470,0



8 8 50,0



10 10 105,0

131 1 132 1 183,0

- - - -

131 1 132 1 183,0

Nota: (1) Mononoposte

(2) Biposte

TOTAL GENERAL

Total A4113

Total A4124

TOTAL DISTRIBUIDORA

TOTAL TERCEROS

Total A4111

Total A4125

Total A4126


Código

Alimentador

Código

VNRDescripción Código VNR

TensiónPropiedad

Tipo de SedTotal

Total Pot.

Instalada (kVA)



Página 154

Cuadro 6.27- Metrados de redes aéreas BT para servicio particular y alumbrado público

Código

Alimentador

Red Aérea de BT Potencia

Instalada

(kVA)

Servicio Particular Alumbrado Público

Metrado

Fase (km)

Metrado

Neutro (km)

Max. Dem

(kW)

Metrado

AP (km)

Max. Dem

(kW)

A4111 270,15 241,98 144,75 4 709,00

A4113 97,79 94,42 47,11 2 263,50

A4122 1,72 1,72 2,45 127,50

A4123 4,63 4,63 3,74 162,50

A4124 254,37 251,08 177,13 7 491,00

A4125 12,55 12,55 26,15 400,00

A4126 31,64 31,64 32,83 490,00

A4131 8,96 8,84 8,15 480,00

Total general 681,81 646,85 - 442,30 - 16 123,50

Respecto a las redes aéreas BT, no se ha reportado la existencia de

conductores neutros y también no existe metrado en el servicio particular sobre

estructura de servicio particular.

En el Cuadro siguiente, se muestran las características y metrados de la red

aérea BT para el servicio particular.

Cuadro 6.28- Características y metrados de la red aérea BT para el servicio particular

del SEM

Código


Metrado

(km)






















Página 155

Código


Metrado

(km)






































En el cuadro anterior se observa que dentro de las tecnologías actuales en el

servicio particular predomina el uso de redes autoportantes de aluminio y redes

con conductores de cobre cubierto con proporciones con respecto al total de

67% y 33%, respectivamente. Las secciones normalizadas usadas son 6, 10, 16,

25, 35, 50 y 70 mm2.



Página 156

Cuadro 6.29- Características y metrados de la red aérea BT conductores de Neutro del SEM

En el Cuadro 6.30, se muestran las características y metrados de la red aérea

BT para el alumbrado público sobre estructura servicio particular.

Código

VNRDescripción de Código VNR

Metrado

(km)

AC01614 CONDUCTOR NEUTRO SP DE AL CUBIERTO O SIMIL. 1x16 mm2 7,091



AL01614 CONDUCTOR NEUTRO SP DE AL O SIMIL. 1x16 mm2 0,341

AL02514 CONDUCTOR NEUTRO SP DE AL O SIMIL. 1x25 mm2 2,447

CU00624 CONDUCTOR NEUTRO SP DE CU CUBIERTO CON PE 1x6 mm2 4,157

CU01014 CONDUCTOR NEUTRO SP DE CU DESNUDO 1x10 mm2 11,604


CU01614 CONDUCTOR NEUTRO SP DE CU DESNUDO 1x16 mm2 0,237




646,854 TOTAL GENERAL



Página 157

Cuadro 6.30- Características y metrados de la red aérea BT para el alumbrado público sobre

estructura servicio particular

Código


Metrado

(km)






AC02522 RED AEREA AP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 2x25mm2 5,201























En el Cuadro 6.30, se observa que dentro de las tecnologías actuales en el

alumbrado público sobre estructura servicio particular predominan el uso de

redes autoportantes de aluminio y redes con conductores cobre cubierto. La

tendencia es el uso de autoportante de aluminio y cobre con 50,3% y 49,7%,

respectivamente.

En el Cuadro 6.31, se muestran las características y metrados de la red aérea

BT para el alumbrado público sobre estructura alumbrado público.



Página 158

Cuadro 6.31- Características y metrados de la red aérea BT para el alumbrado público sobre

estructura alumbrado público

Código


Metrado

(km)















En el cuadro anterior se observa que dentro de las tecnologías actuales en el

alumbrado público sobre estructura alumbrado público predominan el uso de

redes autoportantes de aluminio y redes con conductores de cobre cubierto. La

tendencia es el uso de autoportante de aluminio (con sección de 16 y 25 mm2) el

cual representa el 92% del total.

Respecto a las estructuras de BT, en el Cuadro 6.32 se muestran las

características y metrados de las estructuras para el servicio particular.

Cuadro 6.32- Características y metrados de las estructuras para el servicio particular

Del cuadro anterior se observa que dentro de las tecnologías actuales en las

estructuras en el servicio particular predomina el uso de madera (81%), con

altura de poste de 8 y 9 m.

Altura del Poste

(m)

Metrado

(Unid.)% Metrado

7 68 0,41%

8 8 356 50,10%

9 8 209 49,21%

10 1 0,01%

11 4 0,02%

12 17 0,10%

13 25 0,15%

Total 16 680 100%


(Unid.)% Metrado




Total 16 680 100%



Página 159

Parque de alumbrado público

Respecto al parque de alumbrado público, existen 4 312 equipos reportados en

total con redes aéreas. En el Cuadro 6.6 se presentan las características y

metrados del parque de alumbrado público.

Cuadro 6.33- Características y metrados del parque de alumbrado público

Código

VNR Descripción del Equipo

Metrado

(Unid.)

LU05002 LUMINARIA CON LÁMPARA DE 50W VAPOR DE SODIO 95

LU07002 LUMINARIA CON LÁMPARA DE 70W VAPOR DE SODIO 2 877

LU08001 LUMINARIA CON LÁMPARA DE 80 W VAPOR DE Hg 1 303

LU10004 LUMINARIA CON LÁMPARA DE 100 W INCANDESCENTE 1



LU16003 LUMINARIA CON LÁMPARA DE 160 W LUZ MIXTA 1



Total general 4 312

Descripción del Pastoral Metrado

(Unid.)

CONCRETO PARABÓLICO SIMPLE DE 1.50 m 1 938

CONCRETO RECORTADO SIMPLE DE 0.50 m 12

CONCRETO SIMPLE DE 1.30 m 86

PASTORAL METÁLICO SIMPLE DE 0.5 m x 1" DE DIÁMETRO 40

PASTORAL METÁLICO SIMPLE DE 1.5 m x 1.5" DE DIÁMETRO 2 236

Total general 4 312

En el cuadro anterior, se observa que dentro de las tecnologías actuales en el

parque de alumbrado público predomina el uso de luminarias con lámpara de 70

W de vapor de sodio y 80 W Vapor de Hg. Respecto a los pastorales, la

tendencia es en el uso de pastoral metálico simple y concreto simple.

6.2.2 Diseño Preliminar de la Red

Para el análisis técnico económico se tomaron en cuenta las siguientes premisas:

i) Costos de inversión de componentes de las redes de distribución

Se consideraron los costos de inversión del SICODI propuestos por

Electrocentro y los publicados por el SEACE de compras corporativas en el

2011-2012 para los siguientes componentes:



Página 160

Subestaciones de distribución por tipo monoposte, biposte, convencional.

Red de MT típicas por tipo aéreo y subterráneo.

Red de BT típicas por tipo aéreo y subterráneo.

ii) Costos de OyM anualizado de componentes de las redes de distribución

Se obtuvieron costos de OyM aproximados calculados como un porcentaje de

los costos de inversión, de esta forma fue considerado el porcentaje de 4% para

los costos de OyM de las subestaciones de distribución, redes de MT y redes de

BT, aplicados sobre los costos de inversión en cada rubro.

iii) Compra mensual de energía y potencia en barra Huancavelica 22,9 kV

El costo de la demanda es el costo de suministro de potencia en el momento que

ocurre la demanda máxima (dentro del intervalo de horas punta: 19:00 a 22:00 h)

del sistema y es cobrado de acuerdo a la potencia activa demandada (kW). Por

otra parte, el costo de la energía consumida (kWh) está compuesto por el costo

de energía para el intervalo de horas punta (18:00 a 23:00 h) y el costo de

energía fuera de punta.

Se tomaron en cuenta los precios de potencia y energía obtenidos de la

publicación de los precios en barra de MT publicados por la GART a enero de

2013 para el SEM Huancavelica rural 22,9 kV; 7,71 US$/kW-mes, el precio de

energía en horas punta es 0,03113 US$/kWh y en horas fuera de punta es

0,02641 US$/kWh.

La definición de la tecnología adaptada y la optimización técnica económica del

sistema modelo requirieron de un diseño preliminar de la red del cual forman parte los

siguientes módulos de análisis:

Definición preliminar del tipo de red MT y BT (DTR-1)

En este módulo fueron consideradas las siguientes informaciones y variables de

entradas:

i) Características técnicas de redes típicas MT y BT

El SEM Huancavelica Rural posee una extensión de redes MT de 936 km, de las

cuales el 100% son del tipo aérea.

ii) Estudio de zonificación

Del estudio de zonificación concluyó que el sistema modelo puede considerarse

con homogeneidad rural.

iii) Zonas históricas o monumentales

Como zonas históricas o monumentales en la zona de influencia del SEM

Huancavelica Rural se consideran las zonas arqueológicas ubicadas en las

localidades de Lircay y Huancavelica, las cuales se enumeran a continuación:



Página 161

Cuadro 6.34- Zonas Monumentales de las provincias de Angaráes y Huancavelica

PROVINCIA DISTRITO NOMBRE

Huancavelica Huancavelica

Iglesia de San

Cristobal

Huancavelica Huancavelica Iglesia de Santa Ana


Iglesia de San

Sebastian


Iglesia de San

Francisco

Huancavelica Huancavelica Estación de tren

Angaraes Lircay

Iglesia de Pueblo

Viejo

Angaraes Lircay

Iglesia Sagrado

Corazón

Angaraes Lircay Iglesia Rosario

No se ha reportado zonas arqueológicas en el área de influencia del Estudio, como

parte del análisis por su proximidad con el área abarcada por las redes de distribución

primaria del SEM.

En la siguiente figura se muestra la ubicación de las zonas monumentales de Lircay y

Huancavelica conjuntamente con las redes de distribución de MT y BT próximas a

dichas instalaciones.



Página 162

Figura 6.11- Zonas Monumentales de Lircay con las redes de MT BT del sistema modelo



Página 163

Figura 6.12- Zonas Monumentales de Huancavelica con las redes de MT y BT del sistema

modelo

Como parte de los criterios técnicos económicos consideradas en este módulo

tenemos los siguientes:

i) Criterio de respeto a zonas históricas o monumentales

Debido a la restricción de paisajismo y conservación de las zonas históricas o

monumentales, se recomienda el uso de redes subterráneas en la jurisdicción de

dichas instalaciones.

ii) Criterio de mínimo costo

Como diseño preliminar de red se compararon las alternativas de redes típicas

aéreas y subterráneas en MT y BT, de acuerdo al costo mínimo de explotación

(Inversión + COyM).

iii) Criterios de diseño de redes subterráneas

Las redes subterráneas forman parte de cualquier diseño de redes de MT y BT

debido a restricciones de acceso que obliga el uso de este tipo de redes. Otro

aspecto de uso de redes subterráneas es cuando se tiene un nivel importante de

demanda que se desea atender, así este tipo de redes permite una mayor

confiabilidad del suministro evitando problemas de descargas atmosféricas o

hurto de conductores en algunos casos.



Página 164

Los resultados alcanzados en este módulo fueron los siguientes:

i) Los menores costos son naturalmente obtenidos para las redes del tipo aéreas.

Debido a la homogeneidad rural del sistema modelo, por consiguiente bajos

valores de demanda, no se recomienda el uso de redes subterráneas con

excepción en la jurisdicción de zonas arqueológicas.

ii) De la Figura 6.12 se puede observar que las redes de MT y BT no tienen

proximidad a las zonas arqueológicas o monumentales, por consiguiente se

sugirió que el diseño de red de MT y BT sea totalmente de tipo aéreo.

Definición preliminar del tipo de SED (DTR-2)


i) Características técnicas de subestaciones típicas

Las subestaciones del sistema modelo son del tipo monoposte, biposte y

convencional en una proporción de 52,2%, 47,4% y 0,4%, respectivamente. La

potencia instalada de los transformadores de todas las SED’s se mantiene en un

rango de 1.5 a 160 KVA.

ii) Estudio de zonificación

Del estudio de zonificación concluyó que el sistema modelo puede considerarse

con homogeneidad rural.



i) Criterio de zonificación y mercado

Los mapas de densidad de carga permiten asociar el uso de subestaciones por

tipo con respecto al crecimiento de la demanda.


Como diseño preliminar de red se compararon las alternativas de subestaciones

monoposte, biposte y convencional, de acuerdo al costo mínimo de explotación

(inversión + COyM).

iii) Criterios de diseño de subestaciones

De acuerdo a la tendencia en el diseño de subestaciones, la actual normativa

técnica considera el uso de subestaciones convencionales a partir de 225 kVA.


i) De acuerdo con los mapas de densidad de carga se asocia el uso de

subestaciones biposte al mayor crecimiento de la demanda. Existen tres

subestaciones convencionales (de 750, 50 y 50 kVA) que no responde al

crecimiento vegetativo de la demanda, está es una situación atípica en el diseño

y planeamiento de redes.



Página 165

iii) Las mayores demandas proyectadas por subestación permiten a lo más el

diseño de subestaciones de 160 kVA, por lo que se sugiere solamente el uso de

subestaciones monopostes y bipostes.

Definición de la configuración y nivel de tensión MT (DTR-3)


i) Características técnicas de los CT del SEM Huancavelica Rural

El centro de transformación Huancavelica Rural posee niveles de tensión de

220/60/10-22,9 kV con conexión de transformadores de Y-Y-Delta.

ii) Dimensiones de redes de MT y subestaciones asociadas al sistema modelo

Las dimensiones de redes de MT y subestaciones asociadas al sistema modelo

son las siguientes:

Red de MT

Longitud total de troncal: 339 km

Longitud total de laterales: 597,7 km

Subestaciones

Capacidad total de subestaciones monopostes: 663 y 11,88 MVA

Capacidad total de subestaciones bipostes: 50 y 3,39 MVA

Capacidad y cantidad total de SED convencionales: 3 y 850 MVA



i) Alternativas de configuración y niveles de tensión MT

A partir de las características del CT Huancavelica Rural, técnicamente fue

factible proponer las siguientes alternativas de configuración y niveles de tensión

MT:

Configuración trifásica delta, nivel de tensión entre fases: 22,9 kV.

Esta alternativa considera el tendido de redes de MT con tres conductores

(tres fases) y ramales de dos conductores con tensión entre fases (22,9kV)

para cargas monofásicas.

Configuración trifásica en estrella de cuatro hilos, nivel de tensión entre fases:

22,9 kV.

Esta alternativa considera el tendido de red de MT con cuatro conductores

(tres de fases y un neutro), con la opción de usar ramales de tres conductores

(dos fases y neutro) y ramales monofásicos de dos hilos (fase y neutro).

Configuración trifásica en estrella de tres hilos, nivel de tensión entre fases:

22,9 kV.

Esta alternativa considera el tendido de red de MT con tres conductores (tres

fases sin neutro), con la opción de usar tramos de redes de dos hilos (dos

fases) y ramales monofásicos con retorno por tierra (MRT).



Página 166

Configuración trifásica con nivel de tensión entre fases: 13,2 kV.

Esta alternativa considera un cambio de la tensión entre fases de 22,9 kV

(salida de CT Huancavelica Rural) a 13,2 kV, con troncal de cuatro hilos (tres

fases y un neutro). Adicionalmente se usan ramales de tres hilos (dos fases y

neutro) y monofásicos de dos hilos (una fase y neutro).

ii) Características técnicas de redes de MT y subestaciones del sistema de prueba

representativo

Sin perder la generalidad y a modo de análisis se propuso el estudio de un

sistema de prueba con dimensiones similares al sistema modelo considerando

las siguientes premisas:

La comparación de los sistemas se realizó considerando una la demanda

proyectada al año 2017.

La comparación de los sistemas se realizó considerando la eficiencia de los

mismos de acuerdo a los siguientes criterios:

Criterio de mínimo costo (incluyendo las pérdidas).

Criterio de operatividad (caídas de tensión y desbalances).

Las redes de BT no son consideradas puesto que su influencia en los costos

y restricciones operativas son similares en las tres alternativas.

Los resultados parciales alcanzados en este módulo fueron los siguientes:

i) Para un mismo nivel de demanda, las mayores pérdidas técnicas son

observadas en el sistema trifásico de 13,2 kV. A su vez esta alternativa produce

mayores caídas de tensión debido a la longitud de tramos en el sistema.

Adicionalmente, esta alternativa genera un costo adicional, debido a las

inversiones que serían necesarias para obtener en nivel de tensión 13,2 kV en la

salida de la CT Huancavelica Rural. Desde el punto de vista del regulador, esta

opción no podría aplicarse a la gran mayoría de sistemas eléctricos rurales.

Debido a lo anterior se concluyó que técnicamente esta alternativa no es factible.

ii) La configuración trifásica estrella de cuatro hilos en 22,9 kV representa la opción

más económica, por presentar los menores costos de inversión y los menores

costos de explotación. El menor costo de inversión se verifica por el hecho que

en este sistema se emplean solamente tres conductores (en lugar de cuatro) y

permite además el empleo de ramales monofásicos con retorno por tierra (MRT),

que requieren la instalación de un solo conductor por fase.

iii) La configuración Delta (tres conductores con tensión entre fases) al no requerir

el tendido de un conductor neutro resulta más económica que la alternativa de

cuatro hilos; sin embargo la atención de cargas monofásicas requiere el tendido

de ramales de dos hilos, con los costos que esto significa, lo cual la hace menos

económica que la alternativa en estrella de tres hilos, previamente descrita.



Página 167

Sistema Monofásico Retorno por Tierra (MRT)

Existirán dos opciones para el sistema MRT: retorno total por tierra y retorno por tierra

en ramales monofásicos con transformador de aislamiento en troncal trifásico. En el

primero las corrientes retornarían hasta las puestas a tierra del centro de

transformación origen del sistema rural. En el segundo caso las corrientes retornarían

por el transformador de aislamiento.

El sistema MRT no es considerado en este análisis preliminar debido a que las

corrientes de retorno por tierra aumentan los riesgos de accidentes eléctricos, sobre

todo cuando estos circuitos transitan por vías o localidades habitadas. No obstante

está opción es económica pero se hace necesaria la verificación de la factibilidad

técnica en el uso de los sistemas MRT esto debido a la difícil geografía y resistividad

del suelo. Cabe señalar que este análisis será concluido en los siguientes informes.

6.2.3 Definición de la Tecnología Adaptada y Diseño de Red

De los módulos de estudios anteriores se concluyó que preliminarmente la red del

sistema modelo optimizado deberá presentar las siguientes características:

i) Red del tipo aérea en sistemas de distribución de MT y BT, con excepción de

zonas históricas o monumentales.

ii) Subestaciones de distribución monoposte o biposte.

iii) Nivel de tensión MT de 22,9 kV, configuración Delta, sin considerar sistemas

MRT en puntos finales de las redes de MT.

Otras características de los componentes del sistema modelo fueron evaluadas y

analizadas como alternativas en el proceso de definición de la tecnología adaptada.

Para el análisis técnico económico se tomaron en cuenta las siguientes premisas:

i) Costos de inversión de componentes de las redes de distribución

Se consideraron los costos de inversión del SICODI aprobados en el 2005 por el

OSINERGMIN GART para los siguientes componentes:

Subestaciones de distribución por tipo, potencia de transformador,

configuración (trifásica o monofásica), número de transformadores por

subestación.

Red de MT

Postes usados en MT por tecnología y altura.

Conductores y cables de la red primaria por tecnología, por sección y

número de hilos en fases.

Equipos de seccionamiento y protección por tecnología, configuración

(trifásica o monofásica), corriente y tensión nominal de operación.



Página 168

Equipos de control de tensión por tecnología, función, configuración

(trifásica o monofásica) y tipo de control.

Red de BT

Luminaria de alumbrado público por tecnología y potencia de lámpara.

Postes usados en BT por tecnología y altura.

Conductores y cables de la red secundaria usados en el servicio particular

y alumbrado público por tecnología, sección y número de hilos en fases.

ii) Costos de OyM anualizado de componentes de las redes de distribución

Se obtuvieron costos de OyM aproximados calculados como un porcentaje de

los costos de inversión, de esta forma fue considerado el porcentaje de 4% para

los costos de OyM de las subestaciones de distribución, redes de MT y redes de

BT, aplicados sobre los costos de inversión en cada rubro.

iii) Compra mensual de energía y potencia en barra Huancavelica Rural 22,9 kV

Se tomaron en cuenta los precios de potencia y energía obtenidos de la

publicación de los precios en barra equivalente en media tensión publicado por

la GART del OSINERGMIN en su página WEB a enero de 2013 sistema

Huancavelica Rural 22,9 kV, así el precio total por potencia es 7,71 US$/kW-

mes, el precio de energía en horas punta es 0,03113 US$/kWh y en horas fuera

de punta es 0,02641 US$/kWh.

a) Subestaciones de distribución

Para la definición de la tecnología adaptada de las subestaciones de distribución se

realizaron los siguientes módulos de estudio:

Definición del tipo de SED y tecnología de transformador (DTA-SED-1)


i) Potencias normalizadas para diferentes tecnologías de transformadores

Se usaron las potencias normalizadas de 5; 10; 15; 25; 30; 40; 50; 75; 100 y

160 kVA en todas las tecnologías de transformadores.

ii) Tipos de SED por potencia y criterios de selección (DTR-2).

De acuerdo con el diseño preliminar de la red, se usaron las subestaciones

del tipo monoposte y biposte.

De acuerdo a la tendencia en el diseño de subestaciones, la actual normativa

técnica considera el uso de los siguientes criterios de selección de tipo de

SED y configuración de transformador en el sector típico 5 (rural):

SED tipo biposte con transformadores trifásicos: potencia instalada menor

e igual a 225 kVA y mayor a 50 kVA.



Página 169

SED tipo monoposte con transformadores trifásicos: potencia instalada

menor e igual a 50 kVA y mayor a 37,5 kVA.

SED tipo monoposte con transformadores monofásicos: potencia instalada

menor e igual a 37,5 kVA.

iii) Configuración y nivel de tensión óptimo MT (DTR-3).

De acuerdo con el diseño preliminar será una configuración delta de tensión

entre fases de 22,9 kV.

Como no se tomaron en cuenta los sistemas MRT, la conexión y

configuración queda como sigue:

Transformadores trifásicos: 22,9 kV entre fases.

Transformadores monofásicos: 22,9 kV entre dos fases.

iv) Características técnicas eléctricas de transformadores por potencia

Se seleccionaron los niveles de tensión secundaria siguientes por tipo de

configuración de transformador:

Transformadores trifásicos: 0,38 kV /0,22 kV.

Transformadores monofásicos: 0,44 kV /0,22 kV, con toma central.

De acuerdo a la capacidad de los transformadores se obtuvieron parámetros

eléctricos típicos en los transformadores usados por ELECTROCENTRO,

estos resultados son mostrados en el siguiente cuadro.

Cuadro 6.35- Parámetros eléctricos de transformadores de ELECTROCENTRO

Potencia Zcc (+) R (+) Pfe

Primaria Secundaria (kVA) (%) (%) (kW)

22,9 0,44/0,22 1,5 2,41 2,39 0,032

22,9 0,44/0,22 3 2,43 2,42 0,040

22,9 0,44/0,22 5 2,46 2,45 0,049

22,9 0,44/0,22 10 2,50 2,30 0,072

22,9 0,44/0,22 15 2,56 2,17 0,096

22,9 0,44/0,22 25 2,67 1,96 0,143

22,9 0,44/0,22 30 2,73 1,88 0,166

22,9 0,44/0,22 37 2,81 1,81 0,199

22,9 0,44/0,22 50 2,95 1,78 0,260

22,9 0,44/0,22 75 3,23 2,10 0,378

22,9 0,38/0,22 5 2,48 2,41 0,070

22,9 0,38/0,22 10 2,59 2,38 0,092

22,9 0,38/0,22 15 2,70 2,36 0,115

22,9 0,38/0,22 25 2,90 2,30 0,160

22,9 0,38/0,22 30 2,99 2,28 0,182

22,9 0,38/0,22 37 3,11 2,24 0,214

22,9 0,38/0,22 50 3,32 2,17 0,272

22,9 0,38/0,22 75 3,63 2,04 0,385

22,9 0,38/0,22 100 3,82 1,91 0,497

22,9 0,38/0,22 125 3,91 1,77 0,610

22,9 0,38/0,22 145 3,89 1,67 0,700

Zcc (+): Impedancia de ensayo de cortocircuito de secuencia positiva.

R (+): Resistencia de secuencia positiva.

Pfe: Pérdidas en el fierro o núcleo.

Monofásico

Trifásico

TransformadorTensión Nominal (kV)



Página 170

En este módulo fueron considerados los siguientes criterios técnicos económicos:

i) Criterio de eficiencia y agrupación de transformadores monofásicos

Las configuraciones trifásicas pueden ser obtenidas por agrupación de

transformadores monofásicos de la siguiente forma:

Tres transformadores monofásicos generan una disposición delta o Y (con

o sin neutro aterrado).

Dos transformadores monofásicos generan una disposición delta abierto.


Las SEDs según tipo de SED, configuración y capacidad de transformadores

para varias potencias normalizadas fueron comparadas escogiéndose la

mejor tecnología en función de costo mínimo de explotación (inversión +

COyM) y costo mínimo pérdidas.

iii) Cálculo de costo de pérdidas

Para una carga inductiva constante, con factores de potencia y coincidencia

acorde con la normativa de sistemas eléctricos rurales, fueron calculadas las

pérdidas en el Cu y el núcleo en kW y luego este valor fue valorizado

mediante el precio de energía y potencia actual del SEM (precio en barra de

MT). Se obtuvo un costo promedio total por potencia es 7,71 US$/kW-mes, el

precio de energía en horas punta es 0,03113 US$/kWh y en horas fuera de

punta es 0,02641 US$/kWh.

a) Red de distribución de MT

Para la definición de la tecnología adaptada de la red de distribución de MT se

realizaron los siguientes módulos de estudio:

Definición del tipo tecnología de postes de MT (DTA-MT-1)

Tipo de postes

Se están evaluando las variantes de:

Postes de madera tratada.

Postes de concreto armado.

Analizando previamente los conceptos de:

Costo de inversión de estructuras, considerando una red de MT, de longitud de 1

km.

Costo de explotación anual correspondiente a las estructuras (revisión,

reparación de averías, mantenimiento).



Página 171

Costo de inversión de estructuras

Se ha evaluará el costo de inversión de estructuras considerando, entre otros, los

siguientes aspectos:

La diferencia de costo de inversión entre estructuras de concreto y madera, de

acuerdo con precios de la base de datos del Sistema de Costos de Distribución

Eléctrica (SICODI) de la última regulación, para el sector típico 5.

De lo anterior, los postes de concreto de 12/200/120/300, 12/300/150/300 y

12/400/150/330 se usaron para los armados de alineamiento, cambio de

dirección y fin de línea respectivamente, mientras que para los postes de madera

de 12 metros clase 7 en armados de alineamiento y los postes de 12 metros

clase 6 se utilizaron para armados de cambio de dirección y fin de línea.

Se evaluará los costos de inversión por kilómetro de red en media tensión,

considerando el número de estructuras estandarizadas para el sector típico 5, en

el SICODI de la última regulación de tarifas.

Para el análisis se consideró el costo de inversión por kilómetro en redes aéreas

con conductor de Aleación de Aluminio, o similar, de 3x16 mm2 sobre

estructuras con postes de concreto y madera, respectivamente.

Para la evaluación solo se consideraron los armados de alineamiento, cambio de

dirección y fin de línea, mas no se consideraron los armados conductor, retenida

ni puesta a tierra.

Costo de explotación

Para evaluar los costos de explotación se están considerando las siguientes

características de las tecnologías analizadas:

Los postes de concreto tienen mejor comportamiento de operación ya que

presentan una baja tasa de averías y menor necesidad de mantenimiento.

Las estructuras de madera requieren mayor revisión y más acciones de

mantenimiento, como por ejemplo: reimpregnacion para protección de postes,

reemplazo, aplomado, etc.

Los postes de madera tienen mayores tasas de averías que los postes de

concreto.

Existe una mayor disponibilidad de postes de concreto en el mercado, lo que no

ocurre con los postes de madera, por lo que en este último caso, en años

recientes, cada vez con mayor frecuencia, ha sido necesario recurrir a la

importación, debido a la poca o muy reducida existencia de postes de

procedencia nacional.

Por las razones señaladas previamente, los recientes proyectos de electrificación

de áreas rurales, desarrollados con fondos del Ministerio de Energía y Minas y/o



Página 172

con fondos de las empresas distribuidoras, han considerado, y consideran, en su

mayor parte la instalación de postes de concreto. Asimismo, existe una tendencia a

la reducción del uso de postes de madera, en redes eléctricas o de

telecomunicaciones, por criterios ecológicos, ya que entidades tanto nacionales

como internacionales promueven evitar la tala indiscriminada de árboles.

Vida útil de los postes

Para el análisis de la vida útil de postes de concreto y de madera se ha revisado

información de dominio público de entidades oficiales, nacionales e internacionales.

A continuación se lista algunas de las referencias técnicas que han sido

consideradas para la determinación de la vida útil:

Informe del Valor Agregado de Distribución 2005 – Sector típico 5, elaborado por

la empresas consultoras consorciadas Cosanac - Travisan y asociados, donde

se señala que los postes de eucalipto nacionales han tenido una mala

performance en la zona requiriendo su reemplazo en algunos casos cada 6

años.

17º CBECIMat – Congreso Brasileiro de Engenharia e ciencia dos materiais, 15

a 19 de noviembre de 2006, Foz do Iguacu, PR, Brasil, “Modelo de

apodrecimiento aplicado a postes de electrificao no estado de SaoPablo –

pagina 2, donde se indica que la vida útil del poste de madera eucalipto es de 15

años.

Resposta técnica – UnB Centro de Apoio ao Desenvolvimiento Tecnológico –

pagina 2 – donde se indica que los postes de madera eucalipto citriodora, que

con un tratamiento especial de preservación puede tener una vida útil superior a

20 años.

ABNT – Associacao Brasileira de Normas Técnicas – Postes de concreto

armado para redes de distribución de energía eléctrica – especificación – pagina

4, donde se indica que la vida útil media de un poste de concreto es de 35 años.

Estudio de componentes de Costos del Valor Agregado de distribución (VAD)

cuadrienio noviembre 2004 – noviembre 2008 – Área Típica 5 – Empresa de

referencia: LUZLINARES – Elaborado por SET Energy S.A. – del informe en su

acápite 4.1.3 principales opciones técnicas – 4.1.3.1 Tipos de postes, indica: “Se

consideró la posibilidad de utilizar poste de madera y concreto. Al comparar el

Valor Presente de los Costos de ambas soluciones, se concluye que el uso de

postes de madera es más económico solo si su vida media útil es superior a los

26 y 33 años para los postes de 8,7 y 10 metros (clase 6 y 5, respectivamente),

equipados con estructura portante A (caso más favorable para los postes de

madera).”



Página 173

Desventajas del uso de postes de madera

Por deterioro de la madera

La madera al ser un producto natural muerto, es susceptible a la descomposición y

al ataque de diferentes organismos, insectos y animales que provocan el deterioro y

la pérdida de sus características físicas.

Entre los organismos que crecen en la madera se encuentran los mohos. Estos se

desarrollan cuando hay alto contenido de humedad, pero no afectan la resistencia

seriamente. Los hongos cromógenos penetran la madera alterando su coloración y

afectando ligeramente la resistencia física de la madera ya que son los que

provocan la llamada pudrición de la madera.

Entre la diversidad de insectos que afectan la madera están los escarabajos de

diferentes tipos que ponen sus huevecillos dentro de ella y cuando nacen las larvas

hacen túneles en el interior. Otros insectos muy conocidos son las termitas, que

viven y se alimentan de la madera perforando túneles que la debilitan seriamente.

Las hormigas carpinteras no se alimentan de la madera pero la perforan con el

objeto de vivir en ella. Por último, en maderas expuestas al agua de mar existen

ciertos moluscos que perforan la madera para utilizarla como refugio, estos quedan

encerrados dentro de ella y conforme aumentan de tamaño hacen una cavidad

cada vez más grande, que perjudica la resistencia. También existen algunos

crustáceos que perforan la madera.

Además de estos organismos e insectos existen ciertos animales, principalmente

aves como el pájaro carpintero, que dañan la madera.

Requieren tratamiento antes y durante la vida útil

Existen varias formas de eliminar el desarrollo de organismos e insectos que atacan

la madera. Controlar la temperatura, la humedad, la cantidad de aire y el alimento.

De estas cuatro la única opción que es posible controlar es el alimento, ya que al

estar expuesta a la intemperie, las otras opciones dependen del clima y de otros

factores que no se pueden regular.

Siendo precisamente el alimento, la madera es posible tratarla mediante agentes

químicos que la hace poco apetecibles a estos organismos.

Para este propósito existen los preservantes de madera, cuyas características

deseables son: que sean perjudiciales para estos organismos e insectos y no para

la madera, deben ser resistentes a la intemperie, que no sean tóxicos para el ser

humano, plantas y animales, ni contaminen el ambiente y que posean una alta

capacidad de penetración en la madera. La mayoría de estos preservantes hoy en



Página 174

día están basados en compuestos de cobre, cromo y arsénico (CCA). Estos

productos extienden la vida de la madera a varios años lo que la hace utilizable en

diversas aplicaciones.

Para aplicar el preservantes existen diversos procesos entre las cuales se

encuentran los procesos sin presión, ya sea por inmersión, baño, aplicación con

brocha o aspersión; los procesos por difusión en madera verde y los procesos a

presión.

Ventajas del uso de postes de concreto

Las estructuras de concreto destinadas a la electrificación tienen una gran

resistencia y un costo más reducido en comparación con otros materiales que

garanticen similar característica. El concreto, a diferencia de los postes metálicos,

por ejemplo, es mucho más duradero; y en zonas como las del sistema modelo no

sufre el embate de la corrosión y prácticamente no requiere de mantenimiento.

Si atendemos a los aspectos ecológicos, hay que señalar que el consumo de

madera afecta a la cadena de conservación del medio ambiente, lo que contrasta

de inmediato con el concreto, materia prima que se produce en condiciones

completamente sustentables.

Mejor por sus características específicas:

Son más duraderas que las hechas de madera.

Resisten el ataque de los agentes ambientales.

No requieren mantenimiento.

Son más seguras ante una eventualidad de la naturaleza (temblor, lluvia o

inundaciones).

Toleran actos de vandalismo.

En principio, hay que señalar que nos proporciona la seguridad de un mayor tiempo

de vida útil, y en la mayoría de los casos sin que exista un costo de mantenimiento

en el mediano plazo; “porque hay postes instalados que se fabricaron hace 50 años

y están en buenas condiciones”, asevera.

Martínez Vasconcelos – Electricidad y concreto, todo un experto en la materia, dice

el presidente de Herrozinc, quien relata que los postes de madera no resisten el

ataque de agentes ambientales como la lluvia o los rayos solares, e incluso el

maltrato de los seres humanos, por lo que su degradación es acelerada.



Página 175

Mejor por su defensa hacia el medio ambiente

Fabricar postes de madera promueve la deforestación. Se calcula que 51% de

selva, 34% de bosques y 15% de zonas áridas son deforestadas anualmente por la

industria, el pastoreo y la ganadería, así como por el uso de suelos no aptos para la

agricultura. De acuerdo con informes oficiales, la erosión representa impacto en el

80% del territorio nacional.

Fuente: Juan Fernando Gonzalez G. – Electricidad y concreto –

http://www.herrozinc.com.mx.

Definición del tipo tecnología de circuitos troncales (DTA-MT-2)


i) Estudios y definición de zona corrosiva

La selección de tecnologías candidatas debe considerar los criterios de

desgate por corrosión, determinados por diferentes estudios aplicados en

diferentes ciudades del país.

ii) Tipo de tecnología de postes de MT (DTA-MT-1)

De acuerdo con la definición de tecnología adaptada de postes de MT se

recomienda el uso de estructuras de concreto con altura de 12 m.

iii) Selección de Nivel de Tensión (DTR-3)



iv) Secciones normalizadas para diferentes tecnologías

Se usaron las secciones normalizadas de 16, 25, 35, 50, 70, 95, 120, 150,

185 y 240 mm2 en todas las tecnologías de conductores y cables.

v) Características técnicas eléctricas de conductores por tecnología y sección

De acuerdo a los catálogos de fabricantes se obtuvieron los parámetros

eléctricos típicos en los conductores y cables usados en el análisis, esta

información es mostrada en el siguiente cuadro.



Página 176

Cuadro 6.36- Parámetros eléctricos para conductores y cables de redes de MT

Cuadro 6.37- CABLE DE MEDIA TENSIÓN AUTOPORTANTE NA2XS2Y-S 18/30 kV


i) Criterio de zona corrosiva

La selección de tecnologías candidatas debe considerar los criterios de

desgate por corrosión, determinados por diferentes estudios aplicados en

diferentes ciudades del país. Bajo esta premisa fue definida una zona de

ambiente corrosivo, la cual es un área adyacente y paralela a la costa de 7

km de ancho. El Sistema Eléctrico Modelo Huancavelica Rural se encuentra,

aproximadamente, a unos 315 km de la costa, como se aprecia en la Figura

5.3, por lo cual se puede concluir que el sistema modelo no se ubica dentro la

zona corrosiva y se recomienda el uso de conductores de aluminio.

CONDUCTOR AAAC

20 °C 80 °C

mm² Ohm/Km Ohm/Km A(*)

16 2,09 2,54 100

25 1,31 1,59 125

35 0,952 1,16 160

50 0,663 0,806 195

70 0,484 0,558 235

95 0,352 0,428 300

120 0,275 0,334 340

150 0,227 0,276 395

185 0,181 0,22 455

240 0,142 0,176 545

300 0,11 0,138 625

400 0,0862 0,109 755

(*) TEMPERATURA EN EL CONDUCTOR 80°C

TEMPERATURA AMBIENTE 40°C

VELOCIDAD DEL VIENTO 2Km/H

RESISTENCIA ELECTRICACALIBRE

CAPACIDAD

CORRIENTE

CABLE MEDIA TENSION AUTOPORTANTE NA2XS2Y-S 18/30Kv

(mm²) (Ohm/km) (Ohm/km) (Ohm/km) (A)

16 2,619 0,2133 103

25 1,2 1,653 0,2009 124

35 0,868 1,169 0,1916 147

50 0,641 0,809 0,1816 181

70 0,443 0,572 0,1723 223

95 0,32 0,418 0,1638 272

120 0,253 0,328 0,1573 316

150 0,206 0,261 0,1511 364

185 0,164 0,210 0,1453 411

(*) TEMPERATURA DE AIRE:30°C

RESISTENCIA

AC a 90°

REACTANCIA

INDUCTIVA

CAPACIDAD

CORRIENTE

SECCION

NOMINAL

RESISTENCIA DC

a 20°C



Página 177

Figura 6.13- Ubicación del sistema modelo respecto a la costa

Según las tecnologías disponibles de conductores y cables de aluminio se

seleccionaron las dos siguientes alternativas:

Conductor de aleación de aluminio AAAC.

Cable autoportante de aluminio NA2XS2Y.

ii) Criterio de configuración trifásica de troncal

Debido a las diversas funciones que cumple la troncal como i) conexión de

laterales de diverso número de fases, ii) transferencia de carga entre

alimentadores, y iii) protección y seccionamiento de la red de MT, esta fue

diseñada como configuración trifásica.

iii) Criterio de mínimo costo

Los conductores analizados fueron comparados para todas las secciones

normalizadas, escogiéndose la mejor tecnología en función de costo mínimo

de explotación (inversión + COyM) y costo mínimo pérdidas para 1 km de

troncal. Lo anterior fue realizado para diversa variedad de flujo kVA sobre el

conductor.

iv) Cálculo de costo de pérdidas

Para una misma carga fueron calculadas las pérdidas en kW, luego estas

fueron valorizadas mediante el precio de energía y potencia actual de barra

equivalente en media tensión del sistema Huancavelica Rural (pliego

tarifario).

167 km



Página 178

v) Costos de inversión de red aérea

Debido que los costos de la red aérea implican adicionar los costos de

postería fue importante considerar el tipo de material de poste.


i) La mejor tecnología fue alcanzada para conductores de aluminio desnudo,

debido que los costos totales de los cables autoportantes son siempre

mayores a los de aluminio desnudo descartando esta posibilidad de

tecnología.

ii) En la siguiente figura se muestran los costos totales de cada sección de

aleación de aluminio versus la potencia trifásica kVA en tramo MT.

Figura 6.14- Secciones normalizadas versus kVA por tramo para circuitos troncales de red de

MT optimizada

Definición del tipo tecnología de circuitos laterales (DTA-MT-3)

En este módulo fueron consideradas las siguientes informaciones y variables de

entradas:


Análogamente a la tecnología de circuitos laterales se tomaron en cuenta los

estudios o referencias indicados.

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 16000 18000

Co

sto

To

tal a

l Val

or

Pre

sen

te (

USD

)

Potencia (kVA)

AA01003

AA01603

AA02503

AA03503

AA05003

AA07003

AA12003

AA15003

CU01003

CU01603

CU02503

CU03503

CU07003



Página 179

ii) Tipo de tecnología de postes de MT (DTA-MT-1)

De acuerdo con la definición de tecnología adaptada de postes MT se

recomienda el uso de estructuras de concreto con altura de 12 m.

iii) Selección de Nivel de Tensión (DTR-3)




Se usaron las secciones normalizadas de 16, 25, 35, 50, 70, 95, 120, 150,

185 y 240 mm2 en todas las tecnologías de conductores y cables.

v) Características técnicas eléctricas de conductores por tecnología y sección

Análogamente a lo realizado en circuitos troncales, se utilizaron parámetros

eléctricos típicos en los conductores y cables de catálogos de fabricantes. Los

parámetros para conductores de dos hilos en fases fueron obtenidos de forma

similar a los de tres hilos en fases.



El sistema modelo no se ubica dentro la zona corrosiva, así se recomienda el

uso de conductores de aluminio. Según las tecnologías disponibles de

conductores y cables de aluminio se seleccionaron las alternativas de

conductor de aleación de aluminio AAAC y cable autoportante de aluminio

NA2XS2Y.

ii) Criterio de reducción de caída de tensión en laterales

La configuración (monofásica o trifásica) y el número de hilos en fases de los

circuitos laterales depende inicialmente de las características de la SED

optimizada que será atendida, así tenemos las siguientes alternativas:

SED optimizada trifásica (configuración delta de 22,9 kV): laterales

trifásicos (tres hilos en fases).

SED optimizada monofásica (22,9 kV): laterales monofásicos (dos hilos

en fases) o trifásicos (tres hilos en fases).

Si bien las SED’s optimizadas monofásicas pueden ser atendidas solo con

circuitos laterales monofásicos, existe una restricción en la caída de tensión

en el lado de tensión primaria de la SED. Los circuitos monofásicos producen

mayor caída de tensión que los trifásicos, por consiguiente se debe evaluar

una solución alternativa en estos casos.


Los conductores analizados fueron comparados para todas las secciones

normalizadas, escogiéndose la mejor tecnología en función de costo mínimo

de explotación (inversión + COyM) y costo mínimo pérdidas para 1 km de red

primaria. Lo anterior fue realizado para diversa variedad de flujo kVA sobre el

conductor, considerando el análisis por separado para situaciones de SED’s

trifásicas y monofásicas.



Página 180

iv) Cálculo de costo de pérdidas

Análogamente a los circuitos troncales las pérdidas fueron valorizadas

usando un costo promedio.

v) Costos de inversión de red aérea

Debido que los costos de la red aérea implican adicionar los costos de

posteria fue importante considerar el tipo de material de poste.


i) Análogamente a los circuitos troncales, la mejor tecnología fue alcanzada

para conductores de aluminio desnudo en comparación a los cables

autoportantes de aluminio.

ii) En la siguiente figura se muestran los costos totales de cada sección de

aleación de aluminio versus la potencia trifásica, bifásica y monofásica kVA

en tramo de MT.

Figura 6.15- Secciones normalizadas versus kVA por tramo para circuitos laterales de

red de MT optimizada bifásica

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000

Co

sto

To

tal a

l Val

or

Pre

sen

te (

USD

)

Potencia (kVA)

AA01602

AA02502

AA03502

AA05002

AA07002



Página 181

Figura 6.16- Secciones normalizadas versus kVA por tramo para circuitos laterales de

red de MT optimizada monofásica

De la figura anterior se observa que los laterales monofásicos con dos hilos en fases

presentan el menor costo total para cada potencia kVA de tramo de MT en

comparación a los trifásicos con tres hilos en fases.

a) Red de distribución de BT

Para la definición de la tecnología adaptada de la red de distribución de BT se

realizaran los siguientes módulos de estudio:

Definición del tipo de tecnología de lámparas para alumbrado público (DTA-

BT-1)

En este módulo serán consideradas las siguientes variables de entradas:

i) Potencias normalizadas para postes de BT en distintas tecnologías

Se consideraron como candidatas las siguientes potencias de lámparas de

alumbrado público por tecnología:

Luminaria con lámpara de Vapor de Na de 50, 70, 150, 250 W.

Luminaria con lámpara de Vapor de Hg de 80, 125, 250 W.

Luminaria con lámpara fluorescente de 40 W.

0

5000

10000

15000

20000

25000

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500

Co

sto

To

tal a

l Val

or

Pre

sen

te (

USD

)

Potencia (kVA)

AA01601

AA02501

AA03501

CU01001

CU01601

CU02501



Página 182

ii) Características técnicas de lámparas por tecnología y potencia

Dependiendo de las características de la zona (contaminación, tráfico,

mantenimiento, etc.) debemos elegir el factor de mantenimiento adecuado.

Normalmente esto es difícil de evaluar y se recomienda tomar un valor no

superior a 0,8 (habitualmente 0,7) para diseño. Considerando el nivel de

contaminación reportada en lámparas se usó un factor de mantenimiento de

0,85.

Dentro de las tecnologías candidatas para análisis se mencionan las

siguientes características:

Cuadro 6.38- Características técnicas de lámparas de alumbrado público por

tecnología y potencia


i) Criterio de clasificación de vías

ii) Criterio de diseño de alumbrado público

iii) Criterio de disposición de luminarias

iv) Criterio de verificación del nivel de iluminancia

v) Criterio de mínimo costo

i) En el caso de zonas monumentales o históricas otras tecnologías pueden ser

substitutas de las elegidas dependiendo del nivel de iluminación de que

requieran estas instalaciones.

Definición del tipo tecnología de postes de BT (DTA-BT-2)

En este módulo se considera las siguientes informaciones y variables de entradas:

i) Análisis de vida útil de postes de madera y concreto.

ii) Alturas normalizadas para postes de BT en distintas tecnologías.

iii) Características técnicas mecánicas de postes por tecnología y altura.


i) Criterio de durabilidad:

ii) Criterio de igualdad de características técnicas

Tipo de Coeficiente Eficacia

Luminaria Manten. Nominal Corregido Promedio Útil Luminosa (lm/W)

Vapor de Sodio 150W 0,85 15000 12750 23000 12000 130

Vapor de Sodio 70W 0,85 6000 5100 23000 12000 130

Vapor de Sodio 50W 0,85 3300 2805 23000 8000 160-180

Vapor de Mercurio 125W 0,85 6300 5355 25000 8000 40-60

Vapor de Mercurio 80W 0,85 3800 3230 25000 8000 40-60

Flujo (lm) Vida (h)



Página 183


Definición del tipo tecnología de circuitos de redes secundarias de servicio

particular (DTA-BT-3)

En este módulo serán consideradas las siguientes informaciones y variables de

entradas:


Análogamente a la tecnología de circuitos de MT se tomaron en cuenta los

estudios o referencias indicados.

ii) Tipo de tecnología de postes BT (DTA-BT-1)

De acuerdo con la definición de tecnología adaptada de postes BT se

recomienda el uso de estructuras de concreto y madera.


Para el servicio particular se usaran las secciones normalizadas de 16, 25,

35, 50, 70, 95 y 120 mm2 en todas las tecnologías de conductores y cables.



ii) Criterio de utilización de cables autoportantes

iii) Criterio de suministros trifásicos optimizados

iv) Criterio de restricción en la caída de tensión

v) Criterio de mínimo costo

vi) Cálculo de costo de pérdidas

vii) Costos de inversión de red aérea

6.3 DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS ESTÁNDAR DE INVERSIÓN DE LAS

INSTALACIONES ELÉCTRICAS

Los costos de inversión se establecerán como la suma de varios componentes, directos e

indirectos. A continuación se muestra en resumen la estructura general de los costos de

inversión y parámetros de cálculo. Se ha considerado para su formulación los porcentajes

establecidos en el último estudio de costos de distribución.



Página 184

Figura 6.17- Estructura de Costos de Inversión

A Materiales

B Stock

(6,81% de A)

C

Mano de Obra

(Costo Neto +

25% Contratista)

E Costo

Directo

A+B+C+D

D

Transporte y equipos

(Costo Neto +

25% contratista)

Costo Estándar

de Inversión

E+I

F Ingeniería

(11,17% de E )

G Gastos Generales

[6% de (E+F)] I

Costo

Indirecto

F+G+H

H Interés Intercalario

[3.71% de (E+F+G)]

6.3.1 Costos Directos

A. Materiales

Los precios de materiales y equipos se determinaran sobre la base de un

análisis de las fuentes de información que se tienen disponibles, asimismo

dichos resultados se compararán con las variaciones observadas en los índices

de precios nacionales e internacionales, para cada familia de material.

A.1. Criterios de procesamiento de la información

En la información disponible se ha verificarán que se cumplan los siguientes

criterios:

o Se considerarán los precios unitarios que cuenten con sustentos válidos, tales

como facturas, órdenes de compra, contratos de compra y actas de buena pro

de licitaciones de compras corporativas (acceso público).

o Se verificará que los precios unitarios finales no incluyan el Impuesto General

a las Ventas.



Página 185

o En el caso de documentos de precios de compra en soles, se convertirán a

dólares americanos tomando en cuenta el tipo de cambio (valor venta) de la

fecha de compra (tipo de cambio oficial de la SBS).

o Se verificará que los documentos de sustento correspondan a volúmenes de

compra que reflejen economías de escala.

o Para analizar el comportamiento de los precios de los materiales a definirse

se emplearán registros históricos de la variación de índices de precios en el

mercado nacional.

A.2. Fuentes de información utilizadas

Para la selección de los precios de los materiales y equipos se utilizarán la

información de las compras efectuadas por Distriluz; asimismo se realizará una

búsqueda de información de compras registradas en el Sistema Electrónico de

Adquisiciones y Contrataciones del Estado (SEACE); adicionalmente se

analizarán la variación de índices de precios en el mercado nacional publicados

por el INEI.

A.3. Análisis de la variación de los precios

A.3.1. Postes de concreto

La variación general observada en los índices de precios de estructuras de

concreto armado en los años 2008 y 2012 es al alza, entre otros factores,

por el incremento de la demanda en la construcción, que ha generado la

elevación de los costos de los insumos principales utilizados en la

fabricación de postes de concreto.

A continuación, se muestran los valores de los índices de precios de

estructuras de concreto del INEI, entre el año 2008 y el año 2012, tomando

el mes de junio como base.



Página 186

Cuadro 6.39- Variación del Índice de Precios de Estructuras de Concreto

Fecha de referencia

Valor del Índice

Variación anual

Jun-08 165,80

Jun-09 165,63 -0.10%

Jun-10 169,99 2.63%

Jun-11 171,19 0.71%

Jun-12 171,64 0.26%

Variación 2008-2012 3.52%

Fuente: Índices Unificados de Precios de Construcción – INEI

La variación mensual del índice entre el 2008 y el 2012 es la que se

muestra en la Figura siguiente:

Figura 6.18- Índice de Precios de Estructura de Concreto

Fuente: Índices Unificados de Precios de Construcción - INEI

A.3.2. Postes de madera tratada

A continuación se muestran los valores de los índices del INEI entre el año

2008 y el año 2012, tomando el mes de junio como base:

150

155

160

165

170

175

Ener

o

Mar

zo

May

o

Julio

Seti

emb

re

No

viem

bre

Ener

o

Mar

zo

May

o

Julio

Seti

emb

re

No

viem

bre

Ener

o

Mar

zo

May

o

Julio

Seti

emb

re

No

viem

bre

Ener

o

Mar

zo

May

o

Julio

Seti

emb

re

No

viem

bre

Ener

o

Mar

zo

May

o

Ju

lio

2008 2009 2010 2011 2012



Página 187

Cuadro 6.40- Variación del Índice de Precios de Maderas

FECHA VALOR DEL

INDICE VARIACIÓN

ANUAL

jun-08 235,45 -

jun-09 230,21 -1,81%

jun-10 232,47 0,98%

jun-11 239,17 2,88%

jun-12 242,82 1,53%

Variación 2008-2012 3,57%

Fuente: Índices de Precios de Materiales de Construcción: Insumos – INEI

En la siguiente Figura se muestra la evolución a lo largo del periodo 2008-

2012:

Figura 6.19- Índices de Precios de Madera

Fuente: Índices de Precios de Materiales de Construcción: Insumos – INEI

A.3.3. Variación del precio de elementos de distribución y control de

energía



220

225

230

235

240

245

Ener

o

Mar

zo

May

o

Julio

Seti

emb

re

No

viem

bre

Ener

o

Mar

zo

May

o

Julio

Seti

emb

re

No

viem

bre

Ener

o

Mar

zo

May

o

Julio

Seti

emb

re

No

viem

bre

Ener

o

Mar

zo

May

o

Julio

Seti

emb

re

No

viem

bre

Ener

o

Mar

zo

May

o

Julio

2008 2009 2010 2011 2012



Página 188

Cuadro 6.41- Variación del Índice de distribución y control de energía

FECHA VALOR DEL

INDICE

VARIACIÓN

ANUAL

jun-08 152,52 -

jun-09 160,68 5,34%

jun-10 158,15 -1,57%

jun-11 156,45 -1,07%

jun-12 159,84 2,17%

Variación 2008-2012 4,80%

Fuente: Índices de Precios de distribución y control de energía – INEI


2012:

Figura 6.20- Índices de Distribución y Control de Energía

Fuente: Índices de Precios de distribución y control de energía – INEI

A.3.4. Variación del precio de cables NYY - N2XY



135

140

145

150

155

160

165

170

Ener

o

Mar

zo

May

o

Julio

Seti

emb

re

No

viem

bre

Ener

o

Mar

zo

May

o

Julio

Seti

emb

re

No

viem

bre

Ener

o

Mar

zo

May

o

Julio

Seti

emb

re

No

viem

bre

Ener

o

Mar

zo

May

o

Julio

Seti

emb

re

No

viem

bre

Ener

o

Mar

zo

May

o

Julio

2008 2009 2010 2011 2012



Página 189

Cuadro 6.42- Variación del Índice de cables NYY – N2XY

FECHA VALOR DEL

INDICE

VARIACIÓN

ANUAL

jun-08 667,36 -

jun-09 547,62 -17,94%

jun-10 647,12 18,17%

jun-11 743,94 14,96%

jun-12 677,87 -8,88%

Variación 2008-2012 1,57%

Fuente: Índices de Precios de Cables NYY – N2XY – INEI


2012:

Figura 6.21- Índices de Cables NYY – N2XY

Fuente: Índices de Precios de Cables NYY – N2XY – INEI

B. Costos de Stock

Este costo es el que corresponde al costo del almacenamiento, seguros, personal y

otros, relacionados con el almacenamiento de materiales utilizados durante el montaje

de las instalaciones de distribución eléctrica.

En el estudio de costos del año 2009 para determinar este costo, se calculó el 6,81%

de los costos directos de mano de obra y transporte y equipos. En el presente estudio

se considera aplicar el mismo porcentaje, ya que es un valor razonable.

0100200300400500600700800900

Ener

o

Mar

zo

May

o

Julio

Seti

emb

re

No

viem

bre

Ener

o

Mar

zo

May

o

Julio

Seti

emb

re

No

viem

bre

Ener

o

Mar

zo

May

o

Julio

Seti

emb

re

No

viem

bre

Ener

o

Mar

zo

May

o

Julio

Seti

emb

re

No

viem

bre

Ener

o

Mar

zo

May

o

2008 2009 2010 2011 2012



Página 190

C. Costos de Mano de Obra

Corresponden a los recursos de mano de obra utilizados en el montaje de los distintos armados que componen los sistemas de distribución. Estos costos de mano de obra han sido definidos a partir de las publicaciones de la Cámara Peruana de la Construcción (CAPECO) de la última publicación que hiciera en junio de 2013, de donde se ha tomado la información como sigue en el siguiente cuadro:

Cuadro 6.43- Cálculo de Mano de Obra

Concepto Operario Oficial Peón

Jornal Básico 48,60 41,60 37,20

Bonificación Unificada de la Construcción 15,55 12,48 11,16

Movilidad Acumulada 7,20 7,20 7,20

Total de Beneficios Leyes Sociales sobre la

Remuneración Básica 57,36 49,02 43,83

Overol (2 unidades anual) (*) 0,60 0,60 0,60

Seguro + Vida (Seguros de Accidentes) (**) 0,17 0,17 0,17

COSTO TOTAL (S/,) 128,48 111,07 100,16

COSTO H - H (S/,) 16,18 13,88 12,52

Fuente: Boletín Mensual CAPECO – Junio 2013

En la publicación de CAPECO no se incluye el costo de la hora hombre del Capataz,

por lo que para esta categoría, se asume un 10% adicional sobre el costo de las horas

hombre del Operario, con lo que se obtiene un valor de 17,80 Nuevos Soles.

A partir de la información anterior, se calcularon los costos unitarios en dólares

americanos, empleando el tipo de cambio de 2,671 S/. / US $. (Correspondiente al 30

de junio de año 2012), con la que se obtienen los siguientes resultados:

Cuadro 6.44- Costos de Hora Hombre

Descripción Unidad Costo (S/.)

Costo (US$)

incluye 5%

herramientas

Capataz h-h 17,80 7,00

Operario h-h 16,18 6,36

Oficial h-h 13,88 5,46

Peón h-h 12,52 4,92

En el Anexo 6.3.1, se incluye una copia de la hoja del Boletín Mensual de la que se obtuvieron los costos de las horas hombre presentados previamente.

Del cuadro anterior se ha considerado el uso de herramientas, para ello se ha añadido

a los costos iníciales para cada categoría un monto equivalente al 5% de su valor, con

lo que resulta los costos de mano de obra finales a utilizarse en los cálculos de costos

unitarios.



Página 191

D. Costos de Transporte y Equipos

Corresponden a los recursos de transporte y equipos utilizados en el montaje de los armados que componen los sistemas de distribución. A continuación, se muestra el cuadro con los costos de los recursos de transporte y equipos, para este caso se consideró los costos propuestos por la empresa ELECTROCENTRO en el estudio de costos estándar correspondiente al año 2012:

Cuadro 6.45- Costos de Transporte y Equipos

Descripción

Unidad

Costo

US$

Camioneta 4x4 D2 h-m 10,67



Grúa Chica 2,5 tn h-m 17,48

Grúa Grande h-m 26,67

Cortadora de Concreto h-m 5,08

Vibrador h-m 1,47

Mezcladora de concreto h-m 2,68

E. Porcentaje del Contratista

A través de este porcentaje se calculan los gastos generales, utilidades y demás

montos económicos que corresponden al contratista encargado de la ejecución de las

obras de instalaciones de distribución eléctrica. Este porcentaje es igual a 25%, similar

al utilizado en el estudio de costos del año 2008, y se aplica a los costos directos de

Mano de Obra, Transporte y Equipos.

6.3.2 Costos Indirectos

A. Costos de Ingeniería y Recepción de Obra

Corresponde a los costos indirectos de Ingeniería, Supervisión y Recepción de Obras

de instalaciones de distribución, hasta la puesta en servicio en los que incurre la

empresa distribuidora. Para la determinación de estos costos se deben costear las

distintas actividades asociadas a este costo indirecto, incluyendo tanto los recursos

humanos como los recursos materiales empleados en las mismas.

En el presente estudio se considera que el 11,7% aplicado en el estudio de costos del

año 2008 para el sector típico 5, es razonable, por lo que se ha utilizado como

referencia válida dicho porcentaje.



Página 192

B. Gastos Generales

Estos gastos generales de gestión corresponden aquellos en los que incurre la

empresa distribuidora al desarrollar las obras de instalaciones de distribución. Para

este caso también se ha considerado razonable aplicar el 6% empleado en la fijación

de tarifas del año 2008 para el sector típico 5.

C. Interés Intercalario

El proceso de construcción de las obras, conlleva gastos financieros asociados al

costo de oportunidad del dinero que se desembolsa en el transcurso del tiempo

empleado entre el inicio del proyecto y su puesta en servicio.

Las bases de cálculo aplicadas para la determinación de los Intereses Intercalarios

son: Tasa de interés de 12% anual fijada en la Ley de Concesiones Eléctricas y

periodos promedio de construcción de los proyectos.

Tasa de descuento anual = 12%

Tasa de descuento mensual = 0.949%

El periodo promedio de construcción depende de la magnitud de la obra, asimismo

para determinar el interés intercalario se ha considerado el promedio de las obras más

representativas del grupo DISTRILUZ, cuyo sustento y detalle se muestra en el

Volumen II de este informe y en los archivo magnéticos que sustentan nuestra

propuesta.

Por lo tanto, se ha considerado que dichos intereses son equivalentes al 3.71% de los

costos directos e indirectos, como se muestra en la siguiente tabla:



Página 193

Cuadro 6.46- Interés Intercalario de las Obras ejecutadas en el grupo Distriluz

6.4 OPTIMIZACIÓN TÉCNICA ECONÓMICA DE LAS INSTALACIONES

ELÉCTRICAS

Para la estructuración de la empresa modelo en los TR del estudio son mencionados los

siguientes alcances y directivas respecto a las instalaciones eléctricas de distribución:

i) Las instalaciones y los costos de la empresa modelo deben corresponder a los

resultados de una política de inversiones y gestión eficientes. Se debe entender como

eficiencia en la política de inversiones y de gestión a:

a. La elección de la alternativa de mínimo costo presente para prestar el servicio de

distribución en un periodo de 30 años, pero atendiendo la demanda en el periodo

de regulación de 4 años.

b. Satisfacer la demanda, con una calidad de producto y suministro concordante

con lo señalado en el Anexo N 2. de los Términos de Referencia y la

normatividad vigente.

c. Considerar las opciones técnicas, equipos y materiales que estén disponibles a

la fecha del estudio

d. Considerar la tasa de actualización del 12% prevista en la Ley.

Item Obra

Mes de

puesta en

servicio

Inversión S/. Valor Futuro S/.Interes

Intercalario

1Suministro, Transporte, Montaje Electromecánico, Pruebas y Puesta en Servicio: "

REMODELACIÓN DE REDES MT Y BT EN ELCTO ".9 7,396,766.65 7,592,253.64 2.64%


REMODELACIÓN DE REDES MT Y BT EN ELCTO ".10 4,027,375.31 4,207,592.93 4.47%


CAPTACIÓN CLIENTES SEM VALLE MANTARO ".7 1,996,464.70 2,057,055.14 3.03%

4Suministro, Transporte, Montaje Electromecánico, Pruebas y Puesta en Servicio:

"AMPLIACIÓN DE REDES MT Y BT HUANCAVELICA ".6 632,816.68 652,145.55 3.05%

5Suminist. Transporte, Montaje Electromecánico, Pruebas y Puesta en Servicio :

"PTO - 507 Parte I ELECTRIFICACION RURAL - AYACUCHO HUANCAVELICA".11 12,913,117.58 13,327,061.65 3.21%


"REMODELACIÓN REDES MT Y BT CIUDAD DE TARMA II ETAPA ".13 11,516,227.38 12,039,096.98 4.54%


"REMODELACIÓN REDES MT Y BT HUANTA Y LURICOCHA - AYACUCHO ".12 11,789,435.77 12,302,361.56 4.35%

8 Electrificación Rural - PSE Tarma Chanchamayo. 12 4,989,706.75 5,167,033.84 3.55%

9 Electrificación Rural de las Localidades de Huancavelica. 13 7,532,925.55 7,803,079.54 3.59%

10 Electrificación del PSE CHUNGUI 17 5,837,078.30 6,106,693.13 4.62%

11

Suministro, Transporte, Montaje Electromecánico, Pruebas y Puesta en Servicio: "

ELIMINACIÓN DE PUNTOS DE RIESGOS Y CAMBIO DE TRANSFORMADOR EN

LAS UU. NN. HYO. VALLE MANTARO HVCA Y SELVA CENTRAL ELCTO".

10 5,987,961.07 6,155,749.63 2.80%

12 ELECTRIFICACIÓN RURAL PSE HUÁNUCO EJES PANAO - AMBO 13 7,401,042.77 7,685,331.37 3.84%

13

Suministro, Transporte, Montaje Electromecánico, Pruebas y Puesta en Servicio: "

AMPLIACIÓN DE REDES MT Y BT EN ZONA DE CONCESIÓN RURAL UU. NN.

AYACUCHO - HUANCAVELICA - LOTE 2".

13 7,475,785.29 7,813,477.62 4.52%

14

"Suministro, Transporte, Montaje Electromecánico, Pruebas y Puesta en Servicio:

" AMPLIACIÓN DE REDES MT Y BT EN ZONA DE CONCESIÓN RURAL UU. NN.

TARMA PASCO - SELVA CENTRAL - LOTE 3".

12 4,117,379.74 4,268,548.64 3.67%

15

"Suministro, Transporte, Montaje Electromecánico, Pruebas y Puesta en Servicio:

" AMPLIACIÓN DE REDES MT Y BT EN ZONA DE CONCESIÓN RURAL UU. NN.

HUÁNUCO - LOTE 4".

12 2,794,218.48 2,905,772.32 3.99%

16REEMPLAZO DE POSTES DE MADERA MT - BT Y CRUCETAS EN SECTORES

TÍPICOS 3,4 Y 5 - I ETAPA UU. NN. HUANCAYO - VALLE MANTARO.9 1,301,062.07 1,346,157.79 3.47%

3.71%

INTERES INTERCALARIO DE LAS OBRAS EJECUTADAS EN EL GRUPO DISTRILUZ

PROMEDIO DE INTERES INTERCALARIO



Página 194

ii) La empresa real no tiene necesariamente las instalaciones adaptadas a la demanda

en extensión de redes y capacidad; en cambio, para la empresa modelo se deben

considerar inversiones adaptadas técnica y económicamente a la demanda. Se debe

entender por instalaciones de distribución adaptadas a la demanda a:

a. Aquellas que son resultado de un sistema eléctrico optimizado (incluyendo

inversiones y costos de operación y mantenimiento y pérdidas) bajo el criterio de

costos mínimo.

b. Cumplir las exigencias de calidad de producto (tensiones y perturbaciones) y

suministro (interrupciones), señaladas en el Anexo N 2, de los Términos de

Referencia.

c. Existencia de equilibrio entre el diseño de las redes e instalaciones de

distribución y la demanda.

d. Considerar que la variación de los tamaños de equipos e instalaciones son

discretas, por lo que las holguras de reserva corresponden a la capacidad que

se produzca por la aplicación de los factores de uso medios y el crecimiento de

la demanda vegetativa correspondiente a un periodo regulatorio.

iii) El concesionario puede distribuir electricidad en otras zonas, además del SEM. Para el

análisis de la empresa modelo deber considerarse el servicio de distribución de

electricidad en la totalidad de la zona de concesión de la Empresa real, por razones de

economía de escala para los usuarios del SEM.

a. Sin embargo, la proporción de costos que deben ser incluidos como parte del

Valor Agregado de Distribución, son aquellos que sean asignable al SEM en

Estudio.

A partir de los alcances anteriores (i al iii) se lograron definir las siguientes premisas que

servirán para la conceptualización del proceso de optimización:






o Satisfacer la demanda futura correspondiente a un periodo regulatorio (año 2017),

considerando un crecimiento vegetativo (2%) de las cargas actuales.





o Considerar el tamaño de equipos e instalaciones en forma discreta, las holguras de

reserva determinadas por la capacidad producida por uso de factores de uso medio.


o Existencia de equilibrio entre el diseño de las redes e instalaciones de distribución y

la demanda.



Página 195

Desde el punto de vista de las instalaciones eléctricas del sistema modelo, de los TR se

puede concluir que el OSINERGMIN-GART como parte del proceso de optimización define

una serie de estudios técnico económicos. La secuencia de estudios dentro del proceso de

optimización correspondientes a las instalaciones eléctricas de distribución comprende lo

siguiente:

Caracterización del mercado y Definición preliminar del tipo de red.

Definición de la Tecnología Adaptada.

Costos unitarios de las instalaciones eléctricas para la valorización del Valor Nuevo de

Reemplazo.


o Inversiones del sistema de distribución MT.

o Inversiones del sistema de distribución BT.



En la siguiente Figura se muestra un resumen del esquema asociado al proceso de

optimización técnico económico de las instalaciones eléctricas de distribución.



Red MT


Red BT

SED MT/BT

Troncal Lateral

SED Seccionamiento

Equipo de Seccionamiento o Protección

Red SP

Red AP




Distribución


Definición de la Tecnología Adaptada



Optimización técnica económica del sistema de distribución






(tensiones)



Índices de confiabilidad

por consumidor y sistema. Estándar de calidad de servicio



Página 196

6.4.1 Subestaciones de Distribución

Para la optimización de las subestaciones de distribución se realizaron los siguientes


Definición de características de SED por tipo, configuración y capacidad de

transformador (OTE-SED-1)


i) Caracterización del mercado eléctrico de las SEDs

Está conformado por el número de clientes y máxima demanda por SED

proyectada al año 2017, considerando las pérdidas técnicas y no técnicas en BT.

Estas potencias serán usadas para el diseño de la SED optimizada.

ii) Tecnología adaptada en subestaciones (DTA-SED-1)

Para cada potencia kVA de diseño se obtuvo un tipo de SED y capacidad de

transformador trifásico (tensión primaria: delta 22,9 kV, tensión secundaria: Y

380/220 V), monofásico (tensión primaria: 22,9 kV, tensión secundaria: 440/220

V con toma central), MRT (tensión primaria: 13,2 kV, tensión secundaria:

440/220 V con toma central).

En este módulo fueron considerados los siguientes criterios:

i) Periodo de reposición

Se ha considerado en el dimensionamiento de las instalaciones eléctricas un

horizonte de regulación tarifaria de 5 años (2013 a 2017), se ha determinado la

capacidad nominal óptima de los transformadores a través del

redimensionamiento de cada uno de SED actualmente existentes.

ii) Potencia de diseño

La potencia de diseño en kVA se calculó a partir de los kW proyectados, un

factor de utilización 0.75 y un factor de potencia de 0.9. Los valores así

obtenidos fueron utilizados para dimensionar el transformador en cada SED, no

se consideró sobrecarga de corta duración. Se utilizó la siguiente formula:

..*..

)1max( 5

ufpf

KWKVA

Donde:

: Tasa de crecimiento de la demanda de la red de baja tensión



Página 197

f.p. : Factor de potencia de las redes de baja tensión, valor estimado de

0,9.

f.u. : Factor de utilización, para este caso equivalente a 0,75.

Esta potencia de diseño define la capacidad nominal del transformador, no

obstante se consideró la operación en sobrecarga de 25%, es decir se utilizó

adicionalmente un factor de sobrecarga de 0,8.

iii) Terceros y tipo de suministros en SED

El SEM existente posee en 26 SEDs de terceros, de las cuales 10 son del tipo

trifásica. Estas subestaciones entraron en la proyección de demanda en el

mercado eléctrico y las características de la SED fueron obtenidas de la potencia

de diseño y tecnología adaptada de subestaciones.

Existen 352 suministros con potencia contratada del tipo trifásica. En la siguiente

figura se observa la distribución de los clientes por potencia contratada del tipo

trifásica.

Figura 6.23- Distribución de clientes trifásicos por potencia contratada trifásica

Se observa una baja potencia contratada de suministros trifásicos (mayoría

menor a 9 kW).

En la siguiente figura se observa la distribución por distritos de los clientes

trifásicos.

-

20

40

60

80

100

120

140

0-3 kW 3-9 kW 9-21kW mayor a 21kW

Can

tid

ad d

e C

lien

te T

rifá

sico

s

Potencia contratada (kW)

Clientes Trifasicos

4 131

4 122

4 123

4 124

4 113

4 111



Página 198

Figura 6.24- Distribución de clientes trifásicos por localidad

Se observa que las localidades de Lircay, Acobamba y Paucará, concentran la mayor

cantidad de clientes trifásicos.

6.4.2 Instalaciones de Media Tensión

Para la optimización de las instalaciones de media tensión se presentará en el

siguiente informe.

6.4.3 Instalaciones de Baja Tensión

Para la optimización de las instalaciones de media tensión se presentará en el

siguiente informe.

6.4.4 Optimización de las Instalaciones No Eléctricas

Las instalaciones no eléctricas de ELECTROCENTRO de la cual depende el SEM

Huancavelica Rural, se ubican en las ciudades de Huancavelica, Lircay y Acobamba,

se tuvo que considerar una proporción asociado a ciertos parámetros, que

corresponden a la UU.NN. Huancavelica. En tal sentido se inspeccionaron 10 activos

fijos de la UU.NN. los que fueron validados.

Para efectos de valorizar la información del Formato I-1 A y B, se procedió a calcular el

VNR de SEM, asignándole un % de su participación respecto del total de la UU.NN.,

del promedio ponderado de los siguientes inductores:

-

10

20

30

40

50

60

70

80

90

Can

tid

ad d

e C

lien

te T

rifá

sico

s

Clientes Trifasicos

0-3 kW 3-9 kW 9-21kW >21kW



Página 199

Longitud de líneas de Distribución de MT

Longitud de líneas de Distribución de BT

Longitud de líneas de AP

Nº Estructuras para MT

Nº Estructuras para BT

Subestaciones Distribución

Puntos de AP

Al respecto, para efectos de los Formatos A y B validaron el valor de US $ 1 180 016.

Para efectos del Formato D se considera el mismo valor, dado que sólo se ha

realizado una modelación parcial de la red.

6.5 DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS ESTÁNDAR DE ENERGÍA Y

POTENCIA

Las pérdidas eléctricas deben calcularse por niveles de tensión y considerar, la red

optimizada, sin embargo al cierre del presente informe de avance se ha modelado solo parte

de la red de MT y BT sobre la cual se corrieron flujos de carga preliminares para determinar

las pérdidas en redes. Por otra parte deben considerarse algunos cálculos sobre perdidas

en medidores y acometidas, aisladores que suman sus pérdidas en cada nivel de tensión.

En el siguiente informe se detallará el cálculo de las pérdidas estándar.

6.6 OPTIMIZACION DE LOS COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

6.6.1 Premisas y Procedimiento

Premisas

Tomando en cuenta que la experiencia en ELECTROCENTRO como en otras

empresa del sector ha comprobado en la práctica que los trabajos de operación y

mantenimiento se efectúan de manera más eficiente por terceros se ha considerado lo

siguiente.

Los trabajos de explotación técnica y comercial deben contar con la participación

de Terceros, quedando para el personal propio la ejecución de las actividades

orientadas a la predicción y supervisión de los trabajos tercerizados.

La atención de emergencias debe ser ejecutadas por terceros con la supervisón

del personal propio.

La determinación de los costos tomará en cuenta las características de las

instalaciones y su ubicación geográfica.

Un análisis diferenciado de las actividades de la explotación técnica y comercial,

es necesario para un cálculo transparente de los costos y no indica que no pueda

ser realizada por un mismo grupo de trabajo,



Página 200

Procedimiento

Para la determinación de los costos directos de las actividades de explotación

técnica de la empresa modelo, se identificaron las actividades correspondientes a

los componentes definidos en las redes de distribución primaria, secundaria,

alumbrado público y subestaciones de distribución.

De manera similar, para determinar los costos directos de explotación comercial,

se identificaron las actividades correspondientes a la explotación comercial.

Identificados las actividades de explotación técnica y comercial, se desarrolló el

análisis de costos unitarios considerando los costos de materiales, mano de obra,

maquinaria y equipos y materiales consumibles. Asimismo, en el análisis de

costos unitarios se determinó los rendimientos estándar de mano de obra y

maquinaria.

Finalmente, se consideró una frecuencia de mantenimiento, tomando como base

los resultados obtenidos en el ajuste inicial.

6.6.2 Costos de Explotación Técnica

Para determinar los costos de explotación técnica del SEM, se agruparon las

actividades de mantenimiento y operación en:

Red de Media Tensión (MT);

Red de Baja Tensión (BT);

Subestaciones (SED):

Red de Alumbrado Público (AP), incluye redes, luminarias y lámparas; y

Comercial (CO).



Página 201

7 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

7.1 CONCLUSIONES










km y 339 km, respectivamente. Asimismo, los conductores son de aleación de










kVA.


BT.







tipo SER.

Considerando las tolerancias de los indicadores de Calidad de Suministro para

Clientes del Sistema Rural Disperso establecidos en la NTCSER y los indicadores

obtenidos para los dos semestres del 2011 y 2012, se observa que dichos

indicadores de calidad están por debajo de los valores recomendados en la

NTCSER, tal como se observa en el siguiente cuadro:



Página 202

Cuadro 7.1- Indicadores de calidad de suministro de la NTCSER

Año/Semestre

SAIFI SAIDI

Observación NTCSER SEM NTCSER SEM

2011 - I 7,000 0,257 28,000 0,554 Ambos Indicadores están

por debajo de lo permitido

en la NTCSER

2011 - II 7,000 1,234 28,000 2,173

2012 - I 7,000 2,606 28,000 10,688

2012 - II 7,000 2,354 28,000 10,130

Se observa que durante el año 2011 los indicadores del SAIDI y SAIFI están por

debajo de 2,5 y 1,5, respectivamente, pero estos indicadores se incrementaron para

el periodo 2012 donde el SAIDI y SAIFI superaron el valor de 10 y 2,

respectivamente, no obstante este incremento, dichos indicadores están por debajo

del permitido en la NTCSER, tal como se mencionó anteriormente.

En cuanto al valor elevado del SAIDI en el primer semestre del 2012, el 95,9% se

debe a las fallas no programadas en el sistema eléctrico, siendo en su mayoría

debido a descargas atmosféricas y el 4,1% a fallas no programadas de operación.

Asimismo, en el segundo semestre del 2012, el 61,3% se debe a las fallas no

programadas en el sistema eléctrico (descargas atmosféricas) y el 38,7% a fallas no

programadas de operación.

Por otro lado, del valor del SAIFI durante el primer semestre del 2012, el 91,6% se

debe a las fallas no programadas en el sistema eléctrico y el 8,4% a fallas no

programadas de operación, mientras que en el segundo semestre, el 80,9% se debe

a las fallas no programadas en el sistema eléctrico y el 19,1% a fallas no

programadas de operación, tal como se observa en el siguiente cuadro.

Cuadro 7.2- Índices de calidad de suministro del SEM

Año/Semestre

SAIDI SAIFI

No

Programado

Falla

No

Programado

Operación

Total

No

Programado

Falla

No

Programado

Operación

Total

2011 - I 0,5541 0,0000 0,5541 0,2566 0,0000 0,2566

2011 - II 1,7121 0,4613 2,1735 0,8378 0,3966 1,2344

2012 - I 10,2504 0,4377 10,6881 2,3869 0,2189 2,6058

2012 - II 6,2058 3,9239 10,1297 1,9053 0,4490 2,3543

A fin de mantener o reducir estos indicadores de calidad de suministro, para el SEM

óptimo a implementar, se consideraran la puesta en servicio de equipos de

protección adecuados tales como pararrayos, recloser, entre otros, que permite

reducir las fallas por descargas atmosféricas.



Página 203

Dada la premura de tiempo, en esta etapa del estudio solo se hace mención a la

metodología a seguir para optimizar las redes del sistema eléctrico modelo.

Asimismo, se hace menciona a las consideraciones a seguir para estimar los costos

de explotación técnicas y comercial.

7.2 RECOMENDACIONES

El cronograma actual de ejecución del Estudio del VAD y la entrega de los informes

de avance deberán tomar en cuenta la disponibilidad de la información actualizada

del VNR GIS que aún está en preparación.

Se debe considerar en el análisis de flujo de carga de las redes de MT del SEM la

inclusión de las cargas pertenecientes a los SER, a fin de determinar los niveles de

calidad de tensión y confiabilidad adecuados de acuerdo a las normas vigentes

(NTCSER, CNE y otras).

Para cumplir con los alcances del presente informe se debe contar con la

información completa para realizar una buena validación y cumplir con los objetivos

de los TdR del estudio. Para el caso del SEM Huancavelica Rural, la entrega y

validación de la información ha tomado un tiempo mayor al previsto.



Página 204

Lima, 15 de Enero de 2013

Segundo Informe Parcial Estudio de Costos del Valor Agregado de Distribución (VAD)

Sector Típico 6

---------------------------------------

Ing. Jorge Aguinaga Díaz

Jefe de Estudio

CENERGIA

datos electrocentro informe factor de carga potencia huancavelica

Documents