SUPERVISION DE LOS ESTUDIOS DE COSTOS
DEL VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCION
(VAD)
Sector Típico 1
Preparado para:
ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSION EN ENERGIA Y
MINERIA
GERENCIA ADJUNTA DE REGULACION TARIFARIA
Elaborado por el Consorcio:
INFORME DE RESULTADOS DEL
ANALISIS COMPARATIVO DE LOS
ESTUDIOS VAD (ETAPAS I, II, III y IV)
TOMO I
Diciembre 2009
001
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Supervisión de los Estudios de Costos del Valor Agregado de Distribución – VAD Sector Típico 1 – Informe Final de Resultados de Análisis Comparativo con Absolución de Recursos de Reconsideración
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INFORME FINAL DE RESULTADOS DEL ANÁLISIS COMPARATIVO DE LOS ESTUDIOS VAD - SECTOR TIPICO 1 – CON ABSOLUCION DE RECURSOS DE
RECONSIDERACION
Regulación Tarifaria de Distribución Eléctrica Período Nov. 2009 – Oct. 2013
Tabla de Contenido
1. RESUMEN EJECUTIVO 6
2. RECOPILACIÓN DE ANTECEDENTES 12
2.1 ANTECEDENTES CONTABLES 12
2.2 ANTECEDENTES DE LA ORGANIZACIÓN 13
2.3 ANTECEDENTES DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS Y NO ELÉCTRICAS 13
2.3.1 Metrados y Valorización 13
2.4 ANTECEDENTES COMERCIALES 14
2.5 ANTECEDENTES DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO 14
2.6 ANTECEDENTES DE LA CALIDAD DE SERVICIO ELÉCTRICO 15
2.7 OTROS ANTECEDENTES 15
2.8 CRITERIOS DE ASIGNACIÓN DE COSTOS 15 2.8.1 A nivel de Actividades 15
2.8.2 A nivel de Empresa 15
2.9 FORMATOS A 16
3. VALIDACION Y REVISION DE ANTECEDENTES (ETAPA II – FORMATOS B) 17
3.1 ANTECEDENTES CONTABLES 17 3.1.1 Estados Financieros años 2008 y 2007 17
3.2 ANTECEDENTES DE LA ORGANIZACIÓN 20
3.3 ANTECEDENTES DE LAS INSTALACIONES ELECTRICAS Y NO ELECTRICAS 20
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3.3.1 Validación de las Instalaciones Eléctricas 21
3.3.2 Información de Instalaciones No Eléctricas. 23
3.4 ANTECEDENTES COMERCIALES 25 3.4.1 Compras y ventas de energía y potencia 26
3.4.2 Balance de energía y potencia 26
3.5 ANTECEDENTES DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO 33
3.6 ANTECEDENTES DE LA CALIDAD DE SERVICIO ELECTRICO 33 3.6.1 Comparación de resultados 34
3.6.2 Estándares alcanzables 35
3.7 OTROS ANTECEDENTES 37 3.7.1 Análisis del nivel de carga de las S.E. AT/MT y Alimentadores 37
3.8 CRITERIOS DE ASIGNACION DE COSTOS 40
3.9 FORMATOS B 40
4. REVISIÓN INICIAL DE COSTOS (ETAPA II – FORMATOS C) 41
4.1 ANALISIS DE LOS COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO 41
4.2 DEFINICION Y DESCRIPCION DE LA ORGANIZACIÓN 47 4.2.1 Homogenización de niveles 48
4.2.2 Comparación de la Estructura Organizacional 48
4.2.3 Comparación de Cantidad de Personal 52
4.2.4 Conclusiones 56
4.3 ANALISIS Y DETERMINACION DEL NIVEL DE REMUNERACIONES 62 4.3.1 Categorías Analizadas 62
4.4 ANALISIS DE LOS SERVICIOS DE TERCEROS 66
4.5 ASIGNACION DE ACTIVIDADES Y DEDICACION DEL PERSONAL 67 4.5.1 Ajustes Iniciales 67
4.6 FORMATOS C 68
5. CREACIÓN DE LA EMPRESA MODELO – PROCESO DE OPTIMIZACIÓN 69
5.1 INSTALACIONES DE DISTRIBUCIÓN MT 69 5.1.1 Sistema de Red MT 69
5.1.2 Red Subterránea MT 73
5.1.3 Redes Aéreas de MT 76
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5.2 INSTALACIONES DE DISTRIBUCIÓN BT 78 5.2.1 Sistema de Red de BT 78
5.2.1.1 Aspectos Técnico - Económicos 79
5.2.1.2 Seguridad 81
5.2.2 Red Subterránea BT 83
5.2.3 Redes Aéreas de BT 85
5.2.4 Transformadores MT/ BT 89
5.2.5 Alumbrado público 91
5.3 BALANCE DE POTENCIA Y ENERGÍA 93
5.4 COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DISTRIBUCIÓN 96 5.4.1 Costos Directos 96
5.4.1.1 Costo de Mano de Obra, Transporte y Equipo 96
5.4.1.2 Costo de Materiales 98
5.4.1.3 Costos de la mediciones requeridas por el OSINERGMIN 101
5.4.1.4 Resumen de Costos Unitarios 101
5.4.2 Costos de Supervisión Directa 102
5.4.2.1 Estructura de la Gerencia Técnica 103
5.5 COSTOS DE GESTIÓN COMERCIAL 105 5.5.1 Costos Directos de Comercialización 105
5.5.1.1 Tareas básicas 105
5.5.1.2 Tipo de clientes 105
5.5.1.3 Evaluación de productividad 105
5.5.1.4 Facturación 106
5.5.1.5 Modalidades de cobro y composición 106
5.5.2 Costos de Supervisión Directa de Explotación Comercial 107
5.5.2.1 Estructura de la Gerencia Comercial 108
5.6 COSTOS INDIRECTOS 110 5.6.1 Costos Indirectos Personales 110
5.6.2 Costos Indirectos No Personales 113
5.7 ASIGNACIÓN DE COSTOS INDIRECTOS 114
5.8 FORMATOS D 114
6. RESULTADOS 115
6.1 ESTRUCTURACIÓN DE LA EMPRESA MODELO 115 6.1.1 Caracterización del Mercado y Definición Preliminar del Tipo de Red 115
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6.1.1.1 Metodología 115
6.1.1.2 Criterios para la Identificación de Áreas Típicas 117
6.1.1.3 Requisitos de las Áreas Típicas de Distribución 117
6.1.1.4 Procedimiento para la Identificación de Áreas Típicas 118
6.1.1.5 Integración por zonas y representación gráfica 120
6.1.1.6 Ajuste de resultados por efecto bordes 125
6.1.1.7 Arquitecturas de Red aplicadas a cada área típica 126
6.1.1.8 Zonas con Contaminación Salina 127
6.1.1.9 Ajuste final de los resultados de zonificación 128
6.1.2 Definición de la Tecnología Adaptada 129
6.1.2.1 Metodología 129
6.1.2.2 Evaluación de Restricciones Urbanísticas 130
6.1.3 Costos Unitarios de las instalaciones eléctricas para la valorización del Valor
Nuevo de Reemplazo 134
6.1.3.1 Criterios y premisas utilizados para la determinación de los Costos de los
Módulos de la Red Primaria y Secundaria 134
6.1.3.2 Determinación de Costos de Módulos de Redes MT y BT 136
6.1.3.3 Determinación de Costos de Módulos de Subestaciones MT/BT 137
6.1.3.4 Determinación de Costos de Módulos de Equipos MT 137
6.1.3.5 Determinación de Costos de Módulos de Instalaciones de Alumbrado Público
138
6.1.3.6 Costos de Inversión 138
6.1.4 Optimización Técnica Económica del Sistema de Distribución 142
6.1.4.1 Modelo Optimización Áreas Típicas de Distribución 143
6.1.4.2 Resultados de la Optimización de las Instalaciones BT 149
6.1.4.3 Resultados de la Optimización de las Instalaciones de Media Tensión 152
6.1.4.4 Resultados de la Optimización de las Instalaciones de Alumbrado Público
152
6.1.4.5 Optimización Técnica Económica de las Instalaciones No Eléctricas 155
6.1.4.6 Cálculo del VNR 158
6.1.4.7 Instalaciones Adicionales 163
6.1.4.8 Instalaciones de Alumbrado Público 163
6.1.4.9 Resumen de Resultados del VNR 164
6.1.5 Pérdidas Estándar del Sistema de Distribución 165
6.1.5.1 Pérdidas Red MT, Centros de Distribución y Red BT 166
6.1.5.2 Pérdidas en Acometida y Medición 167
6.1.5.3 Resultados del Cálculo de Pérdidas 169
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6.1.6 Estándar de Calidad del Servicio Eléctrico 171
6.1.6.1 Metodología 172
6.1.6.2 Procedimiento de cálculo 174
6.1.6.3 Fundamentos del método 175
6.1.6.4 Hipótesis y consideraciones 175
6.1.6.5 Resultados sobre la Calidad de Servicio 176
6.1.7 Optimización de los Costos de Operación y Mantenimiento Técnico 177
6.1.7.1 Costos Directos 177
6.1.7.2 Costos de Supervisión Directa de Explotación Técnica 181
6.1.8 Optimización de los Costos de Gestión Comercial y Pérdidas Comerciales184
6.1.9 Optimización de los Costos Indirectos 190
6.1.10 Presentación de Resultados Comparativos 190
6.2 CÁLCULO DE LAS TARIFAS DE DISTRIBUCIÓN 193 6.2.1 Costo Fijo (CF) 193
6.2.1.1 Servicio Prepago (CCSP) 193
6.2.1.2 Medición Concentrada (CFECO) 194
6.2.2 Valor Agregado de Distribución MT (VADMT) 194
6.2.3 Valor Agregado de Distribución BT (VADBT) 195
6.2.4 Pérdidas estándar de distribución en potencia y energía 195
6.2.5 Factor de Economía de Escala 196
6.2.6 Fórmula de Reajuste 197
6.3 COMENTARIOS DEL SUPERVISOR 198
ANEXOS
Anexo 1 : Análisis de los Costos Unitarios de Inversión
Anexo 2 : Detalle de los Costos de Operación y Mantenimiento Directos
Anexo 3 : Detalle de Pérdidas en Acometidas
Anexo 4 : Verificación de las Inversiones No Eléctricas – Costos de las
Edificaciones
Anexo 5 : Cálculo del Alumbrado Público
Anexo 6 : Modelo de Optimización de la Red
Anexo 7 : Formatos A, B, C y D
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CON ABSOLUCIÓN DE LOS RECURSOS DE RECONSIDERACIÓN
Regulación Tarifaria de Distribución Eléctrica Período
Nov. 2009 – Oct. 2013
1. RESUMEN EJECUTIVO
El presente Informe constituye el Informe Final del Análisis Comparativo del
Estudio de Costos del VAD para el Sector Típico 1, correspondiente a la
Regulación Tarifaria de Distribución Eléctrica para el Periodo Noviembre 2009
– Octubre 2013, desarrollado por el Supervisor VAD el consorcio PEPSA-IT-
COSANAC, de acuerdo a las Bases del estudio de “Supervisión de los Estudios
de Costos del Valor Agregado de Distribución (VAD)”.
En el presente informe se presentan los resultados finales actualizados según
los Recursos de Reconsideración aceptados, y la metodología seguida en
cuanto al modelamiento de la red económicamente adaptada y la definición de
las tecnologías adaptadas. Adicionalmente contiene la recopilación y validación
de los antecedentes de la Empresa Modelo.
De los análisis efectuados en el marco del presente informe, se llegan a
determinar los siguientes resultados:
Sobre las tecnologías adaptadas, se concluye que las opciones que
resultan más conveniente utilizar son:
Red Subterránea MT
o Cables de Aluminio aislados con XLPE y pantalla de cobre.
Redes Aéreas de MT
o Conductor de Al desnudo en zonas sin contaminación salina.
o Conductor de Cu desnudo en zonas con contaminación salina.
Red Subterránea BT
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o Cable de Aluminio con aislamiento de XLPE.
Redes Aéreas de BT
o Postería de concreto armado.
o Cable autoportante de aluminio.
Equipamiento de maniobra y protección MT
o Equipamiento para interior
Seccionamiento bajo carga tripolar en celdas
compactas.
Fusibles del tipo limitador.
o Equipamiento de intemperie
Reconectadores con corte en vacío.
Seccionalizadores y seccionadores bajo carga, con
tecnología de corte en vacío tripolar.
Seccionadores fusibles del tipo Cut-Out.
Transformadores MT/ BT
o Conductores: Cobre
o Aislante: Aceite mineral
Definición del Sistema de Red, las opciones seleccionadas fueron:
o Sistema de Red MT
Instalación del neutro de MT a tierra, con bobina en
conexión Zig-Zag.
o Sistema de Red BT
Sistema Trifásico 220 V, con neutro aislado.
Los Costos de Inversión (VNR) de la Empresa Modelo con las
características anteriormente señaladas, ascienden a: 758,8 Mio. US$, de
los cuales 221,1 Mio US$ corresponden a la red de MT y 537,68 Mio US$
corresponden a la red de BT (Asignando los Costos por Instalaciones No
Eléctricas).
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Valor Nuevo de Reemplazo – Empresa Modelo (2008)
Sistema de Distribución Eléctrica
- Lima NorteUnidad Metrado
VNR miles
US$
Costos
unitarios
Promedio
Media TensiónRed Aérea km 1 094 34 891 31 895Red Subterránea km 1 402 135 679 96 791Equipos de Protección y Seccionamiento unidad 4 160 35 884 8 626Equipos Adicionales unidad 128 6 788 53 028Total MT km 2 496 213 242
Subestaciones de Distribución MT/BTMonoposte unidad 240 1 501 6 254Biposte unidad 2 413 29 219 12 109Convencional unidad 1 750 59 481 33 989Compacta Pedestal unidadCompacta Bóveda unidad 725 32 633 45 011Total SED MT/BT unidad 5 128 122 834
Baja TensiónRed Aérea
Servicio Particular km 4 929 99 239 20 135Alumbrado Público km 4 645 16 260 3 500Luminarias unidad 170 072 18 825 111Equipos de Control AP unidad 2 653 335 126Total red aérea km 9 574 134 659
Red Subterránea
Servicio Particular km 2 653 205 601 77 497Alumbrado Público km 2 597 28 832 11 101Luminarias unidad 91 577 10 137 111Equipos de Control AP unidad 2 475 312 126Postes AP unidad 86 574 16 255 188Total red subterránea km 5 250 261 136
Total BT km 14 824 395 795
Inversiones No EléctricasINE asignadas a MT 7 833INE asignadas a BT 19 051Total INE 26 885
Total VNR 758 756
Los Costos de Operación y Mantenimiento (COyM) de la Empresa Modelo
ascienden en total a: 48,45 Mio. US$, de los cuales 12,32 Mio US$
corresponden a la red de MT, 27,98 Mio US$ corresponden a la red de BT,
y 8,15 Mio. US$ corresponden a costos asociados al usuario.
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Costos de Operación y Mantenimiento – Empresa Modelo
Costos de OyM Técnicos Comercialización OtrosConcepto TOTAL Distribución Distribución Alumbrado TOTAL Gestión Operación Costo asocia- TOTAL
MT BT Público Comercial Comercial do al Usuario
Costos Directos1 Materiales 12 205,10 736,38 2 205,52 2 930,97 5 872,86 37,83 328,19 1 324,07 1 690,10
2 Supervisión Directa 7 149,60 1 109,17 1 941,05 412,81 3 463,02 696,22 834,79 440,70 1 971,71
3 Personal Propio 6 972,33 1 232,97 160,60 0,00 1 393,57 1 922,11 213,57 0,00 2 135,68
4 Servicio de Terceros 22 253,01 2 901,28 4 925,63 2 740,81 10 567,73 340,50 2 953,75 5 296,27 8 590,52
5 Cargas Diversas y Otros 2 195,92 1 053,70 291,16 61,92 1 406,78 392,75 157,25 66,10 616,11
6 Total 50 775,97 7 033,50 9 523,96 6 146,51 22 703,97 3 389,41 4 487,56 7 127,15 15 004,12
Costos Indirectos (Actividades de Apoyo)1 Personal 5 165,32 598,62 810,58 523,13 1 932,33 288,47 381,93 606,59 1 276,99
2 Materiales 2 230,75 343,12 464,62 299,85 1 107,59 165,35 218,92 347,69 731,96
3 Servicio de Terceros 1 906,06 63,65 86,19 55,63 205,47 30,67 40,61 64,50 135,79
4 Aporte Organismo Regulador 5 127,00 1 588,30 2 150,70 1 388,00 5 127,00
5 Costo Capital de Trabajo 224,92 69,68 94,35 60,89 224,92
6 Total 14 654,06 2 663,38 3 606,44 2 327,50 8 597,31 484,50 641,47 1 018,78 2 144,74
Asignación de Costo de Gestión Comercial1 Materiales 59,20 118,73 25,25 203,18
2 Supervisión Directa 202,85 406,84 86,52 696,22
3 Personal Propio 644,09 1 291,77 274,72 2 210,59
4 Servicio de Terceros 108,15 216,90 46,13 371,17
5 Cargas Diversas y Otros 114,43 229,51 48,81 392,75
6 Total 1 128,72 2 263,75 481,44 3 873,91
Asignación de Costo de Operación Comercial1 Materiales 159,41 319,71 67,99 547,12
2 Supervisión Directa 243,23 487,82 103,75 834,79
3 Personal Propio 173,51 347,99 74,01 595,50
4 Servicio de Terceros 872,45 1 749,78 372,13 2 994,36
5 Cargas Diversas y Otros 45,82 91,89 19,54 157,25
6 Total 1 494,42 2 997,19 637,42 5 129,02
Costos Totales de OyM 12 320,02 18 391,33 9 592,87 40 304,22Costos Totales
Asociado al Usuario8 145,93
Respecto a la demanda de potencia, del Balance de Potencia y Energía de
la Red Adaptada del año 2008, se determinó que la potencia comercializada
en MT sería de 821 622 kW y 520 236 kW para el caso de la red de BT.
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ENERGIA
[MWh]
Fcarga
[%]
Fcoinc.
[%]
POTENCIA
[kW]
INGRESO RED DE MT 5 276 806 834 214
PÉRDIDAS MT 65 636 12 592
RESUMEN FACTURADA 2 198 608 246 795
MT1 996 472 0,898 0,784 99 040
MT2 80 802 0,600 0,480 7 359
MT3FP 183 174 0,615 0,586 19 870
MT3P 641 568 0,839 0,936 81 482
MT4FP 52 666 0,668 0,629 5 646
MT4P 243 926 0,819 0,985 33 398
3 012 562 574 827
PÉRDIDAS TÉCNICAS BT 183 727 38 209
P. COMERCIALES RECONOCIDAS 85 858 16 383
RESUMEN FACTURADA 2 742 977 520 236
BT2 17 647 0,610 0,646 2 128
BT3FP 65 991 0,560 0,580 7 781
BT3P 76 812 0,764 0,982 11 240
BT5C 103 999 0,500 1,000 23 679
BT4FP 65 764 0,569 0,623 8 197
BT4P 94 071 0,723 0,982 14 546
BT5B 2 309 382 0,582 1,000 451 732
BT5A 9 311 0,570 0,502 934
BALANCE DE POTENCIA Y ENERGíA
RED ADAPTADA (2008)
INGRESO RED DE BT
Aplicando los datos anteriormente indicados, los resultados del cálculo
del VAD son:
o VAD MT : 3,891 US$/kW-mes
o VAD BT : 14,629 US$/kW-mes
o VAD SED MT/BT : 3,524 US$/kW-mes
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Resultados del Cálculo del Valor Agregado de Distribución y Costo Fijo – Sector Típico 1
Descripción Unidad VADMT VADBT SED MT/BT CFE CFS CFH CFEAP CFECO
Valor Nuevo de Reemplazo miles US$ 221 075 537 680 127 347Costo Anual de Inversión (aVNR) miles US$ 27 445 66 750 15 809Costo Anual de OyM miles US$ 12 320 27 984 6 996 8 038 41 3 63Total Costo Anual miles US$ 39 765 94 734 22 805 8 038 41 3 63Demanda kW 821 622 520 236 520 236Número de clientes unidad 929 123 4 024 272 5 128
VAD Inversión US$/kW-mes 2,641 10,146 2,403VAD OyM US$/kW-mes 1,250 4,483 1,121VAD US$/kW-mes 3,891 14,629 3,524
Cargo Fijo US$/cliente-mes 0,721 0,856 1,026 1,026 0,670
Tipo de Cambio (S/./US$) 3,142 31/12/2008
Descripción Unidad VADMT VADBT SED MT/BT CFE CFS CFH CFEAP CFECO
VAD Inversión S/./kW-mes 8,298 31,879 7,550VAD OyM S/./kW-mes 3,928 14,086 3,522VAD S/./kW-mes 12,226 45,964 11,072
Cargo Fijo S/./cliente-mes 2,265 2,690 3,224 3,224 2,105
Cargo FijoVAD
VAD Cargo Fijo
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2. RECOPILACIÓN DE ANTECEDENTES
En el presente capítulo, se detallan los antecedentes contables, técnicos,
comerciales y económicos de la empresa EDELNOR, que fueron recopilados
para su posterior revisión y validación.
2.1 ANTECEDENTES CONTABLES
De acuerdo a lo establecido en el punto 3.1.3.1.de las Bases Integradas:
“Supervisión de los Estudios de Costos del Valor Agregado de Distribución
(VAD)” en la Etapa I de la Elaboración de los Estudios VAD, EDELNOR
proporcionó al Supervisor a través de OSINERGMIN, los siguientes
antecedentes contables:
Los Formatos A de la Presentación de Información Económica y Financiera
de EDELNOR, establecidos por el OSINERGMIN – GART en el Sistema de
Análisis Económico y Financiero.
Base de Datos en archivos magnéticos de los Costos y Gastos
Operacionales de EDELNOR, correspondiente a los años 2008 y 2007 en
periodos trimestrales.
Base de Datos en archivos magnéticos de los Gastos No Operacionales de
EDELNOR, correspondiente a los años 2008 y 2007 en periodos
trimestrales.
Base de Datos en archivos magnéticos de los Gastos de Personal de
EDELNOR correspondiente a los años 2008 y 2007.
Estados Financieros de EDELNOR (no auditados y presentados en formato
Excel) para los años 2008 y 2007.
Resultado Económico de EDELNOR, Costos Combinados por Destino y
Naturaleza del ejercicio 2008.
Resultado Económico de EDELNOR, Costo Combinado por Naturaleza y
Destino de ejercicio 2008.
Memoria de la Empresa del ejercicio 2007.
Copia en archivo digital (sin firmas) de los Contratos suscritos por
EDELNOR con las firmas: Cobra Perú S.A., Avanzit, Synapsis, Apoyo
Consultora S.A.C., Cam, Ingedisa.
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Asimismo, el Supervisor recabó directamente la siguiente información:
De CONASEV: Estados Auditados de EDELNOR (Balance General, Estado
de Resultados y Notas a los Estados Financieros) correspondiente al
ejercicio 2007 y los Estados No Auditados al tercer Trimestre del ejercicio
2008.
De OSINERGMIN: Información Económica y Financiera correspondiente a
los años 2008 y 2007 en los Estados Combinados de Costos Naturaleza y
Destino.
2.2 ANTECEDENTES DE LA ORGANIZACIÓN
La Empresa distribuidora EDELNOR, proporcionó al Supervisor VAD a través
de OSINERGMIN, los siguientes antecedentes de la Organización:
Organización del Personal Propio, sus funciones y Costos de personal por
cargo y tipo, desagregado en: remuneraciones, beneficios sociales, Otros
beneficios y Compensación por tiempo de servicios.
2.3 ANTECEDENTES DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS Y NO
ELÉCTRICAS
2.3.1 Metrados y Valorización
Respecto a las Instalaciones Eléctricas y No Eléctricas, la Empresa
EDELNOR, proporcionó los siguientes antecedentes Formatos A-I;
Diagramas unifilares de los sistemas de transmisión secundaria de la
Empresa Modelo;
Información de los costos unitarios reportados utilizando el modelo
SICODI;
Información de las instalaciones de distribución eléctrica utilizando el
Sistema de Información VNR GIS. La información proporcionada
comprende tanto las instalaciones eléctricas y las no eléctricas.
Información sobre Instalaciones No Eléctricas de la empresa.
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2.4 ANTECEDENTES COMERCIALES
Se recepcionaron de parte de la Empresa distribuidora EDELNOR, los
siguientes antecedentes comerciales:
1. Información técnico-comercial del total de la Empresa y del sistema eléctrico
modelo para el período enero 2007 – diciembre 2008, suministrada
mediante los Formatos VI-1, VI-2 y VI-3. La información en archivos
magnéticos fue entregada en formato Excel.
2. Información del Balance de Energía y Potencia utilizando el Formato A-VII.
La información en archivos magnéticos se entregó en formato Excel.
2.5 ANTECEDENTES DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
La Empresa distribuidora EDELNOR proporcionó también, la siguiente
información de costos de operación y mantenimiento del total Empresa y
Sistema Eléctrico Modelo para el período enero 2007 – diciembre 2008, con el
detalle siguiente:
1. Programa para la atención del servicio;
2. Rol de turnos para la atención por emergencias;
3. Programa de Mantenimiento e Informe de Ejecución;
4. Relación de Órdenes de Trabajo ejecutadas conteniendo:
N° de Orden de Trabajo;
Descripción;
Fecha;
Responsable del área; y
Tipo de Instalaciones que comprende
5. Salida de almacenes de los repuestos para el mantenimiento;
6. Programa anual de repuestos adquiridos en el año;
7. Recursos utilizados para la atención del servicio;
8. Costos de las actividades realizadas por servicios de terceros.
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2.6 ANTECEDENTES DE LA CALIDAD DE SERVICIO ELÉCTRICO
La Empresa distribuidora EDELNOR, hizo entrega de la siguiente información
relacionada con la Calidad de Servicio Eléctrico.
Información sobre la calidad de servicio a nivel de Empresa y Sistema
Eléctrico Modelo.
2.7 OTROS ANTECEDENTES
Otros antecedentes que se entregaron al Supervisor VAD sobre la Empresa
distribuidora EDELNOR, fueron:
1. Información sobre las características técnicas de las SET AT/MT,
alimentadores, subestaciones y demandas máximas.
2. Otros servicios prestados por la empresa EDELNOR S.A.
3. Información sobre vías, tipos de vías, tipo de alumbrado y perfiles de vía de
la zona de concesión.
4. Información de zonas históricas o monumentales de Lima y Callao.
2.8 CRITERIOS DE ASIGNACIÓN DE COSTOS
2.8.1 A nivel de Actividades
La empresa EDELNOR, proporcionó un documento titulado “Criterios
para Reportes Formatos “A” del VAD”, que incluyó algunos indicadores
generales utilizados por dicha empresa, para asignar algunos Costos
Directos, Costo de Supervisión Directa y Costos de Administración.
2.8.2 A nivel de Empresa
En el documento mencionado anteriormente (numeral 2.8.1), constan
algunos indicadores generales para imputar los Costos y Gastos a la
Empresa Modelo.
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2.9 FORMATOS A
Se recibieron los Formatos “A” elaborados por la Empresa EDELNOR para los
años 2008 y 2007, correspondientes a los Formatos II al V definidos en los
TDR del Consultor VAD. Cabe señalar que no fueron presentados los Formatos
VIII a IX.
La información económica-financiera de EDELNOR, proporcionada para los
años 2008 y 2007, correspondió a valores reales al 31 de Diciembre de cada
año, por lo que no fue necesario efectuar proyecciones para completar dicha
información.
Asimismo se recibieron los Formatos VI y VII conteniendo la información
comercial de ventas y el Balance de Energía y Potencia de la empresa
EDELNOR.
Los Formatos “A” presentados por EDELNOR se adjuntan en el Anexo 7 del
presente informe.
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3. VALIDACION Y REVISION DE ANTECEDENTES (ETAPA II –
FORMATOS B)
En el presente capítulo se efectuó por parte del Supervisor VAD, el análisis
comparativo de los Estudios VAD, siguiendo los criterios y procedimientos
señalados en los Términos VAD del Supervisor, en lo que respecta a la
validación y revisión de los antecedentes de la Empresa Real y del Sistema de
Distribución Eléctrico Modelo.
3.1 ANTECEDENTES CONTABLES
3.1.1 Estados Financieros años 2008 y 2007
El análisis se basó en la información recopilada en el numeral 2.1
anterior, correspondiente a los Antecedentes Contables, previa
verificación de dicha información.
El cuadro 3-1 muestra los costos de explotación de la empresa
EDELNOR por destino de costo para los años 2008 y 2007. La partida
de costos más relevante son las compras de energía. En promedio se
aprecia que las compras de energía corresponden al 77% del total de
costos de explotación del año 2008 y 76% de los costos del año 2007.
El total de costos señalados por el Consultor VAD en sus formatos
revisados (1.188 millones de soles para el año 2008 y 1.138 millones
para el año 2007) resultaron más elevados que los señalados por
EDELNOR y la información recepcionada por el Supervisor VAD a través
de OSINERGMIN, tal como se aprecia en el cuadro 3-1. Dicho monto
obedecía según el Consultor VAD, a un costo de reestructuración de
(25,5 millones de S/. en el año 2008, y 17,7 millones de S/. en el año
2007) por concepto de costos y gastos originados por la rehabilitación de
líneas postes y otros, que a juicio del Consultor VAD, por error fueron
aplicados a obras y no fueron considerados como costos de explotación.
Dicho monto fue objetado por el Supervisor VAD, requiriendo una
justificación documentada, la cual no fue alcanzada. Por lo tanto, en los
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formatos B preparados por el Supervisor VAD, no se consideraron
dichos costos.
Cabe indicar que se identificó que EDELNOR aplica el 25% de los
gastos de gestión de la empresa (costos operativos) al costo de las
inversiones en estudios y obras en curso, los cuales son presentados en
las Notas a los Estados Financieros 2007 (auditados) y 2008 (No
auditados) como parte del activo fijo, montos que corresponden a 14,6
millones de soles del año 2008 y 14, 2 millones de soles del año 2007,
indicados en los cuadros 3-2 y 3-3 que muestra el total de diferencias
identificadas.
Cuadro Nº 3-1
Empresa Consultor Supervisor Empresa Consultor Supervisor
1. Generación 1,2 1,3 1,2 0,8 1,0 0,92. Transmisión 9,5 9,6 9,5 9,0 9,1 9,03. Distribución - Compra de Energía 803,0 803,0 803,0 755,0 755,0 755,0 - Distribución 124,1 158,4 124,0 130,5 157,2 130,44. Comercialización 37,6 34,5 37,6 33,4 30,0 33,45. Administración 70,4 63,2 55,8 66,9 59,4 52,66. Otras Actividades
SUB TOTAL 1 045,8 1 070,0 1 031,1 995,6 1 011,7 981,37. Depreciación 116,9 116,9 116,9 125,9 125,9 126,08. Donaciones 1,3 1,1
TOTAL 1 162,7 1 188,2 1 148,0 1 121,5 1 138,7 1 107,3
Cifras en Millones de S/.
Rubro de Costos
ESTADOS FINANCIEROS AÑOS 2008 Y 2007
Año 2008 Año 2007
Cuadro Nº 3-2
Empresa Supervisor Diferencia Empresa Supervisor Diferencia
1. Generación 1,2 1,2 0,8 0,9 0,12. Transmisión 9,5 9,5 9,0 9,0 0,03. Distribución - Compra de Energía 803,0 803,0 755,0 755,0 0,0 - Distribución 124,1 124,0 -0,1 130,5 130,4 -0,14. Comercialización 37,6 37,6 33,4 33,4 0,05. Administración 70,4 55,8 -14,6 66,9 52,6 -14,36. Otras Actividades
SUB TOTAL 1 045,8 1 031,1 -14,7 995,6 981,3 -14,37. Depreciación 116,9 116,9 125,9 126,0 0,18. Donaciones
TOTAL 1 162,7 1 148,0 -14,7 1 121,5 1 107,3 -14,2
Cifras en Millones de S/.
DIFERENCIAS ENTRE LA EMPRESA Y EL SUPERVISOR VAD
Año 2008 Año 2007Rubro de Costos
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Cuadro Nº 3-3
Consultor Supervisor Diferencia Empresa Consultor Diferencia
1. Generación 1,3 1,2 -0,1 1,0 0,9 -0,12. Transmisión 9,6 9,5 -0,1 9,1 9,0 -0,13. Distribución - Compra de Energía 803,0 803,0 0,0 755,0 755,0 0,0 - Distribución 158,4 124,0 -34,4 157,2 130,4 -26,84. Comercialización 34,5 37,6 3,1 30,0 33,4 3,45. Administración 63,2 55,8 -7,4 59,4 52,6 -6,86. Otras Actividades
SUB TOTAL 1 070,0 1 031,1 -38,9 1 011,7 981,3 -30,47. Depreciación 116,9 116,9 0,0 125,9 126,0 0,18. Donaciones 1,3 -1,3 1,1 -1,1
TOTAL 1 188,2 1 148,0 -40,2 1 138,7 1 107,3 -31,4
Año 2008 Año 2007
DIFERENCIAS ENTRE EL CONSULTOR VAD Y EL SUPERVISOR VAD
Cifras en Millones de S/.
Rubro de Costos
Dado que los Estados Financieros presentados por la empresa
EDELNOR, no desagregan los costos por actividad eléctrica, el cuadro
3-4 resume la información desarrollada por el Supervisor VAD y el
Consultor VAD, presentando la separación de costos pertenecientes a la
prestación del servicio de distribución (BT, MT y AP) respecto a otras
actividades económicas (Conexiones, Cortes y reconexiones, apoyo en
postes y Nuevos negocios) que desarrolla EDELNOR. Así, en el rubro
distribución del cuadro 3-4, sólo se incluyen los costos correspondientes
a Redes Aéreas y Subterráneas de distribución en MT, BT y AP. En el
rubro Otras Actividades se incluyen los costos correspondientes a:
Conexiones y medidores, Cortes y reconexión, Apoyo en postes, y
Nuevos negocios.
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Cuadro Nº 3-4
Empresa Consultor Supervisor Empresa Consultor Supervisor
1. Generación 1,2 1,3 1,2 0,8 1,0 0,92. Transmisión 9,5 9,6 9,5 9,0 9,1 9,03. Distribución - Compra de Energía 803,0 803,0 803,0 755,0 755,0 755,0 - Distribución 124,1 77,8 55,1 130,5 74,7 63,64. Comercialización 37,6 34,5 37,6 33,4 30,0 33,45. Administración 70,4 63,2 55,8 66,9 59,4 52,66. Otras Actividades 80,6 68,9 82,5 66,8
SUB TOTAL 1 045,8 1 070,0 1 031,1 995,6 1 011,7 981,3
7. Depreciación 116,9 116,9 116,9 125,9 125,9 126,08. Donaciones 1,3 1,1
TOTAL 1 162,7 1 188,2 1 148,0 1 121,5 1 138,7 1 107,3
Rubro de Costos
Cifras en Millones de S/.
Año 2008 Año 2007
REESTRUCTURACION DE LOS ESTADOS FINANCIEROS
3.2 ANTECEDENTES DE LA ORGANIZACIÓN
Sobre la revisión de los Costos de Explotación de la empresa EDELNOR, se
efectuó un análisis de la estructura organizacional de la empresa, depurando
las áreas que no se justifican, y fusionando o reclasificando aquellas
dependencias que no ameritan estar independientes y/o en un alto nivel en la
estructura organizacional de la empresa.
3.3 ANTECEDENTES DE LAS INSTALACIONES ELECTRICAS Y NO
ELECTRICAS
En lo referente a los Antecedentes de las Instalaciones Eléctricas, se verificó la
siguiente información remitida por EDELNOR a OSINERGMIN:
1. Formatos A (I y II), en forma de hojas electrónicas.
2. Diagramas unifilares de los sistemas de transmisión secundaria de la
empresa modelo, en formato DWG.
3. Información de la propuesta de Costos de Distribución de EDELNOR como
archivo de intercambio generado por el SICODI.
4. Información técnica y gráfica de las instalaciones de distribución eléctrica
contenidos en bases de datos del Sistema VNRGIS.
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3.3.1 Validación de las Instalaciones Eléctricas
El proceso de validación fue un proceso continuo durante toda la
Supervisión; así con respecto al Primer Informe Parcial entregado por el
Consultor VAD, el detalle de la información proporcionada de las
instalaciones de distribución eléctrica y contenida en las bases de datos
del sistema VNR GIS comprendió:
Media Tensión: Redes aéreas y subterráneas de media tensión y
equipos de protección, seccionamiento y compensación.
Subestaciones: subestaciones de distribución MT/BT y subestaciones
de seccionamiento y protección.
Baja Tensión: Redes aéreas y subterráneas de baja tensión de
servicio particular e instalaciones de alumbrado público (redes aéreas
y subterráneas, equipos de alumbrado y equipos de control).
Asimismo, la información referida a la propuesta de Costos de
Distribución de EDELNOR contenidas en el SICODI, comprendió:
Costos unitarios de materiales, mano de obra, transporte y
Costos por armado
Costos de inversión por kilómetro de red
Por lo tanto, se verificó los valores de VNR de la empresa modelo
contenidos en el archivo VNR 2008.xls, los mismos que sirvieron de
base para la construcción de los Formatos I-1 e I-2.
Verificándose también que los metrados de las instalaciones eléctricas
fueron entregados empleando las bases de datos del Sistema VNRGIS,
las mismas que si bien contenían los metrados de la empresa
EDELNOR a Junio 2008, incluían Costos Regulados del año 2005 y
carecían de algunos costos para determinados códigos VNR. En este
sentido, se constató que los reportes A1 y C1 generados por el sistema y
remitidos por EDELNOR, no mostraban la totalidad de metrados
contenidos en la base de datos de instalaciones, e incluían una
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valorización que no correspondía a la aplicación de la propuesta de
Costos de EDELNOR.
Asimismo, respecto a lo señalado por el Consultor VAD en su Primer
Informe Parcial, se encontraron diferencias en los montos
correspondientes al VNR eléctrico contenidos en el Formato I y los
mostrados en los reportes generados por el Sistema VNRGIS,
habiéndose determinado que, mientras los metrados empleados para la
construcción de los formatos I corresponden a los reportes generados
por el Sistema VNRGIS, en el caso de los datos de valorización, éstos
se efectuaron determinando un Costo Unitario Promedio para cada
Componente del VNR, el cual resultó de la multiplicación del Costo
Unitario Promedio del Proceso Regulatorio 2005-2009 por un factor, no
encontrándose el sustento de dichos factores indicados en el cuadro 3-5.
Cuadro Nº 3-5
Instalación Factor
Media Tensión
Red Aérea 1,78 Red Subterránea 1,58 Equipos de Protección y Seccionamiento 1,83Subestaciones de Distribución MT/BT
Monoposte 1,56 Biposte 1,78 Convencional 1,96 Compacta Pedestal 1,34 Compacta Bóveda 1,81Baja Tensión
Red Aérea Servicio Particular 1,64 Alumbrado Público 1,07 Luminarias 1,73 Equipos de Control 1,00 Red Subterránea Servicio Particular 1,62 Alumbrado Público 1,73 Luminarias 1,73 Equipos de Control 1,48
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Por otro lado, los códigos VNR de las instalaciones para las cuales
EDELNOR no consideró metrados, se indican en el cuadro 3-6.
Cuadro Nº 3-6
Cod VNR Descripción Unidad Metrado
CR40008 CORONA METALICA DE 08 REFLECTORES CON 2 LAMPARAS DE 400 W unidad 1RF15002 REFLECTOR CON LAMPARA DE 150 W VAPOR DE SODIO unidad 1RF25002 REFLECTOR CON LAMPARA DE 250 W VAPOR DE SODIO unidad 198SB50004 S.E. AEREA BIPOSTE 500 kVA (3F) unidad 1NK24002 RED SUBTERRÁNEA CABLE NKY 2x240 mm2 km 0,114FA15002 FAROLA CON LAMPARA DE 150 W VAPOR DE SODIO unidad 1GO3251 RECLOSER INTERRUPCION EN VACÍO, TRIFÁSICO, 12 kV, In= 600 A. unidad 1
Cabe señalar, que los valores de metrados presentados tanto en los
formatos B-I y C-I por parte del Consultor VAD, recogían los mismos
valores presentados por la empresa, pero el Formato B I-1 incluyó las
instalaciones señaladas en el Cuadro 3-6.
Por otro lado, en cumplimiento de lo indicado en los Términos de
Referencia del Estudio de Costos VAD, se verificó que el Consultor VAD
efectuó los trabajos de inspección en campo para la validación de la
información de las instalaciones eléctricas, en base a una muestra
determinada por el Consultor VAD e informada al OSINERGMIN.
Asimismo, comunicado el inicio de los trabajos de verificación en campo,
el Supervisor VAD destacó personal en cada una de las cuadrillas que
dispuso el Consultor VAD para el desarrollo de dichos trabajos.
En total se inspeccionó en campo 15 alimentadores correspondientes a
la red de Media Tensión, mientras que para el caso de Baja Tensión, se
supervisó el trabajo de inspección de la red de baja tensión que partían
de las subestaciones de distribución seleccionadas.
3.3.2 Información de Instalaciones No Eléctricas.
Las actividades desarrolladas comprendieron la verificación de la
infraestructura y equipamiento requeridos para la prestación del servicio
de distribución de energía eléctrica, el mismo que incluyó:
Terrenos
Edificios y construcciones
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Equipos y vehículos de Transporte y Carga
Equipos de Almacén, Maestranza, Medición y Control
Equipos de Comunicación
Equipos de Oficina
Equipos de Computación y otros
En este sentido, se efectuaron inspecciones de campo para revisar y/o
validar el VNR No Eléctrico informado por la empresa EDELNOR.
Dichas verificaciones comprendieron:
- Verificación física de los bienes considerados en el VNR,
constatando su existencia (metros – unidades) basándose en planos.
- Verificación del destino al que prestaban servicio los bienes. Como
criterio de asignación al rubro del negocio eléctrico, se consideró sólo
aquellos bienes que se mantienen en actual uso operativo para las
actividades propias de distribución, comercialización y
administración, en este sentido, no se validaron bienes destinados a:
o Prácticas deportivas y de esparcimiento (losa deportiva,
gimnasios, etc.)
o Depósito de bienes sin valor comercial (chatarra)
o Comedores, cocina.
o Estacionamiento de vehículos que no son de propiedad de la
empresa ni se destinan para uso de clientes.
o Áreas libres sin uso.
o Locales inhabilitados.
o Áreas en uso por otras empresas.
En la determinación del área destinada a estacionamiento de vehículos
se tomó en cuenta normas especiales establecidas por la Municipalidad
respectiva, en cuanto al espacio mínimo requerido por área construida
para uso de oficina.
Cabe indicar, que el Supervisor VAD estuvo presente durante el
desarrollo de las inspecciones efectuadas por el Consultor VAD y
representantes de la empresa. Dicho trabajo consistió en la verificación
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física de los bienes de la muestra, considerando su estado operativo y
uso. Los resultados obtenidos se indican en el cuadro 3-7.
Cuadro Nº 3-7
Resultado de la Verificación de Instalaciones No Eléctricas
Rubro Unidad Reportado en
Base de Datos
Verificado en Campo
Diferencia
Terrenos m2 44 336 4 522 39 814 Edificios y Construcciones m2 29 803 11 947 17 856 Equipos y Vehículos de transporte unidad 9 1 8 Equipos de almacén, maestranza, medición y control unidad 17 8 9 Estaciones de radio y antenas unidad 5 5 0 Equipos de oficina unidad 1 1 0 Servidores unidad 6 4 2 Equipo de cómputo unidad 2 1 1 Software técnico y de gestión unidad 6 6 0
En conclusión, de la inspección en campo de las Instalaciones No
Eléctricas, se apreció valores elevados en las diferencias entre la
información reportada por la empresa y lo verificado en campo,
específicamente para los ítems correspondientes a Terrenos,
Edificaciones, Vehículos, Equipos de Almacén, Maestranza, Medición y
Control. De acuerdo a posteriores coordinaciones entre la empresa
EDELNOR, OSINERGMIN, el Consultor VAD y el Supervisor VAD, se
volvieron a revisar dichos resultados, superándose las observaciones
encontradas inicialmente.
3.4 ANTECEDENTES COMERCIALES
Se verificó la información de antecedentes comerciales presentada por la
empresa EDELNOR, efectuando dos análisis a efectos de verificar la
razonabilidad de las pérdidas eléctricas consideradas en las compras de
energía y potencia por parte de EDELNOR, así como el adecuado factor de
carga que justifica la compra de potencia.
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3.4.1 Compras y ventas de energía y potencia
De acuerdo a los análisis que se adjuntan en el numeral 3.4.2 del
presente informe, se verificó que la empresa EDELNOR, en sus compras
de energía y potencia señaladas en sus respectivos formatos e
información de Antecedentes Comerciales, ha considerado:
Un adecuado nivel de pérdidas eléctricas; y
Un adecuado factor de carga que justifica la magnitud del monto de
potencia adquirida.
En conclusión, se valida como adecuada, a la luz de los análisis
efectuados, la información alcanzada por la empresa EDELNOR
respecto a sus adquisiciones de potencia y energía.
3.4.2 Balance de energía y potencia
De la información de los balances de energía y potencia para el año
2008, se determinaron los tiempos de utilización a nivel 220 kV y (60 o
66) kV que se indican en el cuadro 3-8.
Cuadro Nº 3-8
Potencia activa
ingresada
Energía
Ingresada
Tiempo de
Utilización
MW GWh Horas/año
Transformación 220/60 kV 881 5 659 6 423Transformación 60/10 kV 939 5 750 6 124
Nivel de Tensión
EVALUACION DE TIEMPOS DE UTILIZACION DE LAS SUBESTACIONES
En el cuadro 3-8, se observa que los tiempos de utilización de las
Subestaciones de Transformación 220/60 kV resultan elevados,
considerando que por las características de la demanda, la empresa
debería tener en sus instalaciones un grado de utilización inferior a 6.000
horas al año. A nivel de las subestaciones (60 o 66)/10 kV, el tiempo de
utilización de 6.124 horas sigue resultando alto.
Asimismo, en base a las demandas máximas informadas por
subestación, se efectuó una evaluación comparativa de la potencia
0027
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aparente máxima a nivel de 220 kV y de 60-66 kV con la potencia activa
máxima ingresada a cada etapa, tal como indica el siguiente cuadro.
Cuadro Nº 3-9
Potencia activa
ingresada balances
Máxima Sumatoria
Cargas de SS.EE.Relación
MW MVA (%)
Transformación 220/60 kV 881 1 031 85%Transformación 60/10 kV 939 1 046 90%
EVALUACION DE CARGAS MÁXIMAS EN LAS SUBESTACIONES
Nivel de Tensión
Se identificó que la relación entre la potencia activa máxima ingresada a
nivel de tensión 220 kV y la máxima suma de demanda registrada en
MVA, resulta inferior al factor de potencia esperable en esta etapa, en
consecuencia la potencia activa requerida debería ser mayor al valor
indicado en los balances.
La información de balance de energía y potencia tomada como
referencia (presentada por EDELNOR) y los cálculos de detalle
efectuados por el Supervisor VAD, se adjuntan en los cuadros 3-10 y 3-
11 a continuación.
0028
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Cuadro Nº 3-10
Balance de Energía y Potencia de Punta (*)
Total Empresa - 2008
Mes, Día y Hora de Máxima Demanda: Diciembre 10 (miércoles), 19:45 hrs Año: 2008
Descripción Factor de Factor de
MW.h % carga/pérdidas kW % Coincidencia (%)
Muy Alta Tensión (MAT)
(1) Ingreso a MAT 5 658 594,72 881 010,02(2) Ventas en MAT 0,00 0,00(3) Pérdidas en MAT 21 502,66 0,38% 3 700,24 0,42%
Alta Tensión (AT)
(4) Ingreso a AT desde MAT 5 637 092,06 877 309,77(5) Compras en AT 434 267,32 82 211,06(6) Total Ingreso a AT 6 071 359,39 959 520,84(7) Ventas en AT 321 203,50 20 529,49(8) AT1 321 203,50 20 529,49(9) AT2 0,00 0,00
(10) Pérdidas en AT 67 021,48 1,10% 10 788,08 1,12%Media Tensión (MT)
(11) Ingreso a MT desde AT 5 683 134,40 928 203,27(12) Compras en MT 0,00 0,00(13) Generación Propia Neta 5 992,72 1 233,00(14) Consumo Propio 15 334,24 2 685,69(15) Ventas a Otros Distribuidores 0,00 0,00(16) Total Ingreso a MT 5 673 792,88 926 750,58(17) Pérdidas Estándar en Media Tensión 80 567,86 1,42% 14 828,01 1,60%(18) Técnicas 80 567,86 1,42% 14 828,01 1,60%(19) No Técnicas 0,00 0,00% 0,00 0,00%(20) Ventas en Media Tensión 2 327 971,58 271 479,53(21) MT1 1 048 792,33 0,971 113 022,97 0,919(22) MT2 94 764,67 0,750 13 223,79 0,919(23) MT3P 675 057,04 0,927 81 263,20 0,980(24) MT3FP 198 896,58 0,608 24 218,64 0,650(25) MT4P 252 299,66 0,882 31 802,10 0,977(26) MT4FP 58 161,29 0,591 7 948,84 0,710(27) Pérdidas Estándar en Baja Tensión 330 973,97 10,14% 66 734,16 10,42%(28) Técnicas 204 078,34 6,25% 40 476,00 6,32%(29) No Técnicas 126 895,63 3,89% 26 258,16 4,10%(30) Ventas en Baja Tensión 2 934 279,47 573 708,87(31) BT1(32) BT2 18 105,47 0,540 3 395,72 0,889(33) BT3P 78 923,51 0,819 10 526,88 0,960(34) BT3FP 67 130,69 0,523 10 968,65 0,750(35) BT4P 97 810,98 0,697 14 373,36 0,900(36) BT4FP 67 682,66 0,562 11 095,69 0,810(37) BT5C 185 128,96 0,500 42 151,40 1,000(38) BT5A 9 976,56 0,749 910,31 0,600(39) BT5B 2 403 962,54 0,560 479 183,88 0,980(40) BT6 5 558,11 0,551 1 102,98 0,960(41) BT7(42) Pérdidas No Estándar (MW.h) 0,000 0,00% 0,000 0,00%(43) Porcentaje Total de Pérdidas (%) 0,073 0,09
(4) = (1) - (2) - (3) 411 541,83 (17) = (18) + (19)(6) = (4) + (5) (20) = (21) + (22) + (23) + (24) + (25) + (26)(7) = (8) + (9) (27) = (28) + (29)(11) = (6) - (7) - (10) (30) = (31) + (32) + (33) + (34) + (35) + (36) + (37) + (38) +(39) +(40) +(41)(16) = (11) + (12) + (13) - (14) - (15) (42) = (16) - (17) - (20) - (27) - (30)(*) Corrigiendo desfases de la facturación informada por la empresa (43) = ((42) + (17) + (27)) / (16)
Energía (MW.h) Potencia (kW)
0029
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Cuadro Nº 3-11
POT
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SET OCT NOV DIC INST
1 BARSI 247,1 251,0 246,8 246,6 235,6 239,3 237,3 234,7 238,9 242,3 243,1 238,3 290
2 CHAVARRIA 472,2 473,3 490,6 484,0 463,0 472,6 505,0 459,8 469,3 511,9 530,9 505,1 565
3 SANTA ROSA 197,8 203,6 196,2 209,7 188,7 187,1 220,4 186,9 185,5 191,1 228,5 203,8 205
4 CHILLON 83,8
5 ANCON 5,6 5,8 5,9 4,8 4,2 4,3 4,3 5,6 4,0 4,2 4,6 6,3 12
6 BARSI 44,3 46,0 42,9 42,4 40,9 50,2 51,5 48,4 48,7 49,4 45,3 47,8 50
7 CANTO GRANDE 49,7 54,0 46,9 45,2 47,2 45,9 46,9 47,1 48,2 49,6 50,8 50,9 50
8 CAUDIVILLA 38,2 39,3 40,0 39,7 37,1 36,7 37,6 38,2 38,2 38,6 39,2 44,6 50
9 CHAVARRIA 77,6 78,5 79,2 79,8 75,1 73,5 76,5 71,3 71,9 73,9 76,7 77,7 75
10 INDUSTRIAL 28,6 26,3 28,4 26,9 25,3 27,5 19,7 19,9 20,5 20,3 26,0 24,3 25
11 INFANTAS 55,0 55,5 54,4 55,5 50,3 51,9 53,3 52,1 52,8 51,1 54,3 55,8 50
12 JICAMARCA 16,9 16,1 25,5 25,6 24,1 24,1 23,8 24,2 24,2 25,8 24,2 27,9 25
13 MARANGA 41,0 43,0 40,1 39,4 37,2 37,2 38,7 37,2 38,2 38,0 38,5 45,4 50
14 MIRONES 75,4 75,4 75,9 75,1 73,5 73,7 72,9 76,0 75,7 76,5 72,3 71,5 75
15 NARANJAL 45,9 49,1 48,9 47,6 47,0 45,1 46,2 47,8 50,8 52,0 51,1 55,1 75
16 OQUENDO 31,7 34,6 36,1 37,9 34,6 36,0 30,2 29,9 30,4 31,3 38,8 41,5 50
17 PANDO 46,7 49,2 51,0 49,8 50,2 46,9 49,5 48,7 48,9 48,8 49,8 47,6 50
18 PERSHING 48,2 47,5 47,5 46,6 45,4 47,0 50,8 46,1 46,3 48,8 46,8 50,8 50
19 PUENTE PIEDRA 27,6 28,4 29,4 29,3 29,7 29,9 31,1 31,3 31,7 32,7 32,5 33,2 50
20 SANTA MARINA 38,8 41,4 42,7 41,9 41,5 40,5 39,9 40,0 41,2 39,5 41,2 43,7 50
21 SANTA ROSA 87,1 92,5 93,3 90,0 86,2 85,6 83,8 84,5 85,3 85,7 85,3 85,7 100
22 TACNA 68,0 69,9 71,0 71,1 66,9 65,1 66,1 65,8 61,5 67,5 71,6 73,0 75
23 TOMAS VALLE 54,8 53,8 58,3 58,0 55,7 53,6 58,6 54,9 55,6 55,7 56,8 58,4 75
24 VENTANILLA 17,7 17,8 18,5 18,2 17,4 17,4 17,6 17,7 17,4 17,6 17,7 20,1 25
25 ZAPALLAL 11,1 11,8 11,1 12,3 10,9 10,8 11,0 13,0 12,3 11,3 12,6 12,0 17,2
26 CHANCAY 8,3 7,7 7,8 15,6 13,5 15,3 8,0 9,9 7,9 8,0 15,2 15,0 33,75
27 HUACHO 16,7 17,0 17,4 25,5 24,0 25,6 16,4 16,5 16,8 17,0 26,6 26,5 50
28 HUARAL 12,9 13,2 13,2 12,9 12,8 12,9 12,9 13,8 13,0 13,3 13,4 13,4 42,2
29 SUPE 10,7 11,0 11,0 16,4 15,5 16,0 9,6 9,6 9,9 10,4 17,5 17,6 17
NO
RT
E
60/1
0 y
66/1
0
kV
SUBESTACION2 0 0 8
MAXIMAS DEMANDAS EN SS.EE. DE TRANSMISION ( M V A )
SE
T's
LIM
A 6
0/1
0 k
V
22
0/6
0 k
V
(LA
DO
60
kV
)
0030
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3.4.2.1 Análisis de las Pérdidas Eléctricas
Se realizó un análisis comparativo de los niveles de pérdidas de
energía y potencia; y los tiempos equivalentes de pérdidas en los
niveles de MT y BT; tomando como comparación datos de empresas
distribuidoras similares (Edenor- Argentina).
El análisis comparativo de los Balances de Potencia y Energía, de las
empresas EDELNOR (Perú) y Edenor (Argentina), se muestra en el
cuadro 3-12.
Adicionalmente el cuadro 3-13, muestra los cálculos teórico y real del
tiempo equivalente de pérdidas determinados en función de los
tiempos de utilización.
El cálculo teórico del tiempo equivalente de pérdidas, se determinó
empleando la siguiente fórmula:
Teq = 8 760 (0,3.Fu+0,7.Fu2)
Donde:
Fu : Tu / horas al año (8.760)
Tu : Tiempo de pérdidas reales al año.
De los resultados indicados en los cuadros 3-12 y 3-13 se extraen
las siguientes conclusiones:
A nivel de MT el nivel de pérdidas de EDELNOR es adecuado,
considerando que:
- La tensión en EDELNOR es de 10 kV, y en Edenor (Argentina)
de 13,2 kV, lo que implica un incremento del 70%, tomando en
cuenta que las pérdidas son proporcionales al cuadrado del
nivel de tensión.
0031
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- La proporción de red subterránea de EDELNOR es de un
60%, mientras que en Edenor (Argentina) es de un 40%, lo
que implicaría un 20% menos en el nivel de pérdidas.
- La longitud media de los circuitos en ambas empresas es
aproximadamente de 8 km.
A nivel BT, el nivel de pérdidas de energía de EDELNOR es
adecuado, teniendo en cuenta las diferencias de los sistemas y
los siguientes factores:
- Las pérdidas en BT incluyen las respectivas de los
transformadores MT/BT (alrededor del 1%), asimismo las
pérdidas en acometida y medición (alrededor del 0,4%) con lo
que las pérdidas en BT serían del 1,9%.
- El porcentaje de ingreso de energía en BT es del 53% en
EDELNOR, respecto del 69% de Edenor (Argentina), lo que
implica una reducción del 25% del nivel de pérdidas.
- El nivel de tensión en BT empleada en EDELNOR es de
3x220 V respecto al nivel 3x380 V de Edenor, lo que implicaría
un nivel de incremento de pérdidas del 150%.
- La proporción de red subterránea de EDELNOR en BT es el
66%, mientras que en Edenor es del 20%, ello implica para
EDELNOR un nivel de pérdidas 100% menor.
- La cantidad de transformadores MT/BT de EDELNOR es de
6.500 y en Edenor 15.000, por lo que la carga media de cada
uno considerando una simultaneidad de 0,85 y un factor de
potencia 0,9 es de 120 kVA en EDELNOR y 230 kVA en
Edenor. Si bien este cálculo no permite precisar un valor,
identifica un factor que redunda en un menor nivel de pérdidas
técnicas en EDELNOR.
Dado que las pérdidas no técnicas son determinadas por diferencia,
no merecen mayor comentario.
0032
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En cuanto a la relación entre los Tiempos Equivalentes de Pérdidas
teóricos y reales, ambas empresas presentan diferencias similares,
resultado lógico por las pérdidas no variables con la carga.
En conclusión, los niveles de pérdidas de energía y potencia de
EDELNOR, son adecuados a los niveles de tensión empleados y la
proporción de redes subterráneas y aéreas existentes en la empresa.
Cuadro Nº 3-12
ANÁLISIS COMPARATIVO DE BALANCES DE ENERGIA Y POTENCIA
EDELNOR (Perú) EDENOR (Argentina)
ETAPA CONCEPTO Energía Potencia Energía Potencia
GWh % MW % GWh % MW %
Ingreso a red MAT y AT 5 650 896 18 700 3 450
Alta Tensión Pérdidas red AT 20 0,4% 4 0,4% 42 0,2% 18 0,5%
y transformación AT/MT Pérdidas subtransmisión y SE AT/MT 63 1,1% 10 1,1% 307 1,6% 54 1,6%
Ventas AT 333 28 151 20
Ingreso a red MT desde AT 5 233 854 18 201 3 358
5 1 0 0
Media Tensión Consumo propio 14 2 0 0
Ingreso neto a red MT 5 225 853 18 201 3 358
Pérdidas técnicas red MT 74 1,3% 14 1,5% 258 1,4% 59 1,7%
Ventas MT 2 124 244 4 933 661
Ingreso a transformador MT/BT 3 027 595 13 009 2 638
Pérdidas CT MT/BT 204 1,1% 52 1,5%
Pérdidas Técnicas Red BT 636 3,4% 147 4,3%
Baja Tensión Pérdidas Técn. Acometida y Medidor 62 0,3% 14 0,4%
Subtotal pérdidas MT/BT, BT, acom. y med. 190 3,4% 38 4,3% 902 4,8% 213 6,2%
Ventas BT 2 714 532 11 530 2 309
Pérdidas No Técnicas 123 2,2% 25 2,8% 577 3,1% 116 3,4%
5 642 100,0% 895 100,0% 18 700 100,0% 3 450 100,0%Total Ingresado
Cuadro Nº 3-13
COMPARACION DE TIEMPOS EQUIVALENTES DE PÉRDIDAS (TEORICOS Y REALES)
EDELNOR (Perú) EDENOR (Argentina)
Etapa
Tiempo de
utilización
(h/año)
Tiempo equivalente de
pérdidas (h/año)
Tiempo de
utilización
(h/año)
Tiempo equivalente de
pérdidas (h/año)
RealEperd/Pperd
real
Aprox.
Función de TuReal
Eperd/Pperd
real
Aprox.
Función de Tu
Alta tensión 6 307 5 730 5 070 5 420 2 339 3 974
Media Tensión 6 129 5 473 4 841 5 420 4 378 3 974
Baja Tensión 5 086 4 952 3 593 4 931 4 325 3 423
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3.5 ANTECEDENTES DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
De acuerdo al análisis efectuado a partir de la información sobre antecedentes
de operación y mantenimiento de EDELNOR (Ver detalles en el numeral 4.1),
se observa que la empresa EDELNOR comparativamente con otras empresas
(Edenor de Argentina y Luz del Sur), presenta:
Un excesivo costo de Explotación Comercial.
Un moderadamente elevado Costo de Administración.
Un discreto costo en Actividades de Distribución.
En este sentido, para la validación de los costos de operación y mantenimiento,
habiendo identificado que los costos de Servicios por Terceros tienen impacto
importante en los costos comerciales y de administración de EDELNOR, se
requirió a dicha empresa los contratos suscritos con las empresas contratistas
indicados en el numeral 2.1 de Antecedentes Contables, los mismos que se
han analizado, identificando preliminarmente que los servicios informáticos
contratados principalmente con una empresa vinculada a EDELNOR
(Synapsis), resultan importantes, por lo tanto dichos resultados se tomaron en
cuenta al momento de estructurar la empresa modelo.
3.6 ANTECEDENTES DE LA CALIDAD DE SERVICIO ELECTRICO
En la presenta sección, se analizó de manera comparativa la Calidad de
Suministro en AT y MT, real de las empresas EDELNOR (Perú) y Edenor
(Argentina), y ambas respecto a su propio estándar alcanzable.
En este sentido, se efectuó en primera instancia una comparación de los
resultados de la Calidad en AT y MT, tanto de SAIFI y SAIDI de los últimos
cuatro semestres de información, así como de las Tasas de Avería de MT.
Por otro lado, de acuerdo a un cálculo estándar aceptable de Calidad de
Suministro se estableció la correlación entre los valores obtenidos y el estándar
alcanzable por cada empresa.
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3.6.1 Comparación de resultados
En la comparación de resultados de SAIFI y SAIDI a nivel MT, se
excluyeron las siguientes interrupciones:
- Los cortes por solicitud del cliente.
- Los cortes originados en avería interna del cliente.
- Los cortes menores a tres minutos.
Pero se incluyeron las siguientes interrupciones:
- Interrupciones Forzadas Programadas de AT y MT
- Las Interrupciones calificables como fuerza mayor.
Los resultados de los cálculos se muestran en los cuadros 3-14 al 3-16:
Cuadro Nº 3-14
COMPARACIÓN DE RESULTADOS – SAIFI AT y MT EDELNOR EDENOR
ULTIMOS 4 SEMESTRES
PROMEDIO ANUAL
ULTIMOS 4 SEMESTRES
PROMEDIO ANUAL
2,26
5,17
1,9
4,15 2,93 1,9
3,05 2,7
2,10 1,8
Cuadro Nº 3-15
COMPARACIÓN DE RESULTADOS – SAIDI (HS.) AT y MT EDELNOR EDENOR
ULTIMOS 4 SEMESTRES
PROMEDIO ANUAL
ULTIMOS 4 SEMESTRES
PROMEDIO ANUAL
5,56
14,8
4,82
8,6 10,19 3,71
8,14 4,84
5,75 3,75
Cuadro Nº 3-16
TASAS DE AVERÍA – AÑO 2008
INSTALACIÓN UNIDAD EDELNOR EDENOR CENTROS DE SUMINISTRO MT
Av/100u.año 10,9 5
REDES AEREAS DE MT Av
/100km.año 38,2 37
REDES MT SUBTERRÁNEAS Av
/100km.año 9,5 21
CENTROS DE TRANSFORMACIÓN MT/BT Averías/100u.año 8,1 7
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3.6.2 Estándares alcanzables
La determinación de los estándares alcanzables se realizó
considerando, que la interrupción de MT son responsables del 90% de
las interrupciones del conjunto AT y MT. Así, el SAIFI alcanzable según
estándar sería:
CTPSPRMTA XFTKNA
LXSAIFI 1
Donde:
XA = Es la tasa de avería MT admisible, 0,25 en red aérea y 0,10
en red subterránea.
LRMT = Longitud de la red en MT.
NA = Número de alimentadores.
KSP = Coeficiente de eficiencia de funcionamiento de las
protecciones: 0,4 red aérea y 1,0 en red subterránea.
TP = Tasa de corte programado: 0,5 cortes/año-cliente
XFCT = Tasa de Falla de CT: 0,1 F/u-año
Considerando que en el caso de los parámetros de las redes aéreas y
redes subterráneas, se mantiene la siguiente relación:
XAS x KsPS = XALA x KSPLA
Por otro lado:
SAIDI = SAIFI x DMT.
DMT = Duración media interrupción: 2,5 h.
0036
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Se realizó el cálculo comparando los indicadores para las empresas
EDELNOR (Perú) y Edenor (Argentina) considerando los datos de redes
indicado en el cuadro 3-17.
Cuadro Nº 3-17
Datos EDELNOR Edenor
Longitud de Red en MT 2 600 8 500
Cantidad de alimentadores 314 1 050
Aplicando los valores indicados en el cuadro 3-17, resulta:
42,11,05,04,0314
260025,0 EDELNORSAIFI
42,11,05,04,01050
850025,0 EDENORSAIFI
SAIDIEDELNOR = SAIFIST x DMIT = 3,57
SAIDIEDENOR = SAIFIST x DMIT = 3,52
Si se considera estos valores como el 90% del conjunto de
interrupciones AT/MT, la comparación del estándar con los resultados,
se indica en el cuadro 3-18:
Cuadro Nº 3-18
Empresa SAIFI SAIDI (Horas)
Real Estimado Real Estimado
EDELNOR (Perú) 5,17 1,58 14,8 3,96
Edenor (Arg.) 4,15 1,57 8,6 3,9
En conclusión, los resultados de la empresa EDELNOR se encuentran
muy alejados de los estándares alcanzables, esto puede ser
consecuencia de:
- Mayor Tasa de Avería que la declarada.
0037
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- Gran cantidad de Cortes Programados
- Inadecuada Selectividad de Protección, debida al neutro aislado en
MT.
De la comparación con Edenor (Argentina) surge que:
- Su estándar alcanzable resulta similar.
- Los valores reales de los indicadores resultan injustificadamente más
elevados, sobre todo en el indicador SAIDI (Horas).
3.7 OTROS ANTECEDENTES
Dentro de otros antecedentes se efectuaron los siguientes análisis:
- Análisis del nivel de carga de las S.E. AT/MT y alimentadores.
- Análisis de los costos unitarios de instalación.
3.7.1 Análisis del nivel de carga de las S.E. AT/MT y Alimentadores
3.7.1.1 Análisis del Nivel de Carga de las Subestaciones AT/MT
El estado de carga máxima admisible para una estación
transformadora, debería ser aquel para el cual la falta de una unidad
transformadora permite el mantenimiento del servicio sin interrupción
de duración extensa, considerando la capacidad de sobrecarga de
los transformadores que se mantienen en servicio y la carga posible
de ser absorbida durante la operación en un tiempo razonable de la
red MT desde las SET vecinas.
La capacidad de sobrecarga de los transformadores es del orden del
20% de su capacidad nominal.
La carga operable desde alimentadores vecinos en un lapso
razonable de cuatro horas es de 1 MVA x 8 alimentadores = 8 MVA.
El caso de estaciones transformadoras, con un solo transformador,
donde la potencia de carga supera rápidamente lo operable en la red
de MT, es una situación inconveniente para la Calidad de Suministro.
0038
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Considerando lo expuesto, las cargas máximas operables en las
estaciones transformadoras con unidades de 2 a 4 transformadores
de 25 MVA resulta:
o 2 unidades (2-1) x 25 x 1,2 + 8 MVA = 38 MVA, 76% capacidad instalada.
o 3 unidades (3-1) x 25 x 1,2 + 8 MVA = 68 MVA, 91% capacidad instalada.
o 4 unidades (4-1) x 25 x 1,2 + 8 MVA = 98 MVA, 98% capacidad instalada.
Tomando este criterio como elemento básico de evaluación resultan
en condición de sobrecarga las subestaciones indicadas en el cuadro
3-19.
Cuadro Nº 3-19
N° NOMBRE TRAFOS % COMP. SOBRECARGA
SI NO
5 ANCON 1 52% X
6 BARSI 2 96% X
7 CANTO GRANDE 2 68%
8 CAUDIVILLA 2 89% X
9 CHAVARRIA 3 104% X
10 INDUSTRIAL 1 45% X
11 INFANTAS 2 112% X
12 JICAMARCA 1 112% X
13 MARANGA 2 91% X
14 MIRONES 3 95% X
15 NARANJAL 3 74% X
16 OQUENDO 2 83% X
17 PANDO 2 95% X
18 PERSHING 2 102% X
19 PUENTE PIEDRA 2 66% X
20 SANTA MARINA 2 87% X
21 SANTA ROSA 4 86% X
22 TACNA 3 97% X
23 TOMAS VALLE 3 78% X
24 VENTANILLA 1 78% X
25 ZAPALLAL 1 70% X
26 CHANCAY 1 45% X
27 HUACHO 2 53% X
28 HUARAL 2 32% X
29 SUPE 1 104 X
En síntesis, de 25 subestaciones AT/MT analizadas, 15 están
operando por encima del nivel de carga recomendable para poder
restablecer el suministro en tiempos adecuados.
0039
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3.7.1.2 Análisis del Nivel de Carga de los Alimentadores AT/MT
El nivel de carga de los alimentadores, debe ser tal que como
máximo debe tomar su capacidad de carga en emergencia cuando,
se ha producido la falla en el otro extremo del alimentador, al que le
otorga reserva y por lo tanto debe tomar toda la carga del circuito
completo.
Dado que la capacidad de sobrecarga en emergencia de los cables
es de un 20% por encima del nominal (todos los alimentadores tienen
por lo menos en su inicio un tramo de cable subterráneo), la carga
máxima deseable es de un 60% del nominal.
Asimismo para un grado de aprovechamiento satisfactorio se estima
que debe estar en un 40% del nominal.
Con lo cual de los 314 Alimentadores analizados, la situación en que
se encuentran los mismos, se señala en el cuadro 3-20.
Cuadro Nº 3-20
Situación del Alimentador Cantidad Porcentaje
Por encima de su capacidad
Nominal en condición de
sobrecarga, sin avería
3 1%
Por encima de la carga adecuada
para un rápido establecimiento del
servicio
148 47%
Con un nivel de carga adecuado 106 34%
Con un nivel de carga
inadecuadamente bajo 57 18%
Total 314 100%
En conclusión, la situación de los Alimentadores dista bastante del
nivel requerido por la red adaptada, ya que sólo un 34% de los
mismos se encuentra dentro de los niveles que se requieren para
una adecuada reposición de la Calidad de Suministro, situación que
0040
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afecta a los clientes en un contexto donde la penalización unitaria
que la compensa, resulta muy reducida (0,35 US$/kWh).
Adicionalmente la inadecuada cargabilidad en relación a las
posibilidades de reposición del Suministro, contribuye a un nivel de
pérdidas superior (situación que perjudica a la Distribuidora).
3.8 CRITERIOS DE ASIGNACION DE COSTOS
Los criterios de Asignación de Costos aplicados para el caso de la asignación
de costos indirectos entre las diferentes actividades, son los señalados en el
Manual de Contabilidad de Costos aprobado con R.M. 197-94-EM/VME, los
cuales se detallan en el Formato B-VIII-1.
Asimismo para la asignación de costos entre la empresa total y la empresa
modelo, se aplicó un criterio de asignación uniforme de 0,95, determinado a
partir de los montos de los VNR respectivos informados por EDELNOR, tal
como indica el cuadro 3-21.
Cuadro Nº 3-21
Item VNR (miles US$)
Total Empresa 1 145 738,09 Empresa modelo 1 092 143,79 Asignación (%) 95%
Criterio de Asignación
Formatos B
3.9 FORMATOS B
Los Formatos “B” elaborados por el Supervisor VAD para los años 2008 y 2007
se adjuntan en el Anexo 7.
0041
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4. REVISIÓN INICIAL DE COSTOS (ETAPA II – FORMATOS C)
4.1 ANALISIS DE LOS COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
En el presente análisis se efectuó la comparación de los costos de OyM
Técnicos y Comerciales informados por la empresa EDELNOR
correspondientes al año 2008, con los respectivos de otras empresas
distribuidoras similares como el caso de Edenor de Argentina.
En una primera instancia, se compararon los costos totales de OyM, que
corresponden a los Gastos de Personal, Materiales y SySE, (Servicios y
Suministros Externos), sin incluir para estos efectos los costos de Compra de
Energía, Tributos, Amortizaciones y Cargas financieras y se obtuvieron dos
Indicadores: 1) Costo por cliente y 2) Costo por MWh, tal como muestra el
cuadro 4-1.
En segunda instancia se analizaron los Costos Directos de Distribución (MT y
BT) (incluyendo los Costos Indirectos de Supervisión) y se los comparó con el
índice Costo por km de red atendida, según muestra el cuadro 4-2.
Posteriormente se compararon los Costos de Comercialización y se obtuvo el
indicador Costo por Cliente mostrado en el cuadro 4-3.
Por último se compararon los gastos de Administración aplicando el indicador
de relación entre Costos de Administración y Costos Totales.
Los valores en pesos de Edenor se llevaron a Nuevos Soles considerando
como tipos de cambio: 1) 3,1 S/./US$; y
2) 3,4 pesos /US$.
0042
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Cuadro N° 4-1
EDELNOR (Per.) EDENOR (Arg.)
Personal 51 902 241 753
Suministros Diversos 46 584
Servicios prestados por Terceros 107 360
TOTAL 205 846 474 131
Energía Ingresada GWh 5 700 20 500
Indicador Soles/MWh 36 23
Cantidad de Clientes 910 000 2 500 000
Indice Soles/cliente 226 190
ANALISIS DE COSTOS TOTALES DE EXPLOTACIÒN
CONCEPTOCOSTOS MILES DE SOLES
232 378
Cuadro N° 4-2
EDELNOR (Per.) EDENOR (Arg.)
Personal 13 840 109 853
Suministros Diversos 18 968 26 142
SySE 35 018 98 249
TOTAL 67 826 234 244
Km Redes 17 500 31 500
Indice (Soles/km) 3 876 7 436
CONCEPTOCOSTOS MILES DE SOLES
ANALISIS DE COSTOS DE DISTRIBUCION
Cuadro N° 4-3
EDELNOR (Per.) EDENOR (Arg.)
Personal 11 438 26 206
Materiales 25 725 321
SySE 31 147 22.435
TOTAL 68 310 26 527
Cantidad Clientes 910 000 2 500 000
Indice (Soles/cliente) 75 11
CONCEPTOCOSTOS MILES DE SOLES
ANALISIS DE COSTOS COMERCIALES
0043
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Cuadro N° 4-4
TOTAL ADM. TOTAL ADM.
Personal 51 302 20 187 241 753 52 484Sum. diversos 46 584 857
SySE 107 360 34 964TOTAL 205 846 56 008 474 131 104 627
Índice (%Adm/Total)
ANÁLISIS DE COSTOS DE ADMINISTRACIÓN
CONCEPTO
232 378 52 443
27,2% 22,1%
COSTOS MILES DE SOLES
EDELNOR (Per.) EDENOR (Arg.)
De acuerdo a los índices obtenidos, se observa que la empresa EDELNOR
comparativamente tiene:
Un excesivo costo de Explotación Comercial.
Un moderadamente elevado Costo de Administración.
Un discreto costo en Actividades de Distribución.
Las conclusiones obtenidas en el análisis anterior, se corroboraron también con
el siguiente análisis comparativo realizado entre los costos informados el año
2008 por las empresas EDELNOR y Luz del Sur.
Tal como muestran las láminas 4-1 al 4-3, los costos de comercialización
determinados bajo otros criterios, pero de manera homogénea para el caso de
las empresas EDELNOR y Luz del Sur, resultan 26% más elevados los costos
de EDELNOR (34 Soles/Cliente) que los de Luz del Sur (27 soles/cliente) por
la mayor incidencia del rubro de Suministros Diversos considerados.
0044
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Lámina No. 4-1
COSTOS DIRECTOS COMERCIALIZACIÓN POR CLIENTE
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
30,00
Edelnor Luz del Sur
So
les/c
lien
te
Cargos Diversos Servicios de Terceros Suministros Diversos Carga de Personal
Lámina No. 4-2
SUPERVISION DIRECTA COMPERCIALIZACIÓN POR CLIENTE
0,000
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
Edelnor Luz del Sur
So
les/c
lien
te
Cargos Diversos Servicios de Terceros Suministros Diversos Carga de Personal
0045
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Lámina No. 4-3
TOTAL COSTOS DIRECTOS COMERCIALIZACIÓN POR
CLIENTE
0,0
5,0
10,0
15,0
20,0
25,0
30,0
35,0
40,0
Edelnor Luz del Sur
So
les/c
lien
te
Cargos Diversos Servicios de Terceros Suministros Diversos Carga de Personal
Asimismo, de acuerdo a lo mostrado en las láminas 4-4 al 4-6, los costos de
distribución, resultan 14% menores los costos de EDELNOR respecto a los de
Luz del Sur.
Lámina No. 4-4
COSTOS DIRECTOS POR KM de RED
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
4,0
4,5
5,0
Edelnor Luz del Sur
Mil
es S
ole
s/k
m
Cargos Diversos Servicios de Terceros Suministros Diversos Carga de Personal
0046
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Lámina No. 4-5
SUPERVISION DIRECTA POR KM de RED
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
Edelnor Luz del Sur
Mil
es S
ole
s/k
m
Cargos Diversos Servicios de Terceros Suministros Diversos Carga de Personal
Lámina No. 4-6
TOATAL COSTOS DIRECTOS POR KM de RED
0,0
1,0
2,0
3,0
4,0
5,0
6,0
7,0
Edelnor Luz del Sur
Mil
es S
ole
s/k
m
Cargos Diversos Servicios de Terceros Suministros Diversos Carga de Personal
Finalmente, de acuerdo a lo exhibido en la lámina 4-7, los costos de
administración, determinados bajo el criterio de Soles/cliente, resultan 30%
mayores los costos de EDELNOR respecto a los de Luz del Sur.
0047
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Lámina No. 4-7
COSTOS ADMINISTRATIVOS POR CLIENTE
0,0
10,0
20,0
30,0
40,0
50,0
60,0
70,0
Edelnor Luz del Sur
So
les/c
lien
te
Cargos Diversos Servicios de Terceros Suministros Diversos Carga de Personal
4.2 DEFINICION Y DESCRIPCION DE LA ORGANIZACIÓN
Al igual que en la sección 4.1, el presente análisis comparativo sobre la
estructura organizacional, comprende también a las empresas EDELNOR del
Perú y Edenor de Argentina, por las siguientes razones:
Las dos empresas, alimentan un mercado de distribución de energía
eléctrica urbano, asociado a ciudades capitales de república.
Las dos empresas están encargadas de la red de sub-transmisión y
subestaciones AT/MT en su área de concesión, además de las redes de
distribución de MT Y BT.
Ambas empresas son totalmente de capital privado.
Las magnitudes físicas de ambas empresas se indican en el cuadro 4-5 a
continuación.
0048
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Cuadro N° 4-5
Características de las Empresas EDELNOR (Perú) y Edenor (Argentina)
Magnitud Unidad EDELNOR
(Perú)
Edenor
(Argentina)
Empleados u 571 2 525
Cantidad de Clientes u 900 000 2 500 000
Red MT km 3 600 8 500
Red BT km 15 000 23 000
SET u 6 500 15 000
Área de Concesión km2 1 000 2 000
4.2.1 Homogenización de niveles
La comparación de cargos y estructura funcional se realiza a niveles
similares a partir de la Gerencia General, aún cuando la denominación
utilizada sea distinta en ambas empresas.
Así, el nivel inferior al Gerente General, corresponde a la denominación
Director en el caso de Edenor y Gerente en el caso de EDELNOR; el
nivel inferior a Director se denomina Gerente en el caso de Edenor,
siendo equivalente a Subgerente en el caso de EDELNOR; y el nivel de
Subgerente de Edenor se equipara al cargo de Jefe en el caso de
EDELNOR.
A partir de este nivel se equiparan por función profesional, técnica y/o
administrativa los diversos cargos considerados.
4.2.2 Comparación de la Estructura Organizacional
Para realizar la comparación se tomó como base la estructura
presentada por EDELNOR, indicándose las equivalencias con Edenor.
0049
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4.2.2.1 Gerencias de primer nivel
Se observa una similitud en la cantidad de Gerentes del primer nivel
de la estructura organizacional, en el caso de las siguientes áreas
señaladas en el cuadro 4-6.
Cuadro N° 4-6
EDELNOR Edenor
Gerencia Comunicación Dirección Relaciones Externas
Gerencia Económica Financiera Dirección de Finanzas y Control
Gerencia Técnica y
Gerencia Comercial
Dirección de Distribución y
Comercialización y Dirección
Técnica
Asimismo se observa una marcada diferencia entre ambas
estructuras en el caso de las Gerencias de: 1) Organización y
Recursos Humanos, 2) Legal y 3) Regulación, y Gestión de Energía;
que en el caso de Edenor (Argentina) dichas funciones recaen en
una sola Dirección, la de Asuntos Corporativos, tal como muestra el
cuadro 4-7.
Cuadro N° 4-7
EDELNOR Edenor
Gerencia de Organización y
Recursos Humanos Dirección de
Asuntos Corporativos Gerencia Legal
Gerencia Regulación y Gestión de
Energía
4.2.2.2 Oficinas con dependencia directa de la Gerencia General.
- En ambas empresas, la oficina de Auditoría Interna depende de la
Gerencia General.
0050
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- Las Subgerencias de Contratos y Planificación Tributaria,
dependen de la Dirección de Finanzas y Control en el caso de
Edenor (Argentina).
- En el caso de Edenor (Argentina) existe una Gerencia de
Resguardo Patrimonial, mientras en EDELNOR dichas funciones
están es una dependencia de la oficina de Organización y
Recursos Humanos. Esta oficina se considera que no tiene por
qué depender del Gerente General, por lo que resulta más
funcional el caso de EDELNOR (Perú).
4.2.2.3 Organización de la Gerencia Económico Financiera
La organización de esta gerencia resulta similar en ambas
empresas, sólo que en Edenor (Argentina) se agrupan en su
dependencia las áreas de Sistemas, Abastecimiento y Logística
(Contratos).
4.2.2.4 Gerencias de Organización y Recursos Humanos, Legales y
Regulación y Gestión Energía
Tal como ya se indicara anteriormente, estas gerencias se
encuentran integradas en el caso de Edenor (Argentina) en una sola
Dirección, lo cual parece más lógico por el nivel de actividad y
responsabilidad requerida. Eliminándose así la necesidad de dos
cargos de Gerencia de primer nivel en el caso de EDELNOR (Perú).
4.2.2.5 Gerencia Comercial
En ambas empresas la gerencia comercial tiene tres áreas, tal cual
indica el cuadro 4-8.
0051
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Cuadro N° 4-8
Gerencia Comercial
EDELNOR (Perú) Edenor (Argentina)
Mercado No Regulado Grandes Clientes
Operaciones Comerciales Gestión Oficinas Comerciales
Desarrollo Comercial Lectura, Facturación y Cobros
La Subgerencia de Desarrollo Comercial de EDELNOR (Perú) que
comprende las unidades de Negocio Retail, Constructores,
Financiero y Seguros, no tiene equivalente en Edenor (Argentina) y
no parecen justificarse desde la perspectiva del VAD.
Cabe indicar que en Edenor (Argentina) hace unos años fue
eliminada la Gerencia de Marketing y Desarrollo.
Otra diferencia es que la Gestión de Control de Pérdidas Técnicas se
lleva en conjunto con la actividad técnica en el caso de Edenor
(Argentina), pero esto es un problema de asignación en la estructura.
4.2.2.6 Gerencia Técnica
Las tres áreas que dispone ésta gerencia en el caso de EDELNOR
(Perú), se encuentran comprendidas en dos áreas en el caso de
Edenor (Distribución y Transmisión), tal como indica el cuadro 4-9.
Cuadro N° 4-9
EDELNOR (Perú) Edenor (Argentina)
Ingeniería y Obras Distribución
Mantenimiento
Operaciones y Calidad de
Servicio Transmisión
a) Analizando el Área de Ingeniería y Obras, se observa:
0052
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Las unidades de Planificación Técnica y Control de Obras
se encuentran integradas en una sola unidad en el caso de
Edenor (Argentina).
Existe equivalencia entre las unidades de Normalización y
Coordinación Técnica e Ingeniería de Distribución en el
caso de Edenor (Argentina).
Existe equivalencia entre las unidades de Proyecto y Obras
de Transmisión.
Las unidades de Proyectos y Obras de Distribución, están
incluidas en la unidad Distribución en Edenor (Argentina).
En Edenor (Argentina) se han agregado las siguientes
unidades: 1) Desarrollo Sustentable y Seguridad en Vía
Pública (Considerada en Organización y RR.HH en el caso
de EDELNOR), y 2) Telecomunicaciones.
En resumen, la organización de EDELNOR en ésta área parece más
funcional.
b) Analizando las áreas de Mantenimiento y Operación; las
diferencias que se encuentran, son:
La organización por zonas geográficas considerado en el
caso de Edenor (argentina), está justificada por la mayor
área territorial que atiende dicha empresa.
No existe la unidad de Alumbrado Público en el caso de
Edenor (Arg.) dado que dicha actividad no es
responsabilidad de dicha empresa.
Las unidades de Proyecto y Ejecución de Obras de
Distribución, se encuentran descentralizadas en el caso de
Edenor (Arg.), justificado también por la mayor cobertura
territorial de dicha empresa.
4.2.3 Comparación de Cantidad de Personal
La comparación de la Dotación de Personal se realiza por Grupos
Afines, tal como se indican los cuadros 4-10 al 4-27 que continúan.
0053
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Cuadro N° 4-10
EDELNOR (Perú) Cantidad Equivalente
Edenor (Arg.) Cantidad
Gerencia General 3 Presidencia y CEO 6
Gerencia Comunicaciones 12 Relaciones
Externas 18
Cuadro N° 4-11
EDELNOR (Perú) Cantidad Equivalente
Edenor (Arg.) Cantidad
Gerencia Legales 7
Dirección Asuntos Corporativos 72
Gerencia Regulación y Gestión Energía 8
Gerencia Organización y Recursos Humanos 31
Total 46
Cuadro N° 4-12
EDELNOR (Perú) Cantidad Equivalente
Edenor (Arg.) Cantidad
Gerencia Económico Financiera 3
Dirección de Finanzas y Control 155
Subgerencia Contabilidad General 17
Subgerencia Tesorería y Finanzas 14
Subgerencia Planificación y Control 7
Subgerencia Planificación Tributaria 6
Subgerencia Contratos 7 Total 54
Cuadro N° 4-13
EDELNOR (Perú)
Cantidad Equivalente
Edenor (Arg.) Cantidad
Auditoría Interna 4 Auditoría Interna 6
Cuadro N° 4-14
EDELNOR (Perú) Cantidad Equivalente Edenor
(Arg.) Cantidad
Gerencia Técnica 2 Dirección Técnica 2
0054
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Cuadro N° 4-15
EDELNOR (Perú) Cantidad Equivalente
Edenor (Arg.) Cantidad
Subgerencia Ingeniería y Obras 2 Planificación
y
Control Técnico
16 Planificación Técnica 7
Control de Obras 6
Cuadro N° 4-16
EDELNOR (Perú) Cantidad Equivalente
Edenor (Arg.) Cantidad
Normalización 7 Coord. Técnica e Ing. de Dist. 14
Cuadro N° 4-17
EDELNOR (Perú) Cantidad Equivalente
Edenor (Arg.) Cantidad
Proyecto y Obras de Transmisión 19 Ingeniería e
Inversiones 60
Cuadro N° 4-18
EDELNOR (Perú) Cantidad Equivalente
Edenor (Arg.) Cantidad
Proyecto Distribución 13 Áreas
Operativas (No resulta válida la
comparación por diferencias geográficas)
1325
Obras Distribución 23 Subgerencia
Mantenimiento 2
Análisis Técnico 7 Control Trabajos 9
Mantenimiento Distribución 29 Distribución Norte Chico 18
Cuadro N° 4-19
EDELNOR (Perú) Cantidad Equivalente
Edenor (Arg.) Cantidad
Mantenimiento Transmisión 32 Transmisión 60
Cuadro N° 4-20
EDELNOR (Perú) Cantidad Equivalente
Edenor (Arg.) Cantidad
Mantenimiento Alumbrado Público 10 Sin equivalencia 0
0055
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Cuadro N° 4-21
EDELNOR (Perú) Cantidad Equivalente
Edenor (Arg.) Cantidad
Subgerencia Operaciones y Calidad de Servicio 2 Gerencia
Distribución (Centro de
Control)
50 Gestión Datos Técnicos 4 Operación 30
Cuadro N° 4-22
EDELNOR (Perú) Cantidad Equivalente
Edenor (Arg.) Cantidad
Calidad de Producto 8 Gerencia Planificación y
Control Técnico 16 Calidad de Servicio 5
Cuadro N° 4-23
EDELNOR (Perú) Cantidad Equivalente
Edenor (Arg.) Cantidad
Gerencia Comercial 3 Gerencia Comercial 2
Cuadro N° 4-24
EDELNOR (Perú) Cantidad Equivalente
Edenor (Arg.) Cantidad
Administración y Control G. Com. 11
Incluido en Económico Financiero
0
Cuadro N° 4-25
EDELNOR (Perú) Cantidad Equivalente
Edenor (Arg.) Cantidad
Subgerencia Mercado No Regulado 22 Grandes
Clientes 34
Cuadro N° 4-26
EDELNOR (Perú) Cantidad Equivalente
Edenor (Arg.) Cantidad
Subgerencia Desarrollo Comercial 33 Gestión Oficinas
Comerciales 288 Subgerencia Operaciones Comerciales 55
0056
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Cuadro N° 4-27
EDELNOR (Perú) Cantidad Equivalente
Edenor (Arg.) Cantidad
Mercado Regulado 92 Lectura,
Facturación Cobros
106
Total Empresa 571 2.525
4.2.4 Conclusiones
4.2.4.1 Respecto de la Estructura de EDELNOR
Las Gerencias de Organización y Recursos Humanos, Legales y
Regulación y Gestión de Energía, deberían agruparse en una
Gerencia de Asuntos Corporativos o denominación equivalente.
La dependencia de las Subgerencias de Contratos y de
Planificación Tributaria de la Gerencia General, no parece
justificada.
En la Subgerencia de Desarrollo Comercial, dependiente de la
Gerencia Comercial, parecen innecesarias las Unidades de
Negocio Retail; Constructoras, Financiero y Seguros. Estas
funciones deberían ser cubiertas por la Gerencia Económico
Financiera.
El sector de Administración y Control de Gestión Comercial,
debería estar incluido en la Gerencia Económico Financiera.
4.2.4.2 Respecto de las Cantidades de Personal
En todos los casos se observa que EDELNOR (Perú) en su
Estructura de Personal, cuenta con una dotación menor que la
dotación de Edenor (Argentina).
Las láminas 4-8 al 4-16, muestran la Estructura Organizacional de
EDELNOR (Perú) y la lámina 4-17 la correspondiente a Edenor
(Argentina) al 31 de diciembre de 2008.
0057
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Lámina No. 4-8
ESTRUCTURA ORGANIZATIVA EDELNOR Estructura General
GERENCIA
TECNICAWALTER SCIUTTO B.
GERENCIA
GENERALIGNACIO BLANCO F.
GERENCIA
COMERCIALCARLOS SOLÍS P.
GERENCIA ORGANIZ. Y
RECURSOS HUMANOS
ROCIO PACHAS S.
GERENCIA
LEGALLUIS SALEM H.
GERENCIA
COMUNICACIONPAMELA GUTIERREZ D.
GERENCIA REGULACION
Y GESTION DE ENERGIAALFONSO VALLE C.
GERENCIA
ECONOMICO-
FINANCIERATEOBALDO LEAL C.
GERENCIA
TECNICAWALTER SCIUTTO B.
GERENCIA
GENERALIGNACIO BLANCO F.
GERENCIA
COMERCIALCARLOS SOLÍS P.
GERENCIA
ECONOMICO-FINANCIERATEOBALDO LEAL C.
GERENCIA ORGANIZ. Y
RECURSOS HUMANOSROCIO PACHAS S.
GERENCIA
LEGALLUIS SALEM H.
GERENCIA
COMUNICACIONPAMELA GUTIERREZ D.
GERENCIA REGULACION
Y GESTION DE ENERGIAALFONSO VALLE C.
SUBGERENCIACONTRATOS
PATRICIA MASCARO D.
7
SUBGERENCIAPLANIFICACION Y CONTROL
ENRIQUE MOGOLLON F.
SUBGERENCIATESORERIA Y FINANZAS
MIGUEL CARRASCO T.
SUBG. OPERACIONES Y CALIDAD DE SERV.CARLOS ARROYO A.
SUBGERENCIAMANTENIMIENTOJULIO ANTUNEZ L.
SUBGERENCIAINGENIERIA Y OBRAS
ARNALDO SALAZAR Q.
SUBGERENCIAMERCADO NO REGULADO
WALTER FEGAN J.
SUBGERENCIADESARROLLO COMERCIAL
LUIS SIFUENTES C.
SUBG. OPERACIONESCOMERCIALES
WILMER SUAREZ V.
12
31
41
7
7
8
236 216
SUBGERENCIAPLANIFICACIÓN TRIBUTARIA
CLAUDIA SUAREZ G.
6
0058
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Lámina No. 4-9 Estructura Gerencia General
GERENCIA
GENERALIGNACIO BLANCO F. 3
6
4
Total Ger: 20
SUBGERENCIA
PLANIFICACION TRIBUTARIACLAUDIA SUAREZ G.
AUDITORIA INTERNA .
7
SUBGERENCIA
DE CONTRATOSPATRICIA MASCARO D. 5
GESTION
APROVISIONAMIENTOS
GIOVANA POMA O. 3
4
GESTION TRIBUTARIA
LUIS VALLE U.1
Lámina No. 4-10 Estructura Gerencia de Regulación y Gestión de Energía
Total Ger: 8
GERENCIA DE REGULACION
Y GESTION DE ENERGIAALFONSO VALLE C.
GERENCIA DE REGULACION
Y GESTION DE ENERGIAALFONSO VALLE C.
GESTIÓN DE LA ENERGIA .
REGULACION JORGE PONCE F.
3 3
2
Lámina No. 4-11 Estructura Gerencia de Comunicación
GERENCIA
COMUNICACIONPAMELA GUTIERREZ D.
RELACIONES PUBLICASMARIA DEL R. ARRISUEÑO G.
Total Ger: 12
21
6
PRENSABRISEIDA BOCANEGRA P.
3
EXPERIENCIA DE SER
CLIENTEBRUSSY CEPERO L.
0059
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Lámina Nº 4-12 Estructura Gerencia Legal
GERENCIA
LEGALLUIS SALEM H.
Total Ger: 7
7
Lámina N° 4-13
Estructura Gerencia Económico-Financiera
GERENCIA
ECONOMICO-FINANCIERATEOBALDO LEAL C.
CONTABILIDAD GENERAL
ROXANA CACERES C.
SUBGERENCIA
TESORERIA Y FINANZASMIGUEL CARRASCO T.
SUBGERENCIA
PLANIFICACION Y
CONTROLENRIQUE MOGOLLON F.
COSTOS Y CUENTAS POR PAGARROSA MAITA M.
CONTABILIDAD Y ACTIVOS FIJOSJORGE VELASQUEZ S.
VALORES Y SEGUROSRICARDO ALVAREZ D.
TESORERIA Y CAJADANIEL CARRILLO G.
PLANIFICACIONMARCO A. ALARCON A.
PRESUPUESTOS.
Total Ger: 41
17
714
3
8
6
10
3
3
1
31
3
Lámina N° 4-14 Estructura Gerencia de Organización y Recursos Humanos
GERENCIA DE ORGANIZACIÓN
Y RECURSOS HUMANOSROCIO PACHAS S.
GERENCIA DE ORGANIZACIÓN
Y RECURSOS HUMANOSROCIO PACHAS S.
GESTIÓN DE LA
INNOVACIÓN.
SERVICIOS
GENERALESERNESTO ORMEÑO E.
SEGURIDAD
PATRIMONIALFERNANDO VEGAS P.
CAPACITACIÓN Y
BIENESTARBERTHA TINOCO L.
ADMINISTRACIÓN DE
PERSONALOSCAR SATTLER C.
SEGURIDAD LABORAL, MEDIO
AMBIENTE Y GEST
CONTRATISTASSANTOS AMADO F.
DESARROLLO Y GESTION
DE PERSONASLUCAS MANCO S.
Total Ger: 31
2
1
1 7
7535
0060
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Lámina Nº 4-15 Estructura Gerencia Técnica
GERENCIA
TECNICAWALTER SCIUTTO B.
SUBGERENCIA
MANTENIMIENTOJULIO ANTUNEZ L.
SUBG. OPERACIONES Y
CALIDAD DE SERVICIOCARLOS ARROYO A.
SUBGERENCIA
INGENIERIA Y OBRASARNALDO SALAZAR Q.
PROYECTOS DISTRIBUCIONJUAN CASTRO Z.
OBRAS TRANSMISIONEDGAR MENDOZA G.
PROYECTOS Y
OBRAS TRANSMISIONJORGE SANCHEZ A.
CONTROL DE OBRAS .
MANTENIMIENTO
DISTRIBUCIONPAUL GARCIA C.
CONTROL DE TRABAJOS PERCY NAVARRETE V.
ANALISIS TECNICOJORGE JUSCAMAYTA M.
MANTENIMIENTO
TRANSMISIONMAURINO PUNTO M.
OPERACION FERNANDO FERNANDEZ V.
CALIDAD DE
PRODUCTO Y ANALISISMAXIMO MEZA C.
CALIDAD DEL
SERVICIO SANTIAGO BOTTONI
PLANIFICACION
TECNICADAVID OSCO A.
NORMALIZACION ROBERTO SANCHEZ V.
PROYECTOS TRANSMISION CARLOS ESPINOZA V.
OBRAS DISTRIBUCIONHENRY CABRERA H.
MANTENIMIENTO ALUMBRADO
PUBLICOISIDRO VILLANUEVA
GESTION DATOS
TECNICOSCESAR HIDALGO A.
Total Ger: 236
2
77 108 49
7
7
6
13
1
23
8
10
97
29
32
11
2 2
5
8
30
4
2
DISTRIBUCION
NORTE CHICORAYMUNDO GUTARRA P.
18
Lámina Nº 4-16 Estructura Gerencia Comercial
GERENCIA
COMERCIALCARLOS SOLIS P.
SUBGERENCIA
MERCADO NO REGULADOWALTER FEGAN J.
ADM. Y CONTROL DE
GESTION COMERCIALEDUARDO DEL CARPIO R.
CLIENTES LIBRES.
CLIENTES EMPRESARIALES E
INSTITUCIONALESHUGO BAZAN B.
CONEXIONES Y CALIDAD DE
MEDIDAENRIQUE BRACAMONTE V.
CONTROL DE PERDIDASCESAR ROMERO A.
EXPLOTACION Y FACTURACION
CLIENTES REGULADOSERNESTO FRECH DE LA T.
SUBGERENCIA
DESARROLLO COMERCIALLUIS SIFUENTES C.
SUBGERENCIA
OPERACIONES COMERCIALESWILBER SUAREZ V.
CONTROL DE MOROSIDAD.
MERCADO REGULADO
KAREN MANRIQUE A.
CANALES DE ATENCIONCLAUDIA SUAREZ I.
EXPANSIONLUCY HUAPAYA S.
3
Total Ger: 216
22 33
92
55
11
13
7
2 1
22
6
10
16
1
85
6
UNIDAD DE NEGOCIO
SEGUROSANA M. CUETO MOSCOSO.
UNIDAD DE NEGOCIO
RETAILCLAUDIA CESPEDES T.
UNIDAD DE NEGOCIO
FINANCIEROVICTOR DELGADO M.
13
8
7
1
4
UNIDAD DE NEGOCIO
CONSTRUCTORESRENZO PINNA V.
0061
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Lámina 4-17
Organigrama General de La Empresa Edenor
0062
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4.3 ANALISIS Y DETERMINACION DEL NIVEL DE REMUNERACIONES
En ésta sección, se realizó un análisis de las remuneraciones de EDELNOR
considerando el nivel mensual a fines de 2008 de las remuneraciones por cada
categoría incluyendo las cargas sociales. Se comparó también con las
remuneraciones de Edenor (Argentina) considerando categorías equivalentes a
partir de niveles equidistantes descendentes a partir de la Gerencia General de
cada empresa, es decir ubicando cargos de igual responsabilidad, aun cuando
difieran en la denominación.
4.3.1 Categorías Analizadas
Las categorías de EDELNOR analizadas, ordenadas en forma
descendente en la jerarquía, fueron:
G : Gerente
SG : Sub Gerente
J : Jefe
P : Profesional – Ingeniero, Abogado, Contador
AN : Analista – Económico, Financiero, Administración,
Sistema y Procesos
T : Técnico – Inspector, proyectos, obras
TA : Técnico Administrativo
SEG : Secretaria Gerencia
SESG : Secretaria Subgerencia
AA : Asistente Administrativo
AG : Asistente de Gestión
TB : Técnico de Brigada
TAB : Técnico Auxiliar de Brigada
A su vez se realizó un ordenamiento mediante una segunda clasificación
por especialidad profesional de acuerdo al siguiente detalle (Esto se
aplica a todas las categorías profesionales).
0063
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PyO : Planificación, proyecto y ejecución de obras, es
decir, todas las actividades técnicas de carácter
programado.
OyM : Operación y Mantenimiento de redes e
instalaciones, actividades de carácter no
programado en su totalidad.
EA y F : Actividades relacionadas con la Economía,
Administración y Finanzas.
SyC : Actividades relacionadas con requerimientos
especiales como sistemas y comunicaciones
sociales y empresarios.
De esta forma aplicando ambas clasificaciones a la organización de la
empresa, se obtuvo la siguiente clasificación a partir del nivel de
Gerente:
G PyO : Gerente de Planificación y Obras
SG PyO : Subgerente de Planificación y Obras
J PyO : Jefe de Planificación y Obras
I PyO : Ingeniero de Planificación y Obras
T PyO : Técnico de Planificación y Obras
TA PyO : Técnico Administrativo de Planificación y Obras
G OyM : Gerente de Operación y Mantenimiento
SG OyM : Subgerente de Operación y Mantenimiento
J OyM : Jefe de Operación y Mantenimiento
I OyM : Ingeniero de Operación y Mantenimiento
T OyM : Técnico de Operación y Mantenimiento
TA O y M : Técnico Administrativo de OyM.
TB : Técnico de Brigada
TAB : Técnico Auxiliar de Brigada
G EAyF : Gerente de Economía, Administración y Finanzas
SG EAyF : Subgerente de Economía, Administración y
Finanzas
J EAy F : Jefe de Economía, Administración y Finanzas
0064
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AN EAyF : Analista de Economía, Administración y Finanzas
Ab : Abogado
Co : Contador
Au : Auditor
Lcc : Licenciado en Comunicación
AN PyS : Analista de Procesos y Sistemas
El caso del personal no profesional que no se desempeña en actividades
técnicas, se le clasificó como:
Se G : Secretaria de Gerencia
Se SG : Secretaria de Subgerencia
AA : Asistente administrativo
AG : Asistente de Gestión
Se calcularon los valores remunerativos medios por categoría, a partir de
la información contable proporcionada por EDELNOR, valores que se
consignan en el cuadro 4-28.
A partir de la clasificación anterior, se realizó el análisis de los mismos y
la comparación con la remuneración equivalente de Edenor (Argentina)
considerarse previamente las siguientes equivalencias de niveles.
EDELNOR (Perú) Edenor (Argentina)
Gerente Director
Subgerente Gerente
Jefe Subgerente
Profesional Profesional
Analista Analista, líder
Técnico Técnico
Secretaria Secretaria
Asistente Asistente
Ejecutivo Líder, Analista, Supervisor
0065
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Cuadro N° 4-28
NIVEL DE REMUNERACIONES MENSUAL DE EDELNOR
ACTIVIDAD CARGO PROMEDIO
REMUNERACION MENSUAL (S/.)
TECNICOS DE PROYECTOS Y OBRAS JPYO Jefe 12 643 JPYD Ingeniero 7 579 TPYO Técnico 7 226
TAPYO Técnico Auxiliar 5 326 TÉCNICOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
JOYM Jefe 13 173 IOYM Ingeniero 9 632 TOYM Técnico 6 657
TB Técnico de Brigada 5 950 TAB Técnico Auxiliar 8 167
ECONOMÍA ADMINISTRACION Y FINANZAS JEAYF Jefe 12 747
ANEAYF Analista 7 190 ASEAYF Asistente 7 233
PROFESIONALES AB Abogado 12 026 AU Auditor 11 235
ANSYC Analista de Servicios y Compras 8 222 NO PROFESIONALES
SG Secretaría Gerencia 8 640 SSG Secretaría Subgerencia 7 094 AA Asistente Administrativo 5 868 AG Asistente de Gestión 6 026
Del análisis del cuadro 4-28, se observa que:
La remuneración mensual promedio de los Jefes en EDELNOR (PyO,
OyM y JEAyF) se encuentran entre S/.12 600 y S/.13 200.
La remuneración mensual de los Ingenieros y Analistas de
EDELNOR, está en el rango de S/.7 500 y S/.9 600.
La remuneración de los Técnicos está en el rango de S/.6 600 y
S/.7 200, con los mayores niveles en el caso de los Técnicos que se
desenvuelven en actividades de OyM.
La remuneración de los abogados y auditores están en un nivel
similar a la remuneración de los Jefes, por encima de la
remuneración de los otros profesionales.
0066
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La remuneración de los Técnicos de Brigada, se encuentra en un
nivel superior a la remuneración de los Técnicos Profesionales.
La remuneración de las Secretarias de Gerencia y de Subgerencia se
encuentran en un nivel superior a la remuneración de los Ingenieros.
Comparando con los valores remunerativos de la empresa Edenor
(Argentina), las remuneraciones de EDELNOR se encuentran en
rangos similares, tal como indica el cuadro 4-29.
Cuadro N° 4-29
CARGO RANGO (Nuevos Soles)
CARGO EDELNOR (Perú) EDENOR(Arg.)
Jefe
12 600 a 13 600
12 000 a 15 000
Subgerente
Ingeniero Analista 7 100 a 9 600 8 000 a 10 000 Ingeniero Lider Técnico Asistente 6 600 a 7 200 5 000 a 7 000 Técnico
Profesional
Técnico Auxiliar 8 000 4 000 a 8 000 Técnico de
Cuadrilla
4.4 ANALISIS DE LOS SERVICIOS DE TERCEROS
Tal como se describiera en la validación de los costos de operación y
mantenimiento, se identificó que los costos de Servicios por Terceros
incrementan los Costos Comerciales y de Administración de EDELNOR, áreas
cuyos costos unitarios (referidos como Costo por cliente y % gastos
administrativos/ gastos totales) resultaron elevados en el análisis comparativo
con otras empresas (Edenor (Arg.) y Luz del Sur.).
En tal sentido, se requirió a EDELNOR los contratos suscritos con las
empresas contratistas: Cobra Perú S.A., Avanzit, Synapsis, Apoyo Consultora
S.A.C., Cam, Ingedisa, contratos que han sido analizados, identificando
preliminarmente que los servicios informáticos contratados principalmente con
una empresa vinculada a EDELNOR (Synapsis), están entre los más elevados.
Así de los 107 millones de soles gastados por EDELNOR, en total como
Servicios Prestados por Terceros el año 2008, para la actividad de
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comercialización corresponden 21,5 millones de soles y para administración
36,8 millones de soles. De dichos montos, los gastos por servicios informáticos
ascienden aproximadamente a 8 millones de soles en el caso de la actividad de
comercialización y 8 millones de soles en el caso de la administración. Por lo
tanto, dichos resultados se tomaron en cuenta al momento de estructurar la
empresa modelo.
4.5 ASIGNACION DE ACTIVIDADES Y DEDICACION DEL PERSONAL
Los criterios de Asignación de Costos aplicados para el caso de la asignación
de Supervisión Directa y Costos Indirectos entre las diferentes actividades, son
los señalados en el Manual de Contabilidad de Costos aprobado con R.M. 197-
94-EM/VME, los cuales se detallan en el Formato C-VIII-1.
Asimismo para la asignación de costos entre la empresa total y la empresa
modelo, se aplicó un criterio de asignación uniforme de 0,95, determinado a
partir de los montos de los VNR respectivos informados por EDELNOR.
4.5.1 Ajustes Iniciales
Los Ajuste Iniciales correspondieron al ahorro por la fusión de las
Gerencias de: 1) Organización y Recursos Humanos, 2) Legal y 3)
Regulación y Gestión de Energía, en una sola Gerencia (Asuntos
Corporativos o alguna denominación equivalente). Asimismo no se han
considerado los costos de las Unidades de Negocio Retail;
Constructoras, Financiero y Seguros (consideradas dentro de la
Gerencia Comercial). Así, el monto del ajuste inicial que se deduce en
los Formatos C, S/.3 232 497 corresponde al gasto de personal, tal
como muestra el cuadro 4-30.
Cuadro N° 4-30
Cuenta Destino 1Trim. 2Trim. 3Trim. 4Trim. TOTAL
915.02.02. Unidades de Asesoría y Apoyo 127 944 125 402 129 657 162 226 545 228 915.05.02. Unidades de Apoyo 395 930 405 334 382 662 419 986 593 442 915.06.03. Recursos Financieros 117 501 111 035 112 194 149 186 1 603 911 915.07.03. Recursos Humanos 137 598 134 331 150 203 171 309 489 916
TOTAL 778 973 776 101 774 716 902 707 3 232 497
Ajuste a Gastos de Personal (Cuenta 62)
Nuevos Soles
0068
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Asimismo, la deducción de personal, tiene el impacto en las provisiones
por CTS que se indican en el cuadro 4-31, deducción que asciende a
209 200 Nuevos Soles al año.
Cuadro N° 4-31
Cuenta Destino 1Trim. 2Trim. 3Trim. 4Trim. TOTAL
915.02.02. Unidades de Asesoría y Apoyo 7 665 6 822 6 991 7 102 28 580 915.05.02. Unidades de Apoyo 26 614 26 614 32 314 30 664 31 629 915.06.03. Recursos Financieros 7 156 7 156 8 688 9 785 116 206 915.07.03. Recursos Humanos 8 355 7 512 7 829 7 933 32 785
TOTAL 49 789 48 103 55 823 55 484 209 200
Montos a Ajustar a Provisiones-CTS (Cuenta 68)
Nuevos Soles
4.6 FORMATOS C
Los Formatos “C” preparados por el Supervisor, a partir de la información
contenida en los formatos “C” presentados por el Consultor VAD, y aplicando
los criterios de validación y revisión, descritos en el presente capítulo, constan
en el Anexo 7.
0069
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5. CREACIÓN DE LA EMPRESA MODELO – PROCESO DE
OPTIMIZACIÓN
En el presente capítulo se evaluó las alternativas de sistemas de red de MT y
BT que preliminarmente resultaron técnica y económicamente más
convenientes.
Asimismo, se procedió a evaluar las tecnologías técnico-económicamente
adaptadas de las instalaciones.
5.1 INSTALACIONES DE DISTRIBUCIÓN MT
5.1.1 Sistema de Red MT
Para la red MT se evaluó el uso de:
a) Sistema trifásico con neutro aislado, tal como muestra la lámina 5-1.
Lámina Nº 5-1
LADO AT LADO MT
b) Sistema trifásico con neutro conectado a tierra, tal como muestra la
lámina 5-2.
0070
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Lámina Nº 5-2
LADO AT LADO MT
En caso que el transformador no disponga de neutro conectable a
tierra, se consideró que se puede realizar la conectividad a tierra
mediante el empleo de un transformador tipo Zig-Zag, tal como indica
la lámina 5-3.
Lámina Nº 5-3
LADO AT LADO MT
En este caso, la instalación del neutro de MT a tierra, requiere de la
adquisición de la bobina en conexión Zig-Zag y del reforzamiento de
la malla de tierra para adecuarla a las corrientes de cortocircuito
monofásico a tierra, que retorna por la referida bobina.
Esta instalación permite la actuación selectiva, frente a fallos
monofásicos a tierra de equipamientos sencillos, como:
Fusibles
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Indicadores de paso de corriente de cortocircuito.
Cabe resaltar que la actuación de fusibles evita la salida de todo un
alimentador o gran parte de él, como consecuencia de la falla
monofásica a tierra interna en un transformador o en un ramal.
Por otro lado, la actuación de los indicadores de paso de la corriente
de cortocircuito, reportan información local o eventualmente remota
que permite reducir los tiempos de reposición del servicio.
Por lo tanto, se evaluó también la cantidad de cortes y tiempo
reducibles por el uso de ambos dispositivos.
Fusible en ramal o transformador (Lámina 5-4).
Lámina Nº 5-4
En este caso, las fallas monofásicas en un transformador ó en un
ramal, serían detectables por el fusible si existiera conexión a tierra
del neutro, caso contrario pasaría a ser detectable por la protección
principal con la consecuente pérdida de selectividad. Por lo tanto, se
pueden construir los siguientes cuadros comparativos, en cuanto a la
incidencia en la calidad del servicio.
Cuadro Nº 5-1
Falla Monofásica a Tierra en Transformador
ITEM Sin NEUTRO A TIERRA Con NEUTRO A TIERRA
CANTIDAD DE FALLAS XFT x PMT x NCT XFT x PMT x NCT INCIDENCIA NCLA NCLA / NCT
N. INTERRUPCIONES XFT x PMT x NCT x NCLA XFT x PMT x NCLA SAIFI XFT x PMT x NCT XFT x PMT SAIDI SAIFI x Trep SAIFI x Trep
I F
0072
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Cuadro Nº 5-2
Falla Monofásica a Tierra en Ramal
ITEM SIN NEUTRO CON NEUTRO CANTIDAD DE FALLAS XFL x PML x NR x LR XFL x PML x NR x LR
INCIDENCIA NCLA NCLA / NR SAIFI XFL x PML x NR x LR XFL x PML x LR SAIDI SAIFI x Trep SAIFI x Trep
Donde:
XFL , XFT : Tasa de falla en línea y centro de transformación.
PML, PMT : Porcentaje de fallas monofásicas.
NR, NCT : Número de ramales y de SED por alimentador.
LR : Longitud promedio del ramal
NCLA : Número de clientes por alimentador.
El incremento de SAIFI y SAIDI debido a la falta de selectividad en
un sistema sin neutro, resulta:
Incremento SAIFI = XFT x PMT (NCT – 1) + XFL x PML (NR – 1) LR
Incremento SAIDI = Incremento SAIFI x Trep
Asumiendo conservadoramente:
XFT = 0,05 F/u año; XFL = 0,25/km año
PMT y PML = 0,7
NCT = 20 NR = 5 LR = 1 km.
Trep = 2 hs.
El incremento del SAIDI por alimentador resultó de:
Incremento SAIDI = 2,7 hs/año
Este adicional de 2,7 hs de SAIDI por alimentación, implicaba el
siguiente costo de ENS capitalizada, para el sistema de EDELNOR.
0073
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CENS = NAL x PAL x FC x Incremento SAIDI x 0,35
US$/kWh x Kin
= 314 x 2,8 x 103 x 0,6 x 2,7 x 0,35 US$/kWh x 7,8 US$/año
= 3 888 miles de US$.
Valor suficiente para justificar la instalación de la Impedancia de la
bobina Zig-Zag de tierra en las SET AT/MT, lado MT y el
acondicionamiento de los sistemas de tierra.
Adicionalmente a la selectividad de los fusibles, se obtienen otras
ventajas adicionales, como:
Posibilidad de empleo de indicadores de cortocircuito para
reducir los tiempos de reposición del servicio.
Posibilidad de empleo de relevadores de detección de falla de
tipo maximal, más sencillos y económicos.
Adicionalmente, cabe destacar que en el caso del sistema de neutro
aislado, para asegurar la detección y despeje seguro de las fallas,
evitando accidentes, se necesita emplear relevadores direccionales
de detección de corrientes capacitivas, los que si bien están
disponibles en el mercado, tornan las actividades de operación del
sistema, más complejas y de mayor costo.
Cabe agregar que en el estudio del Supervisor VAD se ha previsto
relevadores multifunción capaces de detectar fallas a tierra resistivas
en los equipos de salida de Subestación AT/MT y los Recloser de la
red MT.
5.1.2 Red Subterránea MT
Respecto de las redes subterráneas MT, se analizó el material del
conductor, tipo de aislación y pantalla.
0074
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Tanto la aislación como la pantalla, no ofrecen dudas respecto de lo que
es práctica habitual en el mercado eléctrico de las distribuidoras a nivel
internacional.
Así, se consideró como aislación más conveniente el XLPE (polietileno
reticulado), con pantalla de alambre de cobre con una sección suficiente
que soporte la corriente de cortocircuito.
En cuanto al material de conductor se evaluó la conveniencia de utilizar
Cobre (CU) o Aluminio (AL). Para definir esta opción se calculó la opción
más económica considerando los siguientes costos.
Costo del cable (CC).
Costo de pérdidas técnicas capitalizadas (CPK).
Para el cálculo se utilizó la siguiente expresión.
CT = CC + CPK
El costo de pérdidas capitalizadas se calculó como:
CPK = 3 x R x I2 x Teq x Kin x Cue
R = Resistencia del conductor
I = Corriente (se utilizó como variable)
Teq = Tiempo equivalente de pérdidas
Kin = Coeficiente de capitalización con I = 12% y n = 25 años
Cue = Costo unitario de la energía
El tiempo equivalente de pérdidas se calculó con la expresión:
Teq = 0,3 x Fc + 0,7 x Fc2
Para efectuar el cálculo se consideraron los siguientes datos.
0075
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Fc = 0,65
Teq = 0,49
Cue = 0,05 US$/kWh
Kin = 7,8
Se tomaron tres secciones de CU y su equivalente en capacidad de
aluminio, tal como muestran los cuadros 5-3 y 5-4.
Cuadro Nº 5-3
CU R Ω/km A max C unit (US$/km)
1x185 0,126 530 22 400 1x95 0,246 370 17 400 1x35 0,668 205 9 800
Cuadro Nº 5-4
AL R Ω/km I(A) C unit (US$/km)
1x300 0,128 580 15 627,5 1x150 0,264 380 13 867,5 1x50 0,794 200 8 427,5
Con los valores referidos anteriormente, se construyeron las curvas de
costo total en función de la corriente, tal como muestra la lámina 5-5.
Lámina Nº 5-5
Costo Total de Conductores en función de la corriente
(Red Subterránea MT)
0
20000
40000
60000
80000
100000
120000
140000
160000
180000
0 50 100 150 200 250 300I(A)
CT
(U
S$
/km
)
CU 3x185 CU 3x95 CU 3x35 AL 3x300 AL 3x150 AL 3x50
0076
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CT = C unit + R x I (en kA) x I (en A) x 0.49 x 8760 hs x 0.05 US$/kWh x 7.8
Conclusión:
Considerando el rango de uso, resulta más conveniente en las
secciones más elevadas del conductor el uso del Aluminio (AL) y en las
más bajas el Cobre (CU) o el Aluminio (AL), dada la baja incidencia del
metal en el costo en dichas secciones.
5.1.3 Redes Aéreas de MT
En las redes aéreas de MT se evaluaron las siguientes alternativas.
Tipo de poste.
Tipo de Aislador.
Tipo de Conductor.
a) Tipo de poste
Se consideró que en zona urbana no es conveniente el empleo de
postes de madera, razón por la cual se evaluó el uso de concreto
armado y acero como material del poste.
Al respecto se consideró en la comparación, el costo unitario, la
vida útil y el costo de mantenimiento, según se indica en el cuadro
5-5.
Cuadro Nº 5-5
Tipo de material Vida útil (años) C unit (US$) Costo de mantenimiento Hormigón > 40 210 -
Acero < 40 350 10 US$/año
Por los datos anteriormente mostrados resulta evidente la
conveniencia de utilizar concreto armado (CAC) en los postes.
b) Tipo de aisladores
Para evaluar el tipo de aisladores se consideró dos escenarios, sin
contaminación salina y con contaminación salina. El cálculo de la
0077
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opción más conveniente se realizó considerando el costo de
aisladores y el costo de ENS por mayor tasa de falla.
El costo de ENS se calculó con la siguiente expresión.
CENS = TF x PI x TI x C unitENS x Kin
Donde:
TF = Tasa de Falla
PI = Potencia interrumpida (1 MW)
TI = Tiempo de interrupción (2 hs)
C unitENS = 0,35 US$/kWh
Kin = Coeficiente de capitalización: 7,8
i = 12% y
n = 25 años.
Se consideraron los costos y tasas de averías indicados en el
cuadro 5-6.
Cuadro Nº 5-6
Tipo de Aislador Costo unitario US$/100 unid.
Tasa Avería Costo falla c/contam. s/contam. c/cont. s/cont.
Porcelana 1 600 2 1 10 920 5 470 Polimérico 2 500 1 0,8 5 470 4 370 Diferencia 900 5 470 1 100
Por las diferencias de costos entre tipos de aisladores, resaltó la
conveniencia de utilizar aisladores tipo poliméricos para todas las
zonas, debido a la menor tasa de falla, a lo que se agrega también
una mejor respuesta ante el vandalismo.
c) Tipo de Conductor
Para las zonas sin contaminación salina resultó mejor la opción de
conductor de aluminio en alguna de sus variantes, aleación de
aluminio o aluminio-acero.
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Para las zonas con contaminación salina se evaluaron tres
opciones:
Conductor desnudo de cobre.
Conductor de aluminio protegido.
Cable preensamblado con conductor de aluminio.
Para el cálculo se consideró una sección equivalente para una
corriente nominal de 300 A, obteniendo los resultados indicados en
el cuadro 5-7.
Cuadro Nº 5-7 Características CU AL proteg. AL Preensamblado
Sección 3x70 3x120 3x185 C unit US$/km 5 000 6 250 13 500
R 0,341 0,36 0,24 TF 0,25 0,10 0,10
CENSk 1 365 546 546 C unit + CENSk 6 365 6 796 14 046
El costo de ENS se obtuvo aplicando la siguiente expresión:
CENS = TF x PI x TI x C unitENS x Kin
Cuyos términos ya fueron explicados en la selección del tipo de
aisladores.
El costo de las pérdidas capitalizadas no corresponde calcularlo,
debido a que en cualquier de las cuatro opciones resulta factible
elegir la sección que arroje como resultado el menor nivel de
pérdidas técnicas.
Del análisis realizado (mostrado en el cuadro 5-7), se concluyó que
la solución más adecuada era el conductor desnudo de cobre.
5.2 INSTALACIONES DE DISTRIBUCIÓN BT
5.2.1 Sistema de Red de BT
Las alternativas de sistemas de red de BT para distribución urbana
evaluadas fueron:
0079
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a) Sistema de 3x220 V
b) Sistema de 3x380/220 V, con neutro corrido multiaterrado
La representación esquemática de ambos sistemas se indica en las
siguientes láminas:
a) Sistema de 3 x 220 V (según lámina 5-6)
Lámina Nº 5-6
b) Sistema de 3 x 380/220 V (según lámina 5-7)
Lámina Nº 5-7
Para la selección de la mejor opción se analizaron aspectos:
Técnico-Económicos y de Seguridad.
5.2.1.1 Aspectos Técnico - Económicos
El sistema de 3x380/220V requiere de un neutro conductor, razón por
la cual su costo por kilómetro a igualdad de sección resulta algo
mayor, dependiendo que se trate de línea o cable, este incremento
puede ser 10% ó 15%.
El sistema requiere adicionalmente la instalación de tomas de tierra
para el neutro a lo largo de su recorrido, siendo dicho costo, del
orden del 15%.
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Como contrapartida, el mayor nivel de tensión hace que:
- A igualdad de sección, la capacidad de transporte se vea
incrementada.
- A igualdad de potencia transportada, el nivel de pérdidas se
reduzca considerablemente.
Así, la capacidad de transporte de una línea o cable es igual a:
tg.XRU.VCT AD
2n
Siendo:
Vn : Tensión nominal de línea.
ΔUAD : Caída de tensión admisible.
R, X : Resistencia y Reactancia de la línea.
Tg φ : Tangente del ángulo de potencia
Por lo que a igualdad de sección y tipo de línea, la red de 3x380V
tiene 3 veces más capacidad de transporte que la red de 3x220V.
3220
3802
2
220
380 CT
CT
Asimismo las pérdidas de energía son:
PE = 3 x I2 x R x Teq
A igualdad de sección (resistencia) y con la misma curva de carga y
tiempo equivalente, para una misma potencia.
3
1380220
TefTeqx
3.Pot.380.33.220.Pot.3
PEPE
2
2
22
22
220
380
Como resultado del análisis, por reducción de sección y reducción de
pérdidas, el sistema de 3x380/220V resultó mucho más económico.
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5.2.1.2 Seguridad
El sistema de 3x380/220V con neutro multiaterrado, presenta la
ventaja que todos los contactos a tierra encuentran un medio de
conducción de la corriente de cortocircuito a través del neutro, con la
consiguiente seguridad para detectar la falla por parte de las
protecciones. Lo indicado puede observarse en la lámina 5-8.
Lámina Nº 5-8
Sistema 3x380/220V multiaterrado
En el caso del sistema de 3x220V en delta, los contactos a tierra solo
encuentran forma de cerrar su circuito a través de la capacidad de
las líneas a tierra, estableciendo corrientes en cortocircuito
capacitivas de valores muy bajos, que resultan indetectables para las
protecciones convencionales; y que por lo tanto hacen que los
elementos conductores y masas continúen en tensión en caso de
falla, con los consiguientes riesgos para el público. Ello puede
observarse en la lámina 5-9.
Lámina Nº 5-9
Sistema 3x220V en delta, aislado
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Lo señalado anteriormente en cuanto a corrientes de falla muy bajas
e indetectables, ha sido causal de muchos accidentes graves
particularmente en zonas húmedas.
Por otro lado, en el caso del sistema 3x380/220V, si la continuidad
del neutro y su conectividad a tierra se pierde, la situación se torna
muy peligrosa, pues se transforma en un sistema de neutro aislado
con una tensión mayor. Esto se puede visualizar en la lámina 5-10:
Lámina Nº 5-10
Sistema de 3x380/220V con neutro cortado y tierra perdida
Por lo tanto, para lograr seguridad del sistema se requiere:
Utilizar cables aéreos preensamblados, de forma tal que ante
una contingencia, todos se corten juntos, tanto las fases como
el neutro (Las líneas convencionales suelen tener problemas
con el corte del neutro sin el corte de las fases).
Reforzar al neutro utilizando conductores de mayor resistencia
mecánica, como puede ser aleación de aluminio o aluminio
con alma de acero.
Utilizar para la conexión a tierra conductores y jabalinas que
no sean hurtables. Para ello es conveniente el uso de barras o
conductores de acero recubiertos de aluminio o cobre
(alumoweld o copperweld).
La experiencia internacional (v.gr. Argentina) con cables aéreos
preensamblados y conexiones de tierra con conductores y jabalinas
con alma de acero ha resultado muy buena.
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En los cálculos económicos debe tenerse en cuenta además de las
consideraciones económicas realizadas sobre un Mercado Base, que
en el caso de EDELNOR existe una gran cantidad de suministros
trifásicos (aproximadamente 90.000), para los cuales debería
contemplarse la instalación de transformadores reductores cuyo
costo reduce significativamente la conveniencia del cambio. Por lo
tanto, se considera la alternativa de mantener el sistema 3x220 V.
5.2.2 Red Subterránea BT
Respecto de las redes subterráneas de BT, se analizó también, el
material del conductor, tipo de aislamiento y tipo de construcción.
Tanto el aislamiento como la construcción, no ofrecen dudas respecto a
lo que es práctica habitual en el mercado eléctrico de las distribuidoras a
nivel internacional.
Así, se consideró como aislamiento más conveniente del conductor el
XLPE; y como tipo de construcción el conductor tipo unipolar
prerreunido.
En cuanto al material del conductor se evaluó la conveniencia de utilizar
cobre (CU) o aluminio (AL). Para definir esta opción se calculó la opción
más económica considerando los siguientes costos.
- Costo del cable (CC).
- Costo de pérdidas técnicas capitalizadas (CPK).
Para el cálculo se utilizó la siguiente expresión.
CT = CC + CPK
El costo de pérdidas capitalizadas se calculó como:
CPK = 3 x R x I2 x Teq x Kin x Cue Donde:
R = Resistencia del conductor,
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I = Corriente (se utilizó como variable)
Teq = Tiempo equivalente de pérdidas
Kin = Coeficiente de capitalización con I = 12% y n = 25
años
Cue = Costo unitario de la energía
El tiempo equivalente de pérdidas se calculó con la siguiente expresión:
Teq = 0,3 x FC + 0,7 x FC2
Para efectuar el cálculo se consideró los siguientes datos.
Fc = 0,5
Teq = 0,325
Cue = 0,05 US$/kWh
Kin = 7,8%
Por otro lado, para el análisis se consideraron tres secciones de CU y su
equivalente en capacidad de aluminio, tal como muestran los cuadros 5-
8 y 5-9.
Cuadro Nº 5-8
CU R Ω/km A max C unit (US$/km)
1x240 0,096 480 21 300 1x120 0,195 310 16 000 1x35 0,668 140 6 000
Cuadro Nº 5-9
AL R Ω/km I(A) C unit (US$/km)
1x300 0,128 580 13 500 1x150 0,264 280 11 400 1x50 0,567 200 4 700
Con los valores referidos anteriormente, se construyeron las curvas del
costo total en función de la corriente, tal como muestra la lámina 5-11.
0085
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Lámina Nº 5-11
Costo Total de Conductores en función de la corriente
(Red Subterránea BT)
0
20000
40000
60000
80000
100000
120000
140000
160000
0 50 100 150 200 250 300
I(A)
CT
(U
S$
/km
)
CU 3x185 CU 3x95 CU 3x35 AL 3x300 AL 3x150 AL 3x50
CT = C unit + 3 x R x I (en kA) x I (en A) x 0,49 x 8 760 hs x 0,05 US$/kWh x 7,8
Conclusión:
Considerando el rango de uso, resulta más conveniente en las
secciones más elevadas del conductor el uso de Aluminio (AL) y en las
más bajas el Cobre (CU) o el Aluminio (Al), dado el menor impacto del
costo del metal en dichas secciones.
5.2.3 Redes Aéreas de BT
En las redes aéreas de BT se evaluaron los siguientes aspectos:
Tipo de poste.
Tipo de Conductor.
a) Tipo de poste
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Se consideró que en zona urbana no es conveniente el empleo de
postes de madera, razón por la cual se evaluó el uso del concreto
armado y el acero, como material de los postes.
Al respecto se consideró en la comparación, el costo unitario, la vida
útil y el costo de mantenimiento, tal como muestra el cuadro 5-10.
Cuadro Nº 5-10
Tipo de material Vida útil (años) C unit (US$) Costo de
mantenimiento
Concreto armado > 40 110 - Acero < 40 250 10 US$/año
Por los datos mostrados en el cuadro anterior, resultó evidente la
conveniencia de usar postes de concreto armado.
b) Tipo de Conductor
Se evaluaron tres opciones.
Conductor desnudo de cobre protegido.
Conductor de aluminio protegido.
Conductor de aluminio preensamblado.
Para el cálculo se consideró una sección equivalente de los
conductores, que soportase una corriente nominal de 300 A, tal como
muestra el cuadro 5-11.
Cuadro Nº 5-11
Características Cobre Aluminio AL Preensamblado
Sección 3x70 3x120 3x120 C unit US$/km 9 900 5 300 3 800
R 0,341 0,36 0,36 TF 0,25 0,50 0,10
CENSk 273 546 109 C unit + CENSk 10 173 5 846 3 909
El costo de ENS se obtuvo aplicando la siguiente expresión:
CENS = TF x PI x TI x C unitENS x Kin
0087
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Cuyos términos ya fueron explicados, en los análisis efectuados
anteriormente.
El costo de las pérdidas capitalizadas no corresponde calcularlo,
debido a que para cualquiera de las tres opciones seleccionadas,
resulta factible elegir la sección cuyo resultado arroje el menor nivel
de pérdidas técnicas.
Del análisis realizado se concluyó que la solución más adecuada
resulta la aplicación del cable autoportante como conductor.
c) Equipamiento de maniobra y protección MT
En lo que respecta al equipamiento de maniobra y protección MT se
analizó:
Equipamiento para interior.
Equipamiento para intemperie.
c.1) Equipamiento para interior
El equipamiento para maniobra y protección de interior comprende
los siguientes equipos:
Seccionadores bajo carga con o sin fusibles.
Interruptores.
En lo que respecta a los seccionadores bajo carga, existen dos
alternativas posibles:
Seccionadores bajo carga en aire.
Seccionadores bajo carga en SF6.
En la actualidad las empresas están optando por la opción de
seccionamiento bajo carga en SF6 debido a:
Capacidad de ruptura.
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Seguridad de maniobra.
Mínima afectación medio ambiental.
Los mayores costos unitarios de éstos equipos se ven compensados
por la reducción del espacio o recintos requeridos para su
instalación.
En lo que respecta a interruptores para uso interior, la selección se
efectuó por el principio de interrupción utilizado, considerando como
opciones.
Interruptores en pequeño volumen de aceite
Interruptores en vacío
Interruptores en SF6
En la práctica internacional vigente, son aceptados los interruptores
con principio de interrupción en vacío y SF6.
Los fusibles del tipo interior asociados mayormente con redes
subterráneas y por lo tanto con mayores corrientes de cortocircuito,
se eligen del tipo limitador, justamente para limitar el establecimiento
de la corriente de cortocircuito.
c.2) Equipamiento de intemperie
Para su utilización en intemperie se seleccionó la tecnología de:
Reconectadores
Seccionalizadores o seccionadores con carga
Seccionadores fusibles
Los reconectadores para facilitar las operaciones de múltiple recierre
sin afectación, ni limitación en las condiciones de operación deben
seleccionarse con corte en vacío.
0089
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En cuanto a seccionalizadores y seccionadores bajo carga, la opción
más recomendable fue con corte en vacío y aislamiento encapsulado
en seco.
Los seccionadores fusibles por razones operativas de visualización
de la actuación, y de costo de reposición del hilo fusible, se
recomienda que sean del tipo Cut-Out, con corte por expulsión del
arco.
5.2.4 Transformadores MT/ BT
Para la selección de los transformadores de potencia MT/BT, se
analizaron las opciones posibles para:
Material del conductor.
Aislamiento.
Nivel de pérdidas.
En general tratándose de redes urbanas de distinta densidad, no
siempre con una importante concentración de clientes y la necesidad de
suministros trifásicos, los transformadores deben ser de tipo trifásico.
En lo que respecta al material conductor, debido a las constantes
variaciones del precio del cobre (CU), que suele tener precios unitarios
por kilogramo que superan más de 4 veces al costo del aluminio (AL),
debe seleccionarse este último material como el más conveniente.
El tipo de aislamiento puede ser, aceite mineral, fluido de siliconas y
seco. La práctica internacional selecciona por razones de costo y
confiabilidad al aceite mineral como el aislante más conveniente. Su uso
no implica ningún riesgo para su aplicación en instalaciones a la
intemperie. En el caso de instalaciones de tipo interno en edificios,
también resulta apto, si se toman los recaudos necesarios para que un
eventual fuego no se propague al interior del inmueble.
Estos recaudos deben ser:
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Paredes y puertas del recinto antifuego.
Ventilación con salida al exterior.
Fácil accesibilidad de bomberos.
El nivel de pérdidas de los transformadores fue otro factor decisivo en la
selección del mismo, ante el incremento de los costos de la energía, por
la necesidad de ir abandonando el empleo de combustibles fósiles
contaminantes del medio ambiente.
La práctica de las empresas de distribución es la de limitar las pérdidas
en el hierro y en el cobre, a valores compatibles con el costo de la
energía y la economía obtenible. Estos valores son aproximadamente:
Porcentaje de pérdidas en el hierro: 0,24% Pn
Porcentaje de pérdidas en el cobre: 1,2% Pn
Guardando la relación de 5 a 1 entre las pérdidas del CU y las del hierro
en el transformador.
0091
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5.2.5 Alumbrado público
De conformidad con la regulación actual, que exige su medición
independiente, la alimentación a los artefactos de alumbrado público
debe efectuarse desde un circuito exclusivo.
Esto permite emplear un tablero de alimentación y control para estos
circuitos en su origen (la SED), incluyendo medidor de energía,
fotocélula e interruptores termo magnéticos.
Se evalúan a continuación las tecnologías actualmente apropiadas para
estas instalaciones.
a) Soportes
Se adoptó como más conveniente el empleo de la misma tecnología
empleada para soportes de BT, que son los postes de concreto
armado. Cuando la red BT desarrollada sea aérea, se dispondrá el
artefacto de iluminación y su pastoral sobre los mismos postes de
red.
b) Conductores
Tanto en red aérea como subterránea BT, se emplean según el
sistema de alimentación:
3 conductores adicionales.
2 conductores adicionales.
c) Tipo de lámparas
Para definir la tecnología óptima de lámparas para alumbrado público
se compararon, para flujos útiles similares, los costos operativos de
las dos tecnologías alternativas de lámparas vigentes actualmente:
vapor de sodio alta presión y vapor de mercurio.
Los conceptos incluidos en el análisis fueron:
0092
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El costo de adquisición inicial de artefacto completo y lámpara.
El flujo luminoso producido.
La vida útil de las lámparas.
El costo de energía consumida anual.
Los datos empleados se detallan en el cuadro 5-12:
Cuadro Nº 5-12
DATOS POR TIPO DE LAMPARA
Tipo de làmpara Vapor de Hg Vapor de Na
Potencia (W) 125 250 70 150
Consumo total (W) 137 266 82 170
Flujo luminoso [Lm] 6 300 13 500 5 800 14 000
Vida ùtil estimada lampara (horas) 10 000 10 000 16 000 16 000
Vida ùtil estimada equipo (años) 10 10 10 10
Costo inicial de làmpara (U$S) 3,5 5,4 8,6 15,1
Costo inicial de equipo (U$S) 40,0 60,0 46,0 68,0
DATOS BASICOS
Tasa de interés 10%Costo de energía 0,115 U$S/kWhTiempo de conexiòn anual 4 380 hs/año
Con los datos anteriores, se obtuvo el costo anualizado total por
lámpara. A efectos de comparar las tecnologías, se calculó el costo
total anualizado por unidad de flujo luminoso, tal como se observa en
el cuadro 5-13.
Cuadro Nº 5-13
CALCULO DE COSTOS TOTALES ANUALIZADOS
Tipo de lámpara Vapor de Hg Vapor de Na
Potencia (W) 125 250 70 150
Costo anualizado lámpara 1,8 1,2 4,0 6,9
Costo anualizado artefacto 6,5 9,8 7,5 11,1
Costo anual de energía (U$S) 69 134 41 86
Costo anualizado total (U$S) 202 395 123 254
Costo anualizado/1000 Lm 32,1 29,3 21,2 18,1
De los resultados anteriores, se observa que el costo total por unidad
de flujo luminoso de las lámparas de vapor de sodio, resulta
0093
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Página 93
aproximadamente un 33% menor que las lámparas de vapor de
mercurio, por lo tanto se seleccionó dicho tipo de lámpara.
5.3 BALANCE DE POTENCIA Y ENERGÍA
Se determinó la demanda de potencia en Media Tensión y Baja Tensión a partir
del Balance de Potencia y Energía considerando las compras eficientes,
pérdidas estándar y ventas eficientes.
El balance de potencia y energía para la red adaptada se efectuó teniendo en
cuenta los siguientes elementos:
Los valores de pérdidas técnicas determinados en los estudios de red
adaptada y de pérdidas, en acometida y medición.
Las ventas de energía por cada segmento tarifario y cada nivel de tensión.
Las características de la curva de demanda de la empresa.
Los resultados obtenidos para los balances correspondientes a la Empresa
Actual y a la Empresa Modelo se presentan en los cuadros 5-14 y 5-15 a
continuación.
0094
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Cuadro Nº 5-14
ENERGIA
[MWh]
Fcarga
[%]
Fcoinc.
[%]
POTENCIA
[kW]
5 363 948 870 274
PÉRDIDAS MT 70 268 13 975
RESUMEN FACTURADA 2 198 608 246 795
MT1 996 472 0,898 0,784 99 040
MT2 80 802 0,600 0,480 7 359
MT3FP 183 174 0,615 0,586 19 870
MT3P 641 568 0,839 0,936 81 482
MT4FP 52 666 0,668 0,629 5 646
MT4P 243 926 0,819 0,985 33 398
3 095 072 609 503
PÉRDIDAS TÉCNICAS BT 190 347 54 016
PÉRDIDAS COMERCIALES 118 178 24 541
RESUMEN FACTURADA 2 786 547 530 946
BT2 17 647 0,610 0,646 2 128
BT3FP 65 991 0,560 0,580 7 781
BT3P 76 812 0,764 0,982 11 240
BT5C 170 509 0,500 1,000 38 823
BT4FP 65 764 0,569 0,623 8 197
BT4P 94 071 0,723 0,982 14 546
BT5B 2 286 443 0,582 1,000 447 299
BT5A 9 310 0,570 0,502 933
INGRESO RED DE BT
RED ACTUAL (2008)
BALANCE DE POTENCIA Y ENERGíA
INGRESO RED DE MT
0095
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Cuadro Nº 5-15
ENERGIA
[MWh]
Fcarga
[%]
Fcoinc.
[%]
POTENCIA
[kW]
INGRESO RED DE MT 5 276 806 834 214
PÉRDIDAS MT 65 636 12 592
RESUMEN FACTURADA 2 198 608 246 795
MT1 996 472 0,898 0,784 99 040
MT2 80 802 0,600 0,480 7 359
MT3FP 183 174 0,615 0,586 19 870
MT3P 641 568 0,839 0,936 81 482
MT4FP 52 666 0,668 0,629 5 646
MT4P 243 926 0,819 0,985 33 398
3 012 562 574 827
PÉRDIDAS TÉCNICAS BT 183 727 38 209
P. COMERCIALES RECONOCIDAS 85 858 16 383
RESUMEN FACTURADA 2 742 977 520 236
BT2 17 647 0,610 0,646 2 128
BT3FP 65 991 0,560 0,580 7 781
BT3P 76 812 0,764 0,982 11 240
BT5C 103 999 0,500 1,000 23 679
BT4FP 65 764 0,569 0,623 8 197
BT4P 94 071 0,723 0,982 14 546
BT5B 2 309 382 0,582 1,000 451 732
BT5A 9 311 0,570 0,502 934
BALANCE DE POTENCIA Y ENERGíA
RED ADAPTADA (2008)
INGRESO RED DE BT
0096
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5.4 COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DISTRIBUCIÓN
5.4.1 Costos Directos
5.4.1.1 Costo de Mano de Obra, Transporte y Equipo
Se consideró que las actividades se ejecutan mediante la modalidad
de contratación de servicios.
Se evaluaron previamente las tareas típicas de explotación para cada
instalación, determinando su costo a partir de:
Los costos de la Hora-Hombre publicados por CAPECO.
La composición de la cuadrilla necesaria para ejecutarla.
El equipamiento de transporte y elevación de cargas, de
medición o especial necesarios.
El tiempo estimado de la tarea, incluyendo si corresponde el
de traslado.
Los datos empleados se indican en los cuadros 5-16 al 5-19 que
continúan.
Cuadro Nº 5-16
Costos de Mano de Obra y Herramientas
Recurso Unidad Costo (US$)Mano de obraCapataz h-h 6,03Oficial (Ayudante operario) h-h 4,89Operario h-h 5,48Peón h-h 4,43
Cuadro Nº 5-17
Costo horario de transporte y equipo
Recurso Unidad Costo (US$)
Camioneta h - M 9,14Camión 4 Tn. h - M 12,60Camión 10 Tn. h - M 16,56Grúa chica 2,5 Tn h - M 17,34Grúa grande 9,5 Tn h - M 29,24
0097
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Cuadro Nº 5-18
Equipo US$/h
LOCALIZACIÓN DE FALLAS 2,29TERMOGRAFÍA (*) 12,79REGISTRADOR (**) 0,99
EQUIPO PRUEBA ACEITE 1,03EQUIPO LAVADO AISLADORES 1,21
LOCALIZACIÓN DE DESCARGAS 6,92(*) Incluye procesamiento y entrega de imágenes.(**) Incluye procesamiento y entrega de registros.
EQUIPOS DE PRUEBA Y ESPECIALESCOSTO DE VEHÍCULOS Y EQUIPOS
Cuadro Nº 5-19
% Contratista % 25,00%Costo de stock % 6,81%
Porcentajes a aplicar sobre los costos directos
Con los datos anteriores y las composiciones de personal y
equipamiento necesarios para las distintas tareas identificadas, se
determinaron luego los costos por hora de cuadrilla, según el cuadro
5-20.
Cuadro Nº 5-20
COMPOSICION DE CUADRILLAS Y COSTO POR HORA
Mano de Obra TOTAL
US$/h Vehículo Chofer Vehículo Chofer US$/h
A 1 OFICIAL 5,68 AUTO / UTILIT 8,36 14,04
B 1 OFICIAL + 1 AYUDANTE 10,89 UTILITARIO 8,36 19,25
C 1 OFICIAL + 1 AYUDANTE 10,89 CAMIONETA 12,68 23,58
D 1 OFICIAL + 1 1/2 OFICIAL 10,89 CAMIONETA 12,68 23,58
F 1 OFICIAL + 1 1/2 OFICIAL + 1 AYUDANTE 16,10 CAMIONETA 12,68 28,78
H 1 OFICIAL + 1 1/2 OFICIAL + 2 AYUDANTES 21,31 CAMION 1 23,18 5,21 49,70
I 2 OFICIAL + 1 1/2 OFICIAL + 2 AYUDANTES 26,99 CAMIONETA 12,68 39,68
J 2 OFICIAL + 1 1/2 OFICIAL + 2 AYUDANTES 26,99 CAMION 1 23,18 5,21 55,38
M 1 OFICIAL ESPECIALISTA + 1 OFICIAL + 1 AYUD 16,65 CAMIONETA 12,68 29,33
N 1 OF ESPECIALISTA + 1 OF + 1 1/2 OF + 1 AYUD 21,85 CAMION 1 23,18 5,21 50,25
P 1 OFICIAL ESPECIALISTA + 1 1/2 OFICIAL 10,96 CAMIONETA 12,68 23,65
Cuadrilla Descripción de cuadrillaTransporte Costo Transporte $/h
Posteriormente para cada tarea típica comprendida en las
actividades descritas en la sección B que continúa, se determinó el
costo, asignando previamente el tipo de cuadrilla, el tiempo de
ejecución, y el tipo y tiempo de aplicación de equipamiento de
transporte, ensayo o trabajo especiales.
0098
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5.4.1.2 Costo de Materiales
Se asignó a cada tarea típica de explotación el listado de materiales
correspondientes, y su costo extraído de la lista de precios
actualizada empleada para la determinación del VNR.
A. Actividades consideradas
Se incluyeron las actividades de:
Operación de la red para efectuar la reparación de averías y
restitución del servicio.
Reparación de las averías.
Revisión y mediciones periódicas de instalaciones.
Acciones de adecuación periódicas, o como resultado del
estado de la instalación observado en revisión.
B. Operación de la red
Se consideraron los costos asociados a:
La localización de las fallas, según el tipo de instalación.
Las maniobras de restitución parcial del servicio y de
establecimiento de zona de trabajo para realizar la reparación.
Las maniobras de restitución total del servicio y restitución de
la red al estado original.
Los costos contemplados son los costos directos del personal que
realiza las actividades en campo. Los costos asociados a la guardia
permanente, centro de control de la red y centro de recepción de
reclamos, se contemplan adicionalmente en los costos de estructura
requeridos para la operación del sistema.
C. Reparación de las averías
El costo de reparación de averías se determinó considerando las
tasas de falla típicas para instalaciones construidas con tecnologías
0099
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técnico-económicamente adaptadas y prácticas de mantenimiento
apropiadas, según el cuadro 5-21.
Cuadro Nº 5-21
Lineas aéreas de MT desnuda poste Hormigón, sin contaminación 100 km 30Lineas aéreas de MT desnuda poste Hormigón, con contaminación 100 km 30Lineas aéreas de MT autoportante poste Hormigón 100 km 15Cable subterráneo de MT 100 km 10Subestación MT/BT tipo cámara a nivel 100 u 8Plataforma biposte MT/BT desde 100 kVA 100 u 10Plataforma monoposte MT/BT hasta 63 kVA 100 u 10Línea aérea de BT (con control y conductor AP) 100 km 30Cable Subterráneo de BT (con control y conductor AP) 100 km 20Luminaria de alumbrado público 100 u 25
Tasa de fallasInstalación Cantidad Unidad
Para cada tipo de instalación se evaluaron los modos de falla típicos
y la tarea de reparación correspondiente, y se asignó para cada una,
un porcentaje de la tasa de fallas, a efectos de estimar la cantidad
prevista por año y unidad de instalación.
D. Revisión y mediciones periódicas de instalaciones
La cantidad de tareas de revisión a ejecutar anualmente en cada tipo
de instalación, se determinó a partir de las frecuencias típicas
indicadas en el cuadro 5-22.
00100
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Cuadro Nº 5-22
Instalación Tipo de revisión Periodicidad
Líneas aéreas de MT desnuda y autoportantes poste Hormigón Revisión ocular Bianual
Termografía, medición puestas a tierra, perfilado 2 años
Cables subterráneos Revisión terminales y conexiones Con las subestaciones MT/BT
Tensión corriente incremental, descargas parciales 10 años
Plataformas MT/BT Revisión ocular y medición puntual de cargas Bianual
Medición y registro de cargas Anual
Medición puestas a tierra Anual
Termografía, aceite transformador 2 Años
Subestaciones MT/BT tipo camara convencional
Revisión ocular y medición puntual de cargas Bianual
Medición y registro de cargas Anual
Medición puestas a tierra Anual
Revisión integral fuera de servicio Anual
Termografía, aceite transformador 2 Años
Cables subterráneos de BT Revisión de cajas 2 Años
Medición de corrientes y tensiones en gabinetes 2 Años
Línea aérea de BT Revisión ocular básica Trianual
Revisión Anomalías SBT Anual
Medición de corrientes y tensiones Binual
Alumbrado público Revisión de luminarias Semestral
Los costos anuales correspondientes se determinaron aplicando las
cantidades de tareas necesarias por año y unidad de instalación a los
precios unitarios de tareas obtenidos anteriormente.
E. Acciones de adecuación
Se consideraron al respecto:
a) Acciones de adecuación cuya ejecución depende del estado
observado del elemento perteneciente a la instalación, para
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los que se estimó una cantidad de acciones anuales por
unidad de instalación según la naturaleza del mismo.
b) Acciones de adecuación de ejecución periódica, donde la
cantidad de acciones anuales por unidad de instalación surge
de la periodicidad de las siguientes actividades:
Lavado de aisladores de líneas aéreas en zona con alto
nivel de polución.
Limpieza periódica de artefactos de alumbrado público.
5.4.1.3 Costos de la mediciones requeridas por el OSINERGMIN
Para el control de las condiciones de calidad de la prestación del
servicio relacionadas con la tensión, se evaluó que se requieren unas
8 000 mediciones anuales, con un costo promedio de US$ 40 por
medición. El costo anual total resultante es de US$ 320 000.
5.4.1.4 Resumen de Costos Unitarios
En el cuadro 5-23 se resumen los costos unitarios de Operación y
Mantenimiento, el detalle de la determinación de dichos costos se
exhibe en el Anexo 2.
00102
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Cuadro Nº 5-23
Resumen de Costos Unitarios de Operación y Mantenimiento Directos
MaterialesServicios de
Terceros
Costo
unitario
anual
US$/unid US$/unid US$/unid
Red MT
Lineas aéreas de MT desnuda poste Hormigón, sin contaminación km 500 93 539 632
Lineas aéreas de MT desnuda poste Hormigón, con contaminación km 398 90 877 968
Lineas aéreas de MT autoportante poste Hormigón km 196 142 658 800
Cable subterráneo de MT km 1 402 36 537 572
Celdas MT u 2 994 18 240 259
Seccionalizador u 106 21 279 300
Red BT
Subestación MT/BT tipo cámara convencional u 2 476 221 672 892
Plataforma biposte MT/BT desde 100 kVA u 2 413 211 287 498
Plataforma monoposte MT/BT hasta 75 kVA u 240 74 250 324
Línea aérea de BT (con control y conductor AP) km 4 929 93 327 420
Cable Subterráneo de BT (con control y conductor AP) km 2 653 253 218 471
Mediciones Control de Calidad u 8 000 40 40
Red AP
Línea Exclusiva Alumbrado Público km 214 93 327 420
Cable Subterráneo Exclusivo Alumbrado Público km 130 253 218 471
Luminaria alumbrado público u 261 649 11 10 21
UNITARIO
Instalación Unidad Cantidad
5.4.2 Costos de Supervisión Directa
La estructura de supervisión técnica de las actividades de explotación
técnica está a cargo de la Gerencia Técnica de la empresa. Por lo cual
el proceso de conformación de esta gerencia en la estructura de la
empresa modelo, siguió los siguientes pasos.
a) Conformación de la estructura de la Gerencia Técnica.
b) Identificación de las posiciones de la Estructura que están destinadas
a actividades No VAD, como son.
i. Inversiones
ii. Transmisión
iii. Otras actividades no VAD
c) Resumen de la asignación de la estructura de personal afectado a
las actividades VAD (y No VAD).
d) Valorización del costo anual de la estructura de personal y gastos
generales a partir de las remuneraciones por categoría y
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especialidad; y de los gastos de oficina, servicios y gestión
necesarios.
5.4.2.1 Estructura de la Gerencia Técnica
A continuación en la lámina 5-12, se presenta la conformación de la
Gerencia Técnica de acuerdo a las consideraciones del Supervisor
VAD. La misma está basada en la estructura alcanzada por
EDELNOR, la cual se ha revisado y se ha encontrado que está
suficientemente racionalizada.
00104
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Lámina Nº 5-12
GERENCIA
TECNICA
SUBGERENCIA
MANTENIMIENTO
SUBG. OPERACIONES Y
CALIDAD DE SERVICIO
SUBGERENCIA
INGENIERIA Y OBRAS
PROYECTOS DISTRIBUCION
PROYECTOS Y
OBRAS TRANSMISION MANTENIMIENTO DE
DISTRIBUCION Y
DISTRIBUCION NORTE CHICO
CONTROL DE TRABAJOS ANALISIS TECNICO
MANTENIMIENTO DE
TRANSMISION
OPERACION
CALIDAD DE
PRODUCTO Y ANALISIS
CALIDAD DEL
SERVICIO
PROYECTOS TRANSMISION
OBRAS DISTRIBUCION MANTENIMIENTO ALUMBRADO
PUBLICO
GESTION DATOS
TECNICOS
ESTRUCTURA
GERENCIA TECNICA
Total: 208
2
49 108 49
13
1
23
10
97
47
32
11
2 2
5
8
30
4
2
00105
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5.5 COSTOS DE GESTIÓN COMERCIAL
En esta sección se determinan los costos de operación comercial estándar,
optimizando los recursos conforme a las características de la empresa.
La empresa atiende comercialmente a un total de 940 665 clientes, a través de
9 oficinas comerciales.
5.5.1 Costos Directos de Comercialización
5.5.1.1 Tareas básicas
Las tareas consideradas son.
Lectura de medidores.
Facturación.
Reparto de facturas.
Cobranza.
5.5.1.2 Tipo de clientes
Los tipos de clientes considerados son:
Simple tarifa: Cliente de simple medición de energía (MSE).
Doble tarifa: Cliente de simple o doble medición de energía y
una medición de potencia (MS/DE+SP).
Tarifa múltiple: Cliente de doble medición de energía y
medición doble de potencia (MDE+DP).
En todos los casos la periodicidad de la lectura es mensual.
5.5.1.3 Evaluación de productividad
La determinación de los costos de lectura y reparto de facturas se
efectúa a través de “ratios” de productividad específicos conforme a
las características de las zonas que conforman el área de concesión.
00106
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Para establecerlos, se consideró la información base de clientes de la
empresa, y los resultados de experiencias similares en otros países.
Considerando que las diferencias entre las distintas zonas de la
empresa no son excesivamente diferentes, y que la cantidad de
clientes en zona urbana es dominante, se considera solamente una
lista de “ratios” promedio de la empresa, según el cuadro 5-24.
Cuadro Nº 5-24
ActividadRendimiento
(tareas/persona/día)
Lectura de medidores MSE 350Lectura de medidores MS/DE + SP 190Lectura de medidores MDE+DP 120Reparto de facturas 500Cobro de facturas (cajero Of. Com.) 450
Actividad
Lectura de medidores MSE 350
Lectura de medidores MS/DE+SP 190
Lectura de medidores MDE+DP 120
Reparto de facturas 500
Cobro de facturas (cajero Of.Com.) 450
A partir de estos ratios se obtienen los costos directos de lectura y
reparto, aplicando el costo de mano de obra tercerizada incluidos los
costos indirectos. En este caso se adoptó un costo de 2,84 US$/hora,
correspondientes a un ayudante.
Para evaluar los costos de cobranza, es necesario efectuar su
ponderación de acuerdo a las diferentes modalidades actualmente
aplicadas.
5.5.1.4 Facturación
El valor adoptado por procesamiento de la información y confección
de facturas es de 0,20 US$/factura.
5.5.1.5 Modalidades de cobro y composición
La participación de las distintas modalidades de cobro se adoptó
conforme al actual comportamiento de la clientela, tal como se
resume en el cuadro 5-25.
00107
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Cuadro Nº 5-25
Modalidad de cobranza Proporción
Bancos 13%Otros Canales 9%Oficinas Comerciales 78%Total 100%
Actividad
Lectura de medidores MSE 350
Lectura de medidores MS/DE+SP 190
Lectura de medidores MDE+DP 120
Reparto de facturas 500
Cobro de facturas (cajero Of.Com.) 450
Modalidad de cobranza Proporción
Bancos 13%
Otros Canales 9%
Oficinas Comerciales 78%
Total 100%
Los costos directos de cobro en oficina comercial surgen de la
productividad de personal de caja indicada en el punto anterior, que
se estiman con criterio similar a la tercerización. Los costos unitarios
por cobro de cada factura adoptados para otras entidades, se indican
en el cuadro 5-26.
Cuadro Nº 5-26
Modalidad de cobranzaCosto
(US$/recibo)
Bancos 0,41Otros Canales 0,35
Ponderando los costos de cobro por diferentes medios se determina
un costo promedio por factura según el cuadro 5-27.
Cuadro Nº 5-27
Modalidad de cobranzaCosto
(US$/recibo)Proporción
Costo
Ponderado
Bancos 0,41 13% 0,053Otros Canales 0,35 9% 0,032Oficinas Comerciales 0,10 78% 0,081
0,166Costo Promedio (US$/Recibo)
5.5.2 Costos de Supervisión Directa de Explotación Comercial
La estructura de Supervisión Directa de las actividades de Explotación
Comercial está a cargo de la Gerencia Comercial. El proceso de
conformación de ésta estructura como parte de la empresa modelo,
siguió los siguientes pasos.
a) Conformación de la estructura de la Gerencia Comercial.
00108
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b) Identificación de las posiciones de la estructura que están vinculadas
a actividades no relacionadas con las actividades comerciales VAD
tales como:
(1) Otros negocios
(2) Inversiones
c) Resumen de la asignación de la estructura de personal de las
actividades VAD comercial o No VAD.
d) Valoración del costo anual de la estructura de personal, asimismo las
actividades de costos fijos comerciales o VAD, con el agregado de
los costos funcionales necesarios.
5.5.2.1 Estructura de la Gerencia Comercial
En la lámina 5-13 se presenta la conformación de la Gerencia
Comercial, de acuerdo a las consideraciones de racionalización del
Supervisor VAD, las cuales se basaron en la estructura actual de la
Gerencia Comercial de EDELNOR.
00109
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Lámina Nº 5-13
ESTRUCTURA
GERENCIA COMERCIAL
GERENCIA
COMERCIAL
SUBGERENCIA
MERCADO NO REGULADO
ADM. Y CONTROL DE
GESTION COMERCIAL
CLIENTES LIBRES
CLIENTES EMPRESARIALES E
INSTITUCIONALES
CONEXIONES Y CALIDAD DE
MEDIDA
CONTROL DE PERDIDAS
EXPLOTACION Y FACTURACION
CLIENTES REGULADOS
SUBGERENCIA
DESARROLLO COMERCIAL
SUBGERENCIA
OPERACIONES COMERCIALES
CONTROL DE MOROSIDAD
MERCADO REGULADO
CANALES DE ATENCION
EXPANSION
3
Total: 215
22 33
92
54
11
13
7
2 1
22
5
10
16
1
85
6
UNIDAD DE NEGOCIO
SEGUROS
UNIDAD DE NEGOCIO
RETAIL
UNIDAD DE NEGOCIO
FINANCIERO
13
8
7
1
4
UNIDAD DE NEGOCIO
CONSTRUCTORES
00110
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5.6 COSTOS INDIRECTOS
En esta sección se determinan los costos indirectos conforme a las
características de la empresa.
5.6.1 Costos Indirectos Personales
Los costos indirectos personales corresponden a la estructura
organizacional mostrada en la lámina No. 5-14 (112 personas) que
incluye la Sub-Gerencia de Informática (25 personas), que determina un
costo total anual de 5,03 millones de US$, tal como indica el cuadro 5-
28.
Los montos remunerativos que se aplicaron tanto a los Costos de
Gestión, como en los casos de Supervisión Directa Técnica y Comercial,
corresponden a los señalados por el Consultor VAD en su informe, los
mismos que se indican en el cuadro 5-29. Se adoptan dichos costos
(tomados de la encuesta anual elaborada por la empresa Price
Waterhouse - categorías 1 al 9) y datos remunerativos de la empresa
real (categoría 10) en virtud que ambos en conjunto, reflejan
razonablemente los costos de personal de la empresa EDELNOR, tal
como muestra el cuadro 5-30, para los casos de los costos totales de
personal señalados por la empresa (571 personas), el Consultor VAD
(515 personas); y el Supervisor VAD (535 personas).
00111
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Lámina Nº 5-14
GERENCIA
GENERAL
ESTRUCTURA GENERAL
GERENCIA DE
REGULACION, LEGAL Y
RECURSOS HUMANOS
GERENCIA
COMUNICACION
GERENCIA
ECONOMICO –
FINANCIERA
GERENCIA
TECNICA
GERENCIA
COMERCIAL
SUBGERENCIA
PLANIFICACION
TRIBUTARIA
SUBGERENCIA
DE CONTRATOS
SUBGERENCIA
TESORERIA Y FINANZAS
SUBGERENCIA
PLANIFICACION Y
CONTROL
SUBGERENCIA
MANTENIMIENTO
SUBGERENCIA
OPERACIONES Y
CALIDAD DE SERVICIO
SUBGERENCIA
INGENIERIA Y OBRAS
SUBGERENCIA
MERCADO NO REGULADO
SUBGERENCIA
DESARROLLO
COMERCIAL
SUBGERENCIA
OPERACIONES
COMERCIALES
4
5
6
31
11
30
208 215
Total Empresa: 535
Total Gestión: 112
SUBGERENCIA
DE INFORMÁTICA 25
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Cuadro Nº 5-28
AUDITORIA INTERNA 1 35,51CONTABILIDAD GENERAL 3 93,82GERENCIA COMUNICACION 4 142,04GERENCIA ECONOMICO-FINANCIERA 2 71,02GERENCIA GENERAL 2 105,63GERENCIA LEGAL 4 130,58GERENCIA REGULACION Y GESTION DE ENERGIA 1 35,51GERENTE 3 456,43GERENTE GENERAL 1 212,08SECC. SEG. LABORAL, MEDIO AMBIENTE Y GEST. CONTRATISTAS 3 111,12SECCION PLANIFICACION 1 52,82SECCION PRENSA 3 112,38SECCION TRIBUTOS 2 59,56SECCION ADMINISTRACION DE PERSONAL 4 147,89SECCION CAPACITACION Y BIENESTAR 3 112,38SECCION CONTABILIDAD Y ACTIVOS FIJOS 5 160,48SECCION COSTOS Y CUENTAS POR PAGAR 4 124,97SECCION DESARROLLO Y GESTION DE PERSONAS 3 123,84SECCION EXPERIENCIA DE SERVICIO AL CLIENTE 1 52,82SECCION GESTION DE LA ENERGIA 2 71,02SECCION GESTION DE LA INNOVACION 1 35,51SECCION PRESUPUESTOS 2 71,02SECCION REGULACION 2 88,33SECCION RELACIONES PUBLICAS 2 88,33SECCION SEGURIDAD PATRIMONIAL 1 52,82SECCION SERVICIOS GENERALES 6 173,08SECCION TESORERIA Y CAJA 6 195,99SECCION VALORES Y SEGUROS 3 100,92SUBG. CONTRATOS 23 844,82SUBG. INFORMÁTICA 5 240,25SUBG. PLANIFICACION TRIBUTARIA 3 123,16SUBG. PLANIFICACION Y CONTROL 1 35,51SUBGERENTE 5 572,60TOTAL GESTIÓN 112 5 034,23
Remuneración Anual
(Miles US$)Area Cantidad
PERSONAL DE GESTIÓN - EMPRESA MODELO
Cuadro Nº 5-29
Escala Remunerativa Anual de la Empresa Modelo (Miles US$)
1 - Gerente General 212,08 2 - Gerente 152,14 3 - Subgerente 114,52 4 - Jefe de Departamento 64,85 5 - Jefe de Sección 52,82 6 - Profesional (Ingeniero/Contador/Analista) 35,51 7 - Supervisor 34,26 8 - Empleado 24,05 9 - Capataz / Caporal 22,02 10 - Técnico / Operario 12,86
Escala
RemunNivel de Estructura Organizacional
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Cuadro Nº 5-30
Gerencia Miles US$
Total Total VAD No VAD Total VAD No VAD
TECNICA 236 7 917 254 9 738 5 416 4 322 208 7 951 4 857 3 095COMERCIAL 216 6 437 135 5 159 4 609 550 215 6 171 4 107 2 063GESTIÓN 119 6 738 126 3 820 2 659 1 161 112 5 034 3 209 1 825TOTAL 571 21 092 515 18 717 12 684 6 033 535 19 156 12 173 6 983
Edelnor
Miles US$CantidadCantidad
Consultor VAD Supervisor VAD
CantidadMiles US$
5.6.2 Costos Indirectos No Personales
El cuadro 5-31, muestra el resumen de los Costos Indirectos No
personales calculados para la Empresa Modelo que ascienden en total
a 9,14 Mio. US$ al año, de los cuales 7,91 Mio US$ corresponden a las
actividades del VAD.
Cuadro Nº 5-31
1 Suministros Diversos 785 000 481 816 303 184
1,1 Serv. Comunic., Elect., Agua etc. 25 000 12 300 000 184 133 115 867
1,2 Materiales y Suministros de Oficina 30 000 12 360 000 220 960 139 040
1.3 Muebles y Accesorios 4 500 10 45 000 27 620 17 380
1,4 Licencias de Software 80 000 1 80 000 49 102 30 898
2 Servicios de Terceros 556 000 341 261 214 739
2,1 Auditoria 100 000 1 100 000 61 378 38 622
2,2 Servicios Legales y Técnicos 10 000 12 120 000 73 653 46 347
2,3 Servicios de Limpieza y Cafeteria 8 000 12 96 000 58 923 37 077
2,4 Servicios anti-hurtos 20 000 12 240 000 147 307 92 693
3 Cargas Diversas de Gestión 1 638 100 1 098 724 539 376
3,1 Gastos de representación 20 000 12 240 000 147 307 92 693
3,2 Gastos de Viaje 152 000 93 294 58 706
3.2.1 Al interior 3 000 24 72 000 44 192 27 808
3.2.2 Al extranjero 20 000 4 80 000 49 102 30 898
3,3 Suscripciones 10 000 12 120 000 73 653 46 347
3,4 Seguridad 16 000 12 192 000 117 845 74 155
3,5 Seguros 528 000 1 528 000 324 075 203 925
3,6 Otros Gastos 406 100 249 255 156 845
4 Tributos y aportes 5 549 000 5 386 014 162 986
4,1 Aportes a organismos reguladores 5 127 000 1 5 127 000 5 127 000 0
4.2 Otros tributos 422 000 1 422 000 259 014 162 986
5 Costo de Capital de Trabajo 224 921 1 224 921 224 921 0
8 753 021 7 532 736 1 220 285TOTAL GASTOS DE GESTION
COSTOS INDIRECTOS NO PERSONALES DE LA EMPRESA MODELO
CODIGO CONCEPTOS
Monto
Mensual
US$
Veces al
año
TOTAL
ANUAL
(US$)
Asignado a
Act. VAD
(US$)
Asignado a
Act. NO VAD
(US$)
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Para el costo de Capital de Trabajo se simuló el flujo diario de intereses
generados del saldo de ingresos menos egresos de la empresa modelo
(actualizados al último día del año a una tasa de 12%), partiendo de un
stock inicial de 18,3 Mio. US$ de acuerdo a la propuesta del Consultor
VAD. La suma actualizada de dicho flujo resulta US$ 899 684 para todo
el periodo regulatorio (4 años); por lo tanto el Capital de Trabajo anual
resulta US$ 224 921.
5.7 ASIGNACIÓN DE COSTOS INDIRECTOS
Los costos indirectos se asignaron entre actividades tomando en cuenta los
costos directos y los valores de VNR reportados por la empresa. Un resumen
de dicha asignación por actividad se muestra en el cuadro 5-32.
Cuadro Nº 5-32
Asignación de los Costos Indirectos
% MUS$Distribución MT 25% 2 663Distribución BT 34% 3 606Alumbrado público 22% 2 328Comercialización 20% 2 145
33% 10 742
ActividadCostos Indirectos
5.8 FORMATOS D
Finalmente, los Formatos “D” preparados por el Supervisor VAD, a partir de la
información contenida en los formatos “A”, “B” y “C”, y aplicando los criterios de
validación, revisión y estructuración de la Empresa Modelo, descritos en el
presente informe, constan en el Anexo 7.
00115
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6. RESULTADOS
6.1 ESTRUCTURACIÓN DE LA EMPRESA MODELO
6.1.1 Caracterización del Mercado y Definición Preliminar del Tipo de Red
El objetivo de esta sección es definir subconjuntos del área de concesión
de la empresa Distribuidora que representen cada uno de ellos un
mercado homogéneo en cuanto a niveles de consumo, características
de las instalaciones requeridas y exigencias de la red que cumplan con
niveles de calidad y confiabilidad determinados.
La característica principal a considerar es la densidad de carga máxima
simultánea del Sistema, considerando en conjunto las cargas en Baja
Tensión (BT) y Media Tensión (MT).
Cada una de estas áreas es estudiada a los efectos de la optimización
de las instalaciones, integrando los resultados para obtener los valores
correspondientes a las instalaciones óptimas del total de la Distribuidora.
A continuación, se describe el procedimiento seguido para la
segmentación de las cuadrículas del área del servicio de la Distribuidora
y su clasificación por rangos de densidad y por criterios técnicos.
6.1.1.1 Metodología
A los efectos de definir conjuntos de alternativas “Recursos
involucrados – Nivel de Calidad - Costos” para mercados
homogéneos, se utilizó la zonificación del área de distribución de la
Empresa (Áreas Típicas de Distribución – ATD).
Es decir, se dividió el área de distribución con el objeto de definir
conjuntos de alternativas “Inversiones – Nivel de Calidad - Costos”
para mercados eléctricos homogéneos.
Con este objeto, se determinaron Áreas Típicas de Distribución
(ATD), entendiéndose como ATD al subconjunto del área
concesionada que representa un mercado homogéneo en cuanto a
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niveles de consumo, características de las instalaciones requeridas y
exigencias de la red que cumplan con niveles de calidad y
confiabilidad determinados.
El conjunto de las instalaciones requeridas y determinadas según la
alternativa tecnológica que satisface menores costos totales para
abastecer cada ATD constituyen los denominados Sistemas
Eléctricos Representativos (SER).
Para realizar la zonificación se tuvieron en cuenta los rangos de
densidad de carga definidos por OSINERGMIN-GART para el Sector
Típico 1 en la Revisión Tarifaria de 2001 y 2005. Conforme a criterios
técnicos oportunamente emitidos por OSINERGMIN-GART y
compartidos por el Supervisor VAD, se realizó una subdivisión del
rango Alta Densidad considerando un límite intermedio de 2,5 MW /
km2.
Las ATD y rangos indicativos correspondientes se detallan en el
cuadro 6-1.
Cuadro Nº 6-1
Densidad
Mw/Km2
Muy alta >4
Alta 1 2,5 a 4
Alta 2 1,5 a 2,5
Media 0,25 a 1,5
Baja < 0,25
Zona
Límites de los rangos típicos
La variable utilizada fue la densidad de potencia máxima simultánea,
considerando las demandas de BT y MT en conjunto.
Para cada área tipo se definieron los parámetros e indicadores
eléctricos más adecuados, en particular los que permiten caracterizar
la distribución de la demanda.
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6.1.1.2 Criterios para la Identificación de Áreas Típicas
Se consideraron diversos criterios para la definición de las áreas
típicas en base a la elección de elementos representativos. Estos
criterios apuntan a establecer la mejor síntesis de representatividad
posible de cada una de las zonas (áreas), que por sus características
tienen costos de inversión, explotación y expansión diferentes.
En este sentido, se definieron subconjuntos del área de la Empresa
Modelo que representaban cada uno de ellos, un mercado
razonablemente homogéneo en cuanto a niveles de consumo,
características de las instalaciones requeridas y exigencias de la red
cumpliendo con niveles de calidad y confiabilidad determinados. La
característica principal a considerar fue la densidad de carga
máxima, simultánea en BT y MT.
Cada una de estas áreas fue estudiada a los efectos de la
optimización de las instalaciones; y los resultados se integraron para
obtener los valores correspondientes a las instalaciones óptimas del
total de la Empresa Modelo.
6.1.1.3 Requisitos de las Áreas Típicas de Distribución
Toda Empresa Eficiente define la orientación general del desarrollo
de las tecnologías y esquemas de redes a ser utilizadas en los
distintos sectores del Área de Concesión para cada requerimiento de
la demanda.
El área total de la Concesión se dividió en una serie de zonas,
tomando en cuenta normas y recomendaciones de aplicación dentro
de cada zona, que definen: el tipo de postes, las secciones de
conductores y la potencia nominal recomendados, salvo contados
casos particulares que ameritaron soluciones puntuales.
Las tecnologías y esquemas de redes a ser utilizados en la Red
Adaptada, debían presentar una continuidad en el espacio que
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permitieran definir zonas homogéneas suficientemente extensas para
definir un sistema de distribución. La norma de aplicación no
dependía de la ubicación del suministro dentro de un complejo e
irregular mapa de densidades de carga.
Un resultado con frecuentes alternancias entre distintos rangos
resultaba incompatible con el requerimiento básico de definir una
Empresa Eficiente, ya que induciría a considerar erróneamente como
eficientes, soluciones de muy difícil ejecución desde el punto de vista
operativo y además no tomaría en cuenta los costos e ineficiencias
motivados por las frecuentes transiciones entre zonas con distintas
soluciones óptimas.
Siendo que la densidad de carga no resulta el único elemento a
considerar en un estudio de zonificación, se tomaron también en
cuenta otras consideraciones como: características físicas, el entorno
geográfico, la distancia media entre ejes de calles, la distribución de
la demanda, la distancia media entre subestaciones, el tipo de red de
MT, el desarrollo urbanístico, etc.
En la sección siguiente se expone el procedimiento seguido para la
identificación de Áreas Típicas. Se aplicó especial énfasis en
asegurar la coincidencia por Área Típica de Distribución de los
resultados totales correspondientes a las redes reales y las
modeladas referentes a: demanda, longitud de veredas electrificadas
y distancias entre los distintos puntos de suministro (clientes).
6.1.1.4 Procedimiento para la Identificación de Áreas Típicas
Conforme a los criterios expuestos, la tarea de zonificación consistió
en determinar zonas características que cumplieran con los
siguientes requisitos:
Reunir características demográficas, socioeconómicas, y
físicas aceptablemente homogéneas.
Tener dimensiones suficientes para llevar a cabo el estudio.
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Preferentemente conformar un Sistema Eléctrico
independiente.
El proceso realizado se describe a continuación:
1) El área total abastecida por la empresa, se dividió en
cuadrículas de 400m x 400m, que en una primera etapa fueron
clasificadas conforme a la densidad de potencia máxima
simultánea. Así, en una primera instancia se comenzó el
análisis partiendo del empleo de cuadrículas de 800m x 800m
pero los resultados obtenidos presentaban una marcada
diferencia con los requerimientos reales de la red. En este
sentido, cargas puntuales de MT ubicadas en zonas de muy
baja densidad de carga de BT, daban como resultado un
erróneo requerimiento en cuanto a redes de BT subterráneas.
En este primer procesamiento no se consideraron las
cuadrículas de 400m x 400m que al ser subdivididas en
cuadrículas de 200m x 200m no albergaban cargas en las
cuatro cuadrículas resultantes.
2) En un segundo procesamiento, se dividió el área en estudio en
cuadrículas de 200m x 200m y se las clasificó por su densidad
de carga. No se descartó ninguna cuadrícula que tuviera
instalaciones.
3) El tercer procesamiento se realizó siguiendo el orden lógico de
desarrollo espacial de los tipos de instalaciones en función de
las densidades de carga. A cada cuadrícula de 200m x 200m
se le asignó la zona correspondiente en función de los
resultados de los dos primeros procesos, asignando su
pertenencia conforme al siguiente orden de prioridades:
a. Muy Alta Densidad : 400m x 400m
b. Muy Alta Densidad : 200m x 200m
c. Alta Densidad 1 : 400m x 400m
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d. Alta Densidad 1 : 200m x 200m
e. Alta Densidad 2 : 400m x 400m
f. Alta Densidad 2 : 200m x 200m
g. Media Densidad : 200m x 200m
h. Baja Densidad : 200m x 200m
4) Partiendo de la densidad de carga máxima simultánea de las
cuadrículas, se obtuvo un mapa de densidades de carga con
los rangos indicativos.
5) Se corrigió el efecto de bordes mediante el procedimiento que
se expone en la sección 6.1.1.6.
6) Como resultado se obtuvieron valores representativos para
cada zona, cuya integración al total del área urbana debía
coincidir con los datos totales indicados en las bases de datos
disponibles, referidos a: longitud de calles con y sin
electrificación, cantidad de centros de distribución con y sin
red de BT clasificados en interior y exterior, potencias
instaladas, clientes de MT, etc.
6.1.1.5 Integración por zonas y representación gráfica
Un resumen de los resultados obtenidos se aprecia en el cuadro 6-2.
Cuadro Nº 6-2
DENSIDAD MW/km2
MW km2
MW/km2
Muy alta >4 480 61,84 7,76Alta 1 2,5 a 4 160 61,92 2,59Alta 2 1,5 a 2,5 102 64,56 1,58Media 0,25 a 1,5 68 99,28 0,68Baja < 0,25 5 74,24 0,07
TOTAL 815 362
Zonificación por ATD
En las láminas 6-1 al 6-4, se muestra la distribución geográfica de las
cuadrículas correspondientes a cada ATD, considerando también las
zonas con efecto corrosivo (cercanas al mar), y las zonas sin dicho
efecto.
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Lámina Nº 6-1
Mapa de Densidad de Carga
00122
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Lámina Nº 6-2
Mapa de Densidad de Carga de Zona Corrosiva
00123
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Lámina Nº 6-3
Mapa de Densidad de Carga de Zona No Corrosiva
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Lámina Nº 6-4 Mapa de Densidad de Carga en vista tridimensional
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En la vista tridimensional de la lámina 6-4, se aprecia la existencia de
elevados picos de concentración en zonas de cuadrículas de Muy
Alta Densidad (rojo), las mismas que se deben exclusivamente a
cargas de Media Tensión (v.gr. Centros Comerciales) y que si se
consideran directamente en el modelamiento de la red de Baja
Tensión, generarían una distorsión en la clasificación de la zona
especialmente si son tomados en cuenta para el dimensionamiento
de la red de baja tensión.
6.1.1.6 Ajuste de resultados por efecto bordes
Los procedimientos hasta aquí descritos requieren de un ajuste por
efecto de bordes. Dado que en las zonas periféricas, una fracción de
las cuadrículas no pertenece al área en estudio y al asignar a la
carga un área mayor a la real, da como resultado una densidad
menor a la del ATD correspondiente.
En caso de no realizarse el correspondiente ajuste, a una cuadrilla
con un único tramo corto de red le sería asignada una longitud de red
de aproximadamente 200 m. En la realidad existe un número muy
importante de cuadrículas en las zonas más externas, donde el valor
medio probable del factor de electrificación es 0,5; por consiguiente
resulta un error significativo en el modelado, si se considera toda el
área como electrificada.
Por lo tanto, se procedió a realizar los ajustes necesarios para
corregir el efecto de bordes descrito anteriormente. Este efecto es
particularmente importante en las zonas de menor densidad.
En función de la relación entre las longitudes de redes de BT
existentes y las superficies abarcadas, se determinaron factores de
corrección que permitieron corregir los errores por efecto de bordes.
A los efectos de determinar los mencionados factores, se
relacionaron las longitudes de redes existentes contenidas en las
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cuadrículas con las longitudes obtenidas en el caso de suponer que
todas las vías contenidas en las cuadrículas se encuentren
electrificadas.
Los factores de corrección obtenidos fueron: 73% para la Zona de
Media densidad y 33% para la Zona de Baja densidad, ajustándose
el valor anterior desde 362 km2 al valor real del área total
electrificada de 285 km2.
El resumen de los resultados obtenidos se indica en el cuadro 6-3.
Cuadro Nº 6-3
Zonificación por ATD corregido por bordes
DENSIDAD MW/km2 MW km2 MW/km2
Muy alta >4 480 61,84 7,76Alta 1 2,5 a 4 160 61,92 2,59Alta 2 1,5 a 2,5 102 64,56 1,58Media 0,25 a 1,5 68 72,21 0,94Baja < 0,25 5 24,56 0,22
TOTAL 815 285
6.1.1.7 Arquitecturas de Red aplicadas a cada área típica
Conforme a la práctica técnica, los requisitos exigidos por el mercado
a abastecer y los análisis técnicos previos, se definió para cada zona
característica, las arquitecturas de redes indicadas en el cuadro 6-4.
Cuadro Nº 6-4
Densidad
Mw/Km2
Muy alta >4Subterránea en
anillo SED
convencionalSubterránea
radial
Alta 1 2,5 a 4Subterránea en
anillo SED
convencional Aérea radial
Alta 2 1,5 a 2,5Aérea radial con
cierre e/tronc.Plataforma
biposte Aérea radial
Media 0,25 a 1,5Aérea radial con
cierre e/tronc.Plataforma
biposte Aérea radial
Baja < 0,25Aérea radial con
cierre e/tronc.Plataforma monoposte Aérea radial
Zona Red MT CCTT Red BT
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6.1.1.8 Zonas con Contaminación Salina
Los efectos de la elevada corrosión salina sobre instalaciones
expuestas al medio ambiente ubicadas en las proximidades de la
costa (7 km) implican restricciones sobre las instalaciones de MT
aéreas, tal como lo señala el Informe Técnico OSINERG-GART/DDE
Nº 060-2004 que sustenta la Resolución OSINERG Nº 329-2004
OS/CD.
Por tal motivo, los cuadros de resultados se presentan discriminando
las instalaciones expuestas a la corrosión salina cuando esta
corresponda.
Los resultados se indican a continuación en los cuadros 6-5 al 6-10.
Cuadro Nº 6-5
DENSIDAD MW/km2
MW km2
MW/km2
Muy alta >4 480 61,84 7,76Alta 1 2,5 a 4 160 61,92 2,59Alta 2 1,5 a 2,5 63 39,36 1,59Media 0,25 a 1,5 36 37,68 0,95Baja < 0,25 3 13,85 0,23
TOTAL 741 215
Zonificación MT+BT sin contaminación salina
Cuadro Nº 6-6
DENSIDAD MW/km2
MW km2
MW/km2
Muy alta >4
Alta 1 2,5 a 4
Alta 2 1,5 a 2,5 39 25,20 1,56Media 0,25 a 1,5 32 34,53 0,93Baja < 0,25 2 10,71 0,21
TOTAL 74 70
Zonificación MT+BT con contaminación salina
Para el análisis referido a las redes de BT no se diferencian las
zonas con relación a la existencia de la contaminación salina ya que
ésta no afecta los tipos de tecnologías a ser empleados.
00128
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Cuadro Nº 6-7
DENSIDAD MW/km2
MW km2
MW/km2
Muy alta >4 231 61,84 3,73Alta 1 2,5 a 4 156 61,92 2,52Alta 2 1,5 a 2,5 101 64,56 1,56Media 0,25 a 1,5 67 72,21 0,93Baja < 0,25 5 24,56 0,22
TOTAL 559 285
Zonificación BT
Cuadro Nº 6-8
DENSIDAD MW/km2
MW km2
MW/km2
Muy alta >4 249 61,84 4,02Alta 1 2,5 a 4 4,37 61,92 0,07Alta 2 1,5 a 2,5 1,27 64,56 0,02Media 0,25 a 1,5 1,06 72,21 0,01Baja < 0,25 0,02 24,56 0,00
TOTAL 256 285
Zonificación MT
Cuadro Nº 6-9
DENSIDAD MW/km2
MW km2
MW/km2
Muy alta >4 249 61,84 4,02Alta 1 2,5 a 4 4,37 61,92 0,07Alta 2 1,5 a 2,5 0,56 39,36 0,01Media 0,25 a 1,5 0,68 37,68 0,02Baja < 0,25 0,01 13,85 0,00
TOTAL 254,46 215
Zonificación MT sin contaminación salina
Cuadro Nº 6-10
DENSIDAD MW/km2
MW km2
MW/km2
Muy alta >4
Alta 1 2,5 a 4
Alta 2 1,5 a 2,5 0,71 25,20 0,03Media 0,25 a 1,5 0,39 34,53 0,01Baja < 0,25 0,01 10,71 0,00
TOTAL 1,10 70
Zonificación MT con contaminación salina
6.1.1.9 Ajuste final de los resultados de zonificación
00129
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A los efectos de ajustar los resultados obtenidos a los requerimientos
del mercado eléctrico real, se llevaron a cabo las acciones que se
exponen a continuación:
En el análisis de las redes de MT, se integró en una sola zona,
la Zona de Muy alta Densidad y la Zona de Alta Densidad 1.
Estas zonas se encuentran interrelacionadas geográficamente y
requieren el mismo tipo de arquitectura de red. Por tratarse de
redes subterráneas no se consideran los efectos de la corrosión
salina.
En las zonas restantes, el análisis de las redes de MT se realizó
en forma independiente para las zonas con y sin corrosión
salina.
Se integraron en una sola zona, las Zonas de Media y Baja
Densidad, con y sin contaminación salina. Estas zonas se
encuentran interrelacionadas geográficamente y requieren el
mismo tipo de arquitectura de red.
6.1.2 Definición de la Tecnología Adaptada
En la presente sección se definen las tecnologías adaptadas y las
condiciones de diseño evaluadas, a fin de obtener la solución técnica y
económicamente más conveniente para el desarrollo de las instalaciones
eléctricas de cada área característica de la Empresa Modelo, definida
por las densidades de carga MT y BT, y las condiciones medio
ambientales.
6.1.2.1 Metodología
Las tecnologías adaptadas se seleccionaron dentro de la
disponibilidad que ofrece el mercado del Perú y los niveles
tecnológicos internacionales vigentes, que resultan factibles en su
utilización y adaptación a las condiciones locales.
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Asimismo, fueron evaluadas aquellas tecnologías implementadas por
las empresas, cuando se identificó que reportaban ventajas de índole
técnica y económica.
En todos los casos se verificó el cumplimiento del CNE (Código
Nacional de Electricidad) y se tuvo en cuenta las restricciones de tipo
ambiental, para lo cual se efectuó una evaluación de los factores
relevantes, la legislación y normas vigentes y los impactos
potenciales de cada tipo de instalación.
6.1.2.2 Evaluación de Restricciones Urbanísticas
En esta sección se evaluaron las restricciones urbanísticas para el
tendido de líneas aéreas, considerando las dimensiones de veredas,
calzadas y las distancias a mantener respecto de las edificaciones.
Las restricciones consideradas fueron:
Distancia de postes a borde de vereda = 0,15 m;
Distancia de paso en vereda (área de tránsito de una silla de
ruedas) = 0,6 m
Distancia mínimas de seguridad a conductores o cables desde la
línea de edificación.
o Líneas de BT = 1,0 m
o Líneas de MT = 2,6 m
En base a estos requerimientos se evaluó:
a) Ancho mínimo de vereda para instalación línea de MT.
b) Ancho mínimo de vereda para instalación línea de BT.
a) Ancho mínimo de vereda para instalación de línea de MT
Para instalación de línea de MT en áreas con veredas
restringidas se adoptó la disposición de la línea en forma
vertical (“bandera”), de acuerdo con la lámina 6-5:
00131
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Lámina No. 6-5
El ancho de vereda se obtiene de acuerdo al siguiente cálculo
mdldAv PmLeP 15,05,0
Donde:
dLe = distancia de línea a edificación requerido por CNE =
2 m
lm = longitud de ménsula = 0,15 m
dp = diámetro de poste = 0,4 m
De donde surge que AvpMT = 1,1 m
Se deja constancia que el CNE 2001 en sus numerales 230 C y
230 C.1 establecen que para los cables de suministro aislado,
son permitidas menores distancias que las requeridas para los
conductores expuestos, por lo tanto en dichos casos se
prescinde del uso de la ménsula.
b) Ancho mínimo de vereda para instalación de línea de BT
Para instalación de líneas de BT, en áreas con veredas
restringidas se adoptó la disposición de la línea con ménsula
hacia la calzada, de acuerdo con la lámina 6-6.
00132
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Lámina No. 6-6
El ancho de vereda se obtuvo aplicando el siguiente cálculo:
m15,0d5,0ldAv PmLeP
Donde:
dLe = distancia de línea a edificación requerido por CNE = 1,0 m
lm = longitud de ménsula = 0,2 m
dp = diámetro de poste = 0,3 m
De donde surge que AvpBT = 1,1 m
c) Determinación de Vías Restringidas
Para determinar las características de las vías en las
habilitaciones urbanas de la Empresa Modelo, se siguió los
criterios indicados en el Reglamento Nacional de Edificaciones
(RNE). En este sentido, considerando que dicha norma señala
que el sistema vial está constituido por vías expresas, vías
arteriales, vías colectoras, vías locales y pasajes; las secciones
más críticas corresponden a las vías locales principales y
secundarias, las mismas que deben diseñarse tomando en
consideración los valores mínimos indicados en el cuadro 6-11.
00133
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Cuadro Nº 6-11
Comercial Industrial Usos especiales
Aceras o veredas 1,80 2,40 3,00 3,00 2,40 3,00Estacionamiento 1,80 2,40 3,00 3,00 - 6,00 3,00 3,00 - 6,00
Calzadas o pistas3,60 sin
separador central
3,60 3,60 3,30 - 3,60
Aceras o veredas 2,40 1,80 1,80 - 2,40Estacionamiento 5,40 3,00 2,20 - 5,40Calzadas o pistas 3,00 3,60 3,00
1,201,802,70
Vías locales principales
Vías locales secundarias
Vivienda
Distancias mínimas por tipo de habilitación (en metros)Tipo de vía
3,00 o 3,30 con separador central
De esta norma se puede desprender, que sólo en el caso de
vías locales o secundarias ubicadas en zonas para viviendas, se
tiene que el ancho de la vereda podría ser como mínimo de 1,20
m (cifra mayor a la requerida en los análisis de los incisos b) y c)
precedentes).
Por otro lado, en las vías que por su dimensión no permiten el
tránsito vehicular, es decir peatonales (aquellas que tienen un
ancho menor a 5 m.), dichas vías si permitirán la instalación de
postes en un eje a elegir que permita también el acceso
extraordinario de vehículos de emergencia.
En la práctica, considerando que pueden existir casos reales
con anchos de veredas menores a las indicadas en el CNE,
para permitir el tránsito vehicular, estacionamiento y veredas, la
vía debe tener un ancho mínimo (sin restricción) que cumpla la
siguiente expresión:
Ancho vía = 2Av + 1Be + 1 Ca
Siendo:
Av = 1,1 m, vereda mínima.
Be = 1,8 m, berma para estacionamiento.
Ca = 2,7 m, calzada de tránsito vehicular de una mano.
De donde surge que A vía mínimo = 6,7 m
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En los cuadros 6-12 y 6-13 se indican los porcentajes de vías
afectadas por las restricciones hasta aquí definidas.
Cuadro Nº 6-12
Cable
subterráneoAutoportante
Desnuda
vertical
AD2 6,25% 15,00% 78,75%
MD
BD
AD2 8,44% 15,00% 76,56%
MD
BD73,14%15,00%11,86%
Restricciones de tendido MT
No
corrosiva
Corrosiva
Zona
76,59%15,00%8,41%
Cuadro Nº 6-13
ZonaCable
subterráneo
Línea por
vereda
Sin
restricción
AD1 7,35% 38,39% 54,26%
AD2 7,85% 39,11% 53,04%
MD 9,83% 27,88% 62,29%
BD 11,30% 32,83% 55,87%
Restricciones de tendido BT
6.1.3 Costos Unitarios de las instalaciones eléctricas para la valorización
del Valor Nuevo de Reemplazo
El objetivo de esta sección es determinar los costos estándar de inversión, de
las redes de MT y BT adaptadas tecnológicamente.
6.1.3.1 Criterios y premisas utilizados para la determinación de los
Costos de los Módulos de la Red Primaria y Secundaria
En general, la mano de obra se valorizó utilizando información de
costos unitarios publicados por entidades reconocidas como
CAPECO.
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En la valoración de los materiales se utilizaron los costos
respectivos sustentados en las facturas de compra que alcanzara
el Consultor VAD, dichos costos se ajustaron en una curva según
dimensiones del material y se les incluyó un adicional por costo
de inventarios (stock).
La mano de obra, transporte y equipos incluyen los
correspondientes gastos generales y utilidades del contratista.
Recursos considerados para determinar el costo por módulo
(incluyen los porcentajes de asignación de gastos indirectos), son
los indicados en el cuadro 6-14. Cuadro Nº 6-14
Recurso Unidad Costo (US$)Mano de obraCapataz h-h 6,03Oficial (Ayudante operario) h-h 4,89Operario h-h 5,48Peón h-h 4,43Transporte y equiposCamion 10 ton h-m 16,56Camion 4 ton h-m 12,60Camioneta h-m 9,14Grua Chica 2,5 Tn h-m 17,34Grua grande 9,5 Tn h-m 29,24% contratista % 25,00%Costo de stock % 6,81%Ingeniería de proyecto y recepción % 11,17%Gastos Generales % 6,00%Interés intercalario % 2,50%
La mano de obra del Capataz se ha considerado un 10%
adicional al costo del operario.
Definidos las tareas y los requerimientos de recursos, se tomaron
los rendimientos ya establecidos en regulaciones anteriores
contenidas en la base de datos SICODI de OSINERGMIN.
El costo por módulo se determinó bajo el siguiente procedimiento:
o Asignación de rendimiento del personal;
o Número de personal que intervienen en dicha actividad;
o Horas de trabajo efectivo del personal;
o Materiales que intervienen en dicha actividad;
o Horas de uso efectivo de transporte y maquinaria; y
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o Determinación del rendimiento por actividad.
6.1.3.2 Determinación de Costos de Módulos de Redes MT y BT
A. Redes Aéreas
Los módulos típicos están compuestos de: Postes, Crucetas,
Conductores, Aisladores, Puesta a tierra y Retenidas.
Tareas efectuadas para determinar el costo por módulo:
Identificación del número de estructuras por kilómetro;
Identificación del número de estructuras de alineamiento
simple por kilómetro;
Identificación del número de estructuras de alineamiento
doble por kilómetro;
Identificación del número de estructuras de estructura de
ángulo por kilómetro;
Identificación del número de estructuras de fin de línea por
kilómetro;
Identificación del número de retenidas por kilómetro; e
Identificación del número de puestas a tierra por kilómetro;
Recursos considerados para determinar el costo por módulo:
Materiales
Estructuras;
Aisladores;
Conductores; y
Ferretería en general.
B. Redes Subterráneas
Los módulos típicos están compuestos de: Cables, Empalmes,
Terminales, Ductos y Cruzadas.
Tareas efectuadas para determinar el costo por módulo:
o Identificación del número de componentes por kilómetro;
o Identificación de la cantidad de empalmes y terminales que
se utilizan por kilómetro;
00137
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o Identificación de la cantidad promedio de ductos y
cruzadas por kilómetro;
o Dimensionamiento de los tipos de zanjas, cuya magnitud
varía de acuerdo al nivel de tensión,
o Identificación de la cantidad de reparación de veredas y
calzada por kilómetro;
Recursos considerados para determinar el costo por módulo:
o Materiales
Cable
Empalmes;
Terminales
Ductos y cruzadas; y accesorios en general
6.1.3.3 Determinación de Costos de Módulos de Subestaciones MT/BT
Siguiendo los mismos conceptos empleados para determinar los
módulos de las redes en MT y BT, se elaboraron los costos de los
módulos de las subestaciones de distribución MT/BT, dichos módulos
están compuestos de los siguientes elementos:
Aparato de maniobra.
Postes, crucetas, y ménsulas.
Cortacircuito seccionador fusible en MT, pararrayos;
Transformadores según potencia determinada en el
modelamiento de la red;
Tableros con interruptores termo magnéticos; y
Sistema de control del alumbrado público.
6.1.3.4 Determinación de Costos de Módulos de Equipos MT
Siguiendo los mismos conceptos empleados para determinar los
módulos de las redes en MT y BT, se elaboraron los costos de los
módulos de Equipos MT, dichos módulos están compuestos de los
siguientes elementos:
Interruptores
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Seccionadores
Seccionadores Fusible
Pararrayos
Banco de Compensación
6.1.3.5 Determinación de Costos de Módulos de Instalaciones de
Alumbrado Público
Los módulos típicos están compuestos de: Luminarias,
Pastorales, Postes y Redes.
Las tareas efectuadas para determinar el costo por módulo,
comprendieron:
o Determinación de los tipos de vías a iluminar;
o Estudio de Iluminación;
o Definición del vano promedio y potencia de lámpara;
o Elección del tipo de luminaria;
o Identificación de la cantidad de postes a utilizar; e
o Identificación de la cantidad promedio de redes por
kilómetro a utilizar.
6.1.3.6 Costos de Inversión
Para la determinación de los costos de inversión, se ha considerado
lo siguiente:
- Se ha empleado un conjunto de precios de mercado de materiales
obtenidos por el Supervisor VAD tomando en cuenta valores
sustentados con facturas de empresas de distribución eléctrica y
costos internacionales, así como costos de transporte y equipos.
- Los costos de mano de obra corresponden a costos vigentes
CAPECO
- Los porcentajes de contratista, así como costos indirectos de la
empresa (stock, ingeniería y supervisión, gastos generales e
interés intercalarlo), han sido establecidos considerando un
modelo de empresa eficiente.
00139
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En el Anexo 1 se detallan los costos unitarios de inversión
determinados en base a las consideraciones indicadas, los mismos
que han sido usados en el modelamiento y el cálculo del VNR
valorizado de la Empresa Modelo, cuyo resumen se indica en los
cuadros 6-15 y 6-16.
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Cuadro Nº 6-15
Costos Unitarios de las Redes de Media y Baja Tensión
Codigo Descripcion 6,81% Mano de Transporte Costo de 20,79% Costo US$CodigoVNR DescripcionCodigoVNR Secundario DescripcionCodigoSecundario Tension Materiales Stock Obra y Equipos Obra Gast. Indirect TotalRED AÉREA SERVICIO PARTICULAR
AS05013 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x50 mm2 + portante C C (ESTRUCTURA DE CONCRETO) 220 V 8 415 573 2 116 1 394 12 498 2 598 15 096AS09513 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x95 mm2 + portante C C (ESTRUCTURA DE CONCRETO) 220 V 12 234 833 2 116 1 394 16 578 3 446 20 024AS12013 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x120 mm2 + portante C C (ESTRUCTURA DE CONCRETO) 220 V 14 356 978 2 116 1 394 18 844 3 917 22 761AS15013 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x150 mm2 + portante C C (ESTRUCTURA DE CONCRETO) 220 V 16 913 1 152 2 116 1 394 21 574 4 485 26 059RED SUBTERRÁNEA SERVICIO PARTICULAR
ND07013 RED SUBTERRANEA SP CABLE NA2XY ALUMINIO 3-1x70 mm2 220 V 10 820 737 27 529 11 225 50 311 10 458 60 768ND15013 RED SUBTERRANEA SP CABLE NA2XY ALUMINIO 3-1x150 mm3 220 V 15 464 1 053 27 529 11 225 55 271 11 489 66 759ND40013 RED SUBTERRANEA SP CABLE NA2XY ALUMINIO 3-1x400 mm2 220 V 27 532 1 875 27 529 11 226 68 161 14 168 82 329RED AÉREA
AA05003X RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x50 mm2 (Disposicion Vertical) C (ESTRUCTURA DE CONCRETO ) 10 kV. 10 068 686 2 927 1 931 15 612 3 245 18 856AA18503X RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x185 mm2 (Disposicion Vertical) C (ESTRUCTURA DE CONCRETO) 10 kV. 16 267 1 108 3 258 2 108 22 740 4 727 27 467AA24003X RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x240 mm2 (Disposicion Vertical) C (ESTRUCTURA DE CONCRETO) 10 kV. 18 626 1 268 3 258 2 108 25 261 5 251 30 512CU03503X RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x35 mm2 (Disposicion Vertical) C (ESTRUCTURA DE CONCRETO) 10 kV. 17 610 1 199 2 769 1 632 23 210 4 825 28 035CU07003X RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x70 mm2 (Disposicion Vertical) C (ESTRUCTURA DE CONCRETO) 10 kV. 26 335 1 793 2 927 1 931 32 987 6 857 39 843CU12003X RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x120 mm2 (Disposicion Vertical) C (ESTRUCTURA DE CONCRETO) 10 kV. 41 130 2 801 3 093 2 019 49 043 10 194 59 238AS12003X RED AEREA AUTOPORTANTE DE AL 3X120 mm2+ PORTANTE C (ESTRUCTURA DE CONCRETO) 10 kV. 26 496 1 804 3 329 1 941 33 570 6 978 40 548EQUIPOS DE PROTECCIÓN Y SECCIONAMIENTO
BG3241 SECCIONADOR BAJO CARGA, SOPLADO AUTONEUMATICO, TRIPOLAR, 10/12 kV, 400/630 AI INTERIOR 10 kV. 3 357 229 384 89 4 059 844 4 902BG3241 SECCIONADOR BAJO CARGA, SOPLADO AUTONEUMATICO, TRIPOLAR, 10/12 kV, 400/630 AE EXTERIOR 10 kV. 2 226 152 96 59 2 533 526 3 059HP3236 SECCIONALIZADOR HIDRAULICO CORTE EN ACEITE TRIPOLAR, 12KV, In=200A, ELECTRÓNICOE EXTERIOR 10 kV. 8 057 549 83 48 8 737 1 816 10 553CJ1233 SECCIONADOR UNIPOLAR x 3; In=350A E EXTERIOR 10 kV. 676 46 26 24 772 161 933EL1233 SECCIONADOR FUSIBLE (CUT-OUT), UNIPOLAR x 3, 7.8/13.5 kV, 200 A E EXTERIOR 10 kV. 304 21 39 30 394 82 475GO3251 RECLOSER INTERRUPCION EN VACIO, TRIFASICO, 12 KV, In=600 A CONTROL ELECTRONICOE EXTERIOR 10 kV. 13 258 903 49 36 14 246 2 961 17 207FK3111 SECCIONADOR BAJO CARGA, FUSIBLE LIMITADOR, TRIPOLAR, 10/12 KV 400/630 AI INTERIOR 10 kV. 3 688 251 384 89 4 412 917 5 329RED SUBTERRÁNEA
NA05003 RED SUBTERRANEA CABLE ALUMINIO MT NA2XSY 3x50 mm2 10 kV. 26 736 1 821 28 501 12 400 69 457 14 437 83 894NA24003 RED SUBTERRANEA CABLE ALUMINIO MT NA2XSY 3x240 mm2 10 kV. 37 258 2 537 28 501 12 400 80 696 16 774 97 470SUBESTACIONES MT/BT
SB10004 S.E. AEREA BIPOSTE 100 kVA (3F) 7 154 487 365 286 8 293 1 724 10 017SB25004 S.E. AEREA BIPOSTE 250 kVA (3F) 11 483 782 365 286 12 917 2 685 15 601SM03704 S.E. AEREA MONOPOSTE 37 kVA (3F) 3 936 268 305 207 4 716 980 5 696SM07504 S.E. AEREA MONOPOSTE 75 kVA (3F) 5 234 356 305 207 6 102 1 268 7 371SC10004 S.E. CONVENCIONAL 100 kVA (3F) 16 446 1 120 3 905 904 22 375 4 651 27 026SC25004 S.E. CONVENCIONAL 250 kVA (3F) 19 875 1 354 3 905 904 26 038 5 412 31 450SC63004 S.E. CONVENCIONAL 630 kVA (3F) 28 293 1 927 3 905 904 35 030 7 281 42 311SS25004 S.E. SUBTERRANEA CONVENCIONAL 250 kVA (3F) 22 868 1 557 8 123 1 381 33 929 7 053 40 982SS63004 S.E. SUBTERRANEA CONVENCIONAL 630 kVA (3F) 31 285 2 131 8 123 1 381 42 919 8 921 51 841
COSTO UNITARIO DE INVERSIÓN US$
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Cuadro Nº 6-16 Costos Unitarios de Instalaciones de Alumbrado Público
6,81% 20,79% Costo US$
Materiales Stock Mano Obra Transp y Equip. Costo Obra G. Indirect. Actualizado
REDES AEREASRed Aérea AP - Autoportante Al 3x16 mm2+portante - sobre poste SP AS01613 - s/poste SP AS01623 1 738,20 118,37 619,43 277,80 2 753,80 572,41 3 326,22
Red Aérea AP - Autoportante Al 3x16 mm2+portante - sobre poste AP AS01613 - s/poste AP AS01633 5 562,09 378,78 1 935,54 1 060,70 8 937,11 1 857,69 10 794,80
Red Aérea AP - Autoportante Al 2x16 mm2+portante - sobre poste SP AS01613M - s/poste SP AS01622 1 355,25 92,29 619,43 277,80 2 344,77 487,39 2 832,17
Red Aérea AP - Autoportante Al 2x16 mm2+portante - sobre poste AP AS01613M - s/poste AP AS01632 5 179,14 352,70 1 935,54 1 060,70 8 528,08 1 772,67 10 300,75
REDES SUBTERRANEASRed Subterránea AP - Zanja Exclusiva, Cable NYY 3-1x6 mm2 NY06023 - Exc NY00633 8 704,67 592,79 28 029,32 11 359,82 48 686,60 10 120,14 58 806,74
Red Subterránea AP Zanja Exclusiva, Cable NYY 3-1x10 mm2 NY01013 - Exc NY01033 9 853,52 671,02 28 029,32 11 359,77 49 913,63 10 375,20 60 288,83
Red Subterránea AP - en zanja SP- Cable Cu NYY 3x1x6 mm2 NY06023 - Comp NY00623 2 595,90 176,78 3 349,85 563,09 6 685,62 1 389,69 8 075,31
Red Subterránea AP - en zanja SP- Cable Cu NYY 3x1x10 mm2 NY01013 - Comp NY01023 3 744,75 255,02 3 349,85 563,09 7 912,71 1 644,76 9 557,47
LUMINARIASEquipos de Control de AP - Fotocélula y Contactor (Incluye medición) ECAP FC001 69,18 4,71 30,51 0,00 104,40 21,70 126,10
Luminaria VSAP-T 70w - Pastoral AC. Simple PS/0,55/1/1,5" L 70 - PS 0,55/1,0/1,5" LU07002A 64,49 4,39 5,03 5,18 79,09 16,44 95,53
Luminaria VSAP-T 70w - Pastoral AC. Simple PS/1,5/1,9/1,5" L 70 - PS 1,5/1,9/1,5" LU07002B 76,03 5,18 5,03 5,18 91,42 19,00 110,42
Luminaria VSAP-T 150w - Pastoral AC. Simple PS/1,5/1,9/1,5" L 150 - PS 1,5/1,9/1,5" LU15002B 91,19 6,21 5,03 5,18 107,61 22,37 129,98
Luminaria VSAP-T 150w - Pastoral AC. Simple PS/1,5/3/1,5" L 150 - PS 1,5/3/1,5" LU15002X 98,19 6,69 5,03 5,18 115,09 23,92 139,01
Luminaria VSAP-T 250w - Pastoral AC. Simple PS/3,2/3,4/1,5" L 250 P 3,3-3,4-1,5 LU25002C 132,06 8,99 5,03 5,18 151,26 31,44 182,71
Luminaria VSAP-T 400w - Pastoral AC. Simple PS/3,2/3,4/1,5" L 400 P 3,3-3,4-1,5 LU40002C 243,84 16,61 5,03 5,18 270,66 56,26 326,91
POSTESPoste de Concreto de 7 M CAC- 7 M CABT10-C07 73,10 4,98 27,74 23,93 129,75 26,97 156,72
Poste de Concreto de 8 M CAC- 8 M CABT10-C08 90,90 6,19 27,74 23,93 148,76 30,92 179,68
Poste de Concreto de 9 M CAC- 9 M CABT10-C09 110,11 7,50 27,74 23,93 169,28 35,19 204,46
Poste de Concreto de 11 M CAC- 11 M CABT10-C11 152,62 10,39 27,74 23,93 214,68 44,62 259,31
Poste de Concreto de 13 M CAC- 13 M CABT10-C13 200,88 13,68 27,74 23,93 266,23 55,34 321,57
ALUMBRADO PUBLICO PARQUESPoste de Concreto de 9 M CAC- 9 M CABT10-C09 110,11 7,50 27,74 23,93 169,28 35,19 204,46
Luminaria VSAP-T 70w - Pastoral AC. Simple PS/1,5/1,9/1,5" L 70 - PS 1,5/1,9/1,5" LU07002B 76,03 5,18 5,03 5,18 91,42 19,00 110,42
ALUMBRADO PUBLICO INTERSECCIONESCorona Metálica de 10 Reflectores con 20 Lámparas de 400 W CM 10 RE 2x400 CR40010 3 435,74 233,97 125,86 258,77 4 054,34 842,75 4 897,09
Corona Metálica de 8 Reflectores con 16 Lámparas de 400 W CM 8 RE 2x400 CR40008 2 745,26 186,95 125,86 258,77 3 316,84 689,45 4 006,29
Corona Metálica de 6 Reflectores con 12 Lámparas de 400 W CM 6 RE 2x400 CR40006 2 121,81 144,50 125,86 258,77 2 650,93 551,03 3 201,96
Corona Metálica de 8 Reflectores con 16 Lámparas de 250 W CM 8 RE 2x250 CR25008 2 633,52 179,34 125,86 258,77 3 197,50 664,64 3 862,14
Poste de AP de Acero de 22 M PAP A 22 m CABT10-D22 1 288,97 87,78 50,39 37,76 1 464,90 304,50 1 769,40
Poste de AP de Acero de 25 M PAP A 25 m CABT10-D25 2 236,33 152,29 50,39 37,73 2 476,74 514,82 2 991,56
ALUMBRADO PUBLICO PUENTESLuminarias 50 W L 50 LU05002Q 40,25 2,74 5,03 5,18 53,20 11,06 64,26
Luminarias 70 W L 70 LU07002Q 46,23 3,15 5,03 5,18 59,59 12,39 71,97
Luminarias 150 W L 150 LU15002Q 61,39 4,18 5,03 5,18 75,78 15,75 91,53
Luminarias 250 W L 250 LU25002Q 85,52 5,82 5,03 5,18 101,55 21,11 122,66
DESCRIPCION CODIGO CODIGO SICODI
COSTO UNITARIO DE INVERSION US$
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6.1.4 Optimización Técnica Económica del Sistema de Distribución
Para el proceso de optimización técnica-económica de las instalaciones
eléctricas, se utilizó un modelo de cálculo técnico económico para
procesar las opciones de redes básicas adaptadas y las características
de las ATD elegidas (Ver detalles de dicho modelo en el Anexo 6).
El proceso se realizó en las siguientes etapas:
Optimización de la red de BT.
Optimización de la red de MT.
Integración de la redes de BT y MT.
El modelo de cálculo técnico-económico permite evaluar para cada una
de las distintas opciones de arquitectura de red MT y BT, la tecnología,
la tasa de crecimiento y demás hipótesis a considerar, para los
siguientes costos:
Costos de Instalaciones;
Costos de Explotación; y
Costos de Pérdidas.
De esta forma permite elegir la mejor opción y optimizar la topología,
cantidades y secciones de las redes de MT, centros de distribución
MT/BT, redes de BT, disposición de reservas y utilización de
equipamientos de maniobra y protección.
Las hipótesis determinadas que comprenden los datos y escenarios
básicos de análisis, fueron las siguientes:
Densidades de carga de MT y BT resultantes de la caracterización;
Tasas de crecimiento horizontal y vertical;
Tasa de descuento;
Costo de pérdidas;
Costos de instalación y explotación estándar;
Niveles de carga deseados de los equipamientos;
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Tiempos de utilización y de pérdidas (por nivel de tensión);
Tipo de red por ATD; y
Otros datos específicos, como:
Factor de potencia igual a 0,85.
Factor de utilización transformadores igual a 0,75.
Las variables a optimizar fueron:
Arquitectura de red;
Niveles de tensión;
Cantidad y sección de circuitos de MT y BT;
Potencia de Transformación MT/BT; y
Ubicación de los dispositivos de protección y automatismos.
Con las opciones de hipótesis y variables a optimizar consideradas
convenientes, se efectuó el proceso de cálculo, determinando para cada
área característica los siguientes parámetros técnico-económicos de los
circuitos:
Arquitectura de la red básica.
Niveles de tensión.
Cantidad, sección y longitud de circuitos de red aérea o red
subterránea de MT.
Módulos de transformación MT/BT cantidad y potencia (para cada
tipo).
Cantidad, sección y longitud de circuitos de red aérea o
subterránea BT.
Ubicación de dispositivos de protección, maniobra y automatismos.
6.1.4.1 Modelo Optimización Áreas Típicas de Distribución
Para el cálculo del Valor Agregado de Distribución se utilizaron
programas de cálculo basados en modelos de simulación de la
operación de la red de distribución y cálculo de sus costos totales,
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implementado sobre una plataforma de hojas de cálculo en el
programa Excel de Microsoft.
A continuación se ofrecen detalles de la lógica del modelo utilizado.
A. Aspectos Básicos del Modelo de Simulación
El objetivo planteado en el modelo general (conjunto de módulos),
consiste en determinar la combinación óptima de líneas,
estaciones transformadoras y demás elementos constitutivos del
sistema de distribución, en cantidades y características, es decir,
determinar cuál de todas las alternativas (MT + BT + SED), que
cumple con todos los requisitos técnicos, presenta el menor costo
total.
Los procesos de cálculo están contenidos en planillas adaptadas
a cada una de las zonas a estudiar y se utiliza en ellas una
formulación matemática para determinar:
Costo de instalaciones iniciales;
Costo capitalizado de instalaciones futuras;
Costo capitalizado de pérdidas técnicas; y
Costo capitalizado de operación y mantenimiento.
El sistema de distribución se descompone en: red de MT (líneas,
protecciones, troncales, vinculaciones y derivaciones),
subestaciones de distribución y red de BT (líneas troncales y
derivaciones). Para cada uno de estos elementos se realiza,
mediante algoritmos apropiados, los cálculos tendientes a
determinar la capacidad necesaria de las distintas instalaciones
para atender el estado de máxima demanda y disponer de una
reserva suficiente para satisfacer los requerimientos de calidad
óptimos de la clientela. Las instalaciones así definidas deben
representar el menor costo presente y futuro incluyendo los
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conceptos de inversión, de pérdidas; y de operación y
mantenimiento.
Se determinan los costos de las distintas alternativas, variando la
cantidad de salidas, las secciones de los conductores y los
módulos de transformación; luego se calculan sus costos totales y
se selecciona aquella alternativa que presenta el menor costo
total.
Para el cálculo de los costos capitalizados de las instalaciones
futuras y la capitalización de las pérdidas y otros costos
operativos, se utilizan factores que tienen en cuenta la tasa de
crecimiento de la demanda prevista, la modalidad de desarrollo de
las redes según las zonas y expectativas, la tasa de descuento y
la vida útil de las instalaciones.
B. Fórmulas y algoritmos
Los programas de cálculo utilizados, emplean algoritmos
matemáticos para evaluar el desarrollo y evolución de cada uno
de los elementos constitutivos del sistema, tanto para las
instalaciones iniciales como para las expansiones futuras.
Cada uno de los módulos componentes, utiliza fórmulas y
algoritmos matemáticos a fin de representar las características
geométricas (geográficas), cuantitativas y dinámicas de la red en
estudio. Estos módulos son desarrollados para cada zona
característica debido a que son válidos únicamente para las
características de la red para la cual fueron creados (la red de
EDELNOR).
Dentro de las características geométricas se tiene por ejemplo la
longitud de la red de MT en función del número de salidas de la
subestación AT/MT y la potencia instalada, el número de centros
de distribución MT/BT y la densidad de carga.
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Las características cuantitativas se refieren por ejemplo a las
cantidades de centros de distribución, salidas de baja tensión, etc.
Por último, las características dinámicas tienen en cuenta el futuro
crecimiento de la red y la variación en el tiempo de los valores de
pérdidas y mantenimiento.
Para este último concepto se consideran las posibilidades reales
de desarrollo de la red, la tasa anual de crecimiento de la
demanda y la tasa de descuento a fin de referir todos los costos al
año base.
C. Datos requeridos
En la planilla Datos Fijos se ingresa aquella información que es
común a todas las alternativas que se evalúen y que corresponde
básicamente a las características de la distribuidora y sus clientes,
las que pueden resumirse como:
Características geográficas;
Densidades de carga de MT y BT;
Tiempos de utilización y de pérdidas (por nivel de tensión);
Tasas de crecimiento horizontal y vertical;
Tasa de descuento; y
Costo de pérdidas y Energía No Suministrada (ENS).
D. Variables a optimizar
La planilla Datos Variables del modelo, contiene la información
correspondiente a las distintas opciones de red planteadas en
cada uno de los escenarios o alternativas, con referencia a:
Cantidad de salidas y tipo y sección del conductor en red
troncal de MT;
Tipo y sección del conductor en red derivación de MT;
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Cantidad de salidas en BT, tipo y sección del conductor
troncal;
Tipo y sección del conductor en la red general de BT;
Características de los transformadores iniciales, y
Características de los transformadores de reemplazo (futuros).
E. Resultados obtenidos
En la planilla Resultados del modelo, se resumen para cada
escenario los costos por cada etapa del sistema, compuestos por:
Costo de instalaciones iniciales;
Costo capitalizado de instalaciones futuras;
Costo capitalizado de pérdidas técnicas; y
Costo capitalizado de operación y mantenimiento.
F. Planillas complementarias y resumen de resultados
Las planillas complementarias identificadas como Red de MT,
Centros de Distribución y Red de BT muestran los resultados
parciales de los costos y datos de las instalaciones
correspondientes a cada escenario a fin de facilitar al operador del
programa, el control de la consistencia de las opciones
propuestas y de los resultados obtenidos, siendo su contenido:
Resultados parciales de costos;
Longitudes de las redes de MT y BT;
Potencia y corriente por salida; y
Potencia de pérdidas.
La planilla Resumen de Resultados del modelo, muestra para
cada etapa del sistema (Red MT, Centros de Distribución y Red
BT) las características de red correspondiente al escenario óptimo
y sus costos totales y parciales.
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G. Procedimiento
La metodología en general consiste en suponer una red ideal con
una cierta densidad de carga, realizar varios proyectos variando
algunos elementos, como la potencia de los transformadores o la
sección de los conductores y calcular los costos totales para cada
alternativa.
Este procedimiento se repite para distintas combinaciones de
variables y los resultados obtenidos son graficados en función de
algunas variables manteniendo constantes las restantes.
Para obtener cada uno de los valores de costo total es necesario
realizar un proyecto ideal para un área reducida, calcular los
costos capitalizados de pérdidas, de mantenimiento e
instalaciones futuras, y por último comparar los costos por km2.
En el método de los modelos de cálculo, el operador realiza la
optimización mediante un procedimiento análogo, con las
siguientes ventajas:
Puede analizar una gran cantidad de alternativas (en el orden
de cien) debido a la facilidad que brinda el método para
analizar otras alternativas una vez que se dispone del
programa desarrollado para cada sector característico.
Una abundante cantidad de resultados parciales y valores de
comparación debidamente ordenados y presentados
acompañan a los resultados finales, facilitando el control de la
consistencia de los datos y de los resultados obtenidos.
Las salidas del programa constituyen un documento completo
y prolijo del estudio realizado.
Las etapas del proceso pueden resumirse en:
1) Red de BT óptima para cada módulo de transformación
MT/BT. Partiendo de una red de MT se optimiza la
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combinación de cantidad para las salidas y sección de
troncales y derivaciones de la red de BT.
2) Red de MT óptima. Para cada módulo de centro de
transformación y su respectiva red de BT óptima asociada, se
analizan las distintas opciones de cantidad de salidas de MT y
secciones de troncales y derivaciones.
6.1.4.2 Resultados de la Optimización de las Instalaciones BT
El resumen de los resultados obtenidos para las instalaciones
óptimas de cada zona representativa estudiada de la concesión de
EDELNOR, se presenta en el cuadro 6-17.
Cuadro Nº 6-17
MAD AD1 AD2 MD BDTransformador de red 630 KVA 250 KVA 250 KVA 100 KVA 75 KVA
Salidas por CT 6 4 4 2 2
Sección salida BT 400 Al PR150 Al PR 150 Al PR 150 Al PR 120 Al
Sección red general BT 400 Al PR120 Al PR 95 Al PR 50 Al PR 50 Al
Longitud red BT metros 37 158 23 520 21 400 20 000 17 390Longitud salida BT metros 476 267 382 500 669I fase por salida Ampers 211,2 126,5 124,6 102,7 76,4Pérdidas red BT kW 113,1 102,7 51,2 35,6 18,1
Centros red BT 13 22 14 20 13Manzanas por centro 6 5 7 5 6Pérdidas en transformador kW 64,3 52,1 33,5 22,0 12,5Pérdidas en transformador kWH/año 295 148 253 156 163 080 108 933 61 541
Costo red BT US$ 2 020 287 361 392 295 942 224 538 190 938Costo centros US$ 531 262 548 742 158 099 147 220 66 703Costo red MT asociada US$ 523 999 693 944 85 810 99 085 79 885Instalaciones iniciales US$ 3 075 548 1 604 077 539 851 470 843 337 526
Costo red BT US$ 68 953 21 375 10 463 7 474 4 965Costo centros US$ 118 320 122 213 35 211 32 788 14 856Costo red MT asociada US$ 35 011 46 365 5 733 6 620 5 337Inversiones futuras US$ 222 283 189 953 51 408 46 882 25 158
Red de BT US$ 161 445 146 704 73 096 50 825 25 897Transformadores US$ 145 002 124 372 80 119 53 517 30 234Costo de pérdidas US$ 306 447 271 076 153 215 104 342 56 131
Costo mantenimiento BT US$ 80 217 52 101 47 405 44 304 38 522Costo mantenimiento CT US$ 52 336 80 249 34 935 46 580 15 995Costo mantenimiento MT US$ 10 076 12 786 9 027 10 424 8 404Costo mantenimiento US$ 142 629 145 136 91 367 101 307 62 921
Costo total capitalizado US$ 3 746 907 2 210 243 835 840 723 374 481 736
CONCEPTO UNIDAD220 V
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Asimismo, se realizó un procesamiento considerando la alternativa
de utilizar redes de BT de 3x380V en reemplazo de las redes de
3x220V. Los resultados obtenidos para las zonas estudiadas indican
claramente las ventajas que se obtendrían con esta alternativa.
Sin embargo, en los cálculos económicos debe tenerse en cuenta
además de las consideraciones económicas realizadas sobre un
Mercado Base (opción cero), que en el caso de EDELNOR existe
una gran cantidad de suministros trifásicos (Aprox. 90 000), para los
cuales debe considerarse la instalación de transformadores
reductores cuyo costo reduce significativamente la conveniencia del
cambio.
El cuadro 6-18, presenta un resumen de las principales diferencias
resultantes, llevando a conclusiones referenciales, dado que
finalmente se adopta el sistema BT 3x220 V por la presencia de los
suministros trifásicos anteriormente mencionados.
00151
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Cuadro Nº 6-18
MAD AD1 AD2 MD BD MAD AD1 AD2 MD BDTransformador de red 630 KVA 250 KVA 250 KVA 100 KVA 75 KVA 630 KVA 630 KVA 400 KVA 160 KVA 100 KVA
Salidas por CT 6 4 4 2 2 4 4 4 2 2
Sección salida BT 400 Al PR150 Al PR 150 Al PR 150 Al PR 120 Al 150 Al PR150 Al PR 150 Al PR 120 Al PR 95 Al
Sección red general BT 400 Al PR120 Al PR 95 Al PR 50 Al PR 50 Al 150 Al PR 70 Al PR 50 Al PR 50 Al PR 50 Al
Costo red BT US$ 2 020 287 361 392 295 942 224 538 190 938 1 708 488 263 880 230 558 217 791 187 699Costo centros US$ 531 262 548 742 158 099 147 220 66 703 531 262 322 220 124 881 108 979 73 610Costo red MT asociada US$ 523 999 693 944 85 810 99 085 79 885 523 999 377 048 66 468 79 885 70 063Instalaciones iniciales US$ 3 075 548 1 604 077 539 851 470 843 337 526 2 763 749 963 148 421 907 406 655 331 373
Costo red BT US$ 68 953 21 375 10 463 7 474 4 965 40 967 7 773 5 979 4 317 3 428Costo centros US$ 118 320 122 213 35 211 32 788 14 856 118 320 71 763 27 813 24 271 16 394Costo red MT asociada US$ 35 011 46 365 5 733 6 620 5 337 35 011 25 192 4 441 5 337 4 681Inversiones futuras US$ 222 283 189 953 51 408 46 882 25 158 194 297 104 728 38 233 33 926 24 504
Red de BT US$ 161 445 146 704 73 096 50 825 25 897 196 251 161 960 68 894 31 454 12 316Transformadores US$ 145 002 124 372 80 119 53 517 30 234 145 002 88 614 62 452 48 568 26 758Costo de pérdidas US$ 306 447 271 076 153 215 104 342 56 131 341 253 250 574 131 345 80 021 39 075
Costo mantenimiento BT US$ 80 217 52 101 47 405 44 304 38 522 76 119 47 139 46 076 44 304 38 522Costo mantenimiento CT US$ 52 336 80 249 34 935 46 580 15 995 52 336 31 402 20 961 30 277 23 290Costo mantenimiento MT US$ 10 076 12 786 9 027 10 424 8 404 10 076 7 622 6 992 8 404 7 371Costo mantenimiento US$ 142 629 145 136 91 367 101 307 62 921 138 531 86 162 74 029 82 984 69 182
Costo total capitalizado US$ 3 746 907 2 210 243 835 840 723 374 481 736 3 437 830 1 404 612 665 515 603 586 464 134
Instalaciones iniciales 10,14% 39,96% 21,85% 13,63% 1,82%
Costo total capitalizado 8,25% 36,45% 20,38% 16,56% 3,65%
INSTALACIONES ADAPTADAS DE BT URBANA (VALORES POR km2)
CONCEPTO UNIDAD
AHORROS 380 V vs 220 VCONCEPTO
220 V 380 V
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6.1.4.3 Resultados de la Optimización de las Instalaciones de Media
Tensión
En el cuadro 6-19 se presenta el resumen de los resultados
obtenidos para las instalaciones óptimas de MT de cada zona
representativa estudiada.
Cuadro Nº 6-19
AD2 MD + BD AD2 MD + BD
Cantidad salidas de MT 250 28 30 20 28
Sección troncales 240 Al AA 240 AA 185 Cu 120 Cu 70
Sección derivaciones AA 50 AA 50 Cu 35 Cu 35
Por salida
Longitud total seccion troncales metros 4603 3513 3422 3511 3421Longitud total derivaciones metros 3759 5737 3080 5329I fase por salida Ampers 185 163 94 141 88Cantidad centros + cl.MT 14 22 31 20 30Caída máx. de tensión Volts 188 282 184 266 221Caída máx. de tensión 3,3% 4,9% 3,2% 4,6% 3,8%
En emergencia 5,1% 7,4% 4,8% 7,0% 5,8%
Total área
Longitud total secc. troncales metros 1 290 013 98 376 102 671 70 214 95 786Longitud total derivaciones metros 105 262 172 117 61 608 149 208Costo total troncales US$ 131 956 767 2 671 407 2 585 361 2 386 647 2 357 761Costo total derivaciones US$ 1 972 602 3 225 463 1 118 493 2 708 876Costo protección E y S US$ 24 999 728 840 000 900 000 600 000 840 000Costo inversiones iniciales US$ 164 456 495 5 484 010 6 710 824 4 105 140 5 906 637
Costo total troncales US$ 9 937 680 201 184 194 704 179 739 177 563Costo total derivaciones US$ 44 567 72 873 25 270 61 202Costo protecciones E y S US$ 1 882 733 63 261 67 779 45 186 63 261Inversiones futuras US$ 11 820 413 309 012 335 356 250 195 302 026
Pérdidas red MT kW 9 881 569 262 339 319Pérdidas red MT kWH/año 41 203 870 2 373 752 1 093 224 1 415 041 1 328 491Costo inicial de pérdidas US$/año 2 154 962 124 147 57 176 74 007 69 480Costo de pérdidas US$ 18 813 682 1 083 855 499 166 646 108 606 589
Costo inicial mantenimiento US$/año 361 204 57 019 76 941 52 729 97 998Costo mantenimiento US$ 3 153 453 497 795 671 722 460 344 855 558
Costo total capitalizado US$ 198 244 044 7 374 671 8 217 067 5 461 786 7 670 809
INSTALACIONES ADAPTADAS DE MT URBANA (2008)
SIN CONTAMINACIÓN CON CONTAMINACIÓNCONCEPTO UNIDAD MAD + AD1
6.1.4.4 Resultados de la Optimización de las Instalaciones de
Alumbrado Público
Respecto a los requerimientos técnicos y de calidad del servicio del
Alumbrado Público (AP), se consideró los determinados en la Norma
Técnica DGE “Alumbrado de Vías Públicas en Zonas de Concesión
de Distribución”, norma que establece los niveles fotométricos
mínimos sobre alumbrado de vías públicas, de manera tal que
permitan proporcionar tanto al tráfico rodado como peatonal, una
visibilidad cómoda, rápida y segura durante el periodo en que el
alumbrado de la luz natural sea inferior a los niveles mínimos
exigidos en la propia norma.
00153
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De acuerdo a dicha norma, los tipos de alumbrado se determinan de
acuerdo al tipo de vía, bajo el criterio funcional señalado en la Tabla I
(según numeración de la propia norma).
Asimismo, la norma técnica señala que se debe considerar en la
superficie de la vía, los niveles y uniformidad de luminancia e
iluminancia, así como el índice de control de deslumbramiento
señalados en las tablas II, III y IV (señalados en la norma y que a
continuación se indican).
00154
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Con la clasificación de vías y los estándares de calidad requeridos en
la norma, se procedió a efectuar un cálculo para las diferentes
secciones de vía y plazas de la concesión de EDELNOR, tomando
en cuenta las vías actualmente iluminadas por la empresa. Detalle de
los cálculos realizados para verificar la red de AP de la Empresa
Modelo se muestra en el Anexo 5; cálculos que se efectuaron
utilizando el modelo Ilumina v 2.1 de la empresa Josfel, considerando
los equipos de iluminación disponibles en el mercado local. Las
luminarias requeridas por vías y tipos de alumbrado se indican en los
cuadros 6-20 y 6-21.
Cuadro Nº 6-20
70 w 150 w 250 w 400 w
I - - - 288II - 6 636 8 344 -III - 15 488 - -IV 121 525 - - -V 82 435 - - -
Total 203 960 22 124 8 344 288
Tipo de
Alumb.
Luminarias de Vapor de Sodio de Alta Presion
Cuadro Nº 6-21
50 w 70 w 150 w 250 w 400 w
- - - 32 904
8 4 95 12 -
8 4 95 44 904
Iluminación Puentes
Total
Luminarias de Vapor de Sodio de Alta PresionTipo de Alumb.
Iluminacion Cruces Importantes de vías
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El cuadro 6-22, indica los vanos promedio o separación de luminarias
requerido por Tipo de Vía, según los cálculos realizados.
Cuadro Nº 6-22
Tipo de Vía Vano Promedio (m)
Tipo I 34,73Tipo II 41,64Tipo III 35,00Tipo IV 33,68Tipo V 28,60
Asimismo, se procedió a efectuar un cálculo para la iluminación de
los diferentes tipos de parques dentro de la concesión de EDELNOR,
tomando en cuenta los parques actualmente iluminados por la
empresa. Los resultados se muestran en el cuadro 6-23.
Cuadro Nº 6-23
SUBTOTAL
Parque Tipo I
Luminaria VSAP-T 70w - Pastoral AC. Simple PS/1,5/1,9/1,5" 4 605Parque Tipo II
Luminaria VSAP-T 70w - Pastoral AC. Simple PS/1,5/1,9/1,5" 10 343Parque Tipo III
Luminaria VSAP-T 70w - Pastoral AC. Simple PS/1,5/1,9/1,5" 10 93025 878
DESCRIPCION
Total Luminarias de Alumbrado Público - Parques
6.1.4.5 Optimización Técnica Económica de las Instalaciones No
Eléctricas
En general, las Instalaciones No Eléctricas para una empresa como
EDELNOR, incluyen:
o Terrenos
o Edificios y construcciones
o Equipos y vehículos de Transporte y Carga
o Equipos de Almacén, Maestranza, Medición y Control
o Equipos de Comunicación
o Equipos de Oficina
o Equipos y sistemas de Computación y otros
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En este sentido, al efectuar inspecciones de campo para revisar y/o
validar el VNR No Eléctrico informado por EDELNOR, se obtuvieron
los siguientes resultados:
o Se constató la existencia (metros – unidades) de los planos de
los edificios que sustentaban el VNR presentado por
EDELNOR.
o En cuanto al destino al que prestaban servicio los bienes
inmuebles, se consideró sólo las actividades propias de
distribución, comercialización y administración, en tal sentido
no se validó bienes inmuebles destinados a:
Prácticas deportivas y de esparcimiento (losa
deportiva, gimnasios, etc.)
Depósito de bienes sin valor comercial (chatarra)
Comedores, cocina.
Estacionamiento de vehículos que no son de
propiedad de la empresa ni para uso de clientes.
Áreas libres sin uso.
Locales inhabilitados.
Áreas en uso por otras empresas.
Con los resultados de la información recabada en campo, así como
la cantidad de personal determinada para la Empresa Modelo; y los
costos unitarios de edificaciones que se tasan en el Anexo 4, se
procedió a estimar el Costo de las Edificaciones y Terrenos que en
teoría podría requerir la Empresa Modelo, según detalle mostrado en
el cuadro 6-24.
00157
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Cuadro Nº 6-24
Cálculo de Edificaciones y Terrenos de la Empresa Modelo
Item Unidad Valor
Número de trabajadores U 512
Área por persona m2 14
Necesidad de Área construída m2 7 214
Número de edificios U. 2
Area requerida por edificio m2 3 607
Promedio de pisos por edificio m2 7
Área construida por piso m2 515
Costo por m2 de edificación US$/m2 331
Costo de Oficinas US$ 2 386 835
Área para estacionamiento m2 2 014
Costo por m2 estacionamiento US$/m2 90
Costo de Estacionamientos US$ 180 751
Area de bodegas y almacenes m2 850
Costo por m2 de almacén US$/m2 201
Costo de Almacenes y Bodegas US$ 171 073
Oficinas de atención al público m2 3 556
Costo m2 oficinas de atención US$/m2 206
Costo Oficinas de Atención US$ 731 091
COSTO TOTAL EDIFICACIONES US$ 3 469 750
Area requerida de terrenos m2 14 689
Costo promedio m2 de terreno US$/m2 417
COSTO TOTAL DE TERRENO US$ 6 120 094
COSTO TOTAL LOCALES US$ 9 589 844
Respecto al resto de rubros de Inversiones No Eléctricas de la
Empresa Modelo, se estimó también el valor mostrado en el Cuadro
6-25, aplicando los siguientes criterios:
Equipos y Vehículos de Transporte y Carga: Se consideró el valor
determinado por el Consultor VAD.
Equipos de Almacén, Maestranza, Medición y Control: Se asumió
el valor respectivo proporcionado por la empresa EDELNOR.
Equipos de Almacén, Maestranza, Medición y Control: Se asumió
el valor respectivo proporcionado por la empresa EDELNOR.
Equipos de Comunicación: Se asumió el valor respectivo
proporcionado por la empresa EDELNOR.
Terrenos: Se asumió el valor respectivo proporcionado por la
empresa EDELNOR.
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Equipos de Oficina: Se consideró el valor determinado por el
Consultor VAD.
Equipos de Computación (incluidos software): Se determinó los
requerimientos de equipos y software técnico especial, para el
personal determinado para la Empresa Modelo.
Cuadro Nº 6-25
Resumen de las Inversiones No Eléctricas de la Empresa Modelo
Item Edelnor
Consultor
VAD (Infome
Final)
Supervisor
VAD
A 6 120 094 6 942 833 6 120 094
B 9 410 431 3 469 750 3 469 750
C 813 535 427 188 427 188
D 1 939 487 3 962 400 1 939 487
E 2 335 600 4 897 175 2 335 600
F 2 306 892 1 387 900 1 387 900
G 11 295 482 0 11 204 662
34 221 521 21 087 246 26 884 681
(*) El Consultor VAD consideró este rubro en los COYM
Equipos y Vehículos de Transporte y CargaEquipos de Almacén, Maestranza, Medición y Control
INVERSIÓN NO ELÉCTRICA - EDELNOR (Lima Norte) (Valores en US$)
Descripción
TerrenosEdificios y Construcciones
Equipos de ComunicaciónEquipos de OficinaEquipos de Computación (incluye Software) (*)
TOTAL
6.1.4.6 Cálculo del VNR
Se calculó el Valor Nuevo de Reposición (VNR) para cada nivel de
tensión, a partir de la integración de sus componentes: los costos de
inversión o capital y de explotación de una red de distribución
ajustada económicamente a la demanda; las pérdidas reconocidas
de potencia y energía y los costos de una gestión comercial eficiente.
Con la clasificación de cada una de las áreas típicas de distribución y
las potencias servidas en MT y BT por cada una de ellas se
determinaron las magnitudes totales óptimas de los circuitos MT, BT
y SEDs, potencia de transformación y sus costos asociados
correspondientes a las redes adaptadas técnico económicamente a
la demanda.
A continuación se expone en los cuadros 6-26 al 6-29, el resumen de
los resultados obtenidos para cada etapa del sistema.
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Cuadro Nº 6-26
Red de Baja Tensión
Longitud VNR
metros/km2 US$/m metros/km2 US$/m Ind, metros US$
Muy alta densidad 61,84 4 936 400 Al 68,159 27 271 400 Al 68,159 20,8% 1 991 667 163 973 377
6 497 PR150 Al 21,574 20 217 PR120 Al 18,843 20,8% 1 654 098 38 975 704
729 150 Al 55,269 2 268 150 Al 55,269 20,8% 185 553 12 387 489
3 186 PR 150 Al 21,574 21 162 PR 95 Al 16,577 20,8% 1 571 900 32 716 544
381 150 Al 55,269 2 530 70 Al 50,309 20,8% 187 957 11 569 208
2 046 PR 150 Al 21,574 18 418 PR 50 Al 12,498 20,8% 1 477 778 23 929 333
341 150 Al 55,269 3 066 70 Al 50,309 20,8% 246 004 15 096 748
2 362 PR 120 Al 18,843 15 956 PR 50 Al 12,498 20,8% 224 921 3 617 842
439 150 Al 55,269 2 967 70 Al 50,309 20,8% 41 823 2 573 836
Total 273 7 581 701 304 840 080
2 653 004 205 600 658
4 928 697 99 239 423
7 581 701 304 840 080
Media densidad
Baja densidad
72,21
12,28
Total subterránea
Total aérea
Total
61,92Alta densidad 1
Alta densidad 2
Densidad km2
Salidas
64,56
Red General
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Cuadro Nº 6-27
Subestaciones de Distribución
Total VNR
SEDs/km2 kVA US$/SED SEDs/km
2 kVA US$/SED Cant. kVA US$
9 630 35 028 3 100 22 375 720 355 354 27 635 674
4 630 42 918 269 169 667 13 945 252
15 250 26 037 2 100 22 375 1 030 238 856 31 845 516
7 250 33 928 456 114 088 18 687 697
Alta densidad 2 64,56 14 250 12 916 1 100 8 293 20,8% 968 232 416 14 754 862
Media densidad 72,21 20 100 8 293 20,8% 1 444 144 423 14 464 495
7 75 6 102 80 5 986 589 652
13 37,5 4 715 160 5 986 911 323
Total 273 5 128 1 266 776 122 834 468
1 750 594 211 59 481 190
726 283 755 32 632 948
2 413 376 839 29 219 356
240 11 971 1 500 974
5 128 1 266 776 122 834 468TOTAL
Total plataformas bipostes
Ind.Densidad km2
Total SEDs convencionales
Total SEDs bóveda
Total plataformas monopostes
Muy alta densidad 61,84 20,8%
Red BT Sin red BT
Alta densidad 1 61,92 20,8%
Baja densidad 12,28 20,8%
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Cuadro Nº 6-28
Red de Media Tensión
metros US$/m metros US$/m Ind. metros US$
Sin contaminación
MAD y AD1 123,76 250 240 Al 1 290 013 80,694 20,8% 1 290 013 125 737 402
AA 240 119 893 25,260 AA 50 81 684 15,611 20,8% 201 577 5 198 370
Port 120 Al 43 680 33,569 20,8% 43 680 1 771 147
240 Al 7 996 80,694 50 Al 11 476 69,455 20,8% 19 472 1 742 148
AA 185 122 245 22,740 AA 50 175 801 15,611 20,8% 298 046 6 672 658
Port 120 Al 74 595 33,569 20,8% 74 595 3 024 680
240 Al 11 227 80,694 50 Al 23 642 69,455 20,8% 34 869 3 077 765
Con contaminación
Cu 120 83 573 49,042 Cu 35 53 622 23,210 20,8% 137 195 6 453 948
Port 120 Al 19 707 33,569 20,8% 19 707 799 095
240 Al 7 705 80,694 50 Al 6 761 69,455 20,8% 14 466 1 318 229
Cu 70 109 753 32,986 Cu 35 151 171 23,210 20,8% 260 923 8 610 952
Port 120 Al 58 218 33,569 20,8% 58 218 2 360 627
240 Al 14 769 80,694 50 Al 28 176 69,455 20,8% 42 945 3 803 300
Total 273 356 2 495 708 170 570 321
1 401 766 135 678 844
Total línea aérea portante 196 201 7 955 548
499 623 15 064 900
398 118 11 871 028
2 495 708 170 570 321
Media y baja densidad 44,60 30
Alta densidad 2 2839,36
DerivacionesTroncal TotalDensidad km
2 Cantidad
alim.
TOTAL
Alta densidad 2 25,20 20
Total subterránea
Media y baja densidad 39,89 28
Total líneas aéreas aluminio
Total líneas aéreas cobre
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Cuadro Nº 6-29
Equipos de maniobra y Protección Media Tensión
Total
Tipo Cantidad US$/centro US$
Sin contaminación
MAD y AD1 250 Celdas E y S 3 419 8 117 20,8% 33 521 373
Reconectador 28 14 245 20,8% 481 799
secc. fusibles 82 394 20,8% 38 990
Secc. Potencia 14 2 533 20,8% 42 828
seccionamientos 60 772 20,8% 55 972
Reconectador 30 14 245 20,8% 516 213
secc. fusibles 52 394 20,8% 24 726
Secc. Potencia 15 2 533 20,8% 45 887
seccionamientos 61 772 20,8% 56 905
Con contaminación
Reconectador 20 14 245 20,8% 344 142
secc. fusibles 124 394 20,8% 58 961
Secc. Potencia 10 2 533 20,8% 30 591
seccionamientos 42 772 20,8% 39 180
Reconectador 28 14 245 20,8% 481 799
secc. fusibles 106 394 20,8% 50 402
Secc. Potencia 14 2 533 20,8% 42 828
seccionamientos 55 772 20,8% 51 308
Total 356 35 883 903
Cantidad
salidas
Maniobra y protecc.Densidad Ind.
Media y baja densidad 28
Alta densidad 2 28
Alta densidad 2 20
Media y baja densidad 30
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6.1.4.7 Instalaciones Adicionales
Como resultado del modelo propuesto, se consideró necesario la
instalación de una bobina zig-zag en cada subestación AT/MT con
motivo de la adopción del sistema de neutro a tierra.
Además, con el incremento del número de salidas de MT en la Red
Adaptada respecto de la Red Real será necesario incorporar más
equipos de protección en las salidas de las subestaciones. Así, el
número previsto es:
342 - 314 = 28 nuevas celdas
Por otro lado, el factor de potencia considerado en los estudios es
0,85 se requiere incrementarlo hasta el valor de 0,95; por lo tanto,
resulta necesario instalar un banco de compensación reactiva en
cada barra de subestación. En este sentido, se prevé instalar 60
bancos de compensación reactiva con su correspondiente interruptor,
con una potencia capacitiva promedio de 4 MVAR por banco.
Los costos de las instalaciones adicionales anteriormente descritas,
se muestran en el cuadro 6-30.
Cuadro Nº 6-30
Componente Cantidad Costo unitario Total (US$)
Bobinas zig-zag 26 100 000 2 600 000 Bancos compensadores MT 60 52 994 3 179 640 Celdas de proteción MT 42 24 000 1 008 000
Total (US$) 6 787 640
Equipos Adicionales
6.1.4.8 Instalaciones de Alumbrado Público
El cuadro 6-31 indica los metrados y los costos totales del alumbrado
público, considerando las instalaciones requeridas para iluminación
de parques, intersecciones y equipos de control de AP.
Desagregando las inversiones de AP por componente y tipo de red
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(aérea o subterránea), así como por postación o zanja exclusiva
utilizada. El monto de inversión total en alumbrado público asciende
a 90,95 Mio. de US$, tal como se muestra en el cuadro que continua.
Cuadro Nº 6-31
VNR y Metrados de la Red de Alumbrado Público de la Empresa Modelo
REDES AEREAS 4 645,2 16 259,6
Red Aérea AP - Autoportante Al 3x16 mm2+portante - sobre poste SP AS01613 - s/poste SP 3 326 2 913 km 9 687,7Red Aérea AP - Autoportante Al 3x16 mm2+portante - sobre poste AP AS01613 - s/poste AP 10 795 139 km 1 504,3Red Aérea AP - Autoportante Al 2x16 mm2+portante - sobre poste SP AS01613M - s/poste SP 2 832 1 519 km 4 302,0Red Aérea AP - Autoportante Al 2x16 mm2+portante - sobre poste AP AS01613M - s/poste AP 10 301 74 km 765,6
REDES SUBTERRANEAS 2 597,2 28 831,8
Red Subterránea AP - Zanja Exclusiva, Cable NYY 3-1x6 mm2 NY06023 - Exc 58 807 78 km 4 582,0Red Subterránea AP Zanja Exclusiva, Cable NYY 3-1x10 mm2 NY01013 - Exc 60 289 52 km 3 131,7Red Subterránea AP - en zanja SP- Cable Cu NYY 3x1x6 mm2 NY06023 - Comp 8 075 1 662 km 13 423,0Red Subterránea AP - en zanja SP- Cable Cu NYY 3x1x10 mm2 NY01013 - Comp 9 557 805 km 7 695,1
LUMINARIAS 234 716 26 505,1
Equipos de Control de AP - Fotocélula y Contactor (Incluye medición) ECAP 126,10 5 128 Und 646,7Luminaria VSAP-T 70w - Pastoral AC. Simple PS/0,55/1/1,5" L 70 - PS 0,55/1,0/1,5" 95,53 80 471 Und 7 687,5Luminaria VSAP-T 70w - Pastoral AC. Simple PS/1,5/1,9/1,5" L 70 - PS 1,5/1,9/1,5" 110,42 123 489 Und 13 635,6Luminaria VSAP-T 150w - Pastoral AC. Simple PS/1,5/1,9/1,5" L 150 - PS 1,5/1,9/1,5" 129,98 17 578 Und 2 284,8Luminaria VSAP-T 150w - Pastoral AC. Simple PS/1,5/3/1,5" L 150 - PS 1,5/3/1,5" 139,01 4 546 Und 631,9Luminaria VSAP-T 250w - Pastoral AC. Simple PS/3,2/3,4/1,5" L 250 P 3,3-3,4-1,5 182,71 8 344 Und 1 524,5Luminaria VSAP-T 400w - Pastoral AC. Simple PS/3,2/3,4/1,5" L 400 P 3,3-3,4-1,5 326,91 288 Und 94,2
POSTES 75 082 13 743,1
Poste de Concreto de 7 M CAC- 7 M 156,72 14 477 Und 2 268,9Poste de Concreto de 8 M CAC- 8 M 179,68 52 429 Und 9 420,5Poste de Concreto de 9 M CAC- 9 M 204,46 4 062 Und 830,6Poste de Concreto de 11 M CAC- 11 M 259,31 1 599 Und 414,6Poste de Concreto de 13 M CAC- 13 M 321,57 2 514 Und 808,5
ALUMBRADO PUBLICO PARQUES 5 195,1
Poste de Concreto de 9 M CAC- 9 M 204,46 11 433 Und 2 337,6Luminaria VSAP-T 70w - Pastoral AC. Simple PS/1,5/1,9/1,5" L 70 - PS 1,5/1,9/1,5" 110,42 25 878 Und 2 857,4
ALUMBRADO PUBLICO INTERSECCIONES 408,8
Corona Metálica de 20 Reflectores con 20 Lámparas de 400 W CM 10 RE 2x400 4 897,09 3 Und 14,7Corona Metálica de 16 Reflectores con 16 Lámparas de 400 W CM 8 RE 2x400 4 006,29 49 Und 196,3Corona Metálica de 12 Reflectores con 12 Lámparas de 400 W CM 6 RE 2x400 3 201,96 5 Und 16,0Corona Metálica de 16 Reflectores con 16 Lámparas de 250 W CM 8 RE 2x250 3 862,14 2 Und 7,7Poste de AP de Acero de 22 M PAP A 22 m 1 769,40 2 Und 3,5Poste de AP de Acero de 25 M PAP A 25 m 2 991,56 57 Und 170,5
ALUMBRADO PUBLICO PUENTES 119 10,97
Luminarias 50 W L 50 64,26 8 Und 0,5Luminarias 70 W L 70 71,97 4 Und 0,3Luminarias 150 W L 150 91,53 95 Und 8,7Luminarias 250 W L 250 122,66 12 Und 1,5
90 954,5Total (Miles US$)
DESCRIPCION CODIGO
COSTO
UNITARIO
(US$/km)
CANTIDADVNR
(miles US$)
6.1.4.9 Resumen de Resultados del VNR
En resumen los resultados de metrados y VNR de la Empresa
Modelo se muestran en el Cuadro 6-32; cuyo total alcanza a 758,6
Mio US$.
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Cuadro Nº 6-32
VNR y Metrados de la Red Adaptada de la Empresa Modelo
Sistema de Distribución Eléctrica
- Lima NorteUnidad Metrado
VNR miles
US$
Costos
unitarios
Promedio
Media TensiónRed Aérea km 1 094 34 891 31 895Red Subterránea km 1 402 135 679 96 791Equipos de Protección y Seccionamiento unidad 4 160 35 884 8 626Equipos Adicionales unidad 128 6 788 53 028Total MT km 2 496 213 242
Subestaciones de Distribución MT/BTMonoposte unidad 240 1 501 6 254Biposte unidad 2 413 29 219 12 109Convencional unidad 1 750 59 481 33 989Compacta Pedestal unidadCompacta Bóveda unidad 725 32 633 45 011Total SED MT/BT unidad 5 128 122 834
Baja TensiónRed Aérea
Servicio Particular km 4 929 99 239 20 135Alumbrado Público km 4 645 16 260 3 500Luminarias unidad 170 072 18 825 111Equipos de Control AP unidad 2 653 335 126Total red aérea km 9 574 134 659
Red Subterránea
Servicio Particular km 2 653 205 601 77 497Alumbrado Público km 2 597 28 832 11 101Luminarias unidad 91 577 10 137 111Equipos de Control AP unidad 2 475 312 126Postes AP unidad 86 574 16 255 188Total red subterránea km 5 250 261 136
Total BT km 14 824 395 795
Inversiones No EléctricasINE asignadas a MT 7 833INE asignadas a BT 19 051Total INE 26 885
Total VNR 758 756
6.1.5 Pérdidas Estándar del Sistema de Distribución
Las pérdidas de potencia se calcularon para la hora de punta del sistema
de distribución y para el sistema de distribución teórico (Empresa
Modelo), cuyas instalaciones están técnica y económicamente
adaptadas a la demanda.
Los resultados se expresan como porcentajes de la potencia máxima
coincidente y de la energía ingresada a cada nivel de tensión.
Se obtuvieron las Pérdidas Técnicas Estándares de Energía y Potencia
para los Sistemas Económicamente Adaptados (por sector típico) a nivel
de MT, SED, BT, acometidas y medidores. Se tuvo en cuenta que a nivel
BT, dado que la medición del AP se efectúa en las SED, no se
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incorporan las pérdidas en las redes y equipos de AP. Igual
consideración se tuvo en cuenta en el balance de energía y potencia.
Los cálculos de las pérdidas se presentan por etapa. Para cada etapa de
cada sector típico ó zona, se determinaron la potencia y energía de
pérdidas. Dichas etapas son las siguientes:
Pérdidas en las redes de MT;
Pérdidas en las Subestaciones de Distribución MT/BT y otras;
Pérdidas en las redes de BT;
Pérdidas en las acometidas;
Pérdidas en los medidores; y
Pérdidas comerciales.
6.1.5.1 Pérdidas Red MT, Centros de Distribución y Red BT
Las pérdidas de potencia y energía en las redes de MT,
subestaciones de distribución y redes de BT se obtuvieron en el
proceso de optimización de la red técnico-económicamente
adaptada.
Se calculó las pérdidas para cada ATD resultante del modelado de la
red adaptada técnico-económicamente. Para el cálculo se
consideraron, longitudes, secciones, niveles de carga, factores de
utilización y tiempos equivalentes de pérdidas resultantes del estudio
de optimización. Asimismo se consideraron condiciones de
operación real tales como, diversidad de cargas, desequilibrio de
fases, excentricidades de ubicación de los centros de transformación,
etc.
Los valores resultantes para las redes optimizadas de cada Zona de
Densidad de Carga fueron obtenidos a través de los programas
utilizados para la optimización de la Empresa Modelo. Estos
programas realizan un detallado análisis de las pérdidas en redes de
media tensión, centros de distribución y redes de baja tensión.
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Durante este proceso se tuvo en cuenta que la caída de tensión
máxima en sus extremos no excediera lo establecido en la LCE y la
NTCSE.
Los valores resultantes en los circuitos de los modelos se
extrapolaron a los totales de la empresa, sobre la base de los niveles
de demanda, y de las zonas típicas, según lo analizado al tratar el
tema de caracterización del mercado eléctrico.
Las pérdidas de potencia y energía en las acometidas y en los
medidores se obtuvieron mediante un estudio específico. Para el
cálculo de estas pérdidas se consideraron:
Los consumos promedio anuales por cada grupo de clientes, y
la cantidad de clientes de cada grupo.
Las características de demanda simultánea de los clientes a
nivel empresa.
La potencia máxima individual promedio de los clientes,
considerando factores de simultaneidad típicos.
6.1.5.2 Pérdidas en Acometida y Medición
A. Pérdidas en Acometidas
Las pérdidas en acometidas se estimaron mediante:
La corriente máxima individual promedio por cliente de cada
segmento tarifario, estimada a partir de la energía abastecida, la
cantidad de clientes, el número de fases, el tiempo de utilización
total del segmento y el factor de simultaneidad de los clientes.
El cálculo de la potencia máxima de pérdidas promedio por
cliente de cada segmento, considerando los conductores
apropiados a la corriente máxima de cada caso, y aplicando un
factor de incremento por disparidad de cargas máximas.
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Las cantidades de clientes, las energías vendidas y la estimación
de la potencia simultánea por cliente de cada segmento se detalla
en el cuadro 6-33.
Cuadro Nº 6-33
CANTIDAD DE ACOMETIDAS, ENERGIA VENDIDA Y POTENCIA INDIVIDUAL SIMULTANEA POR
SEGMENTO TARIFARIO
Cantidad de acometidas
Segmento
TarifarioAèreas Subterràneas
Energìa
abastecida
anual
Tiempo de
utilizacion
Potencia
màxima
simultanea
segmento
Potencia
simultanea
coincidente
en punta
Potencia
màxima
simultanea
por cliente
Monofàsicas Trifàsicas Monofàsicas Trifàsicas MWh kW kW kW
BT1
BT2 7 180 17 647 5 694 3 099 2 133 16,57BT3P 24 509 76 812 6 132 12 526 11 270 23,50BT3FP 31 802 65 991 5 256 12 555 7 802 15,07BT4P 20 565 94 071 6 132 15 341 14 586 26,22BT4FP 1 25 30 940 65 764 5 256 12 512 8 220 12,56BT4AP 445 827 1807 3356 111 935 4 300 26 031 25 556 4,05BT5A 9 235 3 855 5 000 771 936 3,16BT5B 70882 24214 621408 212276 2 344 187 5 000 468 837 458 748 0,50BT6 99 626 5 456 5 000 1 091 1 048 1,51MT1 7 92 996 472 7 446 133 827 99 312 1 351,78TD1
MT2 43 85 80 802 6 570 12 299 7 379 96,08MT3P 75 315 641 568 7 008 91 548 81 706 234,74MT3FP 75 292 183 174 5 694 32 170 19 924 87,66MT4P 30 174 243 926 7 008 34 807 33 489 170,62MT4FP 45 114 52 666 5 694 9 249 5 661 58,17Total 71 427 25 432 623 871 219 935 4 984 326 866 664 777 771
Luego según el tipo de acometida y número de fases, se asignó el
conductor de acometida de sección apropiada, con la extensión
correspondiente, y se estimó la corriente máxima individual de
cliente promedio de cada segmento, considerando el coeficiente
de simultaneidad con que participa en la demanda global, el
tiempo equivalente individual de pérdidas, y las pérdidas de
energía.
Los cálculos detallados de la pérdida en acometidas se adjunta en
el Anexo 3, y el resumen de los resultados al respecto, en el
cuadro 6-34.
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Cuadro Nº 6-34
Tensión Tipo Fases CantidadPérdidas de
potencia (kW)
Pérdidas de
energía
(kWh/año)
Monofásica 624 369 370 1 828 977 Trifásica 218 514 157 777 852 Monofásica 71 460 32 159 480 Trifásica 25 100 18 87 174
Subterránea Trifásica 975 3 15 592 Aérea Trifásica 250 2 9 665
940 669 583 2 878 739 Totales
CUADRO RESUMEN DE PÉRDIDAS EN ACOMETIDAS
BT
MT
Subterránea
Aérea
B. Pérdidas en Medidores
Las pérdidas en medidores que no son registradas por éstos,
corresponden a las del circuito de medición voltimétrico, por lo
que son prácticamente constantes.
En cada caso se evaluaron las pérdidas de potencia y energía
según el número de fases, la tecnología del medidor, y la cantidad
correspondiente. El resumen de resultados se adjunta en el
cuadro 6-35.
Cuadro Nº 6-35
Pérdidas
voltimétricas
Pérdida de
Potencia
Pérdida anual
Energía
W kW kWh/añoElectromecànicos 556 663 1,5 835 7 314 552 Electrònicos 139 166 0,66 92 804 602 Electromecànicos 192 501 9 1 733 15 176 779 Electrònicos 52 335 1,5 79 687 682
Totales 940 665 2 738 23 983 615
PÉRDIDAS DE POTENCIA Y ENERGÍA DE MEDIDORES
Monofásicos
Trifásicos
TecnologíaTipo Medidor Cantidad
6.1.5.3 Resultados del Cálculo de Pérdidas
A continuación los cuadros 6-36 al 6-40 presentan los resultados de
pérdidas obtenidos para cada etapa del sistema, y el resumen
general de las mismas.
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Cuadro Nº 6-36 Pérdidas en la Red de Media Tensión
Demanda Máxima
kW simult. kW % kW.h/año %
Sin contaminación
MAD y AD1 123,76 645 200 10 380 1,61% 54 105 115 1,32%
Alta densidad 2 39,36 63 512 777 1,22% 4 052 089 1,01%
Media y baja densidad 44,60 39 317 438 1,12% 2 285 591 0,92%
Con contaminación
Alta densidad 2 25,20 39 317 463 1,18% 2 415 531 0,97%
Media y baja densidad 39,89 34 276 533 1,55% 2 777 460 1,28%
Total 273 821 622 12 592 1,51% 65 635 786 1,24%
Potencia EnergíaDensidad km
2
Cuadro Nº 6-37 Pérdidas en las Subestaciones de Distribución
Demanda Máxima
kW simult. kW % kW.h/año %
Muy alta densidad 61,84 221 305 4 866 2,20% 24 909 310 2,20%
Alta densidad 1 61,92 149 558 3 943 2,64% 21 392 959 2,80%
Alta densidad 2 64,56 96 547 2 648 2,74% 14 368 636 2,91%
Media densidad 72,21 64 072 1 944 3,03% 10 735 334 3,28%
Baja densidad 12,28 5 136 188 3,66% 1 031 223 3,93%
Total 273 536 618 13 589 2,36% 72 437 463 2,40%
Potencia simultánea EnergíaDensidad km
2
Cuadro Nº 6-38 Pérdidas en la Red de Baja Tensión
Demanda Máxima
kW simult. kW % kW.h/año %
Muy alta densidad 61,84 221 305 7 656 3,46% 30 347 621 2,68%
Alta densidad 1 61,92 149 558 6 966 4,66% 27 612 465 3,61%
Alta densidad 2 64,56 96 547 3 619 3,75% 14 344 576 2,91%
Media densidad 72,21 64 072 2 815 4,39% 11 156 253 3,41%
Baja densidad 12,28 5 136 244 4,75% 966 517 3,68%
Total 273 536 618 21 300 3,71% 84 427 430 2,80%
Potencia simultánea EnergíaDensidad km
2
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Cuadro Nº 6-39
Pérdidas en las Acometidas
Tensión Tipo Fases CantidadPérdidas de
potencia (kW)
Pérdidas de
energìa
(kWh/año)
Monofásica 624 369 370 1 828 977 Trifásica 218 514 157 777 852 Monofásica 71 460 32 159 480 Trifásica 25 100 18 87 174
Subterránea Trifásica 975 3 15 592 Aérea Trifásica 250 2 9 665
940 669 583 2 878 739
520 236 2 742 977
0,10% 0,10%
Totales
Simultánea BT
Pérdida
BT
MT
Subterránea
Aérea
Cuadro Nº 6-40 Pérdidas en los Medidores
Pérdidas
voltimétricas
Pérdida de
Potencia
Pérdida anual
Energía
W kW kW.h/añoElectromecánicos 556 663 1,5 835 7 314 552 Electrónicos 139 166 0,66 92 804 602 Electromecánicos 192 501 9 1 733 15 176 779 Electrónicos 52 335 1,5 79 687 682
940 665 2 738 23 983 615
520 236 2 742 977
0,48% 0,80%
Totales
Simultánea BT
Pérdida
Monofásicos
Trifásicos
TecnologíaTipo Medidor Cantidad
6.1.6 Estándar de Calidad del Servicio Eléctrico
Para verificar el cumplimiento de los estándares de calidad del servicio
eléctrico previsto en la NTCSE, se determinaron los índices de calidad
de servicio medios e individuales esperables en cada área característica
(de acuerdo al tipo de consumo y zona geográfica) considerando las
instalaciones reales y las correspondientes a la red técnico-
económicamente adaptadas, operadas en forma eficiente.
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6.1.6.1 Metodología
Se determinaron en primer lugar los valores medios esperables de
calidad (frecuencia y tiempo - SAIFI y SAIDI), para luego, en función
de los posibles desvíos de la media, determinar valores factibles por
alimentador. Luego se verificó el cumplimiento del régimen de calidad
de servicio exigido por la NTCSE y los procedimientos generales de
OSINERGMIN.
En tal sentido, se partió de los circuitos medios representativos de las
redes adaptadas técnica y económicamente para cada una de las
áreas características, considerando que sobre ellos se realizan
mantenimientos convenientes de acuerdo a las reglas de la práctica
técnica vigentes, de forma tal de cumplir con la tasa objetivo de
averías, disponiendo de los sistemas de protección adecuados.
Para estos efectos, se tuvo en cuenta las tecnologías consideradas
en los circuitos representativos y las prácticas existentes en el ámbito
latinoamericano, con las cuales se determinó los valores de tasa de
avería.
Dado que la calidad de servicio se mide en forma individual, es
necesario adoptar un criterio estadístico de tratamiento de las
interrupciones para poder determinar un nivel medio de
penalizaciones correspondientes, que permiten cumplir con los
límites.
En el esquema definido por la reglamentación vigente, el
determinante del monto de las penalizaciones resultan las horas
totales de interrupción.
Si se construye la curva de distribución de horas de interrupción por
cliente (a un nivel de tensión) y para un área definida (estrictamente
homogénea), se tendría la curva de distribución de horas de
interrupción mostrada en la lámina 6-7.
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Lámina Nº 6-7
Curva de Distribución de Horas de Interrupción
Entonces, definidos los límites de la norma, calculada la media
obtenible y considerando una curva típica de distribución estadística,
se obtiene el porcentaje de horas penalizadas, que debe resultar
menor al 5%.
Para determinar los límites individuales (no promedios) se debe
considerar la distribución estadística de las interrupciones respecto
de los valores medios.
Mediante la utilización de la curva estándar de distribución de
interrupciones se puede obtener la fracción de la energía penalizada
y el número de usuarios involucrados a partir de la relación entre el
valor límite de la duración no penalizada y el valor medio de la
duración total de las interrupciones.
Los nuevos límites propuestos (tolerancias) fueron establecidos
considerando un máximo de 5% de los usuarios a ser compensados.
Conforme se aprecia en las curvas estándares (ver lámina 6-8), para
una relación entre la Energía no Suministrada Total y la penalizada
de 2,7 se incluye a un 5% de los usuarios a compensar; y en el caso
que dicha relación sea de 3, alcanza un máximo de 4% de usuarios.
Penalización
Correspondiente
Media Límite
%
Clientes
Horas
interrupción
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Lámina Nº 6-8
Porcentaje de Usuarios que Exceden el Limite en Función de
la Relación Valor Limite/Valor Medio
Porcentaje de usuarios que exceden el límite
en función de la relación valor límite / valor medio
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
0,00 0,50 1,00 1,50 2,00 2,50 3,00 3,50 4,00 4,50
Valor límite / Valor medio
Usuarios
6.1.6.2 Procedimiento de cálculo
Los cálculos se realizaron mediante la aplicación de modelos creados
específicamente para la determinación de los estándares esperables
de calidad de servicio, sobre la base de los siguientes datos:
Tasa de avería estándar;
Tiempos de interrupción estándar;
Factor de incidencia sobre el alimentador;
Longitudes y magnitudes por circuito representativo de la red;
Los resultados obtenidos fueron:
Cantidad media de interrupciones esperables en MT y BT;
Duración media esperable de las interrupciones;
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6.1.6.3 Fundamentos del método
Resulta factible determinar la frecuencia media (SAIFI) y la duración
media (SAIDI) de las interrupciones mediante un modelo teórico para
todos los circuitos tipo, considerando las tasas y avería
interrupciones estándar y los factores de incidencia.
El factor de incidencia es la afectación que cada avería o corte
programado tiene sobre el sistema en estudio. Por ejemplo, en el
caso de un alimentador de MT, si la avería es sobre una troncal todo
el alimentador resulta interrumpido, por lo que el factor de incidencia
es uno. Si la avería es sobre un ramal de MT la incidencia es 1/n,
siendo n la cantidad de ramales (se supone que todos los ramales
transmiten igual potencia).
A través de la adición de las interrupciones provocadas en cada
etapa se determina la interrupción total por año, que afectada por el
tiempo medio (por interrupción) de reposición del servicio, permite
obtener el tiempo total de interrupción por año y por alimentador.
Luego, a partir de los valores medios se evalúa la curva de
distribución de las interrupciones verificando el cumplimiento de las
tolerancias individuales, establecidas en la norma.
6.1.6.4 Hipótesis y consideraciones
Las tasas de avería empleadas son las indicadas anteriormente para
la red.
Los tiempos de reposición se definieron en base a tiempos típicos de
localización del elemento averiado, de realización de maniobras para
separar la parte fallada, y de reparación de la falla típica, según el
tipo de red.
A efectos de representar fidedignamente la incidencia del
equipamiento de maniobra, protección y control previsto para las
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redes de distribución de MT y BT en la continuidad del servicio, se
desagregó el tiempo medio de reposición por maniobras del tiempo
de reparación.
Los valores de tasas y tiempos aplicados, y las características de las
redes se indican en los cuadros de datos correspondientes a cada
circuito representativo de cada Área Típica de Distribución.
A efectos de poder estimar los índices de calidad medios esperables
para cada ATD a nivel MT y BT; y luego evaluar la distribución de
niveles individuales y el porcentaje esperado de Energía No
Suministrada fuera de éstos límites, se realizó el cálculo sobre
circuitos representativos incluyendo el sistema de AT.
Para evaluar el cumplimiento de los índices medios se efectuó la
agregación ponderada de las frecuencias y tiempos de interrupción
medios de cada circuito representativo, originados en la red de MT y
las subestaciones de distribución.
6.1.6.5 Resultados sobre la Calidad de Servicio
En los cuadros 6-41 y 6-42 se incluyen los datos y resultados del
cálculo de los índices medios de frecuencia y duración de
interrupciones.
En base a los resultados parciales y según los criterios antes
indicados, se obtuvieron los porcentuales de ENS en exceso de los
niveles individuales para cada ATD, y los niveles medios, valores que
se adjuntan en los cuadros siguientes.
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Cuadro Nº 6-41
INDICES MEDIOS OBTENIDOS POR SECTOR Y PORCENTAJES DE ENERGIA NO SUMINISTRADA PENALIZABLE
ESTIMADO
TIPO DE RED
INDICES MEDIOS
POR SECTOR
SEMESTRALES A
NIVEL MT
LIMITES
INDIVIDUALES A
NIVEL MT
INDICES MEDIOS
POR SECTOR
SEMESTRALES A
NIVEL BT
LIMITES
INDIVIDUALES A
NIVEL BT
MT BT SAIFI SAIDICantidad
interrup.
Duración
interrup.SAIFI SAIDI
Cantidad
interrup.
Duración
interrup.
MUY ALTA DENSIDAD SUBTERR SUBTERR 0,6 1,5 4,0 7,0 0,2% 0,7 1,9 6,0 10,0 0,2%
ALTA DENSIDAD 1 SUBTERR AEREA 0,6 1,5 4,0 7,0 0,2% 0,7 2,0 6,0 10,0 0,2%
ALTA DENSIDAD 2 AEREA URB AEREA 1,0 3,9 4,0 7,0 0,8% 1,2 4,5 6,0 10,0 0,5%
MEDIA DENSIDAD AEREA URB AEREA 1,1 4,4 4,0 7,0 0,8% 1,3 5,1 6,0 10,0 0,5%
BAJA DENSIDAD AEREA RUR AEREA RUR 1,0 5,5 4,0 7,0 0,7% 1,2 6,3 6,0 10,0 0,5%
SECTOR
% DE ENS
PENALIZA
DA NIVEL
MT
% DE ENS
PENALIZADA
NIVEL BT
Cuadro Nº 6-42
DETERMINACION DE INDICES MEDIOS TOTAL
EMPRESA
POTENCIA
POR
SEGMENTO
SAIFI ORIGEN
MT Y SED
SAIDI ORIGEN
MT Y SED
MW INT/AÑO HS/AÑO
MUY ALTA DENSIDAD 470 1,3 2,9
ALTA DENSIDAD 1 158 1,3 3,2
ALTA DENSIDAD 2 101 2,9 8,5
MEDIA DENSIDAD 68 2,9 8,5
BAJA DENSIDAD 5 2,5 11,3
TOTAL 802 1,6 4,2
LIMITES
REGULATORIOS3,0 7,5
SECTOR
6.1.7 Optimización de los Costos de Operación y Mantenimiento Técnico
En ésta sección, se determinan los costos de explotación para las
instalaciones de distribución, considerando tecnologías técnico-
económicamente adaptadas y prácticas de mantenimiento apropiadas.
6.1.7.1 Costos Directos
En el cuadro 6-43 se observan los costos anuales tercerizados
determinados por unidad de instalación, para cada uno de los
componentes típicos de la red de distribución. El detalle del cálculo
de estos costos se exhibe en el Anexo 2 del presente informe.
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Cuadro Nº 6-43
Costos Unitarios de Operación y Mantenimiento
Costo
unitario
anual
US$/unid
Red MT
Lineas aéreas de MT desnuda poste Hormigón, sin contaminación km 500 632
Lineas aéreas de MT desnuda poste Hormigón, con contaminación km 398 968
Lineas aéreas de MT autoportante poste Hormigón km 196 800
Cable subterráneo de MT km 1 402 572
Celdas MT u 2 994 259
Seccionalizador u 106 300
Red BT
Subestación MT/BT tipo cámara convencional u 2 476 892
Plataforma biposte MT/BT desde 100 kVA u 2 413 498
Plataforma monoposte MT/BT hasta 75 kVA u 240 324
Línea aérea de BT (con control y conductor AP) km 4 929 420
Cable Subterráneo de BT (con control y conductor AP) km 2 653 471
Mediciones Control de Calidad u 8 000 40
Red AP
Línea Exclusiva Alumbrado Público km 214 420
Cable Subterráneo Exclusivo Alumbrado Público km 130 471
Luminaria alumbrado público u 261 649 21
Instalación Unidad Cantidad
Asimismo, en el cuadro 6-44 se observan los resultados de los
costos directos de O&M que ascienden a 15,25 Mio US$/año,
determinados aplicando los costos del cuadro 6-43 sobre los
metrados de las instalaciones adaptadas de la Empresa Modelo.
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Cuadro Nº 6-44
Resumen de Costos Directos de Operación y Mantenimiento
MaterialesServicios de
Terceros
Costo
unitario
anual
MaterialesServicios de
TercerosCosto anual
US$/unid US$/unid US$/unid US$ US$ US$
Red MT
Lineas aéreas de MT desnuda poste Hormigón, sin contaminación km 500 93 539 632 46 313 269 396 315 709
Lineas aéreas de MT desnuda poste Hormigón, con contaminación km 398 90 877 968 36 028 349 338 385 366
Lineas aéreas de MT autoportante poste Hormigón km 196 142 658 800 27 830 129 093 156 923
Cable subterráneo de MT km 1 402 36 537 572 49 913 752 446 802 359
Celdas MT u 2 994 18 240 259 54 072 720 004 774 076
Seccionalizador u 106 21 279 300 2 221 29 579 31 800
SUBTOTAL MT 216 378 2 249 856 2 466 233
Red BT
Subestación MT/BT tipo cámara convencional u 2 476 221 672 892 545 993 1 663 152 2 209 145
Plataforma biposte MT/BT desde 100 kVA u 2 413 211 287 498 509 851 692 727 1 202 577
Plataforma monoposte MT/BT hasta 75 kVA u 240 74 250 324 17 764 60 108 77 872
Línea aérea de BT (con control y conductor AP) km 4 929 93 327 420 460 036 1 612 467 2 072 503
Cable Subterráneo de BT (con control y conductor AP) km 2 653 253 218 471 671 872 577 180 1 249 053
Mediciones Control de Calidad u 8 000 40 40 0 320 000 320 000
SUBTOTAL BT 2 205 516 4 925 634 7 131 150
Red AP
Línea Exclusiva Alumbrado Público km 214 93 327 420 19 944 69 907 89 851
Cable Subterráneo Exclusivo Alumbrado Público km 130 253 218 471 32 887 28 252 61 140
Luminaria alumbrado público u 261 649 11 10 21 2 878 139 2 642 655 5 520 794
SUBTOTAL AP 2 930 971 2 740 814 5 671 785
UNITARIO TOTALES
Instalación Unidad Cantidad
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Equipos de guardia para la operación de la red MT
Para la operación de la red de MT se prevé la disponibilidad de 4
equipos de guardia permanentes, constituidos por personal propio.
Cada equipo estará compuesto por dos técnicos de brigada.
A los fines de brindar un cumplimiento de 24 horas todos los días del
año, serán necesarios 5 turnos equivalentes, lo que hace un total de:
4 equipos/turno x 5 turnos = 20 equipos
Adicionalmente, para esta labor se requieren 04 camionetas.
Por lo tanto, el costo anual de los equipos de guardia para la
operación MT resulta US$ 1 092 526.
Implementación de Trabajos Con Tensión (TCT) en redes aéreas
de MT, para la mejora de la Calidad del Servicio
Se considera que la aplicación de técnicas de Trabajos con Tensión
requiere, para su correcta implementación, cumplir con las tareas
siguientes:
Selección del personal
Capacitación
Compra de equipamiento especial
La cantidad de intervenciones requeridas por las redes aéreas de MT
de la Empresa Modelo (1 094 km), resultan de:
Intervenciones por adecuaciones de acuerdo a la tasa de
averías.
Intervenciones de mantenimiento preventivo.
Acciones de montaje de equipamiento y habilitación de
instalaciones nuevas.
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En este sentido, se estima que la dotación necesaria para realizar
mantenimiento con TCT con personal propio, de 4 cuadrillas de 4
integrantes, más un supervisor.
El costo de los elementos necesarios se detalla en el siguiente
cuadro:
Cuadro Nº 6-45
Resumen de Costos para Trabajos con Tensión (TCT)
Materiales Cantidad C.U. (US$) Sub-Total Cuadrilla TotalJuego de pértigas y otros elementos para TCT 1 100 000 100 000 4 400 000Juegos de elementos para trabajos en contacto 1 30 000 30 000 4 120 000
Sub-total Materiales 520 000
Personal Propio Cantidad C.U. (US$) Sub-Total Cuadrilla TotalSupervisor 1 2 959 35 510 4 142 040Técnico de Brigada 4 1 835 88 069 4 352 278
Sub-total Personal Propio 494 317
Servicios de Terceros Horas C.U. (US$) Sub-Total Cuadrilla TotalCapacitación 400 200 80 000 2 160 000Hidroelevador 3 200 32,16 102 925 4 411 699Camioneta 2 200 9,06 19 932 4 79 728
Sub-total Servicios de Terceros 651 427
Cargas Diversas TotalHerramientas 171 862
Sub-total Cargas Diversas 171 862
US$ 1 837 606TOTAL ANUAL
6.1.7.2 Costos de Supervisión Directa de Explotación Técnica
De la estructura organizacional señalada en el numeral 5.4.2 del
presente informe, se identificó los puestos que no realizan
actividades vinculadas al VAD. Dichos puestos son:
1. Funciones vinculadas a inversiones
Subgerencia de ingeniería y obras (completa).
2. Funciones vinculadas a transmisión
Jefatura de mantenimiento de transmisión (completa),
Áreas de análisis técnico y control trabajos (en forma
parcial).
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Además la actividad del Gerente Técnico queda vinculada también
en forma parcial a las actividades VAD de distribución.
En el cuadro 6-46 se revisa la estructura de la Gerencia Técnica
estableciendo el porcentaje de asignación a las actividades VAD y
No VAD de cada uno de los puestos, los cuales se consideran para
la determinación de los gastos personales de la Supervisión Técnica.
Cuadro Nº 6-46
N° Cargo Área ASIGNACIONES (%)
VAD NO VAD
1 GERENTE TÉCNICO GERENCIA TECNICA 60 40 2 SUBGERENTE DE INGENIERÍA Y OBRA GERENCIA TECNICA 0 100 3 SUBGERENTE DE MANTENIMIENTO GERENCIA TECNICA 80 20
4 SUBGERENTE DE OPERACIONES Y CALIDAD DE SERVICIO GERENCIA TECNICA 100 0
5 SECRETARIA DE GERENCIA GERENCIA TECNICA 60 40 6 ANALISTA DE CONTROL TECNICO SECCION CONTROL DE OBRAS 0 100 7 ASISTENTE DE CONTROL TECNICO SECCION CONTROL DE OBRAS 0 100 8 SECRETARIA DE SUB-GERENCIA SUBG. INGENIERIA Y OBRAS 0 100 9 ING. INSPECTOR OBRAS CIVILES SECCION OBRAS TRANSMISION 0 100
10 ING. OBRAS ELECTROMECANICAS SECCION OBRAS TRANSMISION 0 100 11 JEFE DE OBRAS TRANSMISION SECCION OBRAS TRANSMISION 0 100 12 LIQUIDADOR SECCION OBRAS TRANSMISION 0 100 13 TECNICO OBRAS ELECTROMECANICAS SECCION OBRAS TRANSMISION 0 100 14 ING. PROYECTOS ELECTROMECANICOS SECCION PROYECTOS TRANSMISION 0 100 15 ING. PROYECTOS CIVILES SECCION PROYECTOS TRANSMISION 0 100 16 JEFE DE PROYECTOS TRANSMISION SECCION PROYECTOS TRANSMISION 0 100 17 TECNICO PROYECTOS ELECTROMECANICOS SECCION PROYECTOS TRANSMISION 0 100 18 TECNICO DE PROYECTOS CIVILES SECCION PROYECTOS TRANSMISION 0 100 19 ANALISTA PLANIFICACION TECNICA SECCION PLANIFICACION TECNICA 0 100 20 JEFE DE PLANIFICACION TECNICA SECCION PLANIFICACION TECNICA 0 100 21 ASISTENTE ADMINISTRATIVO SECCION NORMALIZACION 0 100 22 ING. DE DISEÑO SECCION NORMALIZACION 0 100 23 JEFE DE NORMALIZACION SECCION NORMALIZACION 0 100 24 ASISTENTE ADMINISTRATIVO SECCION PROYECTOS DISTRIBUCION 0 100 25 ING. PROYECTOS DE DISTRIBUCION SECCION PROYECTOS DISTRIBUCION 0 100 26 JEFE DE PROYECTOS DISTRIBUCION SECCION PROYECTOS DISTRIBUCION 0 100 27 TECNICO PROYECTOS DISTRIBUCION SECCION PROYECTOS DISTRIBUCION 0 100 28 ING. MANTENIMIENTO DE REDES SECCION MANTENIM. TRANSMISION 0 100 29 ING. MANTENIMIENTO DE SET'S SECCION MANTENIM. TRANSMISION 0 100 30 JEFE MANTENIM. TRANSMISION SECCION MANTENIM. TRANSMISION 0 100 31 LIQUIDADOR SECCION MANTENIM. TRANSMISION 0 100 32 PROGRAMADOR DE MANTENIMIENTO SECCION MANTENIM. TRANSMISION 0 100 33 TECNICO AUXILIAR DE MANTENIMIENTO SECCION MANTENIM. TRANSMISION 0 100 34 TECNICO DE MANTENIMIENTO SECCION MANTENIM. TRANSMISION 0 100
35 SECRETARIA DE SUB-GERENCIA SUBG. OPERACIONES Y CALIDAD DEL SERV. 100 0
36 ANALISTA DE OPERACIÓN SECCION OPERACION 100 0
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N° Cargo Área ASIGNACIONES (%)
VAD NO VAD
37 ASISTENTE DE OPERACIÓN SECCION OPERACION 100 0 38 JEFE DE CENTRO DE OPERACIÓN SECCION OPERACION 100 0 39 SUPERVISOR DE OPERACIÓN SECCION OPERACION 100 0 40 TECNICO AUXILIAR DE BRIGADA SECCION OPERACION 100 0 41 TECNICO DE BRIGADA SECCION OPERACION 100 0 42 TECNICO DE OPERACIÓN SECCION OPERACION 100 0 43 ANALISTA DE DATOS TECNICOS SECCION GESTION DE DATOS TECNICOS 100 0 44 JEFE DE GESTION DE DATOS TECNICOS SECCION GESTION DE DATOS TECNICOS 100 0 45 SECRETARIA DE SUB-GERENCIA SUBG. DE MANTENIMIENTO 80 20 46 ANALISTA DE CONTROL TECNICO SECCION CONTROL DE TRABAJOS 80 20 47 ASISTENTE ADMINISTRATIVO SECCION CONTROL DE TRABAJOS 100 0 48 ASISTENTE DE CONTROL TECNICO SECCION CONTROL DE TRABAJOS 80 20 49 JEFE DE CONTROL DE TRABAJOS SECCION CONTROL DE TRABAJOS 80 20 50 ASISTENTE ADMINISTRATIVO SECCION MANTENIM. DISTRIBUCION 100 0 51 ING. MANTENIMIENTO DISTRIBUCION SECCION MANTENIM. DISTRIBUCION 100 0 52 ING. OBRAS DE DISTRIBUCION SECCION MANTENIM. DISTRIBUCION 100 0 53 INGENIERO DE DISTRIBUCION SECCION MANTENIM. DISTRIBUCION 100 0 54 JEFE DE MANT. DISTRIBUCION SECCION MANTENIM. DISTRIBUCION 100 0 55 JEFE DISTRIBUCION NORTE CHICO SECCION MANTENIM. DISTRIBUCION 100 0 56 LIQUIDADOR SECCION MANTENIM. DISTRIBUCION 100 0 57 TECNICO MANT. DISTRIBUCION SECCION MANTENIM. DISTRIBUCION 100 0 58 TECNICO MANTENIMIENTO DISTRIBUCION SECCION MANTENIM. DISTRIBUCION 100 0 59 TECNICO OBRAS DE DISTRIBUCION SECCION MANTENIM. DISTRIBUCION 100 0 60 ANALISTA PLAN. MANTENIMIENTO SECCION ANALISIS TECNICO 100 0 61 ING. PROTECCION DE DISTRIBUCION SECCION ANALISIS TECNICO 100 0 62 JEFE DE ANALISIS TECNICO SECCION ANALISIS TECNICO 100 0 63 PROGRAMADOR DE MANTENIMIENTO SECCION ANALISIS TECNICO 100 0
64 ING. MANT. ALUMBRADO PUBLICO SECCION MANTENIM. ALUMBRADO PUBLICO 100 0
65 JEFE DE MANTENIM. ALUMBRADO PUBLICO SECCION MANTENIM. ALUMBRADO PUBLICO 100 0
66 LIQUIDADOR SECCION MANTENIM. ALUMBRADO PUBLICO 100 0
67 TECNICO MANTENIMIENTO AP SECCION MANTENIM. ALUMBRADO PUBLICO 100 0
68 JEFE DE PROYECTOS Y OBRAS DE TRANSMISION SECCION PROYECTOS Y OBRAS DE TRANSMISION 0 100
69 ING. OBRAS DE DISTRIBUCION SECCION OBRAS DISTRIBUCION 0 100 70 JEFE DE OBRAS DISTRIBUCION SECCION OBRAS DISTRIBUCION 0 100 71 LIQUIDADOR SECCION OBRAS DISTRIBUCION 0 100 72 TECNICO OBRAS DE DISTRIBUCION SECCION OBRAS DISTRIBUCION 0 100
73 ANALISTA CALIDAD DE PRODUCTO SECCION CALIDAD DEL PRODUCTO Y ANALISIS 100 0
74 ANALISTA DE DESARROLLO DE LA RED SECCION CALIDAD DEL PRODUCTO Y ANALISIS 100 0
75 ANALISTA DE SISTEMAS DE POTENCIA SECCION CALIDAD DEL PRODUCTO Y ANALISIS 0 100
76 ASISTENTE ADMINISTRATIVO SECCION CALIDAD DEL PRODUCTO Y ANALISIS 100 0
77 JEFE DE CALIDAD DEL PRODUCTO Y ANALISIS SECCION CALIDAD DEL PRODUCTO Y ANALISIS 100 0
78 ANALISTA CALIDAD DE SERVICIO SECCION CALIDAD DEL SERVICIO 100 0 79 JEFE DE CALIDAD DE SERVICIO SECCION CALIDAD DEL SERVICIO 100 0
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Por otro lado, a los costos de personal indicados a partir de la planilla
resultante del cuadro 6-46, se agregan los costos de funcionamiento
tales como alquiler de oficinas, servicios, telefonía, viáticos,
transporte, etc.; los que se estiman en un 15% de los costos de las
remuneraciones. Con lo que resulta un total de gastos de personal y
funcionamiento de US$ 3 819 132 al año, según indica el cuadro 6-
47.
Cuadro Nº 6-47
CategoríaCANTIDAD
ASIGNADA
REMUNERACIÓN
MENSUAL (US$)Total (US$)
GERENTE 0,6 12 679 91 287
SUBGERENTE 1,8 9 543 206 134
SECRETARIA GERENCIA 0,6 2 959 21 306
SECRETARIA SUBGERENCIA 1,8 2 855 61 660
JEFE DE SECCIÓN 8,8 4 401 464 781
ING DE OyM, DIST, ALUM, CP Y CS 16 2 959 568 158
ANALISTA O PROGRAMADOR DE OyM, CP Y CS, DIST 19 2 959 674 688
TÉCNICO DE OyM DIST 26 1 835 572 451
TÉCNICO DE BRIGADA 7 1 835 154 121
TÉCNICO AUXILIAR DE BRIGADA 10 1 835 220 173
TÉCNICO Y LIQUIDADOR 13 1 835 286 225 TOTAL: 3 320 985
GASTOS DE FUNCIONAMIENTO 15 % 498 148
TOTAL SUPERVISIÓN O&M 3 819 132
Valorización de la estructura de supervisión directa asignada a las actividades
VAD de OyM
6.1.8 Optimización de los Costos de Gestión Comercial y Pérdidas
Comerciales
6.1.8.1 Costos Directos
En el cuadro 6-48 se indica la composición de costos directos de
lectura, facturación, reparto y cobro definidos según los criterios
descritos en el numeral 5.5.1 para cada tipo de cliente; y por factura.
Cuadro Nº 6-48
Tipo de cliente Lectura Factura Reparto Cobranza Total/factura
Simple tarifa (MSE) 0,130 0,200 0,090 0,166 0,586Doble tarifa (MS/DE+SP) 0,240 0,200 0,090 0,166 0,696Tarifa multiple (MDE+DP) 0,378 0,200 0,090 0,166 0,834Alumbrado público 0,378 0,200 0,090 0,166 0,834Mediciones concentradas 0,378 0,200 0,090 0,166 0,834
Costos Directos de Comercialización (US$/Factura)
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Asimismo, en el cuadro 6-49 se resumen los costos anuales para el
total de los usuarios de EDELNOR.
Cuadro Nº 6-49
Segmento
Tarifario
Cantidad de
Usuarios
Costo unitario /
facturaTotal
BT1 0 0,696 0BT2 177 0,834 1 771
BT3P 519 0,696 4 334BT3FP 813 0,696 6 789BT4P 555 0,696 4 635
BT4FP 953 0,696 7 959BT4AP 5 128 0,834 51 316BT5A 228 0,696 1 904BT5 928 432 0,586 6 527 843BT6 691 0,586 4 858MT1 0 0,696 0TD1 0 0,696 0MT2 95 0,834 951
MT3P 344 0,696 2 873MT3FP 316 0,696 2 639MT4P 179 0,696 1 495
MT4FP 117 0,696 977TOTAL 938 547 6 620 344
RESUMEN DE COSTOS FIJOS ANUALES COMERCIALES
(US$)
A. Costo del Call Center
Los costos anuales de atención de llamadas por requerimientos
comerciales o reclamos técnicos se determinaron a partir de la
cantidad anual estimada para los distintos conceptos asociados a
ambas actividades, y el costo unitario por llamada.
Las cantidades de llamadas se estimaron según los criterios
indicados a continuación.
Reclamos técnicos:
Por falta de suministro: se adoptó una cantidad de reclamos
por falla observada en empresas similares, considerando un
factor de incidencia para cada tipo de instalación.
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Por problemas de tensión: se proyectó en proporción a la
cantidad de circuitos de BT.
Por alumbrado público: se estimó la cantidad de fallas anual,
considerando 2 reclamos por falla.
Por peligros en vía pública: se estimaron mediante la
proporción observada en empresas similares, considerando
una ponderación doble para las instalaciones aéreas.
Reclamos comerciales: mediante proporción de reclamos por
cliente en empresas similares. Los resultados se indican en el
cuadro 6-50.
Cuadro Nº 6-50
COSTOS DE CALL CENTER
Actividad Concepto
Cantidad
anual de
atenciones
Falta de suministro 125 976Problemas de tensión 39 127Falla de luminaria 180 000Peligros en via publica 33 228Consultas 198 557Cambios titularidad 9 274Modificacion datos clientes 8 180Atenciòn rel. con morosidad 10 446Nuevos Suministros 3 478Varios 20 487
Total de llamados atendidos 628 753
Costo por llamada (US$/llamada atendida) 0,6Costo de atencion telefònica anual US$ 377 252
Costo Inspecciones pérdidas No Técnicas 3 031 200
Atencion de Reclamos Tecnicos
Atencion de Requerimientos
Comerciales
B. Costo de Inspección y Disciplina Comercial
Se han previsto inspecciones permanentes sobre las áreas de alto
nivel de fraude, e inspecciones periódicas en las áreas restantes.
Respecto a la periodicidad de las inspecciones por tipo de cliente,
ésta debe anual en clientes con demandas superiores a 50 kW; y
quinquenal para el resto de los clientes.
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El costo total insumido por estas inspecciones, incluido el material
y la mano de obra tercerizada, alcanza a 3 031 520 US$/año,
según detalle indicado en el cuadro 6-51.
Cuadro Nº 6-51
Costo de Inspección y disciplina comercial
MATERIAL
SERVICIOS
DE
TERCEROS
TOTAL
Inspecciones 500 000 - 860 000 860 000 Normalización de instalaciones 45 000 900 000 112 500 1 012 500 Acciones de revisión con apoyo policial 274 000 - 1 159 020 1 159 020
900 000 2 131 520 3 031 520 TOTAL
COSTOS (US$)
ACCIÓN CANTIDAD
Por otro lado, partiendo de los 2 286 GWh entregados a clientes
de la opción tarifaria BT5, un 25% de esta energía estaría
relacionada con los clientes potencialmente conflictivos y de este
total un 10% estaría relacionado con fraudes no detectados, por lo
que se estima un nivel de fraude a eliminar de 57 100 MWh.
6.1.8.2 Costos de Supervisión Directa de Explotación Comercial
De la estructura conformada en el punto 5.5.2, se han identificado las
funciones que no realizan actividades relacionadas con las
actividades VAD de la empresa modelo. Estos puestos son:
Subgerencia de Desarrollo Comercial en forma completa, con
todas las unidades de negocio incluidas (Retail, constructoras,
financiero, seguros);
Sección de conexiones y calidad de medida (corresponden a
la actividad conexión y medición); y
Sección de control de morosidad.
El Gerente Comercial se asigna proporcionalmente a las actividades
VAD.
En el cuadro 6-52 se determina para todo el personal de la estructura
de la Gerencia Comercial el porcentaje de asignación a las
actividades VAD y No VAD.
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Cuadro Nº 6-52
N° Cargo Area ASIGNACIONES (%)
VAD EXPL
NO VAD EXPL
1 GERENTE COMERCIAL GERENCIA COMERCIAL 70 30 2 SUBJERENTE MERCADEO GERENCIA COMERCIAL 100 0 3 SUBJERENTE DESARROLLO COMERCIAL GERENCIA COMERCIAL 0 100 4 SUBJERENTE OPRACIONES COMERCIALES GERENCIA COMERCIAL 50 50 5 SECRETARIA DE SUB-GERENCIA SUBG.MERCADO 100 0 6 ANALISTA DE GESTION COMERCIAL SECCION CLIENTES LIBRES 100 0 7 EJECUTIVO DE LIBRE MERCADO SECCION CLIENTES LIBRES 100 0 8 EJECUTIVO DE NEGOCIOS SECCION CLIENTES LIBRES 100 0 9 ASISTENTE ADMINISTRATIVO SECCION CLIENTES EMPRESARIALES E INSTIT. 100 0
10 EJECUTIVO CLIENTES EMPRESARIALES SECCION CLIENTES EMPRESARIALES E INSTIT. 100 0 11 JEFE DE CLIENTES EMPRESARIALES E INSTITUC. SECCION CLIENTES EMPRESARIALES E INSTIT. 100 0 12 ANALISTA DE CALIDAD DE MEDIDA SECCION CONEXIONES Y CALIDAD DE MEDIDA 0 100 13 ANALISTA DE CONEXIONES SECCION CONEXIONES Y CALIDAD DE MEDIDA 0 100 14 ASISTENTE ADMINISTRATIVO SECCION CONEXIONES Y CALIDAD DE MEDIDA 0 100 15 ASISTENTE DE GESTION SECCION CONEXIONES Y CALIDAD DE MEDIDA 0 100 16 JEFE DE CONEXIONES Y CALIDAD DE MEDIDA SECCION CONEXIONES Y CALIDAD DE MEDIDA 0 100 17 TECNICO CONEXIONES Y MEDICION SECCION CONEXIONES Y CALIDAD DE MEDIDA 0 100 18 ANALISTA DE GESTION COMERCIAL SUBG. DESARROLLO COMERCIAL 0 100 19 ANALISTA DESARROLLO COMERCIAL SUBG. DESARROLLO COMERCIAL 0 100 20 ASISTENTE DE CANALES COMERCIALES SUBG. DESARROLLO COMERCIAL 0 100 21 ASISTENTE DE PROMOCION Y PUBLICIDAD SUBG. DESARROLLO COMERCIAL 0 100 22 ABOGADO COMERCIAL SECCION CANALES DE ATENCION 100 0 23 ADMINISTRADOR DE CENTRO DE SERVICIOS SECCION CANALES DE ATENCION 100 0 24 ASISTENTE ADMINISTRATIVO SECCION CANALES DE ATENCION 100 0 25 ASISTENTE DE GESTION SECCION CANALES DE ATENCION 100 0 26 COORDINADOR DE CORRESPONDENCIA Y ARCHIVO SECCION CANALES DE ATENCION 100 0 27 EJECUTIVO COMERCIAL SECCION CANALES DE ATENCION 100 0 28 EJECUTIVO DE SERVICIOS SECCION CANALES DE ATENCION 100 0 29 JEFE DE CANALES DE ATENCION SECCION CANALES DE ATENCION 100 0 30 SUPERVISOR DE GESTIÓN COMERCIAL SECCION CANALES DE ATENCION 100 0 31 EJECUTIVO COMERCIAL SECCION EXPANSION 100 0 32 EJECUTIVO DE NEGOCIOS SECCION EXPANSION 100 0 33 JEFE DE EXPANSION SECCION EXPANSION 100 0 34 ANALISTA DE GESTIÓN COMERCIAL SECCION CONTROL DE PERDIDAS 100 0 35 ANALISTA DE PERDIDAS SECCION CONTROL DE PERDIDAS 100 0 36 ASISTENTE ADMINISTRATIVO SECCION CONTROL DE PERDIDAS 100 0 37 ASISTENTE DE CONTROL DE PERDIDAS SECCION CONTROL DE PERDIDAS 100 0 38 JEFE DE CONTROL DE PERDIDAS SECCION CONTROL DE PERDIDAS 100 0 39 ABOGADO COMERCIAL SECCION CONTROL MOROSIDAD 0 100 40 ASISTENTE DE CONTROL DE MOROSIDAD SECCION CONTROL MOROSIDAD 0 100 41 ADMINISTRADOR DE REPARTO SECC. EXPL. Y FACT. CLIENTES REGULADOS 100 0 42 COORDINADOR DE RECAUDACION SECC. EXPL. Y FACT. CLIENTES REGULADOS 100 0 43 EXPLOTADOR COMERCIAL SECC. EXPL. Y FACT. CLIENTES REGULADOS 100 0 44 FACTURADOR COMERCIAL SECC. EXPL. Y FACT. CLIENTES REGULADOS 100 0 45 JEFE DE EXPLOTAC Y FACTURACION CLIENTES REGULADOS SECC. EXPL. Y FACT. CLIENTES REGULADOS 100 0 46 SUPERVISOR EXPLOTACION COMERCIAL SECC. EXPL. Y FACT. CLIENTES REGULADOS 100 0 47 SUPERVISOR FACTURACION Y REPARTO SECC. EXPL. Y FACT. CLIENTES REGULADOS 100 0 48 ANALISTA DE GESTION COMERCIAL UNIDAD DE NEGOCIO RETAIL 0 100 49 ANALISTA DE INTELIGENCIA COMERCIAL UNIDAD DE NEGOCIO RETAIL 0 100 50 ASISTENTE ADMINISTRATIVO UNIDAD DE NEGOCIO RETAIL 0 100 51 COORDINADOR ADMINISTRACION RETAIL UNIDAD DE NEGOCIO RETAIL 0 100 52 COORDINADOR DE SISTEMAS UNIDAD DE NEGOCIO RETAIL 0 100 53 COORDINADOR SERVICIO AL CLIENTE UNIDAD DE NEGOCIO RETAIL 0 100 54 EJECUTIVO DE SERVICIOS UNIDAD DE NEGOCIO RETAIL 0 100 55 JEFE DE MARKETING DIRECTO UNIDAD DE NEGOCIO RETAIL 0 100 56 JEFE DE PRODUCTO RETAIL UNIDAD DE NEGOCIO RETAIL 0 100 57 JEFE DE UNIDAD DE NEGOCIO RETAIL UNIDAD DE NEGOCIO RETAIL 0 100 58 JEFE PLANIFICACION COMERCIAL UNIDAD DE NEGOCIO RETAIL 0 100 59 EJECUTIVO DE NEGOCIOS CONSTRUCTORES SECCION NEGOCIO CONSTRUCTORES 0 100 60 JEFE DE NEGOCIO CONSTRUCTORES SECCION NEGOCIO CONSTRUCTORES 0 100 61 JEFE DE NEGOCIOS SEGUROS UNIDAD DE NEGOCIOS SEGUROS 0 100 62 JEFE DE PROMOCION Y PUBLICIDAD PROMOCION Y PUBLICIDAD 0 100 63 ANALISTA DE CREDITOS UNIDAD DE NEGOCIOS FINANCIEROS 0 100 64 ANALISTA DE GESTION UNIDAD DE NEGOCIOS FINANCIEROS 0 100 65 ASISTENTE DE COBRANZA UNIDAD DE NEGOCIOS FINANCIEROS 0 100 66 COORDINADOR DE CREDITOS UNIDAD DE NEGOCIOS FINANCIEROS 0 100 67 JEFE DE OPERACIONES UNIDAD DE NEGOCIOS FINANCIEROS 0 100 68 JEFE DE UNIDAD NEGOCIO FINANCIERO UNIDAD DE NEGOCIOS FINANCIEROS 0 100 69 SUPERVISOR DE COBRANZA UNIDAD DE NEGOCIOS FINANCIEROS 0 100
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De manera similar a lo realizado en el caso de los Costos de
Supervisión Directa de Explotación Técnica, el cuadro 6-53 considera
que a los gastos personales se agregan los costos de
funcionamiento, tales como alquiler de oficina, servicios, telefonía,
viáticos, legales, papeles y útiles de oficina, los que se estiman en un
15% de los costos de personal; por lo tanto el total de personal con
gastos de funcionamiento asciende a US$ 4 723 500.
Cuadro Nº 6-53
CANT REMUNERACIÓN
ASIGNADA MENSUAL (US$)
GERENTE 1 12 679 152 144
SUBGERENTE 1,5 9 543 171 779
SECRETARIA GERENCIA 1 2 959 35 510
SECRETARIA SUBGERENCIA 1,5 2 855 51 383
JEFE DE SECCIÓN 5 4 401 264 080
ANALISTA , SUPERVISOR, ADM Y COORDINADOR 28 2 959 994 277
ABOGADO 2 2 959 71 020
TÉCNICO ADMINISTRATIVO 97 1 835 2 135 683
ASISTENTES 18 1 072 231 516
TOTAL: 4 107 391
Costos de funcionamiento: 15% 616 109
TOTAL SUPERVISIÓN COMERCIAL 4 723 500
TOTAL (US$)
Valorización de la Estructura de Supervisión Directa Asignada a las actividades
VAD de Comercialización
CARGO
6.1.8.3 Pérdidas Comerciales
Las pérdidas comerciales se establecieron considerando:
Las prácticas de explotación apropiadas para mantener bajo
control el nivel de fraude estimado.
La elección del tipo constructivo apropiado para limitar la
posibilidad de acciones de terceros, según el nivel de agresión de
ciertas zonas en particular.
Por la experiencia recogida en otras empresas, el nivel establecido
en el anterior proceso de revisión tarifaria, ascendente a 2%, resulta
posible y económicamente factible de mantener a través de las
acciones mencionadas, por lo que se concluye que debe mantenerse
dicho porcentaje.
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6.1.9 Optimización de los Costos Indirectos
Los costos indirectos, corresponden a los costos de administración
general de la empresa, conformada por los gastos de las áreas de
Gerencia General, Gerencia de administración y Finanzas y otras áreas
administrativas de la empresa. Dichos costos para efectos de análisis se
dividen en:
Costos Personales, y
Costos No Personales.
El cuadro 6-54 resume los costos indirectos asignados al VAD.
Cuadro Nº 6-54
Descripción Monto (US$)
Personal 3 209 322Suministros Diversos 481 816Servicios de Terceros 341 261Cargas Diversas de Gestión 1 098 724Tributos y aportes 5 386 014Costo de Capital de Trabajo 224 921
TOTAL 10 742 057
6.1.10 Presentación de Resultados Comparativos
Los cuadros 6-55 y 6-56 presentan respectivamente, de manera
comparativa los resultados en cuanto a VNR y COyM obtenidos tanto
por el Consultor VAD en su Informe Final Definitivo, como por el
Supervisor VAD en el presente informe. En resumen las diferencias en
cuanto a VNR Eléctrico, arrojan que el Consultor VAD tiene valores que
exceden los determinados por el Supervisor VAD en 5,44%.
En el caso de los costos de operación y mantenimiento el Consultor VAD
considera en total, costos que exceden en 12,3% a los determinados por
el Supervisor VAD, según los desagregados por componente que se
exhiben en el cuadro 6-56.
00191
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Cuadro Nº 6-55
Consultor VAD Supervisor VAD Consultor VAD Supervisor VAD
Informe Final
DefinitivoInforme 6
Informe Final
DefinitivoInforme 6
Media TensiónRed Aérea km 1 164 1 094 39 580 34 891Red Subterránea km 1 375 1 402 144 018 135 679Equipos PyS unidad 4 652 4 160 46 198 35 884Compensación Reactiva unidad 226 128 1 437 6 788Total MT km 2 539 2 496 231 233 213 242
Subestaciones de Distribución MT/BTMonoposte unidad 91 240 661 1 501Biposte unidad 2 302 2 413 27 011 29 219Convencional unidad 1 015 1 750 47 915 59 481Compacta Pedestal unidad 1 493 28 864Compacta Bóveda unidad 647 725 13 715 32 633Total SED MT/BT unidad 5 548 5 128 118 166 122 834
Baja TensiónRed Aérea
Servicio Particular km 5 422 4 929 87 006 99 239Alumbrado Público km 5 549 4 645 21 509 16 260Luminarias unidad 179 122 170 072 22 701 18 825Equipos de Control AP unidad 4 255 2 653 911 335Total red aérea km 10 971 9 574 132 127 134 659
Red Subterránea
Servicio Particular km 2 907 2 653 230 182 205 601Alumbrado Público km 1 885 2 597 23 678 28 832Luminarias unidad 82 527 91 577 11 795 10 137Equipos de Control AP unidad 1 111 2 475 238 312Postes AP unidad 90 780 86 574 41 996 16 255Total red subterránea km 4 792 5 250 307 889 261 136
Total BT km 15 763 14 824 440 016 395 795
VNR Eléctrico 789 415 731 871
VNR No Eléctrico 10 650 26 885Total VNR 800 065 758 756
UNIDADSistema de Distribución
Eléctrica - Lima Norte
VNR (miles US$)METRADOS
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Cuadro Nº 6-56
Concepto Media Tensión Baja TensiónAlumbrado
PúblicoCargo Fijo
Directo 7 635 13 120 3 264 7 228Indirecto 3 510 6 032 1 500 1 203Asignación Gestión Comercial 1 687 2 316 576Asignación Operación Comercial 2 335 3 207 798Total 15 166 24 675 6 138 8 431
Media Tensión 15 166Baja Tensión 30 813Cargo Fijo 8 431Total 54 411
Costo Unitario (US$/unidad) - Directo + Indirecto
km MT km BT SP Equipos AP
2 539 8 329 261 6494 389 2 299 18
Costo Unitario (US$/unidad) - Directo + Indirecto + Gestión y Operación Comercial
Clientes
933 50521
km MT km BT SP Equipos AP Clientes
Variación 134% 53% -42% 66%
Concepto Media Tensión Baja TensiónAlumbrado
PúblicoCargo Fijo
Directo 7 034 9 524 6 147 7 127Indirecto 2 663 3 606 2 328 1 019Asignación Gestión Comercial 1 129 2 264 481Asignación Operación Comercial 1 494 2 997 637Total 12 320 18 391 9 593 8 146
Media Tensión 12 320Baja Tensión 27 984Cargo Fijo 8 146Total 48 450
Costo Unitario (US$/unidad) - Directo + Indirecto
km MT km BT SP Equipos AP
2 496 7 582 261 6493 885 1 732 32
Costo Unitario (US$/unidad) - Directo + Indirecto + Gestión y Operación Comercial
Clientes
933 50518
km MT km BT SP Equipos AP Clientes
Variación -11% -25% 78% -11%
Comparación de Costos de Operación y Mantenimiento (Miles US$) - Sector Típico 1
Informe Final Definitivo PA Consulting
Informe 6 - Supervisor VAD
00193
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6.2 CÁLCULO DE LAS TARIFAS DE DISTRIBUCIÓN
En la presente sección se presentan los resultados del Valor Agregado de
Distribución en Media Tensión (VAD MT), del Valor Agregado de Distribución
en Baja Tensión (VAD BT), tomando en consideración los costos de inversión
en las instalaciones de distribución eléctrica y los costos de explotación
técnicos, costo de explotación comercial y costos indirectos obtenidos como
resultado de la estructuración de la empresa modelo.
6.2.1 Costo Fijo (CF)
Los costos fijos de atención al cliente, se determinan a partir de los
Costos Comerciales Directos e Indirectos y del Número de Clientes del
Sistema Eléctrico Modelo a diciembre del año 2008 (independiente de su
consumo), los cuales son clasificados por tipo de medición.
El siguiente cuadro muestra los Costos Fijos determinados:
Cuadro Nº 6-57
Concepto US$/mes
CFE 0,721CFS 0,856CFH 1,026
CFEAP 1,026
Los cargos fijos de atención a clientes del servicio Prepago (CCSP) y
para los sistemas de medición centralizada (CFECO) se calcularon en
forma especial, por tratarse de procesos que poseen una mecánica
diferenciada.
6.2.1.1 Servicio Prepago (CCSP)
De acuerdo al análisis realizado por el Supervisor VAD, se considera
que el Cargo Comercial del Servicio Prepago (CCSP) continúe
rigiéndose por lo dispuesto en la Resolución OSINERG Nº 442-2006-
OS/CD, modificada por la Resolución OSINERG Nº 634-2006-
OS/CD.
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6.2.1.2 Medición Concentrada (CFECO)
La cantidad de mediciones por punto es variable dependiendo de las
características del asentamiento.
El costo del proceso de toma de lectura, se consideró un 50% del
respectivo al de una tarifa simple, dado que existe la ventaja de que
los medidores se encuentran concentrados, pero ubicados de forma
tal, que requiere utilizar algún medio especial para tomar la lectura.
El costo por factura teniendo en cuenta lo anterior es de 0,515
US$/cliente-mes. Adicionalmente se considera un 10% de gastos en
software más un 20% de costos indirectos, lo que da un total de 0,67
US$/cliente-mes para la Medición Concentrada.
Las instalaciones de medición corresponden incorporarse dentro de
los costos de conexión y medición (actividades No VAD).
6.2.2 Valor Agregado de Distribución MT (VADMT)
De acuerdo a los cálculos y análisis precedentes correspondientes al
Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) Eléctrico y No Eléctrico, Costos de
Explotación (operación y mantenimiento) y Costos Indirectos asignados
al mercado de la Red de MT, el Valor Agregado de Distribución al nivel
de Media Tensión (VADMT), para el Sector Típico 1 es el mostrado en el
cuadro 6-58, que alcanza a un valor de 3,891 US$/kW-mes.
Cuadro Nº 6-58
Descripción Unidad VADMT
Valor Nuevo de Reemplazo miles US$ 221 075Costo Anual de Inversión (aVNR) miles US$ 27 445Costo Anual de OyM miles US$ 12 320Total Costo Anual miles US$ 39 765Demanda kW 821 622
VAD Inversión US$/kW-mes 2,641VAD OyM US$/kW-mes 1,250VAD US$/kW-mes 3,891
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6.2.3 Valor Agregado de Distribución BT (VADBT)
Asimismo, de acuerdo a los cálculos y análisis precedentes
correspondientes al Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) Eléctrico y No
Eléctrico, Costos de Explotación (operación y mantenimiento) y Costos
Indirectos asignados al mercado de la Red de BT, el Valor Agregado de
Distribución al nivel de Baja Tensión (VADBT), para el Sector Típico 1 es
el mostrado en el cuadro 6-59, que alcanza a un valor de 14,629
US$/kW-mes.
Cuadro Nº 6-59
Descripción Unidad VADBT
Valor Nuevo de Reemplazo miles US$ 537 680Costo Anual de Inversión (aVNR) miles US$ 66 750Costo Anual de OyM miles US$ 27 984Total Costo Anual miles US$ 94 734Demanda kW 520 236
VAD Inversión US$/kW-mes 10,146VAD OyM US$/kW-mes 4,483VAD US$/kW-mes 14,629
6.2.4 Pérdidas estándar de distribución en potencia y energía
Teniendo en cuenta las ventas a clientes en MT y BT registradas para el
año 2008 en el Sistema Eléctrico Modelo seleccionado se han calculado
los porcentajes de pérdidas estándar técnicas y no técnicas.
Los porcentajes de pérdidas estándar técnicas y no técnicas, respecto al
total de energía y potencia ingresadas al Sistema Eléctrico Modelo se
muestran en el cuadro 6-60.
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Cuadro Nº 6-60
Energía Potencia
Técnica 1,24% 1,51%
No técnica 0,00% 0,00%
Técnica 6,10% 6,65%
No técnica 2,85% 2,85%
Porcentaje
MT
BT
Nivel de
tensiónTipo
6.2.5 Factor de Economía de Escala
Los factores de economía de escala consideran la reducción de los
costos del Valor Agregado de Distribución y de los Costos Fijos de los
clientes en cada período anual, debido a la disminución de la incidencia
de las inversiones y costos fijos respecto a las variables a medida que
aumentan las ventas.
A fin de obtener estos factores se realizó una simulación que permitió
realizar un análisis de la sensibilidad de los costos fijos y variables, de
acuerdo a la metodología indicada en los Términos de Referencia del
Consultor VAD.
Las tasas de crecimiento consideradas fueron:
VAD MT : 2,40%
VAD SED : 2,60%
VAD BT : 2,60%
CF : 3,20%
Los resultados obtenidos para el período noviembre 2009 a octubre
2013 se indican en el cuadro 6-61.
Cuadro Nº 6-61
Periodo VAD MT VAD BT VAD SED Cargo Fijo
Noviembre 2009 - Octubre 2010 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000Noviembre 2010 - Octubre 2011 0,9913 0,9867 0,9920 0,9981Noviembre 2011 - Octubre 2012 0,9827 0,9737 0,9841 0,9962Noviembre 2012 - Octubre 2013 0,9744 0,9611 0,9765 0,9944
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6.2.6 Fórmula de Reajuste
La fórmula de actualización se establece con el fin de mantener el VAD
real ante variaciones de precios e indicadores exógenos a la empresa
distribuidora.
Estas fórmulas consideran en el VAD, la incidencia de la mano de obra,
productos nacionales, productos importados y el precio del aluminio y del
cobre.
Así, la fórmula de actualización considerada tanto para el VADMT como
para el VADBT es:
)1(
)1(
)1(
)1(
)1(
)1(
000000000 TaTC
TaTC
IPAl
IPAlD
TaTC
TaTC
IPCu
IPCuC
TaTC
TaTCB
IPM
IPMAFAVAD mmmmmmmmm
Donde:
A : Parámetro de participación de mano de obra y productos nacionales (%)
B : Parámetro de participación de los productos importados (%)
C : Parámetro de participación del conductor de cobre (%)
D : Parámetro de participación del conductor de aluminio (%)
IPM : Índice de Precios al Por Mayor TC : Tipo de Cambio (S/./US$) Ta : Tasa arancelaria para la importación de equipos
electromecánicos IPCu : Índice de Precios del Cobre IPAl : Índice de Precios del Aluminio
Los parámetros A, B, C y D de fórmulas de reajuste definidas para el
VADMT, VADBT se presentan en el cuadro 6-62, los pesos de las
partidas arancelarias y los parámetros base de los mismos, en los
cuadros 6-63 y 6-64.
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Cuadro Nº 6-62
Coeficiente VADMT VADBT VADSED
A 0,7703 0,7907 0,7609B 0,0653 0,0823 0,1703C 0,0218 0,0087 0,0688D 0,1426 0,1183 0,0000
Cuadro Nº 6-63 Pesos de las Partidas Arancelarias del Rubro B
Partida
ArancelariaVADMT VADBT VADSED
8471.30.00.00 15,60% 12,65% 6,01%8504.21.90.00 6,27% 57,52% 75,04%8517.11.00.00 3,21% 2,64% 1,25%8535.30.00.00 74,31% 8,70% 17,47%8539.32.00.00 0,00% 18,01% 0,00%8704.21.10.10 0,61% 0,48% 0,23%9028.30.10.00 0,00% 0,00% 0,00%
100,00% 100,00% 100,00%
Cuadro Nº 6-64 Valores Base de los Indicadores Asociados
Indicador Valor
TC0 (S/./US$) 3,142
TA0 Cu (%) (1) 9%
TA0 Al (%) (2) 0%
IPM0 198,54096
IPCu0 (ctv. US$/lb) 315,51
IPAl0 (US$/tn) 2579,32
(1) Tasa Arancelaria base (TA0 Cu) para el rubro de conductor de cobre. (2) Tasa Arancelaria base (TA0 Al) para el rubro de conductor de aluminio.
Cuadro N° 6-65
Tasa Arancelaria Ponderada Base de Productos Importados
Tasa Arancelaria Ponderada
(Rubro B)VADMT VADBT VADSED
TA0 0% 1,62% 0%
6.3 COMENTARIOS DEL SUPERVISOR
A continuación algunos comentarios del Supervisor VAD respecto a los
resultados obtenidos:
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1. Las tarifas determinadas en el presente estudio, a juicio del
Supervisor VAD corresponden a las justas y necesarias para
mantener el equilibrio entre una prestación eficiente y la recuperación
de inversiones y costos eficientes requeridas por los inversionistas
que operen en una zona de concesión de distribución como la
estudiada;
2. En cuanto al proceso de modelamiento empleado, se respetó
estrictamente la identidad entre la longitud de vías de la Red Actual y
la Red Adaptada resultante; considerando para ello la correcta
relación que se da en la sustitución de redes aéreas (generalmente
un circuito por vía) por redes subterráneas (que requieren 2 circuitos
por vía).
3. Respecto a las restricciones de redes aéreas por ancho de vereda,
que han sido contempladas en el presente estudio debido a las
normas vigentes señaladas (v.gr. restricciones del CNE y normas
municipales), se recomienda gestionar ante los organismos
pertinentes las modificaciones reglamentarias que permitan superar
dichas restricciones sin menoscabo de la seguridad, pero también sin
afectar tarifas.
4. El estudio guarda un equilibrio entre los diferentes criterios utilizados
para la determinación de metrados y costos en sus diversos
capítulos. Por lo tanto, si se pretende aplicar un criterio diferente al
seleccionado por el Supervisor VAD en determinado aspecto,
necesariamente debe influir también en originar una modificación en
otros aspectos del informe, a efectos de lograr la coherencia
requerida en el estudio integral.
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