informe final – supervisor vad · 2006. 1. 10. · informe final – supervisor vad consorcio...

Informe Final – Supervisor VAD 1

Consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L. – Ernst & Young Auditores Independentes S/S – Procetradi S.A.C.

Informe Final (Volumen I) Supervisión de los Estudios de Costos del Valor Agregado

de Distribución (VAD)

Consorcio Eléctrico de Villacurí S.A.C.

Sector Típico Especial

Concurso Público Internacional No 003-2004-OSINERG

Energy Advisory Services

Consorcio conformado por:

- Ernst & Young Asesores S. Civil de R. L.

- Ernst & Young Auditores Independentes S/S

- Procetradi S.A.C.

Informe Final – Supervisor VAD


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Contenido (Volumen I)

1. Resumen Ejecutivo y Resultados ______________________________________ 5 1.1 Introducción _________________________________________________________ 5

1.1.1. Objetivo ____________________________________________________ 5 1.1.2. Actividades Desarrolladas por la Supervisión ________________________ 5 1.1.3. Antecedentes _________________________________________________ 6 1.1.4. Alcances del Estudio (Etapa IV) __________________________________ 7 1.1.5. Cronograma del Estudio ________________________________________ 8

1.2 Caracterización del Sistema Eléctrico Modelo_______________________________ 8 1.2.1. Descripción de la Empresa_______________________________________ 8 1.2.2. Indicadores Comerciales de la Empresa y el Sistema Eléctrico Modelo _____ 9 1.2.3. Características del Mercado Eléctrico _____________________________ 11

1.3 Balance de Energía y Potencia __________________________________________ 13 1.4 Valor Nuevo de Reemplazo_____________________________________________ 15 1.5 Costos Estándar de Operación y Mantenimiento____________________________ 17 1.6 Costo Estándar de Gestión Comercial ____________________________________ 17 1.7 Pérdidas Estándar de Energía y Potencia _________________________________ 18 1.8 Calidad del Servicio Eléctrico___________________________________________ 19 1.9 Resultados __________________________________________________________ 20

2. Antecedentes de la Empresa Real_____________________________________ 22 2.1 Información Recopilada de Acuerdo a los Términos de Referencia _____________ 22

2.1.1. Formato A __________________________________________________ 23

3. Validación y Revisión de Antecedentes ________________________________ 24 3.1 Validación y Información de Antecedentes ________________________________ 24 3.2 Formatos B _________________________________________________________ 24

4. Revisión Inicial de los Costos________________________________________ 25 4.1 Descripción de la Organización _________________________________________ 25 4.2 Revisión del nivel de Remuneraciones ____________________________________ 27 4.3 Revisión y Optimización de la Estructura de Personal _______________________ 27

4.3.1. Metodología ________________________________________________ 27 4.3.2. Optimización de la Estructura de Personal__________________________ 29

4.4 Formatos C _________________________________________________________ 30 5. Creación de la Empresa Modelo – Proceso de Optimización ________________ 31

5.1 Instalaciones de Distribución MT________________________________________ 33 5.1.1. Caracterización del Sistema Eléctrico Modelo _______________________ 33



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5.1.2. Crecimiento del Sector Típico Vilacurí ____________________________ 37 5.1.3. Premisas de Análisis para el Diseño de las Instalaciones MT ____________ 37

5.2 Instalaciones de Distribución BT ________________________________________ 43 5.2.1. Consideraciones para el Diseño de la Red Optima de Baja Tensión _______ 43 5.2.2. Selección del Sistema de Distribución en Baja Tensión ________________ 43

5.3 Costos Estándar de Inversión ___________________________________________ 44 5.3.1. Parámetros básicos de cálculo ___________________________________ 45 5.3.2. Costos de Materiales Relevantes _________________________________ 46 5.3.3. Resultados de los costos estándar de inversión_______________________ 46 5.3.4. VNR de las Instalaciones Eléctricas_______________________________ 48 5.3.5. VNR de las Instalaciones No Eléctricas ____________________________ 48

5.4 Balance de Energía y Potencia MT y BT __________________________________ 49 5.5 Costos de Mantenimiento de Distribución MT y BT _________________________ 56 5.6 Costo Fijo___________________________________________________________ 56 5.7 Costos de Explotación _________________________________________________ 58

5.7.1. Costo Directo del Personal del Sistema Eléctrico Modelo ______________ 58 5.7.2. Costo Directo no Personal del Sistema Eléctrico Modelo_______________ 62

5.8 Consolidación de Costos de Explotación del Sistema Eléctrico Modelo __________ 66 5.9 Formatos D _________________________________________________________ 68

6. Resultados ______________________________________________________ 68 6.1 Estructuración de la Empresa Modelo ____________________________________ 68

6.1.1. Caracterización del Mercado ____________________________________ 68 6.1.2. Costos Unitarios de las Instalaciones Eléctricas para la Valorización del VNR 70 6.1.3. Costos de Materiales Relevantes _________________________________ 71 6.1.4. Optimización Técnico - Económica del Sistema de Distribución _________ 73 6.1.5. Cálculo de las Pérdidas Estándar del Sistema de Distribución ___________ 73 6.1.6. Estándar de Calidad de Servicio__________________________________ 73 6.1.7. Optimización de los Costos de Gestión Comercial y Pérdidas Comerciales _ 73

6.2 Cálculo de las Tarifas de Distribución ____________________________________ 76 6.2.1. Cargo Fijo __________________________________________________ 76 6.2.2. Valor Agregado de Distribución MT (VADMT) y BT (VADBT) ________ 77 6.2.3. Pérdidas Estándar de Distribución en Potencia y Energía_______________ 79 6.2.4. Factor de Economía de Escala ___________________________________ 79 6.2.5. Fórmulas de Reajuste__________________________________________ 80

7. Análisis Comparativo ______________________________________________ 83 7.1 Pérdidas de Potencia y Energía _________________________________________ 83 7.2 Costos de Explotación Técnica __________________________________________ 83 7.3 Valor Nuevo de Reemplazo_____________________________________________ 85 7.4 Costos Unitarios _____________________________________________________ 86



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7.5 Cálculo del VAD _____________________________________________________ 87 8. Revisión del Cuarto Informe Parcial del Consultor VAD __________________ 88

8.1 Observaciones al Cuarto Informe Parcial del Consultor VAD _________________ 88 8.2 Avance del Estudio de Costos del VAD ___________________________________ 88

8.2.1. Seguimiento del Estudio del Consultor VAD________________________ 88 8.2.2. Ejecución del Cronograma______________________________________ 89

8.3 Actividades Desarrolladas por la Supervisión ______________________________ 91

Volumen II 1. Anexos I – Informe de los Resultados Relevantes del Estudio de Costos del

VAD 2. Anexos II – Resultados del Cargo Fijo 3. Anexos III – Análisis de la Red MT Volumen III

1. Anexos IV – Formatos A 2. Anexos V – Formatos B 3. Anexos VI – Formatos C 4. Anexos VII – Formatos D 5. Anexos VIII – Costos de Inversión



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1. Resumen Ejecutivo y Resultados

1.1 Introducción

1.1.1. Objetivo

Los objetivos de la supervisión del estudio del Valor Agregado de Distribución (VAD) son los siguientes:

§ Supervisar los estudios VAD encargados por las empresas de distribución

eléctrica correspondientes a la Regulación de las Tarifas de Distribución Eléctrica 2005, de conformidad con lo señalado en la Ley de Concesiones Eléctricas y su reglamento.

§ Desarrollar los análisis comparativos de costos del VAD.

El estudio está dividido en 5 etapas desde la recopilación de la información hasta la fijación del VAD.

El presente informe corresponde al desarrollo de la Etapa IV para la empresa Consorcio Eléctrico de Villacurí S.A.C., en adelante COELVISAC.

1.1.2. Actividades Desarrolladas por la Supervisión

Como parte de las actividades desarrolladas como supervisores y para dar cumplimiento a los aspectos a ser revisados expuestos en el párrafo anterior, se llevaron a cabo una serie de actividades que consistieron en lo siguiente:



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§ Reuniones de Trabajo con COELVISAC § Reuniones de Trabajo con la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del

Organismo Supervisor de la Inversión en Energía, en adelante OSINERG – GART.

§ Reuniones de Trabajo con el consultor VAD.

1.1.3. Antecedentes

La Ley de Concesiones Eléctricas, en adelante LCE, y su reglamento, señalan que las tarifas a usuarios finales comprenden las tarifas en barra y el Valor Agregado de Distribución (VAD). Las tarifas en barra son fijadas por el OSINERG - GART cada seis meses, en mayo y noviembre de cada año. El VAD es establecido por el OSINERG cada cuatro años en el correspondiente mes de noviembre. El OSINERG estableció valores agregados de distribución a partir del 01 de noviembre de 2001 y, en consecuencia, a partir del 01 de noviembre de 2005 se requieren establecer nuevos valores. En forma previa a que el OSINERG establezca el VAD, la LCE señala que los concesionarios de distribución encargarán los estudios del VAD a empresas consultoras precalificadas por el OSINERG, entidad que elaborará los Términos de Referencia de los estudios, supervisará su avance y comunicará sus observaciones a los concesionarios una vez recibidos los informes correspondientes, quienes deberán absolverlas en un plazo máximo de diez días. Se elaborarán estudios para cada uno de los Sectores de Distribución Típicos establecidos por el Ministerio de Energía y Minas, aprobados mediante Resolución Directoral No. 015-2004-EM/DGE, siendo los siguientes:

Sector Típico Característica

1 Urbano de alta densidad 2 Urbano de media densidad 3 Urbano de baja densidad 4 Urbano rural 5 Rural

Sector Especial Sistema Eléctrico Villacurí

Cada sector de distribución típico será supervisado en forma separada por un consultor independiente, el cual tendrá la finalidad de calcular los costos e instalaciones de un sistema eléctrico modelo que presta el servicio eléctrico del sector en condiciones de eficiencia. La regulación por sistema eléctrico eficiente estructura un esquema para comparar a grupos de empresas con características similares, identificadas a través de áreas típicas de distribución eléctrica, con respecto a la empresa ficticia llamada empresa modelo.



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El OSINERG – GART será la entidad encargada de supervisar el desarrollo del estudio. Para el cumplimiento de este mandato, la empresa de distribución eléctrica bajo su responsabilidad deberá remitir al OSINERG – GART copia de toda aquella información que entregue al consultor VAD y ésta deberá ser entregada en la forma y oportunidad que señale dicho organismo. De acuerdo con lo mencionado, el OSINERG, a través de la GART, tiene que llevar a cabo dos labores: § La primera, referida a la supervisión de los estudios VAD encargados por las

empresas de distribución eléctrica. § La segunda, referida al desarrollo de análisis comparativos.

Estas labores mencionadas serán desarrolladas por el consorcio Ernst & Young Asesores S. Civil de R.L., Ernst & Young Auditores Independentes S/S y Procetradi S.A.C. a los cuales en adelante denominaremos supervisor VAD.

1.1.4. Alcances del Estudio (Etapa IV)

Los alcances del presente estudio son los siguientes: § Revisar el cuarto informe parcial del estudio VAD

§ Plantear observaciones al cuarto informe parcial del estudio VAD, en caso de

existir. § Revisar los informes de avance del estudio VAD

§ Preparar el informe de resultados con el análisis comparativo correspondiente

a la etapa IV, etapa final del estudio. Conforme se especifica en los Términos de Referencia y los alcances presentados en nuestra propuesta, durante la Etapa IV del estudio del VAD se desarrollaron las siguientes actividades:

§ Reuniones con el equipo de trabajo del consultor VAD, de la empresa

concesionaria y con la gerencia del OSINERG-GART. § Revisión del informe de avance del consultor VAD. § Participación de la presentación de resultados del consultor VAD con

respecto al cuarto informe.



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1.1.5. Cronograma del Estudio

El cronograma de entrega de los informes del estudio VAD se muestra en el siguiente cuadro:

Cronograma del Estudio 1er Informe 2do Informe 3er Informe 4to Informe Informe Final

Consultor VAD 10/02/05 11/03/05 21/04/05 23/05/05(**) - Supervisor VAD (*) 21/02/05 23/03/05 03/05/05 02/06/05 22/12/05

(*) La fecha de entrega según los Términos de Referencia es luego de 10 días calendario de haber recibido el informe del consultor VAD. (**) El consultor VAD ha entregado el cuarto informe parcial el 23 de mayo de 2005 (3 días después de la fecha establecida en los Términos de Referencia).

1.2 Caracterización del Sistema Eléctrico Modelo

1.2.1. Descripción de la Empresa

COELVISAC es una empresa de distribución eléctrica creada en el marco de la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento, con capital íntegramente peruano. La empresa opera desde 1995 y tiene dos sistemas eléctricos: Villacurí y Andahuasi. El sistema eléctrico modelo para la aplicación del estudio (Sector Típico Especial) es el sistema eléctrico Villacurí el cual se encuentra ubicado en el departamento de Ica, al sur del Lima.

Sistema Eléctrico Villacurí



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1.2.2. Indicadores Comerciales de la Empresa y el Sistema Eléctrico Modelo

§ Número de Clientes

El número de clientes de la empresa concesionaria hasta el 31 de diciembre de 2004 fue de 644; de dicho total, el 70% son clientes en baja tensión. Con respecto al sistema eléctrico modelo, el número de clientes es de 239, los cuales representan el 27% del número total de clientes totales. Se observa que la concentración de los clientes del sistema eléctrico modelo se encuentra dentro de las opciones tarifarias en media tensión.

Número de Clientes Porcentaje (%) Número de

Clientes Porcentaje (%)

Clientes en Baja Tensión 453 70% 49 21%

Clientes en Media Tensión 191 30% 190 79%

Total 644 100% 239 100%

Empresa Coelvisac Sistema Eléctrico Modelo

§ Crecimiento de los Clientes en los Años 2003 y 2004

El incremento de clientes respecto a diciembre de 2003 fue del 4%.

Número de ClientesEmpresa Coelvisac

Año 2003 y 2004

300

350

400

450

500

550

600

650

Ene-03

Feb-03

Mar-03

Abr-03

May-03

Jun-03

Jul-03

Ago-03

Sep-03

Oct-03

Nov-03

Dic-03

Ene-04

Feb-04

Mar-04

Abr-04

May-04

Jun-04

Jul-04

Ago-04

Sep-04

Oct-04

Nov-04

Dic-04

Mes

Núm

ero

de C

lient

es

Número de ClientesSistema Eléctrico Modelo Villacurí

195

200

205

210

215

220

225

230

235

240

245

Ene-03

Feb-03

Mar-03

Abr-03

May-03

Jun-03

Jul-03

Ago-03

Sep-03

Oct-03

Nov-03

Dic-03

Ene-04

Feb-04

Mar-04

Abr-04

May-04

Jun-04

Jul-04

Ago-04

Sep-04

Oct-04

Nov-04

Dic-04

Mes

Núm

ero

de C

lient

es

§ Venta de Energía. a) Empresa Coelvisac La venta de energía para el año 2004 fue de 44,372 MWh, lo cual significa un incremento del 16% respecto a diciembre de 2003.



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Venta de Energía

Empresa: Coelvisac

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

4,500

Ene-03

Feb-03

Mar-03

Abr-03

May-03

Jun-03

Jul-03

Ago-03

Sep-03

Oct-03

Nov-03

Dic-03

Ene-04

Feb-04

Mar-04

Abr-04

May-04

Jun-04

Jul-04

Ago-04

Sep-04

Oct-04

Nov-04

Dic-04

Mes

Ener

gía

(MW

H)

Energía MT (MWH)

Energía BT (MWH)

Energía Vendida Tot (MWH)

b) Sistema Eléctrico Modelo La venta de energía para el año 2004 fue de 41,772 MWh, lo cual significa un incremento del 17% respecto a diciembre de 2003.

Venta de Energía

Sistema Eléctrico Modelo Villacurí

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

4,500

Ene-03

Feb-03

Mar-03

Abr-03

May-03

Jun-03

Jul-03

Ago-03

Sep-03

Oct-03

Nov-03

Dic-03

Ene-04

Feb-04

Mar-04

Abr-04

May-04

Jun-04

Jul-04

Ago-04

Sep-04

Oct-04

Nov-04

Dic-04

Mes

Ener

gía

(MW

H)

Energía MT (MWH)

Energía BT (MWH)

Energía Vendida Tot (MWH)



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§ Facturación a) Empresa COELVISAC Al año 2004, la empresa concesionaria ha facturado a los usuarios finales el valor de S/.8,858,000 (no incluye IGV), que representa un incremento del 16,5% respecto al registro similar para el año 2003.

Facturación Total (miles S/.) Facturación Total (%) Año Empresa

COELVISAC Sistema Eléctrico

Modelo Empresa

COELVISAC Sistema Eléctrico

Modelo 2003 7,598 6,471 100% 85.17% 2004 8,858 7,669 100% 86.58%

1.2.3. Características del Mercado Eléctrico Las ventas determinadas para el sistema eléctrico modelo son las siguientes:

Opción Tarifaria Número

de Clientes

Energía Anual

Consumida (MWH)

Ventas en Media Tensión MT2 92 26,764 MT3P 8 2,500

MT3FP 35 9,606 MT4P 48 279

MT4FP 7 129 Total MT 190 39,277

Ventas en Baja Tensión BT2 9 1,500

BT3P 4 242 BT3FP 5 565 BT4P 1 19

BT4FP 6 118 BT4AP(1)

BT5A BT5B 24 52

Total BT 49 2,495 Total MT + BT 239 41,772



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Composición de Clientes por Opción TarifariaSistema Eléctrico Villacurí

MT4P20%

MT3FP15%

MT3P3%

MT238%

BT5B10%

BT4P0%

BT4FP3%

BT3FP2%

BT3P2%

BT24%

MT4FP3%

Del análisis del mercado se observa la concentración de clientes en MT está en la opción MT2 y MT4P teniendo un consumo promedio diario por cliente de 15kWh.

Consumos diarios

0.00

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

MT2 MT3P MT3FP MT4P MT4FP Total MT

Opción Tarifaria

Ener

gía

Dia

ria

(kW

h)

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

Núm

ero

de C

lient

es

Energía Diaria (kWh)Número de Clientes



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1.3 Balance de Energía y Potencia Para la elaboración del balance de energía y potencia se utilizó la siguiente información: § Ventas de energía y potencia del año 2003 y 2004 correspondientes a la empresa

modelo. § Pérdidas de energía y potencia reales de la empresa. § El número de clientes de la empresa. § Perfiles de carga de los alimentadores en media tensión.

§ Detalle de instalaciones eléctricas adaptadas. Con dicha información, revisada y validada, se procedió a determinar el balance de potencia y energía adaptado, del cual calculamos los siguientes factores: § El número de horas (NHUBT) determinado para la opción BT5B. § Las pérdidas técnicas por conductores, transformadores de distribución y

medidores. § La potencia en media y baja tensión del sistema eléctrico modelo, la cual servirá

para el cálculo del VAD. A continuación se muestra el balance de energía y potencia para el sistema eléctrico modelo:



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Factor de Factor de

MW.h % carga/pérdidas kW % Coincidencia

Total Ingreso a MT 42,625 100% 0.550 8,817 100%

Pérdidas Totales Media Tensión 617 1.448% 185 2.100%

Tecnicas 617 1.448% 185 2.100%

No Técnicas

Ventas en Media Tensión 39,303 92.21% 0.553 8,098 91.8%

MT1

MT2 26,764 0.553 5,515 1.00

MT3P 2,500 0.553 515 1.00

MT3FP 9,632 0.553 1,985 1.00

MT4P 279 0.553 57 1.00

MT4FP 129 0.553 27 1.00

Total Ingreso en BT 2,705 100% 534 100%

Ventas en Baja Tensión 2,495 92.237% 0.582 488 91.353%

Pérdidas Estándar en Baja Tensión 210 7.763% 46 8.647%

Tecnicas 156 5.763% 35 6.647%

No Técnicas 54 2.000% 11 2.000%

BT1

BT2 1,500 0.522 294 0.85

BT3P 242 0.522 48 0.85

BT3FP 565 0.522 111 0.85

BT4P 19 0.522 4 0.85

BT4FP 118 0.522 23 0.85

BT4AP

BT5A

BT5B 52 0.522 8 0.50

BT6

Energía (MW.h)DescripciónSupervisor VAD

Potencia (kW)

§ Pérdidas Técnicas y No Técnicas

Sector EspecialNivel de Tensión Pérdida Tipo Supervisor VAD

Técnica 1.45%No Técnica 0.00%Total 1.45%Técnica 2.10%No Técnica 0.00%Total 2.10%

Nivel de Tensión Pérdida Tipo Supervisor VADTécnica 5.76%No Técnica 2.00%Total 7.76%Técnica 6.65%No Técnica 2.00%Total 8.65%

Porcentaje de Pérdidas (respecto al ingreso en cada nivel de tensión)

Media Tensión

Energía

Potencia

Baja Tensión

Energía

Potencia



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§ Demanda VAD y NHUBT

NHUBT Horas 262Demanda MT kW 8,632Demanda BT kW 488

1.4 Valor Nuevo de Reemplazo El Valor Nuevo de Reemplazo, en adelante VNR, se obtuvo de la optimización de las instalaciones eléctricas y no eléctricas. Para realizar la optimización técnico - económica de las instalaciones del sistema eléctrico modelo, se contó con la siguiente información base:

§ Resultados de la zonificación del mercado, incluyendo áreas con característica

geográfica. § Base de datos de las instalaciones existentes reportada por la empresa. § Facturas de compras de materiales eléctricos de distintas empresas de distribución

del país. § Costo unitario de la inversión de las instalaciones. § Costos de materiales, stock, mano de obra e indirectos. § Descripción de armados que componen cada costo de inversión.

También se realizaron visitas en campo con la finalidad de observar la operación y configuración de las instalaciones. Con la información mencionada y la aplicación de criterios técnicos, se obtuvo el VNR adaptado el cual es mostrado en la siguiente tabla:



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Media TensiónRed Aérea km 219.960 1,748.922 7,951.092 Red Subterránea km 0.260 11.463 Equipos de P&S cantidad 81.000 42.749 527.770 Equipos de Compensación

Total MT 1,803.135 Subestaciones de Distribución

Monoposte unidad 17.000 55.200 3,247.086 Biposte unidad 9.000 44.687 4,965.202 Convencional unidadCompacta Pedestal unidadCompacta Bóveda unidad

Total SE 99.887 Baja Tensión

Red AéreaServicio Particular km 1.060 4.322 4,077.230 Alumbrado Público kmLuminarias unidad 2.000 0.161 80.580 Equipos de Control AP unidad 2.000 0.127 63.660

Total red aérea 4.610 Red Subterránea

Servicio Particular kmAlumbrado Público kmLuminarias unidadEquipos de Control AP unidadPostes AP unidad

Total red subterránea - Total BT 4.610 Instalaciones No Eléctricas

INE asignadas a MT 412.799 INE asignadas a BT 23.923

Total INE 436.722 VALOR NUEVO DE REEMPLAZO (miles US$) 2,344.354

Costo Unitario promedio (US$/unidad)Sistema de Distribución Eléctrica Villacurí Unidad Metrado VNR (miles

US$)

El VNR y la anualidad determinados para el cálculo del VAD son los siguientes:

Media Tensión Baja Tensión

Valor Nuevo de Reemplazo miles US$ 2,215.934 128.421Costo Anual de Inversión (Anualidad del VNR) miles US$ 275.095 15.943

UnidadDescripciónVAD



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1.5 Costos Estándar de Operación y Mantenimiento La siguiente tabla muestra los costos de operación y mantenimiento técnico, los cuales están determinados según:

Descripción Directo (miles US$)

Indirecto (miles US$)

Asignación Gestión Comercial (miles

US$)

Asignación Operación Comercial (miles US$)

Total (miles US$)

Distribución MT 108 126 47 281Distribución BT 8 10 4 21Alumbrado PúblicoTotal 116 136 51 302Costos Asociados al Usuario 11 11Total 126 136 51 313

VADMT 108 126 47 281VADBT 8 10 4 21Cargos Fijos 11 11Total 126 0 136 51 313

1.6 Costo Estándar de Gestión Comercial

El Cargo Fijo representa los costos directos en que debe incurrir la empresa modelo para realizar la toma de lecturas de consumos de los usuarios, el procesamiento de las facturas, la emisión, distribución y cobranzas. Su determinación contempla la realización de actividades solo con personal. Los recursos necesarios para las actividades con personal propio han sido determinados del diseño de la estructura organizacional y adicionalmente para las tareas propias de supervisión deberán realizar las siguientes actividades:

§ Lecturas de consumos de energía § Reparto de recibos § Cobranza de recibos



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Los resultados del costo fijo son los siguientes:

Opción Tarifaria Número de Clientes

Costo Anual Miles US$

Costo Unitario US$ / cliente - mes

Simple Medición de Energía 24 0.20 0.685Simple o Doble Medición de Energía y/o una medición de Potencia

114 5.55 4.059

Doble Medición de Energía y Potencia 101 4.92 4.059

Total 239 10.67 3.720

1.7 Pérdidas Estándar de Energía y Potencia

Para determinar las pérdidas de energía y potencia en media tensión, se simuló la red eléctrica del sistema eléctrico modelo en una plataforma GIS; de ésta se obtuvieron las pérdidas eficientes. Adicionalmente, en base a criterios técnicos se determinaron las pérdidas en los transformadores de distribución. Para el caso de las pérdidas comerciales (no técnicas) se consideraron las reconocidas por el OSINERG. A continuación presentamos los resultados obtenidos:





Media Tensión

Energía

Potencia

Baja Tensión

Energía

Potencia



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1.8 Calidad del Servicio Eléctrico

La calidad de servicio está definida como el conjunto de normas y estándares, que son inherentes a la actividad de distribución de electricidad y que constituyen las condiciones bajo las cuales se suministrará energía eléctrica. Los alcances relacionados a la calidad de servicio, para el sistema en estudio, están relacionados a la calidad de producto y suministro Calidad de Producto Las tolerancias consideradas fueron las siguientes:

Parámetro Eléctrico Tolerancia Tensión MT 5% Tensión BT 7.5%

Calidad de Suministro Se analizó la confiabilidad sobre la base de datos reportada por la empresa determinando los equipos óptimos de protección para garantizar el suministro eléctrico.



20

1.9 Resultados

Los resultados elaborados por el Supervisor VAD son los siguientes:

§ VAD y Cargos Fijos

Media Tensión Baja Tensión Total CFE CFS CFH

Valor Nuevo de Reemplazo miles US$ 2,215.93 128.42Costo Anual de Inversión (Anualidad del VNR) miles US$ 275.09 15.94Costo Anual de OyM miles US$ 281.25 21.17Total Costo Anual miles US$ 556.34 37.11 10.670 0.197 5.553 4.920Demanda kW 8,632 488Número de Clientes Unidad 239 24 114 101Valor Agregado de Distribución

Inversión US$/kW-mes 2.520 2.584OyM US$/kW-mes 2.715 3.616Total US$/kW-mes 5.235 6.200

Cargo Fijo Mensual US$/mes 3.720 0.685 4.059 4.059

Cargo FijoUnidadDescripción

VAD

El tipo de cambio utilizado corresponde al valor de venta del dólar publicado por la Superintendencia de Banca y Seguros al 31/12/2004, equivale a S/ 3.283 por 1 US$.

Cargo Fijo


Valor Nuevo de Reemplazo miles S/. 7,274.91 421.61Costo Anual de Inversión (Anualidad del VNR) miles S/. 903.14 52.34Costo Anual de OyM miles S/. 923.34 69.50Total Costo Anual miles S/. 1,826.48 121.84 35.03 0.65 18.23 16.15Demanda kW 8,632 488Número de Clientes Unidad 239 24 114 101Valor Agregado de Distribución

Inversión S/./kW-mes 8.27 8.48OyM S/./kW-mes 8.91 11.87Total S/./kW-mes 17.19 20.35

Cargo Fijo Mensual S/. /mes 12.214 2.250 13.327 13.327

Descripción UnidadVAD

§ Factores de Economía de Escala

Período VADMT VADBT Cargo Fijo

Noviembre 2005 - Octubre 2006 1.0000 1.0000 1.0000Noviembre 2006 - Octubre 2007 0.9909 0.9910 0.9959Noviembre 2007 - Octubre 2008 0.9820 0.9822 0.9919Noviembre 2008 - Octubre 2009 0.9731 0.9734 0.9880



21

§ Fórmulas de Actualización

Parámetro Valor Parámetro Indicador Asociado

AMT 94.38% Índice de Precios al por Mayor (IPM)BMT 1.66% Índice de Productos ImportadosCMT 0.00% Índice del Precio del CobreDMT 3.95% Índice del Precio del Aluminio

Parámetro Valor Parámetro Indicador AsociadoABT 79.14% Índice de Precios al por Mayor (IPM)BBT 10.89% Índice de Productos ImportadosCBT 9.62% Índice del Precio del CobreDBT 0.35% Índice del Precio del Aluminio

Parámetro Valor Parámetro Indicador AsociadoACF 100.00% Índice de Precios al por Mayor (IPM)

La desagregación del rubro de productos importados por partidas arancelarias es:

Partidas Arancelarias MT 1.66% Tasa Arancelaria84.7130.0000 Equipos de Computo 0.08% 7%85.2520.1900 Equipos de Radio 0.06% 7%85.3620.9000 Interruptores 0.62% 4%85.3650.9000 Secc. / Reconectadores 0.90% 4%

Partidas Arancelarias BT 10.89% Tasa Arancelaria84.7130.0000 Equipos de Computo 1.13% 7%85.2520.1900 Equipos de Radio 1.13% 7%85.3650.9000 Secc. / Reconectadores 8.63% 4%



22

2. Antecedentes de la Empresa Real

2.1 Información Recopilada de Acuerdo a los Términos de Referencia

Se presenta en este capítulo la información recopilada de las empresa y del sistema eléctrico modelo. Antecedentes Contables Con respecto a los antecedentes contables la empresa reportó la base de datos de las transacciones contables correspondientes a los años 2003 – 2004. Antecedentes de la Organización y de Personal Los antecedentes recopilados para el análisis de la organización y el personal, son los siguientes:

§ Esquemas de detalle de la Organización en archivos en formatos Excel.

§ Información de detalle de los costos de personal en archivo Excel.

§ Información sobre costos de personal de los formatos III y V del anexo 1 de los Términos de Referencia.

§ Manual de funciones de COELVISAC.

Antecedentes de las Instalaciones

En lo referente a los antecedentes de las instalaciones se ha recopilado la siguiente información:

§ Formatos I-1 y I-2 del Anexo 1 de los Términos de Referencia conteniendo el resumen del Valor Nuevo de Reemplazo del sistema de distribución eléctrica existente.

§ Archivo de la información del VNR GIS.

§ Características técnicas de las SET y de los alimentadotes de MT.

Antecedentes Comerciales

Se ha recibido de la distribuidora la siguiente información comercial:

§ Formatos VI del anexo 1 de los Términos de Referencia.

§ Archivo conteniendo los clientes en BT y MT.



23

Antecedentes de Costos de Operación y Mantenimiento A continuación se detalla la información recopilada que fue utilizada para la realización del estudio del VAD, referida a los costos de Operación y Mantenimiento:

§ Información contenida en los formatos II al V y VIII al XI del anexo 1 de los Términos de Referencia.

§ Información diversa sobre costos de operación y mantenimiento indicada en el punto 5.1 de los Términos de Referencia.

Antecedentes de Costos de Inversión

La información referente a los costos estándar utilizados para la determinación del VNR que se ha recopilado es la siguiente:

§ Archivos Excel con los costos unitarios de los diferentes armados empleados por COELVISAC.

2.1.1. Formato A En el Anexo IV se muestran los formatos A, los cuales también se adjuntan en medio magnético con el presente informe. Los formatos A corresponden a los formatos entregados por la empresa de distribución.



24

3. Validación y Revisión de Antecedentes

3.1 Validación y Información de Antecedentes La validación de la información fue realizada según los siguientes criterios: § Los procesos de revisión de los antecedentes recopilados han sido realizados

siguiendo las especificaciones que se señalan en los Términos de Referencia. § La información ha sido revisada en base a nuestra experiencia y conocimiento.

§ Se solicitó información adicional a la empresa el cual sirvió como respaldo en el

proceso de validación. § Se tomaron en cuenta algunos indicadores de otras empresas nacionales y

latinoamericanas. § Se revisaron los criterios, metodologías, datos y cálculos utilizados por el consultor

VAD durante la estructuración de los formatos B. § Verificación de los datos y la consistencia de éstos, las fórmulas, cálculo y

resultados de las tarifas de distribución. § Verificación y ubicación del la existencia documentada de los datos que el

consultor VAD utilizó en las fórmulas. § Verificación de la calidad de los datos obtenidos y la coherencia de los estudios y

propuestas indicadas por el consultor VAD.

3.2 Formatos B

En el Anexo V se muestran los formatos B, los cuales también se adjuntan en medio magnético con el presente informe. Los formatos B corresponden a los formatos entregados por el consultor VAD.



25

4. Revisión Inicial de los Costos

4.1 Descripción de la Organización COELVISAC, sociedad anónima cerrada, actúa como Concesionaria de Distribución y Comercialización de Energía Eléctrica en el departamento de Ica, bajo las regulaciones de la Ley de Concesiones Eléctricas, del D.L. 25844.

Apoderado

Auditoría interna

Gerencia General

SecretaríaAsesoría Legal

Área técnica de Operaciones y Mantenimiento

Área de

Proyectos

Área Administrativa y Financiera

Área de Operaciones Comerciales

Sección obras

Sistema Eléctrico

Andahuasi

Sistema Eléctrico Villacurí

Contabilidad y

Finanzas

Logística y Recursos Humanos

Centro de Servicio al

Cliente

Sección Comercial

Centro de Servicio

Andahuasi

Centro de Servicio Villacurí

Seguridad e Higiene Previsional

OP & MTTO. Redes MT y BT

OP & MTTO. LT y SSEE en AT

Fuente: COELVISAC. La Gerencia General está encargada de supervisar a cuatro áreas funcionales: Área técnica de Operaciones y Mantenimiento, Área de Proyectos, Área Administrativa y Financiera y Área de Operaciones Comerciales. El Área Técnica de Operaciones y Mantenimiento tiene a su cargo el mantenimiento de los sistemas eléctricos Villacurí y Andahuasi, además de la sección de obras. La división de Seguridad e Higiene Provisional reporta directamente a esta gerencia. El Área de Operaciones Comerciales tiene a su cargo la división de servicio al cliente, la cual presta servicios a los dos sistemas eléctricos con los que trabaja la empresa, además de la comercialización. El Área de Administración y Finanzas controla a las divisiones de contabilidad, logística y recursos humanos. La organización está estructurada de manera funcional, como muestra el organigrama presentado.



26

Personal y Remuneraciones Según lo informado por COELVISAC la empresa cuenta con 37 personas, de las cuales el 46% es personal propio y 54% de terceros; es decir, 17 y 20 personas, respectivamente. El gasto anual del personal propio asciende a S/. 758,730, lo cual se muestra en el cuadro siguiente:

Gasto GastoMensual Anual

Técnico Operario Grúa 1 2,250 31,500 Técnico Electricista 3 5,064 212,688 Operador SET 1 1,688 23,632 Jefe Unidad de Mantenimiento 1 3,000 42,000 Jefe de Operación y Mantenimiento 1 4,000 56,000 Jefe de Unidad de Promoción Comercial 1 3,000 42,000 Contador 1 3,000 42,000 Jefe de Unidad Logística 1 3,000 42,000 Jefe de Unidad de Recursos Humanos 1 2,250 31,500 Jefatura de Administración 1 4,000 56,000 Asistente de Contabilidad 1 1,266 17,724 Asistente Administrativo 1 1,266 17,724 Asesor Técnico 1 4,000 56,000 Gerente General 1 5,334 74,676 Conserje 1 949 13,286

Total 17 44,067 758,730

Cargo / Ocupación Número de Personas

El gasto anual del personal de terceros asciende a S/. 429,590, como se muestra a continuación.


Técnico Electricista 1 1,688 23,632 Jefe de Unidad de Seguridad e Higiene Ocupacional 1 3,000 42,000 Jefe de Unidad de Obras 1 3,000 42,000 Jefe de Unidad de Servicios al Cliente 1 3,000 42,000 Jefe de Unidad de Facturación y Cobranzas 1 3,000 42,000 Jefatura Comercial 1 4,000 56,000 Asistente de Archivos 1 949 13,286 Asistente Comercial 1 1,266 17,724 Asistente Financiero 1 1,266 17,724 Asesor Legal 1 3,000 42,000 Asesor de Sistemas 1 3,000 42,000 Secretaria de Gerencia 1 1,266 17,724 Coordinación de Asesoría técnica 1 2,250 31,500 Total 13 30,685 429,590

Cargo / Ocupación Número de Personas



27

4.2 Revisión del nivel de Remuneraciones El nivel de remuneraciones actual de COELVISAC corresponde a características particulares de una empresa que no es comparable con otras empresas de distribución eléctrica del sector. Bajo este supuesto, se entiende que las remuneraciones pagadas por la empresa corresponden a precios de mercado de la zona en la cual opera la misma. Sin embargo, se ha analizado que algunas remuneraciones se encuentran por debajo de límites aceptables para empresas de distribución, las cuales han sido niveladas y el esquema se presenta en el capítulo 5.10 del presente informe.

4.3 Revisión y Optimización de la Estructura de Personal

4.3.1. Metodología

La estructuración de la empresa es un aspecto fundamental de la actividad empresarial, por cuanto busca:

§ Armonizar la estrategia del negocio. § Diseñar una organización eficiente que dadas las reducidas dimensiones de la

empresa se base en la poli función de los empleados. § Satisfacer las necesidades del cliente. § Reducir los procesos que no agreguen valor. § Incidir en la gestión de la demanda en busca del uso eficiente e intensivo de

la energía.

Para ello es necesario dotarla de ejecutivos, profesionales, personal técnico y administrativo, capaces de cumplir con los objetivos empresariales. Entre las opciones de organización conocidas, la organizacional funcional es la que se ajusta al tamaño de la empresa al permitir utilizar eficientemente los recursos especializados y facilitar la supervisión.

§ Las funciones que deberá desarrollar la empresa modelo para la distribución

de energía son:

§ Administración general § Planificación § Control Interno § Asesoría Legal § Relaciones Corporativas § Apoyo Informático y Telecomunicaciones § Finanzas y Contabilidad § Recursos Humanos

1. Organización Administrativa

§ Servicios administrativos complementarios



28

§ Compra de Energía § Atención clientes § Lectura de medidores § Facturación § Distribución de facturas § Cobranzas y morosidad § Recojo de dinero § Corte y reconexiones § Sistemas de información comercial § Aplicaciones tarifarias § Control de la calidad de servicio § Atención al Regulador y Fiscalizador § Control de Pérdidas

2. Organización Comercial

§ Marketing y gestión de la demanda § Planeamiento de la Distribución en MT y BT

Operación Limpieza

Reparación

Reemplazo

Inspección

§ Operación y Mantenimiento Preventivo y Correctivo de líneas y redes hasta las subestaciones de distribución (líneas, redes, postes, aisladores, crucetas)

Transporte

Operación

Mantenimiento de transformadores

§ Operación y Mantenimiento Preventivo y Correctivo de subestaciones de distribución Mantenimiento de equipos de seguridad

§ Operación y Mantenimiento de otros equipos necesarios para el transporte y transformación.

Operación

Limpieza

Reparación

§ Operación y Mantenimiento Preventivo y Correctivo del alumbrado público (lámparas, pastorales, postes, líneas) Reemplazos

§ Instalación y mantenimiento de empalmes y medidores

3. Organización Técnica

§ Atención de emergencias

Dadas las características especiales de la empresa y la labor socioeconómica que desarrolla, se trabajó en un proceso de optimización de la estructura actual más que en el diseño genérico de la empresa ya que por su volumen de actividad, será necesario que el concepto de polivalencia funcional esté ampliamente asumido en la organización. Para el diseño de la organización de la empresa modelo, se han considerado las funciones básicas a desarrollar por la empresa en las áreas técnico, comercial, administrativa y de gestión como bloques funcionales.



29

§ Se procedió a la definición del número de personal requerido para el

desarrollo de las actividades de distribución de energía en media y baja tensión.

§ Se analizaron y clasificaron los cargos en función de su importancia relativa,

complejidad y requerimientos técnicos para luego efectuar la racionalización de la planilla.

§ Se valorizó el organigrama, utilizando los sueldos establecidos por la

empresa, al haber validado su vigencia con respecto a remuneraciones de mercado.

§ Se asumió que la totalidad de tareas serán realizadas con personal propio de

la empresa.

4.3.2. Optimización de la Estructura de Personal Se modeló la organización de COELVISAC tomando como base las funciones establecidas por la empresa, identificando los puestos necesarios para su adecuado funcionamiento. Luego, estas funciones fueron agrupadas de acuerdo con las áreas y departamentos pertinentes. Los resultados de dicha asignación fueron los siguientes:

1 Gerencia General 22 Área Administrativa 13 Recursos Humanos y Servicios Generales 24 Contabilidad y Finanzas 55 Área Técnica 16 Operación y Mantenimiento 67 Proyectos y Estudios 28 Área Comercial 4

23

N°

Total

Área / Departamento Número de Personas

Se modelaron 8 áreas o departamentos estableciendo un total de 23 personas para COELVISAC.

Para cada puesto se determinó a su vez el gasto mensual promedio a ser incurrido por la empresa, el que incluye las remuneraciones propuestas así como las cargas propias del empleador. Los resultados se muestran en la siguiente tabla:



30


1 Gerencia General 8,300 116,2002 Área Administrativa 4,000 56,0003 Recursos Humanos y Servicios Generales 3,900 54,6004 Contabilidad y Finanzas 8,600 120,4005 Área Técnica 4,000 56,0006 Operación y Mantenimiento 8,200 114,8007 Proyectos y Estudios 4,300 60,2008 Área Comercial 8,300 116,200

49,600 694,400Total

Área / DepartamentoN°

4.4 Formatos C

En el Anexo VI se muestran los formatos C, los cuales también se adjuntan en medio magnético con el presente informe. Los formatos C corresponden a los formatos entregados por el consultor VAD.



31

5. Creación de la Empresa Modelo � Proceso de Optimización

La distribución de energía es un monopolio natural, por lo que los precios de esta actividad son regulados; el precio de esta actividad se conoce como el Valor Agregado de Distribución (VAD). El modelo establece que los costos medios a reconocer corresponden a los de una empresa eficiente, haciendo competir a las distribuidoras con dicha empresa. El VAD representa el costo en el que incurre una empresa distribuidora para poner a disposición del cliente la potencia y energía desde la barra desde la barra equivalente en media tensión, hasta el punto de empalme de la acometida respectiva. El modelo de negocio de una empresa de distribución se muestra a continuación:

Prov

eedo

res

Clientes

Organismos de Supervisión y Control

Barreras de Entrada

Distribución-Redes Primarias-Subestaciones-Redes Secundarias

Mercado Libre

Otros Mercados

Futuros Mercados

Pernisos Regulación Normatividad Capital

Proveedores No COES

Producción Propia

Suministradores de Equipos y Otros

Sustitutos

Transmisión-Líneas de Transmisión-Subestaciones de Pot..

Locales-Atención al Público-Administración / Oficinas-Talleres / Almacenes

Operación-Planeamiento y Estudios-Obras-Mantenimiento-Tecnología de Informac.

Comercialización-Facturación-Clientes-Tecnología de Informac.

Administrac. y Finanzas-Logística-Gestión Contable-Gestión Financiera

Recursos Humanos-Reclutamiento-Capacitación-Evaluac. de Desempeño

SectorQué tienen ...

Qué hacen ...

Osinerg

DGEMonopolio Natural

Altas barreras de salida

Proveedores COES

Estructura-Directivos-Ejecutivos-Empleados / Obreros-Outsourcing

Prov

eedo

res

Clientes



Barreras de Entrada

Distribución-Redes Primarias-Subestaciones-Redes Secundarias

Mercado Libre

Otros Mercados

Futuros Mercados

Pernisos Regulación Normatividad Capital

Proveedores No COES

Producción Propia

Suministradores de Equipos y Otros

SustitutosSustitutos

Transmisión-Líneas de Transmisión-Subestaciones de Pot..

Locales-Atención al Público-Administración / Oficinas-Talleres / Almacenes

Operación-Planeamiento y Estudios-Obras-Mantenimiento-Tecnología de Informac.

Comercialización-Facturación-Clientes-Tecnología de Informac.

Administrac. y Finanzas-Logística-Gestión Contable-Gestión Financiera

Recursos Humanos-Reclutamiento-Capacitación-Evaluac. de Desempeño

SectorQué tienen ...

Qué hacen ...

Osinerg

DGEMonopolio Natural

Altas barreras de salida

Proveedores COES

Estructura-Directivos-Ejecutivos-Empleados / Obreros-Outsourcing

Costos Directos Son los costos en los cuales incurre una empresa y que están directamente relacionados con el giro del negocio desarrollando las actividades de compra de energía, distribución y comercialización. Los costos directos se dividen según se muestra a continuación:



32

§ Costos estándares de inversión (Valor Nuevo de Reemplazo – VNR), que están

compuestos por:

/ Costos de instalaciones eléctricas (red de media tensión, subestaciones de distribución, red de baja tensión para el servicio particular y el alumbrado público)

/ Costos de instalaciones no eléctricas (terrenos, edificios, vehículos, equipos).

§ Costos de explotación técnica, que están compuestos por:

/ Costos de operación, corresponden a los costos necesarios para operar las instalaciones eléctricas mediante el concurso de personal propio o terceros.

/ Costos de mantenimiento, corresponden a los costos necesarios para mantener en estado operativo las instalaciones eléctricas, estos costos corresponden a actividades de mantenimiento preventivo y correctivo, las cuales pueden ser realizadas por personal propio o terceros.

§ Costos de explotación comercial, que están compuestos por:

/ Costos de gestión comercial, corresponden a los costos de la planificación, seguimiento y control de la ejecución de los procesos comerciales.

/ Costos de actividades comerciales, corresponden a los costos asociados a la atención del cliente (reclamos, actualización de las condiciones del contrato de suministro, telegestión y atención personalizada).

/ Costos de acciones comerciales, corresponden a los costos de atención de nuevos suministros, corte – reconexión, reposición – mantenimiento de conexiones, gestión de morosidad, gestión de pérdidas y cálculo de tarifas.

/ Costos asociados al usuario, corresponden a los costos de lectura, facturación, reparto y cobranza de las diversas opciones tarifarias.

Aplicación de Costos de Explotación del Sistema Eléctrico Modelo Villacurí Para efectos del presente estudio se debe entender que para fijar el VAD del sistema eléctrico modelo, los costos de explotación tienen origen en: § Costos del sistema eléctrico modelo Villacurí, los cuales están compuestos por el

costo directo de personal y costo directo no personal. Debido a que el sistema eléctrico modelo Villacurí abarca más del 90% de los costos totales correspondientes a COELVISAC, se modeló directamente la estructura de la misma, por lo que no se requiere efectuar la asignación de costos indirectos. La asignación de costos al sistema eléctrico modelo requiere su racionalización para incluir sólo aquellos pertinentes al presente estudio.



33

5.1 Instalaciones de Distribución MT

5.1.1. Caracterización del Sistema Eléctrico Modelo

La caracterización del mercado eléctrico consiste en realizar un estudio de mercado con el objetivo de determinar el volumen de energía y la máxima demanda del sistema eléctrico modelo. También se puede mencionar que es un paso previo al diseño de las instalaciones de distribución del sistema modelo, ya que con la demanda determinada se calculan los parámetros eléctricos para el dimensionamiento óptimo de las instalaciones. El siguiente gráfico muestra una vista espacial del sector en estudio.

CENTRO DETRANSFORMACIÓNCOELVIS A I

S IS TEMA ELECTRICO MODELO VILLACURÍ

Vista del Sistema Eléctrico Modelo Villacurí Características del mercado eléctrico Sobre la base de las ventas de energía del año 2004 reportadas por la empresa y el número de clientes se determinaron las ventas de energía por cada opción tarifaria.



34


de Clientes

Energía (MWH)

Ventas en Media Tensión MT2 92 26,764

MT3P 8 2,500 MT3FP 35 9,606 MT4P 48 279

MT4FP 7 129 Total MT 190 39,277


BT3P 4 242 BT3FP 5 565 BT4P 1 19 BT4FP 6 118

BT4AP(1) BT5A BT5B 24 52


En el siguiente cuadro se puede apreciar que el mercado está compuesto por clientes en media tensión los cuales representan el 79% del total de clientes:


de Clientes

Porcentaje

Media Tensión MT2 92 38%

MT3P 8 3% MT3FP 35 15% MT4P 48 20%

MT4FP 7 3% Total MT 190 79%

Baja Tensión BT2 9 4%

BT3P 4 2% BT3FP 5 2% BT4P 1 0% BT4FP 6 3%

BT4AP(1) BT5A BT5B 24 10%

Total BT 49 21% Total MT + BT 239 100%



35


MT4P20%

MT3FP15%

MT3P3%

MT238%

BT5B10%

BT4P0%

BT4FP3%

BT3FP2%

BT3P2%

BT24%

MT4FP3%

De la composición del mercado en media tensión se observa que su concentración está en la opción MT2 y MT4P. Los clientes de dichas opciones presentan un consumo promedio diario por cliente de 15kWh - día.

Consumos diarios

0.00

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

MT2 MT3P MT3FP MT4P MT4FP Total MT

Opción Tarifaria

Ener

gía

Dia

ria (k

Wh)

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200Nú

mer

o de

Clie

ntes




36

Para determinar el consumo promedio por cliente se utilizó la siguiente fórmula:

nC

C mcliente =

Donde

mC , es el consumo de energía mensual por opción tarifaria. n , es el número de clientes. La energía diaria promedio consumida por cliente será calculada utilizando la siguiente fórmula:

d

cliented n

CC =

Donde

clienteC , es el consumo promedio mensual de energía por cliente

dn , es el número de días del mes. Aplicando las fórmulas a las ventas reportadas por la empresa se obtienen los consumos diarios por opción tarifaria los cuales son presentados en la siguiente tabla:


de Clientes

Ventas de Energía (MWH)

Energía Diaria por

Cliente (kWh)

Potencia Media por

Cliente (kW)

Media Tensión MT2 92 26,764 24.24 33.67

MT3P 8 2,500 26.04 36.16

MT3FP 35 9,606 22.87 31.77

MT4P 48 279 0.48 0.67

MT4FP 7 129 1.54 2.14

Total MT 190 39,277 17.23 23.93

Baja Tensión 0

BT2 9 1,500 13.88 19.28

BT3P 4 242 5.05 7.01

BT3FP 5 565 9.41 13.07

BT4P 1 19 1.57 2.19

BT4FP 6 118 1.64 2.27

BT4AP(1) 0

BT5A 0

BT5B 24 52 0.18 0.25

Total BT 49 2,495 4.24 5.89

Total MT + BT 239 41,772 14.56



37

5.1.2. Crecimiento del Sector Típico Vilacurí

Dado que el sistema es atípico y no cuenta con estadística oficial de crecimientos históricos, se ha optado en tomar la información del mercado atendido por la concesionaria, del cual se considera que el sistema tiene una tasa de crecimiento anual igual a 1%.

5.1.3. Premisas de Análisis para el Diseño de las Instalaciones MT

El proceso de creación de la empresa modelo comprende el dimensionamiento de las instalaciones de distribución de media tensión, a fin de obtener la red técnica y económicamente óptima. Para tal fin se analizó, con las condiciones actuales de operación, la topología de red, el nivel de tensión del sistema y su operación y los niveles de calidad del producto eléctrico. a) Análisis del Diagrama Unifilar del Sistema Modelo

El siguiente diagrama muestra la conformación actual de la red de media tensión en el sistema eléctrico modelo Vilacurí.

60 kV

10 kV

220 kV

SE Ica (Parcona)50/50/30 MVA

10 kV

60 kV 60 kV 60 kV60 kV

10 kV 10 kV 22.9 kV

SEIca Norte Tacama

SE SEVillacurí

SE

(ELSM)Coelvisac I

T1-1 T1-2 T1-3 T1-4

15 MVA

Diagrama Unifilar del Sistema Modelo Villacurí

El sistema eléctrico Villacurí esta conformado por 04 alimentadores que presentan básicamente una topología de tipo radial, la cual puede operar en anillo o malla bajo condiciones específicas de operación. Los siguientes gráficos muestran el catastro y las redes en media tensión del sistema eléctrico modelo:



38

Alimentador T1-1 (color negro)

Alimentador T1-2 (color negro)



39

Dichos alimentados son abastecidos de energía a través de la subestación de Coelvisac de 15MVA la cual transforma de 60kV a 22.9kV, siendo ésta última la tensión de operación del sistema.

En la siguiente tabla se presenta el metrado existente de los alimentadores:

Alimentador Tensión (kV) Longitud (km) Longitud (%)

T1-1 22.9 28 13% T1-2 22.9 60 27% T1-3 22.9 70 32% T1-4 22.9 62 28%

Total 220 100%

Como se puede observar la red de media tensión tiene 220 km. y del tipo trifásico. Los tipos conductores existentes que conforman la red MT son los siguientes:

Tipo

Conductor Cantidad (%)

AA02503 25% AA12003 21% AA03503 10% AA07003 10% AA09503 10% AA05003 9% AA18503 8% AA01603 6% NA15003 0%

Total : 100% Se observa que el conductor AA02503 de aluminio de 25 mm2 el que constituye el 25% de la red. De acuerdo a la normalización de conductores (tecnología) y la capacidad de operación (nivel de demanda) se optó por adaptar el conductor subterráneo NA15003 (cable NA2XSY 3x150m2) por el N212003 (cable N2XSY 3-1x120m2).



40

b) Calidad del Servicio Eléctrico La calidad de servicio está definida como el conjunto de normas y estándares, que son inherentes a la actividad de distribución de electricidad y que constituyen las condiciones bajo las cuales se suministrará energía eléctrica. Los alcances relacionados a la calidad de servicio, para el sistema en estudio, están relacionados a la calidad de producto y suministro Calidad de Producto Las tolerancias consideradas fueron las siguientes:

Parámetro Eléctrico Tolerancia Tensión MT 5% Tensión BT 7.5%

Calidad de Suministro Se analizó la confiabilidad sobre la base de datos reportada por la empresa como es el número de interrupciones (sin considerar cortes de operación y mantenimiento)

Alimentador T1-1 T1-2 T1-3 T1-4 Total de Fallas (año 2004) 7 15 11 14 Longitud (km) 28.46 59.64 63.05 57.18 F/km 0.25 0.25 0.17 0.24 Duración promedio de falla (minuto) 98.857 132.067 94.64 95.14

Para determinar el dispositivo de protección óptimo se calculó el tiempo de duración de una falla, desde el momento de inicio hasta la restauración del servicio. Para todos los casos se considera que el alimentador tiene una carga de 2MW con un factor de carga de 0.75 y una longitud de 20km.



41

CASO 1 (Sin dispositivo de protección) Considerando un tramo ABC en donde ocurre una falla en el tramo BC.

A B C

Red Troncal L=20km

falla

Int

Al ocurrir esta falla, según estadísticas de mantenimiento, el tiempo de la interrupción es de 107 minutos. Cabe mencionar que en este caso no se utiliza ningún dispositivo de protección ubicado en la troncal.

Localización (min)

Desplazamiento (min)

Reparación (min)

Restauración (min)

Tiempo de Interrupción (min)

Tramo AC 25 15 60 7 107

Tiempo

CASO 2 (Con seccionador bajo carga) Para este caso la falla ocurre en el mismo punto pero se utiliza un seccionador bajo carga ubicado en el punto B (aproximadamente a la mitad del tramo AC)

L=20km

Red Troncal

Afalla

B C

Seccionador

Utilizando dicho seccionador el tiempo, ponderado es de 78 minutos, ya que se consideran que en el tramo AB se pierde el 100% de la carga y en el tramo BC solo el 50%.

Localización (min)


Reparación (min)

Restauración (min)


Tramo AB 30 0 0 7 37Tramo BC 0 15 60 7 82

Tiempo



42

CASO 3 (Con interruptor) Para este caso la falla ocurre en el mismo punto pero se utiliza un interruptor ubicado en el mismo lugar del seccionador que se utilizó en el caso 3.

Interruptor

L=20km

Red Troncal

Afalla

B C

Utilizando dicho interruptor el tiempo de ponderado es de 48.5 minutos, ya que se consideran que en el tramo BC se pierde el 50% de la carga.

Localización (min)


Reparación (min)

Restauración (min)


Tramo AB 0 0 0 0 0Tramo BC 15 15 60 7 97

48.5Tiempo ponderado

Tiempo

En resumen los tiempos de falla serían los siguientes:

Tiempo de Falla (min)Caso 1 107.0Caso 2 78.0Caso 3 48.5

Según la información de la empresa consideramos 13 fallas al año. Con este dato determinamos el costo de la energía no suministrada utilizado dos equipos de tecnología diferentes.

Equipo de Protección Energía No Suministrada (kWh) Costo (ctv $/ kwh) Costo Total (US$)Caso 1 Sin Equipo 34,775 10.8 3,756Caso 2 Seccionador bajo carga 25,350 10.8 2,738Caso 3 Interruptor 15,925 10.8 1,720

El ahorro en tiempo y costo que se podría obtener según el equipo que se utilice, con respecto al caso 1, será el siguiente:

Tiempo Ahorrado (min) Costo Total (US$)Caso 2 29 1,018Caso 3 59 2,053



43

Análisis técnico – económico Para determinar el tiempo de recupero de la inversión, considerando que un seccionador bajo carga cuesta US$ 3,800 mientras que el interruptor cuesta US$14,000 se obtiene lo siguiente:

Retorno de Inversión (años) Caso 2 3.7 Caso 3 6.8

Del resultado se concluye que el seccionador bajo carga es el equipo óptimo. c) Equipos de Protección y Maniobra Los equipos de protección han sido establecidos según: § Troncales: Se prevé el uso de seccionadores trifásicos bajo carga para las

troncales largos mayores a 60 km de longitud, con el fin de minimizar las pérdidas temporales de cargas durante las labores de mantenimiento preventivo, y separar rápidamente los tramos de línea defectuosos en caso de fallas.

§ Subestación de distribución: Seccionador – fusible Cut Out, que otorga

protección y operación de los transformadores.

5.2 Instalaciones de Distribución BT 5.2.1. Consideraciones para el Diseño de la Red Optima de Baja Tensión § Se considera la utilización de cables aéreos autos soportados, conductores de

aluminio y portantes de aleación de aluminio desnudo, que funcionan como neutro del sistema.

§ Para las estructuras de soporte se utilizan postes de concreto. § El sistema eléctrico cuenta con 2 lámparas de alumbrado público para la cual

hemos considerado lámparas de vapor de sodio de alta presión de 50W de potencia.

5.2.2. Selección del Sistema de Distribución en Baja Tensión Dada la poca magnitud representativa de las instalaciones de baja tensión se ha considerado las características existentes de la red de baja tensión y una longitud de la red en baja tensión existente igual a 1.06 km.



44

5.3 Costos Estándar de Inversión Estos costos sirven para valorizar las instalaciones eléctricas del Sistema Eléctrico modelo. Para su determinación se realizaron los siguientes procesos:

§ Determinación de los costos de los componentes: comprenden los costos de

materiales, mano de obra, equipos y transporte. § Para los costos de los materiales relevantes se utilizaron facturas de compras de

diferentes empresas de distribución en la cual se tomó en cuenta las economías de escala en la compra de materiales más apropiadas para el sector especial.

§ Elaboración de los armados de construcción: Se tiene en cuenta la cantidad de materiales, recursos (rendimientos de recursos humanos y vehículos) y los costos indirectos del contratista.

§ Determinación de los costos indirectos de la empresa: Se tiene en cuenta los costos de stock, ingeniería del proyecto, recepción del proyecto, costos generales e interés intercalario.

§ Determinación de los costos estándar por partidas de construcción: Por cada partida de construcción se asignan los distintos armados que la conforman, las que luego son valorizadas para formar el costo estándar.

La elaboración de los costos unitarios estándar del sistema de distribución (componentes, kilómetros de red, etc.) fue realizada de acuerdo con lo siguiente:

Media Tensión

Red Aérea Red Subterránea Equipos de protección Equipos de Compensación

Subestaciones de Distribución Monoposte Biposte Convencional Compacta Pedestal Compacta Bóveda

Baja Tensión Red Aérea

Servicio Particular Alumbrado Público Luminarias Equipos de Control AP

Red Subterránea Servicio Particular Alumbrado Público Luminarias Equipos de Control AP Postes AP



45

Los costos unitarios fueron efectuados para los tipos de tecnología, niveles de tensión, etc., pertinentes, para la valorización de las instalaciones del VNR de la empresa modelo.

5.3.1. Parámetros básicos de cálculo A continuación se muestran los principales parámetros de cálculo empleados en la determinación de los costos estándares: a) Mano de Obra Se consideran costos del mercado, ya que los costos de CAPECO no son representativos para la labor en el sector en estudio.

ITEM DESCRIPCION Unidad $/H-H1 Capataz HH 3.362 Operario HH 3.053 Oficial HH 2.744 Peón HH 2.48

Fuente Elaboración propia – Precios de mercado

b) Transporte y Equipos Se consideran costos del mercado, ya que los costos de CAPECO no son representativos para la labor en el sector en estudio.

1 Camioneta simple HM 4.202 Camioneta 4 x 4 HM 5.303 Camión 4 T HM 8.004 Camión 10 T HM 9.605 Camión Grúa 2.5 T HM 16.006 Camión Grúa 9,5 T HM 20.00

Fuente: Elaboración propia – Precios de mercado

c) Porcentajes de Ejecución de Obra Se consideraron los siguientes parámetros:

PARAMETRO VALORCostos de InversionCosto de Stock 6.81%Costos IndirectosIngenieria del Proyecto y Recepcion 11.17%Gastos Generales 6.00%Interes Intercalario 2.50%OtrosPorcentaje Contratista 25%

Parámetros de Calculo



46

5.3.2. Costos de Materiales Para los costos de los materiales relevantes se utilizaron facturas de compras de diferentes empresas de distribución en la cual se tomó en cuenta las economías de escala en la compra de materiales más apropiadas para el sector especial.

Empresa Sustento TipoAPS03 AISLADOR PIN CLASE ANSI 56-2 u 6.00 Electronoroeste 1-132 FacturaASS01 AISLADOR SUSPENSION CLASE ANSI 52-3 u 4.00 Hidrandina FOR000196 FacturaATS02 AISLADOR TENSOR CLASE ANSI 54-2 u 0.69 Electronoroeste 1-132 FacturaCAA06 CONDUCTOR DE AA. DESNUDO 16 mm2, 7 HILOS m 0.17 Interpolado (1)CAA07 CONDUCTOR DE AA. DESNUDO 25 mm2, 7 HILOS m 0.20 Electronoroeste 1-55211 FacturaCAA08 CONDUCTOR DE AA. DESNUDO 35 mm2, 7 HILOS m 0.26 Electronoroeste 1-55211 FacturaCAA09 CONDUCTOR DE AA. DESNUDO 50 mm2, 19 HILOS m 0.29 Hidrandina 54597 FacturaCAA10 CONDUCTOR DE AA. DESNUDO 70 mm2, 19 HILOS m 0.61 Electronorte 1-63275 FacturaCAA11 CONDUCTOR DE AA. DESNUDO 95 mm2, 19 HILOS m 0.85 Interpolado (1)CAA12 CONDUCTOR DE AA. DESNUDO 120 mm2, 19 HILOS m 1.07 Electronorte 1-63275 FacturaCAA13 CONDUCTOR DE AA. DESNUDO 185 mm2, 19 HILOS m 1.65 Interpolado (1)PPC16 POSTE DE CONCRETO ARMADO DE 12/300/150/330 u 143.70 Electronoroeste 1-5967 FacturaPPC17 POSTE DE CONCRETO ARMADO DE 12/400/150/330 u 167.53 Electronoroeste 122234 FacturaTTA181 TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 37 KVA; 22.9/0.44-0.22 KV. u 1,065.00 Hidrandina 4686 FacturaTTA187 TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 50 KVA; 22.9/0.44-0.22 KV. u 1,025.00 Electronorte 5066 FacturaTTA19 TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 50 KVA; 22.9/0.22 KV. u 1,832.60 Luz del Sur 021-76693 Factura

TTA209 TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 100 KVA; 22.9/0.44-0.22 KV. u 1,500.00 Interpolado (1)TTA214 TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 125 KVA; 22.9/0.44-0.22 KV. u 1,800.00 Interpolado (1)TTA217 TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 150 KVA; 22.9/0.44-0.22 KV. u 2,235.00 Interpolado (1)TTA222 TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 160 KVA; 22.9/0.44-0.22 KV. u 2,235.00 Electronorte 1-35877 FacturaTTA29 TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 100 KVA; 22.9/0.22 KV. u 2,499.00 Luz del Sur 021-73744 FacturaTTA30 TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 100 KVA; 22.9/0.38-0.22 KV. u 2,300.00 Interpolado (1)TTA71 TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 80 KVA; 22.9/0.38-0.22 KV. u 2,199.00 Interpolado (1)TTA80 TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 125 KVA; 22.9/0.22 KV. u 2,530.00 Interpolado (1)

(1) Valor unitario calculado a partir de la curva de costos de materiales por familia.

Costos de Materiales Relevantes

ReferenciaCódigo Descripción Unidad PrecioUS$/Unidad

5.3.3. Resultados de los costos estándar de inversión En el Anexo VIII se muestra el detalle de los armados y la lista de materiales empleados los cuales obedecen a criterios de eficiencia y representatividad del mercado. A continuación se presenta el resumen de los costos estándar de inversión determinados para el sistema eléctrico modelo:



47

Media Tensión

Red de MT (Aérea)

Material Recursos Indirectos TotalRED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIML. 3x16 mm2 C (ESTRUCTURA DE CONCRETO) 22.9 kV. US $/km 2,945 1,932 1,256 6,132RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x25 mm2 C (ESTRUCTURA DE CONCRETO) 22.9 kV. US $/km 3,022 1,932 1,278 6,232RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x35 mm2 C (ESTRUCTURA DE CONCRETO) 22.9 kV. US $/km 3,209 1,932 1,332 6,473RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3.50 mm2 C (ESTRUCTURA DE CONCRETO) 22.9 kV. US $/km 3,302 2,025 1,379 6,706RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x70 mm2 C (ESTRUCTURA DE CONCRETO) 22.9 kV. US $/km 4,296 2,025 1,667 7,988RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x95 mm2 C (ESTRUCTURA DE CONCRETO) 22.9 kV. US $/km 5,041 2,025 1,883 8,949RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x120 mm2 C (ESTRUCTURA DE CONCRETO) 22.9 kV. US $/km 5,724 2,025 2,082 9,831RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x185 mm2 C (ESTRUCTURA DE CONCRETO) 22.9 kV. US $/km 7,525 2,025 2,604 12,154

Costo Soporte TensiónDescripcion Unidad

Red de MT (Subterránea)

Material Recursos Indirectos TotalRED SUBTERRANEA CABLE N2XSY 3-1x120 mm2 22.9 kV. US $/km 24,135 10,702 9,226 44,063

Soporte Tensión Unidad Costo Descripcion

Equipos de Protección

Material Recursos Indirectos TotalSECCIONADOR FUSIBLE (CUT-OUT), UNIPOLAR x 3, 15/26 kV, 100 A 22.9 kV US $/Unidad 264 50 87 402SECCIONADOR BAJO CARGA, FUSIBLE LIMITADOR, TRIPOLAR 22,9Kv 400/630 A22.9 kV US $/Unidad 2,864 95 851 3,809

Descripcion Tensión Unidad Costo

Baja Tensión Subestaciones de distribución

Material Recursos Indirectos TotalS.E. AEREA BIPOSTE 160 kVA (3F) 22.9 kV. 440/220 V. US $/Unidad 3,569 422 1,123 5,114S.E. AEREA BIPOSTE 150 kVA (3F) 22.9 kV. 440/220 V. US $/Unidad 3,569 422 1,123 5,114S.E. AEREA BIPOSTE 125 kVA (3F) 22.9 kV. 440/220 V. US $/Unidad 3,134 422 997 4,553S.E. AEREA BIPOSTE 125 kVA (3F) 22.9 kV. 220 V. US $/Unidad 3,864 422 1,209 5,495S.E. AEREA BIPOSTE 100 kVA (3F) 22.9 kV. 440/220 V. US $/Unidad 2,834 422 910 4,166S.E. AEREA BIPOSTE 100 kVA (3F) 22.9 kV. 220 V. US $/Unidad 3,833 422 1,200 5,455S.E. AEREA BIPOSTE 100 kVA (3F) 22.9 kV. 380/220 V. US $/Unidad 3,634 422 1,142 5,198S.E. AEREA BIPOSTE 80 kVA (3F) 22.9 kV. 380/220 V. US $/Unidad 3,533 399 1,108 5,040S.E. AEREA MONOPOSTE 50 kVA (3F) 22.9 kV. 440/220 V. US $/Unidad 1,724 286 560 2,570S.E. AEREA MONOPOSTE 50 kVA (3F) 22.9 kV. 220 V. US $/Unidad 2,532 286 794 3,612S.E. AEREA MONOPOSTE 37 kVA (3F) 22.9 kV. 440/220 V. US $/Unidad 1,764 286 571 2,621

Descripcion Nivel de Tensión (V1)

Nivel de Tensión (V2)

Costo (US$)Unidad

Red BT

Material Recursos Indirectos TotalRED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 2x16 mm2 + portante C (ESTRUCTURA DE CONCRETO)US $/km 1,908 1,337.78 831.58 4,077.23

Descripcion Soporte Costo Unidad

Equipos de Alumbrado Público

Material Recursos Indirectos TotalEQUIPO DE CONTROL AP COMPUESTO POR INTERRUPTOR HORARIO Y CONTACTOR US $/Unidad 42.69 7.11 13.86 63.66LUMINARIA CON LAMPARA DE 50W VAPOR DE SODIO US $/Unidad 54.79 8.19 17.60 80.58

Costo Descripcion Unidad



48

5.3.4. VNR de las Instalaciones Eléctricas Con los metrados adaptados y los costos estándar de inversión se procedió a la valorización de las instalaciones eléctricas del sistema eléctrico modelo, el resultado se muestra a continuación:

Media TensiónRed Aérea km 219.960 1,748.922 7,951.092 Red Subterránea km 0.260 11.463 Equipos de P&S cantidad 81.000 42.749 527.770 Equipos de Compensación

Total MT 1,803.135 Subestaciones de Distribución

Monoposte unidad 17.000 55.200 3,247.086 Biposte unidad 9.000 44.687 4,965.202 Convencional unidadCompacta Pedestal unidadCompacta Bóveda unidad

Total SE 99.887 Baja Tensión

Red AéreaServicio Particular km 1.060 4.322 4,077.230 Alumbrado Público kmLuminarias unidad 2.000 0.161 80.580 Equipos de Control AP unidad 2.000 0.127 63.660

Total red aérea 4.610 Red Subterránea

Servicio Particular kmAlumbrado Público kmLuminarias unidadEquipos de Control AP unidadPostes AP unidad

Total red subterránea - Total BT 4.610 Instalaciones No Eléctricas

INE asignadas a MT 412.799 INE asignadas a BT 23.923

Total INE 436.722 VALOR NUEVO DE REEMPLAZO (miles US$) 2,344.354

Costo Unitario promedio (US$/unidad)Sistema de Distribución Eléctrica Villacurí Unidad Metrado VNR (miles

US$)

5.3.5. VNR de las Instalaciones No Eléctricas Las instalaciones no eléctricas reconocidas en el sistema eléctrico modelo fueron dimensionadas de acuerdo a la estructura organizacional, el resultado de la valorización se muestra a continuación:



49

DESCRIPCION COMPONENTES Sub Total (Miles US$) Total (Miles US$)A. TERRENOS A3 Terrernos para oficinas 5.40 5.40

B. EDIFICIOS Y CONSTRUCCIONES B3 Oficinas 157.93 157.93

C. EQUIPOS Y VEHICULOS DE TRANSPORTE Y CARGA 187.00

D. EQUIPOS DE ALMACEN,MAESTRANZA MEDICION Y CONTROL D1.Equipos de almacen 0.15 27.81D2.Equipos de Maestranza 3.84D3.Equipos de Medicion 17.15D4.Equipos de Control 6.67

E. EQUIPOS DE COMUNICACIÓN E1.Telefonica Fija 1.08 7.87E2. Telefonica Movil 1.00E3. Estaciones de Radio y Antenas 2.46E4. Radios Portatiles 0.36E5. Otros Equipos de Comunicación 2.97

F. EQUIPO DE OFICINA F1.Equipos para oficina 8.23 14.42F2. Equipos para Atención al Público 4.69F3. Otros Equipos de Oficina 1.50

G. EQUIPOS DE COMPUTACIÓN G1. Equipos de Red de Computo 0.93 36.29G2 Estaciones de Trabajo 10.47G3. Impresoras 4.70G4. Servidores 0.00G5. Otros equipos de computo 0.88G6. Software tecnico 13.10G7. Sofware de Gestión 6.21G8. Otros Software 0.00

436.72TOTAL DE LAS INVERSIONES NO ELECTRICAS

5.4 Balance de Energía y Potencia MT y BT

Para determinar el balance adaptado se utilizaron las ventas de energía de cada opción tarifaria, correspondientes al año 2004. Para calcular la energía total del sistema eléctrico se le añadió, a las ventas de energía, las pérdidas de las mismas, tanto en media y baja tensión. La potencia correspondiente a cada opción tarifaria fue determinada utilizando los factores de carga y coincidencia. Adicionalmente, se utilizó como dato de entrada la demanda máxima del sistema eléctrico, la cual fue reportada por el consultor VAD. Ésta fue determinada a partir de los perfiles de carga obtenidos de los alimentadores en media tensión. En el siguiente gráfico se muestra el esquema unificar de la red:



50

60 kV

10 kV

220 kV

SE Ica (Parcona)50/50/30 MVA

10 kV

60 kV 60 kV 60 kV60 kV

10 kV 10 kV 22.9 kV

SEIca Norte Tacama

SE SEVillacurí

SE

(ELSM)Coelvisac I

T1-1 T1-2 T1-3 T1-4

15 MVA

Los valores máximos obtenidos de los perfiles de carga mensuales fueron los siguientes:

Mes Máxima Demanda

(kW) Energía Total

(MWh) Enero 7,848 3,570

Febrero 7,686 3,260 Marzo 7,794 3,700 Abril 8,244 3,865 Mayo 8,172 3,934 Junio 7,848 3,145 Julio 7,524 2,844

Agosto 8,046 3,152 Septiembre 8,442 3,503

Octubre 8,658 3,858 Noviembre 8,658 3,674 Diciembre 8,748 3,952

Valor Máximo 8,748 42,456 Factor de carga (FC) 0.553

Con la demanda máxima y la energía anual se calculó en factor de carga en el nivel de media tensión el cual fue de 0,552. Del siguiente gráfico se puede observar que la máxima demanda ocurre en horas fuera de punta lo cual es una característica especial del sistema eléctrico.



51

Día de la Máxima Demanda Sistema Eléctrico Villacurí

(Día 16 de Diciembre de 2004)

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,00000

:15

01:0

0

01:4

5

02:3

0

03:1

5

04:0

0

04:4

5

05:3

0

06:1

5

07:0

0

07:4

5

08:3

0

09:1

5

10:0

0

10:4

5

11:3

0

12:1

5

13:0

0

13:4

5

14:3

0

15:1

5

16:0

0

16:4

5

17:3

0

18:1

5

19:0

0

19:4

5

20:3

0

21:1

5

22:0

0

22:4

5

23:3

0

Hora

P (k

W)

Pmax = 8,748 kW

La potencia correspondiente a cada opción tarifaria fue determinada utilizando los factores de carga y coincidencia determinados para el sector en estudio. Para las opciones tarifarias en media tensión se consideró el mismo factor de carga determinado anteriormente, es decir 0.553, y el factor de coincidencia fue igual a uno debido a las características típicas de operación de las cargas. Para las opciones tarifarias en baja tensión se consideró el factor de carga determinado de la energía y potencia que ingresa a baja tensión. El factor de coincidencia fue igual a 0.85 a excepción de las tarifa BT5B a la que le asignamos 0.5. Para el caso del número de horas de uso de las tarifa BT5B (NHUBT), se consideró el vigente del sector el cual es igual a 262 horas.

La potencia fue calculada a partir de la siguiente fórmula:

1*)(

)( FNHAfc

kWhEnergíaPmáx =

Donde: “fc”, es igual al factor de carga NHA, es el número de horas del año 2004 (8,764 horas). F1, es el factor de coincidencia.



52

Pérdidas Estándar Técnicas Resultantes del Modelo de Optimización

Las pérdidas fueron determinadas para cada grupo de equipos del sistema de distribución los cuales son:

§ Redes en media tensión. § Aisladores. § Transformadores de distribución. No se consideró las pérdidas por medidores y acometidas, ya que el sistema no presente una cantidad de clientes considerables en baja tensión.

a) Pérdidas Técnicas de las Redes en MT Las pérdidas de las redes en media tensión fueron determinadas a partir de la red existente del sistema eléctrico modelo. Los resultados se muestran a continuación:

Porcentaje de Pérdidas Energía Potencia

MT 1.45% 2.10%

El detalle del cálculo de las pérdidas en MT es presentado en los anexos III.

b) Pérdidas por transformadores de distribución eléctrica

Pérdidas por energía y potencia:



53

MWH / año KW / añoT1-2 50 22.9 220 4.8 1.1T1-3 50 22.9 220 4.8 1.1T1-3 50 22.9 220 4.8 1.1T1-3 50 22.9 220 4.8 1.1T1-3 50 22.9 220 4.8 1.1T1-3 50 22.9 220 4.8 1.1T1-3 50 22.9 220 4.8 1.1T1-3 100 22.9 220 10.3 2.4T1-3 125 22.9 220 12.9 2.9T1-3 50 22.9 220 4.8 1.1T1-3 50 22.9 220 4.8 1.1T1-3 50 22.9 220 4.8 1.1T1-3 50 22.9 220 4.8 1.1T1-3 100 22.9 380/220 10.3 2.4T1-3 50 22.9 440/220 4.8 1.1T1-3 50 22.9 440/220 4.8 1.1T1-3 40 22.9 440/220 3.8 0.9T1-3 50 22.9 440/220 4.8 1.1T1-4 150 22.9 440/220 15.5 3.5T1-4 160 22.9 440/220 18.8 4.3T1-2 50 22.9 440/220 4.8 1.1T1-1 125 22.9 440/220 12.9 2.9

155.9 35.5

PérdidasCapacidad (KVA)

Tensión Lado Primario (kV)

Tensión Lado Secundario (kV)Alimentador

Pérdidas Totales

Porcentaje de Pérdidas Energía Potencia

MT 5.76% 6.65%

c) Pérdidas Comerciales

Para determinar las pérdidas comerciales se utilizó lo publicado en el anexo 6 del informe OSINERG-GART-GDE-2001-017:

Pérdidas Reconocidas Porcentaje de Pérdidas Energía Potencia

MT 0.0% 0.0% BT 2.0% 2.0%



54

Resumen de Pérdidas

Como se muestra en la tabla siguiente, las pérdidas calculadas del sistema eléctrico están dentro del margen reconocido por las tarifas.

Porcentaje de Pérdidas (%) Nivel

de Tensión

Tipo de Pérdida Energía Potencia

Redes MT 1.448 2.100 No Técnicas 0.000 0.000 MT Total 1.448 2.100 Transformadores 5.763 6.647 No Técnicas 2.000 2.000 BT Total 7.763 8.647 Porcentaje referido al ingreso en cada nivel de tensión

Fórmulas Utilizadas para el Balance

Se determinó la energía que ingresa en el nivel de media tensión, según la siguiente expresión:

BTBTMTMTMT EvpEvpE +++=

Donde: EMT, es la energía ingresada al sistema modelo. PMT, son las pérdidas técnicas en MT EvMT, es la energía vendida en MT PBT, son las pérdidas técnicas y no técnicas en BT EvBT, es la energía vendida en BT Y la potencia de ingreso, según la siguiente fórmula:

BTBTMTMTMT PvpPvpP +++=

Donde:

PMT, es la potencia ingresada al sistema modelo. pMT, son las pérdidas técnicas en MT PvMT, es la potencia vendida en MT pBT, son las pérdidas técnicas y no técnicas en BT PvBT, es la potencia vendida en BT

Resultado

El balance de potencia y energía del sistema eléctrico modelo se presenta a continuación:



55

Factor de Factor de

MW.h % carga/pérdidas kW % Coincidencia

Total Ingreso a MT 42,625 100% 0.550 8,817 100%

Pérdidas Totales Media Tensión 617 1.448% 185 2.100%

Tecnicas 617 1.448% 185 2.100%

No Técnicas

Ventas en Media Tensión 39,303 92.21% 0.553 8,098 91.8%

MT1

MT2 26,764 0.553 5,515 1.00

MT3P 2,500 0.553 515 1.00

MT3FP 9,632 0.553 1,985 1.00

MT4P 279 0.553 57 1.00

MT4FP 129 0.553 27 1.00

Total Ingreso en BT 2,705 100% 534 100%

Ventas en Baja Tensión 2,495 92.237% 0.582 488 91.353%

Pérdidas Estándar en Baja Tensión 210 7.763% 46 8.647%

Tecnicas 156 5.763% 35 6.647%

No Técnicas 54 2.000% 11 2.000%

BT1

BT2 1,500 0.522 294 0.85

BT3P 242 0.522 48 0.85

BT3FP 565 0.522 111 0.85

BT4P 19 0.522 4 0.85

BT4FP 118 0.522 23 0.85

BT4AP

BT5A

BT5B 52 0.522 8 0.50

BT6

Energía (MW.h)DescripciónSupervisor VAD

Potencia (kW)

Pérdidas estándares:





Media Tensión

Energía

Potencia

Baja Tensión

Energía

Potencia



56

NHUBT y Demandas para el Cálculo del VAD:

NHUBT Horas 262Demanda MT kW 8,632Demanda BT kW 488

5.5 Costos de Mantenimiento de Distribución MT y BT De acuerdo al diseño organizacional realizado, no se ha previsto que las actividades de mantenimiento preventivo y correctivo y por la magnitud de la empresa tercerizadas; por tanto, dichos costos se encuentran incluidos en la planilla del área de operaciones de la empresa COELVISAC.

5.6 Costo Fijo El costo fijo representa los costos directos en que debe incurrir la empresa modelo para realizar la toma de lecturas de consumo de los usuarios, el procesamiento de las facturas, la emisión, distribución y cobranzas. Para su determinación se contempla la realización de actividades sólo con personal propio. En el caso de las actividades propias, los recursos necesarios involucrados directamente han sido determinados del diseño de la estructura organizacional. Se ha considerado que el personal propio realiza las tareas de supervisión en las actividades de lectura, facturación, reparto de recibos y cobranzas así como la ejecución de las siguientes actividades: § Lecturas de consumos de energía § Reparto de recibos § Cobranza de recibos



57

Cálculo del Cargo Fijo para Lecturas Mensuales

Los resultados del costo fijo anual desagregado por rubros de costos de personal y no personal, se muestran a continuación:

TarifaCosto de Personal

(S/.)

Costo no Personal

(S/.)

Total Costo Fijo

S/.Monomios 44 10 54 Binomios 2,786 80 2,865Total - mes (S/.) 2,830 90 2,919Total - año (S/.) 33,955 1,075 35,031

La siguiente tabla muestra el resultado del cargo fijo para tarifas monomias y binomias:




Simple Medición de Energía 24 0.20 0.685

Simple o Doble Medición de Energía y/o una medición de Potencia

114 5.55 4.059


Total 239 10.67 3.720

Los resultados detallados del cálculo del costo fijo se muestran en el anexo II.



58

5.7 Costos de Explotación Los costos de explotación del Sistema Eléctrico Villacurí están conformados por las partidas siguientes: § Costo Directo de Personal del sistema eléctrico Villacurí § Costo Directo no Personal del sistema eléctrico Villacurí

5.7.1. Costo Directo del Personal del Sistema Eléctrico Modelo

El proceso de optimización del costo directo de personal, contempló la determinación de los costos necesarios para alcanzar una administración eficiente, procediéndose a eliminar costos redundantes y que no correspondan a valores de mercado para la actividad de distribución que realiza la empresa. De acuerdo a la optimización del diseño organizacional efectuada en el capítulo 4 del presente informe, dicho costo quedó determinado según se muestra a continuación:



59

Gerencia General SECRETARIA - RELACIONISTA PUBLICA 1 1,300Gerencia General GERENTE GENERAL 1 7,000Totales Gerencia General 2 8,300Área Administrativa JEFE ADMINISTRATIVO 1 4,000Totales Área Administrativa 1 4,000Recursos Humanos y Servicios Generales JEFE DE RR.HH. Y SERV. GRLES. 1 2,600Recursos Humanos y Servicios Generales ENCARGADO SERV. GRLES. 1 1,300Totales Recursos Humanos y Servicios Generales 2 3,900Contabilidad y Finanzas JEFE DPTO. FINANZAS Y CONTABILIDAD 1 2,600Contabilidad y Finanzas ASISTENTE DE CONTABILIDAD 1 1,700Contabilidad y Finanzas ASISTENTE DE CONTABILIDAD 1 1,700Contabilidad y Finanzas ENCARGADO LOGISTICA 1 1,700Contabilidad y Finanzas ALMACENERO 1 900Totales Contabilidad y Finanzas 5 8,600Área Técnica JEFE TECNICO 1 4,000Totales Área Técnica 1 4,000Operación y Mantenimiento SUPERVISOR OPERACION Y MANTTO. 1 1,700Operación y Mantenimiento TECNICO OPERACION Y MANTTO. 1 1,300Operación y Mantenimiento TECNICO OPERACION Y MANTTO. 1 1,300Operación y Mantenimiento TECNICO OPERACION Y MANTTO. 1 1,300Operación y Mantenimiento TECNICO OPERACION Y MANTTO. 1 1,300Operación y Mantenimiento TECNICO AUX. EMERGENCIA 1 1,300Totales Operación y Mantenimiento 6 8,200Proyectos y Estudios JEFE PROYECTOS Y ESTUDIOS 1 2,600Proyectos y Estudios SUPERVISOR CONTROL PERDIDAS 1 1,700Totales Proyectos y Estudios 2 4,300Área Comercial JEFE COMERCIAL 1 4,000Área Comercial ESPECIALISTA - SISTEMAS 1 1,700Área Comercial EJECUTIVO COMERCIAL 1 1,300Área Comercial EJECUTIVO ATENCION CLIENTES 1 1,300Totales Área Comercial 4 8,300

PERSONAL 23TOTAL MES 49,600TOTAL AÑO 694,400

PuestoÁrea / Departamento Personas Gasto Mensual



60

Dado que los recursos humanos del sistema eléctrico modelo Villacurí están encargados de la gestión integral de la empresa, realizan como parte de su trabajo, tareas de supervisión de las actividades siguientes:

§ Distribución y comercialización § Transmisión § Inversión § Otros Servicios

Por tanto para cumplir con los fines del estudio se debe realizar una separación de los costos correspondientes a las actividades de distribución y comercialización, para lo cual se estima que la forma más representativa para desagregar dichos costos es el tiempo destinado por cada persona a las actividades que realiza.

Si la función desempeñada abarca todas las actividades antes mencionadas (distribución-comercialización y otros servicios) el porcentaje de asignación se define:

Transmisión 2%Distribución 94%Inversión 3%Otros Servicios 1%

Total 100%

Centro de costos Porcentaje (%) Asignado

Luego de realizada la separación de costos, según la dedicación descrita anteriormente, los costos directos de personal del sistema eléctrico modelo Villacurí, quedaron asignados a las actividades según se muestra a continuación:



61

Gen. y Trans. Inversión Otros Serv. Distribución

Gerencia General SECRETARIA - RELACIONISTA PUBLICA 1 1,300 26 39 13 1,222Gerencia General GERENTE GENERAL 1 7,000 140 210 70 6,580Totales Gerencia General 2 8,300Área Administrativa JEFE ADMINISTRATIVO 1 4,000 80 120 40 3,760Totales Área Administrativa 1 4,000Recursos Humanos y Servicios Generales JEFE DE RR.HH. Y SERV. GRLES. 1 2,600 52 78 26 2,444Recursos Humanos y Servicios Generales ENCARGADO SERV. GRLES. 1 1,300 26 39 13 1,222Totales Recursos Humanos y Servicios Generales 2 3,900Contabilidad y Finanzas JEFE DPTO. FINANZAS Y CONTABILIDAD 1 2,600 52 78 26 2,444Contabilidad y Finanzas ASISTENTE DE CONTABILIDAD 1 1,700 34 51 17 1,598Contabilidad y Finanzas ASISTENTE DE CONTABILIDAD 1 1,700 34 51 17 1,598Contabilidad y Finanzas ENCARGADO LOGISTICA 1 1,700 34 51 17 1,598Contabilidad y Finanzas ALMACENERO 1 900 18 27 9 846Totales Contabilidad y Finanzas 5 8,600Área Técnica JEFE TECNICO 1 4,000 80 120 40 3,760Totales Área Técnica 1 4,000Operación y Mantenimiento SUPERVISOR OPERACION Y MANTTO. 1 1,700 34 51 17 1,598Operación y Mantenimiento TECNICO OPERACION Y MANTTO. 1 1,300 26 39 13 1,222Operación y Mantenimiento TECNICO OPERACION Y MANTTO. 1 1,300 26 39 13 1,222Operación y Mantenimiento TECNICO OPERACION Y MANTTO. 1 1,300 26 39 13 1,222Operación y Mantenimiento TECNICO OPERACION Y MANTTO. 1 1,300 26 39 13 1,222Operación y Mantenimiento TECNICO AUX. EMERGENCIA 1 1,300 26 39 13 1,222Totales Operación y Mantenimiento 6 8,200Proyectos y Estudios JEFE PROYECTOS Y ESTUDIOS 1 2,600 2,600Proyectos y Estudios SUPERVISOR CONTROL PERDIDAS 1 1,700 850 850Totales Proyectos y Estudios 2 4,300Área Comercial JEFE COMERCIAL 1 4,000 600 3,400Área Comercial ESPECIALISTA - SISTEMAS 1 1,700 255 1,445Área Comercial EJECUTIVO COMERCIAL 1 1,300 195 1,105Área Comercial EJECUTIVO ATENCION CLIENTES 1 1,300 195 1,105Totales Área Comercial 4 8,300

PERSONAL 23TOTAL MES 49,600 740 4,560 1,615 42,685TOTAL AÑO 694,400 10,360 63,840 22,610 597,590

Asignación del Gasto MensualPuestoÁrea / Departamento Personas Gasto Mensual

Conclusión: El costo directo de personal del sistema eléctrico modelo Villacurí asignado a la actividad de distribución asciende a S/. 597,590.

La asignación realizada anteriormente expresada por divisiones se muestra a continuación:

Comercialización 4 7,055 98,770 Operación 9 12,318 172,452 Administración 10 23,312 326,368 Total 23 42,685 597,590

Asignación de Gastos Administrativos

Comercialización 8,489 118,852 Operación 14,823 207,516 Total 23,312 326,368

Total Distribución

Comercialización 15,544 217,622 Operación 27,141 379,968 Total 42,685 597,590

Gasto Mensual Gasto Anual

Número de personas Gasto Mensual Gasto Anual

División Gasto Mensual Gasto Anual

División

División



62

Conclusión: El costo directo de personal anual del sistema eléctrico modelo Villacurí expresado como costos de operación y comercialización ascienden a S/. 379,968 y S/. 217,622 respectivamente.

El costo directo de personal determinado corresponde a actividades de explotación técnica y comercial, las cuales se descomponen en actividades reconocidas en los costos del VAD y otras que no son reconocidas por los costos del VAD, cuyo detalle se describe a continuación:

Actividades VAD Actividades NO VAD Costo Fijo

Operación y mantenimiento Acciones comerciales Costos Asociados al clienteGestión comercialActividades comerciales

Por tanto será necesario descontar al costo directo de personal los costos asociados a actividades no VAD y el costo fijo.

5.7.2. Costo Directo no Personal del Sistema Eléctrico Modelo

El proceso de optimización del costo directo no personal, contempló la determinación de los costos necesarios no personales para que la organización funcione adecuadamente. Con este fin se procedió a eliminar costos redundantes y que no correspondan a valores de mercado para la actividad de distribución que realiza la empresa.

Adicionalmente a los costos informados por la empresa se procedió a determinar los costos de las partidas siguientes:

§ Aportes a empresas reguladoras: Se consideró de acuerdo con el D.L.

N°25844 el 1% de las ventas correspondientes al año fiscal 2004, las cuales ascendieron a S/. 7,669,000 por lo que el importe anual resultante es de S/. 76,690.

§ Costo de capital de trabajo: Estos costos reflejan el esfuerzo económico que

representa para la empresa el desfase originado por el plazo que trascurre entre la cobranza de la venta de energía y los pagos por compra de energía, remuneraciones y otros gastos de operación.

Se evaluó la simulación de operación típica de la empresa en cuanto a período de facturación por usuario, plazos de pago de acuerdo a prácticas habituales de mercado, plazos de pago a las generadoras, a los prestadores de servicios, tributos, otros gastos y remuneraciones. Para este fin se determinó la siguiente información:



63

§ Plazo medio de cobro a clientes. § Plazo medio de pago a generadoras. § Plazo medio de pago por servicio de terceros y otros gastos. § Tasa efectiva anual en nuevos soles (S/.) vigente. Para el cálculo del capital

de trabajo se consideraron todos aquellos gastos corrientes de un mes obligados con fecha anterior a la recepción de los ingresos provenientes del giro del negocio.

§ El costo de mantenimiento correctivo fue estimado como el 10% anual de los costos de explotación técnica personales.

A continuación, se muestra el procedimiento del cálculo del costo del capital de trabajo:

Cálculo del capital de trabajo - SEM Villacurí

75 900 30 45 60

IngresosVentas: S/. 383,450EgresosCargas de personal: 12,806Aportes a Reguladoras: 6,391Flujo Neto (1): 364,253

IngresosVentas: S/. 127,817

EgresosCargas de personal: S/. 29,880

Saldo Inicial S/. 364,253

IngresosVentas: 127,817EgresosCompra de energía: 356,917Flujo Neto (2): 135,153

EgresosGastos Diversos S/. 9,628

EgresosMantenimiento: S/. 3,166Seguros: 1,577

Ingresos Egresos

Día 0100% de las cargas mensuales de mantenimiento correctivo 3,166 100% de las cargas mensuales de seguros 1,577

Día 3070% de las cargas mensuales de personal 29,880

Día 45 Día 4560% de las ventas mensuales 383,450 30% de las cargas mensuales de personal 12,806

100% de los aportes a las reguladoras 6,391

Día 60 Día 6020% de las ventas mensuales 127,817 100% de las compras mensuales de energía 356,917

Día 7525% de los gastos diversos mensuales 9,628

Día 9020% de las ventas mensuales 127,817

Para el cálculo del costo a incurrir para obtener dicho capital de trabajo se utilizó una tasa efectiva anual del 12%. El resultado anual se muestra a continuación:



64

Concepto Días a Financiar En S/. Costo Mensual Costo AnualMantenimiento Correctivo 45 3,166 45 542 Seguros 45 1,577 22 270 Cargas de Personal (70%) 15 29,880 141 1,697

Totales 209 2,509

Con respecto al resto de costos directos no personales del sistema eléctrico modelo Villacurí, dado que estos son asignables a las actividades de inversión, transmisión, distribución-comercialización y otros servicios es necesario realizar una asignación a dichas actividades. El criterio de asignación adoptado de forma análoga a los costos directos de personal se muestra a continuación:

Transmisión 2%Distribución 94%Inversión 3%Otros Servicios 1%

Total 100%

Centro de costos Porcentaje (%) Asignado

Para las partidas de honorarios / servicios profesionales, aportes a empresas reguladoras y costos de capital de trabajo, se asignó el 100% a la actividad de distribución. De acuerdo a la optimización efectuada sobre la información presentada por COELVISAC, el costo directo no personal quedó determinado según se muestra a continuación:

Detalle de Costos por Concepto Total Costos Servicios complementarios

Generación / Transmisión Inversiones Distribución

Remuneraciones al Directorio 84,951 850 1,699 2,549 79,854 Transporte y almacenamiento 1,877 19 38 56 1,764 Correos y telecomunicaciones 41,439 414 829 1,243 38,953 Mantenimiento y reparación 26,658 267 533 800 25,059 Alquileres 19,540 195 391 586 18,368 Electricidad y agua 3,965 40 79 119 3,727 Publicidad, publicaciones 10,741 107 215 322 10,097 Otros servicios 43,050 431 861 1,292 40,467 Honorarios / Servicios profesionales 150,000 150,000 Impuesto a las transacciones financieras 10,289 103 206 309 9,672 Tributos a gobiernos locales 4,218 42 84 127 3,965 Aportes a empresas reguladoras 76,690 76,690 Seguros 20,129 201 403 604 18,921 Suscripciones y cotizaciones 1,856 19 37 56 1,745 Suministros diversos 31,997 320 640 960 30,077 Viáticos 3,164 32 63 95 2,974 Otras cargas diversas de gestión 48,341 483 967 1,450 45,441 Costo de Capital de Trabajo 2,509 2,509 Total Costos Directos SEM Villacurí 581,414 3,522 7,044 10,566 560,281

(*)

(*) Dentro de este rubro se ha considerado S/. 30,000 anuales para estudios de regulación tarifaria

Conclusión: El costo directo no personal del sistema eléctrico modelo Villacurí asignado a la actividad de distribución asciende a S/. 560,281.

La asignación realizada anteriormente expresada por partidas se muestra a continuación:



65

Costos correspondientes a la actividad de Distribución Monto en S/.Operaciones 212,347 Suministros Diversos 75,731 Combustibles y Lubricantes 1,764 Cargas Diversas de Gestión 177,603 Provisiones - Tributos 13,637 Aportes a reguladoras 76,690 Costo del capital de trabajo 2,509 Total gastos directos SEM Villacurí 560,281

El costo directo no personal determinado corresponde a actividades de explotación técnica y comercial, las cuales se descomponen en actividades reconocidas en los costos del VAD y otras que no son reconocidas por los costos del VAD, cuyo detalle se describe a continuación:

Actividades VAD Actividades NO VAD Costo Fijo

Operación y mantenimiento Acciones comerciales Costos Asociados al clienteGestión comercialActividades comerciales

Por tanto será necesario descontar al costo directo no personal los costos asociados a las actividades no VAD y el costo fijo.



66

5.8 Consolidación de Costos de Explotación del Sistema Eléctrico Modelo La consolidación de costos para el cálculo del VAD del sistema eléctrico modelo Villacurí se efectuó de la siguiente forma: Primero se sumaron los siguientes costos calculados en el capítulo anterior: § Costo directo de personal y no personal del sistema eléctrico modelo Villacurí

Directos S/.

Operación 379,968 Costos de Personal Comercialización 217,622

Costos no personales 560,281 Total (S/.) 1,157,871

Como segundo paso, al resultado expuesto anteriormente se eliminaron los costos siguientes: § Costo de personal y no personal del cargo fijo

Costo Fijo S/

Costos de Personal 33,955 Costos no Personales 1,075

Total (S/.) 35,031

§ Costo de personal y no personal de acciones comerciales (actividades No VAD)

Indirectos S/.

Costos de Personal 32,142 Costos no personales 97,861

Total (S/.) 130,003

Finalmente, se procedió a asignar los costos resultantes a las actividades de operación y mantenimiento, que servirán como dato para el cálculo del VAD a nivel de media y baja tensión. Para este fin, se determinaron los porcentajes de asignación de tiempos destinados a actividades de distribución de media y baja tensión, llegando a la siguiente proporción:

Dedicación %MT 93%BT 7%

Total 100%



67

A continuación se muestra el cuadro con los resultados finales:

Costos de Personal

Costos No Personales

Explotación Técnica Costos de Operación y Mantenimiento 379,968 - 379,968

Costos de Gestión Comercial (1) 110,424 335,543 445,967Actividades Comerciales (1) 41,409 125,829 167,238Acciones Comerciales (1) 32,207 97,867 130,074Costos Asociados al Cliente (2) 33,582 1,043 34,625Total Costos de Explotación Comercial 217,622 560,281 777,904

597,590 560,281 1,157,871531,801 461,371 993,172478,621 415,234 893,855

53,180 46,137 99,31765,789 98,910 164,699

(2) Los costos asociados al cliente fueron determinados en el costo fijo.

Total No VAD

Costo Total de Explotación

(1) El resultado del total de costos de explotación comercial menos los costos asociados al cliente fue distribuido en 60%, 22.5% y 17.5% para los costos de gestión comercial, actividades comerciales y acciones comerciales, respectivamente.

Total VADTotal VAD MT

Total S/.S.E. Villacurí

Explotación Comercial

Total VAD BT

Costos Directos S/.

Realizando una distribución de los costos por actividad se determinó la siguiente tabla:




US$)


Total (miles US$)





68

5.9 Formatos D

En el Anexo VII del presente informe se presentan los principales formatos D elaborados por el Supervisor VAD:

6. Resultados

6.1 Estructuración de la Empresa Modelo

6.1.1. Caracterización del Mercado Las ventas determinadas para el sistema eléctrico modelo son las siguientes:


de Clientes

Energía Anual

Consumida (MWH)

Ventas en Media Tensión MT2 92 26,764 MT3P 8 2,500

MT3FP 35 9,606 MT4P 48 279

MT4FP 7 129 Total MT 190 39,277


BT3P 4 242 BT3FP 5 565 BT4P 1 19

BT4FP 6 118 BT4AP(1)

BT5A BT5B 24 52




69


MT4P20%

MT3FP15%

MT3P3%

MT238%

BT5B10%

BT4P0%

BT4FP3%

BT3FP2%

BT3P2%

BT24%

MT4FP3%

Del análisis del mercado se observa la concentración de clientes en MT está en la opción MT2 y MT4P teniendo un consumo promedio diario por cliente de 15kWh.

Consumos diarios

0.00

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

MT2 MT3P MT3FP MT4P MT4FP Total MTOpción Tarifaria

Ener

gía

Dia

ria (k

Wh)

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

Núm

ero

de C

lient

es




70

6.1.2. Costos Unitarios de las Instalaciones Eléctricas para la Valorización del VNR

Los costos unitarios de los materiales utilizados para la valorización fueron obtenidos de las siguientes fuentes: a) Dirección Ejecutiva de Proyectos del Ministerio de Energía y Minas, en adelante “DEP”. b) Costos de facturas de compras de distintas empresas de distribución del país. El análisis de dichos costos considera la asignación de tiempos de trabajo y avance de la misma, así como cuadrilla de trabajadores y alquiles de equipos. Con respecto a los armados de construcción, su estandarización se realizó en función a los armados típicos para líneas y redes de media y baja tensión, y subestaciones, normalizados por la DEP. Para los costos de los recursos se consideró lo siguiente: § Mano de Obra Se consideran costos del mercado, ya que los costos de CAPECO no son representativos para la labor en el sector en estudio.

ITEM DESCRIPCION Unidad $/H-H1 Capataz HH 3.362 Operario HH 3.053 Oficial HH 2.744 Peón HH 2.48

Fuente Elaboración propia – Precios de mercado

§ Transporte y Equipos Se consideran costos del mercado, ya que los costos de CAPECO no son representativos para la labor en el sector en estudio.

1 Camioneta simple HM 4.202 Camioneta 4 x 4 HM 5.303 Camión 4 T HM 8.004 Camión 10 T HM 9.605 Camión Grúa 2.5 T HM 16.006 Camión Grúa 9,5 T HM 20.00

Fuente: Elaboración propia – Precios de mercado

Los costos indirectos considerados fueron: ingeniería de proyecto, recepción de obra e intereses intercalarios. Los valores estimados por estos conceptos son los siguientes:



71

PARAMETRO VALORCostos de InversionCosto de Stock 6.81%Costos IndirectosIngenieria del Proyecto y Recepcion 11.17%Gastos Generales 6.00%Interes Intercalario 2.50%OtrosPorcentaje Contratista 25%

6.1.3. Costos de Materiales Relevantes Para los costos de los materiales relevantes se utilizaron facturas de compras de diferentes empresas de distribución en la cual se tomó en cuenta las economías de escala en la compra de materiales más apropiadas para el sector especial.

Empresa Sustento TipoAPS03 AISLADOR PIN CLASE ANSI 56-2 u 6.00 Electronoroeste 1-132 FacturaASS01 AISLADOR SUSPENSION CLASE ANSI 52-3 u 4.00 Hidrandina FOR000196 FacturaATS02 AISLADOR TENSOR CLASE ANSI 54-2 u 0.69 Electronoroeste 1-132 FacturaCAA06 CONDUCTOR DE AA. DESNUDO 16 mm2, 7 HILOS m 0.17 Interpolado (1)CAA07 CONDUCTOR DE AA. DESNUDO 25 mm2, 7 HILOS m 0.20 Electronoroeste 1-55211 FacturaCAA08 CONDUCTOR DE AA. DESNUDO 35 mm2, 7 HILOS m 0.26 Electronoroeste 1-55211 FacturaCAA09 CONDUCTOR DE AA. DESNUDO 50 mm2, 19 HILOS m 0.29 Hidrandina 54597 FacturaCAA10 CONDUCTOR DE AA. DESNUDO 70 mm2, 19 HILOS m 0.61 Electronorte 1-63275 FacturaCAA11 CONDUCTOR DE AA. DESNUDO 95 mm2, 19 HILOS m 0.85 Interpolado (1)CAA12 CONDUCTOR DE AA. DESNUDO 120 mm2, 19 HILOS m 1.07 Electronorte 1-63275 FacturaCAA13 CONDUCTOR DE AA. DESNUDO 185 mm2, 19 HILOS m 1.65 Interpolado (1)PPC16 POSTE DE CONCRETO ARMADO DE 12/300/150/330 u 143.70 Electronoroeste 1-5967 FacturaPPC17 POSTE DE CONCRETO ARMADO DE 12/400/150/330 u 167.53 Electronoroeste 122234 FacturaTTA181 TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 37 KVA; 22.9/0.44-0.22 KV. u 1,065.00 Hidrandina 4686 FacturaTTA187 TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 50 KVA; 22.9/0.44-0.22 KV. u 1,025.00 Electronorte 5066 FacturaTTA19 TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 50 KVA; 22.9/0.22 KV. u 1,832.60 Luz del Sur 021-76693 Factura

TTA209 TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 100 KVA; 22.9/0.44-0.22 KV. u 1,500.00 Interpolado (1)TTA214 TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 125 KVA; 22.9/0.44-0.22 KV. u 1,800.00 Interpolado (1)TTA217 TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 150 KVA; 22.9/0.44-0.22 KV. u 2,235.00 Interpolado (1)TTA222 TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 160 KVA; 22.9/0.44-0.22 KV. u 2,235.00 Electronorte 1-35877 FacturaTTA29 TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 100 KVA; 22.9/0.22 KV. u 2,499.00 Luz del Sur 021-73744 FacturaTTA30 TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 100 KVA; 22.9/0.38-0.22 KV. u 2,300.00 Interpolado (1)TTA71 TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 80 KVA; 22.9/0.38-0.22 KV. u 2,199.00 Interpolado (1)TTA80 TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 125 KVA; 22.9/0.22 KV. u 2,530.00 Interpolado (1)

(1) Valor unitario calculado a partir de la curva de costos de materiales por familia.

Costos de Materiales Relevantes

ReferenciaCódigo Descripción Unidad PrecioUS$/Unidad



72

§ Valorización de la Red MT Tensión Codigo VNR Total (km) Costo UnitarioUS$ Miles US$22.9 kV AA01603 14 6,132 8622.9 kV AA02503 56 6,232 34922.9 kV AA03503 23 6,473 14822.9 kV AA05003 20 6,706 13222.9 kV AA07003 23 7,988 18022.9 kV AA09503 22 8,949 19922.9 kV AA12003 46 9,831 44922.9 kV AA18503 17 12,154 20622.9 kV N212003 0.3 44,063 11

220 7,994 1,760Total general (km)

§ Valorización de los Equipos de Protección de la Red MT

Codigo VNR Cantidad Costo UnitarioUS$ Miles US$SECCIONADOR FUSIBLE (CUT-OUT), UNIPOLAR x 3, 15/26 kV, 100 A 78 402 31

SECCIONADOR BAJO CARGA, FUSIBLE LIMITADOR, TRIPOLAR 22,9Kv 400/630 A 3 3809 1143Total

§ Valorización de los Subestaciones de Distribución

Alimentador Potencia Instalada KVA Tension MT Tension BT Costo Unitario (US$)T1-2 50 22.9 220 3,612T1-3 50 22.9 220 3,612T1-3 50 22.9 220 3,612T1-3 50 22.9 220 3,612T1-3 50 22.9 220 3,612T1-3 50 22.9 220 3,612T1-3 50 22.9 220 3,612T1-3 100 22.9 220 5,455T1-3 125 22.9 220 5,495T1-3 50 22.9 220 3,612T1-3 50 22.9 220 3,612T1-3 50 22.9 220 3,612T1-3 50 22.9 220 3,612T1-3 100 22.9 380/220 5,198T1-3 80 22.9 380/220 5,040T1-3 50 22.9 440/220 2,570T1-3 50 22.9 440/220 2,570T1-3 50 22.9 440/220 2,570T1-3 40 22.9 440/220 2,621T1-3 50 22.9 440/220 2,570T1-4 150 22.9 440/220 5,114T1-2 100 22.9 440/220 4,166T1-4 125 22.9 440/220 4,553T1-4 160 22.9 440/220 5,114T1-2 50 22.9 440/220 2,570T1-1 125 22.9 440/220 4,553

100Total en Miles US$

§ Valorización de la Red BT y Componentes de Alumbrado Público Descripción Cantidad Costo Unitario (US$) Valorización (Miles US$)

RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 2x16 mm2 + portante 1 4,077 4LUMINARIA CON LAMPARA DE 50W VAPOR DE SODIO 2 81 0.16EQUIPO DE CONTROL AP COMPUESTO POR INTERRUPTOR HORARIO Y CONTACTOR 2 64 0.13



73

6.1.4. Optimización Técnico - Económica del Sistema de Distribución

a) Red en Media Tensión

Se consideró la red existente a excepción de la adaptación realizada a la red subterránea. b) Subestaciones

Se consideró como subestaciones monoposte a todas las menores a 50KVA. Se mantuvo el número de subestaciones y potencia instalada existente.

c) Red de Baja Tensión

Considerando que el sistema abastece un mercado en MT y la existencia mínima de red BT, se optó por mantener la existente.

6.1.5. Cálculo de las Pérdidas Estándar del Sistema de Distribución

Como se muestra en la tabla siguiente, las pérdidas calculadas del sistema eléctrico están dentro del margen reconocido por las tarifas.

Porcentaje de Pérdidas (%) Nivel

de Tensión

Tipo de Pérdida Energía Potencia

Redes MT 1.448 2.100 No Técnicas 0.000 0.000 MT Total 1.448 2.100 Transformadores 5.763 6.647 No Técnicas 2.000 2.000 BT Total 7.763 8.647 Porcentaje referido al ingreso en cada nivel de tensión

6.1.6. Estándar de Calidad de Servicio

Con respecto a la calidad del servicio eléctrico, el diseño de la red óptima tomó en cuenta lo referente a la calidad de producto y a la calidad de suministro. Cabe indicar que Norma Técnica de Calidad del Servicio Eléctrico no es aplicable para el sector en estudio.

6.1.7. Optimización de los Costos de Gestión Comercial y Pérdidas Comerciales

La consolidación de costos para el cálculo del VAD del sistema eléctrico modelo Villacurí se efectuó de la siguiente forma:



74

Primero se sumaron los siguientes costos calculados en el capítulo anterior:

§ Costo directo de personal y no personal del sistema eléctrico modelo Villacurí

Directos S/.

Comercialización 379,968 Costos de Personal Operación 217,622

Costos no personales 560,281 Total (S/.) 1,157,871

Como segundo paso, al resultado expuesto anteriormente se eliminaron los costos siguientes:

§ Costo de personal y no personal del cargo fijo

Costo Fijo S/

Costos de Personal 33,955 Costos no Personales 1,075

Total (S/.) 35,031

§ Costo de personal y no personal de acciones comerciales (actividades No VAD)

Indirectos S/.

Costos de Personal 32,142 Costos no personales 97,861

Total (S/.) 130,003

Finalmente, se procedió a asignar los costos resultantes a las actividades de operación y mantenimiento, que servirán como dato para el cálculo del VAD a nivel de media y baja tensión. Para este fin, se determinaron los porcentajes de asignación de tiempos destinados a actividades de distribución de media y baja tensión, llegando a la siguiente proporción:

Dedicación %

MT 93%BT 7%

Total 100%



75

A continuación se muestra el cuadro con los resultados finales:

Costos de Personal

Costos No Personales

Explotación Técnica Costos de Operación y Mantenimiento 379,968 - 379,968

Costos de Gestión Comercial (1) 110,424 335,543 445,967Actividades Comerciales (1) 41,409 125,829 167,238Acciones Comerciales (1) 32,207 97,867 130,074Costos Asociados al Cliente (2) 33,582 1,043 34,625Total Costos de Explotación Comercial 217,622 560,281 777,904

597,590 560,281 1,157,871531,801 461,371 993,172478,621 415,234 893,85553,180 46,137 99,31765,789 98,910 164,699

(2) Los costos asociados al cliente fueron determinados en el costo fijo.

Total No VAD

Costo Total de Explotación

(1) El resultado del total de costos de explotación comercial menos los costos asociados al cliente fue distribuido en 60%, 22.5% y 17.5% para los costos de gestión comercial, actividades comerciales y acciones comerciales, respectivamente.

Total VADTotal VAD MT

Total S/.S.E. Villacurí

Explotación Comercial

Total VAD BT

Costos Directos S/.

Realizando una distribución de los costos por actividad se determinó la siguiente tabla:




US$)


Total (miles US$)





76

6.2 Cálculo de las Tarifas de Distribución El cálculo del valor agregado de distribución corresponde a la determinación de los siguientes valores con base a los costos y VNR adaptado de la empresa modelo para el sistema eléctrico modelo.

CF : Costo Fijo de operación comercial en S/. por cliente año. VADMT : Valor agregado de distribución MT en S/. por kW año VADBT : Valor agregado de distribución BT en S/. por kW año

Los valores correspondientes fueron los siguientes:

6.2.1. Cargo Fijo

Los costos fijos de atención al cliente han sido calculados de de acuerdo con lo siguiente:

NCLCCCLCF =

Donde: CCCL: Es el costo comercial de atención al cliente, representa los costos directos en que debe incurrir la empresa modelo para realizar las tomas de lecturas, procesamiento, emisión, distribución y cobranza de toda la clientela incluyendo todas las opciones tarifarias. No se incluye la gestión de cobranza de morosos (costos y reconexiones). NCL: Es el número total de usuarios servidos.

Luego de calcular el costo fijo de atención al cliente total, estos costos han sido desagregados para cada segmento de clientes de acuerdo con el tipo de medición según el siguiente cuadro:

Parámetro Descripción Tipo de Medición

CFE Cargo fijo mensual para medición simple de energía (S/./mes).

Simple medición de energía y potencia

CFS Cargo fijo mensual para opción tarifaria de potencia (contratada y/o variable) y simple medición de energía o doble medición de energía (S/./mes).

Simple o doble medición de energía y/o una medición de potencia

CFH Cargo fijo mensual para opción tarifaria horaria (S/./mes).

Doble medición de energía de potencia y energía horaria



77

Los resultados son los siguientes:




Simple Medición de Energía 24 0.20 0.685

Simple o Doble Medición de Energía y/o una medición de Potencia

114 5.55 4.059


Total 239 10.67 3.720

6.2.2. Valor Agregado de Distribución MT (VADMT) y BT (VADBT) La expresión para calcular el VADMT es la siguiente:

)()(

MWMTOyMMTAVNRMTVADMT +

=

Donde: AVNRMT: Es la anualidad correspondiente a las inversiones de media tensión (MT) económicamente adaptadas (VNRMT adaptado) de la empresa modelo. OyMMT: Son los costos de operación y mantenimiento de la red de MT económicamente adaptada establecidos para la empresa modelo. MWMT: Es la potencia máxima demandada al nivel de MT para las horas de punta excluyendo las pérdidas técnicas estándar de la red de MT.

La expresión para calcular el VADBT es la siguiente:

)()(

MWBTOyMBTAVNRBTVADBT +=

Donde: AVNRBT, es la Anualidad correspondiente a las inversiones asignada al mercado en redes de baja tensión BT (SE MT/BT + Red BT+ Instalaciones de Alumbrado Público) económicamente adaptadas (VNRBT adaptado) de la empresa modelo y otros activos fijos requeridos para el desarrollo de la actividad de distribución de la empresa modelo. OyMBT, son los costos de operación y mantenimiento asignados al mercado de la red de BT (SE MT/BT + Red BT + Instalaciones de Alumbrado Público) económicamente adaptada, establecidos para la empresa modelo MWBT, es la potencia máxima demandada a nivel de BT (lado primario de la subestación MT/BT) para las horas punta excluyendo las pérdidas estándar (técnicas y comerciales).



78

El siguiente cuadro presenta los valores del VAD:

Media Tensión Baja Tensión


UnidadDescripciónVAD

La siguiente tabla muestra los porcentajes asociados a los costos de inversión y operación y mantenimiento.

VAD-Inversión 48.1% 41.7%VAD-OyM 51.9% 58.3%VAD-Total 100.0% 100.0%

La siguiente tabla muestra los valores utilizados para calcular el VAD y el Cargo Fijo:


Valor Nuevo de Reemplazo miles US$ 2,215.93 128.42Costo Anual de Inversión (Anualidad del VNR) miles US$ 275.09 15.94Costo Anual de OyM miles US$ 281.25 21.17Total Costo Anual miles US$ 556.34 37.11 10.670 0.197 5.553 4.920Demanda kW 8,632 488Número de Clientes Unidad 239 24 114 101Valor Agregado de Distribución

Inversión US$/kW-mes 2.520 2.584OyM US$/kW-mes 2.715 3.616Total US$/kW-mes 5.235 6.200

Cargo Fijo Mensual US$/mes 3.720 0.685 4.059 4.059

Cargo FijoUnidadDescripción

VAD

El tipo de cambio utilizado corresponde al valor de venta del dólar publicado por la Superintendencia de Banca y Seguros al 31/12/2004, equivale a S/ 3.283 por 1 US$.

Cargo Fijo


Valor Nuevo de Reemplazo miles S/. 7,274.91 421.61Costo Anual de Inversión (Anualidad del VNR) miles S/. 903.14 52.34Costo Anual de OyM miles S/. 923.34 69.50Total Costo Anual miles S/. 1,826.48 121.84 35.03 0.65 18.23 16.15Demanda kW 8,632 488Número de Clientes Unidad 239 24 114 101Valor Agregado de Distribución


Cargo Fijo Mensual S/. /mes 12.214 2.250 13.327 13.327

Descripción UnidadVAD



79

6.2.3. Pérdidas Estándar de Distribución en Potencia y Energía

La siguiente tabla muestra los porcentajes de pérdidas referidos a cada nivel de tensión, determinados para el sistema eléctrico modelo.

Sector Especial




Media Tensión

Energía

Potencia

Baja Tensión

Energía

Potencia

6.2.4. Factor de Economía de Escala Los factores de economía de escala consideran la reducción de los costos del VAD y de los costos fijos de los clientes en períodos anuales (noviembre 2005 - octubre 2009) debido a la disminución de la incidencia de las inversiones y costos fijos respecto a los variables a medida que aumenta las ventas de electricidad por incremento del número de clientes y del incremento del consumo de los clientes. Para este fin se realizó una simulación que permitió efectuar los análisis de sensibilidad de los costos fijos y variables. Los costos utilizados para calcular los factores de economía fueron: § Costos de explotación técnica MT y BT § Anualidad del VNR MT y BT § Costos asociados al cliente Estos costos fueron desagregados en costos fijos, es decir, costos que permanecerán invariables durante el período de vigencia del VAD y costos



80

variables los cuales consideramos que cambiarán de acuerdo al crecimiento del número de clientes ó ventas de energía.

La fórmula de cálculo del factor de economía de escala (FEE) es:

)1()1(

c

vccfc

txPtP

FEE+

++=

Donde:

fcP , es la proporción fija del costo

vcP , es la proporción variable del costo

ct , es la tasa de crecimiento anual de clientes y/o demanda Los factores de economía de escala para el sistema eléctrico modelo son:

Período VADMT VADBT Cargo Fijo

Noviembre 2005 - Octubre 2006 1.0000 1.0000 1.0000Noviembre 2006 - Octubre 2007 0.9909 0.9910 0.9959Noviembre 2007 - Octubre 2008 0.9820 0.9822 0.9919Noviembre 2008 - Octubre 2009 0.9731 0.9734 0.9880

6.2.5. Fórmulas de Reajuste Con los resultados obtenidos del VAD se determinó las correspondientes estructuras de costos de los valores agregados por concepto de costos de distribución, desglosados en parámetros y acompañados por una proposición de fórmulas de indexación de los principales componentes. Para la confección de las fórmulas se tuvo en cuenta la incidencia de la estructura de costos de los siguientes parámetros: § Mano de Obra; § Productos Nacionales; § Productos Importados clasificados por partida arancelaria; y § Precio del Cobre y Aluminio. Los parámetros A, B, C y D de fórmulas de reajuste definidas para el VADMT, VADBT se presentan a continuación:

)1()1(

)1()1(

)1()1(

000000000 TaTCTaTC

IPAlIPAl

DTaTCTaTC

IPCuIPCu

CTaTCTaTC

BIPMIPM

AFAVAD mmmmmmmmm

++

××+++

××+++

×+×=



81

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

Para determinar el porcentaje del costo de inversión de cada parámetro se revisó la estructura de los costos de inversión de cada componente de media tensión obteniendo el siguiente resultado:

Parámetros Componente A B C D

Red MT 87% 3% 0% 10% Equipos de Protección 25% 75% 0% 0%

Con los porcentajes determinados para cada componente se procedió a determinar la inversión correspondiente por parámetro. A este resultado se le sumó las inversiones no eléctricas, tales como: computadores y equipos de radio las cuales corresponden a la partida de productos importados. También se consideraron los porcentajes de los costos de inversión y explotación que incurren en el cálculo del VAD los cuales sirvieron para asignarlos a cada partida correspondiente. Baja Tensión Para el caso de los componentes de baja tensión, se consideraron sus porcentajes de cada parámetro según la siguiente tabla:

Parámetros Componente A B C D

Subestaciones 58% 15% 27% 0% Red BT SP 81% 0% 0% 19% Red BT SP + AP 78% 0% 0% 22% Luminarias 80% 20% 0% 0%



82

Equipos de control 25% 75% 0% 0% Con los porcentajes determinados y aplicando el mismo procedimiento que en media tensión se determinó los parámetros A, B, C y D de fórmulas de reajuste definidas para el VADBT. Costo Fijo Para el caso del cargo fijo solo se consideró la partida del índice de precios al por mayor. Resultados Los resultados de los factores de indexación son los siguientes:

Parámetro Valor Parámetro Indicador AsociadoAMT 94.38% Índice de Precios al por Mayor (IPM)BMT 1.66% Índice de Productos ImportadosCMT 0.00% Índice del Precio del CobreDMT 3.95% Índice del Precio del Aluminio

Parámetro Valor Parámetro Indicador AsociadoABT 79.14% Índice de Precios al por Mayor (IPM)BBT 10.89% Índice de Productos ImportadosCBT 9.62% Índice del Precio del CobreDBT 0.35% Índice del Precio del Aluminio

Parámetro Valor Parámetro Indicador AsociadoACF 100.00% Índice de Precios al por Mayor (IPM)

La desagregación del rubro de productos importados por partidas arancelarias es: Partidas Arancelarias MT 1.66% Tasa Arancelaria84.7130.0000 Equipos de Computo 0.08% 7%85.2520.1900 Equipos de Radio 0.06% 7%85.3620.9000 Interruptores 0.62% 4%85.3650.9000 Secc. / Reconectadores 0.90% 4%

Partidas Arancelarias BT 10.89% Tasa Arancelaria84.7130.0000 Equipos de Computo 1.13% 7%85.2520.1900 Equipos de Radio 1.13% 7%85.3650.9000 Secc. / Reconectadores 8.63% 4%



83

7. Análisis Comparativo

En el presente capítulo realizamos una comparación de nuestros resultados con los presentados por el Consultor VAD.

7.1 Pérdidas de Potencia y Energía

Nivel de Tensión Pérdida Tipo Supervisor VAD Consultor VADTécnica 1.45% 1.23%No Técnica 0.00% 0.00%Total 1.45% 1.23%Técnica 2.10% 1.78%No Técnica 0.00% 0.00%Total 2.10% 1.78%

Nivel de Tensión Pérdida Tipo Supervisor VAD Consultor VADTécnica 5.76% 4.67%No Técnica 2.00% 1.82%Total 7.76% 6.49%Técnica 6.65% 6.40%No Técnica 2.00% 2.61%Total 8.65% 9.01%


Media Tensión

Energía

Potencia

Baja Tensión

Energía

Potencia

Se observa que existen diferencias por las siguientes razones: § El consultor VAD considera mayores pérdidas potencia en los

transformadores de distribución.

7.2 Costos de Explotación Técnica En los siguientes cuadros se muestran las diferencias que existen en la asignación de costos por parte del consultor VAD. Se observa que el consultor VAD asigna costos indirectos.



84

Supervisor VAD




US$)


Total (miles US$)


VADMT 108 126 47 281VADBT 8 10 4 21Cargos Fijos 11 11Total 126 0 136 51 313 Consultor VAD




US$)


Total (miles US$)


VADMT 103 156 98 357VADBT 4 9 5 18Cargos Fijos 17 17Total 124 165 103 392



7.3 Valor Nuevo de Reemplazo

Empresa Consultor VAD Supervisor VAD Empresa Consultor VAD Supervisor VADExistente Optimizado Optimizado Existente Optimizado Optimizado

Media TensiónRed Aérea km 220 218 220 4,191 2,294 1,749Red Subterránea km 0.3 0.3 0.3 47 47 11Equipos de P&S unidad 37 78 81 47 88 43Compensación en MT unidadTotal MT km 220 218 220 4,285 2,429 1,803

Subestaciones de DistribuciónSubestaciones de Distribución MT/BTMonoposte unidad 6 14 17 36 27 55Biposte unidad 18 10 9 137 46 45Convencional unidad 0 0 0 0 0 0Compacta Pedestal unidad 0 0 0 0 0 0Compacta Bóveda unidad 0 0 0 0 0 0Total SE MT/BT unidad 24 24 26 173 73 100Otras SubestacionesElevadora/Reductora unidadDe Seccionamiento unidad 4 4 0 31 31 0Total Otras SE unidad 4 4 0 31 31 0

Baja TensiónRed Aérea

Servicio Particular km 1 1 1 12 12 4Alumbrado Público km 0 0 0 0 0 0Luminarias unidad 2 2 2 0 0 0Equipos de Control AP unidad 2 2 2 1 1 0Total red aérea km 1 1 1 13 13 5

Red SubterráneaServicio Particular km 0 0 0 0 0 0Alumbrado Público km 0 0 0 0 0 0Luminarias unidad 0 0 0 0 0 0Equipos de Control AP unidad 0 0 0 0.0 0 0Postes AP unidadTotal red subterránea km 0 0 0 0 0 0

Total BT km 1 1 1 13 13 5Total VNR Eléctrico 4,503 2,547 1,908Inversiones No Eléctricas 855 672 437VALOR NUEVO DE REEMPLAZO 5,358 3,219 2,344

METRADOS VNR (miles US$)



7.4 Costos Unitarios

Los costos unitarios han sido obtenidos de las siguientes fórmulas:

MTkmMTInversiónrioMTCostoUnita

__

=

sSEDdeNúmeroSEDInversiónrioSEDCostoUnita

'___

=

BTkmBTInversiónrioMTCostoUnita

__

=

Consultor VAD Supervisor VAD

Media TensiónRed Aérea km 10,524 7,951Red Subterránea km 138,235 44,063Equipos de P&S unidad 1,127 528

Subestaciones de DistribuciónMonoposte unidad 1,947 3,247Biposte unidad 4,611 4,965Convencional unidadCompacta Pedestal unidadCompacta Bóveda unidad

Baja TensiónRed Aérea

Servicio Particular km 11,406 4,077Alumbrado Público kmLuminarias unidad 100 81

Se observa que existen diferencias por los siguientes criterios en: § Mayor costo unitario de las redes en media tensión, subestaciones y baja

tensión utilizado por el Consultor VAD



87

7.5 Cálculo del VAD

Para el cálculo del VAD, en media y baja tensión, del sistema eléctrico modelo, el consultor y supervisor VAD determinaron lo siguiente:

Costos de Explotación:

Descripción Supervisor VAD (miles US$) Consultor VAD (miles US$)VAD MT 281 357VAD BT 21 18Cargos Fijos 11 17Total 313 392

Anualidades del Valor Nuevo de Reemplazo

Anualidad del VNR Supervisor VAD (miles US$) Consultor VAD (miles US$)MT 275 374BT 16 18

Demanda del Sistema Eléctrico

Supervisor VAD Consultor VAD

NHUBT Horas 262 275Demanda MT kW 8,632 8,538Demanda BT kW 488 522

Aplicando los valores correspondientes a la fórmula de cálculo del VAD, se determinó lo siguiente:

Descripción Unidad Supervisor VAD Consultor VADVAD MT s/./kw-mes 17.187 22.220VAD BT s/./kw-mes 20.355 18.171CFE s/./mes 2.250 13.099CFS s/./mes 13.327 18.024CFH s/./mes 13.327 23.572



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8. Revisión del Cuarto Informe Parcial del Consultor VAD

8.1 Observaciones al Cuarto Informe Parcial del Consultor VAD Las observaciones del cuarto informe parcial del consultor VAD se encuentran descritas en el Anexo I.

8.2 Avance del Estudio de Costos del VAD 8.2.1. Seguimiento del Estudio del Consultor VAD

Actividades del Estudio Estado Comentarios Recomendación Recopilación de la información técnica, comercial y económica de la empresa real y el sistema modelo

El consultor VAD ha hecho la recopilación de la información especificada en los términos de referencia.

El consultor VAD ha recopilado los antecedentes de la empresa.

(*)

Validación y revisión El consultor VAD ha revisado y validado la información presentada por la empresa.

El consultor VAD ha validado la información presentada por la empresa y los hechos relevantes del proceso de validación y ajustes de costos para la obtención de los formatos B y C.

(*)

Creación de la empresa modelo

El consultor VAD ha presentado una metodología para el diseño de la empresa modelo.

El consultor VAD ha desarrollado la metodología para optimizar la empresa modelo.

(*)

Fijación del VAD El consultor VAD ha presentado los resultados preliminares.

Revisar los costos unitarios empleados y los cálculos de pérdidas de energía.

(*) El consultor VAD presentó la absolución de observaciones correspondiente a dichas etapas



89

8.2.2. Ejecución del Cronograma § Actividades Realizadas

Ítem Fecha Actividad Comentario 1 10/01/2005 Presentación de equipos de trabajo La reunión se realizó en las oficinas de la GART y

estuvieron los representantes del OSINERG, COELVISAC, supervisor y consultor VAD.

2 26/01/2005 Presentación del Informe de Avance del consultor VAD

El informe fue recibido el 26/01/2005.

3 28/01/2005 Presentación de la empresa COELVISAC

La reunión se realizó en las oficinas de COELVISAC en Ica. Estuvieron los representantes del OSINERG, COELVISAC, supervisor y consultor VAD.

4 5/02/2005 Inspecciones de Campo La inspección comprendió la verificación de los alimentadores. Estuvieron los representantes del supervisor y consultor VAD.

5 11/02/2005 Presentación del Primer Informe Parcial del Consultor VAD

El informe fue recibido el 11/02/05

6 16/02/2005 Reunión con la gerencia de COELVISAC

La reunión se realizó en la ciudad de Lima. Estuvieron presentes los representantes del supervisor VAD y COELVISAC, y se trataron asuntos relacionados con el informe presentado por el consultor VAD.

7 21/02/2005 Presentación del Primer Informe Parcial del supervisor VAD.

El informe fue presentado en medio magnético e impreso.

8 23/02/2005 Presentación de las observaciones expuestas en el primer informe parcial del supervisor VAD a COELVISAC

Las observaciones, enmarcadas de conformidad con los términos de referencia correspondientes fueron enviadas a COELVISAC para que sean remitidas al consultor VAD para su posterior absolución.

9 24/02/2005 Presentación de observaciones del OSINERG – GART al supervisor VAD con respecto al Primer Informe Parcial entregado.

El supervisor VAD respondió a las observaciones con fecha 25/02/2005.

10 28/02/2005 Presentación del Segundo Informe de Avance del consultor VAD.

El informe fue recibido en medio impreso y magnético el 28/02/2005.

11 11/03/2005 Presentación del Segundo Informe Parcial del consultor VAD

El informe fue recibido en medio impreso y magnético el 11/03/2005.

12 16/03/2005 Reunión de trabajo La reunión se llevó a cabo en las oficinas de la GART con el motivo de que el consultor VAD exponga los resultados de su segundo informe. Estuvieron presentes los representantes de OSINERG – GART, COELVISAC, supervisor y consultor VAD.

13 23/03/2005 Presentación del Segundo Informe Parcial del supervisor VAD

El informe fue presentado en medio magnético e impreso.

14 30/03/2005 Presentación del Tercer Informe de Avance del consultor VAD

El informe fue recibido en medio impreso el 30/03/2005.



90

Ítem Fecha Actividad Comentario 15 05/04/2005 Presentación de las observaciones

expuestas en el Segundo Informe Parcial del supervisor VAD a COELVISAC

Las observaciones, enmarcadas de conformidad con los términos de referencia correspondientes fueron enviadas a COELVISAC para que sean remitidas al consultor VAD para su posterior absolución.

16 06/04/2005 Comunicación del OSINERG – GART correspondiente a la visita de empresas extranjeras

El OSINERG – GART informa su no participación en las visitas técnicas programadas.

17 10/04/2005 Visita a las empresas Electropaz y COSERN

El Supervisor VAD realizó las visitas acordadas y agendadas con OSINERG a las empresas Electropaz y COSERN del 10/04/2005 al 15/04/2005

18 13/04/2005 Convocación a reunión de trabajo El OSINERG – GART convoca a una reunión de trabajo para tomar conocimiento de los criterios, metodología, cálculos y resultados del tercer informe parcial del estudio VAD para el sector especial a las 12:00 horas del día 28/04/2005 en sus oficinas.

19 21/04/2005 Presentación del Tercer Informe Parcial del consultor VAD

El informe fue recibido en medio magnético e impreso el 21/04/2005.

20 28/04/2005 Exposición del Tercer Informe del consultor VAD

La exposición fue realizada en las oficinas del OSINERG – GART y estuvieron presentes personal de la empresa COELVISAC, Consultor VAD y el Supervisor VAD

19 06/05/2005 Extensión del plazo para realizar las visitas técnicas internacionales

La GART acepta la extensión del plazo solicitada el 08/04/05 por el supervisor VAD.

20 12/05/2005 Presentación de Observaciones al tercer informe parcial presentado por el supervisor VAD

El OSINERG – GART presentó observaciones al supervisor VAD con respecto al tercer informe parcial recibido.

22 23/05/2005 Presentación del Cuarto Informe Parcial del consultor VAD

El informe fue presentado en medio magnético e impreso el 23/05/2005.

23 25/05/2005 Reuniones de trabajo La reunión se llevó a cabo en las oficinas del OSINERG – GART a las 10:00 am.

24 02/06/2005 Presentación del Cuarto Informe Parcial del supervisor VAD

El informe fue presentado en medio magnético e impreso el 02/06/2005.



91

8.3 Actividades Desarrolladas por la Supervisión

§ Actividades Realizadas

Ítem Fecha Actividad Objetivos 1 10/01/2005 Presentación de equipos de trabajo § Dar a conocer al consultor VAD y supervisor

VAD por parte de OSINERG los alcances del estudio de costos del VAD.

§ Establecer el cronograma de presentación de informes y visitas de campo.

2 28/01/2005 Presentación de la empresa COELVISAC

§ Presentación de las características operativas y de gestión de COELVISAC.

§ Selección de la muestra de verificación de campo.

3 5/02/2005 Inspecciones de Campo § Supervisar la realización de los trabajos de verificación de campo efectuados por el consultor VAD.

4 16/02/2005 Reunión con la gerencia de COELVISAC

§ Validar la estrategia de negocio de COELVISAC. § Validar la estructura organizacional.

5 17/02/2005 al 20/02/2005

Llamadas telefónicas y requerimiento de información

§ Validar los costos indirectos reportados por COELVISAC.

§ Validar los costos de operación y mantenimiento reportados por COELVISAC.

6 18/02/2005 Reunión con la gerencia de regulación de distribución de OSINERG

§ Dar a conocer los resultados de la revisión del primer informe presentado por el consultor.

§ Fijar cronograma de actividades a desarrollarse con la ejecución del estudio.



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Ítem Fecha Actividad Objetivos

7 21/02/2005 Presentación del Primer Informe Parcial del supervisor VAD al OSINERG – GART.

§ El informe fue presentado en medio magnético e impreso.

8 16/03/2005 Reunión de trabajo § La reunión se llevó a cabo en las oficinas de la GART con el motivo de que el consultor VAD exponga los resultados de su segundo informe. Estuvieron presentes los representantes de OSINERG – GART, COELVISAC, supervisor y consultor VAD.

9 23/03/2005 Presentación del Segundo Informe Parcial del supervisor VAD

§ Se presentó el Segundo Informe Parcial en medio magnético e impreso.

10 10/04/2005 Visita a las empresas Electropaz y COSERN

§ El Supervisor VAD realizó las visitas acordadas y agendadas con OSINERG a las empresas Electropaz y COSERN del 10/04/2005 al 15/04/2005

11 28/04/2005 Exposición del Tercer Informe del Consultor VAD

§ La exposición fue realizada en las oficinas del OSINERG – GART y estuvieron presentes personal de la empresa COELVISAC, Consultor VAD y el Supervisor VAD

12 03/05/2005 Presentación del Tercer Informe Parcial del supervisor VAD

§ Se presentó el informe según el cronograma acordado con el OSINERG – GART.

13 25/05/2005 Reuniones de trabajo § La reunión se llevó a cabo en las oficinas del OSINERG – GART a las 10:00 am.

14 02/06/2005 Presentación del Cuarto Informe Parcial del supervisor VAD

§ El informe fue presentado en medio magnético e impreso el 02/06/2005.



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