1. RESUMEN EJECUTIVO · 2001-09-13 · Informe Final - Resumen Ejecutivo iii DEL AMBIENTE 1.2...

CENERGIA

Centro de Conservación de Energía y del Ambiente

Estudio de Costos del Valor Agregado de Distribución – VAD 2001 Sector de Distribución Típico 4 – Huayucachi - ELECTROCENTRO S.A.

Informe Final - Resumen Ejecutivo

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DEL AMBIENTE

1. RESUMEN EJECUTIVO 1.1 Introducción De acuerdo a lo establecido en la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento, el OSINERG a través de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria -GART, está conduciendo los estudios de actualización de los Costos del Valor Agregado de Distribución (VAD), para la fijación tarifaria del período Noviembre 2001- Octubre 2005. Mediante Resolución Directoral N°005-2001-EM/DGE, se establecieron los sistemas representativos de los 4 sectores típicos, según lo que señala el Art. Nº 66 de la LCE, siendo éstos los siguientes: Sistema de EDELNOR sector típico 1 Sistema de Electro Sur sector típico 2 Sistema de Chupaca (Electrocentro) sector típico 3 Sistema Huayucachi (Electocentro) sector típico 4 Según el procedimiento establecido, la GART precalificó a un grupo de empresas consultoras para la elaboración de los respectivos estudios, entre ellas a CENERGIA. Como resultado del concurso de ofertas efectuados por ELECTROCENTRO S.A., el 07 de Mayo del 2001 dicha empresa y CENERGIA suscribieron el Contrato Nº G01-01, para la realización del Estudio de Costos del Valor Agregado de Distribución para el Sector Típico 4, correspondiente al Sistema Eléctrico de Distribución Huayucachi. El objetivo del Estudio es la determinación de los costos del Valor Agregado de Distribución de Media Tensión (VADMT), Baja Tensión (VADBT), costo fijo de atención al cliente (CF), pérdidas estándar de distribución en potencia y energía, factores de economía de escala y las fórmulas de reajuste para el indicado sistema. De acuerdo al Contrato antes mencionado, el Estudio se realizó con sujeción a los correspondientes Términos de Referencia elaborados por la GART y bajo la supervisión de una empresa supervisora contratada por ella. El Informe Final presenta los resultados del estudio de costos del VAD de la empresa modelo, tomando en cuenta la caracterización del mercado, definición del tipo de red, definición de las tecnologías adaptadas, costos unitarios estándares de inversión y explotación, pérdidas estándar, optimización de los costos de explotación técnica, optimización de los costos de explotación comercial y optimización de costos indirectos. En el presente documento se han introducido las modificaciones y adiciones resultantes del pliego de observaciones efectuado por el Supervisor de la GART al Tercer Informe de Avance del Estudio, y del pliego de respuestas del Consultor VAD.

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El informe presenta los resultados de los factores tarifarios: Costo fijo, VADMT, VADBT, pérdidas estándares, factores de economía de escala y fórmulas de reajuste. El Informe está organizada de la siguiente manera:

• Resumen ejecutivo y resultados • Antecedentes de la empresa real • Validación y revisión de antecedentes • Revisión inicial de costos • Creación de la empresa modelo – Proceso de optimización • Resultados de la estructura de la empresa modelo cálculos del VAD y

factores tarifarios de VAD. • Comentarios del Consultor VAD • Conclusiones • Anexos

En el informe se utiliza las siguientes siglas: ELC : ELECTROCENTRO S.A. LCC : Ley de Concesiones Eléctricas GART : Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria de

OSINERG – Ex Comisión de Tarifas de Energía Consultor VAD : CENERGIA VAD : Valor Agregado de Distribución VNR : Valor Nuevo de Reemplazo Estudio : Estudio de Costos del Valor Agregado de Distribución para el Sector Típico 4 – Sistema Eléctrico de Huayucachi SEM : Servicio Eléctrico Mayor CAP : Centro Autorizado de Pagos TR : Términos de Referencia del estudio del VAD, elaborado por la GART CF : Costo Fijo de atención al cliente MT : Media Tensión BT : Baja Tensión SET : Subestación de transformación SED : Subestación de distribución MT/BT UN : Unidades de Negocios SER : Sistema Eléctrico Rural TC : Tasa de cambio (para efectos del estudio ha sido S/.3.5/ US$)

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1.2 Síntesis del trabajo 1.2.1 Antecedentes de la empresa real

De acuerdo con los términos de referencia del Estudio, se solicitó a ELC los antecedentes de la empresa, que incluye los costos de las instalaciones eléctricas y no eléctricas (VNR), los costos de explotación técnica y comercial y los gastos indirectos, así como su desglose asignado a la empresa modelo (SER Huayucachi). Para este efecto ELC presentó la siguiente información:

• Antecedentes del sistema eléctrico- VNR • Antecedentes del VNR – no eléctrico • Antecedentes de otras inversiones • Antecedentes del mercado eléctrico • Características del mercado eléctrico

o Compra y venta de energía o Balance de potencia y energía

• Antecedentes costos de explotación o Costos de explotación técnica o Costos de explotación comercial

• Antecedentes financieros y contables o Información económica ( formatos II al V) o Estados financieros o Otros ingresos

• Antecedentes de la estructura organizacional • Antecedentes de calidad del servicio eléctrico

Particularmente, y de conformidad a lo dispuesto por la GART, ELC entregó los formatos I al VII, especificados en el Anexo Nº 1 de los Términos de Referencia, los cuales de denominaron Formatos con prefijo “A” .

1.2.2 Validación y revisión de antecedentes

De conformidad con los TR se procedió a validar la información recibida de ELC, en particular lo reportado en los formularios I al VII.

El objetivo de la validación ha estado orientada a:

a) Determinar la correcta presentación de los datos en los formularios I al VII, identificando los posibles errores, deficiencias u omisiones, así como redundancias o duplicidad en la determinación de los costos.

b) Corregir las cifras reportadas en el caso de haberse detectado errores, deficiencias u omisiones, según lo indicado en a).

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c) Que las cifras corregidas estén adecuadamente sustentadas para constituir una referencia válida en la evaluación de los costos reales de la empresa y los asignados al sector típico: SER Huayucachi. Los antecedentes validados están clasificados según los siguientes temas:

1. Antecedentes del sistema eléctrico – VNR. 2. Antecedentes del VNR – no eléctrico. 3. Antecedentes de otras inversiones. 4. Antecedentes del mercado eléctrico.

a. Características del mercado eléctrico b. Compra y venta de energía c. Balance de potencia y energía

5. Antecedentes de costos de explotación

a. Costos de explotación técnica b. Costos de explotación comercial

6. Antecedentes financieros y contables

a. Información económica (formatos II al V) b. Estados financieros c. Criterios de asignación de costos d. Costos de capital de trabajo e. Otros ingresos

7. Antecedentes de la estructura organizacional

8. Antecedentes de calidad el servicio eléctrico

Como resultado de la validación se han elaborado los formatos I al VII con prefijo “B”.

1.2.3 Revisión inicial de costos A partir de los antecedentes de la empresa real y su validación, se ha procedido a realizar el ajuste inicial de costos y el análisis de la organización, estructura de personal y de remuneraciones, servicios de terceros y además los costos de explotación de la empresa concesionaria y la empresa modelo, manteniendo todas las actividades que realizó el 2000, sobre la base de las instalaciones eléctricas existentes. El ajuste fue referido, entre otras, a los siguientes aspectos : • Mercado eléctrico • Costos de explotación técnica • Costos de explotación comercial, y • Costos indirectos

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Como resultado de la revisión se han elaborado los formatos I al VII con prefijo “C”. 1.2.4 Creación de la empresa modelo 1.2.4.1 Tecnología adaptada A. Redes de media tensión Para la empresa modelo se han determinado las siguientes características de las instalaciones y sus componentes principales:

• Tipo de redes : 100% aéreas • Sistema : Se combina, según el nivel de potencia

transmitida, los siguientes sistemas: o Trifásico con 3 hilos, neutro aterrado en la SE Huayucachi. o Monofásico, fase-fase, con 2 hilos. o Monofásico con retorno por tierra (MRT)

• Tensión nominal

o Trifásico : 13.2 kV o Monofásico fase-fase : 13.2 kV o MRT : 7.6 kV

• Conductores : Aleación de aluminio AAAC, desnudo • Estructuras soportes : Postes de madera tratada importada

(Eucalipto) 12m, clases 5 y 6, grupo D • Aisladores : De porcelana tipo PIN ANSI-56-2 y tipo

Suspensión ANSI 52-3. • Puesta a tierra : La ferretería de todas las estructuras se

conectarán a tierra. Se calcula que el 70% serán con electrodos y 30% con conductor de cobre de 16mm2 arrollado en espiral.

B. Redes de Baja Tensión

• Tipo de redes : 100% aéreas. • Sistema : Monofásico 440/220V, con neutro

multi aterrado. • Tipo de conductores: Autoportantes, con conductores de fase

de aluminio puro, aislados. Portante común de aleación de aluminio.

• Postes : Postes de madera tratada importados (eucalipto) de 8 mts. clase 6 y 7, grupo D

• Puestas a tierra : Con electrodos copperweld, ubicadas a distancias promedio de 150 a 200 m a lo largo de la red, en estructuras terminales, estructuras de derivación y en estructuras de cambio de sección.

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C. Subestaciones de distribución MT/BT

Las características técnicas generales, de acuerdo con el nivel de tensión primaria, son:

• Tipo : Aéreas, monoposte para transformadores

Monofásicos. • Numero de fases : Monofásicos a 13.2 kV MRT a 7.6 kV. • Potencia nominal continua: De acuerdo con la carga de diseño al

año horizonte de planeamiento. • Sobre carga de corta duración:25 % • Frecuencia nominal : 60 Hz • Altitud media de trabajo : 3000 msnm • Tensión nominal primaria :

o Monofásicas fase-fase 13 200 ±2x2,5% Voltios o MRT 7 600 ±2x2,5% Voltios

• Tensión nominal secundaria : 460-230 Voltios • Nivel de aislamiento primario Externo Interno

o Tensión de sostenimiento al

impulso 1,2/50 (kVp) 110 110 o Tensión de sostenimiento a

frecuencia industrial (kV) 34 34 • Nivel de aislamiento secundario:

o Tensión de sostenimiento a frecuencia industrial (kV) 2,5

• Protección: Tipo auto protegido hasta una potencia de 10 kVA y convencionales a partir de 15 kVA.

• Tableros :

o Para potencias menores a 10 KVA: Equipos de control de alumbrado y un totalizador.

o Para potencias mayores a 10 kVA: Tableros estándar con interruptores de protección, totalizadores de consumo de energía y control para alumbrado público.

• Características de los tableros:Caja de plancha de acero laminado en

frío y puerta frontal de dos (02) hojas, herméticos, para trabajo en intemperie, adosados al poste mediante abrazaderas

• Puesta a tierra:

o SED MRT: Con electrodos y tratamiento del suelo. El número de electrodos varia según la resistividad del terreno (promedio 2.84). Para seguridad, se

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conecta con la puesta a tierra del poste contiguo de la red de MT. La resistencia de puesta a tierra debe alcanzar el valor máximo de 10 ? .

o Otras: Puesta a tierra de la ferretería y partes metálicas similar a la puesta a tierra de los postes. La resistencia de puesta a tierra debe alcanzar el valor máximo de 15 ? .

D. Alumbrado público • Tipo de lámparas : Sodio a alta presión, de última

tecnología. • Potencia de las lámparas : 150, 70 y 50 W

• Red de alumbrado : A 220 voltios, se utiliza un conductor adicional al sistema autoportante de distribución secundaria (SP) • Sistema de control : Por foto célula directamente instalada a

la intemperie, con sus elementos de protección instalados en los tableros de distribución.

E. Acometidas • Monofásicas a 220 V. • Conductor: Concéntrico de cobre, 3 x 4 mm2. • Longitud promedio: 16 a 32 m. 1.2.4.2 Optimización de las redes A. Horizonte de planeamiento y evaluación económica. Para el dimensionamiento de las redes y SED el horizonte es de 10 años. Para la evaluación económica, 30 años. B. Optimización de la red de MT b.1 Procedimiento Para la optimización se ha seguido el siguiente procedimiento: • Se calculó el costo total por km de línea para cada uno de los sistemas:

trifásico, monofásico fase-fase y MRT, para diferentes calibres, según se muestra en el Cuadro Nº 1.1.

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Cuadro Nº 1.1 Costos por km de línea en MT

(US$ / km)

CALIBRE (mm2) 16 25 35 50 70 95

Trifásico 5325 5585 5982 6458 7960 10626 Monofásico

fase-fase 4833 MRT 3471 • Para cada sistema y calibre se determinó el rango de potencia inicial

óptimo. • Mediante un modelo ad-hoc, se optimizó la sección de los conductores,

se verificó la caída de tensión y se calcularon las pérdidas de potencia para cada uno de los años del horizonte de planeamiento.

• Las restricciones impuestas en el proceso de optimización fueron:

o Las líneas MRT se utilizan sólo en ramales secundarios, para

potencias del orden de 10 kW y en zonas poco pobladas. o Las líneas de monofásicas fase-fase se usan solo para ramales

secundarios, cargas mayores a 10 kW y zonas pobladas de mayor densidad.

o Los ramales principales son trifásicos. • La selección óptima del calibre se efectúa según la carga de cada tramo. • Previo a la optimización de costos, se revisó la topología de la red y se

efectuaron ajustes en el recorrido de algunos ramales y alimentadores, tal de establecer una configuración razonable para los fines del estudio.

• Con la configuración modificada se evaluaron las siguientes alternativas

de tensión nominal:

o Tensión de 22.9 /13.2 kV o Tensión de 13.2 /7.6 kV

• La comparación económica por el método de Valor Presente (VP), para

el periodo de 30 años, determinó que resultaba ligeramente menor la alternativa a 13.2 kV, según se aprecia en el siguiente cuadro, por lo que se adoptó utilizar dicha tensión.

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Cuadro Nº 1.2

Selección del nivel de tensión nominal Valor Presente (VP) ( US$)

22.9 KV 13.2 KV %13.2/22.9

VP Perdidas 57,809 93,498 161.7%

VNR Instalaciones 1,057,465 1,051,987 99.5%

Costos de O&M 396,942 394,886 99.5%

VP TOTAL 1,512,216 1,540,371 101.9%SED 859,770 822,050 95.6%

Mantenimiento SED 40,065 38,308 95.6%

VP TOTAL 2,412,052 2,400,729 99.5%

b.2 Resultados El metrado de la red optimizada en MT se muestra en el Cuadro Nº 1.3.

Cuadro Nº 1.3 METRADOS POR NÚMERO DE FASES

Y SECCIÓN DE CONDUCTOR – RED DE MT (metros)

Calibre mm2 TRIFASICO MONOFASICO MRT TOTAL

16 57 423 55 241 69 131 25 20 961 0 0 35 2 638 0 0 50 8 384 0 0 70 3 648 0 0 95 2 191 0 0

TOTAL 95 245 55 241 69 130 219 617 43.4% 25.2% 31.5%

El VNR resultante de la red en MT se muestra en el Cuadro N º 1.4.

Cuadro Nº 1.4

VALOR DEL VNR MT (Miles de US$)

Calibre mm2 TRIFASICO MONOFASICO MRT TOTAL

16 305.75 267.01 239.93 25 117.06 - - 35 15.78 - - 50 54.14 - - 70 29.04 - - 95 23.28 - -

TOTALES 545.05 267.01 239.93 1 051.99

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C. Optimización de la red de BT c.1 Procedimiento Para la optimización se ha seguido el siguiente procedimiento:

• Se clasificaron las SED existentes en 5 categorías, atendiendo a los parámetros de consumo por cliente y densidad de carga (km de red por cliente)

• Para cada categoría se eligió una muestra representativa, basada en la

red real servida por las SED existentes. Las subestaciones seleccionadas se indican en el Cuadro Nº 1.5.

Cuadro Nº 1.5 Datos de las SED representativas seleccionadas para el

modelamiento

Nota (1) : Datos correspondientes al año 2000 • Para cada SED de la muestra se elaboró el diseño económico: Radio

medio y calibre de los conductores.

• Se calcularon los costos de inversión totales por cada SED optimizada correspondiente a la red de servicio público (SP) .

• Con los costos de inversión promedio anteriores, expresadas por kW ,

para cada categoría, se calculó el VNR total de la categoría (producto US$/kW por la potencia total).

El VNR total de la red de BT para el SP resulta de agregar los VNR de las 5 categorías.

SED LOCALIDADM D (kW)

SP AÑO 2000CLIENTESAÑO 2000

CONSUMO(kW/LOTE)

Tc*LONG. REDES

(km)EXISTENTES

LONG. REDES POR USUARIO

m/usuarioCATEGORIA

1A-85 AUQUIMARCA 22.3 84 0.265 0.00% 1.063 12.7 I1D-77 AZAPAMPA 29.5 85 0.347 3.90% 0.981 11.5 I1D-67 AZAPAMPA 16.2 66 0.245 3.90% 1.325 20.1 I

1D-53 HUARI 28.6 68 0.421 3.98% 1.761 25.9 II9D-33 SAPALLANGA 5 46 0.109 0.61% 0.896 19.5 II9D-52 SAPALLANGA 5 43 0.116 0.61% 0.96 22.3 II

1D-98 LA PUNTA 3.5 33 0.106 0.34% 1.182 35.8 III9D-13 MIRAFLORES 2.6 32 0.081 2.52% 0.796 24.9 III3A-90 CHUPURO 3.5 29 0.121 2.48% 1.197 41.3 III

2D-47 PAMPA CRUZ 2.3 27 0.085 0.29% 2.308 85.5 IV1D-49 HUARI 4.5 30 0.150 3.98% 1.359 45.3 IV9D-88 MARCAVALLE 3.7 24 0.154 3.88% 1.534 63.9 IV

9D-75 PACHACHACA 0.8 13 0.062 1.08% 0.941 72.4 V

2D-78 CHUQUITAMBO 2.1 33 0.064 3.94% 1.59 48.2 V

2D-130 SAN ANTONIO 1.3 25 0.052 0.49% 1.039 41.6 V*Tasa de crecimiento anual

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c.2 Resultados Los resultados para las SED de la muestra y los costos promedio por kW para cada categoría, se aprecian en el Cuadro Nº 1.6.

Cuadro Nº 1.6 VNR EN SERVICIO PARTICULAR DE BT POR CATEGORÍAS

Los resultados del VNR de las redes en BT para el SP, se muestra en el Cuadro Nº 1.7. Cabe destacar que no se incluyen los costos de las redes de alumbrado público, los cuales están considerados en el VNR de dicho rubro.

Cuadro Nº 1.7 VNR EN REDES DE SERVICIO PARTICULAR DE BT

D. Optimización del tamaño de transformadores de distribución

CATEGORIASED DE LAMUESTRA

COSTO DE INVERSION POR

MAXIMADEMANDA (**)

COSTO PROM. (***) US $/kW

I 1A-85 8248.70 31.8001D-77 5780.84 26.7191D-67 3201.43 11.515

SUB TOTAL 17230.97 70.034 246.037II 1D-53 10487.16 27.786

9D-33 3561.58 4.1429D-52 4401.24 4.640

SUB TOTAL 18449.98 36.57 504.539III 1D-98 4368.34 2.544

9D-13 1892.40 1.7823A-90 4091.0 3.146

SUB TOTAL 10351.73 7.47 1385.403IV 2D-47 6943.63 2.125

1D-49 4938.98 4.6509D-88 4725.71 5.082

SUB TOTAL 16608.32 11.857 1400.718V 9D-75 1358.91 0.558

2D-78 5806.09 1.922D-130 3730.93 1.04

SUB TOTAL 10895.93 3.52 3097.195

* Costo de inversión en red SP para la SED obtenida del modelamiento

** Máxima demanda de la SED con radio óptimo (considera acometidas de la alternativa selecionada)

*** Costo promedio ponderado para las SED dentro de cada categoria

CATEGORIA CANTIDAD MAXIMA. DEMANDA COSTO VNR SED/CATEGORIA kW/ POR CATEGORIA (*) (US$/KW) (m US$)

I 41 910.92 246.037 224.12II 85 772.87 504.539 389.94III 117 500.14 1385.403 692.90IV 103 255.84 1400.718 358.36V 28 67.75 3097.195 209.83

TOTAL VNR SP 1875.15

(*) Máxima demanda de Servicio Particular para el año 2000 obtenida de acuerdo con cantidad de SED por categoria

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d.1 Procedimiento Para cada una de las SED existentes se determinó la demanda en kVA proyectada para el año horizonte de planeamiento (año 10) y un factor de potencia igual a 0.9 inductivo. Con esta potencia se determinó la potencia nominal de los transformadores, considerando, un factor de sobre carga de corta duración de 25% y las siguientes potencias estándar Monofásico: 5, 10, 15, 25, 37.5 y 50 kVA MRT: 1.5, 3, 5 y 10 KVA Las SED tipo MRT se utilizaron en los ramales de MT de este tipo. Las SED monofásicas de 13.2 kV, se derivaron de las redes trifásicas y monofásicas fase-fase. El resumen con los resultados obtenidos se muestra en el Cuadro Nº 1.8.

Cuadro Nº 1.8

NUMERO Y POTENCIA INSTALADA DE SED

La potencia total instalada en los 379 SED es de 4152.5 kVA. El VNR de las subestaciones resulta igual a 822.05 miles de US $, según el desagregado que se muestra en el Cuadro Nº 1.9.

Cuadro Nº 1.9

POTENCIANOMINAL

(kVA) CANTIDAD kVA ACUM. CANTIDAD kVA ACUM.

1.5 42 633 44 1325 29 145 104 520

10 17 170 51 51015 30 45025 30 750

37.5 15 562.550 17 850

PARCIAL 132 510 247 3642.5

TOTAL KVA ACUMULADO 4152.5TOTAL SED 379

TRANSFORMADORES MONOFASICOSNIVEL DE TENSION 7.6 kV (MRT) NIVEL DE TENSION 13.2 kV

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COSTO UNITARIO Y TOTAL DE SED

COSTO UNITARIO US$/UNID COSTO TOTAL US$

KVAnom.

MONOFASICO13.2 kV

MRT7.6 kV

MONOFASICO13.2 kV

MRT7.6 kV

1.5 1,858 78,0193 1,884 82,9055 1,869 1,911 194,328 55,413

10 1,948 1,977 99,365 33,61415 2,661 79,82125 3,006 90,194

37.5 3,246 48,68850 3,512 59,701

TOTALES 572,097 249,950 E. Optimización del sistema de Alumbrado Público

Para la determinación del sistema adaptado se tomó en cuenta la diferenciación que existe entre localidades típicamente rurales a que se refiere la Norma DGE 016 T2/ 1996, y aquellas que no se ajustan a dicha clasificación por ser una combinación rural-urbana. Las localidades que forman parte del casco urbano de la ciudad de Huancayo se han clasificado como urbano menores. Las vías a iluminar se han clasificado en las categorías III, IV, V y típicamente rural (según la norma DGE 016 T2 /1996). La longitud total de vías a iluminar por categoría se muestra en el Cuadro Nº 1.10.

Cuadro Nº 1.10

LONGITUD DE VIAS A ILUMINAR (km)

Km % Categoría III 7.32 4 Categoría IV 15.65 8 Categoría V 108.2 58

Rural 55.9 30 Total 187.043 100

Las áreas Típicas Rurales son aquellas a las que la Norma otorga la iluminación de su plaza o centro ( A1 + A2 ) más cuatro vías convergentes, hasta en dos calles (B). Las del tipo V son aquellas que corresponden a la gran mayoría de vías del sector Urbano – Rural, caracterizadas por un corte

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estrecho (7.20 m). En todas estas vías se propone que rijan los estándares de la Norma para iluminancia (Em), pero no los de uniformidad de Iluminancia ( UI). El VNR del sistema Alumbrado Público asciende a US$ 320 668, cuyo detalle se muestra en el Cuadro 1.11.

Cuadro Nº 1.11

F. VNR de las instalaciones de la empresa modelo En el cuadro N º 1.2, se presenta el VNR del sistema de distribución de la Empresa Modelo, considerando todos los componentes en forma optimizada y cumpliendo con todos los requerimientos de calidad de servicio y mínimo costo anual. El VNR asciende a 5.25 millones de US$, de los cuales 25.6% corresponden a MT, 64.9% a BT, 7.3% a AP y el 2.2% a inversiones no eléctricas.

ILUMINACIÓN Vanos Sección Longitud UNITARIO Total VNR APm mm2 Km $ /Km $ $

III 57 1 x 16 7 585 4281IV 57 1 x 16 16 585 9158V 100 1 x 16 108 585 63320Típico Rural (A1+A2+B) 70 100 80 1 x 16 56 585 32685

Total 187.04 109444

INVERSIONES

SODIO 150 128 113 14500SODIO 70 1356 91 123098SODIO 50 (TR) 760 91 68993

Total 2244 206590

EQUIPOS DE CONTROL 164 28 4633

TOTAL VNR AP 320668

INVERSION TOTAL EN ALUMBRADO PUBLICO (ORIGINAL)

METRADO DE CONDUCTORES

NÚMERO DE PUNTOS DE LUZ

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Cuadro Nº 1.12

VNR DE LAS INSTALACIONES ELECTRICAS (miles US$)

Determinación del VNR

Und. Cantidad Sub total Total

(m US $) (mUS $) MEDIA TENSIÓN

Red Aérea km 219.62 1,051.99Equipos de maniobra y protección Seccionamiento y protección trifásica Juego 19 19.36 Seccionamiento y protección bifásica Juego 17 11.70 Seccionamiento unipolar Juego 15 5.38 Reclosers Juego 2 51.26Inversiones no Eléctricas 46.84

1,186.53 BAJA TENSIÓN

Red Aérea km 394.20 1,875.15Subestaciones Juego 379 822.05Inversiones no Eléctricas 68.40

2,765.60 ALUMBRADO PÚBLICO

Sodio 150 W Juego 128 14.50Sodio 70 W Juego 1,356 123.10Sodio 50 W Juego 760 68.99Red Aérea de AP km 187.04 109.45Equipos de Control Juego 164 4.63

320.67

TOTAL SISTEMA ELECTRICO 4,272.79

COMPONENTES DEL SISTEMA

1.2.4.3 Costos directos de explotación A. Optimización de los costos de explotación técnica Para la optimización de los costos de explotación técnica, se han definido los procesos y actividades necesarios para cubrir el mantenimiento preventivo y correctivo de las instalaciones eléctricas con los siguientes objetivos:

• Preservar las condiciones técnicas operativas de las instalaciones

• Garantizar la vida útil económica de 30 años

• Mantener un servicio de calidad razonable, cumpliendo con lo establecido en la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento. Por estar suspendida su aplicación en los sectores típicos 3 y 4, no se considera los estándares y tolerancias establecidas en el NTCSE.

CENERGIA




xvi

DEL AMBIENTE

Los recursos utilizados en cada actividad están desagregados en mano de obra, equipos, transporte y materiales. a.1. Mano de obra

Para la mano de obra se consideró que algunas actividades son efectuadas por personal propio (personal técnico de la empresa modelo), y otras contratadas con terceros.

Para el personal propio se consideró los costos directos que se muestran en el Cuadro Nº 1.13.

Cuadro Nº 1.13

Para las actividades contratados con terceros se consideró los costos de personal que se muestran en el Cuadro Nº 1.14.

Cuadro N º 1.14

Costo de Personal propio

Categoría US$ / hh

Capataz 2,68

Operario 2,37

Oficial 1,56

Peón 1,43

Costo de Personal de Terceros

Categoría US$ / hh

Capataz 2,58

Operario 1,73

Oficial 1,56

Peón 1,21

CENERGIA




xvii

DEL AMBIENTE

a.2 Equipos y transporte

Para los costos de vehículos se consideraron los mismos valores utilizados en el cálculo de los costos de inversión, los cuales se resumen en el Cuadro Nº 1.15.

Cuadro Nº 1.15

Resumen de costos de equipos

Máquina US$/hm

Costo de camioneta 5,92

Costo de camión 4 tn 11,94

Camión de 10 tn 16,43

Grúa de 2,5 tn 20,06

Grúa De 9,5 Tn 24,05

Para los equipos y herramientas que normalmente se utilizan en mantenimiento, se calculó el costo como un porcentaje del Costo de la Mano de Obra + Vehículos, bajo el rubro de Herramientas. Para las actividades efectuadas por personal propio se considera 10% y para los terceros 25% (10% herramientas y 15% por utilidades del contratista). a.3 Materiales En el estudio se consideró solo los materiales más relevantes que se utilizan en las actividades de O&M, cada uno valorizado a precios de mercado y según las cantidades utilizadas en cada actividad. B. Parámetros para la optimización, rendimientos, frecuencia e

intervalos.

Para cada actividad se calcularon los rendimientos en unidades/día y la frecuencia, en meses, en que se realizan las actividades. No se considera la renovación de los componentes al final de su vida útil pues se asume que tendrán una vida económica de 30 años, excepto en el caso de las lámparas de alumbrado público, cuya vida útil es de 16 000 horas, los que se han reducido por un factor de 0.8 para considerar el efecto de vandalismo, cambios bruscos de temperatura, vibraciones por vientos o choques de vehículos etc. El intervalo de cambio de lámparas resulta igual a 36 meses en promedio, es decir que anualmente deben renovarse el 34% de las lámparas.

CENERGIA




xviii

DEL AMBIENTE

C. Resultados

Los costos de operación y mantenimiento anual ascienden a 506,561 Nuevos Soles (US$ 144,732), según el detalle que se muestra en el Cuadro Nº 1.16.

Cuadro N º1.16

Costo directo de Operación y Mantenimiento anual

1.2.4.4 Optimización de los costos de explotación comercial

Los resultados del cálculo de costos de explotación comercial se presenta en el Cuadro Nº 1.17.

Cuadro Nº 1.17

Costos fijos mensuales de atención al cliente (incluye costos indirectos)

Opción Tarifaria Unidad BT5 MT y BT 3-4 MT y BT 2

TOTAL

SOLES

Al mes

TOTAL

US$/mes

Costo Mensual S/. 23,266 82 29 23,377 6,679.06

Nº Clientes Unidad 15,295 17 5 15,317 15,317

Costo Unitario S/./Cliente 1.521 4.815 5.727 1.526 0.436

Emergencia Total N.SolesUS$ US$ S/.

Media Tensión 39,616 4,731 44,348 155,217 Baja tensión 51,744 16,616 68,361 239,263

Redes 27,508 4,232 31,740 111,090 Subestaciones 24,237 12,384 36,621 128,172

Alumbrado Público 22,521 9,502 32,023 112,082 Total 113,882 30,850 144,732 506,561

COyMUS$

Actividades

CENERGIA




xix

DEL AMBIENTE

1.2.4.5 Optimización de los costos indirectos A. Organización de la empresa modelo La estructura orgánica de la empresa modelo (SER Huayucachi) se ha estructurado bajo el concepto que se denomina estructura simple, que se caracteriza por tener una estructura de apoyo mínima, poca diferenciación entre sus reparticiones y no muy pronunciada jerarquía diferencial. La organización propuesta se aprecia en el Figura 1.1

Figura 1.1

COORD. SERV. ELETR. VALLE MANTARO

RESP. OPERACI. COMERCIALIZAC.

-TÉC.OPER.DISTR. -TÉC.CTRL.PÉRD.

-TÉC.OPER.DISTR. -TÉC.CTRL.PÉRD.

TÉCNICO DE FACTURACIÓN

RESP. OPER. MTTO. DISTRIB. MT Y BT

GERENCIA GENERAL

AUXILIAR ADMINISTRAT.

-TÉC.OPER.2doTur -TEC.OPER.2doTur

-TEC.OPER.3erTur -TÉC.OPER.3erTur

-TÉC.OP.MTTO. MT -TÉCN. LINIERO

-TÉC.OP.MTTO. BT -TÉCN. LINIERO

JEFATURA SER HUAYUCACHI

La organización está compuesta de 17 personas: 3 profesionales, 4 técnicos para las actividades de comercialización, 1 técnico de facturación, 4 técnicos para operación y mantenimiento, 4 técnicos para atender las emergencias e imprevistos durante el segundo y tercer turno, y un auxiliar administrativo B. Remuneraciones La remuneración promedio mensual de los 17 trabajadores previstos para el SER Huayucachi asciende a 1 412 Nuevos soles. Comparado con el promedio mensual del conjunto de los SEMs que componen la unidad de Coordinación del Valle del Mantaro, ascendente a 1 402 Nuevos Soles, resulta ligeramente superior; pero muy inferior a los promedios mensuales de las gerencias de la Sede Central y de las Unidades de Negocios que ascienden a 1 976 y 1 762 Nuevos Soles, respectivamente.

CENERGIA




xx

DEL AMBIENTE

C. Asignación de costos indirectos a la empresa modelo c.1 Definición de costos indirectos (C.I) Para efectos de la empresa modelo se definen como costos indirectos a los siguientes rubros:

• Los gastos generales (corporativos y administrativos) de la Sede Matriz.

o Directorio o Gerencia General (GG) o Unidades de asesoría y apoyo dependientes de la GG o Gerencia de administración y finanzas (GAF) o Unidades de administración y servicios de GAF o Gerencia de operaciones o Gerencia de comercialización

• Los gastos de la jefatura y administración del SER Huayucachi. • Otros cargos no operativos

o Total tributos o Total provisiones (excepto depreciación) o Total cargas diversas de gestión

Para efectos del cálculo de los costos indirectos no se incluyen las cargas financieras

Los costos de supervisión directa corresponden a las áreas que realizan supervisión de actividades de operación y mantenimiento y comercialización del SER Huayucachi en forma directa (No incluye a las jefaturas de UN o gerencias). c.2 Asignación de los costos indirectos

c.2.1 Costos indirectos corporativos

o Primera asignación

El 75% de los costos indirectos se asigna a los costos de explotación y el 25% a inversiones.

o Segunda asignación

El costo indirecto asignado a explotación se distribuye entre las siguientes actividades en función al porcentaje de participación de su costo directo respecto al total:

§ Generación § Transmisión § Distribución § Comercialización

CENERGIA




xxi

DEL AMBIENTE

No se incluye la compra de energía como parte de los gastos de distribución, para efectos de cálculo de participación. o Asignación a la empresa modelo -Huayucachi

Para efectos de la asignacion de costos directos, solamente se considerarán los costos que correspondan a distribución y comercialización, sin incluir los gastos correspondientes a sistemas multiregionales Los criterios asumidos para la asignación de costos fueron los siguientes:

§ Para los costos de operaciones

En proporción a la longitud de las líneas de distribución de media tensión

§ Para los costos de comercialización

Se optó por el factor de número de usuarios ya que el volumen de trabajo desarrollado por el personal del área de comercialización está en función de dicho factor. § Para los costos de administración y finanzas

Se ha determinado que los tramites administrativos están en función, prioritariamente, del número de usuarios, por lo que se asigna en función a este parámetro.

§ Para los costos de la gerencia general y directorio

El parámetro que más se adecua a ELC es la venta de energía en MWh, pero para evitar distorsiones se ha considerado conveniente optar por el factor de compra de energía

Los costos de supervisión directa de la empresa total no se asignan al sector Huayucachi, ya que los mismos comprenden la sumatoria de los costos por este concepto de todos los SE y UN.

CENERGIA




xxii

DEL AMBIENTE

c.2.2 Asignación por actividades en la empresa modelo Huayucachi

El importe de costos indirectos asignado a Huayucachi se distribuye en forma proporcional a los costos directos de las siguientes actividades:

A.4 Distribución en media tensión A.5 Distribución en baja tensión A.6 Alumbrado público A.7 Comercialización A.8 Conexiones y medidores A.9 Cortes y reconexiones

c.2.3 Costos indirectos y de supervisión directa de la empresa

modelo – Huayucachi.

o Asignación de costos indirectos

El importe correspondiente a los gastos de la jefatura y apoyo administrativo de la empresa modelo son asignados a las actividades indicadas en C.2.2, en forma proporcional al costo directo de las mismas

No se considera como parte de los costos directos de dichas actividades a la compra de energía ni depreciación. o Asignación de costos de supervisión directa (CSD)

Habiéndose considerado la creación de la UN Valle del Mantaro, así como las plazas de responsables de operaciones y de comercialización en la empresa modelo Huayucachi, se generarán los correspondientes costos de supervisión directa

• Los gastos de supervisión de la UN Valle del Mantaro son

asignados a cada Sistema Eléctrico en proporción directa a su costo respecto del total de las cuatro. En segunda asignación el costo asignado al SER Huayucachi se distribuye equitativamente entre las actividades de Distribución y Comercialización del SER Huayucachi.

• Los gastos de Supervisión directa de los Responsables de

Operaciones y de Comercialización SER Huayucachi se asignan directamente a la actividad que es supervisada.

CENERGIA




xxiii

DEL AMBIENTE

D. Resultados Los costos de explotación técnica y comercial, con la adición de los costos indirectos, se presenta en los Cuadros Nº 1.18 y 1.19.

Cuadro 1.18

COSTO DE EXPLOTACIÓN TECNICA

(Miles de US$)

Cuadro Nº 1.19

COSTO DE EXPLOTACIÓN COMERCIAL (Miles de Us$/año)

Los costos de explotación totales para la empresa modelo que incluye los costos directos e indirectos de mantenimiento y comercialización, se indican en el Cuadro Nº 1.20.

HUAY. Corp. HUAY. Corp. HUAY. Corp.Suministros 4.46 0.05 0.34 4.85 22.12 0.09 0.57 22.79 6.09 0.04 0.24 6.37Gastos de Personal 23.55 2.58 5.89 32.02 30.08 4.38 10.00 44.46 13.61 1.87 4.26 19.75Servicio de terceros 16.34 0.24 2.06 18.63 16.16 0.40 3.50 20.06 12.32 0.17 1.49 13.98Tributos y provisiones 2.91 0.27 3.41 6.59 12.29 0.46 5.79 18.54 2.41 0.19 2.47 5.07Cargas diversas 0.28 0.01 1.21 1.50 0.09 0.02 2.06 2.17 0.00 0.01 0.88 0.88Total 47.54 3.15 12.91 63.59 80.75 5.35 21.92 108.02 34.43 2.28 9.35 46.06Porcentaje 75% 5% 20% 100% 75% 5% 20% 100% 75% 5% 20% 100%

Indirecto TOTALDirecto Indirecto TOTAL DirectoCONCEPTO

COSTO ESTANDAR MT COSTO ESTANDAR BT COSTO ESTANDAR AP

Directo Indirecto TOTAL

C.F. Otros (*)Suministros 2.46 19.62 22.08 2.96 0.83 0.13 0.96 - 0.96 22.08 3.92 Gastos de Personal 2.46 15.32 17.78 14.13 14.47 6.34 20.80 - 20.80 17.78 34.94 Servicio de terceros 40.28 - 40.28 14.05 5.06 0.58 5.64 - 5.64 40.28 19.70 Tributos y provisiones - - - 1.25 8.38 0.66 9.04 - 9.04 - 10.29 Cargas diversas - - - 3.54 2.98 0.02 3.00 - 3.00 - 6.54 Total 45.21 34.94 80.15 35.93 31.71 7.73 39.44 - 39.44 80.15 75.38 Porcentaje 56% 44% 100% 48% 80% 20% 100%

C.F. Otros (*)Corp Huayuc Total ASIGNACIONCONCEPTOCOSTO FIJO Otros

Costos Directos

COSTOS INDIRECTOS TOTAL

ST 4Sede

CentralTOTAL

CENERGIA




xxiv

DEL AMBIENTE

Cuadro Nº 1.20

COSTOS DE EXPLOTACIÓN TOTALES

(Miles de US$)

(*) otros costos de gestión comercial

1.2.4.6 Balance de energía y potencia A. Pérdidas estándar técnicas Para la configuración de la red optimizada se calculan los siguientes niveles de pérdidas, referidos a la demanda del año 2000, los cuales se muestran en el Cuadro Nº 1.21.

Distribución Distribución Alumbrado Comercialización

Concepto MT BT Público Costos Fijos Otros (*)

Cliente

Costos Directos

Suministros 4.46 22.12 6.09 22.08 2.96

Personal 23.55 30.08 13.61 17.78 14.13

Servicios de Terceros 16.34 16.16 12.32 40.28 14.05

Cargas Diversas 0.28 0.09 0.00 0.00 1.25

Tributos y provisiones 2.91 12.29 2.41 0.00 3.54

Total 47.54 80.75 34.43 80.15 35.94

Prorrata de Costos Indirectos 16.05 27.27 11.63 0.00 39.45

Prorrata de Otros Costos Directos de Comercialización

13.32 22.62

Prorrata de Otros Costos Indirectos de Comercialización

14.62 24.83 0.00

Costo de Capital de Trabajo 0.91 1.54 0.46

Total 92.43 157.01 46.51 80.15 75.38

* Para cálculo de VAD 295.95

* Para cálculo de C.F. 80.15

* Total Costos de explotación estándar 376.10

CENERGIA




xxv

DEL AMBIENTE

Cuadro Nº 1.21

Pérdidas estándar en BT y MT para la demanda del año 2000

CONCEPTO POTENCIA ENERGIA

KW % (*) MWh % (*) PERDIDAS EN MEDIDORES 15.31 0.70% 134.13 1.95% Fijos 15.31 134.13 Variables - - PERDIDAS EN ACOMETIDAS 2.06 0.09% 3.37 0.05% PERD. EN REDES DE BT 62.88 2.87% 103.85 1.51% Serv.publico 62.42 101.86 Alumbrado 0.46 2.00 PERDIDAS EN TRANFORMADORES 71.30 3.26% 282.35 4.10% Fierro 23.29 204.00 Cobre 48.01 78.35 TOTAL PERDIDAS TECNICAS BT 151.55 6.92% 523.71 7.61% PERDIDAS NO TECNICAS 70.07 3.20% 158.30 2.30% TOTAL PERDIDAS EN BT 221.62 10.12% 682.01 9.91% PERDIDAS EN MT 53.13 2.20% 91.74 1.16% Nota: (*) porcentajes de pérdidas en BT referidas a total ventas en BT

porcentaje de pérdidas en MT referidas a total entregado a BT + ventas en MT B. Pérdidas comerciales Las pérdidas estándar comerciales propuestas para el nivel de BT son:

2.3% para la energía y 3.2% para la potencia

En MT son “cero”, tanto para la energía como para la potencia. C. Balance de potencia y energía Los balances de potencia y energía para el periodo 2000-2005 se aprecia en los Cuadros Nº 1.22 y Nº 1.23.

CENERGIA




xxvi

DEL AMBIENTE

Cuadro 1.22

BALANCE DE POTENCIA (kW)

Cuadro 1.23

BALANCE ANUAL DE ENERGÍA (MWh)

Descripción 2000 2000 2001 2002 2003 2004 2005(real)

Compras en AT 2,706 2,521 2,580 2,642 2,704 2,770 2,842Pérdidas en AT 49 53 54 55 56 57 58Ingreso a MT desde AT 2,657 2,467 2,526 2,587 2,648 2,712 2,783Pérdidas estándar en Media Tensión 42 53 56 58 61 64 67Ventas en Media Tensión 3.0 3.0 3.1 3.1 3.2 3.3 3.4Ingreso a BT desde MT 2,613 2,411 2,467 2,525 2,584 2,645 2,713Pérdidas Estándar en Baja Tensión 320 222 229 236 244 252 261Ventas en Baja Tensión 2,190 2,190 2,238 2,289 2,340 2,394 2,452Pérdidas no estándar 102 0 0 0 0 0 0Total de pérdidas MT y BT 17.49% 11.14% 11.25% 11.38% 11.51% 11.64% 11.78%

Descripción 2000 2000 2001 2002 2003 2004 2005(real)

Compras en AT 8,260 8,057 8,328 8,615 8,911 9,221 9,546Pérdidas en AT 129 90 93 96 100 103 107Ingreso a MT desde AT 8,131 7,967 8,235 8,519 8,811 9,118 9,439Pérdidas estándar en Media Tensión 111 92 97 104 110 118 125Ventas en Media Tensión 311 311 322 333 345 358 370Ingreso a BT desde MT 7,709 7,565 7,816 8,082 8,356 8,643 8,944Pérdidas Estándar en Baja Tensión 822 682 702 724 746 770 796Ventas en Baja Tensión 6,884 6,883 7,113 7,358 7,609 7,873 8,148Pérdidas no estándar 2 0 0 0 0 0 0Total de pérdidas MT y BT 11.51% 9.71% 9.71% 9.72% 9.72% 9.74% 9.76%

CENERGIA




xxvii

DEL AMBIENTE

1.3 Resultados del costo fijo, los valores agregados de

distribución, pérdidas estándar y factores de economía de escala.

1.3.1 Costo Fijo El costo fijo de atención al cliente (CF) corresponden a la lectura, procedimiento, emisión, distribución y cobranza. No incluye la gestión de cobranza de morosos (cortes y reconexión). El CF resulta, en promedio, igual a 1.526 Nuevos soles/cliente-mes ó 0.436 US$/Cliente-mes. Los costos por opciones tarifarias se muestran en el Cuadros Nº 1.24 y 1.25.

Cuadro Nº 1.24

COSTO FIJO DE ATENCIÓN AL CLIENTE POR TARIFAS (Soles) Opción Tarifaria por tipo de

medición

BT5 MT y BT 3-4 MT y BT 2

Descripción

Unidad

1E 2E,1P-1E,1P 2E,2P

TOTAL

Costo Mensual S/. 23,266 82 29 23,377

Nº Clientes Unidad 15,295 17 5 15,317

Costo Unitario S/./Cliente 1.521 4.815 5.727 1.526

Cuadro Nº 1.25

COSTO FIJO DE ATENCIÓN AL CLIENTE POR TARIFAS (US$)

Opción Tarifaria por tipo de medición

BT5 MT y BT 3-4 MT y BT 2

Descripción

Unidad

1E 2E,1P-1E,1P 2E,2P

TOTAL

Costo Mensual US$ 6,647.49 23.39 8.18 6,679.06

Nº Clientes Unidad 15,295 17 5 15,317

Costo Unitario US$/Cliente 0.435 1.376 1.636 0.436

CENERGIA




xxviii

DEL AMBIENTE

1.3.2 Valor agregado de distribución Los resultados del cálculo del VAD de MT y BT, del CF se resumen en el Cuadro Nº 1.26.

Cuadro Nº 1.26

1.3.3 Pérdidas estándar de distribución de potencia y energía Las pérdidas técnicas estándar en MT y BT , así como las correspondientes a pérdidas comerciales se muestran en el Cuadro Nº 1.27

Cuadro Nº 1.27

Pérdidas estándar (%)

MT BT POTENCIA ENERGIA POTENCIA ENERGIA

TÉCNICAS 2.20% 1.16% 6.92% 7.61% NO TÉCNICAS 0 0 3.20% 2.30% TOTAL 2.20% 1.16% 10.12% 9.91% Nota: porcentajes de pérdidas en BT referidas a total ventas en BT porcentaje de pérdidas en MT referidas a total entregado a BT + ventas en MT

Concepto Unidad MT BT CF

VNR Miles US$ 1186.5 3086.3

ANUALIDAD DE LA INVERSION Miles US$ 147.3 383.1

COSTOS DIRECTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

Miles US$ 60.9 137.8

COSTOS INDIRECTOS ASIGNADOS Miles US$ 31.6 65.7

TOTAL COSTO ANUAL Miles US$ 239.7 586.7

DEMANDA kW 2414.3 2189.6

NUMERO DE CLIENTES Clientes 15317

VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCION US$/kW/mes 7.85 21.19

Inversión US$/kW/mes 4.82 13.84

Operación y Mantenimiento US$/kW/mes 3.03 7.35

Inversión % 61 65

Operación y Mantenimiento % 39 35

COSTO FIJO POR CLIENTE US$/Cliente/mes 0.436

Tarifa BT5 (IE) US$/Cliente/mes 0.435

Tarifa MT y BT 3-4 (2E, 1P-1E, 1P) US$/Cliente/mes 1.376

Tarifa MT y BT 2 ( 2E, 2P ) US$/Cliente/mes 1.636

CENERGIA




xxix

DEL AMBIENTE

1.3.4 Factor de economía de escala A. El factor de economía de escala del Costo fijo de atención al

cliente (FEECF) Se ha calculado que la proporción de costos fijos es de 41.3 % (correspondientes a personal propio, soporte del sistema informático y administración y servicios complementarios) y la de costos variables con el numero de clientes el 58.7 %; (suministros y servicios de terceros) La tasa de crecimiento anual de clientes es de 2.54%. Con estos parámetros se calculan los FEECF, que se muestran en el Cuadro Nº 1.28.

Cuadro Nº 1.28

FACTOR DE ECONOMÍA DE ESCALA PARA EL CF

PERÍODO FEECF

2000 1.0000

2001 0.9898

2002 0.9798

2003 0.9701

2004 0.9606

B. Factor de economía de escala de VAD - FEEVAD Para el cálculo se considera que tanto las anualidades del VNR, así como los costos de O&M directos son independientes de la variación de las ventas en el periodo 2001-2004, puesto que el año horizonte de diseño es de 10 años. Para los costos indirectos de explotación, se considera que si bien en alguna medida están asociados al consumo y número de clientes, su incidencia no es significativa, por lo que se asume que tampoco es función de la demanda. Por lo tanto, para la tasa de crecimiento de la máxima demanda de 2.26% anual, resultan los siguientes valores de FEEVAD, que se muestran en el Cuadro Nº 1.29.

CENERGIA




xxx

DEL AMBIENTE

Cuadro Nº 1.29

FACTOR DE ECONOMÍA DE ESCALA

PARA EL VAD

PERIODO FEEVAD

2000 1.00000

2001 0.97790

2002 0.95629

2003 0.93515

2004 0.91449

1.4 Fórmulas de Reajuste del VAD y CF 1.4.1 Fórmulas de reajuste para el VAD

La estructura de costos del VNR en MT y BT se muestra en los Cuadros Nº 1.30 y N° 1.31.

Cuadro Nº 1.30 Estructura del VNR en MT

(Miles de US$)

MEDIA TENSIÓN METRADO INVERSIÓN CONDUCTOR DE PRODUCTOS PRODUCTOS MANO DEKm TOTAL ALUMINIO IMPORTADOS NACIONALES OBRA

RED AEREA 219.62 1,051.99 103.465 136.771 586.203 225.548PROTECCIÓN 87.70 0.000 60.978 19.497 7.220INE 46.84 0.000 0.000 46.845 0.000

TOTAL 1,186.53 103.465 197.749 652.545 232.768

Cuadro Nº 1.31 Estructura del VNR en BT

(Miles de US$)

BAJA TENSIÓN METRADO INVERSIÓN CONDUCTOR DE PRODUCTOS PRODUCTOS MANO DEKm TOTAL ALUMINIO IMPORTADOS NACIONALES OBRA

RED AEREA 394.20 1,875.15 413.084 389.214 706.123 366.730SUBESTACIONES 822.047 0.000 141.114 585.658 95.274ALUMBRADO 320.67 82.289 98.026 99.733 40.616INE 68.40 0.000 0.000 68.397 0.000

TOTAL 3,086.26 495.373 628.355 1459.911 502.621

En los Cuadros Nº 1.32 y N° 1.33, se presentan las estructuras y costos resultantes (AVNR y O&M para MT y BT) y los coeficientes de ajuste asociados:

CENERGIA




xxxi

DEL AMBIENTE

Cuadro Nº 1.32

VADMTCOSTOS ANUALES (miles de US$)

COMPONENTE ÍNDICEDIR INDIR

MANO DE OBRA 28.90 28.09 33.54 90.53PRODUCTOS NACIONALES 81.01 16.48 10.35 107.84 XMT 0.83 IPMPRODUCTOS IMPORTADOS 24.55 2.97 1.00 28.52 YMT 0.12 DCONDUCTORES DE ALUMINIO 12.84 12.84 IPAI 0.05 IPAI

147.30 47.54 44.89 239.73 1.00

ESTRUCTURA DE COSTOS DEL VADMT E ÍNDICES DE FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN

FÓRMULA

AVNR O&M TOTAL COEFICIENTEPARTICIPACIÓN

TOTAL

Cuadro Nº 1.33

VADBTCOSTOS ANUALES (miles de US$)

COMPONENTE ÍNDICEDIR INDIR

MANO DE OBRA 62.40 62.70 62.04 187.14PRODUCTOS NACIONALES 181.24 41.51 22.60 245.35 XBT 0.74 IPMPRODUCTOS IMPORTADOS 78.01 10.96 3.70 92.67 YBT 0.16 DCONDUCTORES DE ALUMINIO 61.50 0.00 0.00 61.50 IPAI 0.10 IPAI

383.14 115.18 88.34 586.66 1.00TOTAL

ESTRUCTURA DE COSTOS DEL VADBT E ÍNDICES DE FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN

FÓRMULA

AVNR O&M TOTAL COEFICIENTEPARTICIPACIÓN

Las fórmulas para el cálculo del factor de actualización del VAD en MT y BT son las que se presenta a continuación (1):

0000 D

Dx

IPAIIPAI

xZBTDD

YBTIPMIPM

XBTxFAVADBT ++=

Donde: XMT : Coeficiente de participación de mano de obra y productos nacionales en el VADMT. YMT : Coeficiente de participación de productos importados en el VADMT. ZMT : Coeficiente de participación del conductor de aluminio en el VADMT. XBT : Coeficiente de participación de mano de obra y productos nacionales en el VADBT. YBT : Coeficiente de participación de productos importados en el VADBT. ZBT : Coeficiente de participación del conductor de aluminio en el VADBT. IPM : Índice de precios al por mayor, publicado por el INEI. IPAI : Índice del precio de Aluminio calculado como el promedio del precio mensual en las últimas 52 semanas, publicados por el diario Gestión.

(1) Según la Resolución Nº 001-98-CTE del 9 de enero de 1998.

0000 DD

xIPAIIPAI

xZMTDD

YMTIPMIPM

XMTxFAVADMT ++=

CENERGIA




xxxii

DEL AMBIENTE

D : Índice de productos importados calculados por la relación: D= TC x (1+TA) TC : Valor referencial para el dólar norteamericano, publicado por el diario “El Peruano”. TA : Tasa arancelaria vigente para la importación de equipos electromecánicos.

1.4.2 Fórmulas de reajuste para el CF

Para el caso de costo fijo de atención al cliente, el factor de reajuste (FACF) a considerar será el siguiente:

IPM FACF =

IPMo En el Cuadro Nº 1.34, se presentan los valores base considerados para la fórmula de reajuste.

Cuadro Nº 1.34

Índice Valor Base Comentario

IPM0 1 724,955 Pub. INEI para diciembre/2000

IPAI0 (US $/Tn) 1 527,17 Promedio LME entre 28/12/1999 y 30/12/2000

D0 (S/. / US $) 3.920 Tasa Arancelaria del 12% y tipo de cambio igual a 3.50 S/. / US $

1.5 Conclusiones

a . Para el sistema estudiado, Huayucachi, se calculan los siguientes valores

de VAD:

VAD MT: 7.85 US$/kW-mes VAD BT : 21.19 US$/kW-mes

b . Los costos fijos de atención al cliente resultan en promedio igual a 0.436 US$/cliente por mes.

c . Las pérdidas estándar resultantes se muestran en el Cuadro Nº 1.35

CENERGIA




xxxiii

DEL AMBIENTE

Cuadro Nº 1.35

Pérdidas estándar (%) MT BT POTENCIA ENERGIA POTENCIA ENERGIA

TÉCNICAS 2.20% 1.16% 6.92% 7.61% NO TÉCNICAS 0 0 3.20% 2.30% TOTAL 2.20% 1.16% 10.12% 9.91%

Nota: porcentajes de pérdidas en BT referidas a total ventas en BT porcentaje de pérdidas en MT referidas a total entregado a BT + ventas en MT

d . Las tasas de crecimiento de la máxima demanda y del número de clientes resulta:

Tasa de crecimiento de la máxima demanda: 2.26 % anual Tasa de crecimiento del numero de clientes: 2.54 % anual

e . Con estos valores se calculan los correspondientes factores de economía de escala, cuyo resultados se muestran en el Cuadro Nº 1.36

Cuadro Nº 1.36

Factores de economía de escala

PERIODO VAD CFAT

2000 1.00000 1.0000

2001 0.97790 0.9898

2002 0.95629 0.9798

2003 0.93515 0.9701

2004 0.91449 0.9606

f . Los coeficientes para las fórmulas de actualización calculados se muestran

en Cuadro Nº 1.37.

Cuadro Nº 1.37

Componente Indice VAD MT VAD BT CF

Mano de obra y productos nacionales IPM 0.8275 0.7372 1.0

Productos Importados D 0.1190 0.1580

Conductores Al IPAI 0.0536 0.1048

CENERGIA




xxxiv

DEL AMBIENTE

1.6 Comentarios del Consultor

Según los resultados obtenidos y la experiencia recogida por el Estudio, el Consultor VAD considera oportuno plantear los siguientes comentarios: • El VAD equivalente total asciende a $ 28.04/kW-mes, supera en 13 % el

valor determinado en la regulación del año 1997 y actualizado a diciembre del 2000 (según las formulas de actualización de las tarifas 1997). Este resultado se explica principalmente por la mayor inversión específica que requiere la infraestructura de distribución de baja tensión del sistema eléctrico de Huayucachi para una demanda reducida.

• La empresa modelo Huayucachi, definida como prototipo para el sector

típico 4, no presenta características homogéneas por lo que los resultados encontrados no se ajustarían adecuadamente al universo de dicho sector típico por presentar la mencionada empresa modelo un considerables componente urbano-rural.

• Para la determinación de la máxima demanda de la tarifa BT5 en este

sector típico de consumo se consideraron 250 horas de utilización mensual, menor en 9% que las horas determinadas por la GART en su última regulación tarifaria.

• Para la determinación de los componentes del Valor Agregado de

Distribución, se han analizado detalladamente diferentes aspectos relacionados con la información contable-financiera, organización, personal, demanda, diseño de redes de MT y BT, costos unitarios, metrados, costos de explotación técnica comercial, pérdidas eléctricas, alumbrado público y calidad de energía, cuyos resultados sustentan los valores calculados de los componentes del VAD. Este esfuerzo metodológico constituye una diferencia sustancial con los estudios anteriores realizados con el mismo propósito.

• El sistema modelo seleccionado presenta una amplia diferencia entre los

poblados próximos a la ciudad de Huancayo y las más alejadas o de menor desarrollo, que se manifiesta en los indicadores de densidad poblacional y del consumo por cliente. Esta diversidad da lugar a que el rango de variación de los indicadores de VNR/kW sean bastante amplios, tal como se puede apreciar el Cuadro N° 1.38.

CENERGIA




xxxv

DEL AMBIENTE

Cuadro N° 1.38

Costos de inversión densidad de poblacional y consumo unitario

• De manera similar, si se comparan los valores para los 2 alimentadores

de MT, se obtiene las siguientes cifras por kW: Alimentador A 4301 US$ 952 /kW Alimentador A 4302 US$ 252 /kW

Es decir el alimentador A4301, que atiende la zona menos densa del sistema, resulta 3.77 veces el VNR/kW que el alimentador de la zona más densa.

• Lo anterior pone de manifiesto que la gama de valores que se puede

esperar en los diferentes sistemas eléctricos clasificados como tipo 4, a nivel nacional, tiene un alto margen de variación, que debería ser tomado en consideración en los futuros estudios de fijación tarifaria.

• En el cálculo del CF, consideramos que se debe incluir tanto los costos

directos como indirectos, tal como se ha procedido en los estudios VAD anteriores al de la presente regulación tarifaria.

CATEGORIAInversión Promedio en red de

servicio particular de BT US $/kW

Relación porcentual entre

categorías

I 246.037 100%II 504.539 205%III 1385.403 563%IV 1400.718 569%V 3097.195 1259%

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