CONSEJO DE ELECTRIFICACIÓN DE AMÉRICA...

CONSEJO DE ELECTRIFICACIÓN DE AMÉRICA CENTRAL

"Estudio de Costos Estándares de la Industria Eléctrica"

Informe Final

GTCIE

GTCIE - Estudio de Costos Estándares de la Industria Eléctrica i

Estudio de Costos Estándares de la Industria Eléctrica

(Informe Final)

Visite el sitio web del CEAC

Consejo de Electrificación de América Central

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Enlaces a empresas eléctricas que conforman el GTCIE:

Instituto Nacional de Electricidad - INDE http://www.inde.gob.gt/

Empresa Nacional de Energía Eléctrica - ENEE http://www.enee.hn/

Comisión Ejecutiva Hidroeléctrica del Rio Lempa - CEL http://www.cel.gob.sv/

Empresa Nacional de Transmisión Eléctrica – ENATREL http://www.enatrel.gob.ni/

Instituto Costarricense de Electricidad - ICE http://www.grupoice.com/

Empresa de Transmisión Eléctrica S.A. - ETESA http://www.etesa.com.pa/

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GTCIE - Estudio de Costos Estándares de la Industria Eléctrica ii

PREFACIO

Este informe fue elaborado por el Grupo de Trabajo de Costos de La Industria Eléctrica (GTCIE). Su ejecución se enmarca dentro de las actividades del Consejo de Electrificación de América Central (CEAC), que tienen por objeto contribuir a la integración regional en materia de energía eléctrica.

El Grupo de Trabajo de Costos en la Industria Eléctrica (GTCIE), fue creado mediante la RESOLUCIÓN NO. XXIII / RC.O / 57.7 del CEAC, con el objetivo de realizar y disponer de los esfuerzos para finalizar un estudio de costos estándares a nivel de Empresas de Transmisión.

El presente informe es una continuación de este esfuerzo, y en él se presentan los resultados de un seguimiento y actualización de los costos estándares de la infraestructura eléctrica.

GTCIE - Estudio de Costos Estándares de la Industria Eléctrica iii

TABLA DE CONTENIDO

OBJETIVO GENERAL ......................................................................................... 1

OBJETIVOS ESPECIFICOS ................................................................................. 1

OBJETIVOS ESPECIFICOS ADICIONALES ........................................................... 1

EMPRESAS PARTICIPANTES: ............................................................................. 2

INFRAESTRUCTURA DE LAS EMPRESAS DE TRANSMISIÓN ................................ 2

COSTOS UNITARIOS SUBESTACIONES DE TRANSMISIÓN .................................. 3

COSTOS UNITARIOS DE LINEAS DE TRANSMISION ........................................... 6

COSTOS TOTALES DE ADMINISTRACION, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO ....... 9

CONCLUSIONES .............................................................................................. 12

RECOMENDACIONES ....................................................................................... 13

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INDICE DE CUADROS

Cuadro No. 1 Líneas de Transmisión Regionales ........................................................... 2 Cuadro No. 2 Costo promedio Unitario de un Diámetro S/E 230kv, Esquema de Interruptor y Medio ..................................................................................................................... 5 Cuadro No. 3 Proyectos de Transmisión Construidos en los Últimos Años ........................ 7 Cuadro No. 4 Costo de Componentes del Proyecto SIEPAC ............................................ 8

INDICE DE GRAFICOS Gráfico 1 Macroprocesos de negocio. .......................................................................... 10 Gráfico 2 Resultados del Estudio del CIER 10 ............................................................... 11

INDICE DE ANEXOS

Anexo 1, ANTECEDENTES DE LAS EMPRESAS

Anexo 2, REGULACION EN LA TRANSMISION REGIONAL

Anexo 3, INDICADORES DE GESTION DE LAS DIFERENTES EMPRESAS

GTCIE - Estudio de Costos Estándares de la Industria Eléctrica 1

Estudio de Costos Estándares de la Industria Eléctrica (Informe Final)

OBJETIVO GENERAL

Obtener los costos, criterios e indicadores referenciales de la infraestructura eléctrica.

OBJETIVOS ESPECIFICOS

• Definir unidades constructivas, tanto en líneas de transmisión como en

subestaciones

• Obtener los costos de la infraestructura de líneas y subestaciones de 230 kV.

• Costos indirectos: Administración, ingeniería, inspección, IDC, ambiente.

OBJETIVOS ESPECIFICOS ADICIONALES

Las empresas de transmisión participantes aportaron información sobre aspectos como:

• Constitución, organización actual, sistema nacional interconectado y

diagrama unifilar, planes de expansión futuros, anexo 1.

• Regulación nacional en los diferentes países, anexo 2.

• Indicadores de gestión, anexo 3.


EMPRESAS PARTICIPANTES:

• Instituto Nacional de Electrificación INDE Guatemala

• Comisión Ejecutiva del Río Lempa CEL El Salvador

• Empresa Transmisora de El Salvador, S.A. ETESAL El Salvador

• Empresa Nacional de Energía Eléctrica ENEE Honduras

• Empresa Nacional de Transmisión Eléctrica ENATREL Nicaragua

• Instituto Costarricense de Electricidad ICE Costa Rica

• Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. ETESA Panamá

• Empresa Propietaria de la Red EPR

INFRAESTRUCTURA DE LAS EMPRESAS DE TRANSMISIÓN

La tabla a continuación es un resumen de las líneas de transmisión de las diferentes empresas de transmisión de la región:

Cuadro No. 1 Líneas de Transmisión Regionales

EMPRESA 69 KV115-138

KV 230 KV 400 KVTOTAL

GENERALTOTAL sin LT 69 kv

INDE 2195 357 498 71 3121 926ETESAL 1072 108 1180 1180ENATREL 830 1007 337 2174 1344ICE 726 1187 1913 1913ETESA 172 1203 1375 1375EPR 1795 1795 1795TOTAL 3025 3334 5128 71 11558 8533

LINEAS TRANSMISION REGIONALES( km geográficos)


Estos aspectos son muy importantes para efectos comparativos, pues refleja que las diferentes empresas de transmisión de la región tiene en longitud de sus redes de transmisión de 230 y 138 kv una infraestructura no mayor a los 2500 kms. Según el criterio utilizado por la Comisión de Integración Energética Regional (CIER) en la realización de un benchmarking para costos de Administración Operación y Mantenimiento (AOM) en empresas de transmisión a nivel Latinoamérica las ubica dentro de Empresas de Transmisión pequeñas en infraestructura.

COSTOS UNITARIOS SUBESTACIONES DE TRANSMISIÓN

Como parte de la realización de este trabajo, se realizó un análisis entre las empresas participantes sobre diferentes aspectos técnicos que impactan la determinación de los costos unitarios de las subestaciones entre ellos:

• Niveles de tensión: 69, 115, 138, 230,400 kv.

• Esquemas de barras: sencillas, sencillas con interruptor de reserva,

sencillas con interruptor de enlace, interruptor y medio.

• Transformadores de potencia de diversas relaciones de voltaje y

capacidad.

• Compensación reactiva de diferentes niveles de voltaje y capacidad.

• Costos unitarios de equipos y materiales productos de procesos de

adquisición reciente.

• Regulación Nacional en cada país.

• Metodología de costos unitarios para subestaciones de transmisión.

La información que cada empresa de transmisión ha entregado se estaría incorporando en una base de datos en la página web del CEAC.


Para efectos del presente análisis se acordó que el alcance de los costos unitarios comparativos en las subestaciones de transmisión contemplaría los siguientes aspectos:

• Nivel de tensión: 230 kv.

• Esquemas de barras interruptor y medio.


reciente adquisición.

• Metodología de Costos Unitarios de la empresa ETESA, dado que es la

que tiene más similitud con las otras de los países.

No se va a contemplar en los costos unitarios transformadores de potencia, ni compensación reactiva, ni costos del terreno.

El producto de este análisis se resume en el siguiente cuadro donde se determina para cada empresa de transmisión y para una subestación de 230 kv, esquema de interruptor y medio, un costo unitario de un diámetro:


Cuadro No. 2 Costo promedio Unitario de un Diámetro S/E 230kv, Esquema de Interruptor y Medio

El costo promedio unitario de un diámetro para una subestación de 230 kv, esquema de interruptor y medio, fue de $ 3 340 965 USD.

DESCRIPCION Cantidad ETESA ICE INDE EPR ETESALCOSTO

EQUIPOS PROMEDIO

Total Suministro Promedio

Interruptores 230 KV, de disparo monopolar 3 95,658 70,000 72,957 104,623 100,000 88,648 265,943 Interruptores 230 KV, de disparo tripolar - 65,221 60,000 62,611 - Cuchillas Tripolares Motorizadas con cuchilla a tierra 230 KV 2 19,090 16,000 14,027 15,039 23,568 17,545 35,090 Cuchillas Tripolares Motorizadas sin cuchilla a tierra 230 KV 6 14,940 16,000 12,247 12,555 20,079 15,164 90,985 Cuchillas Tripolares manuales sin cuchilla a tierra 230 KV - 13,790 16,000 14,895 - Pararrayos 192 KV 6 5,810 4,700 6,416 4,860 4,330 5,223 31,339 CT 230 KV 18 15,770 12,000 10,053 14,230 11,540 12,719 228,935 PT 230 KV 6 14,110 12,700 9,425 15,573 15,100 13,382 80,290

SUBTOTAL DE EQUIPOS DE COSTOS UNITARIO 732,581 % Sobre Costos Unitario

Sistema de puesta a tierra lote 8.50 62,269.38 Servicios auxiliares lote 17.00 124,538.76 Herrajes, Estructuras y Soportes lote 50.00 366,290.48 Equipo de Protección, Control y Monitoreo lote 64.00 468,851.81 Equipo de Comunicaciones lote 16.00 117,212.95 Cables, conductores, ductos, etc. lote 14.00 102,561.33

SUB TOTAL SUMINISTRO 1,974,306 % sobre Subtotal

SuministroMontaje lote 6.04 119,248 Obras Civiles Generales lote 23.94 472,669

TOTAL COSTO BASE 2,566,222 % sobre

Total Costo Base

Contingencias 5.00 128,311 Diseño 3.00 76,987 Ingeniería 4.00 102,649 Administración 4.00 102,649 Inspección 8.00 205,298 IDC 6.00 153,973 EIA 0.19 4,876 Terrenos m2 0.0

COSTO TOTAL 3,340,965

Costos Unitarios Suministro $


COSTOS UNITARIOS DE LINEAS DE TRANSMISION

Al igual que en las subestaciones, las líneas de transmisión tiene características técnicas que se tuvieron que analizar, previo a la valoración de un costo unitario, como son:

• Niveles de tensión: 69, 115, 138, 230, 400kv.

• Tipo de estructuras: postes de: concreto, madera y acero, torres de

celosía.

• Cantidad de circuitos por estructura: uno, dos, tres y hasta cuadros.

• Capacidad de la línea de transmisión definido por el tipo y cantidad de

los conductores por fase.

• Cantidad y tipo de hilos de guarda, incluyendo la fibra óptica.

• Criterios de diseño tanto en la parte estructural como en la temperatura

máxima del conductor.


adquisición reciente.

• Costos de las servidumbres.

La información que cada empresa de transmisión ha entregado se estaría incorporando en una base de datos en la página web del CEAC.

Asimismo, al igual que en la parte de subestaciones cada empresa de transmisión de la región tiene su propia metodología para obtener costos unitarios. Pero mencionar que las líneas de transmisión construidas recientemente en la región tienen como característica común el voltaje de operación pero otros aspectos como: conductores utilizados, estructuras de soporte, hilos de guarda con y sin fibra óptica, criterios de diseño y en particular los precios de las servidumbres son bastantes diferentes. Asimismo


los datos de costos para efectos comparativos debían someterse a una serie de valores de ajustes que no necesariamente darían un dato reciente y real de este tipo de infraestructura por la poca construcción realizada en los últimos años.

Por ello se decidió analizar proyectos de transmisión construidos en los últimos años y con costo reales en su ejecución.

Cuadro No. 3 Proyectos de Transmisión Construidos en los Últimos Años

Por la longitud de la línea de SIEPAC en todos los países de la región se adjunta un detalle del costo la línea de transmisión de SIEPAC por tramos:

Empresa ICE ETESA EPRNombre Línea Cahuita-Sixaola Pan. Guasquitas- Changuinola SIEPACLongitud kms 45 136 1 799Voltaje Operación kv 230 230 230Estructuras soporte Torres acero Torres acero Torres aceroCircuito 1 2 2Conductor 795 ACSR 2 x fase 750 MCM ACAR 1 x fase (120 km) y 1200 MCM ACAR 1 x fase (16 km) 1024 MCM ACAR 1 x faseHilo de Guarda 2, uno acero, otro OPGW 24 2, uno 7 No. 8 Alumoweld y otro OPGW de 24 fibras 2, uno de Alumoweld, otro OPGW 36 fibrasCosto total millones USD 19.50 42.10 494.00Costo/km (miles USD) 433.30 309.60 274.50


Cuadro No. 4 Costo de Componentes del Proyecto SIEPAC

EMPRESA PROPIETARIA DE LA RED, PROYECTO SIEPACCOSTO DE COMPONENTES DEL PROYECTO SIEPAC

(CIFRAS EN US DÓLARES)

Descripción Valor

Componente Unidad Medida

Valor medida

Costo por Unidad

GUATEMALA 72,571,629 GUATE NORTE - PANALUYA 28,198,924 Km LT 109.91 256,564 PANALUYA – EL FLORIDO 18,847,175 Km LT 73.46 256,564 AGUACAPA – FRONTERA EL SALVADOR 25,525,530 Km LT 99.49 256,564

EL SALVADOR 66,856,262 FRONTERA GUATEMALA - AHUACHAPAN 4,409,050 Km LT 18.97 232,422 AHUACHAPAN – NEJAPA 20,897,085 Km LT 89.91 232,422 NEJAPA - 15 SEPTIEMBRE 19,893,021 Km LT 85.59 232,422 15 SEPTIEMBRE – FRONTERA HONDURAS 21,657,106 Km LT 93.18 232,422

HONDURAS 54,564,677 EL FLORIDO – SAN BUENAVENTURA 28,487,501 Km LT 141 202,039 SAN BUENAVENTURA – TORRE 43 2,828,546 Km LT 14 202,039 FRONTERA EL SALVADOR - AGUACALIENTE 10,988,902 Km LT 54.39 202,039 AGUACALIENTE - FRONTERA NICARAGUA 12,259,728 Km LT 60.68 202,039

NICARAGUA 65,040,177 FRONTERA HONDURAS - SANDINO 24,446,458 Km LT 114.88 212,800 SANDINO - TICUANTEPE 13,785,181 Km LT 64.78 212,800 TICUANTEPE – FRONTERA COSTA RICA 26,808,538 Km LT 125.98 212,800

COSTA RICA 132,350,388 FRONTERA NICARAGUA – CAÑAS 34,827,212 Km LT 129.68 268,563 CAÑAS – PARRITA 42,765,926 Km LT 159.24 268,563 PARRITA – PALMAR NORTE 35,063,547 Km LT 130.56 268,563 PALMAR NORTE – RÍO CLARO 13,616,129 Km LT 50.7 268,563 RÍO CLARO – FRONTERA PANAMÁ 6,077,574 Km LT 22.63 268,563

PANAMÁ 31,208,047 FRONTERA COSTA RICA – VELADERO 31,208,047 Km LT 150.2 207,777


COSTOS TOTALES DE ADMINISTRACION, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

Es muy importante indicar que tres empresas de transmisión de la región a saber: ENATREL de Nicaragua, ICE de Costa Rica y ETESA de Panamá han venido realizando con la Comisión de Integración Energética Regional (CIER) un “Estudio de Referenciamiento Internacional para Empresas de Transporte de Energía: Costos de Administración, Operación y Mantenimiento -AOM- e Indicadores Técnicos y Mejores Prácticas.” Consideramos que la actualización de este estudio que se espera finalizar en el mes de octubre del 2012, dará nuevamente una realidad comparativa de los costos AOM a nivel internacional.

Algunos conceptos generales de este estudio son:

Cadena de Valor CIER: A partir de la definición técnica de la actividad de transmisión, se identifican los procesos básicos establecidos para la prestación del servicio de transporte de energía y su conexión a través de una cadena de valor, de tal forma que sea posible comparar los recursos y dedicación destinados al desarrollo de cada uno de los procesos y actividades requeridas en la prestación del servicio, basado en las prácticas utilizadas por empresas de reconocimiento internacional por altos estándares en la prestación del servicio, dando como resultado una estructura genérica homologada. Igualmente, se identifican los procesos para cada una de las empresas participantes para realizar análisis comparativos de éstas con la estructura genérica.

Definición de la actividad de transmisión para propósitos del referenciamiento.

Se ha definido la actividad de transmisión como:

“Actividad económica que consiste en conducir electricidad desde nodos de inyección de potencia eléctrica a la red de transmisión, tal como la defina la autoridad competente, hasta nodos de extracción de potencia eléctrica de la red. Incluye la realización de todas las actividades dirigidas a garantizar la conducción de electricidad a través de la red de transmisión de acuerdo con requisitos técnicos establecidos por la autoridad competente.”


Macroprocesos de la actividad de transmisión:

La cadena de valor es un conjunto de actividades que se ejecutan para diseñar, producir, llevar al mercado, entregar y apoyar a sus productos.

La cadena de valor está conformada por dos tipos de actividades: actividades de negocio y actividades de soporte ó administración.

Las actividades de negocio son aquellas que se deben ejecutar para producir y entregarle a los clientes nuestros productos ó servicios.

Gráfico 1 Macroprocesos de negocio.

Por otra parte las actividades de soporte son todas aquellas actividades que soportan las actividades del negocio, las cuales le agregan valor a la empresa pero no a sus clientes.

Para propósitos del referenciamiento, las actividades de negocio están clasificadas en inversión, operación, mantenimiento y gestión comercial.

Las actividades de inversión son aquellas que se realizan para planear, diseñar y ejecutar obras de expansión del sistema de transmisión; Las actividades de operación son aquellas que se deben ejecutar para garantizar la operación normal del sistema de transmisión; las actividades de mantenimiento son aquellas que se deben realizar para planear, ejecutar, controlar y evaluar el mantenimiento de los activos del sistema de transmisión, y las actividades de gestión comercial son las que se ejecutan para mantener una adecuada relación con los clientes. Las actividades de soporte o administrativas son aquellas que apoyan las actividades de negocio (inversión, operación, mantenimiento y gestión comercial).

2. Operar el sistema de transmisión

1. Desarrollar proyectos

de expansión del sistema de transmisión

(infraestructura)

3. Realizar el mantenimiento del

sistema de transmisión

4. Gestión comercial(Servicio al cliente)

Macroprocesos de negocio


La definición de la cadena de valor genérica para el presente estudio se realizó con base en la información suministrada por las empresas del grupo de trabajo y con información obtenida de la Guía “International Business Language – Section Utilities” desarrollada por Price wáter house Coopers. Esta guía, la cual ha sido desarrollada durante varios años, contiene una descripción de las mejores prácticas a nivel mundial de procesos y una serie de indicadores por sector.”

La siguiente gráfica es el uno de los resultados del estudio del CIER 10.

Gráfico 2 Resultados del Estudio del CIER 10

El promedio de los costos totales de administración, operación y mantenimiento sobre el valor a nuevo de los activos es 5.8 %.


CONCLUSIONES

• Al utilizar un promedio de los costos unitarios de equipos de 230kv en un esquema de interruptor y medio se obtiene un costo total de $ 3 340 965 por diámetro que es muy similar a los costos recientes de construcciones en los diferentes países.

• En el caso de costos de líneas de transmisión de 230 kv de doble circuito, es conveniente aclarar que a nivel regional si bien se han construido líneas nuevas por las empresas nacionales de transmisión en los últimos años, han sido realmente pocas en cantidad y longitud. La problemática de la adquisición de servidumbres es común en todos los países. Los datos de referencia reales son de las construcciones más recientes.

• Los costos de AOM del referenciamiento del CIER, donde han participado ENATREL, ETESA y el ICE, dan como resultado un promedio del 5.8% del valor de reposición a nuevo de la infraestructura de la red de transmisión.

• En cuanto al costo las servidumbres, debido a la variación de precios en los diferentes países por aspectos valor del terreno, utilización del mismo, no ha sido factible realizar una comparación de precios por país.


RECOMENDACIONES

• Dado que los costos de AOM del referenciamiento del CIER, dan como resultado un promedio del 5.8% del valor de reposición a nuevo de la infraestructura de la red de transmisión, es conveniente realizar una excitativa a la CRIE para que tome en cuenta los resultados del anterior y una vez que se tengan los resultados del nuevo benchmarking en octubre del 2012 sean enviados a la CRIE.

• Al utilizar un promedio de los costos unitarios de equipos de 230kv en un esquema de interruptor y medio se obtiene un costo total de $ 3 340 000 USD por diámetro que es muy similar a los costos recientes de construcciones en los diferentes países.

• En el caso de costos de líneas de transmisión en general es necesario realizar un esfuerzo adicional con el fin de lograr una base de datos regional de equipos y materiales donde aspectos como los criterios de diseño tanto en la parte estructural como en la temperatura máxima del conductor sean analizados y lograr un consenso al respecto.

• Los costos de la adquisición de servidumbres en cada país son muy particulares tanto por asuntos de legislación y como de índole social-ambiental.

• Otros temas que se deberían analizar a futuro entre las empresas de transmisión de la región son:

o Indicadores gestión. o Base de datos de inversión. o Normalización en Líneas y Subestaciones de transmisión de equipos

y materiales. o Acuerdo general de cooperación de las empresas de transmisión de

la región.

GTCIE - Estudio de Costos Estándares de la Industria Eléctrica Anexos

ANEXO 1 ANTECEDENTES DE LAS EMPRESAS:

Constitución de las empresas

Organización actual

Esquemas Sistemas Nacionales de Transmisión y unifilares


INDE GUATEMALA

DESCRIPCION DE LA EMPRESA DE TRANSMISION

El Instituto Nacional de Electrificación -INDE- en apego a la separación de funciones y administración de las actividades de distribución, generación y transmisión de energía eléctrica del INDE, como lo indica a Ley General de Electricidad y su reglamento organizó la Empresa de Transporte y Control de Energía Eléctrica -ETCEE- según acuerdo publicado en el Diario Oficial de Centro América, el 27 de octubre de 1997.

La Empresa de Transporte y Control de Energía Eléctrica –ETCE- del INDE, tiene como finalidad el transporte de energía eléctrica de manera continúa en el Sistema Nacional Interconectado -SNI- y de las interconexiones regionales, operación, mantenimiento, mejoras y ampliaciones de la infraestructura de transformación, control y comunicaciones. Así como participar en el subsector eléctrico nacional como empresa de servicio de transporte de electricidad y en el mercado eléctrico regional.

Entre las principales atribuciones y en cumplimiento a su finalidad, se encuentran las siguientes:

• Administrar, operar y mantener el servicio de transporte de electricidad en términos de calidad que estipula la Ley General de Electricidad.

• Prestar el servicio de transporte de electricidad a los agentes del mercado eléctrico, cobrando peaje por dicho servicio.

• Velar por la conservación de la infraestructura de transmisión, transformación, equipo de control y comunicaciones y de todos los activos físicos y de los recursos con que cuenta para tal fin.

• Coordinar sus programas y actividades con los programas y planes con otros agentes del mercado eléctrico relacionados con las dependencias estatales y con el INDE.

• Planificar, diseñar, financiar contribuir y supervisar las obras de infraestructura necesarias.

• Conocer todo estudio relacionado con el servicio de transporte y control de energía eléctrica y resolver acerca de las obras atinentes al mismo.

• Asesorar a las otras dependencias del INDE en materia de su competencia


INFRAESTRUCTURA

Actualmente para cumplir con el proceso productivo de transportar energía eléctrica, tiene a su cargo los siguientes activos:

ETESAL EL SALVADOR

La actividad de transporte de energía en alta tensión (115 y 230 kV) es desarrollada por la Empresa Transmisora de El Salvador, S.A. de C.V. (ETESAL, S.A. de C.V.), que tiene además, la responsabilidad de elaborar anualmente el plan de la expansión de la red de transmisión a 5 años, la construcción de nuevas ampliaciones y refuerzos de la red de transmisión, así como el mantenimiento de la misma, incluyendo las líneas de interconexión con Guatemala y Honduras. Atendiendo a dicha responsabilidad, a continuación se describen los hechos relevantes relacionados con esta actividad.

Niveles de Tensión (kV)

Distancia (km)

400 71.15230 498.46138 356.62

69 2195.03Total 3121.11

LINEAS DE TRANSMISON

Centro Occidente Oriente Total400 1 1230 5 1 2 8138 1 2 4 7

69 23 25 48Total 6 27 31 64

SUBESTACIONES ELECTRICAS Niveles de Tensión

(kV)Zonas


El sistema de transmisión en El Salvador está compuesto por 38 líneas de transmisión a 115 kV, que tienen una longitud total de 1,072.48 km. Por otra parte, se cuenta con dos líneas de 230 kV, que interconectan el sistema de Transmisión de El Salvador con el de Guatemala y Honduras, cuya longitud en el caso de la línea hacia Guatemala es de 14.6 km y en Honduras es de 92.9 km. Además, el sistema de transmisión cuenta con 25 subestaciones de potencia, de las cuales 23 son propiedad de ETESAL, con una capacidad de transformación instalada de 1,961.7 MVA para retiro en distribución, y tres subestaciones a 230 kV en Ahuachapán, 15 de Septiembre y Nejapa, para las interconexiones con Guatemala y Honduras, y Refuerzos Internos a 230 kV.

En el esquema siguiente se muestran las subestaciones y líneas del sistema de transmisión.


ICE COSTA RICA

El Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) fue creado por el Decreto - Ley No.449 del 8 de abril de 1949. Su creación fue el resultado de una larga lucha de varias generaciones de costarricenses que procuraron solucionar, definitivamente, los problemas de la escasez de energía eléctrica presentada en los años 40 y en apego de la soberanía nacional, en el campo de la explotación de los recursos hidroeléctricos del país. Como objetivos primarios el ICE debe desarrollar, de manera sostenible, las fuentes productoras de energía existentes en el país y prestar el servicio de electricidad.

Dentro de la organización del ICE, existe la Gerencia de Electricidad integrada por las siguientes Unidades Estratégicas de Negocios (UEN): Centro Nacional de Planificación Eléctrica, Producción de Energía, Centro Nacional de Control de Energía, Transporte de Electricidad, Servicio al Cliente y Proyectos y Servicios Asociados.

La UEN Transporte Electricidad es la encargada de planificar, desarrollar, operar y mantener la Red Nacional de Transporte de Electricidad, según los requerimientos de los diferentes segmentos de clientes.

Además, le corresponde realizar estudios de alternativas de red asociadas a los proyectos degeneración que optimicen las inversiones, mismas que serán analizadas por la U.E.N. Centro Nacional de Planificación Eléctrica.

También, esta U.E.N. se encarga de llevar a cabo una serie de actividades relacionadas con el proceso de Integración Eléctrica de Centroamérica (SIEPAC-MER).

Cuenta con el Centro de Servicios Laboratorio de Investigación y Mantenimiento de Alta Tensión (L.I.M.A.T.) el cual presta servicios de reparación, armado y mantenimiento de transformadores de potencia, regeneración de aceites aislantes, pruebas eléctricas de alta tensión y administración y mantenimiento de subestaciones móviles; tanto a los procesos de la U.E.N. Transporte Electricidad como a otras Unidades Estratégicas de Negocio, y a empresas públicas y privadas, nacionales e internacionales.


Le corresponde también el planificar y gestionar la red de cables de fibra óptica de la que serán instalados en todas las regiones del país con el fin de garantizar un mejor servicio de comunicaciones por fibra óptica del Sistema Eléctrico, así como La U.E.N. de Transporte Electricidad posee un mercado natural y se espera que deba seguir siendo nacional y estatal. Atiende el mercado nacional y garantiza el trasiego de la energía eléctrica por todo el territorio nacional, independientemente de dónde se produzca la misma.

Diagrama Unifilar diciembre 2010

Años 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 jun-11Líneas de transmisión Long. 1,601 1,671.6 1,690.7 1,690.7 1,690.7 1,711.5 1,712.9 1,810.0 1,810.0 1,913.0 2,020.0

Núm. 59 64 65 65 65 66 67 70 70 76 78Líneas 230 kV Long. 861 965.9 985.2 985.2 985.2 1,006 1,007.4 1,083.0 1,083.0 1,187.0 1,294.0

Núm. 20 25 26 26 26 27 28 30 30 37 37Líneas 138 kV Long. 740 705.7 705.5 705.5 705.5 705.5 705.5 727 727 726 726

Núm. 39 39 39 39 39 39 39 40 40 39 39Líneas 69 kV Long. 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Núm. 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Años 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 jun-11Capacidad instalada MVA 6,147 6,295 6,596 6,796 7,027 7,172 7,406 7,605 7,665 8,214 9,117

Unid. 135 138 144 147 153 156 162 165 166 175 198MVA 5,892 6,040 6,337 6,538 6,776 6,947 7,167 7,362 7,430 7,954 8,830Unid. 53 53 54 51 50 49 31 32 30 31 36MVA 255 255 259 258 250 225 240 243 236 261 287Unid. 36 37 39 39 39 39 40 43 44 48 10MVA 6,044 6,192 6,489 6,682 6,915 7,085 7,303 7,307 7,375 7,769 8,954Unid. 16 16 15 15 16 16 9 9 9 9 47MVA 102.964 102.964 106.714 114.21 111.71 86.714 102.9 127.9 120.4 95.4 162.65

Arrendamientos y fideicomisos MVA 0 50 50 50 50 50 170 170 170 350 766.3Capacidad propia MVA 6,146.7 6,244.7 6,545.9 6,746.1 6,976.6 7,121.9 7,236.4 7,435.0 7,495.5 7,864.4 8,350.8

LINEAS DE TRANSMISION, LONGITUD Y NUMERO

CAPACIDAD INSTALADA, POTENCIA Y NUMERO DE TRANSFORMADORES

Subestaciones transmisiónSubestaciones distribución

Trafos transmisión

Trafos distribución


El plan de expansión de la transmisión del ICE se resume en la siguiente tabla:

ProyectoDetalles de las obras de transmisión asociadas

NecesidadTensión

(kV)Financiamiento

Año operaciónGarita - Poás LT Garita - Poás Distribución 138 ICE 2012Anillo Sur ST El Este 230 Kv Transmisión 230 CCLIP BID Etapa II 2013Poás ST Póas, Ampliación de la barra 34.5 kV Distribución 34.5 ICE 2011Barras de alta tensión ST Cañas, cambio esquema de subestación doble barra Transmisión 230 ICE 2012Refuerzos Nacionales Red I Río Macho San Miguel, Derivación 2 de Tejar Transmisión 230 CCLIP BID Etapa II 2013Peñas Blancas - Garita Derivación a la ST Garita 230 kv Transmisión 230 ICE 2011Ciudad Quesada - San Miguel LT Cariblanco - San Miguel, desvío por daños en la línea Transmisión 230 ICE 2011Conexiones de media tensión ST Juanilama ampliación de la barra 34.5 kV Distribución 34.5 ICE 2012Anillo Sur LT San Miguel - El Este 230 KV circuito 2 Transmisión 230 ICE 2011Anillo Sur ST Higuito 230 kV Distribución 230 CCLIP BID Etapa II 2015Refuerzos Nacionales Red I Ampliación ST Tejar Transmisión 230 CCLIP BID Etapa II 2015Refuerzos Nacionales Red I Reconstrucción de la LT Este - Tejar- Río Macho Transmisión 230 CCLIP BID Etapa II 2015Anillo Sur LT Tarbaca - El Este 230 KV con la derivación a ST Higu Transmisión 230 CCLIP BID Etapa II 2015Anonos Reconstrucción e instalación de 2 transformadores de 4 Distribución 138 y 34.5 CCLIP BID Etapa II 2013Peñas Blancas - Garita LT Peñas Blancas - Garita 230 kV Transmisión 230 ICE 2013Cariblanco - Trapiche ST Trapiche 230 kV Distribución 230 ICE 2013Cariblanco - Trapiche Derivación de la LT Moín - Río Macho Transmisión 230 ICE 2013Cariblanco - Trapiche Ampliación de la ST General 230 kV Transmisión 230 ICE 2014Cariblanco - Trapiche LT Cariblanco - General 230 KV Transmisión 230 ICE 2014Cariblanco - Trapiche Reconstrucción de la LT Leesville - Trapiche Transmisión 230 ICE 2015Conexiones de media tensión ST Leesville, ampliación de la barra 34.5 kV Distribución 34.5 ICE 2011Barras de alta tensión ST Corobicí, cambio de esquema doble barra con interr Transmisión 230 ICE 2013Miravalles 5 ST Miravalles, separación de barras de 34.5 Kv Generación 34.5 ICE 2012Miravalles 5 Reconstrucción LT Miravalles - Miravalles 5 a doble circGeneración 34.5 ICE 2012PH Toro 3 ST Venecia 230 kV Generación 230 ICE 2012PH Toro 3 Derivación de la LT Cuidad Quesada - Toro Generación 230 ICE 2012La Caja - Colima Desvío de la LT La Caja - Colima 138 KV y la LT Lindora Transmisión 230 y 138 ICE 2012Barranca Ampliación barra 138 kv Transmisión ICE 2011Respaldo Transformadores Belén TR3 Distribución 230/34.5 kv ICE 2011PH Balsa Derivación de la LT Peñas Blancas - Garita Generación 230 CNFL 2013PH Balsa ST Balsa 230 kV Generación 230 CNFL 2013PH Cachí U4 Ampliación de la ST Cachí 138 kV, instalación de transfo Generación 138 BCIE 2013PH Diquís LT Parrita - Palmar circuito 2 LT SIEPAC Generación 230 2014Coyol ST Coyol 230 Kv Distribución 230 CCLIP BID Etapa II 2014Coyol Derivación de la LT Garabito - La Caja Distribución 230 CCLIP BID Etapa II 2014Coronado ST Coronado 230 kV, derivación de la LT San Miguel - TeDistribución 230 CCLIP BID Etapa I 2013Refuerzos Nacionales Red I LT Cachí - Río Macho 138 KV Transmisión 138 CCLIP BID Etapa II 2014Refuerzos Nacionales Red I LT Cachí -Angostura 230 KV, tendido conductor Transmisión CCLIP BID Etapa II 2016PH Reventazón LT Río Macho Moín derivación Reventazón Generación 230 CCLIP BID Etapa II 2014PH Reventazón ST Reventazón 230 kV Generación 230 CCLIP BID Etapa II 2014Medición de energía Instalación del sistema de medición comercial en las su Transmisión 230 y 138 CCLIP BID Etapa I 2013PH Chucás ST Garita, LT Garita - Chucás 230 kV Generación 230 Consorcio ENEL- IELESA 2013PH Capulín ST Atenas 230 kV, derivación de la LT Barranca - Garita Generación 230 Consorcio Hidro Tárcoles 2013PH Torito ST Torito 230 kV, derivación LT Río Macho - Trapiche Generación 230 Unión Fenosa Intern. 2013PE Chiripa ST Tejona 230 kV, derivación LT Arenal - Peñas Blancas Generación 230 Acciona Energía SA 2014Tejona ST Tejona ampliación 230 kV Generación ICE 2015Barras de alta tensión ST Colorado, instalación de barra auxiliar Transmisión 138 ICE 2013Modernización Río Macho Unidades 1 y 2 Generación 13.8/138 kv CCLIP BID Etapa I 2014Modernización Río Macho Unidades 3 y 4 Generación 13.8/138 kv CCLIP BID Etapa I 2014Respaldo Transformadores Tarbaca TR2 Distribución 230/34.5 kv ICE 2013Cóbano Ampliación de la ST Santa Rita Distribución 138 ICE 2013Cóbano LT San Rita - Cóbano Distribución 138 ICE 2013Jacó Derivación LT Cañas - Parrita SIEPAC Distribución 230 CCLIP BID Etapa I 2013Jacó ST Jacó 230 kV Distribución 230 CCLIP BID Etapa I 2013Respaldo Transformadores San Miguel, TR2 barra 34.5 Distribución 230/34.5 kv ICE 2011San Isidro Ampliación de la barra de 34.5 kV e instalación de trans Distribución 230 y 34.5 2012Diquis LT Parrita - Palmar, II circuito Generación 230 2012Garita ST Garita Autotransformadores 230/138 KV Transmisión 230/138 2014San Ramón ST San Ramón Distribución 230 y 34.5 2016San Ramón LT Peñas Blancas Garita, derivación ST San Ramón DistribuciónBarreal ST Barreal Distribución 230 y 34.5 2016Barreal LT Lindora San Miguel, derivación ST Barreal DistribuciónSanta Barbara ST Barreal Distribución 230 y 34.5 2016Santa Barbara LT Lindora San Miguel, derivación ST Barreal DistribuciónCC Moín ST Moín ampliación 230 kv Generación 230 2014CC Moín LT Moín Trapiche Generación 230CC Moín ST Trapiche, ampliación 230 kv Generación 230PH Diquís ST Diquís 230 KV Generación 230 2018PH Diquís ST Rosario 230 KV Generación 230 2018PH Diquís Derivación del segundo circuito SIEPAC a ST Diquis Generación 230 2018PH Diquís LT Diquís - Rosario 230 KV Generación 230 2018PH Diquís Reconstrucción LT Río Macho- San Isidro-Diquis Generación 230 2017PH Diquís Derivación de la LT San Isidro - Palmar a ST Diquis Generación 230 2017


ETESA, PANAMA

En el año 1997 se aprueba la Ley 6 del 3 de febrero de 1997 por la cual se dicta el Marco Regulatorio e Institucional para la Prestación del Servicio Público de Electricidad. Se establece el régimen a que se sujetarán las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica. En 1998 se constituye la Empresa de Transmisión Eléctrica S.A el 22 de enero, inscribiéndose formalmente en el Registro Público el Pacto Social. El 27 de mayo inicia ETESA sus operaciones comerciales, en virtud de la respectiva expedición de la licencia comercial tipo "A, a nombre de ETESA e identificada con el número 1998-2742.

La organización actual de ETESA es la siguiente:


ETESA PANAMA

Diagrama Unifilar Simplificado del Sistema de Transmisión de Panamá( II Semestre 2011)


ETESA

Los proyectos identificados en el Plan de Expansión del Sistema Interconectado Nacional correspondiente al año 2011 son los siguientes:

Año 2012:

• Adición del T3 en la S/E La Chorrera 60/80/100 MVA y 230/115/34.5 KV, debido a un aumento en la demanda en el sector Oeste.

• Adición del T3 en S/E Llano Sánchez 230/115 KV, 60/80/100 MVA. debido a un aumento en la demanda en provincias centrales.

• Reforzar el sistema de transmisión con la línea Changuinola - Guasquitas instalando el segundo circuito, ya que, con el aumento de la capacidad instalada de la central Changuinola 75, de 158 MW a 223 MW, además del Proyecto Hidroeléctrico Bonyic, con 30 MW, el circuito existente estaría sobre su límite térmico

• Instalación de un Banco de Capacitores de 120 MVAR en la Subestación Panamá II 115 KV.

• Instalación de Banco de Capacitores de 90 MVAR en S/E Llano Sánchez 230 KV. • Adición del transformador T4 de 230/115 KV, 210/280/350 MVA de la subestación

Panamá.

Año 2013:

• Adición T2 S/E Boquerón III 230/34.5 KV • Reforzar el sistema de transmisión del área de Colón hacia Panamá, mediante la

construcción de un tramo de línea desde el Río Chagres a la S/E Panamá II 230 KV (operado inicialmente en 115 KV) y un tramo de línea desde el Río Chagres a la S/E Santa Rita 115 KV, además de la ampliación en 115 KV en ambas subestaciones. De esta forma se añadirá al sistema una línea de doble circuito 230 KV de aproximadamente 48 km de longitud, operada uncialmente en 115 KV, Santa Rita – Panamá II.

• Repotenciación de líneas Guasquitas - Veladero – Llano Sánchez – Panamá II (líneas 230-12-13-14-15-16-17, aumentando su capacidad de 225 MVA a un mínimo de 350 MVA.

• Repotenciación de líneas Mata de Nance - Veladero - Llano Sánchez – Chorrera – Panamá aumentando su capacidad de 193 MVA a un mínimo de 350 MVA.

• Repotenciación de líneas Mata de Nance – Progreso – Frontera aumentando su capacidad de 193 MVA a un mínimo de 350 MVA.


Año 2014:

• Adición de un SVC en S/E Llano Sánchez 230 KV con capacidad aproximada de +300 MVAR.

• Ampliación de S/E El Higo (Las Guías) 230 KV. • Nueva S/E San Bartolo 230/34.5 KV, seccionando el circuito 230-15 (Veladero –

Llano Sánchez).

Año 2015:

• Adición del segundo circuito de 230 KV en S/E Antón.

Año 2016:

• Instalación del transformador T3 de 230/115 KV, 105/140/175 MVA de la subestación Panamá II

• Adición de un SVC en S/E Panamá II 230 KV con capacidad aproximada de +300 MVAR.


Empresa Propietaria de la Red - EPR

La infraestructura del Proyecto Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central (SIEPAC consiste en la ejecución delas obras del) conocida como el Sistema de Transmisión Eléctrica Regional reforzará la red eléctrica de América Central (Guatemala, El Salvador, Honduras, Nicaragua, Costa Rica y Panamá), según se describe a continuación:

Líneas de transmisión eléctrica a 230 kV de un circuito, con torres previstas para un segundo circuito en algunos tramos en proceso de instalación y en otros se realizará a futuro, con las siguientes longitudes por país: Guatemala: 282.8 km; El Salvador: 286 km; Honduras: 275.3 km; Nicaragua: 307.5 km; Costa Rica: 493 km; y Panamá: 150 km. sumando en total 1.794.7 Km. También incluye ; el equipamiento de bahías en subestaciones existentes diseminadas en los diferentes seis países, así como una Subestación en construcción en Nicaragua desarrollada por ENATREL, una subestación nueva desarrollada por EPR, San Buenaventura en Honduras, y la prevista para una futura subestación en La Vega Guatemala. Además se incluyelos equipos de compensación reactiva necesarios a instalarse en la subestación Panaluya de Guatemala y Ticuantepe y Sandino en Nicaragua..

Uno de los cables de guarda de la línea es del tipo OPGW, con 12 fibras ópticas del tipo monomodo y 24 del tipo de dispersión desplazada mediante las cuales se pretende además de servir de canal de comunicación para las funciones de monitoreo, control,telemedición y teleprotección del sistema eléctrico de transmisión, la capacidad remanente utilizarla para proveer servicios de telecomunicaciones a nivel regional; el proyecto incluye la el cambio del anterior cable de guarda del tramo de línea de la Torre 43 a la Subestación El Cajón en Honduras por un cable OPGW según se describió antes en un tramo aproximado de 18 Km.


La Línea SIEPAC se conectará a las redes nacionales de cada país mediante un total de 28 bahías de acceso en las siguientes subestaciones: Guate - Norte, Panaluya y Aguacapa en Guatemala; Ahuachapán, Nejapa y 15 de Septiembre en El Salvador; San Buenaventura (incluyendo obras adicionales en esta subestación) y Agua Caliente en Honduras; Sandino y Ticuantepe en Nicaragua; Cañas, Parrita, Río Claro y Palmar Norte en Costa Rica; y Veladero en Panamá.

En el tramo Ahuachapán – Nejapa - 15 de Septiembre en El Salvador, el segundo circuito quedará de una vez habilitado por acuerdo entre la EPR y la Empresa Transmisora de El Salvador SA (ETESAL). Las bahías de conexión a estas subestaciones no incluye los transformadores de potencia, los cuales son propiedad de las respectivas empresas de transmisión de cada país: Solo se financian con los recursos del Proyecto las bahías de llegada y salida de la línea, esto es, el interruptor, seccionadora, transformadora de medida y de potencial, equipos de protección y control. Los terrenos para la construcción de las nuevas subestaciones o para las ampliaciones, los transformadores y demás equipos necesarios en cada subestación existente o futura, son propiedad de la empresa transmisora local de cada país.

La infraestructura descrita que de manera esquemática se muestra a continuación, permitirá disponer de una capacidad confiable y segura de transporte de energía de cerca de 300 MW, entre los países de la región.


Se han definido las siguientes consideraciones técnicas:

• Cada circuito viene equipado con conductor 1024.5 MCM ACAR 519.1 mm2 y cada estructura dispone de 2 cables de guarda, uno de Alumoweld 7 No. 8 58.56 mm2, y el otro con OPGW que vendrá equipado con fibra óptica 12 Monomodo (Single Mode) y 24 Dispersión desplazada (Non Zero Dispersion).

• En la concepción del proyecto se han introducido medidas destinadas a prevenir los riesgos sísmicos locales.

• No se utilizarán materiales que pudieran ocasionar efectos nocivos sobre el medio ambiente (amianto, halón, PCB).

• En la concepción, construcción y explotación se respetarán las recomendaciones de los correspondientes estudios de impacto ambiental, planes de gestión/mitigación/supervisión ambiental, códigos aplicables al Proyecto y las normas vigentes de seguridad ocupacional y autorizaciones oficiales.


Desde sus inicios, la infraestructura del SIEPAC ha sido concebida con una disponibilidad de fibras ópticas contenidas dentro de uno de sus hilos guarda del tipo OPGW, según se resumió en las consideraciones técnicas anteriores.

Una parte de esta fibra óptica es necesaria para las necesidades propias de la operación y mantenimiento de la infraestructura de transmisión y crecimiento de las necesidades propias del sector eléctrico centroamericano, dejando un remanente para otros usos.

A continuación se describen los tramos de línea que interconectan subestaciones hasta el límite (frontera) entre países así como también tramos que unen subestaciones internas en los países.

El Proyecto se ha dividido para fines de licitación y construcción, Lote 1 para Guatemala, Honduras y El Salvador y Lote 2 para Nicaragua, Costa Rica y Panamá.

LOTE 1Tramo1 Aguacapa – Front ES 231 99,52 Guatemala Norte - Panaluya 270 109,93 Panaluya – Front HO 163 73,4Total Guatemala 664 282,84 Front GU - Ahuachapán 55 19,05 Ahuachapán - Nejapa 233 89,06 Nejapa – 15 de Septiembre 221 85,07 15 de Septiembre – Front HO 227 93,0Total El Salvador 736 286,08 Front ES – Agua Caliente 138 53,929 Agua Caliente – Front NI 178 66,2010 Torre 43 (T) – San Buenaventura 41 12,4911 San Buenaventura – Front GU 367 142,70Total Honduras 724 275,30TOTAL LOTE 1 2124 8441

LOTE 2Tramo12 Front. Honduras - Sandino 281 116,713 Sandino - Ticuantepe 161 64,714 Ticuantepe – Front CR 313 126,2Total Nicaragua 755 307,515 Peñas Blancas - Cañas 372 129,716 Cañas - Parrita 442 159,217 Parrita-Palmar Norte 354 130,818 Palmar Norte - Río Claro 127 50,719 Río Claro - Paso Canoas 57 22,7Total Costa Rica 1352 493,020 Front. CR - Panamá 398 150,0Total Panamá 398 150,0TOTAL LOTE 2 2505 950,5

Total General 4629 1794,7

TorresLongitud (km)

TorresLongitud (km)


ANEXO 2 REGULACION EN LA TRANSMISION REGIONAL


REGULACION DE INGRESOS DE TRANSMISION EN GUATEMALA

La regulación para la remuneración de la transmisión en Guatemala es en base a precios de referencia (pricecap) que consiste en que el regulador fija un precio, que para el operador es predeterminado, y que se determina en base a los costos eficientes de suministrar el servicio

Peaje:

Es el pago que devenga el propietario de las instalaciones de transmisión, transformación o distribución por permitir el uso de dichas instalaciones para la transportación de potencia y energía eléctrica por parte de terceros.

Sistema de Transmisión Económicamente Adaptado:

Es el sistema de transmisión dimensionado de forma tal de minimizar los costos totales de inversión, de operación y de mantenimiento y de pérdidas de transmisión, para una determinada configuración de ofertas y demandas

El peaje en el sistema principal se calcula dividiendo la anualidad de la inversión y los costos de operación y mantenimiento del sistema principal, para instalaciones óptimamente dimensionadas, entre la potencia firme total conectada al sistema eléctrico correspondiente.

La anualidad de la inversión será calculada sobre la base del Valor Nuevo de Reemplazo de las instalaciones, óptimamente dimensionadas, considerando la tasa de actualización que se utilice en el cálculo de las tarifas y una vida útil de treinta (30)años.

El Valor Nuevo de Reemplazo es el costo que tendría construir las obras y bienes físicos de la autorización, con la tecnología disponible en el mercado, para prestar el mismo servicio.

El concepto de instalación económicamente adaptada implica reconocer en el Valor Nuevo de Reemplazo sólo aquellas instalaciones o partes de instalaciones que son económicamente justificadas para prestar el servicio que se requiere.


UNIDADES DE PROPIEDAD ESTANDAR

Las Unidades de Propiedad Estándar constituyen un modelo de red hipotética destinado al cálculo del Valor Nuevo de Reemplazo de la red de transmisión. Tratan de reflejar de la forma más precisa pero estandarizada la red a valuar, con la mínima variedad de módulos de transmisión diferentes que deriven de un diseño eficiente del sistema.

El término “estándar” se refiere a que los módulos de reemplazo son concebidos con las tecnologías de diseño y construcción de uso corriente en la actualidad.

El término “eficiente” significa que sus componentes son los estrictamente necesarios en cantidad y calidad para satisfacer los requerimientos del servicio

Estructuración de las UPES

Para representar las líneas y subestaciones de los sistemas de transmisión se emplean cuatro familias de UPE´s,

• Infraestructura básica de subestaciones (edificios, caminos de acceso, malla perimetral, iluminación, servicios auxiliares, sistemas de control y comunicación, medición, alarma, etc.)

• Máquinas de subestaciones (transformadores, reactores, capacitares reguladores de tensión, etc.)

• Campos de subestaciones (salidas de líneas, transformadores, acoplamientos, reactores y capacitores) y

• Líneas de Transmisión

Tipos de UPES

La diversidad de UPE´s de cada familia se genera estandarizando y luego clasificando por tensión, zonas, funciones, tamaños, construcción y diseño característicos del sistema existente.

Para las UPE´s de infraestructura básica de subestaciones se clasifican las mismas por tensión, tamaño, tipo de construcción, barra simple o doble, construcción exterior o interior, etc.,

Los campos de las subestaciones son estandarizados según tensión, número de barras, tipo de conexión (de línea, transformador, acoplamiento, capacitor), construcción exterior o interior, etc.,


Para las máquinas se distingue entre transformadores trifásicos o bancos monofásicos, reactores, capacitores, reguladores de tensión, para las relaciones de transformación y potencias (MVA) necesarias, etc..

Las líneas se dividen por tensión, simple o doble circuito, tipo de conductor, zona de construcción, tipo de terreno, disposición de conductores, aislamiento, tipo de estructura, etc.

Costos De Las Upes

Se calculan los costos de las UPES obteniendo precios de referencia para:

• Costos de equipos y materiales • Costos de Obra (construcción, montaje y puesta en servicio) • Costos adicionales calculados como un porcentaje de Costos de Equipos y

materiales, como son: • Costos de ingeniería y organización del 10% • Gastos generales 6% • Imprevistos 5% • Beneficios 15%

Costos de Equipo y Materiales

Se solicitan a las empresas transmisoras de energía que documenten sus precios de licitaciones y proyectos ejecutados

Deben presentar facturas, contratos etc

Se hace un análisis de los mismos en función de que estos pueden ser bienes de importación y bienes de producción nacional

Se analiza calidad del dato del precio


Términos Internacionales De Comercio

CIF (Coste, seguro y Flete - Cost, Insurance and Freight): El exportador es responsable del transporte de la mercancía hasta que esta se encuentre en el puerto de destino, junto con los seguros involucrados. El importador solo debe adquirir un seguro con cobertura mínima.

FOB (Franco a bordo - Free onboard): Este término quiere decir que la mercancía es responsabilidad del vendedor hasta sobrepasar la borda del barco para la exportación; se usa principalmente para el transporte marítimo, y después del término se debe especificar el puerto de embarque.

EXW (En fábrica, Ex Works): El comprador es el encargado de asumir los gastos asociados al retiro y traslado de la mercancía desde la ubicación del vendedor. Los daños que puedan ocurrir antes de este traslado corren por cuenta del vendedor. O sea la responsabilidad del vendedor es tener disponibles los bienes en su propia planta o fábrica.

FCA (Franco Transportista - Free Carrier): El exportador debe tener la mercancía disponible en un lugar acordado entre ambas partes. La responsabilidad de cargar la mercadería puede corresponder a cualquiera de las dos partes, dependiendo de la modalidad acordada.

FAS (Franco al costado del buque - Free AlongsideShip): Tal como se usa con FOB, debe ir seguido del puerto de embarque. El vendedor es responsable de los gastos hasta que la mercancía se encuentre al costado del barco en el puerto convenido. Se usa por ejemplo para el transporte de gráneles por vías acuáticas interiores.

CFR (Coste y flete - Cost and Freight): El vendedor es responsable de los costos hasta que la mercancía esté en el puerto de destino. El seguro lo paga el importador; el exportador responde por los daños hasta que la mercancía sobrepase la borda del barco en el puerto de origen.

CPT (Transporte pagado hasta - CarriagePaidto): El exportador (vendedor) es responsable del transporte hasta el destino en cuestión (acordado). El comprador solo asume los riesgos al recibir la mercancía.

CIP (Transporte y seguro pagados hasta - Carriage and InsurancePaidTo): Similar a la modalidad CPT, pero el vendedor además debe contar con un seguro con las condiciones de CIF.


DAF (Entregada en frontera - Delivered At Frontier): La responsabilidad del vendedor termina en el lugar convenido en la frontera, antes de la aduana del país colindante, que se debe especificar

DES (Entregada sobre buque - Delivered Ex Ship): La obligación del vendedor es tener la mercancía a bordo del buque en el puerto de destino, antes de despachar la mercancía a la aduana para su importación.

DEQ (Entregada en muelle): El vendedor es responsable de poner la mercadería a disposición del comprador en el puerto de destino, sobre el muelle.

DDU (Entregada con derechos no pagados - DeliveredDutyUnpaid): La mercancía debe ser puesta a disposición del comprador en un lugar convenido, en el país de importación, lo que corre por cuenta del vendedor con todos los gastos involucrados.

DDP (Entregada derechos pagados - DeliveredDutyPaid): Un término Incoterm especialmente usado por las empresas de Courier. Es el equivalente a DDU + impuestos, derechos y cargas necesarios para transportar la mercadería hasta el lugar convenido.

Calidad Del Precio De Referencia

• Producción nacional o de importación. • Año. • Tipo de precio (en términos internacionales de comercio, Incoterms).

Ajustar los precios según los siguientes criterios

• Dependiendo del tipo de precio (incoterm) se usa formulación técnica de CEPAL para estimar el precio final CIF en Guatemala.

• Dependiendo del año se hace un ajuste con PPI (eléctrico) de los Estados Unidos si es importación.

• Si es producción nacional se analiza IPC del país del tipo de rubro.

Se cataloga la calidad del precio de referencia viendo año y tipo de precio, se hace ponderación y se hace promedio


Finalmente se obtiene el precio de referencia ponderado por calidad del dato

Se emplean cuatro familias de UPEs:

• Infraestructura básica de subestaciones (edificio, caminos de acceso, malla o cerco perimetral, iluminación, servicios auxiliares, sistemas de control y comunicación, medición, alarma, etc.) en [US$/unidad].

• Campos de subestaciones (salida de línea, transformador, acoplamiento y capacitor) en [US$/unidad] y

• km de línea en [US$/km]. • Máquinas de subestaciones (transformadores, reactores, capacitores,

reguladores de tensión, etc) en [US$/MVA].

COSTOS RECONOCIDOS POR LA REGULACION NACIONAL

BD= Barra Doble, BS= Barra Simple, Int.= Interior, Conv= Convencional (aire)

Campos de subestaciones (salida de línea, transformador, acoplamiento y capacitor) en [US$/unidad

Tensión Cantidad Construcción Superficie Perímetro VNR Peaje – 2011-(kV) de campos tipo m2 m U$S/campo US $/Campo230 BS pequeña Urbana 4 Conv. 6800 330 764,331.70 161,200.40230 BD pequeña Urbana 5 Conv. 14400 480 987,720.80 264,626.88230 BD mediana Urbana 9 Conv. 19600 560 1,316,676.70 275,371.81230 BD grande Urbana 17 Conv. 25600 640 1,846,947.50 334,820.91230 BS pequeña Rural 4 Conv. 6800 330 754,380.90 120,487.32230 BD pequeña Rural 5 Conv. 14400 480 973,247.00 --230 BD mediana Rural 9 Conv. 19600 560 1,299,790.60 235,249.05230 BD grande Rural 17 Conv. 25600 640 1,827,649.00 ---

Configuración Tamaño Zona

Peaje por campo 59,759.29Tensión 230Tipo de Módulo ELConfiguración BSConstrucción conv.Aislación general aireInterruptores 1

Costo de Campos VNR Para 2011U$S/Campo 480,470.25 518,907.06 434,929.33 477,977.84

U$S/Campo para 2011 66,016.61 71,297.83 59,448.45 65,674.16

432,667.03

kV 230 230 230 230p.u. EL CT CA CTp.u. BD BD BD BSp.u. conv. conv. conv. conv.

aire aire aire aire1 1 1 1


U$S/km 34,345.46Unidad UPE 1-9

kV 230p.u. 2p.u. 2p.u. 2

RuralMontañoso.

CelosíaCelosíaCelosíaDisco

Hawk 477 MCMOPGW

ConcretoOPGW

Fundación Concreto Concreto Concreto ConcretoTipo y Calibre de OPGW OPGW OPGW

DiscoTipo y Calibre de Hawk 477 MCM Hawk 477 MCM Hawk 477 MCM Hawk 477 MCMAislación Tipo Disco Disco Disco

CelosíaEstructura Angular Celosía Celosía Celosía CelosíaEstructura Desvío Celosía Celosía Celosía

Llano/Ond.Estructura Celosía Celosía Celosía CelosíaTerreno Llano/Ond. Montañoso Llano/Ond.

2Zona Rural Rural Rural RuralCables de Guardia 1 1 1

2Conductores por fase 1 1 2 2Circuitos 1 1 1

UPE 1-8Tensión 230 230 230 230CARACTERIZACIÓN UPE 1-1 UPE 1-2 UPE 1-5

131,133.71 221,195.52 257,668.38

CAT -2011- -Peaje- 14,698.95 18,521.79 19,220.23 33,847.24

Costo de Líneas por –VNR-2011 - U$S/km –VNR- 150,866.52 103,303.62

Relación Tensión Potencia Rango Precio

Unitario(kV) MVA MVA U$S/MVA

230/138 50 1 Conv. TRANSF. 0 a 100 31,779.63230/69 40 3 Conv. TRANSF. 0 a 50 38,753.73230/69 70 3 Conv. TRANSF. 51 a 100 31,011.63230/69 30 1 Conv. TRANSF. 0 a 50 37,330.51230/69 50 1 Conv. TRANSF. 51 a 100 22,720.25

230/13,8 60 3 Conv. TRANSF. 0 a 100 34,910.90

Fases Construcción Tipo Máquina

Tensión (kV) Tipo Equipo Fases Construcción

Precio Unitario USD$

230 Interruptor 3 Conv. 13,945.13138 Interruptor 3 Conv. 11,033.1869 Interruptor 3 Conv. 9,403.98230 Descargador 3 Conv. 3,384.46138 Descargador 3 Conv. 1,692.2369 Descargador 3 Conv. 1,718.29230 Detector Falla 3 Conv. 24,095.61138 Detector Falla 3 Conv. 15,668.6769 Detector Falla 3 Conv. 11,429.74


REGULACION EL SALVADOR

El Cargo por Uso del Sistema de Transmisión (CUST) es regulado por la SIGET y está determinado por el valor de los Requerimientos de Ingresos (RI) aprobados para el año de vigencia del mismo, expresado en USD y dividido entre la Energía Inyectada en la Red de Transmisión en el año inmediato anterior al de la vigencia del cargo (En-1) expresada en megavatios-hora:

1−

=n

nn E

RICUST

Donde:

RIn: Requerimientos de Ingresos aprobados para el año vigente del cargo, en dólares de los Estados Unidos de América.

En-1: Energía Inyectada en la Red de Transmisión en el año inmediato anterior al de la vigencia del cargo, expresado en Megavatios – hora.

Los RI se calculan de la siguiente manera:

nnnnnn AJRIVECFAVNRCOMAIRI −+++=

En donde:

RIn: Requerimientos de Ingresos para el presente año;


AIn: Anualidad de las Inversiones correspondientes al presente año, necesarias para llevar a cabo las ampliaciones de la red nacional de transmisión;

COMn: Costos de Operación y Mantenimiento correspondiente al presente año, de una red de transmisión eficientemente operada y dimensionada;

AVNRn: Anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo correspondiente al presente año, del equipo necesario para el mantenimiento eficiente de la red;

VECFn: Valor Esperado de las Compensaciones por Fallas para el presente año; y,

AJRIn: Ajuste de dichos Requerimientos de Ingresos; el cual se obtiene al calcular el setenta y cinco por ciento (75%) de la diferencia entre los ingresos percibidos por el CUST del año inmediato anterior y los RI aprobados para ese mismo año.

COSTA RICA AUTORIDAD REGULADORA SERVICIOS PUBLICOS ( ARESEP)

La Ley # 7593 establece que las tarifas que fije la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP) se basarán en el principio del servicio al costo, definido este como el “principio que determina la forma de fijar las tarifas y los precios de los servicios públicos, de manera que se contemplen únicamente los costos necesarios para prestar el servicio, que permitan una retribución competitiva y garanticen el adecuado desarrollo de la actividad” (artículo # 3.b).

La metodología tarifaria general se basa en calcular un costo promedio contable, al cual se le adiciona un porcentaje de utilidad, llamado también rédito para el desarrollo, tasa de rentabilidad, margen de ganancia, etc. dependiendo del modelo particular y el servicio público de que se trate. Normalmente a esta metodología se le llama “Tasa de Retorno”1.


En términos económicos se dice que la metodología lo que busca es igualar los ingresos totales con los costos totales, donde estos últimos incluyen también un pago adecuado al factor capital, expresado como la utilidad2, dado que según la legislación vigente, las tarifas deben permitir una “retribución competitiva” al capital y garantizar un “adecuado desarrollo” de la actividad (Ley # 7593, art. # 3.b).

I = GOMA + R * (AFNOR + KT)

Donde: I = Ingresos Totales, GOMA = Gastos de Operación, Mantenimiento y Administración, AFNOR = Activo Fijo Neto en Operación Revaluado (Promedio), KT = Capital de Trabajo, R = Tasa de Rentabilidad

Si: BT = Base Tarifaria = AFNOR + KT y INO = Ingreso Neto de Operación = I – GOMA. Entonces: R= INO/ BT.

Rédito de desarrollo: se interpreta como el porcentaje de beneficio operativo (excedente de los ingresos una vez cubiertos los costos y gastos de operación) que generan el activo en operación y capital de trabajo. El activo en operación está compuesto por plantas y subestaciones, líneas de transmisión y distribución y otros activos en operación.

La grafica siguiente muestra la evolución del precio del peaje del Sistema de Transmisión en Costa Rica y en particular para el ICE


PANAMA AUTORIDAD NACIONAL DE LOS SERVICIOS PUBLICOS (ASEP)

REGULACIÓN DE LAS TARIFAS DE ELECTRICIDAD

La Ley 6 de febrero de 1997 de la República de Panamá y siguientes modificaciones, establece el régimen al que están sujetas las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica, destinadas a la prestación del servicio público de electricidad en Panamá, así como las actividades normativas y de coordinación consistentes en la planificación de la expansión, operación integrada del sistema interconectado nacional, regulación económica y fiscalización de dichas actividades.


El Artículo 96 de la Ley 6 de 1997 define el régimen tarifario, como un conjunto de reglas relativas a:

Procedimientos, metodologías, fórmulas, estructuras, opciones, valores y, en general, a todos los aspectos que determinan el cobro de las tarifas sujetas a regulación.

El sistema de subsidios que se pueda otorgar para que las personas de menores ingresos puedan pagar las tarifas de los servicios públicos de electricidad que cubran sus necesidades básicas. El reglamento indicará el procedimiento de aplicación de subsidios, cuando los hubiere.

Precios no regulados para aquellas actividades sujetas a competencia.

Las prácticas tarifarias restrictivas de la libre competencia, y que implican abuso de posición dominante.

El Artículo 97 de la Ley 6 de 1997, establece los criterios y el orden de prioridad que deben considerarse para definir el régimen tarifario: suficiencia financiera, eficiencia económica, equidad, simplicidad y transparencia.

Se entiende que existe suficiencia financiera cuando las fórmulas de tarifas garantizan la recuperación de costos y gastos propios de operación, incluyendo la expansión, la reposición y el mantenimiento; permitan remunerar el patrimonio de los accionistas en la misma forma como lo habría remunerado una empresa en un sector de riesgo comparable; y permitan utilizar las tecnologías y sistemas administrativos que garanticen la mejor calidad, continuidad y seguridad a sus clientes.


Por eficiencia económica se entiende que el régimen de tarifas procura que éstas se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo; que las fórmulas tarifarias deben tener en cuenta no sólo los costos, sino los aumentos de productividad esperados, y que éstos deben distribuirse entre la empresa y los clientes; y que las fórmulas tarifarias no pueden trasladar a los clientes los costos de una gestión ineficiente, ni permitir que las empresas se beneficien de las utilidades provenientes de prácticas restrictivas de la competencia. En el caso de servicios públicos sujetos a fórmulas tarifarias, las tarifas deben reflejar, siempre, tanto el nivel y la estructura de los costos económicos de prestar el servicio, como la demanda por éste.

Por equidad se entiende que cada consumidor tiene derecho al mismo tratamiento tarifario que cualquier otro, solamente si las características de los costos que ocasiona a las empresas de servicios públicos son similares. El ejercicio de este derecho no debe impedir que las empresas de servicios públicos ofrezcan opciones tarifarias y que el consumidor escoja la que convenga a sus intereses.

Por simplicidad se entiende que las fórmulas de tarifas se elaborarán de modo que se facilite su comprensión, aplicación y control.

Por transparencia se entiende que el régimen tarifario será explícito y completamente público para todas las partes involucradas en el servicio, especialmente para los clientes.

El Artículo 98 de la Ley 6 de 1997 establece las reglas de regulación respecto a los precios del servicio público de electricidad que aplican las empresas prestadoras de dichos servicios, indicando que:

El Ente Regulador, actualmente denominado Autoridad Nacional de los Servicios Públicos, (ASEP) definirá periódicamente fórmulas separadas, para los servicios de transmisión, distribución, venta a clientes regulados y operación integrada. De acuerdo con los estudios de costos que realice, el Ente Regulador podrá establecer topes máximos y mínimos tarifarios, de obligatorio cumplimiento por parte de las empresas; igualmente, podrá definir las metodologías para la determinación de tarifas.


Para fijar sus tarifas, las empresas de transmisión y distribución deben preparar y presentar, a la aprobación del Ente Regulador, los cuadros tarifarios para cada área de servicio y categoría de cliente, los cuales deberán ceñirse a las fórmulas, topes y metodológicas establecidos por el Ente Regulador.

Las empresas tendrán libertad para fijar precios de suministro de energía cuando exista competencia entre proveedores, de acuerdo con las condiciones establecidas en la Ley 6.

El Artículo 99 de la Ley 6 de 1997, establece la normativa de actualización anual de las tarifas, indicando que durante el período de vigencia de cada fórmula tarifaria, las empresas de distribución y transmisión podrán actualizar las tarifas base, aprobadas por el Ente Regulador para el período respectivo, utilizando el índice de precio de energía comprada en bloque y las fórmulas de ajuste establecidas por el Ente Regulador, las cuales tomarán en cuenta el índice de precio al consumidor emitido por la Contraloría General de la República. Cada vez que estas empresas actualicen las tarifas, deberán comunicar los nuevos valores al Ente Regulador y publicarlas con sesenta días o más de anticipación a su aplicación, por lo menos, dos veces en dos diarios de circulación nacional. (Modificado mediante Decreto-Ley No. 10 de 26 de febrero de 1998).

El Artículo 100 de la Ley 6 de 1997, estipula que la vigencia de las fórmulas tarifarias será de cuatro años. Indica que excepcionalmente podrán modificarse, de oficio o a petición de parte, antes del plazo indicado, cuando sea evidente que se cometieron graves errores en su cálculo, que lesionan injustamente los intereses de los clientes o de la empresa; o que ha habido razones de caso fortuito o fuerza mayor, que comprometen en forma grave la capacidad financiera de la empresa para continuar prestando el servicio en las condiciones tarifarias previstas. Vencido su período de vigencia, las fórmulas tarifarias continuarán rigiendo mientras el Ente Regulador no defina las nuevas.


El Artículo 101 de la Ley 6 de 1997 estable la cobertura de costos de las tarifas asociadas con el acceso y uso de las redes de transmisión, indicando que deben cubrir los costos de inversión, administración, operación y mantenimiento de la red nacional de transmisión, necesarios para atender el crecimiento previsto de la demanda, en condiciones adecuadas de calidad y confiablidad y de desarrollo sostenible. Los costos se calcularán bajo el supuesto de eficiencia económica en el desarrollo del plan de expansión y en la gestión de la Empresa de Transmisión. Para los efectos de este cálculo, no se considerarán los costos financieros de créditos concedidos al concesionario.

Los costos utilizados como base para el cálculo de tarifas, deben permitir a la Empresa de Transmisión tener una tasa razonable de rentabilidad, antes de aplicarse el impuesto sobre la renta, sobre el activo fijo neto invertido a costo original. Para efectos de este cálculo, se define como razonable aquella tasa que no difiera más de dos puntos de la suma de la tasa de interés anual de los bonos de treinta años del tesoro de los Estados Unidos de América, más una prima de siete puntos en concepto del riesgo del negocio de transmisión en el país. La tasa de interés mencionada se calculará como el promedio de las tasas efectivas durante los doce meses anteriores a la revisión de la fórmula tarifaria.

El Artículo 102 establece la estructura de las tarifas por servicios de transmisión, diferenciadas por el acceso o conexión de los agentes del mercado a la red de transmisión, de las de uso o transporte de energía.


ANEXO 3 INDICADORES DE GESTION DE LAS DIFERENTES EMPRESAS


INDICADORES DE DESEMPEÑO ACTUALES DE LAS REDES DE TRANSMISION

INDE

Líneas de transmisión

AñoVoltaje

(kV)Longitud

Total (km)Total Horas por

añoNo. Total de salidas

por año

Tiempo en horas por año por cada 100 km

de línea

No. de salidas por año por cada 100 km de

líneaTotal Horas por


por año


de línea


línea2008 230 690.194 409.679 57 4.097 0.570 11.934 37 0.119 0.3702009 230 690.194 527.747 81 5.277 0.810 16.484 29 0.165 0.2902010 230 690.194 538.300 73 5.383 0.730 68.484 41 0.685 0.410

Indisponibilidad Programada Indisponibilidad Forzada

AñoVoltaje

(kV)Longitud



por año


de línea




por año


de línea


línea2008 138 297.254 285.217 49 2.852 0.490 2.218 25 0.022 0.252009 138 297.254 213.168 32 2.132 0.320 24.884 46 0.249 0.462010 138 355.951 263.966 35 2.640 0.350 10.799 31 0.108 0.31

AñoVoltaje

(kV)Longitud



por año


de línea




por año


de línea


línea2008 115 NP NP NP NP NP NP NP NP NP2009 115 NP NP NP NP NP NP NP NP NP2010 115 NP NP NP NP NP NP NP NP NP

AñoVoltaje

(kV)Longitud



por año


de línea




por año


de línea


línea2008 400 NP NP NP NP NP NP NP NP NP2009 400 71.15 NP NP NP NP NP NP NP NP2010 400 71.15 5.183 1 0.052 0.010 0 0 0 0





Subestaciones

AñoVoltaje

(kV)Total Horas por año por unidad

No. Total de salidas por año por unidad

Total Horas por año por unidad


230/138 3.5 1 0.067 1

230/115 NP NP NP NP

230/69 24.626 3.444 0.842 1.111

138/69 16.296 2.75 1.616 2.5

400/230 NP NP NP NP

AñoVoltaje





230/138 22.261 0.333 0 0230/115 NP NP NP NP230/69 28.24 3.222 5.537 1.111138/69 16.263 2.333 0.025 1.333400/230 0 0 0 0

AñoVoltaje





230/138 68.21 5.333 3.8 1230/115 NP NP NP NP230/69 18.398 2.3333 0.926 0.888138/69 19.866 2.6 2.683 2400/230 8.65 1 0 0


2010


2008


2009


ETESAL

Indicadores

La siguiente es la estadística de disparos en líneas de transmisión, en el período del 2006 al 2010:

A continuación se detalla la estadística de disparos en subestaciones, en el período del 2006 al 2010:

Año Longitud de líneas (km)

No. de disparos

Disparos por descarga eléctrica

Disparos por quema de caña

Disparos por cada 100 km de línea

2006 1,130.47 100 67 10 8.852007 1,131.08 57 38 2 5.042008 1,131.08 60 43 2 5.32009 1,131.08 64 43 2 5.662010 1,179.98 47 37 2 3.98

Año No. de subestaciones

No. de disparos

Disparos por subestaciones

2006 22.00 35 1.592007 22.00 22 12008 22.00 24 1.092009 22.00 13 0.592010 23.00 12 0.52


ICE

Indicador Energía No Servida: mide la confiabilidad del servicio del sistema de transporte de energía ya que es la medida del grado de perjuicio directo a los usuarios. La energía no servida se evalúa de dos maneras, como índice de nueves (cuatro nueves=99.99% de eficiencia) o como el tiempo anual equivalente de falta de servicio a potencia promedio, en horas y minutos. Este índice, actualmente ronda un valor de 1hora con 50 minutos (tiempo equivalente a potencia anual promedio) o lo que es lo mismo a un índice ASAI de 99.98%).

00:00

01:00

02:00

03:00

04:00

05:00

06:00

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Hor

as p

rom

edio

equ

ival

ente

s

Energía no servida, disponibilidad quinquenal de la red


ETESA

Líneas de Transmisión: Fallas por cada 100 km: 0.97

Subestaciones de Transmisión: Fallas por cantidad de subestaciones: 2 fallas en el año

RMER: disponibilidad: 99.26%

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