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Segundo informe parcial VF enero 2012.
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ELECTROCENTRO S.A. Empresa Regional de Distribución Eléctrica del Centro ELECTROCENTRO S.A.
CENERGIA
CENTRO DE CONSERVACION DE ENERGIA Y DEL AMBIENTE
ESTUDIO DE COSTOS DEL VALOR
AGREGADO DE DISTRIBUCIÓN (VAD) –
SECTOR TÍPICO 6 (SISTEMA
HUANCAVELICA RURAL)
FIJACIÓN DE TARIFAS DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA
PERIODO NOVIEMBRE 2013 – OCTUBRE 2017
VOLUMEN I
SEGUNDO INFORME PARCIAL
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EMPRESA REGIONAL DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA DEL CENTRO ELECTROCENTRO S.A.
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ÍNDICE GENERAL
VOLUMEN I : SEGUNDO INFORME PARCIAL
VOLUMEN II : ANEXO A
VOLUMEN III : ANEXO B
VOLUMEN IV : OTROS ANEXOS
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EMPRESA REGIONAL DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA DEL CENTRO ELECTROCENTRO S.A.
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TABLA DE CONTENIDO
Pág.
1 RESUMEN EJECUTIVO ............................................................................................................ 11
1.1 OBJETIVO ....................................................................................................................... 11
1.2 ANTECEDENTES ............................................................................................................ 11
1.3 RECOPILACIÓN DE ANTECEDENTES .......................................................................... 14
1.3.1 Descripción y Resultados.................................................................................. 14
1.4 CREACIÓN DE LA EMPRESA MODELO – OPTIMIZACIÓN .......................................... 16
1.4.1 Estudio de caracterización del mercado eléctrico ............................................. 18
1.4.2 Sistema Eléctrico Existente............................................................................... 19
1.4.3 Definición de la Tecnología Adaptada y Diseño de las Instalaciones Eléctricas20
1.4.4 Determinación de los Costos Estándar de Inversión de las Instalaciones Eléctricas .......................................................................................................... 22
1.4.5 Optimización de los Costos de Operación y Mantenimiento ............................. 24
1.4.6 Costos de Explotación Comercial ..................................................................... 25
1.5 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ................................................................... 27
1.5.1 Conclusiones .................................................................................................... 27
1.5.2 RECOMENDACIONES ..................................................................................... 28
2 ETAPA I – RECOPILACIÓN DE ANTECEDENTES (FORMATOS A) ...................................... 28
2.1 ANTECEDENTES CONTABLES ..................................................................................... 28
2.1.1 Documentos solicitados según los Términos de Referencia ............................. 28
2.1.2 Documentos entregados por la empresa .......................................................... 29
2.1.3 Entrevistas realizadas ....................................................................................... 30
2.2 ANTECEDENTES DE LA ORGANIZACIÓN .................................................................... 31
2.2.1 Documentos solicitados según los Términos de Referencia ............................. 31
2.2.2 Documentos entregados por la empresa .......................................................... 32
2.3 ANTECEDENTES DE LOS COSTOS DE PERSONAL PROPIO Y DE TERCEROS ...... 36
2.3.1 Documentos solicitados según los Términos de Referencia ............................. 36
2.3.2 Documentos entregados por la empresa .......................................................... 36
2.4 ANTECEDENTES DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS ......................................... 39
2.4.1 Instalaciones Eléctricas – Metrados .................................................................. 39
2.5 ANTECEDENTES DE LAS INSTALACIONES NO ELÉCTRICAS ................................... 40
2.6 ANTECEDENTES COMERCIALES ................................................................................. 41
2.6.1 Compras y Ventas de Energía y Potencia ........................................................ 41
2.7 ANTECEDENTES DE BALANCE DE POTENCIA Y ENERGÍA ....................................... 41
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2.8 ANTECEDENTES DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO ............................................. 42
2.8.1 Antecedentes de Explotación Técnica .............................................................. 42
2.8.2 Antecedentes de Explotación Comercial .......................................................... 47
2.8.3 Antecedentes de Gestión .................................................................................. 49
2.9 ANTECEDENTES DE ASIGNACIÓN DE COSTOS ......................................................... 50
2.9.1 Documentos solicitados según los Términos de Referencia ............................. 50
2.9.2 Documentos entregados por la empresa .......................................................... 51
2.10 ANTECEDENTES DE LA CALIDAD DE SERVICIO ........................................................ 52
2.10.1 Documentos Solicitados de Acuerdo a Términos de Referencia ...................... 52
2.10.2 Documentos Entregados por la Empresa ......................................................... 53
2.10.3 Documentos No entregados ............................................................................. 54
2.11 OTROS ANTECEDENTES .............................................................................................. 54
2.11.1 Otros servicios .................................................................................................. 54
2.11.2 Presupuesto operativo ...................................................................................... 55
2.11.3 Información Proporcionada por OSINERGMIN – GART ................................... 55
2.11.4 Otros ................................................................................................................. 55
2.12 FORMATOS A ................................................................................................................. 56
3 ETAPA II – VALIDACIÓN Y REVISIÓN DE ANTECEDENTES (FORMATOS B) ..................... 56
3.1 ANTECEDENTES CONTABLES ..................................................................................... 56
3.1.1 Metodología ...................................................................................................... 56
3.1.2 Estados Financieros ......................................................................................... 57
3.1.3 Información económica financiera – Formatos II al V ....................................... 58
3.1.4 Información validada ......................................................................................... 59
3.1.5 Resultados de la revisión de Formatos A:......................................................... 59
3.1.6 Observaciones .................................................................................................. 59
3.1.7 Resultados ........................................................................................................ 59
3.2 ANTECEDENTES DE LA ORGANIZACIÓN .................................................................... 60
3.2.1 Estructura Organizacional y funciones .............................................................. 60
3.2.2 Personal y remuneraciones .............................................................................. 61
3.2.3 Información validada ......................................................................................... 61
3.3 ANTECEDENTES DE LOS COSTOS DE PERSONAL PROPIO Y DE TERCEROS ...... 61
3.3.1 Información Validada ........................................................................................ 61
3.4 ANTECEDENTES DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS ......................................... 62
3.4.1 Instalaciones Eléctricas – Metrados .................................................................. 62
3.5 ANTECEDENTES DE LAS INSTALACIONES NO ELÉCTRICAS ................................... 70
3.6 ANTECEDENTES COMERCIALES ................................................................................. 72
3.6.1 Compras y ventas de Energía y potencia ......................................................... 72
3.7 ANTECEDENTES DEL BALANCE DE POTENCIA Y ENERGÍA ..................................... 74
3.8 ANTECEDENTES DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO ............................................. 74
3.8.1 Antecedentes de Explotación Técnica .............................................................. 74
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3.8.2 Antecedentes de Explotación Comercial .......................................................... 76
3.9 ANTECEDENTES DE ASIGNACIÓN DE COSTOS ......................................................... 76
3.9.1 Definiciones ...................................................................................................... 76
3.9.2 Criterios de asignación de Costos Indirectos a nivel de Actividades ................ 78
3.9.3 Criterios de asignación de Costos Indirectos a nivel de Empresa .................... 79
3.9.4 Criterios de asignación de Costos a nivel de Sistema Eléctrico Modelo ........... 81
3.10 ANTECEDENTES DE LA CALIDAD DE SERVICIO ELÉCTRICO ................................... 81
3.11 FORMATOS B ................................................................................................................. 83
4 ETAPA II – AJUSTE INICIAL DE COSTOS (FORMATOS C) ................................................... 83
4.1 DESCRIPCIÓN DE LA ORGANIZACIÓN ........................................................................ 83
4.1.1 Estructura organizativa ..................................................................................... 83
4.1.2 Funciones y actividades .................................................................................... 88
4.2 ANÁLISIS Y DETERMINACIÓN DEL NIVEL DE REMUNERACIONES .......................... 89
4.2.1 Planilla de remuneraciones validada ................................................................ 89
4.2.2 Revisión del nivel de remuneraciones .............................................................. 90
4.2.3 Revisión y optimización de estructura de personal ........................................... 91
4.3 ANÁLISIS DE LOS SERVICIOS DE TERCEROS ............................................................ 92
4.3.1 Costos de servicios de terceros ........................................................................ 92
4.4 ASIGNACIÓN DE ACTIVIDADES Y DEDICACIÓN DEL PERSONAL ............................. 94
4.4.1 Estructura organizacional.................................................................................. 94
4.5 ANÁLISIS DE LOS COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO ............................ 95
4.5.1 Costos de Explotación Técnica ......................................................................... 95
4.5.2 Costos de Explotación Comercial ..................................................................... 95
4.6 ANÁLISIS DE COSTOS INDIRECTOS ............................................................................ 96
4.6.1 Asignación de Recursos ................................................................................... 96
4.7 FORMATOS C ............................................................................................................... 101
5 CREACIÓN DE LA EMPRESA MODELO – PROCESO DE OPTIMIZACIÓN (ETAPA III – FORMATOS D) ........................................................................................................................ 101
5.1 INSTALACIONES DE DISTRIBUCIÓN MT .................................................................... 103
5.2 INSTALACIONES DE DISTRIBUCIÓN BT .................................................................... 105
5.3 BALANCE DE POTENCIA MT Y BT .............................................................................. 113
5.4 BALANCE DE ENERGÍA MT Y BT ................................................................................ 115
5.5 FORMATOS D: REVISIÓN 3: “OPTIMIZACIÓN DE LA EMPRESA” ............................. 115
6 RESULTADOS PARCIALES DE LA ESTRUCTURACIÓN DE LA EMPRESA MODELO EFICIENTE .............................................................................................................................. 115
6.1 CARACTERIZACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO .................................................... 115
6.1.1 Estudio de Caracterización del Mercado Eléctrico .......................................... 115
6.1.2 Información Comercial .................................................................................... 119
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6.1.3 Indicadores Comerciales Relevantes del SEM Huancavelica Rural ............... 123
6.1.4 Proyección de la Demanda – Metodología ..................................................... 128
6.1.5 Estudio de zonificación y mercado .................................................................. 133
6.2 DEFINICIÓN DE LA TECNOLOGIA ADAPTADA Y DISEÑO DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS ................................................................................................................. 137
6.2.1 Análisis de Información del SEM Existente ..................................................... 138
6.2.2 Diseño Preliminar de la Red ........................................................................... 159
6.2.3 Definición de la Tecnología Adaptada y Diseño de Red ................................. 167
6.3 DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS ESTÁNDAR DE INVERSIÓN DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS ................................................................................... 183
6.3.1 Costos Directos ............................................................................................... 184
6.3.2 Costos Indirectos ............................................................................................ 191
6.4 OPTIMIZACIÓN TÉCNICA ECONÓMICA DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS ... 193
6.4.1 Subestaciones de Distribución ........................................................................ 196
6.4.2 Instalaciones de Media Tensión ...................................................................... 198
6.4.3 Instalaciones de Baja Tensión ........................................................................ 198
6.4.4 Optimización de las Instalaciones No Eléctricas ............................................. 198
6.5 DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS ESTÁNDAR DE ENERGÍA Y POTENCIA ...... 199
6.6 OPTIMIZACION DE LOS COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO ................ 199
6.6.1 Premisas y Procedimiento .............................................................................. 199
6.6.2 Costos de Explotación Técnica ....................................................................... 200
7 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ........................................................................... 201
7.1 CONCLUSIONES .......................................................................................................... 201
7.2 RECOMENDACIONES .................................................................................................. 203
ANEXOS
Anexo A Formatos A – Información Técnica Económica reportada por el
Concesionario.
Anexo B Formatos B – Validación y Revisión de los Antecedentes por el Consultor.
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ÍNDICE DE CUADROS
Cuadro 1.1- Resumen de la recopilación de Antecedentes al 10/01/2013 15
Cuadro 1.2- Costos de Hora Hombre 24
Cuadro 1.3- Costos de Transporte y Equipos 24
Cuadro 1.4- Indicadores de calidad de suministro de la NTCSER 26
Cuadro 1.5- Índices de calidad de suministro del SEM 26
Cuadro 2.1- Formatos A Solicitados 29
Cuadro 2.3- Entrevistas Realizadas 31
Cuadro 2.2- Cantidad de Trabajadores en Electrocentro 34
Cuadro 2.4- Contratos de Servicios de Terceros reportados por ELC 37
Cuadro 2.5- Remuneraciones de Planilla Electrocentro – Agosto 2012 38
Cuadro 2.6- Recopilación de antecedentes de instalaciones eléctricas 39
Cuadro 2.7- Recopilación de antecedentes técnicos comerciales 41
Cuadro 2.8- Recopilación de antecedentes técnicos comerciales para Balance de Energía y Potencia 41
Cuadro 2.9- Resumen de Costos de Operación y Mantenimiento por Actividad – Año 2012 42
Cuadro 2.10- Formato III-2 Resumen anual de Costos de O&M por Actividad – Año 2012 43
Cuadro 2.11- Formato A-III-2 Resumen anual de Costos de O&M por Actividad – Año 2012 44
Cuadro 2.12- Resumen de Costos Combinados por Naturaleza y Destino Total Empresa y Sistema Eléctrico Modelo - Año 2012 45
Cuadro 2.13- Resumen de Costos por Actividad y Naturaleza Total Empresa y Sistema Eléctrico Modelo - Año 2012 45
Cuadro 2.14- Resumen de Obras de Mantenimiento - Huancavelica Rural 2012 46
Cuadro 2.15- Detalle de gastos de O&M Enero – Octubre 2012 46
Cuadro 2.16- Presupuesto Operativo 55
Cuadro 3.1- Formatos Validados 60
Cuadro 3.2- Comparación de metrados y VNR de la base de datos actual 2012 y base aprobada de altas y bajas del VNR 2011 63
Cuadro 3.3- Comparación y resultados de la validación de la información recibida de la inspección de campo 66
Cuadro 3.4- Cálculo de factores de corrección aplicados a la información reportada 67
Cuadro 3.5- Diferencias en secciones de conductores del alimentador A4113 68
Cuadro 3.6- Resumen de deferencias entre los Validado vs Reportado del Valor Nuevo de Reemplazo de las Instalaciones de Distribución Eléctrica – Sistema Modelo 70
Cuadro 3.7- Valorización de los Activos No Eléctricos de la Unidad de Negocios Huancavelica y del Sistema Eléctrico Modelo 71
Cuadro 3.8- Opciones de Inductores 71
Cuadro 3.9- Tolerancias índices de calidad según la NTCSER. Sistema Eléctrico Rural Disperso 82
Cuadro 3.10- Indicadores de Calidad del Servicio del Sistema Eléctrico Modelo Periodo 2011 y 2012 82
Cuadro 4.1- Participación Porcentual de Gastos a Nivel Empresa Total (Miles de S/.) 98
Cuadro 4.2- Costos de Servicios de Terceros 99
Cuadro 4.3- Honorarios, Servicio de Personal y Otros 99
Cuadro 5.1- Características y metrados del parque de alumbrado público - SEM existente 107
Cuadro 5.2- Metrado y características de las inversiones en redes de BT de servicio particular – SEM existente 109
Cuadro 5.3- Metrado y características de las inversiones en redes de BT de alumbrado público compartido con el servicio particular – SEM existente 111
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Cuadro 5.4- Metrado y características de las inversiones en redes de BT de alumbrado público exclusivo – SEM existente 112
Cuadro 5.5- Metrado y características de las inversiones en estructuras de BT del servicio particular – SEM existente 113
Cuadro 6.1- Localidades del SEM Huancavelica Rural / Alimentador 117
Cuadro 6.2- Ventas de Energía de Electrocentro – 2011 y 2012 (MWh) 119
Cuadro 6.3- Facturación a Clientes de Electrocentro – 2011 y 2012 (Miles de Soles) 119
Cuadro 6.4- Número de Clientes de Electrocentro – 2011 y 2012 119
Cuadro 6.5- Ventas de Energía del SEM Huancavelica Rural 2011 y 2012 (MWh) 120
Cuadro 6.6- Facturación del SEM Huancavelica Rural 2011 y 2012 (Miles de Soles) 120
Cuadro 6.7- Número de clientes del SEM Huancavelica Rural 2011 y 2012 120
Cuadro 6.8- Resumen de Indicadores de Demanda de Potencia SEM Huancavelica Rural 121
Cuadro 6.9- Resumen de Indicadores Comerciales SEM Huancavelica Rural 122
Cuadro 6.10- Pobladores por Distrito del SEM Huancavelica Rural 125
Cuadro 6.11- Ventas de Energía por Sistema Eléctrico (MW.h) 126
Cuadro 6.12- Número de clientes por Sistema Eléctrico 126
Cuadro 6.13- Tasa de crecimiento de la energía y clientes en el periodo 2005 -2012 127
Cuadro 6.14- Tasa de crecimiento de la energía y clientes por opción tarifaria (periodo 2005 -2012) 127
Cuadro 6.15- Evolución del consumo unitario (kW.h-año/cliente) del SEM 128
Cuadro 6.16- Proyección de la demanda de energía (MW.h) para el periodo 2013-2017 129
Cuadro 6.17- Factores de Carga por Alimentador 131
Cuadro 6.18- Factores de Carga por Alimentador diferenciado por Tipo de Carga 131
Cuadro 6.19- Resumen de las compras de demanda de energía y potencia del SEM Huancavelica Rural 132
Cuadro 6.20- Factores de Carga por Tipo de Tarifa y rangos de consumo 132
Cuadro 6.21- Clasificación y número de cuadrículas por intervalo de densidad de carga rural 137
Cuadro 6.22- Características y metrados de redes MT por alimentador 140
Cuadro 6.23- Características y metrados de las estructuras de MT, Sistema Huancavelica Rural (SE0075) 142
Cuadro 6.24- Metrado y tipo de SED del SEM Huancavelica Rural 148
Cuadro 6.25- Características y metrados de SEDs por alimentador 151
Cuadro 6.26- Características y metrados de SEDs por alimentador, Sistema Huancavelica Rural SER (SR0084) 153
Cuadro 6.27- Metrados de redes aéreas BT para servicio particular y alumbrado público 154
Cuadro 6.28- Características y metrados de la red aérea BT para el servicio particular del SEM 154
Cuadro 6.29- Características y metrados de la red aérea BT conductores de Neutro del SEM 156
Cuadro 6.30- Características y metrados de la red aérea BT para el alumbrado público sobre estructura servicio particular 157
Cuadro 6.31- Características y metrados de la red aérea BT para el alumbrado público sobre estructura alumbrado público 158
Cuadro 6.32- Características y metrados de las estructuras para el servicio particular 158
Cuadro 6.33- Características y metrados del parque de alumbrado público 159
Cuadro 6.34- Zonas Monumentales de las provincias de Angaráes y Huancavelica 161
Cuadro 6.35- Parámetros eléctricos de transformadores de ELECTROCENTRO 169
Cuadro 6.36- Parámetros eléctricos para conductores y cables de redes de MT 176
Cuadro 6.37- CABLE DE MEDIA TENSIÓN AUTOPORTANTE NA2XS2Y-S 18/30 kV 176
Cuadro 6.38- Características técnicas de lámparas de alumbrado público por tecnología y potencia 182
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Cuadro 6.39- Variación del Índice de Precios de Estructuras de Concreto 186
Cuadro 6.40- Variación del Índice de Precios de Maderas 187
Cuadro 6.41- Variación del Índice de distribución y control de energía 188
Cuadro 6.42- Variación del Índice de cables NYY – N2XY 189
Cuadro 6.43- Cálculo de Mano de Obra 190
Cuadro 6.44- Costos de Hora Hombre 190
Cuadro 6.45- Costos de Transporte y Equipos 191
Cuadro 6.46- Interés Intercalario de las Obras ejecutadas en el grupo Distriluz 193
Cuadro 7.1- Indicadores de calidad de suministro de la NTCSER 202
Cuadro 7.2- Índices de calidad de suministro del SEM 202
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ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1.1- Esquema Diagrama Unifilar del Sistema Eléctrico Huancavelica Rural 13
Figura 1.2- Esquema del proceso de optimización técnico económico de las instalaciones eléctricas de distribución 18
Figura 1.3- Estructura de Costos de Inversión 23
Figura 2.1- Organigrama Gerencia Regional Electrocentro – Nivel Empresa 32
Figura 2.2- Gerencia Administración y Finanzas Electrocentro – Nivel Empresa 33
Figura 2.3- Gerencia Comercial Electrocentro – Nivel Empresa 33
Figura 2.4- Gerencia Técnica Electrocentro – Nivel Empresa 34
Figura 5.1- Esquema del proceso de optimización técnico económico de las instalaciones eléctricas de distribución 103
Figura 6.1- Mapa de densidad de carga para el año 2012 136
Figura 6.2- Instalaciones del SEM Huancavelica Rural 138
Figura 6.3- Diagrama Unifilar del Sistema Eléctrico Huancavelica Rural 143
Figura 6.4- Detalle de salidas MT de todos los alimentadores de los centros de transformación (SET) Huancavelica Norte, Ingenio, Rumichaca, Caudalosa 144
Figura 6.5- Detalle de cartografía del sistema Huancavelica Rural en el departamento de Huancavelica 145
Figura 6.6- Detalle de cartografía del sistema Huancavelica Rural con localidades (Parte 1) 146
Figura 6.7- Detalle de cartografía del sistema Huancavelica Rural - Acobamba (Parte 2) 146
Figura 6.8- Detalle de cartografía del sistema Huancavelica Rural - Lircay (Parte 3) 147
Figura 6.9- Ubicación de subestaciones MT/BT del Sistema Huancavelica Rural (Parte 1) 149
Figura 6.10- Ubicación de subestaciones MT/BT del Sistema Huancavelica Rural (Parte 2) 150
Figura 6.11- Zonas Monumentales de Lircay con las redes de MT BT del sistema modelo 162
Figura 6.12- Zonas Monumentales de Huancavelica con las redes de MT y BT del sistema modelo 163
Figura 6.13- Ubicación del sistema modelo respecto a la costa 177
Figura 6.14- Secciones normalizadas versus kVA por tramo para circuitos troncales de red de MT optimizada 178
Figura 6.15- Secciones normalizadas versus kVA por tramo para circuitos laterales de red de MT optimizada bifásica 180
Figura 6.16- Secciones normalizadas versus kVA por tramo para circuitos laterales de red de MT optimizada monofásica 181
Figura 6.17- Estructura de Costos de Inversión 184
Figura 6.18- Índice de Precios de Estructura de Concreto 186
Figura 6.19- Índices de Precios de Madera 187
Figura 6.20- Índices de Distribución y Control de Energía 188
Figura 6.21- Índices de Cables NYY – N2XY 189
Figura 6.22- Esquema del proceso de optimización técnico económico de las instalaciones eléctricas de distribución 195
Figura 6.23- Distribución de clientes trifásicos por potencia contratada trifásica 197
Figura 6.24- Distribución de clientes trifásicos por localidad 198
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1 RESUMEN EJECUTIVO
1.1 OBJETIVO
El objetivo del Estudio es determinar los costos del Valor Agregado de Distribución de Media
Tensión (VADMT), Valor Agregado de Subestaciones de Distribución (VADSED), Valor
Agregado de Distribución de Baja Tensión (VADBT), costos fijos de atención al cliente (CF),
pérdidas estándar de distribución en potencia y energía, costos estándar de inversión,
operación y mantenimiento, factor de economía de escala y las fórmulas de reajuste para el
sector de distribución típico 6, rural de baja densidad, para el período regulatorio noviembre
2013 – octubre 2017.
El alcance del presente informe, “Segundo Informe Parcial”, comprende las etapas de
recopilación; validación de la información técnica, comercial y económico-financiera;
asimismo, el ajuste inicial de costos, creación de la empresa modelo y los resultados
parciales.
1.2 ANTECEDENTES
Como resultado del concurso de méritos efectuado por ELECTROCENTRO S.A., se le
otorgó a CENERGIA la Buena Pro para el Estudio de Determinación de los Costos del Valor
Agregado de Distribución – Sector Típico 6, en mérito a lo cual se suscribió el Contrato N°
GR-182-2012/ELCTO, en cuyo marco l se viene desarrollando el presente Estudio con
sujeción a los correspondientes Términos de Referencia y bajo la supervisión de
OSINERGMIN - GART.
Como parte del proceso regulatorio de determinación de los Costos de Valor Agregado (en
adelante VAD) se elaborarán estudios para cada uno de los siguientes Sectores de
Distribución Típicos establecidos por el Ministerio de Energía y Minas, siendo éstos los
siguientes:
Sector de Distribución Típico 1: Urbano de alta densidad.
Sector de Distribución Típico 2: Urbano de media densidad.
Sector de Distribución Típico 3: Urbano de baja densidad.
Sector de Distribución Típico 4: Urbano rural.
Sector de Distribución Típico 5: Rural de media densidad.
Sector de Distribución Típico 6: Rural de baja densidad.
Sector de Distribución Típico Sistemas Eléctricos Rurales (SER): SER calificados según
la Ley General de Electrificación Rural (LGER).
Sector de Distribución Típico Especial: Coelvisac (Villacurí).
Cada Sector de Distribución Típico debe ser estudiado en forma separada por un Consultor
diferente. OSINERGMIN - GART supervisará su avance y comunicará sus observaciones a
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los concesionarios una vez recibidos los informes correspondientes las cuales deberán ser
absueltas en un plazo máximo de diez días.
OSINERGMIN determinó para el Sector Típico 6: Rural de baja densidad, el Sistema
Eléctrico Modelo (SEM) de Huancavelica Rural perteneciente a ELECTROCENTRO S.A.,
en adelante ELECTROCENTRO, el SEM está formado por los siguientes Alimentadores:
El alimentador A4111 (Eje Palca) y A4113 (Eje Paucará) en 22,9 kV, salientes de la SET
Huancavelica Norte 22,9/10 kV, 2,5 MVA, este a su vez se conecta mediante el A4103 en
10 kV a la SET Huancavelica Friaspata 220/60/10/kV-30/30/10 MVA.
El alimentador A4124 (Rumichaca y Ayahuasan), el A4125 (Tancarpampa y Yanacocha)
y el A4126 (Chaquicocha) salientes de la SET Rumichaca 22/22,9 kV- 2,6 MVA (a la
fecha se encuentra retirado), la SET Rumichaca se conecta a la SET Ingenio mediante el
A4122 en 22 kV de 13,4 km.
El alimentador A4122 y el A4123 que está conformado por Alto Sihuas, Chuñomayo,
Yanahututo, Huachocolpa y Minera Buenaventura (Conenhua), salientes en 22 kV de la
SET Ingenio 60/22 kV-12,5MVA.
El alimentador A4131 (P.S.E Castrovirreyna Norte) y Minera Caudalosa (Conenhua) en
22 kV, salidas de la SET Caudalosa 60/22 kV-12,5 MVA que se conecta a la SET Ingenio
mediante la línea L-6644 en 60 kV de 52,4 km.
En el alimentador A4113 se conecta la C.H. Yauli (Brocal) de 22,9/2,4 kV-1,25 MVA.
El diagrama unifilar del sistema eléctrico Huancavelica Rural se muestra en la Figura 1.1.
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Figura 1.1- Esquema Diagrama Unifilar del Sistema Eléctrico Huancavelica Rural
Leyenda: Zona de influencia Sistema Eléctrico Huancavelica Rural: ---------
Nota: En cada uno de los alimentadores se tienen conectados diversas derivaciones a SER en diferentes puntos
a lo largo de cada uno de los alimentadores.
ELECTROCENTRO, es una empresa peruana que realiza actividades propias del servicio
público de electricidad, fundamentalmente en distribución y comercialización de energía
eléctrica en su área de concesión, de conformidad con lo dispuesto en la Ley de
Concesiones Eléctricas Nº 25844 y su Reglamento aprobado por el Decreto Supremo N°
009-93 EM y modificatorias. Abarca un área de concesión de 6,303 km², cubriendo las
regiones de Huánuco, Pasco, Junín, Huancavelica y Ayacucho; atendiendo más de 381 mil
clientes y por ello ha dividido geográficamente el área en seis Unidades de Negocios: Tingo
María, Tarma Pasco, Selva Central, Huancayo, Valle del Mantaro, Huancavelica y
Ayacucho, de esta manera brinda una atención integral al cliente. Su sede principal se ubica
en la ciudad de Huancayo, en el Jr. Amazonas N°641,, mientras que la sede que atiende al
Sistema Eléctrico Modelo se encuentra ubicada en la Av. Andrés Avelino Cáceres N°1119
en la ciudad de Huancavelica.
SET
HUANCAVELICA
FRIASPATA
220
A4103
SE
HUANCAVELICA
NORTE
10
P483
A4101 Huancavelica
30/30/10 MVA
P414
220/60/10 kV
Huancavelica
A4102
A4113
Hvc
a.
sur
Ca
llqu
i ch
ico
-Ca
llqui g
rande
Eje
Palc
aA
4111
Eje
Pau
cará
22.9
4-TP-6022,5 MVA
Ydn11
10
60
32.9 km
L-6643
( S
.E J
UL
CA
NI )
HuachocolpaB
ue
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Aya
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Ch
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a I
4-TP-614
22,9
Dyn5
A4124
2.6 MVA
13,4
0 k
m
SE
RUMICHACAP415
A4126
22A
4123
A4122
60
12,5 MVA
22
Palc
as
SE INGENIO(Cascabamba)
P484
SE CAUDALOSA
12,5 MVA
60
22
B4012
B4013
B4117
B4118
C.H
SACSAMARCA
0,5 MVA
C.H YAULI
22.9 / 2.4kV 0,8 MW1,25 MVA
10 / 0.4 kV
0,2 MW
(T9-261)
IN-1248 IN-1246
IN-1250
IN-1244
ST-110
ST-644
IN-6104SA-6197 SL-6199SA-6195IN-6102
HV1HV2HV3
L-6644
A4131
P.S.ECastrovirreyna
Norte
(AASC - 126.7 mm2)
(AASC - 107.3 mm2)52.4 km
Mina2.1 MVAR
(AAAC - 70 mm2)
3.62 km
Abierto
Abierto
P4108
L485 L491
E
E
E
E
E EE E
E
E
EE
Alto Sihuas
Chuñomayo
Yanahututo
E
SS
.AA
.
E
(C074)
(HV
10
23)
(HV
10
22)
(HV
10
21)
(HVCSSAA)
(SIHUAS)
(CHUÑOMA)
(YANAHUTUTO)
(HUACHOC)
E
E
(CASTROVIRREYNA)
(C900)
Paucará Acobamba
Cerrado
Cerrado
Cerrado
A4125
E
Abierto
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1.3 RECOPILACIÓN DE ANTECEDENTES
1.3.1 Descripción y Resultados
De acuerdo con los términos de referencia (TR) del Estudio, se solicitó a
ELECTROCENTRO los antecedentes de la empresa, que incluye los costos de inversión de
las instalaciones eléctricas y no eléctricas (Valor Nuevo de Reemplazo - VNR), los costos de
explotación técnica y comercial y los gastos indirectos, así como su desglose asignado a la
empresa modelo (Sistema Eléctrico Huancavelica Rural). Además, se solicitaron
documentos complementarios a los anteriores, los cuales responden a la especificación de
algunas actividades y características del sistema modelo.
A la fecha de elaboración del presente informe, se ha recibido la información de manera
parcial, tal como se muestra en el Cuadro 1.1, por la cercanía de la fecha de entrega del
presente informe sólo se ha considerado la información remitida por ELECTROCENTRO
hasta el viernes 11/01/2013. La información remitida por esta empresa fue realizada según
el detalle siguiente:
Primer envío de información 12/11/2012, entregado en medio físico y en medio
electrónico.
Segundo envío de información 16/11/2012, entregado vía correo electrónico.
Tercer envío de información 20/11/2012, entregado vía correo electrónico.
Cuarto envío de información 28/11/2012, entregado vía correo electrónico.
Quinto envío de información 04/01/2013, entregado en CD durante la visita de
validación del VNR no eléctrico.
Sexto envío de información 09/01/2013, entregado en DVD - VNR GIS 2012,
SICODI 2012, FOSE, Estudio de sueldos FONAFE.
Mediante comunicación Nº 00428/Dir/Tec, de fecha 28/11/2012, se solicitó é informó a
ELECTROCENTRO, la información faltante que se establece en los términos de referencia
para la elaboración del primer informe, correspondiente al Estudio de Costos de Valor
Agregado de Distribución para el Sector Típico 6; así como se solicitó información adicional,
para el sustento y validación de la información de los antecedentes. Asimismo, mediante
email, se hizo seguimiento a la información solicitada y requerimiento de información de
sustento y aclaraciones sobre la información remitida. En el Cuadro 1.1, se muestra un
resumen de la recopilación de los antecedentes al 10/01/2013.
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Cuadro 1.1- Resumen de la recopilación de Antecedentes al 10/01/2013
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1.4 CREACIÓN DE LA EMPRESA MODELO – OPTIMIZACIÓN
En el capítulo 5 se presenta la metodología y procedimientos que se utilizará para la
optimización del SEM y la posterior creación de la empresa modelo, para lo cual se han
clasificado las instalaciones en: Media Tensión, Baja Tensión (SP y AP) y Subestaciones;
Literal Formato Información Solicitada T.R. Otro Total ParcialPor
EntregarSituación Comentario
Formato V-1 Resumen de Información Comercial - Mercado Libre y Regulado X X Entregado
Formato V-2Resumen de Información Comercial - Generación, Transmisión y
DistribuciónX X Entregado
Formato V-3 Detalle de la Información Comercial X X Entregado
Base de información comercial y FOSE X Pendiente
Falta: Fose Nov Dic 2012;
SISDIS Ene - Abril, Set - Dic
2011 y Nov - Dic 2012
Información Sustentatoria Según Formatos de la Resolución Directoral Nº
011-95X Pendiente Aún no se coordina con GT
• Programa para la atención del servicio X Pendiente Aún no se coordina con GT
• Rol de turnos para la atención por emergencias X Pendiente Aún no se coordina con GT
• Programa de Mantenimiento e Informe de Ejecución X Pendiente Aún no se coordina con GT
• Relación de Órdenes de Trabajo ejecutadas que contendrá como
mínimo: Nº de Orden de Trabajo; Descripción; Fecha; Responsable del
área; y Tipo de Instalaciones que comprende.
X Pendiente Aún no se coordina con GT
• Salida de almacenes de los repuestos para el mantenimiento X Pendiente Aún no se coordina con GT
• Programa anual de repuestos y adquiridos en el año X Pendiente Aún no se coordina con GT
• Recursos utilizados para la atención del servicio X PendienteAdjunta información revisar
D.Huaccho
• Costos de las actividades realizadas por servicios de terceros X PendienteAdjunta información revisar
D.Huaccho
• Otros costos de operación y mantenimiento X PendienteAdjunta información revisar
D.Huaccho
Programa para la atención del servicio X Pendiente Aún no se coordina con GT
Rol de turnos para la atención por emergencias X Pendiente Aún no se coordina con GT
Programa de Mantenimiento e Informe de Ejecución X Pendiente Aún no se coordina con GT
Relación de Órdenes de Trabajo ejecutadas que contendrá como mínimo
(N°, Descripción, Fecha, Responsable del +Área y Tipo de Instalaciones
que comprende)
X Pendiente Aún no se coordina con GT
Salida de almacenes de los repuestos para el mantenimiento X PendienteNo se trato el tema en la reunión
del 04/01/13
Programa anual de repuestos y adquiridos en el año X PendienteNo se trato el tema en la reunión
del 04/01/13
Recursos utilizados para la atención del servicio X PendienteNo se trato el tema en la reunión
del 04/01/13
Costos de las actividades realizadas por terceros X PendienteNo se trato el tema en la reunión
del 04/01/13
Otros costos de operación y mantenimiento X PendienteNo se trato el tema en la reunión
del 04/01/13
Presupuesto y Ejecución 2011 X Entregado
Presupuesto y Ejecución 2012 X Entregado
Presupuesto del SEM 2011 X Entregado
Presupuesto del SEM 2012 X Entregado
Costos de Supervisión X PendienteNo se trato el tema en la reunión
del 04/01/13
Costos Indirectos de Gerenciamiento y Administración X PendienteNo se trato el tema en la reunión
del 04/01/13
i) Información sobre los
criterios de asignación e
inductores de costos.
Criterios de asignación e inductores X Entregado
Empresa X Entregado
Sistema Eléctrico Modelo X Entregado
k) Información del Balance
de Energía y PotenciaFormato VI Balance de Energía y Potencia de Punta X X Entregado
Características técnicas de las SET AT/MT X Pendiente Aún no se coordina con GT
Información de alimentadores X Pendiente Aún no se coordina con GT
Información de subestaciones X Pendiente Aún no se coordina con GT
Demanda Máximas de subestaciones X Pendiente Aún no se coordina con GT
Información Nuevos Suministros X Pendiente No entregado
Reposición y Mantenimiento de la Conexión Eléctrica X Pendiente No entregado
Cortes y Reconexiones X Pendiente No entregado
Control de Pérdidas X PendienteAdjunta información revisar
F.Apaza
Gestión de Morosidad X PendienteAdjunta información revisar
F.Apaza
n) Información de ratios
comercialesCuadro 5.1 n) Ratios comerciales X X Incompleto
Adjunta información revisar
F.Apaza
Apoyo en Postes X Entregado Conforme
Servicio de Comunicaciones de Internet X Entregado Conforme
Otros X Incompleto
declara asesoría a terceros a
nivel empresa, pero no adjunta
sustentos
p) Información de
modalidad de cobranza
Tipos y Número de centros de recaudación, bancos, etc. Número de
ventanillas de atención, tiempo promedio de atención, costos de
usuarios por transacción, etc.
X Entregado
q) Información de vías Tipo de vía, tipo de alumbrado y perfiles de vía de la zona. X Entregado
r) Información de zonas
históricas o monumentales.
Información de zonas con tratamiento especial en lo que respecta a la
instalación, operación y mantenimiento de las instalacionesX Entregado
f) Información de costos
típicos de operación y
mantenimiento del total
Empresa y sistema
eléctrico modelo para el
periodo enero 2011 -
diciembre 2012
l) Información de las
características técnicas
m) Información de otros
costos comerciales
j) Información sobre la
calidad de servicio a nivel
empresa y sistema eléctrico
modelo
o) Otros servicios
prestados por la Empresa
Distribuidora
e) Información técnico-
comercial mensual del total
Empresa y sistema
eléctrico modelo para el
período enero 2011 -
diciembre 2012
g) Presupuesto operativo
detallado y ejecución de los
períodos 2011 y 2012.
h) Información sobre los
criterios de asignación de
los costos de supervisión y
costos indirectos
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Página 17
asimismo, se ha considerado la optimización de: las Instalaciones no eléctricas, costos de
operación y mantenimiento, costos de gestión comercial y costos indirectos.
Objetivos de la optimización:
o Minimización del costo presente de la suma de la inversión, costo de operación y
mantenimiento y costo de las pérdidas técnicas del SEM, utilizando una tasa de
actualización del 12% y un período de 30 años.
Restricciones de la optimización:
o Satisfacer la demanda futura correspondiente a un periodo regulatorio (año 2017),
considerando un crecimiento vegetativo (2%) de las cargas actuales.
o Satisfacer la calidad de producto (tensiones y perturbaciones) y suministro
(interrupciones) de acuerdo a la normatividad vigente (regulado por la Norma
Técnica de Calidad del Servicio Eléctrico Rural Disperso).
Consideraciones en la naturaleza del proceso de optimización:
o Considerar el tamaño de equipos e instalaciones en forma discreta, las holguras de
reserva determinadas por la capacidad producida por uso de factores de uso medio.
o Los equipos y materiales son los disponibles a la fecha de estudio.
o Existencia de equilibrio entre el diseño de las redes e instalaciones de distribución y
la demanda.
Desde el punto de vista de las instalaciones eléctricas del sistema modelo, de los TR se
puede concluir que el OSINERGMIN-GART como parte del proceso de optimización define
una serie de estudios técnico económicos. La secuencia de estudios dentro del proceso de
optimización correspondientes a las instalaciones eléctricas de distribución comprende lo
siguiente:
Caracterización del mercado y definición preliminar del tipo de red.
Definición de la tecnología adaptada.
Costos unitarios de las instalaciones eléctricas para la valorización del Valor Nuevo de
Reemplazo.
Optimización técnica económica del sistema de distribución.
Inversiones del sistema de distribución MT.
Inversiones del sistema de distribución BT.
Cálculo de las pérdidas estándar del sistema de distribución.
Estándar de calidad de servicio.
En la Figura 1.2, se muestra un resumen del esquema asociado al proceso de optimización
técnico económico de las instalaciones eléctricas de distribución.
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Figura 1.2- Esquema del proceso de optimización técnico económico de las instalaciones
eléctricas de distribución
1.4.1 Estudio de caracterización del mercado eléctrico
El mercado eléctrico del SEM Huancavelica Rural al mes de diciembre del 2012 solo
tiene clientes regulados, cuyo número total es de 23 255 clientes de los cuales 23 229
clientes son en Baja Tensión, lo que representa el 99,9 % del total y 26 clientes de
Media Tensión. El consumo de energía al año 2012 fue de 10 131 MW.h,
correspondiendo 7 912 MW.h a los clientes de Baja Tensión que representan el 78%
del consumo total.
Adicionalmente, se tienen conectados al SEM sistemas eléctricos rurales SER en
diversos puntos de la red, haciendo un total de 2 853 clientes, distribuidos en 132
SED.
Considerando el mercado total de la empresa ELECTROCENTRO, al SEM le
corresponde el 3,9 % del total de clientes y el 1,6 % del consumo de energía.
El SEM Huancavelica Rural se caracteriza por los bajos consumos medios mensuales
de sus clientes; la no existencia de clientes libres en todo su área de influencia, ya
sean propios o de otras distribuidoras y generadoras.
Red MT
Centro de transformación
Red BT
SED MT/BT Troncal
Lateral
SED Seccionamiento
Equipo de Seccionamiento
o Protección
Red SP
Red AP
Estudios Pre optimización
Caracterización del mercado y Definición preliminar del tipo de red
Modelo de Planeamiento de la
Distribución
Modelo de Confiabilidad
Definición de la Tecnología
Adaptada
Costos unitarios de las instalaciones eléctricas para la valorización del VNR
Proceso de optimización
Optimización técnica económica del sistema de
distribución
Modelos matemáticos
Estudios Post optimización
Cálculo de las pérdidas estándar del sistema de distribución
Pérdidas eléctricas del sistema.
Calidad del producto
(tensiones)
Resultados de optimización
Calidad de suministro (interrupciones).
Índices de confiabilidad por consumidor y sistema. Estándar de calidad de servicio
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Los indicadores relevantes del mercado se muestran a continuación.
Número de clientes con consumos mes inferiores a 30 kW.h 78,5 %
Número de clientes en MT 0,01 %
Número de clientes en BT 99,99 %
Número de clientes en tarifa BT5B 99,81 %
Consumo en clientes con consumo medio mes inferior a 30 kW.h 65,82 %
Consumo en clientes con opciones MT 18,6 %
Consumo en clientes con opciones BT 81,4 %
Consumo en clientes BT5B 67 %
Consumo en Alumbrado Público 13,9 %
Consumo Medio Clientes BT5 < 30 kW.h mes 9,81 kW.h mes
Consumo Medio Clientes BT5NR 156,0 kW.h mes
Consumo Medio Clientes BT5B 18,93 kW.h mes
Consumo Medio BT 28,64 kW.h mes
Consumo Medio MT 5 826 kW.h mes
Consumo Medio Sistema Eléctrico 35,14 kW.h mes
Fuente: Estadística comercial de Electrocentro, Energía año 2012 y número de clientes a octubre 2012.
Esta información da una visión de la situación actual del mercado eléctrico conformado
por el SEM Huancavelica Rural. Se puede apreciar por los bajos consumos del sector
modelo, que no existen clientes libres y sólo se cuenta con 26 clientes de Media
Tensión, de un total de 23 255 clientes a diciembre del 2012.
1.4.2 Sistema Eléctrico Existente
Las características del sistema eléctrico existente son las siguientes:
Considerando el mercado total de la empresa Electrocentro, al SEM le corresponde
el 3,9 % del total de clientes y el 1,6 % del consumo de energía.
Se ha reportado las existencias de 132 SED pertenecientes a los SER conectados al
SEM en diversos puntos de la red.
Se ha reportado la existencia de 690 SED pertenecientes a la Concesionaria y 26
subestaciones de Terceros.
Las redes de MT del SEM son muy extensas, tienen una longitud total de 936 km.
Asimismo, se ha reportado 107 km de red de MT perteneciente a los SER.
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En MT las redes monofásicas, bifásicas y trifásicas tienen una longitud de 96km, 502
km y 339 km respectivamente. Asimismo, los conductores son de aleación de
aluminio y cobre y representan el 86% y 14% de la longitud total respectivamente.
Las redes de BT del SEM tienen una longitud total de 681,81 km. Asimismo, se ha
reportado 124 km de red de BT perteneciente a los SER.
Los materiales predominantes en el sistema de BT son los conductores de cobre y
aluminio y postes de madera tratada (13 476) y concreto (3 127).
En la red de MT predomina los conductores de aleación de aluminio y postes de
madera tratada (4 668) y concreto (1 059).
La potencia instalada total de las SED del SEM asciende a 16 123 kVA con
transformadores cuyas potencias nominales predominantes son de 5, 10, 15 y 25
kVA.
El consumo promedio por usuario del SEM es bajo, asciende a 35 kW.h/cliente de
BT.
Existen un desfase en la obtención de la información actualizada al año 2012 del
VNR GIS del SEM, con respecto a la entrega de los informes de avance del presente
estudio del VAD, de acuerdo al Cronograma de la GART, esta información estará
disponible en el mes de enero de 2013. Esta situación está retrasando el
procesamiento y análisis de la información, considerando que en el SEM durante el
año 2012 se han conectado al sistema eléctrico Huancavelica Rural muchas cargas
tipo SER.
1.4.3 Definición de la Tecnología Adaptada y Diseño de las Instalaciones Eléctricas
a) Diseño Preliminar de la Red
Uso de red del tipo aérea en sistemas de distribución de MT y BT, con
excepción de zonas históricas o monumentales.
Uso de subestaciones de distribución monoposte o biposte.
Uso del nivel de tensión de MT de 22,9 kV/13,2 kV, configuración Estrella
El sistema MRT es considerado en este análisis preliminar, debido a la
existencia de redes con neutro corrido e instalaciones que utilizan este
sistema. No obstante está opción es económica pero se hace necesaria la
verificación de la factibilidad técnica en el porcentaje de uso de los sistemas
MRT esto debido a la difícil geografía y resistividad del suelo. Cabe señalar
que este análisis será concluido en los siguientes informes
b) Definición de la Tecnología Adaptada y Diseño de Red
De manera preliminar las tecnologías identificadas para el SEM Huancavelica Rural
son las siguientes:
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i) Redes aéreas:
Con respecto a los conductores:
En MT: conductores de aleación de aluminio desnudo y aleación de aluminio
protegido.
En BT: conductores de aluminio protegido y autoportante.
Con respecto a las puestas a tierra se tienen las siguientes tecnologías:
En MT: Las tecnologías del sistema de puesta a tierra a emplear serán con
electrodos copperweld y con conductor de cobre desnudo directamente
enterrado.
En BT: Las tecnologías para la puesta a tierra del neutro del sistema de
distribución emplearán electrodos copperweld.
En subestaciones: Se emplearán electrodos copperweld en número
adecuado al tipo y potencia de la subestación, así como al máximo valor de
resistencia de puesta permitido.
Con respecto a los postes, tanto en MT como en BT, se evaluarán las siguientes
tecnologías:
Postes de madera tratada.
Postes de concreto armado.
ii) Subestaciones MT/BT:
Subestaciones aéreas del tipo monoposte y biposte, con transformadores
normalizados de 5 kVA hasta 100 kVA y 13,2/0.44 kV, para operar a más de 3
600 msnm. Protección: Tipo auto protegido hasta una potencia de 10 kVA y
convencionales a partir de 15 kVA.
Puesta a tierra:
SED MRT: Se tomará en cuenta lo señalado en la Norma: Bases para el
diseño de líneas y redes primarias para electrificación rural de la DGE/MEM.
SED convencionales: Se tomará en cuenta lo señalado en el C.N.E.
Distribución y en las Bases para el Diseño de Líneas y Redes Primarias para
Electrificación Rural de la DGE/MEM.
iii) Alumbrado público:
Dentro del marco de la Norma Técnica DGE “Alumbrado de Vías Públicas en Zonas
de Concesión de Distribución” (R.M. 013-2003-EM/DM), se pueden definir la
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Página 22
tecnología y el tipo de las luminarias y lámparas de alumbrado público, apropiadas
para sistemas ubicados en el sector típico 6:
Luminarias de alumbrado público equipadas con lámparas de Vapor de Sodio
a Alta Presión, de última tecnología.
Potencia de las lámparas: 50 W y 70 W.
Tensión de operación: 220 voltios.
iv) Sistemas operación y equipos de protección de la red eléctrica
Para los equipos de seccionamiento y protección se considerarán las siguientes
tecnologías:
Seccionadores fusible tipo expulsión (cut-out) unipolar (1x, 2x, 3x), exterior.
Pararrayos tipo distribución, para uso exterior y conexión entre fase y tierra.
Recloser tipo hidráulico con corte en aceite.
Equipos para regulación de tensión, bancos de condensadores fijos
(monofásico y tripolar) y reguladores de tensión monofásicos de control
electrónico. Uso de timer y descargadores para el caso de banco de
condensadores.
.
1.4.4 Determinación de los Costos Estándar de Inversión de las Instalaciones
Eléctricas
Se ha considerado para la formulación de la estructura de los costos estándar los
porcentajes establecidos en el último estudio de costos de distribución.
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Página 23
Figura 1.3- Estructura de Costos de Inversión
A Materiales
B Stock
(6,81% de A)
C Mano de Obra
(Costo Neto +
25% Contratista)
E Costo
Directo
A+B+C+D
D
Transporte y
equipos
(Costo Neto +
25% contratista)
Costo
Estándar de
Inversión
E+I
F Ingeniería
(11,17% de E )
G Gastos Generales
[6% de (E+F)] I
Costo
Indirecto
F+G+H
H Interés Intercalario
[3.71% de (E+F+G)]
Los precios de materiales y equipos se determinarán sobre la base de un análisis de
las fuentes de información que se tienen disponibles; asimismo, dichos resultados se
compararán con las variaciones observadas en los índices de precios nacionales e
internacionales, para cada familia de material.
Para la selección de los precios de los materiales y equipos se utilizarán la información
de las compras efectuadas por DISTRILUZ; asimismo, se realizará una búsqueda de
información de compras registradas en el Sistema Electrónico de Adquisiciones y
Contrataciones del Estado (SEACE); adicionalmente se analizarán la variación de
índices de precios en el mercado nacional publicados por el INEI.
Los costos de mano de obra han sido definidos a partir de las publicaciones de la
Cámara Peruana de la Construcción (CAPECO) de la última publicación que hiciera en
junio de 2013, cuyos resultados se presentan en el siguiente cuadro.
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Cuadro 1.2- Costos de Hora Hombre
Descripción Unidad Costo (S/.)
Costo (US$)
incluye 5%
herramientas
Capataz h-h 17,80 7,00
Operario h-h 16,18 6,36
Oficial h-h 13,88 5,46
Peón h-h 12,52 4,92
TC: 2,671 al 30/06/2012
Para el caso de los costos de transporte y equipos se consideraron los costos
propuestos por la empresa ELECTROCENTRO en el estudio de costos estándar
correspondiente al año 2012.
Cuadro 1.3- Costos de Transporte y Equipos
Descripción Unidad Costo
US$
Camioneta 4x4 D2 h-m 10,67
Camión 4 tn h-m 12,73
Camión 10 tn h-m 15,19
Grúa Chica 2,5 tn h-m 17,48
Grúa Grande h-m 26,67
Cortadora de Concreto h-m 5,08
Vibrador h-m 1,47
Mezcladora de concreto h-m 2,68
TC: 2,671 al 30/06/2012
La determinación de los costos de inversión por kilómetro se realizará una vez se haya
concluido la optimización del sistema modelo, pues dicha en dicha etapa se definirá el
vano promedio y la cantidad de estructuras por kilómetro a emplearse.
1.4.5 Optimización de los Costos de Operación y Mantenimiento
Los trabajos de explotación técnica y comercial contarán con la participación de
Terceros, quedando para el personal propio la ejecución de las actividades
orientadas a la supervisión de los trabajos tercerizados.
La atención de emergencias debe ser ejecutadas por terceros con la supervisión
del personal propio.
La determinación de los costos tomará en cuenta las características de las
instalaciones y su ubicación geográfica.
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Un análisis diferenciado de las actividades de la explotación técnica y comercial,
es necesario para un cálculo transparente de los costos y no indica que no pueda
ser realizada por un mismo grupo de trabajo,
Para determinar los costos de explotación técnica del SEM, se agruparon las
actividades de mantenimiento y operación en:
Red de Media Tensión (MT);
Red de Baja Tensión (BT);
Subestaciones (SED);
Red de Alumbrado Público (AP);
Comercial (CO).
No se ha considerara renovación por término de vida útil, con excepción de las
lámparas de alumbrado público, de vapor de sodio alta presión de 50 W con una vida
útil de 16 000 horas, y un factor de reducción de 0,8 que contempla los vandalismos,
cambios bruscos de temperatura, vibraciones por vientos o choques de vehículos etc.
1.4.6 Costos de Explotación Comercial
La organización se encuentra optimizada en el área de atención al cliente (lectura de
medidores, emisión de recibos, reparto y cobranza de recibos).
La empresa ELC realiza las actividades de lectura, reparto y cobranza a través de
terceros (CAPs) y un sistema de pagos descentralizado. De acuerdo al criterio del
consultor, se estimará el porcentaje de clientes que efectúe sus pagos directamente a
los CAPs, mientras que el resto lo hacen en los centros de pago y centros de servicio
de la empresa.
Adicional a los costos directos de las actividades comerciales, se considera el 10% y
12 % correspondiente a los gastos administrativos y utilidades de la contratista
respectivamente, los mismos porcentajes considerados en las actividades de
explotación técnica.
Los rendimientos diarios para la ejecución de las actividades por cuadrilla, se estimará
en función a las dispersión de los suministros, las distancias existentes entre centros
poblados y la complejidad de acceso a dichos centros poblados.
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Cuadro 1.4- Indicadores de calidad de suministro de la NTCSER
Año/Semestre
SAIFI SAIDI
Observación NTCSER SEM NTCSER SEM
2011 - I 7,000 0,257 28,000 0,554 Ambos Indicadores están
por debajo de lo permitido
en la NTCSER
2011 - II 7,000 1,234 28,000 2,173
2012 - I 7,000 2,606 28,000 10,688
2012 - II 7,000 2,354 28,000 10,130
Se observa que durante el año 2011 los indicadores del SAIDI y SAIFI están por
debajo de 2,5 y 1,5 respectivamente, pero estos indicadores se incrementaron para
el periodo 2012 donde el SAIDI y SAIFI superaron el valor de 10 y 2
respectivamente, no obstante este incremento dichos indicadores están por debajo
del permitido en la NTCSER, tal como se mencionó anteriormente.
En cuanto al valor elevado del SAIDI en el primer semestre del 2012, el 95,9% se
debe a las fallas no programadas en el sistema eléctrico, siendo en su mayoría
debido a descargas atmosféricas y el 4,1% a fallas no programadas de operación.
Asimismo, en el segundo semestre del 2012, el 61,3% se debe a las fallas no
programadas en el sistema eléctrico (descargas atmosféricas) y el 38,7% a fallas no
programadas de operación.
Por otro lado, del valor del SAIFI durante el primer semestre del 2012, el 91,6% se
debe a las fallas no programadas en el sistema eléctrico y el 8,4% a fallas no
programadas de operación, mientras que en el segundo semestre, el 80,9% se debe
a las fallas no programadas en el sistema eléctrico y el 19,1% a fallas no
programadas de operación, tal como se observa en el siguiente cuadro.
Cuadro 1.5- Índices de calidad de suministro del SEM
Año/Semestre
SAIDI SAIFI
No
Programado
Falla
No
Programado
Operación
Total
No
Programado
Falla
No
Programado
Operación
Total
2011 - I 0,5541 0,0000 0,5541 0,2566 0,0000 0,2566
2011 - II 1,7121 0,4613 2,1735 0,8378 0,3966 1,2344
2012 - I 10,2504 0,4377 10,6881 2,3869 0,2189 2,6058
2012 - II 6,2058 3,9239 10,1297 1,9053 0,4490 2,3543
A fin de mantener o reducir estos indicadores de calidad de suministro, para el SEM
óptimo a implementar, se consideraran la puesta en servicio de equipos de
protección adecuados tales como pararrayos, recloser, entre otros, que permite
reducir las fallas por descargas atmosféricas.
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Dada la premura de tiempo, en esta etapa del estudio solo se hace mención a la
metodología a seguir para optimizar las redes del sistema eléctrico modelo.
Asimismo, se hace menciona a las consideraciones a seguir para estimar los costos
de explotación técnicas y comercial.
1.5 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
1.5.1 Conclusiones
Considerando el mercado total de la empresa Electrocentro, al SEM le corresponde
el 3,9 % del total de clientes y el 1,6 % del consumo de energía.
Se ha reportado las existencias de 132 SED pertenecientes a los SER conectados al
SEM en diversos puntos de la red.
Se ha reportado la existencia de 690 SED pertenecientes a la Concesionaria y 26
subestaciones de Terceros.
Las redes de MT del SEM son muy extensas, tienen una longitud total de 936 km.
Asimismo, se ha reportado 107 km de red de MT perteneciente a los SER.
En MT las redes monofásicas, bifásicas y trifásicas tienen una longitud de 96km, 502
km y 339 km, respectivamente. Asimismo, los conductores son de aleación de
aluminio y cobre y representan el 86% y 14% de la longitud total respectivamente.
Las redes de BT del SEM tienen una longitud total de 681,81 km. Asimismo, se ha
reportado 124 km de red de BT perteneciente a los SER.
Los materiales predominantes en el sistema de BT son los conductores de cobre y
aluminio y postes de madera tratada (13 476) y concreto (3 127).
En la red de MT predomina los conductores de aleación de aluminio y postes de
madera tratada (4 668) y concreto (1 059).
La potencia instalada total de las SED del SEM asciende a 16 123 kVA con
transformadores cuyas potencias nominales predominantes son de 5, 10, 15 y 25
kVA.
El consumo promedio por usuario del SEM es bajo, asciende a 35 kW.h/cliente de
BT.
Existen un desfase en la obtención de la información actualizada al año 2012 del
VNR GIS del SEM, con respecto a la entrega de los informes de avance del presente
estudio del VAD, de acuerdo al Cronograma de la GART, esta información estará
disponible en el mes de enero de 2013. Esta situación está retrasando el
procesamiento y análisis de la información, considerando que en el SEM durante el
año 2012 se han conectado al sistema eléctrico Huancavelica Rural muchas cargas
tipo SER.
Considerando las tolerancias de los indicadores de Calidad de Suministro para
Clientes del Sistema Rural Disperso establecidos en la NTCSER y los indicadores
obtenidos para los dos semestres del 2011 y 2012, se observa que dichos
indicadores de calidad están por debajo de los valores recomendados en la
NTCSER, tal como se observa en el siguiente cuadro:
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1.5.2 Recomendaciones
El cronograma actual de ejecución del Estudio del VAD y la entrega de los informes
de avance deberán tomar en cuenta la disponibilidad de la información actualizada
del VNR GIS que aún está en preparación.
Se debe considerar en el análisis de flujo de carga de las redes de MT del SEM la
inclusión de las cargas pertenecientes a los SER, a fin de determinar los niveles de
calidad de tensión y confiabilidad adecuados de acuerdo a las normas vigentes
(NTCSER, CNE y otras).
Para cumplir con los alcances del presente informe se debe contar con la
información completa para realizar una buena validación y cumplir con los objetivos
de los TdR del estudio. Para el caso del SEM Huancavelica Rural, la entrega y
validación de la información ha tomado un tiempo mayor al previsto.
2 ETAPA I – RECOPILACIÓN DE ANTECEDENTES (FORMATOS
A)
De acuerdo con los términos de referencia (TR) del Estudio, se solicitó a
ELECTROCENTRO los antecedentes de la empresa, que incluyen los costos de inversión
de las instalaciones eléctricas y no eléctricas (Valor Nuevo de Reemplazo - VNR), los costos
de explotación técnica y comercial y los gastos indirectos, así como su desglose asignado a
la empresa modelo (Sistema Eléctrico Huancavelica Rural). Además, se solicitaron
documentos complementarios a los anteriores, lo cuales responden a la especificación de
algunas actividades y características del sistema modelo.
2.1 ANTECEDENTES CONTABLES
2.1.1 Documentos solicitados según los Términos de Referencia
a) Información Económica Financiera
Se requirió a ELECTROCENTRO la entrega de antecedentes contables de la
Empresa y del Sistema Eléctrico Modelo (SEM) Huancavelica Rural (ST 6)
transcritos a los Formatos del II al IV y del VII al X, establecidos por el OSINERG-
GART en el Anexo de los Términos de Referencia, para los años 2011 y 2012.
El requerimiento implica que la trascripción base fuera efectuada a nivel trimestral y
totalizada por años, debiendo las cifras ser ajustadas al 31 de diciembre de 2012.
Los Formatos recabarán información de los siguientes conceptos.
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Cuadro 2.1- Formatos A Solicitados
Format
o
Concepto
.A-II Resumen de Ingresos por Actividad Empresa y Sector Modelo
A-III-1 Resumen de Costos de Operación y Mantenimiento por Actividad
A-III-2 Resumen de los Costos de Operación y Mantenimiento–Total Empresa
A-III-3 Resumen de los Costos de Operación y Mantenimiento – Sector modelo
A-IV-1 Costos Combinados Por Naturaleza y Destino (Para Empresa y para sector
modelo) A-IV-2 Costos Combinados Por Destino y Naturaleza (Para Empresa y para sector
modelo) A-IV-3 Resumen Costos Combinados Por Naturaleza y Destino (Para Empresa y
para sector modelo) A-IV-4 Resumen Costos Combinados Por Destino y Naturaleza (Para Empresa y
para sector modelo) A-IV-5 Resumen de Costos combinados por Actividad y Naturaleza (Empresa y para
sector modelo) A-VII-1 Asignación de Costos Indirectos a las Actividades- Total Empresa
A-VII-2 Asignación de Costos Indirectos a las Actividades- Sector Modelo
A-VIII-1 Asignación de costos de supervisión directa a las Actividades-Total Empresa
A-VIII-2 Asignación de costos de supervisión directa a las Actividades-Sector Modelo
A-IX-1 Composición de Costos- Total Empresa
A-IX-2 Composición de Costos- Sector Modelo
A-X-1 Tabla de Asignación de Costos Totales- Total Empresa
A-X-2 Tabla de Asignación de Costos Totales- Sector Modelo
De dicha fuente se podrá obtener información concerniente a:
Costos de explotación técnica de MT y BT.
Costos de explotación comercial.
Ingresos por otros servicios y costos vinculados a los mismos.
Costos indirectos y su correspondiente asignación a los rubros operativos de la
empresa y SEM.
b) Estados Financieros
Se solicitó los siguientes antecedentes y sustentos contables:
Balance General y Estado de Pérdidas y Ganancias años 2011 y 2012.
Informe de auditoría (corto y largo) año 2011.
Estados Financieros trimestrales remitidos a OSINERG-GART, en forma trimestral,
en el año 2011 y durante el año 2012.
2.1.2 Documentos entregados por la empresa
La documentación fue entregada desde el 05 de Noviembre hasta la fecha, no
habiéndose completado aun con la información requerida. La documentación recibida
hasta el 28 de Noviembre de 2012 es la siguiente:
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a) Información Económica Financiera
Los Formatos A –III del 2012 y A-II del 2011 fueron entregados en dos versiones,
La última fue entregada vía correo electrónico el día 30 de Noviembre y a la cual se
le ha efectuado la siguiente observación:
1. Completar el llenado del resto de Formatos VII, VIII, IX y X del año 2011.
b) Estados Financieros
Balance General y Estado de Pérdidas y Ganancias años 2011 y tercer trimestre
2012.
Estados Financieros trimestrales remitidos a OSINERG-GART, en forma
trimestral, en el año 2011 y durante el año 2012.
Detalle de gastos por Centro de Costos.
Desagregado de ingresos años 2011 y 2012.
Detalle a nivel específico de determinadas cuentas de la clase 9, tanto para la
Empresa como para S.E. Huancavelica.
Detalle de gastos por servicios de terceros de O y M y de Comercial de SEM
Huancavelica.
c) Anexos
Se presentan los siguientes anexos:
Anexo A, en el cual se presentan los Formatos A.
Anexo 2.1-1 con la siguiente información:
Copias fotostáticas de la siguiente documentación:
- Balance General y Estado de Pérdidas y Ganancias años 2011 y III
Trimestre 2012.
- Flujo de caja año III Trimestre 2012.
- Presupuesto años 2011 y 2012.
2.1.3 Entrevistas realizadas
Dado el corto tiempo de visita a las instalaciones de la empresa, localidades de
jurisdicción del Sistema Eléctrico Huancavelica Rural y S.E. Friaspata, y reuniones de
coordinación con funcionarios de GART y ELECTROCENTRO, solo se pudieron
concretar entrevistas con los siguientes funcionarios, con el fin de tomar conocimiento
de las actividades que realiza la empresa así como sobre la estructura organizacional,
normativas internas, personal y remuneraciones, organización de gerencias y
divisiones, etc. El personal entrevistado de ELECTROCENTRO se indica en el
siguiente cuadro.
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Cuadro 2.2- Entrevistas Realizadas
Gerencia Cargo Nombre Fecha
Gerencia Comercial Gerente Comercial
Jefe Comercial
Polo Arauzo
David Morales
12/11/2012
Gerencia de Planeamiento Jefe de Planeamiento
Sistemas GIS
Ovidio Uscuvilca
12/11/2012
División S.E. Huancavelica
Rural Supervisor de O y M Fernando Fernández
20/11/2012
2.2 ANTECEDENTES DE LA ORGANIZACIÓN
2.2.1 Documentos solicitados según los Términos de Referencia
De acuerdo a los términos de referencia, la documentación solicitada a la empresa ha
comprendido lo siguiente:
a) Estructura organizacional y funciones:
Organigrama aprobado en Reglamento de Organización y Funciones (ROF).
Organigrama vigente.
Manual de organización y funciones (MOF).
b) Personal y remuneraciones
Cuadro de aprobado de asignación de personal (CAP) – especificando plazas no
cubiertas.
Estructura salarial.
Relación de trabajadores por cargo e indicando remuneración bruta y área en
que labora.
Planilla desagregada: remuneración básica + bonificaciones + sobretiempos
regulares. Carga social detallada.
c) Información necesaria para poder elaborar los estudios especificados en los
párrafos 3, 4 y 5 del numeral 5.3 "Revisión inicial de costos de OyM, análisis de
estructura de personal y de remuneraciones, servicios de terceros de Empresa y de
SEM, de los TdeR.
Conocer actividades que efectúa la empresa según cuadro pág. 11 de los TdR.
Sobre asignación de tareas por actividades según MOF.
Cargos según organización vigente. (personal CAP + SNP).
Tareas asignadas a contratistas.
Tareas realizadas por cada trabajador, especificando %s de dedicación por cada
actividad (Efectuar encuesta en base a formato recibido).
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d) Entrevistas requeridas
Gerencia de Planeamiento y Control de Gestión.
Gerencia Comercial.
Gerencia Técnica.
Gerencia de Administración.
e) Llenado de datos sobre tareas y actividades de personal según formato adjunto,
para ser llenado por cada empleado de la Sede Central y del S.E. Huancavelica
Rural.
2.2.2 Documentos entregados por la empresa
De la información solicitada, la empresa ELECTROCENTRO, ha entregado a la fecha
la siguiente información:
a) Estructura organizacional y funciones:
Manual de Organización y Funciones Unidad de Recursos Humanos (MOF).
En cuanto al Organigrama General de la Empresa, ELC hizo entrega del mismo en
lo correspondiente a nivel de sus cuatro Gerencias en que se encuentra organizada
la empresa Electrocentro: Gerencia Regional - GR, Administración y Finanzas –
GAF, Gerencia Comercial – GC y Gerencia técnica – GT, en el formato adecuado y
compendiado.
Figura 2.1- Organigrama Gerencia Regional Electrocentro – Nivel Empresa
Fuente: Electrocentro. File Organigrama ELCTO.xls
Gerente Regional
Cantidad:01
Categoria:Directivo
Nivel salarial:12,200
Asistente Administrativo
Cantidad:01
Categoria:Apoyo
Nivel salarial:3,755
Analista de Planeamiento
Cantidad:01
Categoria:Profesional
Nivel salarial:2,730
Jefe Area Legal
Cantidad:01
Categoria:Directivo
Nivel salarial:10,000
Jefe Area de Tecnologia de la
Cantidad:01
Categoria:Directivo
Nivel salarial:5,070
Jefe Area de Calidad y Fiscalización
Cantidad:01
Categoria:Directivo
Nivel salarial:8,350
Jefe Area de Administración y
Cantidad:01
Categoria:Directivo
Nivel salarial:7,975.45
Asistente Legal
Cantidad:01
Categoria:Profesional
Nivel salarial:2,520
Supervisor de
Cantidad:01
Categoria:Profesional
Nivel salarial:Sueldo
Analista de Control de Gestión
Cantidad:01
Categoria:Profesional
Nivel salarial:3,195
Analista de Presupuesto
Cantidad:02
Categoria:Profesional
Nivel salarial:2,170/3,840
Supervisor de
Supervisor de Calidad
Cantidad:01
Categoria:Profesional
Nivel salarial:3,655
Supervisor de
Supervisor de
Cantidad:01
Categoria:Profesional
Nivel salarial:3,105
Supervisor de Proyectos
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Figura 2.2- Gerencia Administración y Finanzas Electrocentro – Nivel Empresa
Fuente: Electrocentro. File Organigrama ELCTO.xls
Figura 2.3- Gerencia Comercial Electrocentro – Nivel Empresa
Fuente: Electrocentro. File Organigrama ELCTO.xls
Gerente de Administración y
Cantidad:01
Categoria:Directivo
Nivel salarial:10,000
Asistente Administrativo
Cantidad:01
Categoria:Apoyo
Nivel salarial:3,245
Asesor de Imagen Institucional
Cantidad:01
Categoria:Profesional
Nivel salarial:3,585
Jefe Unidad de Contabilidad
Cantidad:01
Categoria:Directivo
Nivel salarial:8,654
Jefe Unidad de RecursosFinancieros
Cantidad:01
Categoria:Directivo
Nivel salarial:7,970
Jefe Unidad de Recursos Humanos
Cantidad:01
Categoria:Directivo
Nivel salarial:8,040
Jefe Unidad de Logistica
Cantidad:01
Categoria:Directivo
Nivel salarial:7,000
Analista Contable
Cantidad:07
Categoria:Profesional
Nivel salarial:2,742
Analista de Costos
Cantidad:01
Categoria:Profesional
Nivel salarial:3,982
Supervisor de
Cantidad:01
Categoria:Profesional
Nivel salarial:4,795
Analista Financiero
Cantidad:02
Categoria:Profesional
Nivel salarial:2,895
Supervisor de
Cantidad:01
Categoria:Profesional
Nivel salarial:3,795
Analista de Recursos
Cantidad:02
Categoria:Profesional
Nivel salarial:5,340
Trabajadora Social
Cantidad:01
Categoria:Profesional
Nivel salarial:4,520
Supervisor de
Cantidad:01
Categoria:Profesional
Nivel salarial:2,995
Analista de Compras
Cantidad:03
Categoria:Profesional
Nivel salarial:2,713
Supervisor de
Cantidad:01
Categoria:Profesional
Nivel salarial:3,795
Analista Financiero
Cantidad:01
Categoria:Profesional
Nivel salarial:2,875
Gerente Comercial
Cantidad:01
Categoria:Directivo
Nivel salarial:11,000
Asistente Administrativo
Cantidad:01
Categoria:Auxiliar
Nivel salarial:3,395
Analista Comercial
Cantidad:01
Categoria:Analista
Nivel salarial:2,470
Jefe Tarifas y Contratos
Cantidad:01
Categoria:Directivo
Nivel salarial:3,310
Jefe Control de Pérdidas
Cantidad:01
Categoria:Directivo
Nivel salarial:4,660
Jefe Clientes Mayores
Cantidad:01
Categoria:Directivo
Nivel salarial:4,680
Jefe de Facturación
Cantidad:01
Categoria:Directivo
Nivel salarial:3,861
Jefe de Atención al Cliente
Cantidad:01
Categoria:Directivo
Nivel salarial:6,040
Jefe de laboratorio y mediciones
Cantidad:01
Categoria:Directivo
Nivel salarial:4,453
Jefe de Cobranza y ventas
Cantidad:01
Categoria:Directivo
Nivel salarial:4,890.00
Analista de Tarifas y
Cantidad:01
Categoria:Profesional
Nivel salarial:2,470
Analista de Control
Cantidad:01
Categoria:Profesional
Nivel salarial:2,775
Técnico Electricista de
Cantidad:01
Categoria:Técnico
Nivel salarial:3,185
Auxiliar
Cantidad:01
Categoria:Apoyo
Nivel salarial:2,020
Analista de Control
Cantidad:01
Categoria:Profesional
Nivel salarial:2,765
Auxiliar de
Cantidad:01
Categoria:Apoyo
Nivel salarial:3,195
Supervisor de
Cantidad:02
Categoria:Profesional
Nivel salarial:2,730/3,445
Analista de Atención
Cantidad:02
Categoria:Profesional
Nivel salarial:2,498
Técnico Electricista
Cantidad:01
Categoria:Técnico
Nivel salarial:3,265
Auxiliar
Cantidad:05
Categoria:Apoyo
Nivel salarial:2,370
Analista de Laboratorio y
Cantidad:01
Categoria:Profesional
Nivel salarial:2,805
Técnico Electricista
Cantidad:05
Categoria:Técnico
Nivel salarial:3,189
Supervisor de Ventas
Cantidad:01
Categoria:Profesional
Nivel salarial:2,230
Analista de Cobranza
Cantidad:01
Categoria:Profesional
Nivel salarial:2,925
Auxiliar de Cobranzas
Cantidad:01
Categoria:Apoyo
Nivel salarial:3,195
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Figura 2.4- Gerencia Técnica Electrocentro – Nivel Empresa
Fuente: Electrocentro. File Organigrama ELCTO.xls
Como se observa de la información recibida, ELC al 2012 con estas cuatro gerencias
está integrada por 329 personas, en tanto que en la información a Agosto del 2012
reporta a este mes 325 empleados, conforme a la siguiente estructura.
Cuadro 2.3- Cantidad de Trabajadores en Electrocentro
Fuente: Electrocentro – Reporte de Información para VAD.
File Planilla Agosto 2012.xls
Gerente Técnico
Cantidad: Categoria: Nivel salarial:
Asistente Administrativo
Cantidad:01
Categoria:Auxiliar
Nivel salarial:3,695
Jefe Unidad de Control de Operaciones
Cantidad:01
Categoria:Directivo
Nivel salarial:9,000
Jefe Unidad de Mantenimiento de Transmisión
Cantidad:01
Categoria:Directivo
Nivel salarial:6,600
Jefe Unidad de Mantenimiento de Generación
Cantidad:01
Categoria:Directivo
Nivel salarial:6,590
Jefe Unidad de Mantenimiento de Distribución
Cantidad:01
Categoria:Directivo
Nivel salarial:4,290
Supervisor de Mantenimiento
Cantidad:03
Categoria:Profesional
Nivel salarial:3,256
Supervisor Maximus
Cantidad:01
Categoria:Profesional
Nivel salarial:2,935
Supervisor de
Cantidad:01
Categoria:Profesional
Nivel salarial:5,840
Supervisor de
Cantidad:01
Categoria:Profesional
Nivel salarial:4,205
Supervisor de
Técnico Electricista
Cantidad:05
Categoria:Técnico
Nivel salarial:2,564
Técnico Mantenimiento Mecánico
Cantidad:01
Categoria:Técnico
Nivel salarial:3,245
Supervisor de Mantenimiento
Cantidad:02
Categoria:Profesional
Nivel salarial:4,370
Analista Técnico
Cantidad:01
Categoria:Técnico
Nivel salarial:1,702
Técnico Mantenimiento Mecánico
Cantidad:03
Categoria:Técnico
Nivel salarial:2,914
Chofer de Camión
Supervisor de
C Cate Niv
Supervisor de
Cantidad:01
Categoria:Profesional
Nivel salarial:3,255
Supervisor de Mantenimiento
Cantidad:01
Categoria:Profesional
Nivel salarial:3,015
Supervisor de Servicio Eléctrico Huayucachi
Rótulos de fila
Cantidad de
Empleados Participación
Regional 132 40,6%
Regional 27 8,3%
Técnica 45 13,8%
Comercial 30 9,2%
Administración 30 9,2%
Area de Negocios 189 58,2%
(en blanco) 189 58,2%
AYACUCHO 27 8,3%
HUANCAVELICA 22 6,8%
HUANUCO 24 7,4%
HUAYUCACHI 7 2,2%
PASCO 16 4,9%
SELVA 26 8,0%
TARMA 24 7,4%
TINGO MARIA 11 3,4%
VALLE MANTARO 32 9,8%
(en blanco) 4 1,2%
Total general 325
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Como se observa en dicho cuadro, de los 325 empleados el 46% trabaja en la sede
regional, desde donde se opera el mayor sistema eléctrico que atiende a la ciudad de
Huancayo, principal centro de demanda de la empresa, con más de la mitad de sus
ventas de energía, en tanto que el 59,7% de dicho personal se ubica en las unidades
de negocios desconcentrados, uno de los cuales es el SEM Huancavelica, donde
precisamente laboran 22 personas y que representan el 6,8% de todo el personal.
Dado el carácter rural del SEM, con las particularidades de una muy baja densidad y
alta extensión de redes, corresponde dimensionar en forma adecuada la cantidad de
personal requerida para una adecuada prestación del servicio, conforme lo sugieren
los TdR del VAD.
En lo correspondiente al Sistema Modelo no se entregó la información
correspondiente, ante lo cual el Consultor se encuentra revisando las planillas de
personal y estructurar un organigrama que correspondería a lo observado en campo.
De igual forma, los formularios de descripción de puestos de trabajo se han entregado
y se adjuntan en el anexo adjunto en medio electrónico MOF-Ago-2012, donde se
tienen los Manuales a nivel de empresa y de SEM.
b) Personal y remuneraciones
Se recibió la planilla desagregada: remuneración básica + bonificaciones +
sobretiempos regulares. Carga social detallada, correspondiente a los años 2011
y 2012.
Para esta parte, queda pendiente de entrega la siguiente información:
Nº de trabajadores por niveles y categorías, especificando remuneración máxima
y mínima.
Boletas del personal de un mes.
c) Llenado de datos sobre tareas y actividades de personal según formato adjunto,
para ser llenado por cada empleado de la Sede Central y del S.E. Huancavelica
Rural.
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Entrega parcial, especificando el porcentaje de dedicación por cada Actividad.
En el Anexo 2.1-2 se presentan los cuadros correspondientes al Personal y
Remuneraciones.
2.3 ANTECEDENTES DE LOS COSTOS DE PERSONAL PROPIO Y DE
TERCEROS
2.3.1 Documentos solicitados según los Términos de Referencia
En lo que corresponde a costos de personal propio y de terceros, de acuerdo a los
términos de referencia del estudio, se solicitó a la empresa la siguiente información:
Antecedentes de costos de personal propio y de terceros, en base a lo especificado
en tabla de la página 12 de los Términos de Referencia de los Estudios de costos
del VAD (TdR).
Copias de contratos con las empresas que prestan servicios de mano de obra a la
empresa.
2.3.2 Documentos entregados por la empresa
La información recibida de costos de personal propio y de terceros ha sido la siguiente:
Para el costo de personal propio, ELC ha entregado las planillas anuales de su
personal, correspondiente a los años 2011 y 2012.
Copias de contratos de servicios con empresa encargada de mantenimiento y
comercialización en Sistema Eléctrico Huancavelica Rural.
CONTRATO Nº GR-052-2010/ELECTROCENTRO S.A. “Contrato de Locación
de Servicios de Contrastación y/o Verificación de Medidores de Electricidad en
Electrocentro S.A., celebrado entre Electrocentro S.A. y la Empresa Servicio de
Contraste”.
CONTRATO Nº GR-024-2011/ELECTROCENTRO S.A. “Contrato de Servicios
de Actividades Complementarias de Apertura y Cierre de Tapas de Cajas
Portamedidor y Cambio de Medidores, celebrado entre Electrocentro S.A. y
Servicio de Medidores S.A.”.
CONTRATO Nº GR-042-2011/ELECTROCENTRO S.A. “Contrato de Locación
de Servicios de Apertura/Cerrado de Cajas Portamedidor y Traslado de Personal
a los Suministros Programados en Electrocentro S.A., celebrado entre
Electrocentro S.A. y la Empresa Servicio de Medidores”.
CONTRATO Nº GR-043-2011/ELECTROCENTRO S.A. “Contrato de Locación
de Servicios de Contrastación y/o Verificación de Medidores de Electricidad en
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Electrocentro S.A., celebrado entre Electrocentro S.A. y la Empresa Servicio de
Contraste”.
CONTRATO Nº GR-018-2012/ELECTROCENTRO S.A. “Contrato de Servicios
de Ejecución de Actividades Comerciales y Recaudación por Cobranza en Línea
y Fueran de Línea de Recibos y Otros Ingresos – Zona Urbana y Rural de
Electrocentro S.A., celebrado entre Electrocentro S.A. y el Consorcio CONTA”.
CONTRATO Nº GR-035-2012/ELECTROCENTRO S.A. “Contrato de Servicios
en Actividades Comerciales y de Recaudación por Cobranza en Línea y Fueran
de Línea de Recibos y Otros Ingresos – Zona Urbana y Rural de Electrocentro
S.A. – Valle del Mantaro, celebrado entre Electrocentro S.A. y la Empresa
Grandez contratistas Generales S.A.C.”.
CONTRATO Nº GR-051-2012/ELECTROCENTRO S.A. “Contrato de Servicios
en Actividades Comerciales y de Recaudación por Cobranza en Línea y Fueran
de Línea de Recibos y Otros Ingresos – Zona Urbana y Rural de Electrocentro
S.A. – Huancavelica, Huancayo, Tarma y Selva Central, celebrado entre
Electrocentro S.A. y la Empresa Grandez contratistas Generales S.A.C.”.
CONTRATO Nº GR-064-2012/ELECTROCENTRO S.A. “Contrato de Servicios
de Mantenimiento y Operación del Sistema de Media Tensión, Subestaciones,
Baja Tensión y Alumbrado Público en Electrocentro S.A., para los sectores
típicos 4 y 5 en la Zona II, celebrado entre Electrocentro S.A. y la Empresa
Compañía de Ingeniería Eléctrica y Civil E.I.R.L.”
De la revisión de estos ocho contratos se comenta que sólo el CONTRATO Nº GR-
064-2012/ELECTROCENTRO S.A. corresponde a costos de operación y
mantenimiento del SEM, en tanto que los otros siete contratos están relacionados a
la actividad de distribución, pero en lo que corresponde a actividades comerciales
de recaudación y reparto de recibos entre otros.
Cuadro 2.4- Contratos de Servicios de Terceros reportados por ELC
No Contrato Servicio Contratado Ubicación de los Servicios Vigencia del
Contrato
Monto
Contratado
1 GR 24-2011 Contrastación y Cambio de Medidores
Ayacucho, Huancavelica y
Otros 2 años 688 512,33
2 GR-064-2012 CIEECO&M MT, SED, BT y AP ST 4 y 5 Tarma y Selva Central 230 267,44
3 GR-18-2012 ELCActividades Comerciales y recaudación
Zonas Urbana y Rural -
Ayacucho Pasco Huanuco y
Tingo maría 4 meses 1 969 026,42
4 GR-35-2012 ELCActividades Comerciales y recaudación Valle Mantaro 3 meses 369 661,74
5 GR-051-2012 Actividades Comerciales y recaudación
Zonas Urbana y Rural -
Huancavelica, Huancayo,
Tarma y selva Central 2 meses 1 119 373,62
6 GR-052-2010 Contrastación y Verificación de Medidores
Ayacucho, Huancavelica y
Otros 2 años 2 064 242,95
7 GR-042-2012 Apertura/cerrado de cajas portamedidor. Traslado de Personal
Ayacucho, Huancavelica y
Otros 3 años 223 500,00
8 GR-043-2013 Contrastación y Verificación de Medidores
Ayacucho, Huancavelica y
Otros 3 años 369 750,00
Total de Muestra de Contratos 7 034 334,50
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Como se observa del cuadro resumen, respecto de la información de los contratos,
Electrocentro tiene diversas formas de contratación de sus servicios, variando los
plazos del contrato, la duración de los mismos y al alcance y cobertura de estos
trabajos.
Para poder obtener los ratios de costos o rendimientos se requiere que la empresa
entregue los reportes de seguimiento de contrato a efectos de evaluar las
frecuencias de mantenimiento, rendimientos y otros índices de valor para el estudio
VAD.
Costos de servicios de terceros en el Sistema Eléctrico Huancavelica Rural,
en lo que comprende operación y mantenimiento y comercial a nivel empresa
del periodo 2011, pero no se tiene del sistema modelo.
Costos de personal propio y de terceros del periodo 2011 y 2012, que han
sido entregados con el file correspondiente y que para Agosto del 2012
representa 1 244,5 miles de soles como se muestra en el siguiente cuadro.
Cuadro 2.5- Remuneraciones de Planilla Electrocentro – Agosto 2012
Fuente: Electrocentro – Reporte de Información para VAD.
File Planilla Agosto 2012.xls
Como se observa en el cuadro anterior, las remuneraciones en ELC tienen una
correlación con la ubicación de las unidades operativas; así la sede regional
concentra el 45% de las remuneraciones, en tanto que las unidades
desconcentradas representan el restante 55%.
Rótulos de fila
Cantidad de
Empleados Participación
Remuneracion
es Agosto
2012 - PEN
Promedio -
PEN Porcentajes
Regional 132 40,6% 557 207,6 4 221,3 45%
Regional 27 8,3% 147 069,8 5 447,0 12%
Técnica 45 13,8% 181 054,7 4 023,4 15%
Comercial 30 9,2% 113 885,0 3 796,2 9%
Administración 30 9,2% 115 198,1 3 839,9 9%
Area de Negocios 189 58,2% 671 050,4 3 550,5 54%
(en blanco) 189 58,2% 671050,4 3 550,5 54%
AYACUCHO 27 8,3% 91 389,3 3 384,8 7%
HUANCAVELICA 22 6,8% 85 441,0 3 883,7 7%
HUANUCO 24 7,4% 90 779,0 3 782,5 7%
HUAYUCACHI 7 2,2% 29 064,0 4 152,0 2%
PASCO 16 4,9% 55 485,3 3 467,8 4%
SELVA 26 8,0% 81 968,5 3 152,6 7%
TARMA 24 7,4% 90 056,6 3 752,4 7%
TINGO MARIA 11 3,4% 37 424,1 3 402,2 3%
VALLE MANTARO 32 9,8% 109 442,7 3 420,1 9%
(en blanco) 4 1,2% 16 199,0 4 049,8 1%
Total general 325 1 244 457,1 3 829,1
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Aquí es pertinente tener en cuenta que en la sede regional se tienen las mayores
responsabilidades de gestión y además que, como ya antes se ha mencionado,
atienen además el sistema eléctrico Huancayo.
2.4 ANTECEDENTES DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS
2.4.1 Instalaciones Eléctricas – Metrados
La Validación de las Instalaciones Eléctricas, tuvo las siguientes etapas:
Revisión de consistencia;
Corrección de los antecedentes que muestren diferencia entre lo informado por la
empresa y lo informado por el OSINERGMIN – GART para fines del cálculo del
VNR (inciso b de TR); y.
Corrección de los antecedentes que muestren diferencias entre instalaciones
informadas por la empresa y los resultados de la inspección de campo realizado por
el consultor (inciso c de TR).
En el Cuadro 2.6 se presenta lo referente a la situación de la información remitida
por la empresa ELECTROCENTRO sobre los antecedentes de instalaciones
(metrados de instalaciones eléctricas, costos estándar de inversión y características
técnicas de las redes de distribución eléctrica).
Cuadro 2.6- Recopilación de antecedentes de instalaciones eléctricas
Ítem Documentos obligatorios y complementarios Obligatorio/
Complementario
Remitió
(SI/NO),
parcial
1
Formato I-1 (Resumen del Valor Nuevo de
Reemplazo de las Instalaciones de Distribución
Eléctrica).
Obligatorio, inciso
d) de TR. SI
2 Formato I-2 (Resumen del Valor Nuevo de
Reemplazo por Actividad).
Obligatorio, inciso
d) de TR. SI
3 Formato II (Resumen de lngresos por Actividad). Obligatorio, inciso
d) de TR. SI
4
Diagramas unifilares de los sistemas de
transmisión secundaria de la empresa de
distribución eléctrica modelo.
Obligatorio, inciso
d) de TR. SI
5 Información de los costos estándar de distribución
para la fijación del VNR (SICODI).
Obligatorio, inciso
d) de TR. SI
6 Información técnica y grafica de las instalaciones
eléctricas (base de datos VNRGIS).
Obligatorio, inciso
d) de TR. SI
7
Información de las características técnicas de las
SET AT/MT, alimentadores, SED y demandas
máximas.
Obligatorio, inciso
l) de TR. Parcial
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Ítem Documentos obligatorios y complementarios Obligatorio/
Complementario
Remitió
(SI/NO),
parcial
8 Información de las vías, tipo de vía, tipo de
alumbrado y perfiles de vía de la zona.
Obligatorio, inciso
q) de TR. Parcial
9 Información de zonas históricas o monumentales. Obligatorio, inciso
r) de TR. Parcial
10
Información sobre condiciones futuras: obras
planificadas a futuro y grandes demandas
previstas.
Complementario Parcial
11
Costos unitarios: órdenes de compra de los últimos
3 años y/o por las provisiones de materiales en
obras ejecutadas por terceros.
Complementario SI
De acuerdo a la información reportada por la empresa se pudo determinar
inicialmente la estructura del sistema modelo, el cual básicamente tiene un total de
redes de MT de 936 km (tipo aéreo), con 690 SED (todas subestaciones MT/BT) y
con un total de red de BT servicio particular y alumbrado público de 681,81 km y
442,30 km (ambos tipo aéreo), respectivamente. El costo de inversión total
asignado al sistema modelo Huancavelica Rural fue de 12 737 miles de US$, con
un total de empresa de 229 159 miles de US$.
Asimismo, se tienen conectados 132 SED y 107,11 km de redes pertenecientes al
SER Huancavelica Rural.
2.5 ANTECEDENTES DE LAS INSTALACIONES NO ELÉCTRICAS
a) Documentos solicitados:
Detalle de las inversiones no eléctricas destinadas a la prestación del servicio
de Distribución correspondiente al SEM Huancavelica Rural, valorizados en
US Dólares.
Detalle de otras inversiones no eléctricas en bienes muebles e inmuebles del
SEM Huancavelica Rural.
Valor de las inversiones no eléctricas a nivel de Empresa.
b) Documentos entregados por la empresa:
Adicionalmente a la documentación de Activos Fijos entregada por el Área de
Contabilidad, se recibió la siguiente información:
b.1. Detalle de VNR de instalaciones no eléctricas en bienes muebles e
inmuebles de la UU.NN. Huancavelica clasificado por:
Terreno.
Construcciones.
Vehículos y transportes.
Equipos de comunicaciones.
Equipos y muebles de oficina.
Herramientas y equipos de seguridad.
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Equipos de cómputo.
b.2. Valor de las inversiones no eléctricas a nivel de Empresa.
c) Anexos
En el Anexo 2.5-1 se presenta copia de la información recibida, sólo en medio
magnético.
2.6 ANTECEDENTES COMERCIALES
2.6.1 Compras y Ventas de Energía y Potencia
En cuanto a los antecedentes técnicos comerciales, se muestra a continuación el estado de
la información presentada por la empresa ELECTROCENTRO.
Cuadro 2.7- Recopilación de antecedentes técnicos comerciales
Ítem Documentos obligatorios y complementarios Obligatorio/
Complementario
Remitió (SI/NO),
parcial
1
e) Información técnico-comercial mensual del total
Empresa y sistema eléctrico modelo para el período
enero 2011 - diciembre 2012 (Formatos V-1, V-2 y V-3)
Obligatorio,
inciso e) de TR. SI
2
Información sustentatoria de número de usuarios, ventas de
energía y de potencia detalladas por opciones tarifarias y
tipo de usuarios.
Obligatorio,
inciso e) de TR. NO
3 Información sustentatoria de compra mensual de energía y
potencia a empresas generadoras
Obligatorio,
inciso e) de TR. Parcial
2.7 ANTECEDENTES DE BALANCE DE POTENCIA Y ENERGÍA
En cuanto a los Balances de Energía y Potencia, se muestra a continuación el
estado de la información presentada por la empresa ELECTROCENTRO.
Cuadro 2.8- Recopilación de antecedentes técnicos comerciales para Balance de Energía y
Potencia
Ítem Documentos obligatorios y complementarios Obligatorio/
Complementario
Remitió
(SI/NO), parcial
1 Formato VI (Balance de Energía y Potencia de Punta, Total
Empresa y Sistema Eléctrico Modelo - 2011 y 2012).
Obligatorio,
inciso k) de TR. SI
2
Información sustentatoria de pérdidas técnicas y
comerciales de potencia y energía de las redes de MT y
BT, incluyendo acometidas y medidores.
Obligatorio,
inciso k) de TR. Parcial
3
Datos Generales de las demandas de potencia y energía:
potencia máxima coincidente, factor de carga y factor de
carga de las pérdidas de cada SED; crecimiento de la
demanda vegetativa y factor de uso medio.
Complementario Parcial
4 Estudio de Pérdidas que involucre al Sector Modelo Obligatorio No
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2.8 ANTECEDENTES DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
2.8.1 Antecedentes de Explotación Técnica
2.8.1.1 Documentos Entregados por la Empresa
Dentro de los plazos establecidos por el OSINERGMIN-GART para el desarrollo del
estudio, ELECTROCENTRO a la fecha hizo entrega de la siguiente información, la
misma que se utilizó para la elaboración del presente informe.
Formato A-III-1, Se recibió de forma incompleta, por cuanto se hace
referencia a los documentos de respaldo, pero no se dispone de los
mismos.
Cuadro 2.9- Resumen de Costos de Operación y Mantenimiento por Actividad – Año 2012
A partir de dicha información, se puede observar que ELC presenta como costo de
O&M un valor de 63,7 millones de US$ anuales a nivel de empresa, en tanto que
para el SEM Huancavelica Rural dicho costo asciende a 1,5 millones de dólares
que representa el 2% del costo a nivel de empresa.
Formato A-III-2, Se recibió de forma completa (Reporta Costo Total
Empresa, el desagregado de Costo Directo, Costo de Supervisión Directa,
Costo Indirecto y Criterio de Asignación).
Código ActividadTotal
Empresa
Sistema
Eléctrico
Modelo
Total
Empresa
Sistema
Eléctrico
Modelo 6
Documento de
Respaldo
A1 Compra de Energía 120 163 2 077 324 080 5 601 EGyP AÑO 2012
A2 Generación 7 100 0 19 148 0 EGyP AÑO 2012
A3 Transmisión 12 456 11 33 593 29 EGyP AÑO 2012
A4 Distribución Media Tensión 13 956 220 37 640 595 EGyP AÑO 2012
A5 Distribución Baja Tensión 21 717 766 58 571 2 066 EGyP AÑO 2012
A6 Alumbrado Público 2 951 56 7 960 151 EGyP AÑO 2012
A7 Comercialización 25 078 471 67 637 1 270 EGyP AÑO 2012
A8 Conexión a la Red de Distribución Eléctrica 3 488 74 9 407 200 EGyP AÑO 2012
A9 Corte y Reconexión 1 574 33 4 245 90 EGyP AÑO 2012
A10 Gestión de Inversión en Distribución 0 0 0 0 EGyP AÑO 2012
A11 Gestión de Inversión en Otras Áreas 0 0 0 0 EGyP AÑO 2012
A12 Asesoría a Terceros 0 0 0 0 EGyP AÑO 2012
A13 Otros Servicios 18 030 0 48 627 0 EGyP AÑO 2012
A14 Negocios Financieros 0 0 0 0 EGyP AÑO 2012
A15 Otras 12 987 1 35 026 2 EGyP AÑO 2012
A1 + … + A15 Total Actividades 239 501 3 709 645 934 10 003
A4 + A5 + A6 + A7 Total Distribución 63 703 1 513 171 808 4 081
2%
Miles US$ Miles S/.
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Cuadro 2.10- Formato III-2 Resumen anual de Costos de O&M por Actividad – Año 2012
A nivel de Empresa (en Miles de Soles)
Formato A-III-3, Se recibió de forma completa (Reporta Costo Total
Sistema Eléctrico Modelo, el desagregado de Costo Directo, Costo de
Supervisión Directa, Costo Indirecto y Criterio de Asignación).
Código DescripciónTotal
EmpresaCosto Directo
Costo de
Supervisión
Directa (1)
Costo
Indirecto Criterio de
Asignación
SD Suministros Diversos 8 860 8 860 - - -
CE Compra de Energía 131 712 131 712 - -
COSTOS INCURRIDOS SEGÚN VNR
CP Cargas de Personal 23 443 5 650 6 833 10 961 -
CP1
Generación 300 300 - -
COSTOS INCURRIDOS SEGÚN POTENCIA GENERADA
CP2
Transmisión 1 934 1 934 - -
COSTOS INCURRIDOS SEGÚN LONGITUS DE LINEA
CP3 Distribución 4 476 3 416 1 060 - -
Jefatura 1 060 - 1 060 - -
Media Tensión 1 004 1 004 - -
COSTOS INCURRIDOS SEGÚN LONGITUD DE RMT
Subestaciones 1 286 1 286 - - -
Baja Tensión 713 713 - -
COSTOS INCURRIDOS SEGÚN LONGITUD DE RBT
Alumbrado Público 413 413 - -
COSTOS INCURRIDOS SEGÚN LONGITUD DE RBT
CP4 Comercialización 5 773 - 5 773 - SEGÚN NUMERO DE CLIENTES
Jefatura 748 - 748 - -
Unidad de Apoyo 5 025 - 5 025 - -
Atención de Clientes - - - - -
Facturación - - - - -
Cobranza - - - - -
Cobranza Dudosa - - - - -
Otros - - - - -
CP5 Administración 10 961 - - 10 961 -
Directorio 170 - - 170 -
Gerencia General - - - - -
Gerencia de Operaciones - - - - -
Gerencia de Planeamiento y Control de Gestión - - - - -
Gerencia de Comercialización 898 - - 898 -
Gerencia Técnica 2 180 - - 2 180 -
Gerencia de Administración y Finanzas 2 363 - - 2 363 -
Gerencia Zonal o Sucursales 2 207 - - 2 207 -
Otros 3 144 - - 3 144 -
SP Servicios Prestados por Terceros 44 151 31 491 3 434 9 227 -
SP1
Generación 3 273 3 273 - -
COSTOS INCURRIDOS SEGÚN POTENCIA GENERADA
SP2
Transmisión 3 519 3 519 - -
COSTOS INCURRIDOS SEGÚN LONGITUS DE LINEA
SP3 Distribución 10 264 6 831 3 434 - -
Jefatura 3 434 - 3 434 - -
Media Tensión 4 179 4 179 - -
COSTOS INCURRIDOS SEGÚN LONGITUD DE RMT
Subestaciones 894 894 - - -
Baja Tensión 1 243 1 243 - -
COSTOS INCURRIDOS SEGÚN LONGITUD DE RBT
Alumbrado Público 515 515 - -
COSTOS INCURRIDOS SEGÚN LONGITUD DE RBT
Remanente - - - - -
SP4 Comercialización 17 868 17 868 - - SEGÚN NUMERO DE CLIENTES
SP5 Administración 9 227 - - 9 227 -
TR Tributos (no incluye IGV) 3 952 - - 3 952 -
CG Cargas Diversas de Gestión 7 678 - - 7 678 -
PE Provisiones del Ejercicio 41 662 - - 41 662 -
PE1 Depreciación 35 861 - - 35 861 -
PE2 Cobranza Dudosa 755 - - 755 -
PE3 Otras provisiones y CTS 5 046 - - 5 046 -
CT Costo Total 261 458 177 712 10 266 73 480 -
TS Costo Total del Servicio 225 597 177 712 10 266 37 619 -
CT=SD+CE+CP+SP+TR+CG+PE
TS=CT-PE1
Nota (1) Considera los gastos de las Sub Gerencias y demás sub dependencias de la Gerencia de Operaciones (Distribución) y de las
Jefaturas de las Unidades Operativas y Zonales de la Empresa
Nota (2) Asignado en función al costo directo
SEGUNDO INFORME - FIJACIÓN DEL VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCIÓN Y CARGOS FIJOS – Sector Típico 6 (Sistema Huancavelica Rural
EMPRESA REGIONAL DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA DEL CENTRO ELECTROCENTRO S.A.
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Cuadro 2.11- Formato A-III-2 Resumen anual de Costos de O&M por Actividad – Año 2012
A nivel de SEM (en miles de soles)
Formato A-V-1.
Formato A-V-2.
Formato A-V-3.
Código Descripción Total SEMCosto
Directo
Costo de
Supervisión
Directa (1)
Costo
Indirecto Criterio de
Asignación
SD Suministros Diversos 122 122 - -
COSTOS INCURRIDOS SEGÚN VNR
CE Compra de Energía 2 342 2 342 - - -
CP Cargas de Personal 252 132 120 -
COSTOS INCURRIDOS SEGÚN POTENCIA GENERADA
CP3 Distribución 132 132 - - -
Media Tensión 0 0 - - -
Subestaciones 66 66 - -
COSTOS INCURRIDOS SEGÚN LONGITUD DE RBT
Baja Tensión 65 65 - -
COSTOS INCURRIDOS SEGÚN LONGITUD DE RBT
CP4 Comercialización 120 - 120 - -
Jefatura - - - - -
Unidad de Apoyo 120 - 120 - -
SP Servicios Prestados por Terceros 633 633 - -
COSTOS INCURRIDOS SEGÚN POTENCIA GENERADA
SP3 Distribución 633 633 - - -
Media Tensión 126 126 - - -
Subestaciones 91 91 - -
COSTOS INCURRIDOS SEGÚN LONGITUD DE RBT
Baja Tensión 5 5 - -
COSTOS INCURRIDOS SEGÚN LONGITUD DE RBT
Alumbrado Público 3 3 - - -
Remanente 409 409 - - SEGÚN NUMERO DE CLIENTES
TR Tributos (no incluye IGV) 1 - - 1 -
CG Cargas Diversas de Gestión 29 - - 29 -
PE Provisiones del Ejercicio 748 - - 748 -
PE1 Depreciación 732 - - 732 -
PE3
Otras provisiones y CTS 16 - - 16
-
CT Costo Total 4 128 3 229 120 779 -
TS Costo Total del Servicio 3 396 3 229 120 47 -
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Cuadro 2.12- Resumen de Costos Combinados por Naturaleza y Destino Total Empresa y
Sistema Eléctrico Modelo - Año 2012
Formato A-V-4.
Formato A-V-5.
Cuadro 2.13- Resumen de Costos por Actividad y Naturaleza Total Empresa y Sistema
Eléctrico Modelo - Año 2012
Costos por Destino (Miles de US$)
Costos por Naturaleza Generación Transmisión DistribuciónComercializa
ción
Administraci
ónTotal
602. COMBUSTIBLES Y LUBRICANTES 788 1 0 0 0 790
606. SUMINISTROS DIVERSOS 110 225 2 719 3 409 645 7 107
607. COMPRA DE ENERGÍA 0 485 120 163 0 0 120 648
62. CARGAS DE PERSONAL 596 2 426 5 742 6 199 6 873 21 837
63. SERVICIOS PRESTADOS POR TERCEROS 2 965 3 246 9 128 16 314 8 859 40 512
64. TRIBUTOS 225 48 2 689 464 272 3 698
65. CARGAS DIVERSAS DE GESTIÓN 251 641 2 025 2 491 2 022 7 429
68. PROVISIONES DEL EJERCICIO 2 167 5 864 25 639 1 782 2 028 37 479
TOTAL COSTO DEL SERVICIO 7 103 12 937 168 104 30 657 20 700 239 501
670. CARGAS FINANCIERAS
COSTO DE SERVICIO + CARGAS FINANCIERAS 7 103 12 937 168 104 30 657 20 700 239 501
Costos por Destino (Miles de US$)
Costos por Naturaleza Generación Transmisión DistribuciónComercializa
ción
Administraci
ónTotal
602. COMBUSTIBLES Y LUBRICANTES 0 0 0 0 0 0
606. SUMINISTROS DIVERSOS 0 0 52 52 0 105
607. COMPRA DE ENERGÍA 0 0 0 2 077 0 2 077
62. CARGAS DE PERSONAL 0 0 134 120 0 254
63. SERVICIOS PRESTADOS POR TERCEROS 0 1 183 386 1 571
64. TRIBUTOS 0 0 0 1 0 1
65. CARGAS DIVERSAS DE GESTIÓN 0 0 7 16 0 23
68. PROVISIONES DEL EJERCICIO 0 9 668 1 0 678
TOTAL COSTO DEL SERVICIO 0 11 1 044 2 653 1 3 709
670. CARGAS FINANCIERAS
COSTO DE SERVICIO + CARGAS FINANCIERAS 0 11 1 044 2 653 1 3 709
Costos por Naturaleza (Miles de US$)
ActividadCombustibles
y Lubricantes
Compra de
Energía
Suministros
Diversos
Cargas de
Personal
Servicios de
TercerosTributos
Cargas
DiversasProvisiones
Cargas
FinancierasTotal
Compra de Energía - 120 163 - - - - - - - 120 163
Generación 788 - 110 596 2 965 225 251 2 167 - 7 103
Transmisión 1 485 225 2 426 3 246 48 641 5 864 - 12 937
Distribución Media Tensión - - 827 2 153 4 019 2 437 817 7 996 - 18 247
Distribución Baja Tensión - - 950 714 1 481 242 709 15 513 - 19 609
Alumbrado Público - - 558 391 470 0 216 1 811 - 3 447
Comercialización - - 3 409 6 199 16 314 464 2 491 1 782 - 30 657
Conexión a la Red de Distribución Eléctrica - - - - - - - - - -
Corte y Reconexión - - - - - - - - - -
Gestión de Inversión en Distribución - - - - - - - - - -
Gestión de Inversión en Otras Áreas - - - - - - - - - -
Asesoría a Terceros - - - - - - - - - -
Otros Servicios 0 - 384 2 484 3 158 10 283 319 - 6 638
Negocios Financieros - - - - - - - - - -
Otras - - 645 6 873 8 859 272 2 022 2 028 - 20 700
Total Actividades 790 120 648 7 107 21 837 40 512 3 698 7 429 37 479 - 239 501
Total Distribución - - 5 743 9 457 22 284 3 142 4 232 27 101 - 71 960
Costos por Naturaleza (Miles de US$)
ActividadCombustibles
y Lubricantes
Compra de
Energía
Suministros
Diversos
Cargas de
Personal
Servicios de
TercerosTributos
Cargas
DiversasProvisiones
Cargas
FinancierasTotal
Compra de Energía - 2 077 - - - - - - - 2 077
Generación - - - - - - - - - -
Transmisión - - 0 - 1 1 - 9 - 11
Distribución Media Tensión - - 16 0 110 - 7 90 - 222
Distribución Baja Tensión - - 15 133 71 0 1 546 - 766
Alumbrado Público - - 21 - 2 - - 33 - 56
Comercialización - - 52 120 386 1 16 1 - 576
Conexión a la Red de Distribución Eléctrica - - - - - - - - - -
Corte y Reconexión - - - - - - - - - -
Gestión de Inversión en Distribución - - - - - - - - - -
Gestión de Inversión en Otras Áreas - - - - - - - - - -
Asesoría a Terceros - - - - - - - - - -
Otros Servicios - - - - - - - - - -
Negocios Financieros - - - - - - - - - -
Otras - - - - 1 - - - - 1
Total Actividades - 2 077 105 254 571 1 23 678 - 3 709
Total Distribución - - 104 254 569 1 23 669 - 1 621
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Los formatos restantes indicados se encuentran en el Anexo correspondiente.
En adición a la información descrita, ELECTROCENTRO hizo entrega del detalle de
órdenes de mantenimiento del Sistema Eléctrico Huancavelica Rural del periodo
2012, sin embargo, este detalle solo cuenta con la información del costo más no la
cantidad de actividades realizadas.
Cuadro 2.14- Resumen de Obras de Mantenimiento - Huancavelica Rural 2012
Cuadro 2.15- Detalle de gastos de O&M Enero – Octubre 2012
2.8.1.2 Documentos No Entregados
Dentro de los documentos correspondientes a la explotación técnica no
entregados a la fecha, los cuales dificultan cumplir con los alcances del
Primer Informe establecidos en los términos de referencia, son los siguientes:
Información de costos típicos de operación y mantenimiento de total
Empresa y sistema eléctrico modelo para el año 2011 y 2012:
Programa para la atención del servicio.
Programas de Mantenimiento e Informe de Ejecución.
Relación de Órdenes de trabajo ejecutadas que contendrá como
mínimo: Nº de Orden de Trabajo; Descripción Fecha; Responsable del
área, y Tipo de Instalaciones que comprende.
Reporte de almacenes, en cuanto a salida de repuestos y materiales para
la ejecución de las actividades técnicas y de explotación.
Programa anual de repuestos adquiridos en el año.
Recursos utilizados para la atención del servicio.
Costos de las actividades realizadas por servicios de terceros.
Otros costos de operación y mantenimiento.
RESUMEN DE GASTOS DE OBRA & MANTENIMIENTO - HUANCAVELICA RURAL 2012
Enero - Octubre Total Anual
Rubro Materiales Servicios Materiales Servicios
Redes Media Tensión 30 076,63 61 630,34 36 091,96 73 956,41 Redes Baja Tensión 6 995,21 47 840,70 8 394,25 57 408,84 Subestaciónes de Dis 22 857,41 1 762,44 27 428,89 2 114,93 Alumbrado Público 15 904,69 10 778,94 19 085,63 12 934,73 Total 75 833,94 122 012,42 91 000,73 146 414,90
Fuente SAP-PM (Enero-Octubre 2012)
Alimentador Rubro Núm.OrdMT Cst.tot.reales Costes sal. int Costes mat.prop Costes mat.ext. Costes serv. Otros costesTOTAL Total 363 147 499,28 PEN 6 538,00 PEN 74 657,66 PEN 1176,28 PEN 61 630,34 PEN 3 497,00 PENTOTAL Redes Media Tensión 170 81 437,33 PEN 2 568,00 PEN 29 218,15 PEN 858,48 PEN 47 840,70 PEN 952 PENTOTAL Redes Baja Tensión 53 10 093,65 PEN 1 336,00 PEN 6 720,63 PEN 274,58 PEN 1762,44 PEN 0,00 PENTOTAL Subestaciónes de Dis 109 38 815,35 PEN 2 634,00 PEN 22 814,19 PEN 43,22 PEN 10 778,94 PEN 2 545,00 PENTOTAL Alumbrado Público 31 17 152,95 PEN 0 PEN 15 904,69 PEN 0 PEN 1248,26 PEN 0,00 PEN
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2.8.2 Antecedentes de Explotación Comercial
2.8.2.1 Documentos Entregados por la Empresa
Para este parte del estudio, ELECTROCENTRO hizo entrega de los
siguientes Formatos A, los mismos que están completos:
Formato A VIII-1 y Formato A VIII-2.
Formato A IX-1 y Formato A IX-2.
Formato A X-1 y Formato A X-2.
Formato A XI-1 y Formato A XI-2.
En adición a los Formatos A, ELECTROCENTRO hizo entrega de la siguiente
información:
Costos Comerciales de alumbrado público, contraste de medidores,
supervisión. Sin embargo, estos documentos entregados no están
directamente vinculados con el objetivo principal del estudio.
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AYACUCHO 2 777 24,65 14,9 30730,35
HUANTA 3 165 24,65 14,9 6525,75
HUANCAYO 2 1440 24,65 14,9 56952
HUANCAVELICA 3 173 24,65 14,9 6842,15
TARMA 3 199 24,65 14,9 7870,45
LA OROYA 3 108 24,65 14,9 4271,4
PASCO 3 300 24,65 14,9 11865
SELVA CENTRAL 3 235 24,65 14,9 9294,25
PICHANAKI 2 92 24,65 14,9 3638,6
HUANUCO 2 674 24,65 14,9 26656,7
TINGO MARIA 3 279 24,65 14,9 11034,45
AUCAYACU 3 58 24,65 14,9 2293,9
TOTAL 4500 110 925,00 67 050,00 177 975,00
NTCSER
AYACUCHO 5 CANGALLO - LLUSITA 290 100 29 000,00
AYACUCHO 5 AYACUCHO RURAL 324 100 32 400,00
HUANTA 5 HUANTA RURAL 216 100 21 600,00
HUANCAVELICA 5 PAMPAS 228 100 22 800,00
HUANCAVELICA 5 TABLACHACA 162 100 16 200,00
PALCA/ACORIA/LIRCAY 5 Palca / Acoria/ Lircay- Hvca Rural 510 100 51 000,00
Valle Mantaro 4 Valle Mantaro 1 -Jauja/Concepción 542 100 54 200,00
Valle Mantaro 4 Valle Mantaro 2 - Chupaca 304 100 30 400,00
Valle Mantaro 4 Valle mantaro3 - Pachacayo- Jauja 478 100 47 800,00
HUANCAYO HUAYUCACHI 5 Huayucachi 586 100 58 600,00
HUANCAYO 5 SAN BALVIN 26 100 2 600,00
HUANCAYO 5 ACOBAMBILLA 10 100 1 000,00
HUANUCO 5 Hco Rural 2- La Union- Llata 582 100 58 200,00
HUANUCO 4 Huco Rural 1 - Ambo-Tomayquichua-Huacar 186 100 18 600,00
SELVA CENTRAL 4 CHALHUAMAYO SATIPO 320 100 32 000,00
SELVA CENTRAL 5 POZUZO 46 100 4 600,00
TARMA 5 TARMA RURAL 278 100 27 800,00
TARMA 4 JUNIN 126 100 12 600,00
PASCO 4 PASCO RURAL 578 100 57 800,00
5 792
* Nota: El costo unitario para el periodo 2012 esta considerado S/. 45
y el costo actual corresponde al precio del mercado actual S/. 100
NTCSE
UUNN/SEM
COSTO GENERAL DE CONTRASTE NTCSER
* Costo Unitario S/.No. Contraste
Anual
Costo Total
S/.Localidad
Número de Contraste anual
NTCSEUUNN/SEM
5 792 000,00
Sector
Tipico
Sector
Tipico
Costo Unitario
contraste S/.
Costo Unitario
Apertura cajas y
traslado personal
S/.
Costo total
S/.
COSTO GENERAL DE CONTRASTE NTCSE 177 975,00
Total
Item Descripción Costo Anual S/.
1 Atención de procesos de supervisión de Osinergmin (Res 722-2008) 42 000
2 Atención de procesos de supervisión de Osinergmin (Supervisión Especial de Alumbrado Público) 42 000
3 Atención de procesos de supervisión de Osinergmin (RM 228-2009) 42 000
CONTRASTE DE MEDIDORES EN CAMPO - Resolución 680-2008 OS/CD - Costo en Soles
2011 2012
total total
Sistema Huancavelica
CONTRASTE DE MEDIDORES EN CAMPO - Resolución 680-2008 OS/CD 397 497,26 123 148,79
CONTRASTE DE MEDIDORES EN CAMPO - Resolución 680-2008 OS/CD 1 966 612,61 835 725,13
Total Empresa Electrocentro
Actividad
Sector Tipico
SE0075 HUANCAVELICA RURAL 6
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Información de los ratios comerciales del Sistema Eléctrico Huancavelica
Rural de los periodos 2011 y 2012.
2.8.2.2 Documentos No Entregados
La documentación faltante a la fecha, son los siguientes:
Costos Ejecutados de Explotación Comercial desagregados a nivel
mensual desde el año 2011 a octubre del 2012.
2.8.3 Antecedentes de Gestión
2.8.3.1 Documentos Solicitados de Acuerdo a los Términos de Referencia
En relación a la Organización y Personal de ELECTROCENTRO, de acuerdo
a los Términos de Referencia del Estudio, se solicitó la siguiente información:
Antecedentes de los costos de personal propio y de terceros, tal como se
muestra en tabla de la página 12 de los Términos de Referencia.
Organigramas, Manual de Organización y Funciones (MOF) y Cuadro de
Asignación de Personal (CAP).
Planilla del personal contratado directamente por ELECTROCENTRO.
Contratos con las empresas que prestan servicios de mano de obra.
Estructura salarial por nivel, categoría y tipo.
Información de modalidad de cobranza, número de centros de atención,
numero de ventanillas de atención, costos unitarios por transacción.
Información de vías, tipo de vía, tipo de alumbrado y perfiles de vía de la
zona.
Concepto Ratio 2011 2012
Análisis de lecturas Lecturas/persona-hora 13,00 14,00
Cobranzas facturas/cajero-día 40,00 42,50
Análisis de saldos Cuentas c/saldo/personas-hora 0,00 0,00
Resolución de cuentas morosas Cuentas /empleado-día 16,00 16,00
Planificaión de inspecciones Cuentas/persona-hora 1,40 1,74
Inspecciones clientes residenciales Cuentas/persona-hora 0,46 0,49
Inspecciones grandes clientes Cuentas/persona-hora 0,08 0,03
Consumos recuperados Cuentas/persona-día 0,11 0,63
Suspensiones Suspensiones/persona-hora 0,01 0,01
Cortes Cortes/persona-hora 1,32 1,08
Rehabilitaciones Rehabilitaciones/persona-hora 0,50 0,50
Reconexiones Reconexiones/persona-hora 1,21 1,03
Llamadas comerciales Llamadas/persona-hora 0,24 0,29
Llamadas por problemas de suministro Llamadas/persona-hora 0,01 0,04
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Página 50
2.8.3.2 Documentos Entregados por la Empresa
De la información solicitada a ELECTROCENTRO, a la fecha la empresa hizo
entrega de la siguiente información:
Evaluación Presupuestal Ejercicio 2011 y 2012 del Total Empresa.
Planilla correspondiente al periodo 2011 y 2012, ordenado por apellido.
Contrato de Locación de Servicios de Contrastación y/o Verificación de
Medidores de Electricidad con la Empresa Servicio de Contraste.
Contrato de Servicios de Ejecución de Actividades Comerciales y
Recaudación por Cobranza en Línea y Fueran de Línea de Recibos y
Otros Ingresos – Zona Urbana y Rural de Electrocentro S.A. con el
Consorcio CONTA”
Contrato de Servicios en Actividades Comerciales y de Recaudación por
Cobranza en Línea y Fueran de Línea de Recibos y Otros Ingresos – Zona
Urbana y Rural de Electrocentro S.A. – Valle del Mantaro con la Empresa
Grandez Contratistas Generales S.A.C.”
Contrato de Servicios en Actividades Comerciales y de Recaudación por
Cobranza en Línea y Fueran de Línea de Recibos y Otros Ingresos – Zona
Urbana y Rural de Electrocentro S.A. – Huancavelica, Huancayo, Tarma y
Selva Central con la Empresa Grandez Contratistas Generales S.A.C.”
Descripción individual de los recursos humanos.
Organigrama de la Gerencia Regional de la Empresa ELECTROCENTRO,
así como los organigramas de la Gerencia de Administración y Finanzas,
Gerencia comercial, Gerencia Técnica y de la Unidad de Negocios de
Huancavelica.
2.8.3.3 Documentos No Entregados
ELECTROCENTRO a la fecha no hizo entrega de la siguiente información:
Información de modalidad de cobranza, número de centros de atención,
número de ventanillas de atención, costos unitarios por transacción.
2.9 ANTECEDENTES DE ASIGNACIÓN DE COSTOS
2.9.1 Documentos solicitados según los Términos de Referencia
Se solicitó la siguiente información, acompañada de la correspondiente sustentación:
Información sobre criterios de asignación de los costos de supervisión y costos
indirectos de los órganos de dirección, gerencia y administración, a nivel de
actividades, de empresa y de Sistema Eléctrico Modelo.
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Página 51
Información sobre criterios de asignación de inductores de costos.
Sustento de los criterios y metodología utilizados.
2.9.2 Documentos entregados por la empresa
De la información solicitada a ELECTROCENTRO, a la fecha se cuenta con la
siguiente información:
Criterios de asignación de los costos de supervisión directa.
Se entregó los Formatos VIII-1 y VIII-2 que corresponden a la tabla de asignación
de Costos de Supervisión Directa de las actividades de Total Empresa y del
Sistema Eléctrico Modelo.
El detalle a nivel de empresa se muestra en los formatos de los Anexos A y B
correspondiente y en la información entregada en medio electrónico.
Criterios de asignación de los costos directos.
Solo se tomó conocimiento de los inductores utilizados para asignar costos de la
Empresa al S.E. Huancavelica Rural de las actividades.
Criterios de asignación de costos indirectos.
Se entregó los Formatos VII-1 y VII-2 que corresponden a la tabla de asignación de
Costos Indirectos a las actividades de Total Empresa y del Sistema Eléctrico
Modelo.
Ide
nti
fic
ac
ión
Actividad
% S/. % S/. % S/. % S/. % S/. % S/. % S/. % S/. % S/. % S/.
A1 Compra de energía 0 0 0 0 0 0 100 7 10 7 0 0 0 0 0 0 0 0 100 61,27 90 61
A2 Generación 80 0 10 0 0 0 10 0 95 0 0 0 0 0 0 0 0 0 100 0 5 0
A3 Transmisión 0 0 90 0 0 0 10 0 95 0 0 0 0 0 0 0 0 0 100 0,017 5 0
A4 Distribución MT 0 0 0 0 90 5 10 1 70 5 20 1 20 1 20 1 40 1 0 0 41 3
A5 Distribución BT 0 0 0 0 90 15 10 2 70 17 20 2 20 2 20 2 40 4 0 0 41 10
A6 Alumbrado público 0 0 0 0 90 1 10 0 70 1 20 0 20 0 20 0 40 0 0 0 41 1
A7 Comercialización 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 20 4 20 4 20 4 40 7 0 0 100 18
A8 Conexión Medidores 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10 0 10 0 5 0 75 0 0 0 100 0
A9 Corte y Reconexión 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10 0 10 0 5 0 75 0 0 0 100 0
A10 Gestión Inv. En Distribución
A11 Gestión Otras Inversiones
A12 Asesoría Terceros
A13 Apoyo Postes
A14 Negocios Financieros
A15 Otros 0 20 0 40 0 25 0 30 0 0 0 0 0 0 0 0 0 41 0,007 70 0
Total 0 0 21 9 31 6 6 6 13 93
% = Porcentaje de asignación
Área Representativa: Órgano o Grupo de Órganos, que pueden ser subgerencias, zonales, unidades o servicios
To
tal
Nota:
To
tal
FA
CT
UR
AC
ION
CO
BR
AN
ZA
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TABLA DE ASIGNACIÓN DE COSTOS DE SUPERVISIÓN DIRECTA A LAS ACTIVIDADES
TOTAL SISTEMA ELÉCTRICO MODELO
Áreas Representativas de la Gerencia de Distribución Áreas Representativas de la Gerencia Comercial
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El detalle a nivel de empresa se muestra en el Anexo correspondiente y en la
información entregada en medio electrónico.
2.10 ANTECEDENTES DE LA CALIDAD DE SERVICIO
Dentro de los antecedentes correspondientes a la Calidad del Servicio Eléctrico de
ELECTROCENTRO y en particular del Sistema Eléctrico Modelo, se tiene lo siguiente:
2.10.1 Documentos Solicitados de Acuerdo a Términos de Referencia
Información sobre la calidad de servicio a nivel de Empresa y Sistema Eléctrico
Modelo.
Información del Balance de Energía y Potencia.
Información de las características técnicas de las SET AT/MT, alimentadores,
subestaciones y demandas máximas y toda información técnica que considere
necesaria.
Estadística de fallas:
Cantidad de fallas reportadas en 2011 y 2012, el número y longitud de las
instalaciones que se toman en cuenta para el cálculo de los indicadores, que
corresponden a las que se encuentran en servicio al 30 de junio de cada año
2011 y 2012.
Fallas en suministro al sistema de MT y número de puntos de suministro.
Fallas en líneas aéreas en MT y longitud de circuitos en operación.
Iden
tifi
cació
n
Actividad
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A1 Compra de energía 10 44,2 70 309,4 10 44,2 10 44,2 442
A2 Generación 0
A3 Transmisión 10 0,218 70 1,527 10 0,218 10 0,218 2,181
A4 Distribución MT 10 4,669 70 32,68 10 4,669 10 4,669 46,69
A5 Distribución BT 10 15,94 70 111,6 10 15,94 10 15,94 159,4
A6 Alumbrado público 10 1,124 70 7,87 10 1,124 10 1,124 11,24
A7 Comercialización 10 11,74 70 82,18 10 11,74 10 11,74 117,4
A8 Conexión Medidores 0
A9 Corte y Reconexión 0
A10 Gestión Inv. En Distribución 0
A11 Gestión Otras Inversiones 0
A12 Asesoría Terceros 0
A13 Apoyo Postes 0
A14 Negocios Financieros 0
A15 Otros 7,69 0,012 7,69 0,012 7,69 0,012 7,69 0,012 7,69 0,012 7,69 0,012 7,69 0,012 7,69 0,012 7,69 0,012 7,69 0,012 7,69 0,012 7,69 0,012 7,69 0,012 0,162
Total 78 0,012 1,539 152,1 391,6 0 78 0,012 0,012 0,012 77,9 0,012 0,012 779
% = Porcentaje de asignación
(1) Relación no taxativa (El consultor podrá indicar otras)
(2) Costos de la Gerencia Propiamente dicha
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TA
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Nota:
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TABLA DE ASIGNACIÓN DE COSTOS INDIRECTOS A LAS ACTIVIDADES
TOTAL SISTEMA ELÉCTRICO MODELO
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Fallas en líneas subterráneas en MT y longitud de circuitos en operación.
Fallas en subestaciones de distribución de distribución y numero de
subestaciones.
Fallas en líneas aéreas en BT y longitud de circuitos en operación.
Fallas en líneas subterráneas en BT y longitud de circuitos en operación.
Fallas en empalmes y medidores y número de empalmes a clientes.
Fallas en los componentes de los equipos de alumbrado público y numero de
lámparas.
Fallas en los sistemas de control de encendido del alumbrado público y número
de sistema de control.
Índices de calidad de suministro de los dos últimos años por semestre: SAIFI,
SAIDI, CAIFI, CAIDI;
Curva de distribución estadística de la frecuencia total media de interrupciones
ponderada por cliente, para cada nivel de tensión y área característica de
mercado.
Curva de distribución estadística de la duración total media de interrupciones por
cliente, para cada nivel de tensión y área característica de mercado.
Índices de calidad de producto (nivel de tensión y perturbaciones) de los dos
últimos años, por año.
Índices de atención comercial de los dos últimos años, por año.
Índices de atención de alumbrado público de los dos últimos años, por año.
Índices de carga de las instalaciones, (transformadores y redes), por nivel de
tensión y área característica de mercado.
2.10.2 Documentos Entregados por la Empresa
Índices de calidad de servicio SAIDI y SAIFI del primer y segundo semestre del
2012 en Media Tensión, A nivel Empresa y a Nivel sistemas Eléctricos.
Estadística de Fallas en líneas de MT y BT y subestaciones de MT/BT y distribución
del Sistema Eléctrico Huancavelica Rural correspondiente al año 2011 y 2012,
donde se detalla los indicadores del SAIDI, SAIFI y además el número de usuarios
afectados, la demanda afectada, duración de la falla, entre otros.
Información de las características técnicas de las SET AT/MT, alimentadores,
subestaciones y demandas máximas y toda información técnica que considere
necesaria.
Complementaria a la información descrita, ELECTROCENTRO entrego dos
informes técnicos, siendo uno de ellos un informe técnico de la Calidad de
Alumbrado Público y el otro corresponde a un Informe Técnico de Interrupciones del
Sistema Eléctrico Huancavelica Rural.
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2.10.3 Documentos No entregados
Dentro de la documentación correspondiente a la información sobre la calidad de
servicio a nivel de Empresa y Sistema Eléctrico Modelo, que a la fecha no fue
entregada por ELECTROCENTRO, se tiene lo siguiente:
Estadística de fallas:
Cantidad de fallas reportadas en 2011 y 2012, el número y longitud de las
instalaciones que se toman en cuenta para el cálculo de los indicadores, que
corresponden a las que se encuentran en servicio al 30 de junio de cada año
2011 y 2012.
Si bien se reportó las fallas en líneas aéreas de BT y MT, no se cuenta con la
longitud de circuitos en operación de dicha redes.
Asimismo, se reporta las fallas en líneas subterráneas de BT y MT, pero no se
reporta la longitud de los circuitos en operación.
Fallas en subestaciones de distribución y numero de subestaciones.
Fallas en empalmes y medidores y número de empalmes a clientes.
Fallas en los componentes de los equipos de alumbrado público y numero de
lámparas.
Fallas en los sistemas de control de encendido del alumbrado público y número
de sistema de control.
Índices de calidad de suministro de los dos últimos años por semestre: CAIFI y
CAIDI;
Curva de distribución estadística de la frecuencia total media de interrupciones
ponderada por cliente, para cada nivel de tensión y área característica de
mercado.
Curva de distribución estadística de la duración total media de interrupciones por
cliente, para cada nivel de tensión y área característica de mercado.
Índices de calidad de producto (nivel de tensión y perturbaciones) de los dos
últimos años, por año.
Índices de atención comercial de los dos últimos años, por año.
Índices de atención de alumbrado público de los dos últimos años, por año.
Índices de carga de las instalaciones, (transformadores y redes), por nivel de
tensión y área característica de mercado.
2.11 OTROS ANTECEDENTES
2.11.1 Otros servicios
a) Documentos solicitados.
Información a nivel detalle respecto a la cuenta de Otros Ingresos, provenientes de
actividades diferentes a las de distribución y comercialización de energía eléctrica,
tales como apoyo en postes, servicios de comunicaciones y otros.
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b) Documentos entregados por la empresa.
No se ha recibido información al respecto. Se asume que la empresa no tiene
ingresos por otros conceptos que no sean de Distribución o Comercialización.
2.11.2 Presupuesto operativo
Se recibió parte de los archivos del Presupuesto General Formulado, en el que se
consigna el Ejecutado. La validación de la parte del SEM Huancavelica rural queda
pendiente, hasta cuando se complete la información (ver Anexo 2.1-1).
Cuadro 2.16- Presupuesto Operativo
Concepto
2011 2012 (NOVIEMBRE)
Presupuesto
Final Ejecutado %
Presupuesto
Final Ejecutado %
Total gastos corrientes 186,285,513 201,354,326 108.09% 200,546,328 204,846,178 102.14%
Inversión:
Sistema de redes en
distribución
33,669,222 14,990,742 44.52% 25,433,421 23,506,892 92.43%
2.11.3 Información Proporcionada por OSINERGMIN – GART
Mediante oficio Nº 0876-2012-GART del 29 de noviembre de 2012, OSINERGMIN –
GART remitió información disponible de la empresa responsable del sector típico 6
ELECTROCENTRO. La información proporcionada fue la siguiente:
Información Comercial de los años 2011 y 2012.
Información Comercial del FOSE, años 2011 y 2012.
Información Balance de Energía, año 2011.
Información de Evolución de Perdidas de Energía.
Información Económica y Financiera, años 2011 y 2012.
Información del FBP, año 2011.
Información del VNR GIS, al 30/06/2011.
Información del Estudio de Costos del VAD Sector 5, Fijación 2009-2013.
2.11.4 Otros
Además de la información recibida, la empresa proporcionó al Consultor la siguiente
información:
Resumen de Metrados presentados por ELECTROCENTRO a OSINERGMIN
(Excel).
Diagrama unifilar de Redes MT y de SEDs (impreso).
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2.12 FORMATOS A
Los formatos A-I al A-X, presentados en el Anexo A (Formatos A) del presente informe,
contienen la información técnica, comercial y económica, tanto a nivel de empresa como a
nivel del sector modelo correspondientes al periodo enero 2011 – diciembre 2012, lo que
equivale a la “Información Técnica Económica reportada por el Concesionario”.
3 ETAPA II – VALIDACIÓN Y REVISIÓN DE ANTECEDENTES
(FORMATOS B)
3.1 ANTECEDENTES CONTABLES
De acuerdo a lo establecido en los Términos de Referencia se procedió a la revisión de los
Formatos A correspondientes a la información económico financiera entregada por
ELECTROCENTRO.
Esta validación tiene como objetivo verificar que la información económico financiera
transcrita a los Formatos A, refleje la situación real de costos de la empresa y del SEM
Huancavelica, eliminando errores o deficiencias que originen distorsiones, en especial en los
costos asignados o atribuidos a las actividades de distribución del sistema en estudio.
3.1.1 Metodología
La validación de los antecedentes contables comprenderá las siguientes correcciones:
a) Las diferencias de datos entre lo informado por la empresa y su contabilidad.
b) Las diferencias entre lo informado por la empresa en los Formatos “A” y lo
informado al OSINERG-GART.
c) Las diferencias entre los costos asignados por la empresa a sus actividades de
negocios y los criterios del Consultor.
d) Las diferencias entre los costos asignados por la empresa al SEM y lo que
determine el Consultor.
e) Detectar y eliminar duplicidades en la asignación de costos.
La revisión cubrirá los siguientes aspectos:
Revisión de información de estados financieros entregados por
ELECTROCENTRO y aquellos proporcionados por OSINERG-GART con el
objeto de determinar las cifras a contrastar con los datos especificados en los
Formatos A, relacionados a totales de Ingresos y Gastos.
Análisis de estados financieros.
Revisión y estudio de Formatos A con el objeto de efectuar un análisis más
exhaustivo de cuentas seleccionadas.
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Revisión y análisis de determinados vouchers, seleccionados por el Consultor.
3.1.2 Estados Financieros
Etapa 1
a) Conocimiento, estudio y análisis de Estados Financieros de 2011 y III Trimestre
2012.
b) Estudio de informe de Auditores año 2011.
c) Verificación de levantamiento de observaciones y atención de recomendaciones
de Auditoria año 2011.
d) Contrastación de datos y resultados de EE FF de la empresa con los
presentados a OSINERGMIN – GART.
Etapa 2
a) Revisión de las evidencias que respaldan los importes e información
especificada en las transacciones contables registradas en los Estados de
Ganancias y Pérdidas de los ejercicios de 2011 y III Trimestre 2012 mediante el
análisis y validación de la información contable (vouchers) sobre un 20% del
valor de los costos de DISTRIBUCION (excluyendo la cuenta “Compra de
Energía”), tanto de Empresa como del S.E. Huancavelica, años 2011 y III
Trimestre 2012, con el debido sustento.
b) Análisis de los gastos por Centro de Costos y análisis de Estado de Pérdidas y
Ganancias de SEM Huancavelica.
Considerando lo antes expuesto se aplicaron los siguientes criterios y metodología:
Criterios:
Considerar que la Base de Datos representa una fuente válida para seleccionar los
vouchers para su validación y también para poder efectuar verificaciones (y
posteriormente ajustes) con los datos de los Formatos V-1 y V-2.
Metodología:
1. Selección de vouchers por validar (años 2011 y 2012), en base a los parámetros
antes especificados.
Verificación de que el valor total de los vouchers seleccionados sea igual o
mayor al 20% del total de gastos, tanto de la Empresa como del SE
Huancavelica, (descontando Compra de Energía). Se adjunta la relación de
vouchers revisados en el Anexo 3.1-1.
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Revisión y verificación de la documentación sustentatoria para comprobar la
veracidad del gasto, el requerimiento y autorización del desembolso así como la
aplicación del gasto y correcta contabilización.
Sustento:
Durante la visita a campo, se recopilo facturas y vouchers que justifican los gastos
de la Empresa como del SE Huancavelica (Ver Anexo 3.1.-1).
3.1.3 Información económica financiera – Formatos II al V
El proceso de validación consta de los siguientes puntos:
a) Revisión y verificación de cifras de Resultados especificados en Formatos
respecto a los de los Estados de Pérdidas y Ganancias.
b) Revisión de consistencia de datos así como la coherencia entre datos de
cuadros relacionados entre sí.
c) Revisión y verificación selectiva con el objeto de detectar costos que no
correspondan a los costos del desarrollo de la respectiva actividad.
d) Verificar que los costos asignados a la empresa al sector Distribución sean
conformes.
e) Eliminación de duplicidades: costos por moras vs. multas; incobrables vs.
pérdidas en balance de ventas.
Para el caso específico de los egresos del SEM Huancavelica:
a) Considerar la información de gastos anuales de operación y mantenimiento así
como Comercial, presentada por ELECTROCENTRO, como dato evidente en
cuentas de Distribución y Comercialización de Formatos V-1 y V-2.
b) Considerar en los Gastos de personal de los Formatos V-1 y V-2 - Distribución y
Comercialización –, a las remuneraciones del personal del S.E. Huancavelica.
c) Aplicar inductores de asignación de costos para el resto de egresos del SEM
Huancavelica.
Para el caso de información no presentada por ELECTROCENTRO.
Verificar en los formatos “A” aquella información no consignada por
ELECTROCENTRO a fin de elaborar los cálculos correspondientes y poder completar
la información.
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3.1.4 Información validada
EMPRESA
El valor de los egresos contabilizados y expresados en los Formatos A de
antecedentes contables, coincide con los Estados de Resultados y por tanto
representan fielmente los resultados previamente verificados.
SEM HUANCAVELICA
Se validó los Formatos A del SEM y se hizo las correcciones necesarias.
3.1.5 Resultados de la revisión de Formatos A:
La empresa ELECTROCENTRO no ha completado el llenado de los formatos VII, VIII,
IX y X del año 2011.
3.1.6 Observaciones
El resto de información (Formatos II, III, IV, V-5, VII, IX, X y XI) han sido elaborados
por el Consultor y considerados como Formatos “B”.
Mientras la empresa no efectúe las correcciones especificadas en el inciso 1. Del
acápite “Resultados de la revisión de Formatos A”, solo se podrá efectuar una
validación preliminar o validación parcial, en base a la información procesada.
3.1.7 Resultados
Por lo expuesto, queda validado lo siguiente:
a) Información económica y financiera - Formatos II al V y VIII al XI Años 2011 y III
Trimestre 2012.
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Cuadro 3.1- Formatos Validados
Los formatos del VII al X del año 2011 están pendientes de entregar.
Los cuadros validados se presentan en el Anexo B, denominándose como Formatos B
3.2 ANTECEDENTES DE LA ORGANIZACIÓN
3.2.1 Estructura Organizacional y funciones
El procedimiento de validación comprendió dos pasos:
a) Contrastación entre la información oficial de la empresa sobre estructura orgánica y
funciones con la información recopilada de los Jefes de Unidades, respecto a la
organización vigente.
b) Cruce de información de los resultados de la anterior contrastación con la situación
real observada.
En tal sentido, se procedió a cruzar información de la estructura orgánica y de los
Formularios de descripción de los puestos de trabajo, entregados por la empresa, con
la información obtenida de las entrevistas efectuadas y de las fichas de encuesta de
tareas y actividades recabada.
Formato Concepto
.A-II Resumen de Ingresos por Actividad Empres y Sector modelo
A-III-1 Resumen de Costos de Operación y Mantenimiento por Actividad
A-III-2 Resumen de los Costos de Operación y Mantenimiento–Total Empresa
A-III-3 Resumen de los Costos de Operación y Mantenimiento – Sector modelo
A-IV-1 Costos Combinados Por Naturaleza y Destino (Para Empresa y para sector modelo)
A-IV-2 Costos Combinados Por Destino y Naturaleza (Para Empresa y para sector modelo)
A-IV-3 Resumen Costos Combinados Por Naturaleza y Destino (Para Empresa y para sector modelo)
A-IV-4 Resumen Costos Combinados Por Destino y Naturaleza (Para Empresa y para sector modelo)
A-IV-5 Resumen de Costos combinados por Actividad y Naturaleza (Empresa y para sector modelo)
A-VII-1 Asignación de Costos Indirectos a las Actividades- Total Empresa
A-VII-2 Asignación de Costos Indirectos a las Actividades- Sector Modelo
A-VIII-1 Asignación de costos de supervisión directa a las Actividades-Total Empresa
A-VIII-2 Asignación de costos de supervisión directa a las Actividades-Sector Modelo
A-IX-1 Composición de Costos- Total Empresa
A-IX-2 Composición de Costos- Sector Modelo
A-X-1 Tabla de Asignación de Costos Totales- Total Empresa
A-X-2 Tabla de Asignación de Costos Totales- Sector Modelo
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3.2.2 Personal y remuneraciones
El procedimiento de validación comprende los siguientes pasos:
a) Contrastación de información de cuadros de estructura salarial entregados por la
empresa con importes especificados en la Planilla.
b) Contrastación de los importes especificados en la Planilla obtenida del
Departamento de Recursos Humanos, con los gastos de Personal detallados en los
Formatos V.
c) Contrastación de la información oficial de la empresa con los datos recopilados de
los Jefes las Unidades Operativas.
Esta validación queda pendiente hasta que la Empresa entregue la Planilla de la
empresa en el formato regularmente establecido y complete la entrega de fichas de la
encuesta al personal.
3.2.3 Información validada
En atención a los resultados de los procedimientos de validación antes mencionada se
valida:
La estructura organizacional de la empresa expresada en el Organigrama Funcional
entregado por la empresa, el cual se encuentra vigente y es aplicado en su
integridad.
La estructura orgánica de la Unidad de Negocios del Huancavelica.
Las funciones especificadas en los Formularios de descripción de los puestos de
trabajo.
Estructura salarial, niveles y ubicación en la organización del personal.
Queda pendiente de validación las remuneraciones del personal y costos del personal,
para lo cual la información deberá contar con el detalle necesario, como es el caso de
entrega de una muestra de boletas de pago.
3.3 ANTECEDENTES DE LOS COSTOS DE PERSONAL PROPIO Y DE
TERCEROS
3.3.1 Información Validada
La información validada correspondiente a los Costos de personal propio y de terceros
son los siguientes:
Copias de contratos de servicios con empresa encargada de mantenimiento y
comercialización en Sistema Eléctrico Huancavelica Rural.
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Costos de personal propio y de terceros del periodo 2011 y 2012.
3.4 ANTECEDENTES DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS
3.4.1 Instalaciones Eléctricas – Metrados
La Validación de las Instalaciones Eléctricas, tuvo las siguientes etapas:
Revisión de consistencia;
Corrección de los antecedentes que muestren diferencia entre lo informado por la
empresa y lo informado por el OSINERGMIN – GART para fines del cálculo del
VNR (inciso b de TR); y.
Corrección de los antecedentes que muestren diferencias entre instalaciones
informadas por la empresa y los resultados de la inspección de campo realizado por
el consultor (inciso c de TR).
a) Revisión de Consistencia
Para este primer proceso de validación se analizó la consistencia de los datos
informados, utilizando los siguientes criterios y procedimientos:
Exportación de base de datos del VNR a la plataforma VNRGIS y SQL-Server.
Generación de reportes VNRGIS por empresa y sistema eléctrico. Determinación
de los consolidados de metrados y costos usando herramientas de consulta SQL
por empresa y sistema eléctrico. Ambos resultados fueron comparados y
analizados en metrados y costos, lo cual permitió establecer el nivel de consistencia
de la información alfanumérica.
Actualmente la plataforma VNRGIS incluye al sistema modelo HUANCAVELICA
RURAL y al SER SE0084, cuyas SED están conectadas en diversos puntos a lo
largo de la red eléctrica. Por lo tanto para la validación del Sistema Modelo
HUANCAVELICA RURAL se tuvo que identificar todas las redes que no pertenecen
al SEM y no incluirlas en su metrado y valorización.
b) Corrección de los antecedentes que muestren diferencia entre lo informado
por la empresa y lo remitido por el OSINERGMIN – GART para fines del
cálculo del VNR (inciso b de TR).
La información que está disponible por parte del OSINERGMIN – GART a la fecha se
encuentra en etapa de pre publicación del estudio de las Altas y Bajas de los Metrados
Existentes de las Instalaciones de Distribución Eléctrica periodo 01/07/2010 -
30/06/2011 (publicado el 26/10/2012). Adicionalmente, con fecha 30 de noviembre se
recibió el Oficio N°0876-2012-GART la cual en su ítem 7 incluye la información del
VNR GIS al 30/06/11 En el siguiente cuadro se presenta la comparación de metrados
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Página 63
y VNR de la base de datos actual 2012 y base pre publicada de altas y bajas del VNR
2011.
Cuadro 3.2- Comparación de metrados y VNR de la base de datos actual 2012 y base aprobada
de altas y bajas del VNR 2011
A partir de las diferencias encontradas se pidieron sustentos a la Empresa de las
nuevas instalaciones, quedando en evidencia la expansión del sistema modelo
Huancavelica Rural en el año 2012, por lo que se dio por validada la información
proporcionada por la Empresa.
c) Corrección de los antecedentes que muestren diferencias entre
instalaciones informadas por la empresa y los resultados de la inspección
de campo realizado por el consultor (inciso c de TR).
Para esta verificación se realizaron trabajos de inspección de campo en una
determinada muestra, con objeto de corregir el VNR informado por la empresa de
acuerdo al porcentaje de variación que se encuentre, siempre que la diferencia
absoluta sea mayor un nivel determinado.
Componente Unidad
Sistema Eléctrico
Modelo-Hvca
Rural VNR 2011
Sistema Eléctrico
Modelo-Hvca
Rural 2012 VNR
Adaptado
Sistema Eléctrico
Modelo-Hvca
Rural VNR 2011
Sistema Eléctrico
Modelo-Hvca
Rural 2012 VNR
Adaptado
Media Tensión
Red Aérea km 977,486 1 104,052 6 480,22 5 205,82
Red Subterranea 0,004 0,58
Equipos de Protección y Seccionamiento unidad 168,000 71,00 92,39 8,86
Total Red Media Tensión 6 573,18 5 214,68
Subestaciones
Subestaciones de Distribución MT/BT
Monoposte unidad 671,00 580,00 1 990,72 1 818,89
Biposte unidad 43,00 1,00 321,15 9,80
Convencional unidad 3,00 92,17 -
Compacta Pedestal unidad - -
Compacta Bóveda unidad - -
Otras Subestaciones
Elevadora/Reductora unidad
De Seccionamiento unidad
Total Red Media Tensión 2 404,03 1 828,69
Baja Tensión
Red Aérea
Servicio Particular km 748,629 1 219,56 4 430,79 4 101,39
Alumbrado Público km 437,391 407,27 1 184,83 618,94
Luminarias unidad 4024 3 478,00 341,09 287,60
Equipos de Control unidad 870 375,00 97,18 59,24
Red Subterránea
Servicio Particular km 0,635 40,28
Alumbrado Público km 0,552 4,26
Luminarias unidad 46 46,00 3,83 3,83
Equipos de Control unidad 4 1,00 0,23 0,16
Total Red Baja Tensión 6 102,49 5 690,10
Instalaciones No Eléctricas
Terrenos y Edificios
Terrenos m2 182,88 182,88 3,73 3,73
Edificios y Construcciones m2 -
Total Instalaciones No Eléctricas 3,73 3,73
TOTAL 15 083,44 12 737,20
Metrados VNR (Miles US$)
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Selección de la muestra de campo
Para el caso de las inversiones eléctricas, de acuerdo con los TR el tamaño de la
muestra del sistema Huancavelica Rural está definida por:
Sistema de Media Tensión: 12 muestras, lo que comprende los alimentadores de
red de media incluyendo el equipamiento de protección y seccionamiento de red,
subestaciones de seccionamiento y de terceros. Fueron seleccionados los
alimentadores A4111, A4113 y A4122, por ser los más representativos, tanto en
longitud como en demanda eléctrica.
Sistema de Baja Tensión: 10 muestras, lo que comprende las subestaciones de
distribución incluidas sus redes de servicio particular y alumbrado público. Fueron
seleccionadas las siguientes SEDs por alimentador:
Alimentador A4111: Tres (3) SEDs con códigos E402137, E402174 y E403221.
Alimentador A4113: Tres (3) SEDs con códigos E402190, E432307 y E432473.
Alimentador A4122: Cuatro (4) SEDs con códigos E402264, E402300, E402378
y E402355.
En el Anexo 3.4-1 (Procedimiento de Selección de Muestra para la Inspección de
Campo del Sistema Huancavelica Rural), se detalla el procedimiento para la selección
de las muestras anteriores usadas en la inspección de campo.
Resumen de actividades de la inspección de campo
En el Anexo 3.4-2, se muestra el resumen de actividades realizadas como parte de la
inspección de campo.
Resultados de inspección de campo
Los resultados de la inspección de campo fueron plasmados en las fichas de
verificación de campo de acuerdo con la estructura de VNR y características técnicas
de las redes de distribución. En el Anexo 3.4-3 (Actas de Inspección para la
Verificación de campo de la información VAD 2013- Sector Típico 6) se muestra el
metrado verificado en campo de acuerdo a las actas de información. En el Anexo 3.4-4
se presenta el registro fotográfico de la inspección de campo.
Sobre la base de la información de las fichas de inspección se realizó el siguiente
procedimiento:
El procesamiento inicial de la información de la inspección de campo resultó en una
colección de códigos VNR con sus respectivos metrados y códigos secundarios.
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Los códigos VNR sintetizan las características principales de la inversión en
instalaciones de distribución, realizada en forma unitaria, es decir, en un (1) km, una
(1) unidad o un (1) juego según el tipo de inversión. Los metrados de la inspección de
campo representan la cantidad de inversión verificada en campo. Los códigos
secundarios caracterizan aún más el tipo de inversión, por ejemplo, en el caso de
redes eléctricas aéreas el código secundario representa el tipo de postación en el
trayecto de las redes.
Un segundo procesamiento fue realizado para determinar los códigos CodTramoMT
y CodTramoBT de cada tipo de inversión. Estos códigos permiten establecer una
relación entre la parte alfanumérica de las inversiones (códigos VNR) y la
información GIS (geographical information system) que determina la parte gráfica
(líneas en los trazados de redes y puntos en la ubicación de algunas inversiones
como postes, lámparas, equipo de seccionamiento, etc.). De acuerdo a la
planimetría obtenida de la inspección de campo, se identificaron los trayectos
recorridos y su correspondiente CodTramoMT o CodTramoBT para la inspección de
redes MT y BT, respectivamente.
Para la validación de las redes y metrados se utilizó un factor de ajuste que se
calculó a partir de los errores porcentuales encontrados entre la muestra y lo
reportado por la empresa resultado de la validación inicial.
El error porcentual es definido de acuerdo con la siguiente expresión:
%100
reportado
verificadoreportado
M
MMerror , (1)
Donde:
Mreportado: metrado reportado por la empresa;
Mverificado: metrado verificado en la inspección de campo.
Un error positivo significa que las redes existentes se encuentran
sobredimensionadas (mayor metrado reportado). Un error negativo significa que las
redes existentes se encuentran subdimensionadas (menor metrado reportado). Esta
última posibilidad es consecuencia de no haber actualizado la información de las
altas realizadas en el sistema.
El error porcentual se calcula con la información de los metrados totalizados en
todas las muestras de MT y BT. Para cada componente (redes aéreas, estructuras,
luminarias, etc.) se verificará si el error porcentual es algebraicamente mayor a 3%
(error > 3%), en caso de cumplirse serán ajustados los metrados de acuerdo a la
diferencia existente entre el metrado reportado y lo verificado usando el umbral de
3%, de acuerdo con la siguiente expresión:
reportadovalidado MM %3%100 error (2)
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Donde:
100% – error + 3%: factor de corrección;
Mvalidado: metrado validado resultado de la corrección de metrados.
El resumen de la comparación y resultados entre el metrado reportado y verificado en
la inspección de campo es mostrado en el siguiente cuadro:
Cuadro 3.3- Comparación y resultados de la validación de la información recibida de la
inspección de campo
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En el cuadro anterior se observa un mayor error porcentual en redes de AP y
luminarias.
En el Cuadro 3.4, se muestra el cálculo de factores de corrección aplicados a la
información reportada.
Cuadro 3.4- Cálculo de factores de corrección aplicados a la información reportada
En el cuadro anterior se observa que se aplicará el factor de corrección al metrado
reportado de redes de AP y luminarias. Las redes de alumbrado público tienen un error
de -6%, que es negativo, y será aplicado un factor de corrección de 91% al respecto.
Asimismo, a las luminarias se aplica un error de +27,71% que es positivo y del mismo
modo se aplica un factor de incremento al respecto de 130,7%. Respecto a los
equipos de control no se ha considerado un factor de corrección dado que en la
muestra se ha encontrado una SED atípica (E402137 Cachi Baja) que no tenía
fotoceldas debido a que se encontraba en proceso de reubicación de la SED.
Adicionalmente, se realizó una comparación entre las características de las
instalaciones reportadas por ELECTROCENTRO y las instalaciones verificadas en la
inspección de campo, a partir de ello a continuación son mencionadas las diferencias
encontradas:
Diferencia en la sección de la línea primaria asociada a los siguientes
alimentadores:
Alimentador A4111, ELECTROCENTRO reportó tramos de aleación de aluminio
de 1x16 mm2 de 2,287 km y se verificó en campo cable de cobre de 1x16 mm2
en 2,312 km. Cabe señalar que en algunos ramos se detectó la ausencia de
cable neutro por robo.
Alimentador A4113, en el cuadro siguiente se presenta la comparación de las
diferencias en las secciones de los conductores.
Tipo Núm. Unidades Reportado Verificado
Red aérea Km 51 51 -0,7% 100,0%
Estructuras Unidad 367 378 -3,0% 100,0%
Red aérea servicio particular Km 14 14 2,8% 100,0%
Red aérea alumbrado público Km 9 9 6,4% 96,6%
Luminarias Unidad 83 106 -27,7% 130,7%
Equipos de control Unidad 10 9 10,0% 100,0%
Alimentadores A4111,
A4113, A4122
Todas las SEDs
1, 2, 3MT
1-10BT
MetradoInstalaciones
Inspeccionadas
Muestra Error
Porcentual
Factor de
CorrecciónTipo de componente
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Cuadro 3.5- Diferencias en secciones de conductores del alimentador A4113
ITEM Reportado
Reportado
(Km)
Verificado
(Km)
Diferencia
(km)
1 AA02501 3,15 0,14 3,01
2 AA03501 0,52 3,70 -3,19
3 AA02502 1,09 0,00 1,09
4 AA02503 1,18 0,00 1,18
5 AA03503 1,69 0,00 1,69
6 AA01601 0,08 0,00 0,08
7 AA01602 0,29 1,06 -0,77
8 Cu01601 0,79 2,93 -2,14
9 CU01602 1,99 0,34 1,65
10 AA01603 0,00 3,06 -3,06
Alimentador A4122, parte de la red que ELECTROCENTRO reporta como cable
de aleación de aluminio de 1x25 mm2 y 2x25 mm2 se ha constatado en campo
que son de 1x16 mm2 y 2x16 mm2; además, los cables de cobre aéreo han sido
cambiados a aluminio.
Diferencia en los metrados correspondientes a las redes secundarias de las
subestaciones que se tomó como muestra se encontró 106 Equipos de AP
comparado con los 83 reportado por ELECTROCENTRO.
Las diferencias en las características de las redes, los cambios de sección y tipo de
luminaria fueron consideradas en los formatos B con resultados extendidos al total del
sistema Huancavelica Rural de manera proporcional al encontrado en la muestra.
d) Corrección de los antecedentes que muestren diferencias entre las
instalaciones asignadas por la empresa al sistema eléctrico modelo y lo
que al respecto determine el consultor (inciso h de TR).
Se verificó con la información de la base VNRGIS y la planimetría que las
instalaciones reportadas pertenecen a los ocho alimentadores que conforman el
Sistema Modelo Huancavelica Rural.
e) Eliminar cualquier duplicidad en la representación de los costos de VNR
(inciso j de TR).
Con respecto a los metrados de las instalaciones eléctricas, para la verificación de
duplicidad de metrado en la información reportada se llevó a cabo un proceso de
validación el cual siguió los siguientes criterios:
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La verificación de duplicidad abarca los metrados de las redes MT (aéreas y
subterráneas), postes de MT, equipo de seccionamiento y protección,
subestaciones MT/BT, redes BT (aéreas y subterráneas) de servicio particular y
alumbrado público, lámparas de alumbrado público, postes de BT, equipos de
control de alumbrado público.
La verificación de duplicidad fue realizada inicialmente usando la información
alfanumérica mediante consultas de base de datos en la plataforma SQL.
En los elementos asociados a líneas (tramos de redes MT y BT) se verificó que
entre nodo inicial y final no existen reportados dos o más inversiones.
En el caso de elementos asociados a nodos (postes, equipos de seccionamiento
y protección, lámparas, etc.) se verificó que en ese nodo no existen reportados
dos o más inversiones de un mismo tipo.
En el reporte de la información del VNR son usados los códigos VNR más
adecuados para permitir describir de una manera completa distintos tipos de
inversiones. La duplicidad de información debe tomar en cuenta este criterio, así
por ejemplo en el caso de tramos MT de doble terna existen códigos VNR que
permiten informar este tipo de configuración imposibilitando que se reporte
metrados en paralelo de configuraciones de simple terna.
Un segundo proceso de validación fue llevado a cabo usando la forma gráfica, es
decir, se realizó un rastreo de los trazados de las redes de MT y BT, verificando
posibles metrados sobrepuestos.
En redes MT no debería encontrarse superposición de tramos.
En redes BT se permite que redes existentes compartan sus estructuras para
otras nuevas redes. En este caso tenemos el servicio particular compartido en
redes de servicio particular (SP-SP), el alumbrado público compartido en redes
de servicio particular (AP-SP) y el alumbrado público compartido en redes de
alumbrado público (AP-AP).
Los resultados de la validación relacionados con la duplicidad de metrados, concluyó
que no existen metrados duplicados en las redes de MT y BT.
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Cuadro 3.6- Resumen de deferencias entre los Validado vs Reportado del Valor Nuevo de
Reemplazo de las Instalaciones de Distribución Eléctrica – Sistema Modelo
3.5 ANTECEDENTES DE LAS INSTALACIONES NO ELÉCTRICAS
a) Documentos solicitados:
Detalle de las inversiones no eléctricas destinadas a la prestación del
servicio de Distribución correspondiente al SEM Huancavelica Rural,
valorizados en US Dólares.
Detalle de otras inversiones no eléctricas en bienes muebles e inmuebles
del SEM Huancavelica Rural.
Valor de las inversiones no eléctricas a nivel de Empresa.
b) Documentos entregados por la empresa:
Adicionalmente a la documentación de Activos Fijos entregada por el Área de
Contabilidad, se recibió la siguiente información:
Componente UnidadSistema Eléctrico
Modelo Reportado
Sistema Eléctrico
Modelo ValidadoDiferencias
Sistema Eléctrico
Modelo Reportado
Sistema Eléctrico
Modelo ValidadoDiferencias
Media Tensión
Red Aérea km 1 104,052 1 104,052 5 205,82 5 205,82
Red Aérea 795,223 795,223 4 934,14 4 934,14
Red Aérea - Neutro 308,829 308,829 271,68 271,68
Red Subterranea - -
Equipos de Protección y Seccionamiento unidad 71,00 71,000 8,86 8,86
Total Red Media Tensión 5 214,68 5 214,68
Subestaciones
Subestaciones de Distribución MT/BT
Monoposte unidad 580,00 580,00 1 818,89 1 818,89
Biposte unidad 1,00 1,00 9,80 9,80
Convencional unidad -
Compacta Pedestal unidad -
Compacta Bóveda unidad -
Otras Subestaciones
Elevadora/Reductora unidad
De Seccionamiento unidad
Total Red Media Tensión 1 828,69 1 828,69
Baja Tensión
Red Aérea
Servicio Particular km 1 219,56 1 219,56 4 101,39 4 101,39
Alumbrado Público km 407,27 393,43 -13,85 618,94 597,89 -21,05
Luminarias unidad 3 478,00 4 546,00 1 068,00 287,60 375,91 88,31
Equipos de Control unidad 375,00 375,00 59,24 59,24
Red Subterránea
Servicio Particular km
Alumbrado Público km
Luminarias unidad 46,00 46,00 3,83 3,83
Equipos de Control unidad 1,00 1,00 0,16 0,16
Total Red Baja Tensión 5 690,10 5 736,31 46,21
Instalaciones No Eléctricas
Terrenos y Edificios
Terrenos m2 182,88 182,88 3,73 3,73
Edificios y Construcciones m2 -
Equipos de instalaciones no eléctricas
Equipos y vehículos de transporte y carga unidad -
Equipos de almacén, maestranza, medición y controlunidad -
Equipos de comunicación unidad -
Equipos de oficina unidad -
Equipos de computación unidad -
Otros equipos unidad -
Total Instalaciones No Eléctricas 3,73 3,73 -
TOTAL 12 737,20 12 783,41 46,21
Metrados VNR (Miles de US$)
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b.1) Detalle de VNR de instalaciones no eléctricas en bienes muebles e
inmuebles de la UU.NN. Huancavelica clasificado por:
Terreno.
Construcciones.
Vehículos y transportes.
Equipos de comunicaciones.
Equipos y muebles de oficina.
Herramientas y equipos de seguridad.
Equipos de cómputo.
Se hizo la validación de una muestra de 20% de activos no eléctricos, en el Cuadro 3.7 se
presenta el resumen del VNR no eléctrico del SEM; asimismo, en el Cuadro 3.8 se presenta
la opción de inductores utilizado para la asignación de costos.
Cuadro 3.7- Valorización de los Activos No Eléctricos de la Unidad de Negocios
Huancavelica y del Sistema Eléctrico Modelo
Descripción Código
Valor Contable Unidad de
Negocios Huancavelica (US
$)
Valor Contable Sistema
Eléctrico Modelo (US $)
Terrenos 1400 113 121 43 343
Edificaciones 2400 653 308 236 395
Vehículos 4400 1 070 555 656 398
Muebles y Enseres 5400 106 140 50 290
Equipos Diversos 6140 29 931 14 182
Otros 6400 378 646 179 407
Total General 2 351 701 1 180 016
Cuadro 3.8- Opciones de Inductores
Nota: La información de facturación, energía y clientes del SEM y los otros sistemas asociados ha sido
obtenida de la información comercial del FOSE, La fuente del resto de información proviene del VNR de
Electrocentro.
Cantidad% respecto
a empresaCantidad
% respecto
a empresaCantidad
% respecto
a empresaCantidad
% respecto
a empresa
Facturación venta de
energía y potencia
Miles de
nuevos soles243 011 4 268,9 0,0 2 110,2 0,0 935,9 0,0 5 367,8 2,2%
Energía activa facturada Mw/h 590 298 9 886,4 0,0 4 325,6 0,0 2 734,7 0,0 12 638,9 2,1%
Números de Usuarios Cantidad 573 357 22 979,0 0,0 10 115,0 0,0 6 762,0 0,0 8 642,0 1,5%
Longuitud de Linea de
Distribución MTKm 8 073 790,3 0,1 141,3 0,0 245,1 0,0 24,1 0,3%
Longuitud de Linea de
Distribución BTKm 8 755 706,0 0,1 232,9 0,0 228,8 0,0 72,0 0,8%
Año 2011
SE PampasSE Huancavelica Rural
OPCIONES DE INDUCTORES
Periodo Concepto Unidad Total EmpresaSE Huancavelica CiudadSE Tablachaca
SE0075 SE0070 SE0078 SE0061
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b.2) Valor de las inversiones no eléctricas a nivel de Empresa.
c) Anexos
En el Anexo 3.5-1, se presenta copia de la información recibida, sólo en medio
magnético.
3.6 ANTECEDENTES COMERCIALES
3.6.1 Compras y ventas de Energía y potencia
Metodología
En la validación de la información comercial se siguió el siguiente procedimiento:
Tomando como base la información proporcionada por ELECTROCENTRO en el
formato V- 3 a nivel de empresa para los años 2011 y 2012, se confrontó con la
información de los Formatos A V-1 y A V-2, con el fin de verificar la consistencia de
la información.
Se confrontó la información comercial (SISDIS) proporcionada por GART con la
información de los formatos A V-1 y A V-2 para verificar que la información de
número de clientes, ventas de energía y facturación por venta de energía sea
consistente.
Confrontación entre formatos A V-1 y A V-2 con los formatos A VI a fin de verificar
la consistencia de la información.
Para efectos de validar la información del Sistema Eléctrico Modelo de
Huancavelica Rural (Sector típico 6), se visitó los Centros de Transformación de
Huancavelica Norte, Ingenio, CH Yauli y Caudalosa, verificándose la existencia de 5
medidores electrónicos en (Ingenio (2), Caudalosa, Huancavelica Norte y CH Yauli)
con memoria de masa en las barras de 22.9 kV (para los siete alimentadores y la
CH Yauli). ELECTROCENTRO ha proporcionado perfiles de carga de los registros
de potencia de 5 medidores existentes, los cuales se han utilizado para determinar
la máxima demanda y la energía asociada al sistema eléctrico de Huancavelica
Rural.
En el Anexo 3.6-1, se presenta los perfiles de carga del SEM Huancavelica Rural para
los años 2011-2012 y su cuadro resumen respectivo.
Resultados
Confrontación de la información proporcionada en el formato A V-3 con la
información de los formatos A V-1 y A V-2
Al confrontar la información consolidada del formato A V-3 de la empresa total
con la correspondiente información de los formatos A V-1 y A V-2 se observa
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que son los mismos valores, es decir a partir del formato A V-3 se generan los
formatos A V-1 y A V-2 de la empresa total.
En el Anexo N 2, se muestra, a manera de ejemplo, la comparación del número
de clientes y ventas de energía obtenida del formato A V 3 con la
correspondiente información de los formatos A V 1 A V 2, donde se observa que
las diferencias son ceros, lo que confirma lo expresado anteriormente.
Las comparaciones para la venta de potencia en punta y fuera de punta, venta
de energía en punta y fuera de puntas así como la facturación por costo fijo,
energía y potencia, para los años 2011-2012, están en el archivo Formato V-
3.xls.
Del mismo modo, al confrontar la información del formato A V 3 con la
información los formatos A V 1 y A V 2 correspondientes al sistema
Huancavelica Rural, no se encuentran diferencias.
En forma similar que en el caso anterior, en el Anexo N 2 se muestra a manera
de ejemplo los resultados de la confrontación del formato A V 3 con los formatos
A V 1 y A V 2.
La confrontación de la información de ventas de energía de los formatos A V 1 y
A V 2 con la correspondiente información de los formatos A VI, no proporciona
diferencias con lo cual se demuestra la consistencia en este extremo de la
información.
Confrontación de la información comercial de la GART con la información de los
formatos A V-1 y A V-2
La GART ha proporcionado información de número de clientes, venta de energía
y facturación para el sistema eléctrico Huancavelica Rural la cual se ha
confrontado sólo con la información proporcionada por la empresa en el formatos
A V 1, tomando en cuenta la validez de la información entre los formatos A V 1 y
A V 2, obtenida en el punto anterior. De esta confrontación se han obtenido
diferencias las cuales corresponden al de la tarifa BT5D.
En el Anexo Nº B, se muestran las diferencias obtenidas en la confrontación del
número de clientes, facturación y las ventas de energía.
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3.7 ANTECEDENTES DEL BALANCE DE POTENCIA Y ENERGÍA
Validación de los Formatos A VI: Balances de Energía y Potencia
Los formatos A VI a nivel empresa para los años 2011 y 2012 están incompletos, no se ha
considerado las compras de potencia, sino han sido calculadas. No presentan los factores
de coincidencia y las pérdidas técnicas y no técnicas por cada nivel de tensión.
Para la validación del balance de Energía y Potencia correspondiente al Sistema Modelo, se
ha considerado los formatos VI remitidos por ELECTROCENTRO, cuyas compras de
energía y potencia han sido modificados con los registros de potencia y energía de los 5
medidores en la barras de 10 kV(SET Huancavelica Norte) y 22.9 kV de las SET: Ingenio
(A4122 y A4123), Caudalosa (A4131); además, de los registros de la Central Hidroeléctrica
Yauli; asimismo, las ventas de energía y potencia han sido validadas con la información
presentada en los formato V-3, tanto en baja como en media tensión, correspondientes a la
empresa ELECTROCENTRO y al Sistema Eléctrico Modelo para los años 2011-2012. Para
el cálculo de las potencias coincidentes del sistema modelo para los cliente binomios, se
han calculado multiplicando las demandas facturadas por los factores de coincidencia a la
punta vigentes para el (año 2009) correspondiente al Sector Típico 5.
Para el caso de la tarifa BT5B, BT5D, BT5NR, su potencia se ha calculado utilizado el
número de horas de uso vigente NHUBT = 262, asimismo, se ha determinado los
correspondientes factores de carga y pérdidas para cada una de las opciones tarifarias y
pérdidas reportadas parcialmente.
En vista que la información de pérdidas de potencia está incompleta se ha logrado
completar parcialmente la verificación de los balances de potencia lo cuales se presentan en
los formatos B VI.
3.8 ANTECEDENTES DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
3.8.1 Antecedentes de Explotación Técnica
Criterios de Validación:
Para la validación de los antecedentes de las Actividades de Operación y
Mantenimiento, se aplican criterios que básicamente consisten en:
Coordinar entrevistas y/o reuniones con los responsables de las actividades de
operación y mantenimiento de ELECTROCENTRO, principalmente con los
responsables encargados del Sistema Eléctrico Modelo.
Verificación en campo las actividades de mantenimiento.
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Verificación de la información a través del análisis del sustento solicitado a los
responsables de las actividades de operación y mantenimiento del Sistema
Eléctrico Modelo de ELECTROCENTRO.
Proceso de Validación:
Durante la visita de campo, se sostuvo una entrevista con los profesionales
responsables de supervisar las actividades de operación y mantenimiento eléctrico del
Sistema Eléctrico Modelo, Huancavelica Rural. La persona responsable entrevistada
fue el Supervisor de Operación y Mantenimiento de la División S.E. Huancavelica
Rural, el Ingeniero Fernando Fernández.
Durante la entrevista, el Supervisor manifestó que estas actividades se realizan en las
instalaciones de media tensión, subestaciones de distribución, baja tensión y
alumbrado público. Para el desarrollo de dichas actividades, se forma un equipo de
trabajo con personal combinado de la Empresa ELECTROCENTRO (cuya labor
principal es la de supervisar el trabajo) y de la Contratista (cuya labor principal es la de
ejecutar las actividades de operación y mantenimiento).
Asimismo, durante la entrevista, se solicitó información que sustente las actividades de
operación y mantenimiento desarrollado en los años 2011 y 2012 de acuerdo a los
términos de referencia.
Información Validada:
En cuanto a la validación y revisión de la información correspondiente a las actividades
de Explotación Técnica, tal como se mencionó en el ítem 2.8.1, a la fecha se cuenta
con la totalidad de los Formatos A.
Sin embargo, con la información disponible a nivel de Total Empresa y Sistema
Eléctrico Modelo, se procedió a validar únicamente los formatos entregados,
verificando la consistencia de los resultados finales correspondientes a las actividades
de explotación técnica.
Por otro lado, producto de las entrevistas con el Supervisor, se ha podido verificar
información, referente a las diferentes actividades de Mantenimiento y Operación de
Media Tensión, Baja tensión, Alumbrado Público y Subestaciones.
Asimismo, dado que la información facilitada por ELECTROCENTRO, no es suficiente,
siendo éste muy genérico, no se ha podido validar información como:
Lista de actividades de mantenimiento ejecutadas en los años 2011 y 2012, las
cuales se hubiera validado de contar con la relación de órdenes de trabajos de los
años 2011 y 2012.
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Repuestos de mantenimiento utilizados en los años 2011 y 2012, que hubiera
podido ser validada con el movimiento de almacenes (ingresos y egresos).
3.8.2 Antecedentes de Explotación Comercial
Criterios de Validación:
Para la validación de los antecedentes de las Actividades de Explotación Comercial se
aplican los mismos criterios que para la validación de las Actividades de Explotación
Técnica, que básicamente consisten en:
Coordinar entrevistas con los responsables de las actividades comerciales del
Sistema Eléctrico Modelo.
Verificación de la información a través del análisis del sustento solicitado a los
responsables de las actividades comerciales del Sistema Eléctrico Modelo.
Proceso de Validación:
De las entrevistas realizadas con el Supervisor de O&M durante la visita de campo, se
aprovechó para coordinar sobre las actividades comerciales.
Información Validada:
Para el caso de la explotación comercial, la información validada corresponde a los
Formatos A entregados, verificando la consistencia de los resultados finales y los
criterios de asignación de inductores de costos y los sustentos de los criterios y
metodología utilizada.
Por tanto, con la información disponible se procedió a la validación asignando los
inductores de costos con los cuales se procedió a estimar los Costos correspondientes
a las actividades de explotación comercial.
Sin embargo, con la información disponible no se ha podido validar información como:
Lista de actividades comerciales ejecutadas en los años 2011 y 2012, las cuales se
hubieran validado de contar con la relación de órdenes de trabajos de dichos años.
3.9 ANTECEDENTES DE ASIGNACIÓN DE COSTOS
3.9.1 Definiciones
A continuación se precisará el alcance de la denominación de los costos en sus
diferentes tipos:
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COSTOS DIRECTOS (CD):
a) Área de Comercialización.
Gastos de gestión y apoyo de las Divisiones a cargo de la comercialización de
la venta de energía y colaterales. No incluye gastos de operación y
mantenimiento de los Servicios y Sectores Eléctricos.
Gastos de gestión y apoyo de las Sub gerencias regionales en lo que
corresponde a Comercialización.
b) Área de Distribución (Sin compra de energía).
Gastos de gestión y apoyo de las Divisiones Operativas del Área – Sede
Central.
Gastos de gestión y apoyo de las Sub gerencias regionales en lo que
corresponde a Operaciones.
c) Conexiones y medidores.
d) Cortes y reconexiones.
e) Compra de energía.
f) Otros cargos no operativos.
Total tributos.
Total provisiones (excepto depreciación).
Total Cargas diversas de gestión.
COSTOS INDIRECTOS (CI)
a) Los Gastos Generales (gerenciamiento y administración):
Directorio.
Oficina de control interno.
Gerencia General (GG).
Unidades de asesoría y apoyo dependientes de la GG.
Gerencia de Administración (GA).
Unidades de Administración y servicios de GAF.
Gerencia de Planeamiento y Control de gestión.
Gerencia de ingeniería.
Gerencia Comercial.
b) Los gastos de la Jefatura y administrativos de las Divisiones de servicios
eléctricos y sub gerencias regionales:
Para efectos del cálculo de Costos Indirectos no se incluyen las Cargas
Financieras.
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COSTOS DE SUPERVISIÓN DIRECTA
Costos de las áreas que realizan supervisión de las actividades de Operación,
Mantenimiento y Comercialización en forma directa. No se incluye a las Jefaturas
de Sub gerencias regionales.
3.9.2 Criterios de asignación de Costos Indirectos a nivel de Actividades
Consideraciones previas
Luego de determinar el importe de los Costos Indirectos, corresponde, en primer lugar,
definir qué porcentaje de éstos deberán imputarse como asignación a los Gastos de
Explotación y a la actividad de Inversión, aplicándose el criterio estipulado en el
inciso b) del numeral 5.1 del Manual de Costos para Empresas de Electricidad.
En esta norma se precisa que el 75% de los Costos Indirectos se debe aplicar a los
Costos del Servicio y el 25% al importe por Inversiones, siempre que este monto
resultante no exceda el 7.5% del monto de la inversión anualizada.
Criterios de Validación
Primera asignación
Acorde con la anterior referencia normativa, se ha determinado que la asignación
de los costos indirectos a la actividad de Inversión para los años 2011 y 2012, sea
de un 25%, teniendo en cuenta que el importe equivalente, en relación al total de
costos indirectos, no sobrepasa el 7.5% del importe total de Inversiones.
Segunda asignación
El importe de CI asignado a los Costos de Explotación (75% de los CI) se distribuirá
entre las siguientes actividades en función al porcentaje de participación que tengan
respecto al valor total de la Concesión:
o Generación.
o Transmisión.
o Distribución.
o Comercialización.
o Conexiones a la red de distribución.
o Cortes y reconexiones.
No se incluirá la Compra de Energía como parte de los gastos de Distribución, para
efectos de cálculo de participación.
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3.9.3 Criterios de asignación de Costos Indirectos a nivel de Empresa
Consideraciones para determinación de inductores a aplicar
A continuación, se analizan las características funcionales de los referentes de las
cuentas de Costos Indirectos, cuyos importes van a ser asignados al Sistema Eléctrico
Modelo:
1. El Directorio tiene a su cargo el control y supervisión de la gestión de la Gerencia
General y la toma de decisiones de alta responsabilidad tanto de gestión como
de inversión.
2. La Gerencia General invierte el mayor porcentaje de su tiempo en la gestión de
la empresa y la toma de decisiones operativas y administrativas, en nivel
inmediato superior al de las Gerencias de áreas o sub gerencias regionales.
3. En el caso de las Gerencias de Áreas Operativas, se ha determinado que la
dedicación de horas-hombre de la Gerencia de Ingeniería está en función al área
de trabajo en la operación y mantenimiento de las instalaciones eléctricas de los
Sistemas Eléctricos. En el caso de la Gerencia Comercial, el volumen de trabajo
está en función a los clientes, independientemente del mayor o menor consumo
de energía.
4. En lo que respecta a los órganos de apoyo, cabe mencionar que, tanto la
Gerencia de Administración y sus unidades de apoyo, como la Gerencia de
Planeamiento, dedican sus horas-hombre a:
a. Apoyo administrativo y de servicios a las áreas operativas, tanto de la sede
central como de las unidades de negocio.
b. Administración de egresos por obras e inversiones.
En ese sentido, la utilización de horas-hombre referida en a), se efectúa en proporción
al movimiento operativo de cada unidad de negocio.
Con el objeto de determinar el porcentaje de asignación de Costos Indirectos a los
Sistemas Eléctricos, se establecerán opciones para ser utilizados como inductores,
basados en los diferentes factores de relación entre las unidades orgánicas y el
porcentaje de dedicación a las diferentes actividades.
Asimismo, tomando en cuenta el origen del gasto y las consideraciones especificadas
en párrafos anteriores y, los inductores se seleccionarán entre las opciones
mencionadas, para aplicarlos a cada cuenta de los costos indirectos, tales como:
a) Para los Gastos de Distribución.
La proporcionalidad en la asignación se determinará en función a la longitud de
líneas de distribución, en base al promedio de BT y MT.
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Nuestro criterio se sustenta en que el trabajo de operación y mantenimiento de las
instalaciones está en función al área de trabajo que comprende la localidad donde
se efectúa.
b) Para los Gastos de Comercialización.
Se optó por el factor de número de usuarios ya que el volumen de trabajo
desarrollado por el personal de esta Área está en función de dicho factor.
c) Para los gastos de la Gerencia General y Directorio
Los profesionales pertenecientes a estas áreas utilizan su tiempo en proporción a
las prioridades que tengan las áreas operativas y administrativas y en cumplimiento
a lo que el Directorio disponga.
Sus tareas están principalmente orientadas en función a la rentabilidad de la
empresa y, por tanto la mayor cobertura de ventas en el área de concesión
asignada. Se opta por el factor Energía Activa facturada.
d) Para los Gastos de Administración y Planeamiento
El personal de esta área ocupa su tiempo proporcionalmente a las prioridades y
magnitud que tengan las áreas operativas y administrativas habiéndose
determinado que los trámites administrativos están en función, prioritariamente, del
número de usuarios, al no influir más o menos en la carga de trabajo, el mayor o
menor gasto de operación y/o mantenimiento.
El parámetro seleccionado es la Energía Activa facturada.
Criterios de Validación
Tercer nivel de Asignación
El procedimiento consiste en asignar los Costos Indirectos de la Empresa Real a la
Unidad de Negocios del S.E. Huancavelica Rural, por ser la unidad orgánica de la
cual depende operativa y administrativamente el SEM del Sector Típico 6.
Para efectos de dicha asignación solo se considerará la aplicación a las actividades
de Distribución, Comercialización, Cortes y reconexiones y Conexiones/Medidores,
respecto a la cantidad del Segundo nivel de asignación.
De esta forma ya se cuenta con la información de los importes a asignar al S.E.
Huancavelica Rural, en cada actividad, como costos indirectos.
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Costos de Supervisión Directa
Los Costos de Supervisión Directa de la Empresa Total no se asignan al sector, ya
que los mismos comprenden la sumatoria de los costos por este concepto, de la
Empresa Real más la de todos los SE y Sub gerencias regionales.
Si procede asignar al S.E. Huancavelica Rural los Costos de Supervisión Directa de
la Unidad de Negocios de Huancavelica Rural, por tener a su cargo el personal de
esta unidad en la supervisión de los trabajos de operación / mantenimiento y
comercial de la empresa contratada.
Sobre el particular, procederemos a determinar los Costos de Supervisión Directa
de Huancavelica Rural.
3.9.4 Criterios de asignación de Costos a nivel de Sistema Eléctrico Modelo
Criterios de Validación
Cuarto nivel de Asignación
Según lo establecido párrafos arriba, ya se cuenta con los datos de los CI y CSD a
ser asignados al SEM Huancavelica Rural.
En tal sentido, dichos costos se asignaran a las actividades en función a su
participación proporcional en los Costos Directos.
No se considerará dentro de los costos directos de A 4, A 5 y A 6, ala Compra de
Energía ni Depreciación.
3.10 ANTECEDENTES DE LA CALIDAD DE SERVICIO ELÉCTRICO
La Calidad de Suministro se evaluará considerando sólo las interrupciones que se originan
en cada Sistema Eléctrico, utilizando los siguientes cuatro (4) indicadores que se calculan
para períodos de control semestrales y para cada nivel de tensión (BT y MT).
Frecuencia total media de interrupciones ponderada por sistema (SAIFI), Se calcula
haciendo el cociente del número total de clientes interrumpidos (imprevistos y
programados), sobre el número total de clientes servidos.
Duración total media de interrupciones ponderada por cliente (SAIDI), Se calcula
haciendo el cociente de la suma de las duraciones de interrupción del cliente en horas
sobre el número total de clientes.
Frecuencia total media de interrupciones ponderada por cliente (CAIFI), Se calcula
haciendo el cociente del número total de clientes interrumpidos sobre el número de
clientes afectados.
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Duración total media de interrupción ponderada por cliente (CAIDI), Se calcula haciendo
el cociente de la suma de las duraciones de interrupciones del cliente en horas sobre el
número total de clientes interrumpidos.
Las Tolerancias de Calidad
El Sistema Eléctrico Modelo del Sector Típico 6, Huancavelica Rural, es calificado como
Sistema Rural Disperso según la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos
Rurales (NTCSER), la misma que establece las tolerancias de los indicadores de Calidad de
Suministro para Clientes conectados en BT y MT, los cuales se muestra en el cuadro
siguiente:
Cuadro 3.9- Tolerancias índices de calidad según la NTCSER. Sistema Eléctrico Rural Disperso
Nivel de Tensión NIC DIC
MT 07 28
BT 10 40
Dónde:
NIC: Interrupciones/semestre - equivale al SAIFI.
DIC: horas/semestre - equivale al SAIDI.
Información Emitida por la Empresa de los Índices de Calidad:
La empresa concesionaria ELECTROCENTRO, en su información emitida para el desarrollo
del presente estudio hizo entrega de los índices de calidad de servicio de media tensión
(MT), SAIDI y SAIFI, correspondientes a los periodos 2011 y 2012, a nivel de Sistema
Eléctrico Modelo.
Con la información recibida del SAIFI y SAIDI anuales, se pudo completar la siguiente tabla:
Cuadro 3.10- Indicadores de Calidad del Servicio del Sistema Eléctrico Modelo Periodo 2011 y
2012
Periodo 2011 Periodo 2012
SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI
Total Empresa 48,8 105,6 34,7 68,8
Sistema Eléctrico
Modelo
54,0 121,6 27,2 79,2
Del cuadro precedente se observa que a nivel de Empresa el SAIFI del primer y segundo
año exceden a los índices de calidad establecidos mientras que el SAIDI se encuentra
dentro de la tolerancia establecida en la NTCSER.
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Asimismo, a nivel de Sistema Eléctrico Huancavelica Rural, el SAIDI y el SAIFI del periodo
2011 y 2012 se encuentran muy por encima de los índices de calidad establecidos en la
NTCSER.
Validación de los Índices de Calidad:
Con la información disponible de los registros de interrupciones del 2011 y 2012 se validará
los índices de la calidad del servicio eléctrico del Total Empresa y Sistema Eléctrico Modelo.
3.11 FORMATOS B
A partir de la validación y de los estudios desarrollados, la información de todos los cuadros
que se detallan en el Anexo A del presente informe (Formatos A) fue corregida y en
consecuencia la información resultante fue denominada (Formatos B), lo que equivale a la
“Validación y Revisión de los Antecedentes por el Consultor” que se detallan en el Anexo B.
Se encuentra pendiente la validación el formato VII por no contar con la información de
detalle suficiente de las pérdidas en MT y BT.
4 ETAPA II – AJUSTE INICIAL DE COSTOS (FORMATOS C)
4.1 DESCRIPCIÓN DE LA ORGANIZACIÓN
Por lo restringido de la información recibida de la Empresa, solo se ha podido consignar
parcialmente las siguientes especificaciones, las mismas que se complementarán al recabar
la información faltante, que debe ser validada.
Así, en este segundo informe se señalan los criterios y metodología que serán tomados en
cuenta para esta etapa de Ajuste Inicial de Costos, los mismos que se describen a
continuación:
4.1.1 Estructura organizativa
La estructura orgánica de la empresa tiene como base de referencia los objetivos y
estrategias de la misma, las mismas que se derivan de su misión y visión.
Siendo el objeto de la empresa, la distribución y comercialización de energía eléctrica
en las zonas de concesión asignadas, así como la generación y transmisión eléctrica
en los sistemas aislados hasta donde su sistema llegue al sistema nacional, sus
actividades estarán enmarcadas en dichos rubros.
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De acuerdo a lo observado en los trabajos de campo y por la información recibida de
las Gerencias de Electrocentro, la empresa realiza trabajos dentro de las siguientes
actividades, clasificadas en base a lo establecido en los Términos de Referencia del
Estudio de Costos del VAD:
ACTIVIDADES
A.1 Compra de Energía
ELECTROCENTRO S.A. compra energía a empresas generadoras del
Sistema Interconectado, para el suministro eléctrico a sus clientes de las
regiones que conforman su área de concesión.
A.2 Generación
ELECTROCENTRO opera grupos de generación hidráulica y térmica a fin de
suministrar energía eléctrica a los clientes ubicados en distintas localidades
de su área de concesión.
A.3 Transmisión
Esta actividad la realiza a través de las líneas de transmisión secundaria y
Sistemas Complementarios que operan en distintos niveles de tensión, como
66, 60 y 220 kV.
A.4 Distribución en Media Tensión
La actividad de distribución en media tensión la realiza en las localidades de
su zona de concesión a través del total de redes primarias que conforman los
diferentes sistemas eléctricos.
A.5 Distribución en Baja Tensión
La realiza en las localidades de su área de concesión mediante un sistema
que comprende sub estaciones MT/BT y toda la extensión de líneas en este
nivel de tensión.
A.6 Alumbrado Público
Atiende el servicio de alumbrado público en las localidades ubicadas dentro
del ámbito de sus concesiones de distribución.
A.7 Comercialización
ELECTROCENTRO Efectúa sus actividades de facturación, cobranza y
atención de clientes por intermedio de sus oficinas de atención al público,
instaladas en la Oficina Regional y las localidades donde cuenta con Unidad
de Negocios. Asimismo, se mantiene contratos de servicio de cobranza con
terceros en aquellas localidades que no se cuenta con oficinas propias.
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La venta de energía se efectúa en las localidades y ciudades para atender al
total de sus clientes, entre los que se cuentan también clientes no regulados.
A.8 Conexión a la Red de Distribución Eléctrica
La instalación de nuevos suministros es efectuada mediante contratos con
terceros, con la supervisión de personal propio de la Gerencia Comercial. La
atención a Clientes Mayores es efectuada con personal propio.
El mantenimiento y reposición de acometidas se efectúa, asimismo, a través
de terceros. El mantenimiento y calibración de los equipos de medición se
efectúa en el Laboratorio de la Gerencia Comercial.
A.9 Corte y Reconexión
Aplica a todos sus clientes donde haya motivaciones para ello. El corte y
reconexión de los suministros eléctricos se efectúa a través de servicios de
terceros, a excepción de los Clientes Mayores, que es ejecutada con personal
propio.
A.10 Gestión de Inversión en Distribución.
Existen proyectos de inversión para las actividades de generación,
distribución y con mayor relevancia en generación de pequeñas capacidades.
A.11 Gestión de Inversión en Otras Áreas.
N/A
A.12 Asesoría a Terceros.
N/A
A.13 Otros Servicios
Eventualmente servicios puntuales.
A.14 Negocios Financieros.
N/A
4.1.1.1 Organización de Electrocentro y su Unidad de Negocio Huancavelica
La estructura orgánica de ELECTROCENTRO será formulada, asignando
responsabilidades en función al sistema de relaciones y autoridad que configuran la
cadena de mando.
Actualmente se tiene un organigrama aprobado, además que conforme a lo
señalado por los supervisores de Electrocentro, la empresa está por implementar
un nuevo organigrama, que responde a la condición de una empresa subsidiaria
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que forma parte de un holding corporativo, como es el caso de su pertenecía al
grupo de empresas estatales Distriluz.
En general, independientemente de la forma de estructurar la organización, ya sea
funcional, matricial o mixta, las posiciones de decisión siempre corresponderán a
formar gerencias que incluirá como mínimo las siguientes:
Directorio
Oficina de Control Interno.
Gerencia General
Asesoría Legal.
Relaciones Públicas.
Gerencia de Ingeniería/Técnica
Oficina de Seguridad y Medio Ambiente.
División de Operaciones.
División de Mantenimiento.
División de Perdidas e Inversiones.
Proyectos y obras.
Perdidas Comerciales.
Mediciones.
Gerencia Comercial
División de Marketing, tarifas y contratos.
División de Ventas.
Clientes mayores.
Instalac., medición y laboratorio.
Unidades de Negocios.
Gerencia de Planeamiento y Control de Gestión
División de Planeamiento y Control de Gestión.
División de Sistemas de Información.
Oficina de Normalización y Estandarización.
Gerencia de Administración
División de y Finanzas.
División de Contabilidad.
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División de Logística.
División de Recursos Humanos y capacitación.
Como órgano ejecutivo de primer nivel se encuentra al Directorio, del cual
dependen directamente la Gerencia General y el Órgano de Control Interno.
La Gerencia General contará como órganos de línea a la Gerencia de
Ingeniería, Gerencia Comercial y las Sub gerencias regionales.
Los órganos de apoyo serían: Gerencia de Administración y la Gerencia de
Planeamiento y Control de Gestión.
Los órganos de asesoría serán: Asesoría Legal y Relaciones Públicas.
Gerencias
1. La Gerencia de Planeamiento y Control de Gestión tiene a su cargo la
planificación, normalización, supervisión y evaluación de las actividades
así como el control de gestión de los proyectos de inversión.
2. La Gerencia de Ingeniería tiene a su cargo:
La supervisión de la operación y mantenimiento de las instalaciones
eléctricas de generación, transmisión y distribución de las subgerencias
regionales.
Gestión y supervisión de las operaciones y mantenimiento de las
mencionadas actividades, de los sistemas eléctricos de la región Cuzco,
en coordinación con la Gerencia Comercial.
El Centro de Control de operación de sub-estaciones de potencia,
centrales de Generación y Distribución.
Medición de la calidad del servicio y control de pérdidas técnicas.
Supervisión de inversiones.
Seguridad y medio ambiente.
3. La Gerencia Comercial tiene a su cargo:
Gestión de la venta de energía eléctrica y administración de todo el
proceso de lectura de medidores, facturación de suministros, reparto y
cobranza.
Cortes y reconexiones.
Control de pérdidas comerciales.
Laboratorio y mediciones.
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4. La Gerencia de Administración y Finanzas tiene a su cargo las áreas de:
Logística, Finanzas, Contabilidad y Recursos Humanos.
5. Las sub gerencias regionales administran técnica y comercialmente el
servicio eléctrico de las localidades de su circunscripción, en las
actividades que operen. Cuentan con un área de administración y finanzas.
4.1.2 Funciones y actividades
Dentro de la información recientemente recibida, se tienen los MOF que serán
revisados, con lo cual se validarán los puestos y las funciones asignadas para
todas las plazas del personal, tomando en cuenta el régimen bajo el cual se
rigen internamente.
Se considera como válida la información recabada directamente de los Jefes de las
Unidades Operativas, sobre las actuales funciones, procesos, actividades y tareas bajo
responsabilidad de cada área.
Teniendo como referencia ambas fuentes de información, se ha formulará un cuadro
actualizado en el que se especificará el porcentaje de dedicación a cada una de las
actividades.
4.1.2.1 Descripción de cargos del personal, actividades y porcentaje de dedicación a
cada una de las mismas
Completando los numerales anteriores, bajo los criterios y metodología descritos,
se realizará la descripción de los cargos de todo el personal, estable, de plazo fijo e
indeterminado, especificándose el porcentaje dedicado a cada una de las 16
actividades establecidas como base para el diseño de puestos de trabajo.
4.1.2.2 Funciones de personal del S.E. Huancavelica Rural
Las funciones del personal que estará a cargo del Sistema Modelo, se realiza sobre
la base de distribución de cargos, funciones y asignación de zona de trabajo del
personal propio de la Unidad de Negocio Huancavelica, especificándose el personal
asignado en forma exclusiva a cada sistema eléctrico.
4.1.2.3 Descripción de Tareas Asignadas a Contratistas
Para el desarrollo de este acápite se cuenta con algunos de los contratos suscritos
por Electrocentro con terceros y que están vigentes a la fecha.
En lo que concierne a la atención del servicio del Sistema Eléctrico Modelo
Huancavelica Rural Sector 6, para las actividades relacionadas a costos de
explotación técnica y costos de explotación comercial, en los numerales 4.1.2.2 y
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4.3.1 se describen las características y recursos humanos que serán utilizados para
la prestación de servicios de terceros por intermedio del Contratista.
En lo que compete a los contratos de servicios a nivel Empresa, no comprendidos
en operación y mantenimiento o comercialización, a continuación se describe
sucintamente el alcance de sus actividades:
a. Asesoría Legal.
Prestar servicios profesionales de asesoría especializada en patrocinio
de procesos judiciales vinculados a temas laborales y provisionales.
b. Servicio de Vigilancia.
Prestación de servicios de resguardo y vigilancia en todos los locales
de la empresa, que incluye la protección y control de las instalaciones,
activos fijos, bienes materiales y locales de ELECTRO CENTRO.
c. Servicio de transporte de personal.
El servicio se efectúa por intermedio de la contratación de servicios de
rutas para transporte del personal desde la sede central en la ciudad
hacia las localidades de las unidades de negocios de Electrocentro.
d. Servicio de limpieza y mantenimiento de locales.
Comprende a los locales de las ciudades donde se ubican las sedes
regionales y las unidades de negocio. Incluye ornamentación y
mantenimiento de jardines.
e. Servicio de correos y correspondencia.
Para servicio de entrega de documentos de distribución local,
interprovincial e interdepartamental.
4.2 ANÁLISIS Y DETERMINACIÓN DEL NIVEL DE REMUNERACIONES
4.2.1 Planilla de remuneraciones validada
La validación de la Planilla de remuneraciones se realizará luego de haber efectuado
el proceso de validación de la Planilla de Remuneraciones para el año 2012, según el
procedimiento descrito y que se defina el monto anual de remuneraciones, cuyo
detalle se incluirá en el anexo correspondiente.
La mencionada planilla de remuneraciones comprenderá las remuneraciones pagadas
y provisionadas durante el ejercicio 2012, incluyendo al personal retirado que cobró
sus haberes en dicho año.
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La planilla entregada por Electrocentro se clasificará en conceptos, los que serán
reagrupados, integrando para efectos prácticos aquellos de origen similar:
1.- Remuneración Básica.
2.- Otros básicos.
3.- Subsidio.
4.- Asignación familiar.
5.- Horas extras.
6.- Remuneración vacacional.
7.- Pliego de cierre 2008.
8.- Remuneración al cargo.
9.- Otros ingresos.
Para efectos comparativos, la distribución de los Formatos B V-1 y V-2 sería la
siguiente:
Distribución de Costos
Cuenta Concepto Importe
6.2 Cargas de Personal
6.8.6 Compensación tiempo de servicios
6.3.8 Servicios de personal
Asimismo la validación se sustentará en la presentación de copias de de boletas de
Personal estable y de contratados
4.2.2 Revisión del nivel de remuneraciones
Para la revisión del nivel de remuneración se desarrollarán dos fases, como se
describe la metodología a continuación:
Primera fase
Para efectuar la revisión de niveles del nivel de remuneraciones de la empresa se
considerará como referencia el Boletín de Estadísticas Ocupacionales del año 2012
del Ministerio de Trabajo y Promoción del Empleo (MINTRA), correspondiente al
Sector Energía, la misma que se efectuará sobre la base de los resultados de la
Encuesta de Remuneraciones por Ocupaciones Específicas (EROE) aplicada a las
empresas de 10 a más trabajadores del régimen laboral de la actividad privada en
Lima Metropolitana.
Asimismo, se tomará como referencia alguna otra empresa de distribución eléctrica
con sede en una ciudad de características similares a Huancavelica y/o sectores
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rurales y, en cuya respectiva sección Transparencia de la correspondiente pagina web,
se pudiera encontrar la información más completa.
De otro lado, se presentará un cuadro comparativo de remuneraciones mínimas y
máximas relacionadas a la encuesta del MINTRA a 5 empresas con más de 50
trabajadores.
La información presentada por el MINTRA corresponderá a la remuneración bruta
mensual del mes de mayo de 2008, en la cual se excluyen los pagos por horas extras
y los pagos no permanentes (reintegros, gratificaciones, liquidaciones, remuneración
adicional por vacaciones y otros que se otorgan en forma esporádica o diferida).
Segunda fase
A fin de efectuar un análisis comparativo se realizará una homologación de cargos con
empresas similares, como SEAL, ELSE y con los de las empresas encuestadas por
intermedio del estudio del MINTRA. En cada caso se compararon cargos similares y
equivalentes.
Sobre ello se presentarán las remuneraciones de los cargos homologados de
ELECTROCENTRO y Encuesta de MINTRA, del cual se efectuará el correspondiente
análisis.
Producto del análisis se podrá evaluar si:
a. Las remuneraciones de ELECTROCENTRO son similares a las de una empresa
similar a nivel Gerencial y las diferencias que puedan existir a nivel jefatura son
mayores en un 52% pero a nivel técnico son menores en un 20%, como
promedio.
b. El nivel de remuneraciones de ELECTROCENTRO respecto al promedio de
remuneraciones del estudio del MINTRA, es inferior/superior a nivel gerencial y a
nivel jefatura de obras. A nivel de profesionales y técnicos la diferencia
diferencias será menor.
Teniendo en cuenta estas diferencias y los topes de niveles salariales establecidos
por el Estado, y que el personal está comprendido en los niveles de profesionales y
técnicos, se evaluará la pertinencia de no modificar los niveles actuales de
ELECTROCENTRO.
4.2.3 Revisión y optimización de estructura de personal
En esta etapa de ajuste inicial de costos de explotación técnica y comercial, se
elaborarán partidas de análisis de costos unitarios para cada una de las actividades.
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Dichos análisis de costos unitarios consideran el costo de materiales, mano de obra,
maquinarias y equipos empleados en el desarrollo de la actividad, y finalmente se
consideran las herramientas y consumibles de cada personal que representa el 5 por
ciento del costo de la mano de obra.
Para el desarrollo de las actividades de explotación, se considerará que la contratista
cuenta con un Supervisor General y un Supervisor de Campo, ambos con el nivel de
Ingeniero. Sin embargo, a criterio del consultor, dentro del análisis de costos unitarios,
para complementar el equipo se considera un Coordinador General (01) el cual se
encargaría de llevar a cabo las labores de administración y supervisión de las
actividades y un Jefe de Seguridad e Higiene Ocupacional (01) el cual se encargaría
de verificar que el personal encargado de desarrollar directamente las actividades de
explotación cumpla con las normas de seguridad.
Asimismo, para el análisis de costos unitarios de las actividades de explotación, como
parte de personal de la contratista encargada de ejecutar directamente las actividades,
se considerará la participación de dos cuadrillas (02) conformadas por un capataz (01),
un operario (01), un oficial (01) y tres peones (03). A continuación, se muestra el costo
de hora-hombre del recurso humano considerado en los análisis de costos unitarios.
4.3 ANÁLISIS DE LOS SERVICIOS DE TERCEROS
4.3.1 Costos de servicios de terceros
En lo que corresponde a los servicios administrativos de la Empresa Total,
externalizados mediante contratación de personas jurídicas o naturales, según el caso,
se está procediendo a analizar los costos anuales y su equivalente mensual.
Al respecto, si se observan los importes de equivalencia mensual de los servicios
tercerizados de asesoría legal y de transporte de personal, determinaremos que el
importe del primero implica un importante ratio de costo/beneficio.
En lo que corresponde al de transporte de personal, es fácil deducir que la
tercerización resulta mucho más económica que adquirir unidades móviles para dicho
fin considerando los gastos de operario y mantenimiento, así como depreciación.
En cuanto al servicio de limpieza y mantenimiento de locales, se podrá ponderar el
costos/beneficio y ver si es relevante si asumimos que con dicho importe no se podría
cubrir la contratación de personal para prestar los servicios mencionados.
En lo que compete al servicio de seguridad, cabe precisar que por ser un servicio muy
especializado, de imprescindible necesidad y no corresponder al giro del negocio de
distribución, se debe mantener constantemente.
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Evaluación costos de personal
El personal a cargo de los servicios administrativos no es constante y los contratos no
se rigen por costos unitarios, salvo el caso del servicio especializado de vigilancia.
Dada la especialización en los rubros de servicios contratados y teniendo en cuenta
que la empresa no cuenta con personal para estos tipos de servicios, no será posible
un eventual análisis comparativo, salvo la pertinencia del costo/beneficio.
Por lo antes expuesto, el Consultor considera económicamente más conveniente la
actual tercerizacion de las actividades antes mencionadas, lo que permite asimismo
una atención eficiente de la Empresa.
Sistema eléctrico modelo
En el numeral 4.3.1, se establece la organización del trabajo conjunto de la empresa
(Personal de supervisión) con el Contratista.
Asimismo, se efectuará el análisis y optimización de los costos de operación y
mantenimiento, así como de la gestión comercial, tanto de los servicios tercerizados.
Los contratos suscritos por Electrocentro con sus contratistas establecen que éstos se
hacen cargo de toda la operación y mantenimiento de las instalaciones así como la
gestión de lectura, reparto de facturas, cobranza, cortes y reconexiones. Sin embargo,
el servicio no incluye materiales, los cuales deben ser suministrados por la empresa.
Esto permite un ahorro a la empresa en lo que compete a gastos fijos de personal así
como la compra, almacenamiento, mantenimiento y transporte de equipos, para la
prestación de los mencionados servicios.
No obstante, los cálculos del costo de los servicios prestados difieren de los
reportados por la empresa, se ha concluido que por costo/beneficio es conveniente
mantener la tercerización de estas actividades.
Evaluación costos de personal
En el numeral 4.3.4, se presentan cuadros analíticos y comparativos de costos de
personal del servicio de tercerización para una atención eficiente de la Empresa.
Por lo antes expuesto, el Consultor considera económicamente más conveniente la
tercerización de las actividades de operación y mantenimiento y gestión comercial,
debiendo verificarse a la suscripción de un nuevo contrato, los mejores costos unitarios
de la zona de operación.
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4.4 ASIGNACIÓN DE ACTIVIDADES Y DEDICACIÓN DEL PERSONAL
4.4.1 Estructura organizacional
En lo que compete a la estructura organizacional se evaluará su procedencia para
determinar que:
Se haya desconcentrado la administración y gestión de las áreas de concesión
pertenecientes a los departamentos de Ayacucho, Huancavelica,
geográficamente alejados de la sede central.
Se cuente con una Gerencia de Planeamiento y Control de Gestión, cuya una
unidad orgánica será de vital apoyo para la Gerencia General, asesorándola
adicionalmente en los proyectos de inversión.
Los otros órganos de apoyo serán los indispensables para una buena gestión:
Gerencia de Administración (que incluye el área de Informática), Asesoría legal
y Relaciones Públicas.
Los órganos de línea, la Gerencia de Ingeniería y la Gerencia Comercial,
comprenden las actividades principales del giro del negocio de distribución,
apoyado por las centrales de generación.
Los sistemas eléctricos estén debidamente organizados en función al aspecto
geográfico y para efectos de un mejor control de gestión dependan
administrativamente de la Gerencia Comercial y técnicamente, en lo
correspondiente a operación y mantenimiento, de la Gerencia de Ingeniería.
La estructura organizacional, en lo que corresponde al aspecto operativo, estará
orientada a una administración desconcentrada y de supervisión, especialmente en la
gestión de operación y mantenimiento así como la comercial.
Si se analizan los contratos de prestación de servicios para estos aspectos, se puede
determinar que una parte importante de la gestión operativa esta externalizada.
En tal sentido, el Consultor considerará si será adecuada la estructura organizacional
vigente.
Sistema Eléctrico Modelo
En concordancia con lo especificado en numeral anterior, se evaluarán la modificación
correspondiente a la incorporación de un Ingeniero para ocupar el cargo de JEFE DE
SEGURIDAD E HIGIENE OCUPACIONAL, función imprescindible en las tareas de
operación y mantenimiento, especialmente en áreas rurales.
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4.5 ANÁLISIS DE LOS COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
En lo que respecta a los ajustes iníciales de los costos de operación y mantenimiento del
Total empresa y Sistema eléctrico Modelo, en este Segundo Informe Parcial no se alcanzó a
realizar los ajustes debido a la falta de información de cada uno de las actividades propias
de la explotación técnica y de la explotación comercial.
4.5.1 Costos de Explotación Técnica
Para realizar los ajustes de los costos correspondientes a cada una de las actividades
de explotación técnica, a la fecha no se dispone con la información suficiente, es por
ello que en este primer informe parcial no se alcanzó a realizar los ajustes
correspondientes.
Dentro de la información faltante para realizar los ajustes de los costos de explotación
técnica:
En la información recibida correspondiente a la asignación de costos de O&M no
tienen los factores de asignación de indirectos.
Por otro lado, no se tiene identificado los costos de personal encargado de las
actividades del Sistema Eléctrico Huancavelica Rural.
Los datos de costos de mantenimiento no tienen un detalle de materiales utilizados
con periodicidad mensual.
No se dispone un mayor detalle de los costos unitarios de cada uno de las
actividades de explotación técnica (análisis de costos unitarios).
4.5.2 Costos de Explotación Comercial
Los mismo sucede para realizar los ajustes de los costos correspondiente a cada una
de las actividades de explotación comercial, a la fecha no se dispone con la
información suficiente, es por ello que en este primer informe parcial no se alcanzó a
realizar los ajustes correspondientes.
Dentro de la información faltante para realizar los ajustes de los costos de explotación
comercial se tiene lo siguiente:
En la información recibida correspondiente a la asignación de costos de las
actividades comerciales no se tienen los factores de asignación de costos
indirectos.
Por otro lado, al igual que para las actividades de explotación técnica, no se
dispone de los costos de personal encargado del Sistema Eléctrico Huancavelica
Rural.
No se dispone un mayor detalle de los costos unitarios de cada uno de las
actividades de explotación comercial, principalmente la frecuencia.
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4.6 ANÁLISIS DE COSTOS INDIRECTOS
La validación de esta parte queda pendiente hasta que se disponga la información.
Los costos indirectos asignables al Sector Típico Modelo, corresponden a la alícuota de los
costos que la empresa incurre para su funcionamiento global. Por lo que es necesario que
estos correspondan a costos eficientes.
En tal sentido, previo a su asignación se ha efectuado el análisis y evaluación de la
estructura de la empresa. En este acápite se determina los recursos necesarios para dicho
fin, en el marco de una estructura organizacional optimizada.
4.6.1 Asignación de Recursos
El Procedimiento seguido se presenta a continuación:
1. Definición de los Costos Indirectos y Costos de Supervisión Directa.
2. Evaluación de la importancia de cada rubro de los Costos indirectos con el objeto
de definir en cuales se efectuará el correspondiente estudio de optimización.
3. Determinación de la estructura orgánica óptima.
4. Determinación de los servicios de terceros.
5. Determinación de otros gastos indirectos.
Premisas:
Se utilizará como base la estructura de costos establecida en la etapa Revisión 2
“Ajuste inicial de costos”, sobre la cual se efectuarán los ajustes adicionales de
optimización, los mismos que se generan al tener que adecuarse a la nueva
estructura optimizada de instalaciones eléctricas; así como a la actualización de
antecedentes contables a diciembre de 2008.
4.6.1.1 Definición de Costos Indirectos y Costos de Supervisión Directa
Costos Indirectos
En el numeral 3.8.1 del Capítulo de Criterios de Asignación de Costos del Primer
Informe Parcial quedaron definidos como Costos Indirectos los siguientes:
a) Los gastos generales de la sede matriz (gerenciamiento y administración).
Directorio.
Oficina de control interno.
Gerencia General (GG).
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Unidades de asesoría y apoyo dependientes de la GG.
Gerencia de Administración y Finanzas (GAF).
Divisiones de Administración y servicios de GAF.
Gerencia de Planeamiento y Control de gestión.
Gerencia de Ingeniería.
Gerencia Comercial.
b) Los gastos de la jefatura y administrativos de las Divisiones de Servicios
Eléctricos y Gerencias Regionales.
Cabe señalar, que por metodología de cálculo de los Costos del VAD, en el
cálculo de Costos Indirectos no se incluyen los gastos por Depreciación ni
correspondientes a las de Cargas Financieras.
Los Costos Indirectos asignados a una determinada Unidad de Negocio pueden
provenir de tres fuentes: a) de la Sede Central, b) de la Gerencia Regional o
División del Sistema Eléctrico y c) de la propia unidad de negocio o SEM.
En el caso del SEM Huancavelica Rural, los costos indirectos provienen de la
Sede Central, cuya asignación se efectúa en primera fase a la División del S.E.
Vilcanota, y de los gastos de administración propios de la División S.E. Vilcanota.
Teniendo en cuenta que esta División tiene tres (3) Sistemas Eléctricos a su
cargo, que se manejan mediante cuatro áreas de responsabilidad, los Costos
Indirectos provenientes de la Sede Central que se le asignen, deberán ser
distribuidos entre dichas áreas de responsabilidad, entre los cuales se encuentra
el SEM Huancavelica Rural.
Asimismo, considerando que el SEM Huancavelica Rural no cuenta con
infraestructura física administrativa, no se le contabilizan sus gastos en un
Centro de Costos. Es por esta razón, que sus costos indirectos también incluirán
la asignación que se le calcule respecto del total de Gastos de Administración
propios del SE Vilcanota.
Costos de Supervisión Directa
Para el caso del SEM ST 5 Huancavelica Rural, los Costos de Supervisión
Directa corresponden a aquellos gastos de supervisión que efectúa el Jefe de
División, personal de ingenieros y técnicos de la División de Vilcanota, de las
áreas de Operación y Mantenimiento y Comercial, en forma exclusiva o parcial.
4.6.1.2 Evaluación de la Importancia de Cada Rubro de los Costos Indirectos
Habiéndose definido los rubros que comprenden los Costos Indirectos y de
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Supervisión Directa, y teniendo como referencia la escala de remuneraciones
optimizada en el proceso de Ajuste Inicial de Costos (Capitulo 4.3 del Primer
Informe parcial), se procederá a determinar el porcentaje de participación de cada
rubro genérico, respecto del total de gastos de la cuenta 915 Administración,
teniendo como referencia los gastos establecidos en los Formatos C.
En estos rubros no se incluyen a las cuentas de Compras de Energía ni al de
Depreciaciones.
Del análisis de la estructura de costos, se observan los siguientes resultados:
Cuadro 4.1- Participación Porcentual de Gastos a Nivel Empresa Total (Miles de S/.)
Se puede apreciar que los rubros de mayor peso son Cargas de Personal y
Servicios de Terceros. Por tanto, se priorizará el proceso de optimización a estas
dos cuentas y aquellas sub cuentas de mayor peso al interior de los rubros de
Cargas Diversas de Gestión y de Suministros, para efectos de poder realizar una
asignación de los costos eficientes.
4.6.1.3 Determinación de la Estructura Orgánica Óptima
En base a la estructura organizacional de la Empresa Total, aprobada en el
numeral 4.3 del Primer Informe Parcial, procederemos a seleccionar la estructura
orgánica de costo mínimo, en el marco de niveles óptimos de eficiencia.
Para dicho efecto se revisarán las funciones y actividades aprobadas en el proceso
del Ajuste Inicial de Costos a fin de obtener la optimización del uso de las horas
hombre.
Este proceso podría implicar reajustes adicionales tanto en la integración o
delegación de funciones, teniendo como objetivo la maximización de la utilización
del tiempo y por ende los ajustes de personal que correspondan.
4.6.1.4 Determinación de los Servicios de Terceros
Las sub cuentas de este rubro son las siguientes:
Concepto Suministros Cargas de
Personal
Servicios de
TercerosTributos
Cargas
DiversasProvisiones Total
Importe 590,22 4.336,10 1.451,07 128,87 781,12 257,90 7.545,28
Porcentaje 7,82% 57,47% 19,23% 1,71% 10,35% 3,42% 100,00%
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Cuadro 4.2- Costos de Servicios de Terceros
Observando este cuadro se puede apreciar que los mayores gastos se encuentran
en las sub cuentas 632, 638 y 639.
En tal sentido se procedió a analizar al interior de dichas cuentas, las subcuentas
con mayor monto, las mismas que se presentan en el cuadro siguiente.
Cuadro 4.3- Honorarios, Servicio de Personal y Otros
Honorarios, comisiones y corretaje
En lo que corresponde a Honorarios por asesoría, cabe precisar que no se
encuentran incluidos los honorarios por Auditoria, los mismos que conforman otra
sub cuenta. Por tanto, cabe optimizar la mencionada cuenta, mediante un proceso
de una revisión exhaustiva con el objeto de validarlos o ajustar el requerimiento de
costos anuales promedio.
De igual forma se deberá evaluar los componentes de Honorarios varios para
proceder a su optimización.
CuentaImporte
miles deS/.%
63. SERVICIOS PRESTADOS POR TERCEROS
631. Correos y Telecomunicaciones 164,96 11,37%
632. Honorarios, Comisiones y Corretajes 545,90 37,62%
633. Servicios Encargados a Terceros 8,51 0,59%
634. Mant. y Reparac. de Activos 115,62 7,97%
635. Alquileres 4,70 0,32%
636. Electricidad y Agua 15,40 1,06%
637. Publicidad, Publicac. y Relac. Publicas 93,85 6,47%
638. Servicios de Personal 160,30 11,05%
639. Otros Servicios 341,83 23,56%
Total 1.451,07 100,00%
CuentaImporte
miles deS/.%
632. Honorarios, Comisiones y Corretajes
Honorarios por asesoría 222,71 40,80%
Honorarios varios 222,60 40,78%
638. Servicios de Personal
Practicas pre profesionales 108,29 67,56%
639. Otros Servicios
Vigilancia 276,56 80,90%
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Servicios de Personal
En lo que concierne a Practicas pre profesionales, se ha verificado que en el rubro
de Administración se concentra el 38.35% de los gastos por este concepto. Al
respecto, se considera razonable su reducción.
Otros servicios
En lo que compete a los gastos de Vigilancia, cabe precisar que corresponden a los
servicios basados en un contrato suscrito con el proveedor que obtuvo la buena pro
en un proceso de selección, de acuerdo a la normativa vigente para organismos del
Estado. El servicio debe mantenerse por ser una tarea especializada que no
corresponde al objeto de ELC, por lo que se mantendrá dicho monto.
4.6.1.5 Determinación de Otros Gastos
En este rubro agruparemos a los gastos de Suministros y Cargas diversas de
gestión.
Suministros
Del total de S/. 590 113,59 el 67.77% (S/. 399 903,10) corresponden a Materiales
para equipos de informática. Se evaluará una eventual racionalización.
Cargas diversas de gestión
En este rubro las cuentas de mayor valor corresponden a Pasajes S/. 144 058,02 y
Capacitación del Personal S/.177 112,63.
En el primer rubro es muy difícil establecer un tope debido a que los requerimientos
pueden ser regulares o eventuales. No obstante, se efectuará la evaluación
correspondiente.
En lo que compete a la Capacitación, se ha observado que los S/. 177 112,63
representan el 95,5% del total de la cuenta, entre las actividades de la empresa, lo
que significa que los gastos no están bien orientados, en lo que se refiere a esta
cuenta. De hecho tendrán una reducción.
A dichos rubros se les efectuará una nueva revisión con el objeto de reducir o
eliminar aquellos gastos que se hayan producido en forma eventual o transitoria,
así como aquellos que se puedan prescindir sin afectar la eficiencia y operatividad
de las unidades correspondientes.
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4.7 FORMATOS C
Como se ha mencionado anteriormente debido a las restricciones de información no se ha
podido elaborar los formatos C.
5 CREACIÓN DE LA EMPRESA MODELO – PROCESO DE
OPTIMIZACIÓN (ETAPA III – FORMATOS D)
Para la estructuración de la empresa modelo en los TR del estudio son mencionados los
siguientes alcances y directivas respecto a las instalaciones eléctricas de distribución:
i) Las instalaciones y los costos de la empresa modelo deben corresponder a los
resultados de una política de inversiones y gestión eficientes. Se debe entender como
eficiencia en la política de inversiones y de gestión a:
a. La elección de la alternativa de mínimo costo presente para prestar el servicio de
distribución en un periodo de 30 años, pero atendiendo la demanda en el periodo
de regulación de 4 años.
b. Satisfacer la demanda, con una calidad de producto y suministro concordante con
lo señalado en el Anexo N 2. de los Términos de Referencia y la normatividad
vigente.
c. Considerar las opciones técnicas, equipos y materiales que estén disponibles a la
fecha del estudio
d. Considerar la tasa de actualización del 12% prevista en la Ley.
ii) La empresa real no tiene necesariamente las instalaciones adaptadas a la demanda
en extensión de redes y capacidad; en cambio, para la empresa modelo se deben
considerar inversiones adaptadas técnica y económicamente a la demanda. Se debe
entender por instalaciones de distribución adaptadas a la demanda a:
a. Aquellas que son resultado de un sistema eléctrico optimizado (incluyendo
inversiones y costos de operación y mantenimiento y pérdidas) bajo el criterio de
costos mínimo.
b. Cumplir las exigencias de calidad de producto (tensiones y perturbaciones) y
suministro (interrupciones), señaladas en el Anexo N 2, de los Términos de
Referencia.
c. Existencia de equilibrio entre el diseño de las redes e instalaciones de distribución y
la demanda.
d. Considerar que la variación de los tamaños de equipos e instalaciones son
discretas, por lo que las holguras de reserva corresponden a la capacidad que se
produzca por la aplicación de los factores de uso medios y el crecimiento de la
demanda vegetativa correspondiente a un periodo regulatorio.
iii) El concesionario puede distribuir electricidad en otras zonas, además del SEM. Para el
análisis de la empresa modelo deber considerarse el servicio de distribución de
electricidad en la totalidad de la zona de concesión de la Empresa real, por razones de
economía de escala para los usuarios del SEM.
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a. Sin embargo, la proporción de costos que deben ser incluidos como parte del Valor
Agregado de Distribución, son aquellos que sean asignable al SEM en Estudio.
A partir de los alcances anteriores (i al iii) se lograron definir las siguientes premisas
que servirán para la conceptualización del proceso de optimización:
Objetivos de la optimización:
o Minimización del costo presente de la suma de la inversión, costo de operación y
mantenimiento y costo de las pérdidas técnicas del SEM, utilizando una tasa de
actualización del 12% y un período de 30 años.
Restricciones de la optimización:
o Satisfacer la demanda futura correspondiente a un periodo regulatorio (año
2017), considerando un crecimiento vegetativo (2%) de las cargas actuales.
o Satisfacer la calidad de producto (tensiones y perturbaciones) y suministro
(interrupciones) de acuerdo a la normatividad vigente (regulado por la Norma
Técnica de Calidad del Servicio Eléctrico Rural Disperso).
Consideraciones en la naturaleza del proceso de optimización:
o Considerar el tamaño de equipos e instalaciones en forma discreta, las holguras
de reserva determinadas por la capacidad producida por uso de factores de uso
medio.
o Los equipos y materiales son los disponibles a la fecha de estudio.
o Existencia de equilibrio entre el diseño de las redes e instalaciones de
distribución y la demanda.
Desde el punto de vista de las instalaciones eléctricas del sistema modelo, de los TR
se puede concluir que el OSINERGMIN-GART como parte del proceso de optimización
define una serie de estudios técnico económicos. La secuencia de estudios dentro del
proceso de optimización correspondientes a las instalaciones eléctricas de distribución
comprende lo siguiente:
Caracterización del mercado y Definición preliminar del tipo de red.
Definición de la Tecnología Adaptada.
Costos unitarios de las instalaciones eléctricas para la valorización del Valor Nuevo
de Reemplazo.
Optimización técnica económica del sistema de distribución.
o Inversiones del sistema de distribución MT.
o Inversiones del sistema de distribución BT.
Cálculo de las pérdidas estándar del sistema de distribución.
Estándar de calidad de servicio.
En la Figura 5.1, se muestra un resumen del esquema asociado al proceso de
optimización técnico económico de las instalaciones eléctricas de distribución.
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Figura 5.1- Esquema del proceso de optimización técnico económico de las instalaciones
eléctricas de distribución
5.1 INSTALACIONES DE DISTRIBUCIÓN MT
Para la optimización de las instalaciones de media tensión se realizarán los siguientes
módulos de estudio:
Definición del trazado óptimo de red MT (OTE-MT-1)
En este módulo fueron consideradas las siguientes variables de entradas:
i) Trazado original de la red primaria
Esta información fue procesada de la base de datos del VNRGIS y sistemas de
información de ELECTROCENTRO.
ii) Información catastral de las localidades y curvas de nivel del sistema Huancavelica
Rural
La información de las localidades, distritos, provincias fueron reportadas por la
empresa a través de sistemas de referencia geográfica. La información cartográfica y
curvas de nivel fueron obtenidas del software Google Earth, posteriormente la red MT
fue superpuesta.
Red MT
Centro de transformación
Red BT
SED MT/BT Troncal
Lateral
SED Seccionamiento
Equipo de Seccionamiento
o Protección
Red SP
Red AP
Estudios Pre optimización
Caracterización del mercado y Definición preliminar del tipo de red
Modelo de Planeamiento de la
Distribución
Modelo de Confiabilidad
Definición de la Tecnología
Adaptada
Costos unitarios de las instalaciones eléctricas para la valorización del VNR
Proceso de optimización
Optimización técnica económica del sistema de
distribución
Modelos matemáticos
Estudios Post optimización
Cálculo de las pérdidas estándar del sistema de distribución
Pérdidas eléctricas del sistema.
Calidad del producto
(tensiones)
Resultados de optimización
Calidad de suministro (interrupciones).
Índices de confiabilidad por consumidor y sistema. Estándar de calidad de servicio
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iii) Ubicación geográfica de SEDs
Esta información fue procesada de la base de datos del VNRGIS y sistemas de
información de ELECTROCENTRO.
iv) Ubicación geográfica de las zonas históricas o monumentales del sistema
Huancavelica Rural
Las redes de distribución del sistema Huancavelica Rural se expanden por varios
distritos, existen algunas zonas monumentales en Lircay y Huancavelica y son
consideradas en como parte del análisis por proximidad con el área abarcada por las
redes de distribución primaria y secundaria.
v) Hidrografía de la zona
La información de la hidrografía de la zona (ríos principales, ríos secundarios y lagos)
fue cargada a la plataforma GIS de trabajo.
Asimismo, en este módulo fueron considerados los siguientes criterios:
i) Ubicación de los Centros de Transformación
Se respeta la ubicación original de los CT debido que el punto de entrega de energía
al sistema fue definido en otro nivel de análisis (planeamiento de la expansión de la
transmisión secundaria) lo cual debería respetarse para el planeamiento de la
distribución. Es de esperarse también que los costos o economías asociadas del
posible traslado del CT (cambios en línea de transmisión secundaria y demás
componentes) no sean reconocidos dentro del modelo y VAD del sistema.
ii) Criterio de realidad geográfica
El sistema modelo debe respetar las restricciones geográficas y de acceso de la zona
actual de concesión perteneciente al SEM Huancavelica Rural.
iii) Criterio para trazado de troncal
La troncal fue trazada preferentemente en zonas de fácil acceso al mantenimiento,
como carreteras y caminos. La longitud final de la troncal está en función de la
definición de la última lateral encontrada para atender las más alejadas SEDs del
SEM. Se evitó los trazados sin carga o en vacío.
iv) Criterio de topología radial en troncal y laterales
Se emplea trazos radiales desde los nodos fuente (CT Huancavelica Norte, Ingenio y
Caudalosa), por ejemplo trazos que explotan la dispersión de la red (grafo del tipo
árbol generador).
v) Criterio de economía
Cuanto menor distancia de trazado menor costo de conductor empleado. Normalmente
las redes crecen según la situación corriente de la carga (ubicación de nuevos centros
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de cargas fuera de la visión inicial de planeamiento). Las SEDs fueron agrupadas por
laterales asegurando una conexión de mínima árbol generadora.
vi) Criterio de respeto a zonas históricas, ríos y lagos
El trazado no debió pasar por zonas históricas o monumentales. También se consideró
la hidrografía de la zona evitándose el trazado sobre los ríos o lagos.
vii) Criterio de confiabilidad y contingencia
El trazado cumple un criterio adecuado ante contingencias, es decir, se procura la
transferencia de carga mediante combinación de operación de cut-outs.
Los resultados preliminares alcanzados en este módulo fueron los siguientes:
i) Trazado de troncal
No se modificaron las redes troncales.
ii) Trazado de laterales
Se usó el criterio de topología radial, así se evitó zonas con lazos o sin proyección
radial desde los CT. Por criterio de economía, se usaron mínimas distancias desde las
SED’s hasta la troncal, considerando configuraciones de mínima árbol generadora.
Se usó el criterio de topología radial, así se evitó zonas con lazos o sin proyección radial
desde los CT. Por criterio de economía, se usaron mínimas distancias desde las SED’s
hasta la troncal, considerando configuraciones de mínima árbol generadora.
5.2 INSTALACIONES DE DISTRIBUCIÓN BT
Para la optimización de las instalaciones de baja tensión se realizarán los siguientes
módulos de estudio:
Definición del parque de alumbrado público (OTE-BT-1)
Los cálculos para el diseño del parque de alumbrado público, de los niveles de iluminancia y
factores asociados, han sido realizados en la definición de tecnología adaptada de acuerdo
a lo indicado en la Ley N° 27744, Ley de Electrificación Rural y de Localidades aisladas y de
Frontera y la Resolución RD-017-2003 EM (Norma DGE “Alumbrado de Vías Públicas en
Áreas Rurales”). El diseño fue utilizado para la definición del parque de alumbrado público
del sistema modelo optimizado.
En este módulo fueron consideradas las siguientes informaciones y variables de entradas:
i) Información catastral asociada al alumbrado público existente
Está compuesta por la información de avenidas, manzaneo, calles y vías clasificadas
por tipo de alumbrado público.
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ii) Trazado original de la red secundaria AP y puntos de iluminación
Está compuesta por la información asociada a la red secundaria AP, como
características de longitudes postes existentes, puntos de iluminación existentes.
iii) Tecnología de lámparas para alumbrado público (DTA-BT-1)
Se recomienda para el tipo de alumbrado A el uso de lámparas de Vapor de Na de 70
W de alta presión con un vano promedio de 50 m. Para los tipos B y C se recomienda
el uso de lámparas de Vapor de Na de 50 W de alta presión con vanos promedios de
55 m. Se evaluará su aplicación
En este módulo fueron considerados los siguientes criterios:
i) Determinación de la cantidad de puntos de iluminación
Se determina un consumo de energía mensual por alumbrado público de acuerdo a la
fórmula:
CMAP = KALP x NU
Donde:
CMAP : Consumo mensual de alumbrado público en kW.h.
KALP : Factor de AP en kWh/usuario-mes.
UN : Número de usuarios del SEM (23 255).
El Factor KALP es el correspondiente al Sector Típico 5: KALP = 6,3. El Factor KALP
es revisado por OSINERGMIN y presentado al Ministerio de Energía y Minas para su
aprobación.
Para calcular el número de puntos de iluminación de todo el sistema modelo, se ha
considerado una potencia promedio de lámpara de alumbrado y el número de horas de
servicio mensuales del alumbrado público (NHMAP). Se aplica la siguiente fórmula:
PI = (CMAPx1000) / (NHMAPxPPL)
Donde:
PI : Puntos de Iluminación
CMAP : Consumo mensual de alumbrado público en kW.h
NHMAP : Número de horas mensuales del servicio alumbrado público 360
horas/mes
PPL : Potencia nominal promedio de la lámpara de alumbrado público en W.
La potencia nominal promedio de la lámpara de alumbrado público
(PPL), comprende la potencia nominal de la lámpara más la potencia
nominal de sus accesorios de encendido.
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ii) Distribución de los puntos de iluminación
La distribución de los puntos de iluminación se ha realizará de acuerdo a las
características de las zonas a iluminar y las recomendaciones en la tecnología
adaptada para lámparas de alumbrado público según el siguiente orden de prioridad:
a. Plazas principales o centro comunal de la localidad.
b. Vías públicas en el perímetro de las plazas principales.
c. Vías públicas importantes.
d. Áreas restantes de la localidad.
iii) Criterio de similitud de áreas de iluminación
Se respetan las áreas a iluminar existentes en el sistema modelo, es decir, para cada
tipo de alumbrado público se dimensiona el parque de alumbrado público a partir de la
longitud total de vías y vano promedio encontrado en la tecnología adaptada.
La potencia instalada total del parque de alumbrado público optimizado está dentro del
margen de consumo mensual de alumbrado público el cual fue calculado en base a la norma
y en función del KALP = 6,3 (411 kW).
En los siguientes cuadros se presentan los metrados y características de las inversiones en
alumbrado público del SEM existente (Formato B) y respecto al optimizado (Formato D),
este último a la fecha todavía está en proceso de elaboración y será resultado del proceso
de optimización técnico económico.
Cuadro 5.1- Características y metrados del parque de alumbrado público - SEM existente
Código
VNR Descripción del Equipo
Metrado
(Unid.)
LU05002 LUMINARIA CON LÁMPARA DE 50W VAPOR DE SODIO 95
LU07002 LUMINARIA CON LÁMPARA DE 70W VAPOR DE SODIO 2 877
LU08001 LUMINARIA CON LÁMPARA DE 80 W VAPOR DE Hg 1 303
LU10004 LUMINARIA CON LÁMPARA DE 100 W INCANDESCENTE 1
LU12501 LUMINARIA CON LÁMPARA DE 125 W VAPOR DE Hg 8
LU15002 LUMINARIA CON LÁMPARA DE 150 W VAPOR DE SODIO 25
LU16003 LUMINARIA CON LÁMPARA DE 160 W LUZ MIXTA 1
LU25001 LUMINARIA CON LÁMPARA DE 250 W VAPOR DE Hg 1
LU25002 LUMINARIA CON LÁMPARA DE 250 W VAPOR DE SODIO 1
Total general 4 312
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Descripción del Pastoral Metrado
(Unid.)
CONCRETO PARABÓLICO SIMPLE DE 1.50 m 1 938
CONCRETO RECORTADO SIMPLE DE 0.50 m 12
CONCRETO SIMPLE DE 1.30 m 86
PASTORAL METÁLICO SIMPLE DE 0.5 m x 1" DE DIÁMETRO 40
PASTORAL METÁLICO SIMPLE DE 1.5 m x 1.5" DE DIÁMETRO 2 236
Total general 4 312
En el Cuadro 5.1, se observa que dentro de las tecnologías actuales en el parque de
alumbrado público predomina el uso de luminarias con lámpara de 70 W de vapor de sodio y
80 W Vapor de Hg. Respecto a los pastorales, la tendencia es en el uso de pastoral metálico
simple y concreto simple.
Con respecto al control de alumbrado público se mantendrá un equipo de control AP
compuesto por fotocélula y contactor para cada una de las 690 subestaciones.
Definición de las redes de servicio particular (OTE-BT-2)
De modo preliminar se presentan los resultados de la optimización aplicada a las redes de
servicio particular bajo los siguientes supuestos:
i) De acuerdo con la definición preliminar de la red se recomienda que todas las redes
de BT sean tipo aéreo. Las redes de BT existentes reportadas como subterráneas
serán cambiadas a aéreas considerando una adaptación inicial de sus tecnologías y
calibres.
ii) De acuerdo con la tecnología adaptada de red de BT servicio particular se recomienda
el uso de cables autoportantes de aluminio con opción de montaje del AP sobre SP.
Para cumplir con el parque de alumbrado público se definió un total de longitud de
338,93 km de redes de AP sobre estructuras de SP.
iii) De acuerdo con la tecnología adaptada de postes de BT se recomienda el uso de
postes de madera y concreto. En el metrado existente se reportaron postes de fierro
los cuales fueron cambiados a tecnología de concreto, manteniendo los de madera y
concreto existentes.
iv) Considerando el metrado existente de redes de BT de servicio particular aéreas y
subterráneas se tiene un total de 681,8 km, de los cuales 338,93 km son considerados
como SP compartido con AP.
A modo de avance en los siguientes cuadros se presentan los metrados y características de
las inversiones en redes de BT de servicio particular del SEM existente (Formato B) y
respecto al optimizado (Formato D) está en proceso de optimización técnico económico.
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Cuadro 5.2- Metrado y características de las inversiones en redes de BT de servicio
particular – SEM existente
Código VNR
Descripción de Código VNR Metrado
(km)
AC01611 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 1x16 mm2 2,215
AC01612 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 2x16 mm2 2,461
AC01613 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 3x16 mm2 0,572
AC02511 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 1x25 mm2 0,172
AC02512 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 2x25 mm2 0,083
AC02513 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 3x25 mm2 2,396
AC03513 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 3x35 mm2 6,797
AC05012 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 2x50 mm2 0,062
AC05013 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 3x50 mm2 0,981
AC07013 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 3x70 mm2 2,695
AL01611 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 1x16 mm2 0,090
AL01612 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 2x16 mm2 0,733
AL02511 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 1x25 mm2 0,184
AL02512 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 2x25 mm2 1,155
AL02513 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 3x25 mm2 0,032
AL03512 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 2x35 mm2 0,895
AL03513 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 3x35 mm2 5,186
AL05013 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 3x50 mm2 1,880
AL07013 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 3x70 mm2 0,603
AS01611 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 1x16 mm2 + portante 144,650
AS01612 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 2x16 mm2 + portante 214,645
AS01613 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x16 mm2 + portante 5,953
AS02511 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 1x25 mm2 + portante 4,840
AS02512 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 2x25 mm2 + portante 42,245
AS02513 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x25 mm2 + portante 4,741
AS03512 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 2x35 mm2 + portante 5,891
AS03513 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x35 mm2 + portante 6,174
AS05012 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 2x50 mm2 + portante 0,038
AS05013 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x50 mm2 + portante 0,363
AS07012 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 2x70 mm2 + portante 0,038
CS01611 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE CU 1x16 mm2 + portante 0,081
CS01612 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE CU 2x16 mm2 + portante 0,362
CS02512 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE CU 2x25 mm2 + portante 0,185
CS02513 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE CU 3x25 mm2 + portante 0,007
CS03513 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE CU 3x35 mm2 + portante 0,026
CU00621 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 1x6 mm2 1,324
CU00622 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 2x6 mm2 1,553
CU01012 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE CU 2x10 mm2 3,954
CU01021 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 1x10 mm2 13,401
CU01022 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 2x10 mm2 55,898
CU01023 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x10 mm2, DOBLE TERNA 60,473
CU01612 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE CU 2x16 mm2 1,722
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Código VNR
Descripción de Código VNR Metrado
(km)
CU01621 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 1x16 mm2 3,560
CU01622 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 2x16 mm2 27,077
CU01623 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x16 mm2, DOBLE TERNA 25,322
CU02511 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE CU 1x25 mm2 0,014
CU02513 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE CU 3x25 mm2 0,856
CU02521 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 1x25 mm2 0,065
CU02522 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 2x25 mm2 12,298
CU02523 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x25 mm2, DOBLE TERNA 3,405
CU03512 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE CU 2x35 mm2 0,022
CU03522 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 2x35 mm2 4,061
CU03523 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x35 mm2, DOBLE TERNA 6,657
CU05022 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 2x50 mm2 0,416
CU07022 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 2x70 mm2 0,301
TOTAL GENERAL 681,807
Definición de las redes de alumbrado público (OTE-BT-3)
Se presentaran los resultados de la optimización aplicada a las redes de servicio particular
bajo los siguientes supuestos:
i) De acuerdo con la definición preliminar de la red se recomienda que todas las redes
de BT sean tipo aéreo. Las redes de BT existentes reportadas como subterráneas
serán cambiadas a aéreas considerando una adaptación inicial de sus tecnologías y
calibres.
ii) Para cumplir con el parque de alumbrado público se definió un total de longitud de
338,93 km de redes de AP sobre estructuras de SP. Se consideró un metrado de
103,37 km como redes de alumbrado exclusivo.
iii) De acuerdo con la tecnología adaptada de postes de BT se recomendó el uso de
postes de madera y concreto.
A modo de avance en los siguientes cuadros se presentan los metrados y características de
las inversiones en redes de BT de alumbrado público compartido con el servicio particular
del SEM existente (Formato B) y optimizado (Formato D), este último es un resultado
preliminar del proceso de optimización técnico económico.
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Cuadro 5.3- Metrado y características de las inversiones en redes de BT de alumbrado público
compartido con el servicio particular – SEM existente
Código
VNR Descripción de Código VNR
Metrado
(km)
AC01021 CONDUCTOR RETORNO AP DE AL CUBIERTO O SIMIL. 1x10 mm2 1,316
AC01022 RED AEREA AP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 2x10 mm2 0,626
AC01621 CONDUCTOR RETORNO AP DE AL CUBIERTO O SIMIL. 1x16 mm2 3,890
AC01622 RED AEREA AP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 2x16 mm2 3,033
AC02521 CONDUCTOR RETORNO AP DE AL CUBIERTO O SIMIL. 1x25 mm2 1,467
AC02522 RED AEREA AP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 2x25mm2 5,201
AL01021 CONDUCTOR RETORNO AP DE AL O SIMIL. 1x10 mm2 0,277
AL01621 CONDUCTOR RETORNO AP DE AL O SIMIL. 1x16 mm2 5,607
AL01622 RED AEREA AP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 2x16 mm2 0,515
AL02521 CONDUCTOR RETORNO AP DE AL O SIMIL. 1x25 mm2 0,916
AL02522 RED AEREA AP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 2x25mm2 1,031
AL03521 CONDUCTOR RETORNO AP DE AL O SIMIL. 1x35 mm2 0,132
AS01621 RED AEREA AP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 1x16 mm2 + portante 136,002
AS01622 RED AEREA AP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 2x16 mm2 + portante 0,215
AS02521 RED AEREA AP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 1x25 mm2 + portante 10,212
AS03521 RED AEREA AP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 1x35 mm2 + portante 0,089
CS01021 RED AEREA AP AUTOPORTANTE DE CU 1x10 mm2 + portante 0,017
CS01621 RED AEREA AP AUTOPORTANTE DE CU 1x16 mm2 + portante 0,204
CU00631 CONDUCTOR RETORNO AP DE CU DESNUDO 1x6 mm2 3,088
CU00641 CONDUCTOR RETORNO AP DE CU CUBIERTO CON PE 1x6 mm2 0,190
CU01031 CONDUCTOR RETORNO AP DE CU DESNUDO 1x10 mm2 21,422
CU01041 CONDUCTOR RETORNO AP DE CU CUBIERTO CON PE 1x10 mm2 129,837
CU01042 RED AEREA AP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 2x10 mm2 0,027
CU01631 CONDUCTOR RETORNO AP DE CU DESNUDO 1x16 mm2 6,722
CU01641 CONDUCTOR RETORNO AP DE CU CUBIERTO CON PE 1x16 mm2 6,723
CU02531 CONDUCTOR RETORNO AP DE CU DESNUDO 1x25 mm2 0,030
CU02541 CONDUCTOR RETORNO AP DE CU CUBIERTO CON PE 1x25 mm2 0,145
TOTAL GENERAL 338,934
También, en los siguientes cuadros se presentan los metrados y características de las
inversiones en redes BT de alumbrado público exclusivo del SEM existente (Formato B) y
optimizado (Formato D), este último es un resultado preliminar del proceso de optimización
técnico económico.
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Cuadro 5.4- Metrado y características de las inversiones en redes de BT de alumbrado público
exclusivo – SEM existente
Código
VNR Descripción de Código VNR
Metrado
(km)
AC01622 RED AEREA AP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 2x16 mm2 5,465
AC02523 RED AEREA AP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 3x25 mm2 0,064
AL01622 RED AEREA AP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 2x16 mm2 1,034
AL02522 RED AEREA AP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 2x25mm2 1,262
AS01622 RED AEREA AP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 2x16 mm2 + portante 5,572
AS01623 RED AEREA AP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x16 mm2 + portante 2,803
AS01631 RED AEREA AP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 1x16 mm2 + portante 0,069
AS01632 RED AEREA AP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 2x16 mm2 + portante 84,696
AS02522 RED AEREA AP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 2x25 mm2 + portante 1,153
AS02523 RED AEREA AP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x25 mm2 + portante 1,141
AS02532 RED AEREA AP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 2x25 mm2 + portante 0,010
CU01062 RED AEREA AP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 2x10 mm2 0,102
CU01662 RED AEREA AP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 2x16 mm2 0,001
TOTAL GENERAL 103,371
Definición de estructuras de red de BT (OTE-BT-4)
Se presentaran los resultados de la optimización aplicada a las redes de servicio particular
bajo los siguientes supuestos:
i) De acuerdo con la definición de tecnología adaptada de postes de BT se recomienda el
uso de estructuras de concreto y madera. Las alturas de los postes optimizados son
mantenidas como lo reportado en el metrado existente. De acuerdo con la tecnología
existente en postes de BT, la optimización consistió del cambio de postes existentes de
fierro a concreto.
ii) Se conservaron las distancias entre postes, como reportado en el metrado existente.
iii) Se conservó el número y proporción de postes por tipo de función (alineamiento, cambio
de dirección y fin de línea), como lo reportando en el metrado existente.
A modo de avance en los siguientes cuadros se presentan los metrados y características de
las inversiones en estructuras de BT del servicio particular del SEM existente (Formato B) y
el optimizado (Formato D) está en proceso de optimización técnico económico.
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Cuadro 5.5- Metrado y características de las inversiones en estructuras de BT del servicio
particular – SEM existente
5.3 BALANCE DE POTENCIA MT Y BT
Metodología para el balance de energía y potencia
Como lo establecen las bases, se realizará el balance de energía y potencia para el SEM
Huancavelica Rural, siguiendo la siguiente metodología:
Se determinará la energía ingresada a MT según la siguiente expresión:
Donde:
EIMT = Energía ingresada a MT
PEEMT = Pérdidas eficientes de energía en MT
ERMMT = Energía retirada en MT (Regulados, Libres y Servidumbres)
ERBT = Energía retirada en BT (Regulados y Servidumbres)
PEEBT = Pérdidas eficientes de energía en BT
Previó a determinar las energías y potencias ingresadas a media tensión, es necesario
aclarar que las energías y potencias consideradas para el alumbrado público serán las
consideradas en el modelamiento y no los consumos y demandas reales. Lo cual arrojó un
incremento en el número de lámparas de 4 312 unidades a 6 860 unidades, con un
incremento de potencia de 341 kW a 411 kW.
La demanda máxima coincidente para el 2012 del sistema Huancavelica Rural estuvo dada
el día 06 del mes de julio a las 19:30 horas.
De acuerdo a los cálculos realizados se establecerá el balance de energía y potencia,
calculando los ingresos a cada nivel de tensión en función de las ventas optimizadas más
las pérdidas eficientes, este balance se presentará en el Tercer Informe parcial.
Altura del Poste
(m)
Metrado
(Unid.)% Metrado
7 68 0,41%
8 8 356 50,10%
9 8 209 49,21%
10 1 0,01%
11 4 0,02%
12 17 0,10%
13 25 0,15%
Total 16 680 100%
Tipo del PosteMetrado
(Unid.)% Metrado
ESTRUCTURA DE CONCRETO 3 127 18,75%
ESTRUCTURA DE FIERRO 77 0,46%
ESTRUCTURA DE MADERA 13 476 80,79%
Total 16 680 100%
BTBTMTMTMT PEEERERPEEEIM
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Caracterización de la Carga – NHUBT y Factores de Coincidencia
En este punto debemos comentar que no hemos realizado un estudio de caracterización de
las cargas para el sistema eléctrico modelo de Huancavelica Rural y tampoco a la fecha no
tenemos de un estudio a la vista por parte de la empresa.
Sobre la base de los balances elaborados para la discriminación de las pérdidas y los
balances de energía y potencia (Formato VI) se determinó que los factores de
caracterización de la carga actuales (correspondiente al año 2009 para el ST5) son
representativos de la estructura de mercado para el sistema eléctrico modelo.
A pesar de lo anterior, dado que más del 99,81% de los clientes de la empresa presenta un
consumo promedio de 18,93 kWh – mes, se tiende a pensar que las horas de uso de la
tarifa BT5B, tarifa predominante en número de clientes, podrían ser menores a 262 por mes.
En media tensión tenemos 26 clientes, cuyo consumo representa el 18,6% respecto al total;
sin embargo, para efecto de diversidad de la demanda es muy bajo. El efecto de diversidad
de la demanda es mayor cuando más clientes están presentes, ello por la ley de los grandes
números.
En función de lo anterior, para efectos del presente estudio hemos considerado un factor de
coincidencia de 0,866; 0,56; 0,584; 0,194; para las demandas de media tensión presentes
en punta (Empresas mineras, antenas de radio y telefonía); 0,65; 0,347; 0.514 y 0.18 para
las otras cargas de baja tensión; para la tarifa monomia BT5B hemos considerado 262 horas
de uso. Estas consideraciones también nos merecen algunos comentarios.
En primer lugar, el considerar un mayor factor de coincidencia para las demandas de media
tensión presentes en punta, no implica necesariamente un incremento en la cuenta de estos
clientes ya que ellos pueden variar su estructura de demandas.
En segundo lugar, considerar unas menores horas de uso en las tarifas monomios implica
un incremento en las potencias consideradas para el balance de energía y potencia, lo que
tiende a disminuir los VAD y por ende las tarifas finales. Dado lo anterior, las horas de uso
que se reconozcan en las opciones tarifarias para efectos de aplicar las tarifas a los clientes
finales deben ser las mismas empleadas en el balance de potencia para el cálculo de los
VAD. De no ser así, se estaría incurriendo en un error que afectaría los ingresos de la
empresa.
En este mismo sentido, si un estudio de caracterización de la carga realizada con
posterioridad a este estudio, determina unos factores de coincidencia y horas de uso
diferentes a los empleadas para el cálculo de los VAD. Lo primero es recalcular los VAD
nuevamente en su estructura final, considerando los factores de coincidencia y horas de uso
determinados en ese estudio de caracterización. Con esto se guardaría la perfecta simetría
entre el costo de desarrollo de la potencia y la recaudación que obtengan las empresas.
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5.4 BALANCE DE ENERGÍA MT Y BT
Los resultados se presentarán en el Tercer Informe.
5.5 FORMATOS D: REVISIÓN 3: “OPTIMIZACIÓN DE LA EMPRESA”
Los formatos D se presentarán posteriormente.
6 RESULTADOS PARCIALES DE LA ESTRUCTURACIÓN DE LA
EMPRESA MODELO EFICIENTE
6.1 CARACTERIZACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO
6.1.1 Estudio de Caracterización del Mercado Eléctrico
Corresponde realizar la caracterización del sector típico de distribución bajo estudio
para apreciar las características del mercado y sus potencialidades futuras.
El SEM Huancavelica Rural, forma parte de la empresa de distribución eléctrica
Electrocentro, se alimenta desde las barras de 22,0 kV y 22,9 kV de las SET Ingenio y
Caudalosa de propiedad de la empresa transmisora Conenhua, además de las SET
Rumichaca y Huancavelica Norte de propiedad de Electrocentro. Administrativamente.
el Sistema Huancavelica Rural forma parte de la Unidad de Negocio Huancavelica el
cual está dividido en seis servicios eléctricos: Tablachaca, Pampas, Colcabamba-
Restitución, Lircay, Acobamba y Sede Central-Huancavelica Norte, los cuales incluyen
el SER Huancavelica Rural de la empresa Electrocentro.
El SEM Huancavelica Rural está conformado por 8 alimentadores en Media Tensión:
A4111: Eje Palca.
A4113: Eje Paucará.
A4122: Rumichaca.
A4123: Alto Sihuas, Chuñomayo, Yanahututo y Huachocolpa.
A4124: Rumichaca Ayahuasan y Acobamba.
A4125: Tancarpampa Yanacocha.
A4126: Chaquicocha.
A4131: PSE Castrovirreyna Norte.
La empresa concesionaria ELECTROCENTRO tiene un área de influencia que abarca
los departamentos de Junín, Huancavelica, Ayacucho y Cerro de Pasco. Su Mercado
Eléctrico al mes de diciembre del 2012, está constituido por 596 494 clientes, de los
cuales 1 pertenece al mercado libre, 947 al mercado regulado en Media Tensión y 595
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546 al mercado regulado en Baja Tensión.
El consumo de energía al año 2012, es de 625 864 MW.h, de los cuales el 81,1%
corresponde al mercado regulado de Baja Tensión con 507 968,50 MW.h, le sigue en
orden de importancia el consumo de media tensión con 111 953 MW.h que representa
el 17,1%, mercado libre que sólo representa el 0,95 % con 5 942 MW.h.
Como puede verificarse, el mercado que atiende ELECTROCENTRO es mayormente
de tipo doméstico, perteneciendo 571 741 clientes a la tarifa BT5B y un consumo de
438 415 MW.h, que representan el 70,3% del total.
El SEM Huancavelica Rural, elegido como modelo del sector típico 6, está ubicado en
la sierra del departamento de Huancavelica, entre las Provincias de Huancavelica,
Acobamba, Angaraes y Castrovirreyna y está conformado por 343 localidades
ubicadas en varios de sus distritos y anexos. La relación de estas localidades se
muestra en el Cuadro 6.1.
El área de influencia tiene más de 4 500 km2, clima seco y temperatura media anual
por debajo de 9,2ºC. En este sector predomina la actividad económica agrícola y
ganadería, pero sólo de subsistencia, lo que explica el alto índice de pobreza de la
zona.
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Cuadro 6.1- Localidades del SEM Huancavelica Rural / Alimentador
A4111 A4113 A4122 A4123 A4124 A4125 A4126 A4131 A4111 A4113 A4122 A4123 A4124 A4125 A4126 A4131
1 28 DE JULIO X 86 CHUNUMAYO X
2 ACCOMACHAY X 87 CHUÑUNAPAMPA X
3 ACHAPATA X 88 CHUÑURANRA X
4 ACOBAMBA X X 89 CHUPAS X
5 ACOBAMBILLA X 90 CIENEGUILLA X X
6 ACORIA X 91 COLINA X
7 AHUAY X 92 COLISCANCHA X
8 ALLATO X 93 COMUNIDAD 3 DE OCTUBRE X
9 ALLPACHACA X X 94 COMUNIDAD ALLPAS X
10 ALTO CUMUNCANCHA X 95 COMUNIDAD ANDABAMBA X
11 ALTO PATAPAMPA X 96 COMUNIDAD ANTA X X
12 ALTO SIHUA X 97 COMUNIDAD CALZADA X
13 AMBATO X 98 COMUNIDAD CASACANCHA X
14 ANCHONGA X X 99 COMUNIDAD CERCOPAMPA X
15 ANDABAMBA X 100 COMUNIDAD CHACAPAMPA X
16 ANTA X X 101 COMUNIDAD CHECCO CRUZ X
17 ANTACCACCA X 102 COMUNIDAD CHOCLOCOCHA X
18 ANTACCOCHA X 103 COMUNIDAD CUICHA X
19 ANTAYMISA X 104 COMUNIDAD HUANACOPAMPA X X
20 ATALLA X X 105 COMUNIDAD HUANCA HUANCA X X X
21 ATAYLLAMA X 106 COMUNIDAD HUANCAPITE X
22 ATOCCHUASI X 107 COMUNIDAD HUAYANAY X X
23 AYACCOCHA X 108 COMUNIDAD HUILLHUECC X
24 AYAHUASAN X 109 COMUNIDAD INCAPACCHAN X
25 AZULCOCHA X 110 COMUNIDAD INCAPIRCAN X
26 BELLA ESPERANZA X 111 COMUNIDAD LLIPLINA X
27 BELLAVISTA X 112 COMUNIDAD PAMPACRUZ X
28 BOMBOYACC X 113 COMUNIDAD PAMPAPUQUIO X
29 BUENAVISTA X 114 COMUNIDAD PARIAHUANCA X
30 BUENOS AIRES X 115 COMUNIDAD PAUCARA X X
31 BUENOS AIRES DE PARCO X 116 COMUNIDAD PILLCOSAY X
32 CACHI BAJA X 117 COMUNIDAD POMACOCHA X
33 CACHILLALLAS X 118 COMUNIDAD PUCA CRUZ X X
34 CACHIPITE X 119 COMUNIDAD PUCACCACCA X
35 CALLANMARCA X X 120 COMUNIDAD ROSARIO X
36 CALLQUI CHICO X 121 COMUNIDAD RUMICHACA X X
37 CALLQUI GRANDE X 122 COMUNIDAD SOLDE ORO X
38 CANCHAPATA X 123 COMUNIDAD URPAY PUQUIO X
39CARHUACCPAMPA-
RUMICHACAX 124 COMUNIDAD VISTA ALEGRE X
40 CASABLANCA X 125 CONAI CASA X
41 CASACANCHA X X 126 CONDORHUACHANA X
42 CASTILLA PATA X 127 CONSTANCIA X X X
43 CCACCASIRI X 128 CONSTANCIA II X
44 CCARABAMBA X 129 Curimaray X
45 CCARHUARUMI X 130 CUSICANCHA X
46 CCASAPATA X 131 DOS DE MAYO X
47 CCASCCABAMBA X 132 ESCALERA X
48 CCATCCO X 133 FORTALEZA X
49 CCECHCCAS X 134 HORNOBAMBA X
50CCELLCCAYA-
YACURAQUINAX 135 HUACHHUA X X
51 CCELLCCAYPATA X 136 HUACHOCOLPA X
52 CCELLOPUCRO X 137 HUANASPAMPA X
53 CCESCCAHUAYCO X 138 HUANCA HUANCA X
54 CCESPICANCHA X 139 HUANCAPAMPA X
55 CCOCHA X 140 HUANCAYO SECTOR 17 X
56 CCOCHACCASA X 141 HUANDO X
57 CCOCHAHUACHA X 142 HUANUPATA X
58 CCOLLPA X 143 HUARACCO X
59 CCOLLPA PAUCARA X 144 HUARIRUMI X
60 CCOLLPACCASA X 145 HUARYHUAYCCO X
61CCOLLPAPAMPA –
CARHUAPATAX 146 HUASAPAMPA X
62CCOLLPAPAMPA –
SAN JUAN DE DIOSX 147 HUASIPATA X
63 CCOLLPAPAMPA I X 148 HUAYANAY CENTRO X
64 CCONCHOYPATA X 149 HUAYLACUCHO X
65 CELLORUMI X 150 HUAYLLACCOTO X
66CENTRO ALTO
HUANASPAMPAX 151 HUAYLLAPATA X X X
67 CHACAPAMPA X 152 HUAYLLAPATA I X
68 CHACARILLA X 153 HUAYLLARACCRA X
69 CHACCOMA X 154 HUAYLLAY CHICO X X
70 CHAHUARMA X 155 HUAYLLAY GRANDE X X X X
71 CHAINAPAMPA X 156 Huayrapata X
72 CHALHUAPUQUIO X 157 HUAYTA HUAYTA X
73 CHALLHUAPUQUIO X 158 HUIÑAC PAMPA X
74 CHANQUIL X X 159 HUIÑACC CENTRO X
75 CHAQUICOCHA X 160 HUISIORCO X
76 CHECCHERUMI X 161 ICHUPAMPA X
77 CHILCAPITE X 162 INCAÑAN UCHCUS X
78 CHILLHUA X 163 JATUMPATA X
79 CHILLHUAPAMPA X 164 JATUSPATA X
80 CHOCLOCOCHA X 165 JOSE M. ARGUEDAS X
81 CHONTACANCHA X 166 JUAN VELASCO ALVARADO X
82 CHOPCCAPAMPA X 167 KAÑAYPAMPA X
83 CHUCLLACCASA X 168 La Florida X
84 CHUCUSPA X 169 LA VICTORIA DE HUAYLLAYOCC X
85 CHUNCA X 170 LAIMINA X
LocalidadCódigo de Alimentador
Item Item LocalidadCódigo de Alimentador
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De acuerdo a la información comercial remitida por ELECTROCENTRO se tiene las
siguientes estadísticas:
A4111 A4113 A4122 A4123 A4124 A4125 A4126 A4131 A4111 A4113 A4122 A4123 A4124 A4125 A4126 A4131
171 LARIA X 258 PUEBLO LIBRE X
172 Latapuquio X 259 PUEBLO NUEVO X
173 LECCLESPAMPA X 260 PULPERIA X
174 LEONCIO PRADO X 261 PUMACCORIA X X
175 LIBERTADORES X X 262 PUMAPAHUASIN X
176 LINDA PAMPA X 263 PUMARANRA X
177 LIRCAY X X X X X 264 PUNCHAYPAMPA X
178 LIRIO X 265 PUQUIOCOCHA X
179 LIRIOCUCHO X 266 PUTACCA X X
180 LLACAN X 267 QUIMINA X
181 LLAHUECC X 268 QUINVALATE X
182 LLANCAPUQUIO X 269 RANTAY X
183 Llipllina X 270 RANTAY II X
184 LLUNCHY X 271 RAYANNIYOCC X
185 LOS ANGELES X X 272 RIO DE LA VIRGEN X
186MANANTIAL PUCAPAMPA
AUQUISX 273 RUPAC X
187 MANCHAYLLA X 274 RUPAC II X
188 MARAYNIYOC X 275 RURUNCANCHA X
189 MARISCAL CACERES X 276 SACHAPITE X
190 MARITANA X 277 SACSAMARCA X
191 MAYUNMARCA X 278 SAN ANTONIO DE MATIPACANA X
192 MEJORADA CHOPCCA X 279 SAN BLAS CALVARIO X
193 MILLPO X 280SAN CRISTOBAL DE
CCOCHAMARCAX
194 MIRAFLORES X 281 SAN JOSE DE BELEN X
195 MITOCCASA X X 282 SAN JOSE DE MIRAFLORES X
196 MOSOCCANCHA X 283 SAN JUAN DE CCARHUACC X
197 MOTOY X 284 SAN JUAN DE CCOCHACCASA X
198 MOTOY PATA X 285 SAN JUAN DE VILLARICA X
199 MUQUEC BAJO X 286 SAN PABLO DE OCCO X X
200 MUQUECC ALTO X 287 SAN PABLO DE OCCO II X
201 NUEVA JERUSALEN X 288 SAN PEDRO X X
202NUEVA JERUSALEN
DE CHACARILLAX 289 SANTA ANA-CASTROVIRREYNA X
203 NUEVA PALESTINA X 290 SANTA CRUZ DE PACCHO X
204NUEVO JUNIN LA
ESPERANZAX 291 SANTA INES X
205 NUEVO OCCORO X 292 SANTA OLA X
206 ÑAHUINCUCHO X 293 SANTA ROSA X
207 ÑAHUINPUQUIO X X 294 SANTA ROSA DE CHOPCCA X
208 ÑUÑUNGAYOCC X 295 SAÑO X
209 OCCECHCA X 296 SHULLUMACHAY X X
210 OCCOPAMPA X 297 SILLAPATA X
211 OCCORO VIEJO X 298 SILVA X
212 OCCOTAMBO X 299 SOCCLLABAMBA X
213 OCCOTUNA X 300 SOTOPAMPA X
214 OCOPA X 301 TACSANA X
215 PACCHO MOLINOS X 302 TAMBOPAMPA X
216 PACHACCLLA-CUNYACC. X 303 TAMBOPATA X
217 PADRE RUMI X 304 TANCARPAMPA X X X
218 PALCA X 305 TANCARPATA X
219 PALCAS X X 306 TAPANA X X
220 PALMADERA X 307 Tauricay X
221 Palmareda X 308 TINCONA X
222 PALTAMACHAY X 309 TINQUERCCASA-CHOPCCA X
223 PAMPA DEL CARMEN X 310 TINYACCLLA X
224 PAMPA HERMOSA X 311 TINYACCLLA 2 X
225 PAMPACANCHA X 312 TINYACLLA X
226 PAMPACHACRA X 313 TORORUMI X
227 PAMPAHUASI X X 314 TOTORAL CHICO X
228 PAMPAHUASI II X 315 TRES DE OCTUBRE X
229 PAMPAPUQUIO X X 316 TROYA X
230 PAMPARHUA X 317 TUCO X
231 PANCCAN X 318 TUCSIPAMPA X X
232 PANTACHI NORTE X 319 TUPAC AMARU X X
233 PANTACHI SUR X 320 TUPAC AMARU DE POMAVILCA X
234 PARCCACANCHA X 321 UCHCUPAMPA X
235 PARCO ALTO X 322 UNION PROGRESO X
236 PARCOSTAMBO X 323 UTUSHUAYCCO X X
237 PARIACLLA X 324 VELASCO PUCAPAMPA X
238 PATAPAMPA X 325 VILLA HERMOSA -ATALLA X
239 PATAPATA X 326 VILLA LA LIBERTAD X
240 PATOCCOCHA X 327 VILLA MANTARO X
241 PICHOY X 328 Villa Progreso X
242 PILAPATA X 329 Villa Rica X
243 PILPICHACA-HUAYTARA X 330 VILLAPAMPA X
244 PILPICHACA-RUMICHACA X 331 VIRGEN DE LOURDES X
245 PIMIENTA X 332 VIRGEN DEL CARMEN X
246 PIRCAPAHUANA X 333 VISTA ALEGRE X
247 PIRCAPAMPA X X 334 VIZCAPATA X
248 Piscopampa X 335 YACHACMARCA X
249 PITINPATA X 336 YANACCOLLPA X
250 PONGOS GRANDE X 337 YANACOCHA X X
251 PUCACANCHA X 338 YANANACO X X
252 PUCACCASA - CHOPCCA X 339 YANAUTUTO X X
253 PUCACCOCHA X 340 YANAUTUTO ALTO X
254 PUCAPAMPA X X 341 YAÑAC X
255 PUCULLO X 342 YAULI X
256 PUCUTO X 343 ZUNIPAMPA X
257 PUEBLO LIBRE X
Item LocalidadCódigo de Alimentador
Item LocalidadCódigo de Alimentador
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EMPRESA REGIONAL DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA DEL CENTRO ELECTROCENTRO S.A.
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6.1.2 Información Comercial
a) Ventas, facturación y cantidad de clientes a nivel de Empresa
Cuadro 6.2- Ventas de Energía de Electrocentro – 2011 y 2012 (MWh)
Año Sistema Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Total
General
2011
Regulado 46 428 41 620 46 856 46 544 48 980 49 423 50 131 50 929 49 889 51 025 50 341 50 999 583 165
Libre 361 606 665 603 620 624 631 541 636 649 444 459 6 839
Total ELC 46 789 42 226 47 521 47 147 49 600 50 047 50 762 51 470 50 524 51 674 50 786 51 458 590 004
2012
Regulado 49 778 45 945 48 557 48 813 51 672 51 853 52 827 53 961 53 289 54 646 53 962 54 620 619 922
Libre 499 474 516 506 446 483 464 491 495 500 514 554 5 942
Total ELC 50 277 46 419 49 074 49 319 52 118 52 336 53 291 54 452 53 784 55 145 54 476 55 174 625 864
Cuadro 6.3- Facturación a Clientes de Electrocentro – 2011 y 2012 (Miles de Soles)
Año Sistema Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Total
General
2011
Regulado 18 803 17 028 18 832 19 168 20 013 20 189 20 666 21 063 21 144 21 676 21 511 21 604 241 695
Libre 85 114 120 114 108 109 110 99 115 117 84 86 1 263
Total ELC 18 888 17 142 18 952 19 282 20 121 20 298 20 776 21 162 21 259 21 794 21 595 21 690 242 958
2012
Regulado 21 438 20 121 21 443 21 441 22 330 21 859 22 392 22 872 22 850 22 944 22 778 22 871 265 340
Libre 93 95 101 99 91 94 91 98 98 99 101 108 1 167
Total ELC 21 531 20 216 21 544 21 540 22 421 21 954 22 484 22 970 22 948 23 043 22 879 22 978 266 507
Cuadro 6.4- Número de Clientes de Electrocentro – 2011 y 2012
Año Sistema Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
2011
Regulado 535 429 537 132 539 815 542 927 546 618 549 861 553 665 557 663 564 642 568 060 571 567 573 355
Libre 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 1 1
Total ELC 535 431 537 134 539 817 542 929 546 620 549 863 553 667 557 665 564 644 568 062 571 568 573 356
2012
Regulado 577 677 579 107 579 107 580 187 581 908 584 993 587 399 590 797 593 458 593 458 594 986 596 493
Libre 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Total ELC 577 678 579 108 579 108 580 188 581 909 584 994 587 400 590 798 593 459 593 459 594 987 596 494
b) Ventas, Facturación y Cantidad de Clientes a nivel de SEM Huancavelica Rural:
Los indicadores comerciales para el SEM de Huancavelica Rural se presentan a
continuación:
SEGUNDO INFORME - FIJACIÓN DEL VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCIÓN Y CARGOS FIJOS – Sector Típico 6 (Sistema Huancavelica Rural
EMPRESA REGIONAL DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA DEL CENTRO ELECTROCENTRO S.A.
Página 120
Cuadro 6.5- Ventas de Energía del SEM Huancavelica Rural 2011 y 2012 (MWh)
Año Sistema Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Total General
2011
Regulado 773 741 863 859 874 809 842 860 834 803 813 807 9 877
Libre 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Total SEM 773 741 863 859 874 809 842 860 834 803 813 807 9 877
2012
Regulado 802 777 850 898 898 893 873 864 818 815 825 819 10 131
Libre 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Total SEM 802 777 850 898 898 893 873 864 818 815 825 819 10 131
Cuadro 6.6- Facturación del SEM Huancavelica Rural 2011 y 2012 (Miles de Soles)
Año Sistema Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Total
General
2011
Regulado 18 803 17 028 18 832 19 168 20 013 20 189 20 666 21 063 21 144 21 676 21 511 21 604 241 695
Libre 85 114 120 114 108 109 110 99 115 117 84 86 1 263
Total SEM 18 888 17 142 18 952 19 282 20 121 20 298 20 776 21 162 21 259 21 794 21 595 21 690 242 958
2012
Regulado 21 438 20 121 21 443 21 441 22 330 21 859 22 392 22 872 22 850 22 944 22 778 22 871 265 340
Libre 93 95 101 99 91 94 91 98 98 99 101 108 1 167
Total SEM 21 531 20 216 21 544 21 540 22 421 21 954 22 484 22 970 22 948 23 043 22 879 22 978 266 507
Cuadro 6.7- Número de clientes del SEM Huancavelica Rural 2011 y 2012
Año Sistema Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
2011
Regulado 22 490 22 546 22 599 22 682 22 736 22 800 22 800 22 807 22 849 22 888 22 888 22 903
Libre 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Total ELC 22 490 22 546 22 599 22 682 22 736 22 800 22 800 22 807 22 849 22 888 22 888 22 903
2012
Regulado 23 003 23 031 23 020 23 050 23 053 23 072 23 089 23 116 23 152 23 179 23 179 23 255
Libre 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Total ELC 23 003 23 031 23 020 23 050 23 053 23 072 23 089 23 116 23 152 23 179 23 179 23 255
El SEM Huancavelica Rural no tiene clientes libres, solo tiene un cliente binomio en
Baja Tensión (con tarifas BT2), 2 clientes en tarifa MT2, 19 clientes en MT3 y 5
clientes en MT4.
El mercado eléctrico del SEM Huancavelica Rural al mes de diciembre del 2012 solo
tiene clientes regulados, cuyo número total es de 23 255 clientes de los cuales 23 229
clientes son en Baja Tensión, lo que representa el 99,9 % del total y 26 clientes de
Media Tensión. El consumo de energía al año 2012 fue de 10 131 MW.h,
correspondiendo 7 912 MW.h a los clientes de Baja Tensión que representan el 78%
del consumo total.
Adicionalmente, se tienen conectados al SEM sistemas eléctricos rurales SER en
diversos puntos de la red, haciendo un total de 2 853 clientes, distribuidos en 132
SED.
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Considerando el mercado total de la empresa Electrocentro, al SEM le corresponde el
3,9 % del total de clientes y el 1,6 % del consumo de energía.
El SEM Huancavelica Rural se caracteriza por los bajos consumos medios mensuales
de sus clientes; la no existencia de clientes libres en todo su área de influencia, ya
sean propios o de otras distribuidoras y generadoras.
Los indicadores relevantes del mercado se muestran en los Cuadros 6.8 y 6.9.
Cuadro 6.8- Resumen de Indicadores de Demanda de Potencia SEM Huancavelica Rural
kW
Demanda Máxima Sistema Eléctrico (18/04/2012) 3 589
Ventas de Potencia Coincidente MT 393
Ventas de Potencia Coincidente BT 2 421
Pérdidas de potencia (15,8%) 567
Fuente: Elaboración propia, incluye la demanda del SER Huancavelica Rural.
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Cuadro 6.9- Resumen de Indicadores Comerciales SEM Huancavelica Rural
Fuente: Estadística Comercial de Electrocentro.
Descripción
Ventas de energía
SEM
MW.h
Número de Clientes
SEM-Huancavelica
Rural
Número de Clientes
Empresa - Electrocentro
Muy Alta Tensión (MAT) Ingreso a MAT -
Ventas en MAT -
Pérdidas en MAT
Alta Tensión (AT) Ingreso a AT desde MAT -
Compras en AT
Total Ingreso a AT -
Ventas en AT
AT1
AT2
Pérdidas en AT 11 678,62
Media Tensión (MT) Ingreso a MT desde AT 11 525,15
Compras en MT
Generación Propia Neta -
Consumo Propio -
Ventas a Otros Distribuidores
Total Ingreso a MT 11 525,15
Pérdidas Estándar en Media Tensión 124,73
Ventas en Media Tensión 2 218,87 26 950
MT1 -
MT2 1 502,62 2 134
MT3P 220,11 11 241
MT3FP 135,96 8 218
MT4P 306,96 1 131
MT4FP 53,22 4 226
Pérdidas Estándar en Baja Tensión 826,54
Técnicas 590,13
No Técnicas 236,41
Ventas en Baja Tensión 7 912,45 23 229 597 331
BT1
BT2 32,89 1 38
BT3P - 19
BT3FP - 62
BT4P - 61
BT4FP - 143
BT5A.A 96 96
BT5A.B 63 63
BT5C AP(1) 1 325,17 19
BT5NR 1 534,52 1 280 50 378
BT5B 4 951,29 21 932 545 650
BT6(2) 20,90 6 311
BT5D 47,68 10 491
Pérdidas No Estándar (MW.h) 442,55
Porcentaje Total de Pérdidas (%) 12,09% 23 255 598 281
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6.1.3 Indicadores Comerciales Relevantes del SEM Huancavelica Rural
Número de clientes con consumos mes inferiores a 30 kW.h 78,5 %
Número de clientes en MT 0,01 %
Número de clientes en BT 99,99 %
Número de clientes en tarifa BT5B 99,81 %
Consumo en clientes con consumo medio mes inferior a 30 kW.h 65,82 %
Consumo en clientes con opciones MT 18,6 %
Consumo en clientes con opciones BT 81,4 %
Consumo en clientes BT5B 67 %
Consumo en Alumbrado Público 13,9 %
Consumo Medio Clientes BT5 < 30 kW.h mes 9,81 kW.h mes
Consumo Medio Clientes BT5NR 156,0 kW.h mes
Consumo Medio Clientes BT5B 18,93 kW.h mes
Consumo Medio BT 28,64 kW.h mes
Consumo Medio MT 5 826 kW.h mes
Consumo Medio Sistema Eléctrico 35,14 kW.h mes
Fuente: Estadística comercial de Electrocentro, Energía año 2012 y número de clientes a octubre 2012.
Esta información da una visión de la situación actual del mercado eléctrico conformado
por el SEM Huancavelica Rural. Se puede apreciar por los bajos consumos del sector
modelo, que no existen clientes libres y sólo se cuenta con 26 clientes de Media
Tensión, de un total de 23 255 clientes a diciembre del 2012.
Con esta información se construirá la base de los supuestos asumidos en el proceso
de optimización del sistema.
a) Análisis de distribución geográfico topológico de los alimentadores de media
tensión
El SEM Huancavelica Rural, como se ha mencionado anteriormente, está
constituido por ocho alimentadores de media tensión, los cuales nacen de tres
subestación de potencia donde se reduce la tensión desde 220 kV a 60/10/22,9 kV,
existen cargas que no pertenece al sistema modelo pertenecientes a otros SER
conectadas en diversos punto de la red. Los alimentadores que forman parte del
SEM, suministran a 716 subestaciones eléctricas, de las cuales 26 son propiedad
de particulares y 690 de la empresa.
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Dichos alimentadores son de gran longitud, con 936 km de red total; además, de
baja densidad de carga, siendo el alimentador A4124 el más largo con 310,7 km.
b) Predicciones de tasa de crecimiento.
Según el censo del 2007 (INEI: Censos Nacionales 2007, XI de Población y VI de
Vivienda), la población total de los 52 distritos pertenecientes al área de influencia
del SEM Huancavelica Rural es de 283 726 habitantes.
Para calcular la tasa de crecimiento poblacional del área de influencia del SEM
Huancavelica Rural se ha considerado la información de los censos de 1993 y 2007
tal como se puede apreciar en el siguiente cuadro.
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Cuadro 6.10- Pobladores por Distrito del SEM Huancavelica Rural
PROVINCIA DISTRITO 1993 2007
Tasa de
crecimiento
anual %
AC
OB
AM
BA
ACOBAMBA 8 573 9 853 1,0%
ANDABAMBA 3 340 4 802 2,6%
ANTA 5 920 8 253 2,4%
CAJA 2 973 2 968 0,0%
MARCAS 2 323 2 367 0,1%
PAUCARA 9 270 24 317 7,1%
POMACOCHA 4 492 4 273 -0,4%
ROSARIO 5 205 6 959 2,1%
AN
GA
RA
ES
ANCHONGA 5 573 7 487 2,1%
CALLANMARCA 1 012 898 -0,9%
CCOCHACCASA 4 314 3 434 -1,6%
CHINCHO 181 1 322 15,3%
CONGALLA 4 114 4 381 0,5%
HUANCA-HUANCA 1 504 1 643 0,6%
HUAYLLAY GRANDE 1 454 2 007 2,3%
JULCAMARCA 1 317 1 658 1,7%
LIRCAY 20 045 24 614 1,5%
SAN ANTONIO DE
ANTAPARCO 438 3 055 14,9%
SANTO TOMAS DE PATA 782 1 828 6,3%
SECCLLA 2 326 3 377 2,7%
CA
ST
RO
VIR
RE
YN
A
ARMA 1 567 1 504 -0,3%
AURAHUA 1 898 2 140 0,9%
CAPILLAS 1 385 1 402 0,1%
CASTROVIRREYNA 3 487 3 428 -0,1%
CHUPAMARCA 950 1 129 1,2%
COCAS 972 948 -0,2%
HUACHOS 1 885 1 774 -0,4%
HUAMATAMBO 557 447 -1,6%
MOLLEPAMPA 1 302 1 550 1,3%
SAN JUAN 974 620 -3,2%
SANTA ANA 1 815 1 983 0,6%
TANTARA 866 780 -0,7%
TICRAPO 2 080 1 795 -1,0%
HU
AN
CA
VE
LIC
A
ACOBAMBILLA 2 976 4 005 2,1%
ACORIA 22 656 31 299 2,3%
ASCENSION 9 735
CONAYCA 1 476 1 323 -0,8%
CUENCA 2 661 2 226 -1,3%
HUACHOCOLPA 3 196 3 032 -0,4%
HUANCAVELICA 36 826 37 255 0,1%
HUANDO 7 804
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PROVINCIA DISTRITO 1993 2007
Tasa de
crecimiento
anual %
HUAYLLAHUARA 1 230 907 -2,2%
IZCUCHACA 1 145 979 -1,1%
LARIA 1 423 1 443 0,1%
MANTA 1 593 1 741 0,6%
MARISCAL CACERES 424 760 4,3%
MOYA 1 852 2 272 1,5%
NUEVO OCCORO 2 201 2 536 1,0%
PALCA 3 806 3 467 -0,7%
PILCHACA 876 626 -2,4%
VILCA 3 305 3 186 -0,3%
YAULI 19 409 28 127 2,7%
TOTAL 213 942 283 726 2,0%
En el cuadro anterior se puede observar una tasa promedio anual de crecimiento
poblacional de 2,0%, para los distritos que abarca el Sistema Eléctrico Modelo
Huancavelica Rural, el cual se considerará para fines de proyección de la
demanda eléctrica. La población proyectada al año 2012 se estima en 313 256.
Para determinar la tasa de crecimiento de ventas de energía y clientes, se ha
utilizado estadística de la información comercial correspondiente al periodo 2005
a 2012 de los sistemas eléctricos asociados al sistema modelo de Huancavelica
Rural y SER Huancavelica Rural.
Cuadro 6.11- Ventas de Energía por Sistema Eléctrico (MW.h)
Suma de MW.h Año
Sistema Eléctrico 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Huancavelica Rural SE0075 7 600 8 476 6 210 7 319 8 819 9 888 9 877 10 131
Huancavelica Rural SER SR0084 174 270 337
Total 600 8 476 6 210 7 319 8 819 10 062 10 147 10 469
Fuente: Estadística de Información Comercial SISDIS - OSINERGMIN-GART
Cuadro 6.12- Número de clientes por Sistema Eléctrico
Suma de clientes Año
Sistema
Eléctrico 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Huancavelica
Rural SE0075 16 963 17 530 19 102 20 466 21 365 22 384 22 979 23 255
Huancavelica
Rural SER SR0084 1 632 2 103 2 853
Total 16 963 17 530 19 102 20 466 21 365 24 016 25 082 26 108
Fuente: Estadística de Información Comercial SISDIS - OSINERGMIN-GART, número de clientes al mes de diciembre de
cada año.
Nota: La información histórica comercial que comprende al periodo 2005 – 2012 de ELECTROCENTRO se presenta en
archivo magnético en el Anexo 2.1-1, del presente informe.
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La mayor parte de los clientes son residenciales con tarifa BT5B por lo que una
tasa de crecimiento del número de clientes muy superior a la tasa de crecimiento
vegetativo de la población se explica por la implementación de nuevos proyectos
de electrificación (PSEs y SER) por parte del Estado, siendo la tasa de
crecimiento de 6,4% para el periodo 2005 - 2012 en las provincias de
Huancavelica, Acobamba Angaraes, y Castrovirreyna.
Sobre la base de la evolución estadística de consumos de energía y clientes por
año (Cuadros 6.11 y 6.12), se calcularon las tasas de crecimiento de energía y
de clientes con los resultados que se muestran en el Cuadro 6.13.
Cuadro 6.13- Tasa de crecimiento de la energía y clientes en el periodo 2005 -2012
SEM
Huancavelica
Rural
Energía
Clientes
Total General 4,7% 6,4%
Para evaluar el crecimiento de la demanda, se ha considerado un tratamiento
separado a los consumos de Baja Tensión, Alumbrado Público y Media Tensión,
para cada uno de los cuales se calculó una tasa de crecimiento independiente.
Podemos comentar que la tasa de crecimiento para los clientes en baja tensión
es alta debido a los programas de electrificación que el Estado ha venido
realizando desde el año 2005.
Cuadro 6.14- Tasa de crecimiento de la energía y clientes por opción tarifaria (periodo 2005 -
2012)
Sistema
Energía Clientes
BT5B 11,5% 5,2%
BT5C – Alumbrado Público 3,6%
MT -3.1% 27,0%
Como se puede apreciar el Cuadro 6.14, la tasa de crecimiento de energía del
alumbrado público es baja, lo cual se explica por la ampliación progresiva del
parque de alumbrado público asociada a los nuevos SER incorporados.
La tasa de crecimiento del número de clientes muy superior a la tasa de
crecimiento vegetativo de la población, la cual se explica por la implementación
de nuevos proyectos de electrificación (SER) por parte del Estado, para fines del
estudio no se considera el incremento de usuarios, producto de ampliaciones o
incorporación de nuevos sistemas eléctricos programados por la DGER-MEM;
asimismo, siendo la tasa de crecimiento de la población positiva (dentro del área
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de influencia del proyecto), para fines de la proyección del número de clientes se
considera razonable asumir una tasa mínima de 2,0%.
Cuadro 6.15- Evolución del consumo unitario (kW.h-año/cliente) del SEM
Fuente: Estadística de Información Comercial SISDIS - OSINERGMIN-GART, número de clientes al mes de diciembre de
cada año.
La tasa de crecimiento del consumo unitario resulta negativa, debido a la
incorporación de nuevos clientes con bajo consumo inicial, por lo cual para fines
de proyección de la demanda de energía se considera razonable utilizar la tasa
de crecimiento poblacional 2%.
Para proyectar la demanda, se ha considerado una sola tasa de crecimiento para
los clientes de MT y BT.
6.1.4 Proyección de la Demanda – Metodología
Sobre la base de la Información Comercial de OSINERGMIN-GART, para el periodo
2005 - 2012, se ha formulado la metodología de proyección de la demanda eléctrica.
El horizonte de planeamiento para la proyección es desde el año 2013 al 2017. Las
variables que se proyectarán son: Demanda de Energía, Máxima Demanda, Número
de clientes y Habitantes.
Para proyectar la demanda de energía, se ha considerado una tasa de “crecimiento
vegetativo” de 2%, considerando que se mantendrá la tendencia del consumo unitario
por cliente, manteniendo el actual grado de electrificación.
a) Proyección de la demanda de energía:
Para la proyección de la demanda de energía se ha considerado la tasa de
crecimiento de (2%) de la estadística del SEM Huancavelica Rural obtenida de la
Información Comercial de OSINERGMIN-GART. A continuación, se presenta la
proyección de la energía para el periodo 2013-2017.
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
7 600 8 476 6 210 7 319 8 819 10 062 10 147 10 469
16 963 17 530 19 102 20 466 21 365 24 016 25 082 26 108
448 484 325 358 413 419 405 401
7,9% -32,8% 10,0% 15,4% 1,5% -3,4% -0,9%Tasa de variación %
Concepto
Año
Consumo Unitario kW.h/cliente
Energía en MW.h
Número de clientes
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Cuadro 6.16- Proyección de la demanda de energía (MW.h) para el periodo 2013-2017
Para proyectar la demanda se ha utilizado como dato la Tasa de Crecimiento de la
energía (2%), considerando el mismo factor de carga obtenido en el balance de
potencia y energía.
b) Proyección del consumo de Alumbrado Público (AP) Optimizado:
El consumo de alumbrado público se ha evaluado de acuerdo a la Resolución
Directoral Nº 017-2003-EM, donde en el acápite 4 (Alumbrado de zonas Urbano
Rurales y Rurales), se indica que el consumo de energía mensual por alumbrado
público se calcula con la siguiente fórmula:
CMAP = KALP x UN
Donde:
CMAP : Consumo de energía mensual por alumbrado público.
KALP : Factor de AP en kW.h/Usuario-mes.
UN : Número de usuarios.
Considerando que el SEM Huancavelica Rural ha sido calificado el año 2012 como
Rural (Sector Típico 6), y de acuerdo a Resolución R.M. N° 185-2003-EM/DM, la
misma que fue modificada mediante Resolución Ministerial Nº 074-2009-MEM/DM,
le corresponde el factor KALP = 6,3 (Sector de distribución típico 6).
Para la proyección del consumo de alumbrado público se considera un incremento
del consumo de acuerdo al incremento del consumo total de los usuarios (2%).
c) Proyección del consumo de Servicio Particular (SP):
El consumo en Baja Tensión de servicio particular (SP), se estima a partir del
consumo unitario promedio por cliente y por año.
El consumo unitario no aumenta bruscamente, salvo que la economía muestre
mejorías que sean sostenidas y que exista una razonable distribución del
incremento en el producto bruto y que llegue hasta el consumidor típico en Baja
Tensión.
2012 2013 2014 2015 2016 2017
0 1 2 3 4 5
Energía (kW.h) 10 131 10 334 10 541 10 751 10 966 11 186
AÑOVariable
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Por lo tanto, la metodología de proyección de la demanda utilizada se basa en que
existe una estructura sectorial de consumo estable en el tiempo. Esto es, que el
consumo del sector doméstico, explicado principalmente por los clientes de opción
tarifaría BT5B mantiene una fuerte ligazón con el consumo de los clientes de la
misma opción tarifaría cuyo destino de consumo eléctrico es de tipo comercial (no
residencial).
El consumo promedio unitario mensual de los clientes pertenecientes a la tarifa
BT5B (Residenciales y no residenciales) para el año base 2012 es de 23,36 kW.h.
d) Determinación de la Máxima Demanda por SED
Sobre la base de la información proporcionada por ELECTROCENTRO, la relación
de SED con las demandas de energía y máximas demandas de servicio particular
(SP) y alumbrado público (AP) optimizado, se ha determinado las máximas
demandas asociadas a cada SED.
La máxima demanda de la SED se validó mediante la información que se obtuvo
del FOSE (mes de máxima demanda del SEM Huancavelica Rural – Julio 2012 y
setiembre 2012, considerando que la información comercial era más completa) y el
VNR, los cuales se cruzaron para poder obtener las energías y máximas demandas
por SED, de las cuales se calculó su factor de carga correspondiente.
Adicionalmente a la máxima demanda de SP + AP se incluyeron las pérdidas en las
redes de Baja Tensión, sistemas de medición, acometidas y No Técnicas, cuyo
porcentaje total representa aproximadamente el 12% respecto a la potencia de
ingreso a Baja Tensión del sistema.
Las máximas demandas por SED para el año 2012 fueron determinadas a partir del
análisis a régimen permanente utilizando: modelos de cargas en el lado secundario
de los transformadores, la red validada al año 2012 y la potencia de inyección en
las barras de 22,9 kV de los alimentadores del SEM Huancavelica Rural calculadas
de la compra de energía y la central de generación hidráulica de Yauli. Para el caso
de las SEDs en la cuales no se indicaron datos de demanda, para estimar la
demanda de servicio particular se asignó un 15% de la potencia instalada de la
SED y alumbrado público en función al factor KALP.
ELECTROCENTRO indicó que los consumos de alumbrado público se calculan en
base a las mediciones realizadas en algunas SED (MT/BT) correspondientes a
cada alimentador y al número de días del período de facturación, y en otros casos
en base a la potencia instalada de alumbrado público.
El factor de carga cuanto es más cercano a uno o a cero indica una alta o baja
utilización de energía durante el período del análisis; los datos proporcionados por
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ELECTROCENTRO y/o calculados por el Consultor, dan un factor de carga (Fc)
promedio que varía de 0,40 a 0,51 para el SEM.
A continuación se presentan los factores de carga por alimentador correspondiente
al mes de julio de 2012 se presenta en el Cuadro 6.17.
Cuadro 6.17- Factores de Carga por Alimentador
Alimentador Factor de
carga
A4122 (A4124-
A4125-A4126) 0,34
A4123 0,38
A4131 0,52
A4111+A4113 0.38
SubTotal 0,434
En el Cuadro 6.18, se presenta los factores de carga diferenciado por tipo de carga
SP y AP.
Cuadro 6.18- Factores de Carga por Alimentador diferenciado por Tipo de Carga
Alimentador Factores de Carga
SP AP SP y AP
A4111+A4113 0.361 0,5 0,379
A4122 0,373 0,5 0,392
A4123 0,365 0,5 0,386
A4131 0,367 0,5 0,394
Promedio 0,367 0,5 0,385
Se puede apreciar que hay una diferencia con respecto a los factores de carga que
se obtuvo del cuadro resumen de compra de energía y potencia proporcionado por
ELECTROCENTRO, de donde se obtiene un Fc promedio de 0,434, esta diferencia
se explica por la presencia de clientes en MT con factor de carga promedio 0,75 y la
incidencia de las pérdidas en baja tensión y transformadores de distribución.
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Cuadro 6.19- Resumen de las compras de demanda de energía y potencia del SEM
Huancavelica Rural
Mes
Energía
(MW.h)
Máxima
demanda
(MW)
Factor de
carga
HP HFP Total Potencia Día
Enero 319,88 634,94 954,82 2,929 10/01/2012 0,438
Febrero 307,95 654,10 962,05 3,425 29/02/2012 0,404
Marzo 373,99 746,02 1 120,01 3,447 26/03/2012 0,437
Abril 362,36 732,02 1 094,38 3,589 18/04/2012 0,424
Mayo 379,21 718,91 1 098,12 3,322 23/05/2012 0,444
Junio 331,25 757,81 1 089,06 3,072 06/06/2012 0,492
Julio 392,59 752,41 1 145,00 3,543 24/07/2012 0,434
Agosto 375,11 694,84 1 069,95 3,327 15/08/2012 0,432
Septiembre 301,34 721,12 1 022,46 2,766 06/09/2012 0,513
Octubre 369,38 698,05 1 067,43 3,498 23/10/2012 0,410
Total 3 513 7 110 10 623 3,589 18/04/2012
Se ha determinado la máxima demanda para cada SED, sobre la base del consumo
de los clientes por rangos de consumo, considerando los siguientes factores de
carga:
Cuadro 6.20- Factores de Carga por Tipo de Tarifa y rangos de consumo
Tipo de Tarifa
Factores de
Carga Tarifa
Referencias y
Rangos
de Potencia
BT5A.A
2E-BT MD hasta 20
kW 0,50
BT5B-NR 1E-BT No Residencial 0,352
BT5B-R
De 1 a 30 kW.h 0,36
De 101 a 150 kW.h 0,372
De 151 a 300 kW.h 0,372
De 301 a 500 kW.h 0,372
De 31 a 100 kW.h 0,372
De 501 a 750 kW.h 0,372
De 751 a 1000 kW.h 0,372
Exceso de 1000 kW.h 0,372
BT6 0.335
BT5D 1E-BT 0.352
MT2 2P2E-MT 0,51
MT3 1P2E-MT 0,36-0,47
MT4 1P1E-MT 0,14-0,61
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Para los cálculos de las demandas en Baja Tensión se utilizaron factores de
simultaneidad de 0,5 para suministros y 0,9 para alimentadores de Baja Tensión de
SP, y 1 para AP. Asimismo, para determinar la máxima demanda de cada SED, se
adicionó las pérdidas técnicas y no técnicas obtenidas del proceso de optimización
a todas las SEDs.
Para determina la máxima demanda a nivel de MT, se utilizó un factor de
simultaneidad de 1,0 para todas las SEDs para obtener la máxima demanda
coincidente a nivel de MT y finalmente se adicionó las pérdidas y ventas en MT
para determinar máxima demanda del Sistema.
En el Anexo 6.1-1(Archivo magnético), se presenta la relación de SED con sus
datos de demanda para servicio particular y alumbrado público; así como, potencia
instalada, factor de utilización, cantidad de clientes por SED; asimismo, se incluyen
además los 26 suministros de propiedad de Terceros y 134 SED pertenecientes al
SER Huancavelica Rural. En el Anexo 6.1-2, se presenta la evaluación de
suministros trifásicos con sus datos de potencia contratada, tarifa, tipo de conexión,
ubicación (253 clientes).
6.1.5 Estudio de zonificación y mercado
Los mapas de densidades de carga fueron construidos con información de la máxima
demanda de servicio particular para los años 2013 y 2017. Estos mapas son utilizados
en el estudio de la siguiente forma:
Identificación de las áreas de crecimiento de demanda, lo cual fue realizado
observando el cambio en la clasificación de cuadrículas.
El mapa del año 2017 permitió establecer una zonificación del sistema de acuerdo a
su grado de dispersión de carga (zonas dispersas y concentradas), y esta
clasificación permitió definir las características iniciales de diseño del sistema
eléctrico.
Como criterio principal de planeamiento y diseño los TdR mencionan que el sistema
eléctrico modelo debe ser optimizado sobre las condiciones de demanda al último
año de periodo de regulación (2017).
Para este estudio fueron consideradas las siguientes variables de entrada:
i) Máximas demandas existentes y proyectadas al 2017 por subestación
El SEM Huancavelica Rural posee 716 SEDs; de propiedad de la distribuidora
690 SED y terceros (26 SED), para cada una de ellas se tiene una máxima
demanda de servicio particular existente al año 2013 y proyectada al año 2017
(calculada a partir de la proyección de energía y demanda) con un total de
clientes de 23 255 y 25 675, respectivamente.
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ii) Ubicación de referencia geográfica de las subestaciones
Esta información fue obtenida de la última base de datos VNRGIS del SEM.
iii) Radio de influencia de subestación de distribución
Las subestaciones poseen un radio de influencia promedio de SED para diseño
de redes BT mayor a 500 m.
Como parte de los criterios técnicos considerados en este análisis tenemos:
i) Mapas de densidad de carga
Se realizaron mapas de densidad de carga usando la información de las
máximas demandas por SED.
ii) Intervalo de densidad de carga
De acuerdo con la resolución N 162-2006-OS/CD que aprueba el Informe
Técnico OSINERG-GART/DDE-019-2006, se obtienen los siguientes intervalos
de densidad de carga asociados a la condición urbana y rural de los sistemas
eléctricos de distribución.
Zona A: δ > 4,00;
Zona B: 4.00 ≥ δ > 2,50;
Zona C: 2.50 ≥ δ ≥ 1,50;
Zona D: 1.50 > δ ≥ 0,25;
Zona E: δ < 0,25;
Donde δ es la densidad de carga en cada cuadricula, en MW/km2.
A partir de la información del radio de influencia típico se vio adecuado el uso de
cuadrículas con tamaño de 1 km x 1 km en los mapas de densidad de carga, se tiene
781 cuadriculas y 716 SED, estimando que en promedio cada cuadrícula contendrá 1
subestación. Para este análisis se consideró solamente la máxima demanda de
servicio particular, no se incluye las pérdidas.
Los resultados alcanzados de este análisis fueron los siguientes:
i) Los resultados mostraron que la densidad de carga del servicio particular del
sistema modelo para el año 2012 varía entre 0 a 339 kW/km2, ubicándose todas las
cuadrículas en el último intervalo de densidad de carga (Zona E, denominada zona
de muy baja densidad de carga o rural). El estudio de zonificación concluyó que no
existen regiones definidas de influencia urbana dentro del sistema modelo, por lo
que el sistema modelo puede considerarse con homogeneidad rural.
ii) Considerando los consumos promedio y distribución de la demanda se definieron
los siguientes nuevos tres intervalos de densidad de carga rural.
Zona rural 1: δ < 7,5;
Zona rural 2: 7,5 < δ ≤ 150;
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Zona rural 3: δ > 150.
Donde δ es la densidad de carga en cada cuadricula, en kW/km2.
Los mapas de densidad de carga para el año 2012 usando los nuevos intervalos de
densidad de carga rural son mostrados a continuación:
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Figura 6.1- Mapa de densidad de carga para el año 2012
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Los resultados de la clasificación y número de cuadrículas por intervalo de densidad
de carga rural son presentados en el siguiente cuadro.
La densidad promedio del SEM es de 3,92kW/km2, debido a la mayor dispersión del
área de influencia del SEM.
Cuadro 6.21- Clasificación y número de cuadrículas por intervalo de densidad de carga rural
Número de
Cuadrículas
Densidad de Carga Año
Zona
Intervalo
(kW/km2) 2012 2017
Rural 1 0-7,5 728
Rural 2 7,5-150 49
Rural 3 Mayor a 150 4
Total 781
En los mapas anteriores notamos una mayor densidad de carga rural en el intervalo
mayor a 150kW/km2 en tres zonas Huancavelica, Lircay.y Acobamba
6.2 DEFINICIÓN DE LA TECNOLOGIA ADAPTADA Y DISEÑO DE LAS
INSTALACIONES ELÉCTRICAS
Inicialmente la información mencionada en la sección 6.1.1 de los TdR permitió realizar los
estudios de zonificación y mercado, y a partir de ello se determinaron las densidades de
carga y zonas de interés para la optimización de la empresa modelo. Posteriormente, como
parte de la definición de la tecnología adaptada y diseño de las instalaciones eléctricas, esa
información será analizada permitiendo la definición de alternativas existentes y nuevas de
diseño de las redes de distribución, enfocando el análisis a las características técnicas para
cada componente.
La etapa de tecnología adaptada y diseño de las instalaciones eléctricas es la etapa previa a
la de optimización técnico económica del SEM.
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6.2.1 Análisis de Información del SEM Existente
a) Instalaciones de los centros de transformación y generación
El sistema modelo Huancavelica Rural tiene su origen en tres centros de
transformación y una de generación; Huancavelica Norte (2.5 MVA), Ingenio
(12.5 MVA) y Caudalosa (12.5 MVA) y niveles de tensión de 220/60/10-22,9 kV
con conexión de transformadores de Y-Y-Delta. Asimismo, se tiene una central
de generación hidroeléctrica de Yauli de 0.8 MW. En la figura 6.2 se muestra las
instalaciones del SEM Huancavelica Rural.
Figura 6.2- Instalaciones del SEM Huancavelica Rural
Respecto a los transformadores elevadores, se tiene un transformador elevador
de 2,5 MVA de 10/22,9 kV en la barra de Huancavelica Norte. Este
transformador debe formar parte de la valorización del VNR en razón de que la
ciudad de Huancavelica es alimentado en 10 kV y se requiere el uso de este
trafo para poder suministrar energía en 22,9 kV a la zona rural cercana a esta
SET
b) Instalaciones de media tensión
Los alimentadores A4111 (Eje Palca) de 242,55 km y A4113 (Eje Paucará) de
169,45 km en 22,9 kV, salen de la SET Huancavelica Norte de 22,9/10 kV y
2,5 MVA, estos a su vez se conectan mediante el alimentador A4103 en 10
kV a la SET Huancavelica Friaspata de 220/60/10/kV y30/30/10 MVA.
Asimismo, el alimentador A4113 se conecta a la central de generación C.H.
SE Friaspata
220 kV 60 kV
(AAAC 35 mm2)32,90 km
60 kV
22 kV
12,5 MVA
SE Ingenio(Cascabamba)
Rumichaca, Lircay Acobamba,
Tancarpampa, Chaquicocha
10 kV
22.9 kV
Huancavelica
Ciudad
SE
Huancavelica Norte
22,9 kV
SE Rumichaca
2,6 MVA
Huancavelica
Norte
Huachocolpa22 kV
60 kV
12,5 MVA
SE Caudalosa
PSE Castrovirreyna Norte
52,40 km
22 kV
5.04 MW
30/30/10 MVA
2.5 MVA
(Abierto)
(Abierto)
1.67 MW
1.39 MW
A4113 (
L. 200.5
1 k
m)
A4111 (
L. 266.1
6 k
m)
A4124 (
L. 350.6
5 k
m)
A4126 (
L. 76.6
3 k
m)
A4125 (
L. 40.1
7 k
m)
A4123 (L. 15.07 km)A4122(L. 12.91 km)
A4131 (
L. 84.8
4 k
m)
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Yauli (Brocal) en 22,9 kV a través de un transformador de 2,4/ 22,9 kV y 1,25
MVA.
El alimentador A4122 de 12,91 km que sale de la barra B4117 en 22 kV
desde la SET Ingenio de 60/22 kV y 12,5 MVA hasta la SET Rumichaca barra
B4118, donde antes existía un transformador regulador de 22/22,9 kV y 2,6
MVA, el mismo se divide en 3 alimentadores A4124, A4125 y A4126 en 22
kV.
El alimentador A4124 (Rumichaca y Ayahuasan) de 310,69 km, el A4125 de
34,34 km (Tancarpampa y Yanacocha) y el A4126 (Chaquicocha) de 66,85
km.
El alimentador A4123 de 15,07 km, que sale de la barra B4117 en 22 kV de la
SET Ingenio de 60/22 kV y 12,5MVA está conformado por cuatro
derivaciones: Alto Sihuas, Chuñomayo, Yanahututo, Huachocolpa.
El alimentador A4131 (P.S.E Castrovirreyna Norte) en 22 kV de 84,84 km,
que sale desde la SET Caudalosa de 60/22 kV y 12,5 MVA, la misma que se
conecta a la SET Ingenio mediante la línea L-6644 de 52,4 km en 60 kV.
En el Cuadro 6.22, se presenta las características y metrados de redes MT por
alimentador.
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Cuadro 6.22- Características y metrados de redes MT por alimentador
Monofásica Bifásica Trifásica
A4111 AA01601 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 1x16 mm2 ESTRUCTURA DE CONCRETO D 1,648 1,648
ESTRUCTURA DE MADERA D 56,460 56,460
SIN ESTRUCTURA O RED COMPARTIDA D 0,011 0,011
AA01602 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 2x16 mm2 ESTRUCTURA DE CONCRETO D 2,729 2,729
ESTRUCTURA DE MADERA D 21,805 21,805
AA01603 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x16 mm2 ESTRUCTURA DE MADERA D 0,232 0,232
AA02501 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 1x25 mm2 ESTRUCTURA DE CONCRETO D 5,661 5,661
ESTRUCTURA DE MADERA D 64,641 64,641
T 2,819 2,819
SIN ESTRUCTURA O RED COMPARTIDA D 0,956 0,956
AA02502 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 2x25 mm2 ESTRUCTURA DE CONCRETO D 0,841 0,841
T 0,250 0,250
ESTRUCTURA DE MADERA D 12,470 12,470
AA02503 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x25 mm2 ESTRUCTURA DE MADERA D 18,547 18,547
T 0,253 0,253
AA03501 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 1x35 mm2 ESTRUCTURA DE CONCRETO D 8,269 8,269
AA03502 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 2x35 mm2 ESTRUCTURA DE MADERA D 5,687 5,687
AA03503 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x35 mm2 ESTRUCTURA DE CONCRETO D 3,355 3,355
ESTRUCTURA DE MADERA D 31,607 31,607
AA07003 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x70 mm2 ESTRUCTURA DE CONCRETO D 0,478 0,478
ESTRUCTURA DE MADERA D 1,242 1,242
AA12003 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x120 mm2 ESTRUCTURA DE MADERA D 1,279 1,279
CU01603 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x16 mm2 ESTRUCTURA DE CONCRETO D 0,268 0,268
ESTRUCTURA DE MADERA D 0,607 0,607
CU03503 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x35 mm2 ESTRUCTURA DE MADERA D 0,430 0,430
43,78 140,46 58,30 242,55
A4113 AA01601 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 1x16 mm2 ESTRUCTURA DE MADERA D 3,660 3,660
AA01602 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 2x16 mm2 ESTRUCTURA DE CONCRETO D 0,235 0,235
ESTRUCTURA DE MADERA D 0,672 0,672
AA01603 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x16 mm2 ESTRUCTURA DE MADERA D 3,236 3,236
AA02501 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 1x25 mm2 ESTRUCTURA DE CONCRETO D 0,086 0,086
T 4,403 4,403
ESTRUCTURA DE FIERRO D 0,247 0,247
T 0,394 0,394
ESTRUCTURA DE MADERA D 44,320 44,320
T 0,065 0,065
AA02502 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 2x25 mm2 ESTRUCTURA DE CONCRETO D 1,350 1,350
ESTRUCTURA DE MADERA D 0,625 0,625
AA02503 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x25 mm2 ESTRUCTURA DE CONCRETO D 2,160 2,160
T 1,779 1,779
ESTRUCTURA DE FIERRO D 0,018 0,018
ESTRUCTURA DE MADERA D 13,486 13,486
T 0,020 0,020
AA03501 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 1x35 mm2 ESTRUCTURA DE CONCRETO D 13,780 13,780
ESTRUCTURA DE MADERA D 0,387 0,387
AA03502 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 2x35 mm2 ESTRUCTURA DE CONCRETO T 0,373 0,373
ESTRUCTURA DE MADERA D 19,841 19,841
AA03503 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x35 mm2 ESTRUCTURA DE CONCRETO D 2,141 2,141
ESTRUCTURA DE MADERA D 5,613 5,613
AA05003 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x50 mm2 ESTRUCTURA DE MADERA D 0,720 0,720
AA07003 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x70 mm2 ESTRUCTURA DE MADERA D 30,745 30,745
CP01601 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE PROTEGIDO 1x16 mm2 ESTRUCTURA DE MADERA D 0,345 0,345
CU01001 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 1x10 mm2 ESTRUCTURA DE MADERA D 0,868 0,868
CU01002 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 2x10 mm2 ESTRUCTURA DE MADERA D 4,612 4,612
CU01601 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 1x16 mm2 ESTRUCTURA DE MADERA D 0,906 0,906
CU01602 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 2x16 mm2 ESTRUCTURA DE CONCRETO D 0,021 0,021
ESTRUCTURA DE MADERA D 0,415 0,415
CU01603 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x16 mm2 ESTRUCTURA DE MADERA D 0,701 0,701
CU02501 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 1x25 mm2 ESTRUCTURA DE MADERA D 0,059 0,059
CU02503 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x25 mm2 ESTRUCTURA DE CONCRETO D 0,370 0,370
ESTRUCTURA DE MADERA D 1,322 1,322
CU03503 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x35 mm2 ESTRUCTURA DE MADERA D 9,470 9,470
28,15 69,52 71,78 169,45
A4122 AA02502 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 2x25 mm2 ESTRUCTURA DE MADERA D 0,068 0,068
AA02503 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x25 mm2 ESTRUCTURA DE CONCRETO D 0,163 0,163
AA05001 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 1x50 mm2 ESTRUCTURA DE MADERA D 0,299 0,299
AA07003 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x70 mm2 ESTRUCTURA DE MADERA D 11,308 11,308
CU03502 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 2x35 mm2 ESTRUCTURA DE MADERA D 0,072 0,072
CU03503 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x35 mm2 ESTRUCTURA DE MADERA D 0,998 0,998
0,14 0,30 12,47 12,91
Total A4111
Total A4113
Total A4122
Metrado de Red Aérea MT (km)
Código
Alimentador
Código
VNRDescripcion Código VNR Estructura Propiedad
Tipo de Configuración Total
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El sistema eléctrico Huancavelica Rural posee una extensión de redes MT de
936,70 km, de los cuales 920,17 km corresponde a la concesionaria y 16,53 km,
de propiedad de terceros; adicionalmente, se tiene las redes de la SER
Monofásica Bifásica Trifásica
A4123 AA03503 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x35 mm2 ESTRUCTURA DE MADERA D 3,095 3,095
CU01603 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x16 mm2 ESTRUCTURA DE MADERA D 0,008 0,008
CU03503 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x35 mm2 ESTRUCTURA DE MADERA D 11,969 11,969
- - 15,07 15,07
A4124 AA01003 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x10 mm2 ESTRUCTURA DE MADERA D 0,169 0,169
AA01601 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 1x16 mm2 ESTRUCTURA DE MADERA D 23,825 23,825
AA01602 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 2x16 mm2 ESTRUCTURA DE CONCRETO D 2,298 2,298
ESTRUCTURA DE MADERA D 0,026 0,026
AA01603 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x16 mm2 ESTRUCTURA DE MADERA D 10,599 10,599
AA02501 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 1x25 mm2 ESTRUCTURA DE CONCRETO D 17,522 17,522
ESTRUCTURA DE MADERA D 66,479 66,479
T 3,210 3,210
AA02502 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 2x25 mm2 ESTRUCTURA DE CONCRETO D 1,968 1,968
T 1,318 1,318
ESTRUCTURA DE MADERA D 2,716 2,716
AA02503 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x25 mm2 ESTRUCTURA DE CONCRETO D 0,674 0,674
ESTRUCTURA DE MADERA D 19,073 19,073
AA03501 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 1x35 mm2 ESTRUCTURA DE CONCRETO D 12,663 12,663
ESTRUCTURA DE MADERA D 0,505 0,505
AA03502 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 2x35 mm2 ESTRUCTURA DE MADERA D 0,640 0,640
AA03503 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x35 mm2 ESTRUCTURA DE CONCRETO D 1,040 1,040
ESTRUCTURA DE MADERA D 16,572 16,572
SIN ESTRUCTURA O RED COMPARTIDA D 0,007 0,007
AA05003 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x50 mm2 ESTRUCTURA DE CONCRETO D 0,070 0,070
AA07003 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x70 mm2 ESTRUCTURA DE CONCRETO D 3,113 3,113
ESTRUCTURA DE MADERA D 24,613 24,613
AA09503 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x95 mm2 ESTRUCTURA DE MADERA D 0,850 0,850
AA12503 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x125 mm2 ESTRUCTURA DE CONCRETO D 0,005 0,005
ESTRUCTURA DE MADERA D 0,782 0,782
CU01001 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 1x10 mm2 ESTRUCTURA DE FIERRO D 3,327 3,327
ESTRUCTURA DE MADERA D 5,910 5,910
CU01003 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x10 mm2 ESTRUCTURA DE CONCRETO D 0,049 0,049
CU01601 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 1x16 mm2 ESTRUCTURA DE CONCRETO D 0,040 0,040
ESTRUCTURA DE MADERA D 46,028 46,028
CU01602 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 2x16 mm2 ESTRUCTURA DE MADERA D 0,171 0,171
CU01603 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x16 mm2 ESTRUCTURA DE MADERA D 0,070 0,070
CU02501 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 1x25 mm2 ESTRUCTURA DE MADERA D 8,275 8,275
CU02502 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 2x25 mm2 ESTRUCTURA DE MADERA D 1,271 1,271
CU02503 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x25 mm2 ESTRUCTURA DE CONCRETO D 3,026 3,026
ESTRUCTURA DE MADERA D 1,903 1,903
CU03502 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 2x35 mm2 ESTRUCTURA DE MADERA D 1,838 1,838
CU03503 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x35 mm2 ESTRUCTURA DE MADERA D 28,045 28,045
12,25 187,78 110,66 310,69
A4125 AA02501 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 1x25 mm2 ESTRUCTURA DE CONCRETO D 0,547 0,547
ESTRUCTURA DE MADERA D 25,594 25,594
AA02502 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 2x25 mm2 ESTRUCTURA DE MADERA D 0,962 0,962
AA02503 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x25 mm2 ESTRUCTURA DE MADERA D 6,679 6,679
AA03502 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 2x35 mm2 ESTRUCTURA DE MADERA D 0,561 0,561
1,52 26,14 6,68 34,34
A4126 AA01601 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 1x16 mm2 ESTRUCTURA DE MADERA D 1,109 1,109
AA02501 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 1x25 mm2 ESTRUCTURA DE MADERA D 47,868 47,868
AA02502 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 2x25 mm2 ESTRUCTURA DE MADERA D 9,631 9,631
AA02503 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x25 mm2 ESTRUCTURA DE MADERA D 5,387 5,387
AA03501 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 1x35 mm2 ESTRUCTURA DE CONCRETO D 1,793 1,793
AA03502 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 2x35 mm2 ESTRUCTURA DE MADERA D 0,073 0,073
AA05001 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 1x50 mm2 ESTRUCTURA DE FIERRO D 0,150 0,150
ESTRUCTURA DE MADERA D 0,688 0,688
AA07003 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x70 mm2 ESTRUCTURA DE MADERA D 0,154 0,154
9,70 51,61 5,54 66,85
A4131 AA01601 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 1x16 mm2 ESTRUCTURA DE MADERA D 0,109 0,109
AA01602 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 2x16 mm2 ESTRUCTURA DE MADERA D 0,156 0,156
AA02501 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 1x25 mm2 ESTRUCTURA DE MADERA D 21,437 21,437
SIN ESTRUCTURA O RED COMPARTIDA D 0,077 0,077
AA02503 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x25 mm2 ESTRUCTURA DE MADERA D 55,954 55,954
T 0,008 0,008
AA03501 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 1x35 mm2 ESTRUCTURA DE CONCRETO D 4,467 4,467
AA03502 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 2x35 mm2 ESTRUCTURA DE MADERA D 0,088 0,088
AA03503 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x35 mm2 ESTRUCTURA DE CONCRETO T 1,638 1,638
AA05003 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x50 mm2 ESTRUCTURA DE MADERA D 0,904 0,904
YC05003 RED SUBTERRANEA CABLE N2YSY 3-1x50 mm2 NINGUNO (*) D 0,004 0,004
0,24 26,09 58,51 84,84
93,84 491,02 335,31 920,17
1,94 10,89 3,70 16,53
95,78 501,91 339,01 936,70
Total A4124
Total A4125
Total A4126
Total A4131
TOTAL GENERAL
TOTAL DISTRIBUIDORA
TOTAL TERCEROS
Total A4123
Metrado de Red Aérea MT (km)
Código
Alimentador
Código
VNRDescripcion Código VNR Estructura Propiedad
Tipo de Configuración Total
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Huancavelica Rural cuya longitud es de 107,11 km. La red MT tiene un nivel de
tensión de 22 kV y 22.9 kV y es de tipo aérea casi en su totalidad, con un tramo
pequeño de 4 m de red tipo subterráneo.
La distribución de la red de MT que abarca el sistema Huancavelica Rural queda
finalmente como sigue:
A4111 con 242,55 km (25,9% del total).
A4113 con 169,45 km (18,1% del total).
A4122 con 12,91 km (1,4% del total).
A4123 con 15,07 km (1,6% del total).
A4124 con 310,69 km (33,2% del total)
A4125 con 34,34 km (3,7% del total)
A4126 con 66,85 km (7,1% del total)
A4131 con 84,84 km (9,1% del total)
Por tipo de configuración, las redes monofásicas, bifásicas y trifásicas conforman
el 10,2%, 53,4% y 36,4%, respectivamente. Casi la totalidad de la red es de
aleación de aluminio, con un 5% de cobre desnudo respecto al total de red MT.
Respecto a las estructuras de MT, en el Cuadro 6.23 se muestra las
características y metrados de las estructuras de MT.
Cuadro 6.23- Características y metrados de las estructuras de MT, Sistema Huancavelica Rural
(SE0075)
Del cuadro anterior se observa que dentro de las tecnologías actuales en las
estructuras de MT en el servicio particular predomina el uso de madera con
81,08% y el concreto con 18,39%, con alturas de poste de 12 m y 13 m.
Tipo del PosteMetrado
(Unid.)% Metrado
ESTRUCTURA DE MADERA 4 668 81,08%
ESTRUCTURA DE CONCRETO 1 059 18,39%
ESTRUCTURA DE FIERRO 30 0,52%
Total 5 757 100%
Altura del Poste
(m)
Metrado
(Unid.)% Metrado
11 325 5,65%
13 1 961 34,06%
12 3 210 55,76%
10 39 0,68%
15 207 3,60%
9 6 0,10%
8 9 0,16%
Total 5 757 100%
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Determinación de topología representativa por zona.
La información gráfica de referencia geográfica de las base VNR en GIS permitió
el reconocimiento de las coordenadas UTM para el trazado de las redes de MT y
ubicación de SEDs. En la Figura 5.1 y 5.2, se muestran el detalle de salida de
alimentadores y redes de MT con SEDs de los centros de transformación del
SEM Huancavelica Rural.
Figura 6.3- Diagrama Unifilar del Sistema Eléctrico Huancavelica Rural
Leyenda: Zona de influencia Sistema Eléctrico Huancavelica Rural: ---------
Nota: En cada uno de los alimentadores se tienen conectados diversas
derivaciones a SER en diferentes puntos a lo largo de cada uno de los
alimentadores.
SET
HUANCAVELICA
FRIASPATA
220
A4103
SE
HUANCAVELICA
NORTE
10
P483
A4101 Huancavelica
30/30/10 MVA
P414
220/60/10 kV
Huancavelica
A4102
A4113
Hvca.
sur
Callq
ui ch
ico
-Ca
llqui gra
nde
Eje
Palc
aA
4111
Eje
Pau
ca
rá
22.9
4-TP-6022,5 MVA
Ydn11
10
60
32.9 km
L-6643
( S
.E J
UL
CA
NI )
Huachocolpa
Bue
na
ve
ntu
ra(p
art
icula
r)R
um
ichaca
Aya
hu
asan
Ta
nca
rpam
pa
Yan
acocha
Cha
qu
icocha I
4-TP-614
22,9
Dyn5
A4124
2.6 MVA
13,4
0 k
m
SE
RUMICHACAP415
A4126
22
A4123
A4122
60
12,5 MVA
22
Palc
as
SE INGENIO(Cascabamba)
P484
SE CAUDALOSA
12,5 MVA
60
22
B4012
B4013
B4117
B4118
C.H
SACSAMARCA
0,5 MVA
C.H YAULI
22.9 / 2.4kV 0,8 MW1,25 MVA
10 / 0.4 kV
0,2 MW
(T9-261)
IN-1248 IN-1246
IN-1250
IN-1244
ST-110
ST-644
IN-6104SA-6197 SL-6199SA-6195IN-6102
HV1HV2HV3
L-6644
A4131
P.S.ECastrovirreyna
Norte
(AASC - 126.7 mm2)
(AASC - 107.3 mm2)52.4 km
Mina2.1 MVAR
(AAAC - 70 mm2)
3.62 km
Abierto
Abierto
P4108
L485 L491
E
E
E
E
E EE E
E
E
EE
Alto Sihuas
Chuñomayo
Yanahututo
E
SS
.AA
.
E
(C074)
(HV
10
23)
(HV
10
22)
(HV
10
21)
(HVCSSAA)
(SIHUAS)
(CHUÑOMA)
(YANAHUTUTO)
(HUACHOC)
E
E
(CASTROVIRREYNA)
(C900)
Paucará Acobamba
Cerrado
Cerrado
Cerrado
A4125
E
Abierto
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Figura 6.4- Detalle de salidas MT de todos los alimentadores de los centros de transformación
(SET) Huancavelica Norte, Ingenio, Rumichaca, Caudalosa
RUMICHACA
CASCABAMBA
HUANCAVELICA NORTE
RUMICHACA
CASCABAMBA
HUANCAVELICA NORTE
CAUDALOSA
17
.62
km
27.38 km
28.26 km
44
.05
km
25
.54
km
13
.13
km
17.34 km
30
.59
km
27.84 km16.83 km
14
.23
km
17.59 km
12.54 km
25
.24
km
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La geografía de la región que abarca los alimentadores ocho alimentadores
puede ser analizada a partir de la información cartográfica proporcionada por
sistemas de libre acceso como el Google Earth. En las Figuras 6.3, 6.4, 6.5 y
6.6, se detallan las ciudades, centros poblados, localidades, altura sobre el nivel
del mar, geología y carreteras de acceso asociadas al sistema Huancavelica
Rural.
Figura 6.5- Detalle de cartografía del sistema Huancavelica Rural en el departamento de
Huancavelica
Nota: Las redes de color azul pertenecen al sector típico ST6 y el color rojo al SER.
20,3 km
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Figura 6.6- Detalle de cartografía del sistema Huancavelica Rural con localidades (Parte 1)
Figura 6.7- Detalle de cartografía del sistema Huancavelica Rural - Acobamba (Parte 2)
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Figura 6.8- Detalle de cartografía del sistema Huancavelica Rural - Lircay (Parte 3)
c) Subestaciones de distribución
kVA instalados y cantidad de subestaciones
Casi todas las subestaciones son de distribución en MT/BT, existe una sola
subestación elevadora de 10/22,9 kV y 2,5 MVA en las SET Huancavelica Norte.
Todas las subestaciones reportadas son del tipo monoposte, biposte y
convencional.
Del Cuadro 6.22, se concluye que existen un total de 716 SEDs de distribución
en MT/BT en el sistema Huancavelica Rural, de los cuales 26 son de propiedad
de terceros y 690 pertenecen a la empresa distribuidora.
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Cuadro 6.24- Metrado y tipo de SED del SEM Huancavelica Rural
Alimentador
Metrado de SED MT/BT (Unid.)
Tipo de Sed Total
Total Pot.
Instalada (kVA) M (1)
B (2)
C (3)
A4111 203 7 1 211 4 709,0
A4113 119 13 132 2 263,5
A4122 3 3 127,5
A4123 1 2 1 4 162,5
A4124 259 23 1 283 7 491,0
A4125 33 33 400,0
A4126 35 1 36 490,0
A4131 13 1 14 480,0
Total 663 50 3 716 16 123,5
Nota: 1= Monoposte; 2= Biposte y 3= Convencional
Por tipo de SED, las subestaciones monoposte y biposte conforman el 92,6%,
7% y 0,4%, respectivamente. La potencia instalada de todas las SEDs se
mantiene en un rango de 3 a 160 kVA.
En la Figuras 6.7 y 6.8, se presenta los mapas con la ubicación de las
subestaciones de distribución.
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Figura 6.9- Ubicación de subestaciones MT/BT del Sistema Huancavelica Rural (Parte 1)
RUMICHACA
CASCABAMBA
HUANCAVELICA NORTE
RUMICHACA
CASCABAMBA
HUANCAVELICA NORTE
CAUDALOSA
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Figura 6.10- Ubicación de subestaciones MT/BT del Sistema Huancavelica Rural (Parte 2)
Nota: Las líneas y SED de color plomo pertenecen a al sistema Huancavelica Rural
(SE0075), las líneas y SED de color rosado indican las redes del sistema Huancavelica
Rural SER (SR0084) y las subestaciones MT/BT de Terceros (clientes en MT) se indican en
color celeste.
HUANCAVELICA NORTEHUANCAVELICA NORTE
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En el Cuadro 6.25, se presenta las características y metrados de las SEDs por
alimentador del SEM Huancavelica Rural.
Cuadro 6.25- Características y metrados de SEDs por alimentador
Primaria Secundaria M (1) B (2) C (3)
A4111 SB01501 S.E. AEREA BIPOSTE 1x15 kVA 13,2 0,44 D 1 1 10,0
SB03701 S.E. AEREA BIPOSTE 1x37 kVA 13,2 0,22 D 1 1 37,5
SB04004 S.E. AEREA BIPOSTE 40 kVA (3F) 22,9 0,44 D 1 1 50,0
SB07504 S.E. AEREA BIPOSTE 75 kVA (3F) 22,9 0,22 D 3 3 225,0
0,38 D 1 1 75,0
SC70004 S.E. CONVENCIONAL 700 kVA (3F) 22,9 0,38 T 1 1 750,0
SM00301 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x3 kVA 13,2 0,44 D 13 13 39,0
SM00501 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x5 kVA 13,2 0,22 D 3 3 15,0
0,44 D 28 28 140,0
SM01001 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x10 kVA 13,2 0,22 D 6 6 60,0
0,44 D 39 39 390,0
SM01004 S.E. AEREA MONOPOSTE 10 kVA (3F) 13,2 0,44 D 1 1 10,0
SM01501 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x15 kVA 13,2 0,22 D 3 3 45,0
T 1 1 15,0
0,44 D 39 39 540,0
T 1 1 15,0
SM02501 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x25 kVA 13,2 0,22 D 4 4 100,0
0,44 D 27 27 675,0
T 1 1 25,0
SM03701 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x37 kVA 13,2 0,22 D 7 7 262,5
0,44 D 22 22 817,5
22,9 0,22 T 1 1 37,5
SM05001 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x50 kVA 13,2 0,44 D 5 5 250,0
SM05004 S.E. AEREA MONOPOSTE 50 kVA (3F) 22,9 0,44 T 1 1 50,0
SM07501 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x75 kVA 13,2 0,44 D 1 1 75,0
203 7 1 211 4 709,0
A4113 SB01501 S.E. AEREA BIPOSTE 1x15 kVA 13,2 0,44 D 1 1 10,0
SB02501 S.E. AEREA BIPOSTE 1x25 kVA 22,9 0,38 D 1 1 25,0
SB02504 S.E. AEREA BIPOSTE 25 kVA (3F) 22,9 0,38 D 6 6 150,0
SB03702 S.E. AEREA BIPOSTE 2x37 kVA 22,9 0,44 D 1 1 37,5
SB03704 S.E. AEREA BIPOSTE 37 kVA (3F) 22,9 0,38 D 1 1 37,5
SB05004 S.E. AEREA BIPOSTE 50 kVA (3F) 22,9 0,22 D 1 1 50,0
SB07504 S.E. AEREA BIPOSTE 75 kVA (3F) 22,9 0,22 D 1 1 75,0
0,38 D 1 1 75,0
SM00301 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x3 kVA 13,2 0,44 D 1 1 3,0
SM00501 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x5 kVA 13,2 0,22 D 2 2 10,0
0,44 D 27 27 135,0
22,9 0,44 D 1 1 5,0
SM01001 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x10 kVA 13,2 0,22 D 2 2 20,0
0,44 D 27 27 270,0
SM01004 S.E. AEREA MONOPOSTE 10 kVA (3F) 13,2 0,44 D 1 1 5,0
SM01501 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x15 kVA 13,2 0,22 D 1 1 15,0
0,44 D 29 29 423,0
T 2 2 30,0
22,9 0,44 D 1 1 10,0
SM02501 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x25 kVA 13,2 0,22 D 1 1 25,0
0,44 D 9 9 225,0
T 1 1 25,0
22,9 0,38 D 1 1 25,0
SM03701 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x37 kVA 13,2 0,22 D 2 2 75,0
0,44 D 2 2 75,0
T 3 3 87,5
22,9 0,22 D 1 1 37,5
0,38 D 1 1 25,0
0,44 D 1 1 37,5
SM03704 S.E. AEREA MONOPOSTE 37 kVA (3F) 22,9 0,38 T 1 1 40,0
SM08204 S.E. AEREA MONOPOSTE 82 kVA (3F) 22,9 0,22 T 1 1 100,0
SM10004 S.E. AEREA MONOPOSTE 100 kVA (3F) 22,9 0,38 D 1 1 100,0
119 13 132 2 263,5
A4122 SB01501 S.E. AEREA BIPOSTE 1x15 kVA 22,9 0,22 D 1 1 15,0
SB03704 S.E. AEREA BIPOSTE 37 kVA (3F) 22,9 0,38 D 1 1 37,5
SB07504 S.E. AEREA BIPOSTE 75 kVA (3F) 22,9 0,22 D 1 1 75,0
3 3 127,5
Total A4111
Total A4113
Total A4122
Descripción Código VNRCódigo
VNR
Código
Alimentador
Tensión
Metrado de SED MT/BT (Unid.)
Tipo de SedTotal
Total Pot.
Instalada (kVA)Propiedad
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Primaria Secundaria M (1) B (2) C (3)
A4123 SB03704 S.E. AEREA BIPOSTE 37 kVA (3F) 22,9 0,22 D 2 2 75,0
SC05001 S.E. CONVENCIONAL 1x50 kVA 22,9 0,22 T 1 1 50,0
SM03704 S.E. AEREA MONOPOSTE 37 kVA (3F) 22,9 0,22 D 1 1 37,5
1 2 1 4 162,5
A4124 SB03702 S.E. AEREA BIPOSTE 2x37 kVA 22,9 0,38 D 1 1 37,5
SB03704 S.E. AEREA BIPOSTE 37 kVA (3F) 22,9 0,38 D 1 1 37,5
SB05001 S.E. AEREA BIPOSTE 1x50 kVA 13,2 0,44 D 1 1 50,0
SB05004 S.E. AEREA BIPOSTE 50 kVA (3F) 22,9 0,38 D 1 1 50,0
SB07504 S.E. AEREA BIPOSTE 75 kVA (3F) 22,9 0,44 D 2 2 142,5
SB10004 S.E. AEREA BIPOSTE 100 kVA (3F) 13,2 0,44 T 1 1 100,0
22,9 0,22 D 1 1 100,0
0,38 D 1 1 50,0
0,44 D 8 8 770,0
T 1 1 100,0
0,45 D 1 1 100,0
SB15004 S.E. AEREA BIPOSTE 150 kVA (3F) 22,9 0,44 D 1 1 144,0
SB16004 S.E. AEREA BIPOSTE 160 kVA (3F) 22,9 0,44 D 3 3 480,0
SC05001 S.E. CONVENCIONAL 1x50 kVA 13,2 0,44 D 1 1 50,0
SM00501 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x5 kVA 13,2 0,44 D 51 51 255,0
T 1 1 5,0
0,45 D 1 1 5,0
SM01001 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x10 kVA 13,2 0,22 D 1 1 10,0
0,44 D 49 49 490,0
0,45 D 1 1 10,0
SM01501 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x15 kVA 13,2 0,22 D 1 1 15,0
T 2 2 30,0
0,44 D 62 62 910,0
SM02501 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x25 kVA 13,2 0,44 D 32 32 800,0
T 2 2 50,0
SM03701 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x37 kVA 13,2 0,44 D 24 24 894,5
22,9 0,22 T 1 1 37,5
0,38 D 4 4 100,0
SM03702 S.E. AEREA MONOPOSTE 2x37 kVA 13,2 0,44 D 1 1 75,0
SM03704 S.E. AEREA MONOPOSTE 37 kVA (3F) 13,2 0,44 D 1 1 40,0
SM05001 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x50 kVA 13,2 0,44 D 13 13 650,0
T 2 2 100,0
22,9 0,44 D 1 1 50,0
SM05004 S.E. AEREA MONOPOSTE 50 kVA (3F) 13,2 0,44 D 2 2 90,0
SM07501 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x75 kVA 13,2 0,44 D 1 1 75,0
SM07504 S.E. AEREA MONOPOSTE 75 kVA (3F) 13,2 0,44 D 1 1 75,0
22,9 0,38 D 1 1 75,0
SM08204 S.E. AEREA MONOPOSTE 82 kVA (3F) 13,2 0,44 D 1 1 100,0
SM12504 S.E. AEREA MONOPOSTE 125 kVA (3F) 13,2 0,44 D 3 3 337,5
259 23 1 283 7 491,0
A4125 SM00501 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x5 kVA 13,2 0,44 D 7 7 35,0
SM00502 S.E. AEREA MONOPOSTE 2x5 kVA 13,2 0,44 D 2 2 20,0
SM00702 S.E. AEREA MONOPOSTE 2x7.5 kVA 13,2 0,44 D 1 1 15,0
SM01001 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x10 kVA 13,2 0,44 D 13 13 130,0
SM01004 S.E. AEREA MONOPOSTE 10 kVA (3F) 13,2 0,44 D 1 1 5,0
SM01501 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x15 kVA 13,2 0,22 D 1 1 15,0
0,44 D 5 5 75,0
SM02501 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x25 kVA 13,2 0,44 D 1 1 25,0
SM03701 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x37 kVA 13,2 0,44 D 1 1 40,0
SM04001 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x40 kVA 13,2 0,44 D 1 1 40,0
33 33 400,0
A4126 SB01501 S.E. AEREA BIPOSTE 1x15 kVA 13,2 0,44 D 1 1 5,0
SM00501 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x5 kVA 13,2 0,44 D 8 8 40,0
SM01001 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x10 kVA 13,2 0,44 D 11 11 110,0
SM01501 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x15 kVA 13,2 0,44 D 8 8 120,0
SM01502 S.E. AEREA MONOPOSTE 2x15 kVA 13,2 0,44 D 1 1 25,0
SM02501 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x25 kVA 13,2 0,44 D 6 6 150,0
SM03701 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x37 kVA 13,2 0,44 D 1 1 40,0
35 1 36 490,0
A4131 SB16004 S.E. AEREA BIPOSTE 160 kVA (3F) 22,9 0,38 T 1 1 160,0
SM00501 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x5 kVA 13,2 0,44 D 2 2 10,0
SM01001 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x10 kVA 13,2 0,44 D 1 1 10,0
SM01501 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x15 kVA 13,2 0,44 D 1 1 15,0
SM02501 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x25 kVA 13,2 0,44 D 5 5 125,0
SM03701 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x37 kVA 13,2 0,44 D 3 3 120,0
SM04001 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x40 kVA 13,2 0,44 D 1 1 40,0
13 1 14 480,0
642 47 1 690 14 316,0
21 3 2 26 1 807,5
663 50 3 716 16 123,5
Nota: (1) Mononoposte
(2) Biposte
(3) Convencional
Total A4123
Total A4124
Total A4126
TOTAL GENERAL
TOTAL DISTRIBUIDORA
TOTAL TERCEROS
Total A4125
Total A4131
Descripción Código VNRCódigo
VNR
Código
Alimentador
Tensión
Metrado de SED MT/BT (Unid.)
Tipo de SedTotal
Total Pot.
Instalada (kVA)Propiedad
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Además de las subestaciones propias de la empresa distribuidora y de terceros,
se tienen conectados 132 SED perteneciente al SER en los alimentadores
A4111, A4113, A4124, A4125 y A4126, con una potencia instalada de 1 183
kVA. Ver Cuadro 6.26. De acuerdo a los TR las demandas de las SEDs
pertenecientes al SER serán consideradas para el dimensionamiento de las
redes del SEM.
Cuadro 6.26- Características y metrados de SEDs por alimentador, Sistema Huancavelica Rural
SER (SR0084)
d) Instalaciones de baja tensión
Km de red de baja tensión aérea y subterránea, de servicio particular y
alumbrado público
En términos generales, el sistema eléctrico Huancavelica Rural tiene una
extensión de redes en BT de 681,81 km y 442,30 km para el servicio particular y
alumbrado público, respectivamente. La red BT es en su totalidad de tipo aérea.
En el Cuadro 6.27, se presenta la distribución de metrados de redes aéreas de
BT y máximas demandas para servicio particular y alumbrado público, por
alimentador y SED.
En el Cuadro 6.27, se presenta la distribución por alimentador de la red BT de
servicio particular, alumbrado público, máximas demandas y potencia instalada
de subestaciones MT/BT, que abarca el sistema Huancavelica Rural.
Primaria Secundaria M (1) B (2)
A4111 SB01501 S.E. AEREA BIPOSTE 1x15 kVA 13,2 0,44 D 1 1 3,0
SM00301 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x3 kVA 13,2 0,44 D 5 5 15,0
SM00501 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x5 kVA 13,2 0,44 D 10 10 50,0
SM01001 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x10 kVA 13,2 0,44 D 6 6 60,0
SM01501 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x15 kVA 13,2 0,44 D 1 1 15,0
22 1 23 143,0
A4113 SM00501 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x5 kVA 13,2 0,44 D 8 8 40,0
SM01001 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x10 kVA 13,2 0,22 D 1 1 10,0
0,44 D 31 31 310,0
7,62 0,44 D 1 1 10,0
SM01501 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x15 kVA 13,2 0,44 D 3 3 45,0
44 44 415,0
A4124 SM00501 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x5 kVA 13,2 0,44 D 4 4 20,0
SM01001 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x10 kVA 13,2 0,44 D 38 38 380,0
SM01501 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x15 kVA 13,2 0,44 D 4 4 45,0
SM02501 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x25 kVA 13,2 0,44 D 1 1 25,0
47 47 470,0
A4125 SM00501 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x5 kVA 13,2 0,44 D 6 6 30,0
SM01001 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x10 kVA 13,2 0,44 D 2 2 20,0
8 8 50,0
A4126 SM01001 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x10 kVA 13,2 0,44 D 6 6 60,0
SM01501 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x15 kVA 13,2 0,44 D 4 4 45,0
10 10 105,0
131 1 132 1 183,0
- - - -
131 1 132 1 183,0
Nota: (1) Mononoposte
(2) Biposte
TOTAL GENERAL
Total A4113
Total A4124
TOTAL DISTRIBUIDORA
TOTAL TERCEROS
Total A4111
Total A4125
Total A4126
Metrado de SED MT/BT (Unid.)
Código
Alimentador
Código
VNRDescripción Código VNR
TensiónPropiedad
Tipo de SedTotal
Total Pot.
Instalada (kVA)
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Cuadro 6.27- Metrados de redes aéreas BT para servicio particular y alumbrado público
Código
Alimentador
Red Aérea de BT Potencia
Instalada
(kVA)
Servicio Particular Alumbrado Público
Metrado
Fase (km)
Metrado
Neutro (km)
Max. Dem
(kW)
Metrado
AP (km)
Max. Dem
(kW)
A4111 270,15 241,98 144,75 4 709,00
A4113 97,79 94,42 47,11 2 263,50
A4122 1,72 1,72 2,45 127,50
A4123 4,63 4,63 3,74 162,50
A4124 254,37 251,08 177,13 7 491,00
A4125 12,55 12,55 26,15 400,00
A4126 31,64 31,64 32,83 490,00
A4131 8,96 8,84 8,15 480,00
Total general 681,81 646,85 - 442,30 - 16 123,50
Respecto a las redes aéreas BT, no se ha reportado la existencia de
conductores neutros y también no existe metrado en el servicio particular sobre
estructura de servicio particular.
En el Cuadro siguiente, se muestran las características y metrados de la red
aérea BT para el servicio particular.
Cuadro 6.28- Características y metrados de la red aérea BT para el servicio particular
del SEM
Código
VNR Descripción de Código VNR
Metrado
(km)
AC01611 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 1x16 mm2 2,215
AC01612 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 2x16 mm2 2,461
AC01613 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 3x16 mm2 0,572
AC02511 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 1x25 mm2 0,172
AC02512 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 2x25 mm2 0,083
AC02513 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 3x25 mm2 2,396
AC03513 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 3x35 mm2 6,797
AC05012 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 2x50 mm2 0,062
AC05013 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 3x50 mm2 0,981
AC07013 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 3x70 mm2 2,695
AL01611 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 1x16 mm2 0,090
AL01612 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 2x16 mm2 0,733
AL02511 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 1x25 mm2 0,184
AL02512 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 2x25 mm2 1,155
AL02513 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 3x25 mm2 0,032
AL03512 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 2x35 mm2 0,895
AL03513 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 3x35 mm2 5,186
AL05013 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 3x50 mm2 1,880
AL07013 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 3x70 mm2 0,603
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Código
VNR Descripción de Código VNR
Metrado
(km)
AS01611 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 1x16 mm2 + portante 144,650
AS01612 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 2x16 mm2 + portante 214,645
AS01613 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x16 mm2 + portante 5,953
AS02511 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 1x25 mm2 + portante 4,840
AS02512 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 2x25 mm2 + portante 42,245
AS02513 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x25 mm2 + portante 4,741
AS03512 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 2x35 mm2 + portante 5,891
AS03513 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x35 mm2 + portante 6,174
AS05012 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 2x50 mm2 + portante 0,038
AS05013 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x50 mm2 + portante 0,363
AS07012 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 2x70 mm2 + portante 0,038
CS01611 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE CU 1x16 mm2 + portante 0,081
CS01612 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE CU 2x16 mm2 + portante 0,362
CS02512 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE CU 2x25 mm2 + portante 0,185
CS02513 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE CU 3x25 mm2 + portante 0,007
CS03513 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE CU 3x35 mm2 + portante 0,026
CU00621 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 1x6 mm2 1,324
CU00622 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 2x6 mm2 1,553
CU01012 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE CU 2x10 mm2 3,954
CU01021 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 1x10 mm2 13,401
CU01022 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 2x10 mm2 55,898
CU01023 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x10 mm2, DOBLE TERNA 60,473
CU01612 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE CU 2x16 mm2 1,722
CU01621 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 1x16 mm2 3,560
CU01622 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 2x16 mm2 27,077
CU01623 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x16 mm2, DOBLE TERNA 25,322
CU02511 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE CU 1x25 mm2 0,014
CU02513 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE CU 3x25 mm2 0,856
CU02521 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 1x25 mm2 0,065
CU02522 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 2x25 mm2 12,298
CU02523 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x25 mm2, DOBLE TERNA 3,405
CU03512 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE CU 2x35 mm2 0,022
CU03522 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 2x35 mm2 4,061
CU03523 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x35 mm2, DOBLE TERNA 6,657
CU05022 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 2x50 mm2 0,416
CU07022 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 2x70 mm2 0,301
TOTAL GENERAL 681,807
En el cuadro anterior se observa que dentro de las tecnologías actuales en el
servicio particular predomina el uso de redes autoportantes de aluminio y redes
con conductores de cobre cubierto con proporciones con respecto al total de
67% y 33%, respectivamente. Las secciones normalizadas usadas son 6, 10, 16,
25, 35, 50 y 70 mm2.
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Página 156
Cuadro 6.29- Características y metrados de la red aérea BT conductores de Neutro del SEM
En el Cuadro 6.30, se muestran las características y metrados de la red aérea
BT para el alumbrado público sobre estructura servicio particular.
Código
VNRDescripción de Código VNR
Metrado
(km)
AC01614 CONDUCTOR NEUTRO SP DE AL CUBIERTO O SIMIL. 1x16 mm2 7,091
AC02514 CONDUCTOR NEUTRO SP DE AL CUBIERTO O SIMIL. 1x25 mm2 418,242
AC03514 CONDUCTOR NEUTRO SP DE AL CUBIERTO O SIMIL. 1x35 mm2 0,243
AL01614 CONDUCTOR NEUTRO SP DE AL O SIMIL. 1x16 mm2 0,341
AL02514 CONDUCTOR NEUTRO SP DE AL O SIMIL. 1x25 mm2 2,447
CU00624 CONDUCTOR NEUTRO SP DE CU CUBIERTO CON PE 1x6 mm2 4,157
CU01014 CONDUCTOR NEUTRO SP DE CU DESNUDO 1x10 mm2 11,604
CU01024 CONDUCTOR NEUTRO SP DE CU CUBIERTO CON PE 1x10 mm2 101,183
CU01614 CONDUCTOR NEUTRO SP DE CU DESNUDO 1x16 mm2 0,237
CU01624 CONDUCTOR NEUTRO SP DE CU CUBIERTO CON PE 1x16 mm2 89,593
CU02524 CONDUCTOR NEUTRO SP DE CU CUBIERTO CON PE 1x25 mm2 5,299
CU03524 CONDUCTOR NEUTRO SP DE CU CUBIERTO CON PE 1x35 mm2 6,417
646,854 TOTAL GENERAL
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Cuadro 6.30- Características y metrados de la red aérea BT para el alumbrado público sobre
estructura servicio particular
Código
VNR Descripción de Código VNR
Metrado
(km)
AC01021 CONDUCTOR RETORNO AP DE AL CUBIERTO O SIMIL. 1x10 mm2 1,316
AC01022 RED AEREA AP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 2x10 mm2 0,626
AC01621 CONDUCTOR RETORNO AP DE AL CUBIERTO O SIMIL. 1x16 mm2 3,890
AC01622 RED AEREA AP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 2x16 mm2 3,033
AC02521 CONDUCTOR RETORNO AP DE AL CUBIERTO O SIMIL. 1x25 mm2 1,467
AC02522 RED AEREA AP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 2x25mm2 5,201
AL01021 CONDUCTOR RETORNO AP DE AL O SIMIL. 1x10 mm2 0,277
AL01621 CONDUCTOR RETORNO AP DE AL O SIMIL. 1x16 mm2 5,607
AL01622 RED AEREA AP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 2x16 mm2 0,515
AL02521 CONDUCTOR RETORNO AP DE AL O SIMIL. 1x25 mm2 0,916
AL02522 RED AEREA AP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 2x25mm2 1,031
AL03521 CONDUCTOR RETORNO AP DE AL O SIMIL. 1x35 mm2 0,132
AS01621 RED AEREA AP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 1x16 mm2 + portante 136,002
AS01622 RED AEREA AP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 2x16 mm2 + portante 0,215
AS02521 RED AEREA AP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 1x25 mm2 + portante 10,212
AS03521 RED AEREA AP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 1x35 mm2 + portante 0,089
CS01021 RED AEREA AP AUTOPORTANTE DE CU 1x10 mm2 + portante 0,017
CS01621 RED AEREA AP AUTOPORTANTE DE CU 1x16 mm2 + portante 0,204
CU00631 CONDUCTOR RETORNO AP DE CU DESNUDO 1x6 mm2 3,088
CU00641 CONDUCTOR RETORNO AP DE CU CUBIERTO CON PE 1x6 mm2 0,190
CU01031 CONDUCTOR RETORNO AP DE CU DESNUDO 1x10 mm2 21,422
CU01041 CONDUCTOR RETORNO AP DE CU CUBIERTO CON PE 1x10 mm2 129,837
CU01042 RED AEREA AP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 2x10 mm2 0,027
CU01631 CONDUCTOR RETORNO AP DE CU DESNUDO 1x16 mm2 6,722
CU01641 CONDUCTOR RETORNO AP DE CU CUBIERTO CON PE 1x16 mm2 6,723
CU02531 CONDUCTOR RETORNO AP DE CU DESNUDO 1x25 mm2 0,030
CU02541 CONDUCTOR RETORNO AP DE CU CUBIERTO CON PE 1x25 mm2 0,145
TOTAL GENERAL 338,934
En el Cuadro 6.30, se observa que dentro de las tecnologías actuales en el
alumbrado público sobre estructura servicio particular predominan el uso de
redes autoportantes de aluminio y redes con conductores cobre cubierto. La
tendencia es el uso de autoportante de aluminio y cobre con 50,3% y 49,7%,
respectivamente.
En el Cuadro 6.31, se muestran las características y metrados de la red aérea
BT para el alumbrado público sobre estructura alumbrado público.
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Cuadro 6.31- Características y metrados de la red aérea BT para el alumbrado público sobre
estructura alumbrado público
Código
VNR Descripción de Código VNR
Metrado
(km)
AC01622 RED AEREA AP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 2x16 mm2 5,465
AC02523 RED AEREA AP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 3x25 mm2 0,064
AL01622 RED AEREA AP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 2x16 mm2 1,034
AL02522 RED AEREA AP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 2x25mm2 1,262
AS01622 RED AEREA AP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 2x16 mm2 + portante 5,572
AS01623 RED AEREA AP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x16 mm2 + portante 2,803
AS01631 RED AEREA AP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 1x16 mm2 + portante 0,069
AS01632 RED AEREA AP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 2x16 mm2 + portante 84,696
AS02522 RED AEREA AP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 2x25 mm2 + portante 1,153
AS02523 RED AEREA AP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x25 mm2 + portante 1,141
AS02532 RED AEREA AP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 2x25 mm2 + portante 0,010
CU01062 RED AEREA AP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 2x10 mm2 0,102
CU01662 RED AEREA AP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 2x16 mm2 0,001
TOTAL GENERAL 103,371
En el cuadro anterior se observa que dentro de las tecnologías actuales en el
alumbrado público sobre estructura alumbrado público predominan el uso de
redes autoportantes de aluminio y redes con conductores de cobre cubierto. La
tendencia es el uso de autoportante de aluminio (con sección de 16 y 25 mm2) el
cual representa el 92% del total.
Respecto a las estructuras de BT, en el Cuadro 6.32 se muestran las
características y metrados de las estructuras para el servicio particular.
Cuadro 6.32- Características y metrados de las estructuras para el servicio particular
Del cuadro anterior se observa que dentro de las tecnologías actuales en las
estructuras en el servicio particular predomina el uso de madera (81%), con
altura de poste de 8 y 9 m.
Altura del Poste
(m)
Metrado
(Unid.)% Metrado
7 68 0,41%
8 8 356 50,10%
9 8 209 49,21%
10 1 0,01%
11 4 0,02%
12 17 0,10%
13 25 0,15%
Total 16 680 100%
Tipo del PosteMetrado
(Unid.)% Metrado
ESTRUCTURA DE CONCRETO 3 127 18,75%
ESTRUCTURA DE FIERRO 77 0,46%
ESTRUCTURA DE MADERA 13 476 80,79%
Total 16 680 100%
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Parque de alumbrado público
Respecto al parque de alumbrado público, existen 4 312 equipos reportados en
total con redes aéreas. En el Cuadro 6.6 se presentan las características y
metrados del parque de alumbrado público.
Cuadro 6.33- Características y metrados del parque de alumbrado público
Código
VNR Descripción del Equipo
Metrado
(Unid.)
LU05002 LUMINARIA CON LÁMPARA DE 50W VAPOR DE SODIO 95
LU07002 LUMINARIA CON LÁMPARA DE 70W VAPOR DE SODIO 2 877
LU08001 LUMINARIA CON LÁMPARA DE 80 W VAPOR DE Hg 1 303
LU10004 LUMINARIA CON LÁMPARA DE 100 W INCANDESCENTE 1
LU12501 LUMINARIA CON LÁMPARA DE 125 W VAPOR DE Hg 8
LU15002 LUMINARIA CON LÁMPARA DE 150 W VAPOR DE SODIO 25
LU16003 LUMINARIA CON LÁMPARA DE 160 W LUZ MIXTA 1
LU25001 LUMINARIA CON LÁMPARA DE 250 W VAPOR DE Hg 1
LU25002 LUMINARIA CON LÁMPARA DE 250 W VAPOR DE SODIO 1
Total general 4 312
Descripción del Pastoral Metrado
(Unid.)
CONCRETO PARABÓLICO SIMPLE DE 1.50 m 1 938
CONCRETO RECORTADO SIMPLE DE 0.50 m 12
CONCRETO SIMPLE DE 1.30 m 86
PASTORAL METÁLICO SIMPLE DE 0.5 m x 1" DE DIÁMETRO 40
PASTORAL METÁLICO SIMPLE DE 1.5 m x 1.5" DE DIÁMETRO 2 236
Total general 4 312
En el cuadro anterior, se observa que dentro de las tecnologías actuales en el
parque de alumbrado público predomina el uso de luminarias con lámpara de 70
W de vapor de sodio y 80 W Vapor de Hg. Respecto a los pastorales, la
tendencia es en el uso de pastoral metálico simple y concreto simple.
6.2.2 Diseño Preliminar de la Red
Para el análisis técnico económico se tomaron en cuenta las siguientes premisas:
i) Costos de inversión de componentes de las redes de distribución
Se consideraron los costos de inversión del SICODI propuestos por
Electrocentro y los publicados por el SEACE de compras corporativas en el
2011-2012 para los siguientes componentes:
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Subestaciones de distribución por tipo monoposte, biposte, convencional.
Red de MT típicas por tipo aéreo y subterráneo.
Red de BT típicas por tipo aéreo y subterráneo.
ii) Costos de OyM anualizado de componentes de las redes de distribución
Se obtuvieron costos de OyM aproximados calculados como un porcentaje de
los costos de inversión, de esta forma fue considerado el porcentaje de 4% para
los costos de OyM de las subestaciones de distribución, redes de MT y redes de
BT, aplicados sobre los costos de inversión en cada rubro.
iii) Compra mensual de energía y potencia en barra Huancavelica 22,9 kV
El costo de la demanda es el costo de suministro de potencia en el momento que
ocurre la demanda máxima (dentro del intervalo de horas punta: 19:00 a 22:00 h)
del sistema y es cobrado de acuerdo a la potencia activa demandada (kW). Por
otra parte, el costo de la energía consumida (kWh) está compuesto por el costo
de energía para el intervalo de horas punta (18:00 a 23:00 h) y el costo de
energía fuera de punta.
Se tomaron en cuenta los precios de potencia y energía obtenidos de la
publicación de los precios en barra de MT publicados por la GART a enero de
2013 para el SEM Huancavelica rural 22,9 kV; 7,71 US$/kW-mes, el precio de
energía en horas punta es 0,03113 US$/kWh y en horas fuera de punta es
0,02641 US$/kWh.
La definición de la tecnología adaptada y la optimización técnica económica del
sistema modelo requirieron de un diseño preliminar de la red del cual forman parte los
siguientes módulos de análisis:
Definición preliminar del tipo de red MT y BT (DTR-1)
En este módulo fueron consideradas las siguientes informaciones y variables de
entradas:
i) Características técnicas de redes típicas MT y BT
El SEM Huancavelica Rural posee una extensión de redes MT de 936 km, de las
cuales el 100% son del tipo aérea.
ii) Estudio de zonificación
Del estudio de zonificación concluyó que el sistema modelo puede considerarse
con homogeneidad rural.
iii) Zonas históricas o monumentales
Como zonas históricas o monumentales en la zona de influencia del SEM
Huancavelica Rural se consideran las zonas arqueológicas ubicadas en las
localidades de Lircay y Huancavelica, las cuales se enumeran a continuación:
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Cuadro 6.34- Zonas Monumentales de las provincias de Angaráes y Huancavelica
PROVINCIA DISTRITO NOMBRE
Huancavelica Huancavelica
Iglesia de San
Cristobal
Huancavelica Huancavelica Iglesia de Santa Ana
Huancavelica Huancavelica
Iglesia de San
Sebastian
Huancavelica Huancavelica
Iglesia de San
Francisco
Huancavelica Huancavelica Estación de tren
Angaraes Lircay
Iglesia de Pueblo
Viejo
Angaraes Lircay
Iglesia Sagrado
Corazón
Angaraes Lircay Iglesia Rosario
No se ha reportado zonas arqueológicas en el área de influencia del Estudio, como
parte del análisis por su proximidad con el área abarcada por las redes de distribución
primaria del SEM.
En la siguiente figura se muestra la ubicación de las zonas monumentales de Lircay y
Huancavelica conjuntamente con las redes de distribución de MT y BT próximas a
dichas instalaciones.
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Figura 6.11- Zonas Monumentales de Lircay con las redes de MT BT del sistema modelo
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Figura 6.12- Zonas Monumentales de Huancavelica con las redes de MT y BT del sistema
modelo
Como parte de los criterios técnicos económicos consideradas en este módulo
tenemos los siguientes:
i) Criterio de respeto a zonas históricas o monumentales
Debido a la restricción de paisajismo y conservación de las zonas históricas o
monumentales, se recomienda el uso de redes subterráneas en la jurisdicción de
dichas instalaciones.
ii) Criterio de mínimo costo
Como diseño preliminar de red se compararon las alternativas de redes típicas
aéreas y subterráneas en MT y BT, de acuerdo al costo mínimo de explotación
(Inversión + COyM).
iii) Criterios de diseño de redes subterráneas
Las redes subterráneas forman parte de cualquier diseño de redes de MT y BT
debido a restricciones de acceso que obliga el uso de este tipo de redes. Otro
aspecto de uso de redes subterráneas es cuando se tiene un nivel importante de
demanda que se desea atender, así este tipo de redes permite una mayor
confiabilidad del suministro evitando problemas de descargas atmosféricas o
hurto de conductores en algunos casos.
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Los resultados alcanzados en este módulo fueron los siguientes:
i) Los menores costos son naturalmente obtenidos para las redes del tipo aéreas.
Debido a la homogeneidad rural del sistema modelo, por consiguiente bajos
valores de demanda, no se recomienda el uso de redes subterráneas con
excepción en la jurisdicción de zonas arqueológicas.
ii) De la Figura 6.12 se puede observar que las redes de MT y BT no tienen
proximidad a las zonas arqueológicas o monumentales, por consiguiente se
sugirió que el diseño de red de MT y BT sea totalmente de tipo aéreo.
Definición preliminar del tipo de SED (DTR-2)
En este módulo fueron consideradas las siguientes variables de entradas:
i) Características técnicas de subestaciones típicas
Las subestaciones del sistema modelo son del tipo monoposte, biposte y
convencional en una proporción de 52,2%, 47,4% y 0,4%, respectivamente. La
potencia instalada de los transformadores de todas las SED’s se mantiene en un
rango de 1.5 a 160 KVA.
ii) Estudio de zonificación
Del estudio de zonificación concluyó que el sistema modelo puede considerarse
con homogeneidad rural.
Como parte de los criterios técnicos económicos consideradas en este módulo
tenemos los siguientes:
i) Criterio de zonificación y mercado
Los mapas de densidad de carga permiten asociar el uso de subestaciones por
tipo con respecto al crecimiento de la demanda.
ii) Criterio de mínimo costo
Como diseño preliminar de red se compararon las alternativas de subestaciones
monoposte, biposte y convencional, de acuerdo al costo mínimo de explotación
(inversión + COyM).
iii) Criterios de diseño de subestaciones
De acuerdo a la tendencia en el diseño de subestaciones, la actual normativa
técnica considera el uso de subestaciones convencionales a partir de 225 kVA.
Los resultados alcanzados en este módulo fueron los siguientes:
i) De acuerdo con los mapas de densidad de carga se asocia el uso de
subestaciones biposte al mayor crecimiento de la demanda. Existen tres
subestaciones convencionales (de 750, 50 y 50 kVA) que no responde al
crecimiento vegetativo de la demanda, está es una situación atípica en el diseño
y planeamiento de redes.
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iii) Las mayores demandas proyectadas por subestación permiten a lo más el
diseño de subestaciones de 160 kVA, por lo que se sugiere solamente el uso de
subestaciones monopostes y bipostes.
Definición de la configuración y nivel de tensión MT (DTR-3)
En este módulo fueron consideradas las siguientes variables de entradas:
i) Características técnicas de los CT del SEM Huancavelica Rural
El centro de transformación Huancavelica Rural posee niveles de tensión de
220/60/10-22,9 kV con conexión de transformadores de Y-Y-Delta.
ii) Dimensiones de redes de MT y subestaciones asociadas al sistema modelo
Las dimensiones de redes de MT y subestaciones asociadas al sistema modelo
son las siguientes:
Red de MT
Longitud total de troncal: 339 km
Longitud total de laterales: 597,7 km
Subestaciones
Capacidad total de subestaciones monopostes: 663 y 11,88 MVA
Capacidad total de subestaciones bipostes: 50 y 3,39 MVA
Capacidad y cantidad total de SED convencionales: 3 y 850 MVA
Como parte de los criterios técnicos económicos consideradas en este módulo
tenemos los siguientes:
i) Alternativas de configuración y niveles de tensión MT
A partir de las características del CT Huancavelica Rural, técnicamente fue
factible proponer las siguientes alternativas de configuración y niveles de tensión
MT:
Configuración trifásica delta, nivel de tensión entre fases: 22,9 kV.
Esta alternativa considera el tendido de redes de MT con tres conductores
(tres fases) y ramales de dos conductores con tensión entre fases (22,9kV)
para cargas monofásicas.
Configuración trifásica en estrella de cuatro hilos, nivel de tensión entre fases:
22,9 kV.
Esta alternativa considera el tendido de red de MT con cuatro conductores
(tres de fases y un neutro), con la opción de usar ramales de tres conductores
(dos fases y neutro) y ramales monofásicos de dos hilos (fase y neutro).
Configuración trifásica en estrella de tres hilos, nivel de tensión entre fases:
22,9 kV.
Esta alternativa considera el tendido de red de MT con tres conductores (tres
fases sin neutro), con la opción de usar tramos de redes de dos hilos (dos
fases) y ramales monofásicos con retorno por tierra (MRT).
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Configuración trifásica con nivel de tensión entre fases: 13,2 kV.
Esta alternativa considera un cambio de la tensión entre fases de 22,9 kV
(salida de CT Huancavelica Rural) a 13,2 kV, con troncal de cuatro hilos (tres
fases y un neutro). Adicionalmente se usan ramales de tres hilos (dos fases y
neutro) y monofásicos de dos hilos (una fase y neutro).
ii) Características técnicas de redes de MT y subestaciones del sistema de prueba
representativo
Sin perder la generalidad y a modo de análisis se propuso el estudio de un
sistema de prueba con dimensiones similares al sistema modelo considerando
las siguientes premisas:
La comparación de los sistemas se realizó considerando una la demanda
proyectada al año 2017.
La comparación de los sistemas se realizó considerando la eficiencia de los
mismos de acuerdo a los siguientes criterios:
Criterio de mínimo costo (incluyendo las pérdidas).
Criterio de operatividad (caídas de tensión y desbalances).
Las redes de BT no son consideradas puesto que su influencia en los costos
y restricciones operativas son similares en las tres alternativas.
Los resultados parciales alcanzados en este módulo fueron los siguientes:
i) Para un mismo nivel de demanda, las mayores pérdidas técnicas son
observadas en el sistema trifásico de 13,2 kV. A su vez esta alternativa produce
mayores caídas de tensión debido a la longitud de tramos en el sistema.
Adicionalmente, esta alternativa genera un costo adicional, debido a las
inversiones que serían necesarias para obtener en nivel de tensión 13,2 kV en la
salida de la CT Huancavelica Rural. Desde el punto de vista del regulador, esta
opción no podría aplicarse a la gran mayoría de sistemas eléctricos rurales.
Debido a lo anterior se concluyó que técnicamente esta alternativa no es factible.
ii) La configuración trifásica estrella de cuatro hilos en 22,9 kV representa la opción
más económica, por presentar los menores costos de inversión y los menores
costos de explotación. El menor costo de inversión se verifica por el hecho que
en este sistema se emplean solamente tres conductores (en lugar de cuatro) y
permite además el empleo de ramales monofásicos con retorno por tierra (MRT),
que requieren la instalación de un solo conductor por fase.
iii) La configuración Delta (tres conductores con tensión entre fases) al no requerir
el tendido de un conductor neutro resulta más económica que la alternativa de
cuatro hilos; sin embargo la atención de cargas monofásicas requiere el tendido
de ramales de dos hilos, con los costos que esto significa, lo cual la hace menos
económica que la alternativa en estrella de tres hilos, previamente descrita.
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Sistema Monofásico Retorno por Tierra (MRT)
Existirán dos opciones para el sistema MRT: retorno total por tierra y retorno por tierra
en ramales monofásicos con transformador de aislamiento en troncal trifásico. En el
primero las corrientes retornarían hasta las puestas a tierra del centro de
transformación origen del sistema rural. En el segundo caso las corrientes retornarían
por el transformador de aislamiento.
El sistema MRT no es considerado en este análisis preliminar debido a que las
corrientes de retorno por tierra aumentan los riesgos de accidentes eléctricos, sobre
todo cuando estos circuitos transitan por vías o localidades habitadas. No obstante
está opción es económica pero se hace necesaria la verificación de la factibilidad
técnica en el uso de los sistemas MRT esto debido a la difícil geografía y resistividad
del suelo. Cabe señalar que este análisis será concluido en los siguientes informes.
6.2.3 Definición de la Tecnología Adaptada y Diseño de Red
De los módulos de estudios anteriores se concluyó que preliminarmente la red del
sistema modelo optimizado deberá presentar las siguientes características:
i) Red del tipo aérea en sistemas de distribución de MT y BT, con excepción de
zonas históricas o monumentales.
ii) Subestaciones de distribución monoposte o biposte.
iii) Nivel de tensión MT de 22,9 kV, configuración Delta, sin considerar sistemas
MRT en puntos finales de las redes de MT.
Otras características de los componentes del sistema modelo fueron evaluadas y
analizadas como alternativas en el proceso de definición de la tecnología adaptada.
Para el análisis técnico económico se tomaron en cuenta las siguientes premisas:
i) Costos de inversión de componentes de las redes de distribución
Se consideraron los costos de inversión del SICODI aprobados en el 2005 por el
OSINERGMIN GART para los siguientes componentes:
Subestaciones de distribución por tipo, potencia de transformador,
configuración (trifásica o monofásica), número de transformadores por
subestación.
Red de MT
Postes usados en MT por tecnología y altura.
Conductores y cables de la red primaria por tecnología, por sección y
número de hilos en fases.
Equipos de seccionamiento y protección por tecnología, configuración
(trifásica o monofásica), corriente y tensión nominal de operación.
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Equipos de control de tensión por tecnología, función, configuración
(trifásica o monofásica) y tipo de control.
Red de BT
Luminaria de alumbrado público por tecnología y potencia de lámpara.
Postes usados en BT por tecnología y altura.
Conductores y cables de la red secundaria usados en el servicio particular
y alumbrado público por tecnología, sección y número de hilos en fases.
ii) Costos de OyM anualizado de componentes de las redes de distribución
Se obtuvieron costos de OyM aproximados calculados como un porcentaje de
los costos de inversión, de esta forma fue considerado el porcentaje de 4% para
los costos de OyM de las subestaciones de distribución, redes de MT y redes de
BT, aplicados sobre los costos de inversión en cada rubro.
iii) Compra mensual de energía y potencia en barra Huancavelica Rural 22,9 kV
Se tomaron en cuenta los precios de potencia y energía obtenidos de la
publicación de los precios en barra equivalente en media tensión publicado por
la GART del OSINERGMIN en su página WEB a enero de 2013 sistema
Huancavelica Rural 22,9 kV, así el precio total por potencia es 7,71 US$/kW-
mes, el precio de energía en horas punta es 0,03113 US$/kWh y en horas fuera
de punta es 0,02641 US$/kWh.
a) Subestaciones de distribución
Para la definición de la tecnología adaptada de las subestaciones de distribución se
realizaron los siguientes módulos de estudio:
Definición del tipo de SED y tecnología de transformador (DTA-SED-1)
En este módulo fueron consideradas las siguientes variables de entradas:
i) Potencias normalizadas para diferentes tecnologías de transformadores
Se usaron las potencias normalizadas de 5; 10; 15; 25; 30; 40; 50; 75; 100 y
160 kVA en todas las tecnologías de transformadores.
ii) Tipos de SED por potencia y criterios de selección (DTR-2).
De acuerdo con el diseño preliminar de la red, se usaron las subestaciones
del tipo monoposte y biposte.
De acuerdo a la tendencia en el diseño de subestaciones, la actual normativa
técnica considera el uso de los siguientes criterios de selección de tipo de
SED y configuración de transformador en el sector típico 5 (rural):
SED tipo biposte con transformadores trifásicos: potencia instalada menor
e igual a 225 kVA y mayor a 50 kVA.
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SED tipo monoposte con transformadores trifásicos: potencia instalada
menor e igual a 50 kVA y mayor a 37,5 kVA.
SED tipo monoposte con transformadores monofásicos: potencia instalada
menor e igual a 37,5 kVA.
iii) Configuración y nivel de tensión óptimo MT (DTR-3).
De acuerdo con el diseño preliminar será una configuración delta de tensión
entre fases de 22,9 kV.
Como no se tomaron en cuenta los sistemas MRT, la conexión y
configuración queda como sigue:
Transformadores trifásicos: 22,9 kV entre fases.
Transformadores monofásicos: 22,9 kV entre dos fases.
iv) Características técnicas eléctricas de transformadores por potencia
Se seleccionaron los niveles de tensión secundaria siguientes por tipo de
configuración de transformador:
Transformadores trifásicos: 0,38 kV /0,22 kV.
Transformadores monofásicos: 0,44 kV /0,22 kV, con toma central.
De acuerdo a la capacidad de los transformadores se obtuvieron parámetros
eléctricos típicos en los transformadores usados por ELECTROCENTRO,
estos resultados son mostrados en el siguiente cuadro.
Cuadro 6.35- Parámetros eléctricos de transformadores de ELECTROCENTRO
Potencia Zcc (+) R (+) Pfe
Primaria Secundaria (kVA) (%) (%) (kW)
22,9 0,44/0,22 1,5 2,41 2,39 0,032
22,9 0,44/0,22 3 2,43 2,42 0,040
22,9 0,44/0,22 5 2,46 2,45 0,049
22,9 0,44/0,22 10 2,50 2,30 0,072
22,9 0,44/0,22 15 2,56 2,17 0,096
22,9 0,44/0,22 25 2,67 1,96 0,143
22,9 0,44/0,22 30 2,73 1,88 0,166
22,9 0,44/0,22 37 2,81 1,81 0,199
22,9 0,44/0,22 50 2,95 1,78 0,260
22,9 0,44/0,22 75 3,23 2,10 0,378
22,9 0,38/0,22 5 2,48 2,41 0,070
22,9 0,38/0,22 10 2,59 2,38 0,092
22,9 0,38/0,22 15 2,70 2,36 0,115
22,9 0,38/0,22 25 2,90 2,30 0,160
22,9 0,38/0,22 30 2,99 2,28 0,182
22,9 0,38/0,22 37 3,11 2,24 0,214
22,9 0,38/0,22 50 3,32 2,17 0,272
22,9 0,38/0,22 75 3,63 2,04 0,385
22,9 0,38/0,22 100 3,82 1,91 0,497
22,9 0,38/0,22 125 3,91 1,77 0,610
22,9 0,38/0,22 145 3,89 1,67 0,700
Zcc (+): Impedancia de ensayo de cortocircuito de secuencia positiva.
R (+): Resistencia de secuencia positiva.
Pfe: Pérdidas en el fierro o núcleo.
Monofásico
Trifásico
TransformadorTensión Nominal (kV)
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En este módulo fueron considerados los siguientes criterios técnicos económicos:
i) Criterio de eficiencia y agrupación de transformadores monofásicos
Las configuraciones trifásicas pueden ser obtenidas por agrupación de
transformadores monofásicos de la siguiente forma:
Tres transformadores monofásicos generan una disposición delta o Y (con
o sin neutro aterrado).
Dos transformadores monofásicos generan una disposición delta abierto.
ii) Criterio de mínimo costo
Las SEDs según tipo de SED, configuración y capacidad de transformadores
para varias potencias normalizadas fueron comparadas escogiéndose la
mejor tecnología en función de costo mínimo de explotación (inversión +
COyM) y costo mínimo pérdidas.
iii) Cálculo de costo de pérdidas
Para una carga inductiva constante, con factores de potencia y coincidencia
acorde con la normativa de sistemas eléctricos rurales, fueron calculadas las
pérdidas en el Cu y el núcleo en kW y luego este valor fue valorizado
mediante el precio de energía y potencia actual del SEM (precio en barra de
MT). Se obtuvo un costo promedio total por potencia es 7,71 US$/kW-mes, el
precio de energía en horas punta es 0,03113 US$/kWh y en horas fuera de
punta es 0,02641 US$/kWh.
a) Red de distribución de MT
Para la definición de la tecnología adaptada de la red de distribución de MT se
realizaron los siguientes módulos de estudio:
Definición del tipo tecnología de postes de MT (DTA-MT-1)
Tipo de postes
Se están evaluando las variantes de:
Postes de madera tratada.
Postes de concreto armado.
Analizando previamente los conceptos de:
Costo de inversión de estructuras, considerando una red de MT, de longitud de 1
km.
Costo de explotación anual correspondiente a las estructuras (revisión,
reparación de averías, mantenimiento).
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Costo de inversión de estructuras
Se ha evaluará el costo de inversión de estructuras considerando, entre otros, los
siguientes aspectos:
La diferencia de costo de inversión entre estructuras de concreto y madera, de
acuerdo con precios de la base de datos del Sistema de Costos de Distribución
Eléctrica (SICODI) de la última regulación, para el sector típico 5.
De lo anterior, los postes de concreto de 12/200/120/300, 12/300/150/300 y
12/400/150/330 se usaron para los armados de alineamiento, cambio de
dirección y fin de línea respectivamente, mientras que para los postes de madera
de 12 metros clase 7 en armados de alineamiento y los postes de 12 metros
clase 6 se utilizaron para armados de cambio de dirección y fin de línea.
Se evaluará los costos de inversión por kilómetro de red en media tensión,
considerando el número de estructuras estandarizadas para el sector típico 5, en
el SICODI de la última regulación de tarifas.
Para el análisis se consideró el costo de inversión por kilómetro en redes aéreas
con conductor de Aleación de Aluminio, o similar, de 3x16 mm2 sobre
estructuras con postes de concreto y madera, respectivamente.
Para la evaluación solo se consideraron los armados de alineamiento, cambio de
dirección y fin de línea, mas no se consideraron los armados conductor, retenida
ni puesta a tierra.
Costo de explotación
Para evaluar los costos de explotación se están considerando las siguientes
características de las tecnologías analizadas:
Los postes de concreto tienen mejor comportamiento de operación ya que
presentan una baja tasa de averías y menor necesidad de mantenimiento.
Las estructuras de madera requieren mayor revisión y más acciones de
mantenimiento, como por ejemplo: reimpregnacion para protección de postes,
reemplazo, aplomado, etc.
Los postes de madera tienen mayores tasas de averías que los postes de
concreto.
Existe una mayor disponibilidad de postes de concreto en el mercado, lo que no
ocurre con los postes de madera, por lo que en este último caso, en años
recientes, cada vez con mayor frecuencia, ha sido necesario recurrir a la
importación, debido a la poca o muy reducida existencia de postes de
procedencia nacional.
Por las razones señaladas previamente, los recientes proyectos de electrificación
de áreas rurales, desarrollados con fondos del Ministerio de Energía y Minas y/o
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Página 172
con fondos de las empresas distribuidoras, han considerado, y consideran, en su
mayor parte la instalación de postes de concreto. Asimismo, existe una tendencia a
la reducción del uso de postes de madera, en redes eléctricas o de
telecomunicaciones, por criterios ecológicos, ya que entidades tanto nacionales
como internacionales promueven evitar la tala indiscriminada de árboles.
Vida útil de los postes
Para el análisis de la vida útil de postes de concreto y de madera se ha revisado
información de dominio público de entidades oficiales, nacionales e internacionales.
A continuación se lista algunas de las referencias técnicas que han sido
consideradas para la determinación de la vida útil:
Informe del Valor Agregado de Distribución 2005 – Sector típico 5, elaborado por
la empresas consultoras consorciadas Cosanac - Travisan y asociados, donde
se señala que los postes de eucalipto nacionales han tenido una mala
performance en la zona requiriendo su reemplazo en algunos casos cada 6
años.
17º CBECIMat – Congreso Brasileiro de Engenharia e ciencia dos materiais, 15
a 19 de noviembre de 2006, Foz do Iguacu, PR, Brasil, “Modelo de
apodrecimiento aplicado a postes de electrificao no estado de SaoPablo –
pagina 2, donde se indica que la vida útil del poste de madera eucalipto es de 15
años.
Resposta técnica – UnB Centro de Apoio ao Desenvolvimiento Tecnológico –
pagina 2 – donde se indica que los postes de madera eucalipto citriodora, que
con un tratamiento especial de preservación puede tener una vida útil superior a
20 años.
ABNT – Associacao Brasileira de Normas Técnicas – Postes de concreto
armado para redes de distribución de energía eléctrica – especificación – pagina
4, donde se indica que la vida útil media de un poste de concreto es de 35 años.
Estudio de componentes de Costos del Valor Agregado de distribución (VAD)
cuadrienio noviembre 2004 – noviembre 2008 – Área Típica 5 – Empresa de
referencia: LUZLINARES – Elaborado por SET Energy S.A. – del informe en su
acápite 4.1.3 principales opciones técnicas – 4.1.3.1 Tipos de postes, indica: “Se
consideró la posibilidad de utilizar poste de madera y concreto. Al comparar el
Valor Presente de los Costos de ambas soluciones, se concluye que el uso de
postes de madera es más económico solo si su vida media útil es superior a los
26 y 33 años para los postes de 8,7 y 10 metros (clase 6 y 5, respectivamente),
equipados con estructura portante A (caso más favorable para los postes de
madera).”
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Desventajas del uso de postes de madera
Por deterioro de la madera
La madera al ser un producto natural muerto, es susceptible a la descomposición y
al ataque de diferentes organismos, insectos y animales que provocan el deterioro y
la pérdida de sus características físicas.
Entre los organismos que crecen en la madera se encuentran los mohos. Estos se
desarrollan cuando hay alto contenido de humedad, pero no afectan la resistencia
seriamente. Los hongos cromógenos penetran la madera alterando su coloración y
afectando ligeramente la resistencia física de la madera ya que son los que
provocan la llamada pudrición de la madera.
Entre la diversidad de insectos que afectan la madera están los escarabajos de
diferentes tipos que ponen sus huevecillos dentro de ella y cuando nacen las larvas
hacen túneles en el interior. Otros insectos muy conocidos son las termitas, que
viven y se alimentan de la madera perforando túneles que la debilitan seriamente.
Las hormigas carpinteras no se alimentan de la madera pero la perforan con el
objeto de vivir en ella. Por último, en maderas expuestas al agua de mar existen
ciertos moluscos que perforan la madera para utilizarla como refugio, estos quedan
encerrados dentro de ella y conforme aumentan de tamaño hacen una cavidad
cada vez más grande, que perjudica la resistencia. También existen algunos
crustáceos que perforan la madera.
Además de estos organismos e insectos existen ciertos animales, principalmente
aves como el pájaro carpintero, que dañan la madera.
Requieren tratamiento antes y durante la vida útil
Existen varias formas de eliminar el desarrollo de organismos e insectos que atacan
la madera. Controlar la temperatura, la humedad, la cantidad de aire y el alimento.
De estas cuatro la única opción que es posible controlar es el alimento, ya que al
estar expuesta a la intemperie, las otras opciones dependen del clima y de otros
factores que no se pueden regular.
Siendo precisamente el alimento, la madera es posible tratarla mediante agentes
químicos que la hace poco apetecibles a estos organismos.
Para este propósito existen los preservantes de madera, cuyas características
deseables son: que sean perjudiciales para estos organismos e insectos y no para
la madera, deben ser resistentes a la intemperie, que no sean tóxicos para el ser
humano, plantas y animales, ni contaminen el ambiente y que posean una alta
capacidad de penetración en la madera. La mayoría de estos preservantes hoy en
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día están basados en compuestos de cobre, cromo y arsénico (CCA). Estos
productos extienden la vida de la madera a varios años lo que la hace utilizable en
diversas aplicaciones.
Para aplicar el preservantes existen diversos procesos entre las cuales se
encuentran los procesos sin presión, ya sea por inmersión, baño, aplicación con
brocha o aspersión; los procesos por difusión en madera verde y los procesos a
presión.
Ventajas del uso de postes de concreto
Las estructuras de concreto destinadas a la electrificación tienen una gran
resistencia y un costo más reducido en comparación con otros materiales que
garanticen similar característica. El concreto, a diferencia de los postes metálicos,
por ejemplo, es mucho más duradero; y en zonas como las del sistema modelo no
sufre el embate de la corrosión y prácticamente no requiere de mantenimiento.
Si atendemos a los aspectos ecológicos, hay que señalar que el consumo de
madera afecta a la cadena de conservación del medio ambiente, lo que contrasta
de inmediato con el concreto, materia prima que se produce en condiciones
completamente sustentables.
Mejor por sus características específicas:
Son más duraderas que las hechas de madera.
Resisten el ataque de los agentes ambientales.
No requieren mantenimiento.
Son más seguras ante una eventualidad de la naturaleza (temblor, lluvia o
inundaciones).
Toleran actos de vandalismo.
En principio, hay que señalar que nos proporciona la seguridad de un mayor tiempo
de vida útil, y en la mayoría de los casos sin que exista un costo de mantenimiento
en el mediano plazo; “porque hay postes instalados que se fabricaron hace 50 años
y están en buenas condiciones”, asevera.
Martínez Vasconcelos – Electricidad y concreto, todo un experto en la materia, dice
el presidente de Herrozinc, quien relata que los postes de madera no resisten el
ataque de agentes ambientales como la lluvia o los rayos solares, e incluso el
maltrato de los seres humanos, por lo que su degradación es acelerada.
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Mejor por su defensa hacia el medio ambiente
Fabricar postes de madera promueve la deforestación. Se calcula que 51% de
selva, 34% de bosques y 15% de zonas áridas son deforestadas anualmente por la
industria, el pastoreo y la ganadería, así como por el uso de suelos no aptos para la
agricultura. De acuerdo con informes oficiales, la erosión representa impacto en el
80% del territorio nacional.
Fuente: Juan Fernando Gonzalez G. – Electricidad y concreto –
http://www.herrozinc.com.mx.
Definición del tipo tecnología de circuitos troncales (DTA-MT-2)
En este módulo fueron consideradas las siguientes variables de entradas:
i) Estudios y definición de zona corrosiva
La selección de tecnologías candidatas debe considerar los criterios de
desgate por corrosión, determinados por diferentes estudios aplicados en
diferentes ciudades del país.
ii) Tipo de tecnología de postes de MT (DTA-MT-1)
De acuerdo con la definición de tecnología adaptada de postes de MT se
recomienda el uso de estructuras de concreto con altura de 12 m.
iii) Selección de Nivel de Tensión (DTR-3)
De acuerdo con el diseño preliminar será una configuración delta de tensión
entre fases de 22,9 kV.
iv) Secciones normalizadas para diferentes tecnologías
Se usaron las secciones normalizadas de 16, 25, 35, 50, 70, 95, 120, 150,
185 y 240 mm2 en todas las tecnologías de conductores y cables.
v) Características técnicas eléctricas de conductores por tecnología y sección
De acuerdo a los catálogos de fabricantes se obtuvieron los parámetros
eléctricos típicos en los conductores y cables usados en el análisis, esta
información es mostrada en el siguiente cuadro.
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Cuadro 6.36- Parámetros eléctricos para conductores y cables de redes de MT
Cuadro 6.37- CABLE DE MEDIA TENSIÓN AUTOPORTANTE NA2XS2Y-S 18/30 kV
En este módulo fueron considerados los siguientes criterios técnicos económicos:
i) Criterio de zona corrosiva
La selección de tecnologías candidatas debe considerar los criterios de
desgate por corrosión, determinados por diferentes estudios aplicados en
diferentes ciudades del país. Bajo esta premisa fue definida una zona de
ambiente corrosivo, la cual es un área adyacente y paralela a la costa de 7
km de ancho. El Sistema Eléctrico Modelo Huancavelica Rural se encuentra,
aproximadamente, a unos 315 km de la costa, como se aprecia en la Figura
5.3, por lo cual se puede concluir que el sistema modelo no se ubica dentro la
zona corrosiva y se recomienda el uso de conductores de aluminio.
CONDUCTOR AAAC
20 °C 80 °C
mm² Ohm/Km Ohm/Km A(*)
16 2,09 2,54 100
25 1,31 1,59 125
35 0,952 1,16 160
50 0,663 0,806 195
70 0,484 0,558 235
95 0,352 0,428 300
120 0,275 0,334 340
150 0,227 0,276 395
185 0,181 0,22 455
240 0,142 0,176 545
300 0,11 0,138 625
400 0,0862 0,109 755
(*) TEMPERATURA EN EL CONDUCTOR 80°C
TEMPERATURA AMBIENTE 40°C
VELOCIDAD DEL VIENTO 2Km/H
RESISTENCIA ELECTRICACALIBRE
CAPACIDAD
CORRIENTE
CABLE MEDIA TENSION AUTOPORTANTE NA2XS2Y-S 18/30Kv
(mm²) (Ohm/km) (Ohm/km) (Ohm/km) (A)
16 2,619 0,2133 103
25 1,2 1,653 0,2009 124
35 0,868 1,169 0,1916 147
50 0,641 0,809 0,1816 181
70 0,443 0,572 0,1723 223
95 0,32 0,418 0,1638 272
120 0,253 0,328 0,1573 316
150 0,206 0,261 0,1511 364
185 0,164 0,210 0,1453 411
(*) TEMPERATURA DE AIRE:30°C
RESISTENCIA
AC a 90°
REACTANCIA
INDUCTIVA
CAPACIDAD
CORRIENTE
SECCION
NOMINAL
RESISTENCIA DC
a 20°C
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Figura 6.13- Ubicación del sistema modelo respecto a la costa
Según las tecnologías disponibles de conductores y cables de aluminio se
seleccionaron las dos siguientes alternativas:
Conductor de aleación de aluminio AAAC.
Cable autoportante de aluminio NA2XS2Y.
ii) Criterio de configuración trifásica de troncal
Debido a las diversas funciones que cumple la troncal como i) conexión de
laterales de diverso número de fases, ii) transferencia de carga entre
alimentadores, y iii) protección y seccionamiento de la red de MT, esta fue
diseñada como configuración trifásica.
iii) Criterio de mínimo costo
Los conductores analizados fueron comparados para todas las secciones
normalizadas, escogiéndose la mejor tecnología en función de costo mínimo
de explotación (inversión + COyM) y costo mínimo pérdidas para 1 km de
troncal. Lo anterior fue realizado para diversa variedad de flujo kVA sobre el
conductor.
iv) Cálculo de costo de pérdidas
Para una misma carga fueron calculadas las pérdidas en kW, luego estas
fueron valorizadas mediante el precio de energía y potencia actual de barra
equivalente en media tensión del sistema Huancavelica Rural (pliego
tarifario).
167 km
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v) Costos de inversión de red aérea
Debido que los costos de la red aérea implican adicionar los costos de
postería fue importante considerar el tipo de material de poste.
Los resultados alcanzados en este módulo fueron los siguientes:
i) La mejor tecnología fue alcanzada para conductores de aluminio desnudo,
debido que los costos totales de los cables autoportantes son siempre
mayores a los de aluminio desnudo descartando esta posibilidad de
tecnología.
ii) En la siguiente figura se muestran los costos totales de cada sección de
aleación de aluminio versus la potencia trifásica kVA en tramo MT.
Figura 6.14- Secciones normalizadas versus kVA por tramo para circuitos troncales de red de
MT optimizada
Definición del tipo tecnología de circuitos laterales (DTA-MT-3)
En este módulo fueron consideradas las siguientes informaciones y variables de
entradas:
i) Estudios y definición de zona corrosiva
Análogamente a la tecnología de circuitos laterales se tomaron en cuenta los
estudios o referencias indicados.
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 16000 18000
Co
sto
To
tal a
l Val
or
Pre
sen
te (
USD
)
Potencia (kVA)
AA01003
AA01603
AA02503
AA03503
AA05003
AA07003
AA12003
AA15003
CU01003
CU01603
CU02503
CU03503
CU07003
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ii) Tipo de tecnología de postes de MT (DTA-MT-1)
De acuerdo con la definición de tecnología adaptada de postes MT se
recomienda el uso de estructuras de concreto con altura de 12 m.
iii) Selección de Nivel de Tensión (DTR-3)
De acuerdo con el diseño preliminar será una configuración delta de tensión
entre fases de 22,9 kV.
iv) Secciones normalizadas para diferentes tecnologías
Se usaron las secciones normalizadas de 16, 25, 35, 50, 70, 95, 120, 150,
185 y 240 mm2 en todas las tecnologías de conductores y cables.
v) Características técnicas eléctricas de conductores por tecnología y sección
Análogamente a lo realizado en circuitos troncales, se utilizaron parámetros
eléctricos típicos en los conductores y cables de catálogos de fabricantes. Los
parámetros para conductores de dos hilos en fases fueron obtenidos de forma
similar a los de tres hilos en fases.
En este módulo fueron considerados los siguientes criterios técnicos económicos:
i) Criterio de zona corrosiva
El sistema modelo no se ubica dentro la zona corrosiva, así se recomienda el
uso de conductores de aluminio. Según las tecnologías disponibles de
conductores y cables de aluminio se seleccionaron las alternativas de
conductor de aleación de aluminio AAAC y cable autoportante de aluminio
NA2XS2Y.
ii) Criterio de reducción de caída de tensión en laterales
La configuración (monofásica o trifásica) y el número de hilos en fases de los
circuitos laterales depende inicialmente de las características de la SED
optimizada que será atendida, así tenemos las siguientes alternativas:
SED optimizada trifásica (configuración delta de 22,9 kV): laterales
trifásicos (tres hilos en fases).
SED optimizada monofásica (22,9 kV): laterales monofásicos (dos hilos
en fases) o trifásicos (tres hilos en fases).
Si bien las SED’s optimizadas monofásicas pueden ser atendidas solo con
circuitos laterales monofásicos, existe una restricción en la caída de tensión
en el lado de tensión primaria de la SED. Los circuitos monofásicos producen
mayor caída de tensión que los trifásicos, por consiguiente se debe evaluar
una solución alternativa en estos casos.
iii) Criterio de mínimo costo
Los conductores analizados fueron comparados para todas las secciones
normalizadas, escogiéndose la mejor tecnología en función de costo mínimo
de explotación (inversión + COyM) y costo mínimo pérdidas para 1 km de red
primaria. Lo anterior fue realizado para diversa variedad de flujo kVA sobre el
conductor, considerando el análisis por separado para situaciones de SED’s
trifásicas y monofásicas.
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iv) Cálculo de costo de pérdidas
Análogamente a los circuitos troncales las pérdidas fueron valorizadas
usando un costo promedio.
v) Costos de inversión de red aérea
Debido que los costos de la red aérea implican adicionar los costos de
posteria fue importante considerar el tipo de material de poste.
Los resultados alcanzados en este módulo fueron los siguientes:
i) Análogamente a los circuitos troncales, la mejor tecnología fue alcanzada
para conductores de aluminio desnudo en comparación a los cables
autoportantes de aluminio.
ii) En la siguiente figura se muestran los costos totales de cada sección de
aleación de aluminio versus la potencia trifásica, bifásica y monofásica kVA
en tramo de MT.
Figura 6.15- Secciones normalizadas versus kVA por tramo para circuitos laterales de
red de MT optimizada bifásica
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
35000
40000
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000
Co
sto
To
tal a
l Val
or
Pre
sen
te (
USD
)
Potencia (kVA)
AA01602
AA02502
AA03502
AA05002
AA07002
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Figura 6.16- Secciones normalizadas versus kVA por tramo para circuitos laterales de
red de MT optimizada monofásica
De la figura anterior se observa que los laterales monofásicos con dos hilos en fases
presentan el menor costo total para cada potencia kVA de tramo de MT en
comparación a los trifásicos con tres hilos en fases.
a) Red de distribución de BT
Para la definición de la tecnología adaptada de la red de distribución de BT se
realizaran los siguientes módulos de estudio:
Definición del tipo de tecnología de lámparas para alumbrado público (DTA-
BT-1)
En este módulo serán consideradas las siguientes variables de entradas:
i) Potencias normalizadas para postes de BT en distintas tecnologías
Se consideraron como candidatas las siguientes potencias de lámparas de
alumbrado público por tecnología:
Luminaria con lámpara de Vapor de Na de 50, 70, 150, 250 W.
Luminaria con lámpara de Vapor de Hg de 80, 125, 250 W.
Luminaria con lámpara fluorescente de 40 W.
0
5000
10000
15000
20000
25000
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500
Co
sto
To
tal a
l Val
or
Pre
sen
te (
USD
)
Potencia (kVA)
AA01601
AA02501
AA03501
CU01001
CU01601
CU02501
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ii) Características técnicas de lámparas por tecnología y potencia
Dependiendo de las características de la zona (contaminación, tráfico,
mantenimiento, etc.) debemos elegir el factor de mantenimiento adecuado.
Normalmente esto es difícil de evaluar y se recomienda tomar un valor no
superior a 0,8 (habitualmente 0,7) para diseño. Considerando el nivel de
contaminación reportada en lámparas se usó un factor de mantenimiento de
0,85.
Dentro de las tecnologías candidatas para análisis se mencionan las
siguientes características:
Cuadro 6.38- Características técnicas de lámparas de alumbrado público por
tecnología y potencia
En este módulo fueron considerados los siguientes criterios técnicos económicos:
i) Criterio de clasificación de vías
ii) Criterio de diseño de alumbrado público
iii) Criterio de disposición de luminarias
iv) Criterio de verificación del nivel de iluminancia
v) Criterio de mínimo costo
i) En el caso de zonas monumentales o históricas otras tecnologías pueden ser
substitutas de las elegidas dependiendo del nivel de iluminación de que
requieran estas instalaciones.
Definición del tipo tecnología de postes de BT (DTA-BT-2)
En este módulo se considera las siguientes informaciones y variables de entradas:
i) Análisis de vida útil de postes de madera y concreto.
ii) Alturas normalizadas para postes de BT en distintas tecnologías.
iii) Características técnicas mecánicas de postes por tecnología y altura.
En este módulo fueron considerados los siguientes criterios técnicos económicos:
i) Criterio de durabilidad:
ii) Criterio de igualdad de características técnicas
Tipo de Coeficiente Eficacia
Luminaria Manten. Nominal Corregido Promedio Útil Luminosa (lm/W)
Vapor de Sodio 150W 0,85 15000 12750 23000 12000 130
Vapor de Sodio 70W 0,85 6000 5100 23000 12000 130
Vapor de Sodio 50W 0,85 3300 2805 23000 8000 160-180
Vapor de Mercurio 125W 0,85 6300 5355 25000 8000 40-60
Vapor de Mercurio 80W 0,85 3800 3230 25000 8000 40-60
Flujo (lm) Vida (h)
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iii) Criterio de mínimo costo
Definición del tipo tecnología de circuitos de redes secundarias de servicio
particular (DTA-BT-3)
En este módulo serán consideradas las siguientes informaciones y variables de
entradas:
i) Estudios y definición de zona corrosiva
Análogamente a la tecnología de circuitos de MT se tomaron en cuenta los
estudios o referencias indicados.
ii) Tipo de tecnología de postes BT (DTA-BT-1)
De acuerdo con la definición de tecnología adaptada de postes BT se
recomienda el uso de estructuras de concreto y madera.
iv) Secciones normalizadas para diferentes tecnologías
Para el servicio particular se usaran las secciones normalizadas de 16, 25,
35, 50, 70, 95 y 120 mm2 en todas las tecnologías de conductores y cables.
En este módulo fueron considerados los siguientes criterios técnicos económicos:
i) Criterio de zona corrosiva
ii) Criterio de utilización de cables autoportantes
iii) Criterio de suministros trifásicos optimizados
iv) Criterio de restricción en la caída de tensión
v) Criterio de mínimo costo
vi) Cálculo de costo de pérdidas
vii) Costos de inversión de red aérea
6.3 DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS ESTÁNDAR DE INVERSIÓN DE LAS
INSTALACIONES ELÉCTRICAS
Los costos de inversión se establecerán como la suma de varios componentes, directos e
indirectos. A continuación se muestra en resumen la estructura general de los costos de
inversión y parámetros de cálculo. Se ha considerado para su formulación los porcentajes
establecidos en el último estudio de costos de distribución.
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Figura 6.17- Estructura de Costos de Inversión
A Materiales
B Stock
(6,81% de A)
C
Mano de Obra
(Costo Neto +
25% Contratista)
E Costo
Directo
A+B+C+D
D
Transporte y equipos
(Costo Neto +
25% contratista)
Costo Estándar
de Inversión
E+I
F Ingeniería
(11,17% de E )
G Gastos Generales
[6% de (E+F)] I
Costo
Indirecto
F+G+H
H Interés Intercalario
[3.71% de (E+F+G)]
6.3.1 Costos Directos
A. Materiales
Los precios de materiales y equipos se determinaran sobre la base de un
análisis de las fuentes de información que se tienen disponibles, asimismo
dichos resultados se compararán con las variaciones observadas en los índices
de precios nacionales e internacionales, para cada familia de material.
A.1. Criterios de procesamiento de la información
En la información disponible se ha verificarán que se cumplan los siguientes
criterios:
o Se considerarán los precios unitarios que cuenten con sustentos válidos, tales
como facturas, órdenes de compra, contratos de compra y actas de buena pro
de licitaciones de compras corporativas (acceso público).
o Se verificará que los precios unitarios finales no incluyan el Impuesto General
a las Ventas.
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o En el caso de documentos de precios de compra en soles, se convertirán a
dólares americanos tomando en cuenta el tipo de cambio (valor venta) de la
fecha de compra (tipo de cambio oficial de la SBS).
o Se verificará que los documentos de sustento correspondan a volúmenes de
compra que reflejen economías de escala.
o Para analizar el comportamiento de los precios de los materiales a definirse
se emplearán registros históricos de la variación de índices de precios en el
mercado nacional.
A.2. Fuentes de información utilizadas
Para la selección de los precios de los materiales y equipos se utilizarán la
información de las compras efectuadas por Distriluz; asimismo se realizará una
búsqueda de información de compras registradas en el Sistema Electrónico de
Adquisiciones y Contrataciones del Estado (SEACE); adicionalmente se
analizarán la variación de índices de precios en el mercado nacional publicados
por el INEI.
A.3. Análisis de la variación de los precios
A.3.1. Postes de concreto
La variación general observada en los índices de precios de estructuras de
concreto armado en los años 2008 y 2012 es al alza, entre otros factores,
por el incremento de la demanda en la construcción, que ha generado la
elevación de los costos de los insumos principales utilizados en la
fabricación de postes de concreto.
A continuación, se muestran los valores de los índices de precios de
estructuras de concreto del INEI, entre el año 2008 y el año 2012, tomando
el mes de junio como base.
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Cuadro 6.39- Variación del Índice de Precios de Estructuras de Concreto
Fecha de referencia
Valor del Índice
Variación anual
Jun-08 165,80
Jun-09 165,63 -0.10%
Jun-10 169,99 2.63%
Jun-11 171,19 0.71%
Jun-12 171,64 0.26%
Variación 2008-2012 3.52%
Fuente: Índices Unificados de Precios de Construcción – INEI
La variación mensual del índice entre el 2008 y el 2012 es la que se
muestra en la Figura siguiente:
Figura 6.18- Índice de Precios de Estructura de Concreto
Fuente: Índices Unificados de Precios de Construcción - INEI
A.3.2. Postes de madera tratada
A continuación se muestran los valores de los índices del INEI entre el año
2008 y el año 2012, tomando el mes de junio como base:
150
155
160
165
170
175
Ener
o
Mar
zo
May
o
Julio
Seti
emb
re
No
viem
bre
Ener
o
Mar
zo
May
o
Julio
Seti
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re
No
viem
bre
Ener
o
Mar
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May
o
Julio
Seti
emb
re
No
viem
bre
Ener
o
Mar
zo
May
o
Julio
Seti
emb
re
No
viem
bre
Ener
o
Mar
zo
May
o
Ju
lio
2008 2009 2010 2011 2012
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Cuadro 6.40- Variación del Índice de Precios de Maderas
FECHA VALOR DEL
INDICE VARIACIÓN
ANUAL
jun-08 235,45 -
jun-09 230,21 -1,81%
jun-10 232,47 0,98%
jun-11 239,17 2,88%
jun-12 242,82 1,53%
Variación 2008-2012 3,57%
Fuente: Índices de Precios de Materiales de Construcción: Insumos – INEI
En la siguiente Figura se muestra la evolución a lo largo del periodo 2008-
2012:
Figura 6.19- Índices de Precios de Madera
Fuente: Índices de Precios de Materiales de Construcción: Insumos – INEI
A.3.3. Variación del precio de elementos de distribución y control de
energía
A continuación se muestran los valores de los índices del INEI entre el año
2008 y el año 2012, tomando el mes de junio como base:
220
225
230
235
240
245
Ener
o
Mar
zo
May
o
Julio
Seti
emb
re
No
viem
bre
Ener
o
Mar
zo
May
o
Julio
Seti
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No
viem
bre
Ener
o
Mar
zo
May
o
Julio
Seti
emb
re
No
viem
bre
Ener
o
Mar
zo
May
o
Julio
Seti
emb
re
No
viem
bre
Ener
o
Mar
zo
May
o
Julio
2008 2009 2010 2011 2012
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Cuadro 6.41- Variación del Índice de distribución y control de energía
FECHA VALOR DEL
INDICE
VARIACIÓN
ANUAL
jun-08 152,52 -
jun-09 160,68 5,34%
jun-10 158,15 -1,57%
jun-11 156,45 -1,07%
jun-12 159,84 2,17%
Variación 2008-2012 4,80%
Fuente: Índices de Precios de distribución y control de energía – INEI
En la siguiente Figura se muestra la evolución a lo largo del periodo 2008-
2012:
Figura 6.20- Índices de Distribución y Control de Energía
Fuente: Índices de Precios de distribución y control de energía – INEI
A.3.4. Variación del precio de cables NYY - N2XY
A continuación se muestran los valores de los índices del INEI entre el año
2008 y el año 2012, tomando el mes de junio como base:
135
140
145
150
155
160
165
170
Ener
o
Mar
zo
May
o
Julio
Seti
emb
re
No
viem
bre
Ener
o
Mar
zo
May
o
Julio
Seti
emb
re
No
viem
bre
Ener
o
Mar
zo
May
o
Julio
Seti
emb
re
No
viem
bre
Ener
o
Mar
zo
May
o
Julio
Seti
emb
re
No
viem
bre
Ener
o
Mar
zo
May
o
Julio
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Cuadro 6.42- Variación del Índice de cables NYY – N2XY
FECHA VALOR DEL
INDICE
VARIACIÓN
ANUAL
jun-08 667,36 -
jun-09 547,62 -17,94%
jun-10 647,12 18,17%
jun-11 743,94 14,96%
jun-12 677,87 -8,88%
Variación 2008-2012 1,57%
Fuente: Índices de Precios de Cables NYY – N2XY – INEI
En la siguiente Figura se muestra la evolución a lo largo del periodo 2008-
2012:
Figura 6.21- Índices de Cables NYY – N2XY
Fuente: Índices de Precios de Cables NYY – N2XY – INEI
B. Costos de Stock
Este costo es el que corresponde al costo del almacenamiento, seguros, personal y
otros, relacionados con el almacenamiento de materiales utilizados durante el montaje
de las instalaciones de distribución eléctrica.
En el estudio de costos del año 2009 para determinar este costo, se calculó el 6,81%
de los costos directos de mano de obra y transporte y equipos. En el presente estudio
se considera aplicar el mismo porcentaje, ya que es un valor razonable.
0100200300400500600700800900
Ener
o
Mar
zo
May
o
Julio
Seti
emb
re
No
viem
bre
Ener
o
Mar
zo
May
o
Julio
Seti
emb
re
No
viem
bre
Ener
o
Mar
zo
May
o
Julio
Seti
emb
re
No
viem
bre
Ener
o
Mar
zo
May
o
Julio
Seti
emb
re
No
viem
bre
Ener
o
Mar
zo
May
o
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C. Costos de Mano de Obra
Corresponden a los recursos de mano de obra utilizados en el montaje de los distintos armados que componen los sistemas de distribución. Estos costos de mano de obra han sido definidos a partir de las publicaciones de la Cámara Peruana de la Construcción (CAPECO) de la última publicación que hiciera en junio de 2013, de donde se ha tomado la información como sigue en el siguiente cuadro:
Cuadro 6.43- Cálculo de Mano de Obra
Concepto Operario Oficial Peón
Jornal Básico 48,60 41,60 37,20
Bonificación Unificada de la Construcción 15,55 12,48 11,16
Movilidad Acumulada 7,20 7,20 7,20
Total de Beneficios Leyes Sociales sobre la
Remuneración Básica 57,36 49,02 43,83
Overol (2 unidades anual) (*) 0,60 0,60 0,60
Seguro + Vida (Seguros de Accidentes) (**) 0,17 0,17 0,17
COSTO TOTAL (S/,) 128,48 111,07 100,16
COSTO H - H (S/,) 16,18 13,88 12,52
Fuente: Boletín Mensual CAPECO – Junio 2013
En la publicación de CAPECO no se incluye el costo de la hora hombre del Capataz,
por lo que para esta categoría, se asume un 10% adicional sobre el costo de las horas
hombre del Operario, con lo que se obtiene un valor de 17,80 Nuevos Soles.
A partir de la información anterior, se calcularon los costos unitarios en dólares
americanos, empleando el tipo de cambio de 2,671 S/. / US $. (Correspondiente al 30
de junio de año 2012), con la que se obtienen los siguientes resultados:
Cuadro 6.44- Costos de Hora Hombre
Descripción Unidad Costo (S/.)
Costo (US$)
incluye 5%
herramientas
Capataz h-h 17,80 7,00
Operario h-h 16,18 6,36
Oficial h-h 13,88 5,46
Peón h-h 12,52 4,92
En el Anexo 6.3.1, se incluye una copia de la hoja del Boletín Mensual de la que se obtuvieron los costos de las horas hombre presentados previamente.
Del cuadro anterior se ha considerado el uso de herramientas, para ello se ha añadido
a los costos iníciales para cada categoría un monto equivalente al 5% de su valor, con
lo que resulta los costos de mano de obra finales a utilizarse en los cálculos de costos
unitarios.
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D. Costos de Transporte y Equipos
Corresponden a los recursos de transporte y equipos utilizados en el montaje de los armados que componen los sistemas de distribución. A continuación, se muestra el cuadro con los costos de los recursos de transporte y equipos, para este caso se consideró los costos propuestos por la empresa ELECTROCENTRO en el estudio de costos estándar correspondiente al año 2012:
Cuadro 6.45- Costos de Transporte y Equipos
Descripción
Unidad
Costo
US$
Camioneta 4x4 D2 h-m 10,67
Camión 4 tn h-m 12,73
Camión 10 tn h-m 15,19
Grúa Chica 2,5 tn h-m 17,48
Grúa Grande h-m 26,67
Cortadora de Concreto h-m 5,08
Vibrador h-m 1,47
Mezcladora de concreto h-m 2,68
E. Porcentaje del Contratista
A través de este porcentaje se calculan los gastos generales, utilidades y demás
montos económicos que corresponden al contratista encargado de la ejecución de las
obras de instalaciones de distribución eléctrica. Este porcentaje es igual a 25%, similar
al utilizado en el estudio de costos del año 2008, y se aplica a los costos directos de
Mano de Obra, Transporte y Equipos.
6.3.2 Costos Indirectos
A. Costos de Ingeniería y Recepción de Obra
Corresponde a los costos indirectos de Ingeniería, Supervisión y Recepción de Obras
de instalaciones de distribución, hasta la puesta en servicio en los que incurre la
empresa distribuidora. Para la determinación de estos costos se deben costear las
distintas actividades asociadas a este costo indirecto, incluyendo tanto los recursos
humanos como los recursos materiales empleados en las mismas.
En el presente estudio se considera que el 11,7% aplicado en el estudio de costos del
año 2008 para el sector típico 5, es razonable, por lo que se ha utilizado como
referencia válida dicho porcentaje.
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B. Gastos Generales
Estos gastos generales de gestión corresponden aquellos en los que incurre la
empresa distribuidora al desarrollar las obras de instalaciones de distribución. Para
este caso también se ha considerado razonable aplicar el 6% empleado en la fijación
de tarifas del año 2008 para el sector típico 5.
C. Interés Intercalario
El proceso de construcción de las obras, conlleva gastos financieros asociados al
costo de oportunidad del dinero que se desembolsa en el transcurso del tiempo
empleado entre el inicio del proyecto y su puesta en servicio.
Las bases de cálculo aplicadas para la determinación de los Intereses Intercalarios
son: Tasa de interés de 12% anual fijada en la Ley de Concesiones Eléctricas y
periodos promedio de construcción de los proyectos.
Tasa de descuento anual = 12%
Tasa de descuento mensual = 0.949%
El periodo promedio de construcción depende de la magnitud de la obra, asimismo
para determinar el interés intercalario se ha considerado el promedio de las obras más
representativas del grupo DISTRILUZ, cuyo sustento y detalle se muestra en el
Volumen II de este informe y en los archivo magnéticos que sustentan nuestra
propuesta.
Por lo tanto, se ha considerado que dichos intereses son equivalentes al 3.71% de los
costos directos e indirectos, como se muestra en la siguiente tabla:
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Cuadro 6.46- Interés Intercalario de las Obras ejecutadas en el grupo Distriluz
6.4 OPTIMIZACIÓN TÉCNICA ECONÓMICA DE LAS INSTALACIONES
ELÉCTRICAS
Para la estructuración de la empresa modelo en los TR del estudio son mencionados los
siguientes alcances y directivas respecto a las instalaciones eléctricas de distribución:
i) Las instalaciones y los costos de la empresa modelo deben corresponder a los
resultados de una política de inversiones y gestión eficientes. Se debe entender como
eficiencia en la política de inversiones y de gestión a:
a. La elección de la alternativa de mínimo costo presente para prestar el servicio de
distribución en un periodo de 30 años, pero atendiendo la demanda en el periodo
de regulación de 4 años.
b. Satisfacer la demanda, con una calidad de producto y suministro concordante
con lo señalado en el Anexo N 2. de los Términos de Referencia y la
normatividad vigente.
c. Considerar las opciones técnicas, equipos y materiales que estén disponibles a
la fecha del estudio
d. Considerar la tasa de actualización del 12% prevista en la Ley.
Item Obra
Mes de
puesta en
servicio
Inversión S/. Valor Futuro S/.Interes
Intercalario
1Suministro, Transporte, Montaje Electromecánico, Pruebas y Puesta en Servicio: "
REMODELACIÓN DE REDES MT Y BT EN ELCTO ".9 7,396,766.65 7,592,253.64 2.64%
2Suministro, Transporte, Montaje Electromecánico, Pruebas y Puesta en Servicio: "
REMODELACIÓN DE REDES MT Y BT EN ELCTO ".10 4,027,375.31 4,207,592.93 4.47%
3Suministro, Transporte, Montaje Electromecánico, Pruebas y Puesta en Servicio: "
CAPTACIÓN CLIENTES SEM VALLE MANTARO ".7 1,996,464.70 2,057,055.14 3.03%
4Suministro, Transporte, Montaje Electromecánico, Pruebas y Puesta en Servicio:
"AMPLIACIÓN DE REDES MT Y BT HUANCAVELICA ".6 632,816.68 652,145.55 3.05%
5Suminist. Transporte, Montaje Electromecánico, Pruebas y Puesta en Servicio :
"PTO - 507 Parte I ELECTRIFICACION RURAL - AYACUCHO HUANCAVELICA".11 12,913,117.58 13,327,061.65 3.21%
6Suministro, Transporte, Montaje Electromecánico, Pruebas y Puesta en Servicio:
"REMODELACIÓN REDES MT Y BT CIUDAD DE TARMA II ETAPA ".13 11,516,227.38 12,039,096.98 4.54%
7Suministro, Transporte, Montaje Electromecánico, Pruebas y Puesta en Servicio:
"REMODELACIÓN REDES MT Y BT HUANTA Y LURICOCHA - AYACUCHO ".12 11,789,435.77 12,302,361.56 4.35%
8 Electrificación Rural - PSE Tarma Chanchamayo. 12 4,989,706.75 5,167,033.84 3.55%
9 Electrificación Rural de las Localidades de Huancavelica. 13 7,532,925.55 7,803,079.54 3.59%
10 Electrificación del PSE CHUNGUI 17 5,837,078.30 6,106,693.13 4.62%
11
Suministro, Transporte, Montaje Electromecánico, Pruebas y Puesta en Servicio: "
ELIMINACIÓN DE PUNTOS DE RIESGOS Y CAMBIO DE TRANSFORMADOR EN
LAS UU. NN. HYO. VALLE MANTARO HVCA Y SELVA CENTRAL ELCTO".
10 5,987,961.07 6,155,749.63 2.80%
12 ELECTRIFICACIÓN RURAL PSE HUÁNUCO EJES PANAO - AMBO 13 7,401,042.77 7,685,331.37 3.84%
13
Suministro, Transporte, Montaje Electromecánico, Pruebas y Puesta en Servicio: "
AMPLIACIÓN DE REDES MT Y BT EN ZONA DE CONCESIÓN RURAL UU. NN.
AYACUCHO - HUANCAVELICA - LOTE 2".
13 7,475,785.29 7,813,477.62 4.52%
14
"Suministro, Transporte, Montaje Electromecánico, Pruebas y Puesta en Servicio:
" AMPLIACIÓN DE REDES MT Y BT EN ZONA DE CONCESIÓN RURAL UU. NN.
TARMA PASCO - SELVA CENTRAL - LOTE 3".
12 4,117,379.74 4,268,548.64 3.67%
15
"Suministro, Transporte, Montaje Electromecánico, Pruebas y Puesta en Servicio:
" AMPLIACIÓN DE REDES MT Y BT EN ZONA DE CONCESIÓN RURAL UU. NN.
HUÁNUCO - LOTE 4".
12 2,794,218.48 2,905,772.32 3.99%
16REEMPLAZO DE POSTES DE MADERA MT - BT Y CRUCETAS EN SECTORES
TÍPICOS 3,4 Y 5 - I ETAPA UU. NN. HUANCAYO - VALLE MANTARO.9 1,301,062.07 1,346,157.79 3.47%
3.71%
INTERES INTERCALARIO DE LAS OBRAS EJECUTADAS EN EL GRUPO DISTRILUZ
PROMEDIO DE INTERES INTERCALARIO
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Página 194
ii) La empresa real no tiene necesariamente las instalaciones adaptadas a la demanda
en extensión de redes y capacidad; en cambio, para la empresa modelo se deben
considerar inversiones adaptadas técnica y económicamente a la demanda. Se debe
entender por instalaciones de distribución adaptadas a la demanda a:
a. Aquellas que son resultado de un sistema eléctrico optimizado (incluyendo
inversiones y costos de operación y mantenimiento y pérdidas) bajo el criterio de
costos mínimo.
b. Cumplir las exigencias de calidad de producto (tensiones y perturbaciones) y
suministro (interrupciones), señaladas en el Anexo N 2, de los Términos de
Referencia.
c. Existencia de equilibrio entre el diseño de las redes e instalaciones de
distribución y la demanda.
d. Considerar que la variación de los tamaños de equipos e instalaciones son
discretas, por lo que las holguras de reserva corresponden a la capacidad que
se produzca por la aplicación de los factores de uso medios y el crecimiento de
la demanda vegetativa correspondiente a un periodo regulatorio.
iii) El concesionario puede distribuir electricidad en otras zonas, además del SEM. Para el
análisis de la empresa modelo deber considerarse el servicio de distribución de
electricidad en la totalidad de la zona de concesión de la Empresa real, por razones de
economía de escala para los usuarios del SEM.
a. Sin embargo, la proporción de costos que deben ser incluidos como parte del
Valor Agregado de Distribución, son aquellos que sean asignable al SEM en
Estudio.
A partir de los alcances anteriores (i al iii) se lograron definir las siguientes premisas que
servirán para la conceptualización del proceso de optimización:
Objetivos de la optimización:
o Minimización del costo presente de la suma de la inversión, costo de operación y
mantenimiento y costo de las pérdidas técnicas del SEM, utilizando una tasa de
actualización del 12% y un período de 30 años.
Restricciones de la optimización:
o Satisfacer la demanda futura correspondiente a un periodo regulatorio (año 2017),
considerando un crecimiento vegetativo (2%) de las cargas actuales.
o Satisfacer la calidad de producto (tensiones y perturbaciones) y suministro
(interrupciones) de acuerdo a la normatividad vigente (regulado por la Norma
Técnica de Calidad del Servicio Eléctrico Rural Disperso).
Consideraciones en la naturaleza del proceso de optimización:
o Considerar el tamaño de equipos e instalaciones en forma discreta, las holguras de
reserva determinadas por la capacidad producida por uso de factores de uso medio.
o Los equipos y materiales son los disponibles a la fecha de estudio.
o Existencia de equilibrio entre el diseño de las redes e instalaciones de distribución y
la demanda.
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Desde el punto de vista de las instalaciones eléctricas del sistema modelo, de los TR se
puede concluir que el OSINERGMIN-GART como parte del proceso de optimización define
una serie de estudios técnico económicos. La secuencia de estudios dentro del proceso de
optimización correspondientes a las instalaciones eléctricas de distribución comprende lo
siguiente:
Caracterización del mercado y Definición preliminar del tipo de red.
Definición de la Tecnología Adaptada.
Costos unitarios de las instalaciones eléctricas para la valorización del Valor Nuevo de
Reemplazo.
Optimización técnica económica del sistema de distribución.
o Inversiones del sistema de distribución MT.
o Inversiones del sistema de distribución BT.
Cálculo de las pérdidas estándar del sistema de distribución.
Estándar de calidad de servicio.
En la siguiente Figura se muestra un resumen del esquema asociado al proceso de
optimización técnico económico de las instalaciones eléctricas de distribución.
Figura 6.22- Esquema del proceso de optimización técnico económico de las instalaciones
eléctricas de distribución
Red MT
Centro de transformación
Red BT
SED MT/BT
Troncal Lateral
SED Seccionamiento
Equipo de Seccionamiento o Protección
Red SP
Red AP
Estudios Pre optimización
Caracterización del mercado y Definición preliminar del tipo de red
Modelo de Planeamiento de la
Distribución
Modelo de Confiabilidad
Definición de la Tecnología Adaptada
Costos unitarios de las instalaciones eléctricas para la valorización del VNR
Proceso de optimización
Optimización técnica económica del sistema de distribución
Modelos matemáticos
Estudios Post optimización
Cálculo de las pérdidas estándar del sistema de distribución
Pérdidas eléctricas del sistema.
Calidad del producto
(tensiones)
Resultados de optimización
Calidad de suministro (interrupciones).
Índices de confiabilidad
por consumidor y sistema. Estándar de calidad de servicio
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6.4.1 Subestaciones de Distribución
Para la optimización de las subestaciones de distribución se realizaron los siguientes
módulos de estudio:
Definición de características de SED por tipo, configuración y capacidad de
transformador (OTE-SED-1)
En este módulo fueron consideradas las siguientes variables de entradas:
i) Caracterización del mercado eléctrico de las SEDs
Está conformado por el número de clientes y máxima demanda por SED
proyectada al año 2017, considerando las pérdidas técnicas y no técnicas en BT.
Estas potencias serán usadas para el diseño de la SED optimizada.
ii) Tecnología adaptada en subestaciones (DTA-SED-1)
Para cada potencia kVA de diseño se obtuvo un tipo de SED y capacidad de
transformador trifásico (tensión primaria: delta 22,9 kV, tensión secundaria: Y
380/220 V), monofásico (tensión primaria: 22,9 kV, tensión secundaria: 440/220
V con toma central), MRT (tensión primaria: 13,2 kV, tensión secundaria:
440/220 V con toma central).
En este módulo fueron considerados los siguientes criterios:
i) Periodo de reposición
Se ha considerado en el dimensionamiento de las instalaciones eléctricas un
horizonte de regulación tarifaria de 5 años (2013 a 2017), se ha determinado la
capacidad nominal óptima de los transformadores a través del
redimensionamiento de cada uno de SED actualmente existentes.
ii) Potencia de diseño
La potencia de diseño en kVA se calculó a partir de los kW proyectados, un
factor de utilización 0.75 y un factor de potencia de 0.9. Los valores así
obtenidos fueron utilizados para dimensionar el transformador en cada SED, no
se consideró sobrecarga de corta duración. Se utilizó la siguiente formula:
..*..
)1max( 5
ufpf
KWKVA
Donde:
: Tasa de crecimiento de la demanda de la red de baja tensión
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f.p. : Factor de potencia de las redes de baja tensión, valor estimado de
0,9.
f.u. : Factor de utilización, para este caso equivalente a 0,75.
Esta potencia de diseño define la capacidad nominal del transformador, no
obstante se consideró la operación en sobrecarga de 25%, es decir se utilizó
adicionalmente un factor de sobrecarga de 0,8.
iii) Terceros y tipo de suministros en SED
El SEM existente posee en 26 SEDs de terceros, de las cuales 10 son del tipo
trifásica. Estas subestaciones entraron en la proyección de demanda en el
mercado eléctrico y las características de la SED fueron obtenidas de la potencia
de diseño y tecnología adaptada de subestaciones.
Existen 352 suministros con potencia contratada del tipo trifásica. En la siguiente
figura se observa la distribución de los clientes por potencia contratada del tipo
trifásica.
Figura 6.23- Distribución de clientes trifásicos por potencia contratada trifásica
Se observa una baja potencia contratada de suministros trifásicos (mayoría
menor a 9 kW).
En la siguiente figura se observa la distribución por distritos de los clientes
trifásicos.
-
20
40
60
80
100
120
140
0-3 kW 3-9 kW 9-21kW mayor a 21kW
Can
tid
ad d
e C
lien
te T
rifá
sico
s
Potencia contratada (kW)
Clientes Trifasicos
4 131
4 122
4 123
4 124
4 113
4 111
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Figura 6.24- Distribución de clientes trifásicos por localidad
Se observa que las localidades de Lircay, Acobamba y Paucará, concentran la mayor
cantidad de clientes trifásicos.
6.4.2 Instalaciones de Media Tensión
Para la optimización de las instalaciones de media tensión se presentará en el
siguiente informe.
6.4.3 Instalaciones de Baja Tensión
Para la optimización de las instalaciones de media tensión se presentará en el
siguiente informe.
6.4.4 Optimización de las Instalaciones No Eléctricas
Las instalaciones no eléctricas de ELECTROCENTRO de la cual depende el SEM
Huancavelica Rural, se ubican en las ciudades de Huancavelica, Lircay y Acobamba,
se tuvo que considerar una proporción asociado a ciertos parámetros, que
corresponden a la UU.NN. Huancavelica. En tal sentido se inspeccionaron 10 activos
fijos de la UU.NN. los que fueron validados.
Para efectos de valorizar la información del Formato I-1 A y B, se procedió a calcular el
VNR de SEM, asignándole un % de su participación respecto del total de la UU.NN.,
del promedio ponderado de los siguientes inductores:
-
10
20
30
40
50
60
70
80
90
Can
tid
ad d
e C
lien
te T
rifá
sico
s
Clientes Trifasicos
0-3 kW 3-9 kW 9-21kW >21kW
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Longitud de líneas de Distribución de MT
Longitud de líneas de Distribución de BT
Longitud de líneas de AP
Nº Estructuras para MT
Nº Estructuras para BT
Subestaciones Distribución
Puntos de AP
Al respecto, para efectos de los Formatos A y B validaron el valor de US $ 1 180 016.
Para efectos del Formato D se considera el mismo valor, dado que sólo se ha
realizado una modelación parcial de la red.
6.5 DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS ESTÁNDAR DE ENERGÍA Y
POTENCIA
Las pérdidas eléctricas deben calcularse por niveles de tensión y considerar, la red
optimizada, sin embargo al cierre del presente informe de avance se ha modelado solo parte
de la red de MT y BT sobre la cual se corrieron flujos de carga preliminares para determinar
las pérdidas en redes. Por otra parte deben considerarse algunos cálculos sobre perdidas
en medidores y acometidas, aisladores que suman sus pérdidas en cada nivel de tensión.
En el siguiente informe se detallará el cálculo de las pérdidas estándar.
6.6 OPTIMIZACION DE LOS COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
6.6.1 Premisas y Procedimiento
Premisas
Tomando en cuenta que la experiencia en ELECTROCENTRO como en otras
empresa del sector ha comprobado en la práctica que los trabajos de operación y
mantenimiento se efectúan de manera más eficiente por terceros se ha considerado lo
siguiente.
Los trabajos de explotación técnica y comercial deben contar con la participación
de Terceros, quedando para el personal propio la ejecución de las actividades
orientadas a la predicción y supervisión de los trabajos tercerizados.
La atención de emergencias debe ser ejecutadas por terceros con la supervisón
del personal propio.
La determinación de los costos tomará en cuenta las características de las
instalaciones y su ubicación geográfica.
Un análisis diferenciado de las actividades de la explotación técnica y comercial,
es necesario para un cálculo transparente de los costos y no indica que no pueda
ser realizada por un mismo grupo de trabajo,
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Procedimiento
Para la determinación de los costos directos de las actividades de explotación
técnica de la empresa modelo, se identificaron las actividades correspondientes a
los componentes definidos en las redes de distribución primaria, secundaria,
alumbrado público y subestaciones de distribución.
De manera similar, para determinar los costos directos de explotación comercial,
se identificaron las actividades correspondientes a la explotación comercial.
Identificados las actividades de explotación técnica y comercial, se desarrolló el
análisis de costos unitarios considerando los costos de materiales, mano de obra,
maquinaria y equipos y materiales consumibles. Asimismo, en el análisis de
costos unitarios se determinó los rendimientos estándar de mano de obra y
maquinaria.
Finalmente, se consideró una frecuencia de mantenimiento, tomando como base
los resultados obtenidos en el ajuste inicial.
6.6.2 Costos de Explotación Técnica
Para determinar los costos de explotación técnica del SEM, se agruparon las
actividades de mantenimiento y operación en:
Red de Media Tensión (MT);
Red de Baja Tensión (BT);
Subestaciones (SED):
Red de Alumbrado Público (AP), incluye redes, luminarias y lámparas; y
Comercial (CO).
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7 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
7.1 CONCLUSIONES
Considerando el mercado total de la empresa Electrocentro, al SEM le corresponde
el 3,9 % del total de clientes y el 1,6 % del consumo de energía.
Se ha reportado las existencias de 132 SED pertenecientes a los SER conectados al
SEM en diversos puntos de la red.
Se ha reportado la existencia de 690 SED pertenecientes a la Concesionaria y 26
subestaciones de Terceros.
Las redes de MT del SEM son muy extensas, tienen una longitud total de 936 km.
Asimismo, se ha reportado 107 km de red de MT perteneciente a los SER.
En MT las redes monofásicas, bifásicas y trifásicas tienen una longitud de 96km, 502
km y 339 km, respectivamente. Asimismo, los conductores son de aleación de
aluminio y cobre y representan el 86% y 14% de la longitud total respectivamente.
Las redes de BT del SEM tienen una longitud total de 681,81 km. Asimismo, se ha
reportado 124 km de red de BT perteneciente a los SER.
Los materiales predominantes en el sistema de BT son los conductores de cobre y
aluminio y postes de madera tratada (13 476) y concreto (3 127).
En la red de MT predomina los conductores de aleación de aluminio y postes de
madera tratada (4 668) y concreto (1 059).
La potencia instalada total de las SED del SEM asciende a 16 123 kVA con
transformadores cuyas potencias nominales predominantes son de 5, 10, 15 y 25
kVA.
El consumo promedio por usuario del SEM es bajo, asciende a 35 kW.h/cliente de
BT.
Existen un desfase en la obtención de la información actualizada al año 2012 del
VNR GIS del SEM, con respecto a la entrega de los informes de avance del presente
estudio del VAD, de acuerdo al Cronograma de la GART, esta información estará
disponible en el mes de enero de 2013. Esta situación está retrasando el
procesamiento y análisis de la información, considerando que en el SEM durante el
año 2012 se han conectado al sistema eléctrico Huancavelica Rural muchas cargas
tipo SER.
Considerando las tolerancias de los indicadores de Calidad de Suministro para
Clientes del Sistema Rural Disperso establecidos en la NTCSER y los indicadores
obtenidos para los dos semestres del 2011 y 2012, se observa que dichos
indicadores de calidad están por debajo de los valores recomendados en la
NTCSER, tal como se observa en el siguiente cuadro:
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Cuadro 7.1- Indicadores de calidad de suministro de la NTCSER
Año/Semestre
SAIFI SAIDI
Observación NTCSER SEM NTCSER SEM
2011 - I 7,000 0,257 28,000 0,554 Ambos Indicadores están
por debajo de lo permitido
en la NTCSER
2011 - II 7,000 1,234 28,000 2,173
2012 - I 7,000 2,606 28,000 10,688
2012 - II 7,000 2,354 28,000 10,130
Se observa que durante el año 2011 los indicadores del SAIDI y SAIFI están por
debajo de 2,5 y 1,5, respectivamente, pero estos indicadores se incrementaron para
el periodo 2012 donde el SAIDI y SAIFI superaron el valor de 10 y 2,
respectivamente, no obstante este incremento, dichos indicadores están por debajo
del permitido en la NTCSER, tal como se mencionó anteriormente.
En cuanto al valor elevado del SAIDI en el primer semestre del 2012, el 95,9% se
debe a las fallas no programadas en el sistema eléctrico, siendo en su mayoría
debido a descargas atmosféricas y el 4,1% a fallas no programadas de operación.
Asimismo, en el segundo semestre del 2012, el 61,3% se debe a las fallas no
programadas en el sistema eléctrico (descargas atmosféricas) y el 38,7% a fallas no
programadas de operación.
Por otro lado, del valor del SAIFI durante el primer semestre del 2012, el 91,6% se
debe a las fallas no programadas en el sistema eléctrico y el 8,4% a fallas no
programadas de operación, mientras que en el segundo semestre, el 80,9% se debe
a las fallas no programadas en el sistema eléctrico y el 19,1% a fallas no
programadas de operación, tal como se observa en el siguiente cuadro.
Cuadro 7.2- Índices de calidad de suministro del SEM
Año/Semestre
SAIDI SAIFI
No
Programado
Falla
No
Programado
Operación
Total
No
Programado
Falla
No
Programado
Operación
Total
2011 - I 0,5541 0,0000 0,5541 0,2566 0,0000 0,2566
2011 - II 1,7121 0,4613 2,1735 0,8378 0,3966 1,2344
2012 - I 10,2504 0,4377 10,6881 2,3869 0,2189 2,6058
2012 - II 6,2058 3,9239 10,1297 1,9053 0,4490 2,3543
A fin de mantener o reducir estos indicadores de calidad de suministro, para el SEM
óptimo a implementar, se consideraran la puesta en servicio de equipos de
protección adecuados tales como pararrayos, recloser, entre otros, que permite
reducir las fallas por descargas atmosféricas.
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Dada la premura de tiempo, en esta etapa del estudio solo se hace mención a la
metodología a seguir para optimizar las redes del sistema eléctrico modelo.
Asimismo, se hace menciona a las consideraciones a seguir para estimar los costos
de explotación técnicas y comercial.
7.2 RECOMENDACIONES
El cronograma actual de ejecución del Estudio del VAD y la entrega de los informes
de avance deberán tomar en cuenta la disponibilidad de la información actualizada
del VNR GIS que aún está en preparación.
Se debe considerar en el análisis de flujo de carga de las redes de MT del SEM la
inclusión de las cargas pertenecientes a los SER, a fin de determinar los niveles de
calidad de tensión y confiabilidad adecuados de acuerdo a las normas vigentes
(NTCSER, CNE y otras).
Para cumplir con los alcances del presente informe se debe contar con la
información completa para realizar una buena validación y cumplir con los objetivos
de los TdR del estudio. Para el caso del SEM Huancavelica Rural, la entrega y
validación de la información ha tomado un tiempo mayor al previsto.
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Lima, 15 de Enero de 2013
Segundo Informe Parcial Estudio de Costos del Valor Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 6
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Ing. Jorge Aguinaga Díaz
Jefe de Estudio
CENERGIA