3-VAD Sector 5 · Red de MT • 22.9kV resultó ser el óptimo nivel de tensión e igual al actual....

Cálculo del VADSector Típico 5

Audiencia PúblicaLima, 24 de Abril de 2013


Sistemas Eléctricos Modelo (SEM)

Sector Típico Denominación Empresa Responsable Sistema Eléctrico Modelo1 Urbano de Alta Densidad Luz del Sur Lima Sur2 Urbano de Media Densidad Seal Arequipa3 Urbano de Baja Densidad Electro Centro Tarma-Chanchamayo4 Urbano Rural Electro Sur Este Valle Sagrado 1 (Calca Pisac y Urubamba)5 Rural de Media Densidad Electro Centro Cangallo - Llusita6 Rural de Baja Densidad Electro Centro Huancavelica Rural

SER Sistema Eléctricos Rurales Electro Nor Oeste SER Sullana IV EtapaEspecial Coelvisac (Villacurí) Coelvisac Villacurí

Regulación Noviembre 2013 – Octubre 2017

Departamento de Ayacucho

Provincias:Cangallo, Víctor Fajardo, Vilcashuamány Huancasáncos.

Ubicación del SEM Cangallo ‐ Llusita

S E M

Ubicación del Sistema Eléctrico Cangallo ‐ Llusita

Recorrido de Redes del Sistema Eléctrico Cangallo ‐ Llusita

Geografía Accidentada en el SEM Cangallo ‐Llusita

Características Comerciales del SEM

Consumo Residencial BT5 Sistema Cangallo - Llusita (sector 5)

Rango de Consumo Nº %Usuarios

. De 1 a 30 kWh 8,514 82%

. De 31 a 100 kWh 1,527 15%

. Mayores de 100 kWh 287 3%Total 10,328 100%

Fuente: Ventas del año 2011

Usuarios y Venta de Energía en el SEM

Número VentasConcepto Usuarios Anuales %

(Mwh). En Media Tensión 20 6,097 58%

. En Baja Tensión 10,849 4,367 42%Total 10,869 10,464 100%

Etapas del estudio de costos del VAD

ETAPA I: Recopilación de Antecedentes

ETAPA II: Revisión 1 ‐ Validación y Revisión de los Antecedentes

ETAPA II: Revisión 2 – Ajuste Inicial de Costos

. Creación de la Gerencia de Planeamiento y Desarrollo.

. Cambios de Sistema de contratación del Personal: de Intermediación Laboral a Planilla.

. Revisión del Nivel de Remuneraciones.

. Mayor dotación de Personal en el SEM.

Definición Preliminar del Tipo de Red

Tipo de sistema Estrella o Delta?

Nivel de tensión 13,2 kV o 22,9 kV?

Líneas monofásicas MRT o Neutro corrido?

Tipo de tendido Aéreo o Subterráneo?

Vanos medios Urbano: igual al de BTRural: optimizado

(168 m)

Tipo de sistema Trifásico oMonofásico?

Niveles de tensión

380/220 V o 3x220 V?220 V o 220/440 V?

Tipo de tendido Aéreo o Subterráneo?

Vano medioOptimizado

(50 m)

Red de MT Red de BT

Definición de la Tecnología AdaptadaLa tecnología adaptada es la que resulta técnica y económicamente másconveniente para el desarrollo de las instalaciones eléctricas de la empresamodelo.

La misma fue escogida dentro de lo disponible en el mercado internacionalactual, teniendo en cuenta su factibilidad de utilización y de adaptación a lascondiciones locales.

Parámetros para la evaluación económica

• Vida útil: 30 años• Tasa de descuento anual: 12%• Tasas de crecimiento anual de la demanda:

• BT: 1,45%• MT: 0,57% (debido al crecimiento de BT)

• Factores de carga:• BT: 27%• MT: 34%

• Precio EE (monómico): 72,69 USD/MWh

Definición de la Tecnología Adaptada

Tipo de conductores

aéreos

Aluminio o Cobre? Desnudo o Protegido?

Tipo de cables subterráneos No hay

Tipo de postación

Concreto, Hierro o Madera?

Tipo de aisladores

Cerámicos oPoliméricos?

Tipo de conductores

aéreos

Aluminio autoportante oCobre autoportante?

Tipo de cables subterráneos No hay

Tipo de postación Concreto, Hierro o Madera?

Tipo de aisladoresCerámicos o Poliméricos?

Ninguno (cables autoportante)

Red de MT Red de BT

Definición de la Tecnología Adaptada

Tipo de transformador

Trifásico oMonofásico?Seco o En Aceite?

Estructuras aéreas

Monoposte o Biposte?Concreto oMadera?

Cámarassubterráneas

No hay

Lámparas Vapor de Sodio oVapor de Mercurio?

Alimentación Cable Piloto o desde SP?

Control Manual, Reloj oFotocélula?

Subestaciones de Distribución Alumbrado Público

Precios Unitarios

Materiales

• Fuente: SICODI GART 2012

Mano de obra

• Fuente: CAPECO

Transporte y Equipos

• Fuente: Precios de mercado

Costos indirectos, % del Contratista y Stock

• Fuente: SICODI GART 2012

Armados

La composición de los armados (materiales,

mano de obra y equipos) fue tomada del

SICODI GART y corregida, en lo que hace a

longitud y resistencia de los postes, en base a

los resultados de los cálculos realizados para

los vanos medios adoptados para MT y BT.

Componentes

La cantidad de armados por componente fue tomada

del SICODI GART y corregida:

• En lo que hace a cantidad de apoyos por km de

red, en base a los vanos medios adoptados para

MT y BT.

• En lo que hace a puesta a tierra de líneas de BT

con neutro corrido, en base a lo exigido por las

normas de aplicación vigentes.

Optimización: ¿Que se optimizó?

• Calibres y Cantidad de Fases de Cada Tramo• Topología de la red

Red de BT y Red de MT:

• Cantidad y tipo de Luminarias y PastoralesRed de Alumbrado Público

• Capacidad de los Transformadores• Cantidad de Centros de Transformación

Transformación MT/BT:

• Dimensionamiento de la red hasta cumplir con los límites Admisibles

Calidad de Servicio y Producto Técnico

Red de MT•22.9kV resultó ser el óptimo nivel de tensión e igual al actual.

Nivel de Tensión

• Se redujo tanto la cantidad de fases como el calibre de gran parte de la red de MT.

Calibres y # de Fases: Etapa I

• Se mantuvo el trazado real sobre las Líneas Primarias, pero se cambió sobre la Red Primaria.

Traza: Etapa II

• La optimización contempló el cumplimiento de los umbrales de calidad

Calidad de

Producto y Servicio

• Red MT:• Zonas urbanas: postes Pm 11 CL. 6• Zonas rurales: postes Pm 12 CL. 6

• Red BT: postes Pm 9 Cl. 7

Conductores

• Red MT: sección mínima 25 mm2

Postación

Pre Optimización

Etapa I: Ejemplo A4021

Etapa II: Ejemplo Localidad CanariaConfiguración Real Configuración Optima

Etapa II: Ejemplo Localidad Canaria

Resultados Tramos de MT

Transformación MT/BT (SEDs)

•Se optimizó el tamaño de cada SED en función de la demanda que abastece

Tamaño SEDs: Etapa I

• Sobre cada localidad se optimizó la cantidad y la ubicación.

Ubicación y

Cantidad: Etapa II

Red de BT•Dada la conveniencia de MRT en MT, la BT óptima es monofásica y/o bifásica.

Calibres y # de Fases: Etapa I

• Se optimizó la traza de BT sobre cada localidad.

Traza: Etapa II

• La optimización contempló el cumplimiento de los umbrales de calidad

Calidad de

Producto y Servicio

Etapa I: Ejemplo red E400330

• Zonas Rurales: se previó una luminaria con lámpara de vapor de Na de alta presión de 50 W cada dos apoyos (una luminaria cada 100 m)

• Capitales de Provincia y de Distrito: dado el nivel de uniformidad requerido resultó necesario colocar una luminaria de vapor de Na de alta presión de 50 W por apoyo (una luminaria cada 50 m)

Alumbrado público

Red Alumbrado Público

Red Alumbrado Público

Resultado Total Optimización de Redes

Pérdidas estándar

Optimización de la Calidad de Servicio Técnico

Óptimo

Cálculo de N: cantidad de Fallas por semestre y por cliente y D: cantidad de horas de interrupción por semestre y por cliente.

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

fallas/sem

% Clientes

N: Fallas/Sem N Limite BT SER

0

5

10

15

20

25

30

35

40

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

Horas/sem

% Clientes

D: Horas/Sem D Limite BT SER

Calidad de Servicio Técnico: N & D

Optimización de costos de O&M

Costos directos O&M ‐COM

Costos Indirectos O&M ‐COM

Costos de explotación de O&M ‐COM

Materiales Supervisión Directa

Personal Servicio de Terceros

Cargas Diversas y Otros

La optimización preliminar de los costos de explotación técnica fue efectuada considerando tecnologías técnico – económicamente

adaptadas y prácticas de mantenimiento apropiadas.

Transporte

• + 25% estructura contratista

Las actividades de O&M y Comercial se consideran tercerizadas.

Costo actividad

Costo hora hombre

Cuadrilla Tiempo de la tarea

Transporte

Detalle de transporte (U$S/h) h-m TotalCamión 10Tn 18,68Camión 4Tn 15,61Camioneta 13,03Moto 4,54

Equipo (U$S/h) h-m TotalGrúa Chica 2,5Tn 27,91Grúa Grande 9,5Tn 42,27

Costos Directos de O&M

• Costo de CAPECO• + 5% equipos• + 25% estructura contratista

Mano de Obra (U$S/h) h-h TotalCapataz 9,62Operario 8,74Oficial 7,50Ayudante/Peón 6,77

• Actividades efectuadas mediante servicios de Terceros.• Datos de recursos iguales a los definidos para determinar el VNR.

Resumen de Costos de Actividades de OyMDescripción MT SD BT AP Total %

Metrados de las instalaciones km/unid. 537,1 185,0 231,0 1.352,0 - -Costo de Mantenimiento Preventivo US$ 34.939,2 15.665,4 12.539,7 12.116,4 75.260,6 60%Costo de Mantenimiento Correctivo US$ 16.030,8 2.030,6 7.591,3 285,4 25.938,1 21%Costo de Materiales US$ 7.606,6 5.688,8 2.015,7 7.552,0 22.863,0 18%Local y servicios (2500US$/año) US$ 785,0 313,4 296,8 267,4 1.662,6 1%Total de Costos miles US$ 59.361,6 23.698,1 22.443,4 20.221,1 125.724,3 100%Indicador US$/(km/unid) 110,5 128,1 97,1 15,0 - -% O&M 47% 19% 18% 16%

Costos Directos de O&M

Optimización de Costo Comercial ‐ CFCARGO FIJO:

Actividades básicas comerciales.Frecuencia mensual.Jornadas de 8 horas.Categoría de trabajador: Oficial.Vehículo en actividades con desplazamiento: moto.

Actividades US$/u. Usuarios

Lectura de medidores - BT5B 0,37 10 900Lectura de medidores - MT2 y BT2 2,07 1Lectura de medidores - MT3, MT4 y BT3, BT4 1,65 22Lectura de Medidores - AP 1,65 185Reparto de Recibos - BT5B 0,32 10 900Reparto de Recibos - MT2,3,4 y BT2,3,4 1,24 23Procesamiento de Lecturas BT5 0,11 10 900Procesamiento de Lecturas MT2,3,4 y BT2,3,4 0,15 23Impresión y Facturación 0,21 10 900Cobranza y Transporte 0,32 10 900

US$/Año 137.323

Personal propio estable del SEM. Compuesto por Jefe, Supervisores, Técnicosy Asistente que operan y administran el SEM de manera eficiente.

Supervisión Directa y Personal del SEM

6 técnicos destinados a O&M, según necesidades del SEM

5 técnicos Comerciales para servicio al cliente directo y coordinación del mantenimiento comercial y del

combate a las PNT.

Dotación:15 personas.

Costo Anual: US$ 429.270.

Optimización de los Costos Indirectos

Costos Indirectos

Costos Indirectos del SEM

Costo de Capital de Trabajo

Costos Indirectos

de la empresa Total

Aportes al regulador y al COES

Son aquellos costos estructurales de la

distribuidora, que deben ser asignados al SEM en

forma indirecta.

Artículo 31 de la Ley de Concesiones Eléctricas, dispone un aporte de las empresas distribuidoras del 1% de las ventas totales anuales.

Personal dedicado a ADM y Supervisión.(+) 40% de su costo en concepto de Mat.(+) 90% de su costo en servicios de terceros.

Son asignados costos estructurales revisadosde la empresa total al SEM mediante el usode los siguientes Drivers , según lanaturaleza de cada costo.• Energía Activa Facturada (MWh): 1,99%.• Número de Usuarios: 1,82%.• VNR ($): 1,57%.

Costos indirecto del SEM (US$) TotalPersonal 104.080Materiales 41.632Serv. Terceros 93.672

239.384

Costos Indirectos de la Empresa Modelo

Costos totales de O&M del SEMDistrib. MT Distrib. BT

Alumbrado Público

Total

Costos Directos

1 Materiales 44 311 7 607 7 704 7 552 22 8632 Superv isión Directa 140 335 22 974 17 884 7 819 48 6783 Personal Propio 231 806 48 145 37 478 16 386 102 0094 Serv icio de Terceros 352 428 51 813 38 549 12 671 103 0335 Cargas Diversas y Otros 102 858 12 293 9 391 3 688 25 3726 Total 871 738 142 832 111 007 48 116 301 955

Costos Indirectos (Actividades de Apoyo)

1 Personal 183 268 39 123 34 686 9 669 83 4782 Materiales 46 223 11 268 9 093 3 558 23 9183 Serv icio de Terceros 171 049 36 011 32 090 8 759 76 8594 Aporte Organismo Regulador 24 818 8 703 6 764 2 932 18 3995 Cargas Diversas y Otros 8 436 2 556 2 5565 Costo Capital de Trabajo 12 426 2 580 2 005 869 5 4546 Total 446 219 100 241 84 638 25 787 210 666

ConceptoTOTAL (US$)

Costo de OyM Técnicos

Gestión Comercial

Operación Comercial

Costo asociado al Usuario

Total

2 235 1 206 10 862 14 3029 881 4 940 9 881 24 70226 148 13 074 26 148 65 370

0 1 424 139 072 140 496901 486 4 378 5 764

39 164 21 130 190 340 250 634

25 492 19 008 0 44 5006 139 3 546 0 9 68523 683 17 848 0 41 5312 386 1 288 0 3 674

707 382 0 1 08958 409 42 071 0 100 479

Comercialización

Asignación de Costo de Gestión Comercial

1 Materiales 3 971 3 196 1 207 8 3742 Superv isión Directa 4 685 3 771 1 424 9 8813 Personal Propio 24 486 19 709 7 445 51 6404 Serv icio de Terceros 11 230 9 039 3 414 23 6835 Cargas Diversas y Otros 1 894 1 525 576 3 9956 Total 46 267 37 239 14 067 97 573

Asignación de Costo de Operación Comercial

1 Materiales 2 253 1 813 685 4 7522 Superv isión Directa 2 343 1 886 712 4 9403 Personal Propio 15 213 12 244 4 625 32 0824 Serv icio de Terceros 9 138 7 355 2 778 19 2715 Cargas Diversas y Otros 1 022 823 311 2 1556 Total 29 968 24 121 9 111 63 201

Concepto VAD Total USDDistribución MT 319 308$ Distribución BT 257 006$ Alumbrado Público 97 080$ TOTAL 673 394$

Cálculo de las Tarifas de DistribuciónCargo Fijo: costos fijos de atención

al cliente. NCLCCCLCF =

Tipo de Medición Cargo

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

CFS

Doble medición de energía de potencia y energía horaria

CFH

Simple medición de energía del AP CFEAPServicio Eléctrico Prepago CCSPSistema de Medición Centralizado en BT CFECO

Clientes según tipo de medición

Cargos fijos MensualesCFE CFS CFH CFEAP CCSP CFECO

CCCL (Costo Comercial de Atención al Cliente) USD / Año 190 155 119 66 ‐ ‐ ‐ 190 340NCL (Número de Clientes) Clientes 10 900 2 1 ‐ ‐ ‐ 10 903

USD / Cliente / mes 1.454 4.949 5.531 1.454 0.747 1.454 1.455S./ / Cliente / mes 3.709 12.624 14.109 3.709 1.906 3.709 3.711

Cargos Fijos

UnidadesConcepto Total Promedio

Cargo Fijo Mensual

Cargo Fijo Resultante

VADMT SED BT

VNR USD / Año 3 509 877 608 896 2 527 849Tasa % 12% 12% 12%Vida Útil Años 30 30 30FRC 0.124 0.124 0.124

Anualidad de la Inversión USD / Año 435 729 75 591 313 816Costo Anual de Explotación USD / Año 319 308 122 956 231 130Costo Total Anual USD / Año 755 037 198 547 544 947Potencia Máxima kW 2 965 1 251 1 251Cantidad de ClientesValor Agregado de Distribución (USD)aVNR USD / kW / Mes 11.621 4.778 19.835OyM USD / kW / Mes 8.975 8.190 15.396Total USD / kW / Mes 20.596 12.968 35.231Cargos Fijos USD / Cliente / MesTipo de Cambio S/. / USD 2.551 2.551 2.551Valor Agregado de Distribución (S/.)aVNR S/. / kW / Mes 29.646 12.188 50.599OyM S/. / kW / Mes 22.895 20.893 39.275Total S/. / kW / Mes 52.541 33.081 89.873

UnidadesDescripción

Cálculo de las Tarifas de Distribución

Cargos ResultantesVAD MT: Valor Agregadode Media Tensión.

MWMTOyMMTaVNRMTVADMT +

=

VAD SED: Valor Agregado deSubestaciones Distribución.

MWBTOyMSEDaVNRSEDVADSED +

=

VAD BT: Valor Agregadode Baja Tensión.

MWBTOyMBTaVNRBTVADBT +

=

Cálculo de las Tarifas de DistribuciónFactor de Economía de Escala: Consideran la reducción de loscostos durante el período tarifario.

Cargo FijoProporción Costos Fijos 20.78% Noviembre 2013 ‐ Octubre 2014 1.0000Proporción Costos Variables 79.22% Noviembre 2014 ‐ Octubre 2015 0.9970

Noviembre 2015 ‐ Octubre 2016 0.9941Noviembre 2016 ‐ Octubre 2017 0.9912

FEE Cargo Fijo 1.0000

VAD MTProporción Costos Fijos 67.96% Noviembre 2013 ‐ Octubre 2014 1.0000Proporción Costos Variables 32.04% Noviembre 2014 ‐ Octubre 2015 0.9961


FEE VAD MT 1.0000

VAD SEDProporción Costos Fijos 53.06% Noviembre 2013 ‐ Octubre 2014 1.0000Proporción Costos Variables 46.94% Noviembre 2014 ‐ Octubre 2015 0.9924


FEE VAD SED 1.0000

VAD BTProporción Costos Fijos 67.85% Noviembre 2013 ‐ Octubre 2014 1.0000Proporción Costos Variables 32.15% Noviembre 2014 ‐ Octubre 2015 0.9903


( )( )c

vccfc

tPtP

FEE+

×++=

11

Resultados

Dónde:• Pfc: proporción fija del costo• Pvc: proporción variable del costo• tc: tasa de crecimiento anual de

clientes y/ó demanda

Agradecemos su Atención



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