supervision de los estudios de costos · sector típico 1 – informe final de resultados de...

SUPERVISION DE LOS ESTUDIOS DE COSTOS

DEL VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCION

(VAD)

Sector Típico 1

Preparado para:

ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSION EN ENERGIA Y

MINERIA

GERENCIA ADJUNTA DE REGULACION TARIFARIA

Elaborado por el Consorcio:

INFORME DE RESULTADOS DEL

ANALISIS COMPARATIVO DE LOS

ESTUDIOS VAD (ETAPAS I, II, III y IV)

TOMO I

Diciembre 2009

001

Consorcio: PEPSA - IT - COSANAC

Supervisión de los Estudios de Costos del Valor Agregado de Distribución – VAD Sector Típico 1 – Informe Final de Resultados de Análisis Comparativo con Absolución de Recursos de Reconsideración

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INFORME FINAL DE RESULTADOS DEL ANÁLISIS COMPARATIVO DE LOS ESTUDIOS VAD - SECTOR TIPICO 1 – CON ABSOLUCION DE RECURSOS DE

RECONSIDERACION

Regulación Tarifaria de Distribución Eléctrica Período Nov. 2009 – Oct. 2013

Tabla de Contenido

1. RESUMEN EJECUTIVO 6

2. RECOPILACIÓN DE ANTECEDENTES 12

2.1 ANTECEDENTES CONTABLES 12

2.2 ANTECEDENTES DE LA ORGANIZACIÓN 13

2.3 ANTECEDENTES DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS Y NO ELÉCTRICAS 13

2.3.1 Metrados y Valorización 13

2.4 ANTECEDENTES COMERCIALES 14

2.5 ANTECEDENTES DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO 14

2.6 ANTECEDENTES DE LA CALIDAD DE SERVICIO ELÉCTRICO 15

2.7 OTROS ANTECEDENTES 15

2.8 CRITERIOS DE ASIGNACIÓN DE COSTOS 15 2.8.1 A nivel de Actividades 15

2.8.2 A nivel de Empresa 15

2.9 FORMATOS A 16

3. VALIDACION Y REVISION DE ANTECEDENTES (ETAPA II – FORMATOS B) 17

3.1 ANTECEDENTES CONTABLES 17 3.1.1 Estados Financieros años 2008 y 2007 17

3.2 ANTECEDENTES DE LA ORGANIZACIÓN 20

3.3 ANTECEDENTES DE LAS INSTALACIONES ELECTRICAS Y NO ELECTRICAS 20

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3.3.1 Validación de las Instalaciones Eléctricas 21

3.3.2 Información de Instalaciones No Eléctricas. 23

3.4 ANTECEDENTES COMERCIALES 25 3.4.1 Compras y ventas de energía y potencia 26

3.4.2 Balance de energía y potencia 26

3.5 ANTECEDENTES DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO 33

3.6 ANTECEDENTES DE LA CALIDAD DE SERVICIO ELECTRICO 33 3.6.1 Comparación de resultados 34

3.6.2 Estándares alcanzables 35

3.7 OTROS ANTECEDENTES 37 3.7.1 Análisis del nivel de carga de las S.E. AT/MT y Alimentadores 37

3.8 CRITERIOS DE ASIGNACION DE COSTOS 40

3.9 FORMATOS B 40

4. REVISIÓN INICIAL DE COSTOS (ETAPA II – FORMATOS C) 41

4.1 ANALISIS DE LOS COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO 41

4.2 DEFINICION Y DESCRIPCION DE LA ORGANIZACIÓN 47 4.2.1 Homogenización de niveles 48

4.2.2 Comparación de la Estructura Organizacional 48

4.2.3 Comparación de Cantidad de Personal 52

4.2.4 Conclusiones 56

4.3 ANALISIS Y DETERMINACION DEL NIVEL DE REMUNERACIONES 62 4.3.1 Categorías Analizadas 62

4.4 ANALISIS DE LOS SERVICIOS DE TERCEROS 66

4.5 ASIGNACION DE ACTIVIDADES Y DEDICACION DEL PERSONAL 67 4.5.1 Ajustes Iniciales 67

4.6 FORMATOS C 68

5. CREACIÓN DE LA EMPRESA MODELO – PROCESO DE OPTIMIZACIÓN 69

5.1 INSTALACIONES DE DISTRIBUCIÓN MT 69 5.1.1 Sistema de Red MT 69

5.1.2 Red Subterránea MT 73

5.1.3 Redes Aéreas de MT 76

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5.2 INSTALACIONES DE DISTRIBUCIÓN BT 78 5.2.1 Sistema de Red de BT 78

5.2.1.1 Aspectos Técnico - Económicos 79

5.2.1.2 Seguridad 81

5.2.2 Red Subterránea BT 83

5.2.3 Redes Aéreas de BT 85

5.2.4 Transformadores MT/ BT 89

5.2.5 Alumbrado público 91

5.3 BALANCE DE POTENCIA Y ENERGÍA 93

5.4 COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DISTRIBUCIÓN 96 5.4.1 Costos Directos 96

5.4.1.1 Costo de Mano de Obra, Transporte y Equipo 96

5.4.1.2 Costo de Materiales 98

5.4.1.3 Costos de la mediciones requeridas por el OSINERGMIN 101

5.4.1.4 Resumen de Costos Unitarios 101

5.4.2 Costos de Supervisión Directa 102

5.4.2.1 Estructura de la Gerencia Técnica 103

5.5 COSTOS DE GESTIÓN COMERCIAL 105 5.5.1 Costos Directos de Comercialización 105

5.5.1.1 Tareas básicas 105

5.5.1.2 Tipo de clientes 105

5.5.1.3 Evaluación de productividad 105

5.5.1.4 Facturación 106

5.5.1.5 Modalidades de cobro y composición 106

5.5.2 Costos de Supervisión Directa de Explotación Comercial 107

5.5.2.1 Estructura de la Gerencia Comercial 108

5.6 COSTOS INDIRECTOS 110 5.6.1 Costos Indirectos Personales 110

5.6.2 Costos Indirectos No Personales 113

5.7 ASIGNACIÓN DE COSTOS INDIRECTOS 114

5.8 FORMATOS D 114

6. RESULTADOS 115

6.1 ESTRUCTURACIÓN DE LA EMPRESA MODELO 115 6.1.1 Caracterización del Mercado y Definición Preliminar del Tipo de Red 115

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6.1.1.1 Metodología 115

6.1.1.2 Criterios para la Identificación de Áreas Típicas 117

6.1.1.3 Requisitos de las Áreas Típicas de Distribución 117

6.1.1.4 Procedimiento para la Identificación de Áreas Típicas 118

6.1.1.5 Integración por zonas y representación gráfica 120

6.1.1.6 Ajuste de resultados por efecto bordes 125

6.1.1.7 Arquitecturas de Red aplicadas a cada área típica 126

6.1.1.8 Zonas con Contaminación Salina 127

6.1.1.9 Ajuste final de los resultados de zonificación 128

6.1.2 Definición de la Tecnología Adaptada 129


6.1.2.2 Evaluación de Restricciones Urbanísticas 130

6.1.3 Costos Unitarios de las instalaciones eléctricas para la valorización del Valor

Nuevo de Reemplazo 134

6.1.3.1 Criterios y premisas utilizados para la determinación de los Costos de los

Módulos de la Red Primaria y Secundaria 134

6.1.3.2 Determinación de Costos de Módulos de Redes MT y BT 136

6.1.3.3 Determinación de Costos de Módulos de Subestaciones MT/BT 137

6.1.3.4 Determinación de Costos de Módulos de Equipos MT 137

6.1.3.5 Determinación de Costos de Módulos de Instalaciones de Alumbrado Público

138

6.1.3.6 Costos de Inversión 138

6.1.4 Optimización Técnica Económica del Sistema de Distribución 142

6.1.4.1 Modelo Optimización Áreas Típicas de Distribución 143

6.1.4.2 Resultados de la Optimización de las Instalaciones BT 149

6.1.4.3 Resultados de la Optimización de las Instalaciones de Media Tensión 152

6.1.4.4 Resultados de la Optimización de las Instalaciones de Alumbrado Público

152

6.1.4.5 Optimización Técnica Económica de las Instalaciones No Eléctricas 155

6.1.4.6 Cálculo del VNR 158

6.1.4.7 Instalaciones Adicionales 163

6.1.4.8 Instalaciones de Alumbrado Público 163

6.1.4.9 Resumen de Resultados del VNR 164

6.1.5 Pérdidas Estándar del Sistema de Distribución 165

6.1.5.1 Pérdidas Red MT, Centros de Distribución y Red BT 166

6.1.5.2 Pérdidas en Acometida y Medición 167

6.1.5.3 Resultados del Cálculo de Pérdidas 169

005



Página 5

6.1.6 Estándar de Calidad del Servicio Eléctrico 171


6.1.6.2 Procedimiento de cálculo 174

6.1.6.3 Fundamentos del método 175

6.1.6.4 Hipótesis y consideraciones 175

6.1.6.5 Resultados sobre la Calidad de Servicio 176

6.1.7 Optimización de los Costos de Operación y Mantenimiento Técnico 177

6.1.7.1 Costos Directos 177

6.1.7.2 Costos de Supervisión Directa de Explotación Técnica 181

6.1.8 Optimización de los Costos de Gestión Comercial y Pérdidas Comerciales184

6.1.9 Optimización de los Costos Indirectos 190

6.1.10 Presentación de Resultados Comparativos 190

6.2 CÁLCULO DE LAS TARIFAS DE DISTRIBUCIÓN 193 6.2.1 Costo Fijo (CF) 193

6.2.1.1 Servicio Prepago (CCSP) 193

6.2.1.2 Medición Concentrada (CFECO) 194

6.2.2 Valor Agregado de Distribución MT (VADMT) 194

6.2.3 Valor Agregado de Distribución BT (VADBT) 195

6.2.4 Pérdidas estándar de distribución en potencia y energía 195

6.2.5 Factor de Economía de Escala 196

6.2.6 Fórmula de Reajuste 197

6.3 COMENTARIOS DEL SUPERVISOR 198

ANEXOS

Anexo 1 : Análisis de los Costos Unitarios de Inversión

Anexo 2 : Detalle de los Costos de Operación y Mantenimiento Directos

Anexo 3 : Detalle de Pérdidas en Acometidas

Anexo 4 : Verificación de las Inversiones No Eléctricas – Costos de las

Edificaciones

Anexo 5 : Cálculo del Alumbrado Público

Anexo 6 : Modelo de Optimización de la Red

Anexo 7 : Formatos A, B, C y D

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INFORME FINAL DE ANÁLISIS COMPARATIVO DE LOS ESTUDIOS VAD - SECTOR TIPICO 1

CON ABSOLUCIÓN DE LOS RECURSOS DE RECONSIDERACIÓN

Regulación Tarifaria de Distribución Eléctrica Período

Nov. 2009 – Oct. 2013

1. RESUMEN EJECUTIVO

El presente Informe constituye el Informe Final del Análisis Comparativo del

Estudio de Costos del VAD para el Sector Típico 1, correspondiente a la

Regulación Tarifaria de Distribución Eléctrica para el Periodo Noviembre 2009

– Octubre 2013, desarrollado por el Supervisor VAD el consorcio PEPSA-IT-

COSANAC, de acuerdo a las Bases del estudio de “Supervisión de los Estudios

de Costos del Valor Agregado de Distribución (VAD)”.

En el presente informe se presentan los resultados finales actualizados según

los Recursos de Reconsideración aceptados, y la metodología seguida en

cuanto al modelamiento de la red económicamente adaptada y la definición de

las tecnologías adaptadas. Adicionalmente contiene la recopilación y validación

de los antecedentes de la Empresa Modelo.

De los análisis efectuados en el marco del presente informe, se llegan a

determinar los siguientes resultados:

Sobre las tecnologías adaptadas, se concluye que las opciones que

resultan más conveniente utilizar son:

Red Subterránea MT

o Cables de Aluminio aislados con XLPE y pantalla de cobre.

Redes Aéreas de MT

o Conductor de Al desnudo en zonas sin contaminación salina.

o Conductor de Cu desnudo en zonas con contaminación salina.

Red Subterránea BT

007



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o Cable de Aluminio con aislamiento de XLPE.

Redes Aéreas de BT

o Postería de concreto armado.

o Cable autoportante de aluminio.

Equipamiento de maniobra y protección MT

o Equipamiento para interior

Seccionamiento bajo carga tripolar en celdas

compactas.

Fusibles del tipo limitador.

o Equipamiento de intemperie

Reconectadores con corte en vacío.

Seccionalizadores y seccionadores bajo carga, con

tecnología de corte en vacío tripolar.

Seccionadores fusibles del tipo Cut-Out.

Transformadores MT/ BT

o Conductores: Cobre

o Aislante: Aceite mineral

Definición del Sistema de Red, las opciones seleccionadas fueron:

o Sistema de Red MT

Instalación del neutro de MT a tierra, con bobina en

conexión Zig-Zag.

o Sistema de Red BT

Sistema Trifásico 220 V, con neutro aislado.

Los Costos de Inversión (VNR) de la Empresa Modelo con las

características anteriormente señaladas, ascienden a: 758,8 Mio. US$, de

los cuales 221,1 Mio US$ corresponden a la red de MT y 537,68 Mio US$

corresponden a la red de BT (Asignando los Costos por Instalaciones No

Eléctricas).

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Valor Nuevo de Reemplazo – Empresa Modelo (2008)

Sistema de Distribución Eléctrica

- Lima NorteUnidad Metrado

VNR miles

US$

Costos

unitarios

Promedio

Media TensiónRed Aérea km 1 094 34 891 31 895Red Subterránea km 1 402 135 679 96 791Equipos de Protección y Seccionamiento unidad 4 160 35 884 8 626Equipos Adicionales unidad 128 6 788 53 028Total MT km 2 496 213 242

Subestaciones de Distribución MT/BTMonoposte unidad 240 1 501 6 254Biposte unidad 2 413 29 219 12 109Convencional unidad 1 750 59 481 33 989Compacta Pedestal unidadCompacta Bóveda unidad 725 32 633 45 011Total SED MT/BT unidad 5 128 122 834

Baja TensiónRed Aérea

Servicio Particular km 4 929 99 239 20 135Alumbrado Público km 4 645 16 260 3 500Luminarias unidad 170 072 18 825 111Equipos de Control AP unidad 2 653 335 126Total red aérea km 9 574 134 659

Red Subterránea

Servicio Particular km 2 653 205 601 77 497Alumbrado Público km 2 597 28 832 11 101Luminarias unidad 91 577 10 137 111Equipos de Control AP unidad 2 475 312 126Postes AP unidad 86 574 16 255 188Total red subterránea km 5 250 261 136

Total BT km 14 824 395 795

Inversiones No EléctricasINE asignadas a MT 7 833INE asignadas a BT 19 051Total INE 26 885

Total VNR 758 756

Los Costos de Operación y Mantenimiento (COyM) de la Empresa Modelo

ascienden en total a: 48,45 Mio. US$, de los cuales 12,32 Mio US$

corresponden a la red de MT, 27,98 Mio US$ corresponden a la red de BT,

y 8,15 Mio. US$ corresponden a costos asociados al usuario.

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Costos de Operación y Mantenimiento – Empresa Modelo

Costos de OyM Técnicos Comercialización OtrosConcepto TOTAL Distribución Distribución Alumbrado TOTAL Gestión Operación Costo asocia- TOTAL

MT BT Público Comercial Comercial do al Usuario

Costos Directos1 Materiales 12 205,10 736,38 2 205,52 2 930,97 5 872,86 37,83 328,19 1 324,07 1 690,10

2 Supervisión Directa 7 149,60 1 109,17 1 941,05 412,81 3 463,02 696,22 834,79 440,70 1 971,71

3 Personal Propio 6 972,33 1 232,97 160,60 0,00 1 393,57 1 922,11 213,57 0,00 2 135,68

4 Servicio de Terceros 22 253,01 2 901,28 4 925,63 2 740,81 10 567,73 340,50 2 953,75 5 296,27 8 590,52

5 Cargas Diversas y Otros 2 195,92 1 053,70 291,16 61,92 1 406,78 392,75 157,25 66,10 616,11

6 Total 50 775,97 7 033,50 9 523,96 6 146,51 22 703,97 3 389,41 4 487,56 7 127,15 15 004,12

Costos Indirectos (Actividades de Apoyo)1 Personal 5 165,32 598,62 810,58 523,13 1 932,33 288,47 381,93 606,59 1 276,99

2 Materiales 2 230,75 343,12 464,62 299,85 1 107,59 165,35 218,92 347,69 731,96

3 Servicio de Terceros 1 906,06 63,65 86,19 55,63 205,47 30,67 40,61 64,50 135,79

4 Aporte Organismo Regulador 5 127,00 1 588,30 2 150,70 1 388,00 5 127,00

5 Costo Capital de Trabajo 224,92 69,68 94,35 60,89 224,92

6 Total 14 654,06 2 663,38 3 606,44 2 327,50 8 597,31 484,50 641,47 1 018,78 2 144,74

Asignación de Costo de Gestión Comercial1 Materiales 59,20 118,73 25,25 203,18

2 Supervisión Directa 202,85 406,84 86,52 696,22

3 Personal Propio 644,09 1 291,77 274,72 2 210,59

4 Servicio de Terceros 108,15 216,90 46,13 371,17

5 Cargas Diversas y Otros 114,43 229,51 48,81 392,75

6 Total 1 128,72 2 263,75 481,44 3 873,91

Asignación de Costo de Operación Comercial1 Materiales 159,41 319,71 67,99 547,12

2 Supervisión Directa 243,23 487,82 103,75 834,79

3 Personal Propio 173,51 347,99 74,01 595,50

4 Servicio de Terceros 872,45 1 749,78 372,13 2 994,36

5 Cargas Diversas y Otros 45,82 91,89 19,54 157,25

6 Total 1 494,42 2 997,19 637,42 5 129,02

Costos Totales de OyM 12 320,02 18 391,33 9 592,87 40 304,22Costos Totales

Asociado al Usuario8 145,93

Respecto a la demanda de potencia, del Balance de Potencia y Energía de

la Red Adaptada del año 2008, se determinó que la potencia comercializada

en MT sería de 821 622 kW y 520 236 kW para el caso de la red de BT.

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ENERGIA

[MWh]

Fcarga

[%]

Fcoinc.

[%]

POTENCIA

[kW]

INGRESO RED DE MT 5 276 806 834 214

PÉRDIDAS MT 65 636 12 592

RESUMEN FACTURADA 2 198 608 246 795

MT1 996 472 0,898 0,784 99 040

MT2 80 802 0,600 0,480 7 359

MT3FP 183 174 0,615 0,586 19 870

MT3P 641 568 0,839 0,936 81 482

MT4FP 52 666 0,668 0,629 5 646

MT4P 243 926 0,819 0,985 33 398

3 012 562 574 827

PÉRDIDAS TÉCNICAS BT 183 727 38 209

P. COMERCIALES RECONOCIDAS 85 858 16 383


BT2 17 647 0,610 0,646 2 128

BT3FP 65 991 0,560 0,580 7 781

BT3P 76 812 0,764 0,982 11 240

BT5C 103 999 0,500 1,000 23 679

BT4FP 65 764 0,569 0,623 8 197

BT4P 94 071 0,723 0,982 14 546

BT5B 2 309 382 0,582 1,000 451 732

BT5A 9 311 0,570 0,502 934

BALANCE DE POTENCIA Y ENERGíA

RED ADAPTADA (2008)

INGRESO RED DE BT

Aplicando los datos anteriormente indicados, los resultados del cálculo

del VAD son:

o VAD MT : 3,891 US$/kW-mes

o VAD BT : 14,629 US$/kW-mes

o VAD SED MT/BT : 3,524 US$/kW-mes

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Resultados del Cálculo del Valor Agregado de Distribución y Costo Fijo – Sector Típico 1

Descripción Unidad VADMT VADBT SED MT/BT CFE CFS CFH CFEAP CFECO

Valor Nuevo de Reemplazo miles US$ 221 075 537 680 127 347Costo Anual de Inversión (aVNR) miles US$ 27 445 66 750 15 809Costo Anual de OyM miles US$ 12 320 27 984 6 996 8 038 41 3 63Total Costo Anual miles US$ 39 765 94 734 22 805 8 038 41 3 63Demanda kW 821 622 520 236 520 236Número de clientes unidad 929 123 4 024 272 5 128

VAD Inversión US$/kW-mes 2,641 10,146 2,403VAD OyM US$/kW-mes 1,250 4,483 1,121VAD US$/kW-mes 3,891 14,629 3,524

Cargo Fijo US$/cliente-mes 0,721 0,856 1,026 1,026 0,670

Tipo de Cambio (S/./US$) 3,142 31/12/2008

Descripción Unidad VADMT VADBT SED MT/BT CFE CFS CFH CFEAP CFECO

VAD Inversión S/./kW-mes 8,298 31,879 7,550VAD OyM S/./kW-mes 3,928 14,086 3,522VAD S/./kW-mes 12,226 45,964 11,072

Cargo Fijo S/./cliente-mes 2,265 2,690 3,224 3,224 2,105

Cargo FijoVAD

VAD Cargo Fijo

0012



Página 12

2. RECOPILACIÓN DE ANTECEDENTES

En el presente capítulo, se detallan los antecedentes contables, técnicos,

comerciales y económicos de la empresa EDELNOR, que fueron recopilados

para su posterior revisión y validación.

2.1 ANTECEDENTES CONTABLES

De acuerdo a lo establecido en el punto 3.1.3.1.de las Bases Integradas:

“Supervisión de los Estudios de Costos del Valor Agregado de Distribución

(VAD)” en la Etapa I de la Elaboración de los Estudios VAD, EDELNOR

proporcionó al Supervisor a través de OSINERGMIN, los siguientes

antecedentes contables:

Los Formatos A de la Presentación de Información Económica y Financiera

de EDELNOR, establecidos por el OSINERGMIN – GART en el Sistema de

Análisis Económico y Financiero.

Base de Datos en archivos magnéticos de los Costos y Gastos

Operacionales de EDELNOR, correspondiente a los años 2008 y 2007 en

periodos trimestrales.

Base de Datos en archivos magnéticos de los Gastos No Operacionales de

EDELNOR, correspondiente a los años 2008 y 2007 en periodos

trimestrales.

Base de Datos en archivos magnéticos de los Gastos de Personal de

EDELNOR correspondiente a los años 2008 y 2007.

Estados Financieros de EDELNOR (no auditados y presentados en formato

Excel) para los años 2008 y 2007.

Resultado Económico de EDELNOR, Costos Combinados por Destino y

Naturaleza del ejercicio 2008.

Resultado Económico de EDELNOR, Costo Combinado por Naturaleza y

Destino de ejercicio 2008.

Memoria de la Empresa del ejercicio 2007.

Copia en archivo digital (sin firmas) de los Contratos suscritos por

EDELNOR con las firmas: Cobra Perú S.A., Avanzit, Synapsis, Apoyo

Consultora S.A.C., Cam, Ingedisa.

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Asimismo, el Supervisor recabó directamente la siguiente información:

De CONASEV: Estados Auditados de EDELNOR (Balance General, Estado

de Resultados y Notas a los Estados Financieros) correspondiente al

ejercicio 2007 y los Estados No Auditados al tercer Trimestre del ejercicio

2008.

De OSINERGMIN: Información Económica y Financiera correspondiente a

los años 2008 y 2007 en los Estados Combinados de Costos Naturaleza y

Destino.

2.2 ANTECEDENTES DE LA ORGANIZACIÓN

La Empresa distribuidora EDELNOR, proporcionó al Supervisor VAD a través

de OSINERGMIN, los siguientes antecedentes de la Organización:

Organización del Personal Propio, sus funciones y Costos de personal por

cargo y tipo, desagregado en: remuneraciones, beneficios sociales, Otros

beneficios y Compensación por tiempo de servicios.

2.3 ANTECEDENTES DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS Y NO

ELÉCTRICAS

2.3.1 Metrados y Valorización

Respecto a las Instalaciones Eléctricas y No Eléctricas, la Empresa

EDELNOR, proporcionó los siguientes antecedentes Formatos A-I;

Diagramas unifilares de los sistemas de transmisión secundaria de la

Empresa Modelo;

Información de los costos unitarios reportados utilizando el modelo

SICODI;

Información de las instalaciones de distribución eléctrica utilizando el

Sistema de Información VNR GIS. La información proporcionada

comprende tanto las instalaciones eléctricas y las no eléctricas.

Información sobre Instalaciones No Eléctricas de la empresa.

0014



Página 14

2.4 ANTECEDENTES COMERCIALES

Se recepcionaron de parte de la Empresa distribuidora EDELNOR, los

siguientes antecedentes comerciales:

1. Información técnico-comercial del total de la Empresa y del sistema eléctrico

modelo para el período enero 2007 – diciembre 2008, suministrada

mediante los Formatos VI-1, VI-2 y VI-3. La información en archivos

magnéticos fue entregada en formato Excel.

2. Información del Balance de Energía y Potencia utilizando el Formato A-VII.

La información en archivos magnéticos se entregó en formato Excel.

2.5 ANTECEDENTES DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

La Empresa distribuidora EDELNOR proporcionó también, la siguiente

información de costos de operación y mantenimiento del total Empresa y

Sistema Eléctrico Modelo para el período enero 2007 – diciembre 2008, con el

detalle siguiente:

1. Programa para la atención del servicio;

2. Rol de turnos para la atención por emergencias;

3. Programa de Mantenimiento e Informe de Ejecución;

4. Relación de Órdenes de Trabajo ejecutadas conteniendo:

N° de Orden de Trabajo;

Descripción;

Fecha;

Responsable del área; y

Tipo de Instalaciones que comprende

5. Salida de almacenes de los repuestos para el mantenimiento;

6. Programa anual de repuestos adquiridos en el año;

7. Recursos utilizados para la atención del servicio;

8. Costos de las actividades realizadas por servicios de terceros.

0015



Página 15

2.6 ANTECEDENTES DE LA CALIDAD DE SERVICIO ELÉCTRICO

La Empresa distribuidora EDELNOR, hizo entrega de la siguiente información

relacionada con la Calidad de Servicio Eléctrico.

Información sobre la calidad de servicio a nivel de Empresa y Sistema

Eléctrico Modelo.

2.7 OTROS ANTECEDENTES

Otros antecedentes que se entregaron al Supervisor VAD sobre la Empresa

distribuidora EDELNOR, fueron:

1. Información sobre las características técnicas de las SET AT/MT,

alimentadores, subestaciones y demandas máximas.

2. Otros servicios prestados por la empresa EDELNOR S.A.

3. Información sobre vías, tipos de vías, tipo de alumbrado y perfiles de vía de

la zona de concesión.

4. Información de zonas históricas o monumentales de Lima y Callao.

2.8 CRITERIOS DE ASIGNACIÓN DE COSTOS

2.8.1 A nivel de Actividades

La empresa EDELNOR, proporcionó un documento titulado “Criterios

para Reportes Formatos “A” del VAD”, que incluyó algunos indicadores

generales utilizados por dicha empresa, para asignar algunos Costos

Directos, Costo de Supervisión Directa y Costos de Administración.

2.8.2 A nivel de Empresa

En el documento mencionado anteriormente (numeral 2.8.1), constan

algunos indicadores generales para imputar los Costos y Gastos a la

Empresa Modelo.

0016



Página 16

2.9 FORMATOS A

Se recibieron los Formatos “A” elaborados por la Empresa EDELNOR para los

años 2008 y 2007, correspondientes a los Formatos II al V definidos en los

TDR del Consultor VAD. Cabe señalar que no fueron presentados los Formatos

VIII a IX.

La información económica-financiera de EDELNOR, proporcionada para los

años 2008 y 2007, correspondió a valores reales al 31 de Diciembre de cada

año, por lo que no fue necesario efectuar proyecciones para completar dicha

información.

Asimismo se recibieron los Formatos VI y VII conteniendo la información

comercial de ventas y el Balance de Energía y Potencia de la empresa

EDELNOR.

Los Formatos “A” presentados por EDELNOR se adjuntan en el Anexo 7 del

presente informe.

0017



Página 17

3. VALIDACION Y REVISION DE ANTECEDENTES (ETAPA II –

FORMATOS B)

En el presente capítulo se efectuó por parte del Supervisor VAD, el análisis

comparativo de los Estudios VAD, siguiendo los criterios y procedimientos

señalados en los Términos VAD del Supervisor, en lo que respecta a la

validación y revisión de los antecedentes de la Empresa Real y del Sistema de

Distribución Eléctrico Modelo.

3.1 ANTECEDENTES CONTABLES

3.1.1 Estados Financieros años 2008 y 2007

El análisis se basó en la información recopilada en el numeral 2.1

anterior, correspondiente a los Antecedentes Contables, previa

verificación de dicha información.

El cuadro 3-1 muestra los costos de explotación de la empresa

EDELNOR por destino de costo para los años 2008 y 2007. La partida

de costos más relevante son las compras de energía. En promedio se

aprecia que las compras de energía corresponden al 77% del total de

costos de explotación del año 2008 y 76% de los costos del año 2007.

El total de costos señalados por el Consultor VAD en sus formatos

revisados (1.188 millones de soles para el año 2008 y 1.138 millones

para el año 2007) resultaron más elevados que los señalados por

EDELNOR y la información recepcionada por el Supervisor VAD a través

de OSINERGMIN, tal como se aprecia en el cuadro 3-1. Dicho monto

obedecía según el Consultor VAD, a un costo de reestructuración de

(25,5 millones de S/. en el año 2008, y 17,7 millones de S/. en el año

2007) por concepto de costos y gastos originados por la rehabilitación de

líneas postes y otros, que a juicio del Consultor VAD, por error fueron

aplicados a obras y no fueron considerados como costos de explotación.

Dicho monto fue objetado por el Supervisor VAD, requiriendo una

justificación documentada, la cual no fue alcanzada. Por lo tanto, en los

0018



Página 18

formatos B preparados por el Supervisor VAD, no se consideraron

dichos costos.

Cabe indicar que se identificó que EDELNOR aplica el 25% de los

gastos de gestión de la empresa (costos operativos) al costo de las

inversiones en estudios y obras en curso, los cuales son presentados en

las Notas a los Estados Financieros 2007 (auditados) y 2008 (No

auditados) como parte del activo fijo, montos que corresponden a 14,6

millones de soles del año 2008 y 14, 2 millones de soles del año 2007,

indicados en los cuadros 3-2 y 3-3 que muestra el total de diferencias

identificadas.

Cuadro Nº 3-1

Empresa Consultor Supervisor Empresa Consultor Supervisor

1. Generación 1,2 1,3 1,2 0,8 1,0 0,92. Transmisión 9,5 9,6 9,5 9,0 9,1 9,03. Distribución - Compra de Energía 803,0 803,0 803,0 755,0 755,0 755,0 - Distribución 124,1 158,4 124,0 130,5 157,2 130,44. Comercialización 37,6 34,5 37,6 33,4 30,0 33,45. Administración 70,4 63,2 55,8 66,9 59,4 52,66. Otras Actividades

SUB TOTAL 1 045,8 1 070,0 1 031,1 995,6 1 011,7 981,37. Depreciación 116,9 116,9 116,9 125,9 125,9 126,08. Donaciones 1,3 1,1

TOTAL 1 162,7 1 188,2 1 148,0 1 121,5 1 138,7 1 107,3

Cifras en Millones de S/.

Rubro de Costos

ESTADOS FINANCIEROS AÑOS 2008 Y 2007

Año 2008 Año 2007

Cuadro Nº 3-2

Empresa Supervisor Diferencia Empresa Supervisor Diferencia

1. Generación 1,2 1,2 0,8 0,9 0,12. Transmisión 9,5 9,5 9,0 9,0 0,03. Distribución - Compra de Energía 803,0 803,0 755,0 755,0 0,0 - Distribución 124,1 124,0 -0,1 130,5 130,4 -0,14. Comercialización 37,6 37,6 33,4 33,4 0,05. Administración 70,4 55,8 -14,6 66,9 52,6 -14,36. Otras Actividades

SUB TOTAL 1 045,8 1 031,1 -14,7 995,6 981,3 -14,37. Depreciación 116,9 116,9 125,9 126,0 0,18. Donaciones

TOTAL 1 162,7 1 148,0 -14,7 1 121,5 1 107,3 -14,2


DIFERENCIAS ENTRE LA EMPRESA Y EL SUPERVISOR VAD

Año 2008 Año 2007Rubro de Costos

0019



Página 19

Cuadro Nº 3-3

Consultor Supervisor Diferencia Empresa Consultor Diferencia

1. Generación 1,3 1,2 -0,1 1,0 0,9 -0,12. Transmisión 9,6 9,5 -0,1 9,1 9,0 -0,13. Distribución - Compra de Energía 803,0 803,0 0,0 755,0 755,0 0,0 - Distribución 158,4 124,0 -34,4 157,2 130,4 -26,84. Comercialización 34,5 37,6 3,1 30,0 33,4 3,45. Administración 63,2 55,8 -7,4 59,4 52,6 -6,86. Otras Actividades

SUB TOTAL 1 070,0 1 031,1 -38,9 1 011,7 981,3 -30,47. Depreciación 116,9 116,9 0,0 125,9 126,0 0,18. Donaciones 1,3 -1,3 1,1 -1,1

TOTAL 1 188,2 1 148,0 -40,2 1 138,7 1 107,3 -31,4

Año 2008 Año 2007

DIFERENCIAS ENTRE EL CONSULTOR VAD Y EL SUPERVISOR VAD


Rubro de Costos

Dado que los Estados Financieros presentados por la empresa

EDELNOR, no desagregan los costos por actividad eléctrica, el cuadro

3-4 resume la información desarrollada por el Supervisor VAD y el

Consultor VAD, presentando la separación de costos pertenecientes a la

prestación del servicio de distribución (BT, MT y AP) respecto a otras

actividades económicas (Conexiones, Cortes y reconexiones, apoyo en

postes y Nuevos negocios) que desarrolla EDELNOR. Así, en el rubro

distribución del cuadro 3-4, sólo se incluyen los costos correspondientes

a Redes Aéreas y Subterráneas de distribución en MT, BT y AP. En el

rubro Otras Actividades se incluyen los costos correspondientes a:

Conexiones y medidores, Cortes y reconexión, Apoyo en postes, y

Nuevos negocios.

0020



Página 20

Cuadro Nº 3-4

Empresa Consultor Supervisor Empresa Consultor Supervisor

1. Generación 1,2 1,3 1,2 0,8 1,0 0,92. Transmisión 9,5 9,6 9,5 9,0 9,1 9,03. Distribución - Compra de Energía 803,0 803,0 803,0 755,0 755,0 755,0 - Distribución 124,1 77,8 55,1 130,5 74,7 63,64. Comercialización 37,6 34,5 37,6 33,4 30,0 33,45. Administración 70,4 63,2 55,8 66,9 59,4 52,66. Otras Actividades 80,6 68,9 82,5 66,8

SUB TOTAL 1 045,8 1 070,0 1 031,1 995,6 1 011,7 981,3

7. Depreciación 116,9 116,9 116,9 125,9 125,9 126,08. Donaciones 1,3 1,1

TOTAL 1 162,7 1 188,2 1 148,0 1 121,5 1 138,7 1 107,3

Rubro de Costos


Año 2008 Año 2007

REESTRUCTURACION DE LOS ESTADOS FINANCIEROS

3.2 ANTECEDENTES DE LA ORGANIZACIÓN

Sobre la revisión de los Costos de Explotación de la empresa EDELNOR, se

efectuó un análisis de la estructura organizacional de la empresa, depurando

las áreas que no se justifican, y fusionando o reclasificando aquellas

dependencias que no ameritan estar independientes y/o en un alto nivel en la

estructura organizacional de la empresa.

3.3 ANTECEDENTES DE LAS INSTALACIONES ELECTRICAS Y NO

ELECTRICAS

En lo referente a los Antecedentes de las Instalaciones Eléctricas, se verificó la

siguiente información remitida por EDELNOR a OSINERGMIN:

1. Formatos A (I y II), en forma de hojas electrónicas.

2. Diagramas unifilares de los sistemas de transmisión secundaria de la

empresa modelo, en formato DWG.

3. Información de la propuesta de Costos de Distribución de EDELNOR como

archivo de intercambio generado por el SICODI.

4. Información técnica y gráfica de las instalaciones de distribución eléctrica

contenidos en bases de datos del Sistema VNRGIS.

0021



Página 21

3.3.1 Validación de las Instalaciones Eléctricas

El proceso de validación fue un proceso continuo durante toda la

Supervisión; así con respecto al Primer Informe Parcial entregado por el

Consultor VAD, el detalle de la información proporcionada de las

instalaciones de distribución eléctrica y contenida en las bases de datos

del sistema VNR GIS comprendió:

Media Tensión: Redes aéreas y subterráneas de media tensión y

equipos de protección, seccionamiento y compensación.

Subestaciones: subestaciones de distribución MT/BT y subestaciones

de seccionamiento y protección.

Baja Tensión: Redes aéreas y subterráneas de baja tensión de

servicio particular e instalaciones de alumbrado público (redes aéreas

y subterráneas, equipos de alumbrado y equipos de control).

Asimismo, la información referida a la propuesta de Costos de

Distribución de EDELNOR contenidas en el SICODI, comprendió:

Costos unitarios de materiales, mano de obra, transporte y

Costos por armado

Costos de inversión por kilómetro de red

Por lo tanto, se verificó los valores de VNR de la empresa modelo

contenidos en el archivo VNR 2008.xls, los mismos que sirvieron de

base para la construcción de los Formatos I-1 e I-2.

Verificándose también que los metrados de las instalaciones eléctricas

fueron entregados empleando las bases de datos del Sistema VNRGIS,

las mismas que si bien contenían los metrados de la empresa

EDELNOR a Junio 2008, incluían Costos Regulados del año 2005 y

carecían de algunos costos para determinados códigos VNR. En este

sentido, se constató que los reportes A1 y C1 generados por el sistema y

remitidos por EDELNOR, no mostraban la totalidad de metrados

contenidos en la base de datos de instalaciones, e incluían una

0022



Página 22

valorización que no correspondía a la aplicación de la propuesta de

Costos de EDELNOR.

Asimismo, respecto a lo señalado por el Consultor VAD en su Primer

Informe Parcial, se encontraron diferencias en los montos

correspondientes al VNR eléctrico contenidos en el Formato I y los

mostrados en los reportes generados por el Sistema VNRGIS,

habiéndose determinado que, mientras los metrados empleados para la

construcción de los formatos I corresponden a los reportes generados

por el Sistema VNRGIS, en el caso de los datos de valorización, éstos

se efectuaron determinando un Costo Unitario Promedio para cada

Componente del VNR, el cual resultó de la multiplicación del Costo

Unitario Promedio del Proceso Regulatorio 2005-2009 por un factor, no

encontrándose el sustento de dichos factores indicados en el cuadro 3-5.

Cuadro Nº 3-5

Instalación Factor

Media Tensión

Red Aérea 1,78 Red Subterránea 1,58 Equipos de Protección y Seccionamiento 1,83Subestaciones de Distribución MT/BT

Monoposte 1,56 Biposte 1,78 Convencional 1,96 Compacta Pedestal 1,34 Compacta Bóveda 1,81Baja Tensión

Red Aérea Servicio Particular 1,64 Alumbrado Público 1,07 Luminarias 1,73 Equipos de Control 1,00 Red Subterránea Servicio Particular 1,62 Alumbrado Público 1,73 Luminarias 1,73 Equipos de Control 1,48

0023



Página 23

Por otro lado, los códigos VNR de las instalaciones para las cuales

EDELNOR no consideró metrados, se indican en el cuadro 3-6.

Cuadro Nº 3-6

Cod VNR Descripción Unidad Metrado

CR40008 CORONA METALICA DE 08 REFLECTORES CON 2 LAMPARAS DE 400 W unidad 1RF15002 REFLECTOR CON LAMPARA DE 150 W VAPOR DE SODIO unidad 1RF25002 REFLECTOR CON LAMPARA DE 250 W VAPOR DE SODIO unidad 198SB50004 S.E. AEREA BIPOSTE 500 kVA (3F) unidad 1NK24002 RED SUBTERRÁNEA CABLE NKY 2x240 mm2 km 0,114FA15002 FAROLA CON LAMPARA DE 150 W VAPOR DE SODIO unidad 1GO3251 RECLOSER INTERRUPCION EN VACÍO, TRIFÁSICO, 12 kV, In= 600 A. unidad 1

Cabe señalar, que los valores de metrados presentados tanto en los

formatos B-I y C-I por parte del Consultor VAD, recogían los mismos

valores presentados por la empresa, pero el Formato B I-1 incluyó las

instalaciones señaladas en el Cuadro 3-6.

Por otro lado, en cumplimiento de lo indicado en los Términos de

Referencia del Estudio de Costos VAD, se verificó que el Consultor VAD

efectuó los trabajos de inspección en campo para la validación de la

información de las instalaciones eléctricas, en base a una muestra

determinada por el Consultor VAD e informada al OSINERGMIN.

Asimismo, comunicado el inicio de los trabajos de verificación en campo,

el Supervisor VAD destacó personal en cada una de las cuadrillas que

dispuso el Consultor VAD para el desarrollo de dichos trabajos.

En total se inspeccionó en campo 15 alimentadores correspondientes a

la red de Media Tensión, mientras que para el caso de Baja Tensión, se

supervisó el trabajo de inspección de la red de baja tensión que partían

de las subestaciones de distribución seleccionadas.

3.3.2 Información de Instalaciones No Eléctricas.

Las actividades desarrolladas comprendieron la verificación de la

infraestructura y equipamiento requeridos para la prestación del servicio

de distribución de energía eléctrica, el mismo que incluyó:

Terrenos

Edificios y construcciones

0024



Página 24

Equipos y vehículos de Transporte y Carga

Equipos de Almacén, Maestranza, Medición y Control

Equipos de Comunicación

Equipos de Oficina

Equipos de Computación y otros

En este sentido, se efectuaron inspecciones de campo para revisar y/o

validar el VNR No Eléctrico informado por la empresa EDELNOR.

Dichas verificaciones comprendieron:

- Verificación física de los bienes considerados en el VNR,

constatando su existencia (metros – unidades) basándose en planos.

- Verificación del destino al que prestaban servicio los bienes. Como

criterio de asignación al rubro del negocio eléctrico, se consideró sólo

aquellos bienes que se mantienen en actual uso operativo para las

actividades propias de distribución, comercialización y

administración, en este sentido, no se validaron bienes destinados a:

o Prácticas deportivas y de esparcimiento (losa deportiva,

gimnasios, etc.)

o Depósito de bienes sin valor comercial (chatarra)

o Comedores, cocina.

o Estacionamiento de vehículos que no son de propiedad de la

empresa ni se destinan para uso de clientes.

o Áreas libres sin uso.

o Locales inhabilitados.

o Áreas en uso por otras empresas.

En la determinación del área destinada a estacionamiento de vehículos

se tomó en cuenta normas especiales establecidas por la Municipalidad

respectiva, en cuanto al espacio mínimo requerido por área construida

para uso de oficina.

Cabe indicar, que el Supervisor VAD estuvo presente durante el

desarrollo de las inspecciones efectuadas por el Consultor VAD y

representantes de la empresa. Dicho trabajo consistió en la verificación

0025



Página 25

física de los bienes de la muestra, considerando su estado operativo y

uso. Los resultados obtenidos se indican en el cuadro 3-7.

Cuadro Nº 3-7

Resultado de la Verificación de Instalaciones No Eléctricas

Rubro Unidad Reportado en

Base de Datos

Verificado en Campo

Diferencia

Terrenos m2 44 336 4 522 39 814 Edificios y Construcciones m2 29 803 11 947 17 856 Equipos y Vehículos de transporte unidad 9 1 8 Equipos de almacén, maestranza, medición y control unidad 17 8 9 Estaciones de radio y antenas unidad 5 5 0 Equipos de oficina unidad 1 1 0 Servidores unidad 6 4 2 Equipo de cómputo unidad 2 1 1 Software técnico y de gestión unidad 6 6 0

En conclusión, de la inspección en campo de las Instalaciones No

Eléctricas, se apreció valores elevados en las diferencias entre la

información reportada por la empresa y lo verificado en campo,

específicamente para los ítems correspondientes a Terrenos,

Edificaciones, Vehículos, Equipos de Almacén, Maestranza, Medición y

Control. De acuerdo a posteriores coordinaciones entre la empresa

EDELNOR, OSINERGMIN, el Consultor VAD y el Supervisor VAD, se

volvieron a revisar dichos resultados, superándose las observaciones

encontradas inicialmente.

3.4 ANTECEDENTES COMERCIALES

Se verificó la información de antecedentes comerciales presentada por la

empresa EDELNOR, efectuando dos análisis a efectos de verificar la

razonabilidad de las pérdidas eléctricas consideradas en las compras de

energía y potencia por parte de EDELNOR, así como el adecuado factor de

carga que justifica la compra de potencia.

0026



Página 26

3.4.1 Compras y ventas de energía y potencia

De acuerdo a los análisis que se adjuntan en el numeral 3.4.2 del

presente informe, se verificó que la empresa EDELNOR, en sus compras

de energía y potencia señaladas en sus respectivos formatos e

información de Antecedentes Comerciales, ha considerado:

Un adecuado nivel de pérdidas eléctricas; y

Un adecuado factor de carga que justifica la magnitud del monto de

potencia adquirida.

En conclusión, se valida como adecuada, a la luz de los análisis

efectuados, la información alcanzada por la empresa EDELNOR

respecto a sus adquisiciones de potencia y energía.

3.4.2 Balance de energía y potencia

De la información de los balances de energía y potencia para el año

2008, se determinaron los tiempos de utilización a nivel 220 kV y (60 o

66) kV que se indican en el cuadro 3-8.

Cuadro Nº 3-8

Potencia activa

ingresada

Energía

Ingresada

Tiempo de

Utilización

MW GWh Horas/año

Transformación 220/60 kV 881 5 659 6 423Transformación 60/10 kV 939 5 750 6 124

Nivel de Tensión

EVALUACION DE TIEMPOS DE UTILIZACION DE LAS SUBESTACIONES

En el cuadro 3-8, se observa que los tiempos de utilización de las

Subestaciones de Transformación 220/60 kV resultan elevados,

considerando que por las características de la demanda, la empresa

debería tener en sus instalaciones un grado de utilización inferior a 6.000

horas al año. A nivel de las subestaciones (60 o 66)/10 kV, el tiempo de

utilización de 6.124 horas sigue resultando alto.

Asimismo, en base a las demandas máximas informadas por

subestación, se efectuó una evaluación comparativa de la potencia

0027



Página 27

aparente máxima a nivel de 220 kV y de 60-66 kV con la potencia activa

máxima ingresada a cada etapa, tal como indica el siguiente cuadro.

Cuadro Nº 3-9

Potencia activa

ingresada balances

Máxima Sumatoria

Cargas de SS.EE.Relación

MW MVA (%)

Transformación 220/60 kV 881 1 031 85%Transformación 60/10 kV 939 1 046 90%

EVALUACION DE CARGAS MÁXIMAS EN LAS SUBESTACIONES

Nivel de Tensión

Se identificó que la relación entre la potencia activa máxima ingresada a

nivel de tensión 220 kV y la máxima suma de demanda registrada en

MVA, resulta inferior al factor de potencia esperable en esta etapa, en

consecuencia la potencia activa requerida debería ser mayor al valor

indicado en los balances.

La información de balance de energía y potencia tomada como

referencia (presentada por EDELNOR) y los cálculos de detalle

efectuados por el Supervisor VAD, se adjuntan en los cuadros 3-10 y 3-

11 a continuación.

0028



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Cuadro Nº 3-10

Balance de Energía y Potencia de Punta (*)

Total Empresa - 2008

Mes, Día y Hora de Máxima Demanda: Diciembre 10 (miércoles), 19:45 hrs Año: 2008

Descripción Factor de Factor de

MW.h % carga/pérdidas kW % Coincidencia (%)

Muy Alta Tensión (MAT)

(1) Ingreso a MAT 5 658 594,72 881 010,02(2) Ventas en MAT 0,00 0,00(3) Pérdidas en MAT 21 502,66 0,38% 3 700,24 0,42%

Alta Tensión (AT)

(4) Ingreso a AT desde MAT 5 637 092,06 877 309,77(5) Compras en AT 434 267,32 82 211,06(6) Total Ingreso a AT 6 071 359,39 959 520,84(7) Ventas en AT 321 203,50 20 529,49(8) AT1 321 203,50 20 529,49(9) AT2 0,00 0,00

(10) Pérdidas en AT 67 021,48 1,10% 10 788,08 1,12%Media Tensión (MT)

(11) Ingreso a MT desde AT 5 683 134,40 928 203,27(12) Compras en MT 0,00 0,00(13) Generación Propia Neta 5 992,72 1 233,00(14) Consumo Propio 15 334,24 2 685,69(15) Ventas a Otros Distribuidores 0,00 0,00(16) Total Ingreso a MT 5 673 792,88 926 750,58(17) Pérdidas Estándar en Media Tensión 80 567,86 1,42% 14 828,01 1,60%(18) Técnicas 80 567,86 1,42% 14 828,01 1,60%(19) No Técnicas 0,00 0,00% 0,00 0,00%(20) Ventas en Media Tensión 2 327 971,58 271 479,53(21) MT1 1 048 792,33 0,971 113 022,97 0,919(22) MT2 94 764,67 0,750 13 223,79 0,919(23) MT3P 675 057,04 0,927 81 263,20 0,980(24) MT3FP 198 896,58 0,608 24 218,64 0,650(25) MT4P 252 299,66 0,882 31 802,10 0,977(26) MT4FP 58 161,29 0,591 7 948,84 0,710(27) Pérdidas Estándar en Baja Tensión 330 973,97 10,14% 66 734,16 10,42%(28) Técnicas 204 078,34 6,25% 40 476,00 6,32%(29) No Técnicas 126 895,63 3,89% 26 258,16 4,10%(30) Ventas en Baja Tensión 2 934 279,47 573 708,87(31) BT1(32) BT2 18 105,47 0,540 3 395,72 0,889(33) BT3P 78 923,51 0,819 10 526,88 0,960(34) BT3FP 67 130,69 0,523 10 968,65 0,750(35) BT4P 97 810,98 0,697 14 373,36 0,900(36) BT4FP 67 682,66 0,562 11 095,69 0,810(37) BT5C 185 128,96 0,500 42 151,40 1,000(38) BT5A 9 976,56 0,749 910,31 0,600(39) BT5B 2 403 962,54 0,560 479 183,88 0,980(40) BT6 5 558,11 0,551 1 102,98 0,960(41) BT7(42) Pérdidas No Estándar (MW.h) 0,000 0,00% 0,000 0,00%(43) Porcentaje Total de Pérdidas (%) 0,073 0,09

(4) = (1) - (2) - (3) 411 541,83 (17) = (18) + (19)(6) = (4) + (5) (20) = (21) + (22) + (23) + (24) + (25) + (26)(7) = (8) + (9) (27) = (28) + (29)(11) = (6) - (7) - (10) (30) = (31) + (32) + (33) + (34) + (35) + (36) + (37) + (38) +(39) +(40) +(41)(16) = (11) + (12) + (13) - (14) - (15) (42) = (16) - (17) - (20) - (27) - (30)(*) Corrigiendo desfases de la facturación informada por la empresa (43) = ((42) + (17) + (27)) / (16)

Energía (MW.h) Potencia (kW)

0029



Página 29

Cuadro Nº 3-11

POT

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SET OCT NOV DIC INST

1 BARSI 247,1 251,0 246,8 246,6 235,6 239,3 237,3 234,7 238,9 242,3 243,1 238,3 290

2 CHAVARRIA 472,2 473,3 490,6 484,0 463,0 472,6 505,0 459,8 469,3 511,9 530,9 505,1 565

3 SANTA ROSA 197,8 203,6 196,2 209,7 188,7 187,1 220,4 186,9 185,5 191,1 228,5 203,8 205

4 CHILLON 83,8

5 ANCON 5,6 5,8 5,9 4,8 4,2 4,3 4,3 5,6 4,0 4,2 4,6 6,3 12

6 BARSI 44,3 46,0 42,9 42,4 40,9 50,2 51,5 48,4 48,7 49,4 45,3 47,8 50

7 CANTO GRANDE 49,7 54,0 46,9 45,2 47,2 45,9 46,9 47,1 48,2 49,6 50,8 50,9 50

8 CAUDIVILLA 38,2 39,3 40,0 39,7 37,1 36,7 37,6 38,2 38,2 38,6 39,2 44,6 50

9 CHAVARRIA 77,6 78,5 79,2 79,8 75,1 73,5 76,5 71,3 71,9 73,9 76,7 77,7 75

10 INDUSTRIAL 28,6 26,3 28,4 26,9 25,3 27,5 19,7 19,9 20,5 20,3 26,0 24,3 25

11 INFANTAS 55,0 55,5 54,4 55,5 50,3 51,9 53,3 52,1 52,8 51,1 54,3 55,8 50

12 JICAMARCA 16,9 16,1 25,5 25,6 24,1 24,1 23,8 24,2 24,2 25,8 24,2 27,9 25

13 MARANGA 41,0 43,0 40,1 39,4 37,2 37,2 38,7 37,2 38,2 38,0 38,5 45,4 50

14 MIRONES 75,4 75,4 75,9 75,1 73,5 73,7 72,9 76,0 75,7 76,5 72,3 71,5 75

15 NARANJAL 45,9 49,1 48,9 47,6 47,0 45,1 46,2 47,8 50,8 52,0 51,1 55,1 75

16 OQUENDO 31,7 34,6 36,1 37,9 34,6 36,0 30,2 29,9 30,4 31,3 38,8 41,5 50

17 PANDO 46,7 49,2 51,0 49,8 50,2 46,9 49,5 48,7 48,9 48,8 49,8 47,6 50

18 PERSHING 48,2 47,5 47,5 46,6 45,4 47,0 50,8 46,1 46,3 48,8 46,8 50,8 50

19 PUENTE PIEDRA 27,6 28,4 29,4 29,3 29,7 29,9 31,1 31,3 31,7 32,7 32,5 33,2 50

20 SANTA MARINA 38,8 41,4 42,7 41,9 41,5 40,5 39,9 40,0 41,2 39,5 41,2 43,7 50

21 SANTA ROSA 87,1 92,5 93,3 90,0 86,2 85,6 83,8 84,5 85,3 85,7 85,3 85,7 100

22 TACNA 68,0 69,9 71,0 71,1 66,9 65,1 66,1 65,8 61,5 67,5 71,6 73,0 75

23 TOMAS VALLE 54,8 53,8 58,3 58,0 55,7 53,6 58,6 54,9 55,6 55,7 56,8 58,4 75

24 VENTANILLA 17,7 17,8 18,5 18,2 17,4 17,4 17,6 17,7 17,4 17,6 17,7 20,1 25

25 ZAPALLAL 11,1 11,8 11,1 12,3 10,9 10,8 11,0 13,0 12,3 11,3 12,6 12,0 17,2

26 CHANCAY 8,3 7,7 7,8 15,6 13,5 15,3 8,0 9,9 7,9 8,0 15,2 15,0 33,75

27 HUACHO 16,7 17,0 17,4 25,5 24,0 25,6 16,4 16,5 16,8 17,0 26,6 26,5 50

28 HUARAL 12,9 13,2 13,2 12,9 12,8 12,9 12,9 13,8 13,0 13,3 13,4 13,4 42,2

29 SUPE 10,7 11,0 11,0 16,4 15,5 16,0 9,6 9,6 9,9 10,4 17,5 17,6 17

NO

RT

E

60/1

0 y

66/1

0

kV

SUBESTACION2 0 0 8

MAXIMAS DEMANDAS EN SS.EE. DE TRANSMISION ( M V A )

SE

T's

LIM

A 6

0/1

0 k

V

22

0/6

0 k

V

(LA

DO

60

kV

)

0030



Página 30

3.4.2.1 Análisis de las Pérdidas Eléctricas

Se realizó un análisis comparativo de los niveles de pérdidas de

energía y potencia; y los tiempos equivalentes de pérdidas en los

niveles de MT y BT; tomando como comparación datos de empresas

distribuidoras similares (Edenor- Argentina).

El análisis comparativo de los Balances de Potencia y Energía, de las

empresas EDELNOR (Perú) y Edenor (Argentina), se muestra en el

cuadro 3-12.

Adicionalmente el cuadro 3-13, muestra los cálculos teórico y real del

tiempo equivalente de pérdidas determinados en función de los

tiempos de utilización.

El cálculo teórico del tiempo equivalente de pérdidas, se determinó

empleando la siguiente fórmula:

Teq = 8 760 (0,3.Fu+0,7.Fu2)

Donde:

Fu : Tu / horas al año (8.760)

Tu : Tiempo de pérdidas reales al año.

De los resultados indicados en los cuadros 3-12 y 3-13 se extraen

las siguientes conclusiones:

A nivel de MT el nivel de pérdidas de EDELNOR es adecuado,

considerando que:

- La tensión en EDELNOR es de 10 kV, y en Edenor (Argentina)

de 13,2 kV, lo que implica un incremento del 70%, tomando en

cuenta que las pérdidas son proporcionales al cuadrado del

nivel de tensión.

0031



Página 31

- La proporción de red subterránea de EDELNOR es de un

60%, mientras que en Edenor (Argentina) es de un 40%, lo

que implicaría un 20% menos en el nivel de pérdidas.

- La longitud media de los circuitos en ambas empresas es

aproximadamente de 8 km.

A nivel BT, el nivel de pérdidas de energía de EDELNOR es

adecuado, teniendo en cuenta las diferencias de los sistemas y

los siguientes factores:

- Las pérdidas en BT incluyen las respectivas de los

transformadores MT/BT (alrededor del 1%), asimismo las

pérdidas en acometida y medición (alrededor del 0,4%) con lo

que las pérdidas en BT serían del 1,9%.

- El porcentaje de ingreso de energía en BT es del 53% en

EDELNOR, respecto del 69% de Edenor (Argentina), lo que

implica una reducción del 25% del nivel de pérdidas.

- El nivel de tensión en BT empleada en EDELNOR es de

3x220 V respecto al nivel 3x380 V de Edenor, lo que implicaría

un nivel de incremento de pérdidas del 150%.

- La proporción de red subterránea de EDELNOR en BT es el

66%, mientras que en Edenor es del 20%, ello implica para

EDELNOR un nivel de pérdidas 100% menor.

- La cantidad de transformadores MT/BT de EDELNOR es de

6.500 y en Edenor 15.000, por lo que la carga media de cada

uno considerando una simultaneidad de 0,85 y un factor de

potencia 0,9 es de 120 kVA en EDELNOR y 230 kVA en

Edenor. Si bien este cálculo no permite precisar un valor,

identifica un factor que redunda en un menor nivel de pérdidas

técnicas en EDELNOR.

Dado que las pérdidas no técnicas son determinadas por diferencia,

no merecen mayor comentario.

0032



Página 32

En cuanto a la relación entre los Tiempos Equivalentes de Pérdidas

teóricos y reales, ambas empresas presentan diferencias similares,

resultado lógico por las pérdidas no variables con la carga.

En conclusión, los niveles de pérdidas de energía y potencia de

EDELNOR, son adecuados a los niveles de tensión empleados y la

proporción de redes subterráneas y aéreas existentes en la empresa.

Cuadro Nº 3-12

ANÁLISIS COMPARATIVO DE BALANCES DE ENERGIA Y POTENCIA

EDELNOR (Perú) EDENOR (Argentina)

ETAPA CONCEPTO Energía Potencia Energía Potencia

GWh % MW % GWh % MW %

Ingreso a red MAT y AT 5 650 896 18 700 3 450

Alta Tensión Pérdidas red AT 20 0,4% 4 0,4% 42 0,2% 18 0,5%

y transformación AT/MT Pérdidas subtransmisión y SE AT/MT 63 1,1% 10 1,1% 307 1,6% 54 1,6%

Ventas AT 333 28 151 20

Ingreso a red MT desde AT 5 233 854 18 201 3 358

5 1 0 0

Media Tensión Consumo propio 14 2 0 0

Ingreso neto a red MT 5 225 853 18 201 3 358

Pérdidas técnicas red MT 74 1,3% 14 1,5% 258 1,4% 59 1,7%

Ventas MT 2 124 244 4 933 661

Ingreso a transformador MT/BT 3 027 595 13 009 2 638

Pérdidas CT MT/BT 204 1,1% 52 1,5%

Pérdidas Técnicas Red BT 636 3,4% 147 4,3%

Baja Tensión Pérdidas Técn. Acometida y Medidor 62 0,3% 14 0,4%

Subtotal pérdidas MT/BT, BT, acom. y med. 190 3,4% 38 4,3% 902 4,8% 213 6,2%

Ventas BT 2 714 532 11 530 2 309

Pérdidas No Técnicas 123 2,2% 25 2,8% 577 3,1% 116 3,4%

5 642 100,0% 895 100,0% 18 700 100,0% 3 450 100,0%Total Ingresado

Cuadro Nº 3-13

COMPARACION DE TIEMPOS EQUIVALENTES DE PÉRDIDAS (TEORICOS Y REALES)

EDELNOR (Perú) EDENOR (Argentina)

Etapa

Tiempo de

utilización

(h/año)

Tiempo equivalente de

pérdidas (h/año)

Tiempo de

utilización

(h/año)

Tiempo equivalente de

pérdidas (h/año)

RealEperd/Pperd

real

Aprox.

Función de TuReal

Eperd/Pperd

real

Aprox.

Función de Tu

Alta tensión 6 307 5 730 5 070 5 420 2 339 3 974

Media Tensión 6 129 5 473 4 841 5 420 4 378 3 974

Baja Tensión 5 086 4 952 3 593 4 931 4 325 3 423

0033



Página 33

3.5 ANTECEDENTES DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

De acuerdo al análisis efectuado a partir de la información sobre antecedentes

de operación y mantenimiento de EDELNOR (Ver detalles en el numeral 4.1),

se observa que la empresa EDELNOR comparativamente con otras empresas

(Edenor de Argentina y Luz del Sur), presenta:

Un excesivo costo de Explotación Comercial.

Un moderadamente elevado Costo de Administración.

Un discreto costo en Actividades de Distribución.

En este sentido, para la validación de los costos de operación y mantenimiento,

habiendo identificado que los costos de Servicios por Terceros tienen impacto

importante en los costos comerciales y de administración de EDELNOR, se

requirió a dicha empresa los contratos suscritos con las empresas contratistas

indicados en el numeral 2.1 de Antecedentes Contables, los mismos que se

han analizado, identificando preliminarmente que los servicios informáticos

contratados principalmente con una empresa vinculada a EDELNOR

(Synapsis), resultan importantes, por lo tanto dichos resultados se tomaron en

cuenta al momento de estructurar la empresa modelo.

3.6 ANTECEDENTES DE LA CALIDAD DE SERVICIO ELECTRICO

En la presenta sección, se analizó de manera comparativa la Calidad de

Suministro en AT y MT, real de las empresas EDELNOR (Perú) y Edenor

(Argentina), y ambas respecto a su propio estándar alcanzable.

En este sentido, se efectuó en primera instancia una comparación de los

resultados de la Calidad en AT y MT, tanto de SAIFI y SAIDI de los últimos

cuatro semestres de información, así como de las Tasas de Avería de MT.

Por otro lado, de acuerdo a un cálculo estándar aceptable de Calidad de

Suministro se estableció la correlación entre los valores obtenidos y el estándar

alcanzable por cada empresa.

0034



Página 34

3.6.1 Comparación de resultados

En la comparación de resultados de SAIFI y SAIDI a nivel MT, se

excluyeron las siguientes interrupciones:

- Los cortes por solicitud del cliente.

- Los cortes originados en avería interna del cliente.

- Los cortes menores a tres minutos.

Pero se incluyeron las siguientes interrupciones:

- Interrupciones Forzadas Programadas de AT y MT

- Las Interrupciones calificables como fuerza mayor.

Los resultados de los cálculos se muestran en los cuadros 3-14 al 3-16:

Cuadro Nº 3-14

COMPARACIÓN DE RESULTADOS – SAIFI AT y MT EDELNOR EDENOR

ULTIMOS 4 SEMESTRES

PROMEDIO ANUAL

ULTIMOS 4 SEMESTRES

PROMEDIO ANUAL

2,26

5,17

1,9

4,15 2,93 1,9

3,05 2,7

2,10 1,8

Cuadro Nº 3-15

COMPARACIÓN DE RESULTADOS – SAIDI (HS.) AT y MT EDELNOR EDENOR

ULTIMOS 4 SEMESTRES

PROMEDIO ANUAL

ULTIMOS 4 SEMESTRES

PROMEDIO ANUAL

5,56

14,8

4,82

8,6 10,19 3,71

8,14 4,84

5,75 3,75

Cuadro Nº 3-16

TASAS DE AVERÍA – AÑO 2008

INSTALACIÓN UNIDAD EDELNOR EDENOR CENTROS DE SUMINISTRO MT

Av/100u.año 10,9 5

REDES AEREAS DE MT Av

/100km.año 38,2 37

REDES MT SUBTERRÁNEAS Av

/100km.año 9,5 21

CENTROS DE TRANSFORMACIÓN MT/BT Averías/100u.año 8,1 7

0035



Página 35

3.6.2 Estándares alcanzables

La determinación de los estándares alcanzables se realizó

considerando, que la interrupción de MT son responsables del 90% de

las interrupciones del conjunto AT y MT. Así, el SAIFI alcanzable según

estándar sería:

CTPSPRMTA XFTKNA

LXSAIFI 1

Donde:

XA = Es la tasa de avería MT admisible, 0,25 en red aérea y 0,10

en red subterránea.

LRMT = Longitud de la red en MT.

NA = Número de alimentadores.

KSP = Coeficiente de eficiencia de funcionamiento de las

protecciones: 0,4 red aérea y 1,0 en red subterránea.

TP = Tasa de corte programado: 0,5 cortes/año-cliente

XFCT = Tasa de Falla de CT: 0,1 F/u-año

Considerando que en el caso de los parámetros de las redes aéreas y

redes subterráneas, se mantiene la siguiente relación:

XAS x KsPS = XALA x KSPLA

Por otro lado:

SAIDI = SAIFI x DMT.

DMT = Duración media interrupción: 2,5 h.

0036



Página 36

Se realizó el cálculo comparando los indicadores para las empresas

EDELNOR (Perú) y Edenor (Argentina) considerando los datos de redes

indicado en el cuadro 3-17.

Cuadro Nº 3-17

Datos EDELNOR Edenor

Longitud de Red en MT 2 600 8 500

Cantidad de alimentadores 314 1 050

Aplicando los valores indicados en el cuadro 3-17, resulta:

42,11,05,04,0314

260025,0 EDELNORSAIFI

42,11,05,04,01050

850025,0 EDENORSAIFI

SAIDIEDELNOR = SAIFIST x DMIT = 3,57

SAIDIEDENOR = SAIFIST x DMIT = 3,52

Si se considera estos valores como el 90% del conjunto de

interrupciones AT/MT, la comparación del estándar con los resultados,

se indica en el cuadro 3-18:

Cuadro Nº 3-18

Empresa SAIFI SAIDI (Horas)

Real Estimado Real Estimado

EDELNOR (Perú) 5,17 1,58 14,8 3,96

Edenor (Arg.) 4,15 1,57 8,6 3,9

En conclusión, los resultados de la empresa EDELNOR se encuentran

muy alejados de los estándares alcanzables, esto puede ser

consecuencia de:

- Mayor Tasa de Avería que la declarada.

0037



Página 37

- Gran cantidad de Cortes Programados

- Inadecuada Selectividad de Protección, debida al neutro aislado en

MT.

De la comparación con Edenor (Argentina) surge que:

- Su estándar alcanzable resulta similar.

- Los valores reales de los indicadores resultan injustificadamente más

elevados, sobre todo en el indicador SAIDI (Horas).

3.7 OTROS ANTECEDENTES

Dentro de otros antecedentes se efectuaron los siguientes análisis:

- Análisis del nivel de carga de las S.E. AT/MT y alimentadores.

- Análisis de los costos unitarios de instalación.

3.7.1 Análisis del nivel de carga de las S.E. AT/MT y Alimentadores

3.7.1.1 Análisis del Nivel de Carga de las Subestaciones AT/MT

El estado de carga máxima admisible para una estación

transformadora, debería ser aquel para el cual la falta de una unidad

transformadora permite el mantenimiento del servicio sin interrupción

de duración extensa, considerando la capacidad de sobrecarga de

los transformadores que se mantienen en servicio y la carga posible

de ser absorbida durante la operación en un tiempo razonable de la

red MT desde las SET vecinas.

La capacidad de sobrecarga de los transformadores es del orden del

20% de su capacidad nominal.

La carga operable desde alimentadores vecinos en un lapso

razonable de cuatro horas es de 1 MVA x 8 alimentadores = 8 MVA.

El caso de estaciones transformadoras, con un solo transformador,

donde la potencia de carga supera rápidamente lo operable en la red

de MT, es una situación inconveniente para la Calidad de Suministro.

0038



Página 38

Considerando lo expuesto, las cargas máximas operables en las

estaciones transformadoras con unidades de 2 a 4 transformadores

de 25 MVA resulta:

o 2 unidades (2-1) x 25 x 1,2 + 8 MVA = 38 MVA, 76% capacidad instalada.



Tomando este criterio como elemento básico de evaluación resultan

en condición de sobrecarga las subestaciones indicadas en el cuadro

3-19.

Cuadro Nº 3-19

N° NOMBRE TRAFOS % COMP. SOBRECARGA

SI NO

5 ANCON 1 52% X

6 BARSI 2 96% X

7 CANTO GRANDE 2 68%

8 CAUDIVILLA 2 89% X

9 CHAVARRIA 3 104% X

10 INDUSTRIAL 1 45% X

11 INFANTAS 2 112% X

12 JICAMARCA 1 112% X

13 MARANGA 2 91% X

14 MIRONES 3 95% X

15 NARANJAL 3 74% X

16 OQUENDO 2 83% X

17 PANDO 2 95% X

18 PERSHING 2 102% X

19 PUENTE PIEDRA 2 66% X

20 SANTA MARINA 2 87% X

21 SANTA ROSA 4 86% X

22 TACNA 3 97% X

23 TOMAS VALLE 3 78% X

24 VENTANILLA 1 78% X

25 ZAPALLAL 1 70% X

26 CHANCAY 1 45% X

27 HUACHO 2 53% X

28 HUARAL 2 32% X

29 SUPE 1 104 X

En síntesis, de 25 subestaciones AT/MT analizadas, 15 están

operando por encima del nivel de carga recomendable para poder

restablecer el suministro en tiempos adecuados.

0039



Página 39

3.7.1.2 Análisis del Nivel de Carga de los Alimentadores AT/MT

El nivel de carga de los alimentadores, debe ser tal que como

máximo debe tomar su capacidad de carga en emergencia cuando,

se ha producido la falla en el otro extremo del alimentador, al que le

otorga reserva y por lo tanto debe tomar toda la carga del circuito

completo.

Dado que la capacidad de sobrecarga en emergencia de los cables

es de un 20% por encima del nominal (todos los alimentadores tienen

por lo menos en su inicio un tramo de cable subterráneo), la carga

máxima deseable es de un 60% del nominal.

Asimismo para un grado de aprovechamiento satisfactorio se estima

que debe estar en un 40% del nominal.

Con lo cual de los 314 Alimentadores analizados, la situación en que

se encuentran los mismos, se señala en el cuadro 3-20.

Cuadro Nº 3-20

Situación del Alimentador Cantidad Porcentaje

Por encima de su capacidad

Nominal en condición de

sobrecarga, sin avería

3 1%

Por encima de la carga adecuada

para un rápido establecimiento del

servicio

148 47%

Con un nivel de carga adecuado 106 34%

Con un nivel de carga

inadecuadamente bajo 57 18%

Total 314 100%

En conclusión, la situación de los Alimentadores dista bastante del

nivel requerido por la red adaptada, ya que sólo un 34% de los

mismos se encuentra dentro de los niveles que se requieren para

una adecuada reposición de la Calidad de Suministro, situación que

0040



Página 40

afecta a los clientes en un contexto donde la penalización unitaria

que la compensa, resulta muy reducida (0,35 US$/kWh).

Adicionalmente la inadecuada cargabilidad en relación a las

posibilidades de reposición del Suministro, contribuye a un nivel de

pérdidas superior (situación que perjudica a la Distribuidora).

3.8 CRITERIOS DE ASIGNACION DE COSTOS

Los criterios de Asignación de Costos aplicados para el caso de la asignación

de costos indirectos entre las diferentes actividades, son los señalados en el

Manual de Contabilidad de Costos aprobado con R.M. 197-94-EM/VME, los

cuales se detallan en el Formato B-VIII-1.

Asimismo para la asignación de costos entre la empresa total y la empresa

modelo, se aplicó un criterio de asignación uniforme de 0,95, determinado a

partir de los montos de los VNR respectivos informados por EDELNOR, tal

como indica el cuadro 3-21.

Cuadro Nº 3-21

Item VNR (miles US$)

Total Empresa 1 145 738,09 Empresa modelo 1 092 143,79 Asignación (%) 95%

Criterio de Asignación

Formatos B

3.9 FORMATOS B

Los Formatos “B” elaborados por el Supervisor VAD para los años 2008 y 2007

se adjuntan en el Anexo 7.

0041



Página 41

4. REVISIÓN INICIAL DE COSTOS (ETAPA II – FORMATOS C)

4.1 ANALISIS DE LOS COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

En el presente análisis se efectuó la comparación de los costos de OyM

Técnicos y Comerciales informados por la empresa EDELNOR

correspondientes al año 2008, con los respectivos de otras empresas

distribuidoras similares como el caso de Edenor de Argentina.

En una primera instancia, se compararon los costos totales de OyM, que

corresponden a los Gastos de Personal, Materiales y SySE, (Servicios y

Suministros Externos), sin incluir para estos efectos los costos de Compra de

Energía, Tributos, Amortizaciones y Cargas financieras y se obtuvieron dos

Indicadores: 1) Costo por cliente y 2) Costo por MWh, tal como muestra el

cuadro 4-1.

En segunda instancia se analizaron los Costos Directos de Distribución (MT y

BT) (incluyendo los Costos Indirectos de Supervisión) y se los comparó con el

índice Costo por km de red atendida, según muestra el cuadro 4-2.

Posteriormente se compararon los Costos de Comercialización y se obtuvo el

indicador Costo por Cliente mostrado en el cuadro 4-3.

Por último se compararon los gastos de Administración aplicando el indicador

de relación entre Costos de Administración y Costos Totales.

Los valores en pesos de Edenor se llevaron a Nuevos Soles considerando

como tipos de cambio: 1) 3,1 S/./US$; y

2) 3,4 pesos /US$.

0042



Página 42

Cuadro N° 4-1

EDELNOR (Per.) EDENOR (Arg.)

Personal 51 902 241 753

Suministros Diversos 46 584

Servicios prestados por Terceros 107 360

TOTAL 205 846 474 131

Energía Ingresada GWh 5 700 20 500

Indicador Soles/MWh 36 23

Cantidad de Clientes 910 000 2 500 000

Indice Soles/cliente 226 190

ANALISIS DE COSTOS TOTALES DE EXPLOTACIÒN

CONCEPTOCOSTOS MILES DE SOLES

232 378

Cuadro N° 4-2


Personal 13 840 109 853

Suministros Diversos 18 968 26 142

SySE 35 018 98 249

TOTAL 67 826 234 244

Km Redes 17 500 31 500

Indice (Soles/km) 3 876 7 436


ANALISIS DE COSTOS DE DISTRIBUCION

Cuadro N° 4-3


Personal 11 438 26 206

Materiales 25 725 321

SySE 31 147 22.435

TOTAL 68 310 26 527

Cantidad Clientes 910 000 2 500 000

Indice (Soles/cliente) 75 11


ANALISIS DE COSTOS COMERCIALES

0043



Página 43

Cuadro N° 4-4

TOTAL ADM. TOTAL ADM.

Personal 51 302 20 187 241 753 52 484Sum. diversos 46 584 857

SySE 107 360 34 964TOTAL 205 846 56 008 474 131 104 627

Índice (%Adm/Total)

ANÁLISIS DE COSTOS DE ADMINISTRACIÓN

CONCEPTO

232 378 52 443

27,2% 22,1%

COSTOS MILES DE SOLES


De acuerdo a los índices obtenidos, se observa que la empresa EDELNOR

comparativamente tiene:

Un excesivo costo de Explotación Comercial.

Un moderadamente elevado Costo de Administración.

Un discreto costo en Actividades de Distribución.

Las conclusiones obtenidas en el análisis anterior, se corroboraron también con

el siguiente análisis comparativo realizado entre los costos informados el año

2008 por las empresas EDELNOR y Luz del Sur.

Tal como muestran las láminas 4-1 al 4-3, los costos de comercialización

determinados bajo otros criterios, pero de manera homogénea para el caso de

las empresas EDELNOR y Luz del Sur, resultan 26% más elevados los costos

de EDELNOR (34 Soles/Cliente) que los de Luz del Sur (27 soles/cliente) por

la mayor incidencia del rubro de Suministros Diversos considerados.

0044



Página 44

Lámina No. 4-1

COSTOS DIRECTOS COMERCIALIZACIÓN POR CLIENTE

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

30,00

Edelnor Luz del Sur

So

les/c

lien

te

Cargos Diversos Servicios de Terceros Suministros Diversos Carga de Personal

Lámina No. 4-2

SUPERVISION DIRECTA COMPERCIALIZACIÓN POR CLIENTE

0,000

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

Edelnor Luz del Sur

So

les/c

lien

te


0045



Página 45

Lámina No. 4-3

TOTAL COSTOS DIRECTOS COMERCIALIZACIÓN POR

CLIENTE

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0

35,0

40,0

Edelnor Luz del Sur

So

les/c

lien

te


Asimismo, de acuerdo a lo mostrado en las láminas 4-4 al 4-6, los costos de

distribución, resultan 14% menores los costos de EDELNOR respecto a los de

Luz del Sur.

Lámina No. 4-4

COSTOS DIRECTOS POR KM de RED

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

4,5

5,0

Edelnor Luz del Sur

Mil

es S

ole

s/k

m


0046



Página 46

Lámina No. 4-5

SUPERVISION DIRECTA POR KM de RED

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

Edelnor Luz del Sur

Mil

es S

ole

s/k

m


Lámina No. 4-6

TOATAL COSTOS DIRECTOS POR KM de RED

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

Edelnor Luz del Sur

Mil

es S

ole

s/k

m


Finalmente, de acuerdo a lo exhibido en la lámina 4-7, los costos de

administración, determinados bajo el criterio de Soles/cliente, resultan 30%

mayores los costos de EDELNOR respecto a los de Luz del Sur.

0047



Página 47

Lámina No. 4-7

COSTOS ADMINISTRATIVOS POR CLIENTE

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

Edelnor Luz del Sur

So

les/c

lien

te


4.2 DEFINICION Y DESCRIPCION DE LA ORGANIZACIÓN

Al igual que en la sección 4.1, el presente análisis comparativo sobre la

estructura organizacional, comprende también a las empresas EDELNOR del

Perú y Edenor de Argentina, por las siguientes razones:

Las dos empresas, alimentan un mercado de distribución de energía

eléctrica urbano, asociado a ciudades capitales de república.

Las dos empresas están encargadas de la red de sub-transmisión y

subestaciones AT/MT en su área de concesión, además de las redes de

distribución de MT Y BT.

Ambas empresas son totalmente de capital privado.

Las magnitudes físicas de ambas empresas se indican en el cuadro 4-5 a

continuación.

0048



Página 48

Cuadro N° 4-5

Características de las Empresas EDELNOR (Perú) y Edenor (Argentina)

Magnitud Unidad EDELNOR

(Perú)

Edenor

(Argentina)

Empleados u 571 2 525

Cantidad de Clientes u 900 000 2 500 000

Red MT km 3 600 8 500

Red BT km 15 000 23 000

SET u 6 500 15 000

Área de Concesión km2 1 000 2 000

4.2.1 Homogenización de niveles

La comparación de cargos y estructura funcional se realiza a niveles

similares a partir de la Gerencia General, aún cuando la denominación

utilizada sea distinta en ambas empresas.

Así, el nivel inferior al Gerente General, corresponde a la denominación

Director en el caso de Edenor y Gerente en el caso de EDELNOR; el

nivel inferior a Director se denomina Gerente en el caso de Edenor,

siendo equivalente a Subgerente en el caso de EDELNOR; y el nivel de

Subgerente de Edenor se equipara al cargo de Jefe en el caso de

EDELNOR.

A partir de este nivel se equiparan por función profesional, técnica y/o

administrativa los diversos cargos considerados.

4.2.2 Comparación de la Estructura Organizacional

Para realizar la comparación se tomó como base la estructura

presentada por EDELNOR, indicándose las equivalencias con Edenor.

0049



Página 49

4.2.2.1 Gerencias de primer nivel

Se observa una similitud en la cantidad de Gerentes del primer nivel

de la estructura organizacional, en el caso de las siguientes áreas

señaladas en el cuadro 4-6.

Cuadro N° 4-6

EDELNOR Edenor

Gerencia Comunicación Dirección Relaciones Externas

Gerencia Económica Financiera Dirección de Finanzas y Control

Gerencia Técnica y

Gerencia Comercial

Dirección de Distribución y

Comercialización y Dirección

Técnica

Asimismo se observa una marcada diferencia entre ambas

estructuras en el caso de las Gerencias de: 1) Organización y

Recursos Humanos, 2) Legal y 3) Regulación, y Gestión de Energía;

que en el caso de Edenor (Argentina) dichas funciones recaen en

una sola Dirección, la de Asuntos Corporativos, tal como muestra el

cuadro 4-7.

Cuadro N° 4-7

EDELNOR Edenor

Gerencia de Organización y

Recursos Humanos Dirección de

Asuntos Corporativos Gerencia Legal

Gerencia Regulación y Gestión de

Energía

4.2.2.2 Oficinas con dependencia directa de la Gerencia General.

- En ambas empresas, la oficina de Auditoría Interna depende de la

Gerencia General.

0050



Página 50

- Las Subgerencias de Contratos y Planificación Tributaria,

dependen de la Dirección de Finanzas y Control en el caso de

Edenor (Argentina).

- En el caso de Edenor (Argentina) existe una Gerencia de

Resguardo Patrimonial, mientras en EDELNOR dichas funciones

están es una dependencia de la oficina de Organización y

Recursos Humanos. Esta oficina se considera que no tiene por

qué depender del Gerente General, por lo que resulta más

funcional el caso de EDELNOR (Perú).

4.2.2.3 Organización de la Gerencia Económico Financiera

La organización de esta gerencia resulta similar en ambas

empresas, sólo que en Edenor (Argentina) se agrupan en su

dependencia las áreas de Sistemas, Abastecimiento y Logística

(Contratos).

4.2.2.4 Gerencias de Organización y Recursos Humanos, Legales y

Regulación y Gestión Energía

Tal como ya se indicara anteriormente, estas gerencias se

encuentran integradas en el caso de Edenor (Argentina) en una sola

Dirección, lo cual parece más lógico por el nivel de actividad y

responsabilidad requerida. Eliminándose así la necesidad de dos

cargos de Gerencia de primer nivel en el caso de EDELNOR (Perú).

4.2.2.5 Gerencia Comercial

En ambas empresas la gerencia comercial tiene tres áreas, tal cual

indica el cuadro 4-8.

0051



Página 51

Cuadro N° 4-8

Gerencia Comercial

EDELNOR (Perú) Edenor (Argentina)

Mercado No Regulado Grandes Clientes

Operaciones Comerciales Gestión Oficinas Comerciales

Desarrollo Comercial Lectura, Facturación y Cobros

La Subgerencia de Desarrollo Comercial de EDELNOR (Perú) que

comprende las unidades de Negocio Retail, Constructores,

Financiero y Seguros, no tiene equivalente en Edenor (Argentina) y

no parecen justificarse desde la perspectiva del VAD.

Cabe indicar que en Edenor (Argentina) hace unos años fue

eliminada la Gerencia de Marketing y Desarrollo.

Otra diferencia es que la Gestión de Control de Pérdidas Técnicas se

lleva en conjunto con la actividad técnica en el caso de Edenor

(Argentina), pero esto es un problema de asignación en la estructura.

4.2.2.6 Gerencia Técnica

Las tres áreas que dispone ésta gerencia en el caso de EDELNOR

(Perú), se encuentran comprendidas en dos áreas en el caso de

Edenor (Distribución y Transmisión), tal como indica el cuadro 4-9.

Cuadro N° 4-9


Ingeniería y Obras Distribución

Mantenimiento

Operaciones y Calidad de

Servicio Transmisión

a) Analizando el Área de Ingeniería y Obras, se observa:

0052



Página 52

Las unidades de Planificación Técnica y Control de Obras

se encuentran integradas en una sola unidad en el caso de

Edenor (Argentina).

Existe equivalencia entre las unidades de Normalización y

Coordinación Técnica e Ingeniería de Distribución en el

caso de Edenor (Argentina).

Existe equivalencia entre las unidades de Proyecto y Obras

de Transmisión.

Las unidades de Proyectos y Obras de Distribución, están

incluidas en la unidad Distribución en Edenor (Argentina).

En Edenor (Argentina) se han agregado las siguientes

unidades: 1) Desarrollo Sustentable y Seguridad en Vía

Pública (Considerada en Organización y RR.HH en el caso

de EDELNOR), y 2) Telecomunicaciones.

En resumen, la organización de EDELNOR en ésta área parece más

funcional.

b) Analizando las áreas de Mantenimiento y Operación; las

diferencias que se encuentran, son:

La organización por zonas geográficas considerado en el

caso de Edenor (argentina), está justificada por la mayor

área territorial que atiende dicha empresa.

No existe la unidad de Alumbrado Público en el caso de

Edenor (Arg.) dado que dicha actividad no es

responsabilidad de dicha empresa.

Las unidades de Proyecto y Ejecución de Obras de

Distribución, se encuentran descentralizadas en el caso de

Edenor (Arg.), justificado también por la mayor cobertura

territorial de dicha empresa.

4.2.3 Comparación de Cantidad de Personal

La comparación de la Dotación de Personal se realiza por Grupos

Afines, tal como se indican los cuadros 4-10 al 4-27 que continúan.

0053



Página 53

Cuadro N° 4-10

EDELNOR (Perú) Cantidad Equivalente

Edenor (Arg.) Cantidad

Gerencia General 3 Presidencia y CEO 6

Gerencia Comunicaciones 12 Relaciones

Externas 18

Cuadro N° 4-11



Gerencia Legales 7

Dirección Asuntos Corporativos 72

Gerencia Regulación y Gestión Energía 8

Gerencia Organización y Recursos Humanos 31

Total 46

Cuadro N° 4-12



Gerencia Económico Financiera 3

Dirección de Finanzas y Control 155

Subgerencia Contabilidad General 17

Subgerencia Tesorería y Finanzas 14

Subgerencia Planificación y Control 7

Subgerencia Planificación Tributaria 6

Subgerencia Contratos 7 Total 54

Cuadro N° 4-13

EDELNOR (Perú)

Cantidad Equivalente


Auditoría Interna 4 Auditoría Interna 6

Cuadro N° 4-14

EDELNOR (Perú) Cantidad Equivalente Edenor

(Arg.) Cantidad

Gerencia Técnica 2 Dirección Técnica 2

0054



Página 54

Cuadro N° 4-15



Subgerencia Ingeniería y Obras 2 Planificación

y

Control Técnico

16 Planificación Técnica 7

Control de Obras 6

Cuadro N° 4-16



Normalización 7 Coord. Técnica e Ing. de Dist. 14

Cuadro N° 4-17



Proyecto y Obras de Transmisión 19 Ingeniería e

Inversiones 60

Cuadro N° 4-18



Proyecto Distribución 13 Áreas

Operativas (No resulta válida la

comparación por diferencias geográficas)

1325

Obras Distribución 23 Subgerencia

Mantenimiento 2

Análisis Técnico 7 Control Trabajos 9

Mantenimiento Distribución 29 Distribución Norte Chico 18

Cuadro N° 4-19



Mantenimiento Transmisión 32 Transmisión 60

Cuadro N° 4-20



Mantenimiento Alumbrado Público 10 Sin equivalencia 0

0055



Página 55

Cuadro N° 4-21



Subgerencia Operaciones y Calidad de Servicio 2 Gerencia

Distribución (Centro de

Control)

50 Gestión Datos Técnicos 4 Operación 30

Cuadro N° 4-22



Calidad de Producto 8 Gerencia Planificación y

Control Técnico 16 Calidad de Servicio 5

Cuadro N° 4-23



Gerencia Comercial 3 Gerencia Comercial 2

Cuadro N° 4-24



Administración y Control G. Com. 11

Incluido en Económico Financiero

0

Cuadro N° 4-25



Subgerencia Mercado No Regulado 22 Grandes

Clientes 34

Cuadro N° 4-26



Subgerencia Desarrollo Comercial 33 Gestión Oficinas

Comerciales 288 Subgerencia Operaciones Comerciales 55

0056



Página 56

Cuadro N° 4-27



Mercado Regulado 92 Lectura,

Facturación Cobros

106

Total Empresa 571 2.525

4.2.4 Conclusiones

4.2.4.1 Respecto de la Estructura de EDELNOR

Las Gerencias de Organización y Recursos Humanos, Legales y

Regulación y Gestión de Energía, deberían agruparse en una

Gerencia de Asuntos Corporativos o denominación equivalente.

La dependencia de las Subgerencias de Contratos y de

Planificación Tributaria de la Gerencia General, no parece

justificada.

En la Subgerencia de Desarrollo Comercial, dependiente de la

Gerencia Comercial, parecen innecesarias las Unidades de

Negocio Retail; Constructoras, Financiero y Seguros. Estas

funciones deberían ser cubiertas por la Gerencia Económico

Financiera.

El sector de Administración y Control de Gestión Comercial,

debería estar incluido en la Gerencia Económico Financiera.

4.2.4.2 Respecto de las Cantidades de Personal

En todos los casos se observa que EDELNOR (Perú) en su

Estructura de Personal, cuenta con una dotación menor que la

dotación de Edenor (Argentina).

Las láminas 4-8 al 4-16, muestran la Estructura Organizacional de

EDELNOR (Perú) y la lámina 4-17 la correspondiente a Edenor

(Argentina) al 31 de diciembre de 2008.

0057



Página 57

Lámina No. 4-8

ESTRUCTURA ORGANIZATIVA EDELNOR Estructura General

GERENCIA

TECNICAWALTER SCIUTTO B.

GERENCIA

GENERALIGNACIO BLANCO F.

GERENCIA

COMERCIALCARLOS SOLÍS P.

GERENCIA ORGANIZ. Y

RECURSOS HUMANOS

ROCIO PACHAS S.

GERENCIA

LEGALLUIS SALEM H.

GERENCIA

COMUNICACIONPAMELA GUTIERREZ D.

GERENCIA REGULACION

Y GESTION DE ENERGIAALFONSO VALLE C.

GERENCIA

ECONOMICO-

FINANCIERATEOBALDO LEAL C.

GERENCIA


GERENCIA

GENERALIGNACIO BLANCO F.

GERENCIA

COMERCIALCARLOS SOLÍS P.

GERENCIA

ECONOMICO-FINANCIERATEOBALDO LEAL C.

GERENCIA ORGANIZ. Y

RECURSOS HUMANOSROCIO PACHAS S.

GERENCIA

LEGALLUIS SALEM H.

GERENCIA


GERENCIA REGULACION


SUBGERENCIACONTRATOS

PATRICIA MASCARO D.

7

SUBGERENCIAPLANIFICACION Y CONTROL

ENRIQUE MOGOLLON F.

SUBGERENCIATESORERIA Y FINANZAS

MIGUEL CARRASCO T.

SUBG. OPERACIONES Y CALIDAD DE SERV.CARLOS ARROYO A.

SUBGERENCIAMANTENIMIENTOJULIO ANTUNEZ L.

SUBGERENCIAINGENIERIA Y OBRAS

ARNALDO SALAZAR Q.

SUBGERENCIAMERCADO NO REGULADO

WALTER FEGAN J.

SUBGERENCIADESARROLLO COMERCIAL

LUIS SIFUENTES C.

SUBG. OPERACIONESCOMERCIALES

WILMER SUAREZ V.

12

31

41

7

7

8

236 216

SUBGERENCIAPLANIFICACIÓN TRIBUTARIA

CLAUDIA SUAREZ G.

6

0058



Página 58

Lámina No. 4-9 Estructura Gerencia General

GERENCIA

GENERALIGNACIO BLANCO F. 3

6

4

Total Ger: 20

SUBGERENCIA

PLANIFICACION TRIBUTARIACLAUDIA SUAREZ G.

AUDITORIA INTERNA .

7

SUBGERENCIA

DE CONTRATOSPATRICIA MASCARO D. 5

GESTION

APROVISIONAMIENTOS

GIOVANA POMA O. 3

4

GESTION TRIBUTARIA

LUIS VALLE U.1

Lámina No. 4-10 Estructura Gerencia de Regulación y Gestión de Energía

Total Ger: 8

GERENCIA DE REGULACION


GERENCIA DE REGULACION


GESTIÓN DE LA ENERGIA .

REGULACION JORGE PONCE F.

3 3

2

Lámina No. 4-11 Estructura Gerencia de Comunicación

GERENCIA


RELACIONES PUBLICASMARIA DEL R. ARRISUEÑO G.

Total Ger: 12

21

6

PRENSABRISEIDA BOCANEGRA P.

3

EXPERIENCIA DE SER

CLIENTEBRUSSY CEPERO L.

0059



Página 59

Lámina Nº 4-12 Estructura Gerencia Legal

GERENCIA

LEGALLUIS SALEM H.

Total Ger: 7

7

Lámina N° 4-13

Estructura Gerencia Económico-Financiera

GERENCIA

ECONOMICO-FINANCIERATEOBALDO LEAL C.

CONTABILIDAD GENERAL

ROXANA CACERES C.

SUBGERENCIA

TESORERIA Y FINANZASMIGUEL CARRASCO T.

SUBGERENCIA

PLANIFICACION Y

CONTROLENRIQUE MOGOLLON F.

COSTOS Y CUENTAS POR PAGARROSA MAITA M.

CONTABILIDAD Y ACTIVOS FIJOSJORGE VELASQUEZ S.

VALORES Y SEGUROSRICARDO ALVAREZ D.

TESORERIA Y CAJADANIEL CARRILLO G.

PLANIFICACIONMARCO A. ALARCON A.

PRESUPUESTOS.

Total Ger: 41

17

714

3

8

6

10

3

3

1

31

3

Lámina N° 4-14 Estructura Gerencia de Organización y Recursos Humanos

GERENCIA DE ORGANIZACIÓN

Y RECURSOS HUMANOSROCIO PACHAS S.

GERENCIA DE ORGANIZACIÓN

Y RECURSOS HUMANOSROCIO PACHAS S.

GESTIÓN DE LA

INNOVACIÓN.

SERVICIOS

GENERALESERNESTO ORMEÑO E.

SEGURIDAD

PATRIMONIALFERNANDO VEGAS P.

CAPACITACIÓN Y

BIENESTARBERTHA TINOCO L.

ADMINISTRACIÓN DE

PERSONALOSCAR SATTLER C.

SEGURIDAD LABORAL, MEDIO

AMBIENTE Y GEST

CONTRATISTASSANTOS AMADO F.

DESARROLLO Y GESTION

DE PERSONASLUCAS MANCO S.

Total Ger: 31

2

1

1 7

7535

0060



Página 60

Lámina Nº 4-15 Estructura Gerencia Técnica

GERENCIA


SUBGERENCIA

MANTENIMIENTOJULIO ANTUNEZ L.

SUBG. OPERACIONES Y

CALIDAD DE SERVICIOCARLOS ARROYO A.

SUBGERENCIA

INGENIERIA Y OBRASARNALDO SALAZAR Q.

PROYECTOS DISTRIBUCIONJUAN CASTRO Z.

OBRAS TRANSMISIONEDGAR MENDOZA G.

PROYECTOS Y

OBRAS TRANSMISIONJORGE SANCHEZ A.

CONTROL DE OBRAS .

MANTENIMIENTO

DISTRIBUCIONPAUL GARCIA C.

CONTROL DE TRABAJOS PERCY NAVARRETE V.

ANALISIS TECNICOJORGE JUSCAMAYTA M.

MANTENIMIENTO

TRANSMISIONMAURINO PUNTO M.

OPERACION FERNANDO FERNANDEZ V.

CALIDAD DE

PRODUCTO Y ANALISISMAXIMO MEZA C.

CALIDAD DEL

SERVICIO SANTIAGO BOTTONI

PLANIFICACION

TECNICADAVID OSCO A.

NORMALIZACION ROBERTO SANCHEZ V.

PROYECTOS TRANSMISION CARLOS ESPINOZA V.

OBRAS DISTRIBUCIONHENRY CABRERA H.

MANTENIMIENTO ALUMBRADO

PUBLICOISIDRO VILLANUEVA

GESTION DATOS

TECNICOSCESAR HIDALGO A.

Total Ger: 236

2

77 108 49

7

7

6

13

1

23

8

10

97

29

32

11

2 2

5

8

30

4

2

DISTRIBUCION

NORTE CHICORAYMUNDO GUTARRA P.

18

Lámina Nº 4-16 Estructura Gerencia Comercial

GERENCIA

COMERCIALCARLOS SOLIS P.

SUBGERENCIA

MERCADO NO REGULADOWALTER FEGAN J.

ADM. Y CONTROL DE

GESTION COMERCIALEDUARDO DEL CARPIO R.

CLIENTES LIBRES.

CLIENTES EMPRESARIALES E

INSTITUCIONALESHUGO BAZAN B.

CONEXIONES Y CALIDAD DE

MEDIDAENRIQUE BRACAMONTE V.

CONTROL DE PERDIDASCESAR ROMERO A.

EXPLOTACION Y FACTURACION

CLIENTES REGULADOSERNESTO FRECH DE LA T.

SUBGERENCIA

DESARROLLO COMERCIALLUIS SIFUENTES C.

SUBGERENCIA

OPERACIONES COMERCIALESWILBER SUAREZ V.

CONTROL DE MOROSIDAD.

MERCADO REGULADO

KAREN MANRIQUE A.

CANALES DE ATENCIONCLAUDIA SUAREZ I.

EXPANSIONLUCY HUAPAYA S.

3

Total Ger: 216

22 33

92

55

11

13

7

2 1

22

6

10

16

1

85

6

UNIDAD DE NEGOCIO

SEGUROSANA M. CUETO MOSCOSO.

UNIDAD DE NEGOCIO

RETAILCLAUDIA CESPEDES T.

UNIDAD DE NEGOCIO

FINANCIEROVICTOR DELGADO M.

13

8

7

1

4

UNIDAD DE NEGOCIO

CONSTRUCTORESRENZO PINNA V.

0061



Página 61

Lámina 4-17

Organigrama General de La Empresa Edenor

0062


Supervisión de los Estudios de Costos del Valor Agregado de Distribución – VAD Sector Típico 1 – Informe Final de Análisis Comparativo con Absolución Recursos de Reconsideración

Página 62

4.3 ANALISIS Y DETERMINACION DEL NIVEL DE REMUNERACIONES

En ésta sección, se realizó un análisis de las remuneraciones de EDELNOR

considerando el nivel mensual a fines de 2008 de las remuneraciones por cada

categoría incluyendo las cargas sociales. Se comparó también con las

remuneraciones de Edenor (Argentina) considerando categorías equivalentes a

partir de niveles equidistantes descendentes a partir de la Gerencia General de

cada empresa, es decir ubicando cargos de igual responsabilidad, aun cuando

difieran en la denominación.

4.3.1 Categorías Analizadas

Las categorías de EDELNOR analizadas, ordenadas en forma

descendente en la jerarquía, fueron:

G : Gerente

SG : Sub Gerente

J : Jefe

P : Profesional – Ingeniero, Abogado, Contador

AN : Analista – Económico, Financiero, Administración,

Sistema y Procesos

T : Técnico – Inspector, proyectos, obras

TA : Técnico Administrativo

SEG : Secretaria Gerencia

SESG : Secretaria Subgerencia

AA : Asistente Administrativo

AG : Asistente de Gestión

TB : Técnico de Brigada

TAB : Técnico Auxiliar de Brigada

A su vez se realizó un ordenamiento mediante una segunda clasificación

por especialidad profesional de acuerdo al siguiente detalle (Esto se

aplica a todas las categorías profesionales).

0063



Página 63

PyO : Planificación, proyecto y ejecución de obras, es

decir, todas las actividades técnicas de carácter

programado.

OyM : Operación y Mantenimiento de redes e

instalaciones, actividades de carácter no

programado en su totalidad.

EA y F : Actividades relacionadas con la Economía,

Administración y Finanzas.

SyC : Actividades relacionadas con requerimientos

especiales como sistemas y comunicaciones

sociales y empresarios.

De esta forma aplicando ambas clasificaciones a la organización de la

empresa, se obtuvo la siguiente clasificación a partir del nivel de

Gerente:

G PyO : Gerente de Planificación y Obras

SG PyO : Subgerente de Planificación y Obras

J PyO : Jefe de Planificación y Obras

I PyO : Ingeniero de Planificación y Obras

T PyO : Técnico de Planificación y Obras

TA PyO : Técnico Administrativo de Planificación y Obras

G OyM : Gerente de Operación y Mantenimiento

SG OyM : Subgerente de Operación y Mantenimiento

J OyM : Jefe de Operación y Mantenimiento

I OyM : Ingeniero de Operación y Mantenimiento

T OyM : Técnico de Operación y Mantenimiento

TA O y M : Técnico Administrativo de OyM.

TB : Técnico de Brigada

TAB : Técnico Auxiliar de Brigada

G EAyF : Gerente de Economía, Administración y Finanzas

SG EAyF : Subgerente de Economía, Administración y

Finanzas

J EAy F : Jefe de Economía, Administración y Finanzas

0064



Página 64

AN EAyF : Analista de Economía, Administración y Finanzas

Ab : Abogado

Co : Contador

Au : Auditor

Lcc : Licenciado en Comunicación

AN PyS : Analista de Procesos y Sistemas

El caso del personal no profesional que no se desempeña en actividades

técnicas, se le clasificó como:

Se G : Secretaria de Gerencia

Se SG : Secretaria de Subgerencia

AA : Asistente administrativo

AG : Asistente de Gestión

Se calcularon los valores remunerativos medios por categoría, a partir de

la información contable proporcionada por EDELNOR, valores que se

consignan en el cuadro 4-28.

A partir de la clasificación anterior, se realizó el análisis de los mismos y

la comparación con la remuneración equivalente de Edenor (Argentina)

considerarse previamente las siguientes equivalencias de niveles.


Gerente Director

Subgerente Gerente

Jefe Subgerente

Profesional Profesional

Analista Analista, líder

Técnico Técnico

Secretaria Secretaria

Asistente Asistente

Ejecutivo Líder, Analista, Supervisor

0065



Página 65

Cuadro N° 4-28

NIVEL DE REMUNERACIONES MENSUAL DE EDELNOR

ACTIVIDAD CARGO PROMEDIO

REMUNERACION MENSUAL (S/.)

TECNICOS DE PROYECTOS Y OBRAS JPYO Jefe 12 643 JPYD Ingeniero 7 579 TPYO Técnico 7 226

TAPYO Técnico Auxiliar 5 326 TÉCNICOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

JOYM Jefe 13 173 IOYM Ingeniero 9 632 TOYM Técnico 6 657

TB Técnico de Brigada 5 950 TAB Técnico Auxiliar 8 167

ECONOMÍA ADMINISTRACION Y FINANZAS JEAYF Jefe 12 747

ANEAYF Analista 7 190 ASEAYF Asistente 7 233

PROFESIONALES AB Abogado 12 026 AU Auditor 11 235

ANSYC Analista de Servicios y Compras 8 222 NO PROFESIONALES

SG Secretaría Gerencia 8 640 SSG Secretaría Subgerencia 7 094 AA Asistente Administrativo 5 868 AG Asistente de Gestión 6 026

Del análisis del cuadro 4-28, se observa que:

La remuneración mensual promedio de los Jefes en EDELNOR (PyO,

OyM y JEAyF) se encuentran entre S/.12 600 y S/.13 200.

La remuneración mensual de los Ingenieros y Analistas de

EDELNOR, está en el rango de S/.7 500 y S/.9 600.

La remuneración de los Técnicos está en el rango de S/.6 600 y

S/.7 200, con los mayores niveles en el caso de los Técnicos que se

desenvuelven en actividades de OyM.

La remuneración de los abogados y auditores están en un nivel

similar a la remuneración de los Jefes, por encima de la

remuneración de los otros profesionales.

0066



Página 66

La remuneración de los Técnicos de Brigada, se encuentra en un

nivel superior a la remuneración de los Técnicos Profesionales.

La remuneración de las Secretarias de Gerencia y de Subgerencia se

encuentran en un nivel superior a la remuneración de los Ingenieros.

Comparando con los valores remunerativos de la empresa Edenor

(Argentina), las remuneraciones de EDELNOR se encuentran en

rangos similares, tal como indica el cuadro 4-29.

Cuadro N° 4-29

CARGO RANGO (Nuevos Soles)

CARGO EDELNOR (Perú) EDENOR(Arg.)

Jefe

12 600 a 13 600

12 000 a 15 000

Subgerente

Ingeniero Analista 7 100 a 9 600 8 000 a 10 000 Ingeniero Lider Técnico Asistente 6 600 a 7 200 5 000 a 7 000 Técnico

Profesional

Técnico Auxiliar 8 000 4 000 a 8 000 Técnico de

Cuadrilla

4.4 ANALISIS DE LOS SERVICIOS DE TERCEROS

Tal como se describiera en la validación de los costos de operación y

mantenimiento, se identificó que los costos de Servicios por Terceros

incrementan los Costos Comerciales y de Administración de EDELNOR, áreas

cuyos costos unitarios (referidos como Costo por cliente y % gastos

administrativos/ gastos totales) resultaron elevados en el análisis comparativo

con otras empresas (Edenor (Arg.) y Luz del Sur.).

En tal sentido, se requirió a EDELNOR los contratos suscritos con las

empresas contratistas: Cobra Perú S.A., Avanzit, Synapsis, Apoyo Consultora

S.A.C., Cam, Ingedisa, contratos que han sido analizados, identificando

preliminarmente que los servicios informáticos contratados principalmente con

una empresa vinculada a EDELNOR (Synapsis), están entre los más elevados.

Así de los 107 millones de soles gastados por EDELNOR, en total como

Servicios Prestados por Terceros el año 2008, para la actividad de

0067



Página 67

comercialización corresponden 21,5 millones de soles y para administración

36,8 millones de soles. De dichos montos, los gastos por servicios informáticos

ascienden aproximadamente a 8 millones de soles en el caso de la actividad de

comercialización y 8 millones de soles en el caso de la administración. Por lo

tanto, dichos resultados se tomaron en cuenta al momento de estructurar la

empresa modelo.

4.5 ASIGNACION DE ACTIVIDADES Y DEDICACION DEL PERSONAL

Los criterios de Asignación de Costos aplicados para el caso de la asignación

de Supervisión Directa y Costos Indirectos entre las diferentes actividades, son

los señalados en el Manual de Contabilidad de Costos aprobado con R.M. 197-

94-EM/VME, los cuales se detallan en el Formato C-VIII-1.

Asimismo para la asignación de costos entre la empresa total y la empresa

modelo, se aplicó un criterio de asignación uniforme de 0,95, determinado a

partir de los montos de los VNR respectivos informados por EDELNOR.

4.5.1 Ajustes Iniciales

Los Ajuste Iniciales correspondieron al ahorro por la fusión de las

Gerencias de: 1) Organización y Recursos Humanos, 2) Legal y 3)

Regulación y Gestión de Energía, en una sola Gerencia (Asuntos

Corporativos o alguna denominación equivalente). Asimismo no se han

considerado los costos de las Unidades de Negocio Retail;

Constructoras, Financiero y Seguros (consideradas dentro de la

Gerencia Comercial). Así, el monto del ajuste inicial que se deduce en

los Formatos C, S/.3 232 497 corresponde al gasto de personal, tal

como muestra el cuadro 4-30.

Cuadro N° 4-30

Cuenta Destino 1Trim. 2Trim. 3Trim. 4Trim. TOTAL

915.02.02. Unidades de Asesoría y Apoyo 127 944 125 402 129 657 162 226 545 228 915.05.02. Unidades de Apoyo 395 930 405 334 382 662 419 986 593 442 915.06.03. Recursos Financieros 117 501 111 035 112 194 149 186 1 603 911 915.07.03. Recursos Humanos 137 598 134 331 150 203 171 309 489 916

TOTAL 778 973 776 101 774 716 902 707 3 232 497

Ajuste a Gastos de Personal (Cuenta 62)

Nuevos Soles

0068



Página 68

Asimismo, la deducción de personal, tiene el impacto en las provisiones

por CTS que se indican en el cuadro 4-31, deducción que asciende a

209 200 Nuevos Soles al año.

Cuadro N° 4-31

Cuenta Destino 1Trim. 2Trim. 3Trim. 4Trim. TOTAL

915.02.02. Unidades de Asesoría y Apoyo 7 665 6 822 6 991 7 102 28 580 915.05.02. Unidades de Apoyo 26 614 26 614 32 314 30 664 31 629 915.06.03. Recursos Financieros 7 156 7 156 8 688 9 785 116 206 915.07.03. Recursos Humanos 8 355 7 512 7 829 7 933 32 785

TOTAL 49 789 48 103 55 823 55 484 209 200

Montos a Ajustar a Provisiones-CTS (Cuenta 68)

Nuevos Soles

4.6 FORMATOS C

Los Formatos “C” preparados por el Supervisor, a partir de la información

contenida en los formatos “C” presentados por el Consultor VAD, y aplicando

los criterios de validación y revisión, descritos en el presente capítulo, constan

en el Anexo 7.

0069



Página 69

5. CREACIÓN DE LA EMPRESA MODELO – PROCESO DE

OPTIMIZACIÓN

En el presente capítulo se evaluó las alternativas de sistemas de red de MT y

BT que preliminarmente resultaron técnica y económicamente más

convenientes.

Asimismo, se procedió a evaluar las tecnologías técnico-económicamente

adaptadas de las instalaciones.

5.1 INSTALACIONES DE DISTRIBUCIÓN MT

5.1.1 Sistema de Red MT

Para la red MT se evaluó el uso de:

a) Sistema trifásico con neutro aislado, tal como muestra la lámina 5-1.

Lámina Nº 5-1

LADO AT LADO MT

b) Sistema trifásico con neutro conectado a tierra, tal como muestra la

lámina 5-2.

0070



Página 70

Lámina Nº 5-2

LADO AT LADO MT

En caso que el transformador no disponga de neutro conectable a

tierra, se consideró que se puede realizar la conectividad a tierra

mediante el empleo de un transformador tipo Zig-Zag, tal como indica

la lámina 5-3.

Lámina Nº 5-3

LADO AT LADO MT

En este caso, la instalación del neutro de MT a tierra, requiere de la

adquisición de la bobina en conexión Zig-Zag y del reforzamiento de

la malla de tierra para adecuarla a las corrientes de cortocircuito

monofásico a tierra, que retorna por la referida bobina.

Esta instalación permite la actuación selectiva, frente a fallos

monofásicos a tierra de equipamientos sencillos, como:

Fusibles

0071



Página 71

Indicadores de paso de corriente de cortocircuito.

Cabe resaltar que la actuación de fusibles evita la salida de todo un

alimentador o gran parte de él, como consecuencia de la falla

monofásica a tierra interna en un transformador o en un ramal.

Por otro lado, la actuación de los indicadores de paso de la corriente

de cortocircuito, reportan información local o eventualmente remota

que permite reducir los tiempos de reposición del servicio.

Por lo tanto, se evaluó también la cantidad de cortes y tiempo

reducibles por el uso de ambos dispositivos.

Fusible en ramal o transformador (Lámina 5-4).

Lámina Nº 5-4

En este caso, las fallas monofásicas en un transformador ó en un

ramal, serían detectables por el fusible si existiera conexión a tierra

del neutro, caso contrario pasaría a ser detectable por la protección

principal con la consecuente pérdida de selectividad. Por lo tanto, se

pueden construir los siguientes cuadros comparativos, en cuanto a la

incidencia en la calidad del servicio.

Cuadro Nº 5-1

Falla Monofásica a Tierra en Transformador

ITEM Sin NEUTRO A TIERRA Con NEUTRO A TIERRA

CANTIDAD DE FALLAS XFT x PMT x NCT XFT x PMT x NCT INCIDENCIA NCLA NCLA / NCT

N. INTERRUPCIONES XFT x PMT x NCT x NCLA XFT x PMT x NCLA SAIFI XFT x PMT x NCT XFT x PMT SAIDI SAIFI x Trep SAIFI x Trep

I F

0072



Página 72

Cuadro Nº 5-2

Falla Monofásica a Tierra en Ramal

ITEM SIN NEUTRO CON NEUTRO CANTIDAD DE FALLAS XFL x PML x NR x LR XFL x PML x NR x LR

INCIDENCIA NCLA NCLA / NR SAIFI XFL x PML x NR x LR XFL x PML x LR SAIDI SAIFI x Trep SAIFI x Trep

Donde:

XFL , XFT : Tasa de falla en línea y centro de transformación.

PML, PMT : Porcentaje de fallas monofásicas.

NR, NCT : Número de ramales y de SED por alimentador.

LR : Longitud promedio del ramal

NCLA : Número de clientes por alimentador.

El incremento de SAIFI y SAIDI debido a la falta de selectividad en

un sistema sin neutro, resulta:

Incremento SAIFI = XFT x PMT (NCT – 1) + XFL x PML (NR – 1) LR

Incremento SAIDI = Incremento SAIFI x Trep

Asumiendo conservadoramente:

XFT = 0,05 F/u año; XFL = 0,25/km año

PMT y PML = 0,7

NCT = 20 NR = 5 LR = 1 km.

Trep = 2 hs.

El incremento del SAIDI por alimentador resultó de:

Incremento SAIDI = 2,7 hs/año

Este adicional de 2,7 hs de SAIDI por alimentación, implicaba el

siguiente costo de ENS capitalizada, para el sistema de EDELNOR.

0073



Página 73

CENS = NAL x PAL x FC x Incremento SAIDI x 0,35

US$/kWh x Kin

= 314 x 2,8 x 103 x 0,6 x 2,7 x 0,35 US$/kWh x 7,8 US$/año

= 3 888 miles de US$.

Valor suficiente para justificar la instalación de la Impedancia de la

bobina Zig-Zag de tierra en las SET AT/MT, lado MT y el

acondicionamiento de los sistemas de tierra.

Adicionalmente a la selectividad de los fusibles, se obtienen otras

ventajas adicionales, como:

Posibilidad de empleo de indicadores de cortocircuito para

reducir los tiempos de reposición del servicio.

Posibilidad de empleo de relevadores de detección de falla de

tipo maximal, más sencillos y económicos.

Adicionalmente, cabe destacar que en el caso del sistema de neutro

aislado, para asegurar la detección y despeje seguro de las fallas,

evitando accidentes, se necesita emplear relevadores direccionales

de detección de corrientes capacitivas, los que si bien están

disponibles en el mercado, tornan las actividades de operación del

sistema, más complejas y de mayor costo.

Cabe agregar que en el estudio del Supervisor VAD se ha previsto

relevadores multifunción capaces de detectar fallas a tierra resistivas

en los equipos de salida de Subestación AT/MT y los Recloser de la

red MT.

5.1.2 Red Subterránea MT

Respecto de las redes subterráneas MT, se analizó el material del

conductor, tipo de aislación y pantalla.

0074



Página 74

Tanto la aislación como la pantalla, no ofrecen dudas respecto de lo que

es práctica habitual en el mercado eléctrico de las distribuidoras a nivel

internacional.

Así, se consideró como aislación más conveniente el XLPE (polietileno

reticulado), con pantalla de alambre de cobre con una sección suficiente

que soporte la corriente de cortocircuito.

En cuanto al material de conductor se evaluó la conveniencia de utilizar

Cobre (CU) o Aluminio (AL). Para definir esta opción se calculó la opción

más económica considerando los siguientes costos.

Costo del cable (CC).

Costo de pérdidas técnicas capitalizadas (CPK).

Para el cálculo se utilizó la siguiente expresión.

CT = CC + CPK

El costo de pérdidas capitalizadas se calculó como:

CPK = 3 x R x I2 x Teq x Kin x Cue

R = Resistencia del conductor

I = Corriente (se utilizó como variable)

Teq = Tiempo equivalente de pérdidas

Kin = Coeficiente de capitalización con I = 12% y n = 25 años

Cue = Costo unitario de la energía

El tiempo equivalente de pérdidas se calculó con la expresión:

Teq = 0,3 x Fc + 0,7 x Fc2

Para efectuar el cálculo se consideraron los siguientes datos.

0075



Página 75

Fc = 0,65

Teq = 0,49

Cue = 0,05 US$/kWh

Kin = 7,8

Se tomaron tres secciones de CU y su equivalente en capacidad de

aluminio, tal como muestran los cuadros 5-3 y 5-4.

Cuadro Nº 5-3

CU R Ω/km A max C unit (US$/km)

1x185 0,126 530 22 400 1x95 0,246 370 17 400 1x35 0,668 205 9 800

Cuadro Nº 5-4

AL R Ω/km I(A) C unit (US$/km)

1x300 0,128 580 15 627,5 1x150 0,264 380 13 867,5 1x50 0,794 200 8 427,5

Con los valores referidos anteriormente, se construyeron las curvas de

costo total en función de la corriente, tal como muestra la lámina 5-5.

Lámina Nº 5-5

Costo Total de Conductores en función de la corriente

(Red Subterránea MT)

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000

160000

180000

0 50 100 150 200 250 300I(A)

CT

(U

S$

/km

)

CU 3x185 CU 3x95 CU 3x35 AL 3x300 AL 3x150 AL 3x50

0076



Página 76

CT = C unit + R x I (en kA) x I (en A) x 0.49 x 8760 hs x 0.05 US$/kWh x 7.8

Conclusión:

Considerando el rango de uso, resulta más conveniente en las

secciones más elevadas del conductor el uso del Aluminio (AL) y en las

más bajas el Cobre (CU) o el Aluminio (AL), dada la baja incidencia del

metal en el costo en dichas secciones.

5.1.3 Redes Aéreas de MT

En las redes aéreas de MT se evaluaron las siguientes alternativas.

Tipo de poste.

Tipo de Aislador.

Tipo de Conductor.

a) Tipo de poste

Se consideró que en zona urbana no es conveniente el empleo de

postes de madera, razón por la cual se evaluó el uso de concreto

armado y acero como material del poste.

Al respecto se consideró en la comparación, el costo unitario, la

vida útil y el costo de mantenimiento, según se indica en el cuadro

5-5.

Cuadro Nº 5-5

Tipo de material Vida útil (años) C unit (US$) Costo de mantenimiento Hormigón > 40 210 -

Acero < 40 350 10 US$/año

Por los datos anteriormente mostrados resulta evidente la

conveniencia de utilizar concreto armado (CAC) en los postes.

b) Tipo de aisladores

Para evaluar el tipo de aisladores se consideró dos escenarios, sin

contaminación salina y con contaminación salina. El cálculo de la

0077



Página 77

opción más conveniente se realizó considerando el costo de

aisladores y el costo de ENS por mayor tasa de falla.

El costo de ENS se calculó con la siguiente expresión.

CENS = TF x PI x TI x C unitENS x Kin

Donde:

TF = Tasa de Falla

PI = Potencia interrumpida (1 MW)

TI = Tiempo de interrupción (2 hs)

C unitENS = 0,35 US$/kWh

Kin = Coeficiente de capitalización: 7,8

i = 12% y

n = 25 años.

Se consideraron los costos y tasas de averías indicados en el

cuadro 5-6.

Cuadro Nº 5-6

Tipo de Aislador Costo unitario US$/100 unid.

Tasa Avería Costo falla c/contam. s/contam. c/cont. s/cont.

Porcelana 1 600 2 1 10 920 5 470 Polimérico 2 500 1 0,8 5 470 4 370 Diferencia 900 5 470 1 100

Por las diferencias de costos entre tipos de aisladores, resaltó la

conveniencia de utilizar aisladores tipo poliméricos para todas las

zonas, debido a la menor tasa de falla, a lo que se agrega también

una mejor respuesta ante el vandalismo.

c) Tipo de Conductor

Para las zonas sin contaminación salina resultó mejor la opción de

conductor de aluminio en alguna de sus variantes, aleación de

aluminio o aluminio-acero.

0078



Página 78

Para las zonas con contaminación salina se evaluaron tres

opciones:

Conductor desnudo de cobre.

Conductor de aluminio protegido.

Cable preensamblado con conductor de aluminio.

Para el cálculo se consideró una sección equivalente para una

corriente nominal de 300 A, obteniendo los resultados indicados en

el cuadro 5-7.

Cuadro Nº 5-7 Características CU AL proteg. AL Preensamblado

Sección 3x70 3x120 3x185 C unit US$/km 5 000 6 250 13 500

R 0,341 0,36 0,24 TF 0,25 0,10 0,10

CENSk 1 365 546 546 C unit + CENSk 6 365 6 796 14 046

El costo de ENS se obtuvo aplicando la siguiente expresión:


Cuyos términos ya fueron explicados en la selección del tipo de

aisladores.

El costo de las pérdidas capitalizadas no corresponde calcularlo,

debido a que en cualquier de las cuatro opciones resulta factible

elegir la sección que arroje como resultado el menor nivel de

pérdidas técnicas.

Del análisis realizado (mostrado en el cuadro 5-7), se concluyó que

la solución más adecuada era el conductor desnudo de cobre.

5.2 INSTALACIONES DE DISTRIBUCIÓN BT

5.2.1 Sistema de Red de BT

Las alternativas de sistemas de red de BT para distribución urbana

evaluadas fueron:

0079



Página 79

a) Sistema de 3x220 V

b) Sistema de 3x380/220 V, con neutro corrido multiaterrado

La representación esquemática de ambos sistemas se indica en las

siguientes láminas:

a) Sistema de 3 x 220 V (según lámina 5-6)

Lámina Nº 5-6

b) Sistema de 3 x 380/220 V (según lámina 5-7)

Lámina Nº 5-7

Para la selección de la mejor opción se analizaron aspectos:

Técnico-Económicos y de Seguridad.

5.2.1.1 Aspectos Técnico - Económicos

El sistema de 3x380/220V requiere de un neutro conductor, razón por

la cual su costo por kilómetro a igualdad de sección resulta algo

mayor, dependiendo que se trate de línea o cable, este incremento

puede ser 10% ó 15%.

El sistema requiere adicionalmente la instalación de tomas de tierra

para el neutro a lo largo de su recorrido, siendo dicho costo, del

orden del 15%.

0080



Página 80

Como contrapartida, el mayor nivel de tensión hace que:

- A igualdad de sección, la capacidad de transporte se vea

incrementada.

- A igualdad de potencia transportada, el nivel de pérdidas se

reduzca considerablemente.

Así, la capacidad de transporte de una línea o cable es igual a:

tg.XRU.VCT AD

2n

Siendo:

Vn : Tensión nominal de línea.

ΔUAD : Caída de tensión admisible.

R, X : Resistencia y Reactancia de la línea.

Tg φ : Tangente del ángulo de potencia

Por lo que a igualdad de sección y tipo de línea, la red de 3x380V

tiene 3 veces más capacidad de transporte que la red de 3x220V.

3220

3802

2

220

380 CT

CT

Asimismo las pérdidas de energía son:

PE = 3 x I2 x R x Teq

A igualdad de sección (resistencia) y con la misma curva de carga y

tiempo equivalente, para una misma potencia.

3

1380220

TefTeqx

3.Pot.380.33.220.Pot.3

PEPE

2

2

22

22

220

380

Como resultado del análisis, por reducción de sección y reducción de

pérdidas, el sistema de 3x380/220V resultó mucho más económico.

0081



Página 81

5.2.1.2 Seguridad

El sistema de 3x380/220V con neutro multiaterrado, presenta la

ventaja que todos los contactos a tierra encuentran un medio de

conducción de la corriente de cortocircuito a través del neutro, con la

consiguiente seguridad para detectar la falla por parte de las

protecciones. Lo indicado puede observarse en la lámina 5-8.

Lámina Nº 5-8

Sistema 3x380/220V multiaterrado

En el caso del sistema de 3x220V en delta, los contactos a tierra solo

encuentran forma de cerrar su circuito a través de la capacidad de

las líneas a tierra, estableciendo corrientes en cortocircuito

capacitivas de valores muy bajos, que resultan indetectables para las

protecciones convencionales; y que por lo tanto hacen que los

elementos conductores y masas continúen en tensión en caso de

falla, con los consiguientes riesgos para el público. Ello puede

observarse en la lámina 5-9.

Lámina Nº 5-9

Sistema 3x220V en delta, aislado

0082



Página 82

Lo señalado anteriormente en cuanto a corrientes de falla muy bajas

e indetectables, ha sido causal de muchos accidentes graves

particularmente en zonas húmedas.

Por otro lado, en el caso del sistema 3x380/220V, si la continuidad

del neutro y su conectividad a tierra se pierde, la situación se torna

muy peligrosa, pues se transforma en un sistema de neutro aislado

con una tensión mayor. Esto se puede visualizar en la lámina 5-10:

Lámina Nº 5-10

Sistema de 3x380/220V con neutro cortado y tierra perdida

Por lo tanto, para lograr seguridad del sistema se requiere:

Utilizar cables aéreos preensamblados, de forma tal que ante

una contingencia, todos se corten juntos, tanto las fases como

el neutro (Las líneas convencionales suelen tener problemas

con el corte del neutro sin el corte de las fases).

Reforzar al neutro utilizando conductores de mayor resistencia

mecánica, como puede ser aleación de aluminio o aluminio

con alma de acero.

Utilizar para la conexión a tierra conductores y jabalinas que

no sean hurtables. Para ello es conveniente el uso de barras o

conductores de acero recubiertos de aluminio o cobre

(alumoweld o copperweld).

La experiencia internacional (v.gr. Argentina) con cables aéreos

preensamblados y conexiones de tierra con conductores y jabalinas

con alma de acero ha resultado muy buena.

0083



Página 83

En los cálculos económicos debe tenerse en cuenta además de las

consideraciones económicas realizadas sobre un Mercado Base, que

en el caso de EDELNOR existe una gran cantidad de suministros

trifásicos (aproximadamente 90.000), para los cuales debería

contemplarse la instalación de transformadores reductores cuyo

costo reduce significativamente la conveniencia del cambio. Por lo

tanto, se considera la alternativa de mantener el sistema 3x220 V.

5.2.2 Red Subterránea BT

Respecto de las redes subterráneas de BT, se analizó también, el

material del conductor, tipo de aislamiento y tipo de construcción.

Tanto el aislamiento como la construcción, no ofrecen dudas respecto a

lo que es práctica habitual en el mercado eléctrico de las distribuidoras a

nivel internacional.

Así, se consideró como aislamiento más conveniente del conductor el

XLPE; y como tipo de construcción el conductor tipo unipolar

prerreunido.

En cuanto al material del conductor se evaluó la conveniencia de utilizar

cobre (CU) o aluminio (AL). Para definir esta opción se calculó la opción

más económica considerando los siguientes costos.

- Costo del cable (CC).

- Costo de pérdidas técnicas capitalizadas (CPK).

Para el cálculo se utilizó la siguiente expresión.

CT = CC + CPK

El costo de pérdidas capitalizadas se calculó como:

CPK = 3 x R x I2 x Teq x Kin x Cue Donde:

R = Resistencia del conductor,

0084



Página 84

I = Corriente (se utilizó como variable)

Teq = Tiempo equivalente de pérdidas

Kin = Coeficiente de capitalización con I = 12% y n = 25

años

Cue = Costo unitario de la energía

El tiempo equivalente de pérdidas se calculó con la siguiente expresión:

Teq = 0,3 x FC + 0,7 x FC2

Para efectuar el cálculo se consideró los siguientes datos.

Fc = 0,5

Teq = 0,325

Cue = 0,05 US$/kWh

Kin = 7,8%

Por otro lado, para el análisis se consideraron tres secciones de CU y su

equivalente en capacidad de aluminio, tal como muestran los cuadros 5-

8 y 5-9.

Cuadro Nº 5-8

CU R Ω/km A max C unit (US$/km)

1x240 0,096 480 21 300 1x120 0,195 310 16 000 1x35 0,668 140 6 000

Cuadro Nº 5-9

AL R Ω/km I(A) C unit (US$/km)

1x300 0,128 580 13 500 1x150 0,264 280 11 400 1x50 0,567 200 4 700

Con los valores referidos anteriormente, se construyeron las curvas del

costo total en función de la corriente, tal como muestra la lámina 5-11.

0085



Página 85

Lámina Nº 5-11

Costo Total de Conductores en función de la corriente

(Red Subterránea BT)

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000

160000

0 50 100 150 200 250 300

I(A)

CT

(U

S$

/km

)

CU 3x185 CU 3x95 CU 3x35 AL 3x300 AL 3x150 AL 3x50

CT = C unit + 3 x R x I (en kA) x I (en A) x 0,49 x 8 760 hs x 0,05 US$/kWh x 7,8

Conclusión:

Considerando el rango de uso, resulta más conveniente en las

secciones más elevadas del conductor el uso de Aluminio (AL) y en las

más bajas el Cobre (CU) o el Aluminio (Al), dado el menor impacto del

costo del metal en dichas secciones.

5.2.3 Redes Aéreas de BT

En las redes aéreas de BT se evaluaron los siguientes aspectos:

Tipo de poste.

Tipo de Conductor.

a) Tipo de poste

0086



Página 86

Se consideró que en zona urbana no es conveniente el empleo de

postes de madera, razón por la cual se evaluó el uso del concreto

armado y el acero, como material de los postes.

Al respecto se consideró en la comparación, el costo unitario, la vida

útil y el costo de mantenimiento, tal como muestra el cuadro 5-10.

Cuadro Nº 5-10

Tipo de material Vida útil (años) C unit (US$) Costo de

mantenimiento

Concreto armado > 40 110 - Acero < 40 250 10 US$/año

Por los datos mostrados en el cuadro anterior, resultó evidente la

conveniencia de usar postes de concreto armado.

b) Tipo de Conductor

Se evaluaron tres opciones.

Conductor desnudo de cobre protegido.

Conductor de aluminio protegido.

Conductor de aluminio preensamblado.

Para el cálculo se consideró una sección equivalente de los

conductores, que soportase una corriente nominal de 300 A, tal como

muestra el cuadro 5-11.

Cuadro Nº 5-11

Características Cobre Aluminio AL Preensamblado

Sección 3x70 3x120 3x120 C unit US$/km 9 900 5 300 3 800

R 0,341 0,36 0,36 TF 0,25 0,50 0,10

CENSk 273 546 109 C unit + CENSk 10 173 5 846 3 909

El costo de ENS se obtuvo aplicando la siguiente expresión:


0087



Página 87

Cuyos términos ya fueron explicados, en los análisis efectuados

anteriormente.

El costo de las pérdidas capitalizadas no corresponde calcularlo,

debido a que para cualquiera de las tres opciones seleccionadas,

resulta factible elegir la sección cuyo resultado arroje el menor nivel

de pérdidas técnicas.

Del análisis realizado se concluyó que la solución más adecuada

resulta la aplicación del cable autoportante como conductor.

c) Equipamiento de maniobra y protección MT

En lo que respecta al equipamiento de maniobra y protección MT se

analizó:

Equipamiento para interior.

Equipamiento para intemperie.

c.1) Equipamiento para interior

El equipamiento para maniobra y protección de interior comprende

los siguientes equipos:

Seccionadores bajo carga con o sin fusibles.

Interruptores.

En lo que respecta a los seccionadores bajo carga, existen dos

alternativas posibles:

Seccionadores bajo carga en aire.

Seccionadores bajo carga en SF6.

En la actualidad las empresas están optando por la opción de

seccionamiento bajo carga en SF6 debido a:

Capacidad de ruptura.

0088



Página 88

Seguridad de maniobra.

Mínima afectación medio ambiental.

Los mayores costos unitarios de éstos equipos se ven compensados

por la reducción del espacio o recintos requeridos para su

instalación.

En lo que respecta a interruptores para uso interior, la selección se

efectuó por el principio de interrupción utilizado, considerando como

opciones.

Interruptores en pequeño volumen de aceite

Interruptores en vacío

Interruptores en SF6

En la práctica internacional vigente, son aceptados los interruptores

con principio de interrupción en vacío y SF6.

Los fusibles del tipo interior asociados mayormente con redes

subterráneas y por lo tanto con mayores corrientes de cortocircuito,

se eligen del tipo limitador, justamente para limitar el establecimiento

de la corriente de cortocircuito.

c.2) Equipamiento de intemperie

Para su utilización en intemperie se seleccionó la tecnología de:

Reconectadores

Seccionalizadores o seccionadores con carga

Seccionadores fusibles

Los reconectadores para facilitar las operaciones de múltiple recierre

sin afectación, ni limitación en las condiciones de operación deben

seleccionarse con corte en vacío.

0089



Página 89

En cuanto a seccionalizadores y seccionadores bajo carga, la opción

más recomendable fue con corte en vacío y aislamiento encapsulado

en seco.

Los seccionadores fusibles por razones operativas de visualización

de la actuación, y de costo de reposición del hilo fusible, se

recomienda que sean del tipo Cut-Out, con corte por expulsión del

arco.

5.2.4 Transformadores MT/ BT

Para la selección de los transformadores de potencia MT/BT, se

analizaron las opciones posibles para:

Material del conductor.

Aislamiento.

Nivel de pérdidas.

En general tratándose de redes urbanas de distinta densidad, no

siempre con una importante concentración de clientes y la necesidad de

suministros trifásicos, los transformadores deben ser de tipo trifásico.

En lo que respecta al material conductor, debido a las constantes

variaciones del precio del cobre (CU), que suele tener precios unitarios

por kilogramo que superan más de 4 veces al costo del aluminio (AL),

debe seleccionarse este último material como el más conveniente.

El tipo de aislamiento puede ser, aceite mineral, fluido de siliconas y

seco. La práctica internacional selecciona por razones de costo y

confiabilidad al aceite mineral como el aislante más conveniente. Su uso

no implica ningún riesgo para su aplicación en instalaciones a la

intemperie. En el caso de instalaciones de tipo interno en edificios,

también resulta apto, si se toman los recaudos necesarios para que un

eventual fuego no se propague al interior del inmueble.

Estos recaudos deben ser:

0090



Página 90

Paredes y puertas del recinto antifuego.

Ventilación con salida al exterior.

Fácil accesibilidad de bomberos.

El nivel de pérdidas de los transformadores fue otro factor decisivo en la

selección del mismo, ante el incremento de los costos de la energía, por

la necesidad de ir abandonando el empleo de combustibles fósiles

contaminantes del medio ambiente.

La práctica de las empresas de distribución es la de limitar las pérdidas

en el hierro y en el cobre, a valores compatibles con el costo de la

energía y la economía obtenible. Estos valores son aproximadamente:

Porcentaje de pérdidas en el hierro: 0,24% Pn

Porcentaje de pérdidas en el cobre: 1,2% Pn

Guardando la relación de 5 a 1 entre las pérdidas del CU y las del hierro

en el transformador.

0091



Página 91

5.2.5 Alumbrado público

De conformidad con la regulación actual, que exige su medición

independiente, la alimentación a los artefactos de alumbrado público

debe efectuarse desde un circuito exclusivo.

Esto permite emplear un tablero de alimentación y control para estos

circuitos en su origen (la SED), incluyendo medidor de energía,

fotocélula e interruptores termo magnéticos.

Se evalúan a continuación las tecnologías actualmente apropiadas para

estas instalaciones.

a) Soportes

Se adoptó como más conveniente el empleo de la misma tecnología

empleada para soportes de BT, que son los postes de concreto

armado. Cuando la red BT desarrollada sea aérea, se dispondrá el

artefacto de iluminación y su pastoral sobre los mismos postes de

red.

b) Conductores

Tanto en red aérea como subterránea BT, se emplean según el

sistema de alimentación:

3 conductores adicionales.

2 conductores adicionales.

c) Tipo de lámparas

Para definir la tecnología óptima de lámparas para alumbrado público

se compararon, para flujos útiles similares, los costos operativos de

las dos tecnologías alternativas de lámparas vigentes actualmente:

vapor de sodio alta presión y vapor de mercurio.

Los conceptos incluidos en el análisis fueron:

0092



Página 92

El costo de adquisición inicial de artefacto completo y lámpara.

El flujo luminoso producido.

La vida útil de las lámparas.

El costo de energía consumida anual.

Los datos empleados se detallan en el cuadro 5-12:

Cuadro Nº 5-12

DATOS POR TIPO DE LAMPARA

Tipo de làmpara Vapor de Hg Vapor de Na

Potencia (W) 125 250 70 150

Consumo total (W) 137 266 82 170

Flujo luminoso [Lm] 6 300 13 500 5 800 14 000

Vida ùtil estimada lampara (horas) 10 000 10 000 16 000 16 000

Vida ùtil estimada equipo (años) 10 10 10 10

Costo inicial de làmpara (U$S) 3,5 5,4 8,6 15,1

Costo inicial de equipo (U$S) 40,0 60,0 46,0 68,0

DATOS BASICOS

Tasa de interés 10%Costo de energía 0,115 U$S/kWhTiempo de conexiòn anual 4 380 hs/año

Con los datos anteriores, se obtuvo el costo anualizado total por

lámpara. A efectos de comparar las tecnologías, se calculó el costo

total anualizado por unidad de flujo luminoso, tal como se observa en

el cuadro 5-13.

Cuadro Nº 5-13

CALCULO DE COSTOS TOTALES ANUALIZADOS

Tipo de lámpara Vapor de Hg Vapor de Na

Potencia (W) 125 250 70 150

Costo anualizado lámpara 1,8 1,2 4,0 6,9

Costo anualizado artefacto 6,5 9,8 7,5 11,1

Costo anual de energía (U$S) 69 134 41 86

Costo anualizado total (U$S) 202 395 123 254

Costo anualizado/1000 Lm 32,1 29,3 21,2 18,1

De los resultados anteriores, se observa que el costo total por unidad

de flujo luminoso de las lámparas de vapor de sodio, resulta

0093



Página 93

aproximadamente un 33% menor que las lámparas de vapor de

mercurio, por lo tanto se seleccionó dicho tipo de lámpara.

5.3 BALANCE DE POTENCIA Y ENERGÍA

Se determinó la demanda de potencia en Media Tensión y Baja Tensión a partir

del Balance de Potencia y Energía considerando las compras eficientes,

pérdidas estándar y ventas eficientes.

El balance de potencia y energía para la red adaptada se efectuó teniendo en

cuenta los siguientes elementos:

Los valores de pérdidas técnicas determinados en los estudios de red

adaptada y de pérdidas, en acometida y medición.

Las ventas de energía por cada segmento tarifario y cada nivel de tensión.

Las características de la curva de demanda de la empresa.

Los resultados obtenidos para los balances correspondientes a la Empresa

Actual y a la Empresa Modelo se presentan en los cuadros 5-14 y 5-15 a

continuación.

0094



Página 94

Cuadro Nº 5-14

ENERGIA

[MWh]

Fcarga

[%]

Fcoinc.

[%]

POTENCIA

[kW]

5 363 948 870 274



MT1 996 472 0,898 0,784 99 040

MT2 80 802 0,600 0,480 7 359

MT3FP 183 174 0,615 0,586 19 870

MT3P 641 568 0,839 0,936 81 482

MT4FP 52 666 0,668 0,629 5 646

MT4P 243 926 0,819 0,985 33 398

3 095 072 609 503


PÉRDIDAS COMERCIALES 118 178 24 541


BT2 17 647 0,610 0,646 2 128

BT3FP 65 991 0,560 0,580 7 781

BT3P 76 812 0,764 0,982 11 240

BT5C 170 509 0,500 1,000 38 823

BT4FP 65 764 0,569 0,623 8 197

BT4P 94 071 0,723 0,982 14 546

BT5B 2 286 443 0,582 1,000 447 299

BT5A 9 310 0,570 0,502 933

INGRESO RED DE BT

RED ACTUAL (2008)


INGRESO RED DE MT

0095



Página 95

Cuadro Nº 5-15

ENERGIA

[MWh]

Fcarga

[%]

Fcoinc.

[%]

POTENCIA

[kW]

INGRESO RED DE MT 5 276 806 834 214



MT1 996 472 0,898 0,784 99 040

MT2 80 802 0,600 0,480 7 359

MT3FP 183 174 0,615 0,586 19 870

MT3P 641 568 0,839 0,936 81 482

MT4FP 52 666 0,668 0,629 5 646

MT4P 243 926 0,819 0,985 33 398

3 012 562 574 827


P. COMERCIALES RECONOCIDAS 85 858 16 383


BT2 17 647 0,610 0,646 2 128

BT3FP 65 991 0,560 0,580 7 781

BT3P 76 812 0,764 0,982 11 240

BT5C 103 999 0,500 1,000 23 679

BT4FP 65 764 0,569 0,623 8 197

BT4P 94 071 0,723 0,982 14 546

BT5B 2 309 382 0,582 1,000 451 732

BT5A 9 311 0,570 0,502 934


RED ADAPTADA (2008)

INGRESO RED DE BT

0096



Página 96

5.4 COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DISTRIBUCIÓN

5.4.1 Costos Directos

5.4.1.1 Costo de Mano de Obra, Transporte y Equipo

Se consideró que las actividades se ejecutan mediante la modalidad

de contratación de servicios.

Se evaluaron previamente las tareas típicas de explotación para cada

instalación, determinando su costo a partir de:

Los costos de la Hora-Hombre publicados por CAPECO.

La composición de la cuadrilla necesaria para ejecutarla.

El equipamiento de transporte y elevación de cargas, de

medición o especial necesarios.

El tiempo estimado de la tarea, incluyendo si corresponde el

de traslado.

Los datos empleados se indican en los cuadros 5-16 al 5-19 que

continúan.

Cuadro Nº 5-16

Costos de Mano de Obra y Herramientas

Recurso Unidad Costo (US$)Mano de obraCapataz h-h 6,03Oficial (Ayudante operario) h-h 4,89Operario h-h 5,48Peón h-h 4,43

Cuadro Nº 5-17

Costo horario de transporte y equipo

Recurso Unidad Costo (US$)

Camioneta h - M 9,14Camión 4 Tn. h - M 12,60Camión 10 Tn. h - M 16,56Grúa chica 2,5 Tn h - M 17,34Grúa grande 9,5 Tn h - M 29,24

0097



Página 97

Cuadro Nº 5-18

Equipo US$/h

LOCALIZACIÓN DE FALLAS 2,29TERMOGRAFÍA (*) 12,79REGISTRADOR (**) 0,99

EQUIPO PRUEBA ACEITE 1,03EQUIPO LAVADO AISLADORES 1,21

LOCALIZACIÓN DE DESCARGAS 6,92(*) Incluye procesamiento y entrega de imágenes.(**) Incluye procesamiento y entrega de registros.

EQUIPOS DE PRUEBA Y ESPECIALESCOSTO DE VEHÍCULOS Y EQUIPOS

Cuadro Nº 5-19

% Contratista % 25,00%Costo de stock % 6,81%

Porcentajes a aplicar sobre los costos directos

Con los datos anteriores y las composiciones de personal y

equipamiento necesarios para las distintas tareas identificadas, se

determinaron luego los costos por hora de cuadrilla, según el cuadro

5-20.

Cuadro Nº 5-20

COMPOSICION DE CUADRILLAS Y COSTO POR HORA

Mano de Obra TOTAL

US$/h Vehículo Chofer Vehículo Chofer US$/h

A 1 OFICIAL 5,68 AUTO / UTILIT 8,36 14,04

B 1 OFICIAL + 1 AYUDANTE 10,89 UTILITARIO 8,36 19,25

C 1 OFICIAL + 1 AYUDANTE 10,89 CAMIONETA 12,68 23,58

D 1 OFICIAL + 1 1/2 OFICIAL 10,89 CAMIONETA 12,68 23,58

F 1 OFICIAL + 1 1/2 OFICIAL + 1 AYUDANTE 16,10 CAMIONETA 12,68 28,78

H 1 OFICIAL + 1 1/2 OFICIAL + 2 AYUDANTES 21,31 CAMION 1 23,18 5,21 49,70

I 2 OFICIAL + 1 1/2 OFICIAL + 2 AYUDANTES 26,99 CAMIONETA 12,68 39,68

J 2 OFICIAL + 1 1/2 OFICIAL + 2 AYUDANTES 26,99 CAMION 1 23,18 5,21 55,38

M 1 OFICIAL ESPECIALISTA + 1 OFICIAL + 1 AYUD 16,65 CAMIONETA 12,68 29,33

N 1 OF ESPECIALISTA + 1 OF + 1 1/2 OF + 1 AYUD 21,85 CAMION 1 23,18 5,21 50,25

P 1 OFICIAL ESPECIALISTA + 1 1/2 OFICIAL 10,96 CAMIONETA 12,68 23,65

Cuadrilla Descripción de cuadrillaTransporte Costo Transporte $/h

Posteriormente para cada tarea típica comprendida en las

actividades descritas en la sección B que continúa, se determinó el

costo, asignando previamente el tipo de cuadrilla, el tiempo de

ejecución, y el tipo y tiempo de aplicación de equipamiento de

transporte, ensayo o trabajo especiales.

0098



Página 98

5.4.1.2 Costo de Materiales

Se asignó a cada tarea típica de explotación el listado de materiales

correspondientes, y su costo extraído de la lista de precios

actualizada empleada para la determinación del VNR.

A. Actividades consideradas

Se incluyeron las actividades de:

Operación de la red para efectuar la reparación de averías y

restitución del servicio.

Reparación de las averías.

Revisión y mediciones periódicas de instalaciones.

Acciones de adecuación periódicas, o como resultado del

estado de la instalación observado en revisión.

B. Operación de la red

Se consideraron los costos asociados a:

La localización de las fallas, según el tipo de instalación.

Las maniobras de restitución parcial del servicio y de

establecimiento de zona de trabajo para realizar la reparación.

Las maniobras de restitución total del servicio y restitución de

la red al estado original.

Los costos contemplados son los costos directos del personal que

realiza las actividades en campo. Los costos asociados a la guardia

permanente, centro de control de la red y centro de recepción de

reclamos, se contemplan adicionalmente en los costos de estructura

requeridos para la operación del sistema.

C. Reparación de las averías

El costo de reparación de averías se determinó considerando las

tasas de falla típicas para instalaciones construidas con tecnologías

0099



Página 99

técnico-económicamente adaptadas y prácticas de mantenimiento

apropiadas, según el cuadro 5-21.

Cuadro Nº 5-21

Lineas aéreas de MT desnuda poste Hormigón, sin contaminación 100 km 30Lineas aéreas de MT desnuda poste Hormigón, con contaminación 100 km 30Lineas aéreas de MT autoportante poste Hormigón 100 km 15Cable subterráneo de MT 100 km 10Subestación MT/BT tipo cámara a nivel 100 u 8Plataforma biposte MT/BT desde 100 kVA 100 u 10Plataforma monoposte MT/BT hasta 63 kVA 100 u 10Línea aérea de BT (con control y conductor AP) 100 km 30Cable Subterráneo de BT (con control y conductor AP) 100 km 20Luminaria de alumbrado público 100 u 25

Tasa de fallasInstalación Cantidad Unidad

Para cada tipo de instalación se evaluaron los modos de falla típicos

y la tarea de reparación correspondiente, y se asignó para cada una,

un porcentaje de la tasa de fallas, a efectos de estimar la cantidad

prevista por año y unidad de instalación.

D. Revisión y mediciones periódicas de instalaciones

La cantidad de tareas de revisión a ejecutar anualmente en cada tipo

de instalación, se determinó a partir de las frecuencias típicas

indicadas en el cuadro 5-22.

00100



Página 100

Cuadro Nº 5-22

Instalación Tipo de revisión Periodicidad

Líneas aéreas de MT desnuda y autoportantes poste Hormigón Revisión ocular Bianual

Termografía, medición puestas a tierra, perfilado 2 años

Cables subterráneos Revisión terminales y conexiones Con las subestaciones MT/BT

Tensión corriente incremental, descargas parciales 10 años

Plataformas MT/BT Revisión ocular y medición puntual de cargas Bianual

Medición y registro de cargas Anual

Medición puestas a tierra Anual

Termografía, aceite transformador 2 Años

Subestaciones MT/BT tipo camara convencional

Revisión ocular y medición puntual de cargas Bianual

Medición y registro de cargas Anual

Medición puestas a tierra Anual

Revisión integral fuera de servicio Anual

Termografía, aceite transformador 2 Años

Cables subterráneos de BT Revisión de cajas 2 Años

Medición de corrientes y tensiones en gabinetes 2 Años

Línea aérea de BT Revisión ocular básica Trianual

Revisión Anomalías SBT Anual

Medición de corrientes y tensiones Binual

Alumbrado público Revisión de luminarias Semestral

Los costos anuales correspondientes se determinaron aplicando las

cantidades de tareas necesarias por año y unidad de instalación a los

precios unitarios de tareas obtenidos anteriormente.

E. Acciones de adecuación

Se consideraron al respecto:

a) Acciones de adecuación cuya ejecución depende del estado

observado del elemento perteneciente a la instalación, para

00101



Página 101

los que se estimó una cantidad de acciones anuales por

unidad de instalación según la naturaleza del mismo.

b) Acciones de adecuación de ejecución periódica, donde la

cantidad de acciones anuales por unidad de instalación surge

de la periodicidad de las siguientes actividades:

Lavado de aisladores de líneas aéreas en zona con alto

nivel de polución.

Limpieza periódica de artefactos de alumbrado público.

5.4.1.3 Costos de la mediciones requeridas por el OSINERGMIN

Para el control de las condiciones de calidad de la prestación del

servicio relacionadas con la tensión, se evaluó que se requieren unas

8 000 mediciones anuales, con un costo promedio de US$ 40 por

medición. El costo anual total resultante es de US$ 320 000.

5.4.1.4 Resumen de Costos Unitarios

En el cuadro 5-23 se resumen los costos unitarios de Operación y

Mantenimiento, el detalle de la determinación de dichos costos se

exhibe en el Anexo 2.

00102



Página 102

Cuadro Nº 5-23

Resumen de Costos Unitarios de Operación y Mantenimiento Directos

MaterialesServicios de

Terceros

Costo

unitario

anual

US$/unid US$/unid US$/unid

Red MT

Lineas aéreas de MT desnuda poste Hormigón, sin contaminación km 500 93 539 632

Lineas aéreas de MT desnuda poste Hormigón, con contaminación km 398 90 877 968

Lineas aéreas de MT autoportante poste Hormigón km 196 142 658 800

Cable subterráneo de MT km 1 402 36 537 572

Celdas MT u 2 994 18 240 259

Seccionalizador u 106 21 279 300

Red BT

Subestación MT/BT tipo cámara convencional u 2 476 221 672 892

Plataforma biposte MT/BT desde 100 kVA u 2 413 211 287 498

Plataforma monoposte MT/BT hasta 75 kVA u 240 74 250 324

Línea aérea de BT (con control y conductor AP) km 4 929 93 327 420

Cable Subterráneo de BT (con control y conductor AP) km 2 653 253 218 471

Mediciones Control de Calidad u 8 000 40 40

Red AP

Línea Exclusiva Alumbrado Público km 214 93 327 420

Cable Subterráneo Exclusivo Alumbrado Público km 130 253 218 471

Luminaria alumbrado público u 261 649 11 10 21

UNITARIO

Instalación Unidad Cantidad

5.4.2 Costos de Supervisión Directa

La estructura de supervisión técnica de las actividades de explotación

técnica está a cargo de la Gerencia Técnica de la empresa. Por lo cual

el proceso de conformación de esta gerencia en la estructura de la

empresa modelo, siguió los siguientes pasos.

a) Conformación de la estructura de la Gerencia Técnica.

b) Identificación de las posiciones de la Estructura que están destinadas

a actividades No VAD, como son.

i. Inversiones

ii. Transmisión

iii. Otras actividades no VAD

c) Resumen de la asignación de la estructura de personal afectado a

las actividades VAD (y No VAD).

d) Valorización del costo anual de la estructura de personal y gastos

generales a partir de las remuneraciones por categoría y

00103



Página 103

especialidad; y de los gastos de oficina, servicios y gestión

necesarios.

5.4.2.1 Estructura de la Gerencia Técnica

A continuación en la lámina 5-12, se presenta la conformación de la

Gerencia Técnica de acuerdo a las consideraciones del Supervisor

VAD. La misma está basada en la estructura alcanzada por

EDELNOR, la cual se ha revisado y se ha encontrado que está

suficientemente racionalizada.

00104



Página 104

Lámina Nº 5-12

GERENCIA

TECNICA

SUBGERENCIA

MANTENIMIENTO

SUBG. OPERACIONES Y

CALIDAD DE SERVICIO

SUBGERENCIA

INGENIERIA Y OBRAS

PROYECTOS DISTRIBUCION

PROYECTOS Y

OBRAS TRANSMISION MANTENIMIENTO DE

DISTRIBUCION Y

DISTRIBUCION NORTE CHICO

CONTROL DE TRABAJOS ANALISIS TECNICO

MANTENIMIENTO DE

TRANSMISION

OPERACION

CALIDAD DE

PRODUCTO Y ANALISIS

CALIDAD DEL

SERVICIO

PROYECTOS TRANSMISION

OBRAS DISTRIBUCION MANTENIMIENTO ALUMBRADO

PUBLICO

GESTION DATOS

TECNICOS

ESTRUCTURA

GERENCIA TECNICA

Total: 208

2

49 108 49

13

1

23

10

97

47

32

11

2 2

5

8

30

4

2

00105


Supervisión de los Estudios de Costos del Valor Agregado de Distribución – VAD Sector Típico 1 – Informe Final de Análisis Comparativo

Página 105

5.5 COSTOS DE GESTIÓN COMERCIAL

En esta sección se determinan los costos de operación comercial estándar,

optimizando los recursos conforme a las características de la empresa.

La empresa atiende comercialmente a un total de 940 665 clientes, a través de

9 oficinas comerciales.

5.5.1 Costos Directos de Comercialización

5.5.1.1 Tareas básicas

Las tareas consideradas son.

Lectura de medidores.

Facturación.

Reparto de facturas.

Cobranza.

5.5.1.2 Tipo de clientes

Los tipos de clientes considerados son:

Simple tarifa: Cliente de simple medición de energía (MSE).

Doble tarifa: Cliente de simple o doble medición de energía y

una medición de potencia (MS/DE+SP).

Tarifa múltiple: Cliente de doble medición de energía y

medición doble de potencia (MDE+DP).

En todos los casos la periodicidad de la lectura es mensual.

5.5.1.3 Evaluación de productividad

La determinación de los costos de lectura y reparto de facturas se

efectúa a través de “ratios” de productividad específicos conforme a

las características de las zonas que conforman el área de concesión.

00106



Página 106

Para establecerlos, se consideró la información base de clientes de la

empresa, y los resultados de experiencias similares en otros países.

Considerando que las diferencias entre las distintas zonas de la

empresa no son excesivamente diferentes, y que la cantidad de

clientes en zona urbana es dominante, se considera solamente una

lista de “ratios” promedio de la empresa, según el cuadro 5-24.

Cuadro Nº 5-24

ActividadRendimiento

(tareas/persona/día)

Lectura de medidores MSE 350Lectura de medidores MS/DE + SP 190Lectura de medidores MDE+DP 120Reparto de facturas 500Cobro de facturas (cajero Of. Com.) 450

Actividad

Lectura de medidores MSE 350

Lectura de medidores MS/DE+SP 190

Lectura de medidores MDE+DP 120

Reparto de facturas 500

Cobro de facturas (cajero Of.Com.) 450

A partir de estos ratios se obtienen los costos directos de lectura y

reparto, aplicando el costo de mano de obra tercerizada incluidos los

costos indirectos. En este caso se adoptó un costo de 2,84 US$/hora,

correspondientes a un ayudante.

Para evaluar los costos de cobranza, es necesario efectuar su

ponderación de acuerdo a las diferentes modalidades actualmente

aplicadas.

5.5.1.4 Facturación

El valor adoptado por procesamiento de la información y confección

de facturas es de 0,20 US$/factura.

5.5.1.5 Modalidades de cobro y composición

La participación de las distintas modalidades de cobro se adoptó

conforme al actual comportamiento de la clientela, tal como se

resume en el cuadro 5-25.

00107



Página 107

Cuadro Nº 5-25

Modalidad de cobranza Proporción

Bancos 13%Otros Canales 9%Oficinas Comerciales 78%Total 100%

Actividad

Lectura de medidores MSE 350

Lectura de medidores MS/DE+SP 190

Lectura de medidores MDE+DP 120

Reparto de facturas 500

Cobro de facturas (cajero Of.Com.) 450

Modalidad de cobranza Proporción

Bancos 13%

Otros Canales 9%

Oficinas Comerciales 78%

Total 100%

Los costos directos de cobro en oficina comercial surgen de la

productividad de personal de caja indicada en el punto anterior, que

se estiman con criterio similar a la tercerización. Los costos unitarios

por cobro de cada factura adoptados para otras entidades, se indican

en el cuadro 5-26.

Cuadro Nº 5-26

Modalidad de cobranzaCosto

(US$/recibo)

Bancos 0,41Otros Canales 0,35

Ponderando los costos de cobro por diferentes medios se determina

un costo promedio por factura según el cuadro 5-27.

Cuadro Nº 5-27

Modalidad de cobranzaCosto

(US$/recibo)Proporción

Costo

Ponderado

Bancos 0,41 13% 0,053Otros Canales 0,35 9% 0,032Oficinas Comerciales 0,10 78% 0,081

0,166Costo Promedio (US$/Recibo)

5.5.2 Costos de Supervisión Directa de Explotación Comercial

La estructura de Supervisión Directa de las actividades de Explotación

Comercial está a cargo de la Gerencia Comercial. El proceso de

conformación de ésta estructura como parte de la empresa modelo,

siguió los siguientes pasos.

a) Conformación de la estructura de la Gerencia Comercial.

00108



Página 108

b) Identificación de las posiciones de la estructura que están vinculadas

a actividades no relacionadas con las actividades comerciales VAD

tales como:

(1) Otros negocios

(2) Inversiones

c) Resumen de la asignación de la estructura de personal de las

actividades VAD comercial o No VAD.

d) Valoración del costo anual de la estructura de personal, asimismo las

actividades de costos fijos comerciales o VAD, con el agregado de

los costos funcionales necesarios.

5.5.2.1 Estructura de la Gerencia Comercial

En la lámina 5-13 se presenta la conformación de la Gerencia

Comercial, de acuerdo a las consideraciones de racionalización del

Supervisor VAD, las cuales se basaron en la estructura actual de la

Gerencia Comercial de EDELNOR.

00109



Página 109

Lámina Nº 5-13

ESTRUCTURA

GERENCIA COMERCIAL

GERENCIA

COMERCIAL

SUBGERENCIA

MERCADO NO REGULADO

ADM. Y CONTROL DE

GESTION COMERCIAL

CLIENTES LIBRES

CLIENTES EMPRESARIALES E

INSTITUCIONALES

CONEXIONES Y CALIDAD DE

MEDIDA

CONTROL DE PERDIDAS

EXPLOTACION Y FACTURACION

CLIENTES REGULADOS

SUBGERENCIA

DESARROLLO COMERCIAL

SUBGERENCIA

OPERACIONES COMERCIALES

CONTROL DE MOROSIDAD

MERCADO REGULADO

CANALES DE ATENCION

EXPANSION

3

Total: 215

22 33

92

54

11

13

7

2 1

22

5

10

16

1

85

6

UNIDAD DE NEGOCIO

SEGUROS

UNIDAD DE NEGOCIO

RETAIL

UNIDAD DE NEGOCIO

FINANCIERO

13

8

7

1

4

UNIDAD DE NEGOCIO

CONSTRUCTORES

00110



Página 110

5.6 COSTOS INDIRECTOS

En esta sección se determinan los costos indirectos conforme a las

características de la empresa.

5.6.1 Costos Indirectos Personales

Los costos indirectos personales corresponden a la estructura

organizacional mostrada en la lámina No. 5-14 (112 personas) que

incluye la Sub-Gerencia de Informática (25 personas), que determina un

costo total anual de 5,03 millones de US$, tal como indica el cuadro 5-

28.

Los montos remunerativos que se aplicaron tanto a los Costos de

Gestión, como en los casos de Supervisión Directa Técnica y Comercial,

corresponden a los señalados por el Consultor VAD en su informe, los

mismos que se indican en el cuadro 5-29. Se adoptan dichos costos

(tomados de la encuesta anual elaborada por la empresa Price

Waterhouse - categorías 1 al 9) y datos remunerativos de la empresa

real (categoría 10) en virtud que ambos en conjunto, reflejan

razonablemente los costos de personal de la empresa EDELNOR, tal

como muestra el cuadro 5-30, para los casos de los costos totales de

personal señalados por la empresa (571 personas), el Consultor VAD

(515 personas); y el Supervisor VAD (535 personas).

00111



Página 111

Lámina Nº 5-14

GERENCIA

GENERAL

ESTRUCTURA GENERAL

GERENCIA DE

REGULACION, LEGAL Y

RECURSOS HUMANOS

GERENCIA

COMUNICACION

GERENCIA

ECONOMICO –

FINANCIERA

GERENCIA

TECNICA

GERENCIA

COMERCIAL

SUBGERENCIA

PLANIFICACION

TRIBUTARIA

SUBGERENCIA

DE CONTRATOS

SUBGERENCIA

TESORERIA Y FINANZAS

SUBGERENCIA

PLANIFICACION Y

CONTROL

SUBGERENCIA

MANTENIMIENTO

SUBGERENCIA

OPERACIONES Y

CALIDAD DE SERVICIO

SUBGERENCIA

INGENIERIA Y OBRAS

SUBGERENCIA

MERCADO NO REGULADO

SUBGERENCIA

DESARROLLO

COMERCIAL

SUBGERENCIA

OPERACIONES

COMERCIALES

4

5

6

31

11

30

208 215

Total Empresa: 535

Total Gestión: 112

SUBGERENCIA

DE INFORMÁTICA 25

00112


Supervisión de los Estudios de Costos del Valor Agregado de Distribución – VAD Sector Típico 1 – Informe Final de Análisis Comparativo con Absol. Recursos Reconsideración

Página 112

Cuadro Nº 5-28

AUDITORIA INTERNA 1 35,51CONTABILIDAD GENERAL 3 93,82GERENCIA COMUNICACION 4 142,04GERENCIA ECONOMICO-FINANCIERA 2 71,02GERENCIA GENERAL 2 105,63GERENCIA LEGAL 4 130,58GERENCIA REGULACION Y GESTION DE ENERGIA 1 35,51GERENTE 3 456,43GERENTE GENERAL 1 212,08SECC. SEG. LABORAL, MEDIO AMBIENTE Y GEST. CONTRATISTAS 3 111,12SECCION PLANIFICACION 1 52,82SECCION PRENSA 3 112,38SECCION TRIBUTOS 2 59,56SECCION ADMINISTRACION DE PERSONAL 4 147,89SECCION CAPACITACION Y BIENESTAR 3 112,38SECCION CONTABILIDAD Y ACTIVOS FIJOS 5 160,48SECCION COSTOS Y CUENTAS POR PAGAR 4 124,97SECCION DESARROLLO Y GESTION DE PERSONAS 3 123,84SECCION EXPERIENCIA DE SERVICIO AL CLIENTE 1 52,82SECCION GESTION DE LA ENERGIA 2 71,02SECCION GESTION DE LA INNOVACION 1 35,51SECCION PRESUPUESTOS 2 71,02SECCION REGULACION 2 88,33SECCION RELACIONES PUBLICAS 2 88,33SECCION SEGURIDAD PATRIMONIAL 1 52,82SECCION SERVICIOS GENERALES 6 173,08SECCION TESORERIA Y CAJA 6 195,99SECCION VALORES Y SEGUROS 3 100,92SUBG. CONTRATOS 23 844,82SUBG. INFORMÁTICA 5 240,25SUBG. PLANIFICACION TRIBUTARIA 3 123,16SUBG. PLANIFICACION Y CONTROL 1 35,51SUBGERENTE 5 572,60TOTAL GESTIÓN 112 5 034,23

Remuneración Anual

(Miles US$)Area Cantidad

PERSONAL DE GESTIÓN - EMPRESA MODELO

Cuadro Nº 5-29

Escala Remunerativa Anual de la Empresa Modelo (Miles US$)

1 - Gerente General 212,08 2 - Gerente 152,14 3 - Subgerente 114,52 4 - Jefe de Departamento 64,85 5 - Jefe de Sección 52,82 6 - Profesional (Ingeniero/Contador/Analista) 35,51 7 - Supervisor 34,26 8 - Empleado 24,05 9 - Capataz / Caporal 22,02 10 - Técnico / Operario 12,86

Escala

RemunNivel de Estructura Organizacional

00113



Página 113

Cuadro Nº 5-30

Gerencia Miles US$

Total Total VAD No VAD Total VAD No VAD

TECNICA 236 7 917 254 9 738 5 416 4 322 208 7 951 4 857 3 095COMERCIAL 216 6 437 135 5 159 4 609 550 215 6 171 4 107 2 063GESTIÓN 119 6 738 126 3 820 2 659 1 161 112 5 034 3 209 1 825TOTAL 571 21 092 515 18 717 12 684 6 033 535 19 156 12 173 6 983

Edelnor

Miles US$CantidadCantidad

Consultor VAD Supervisor VAD

CantidadMiles US$

5.6.2 Costos Indirectos No Personales

El cuadro 5-31, muestra el resumen de los Costos Indirectos No

personales calculados para la Empresa Modelo que ascienden en total

a 9,14 Mio. US$ al año, de los cuales 7,91 Mio US$ corresponden a las

actividades del VAD.

Cuadro Nº 5-31

1 Suministros Diversos 785 000 481 816 303 184

1,1 Serv. Comunic., Elect., Agua etc. 25 000 12 300 000 184 133 115 867

1,2 Materiales y Suministros de Oficina 30 000 12 360 000 220 960 139 040

1.3 Muebles y Accesorios 4 500 10 45 000 27 620 17 380

1,4 Licencias de Software 80 000 1 80 000 49 102 30 898

2 Servicios de Terceros 556 000 341 261 214 739

2,1 Auditoria 100 000 1 100 000 61 378 38 622

2,2 Servicios Legales y Técnicos 10 000 12 120 000 73 653 46 347

2,3 Servicios de Limpieza y Cafeteria 8 000 12 96 000 58 923 37 077

2,4 Servicios anti-hurtos 20 000 12 240 000 147 307 92 693

3 Cargas Diversas de Gestión 1 638 100 1 098 724 539 376

3,1 Gastos de representación 20 000 12 240 000 147 307 92 693

3,2 Gastos de Viaje 152 000 93 294 58 706

3.2.1 Al interior 3 000 24 72 000 44 192 27 808

3.2.2 Al extranjero 20 000 4 80 000 49 102 30 898

3,3 Suscripciones 10 000 12 120 000 73 653 46 347

3,4 Seguridad 16 000 12 192 000 117 845 74 155

3,5 Seguros 528 000 1 528 000 324 075 203 925

3,6 Otros Gastos 406 100 249 255 156 845

4 Tributos y aportes 5 549 000 5 386 014 162 986

4,1 Aportes a organismos reguladores 5 127 000 1 5 127 000 5 127 000 0

4.2 Otros tributos 422 000 1 422 000 259 014 162 986

5 Costo de Capital de Trabajo 224 921 1 224 921 224 921 0

8 753 021 7 532 736 1 220 285TOTAL GASTOS DE GESTION

COSTOS INDIRECTOS NO PERSONALES DE LA EMPRESA MODELO

CODIGO CONCEPTOS

Monto

Mensual

US$

Veces al

año

TOTAL

ANUAL

(US$)

Asignado a

Act. VAD

(US$)

Asignado a

Act. NO VAD

(US$)

00114



Página 114

Para el costo de Capital de Trabajo se simuló el flujo diario de intereses

generados del saldo de ingresos menos egresos de la empresa modelo

(actualizados al último día del año a una tasa de 12%), partiendo de un

stock inicial de 18,3 Mio. US$ de acuerdo a la propuesta del Consultor

VAD. La suma actualizada de dicho flujo resulta US$ 899 684 para todo

el periodo regulatorio (4 años); por lo tanto el Capital de Trabajo anual

resulta US$ 224 921.

5.7 ASIGNACIÓN DE COSTOS INDIRECTOS

Los costos indirectos se asignaron entre actividades tomando en cuenta los

costos directos y los valores de VNR reportados por la empresa. Un resumen

de dicha asignación por actividad se muestra en el cuadro 5-32.

Cuadro Nº 5-32

Asignación de los Costos Indirectos

% MUS$Distribución MT 25% 2 663Distribución BT 34% 3 606Alumbrado público 22% 2 328Comercialización 20% 2 145

33% 10 742

ActividadCostos Indirectos

5.8 FORMATOS D

Finalmente, los Formatos “D” preparados por el Supervisor VAD, a partir de la

información contenida en los formatos “A”, “B” y “C”, y aplicando los criterios de

validación, revisión y estructuración de la Empresa Modelo, descritos en el

presente informe, constan en el Anexo 7.

00115



Página 115

6. RESULTADOS

6.1 ESTRUCTURACIÓN DE LA EMPRESA MODELO

6.1.1 Caracterización del Mercado y Definición Preliminar del Tipo de Red

El objetivo de esta sección es definir subconjuntos del área de concesión

de la empresa Distribuidora que representen cada uno de ellos un

mercado homogéneo en cuanto a niveles de consumo, características

de las instalaciones requeridas y exigencias de la red que cumplan con

niveles de calidad y confiabilidad determinados.

La característica principal a considerar es la densidad de carga máxima

simultánea del Sistema, considerando en conjunto las cargas en Baja

Tensión (BT) y Media Tensión (MT).

Cada una de estas áreas es estudiada a los efectos de la optimización

de las instalaciones, integrando los resultados para obtener los valores

correspondientes a las instalaciones óptimas del total de la Distribuidora.

A continuación, se describe el procedimiento seguido para la

segmentación de las cuadrículas del área del servicio de la Distribuidora

y su clasificación por rangos de densidad y por criterios técnicos.

6.1.1.1 Metodología

A los efectos de definir conjuntos de alternativas “Recursos

involucrados – Nivel de Calidad - Costos” para mercados

homogéneos, se utilizó la zonificación del área de distribución de la

Empresa (Áreas Típicas de Distribución – ATD).

Es decir, se dividió el área de distribución con el objeto de definir

conjuntos de alternativas “Inversiones – Nivel de Calidad - Costos”

para mercados eléctricos homogéneos.

Con este objeto, se determinaron Áreas Típicas de Distribución

(ATD), entendiéndose como ATD al subconjunto del área

concesionada que representa un mercado homogéneo en cuanto a

00116



Página 116

niveles de consumo, características de las instalaciones requeridas y

exigencias de la red que cumplan con niveles de calidad y

confiabilidad determinados.

El conjunto de las instalaciones requeridas y determinadas según la

alternativa tecnológica que satisface menores costos totales para

abastecer cada ATD constituyen los denominados Sistemas

Eléctricos Representativos (SER).

Para realizar la zonificación se tuvieron en cuenta los rangos de

densidad de carga definidos por OSINERGMIN-GART para el Sector

Típico 1 en la Revisión Tarifaria de 2001 y 2005. Conforme a criterios

técnicos oportunamente emitidos por OSINERGMIN-GART y

compartidos por el Supervisor VAD, se realizó una subdivisión del

rango Alta Densidad considerando un límite intermedio de 2,5 MW /

km2.

Las ATD y rangos indicativos correspondientes se detallan en el

cuadro 6-1.

Cuadro Nº 6-1

Densidad

Mw/Km2

Muy alta >4

Alta 1 2,5 a 4

Alta 2 1,5 a 2,5

Media 0,25 a 1,5

Baja < 0,25

Zona

Límites de los rangos típicos

La variable utilizada fue la densidad de potencia máxima simultánea,

considerando las demandas de BT y MT en conjunto.

Para cada área tipo se definieron los parámetros e indicadores

eléctricos más adecuados, en particular los que permiten caracterizar

la distribución de la demanda.

00117



Página 117

6.1.1.2 Criterios para la Identificación de Áreas Típicas

Se consideraron diversos criterios para la definición de las áreas

típicas en base a la elección de elementos representativos. Estos

criterios apuntan a establecer la mejor síntesis de representatividad

posible de cada una de las zonas (áreas), que por sus características

tienen costos de inversión, explotación y expansión diferentes.

En este sentido, se definieron subconjuntos del área de la Empresa

Modelo que representaban cada uno de ellos, un mercado

razonablemente homogéneo en cuanto a niveles de consumo,

características de las instalaciones requeridas y exigencias de la red

cumpliendo con niveles de calidad y confiabilidad determinados. La

característica principal a considerar fue la densidad de carga

máxima, simultánea en BT y MT.

Cada una de estas áreas fue estudiada a los efectos de la

optimización de las instalaciones; y los resultados se integraron para

obtener los valores correspondientes a las instalaciones óptimas del

total de la Empresa Modelo.

6.1.1.3 Requisitos de las Áreas Típicas de Distribución

Toda Empresa Eficiente define la orientación general del desarrollo

de las tecnologías y esquemas de redes a ser utilizadas en los

distintos sectores del Área de Concesión para cada requerimiento de

la demanda.

El área total de la Concesión se dividió en una serie de zonas,

tomando en cuenta normas y recomendaciones de aplicación dentro

de cada zona, que definen: el tipo de postes, las secciones de

conductores y la potencia nominal recomendados, salvo contados

casos particulares que ameritaron soluciones puntuales.

Las tecnologías y esquemas de redes a ser utilizados en la Red

Adaptada, debían presentar una continuidad en el espacio que

00118



Página 118

permitieran definir zonas homogéneas suficientemente extensas para

definir un sistema de distribución. La norma de aplicación no

dependía de la ubicación del suministro dentro de un complejo e

irregular mapa de densidades de carga.

Un resultado con frecuentes alternancias entre distintos rangos

resultaba incompatible con el requerimiento básico de definir una

Empresa Eficiente, ya que induciría a considerar erróneamente como

eficientes, soluciones de muy difícil ejecución desde el punto de vista

operativo y además no tomaría en cuenta los costos e ineficiencias

motivados por las frecuentes transiciones entre zonas con distintas

soluciones óptimas.

Siendo que la densidad de carga no resulta el único elemento a

considerar en un estudio de zonificación, se tomaron también en

cuenta otras consideraciones como: características físicas, el entorno

geográfico, la distancia media entre ejes de calles, la distribución de

la demanda, la distancia media entre subestaciones, el tipo de red de

MT, el desarrollo urbanístico, etc.

En la sección siguiente se expone el procedimiento seguido para la

identificación de Áreas Típicas. Se aplicó especial énfasis en

asegurar la coincidencia por Área Típica de Distribución de los

resultados totales correspondientes a las redes reales y las

modeladas referentes a: demanda, longitud de veredas electrificadas

y distancias entre los distintos puntos de suministro (clientes).

6.1.1.4 Procedimiento para la Identificación de Áreas Típicas

Conforme a los criterios expuestos, la tarea de zonificación consistió

en determinar zonas características que cumplieran con los

siguientes requisitos:

Reunir características demográficas, socioeconómicas, y

físicas aceptablemente homogéneas.

Tener dimensiones suficientes para llevar a cabo el estudio.

00119



Página 119

Preferentemente conformar un Sistema Eléctrico

independiente.

El proceso realizado se describe a continuación:

1) El área total abastecida por la empresa, se dividió en

cuadrículas de 400m x 400m, que en una primera etapa fueron

clasificadas conforme a la densidad de potencia máxima

simultánea. Así, en una primera instancia se comenzó el

análisis partiendo del empleo de cuadrículas de 800m x 800m

pero los resultados obtenidos presentaban una marcada

diferencia con los requerimientos reales de la red. En este

sentido, cargas puntuales de MT ubicadas en zonas de muy

baja densidad de carga de BT, daban como resultado un

erróneo requerimiento en cuanto a redes de BT subterráneas.

En este primer procesamiento no se consideraron las

cuadrículas de 400m x 400m que al ser subdivididas en

cuadrículas de 200m x 200m no albergaban cargas en las

cuatro cuadrículas resultantes.

2) En un segundo procesamiento, se dividió el área en estudio en

cuadrículas de 200m x 200m y se las clasificó por su densidad

de carga. No se descartó ninguna cuadrícula que tuviera

instalaciones.

3) El tercer procesamiento se realizó siguiendo el orden lógico de

desarrollo espacial de los tipos de instalaciones en función de

las densidades de carga. A cada cuadrícula de 200m x 200m

se le asignó la zona correspondiente en función de los

resultados de los dos primeros procesos, asignando su

pertenencia conforme al siguiente orden de prioridades:

a. Muy Alta Densidad : 400m x 400m

b. Muy Alta Densidad : 200m x 200m

c. Alta Densidad 1 : 400m x 400m

00120



Página 120

d. Alta Densidad 1 : 200m x 200m

e. Alta Densidad 2 : 400m x 400m

f. Alta Densidad 2 : 200m x 200m

g. Media Densidad : 200m x 200m

h. Baja Densidad : 200m x 200m

4) Partiendo de la densidad de carga máxima simultánea de las

cuadrículas, se obtuvo un mapa de densidades de carga con

los rangos indicativos.

5) Se corrigió el efecto de bordes mediante el procedimiento que

se expone en la sección 6.1.1.6.

6) Como resultado se obtuvieron valores representativos para

cada zona, cuya integración al total del área urbana debía

coincidir con los datos totales indicados en las bases de datos

disponibles, referidos a: longitud de calles con y sin

electrificación, cantidad de centros de distribución con y sin

red de BT clasificados en interior y exterior, potencias

instaladas, clientes de MT, etc.

6.1.1.5 Integración por zonas y representación gráfica

Un resumen de los resultados obtenidos se aprecia en el cuadro 6-2.

Cuadro Nº 6-2

DENSIDAD MW/km2

MW km2

MW/km2

Muy alta >4 480 61,84 7,76Alta 1 2,5 a 4 160 61,92 2,59Alta 2 1,5 a 2,5 102 64,56 1,58Media 0,25 a 1,5 68 99,28 0,68Baja < 0,25 5 74,24 0,07

TOTAL 815 362

Zonificación por ATD

En las láminas 6-1 al 6-4, se muestra la distribución geográfica de las

cuadrículas correspondientes a cada ATD, considerando también las

zonas con efecto corrosivo (cercanas al mar), y las zonas sin dicho

efecto.

00121



Página 121

Lámina Nº 6-1

Mapa de Densidad de Carga

00122



Página 122

Lámina Nº 6-2

Mapa de Densidad de Carga de Zona Corrosiva

00123



Página 123

Lámina Nº 6-3

Mapa de Densidad de Carga de Zona No Corrosiva

00124



Página 124

Lámina Nº 6-4 Mapa de Densidad de Carga en vista tridimensional

00125



Página 125

En la vista tridimensional de la lámina 6-4, se aprecia la existencia de

elevados picos de concentración en zonas de cuadrículas de Muy

Alta Densidad (rojo), las mismas que se deben exclusivamente a

cargas de Media Tensión (v.gr. Centros Comerciales) y que si se

consideran directamente en el modelamiento de la red de Baja

Tensión, generarían una distorsión en la clasificación de la zona

especialmente si son tomados en cuenta para el dimensionamiento

de la red de baja tensión.

6.1.1.6 Ajuste de resultados por efecto bordes

Los procedimientos hasta aquí descritos requieren de un ajuste por

efecto de bordes. Dado que en las zonas periféricas, una fracción de

las cuadrículas no pertenece al área en estudio y al asignar a la

carga un área mayor a la real, da como resultado una densidad

menor a la del ATD correspondiente.

En caso de no realizarse el correspondiente ajuste, a una cuadrilla

con un único tramo corto de red le sería asignada una longitud de red

de aproximadamente 200 m. En la realidad existe un número muy

importante de cuadrículas en las zonas más externas, donde el valor

medio probable del factor de electrificación es 0,5; por consiguiente

resulta un error significativo en el modelado, si se considera toda el

área como electrificada.

Por lo tanto, se procedió a realizar los ajustes necesarios para

corregir el efecto de bordes descrito anteriormente. Este efecto es

particularmente importante en las zonas de menor densidad.

En función de la relación entre las longitudes de redes de BT

existentes y las superficies abarcadas, se determinaron factores de

corrección que permitieron corregir los errores por efecto de bordes.

A los efectos de determinar los mencionados factores, se

relacionaron las longitudes de redes existentes contenidas en las

00126



Página 126

cuadrículas con las longitudes obtenidas en el caso de suponer que

todas las vías contenidas en las cuadrículas se encuentren

electrificadas.

Los factores de corrección obtenidos fueron: 73% para la Zona de

Media densidad y 33% para la Zona de Baja densidad, ajustándose

el valor anterior desde 362 km2 al valor real del área total

electrificada de 285 km2.

El resumen de los resultados obtenidos se indica en el cuadro 6-3.

Cuadro Nº 6-3

Zonificación por ATD corregido por bordes

DENSIDAD MW/km2 MW km2 MW/km2


TOTAL 815 285

6.1.1.7 Arquitecturas de Red aplicadas a cada área típica

Conforme a la práctica técnica, los requisitos exigidos por el mercado

a abastecer y los análisis técnicos previos, se definió para cada zona

característica, las arquitecturas de redes indicadas en el cuadro 6-4.

Cuadro Nº 6-4

Densidad

Mw/Km2

Muy alta >4Subterránea en

anillo SED

convencionalSubterránea

radial

Alta 1 2,5 a 4Subterránea en

anillo SED

convencional Aérea radial

Alta 2 1,5 a 2,5Aérea radial con

cierre e/tronc.Plataforma

biposte Aérea radial

Media 0,25 a 1,5Aérea radial con

cierre e/tronc.Plataforma

biposte Aérea radial

Baja < 0,25Aérea radial con

cierre e/tronc.Plataforma monoposte Aérea radial

Zona Red MT CCTT Red BT

00127



Página 127

6.1.1.8 Zonas con Contaminación Salina

Los efectos de la elevada corrosión salina sobre instalaciones

expuestas al medio ambiente ubicadas en las proximidades de la

costa (7 km) implican restricciones sobre las instalaciones de MT

aéreas, tal como lo señala el Informe Técnico OSINERG-GART/DDE

Nº 060-2004 que sustenta la Resolución OSINERG Nº 329-2004

OS/CD.

Por tal motivo, los cuadros de resultados se presentan discriminando

las instalaciones expuestas a la corrosión salina cuando esta

corresponda.

Los resultados se indican a continuación en los cuadros 6-5 al 6-10.

Cuadro Nº 6-5

DENSIDAD MW/km2

MW km2

MW/km2


TOTAL 741 215

Zonificación MT+BT sin contaminación salina

Cuadro Nº 6-6

DENSIDAD MW/km2

MW km2

MW/km2

Muy alta >4

Alta 1 2,5 a 4

Alta 2 1,5 a 2,5 39 25,20 1,56Media 0,25 a 1,5 32 34,53 0,93Baja < 0,25 2 10,71 0,21

TOTAL 74 70

Zonificación MT+BT con contaminación salina

Para el análisis referido a las redes de BT no se diferencian las

zonas con relación a la existencia de la contaminación salina ya que

ésta no afecta los tipos de tecnologías a ser empleados.

00128



Página 128

Cuadro Nº 6-7

DENSIDAD MW/km2

MW km2

MW/km2


TOTAL 559 285

Zonificación BT

Cuadro Nº 6-8

DENSIDAD MW/km2

MW km2

MW/km2

Muy alta >4 249 61,84 4,02Alta 1 2,5 a 4 4,37 61,92 0,07Alta 2 1,5 a 2,5 1,27 64,56 0,02Media 0,25 a 1,5 1,06 72,21 0,01Baja < 0,25 0,02 24,56 0,00

TOTAL 256 285

Zonificación MT

Cuadro Nº 6-9

DENSIDAD MW/km2

MW km2

MW/km2

Muy alta >4 249 61,84 4,02Alta 1 2,5 a 4 4,37 61,92 0,07Alta 2 1,5 a 2,5 0,56 39,36 0,01Media 0,25 a 1,5 0,68 37,68 0,02Baja < 0,25 0,01 13,85 0,00

TOTAL 254,46 215

Zonificación MT sin contaminación salina

Cuadro Nº 6-10

DENSIDAD MW/km2

MW km2

MW/km2

Muy alta >4

Alta 1 2,5 a 4

Alta 2 1,5 a 2,5 0,71 25,20 0,03Media 0,25 a 1,5 0,39 34,53 0,01Baja < 0,25 0,01 10,71 0,00

TOTAL 1,10 70

Zonificación MT con contaminación salina

6.1.1.9 Ajuste final de los resultados de zonificación

00129



Página 129

A los efectos de ajustar los resultados obtenidos a los requerimientos

del mercado eléctrico real, se llevaron a cabo las acciones que se

exponen a continuación:

En el análisis de las redes de MT, se integró en una sola zona,

la Zona de Muy alta Densidad y la Zona de Alta Densidad 1.

Estas zonas se encuentran interrelacionadas geográficamente y

requieren el mismo tipo de arquitectura de red. Por tratarse de

redes subterráneas no se consideran los efectos de la corrosión

salina.

En las zonas restantes, el análisis de las redes de MT se realizó

en forma independiente para las zonas con y sin corrosión

salina.

Se integraron en una sola zona, las Zonas de Media y Baja

Densidad, con y sin contaminación salina. Estas zonas se

encuentran interrelacionadas geográficamente y requieren el

mismo tipo de arquitectura de red.

6.1.2 Definición de la Tecnología Adaptada

En la presente sección se definen las tecnologías adaptadas y las

condiciones de diseño evaluadas, a fin de obtener la solución técnica y

económicamente más conveniente para el desarrollo de las instalaciones

eléctricas de cada área característica de la Empresa Modelo, definida

por las densidades de carga MT y BT, y las condiciones medio

ambientales.


Las tecnologías adaptadas se seleccionaron dentro de la

disponibilidad que ofrece el mercado del Perú y los niveles

tecnológicos internacionales vigentes, que resultan factibles en su

utilización y adaptación a las condiciones locales.

00130



Página 130

Asimismo, fueron evaluadas aquellas tecnologías implementadas por

las empresas, cuando se identificó que reportaban ventajas de índole

técnica y económica.

En todos los casos se verificó el cumplimiento del CNE (Código

Nacional de Electricidad) y se tuvo en cuenta las restricciones de tipo

ambiental, para lo cual se efectuó una evaluación de los factores

relevantes, la legislación y normas vigentes y los impactos

potenciales de cada tipo de instalación.

6.1.2.2 Evaluación de Restricciones Urbanísticas

En esta sección se evaluaron las restricciones urbanísticas para el

tendido de líneas aéreas, considerando las dimensiones de veredas,

calzadas y las distancias a mantener respecto de las edificaciones.

Las restricciones consideradas fueron:

Distancia de postes a borde de vereda = 0,15 m;

Distancia de paso en vereda (área de tránsito de una silla de

ruedas) = 0,6 m

Distancia mínimas de seguridad a conductores o cables desde la

línea de edificación.

o Líneas de BT = 1,0 m

o Líneas de MT = 2,6 m

En base a estos requerimientos se evaluó:

a) Ancho mínimo de vereda para instalación línea de MT.

b) Ancho mínimo de vereda para instalación línea de BT.

a) Ancho mínimo de vereda para instalación de línea de MT

Para instalación de línea de MT en áreas con veredas

restringidas se adoptó la disposición de la línea en forma

vertical (“bandera”), de acuerdo con la lámina 6-5:

00131



Página 131

Lámina No. 6-5

El ancho de vereda se obtiene de acuerdo al siguiente cálculo

mdldAv PmLeP 15,05,0

Donde:

dLe = distancia de línea a edificación requerido por CNE =

2 m

lm = longitud de ménsula = 0,15 m

dp = diámetro de poste = 0,4 m

De donde surge que AvpMT = 1,1 m

Se deja constancia que el CNE 2001 en sus numerales 230 C y

230 C.1 establecen que para los cables de suministro aislado,

son permitidas menores distancias que las requeridas para los

conductores expuestos, por lo tanto en dichos casos se

prescinde del uso de la ménsula.

b) Ancho mínimo de vereda para instalación de línea de BT

Para instalación de líneas de BT, en áreas con veredas

restringidas se adoptó la disposición de la línea con ménsula

hacia la calzada, de acuerdo con la lámina 6-6.

00132



Página 132

Lámina No. 6-6

El ancho de vereda se obtuvo aplicando el siguiente cálculo:

m15,0d5,0ldAv PmLeP

Donde:

dLe = distancia de línea a edificación requerido por CNE = 1,0 m

lm = longitud de ménsula = 0,2 m

dp = diámetro de poste = 0,3 m

De donde surge que AvpBT = 1,1 m

c) Determinación de Vías Restringidas

Para determinar las características de las vías en las

habilitaciones urbanas de la Empresa Modelo, se siguió los

criterios indicados en el Reglamento Nacional de Edificaciones

(RNE). En este sentido, considerando que dicha norma señala

que el sistema vial está constituido por vías expresas, vías

arteriales, vías colectoras, vías locales y pasajes; las secciones

más críticas corresponden a las vías locales principales y

secundarias, las mismas que deben diseñarse tomando en

consideración los valores mínimos indicados en el cuadro 6-11.

00133



Página 133

Cuadro Nº 6-11

Comercial Industrial Usos especiales

Aceras o veredas 1,80 2,40 3,00 3,00 2,40 3,00Estacionamiento 1,80 2,40 3,00 3,00 - 6,00 3,00 3,00 - 6,00

Calzadas o pistas3,60 sin

separador central

3,60 3,60 3,30 - 3,60

Aceras o veredas 2,40 1,80 1,80 - 2,40Estacionamiento 5,40 3,00 2,20 - 5,40Calzadas o pistas 3,00 3,60 3,00

1,201,802,70

Vías locales principales

Vías locales secundarias

Vivienda

Distancias mínimas por tipo de habilitación (en metros)Tipo de vía

3,00 o 3,30 con separador central

De esta norma se puede desprender, que sólo en el caso de

vías locales o secundarias ubicadas en zonas para viviendas, se

tiene que el ancho de la vereda podría ser como mínimo de 1,20

m (cifra mayor a la requerida en los análisis de los incisos b) y c)

precedentes).

Por otro lado, en las vías que por su dimensión no permiten el

tránsito vehicular, es decir peatonales (aquellas que tienen un

ancho menor a 5 m.), dichas vías si permitirán la instalación de

postes en un eje a elegir que permita también el acceso

extraordinario de vehículos de emergencia.

En la práctica, considerando que pueden existir casos reales

con anchos de veredas menores a las indicadas en el CNE,

para permitir el tránsito vehicular, estacionamiento y veredas, la

vía debe tener un ancho mínimo (sin restricción) que cumpla la

siguiente expresión:

Ancho vía = 2Av + 1Be + 1 Ca

Siendo:

Av = 1,1 m, vereda mínima.

Be = 1,8 m, berma para estacionamiento.

Ca = 2,7 m, calzada de tránsito vehicular de una mano.

De donde surge que A vía mínimo = 6,7 m

00134



Página 134

En los cuadros 6-12 y 6-13 se indican los porcentajes de vías

afectadas por las restricciones hasta aquí definidas.

Cuadro Nº 6-12

Cable

subterráneoAutoportante

Desnuda

vertical

AD2 6,25% 15,00% 78,75%

MD

BD

AD2 8,44% 15,00% 76,56%

MD

BD73,14%15,00%11,86%

Restricciones de tendido MT

No

corrosiva

Corrosiva

Zona

76,59%15,00%8,41%

Cuadro Nº 6-13

ZonaCable

subterráneo

Línea por

vereda

Sin

restricción

AD1 7,35% 38,39% 54,26%

AD2 7,85% 39,11% 53,04%

MD 9,83% 27,88% 62,29%

BD 11,30% 32,83% 55,87%

Restricciones de tendido BT

6.1.3 Costos Unitarios de las instalaciones eléctricas para la valorización

del Valor Nuevo de Reemplazo

El objetivo de esta sección es determinar los costos estándar de inversión, de

las redes de MT y BT adaptadas tecnológicamente.

6.1.3.1 Criterios y premisas utilizados para la determinación de los

Costos de los Módulos de la Red Primaria y Secundaria

En general, la mano de obra se valorizó utilizando información de

costos unitarios publicados por entidades reconocidas como

CAPECO.

00135



Página 135

En la valoración de los materiales se utilizaron los costos

respectivos sustentados en las facturas de compra que alcanzara

el Consultor VAD, dichos costos se ajustaron en una curva según

dimensiones del material y se les incluyó un adicional por costo

de inventarios (stock).

La mano de obra, transporte y equipos incluyen los

correspondientes gastos generales y utilidades del contratista.

Recursos considerados para determinar el costo por módulo

(incluyen los porcentajes de asignación de gastos indirectos), son

los indicados en el cuadro 6-14. Cuadro Nº 6-14

Recurso Unidad Costo (US$)Mano de obraCapataz h-h 6,03Oficial (Ayudante operario) h-h 4,89Operario h-h 5,48Peón h-h 4,43Transporte y equiposCamion 10 ton h-m 16,56Camion 4 ton h-m 12,60Camioneta h-m 9,14Grua Chica 2,5 Tn h-m 17,34Grua grande 9,5 Tn h-m 29,24% contratista % 25,00%Costo de stock % 6,81%Ingeniería de proyecto y recepción % 11,17%Gastos Generales % 6,00%Interés intercalario % 2,50%

La mano de obra del Capataz se ha considerado un 10%

adicional al costo del operario.

Definidos las tareas y los requerimientos de recursos, se tomaron

los rendimientos ya establecidos en regulaciones anteriores

contenidas en la base de datos SICODI de OSINERGMIN.

El costo por módulo se determinó bajo el siguiente procedimiento:

o Asignación de rendimiento del personal;

o Número de personal que intervienen en dicha actividad;

o Horas de trabajo efectivo del personal;

o Materiales que intervienen en dicha actividad;

o Horas de uso efectivo de transporte y maquinaria; y

00136



Página 136

o Determinación del rendimiento por actividad.

6.1.3.2 Determinación de Costos de Módulos de Redes MT y BT

A. Redes Aéreas

Los módulos típicos están compuestos de: Postes, Crucetas,

Conductores, Aisladores, Puesta a tierra y Retenidas.

Tareas efectuadas para determinar el costo por módulo:

Identificación del número de estructuras por kilómetro;

Identificación del número de estructuras de alineamiento

simple por kilómetro;

Identificación del número de estructuras de alineamiento

doble por kilómetro;

Identificación del número de estructuras de estructura de

ángulo por kilómetro;

Identificación del número de estructuras de fin de línea por

kilómetro;

Identificación del número de retenidas por kilómetro; e

Identificación del número de puestas a tierra por kilómetro;

Recursos considerados para determinar el costo por módulo:

Materiales

Estructuras;

Aisladores;

Conductores; y

Ferretería en general.

B. Redes Subterráneas

Los módulos típicos están compuestos de: Cables, Empalmes,

Terminales, Ductos y Cruzadas.

Tareas efectuadas para determinar el costo por módulo:

o Identificación del número de componentes por kilómetro;

o Identificación de la cantidad de empalmes y terminales que

se utilizan por kilómetro;

00137



Página 137

o Identificación de la cantidad promedio de ductos y

cruzadas por kilómetro;

o Dimensionamiento de los tipos de zanjas, cuya magnitud

varía de acuerdo al nivel de tensión,

o Identificación de la cantidad de reparación de veredas y

calzada por kilómetro;

Recursos considerados para determinar el costo por módulo:

o Materiales

Cable

Empalmes;

Terminales

Ductos y cruzadas; y accesorios en general

6.1.3.3 Determinación de Costos de Módulos de Subestaciones MT/BT

Siguiendo los mismos conceptos empleados para determinar los

módulos de las redes en MT y BT, se elaboraron los costos de los

módulos de las subestaciones de distribución MT/BT, dichos módulos

están compuestos de los siguientes elementos:

Aparato de maniobra.

Postes, crucetas, y ménsulas.

Cortacircuito seccionador fusible en MT, pararrayos;

Transformadores según potencia determinada en el

modelamiento de la red;

Tableros con interruptores termo magnéticos; y

Sistema de control del alumbrado público.

6.1.3.4 Determinación de Costos de Módulos de Equipos MT

Siguiendo los mismos conceptos empleados para determinar los

módulos de las redes en MT y BT, se elaboraron los costos de los

módulos de Equipos MT, dichos módulos están compuestos de los

siguientes elementos:

Interruptores

00138



Página 138

Seccionadores

Seccionadores Fusible

Pararrayos

Banco de Compensación

6.1.3.5 Determinación de Costos de Módulos de Instalaciones de

Alumbrado Público

Los módulos típicos están compuestos de: Luminarias,

Pastorales, Postes y Redes.

Las tareas efectuadas para determinar el costo por módulo,

comprendieron:

o Determinación de los tipos de vías a iluminar;

o Estudio de Iluminación;

o Definición del vano promedio y potencia de lámpara;

o Elección del tipo de luminaria;

o Identificación de la cantidad de postes a utilizar; e

o Identificación de la cantidad promedio de redes por

kilómetro a utilizar.

6.1.3.6 Costos de Inversión

Para la determinación de los costos de inversión, se ha considerado

lo siguiente:

- Se ha empleado un conjunto de precios de mercado de materiales

obtenidos por el Supervisor VAD tomando en cuenta valores

sustentados con facturas de empresas de distribución eléctrica y

costos internacionales, así como costos de transporte y equipos.

- Los costos de mano de obra corresponden a costos vigentes

CAPECO

- Los porcentajes de contratista, así como costos indirectos de la

empresa (stock, ingeniería y supervisión, gastos generales e

interés intercalarlo), han sido establecidos considerando un

modelo de empresa eficiente.

00139



Página 139

En el Anexo 1 se detallan los costos unitarios de inversión

determinados en base a las consideraciones indicadas, los mismos

que han sido usados en el modelamiento y el cálculo del VNR

valorizado de la Empresa Modelo, cuyo resumen se indica en los

cuadros 6-15 y 6-16.

00140



Página 140

Cuadro Nº 6-15

Costos Unitarios de las Redes de Media y Baja Tensión

Codigo Descripcion 6,81% Mano de Transporte Costo de 20,79% Costo US$CodigoVNR DescripcionCodigoVNR Secundario DescripcionCodigoSecundario Tension Materiales Stock Obra y Equipos Obra Gast. Indirect TotalRED AÉREA SERVICIO PARTICULAR

AS05013 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x50 mm2 + portante C C (ESTRUCTURA DE CONCRETO) 220 V 8 415 573 2 116 1 394 12 498 2 598 15 096AS09513 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x95 mm2 + portante C C (ESTRUCTURA DE CONCRETO) 220 V 12 234 833 2 116 1 394 16 578 3 446 20 024AS12013 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x120 mm2 + portante C C (ESTRUCTURA DE CONCRETO) 220 V 14 356 978 2 116 1 394 18 844 3 917 22 761AS15013 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x150 mm2 + portante C C (ESTRUCTURA DE CONCRETO) 220 V 16 913 1 152 2 116 1 394 21 574 4 485 26 059RED SUBTERRÁNEA SERVICIO PARTICULAR

ND07013 RED SUBTERRANEA SP CABLE NA2XY ALUMINIO 3-1x70 mm2 220 V 10 820 737 27 529 11 225 50 311 10 458 60 768ND15013 RED SUBTERRANEA SP CABLE NA2XY ALUMINIO 3-1x150 mm3 220 V 15 464 1 053 27 529 11 225 55 271 11 489 66 759ND40013 RED SUBTERRANEA SP CABLE NA2XY ALUMINIO 3-1x400 mm2 220 V 27 532 1 875 27 529 11 226 68 161 14 168 82 329RED AÉREA

AA05003X RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x50 mm2 (Disposicion Vertical) C (ESTRUCTURA DE CONCRETO ) 10 kV. 10 068 686 2 927 1 931 15 612 3 245 18 856AA18503X RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x185 mm2 (Disposicion Vertical) C (ESTRUCTURA DE CONCRETO) 10 kV. 16 267 1 108 3 258 2 108 22 740 4 727 27 467AA24003X RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x240 mm2 (Disposicion Vertical) C (ESTRUCTURA DE CONCRETO) 10 kV. 18 626 1 268 3 258 2 108 25 261 5 251 30 512CU03503X RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x35 mm2 (Disposicion Vertical) C (ESTRUCTURA DE CONCRETO) 10 kV. 17 610 1 199 2 769 1 632 23 210 4 825 28 035CU07003X RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x70 mm2 (Disposicion Vertical) C (ESTRUCTURA DE CONCRETO) 10 kV. 26 335 1 793 2 927 1 931 32 987 6 857 39 843CU12003X RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x120 mm2 (Disposicion Vertical) C (ESTRUCTURA DE CONCRETO) 10 kV. 41 130 2 801 3 093 2 019 49 043 10 194 59 238AS12003X RED AEREA AUTOPORTANTE DE AL 3X120 mm2+ PORTANTE C (ESTRUCTURA DE CONCRETO) 10 kV. 26 496 1 804 3 329 1 941 33 570 6 978 40 548EQUIPOS DE PROTECCIÓN Y SECCIONAMIENTO

BG3241 SECCIONADOR BAJO CARGA, SOPLADO AUTONEUMATICO, TRIPOLAR, 10/12 kV, 400/630 AI INTERIOR 10 kV. 3 357 229 384 89 4 059 844 4 902BG3241 SECCIONADOR BAJO CARGA, SOPLADO AUTONEUMATICO, TRIPOLAR, 10/12 kV, 400/630 AE EXTERIOR 10 kV. 2 226 152 96 59 2 533 526 3 059HP3236 SECCIONALIZADOR HIDRAULICO CORTE EN ACEITE TRIPOLAR, 12KV, In=200A, ELECTRÓNICOE EXTERIOR 10 kV. 8 057 549 83 48 8 737 1 816 10 553CJ1233 SECCIONADOR UNIPOLAR x 3; In=350A E EXTERIOR 10 kV. 676 46 26 24 772 161 933EL1233 SECCIONADOR FUSIBLE (CUT-OUT), UNIPOLAR x 3, 7.8/13.5 kV, 200 A E EXTERIOR 10 kV. 304 21 39 30 394 82 475GO3251 RECLOSER INTERRUPCION EN VACIO, TRIFASICO, 12 KV, In=600 A CONTROL ELECTRONICOE EXTERIOR 10 kV. 13 258 903 49 36 14 246 2 961 17 207FK3111 SECCIONADOR BAJO CARGA, FUSIBLE LIMITADOR, TRIPOLAR, 10/12 KV 400/630 AI INTERIOR 10 kV. 3 688 251 384 89 4 412 917 5 329RED SUBTERRÁNEA

NA05003 RED SUBTERRANEA CABLE ALUMINIO MT NA2XSY 3x50 mm2 10 kV. 26 736 1 821 28 501 12 400 69 457 14 437 83 894NA24003 RED SUBTERRANEA CABLE ALUMINIO MT NA2XSY 3x240 mm2 10 kV. 37 258 2 537 28 501 12 400 80 696 16 774 97 470SUBESTACIONES MT/BT

SB10004 S.E. AEREA BIPOSTE 100 kVA (3F) 7 154 487 365 286 8 293 1 724 10 017SB25004 S.E. AEREA BIPOSTE 250 kVA (3F) 11 483 782 365 286 12 917 2 685 15 601SM03704 S.E. AEREA MONOPOSTE 37 kVA (3F) 3 936 268 305 207 4 716 980 5 696SM07504 S.E. AEREA MONOPOSTE 75 kVA (3F) 5 234 356 305 207 6 102 1 268 7 371SC10004 S.E. CONVENCIONAL 100 kVA (3F) 16 446 1 120 3 905 904 22 375 4 651 27 026SC25004 S.E. CONVENCIONAL 250 kVA (3F) 19 875 1 354 3 905 904 26 038 5 412 31 450SC63004 S.E. CONVENCIONAL 630 kVA (3F) 28 293 1 927 3 905 904 35 030 7 281 42 311SS25004 S.E. SUBTERRANEA CONVENCIONAL 250 kVA (3F) 22 868 1 557 8 123 1 381 33 929 7 053 40 982SS63004 S.E. SUBTERRANEA CONVENCIONAL 630 kVA (3F) 31 285 2 131 8 123 1 381 42 919 8 921 51 841

COSTO UNITARIO DE INVERSIÓN US$

00141



Página 141

Cuadro Nº 6-16 Costos Unitarios de Instalaciones de Alumbrado Público

6,81% 20,79% Costo US$

Materiales Stock Mano Obra Transp y Equip. Costo Obra G. Indirect. Actualizado

REDES AEREASRed Aérea AP - Autoportante Al 3x16 mm2+portante - sobre poste SP AS01613 - s/poste SP AS01623 1 738,20 118,37 619,43 277,80 2 753,80 572,41 3 326,22

Red Aérea AP - Autoportante Al 3x16 mm2+portante - sobre poste AP AS01613 - s/poste AP AS01633 5 562,09 378,78 1 935,54 1 060,70 8 937,11 1 857,69 10 794,80

Red Aérea AP - Autoportante Al 2x16 mm2+portante - sobre poste SP AS01613M - s/poste SP AS01622 1 355,25 92,29 619,43 277,80 2 344,77 487,39 2 832,17

Red Aérea AP - Autoportante Al 2x16 mm2+portante - sobre poste AP AS01613M - s/poste AP AS01632 5 179,14 352,70 1 935,54 1 060,70 8 528,08 1 772,67 10 300,75

REDES SUBTERRANEASRed Subterránea AP - Zanja Exclusiva, Cable NYY 3-1x6 mm2 NY06023 - Exc NY00633 8 704,67 592,79 28 029,32 11 359,82 48 686,60 10 120,14 58 806,74

Red Subterránea AP Zanja Exclusiva, Cable NYY 3-1x10 mm2 NY01013 - Exc NY01033 9 853,52 671,02 28 029,32 11 359,77 49 913,63 10 375,20 60 288,83

Red Subterránea AP - en zanja SP- Cable Cu NYY 3x1x6 mm2 NY06023 - Comp NY00623 2 595,90 176,78 3 349,85 563,09 6 685,62 1 389,69 8 075,31

Red Subterránea AP - en zanja SP- Cable Cu NYY 3x1x10 mm2 NY01013 - Comp NY01023 3 744,75 255,02 3 349,85 563,09 7 912,71 1 644,76 9 557,47

LUMINARIASEquipos de Control de AP - Fotocélula y Contactor (Incluye medición) ECAP FC001 69,18 4,71 30,51 0,00 104,40 21,70 126,10

Luminaria VSAP-T 70w - Pastoral AC. Simple PS/0,55/1/1,5" L 70 - PS 0,55/1,0/1,5" LU07002A 64,49 4,39 5,03 5,18 79,09 16,44 95,53

Luminaria VSAP-T 70w - Pastoral AC. Simple PS/1,5/1,9/1,5" L 70 - PS 1,5/1,9/1,5" LU07002B 76,03 5,18 5,03 5,18 91,42 19,00 110,42


Luminaria VSAP-T 150w - Pastoral AC. Simple PS/1,5/3/1,5" L 150 - PS 1,5/3/1,5" LU15002X 98,19 6,69 5,03 5,18 115,09 23,92 139,01

Luminaria VSAP-T 250w - Pastoral AC. Simple PS/3,2/3,4/1,5" L 250 P 3,3-3,4-1,5 LU25002C 132,06 8,99 5,03 5,18 151,26 31,44 182,71

Luminaria VSAP-T 400w - Pastoral AC. Simple PS/3,2/3,4/1,5" L 400 P 3,3-3,4-1,5 LU40002C 243,84 16,61 5,03 5,18 270,66 56,26 326,91

POSTESPoste de Concreto de 7 M CAC- 7 M CABT10-C07 73,10 4,98 27,74 23,93 129,75 26,97 156,72

Poste de Concreto de 8 M CAC- 8 M CABT10-C08 90,90 6,19 27,74 23,93 148,76 30,92 179,68




ALUMBRADO PUBLICO PARQUESPoste de Concreto de 9 M CAC- 9 M CABT10-C09 110,11 7,50 27,74 23,93 169,28 35,19 204,46


ALUMBRADO PUBLICO INTERSECCIONESCorona Metálica de 10 Reflectores con 20 Lámparas de 400 W CM 10 RE 2x400 CR40010 3 435,74 233,97 125,86 258,77 4 054,34 842,75 4 897,09

Corona Metálica de 8 Reflectores con 16 Lámparas de 400 W CM 8 RE 2x400 CR40008 2 745,26 186,95 125,86 258,77 3 316,84 689,45 4 006,29



Poste de AP de Acero de 22 M PAP A 22 m CABT10-D22 1 288,97 87,78 50,39 37,76 1 464,90 304,50 1 769,40

Poste de AP de Acero de 25 M PAP A 25 m CABT10-D25 2 236,33 152,29 50,39 37,73 2 476,74 514,82 2 991,56

ALUMBRADO PUBLICO PUENTESLuminarias 50 W L 50 LU05002Q 40,25 2,74 5,03 5,18 53,20 11,06 64,26

Luminarias 70 W L 70 LU07002Q 46,23 3,15 5,03 5,18 59,59 12,39 71,97



DESCRIPCION CODIGO CODIGO SICODI

COSTO UNITARIO DE INVERSION US$

00142



Página 142

6.1.4 Optimización Técnica Económica del Sistema de Distribución

Para el proceso de optimización técnica-económica de las instalaciones

eléctricas, se utilizó un modelo de cálculo técnico económico para

procesar las opciones de redes básicas adaptadas y las características

de las ATD elegidas (Ver detalles de dicho modelo en el Anexo 6).

El proceso se realizó en las siguientes etapas:

Optimización de la red de BT.

Optimización de la red de MT.

Integración de la redes de BT y MT.

El modelo de cálculo técnico-económico permite evaluar para cada una

de las distintas opciones de arquitectura de red MT y BT, la tecnología,

la tasa de crecimiento y demás hipótesis a considerar, para los

siguientes costos:

Costos de Instalaciones;

Costos de Explotación; y

Costos de Pérdidas.

De esta forma permite elegir la mejor opción y optimizar la topología,

cantidades y secciones de las redes de MT, centros de distribución

MT/BT, redes de BT, disposición de reservas y utilización de

equipamientos de maniobra y protección.

Las hipótesis determinadas que comprenden los datos y escenarios

básicos de análisis, fueron las siguientes:

Densidades de carga de MT y BT resultantes de la caracterización;

Tasas de crecimiento horizontal y vertical;

Tasa de descuento;

Costo de pérdidas;

Costos de instalación y explotación estándar;

Niveles de carga deseados de los equipamientos;

00143



Página 143

Tiempos de utilización y de pérdidas (por nivel de tensión);

Tipo de red por ATD; y

Otros datos específicos, como:

Factor de potencia igual a 0,85.

Factor de utilización transformadores igual a 0,75.

Las variables a optimizar fueron:

Arquitectura de red;

Niveles de tensión;

Cantidad y sección de circuitos de MT y BT;

Potencia de Transformación MT/BT; y

Ubicación de los dispositivos de protección y automatismos.

Con las opciones de hipótesis y variables a optimizar consideradas

convenientes, se efectuó el proceso de cálculo, determinando para cada

área característica los siguientes parámetros técnico-económicos de los

circuitos:

Arquitectura de la red básica.

Niveles de tensión.

Cantidad, sección y longitud de circuitos de red aérea o red

subterránea de MT.

Módulos de transformación MT/BT cantidad y potencia (para cada

tipo).

Cantidad, sección y longitud de circuitos de red aérea o

subterránea BT.

Ubicación de dispositivos de protección, maniobra y automatismos.

6.1.4.1 Modelo Optimización Áreas Típicas de Distribución

Para el cálculo del Valor Agregado de Distribución se utilizaron

programas de cálculo basados en modelos de simulación de la

operación de la red de distribución y cálculo de sus costos totales,

00144



Página 144

implementado sobre una plataforma de hojas de cálculo en el

programa Excel de Microsoft.

A continuación se ofrecen detalles de la lógica del modelo utilizado.

A. Aspectos Básicos del Modelo de Simulación

El objetivo planteado en el modelo general (conjunto de módulos),

consiste en determinar la combinación óptima de líneas,

estaciones transformadoras y demás elementos constitutivos del

sistema de distribución, en cantidades y características, es decir,

determinar cuál de todas las alternativas (MT + BT + SED), que

cumple con todos los requisitos técnicos, presenta el menor costo

total.

Los procesos de cálculo están contenidos en planillas adaptadas

a cada una de las zonas a estudiar y se utiliza en ellas una

formulación matemática para determinar:

Costo de instalaciones iniciales;

Costo capitalizado de instalaciones futuras;

Costo capitalizado de pérdidas técnicas; y

Costo capitalizado de operación y mantenimiento.

El sistema de distribución se descompone en: red de MT (líneas,

protecciones, troncales, vinculaciones y derivaciones),

subestaciones de distribución y red de BT (líneas troncales y

derivaciones). Para cada uno de estos elementos se realiza,

mediante algoritmos apropiados, los cálculos tendientes a

determinar la capacidad necesaria de las distintas instalaciones

para atender el estado de máxima demanda y disponer de una

reserva suficiente para satisfacer los requerimientos de calidad

óptimos de la clientela. Las instalaciones así definidas deben

representar el menor costo presente y futuro incluyendo los

00145



Página 145

conceptos de inversión, de pérdidas; y de operación y

mantenimiento.

Se determinan los costos de las distintas alternativas, variando la

cantidad de salidas, las secciones de los conductores y los

módulos de transformación; luego se calculan sus costos totales y

se selecciona aquella alternativa que presenta el menor costo

total.

Para el cálculo de los costos capitalizados de las instalaciones

futuras y la capitalización de las pérdidas y otros costos

operativos, se utilizan factores que tienen en cuenta la tasa de

crecimiento de la demanda prevista, la modalidad de desarrollo de

las redes según las zonas y expectativas, la tasa de descuento y

la vida útil de las instalaciones.

B. Fórmulas y algoritmos

Los programas de cálculo utilizados, emplean algoritmos

matemáticos para evaluar el desarrollo y evolución de cada uno

de los elementos constitutivos del sistema, tanto para las

instalaciones iniciales como para las expansiones futuras.

Cada uno de los módulos componentes, utiliza fórmulas y

algoritmos matemáticos a fin de representar las características

geométricas (geográficas), cuantitativas y dinámicas de la red en

estudio. Estos módulos son desarrollados para cada zona

característica debido a que son válidos únicamente para las

características de la red para la cual fueron creados (la red de

EDELNOR).

Dentro de las características geométricas se tiene por ejemplo la

longitud de la red de MT en función del número de salidas de la

subestación AT/MT y la potencia instalada, el número de centros

de distribución MT/BT y la densidad de carga.

00146



Página 146

Las características cuantitativas se refieren por ejemplo a las

cantidades de centros de distribución, salidas de baja tensión, etc.

Por último, las características dinámicas tienen en cuenta el futuro

crecimiento de la red y la variación en el tiempo de los valores de

pérdidas y mantenimiento.

Para este último concepto se consideran las posibilidades reales

de desarrollo de la red, la tasa anual de crecimiento de la

demanda y la tasa de descuento a fin de referir todos los costos al

año base.

C. Datos requeridos

En la planilla Datos Fijos se ingresa aquella información que es

común a todas las alternativas que se evalúen y que corresponde

básicamente a las características de la distribuidora y sus clientes,

las que pueden resumirse como:

Características geográficas;

Densidades de carga de MT y BT;

Tiempos de utilización y de pérdidas (por nivel de tensión);

Tasas de crecimiento horizontal y vertical;

Tasa de descuento; y

Costo de pérdidas y Energía No Suministrada (ENS).

D. Variables a optimizar

La planilla Datos Variables del modelo, contiene la información

correspondiente a las distintas opciones de red planteadas en

cada uno de los escenarios o alternativas, con referencia a:

Cantidad de salidas y tipo y sección del conductor en red

troncal de MT;

Tipo y sección del conductor en red derivación de MT;

00147



Página 147

Cantidad de salidas en BT, tipo y sección del conductor

troncal;

Tipo y sección del conductor en la red general de BT;

Características de los transformadores iniciales, y

Características de los transformadores de reemplazo (futuros).

E. Resultados obtenidos

En la planilla Resultados del modelo, se resumen para cada

escenario los costos por cada etapa del sistema, compuestos por:

Costo de instalaciones iniciales;

Costo capitalizado de instalaciones futuras;

Costo capitalizado de pérdidas técnicas; y

Costo capitalizado de operación y mantenimiento.

F. Planillas complementarias y resumen de resultados

Las planillas complementarias identificadas como Red de MT,

Centros de Distribución y Red de BT muestran los resultados

parciales de los costos y datos de las instalaciones

correspondientes a cada escenario a fin de facilitar al operador del

programa, el control de la consistencia de las opciones

propuestas y de los resultados obtenidos, siendo su contenido:

Resultados parciales de costos;

Longitudes de las redes de MT y BT;

Potencia y corriente por salida; y

Potencia de pérdidas.

La planilla Resumen de Resultados del modelo, muestra para

cada etapa del sistema (Red MT, Centros de Distribución y Red

BT) las características de red correspondiente al escenario óptimo

y sus costos totales y parciales.

00148



Página 148

G. Procedimiento

La metodología en general consiste en suponer una red ideal con

una cierta densidad de carga, realizar varios proyectos variando

algunos elementos, como la potencia de los transformadores o la

sección de los conductores y calcular los costos totales para cada

alternativa.

Este procedimiento se repite para distintas combinaciones de

variables y los resultados obtenidos son graficados en función de

algunas variables manteniendo constantes las restantes.

Para obtener cada uno de los valores de costo total es necesario

realizar un proyecto ideal para un área reducida, calcular los

costos capitalizados de pérdidas, de mantenimiento e

instalaciones futuras, y por último comparar los costos por km2.

En el método de los modelos de cálculo, el operador realiza la

optimización mediante un procedimiento análogo, con las

siguientes ventajas:

Puede analizar una gran cantidad de alternativas (en el orden

de cien) debido a la facilidad que brinda el método para

analizar otras alternativas una vez que se dispone del

programa desarrollado para cada sector característico.

Una abundante cantidad de resultados parciales y valores de

comparación debidamente ordenados y presentados

acompañan a los resultados finales, facilitando el control de la

consistencia de los datos y de los resultados obtenidos.

Las salidas del programa constituyen un documento completo

y prolijo del estudio realizado.

Las etapas del proceso pueden resumirse en:

1) Red de BT óptima para cada módulo de transformación

MT/BT. Partiendo de una red de MT se optimiza la

00149



Página 149

combinación de cantidad para las salidas y sección de

troncales y derivaciones de la red de BT.

2) Red de MT óptima. Para cada módulo de centro de

transformación y su respectiva red de BT óptima asociada, se

analizan las distintas opciones de cantidad de salidas de MT y

secciones de troncales y derivaciones.

6.1.4.2 Resultados de la Optimización de las Instalaciones BT

El resumen de los resultados obtenidos para las instalaciones

óptimas de cada zona representativa estudiada de la concesión de

EDELNOR, se presenta en el cuadro 6-17.

Cuadro Nº 6-17

MAD AD1 AD2 MD BDTransformador de red 630 KVA 250 KVA 250 KVA 100 KVA 75 KVA

Salidas por CT 6 4 4 2 2

Sección salida BT 400 Al PR150 Al PR 150 Al PR 150 Al PR 120 Al

Sección red general BT 400 Al PR120 Al PR 95 Al PR 50 Al PR 50 Al

Longitud red BT metros 37 158 23 520 21 400 20 000 17 390Longitud salida BT metros 476 267 382 500 669I fase por salida Ampers 211,2 126,5 124,6 102,7 76,4Pérdidas red BT kW 113,1 102,7 51,2 35,6 18,1

Centros red BT 13 22 14 20 13Manzanas por centro 6 5 7 5 6Pérdidas en transformador kW 64,3 52,1 33,5 22,0 12,5Pérdidas en transformador kWH/año 295 148 253 156 163 080 108 933 61 541

Costo red BT US$ 2 020 287 361 392 295 942 224 538 190 938Costo centros US$ 531 262 548 742 158 099 147 220 66 703Costo red MT asociada US$ 523 999 693 944 85 810 99 085 79 885Instalaciones iniciales US$ 3 075 548 1 604 077 539 851 470 843 337 526

Costo red BT US$ 68 953 21 375 10 463 7 474 4 965Costo centros US$ 118 320 122 213 35 211 32 788 14 856Costo red MT asociada US$ 35 011 46 365 5 733 6 620 5 337Inversiones futuras US$ 222 283 189 953 51 408 46 882 25 158

Red de BT US$ 161 445 146 704 73 096 50 825 25 897Transformadores US$ 145 002 124 372 80 119 53 517 30 234Costo de pérdidas US$ 306 447 271 076 153 215 104 342 56 131

Costo mantenimiento BT US$ 80 217 52 101 47 405 44 304 38 522Costo mantenimiento CT US$ 52 336 80 249 34 935 46 580 15 995Costo mantenimiento MT US$ 10 076 12 786 9 027 10 424 8 404Costo mantenimiento US$ 142 629 145 136 91 367 101 307 62 921

Costo total capitalizado US$ 3 746 907 2 210 243 835 840 723 374 481 736

CONCEPTO UNIDAD220 V

00150



Página 150

Asimismo, se realizó un procesamiento considerando la alternativa

de utilizar redes de BT de 3x380V en reemplazo de las redes de

3x220V. Los resultados obtenidos para las zonas estudiadas indican

claramente las ventajas que se obtendrían con esta alternativa.

Sin embargo, en los cálculos económicos debe tenerse en cuenta

además de las consideraciones económicas realizadas sobre un

Mercado Base (opción cero), que en el caso de EDELNOR existe

una gran cantidad de suministros trifásicos (Aprox. 90 000), para los

cuales debe considerarse la instalación de transformadores

reductores cuyo costo reduce significativamente la conveniencia del

cambio.

El cuadro 6-18, presenta un resumen de las principales diferencias

resultantes, llevando a conclusiones referenciales, dado que

finalmente se adopta el sistema BT 3x220 V por la presencia de los

suministros trifásicos anteriormente mencionados.

00151



Página 151

Cuadro Nº 6-18

MAD AD1 AD2 MD BD MAD AD1 AD2 MD BDTransformador de red 630 KVA 250 KVA 250 KVA 100 KVA 75 KVA 630 KVA 630 KVA 400 KVA 160 KVA 100 KVA

Salidas por CT 6 4 4 2 2 4 4 4 2 2

Sección salida BT 400 Al PR150 Al PR 150 Al PR 150 Al PR 120 Al 150 Al PR150 Al PR 150 Al PR 120 Al PR 95 Al

Sección red general BT 400 Al PR120 Al PR 95 Al PR 50 Al PR 50 Al 150 Al PR 70 Al PR 50 Al PR 50 Al PR 50 Al

Costo red BT US$ 2 020 287 361 392 295 942 224 538 190 938 1 708 488 263 880 230 558 217 791 187 699Costo centros US$ 531 262 548 742 158 099 147 220 66 703 531 262 322 220 124 881 108 979 73 610Costo red MT asociada US$ 523 999 693 944 85 810 99 085 79 885 523 999 377 048 66 468 79 885 70 063Instalaciones iniciales US$ 3 075 548 1 604 077 539 851 470 843 337 526 2 763 749 963 148 421 907 406 655 331 373

Costo red BT US$ 68 953 21 375 10 463 7 474 4 965 40 967 7 773 5 979 4 317 3 428Costo centros US$ 118 320 122 213 35 211 32 788 14 856 118 320 71 763 27 813 24 271 16 394Costo red MT asociada US$ 35 011 46 365 5 733 6 620 5 337 35 011 25 192 4 441 5 337 4 681Inversiones futuras US$ 222 283 189 953 51 408 46 882 25 158 194 297 104 728 38 233 33 926 24 504

Red de BT US$ 161 445 146 704 73 096 50 825 25 897 196 251 161 960 68 894 31 454 12 316Transformadores US$ 145 002 124 372 80 119 53 517 30 234 145 002 88 614 62 452 48 568 26 758Costo de pérdidas US$ 306 447 271 076 153 215 104 342 56 131 341 253 250 574 131 345 80 021 39 075

Costo mantenimiento BT US$ 80 217 52 101 47 405 44 304 38 522 76 119 47 139 46 076 44 304 38 522Costo mantenimiento CT US$ 52 336 80 249 34 935 46 580 15 995 52 336 31 402 20 961 30 277 23 290Costo mantenimiento MT US$ 10 076 12 786 9 027 10 424 8 404 10 076 7 622 6 992 8 404 7 371Costo mantenimiento US$ 142 629 145 136 91 367 101 307 62 921 138 531 86 162 74 029 82 984 69 182

Costo total capitalizado US$ 3 746 907 2 210 243 835 840 723 374 481 736 3 437 830 1 404 612 665 515 603 586 464 134

Instalaciones iniciales 10,14% 39,96% 21,85% 13,63% 1,82%

Costo total capitalizado 8,25% 36,45% 20,38% 16,56% 3,65%

INSTALACIONES ADAPTADAS DE BT URBANA (VALORES POR km2)

CONCEPTO UNIDAD

AHORROS 380 V vs 220 VCONCEPTO

220 V 380 V

00152



Página 152

6.1.4.3 Resultados de la Optimización de las Instalaciones de Media

Tensión

En el cuadro 6-19 se presenta el resumen de los resultados

obtenidos para las instalaciones óptimas de MT de cada zona

representativa estudiada.

Cuadro Nº 6-19

AD2 MD + BD AD2 MD + BD

Cantidad salidas de MT 250 28 30 20 28

Sección troncales 240 Al AA 240 AA 185 Cu 120 Cu 70

Sección derivaciones AA 50 AA 50 Cu 35 Cu 35

Por salida

Longitud total seccion troncales metros 4603 3513 3422 3511 3421Longitud total derivaciones metros 3759 5737 3080 5329I fase por salida Ampers 185 163 94 141 88Cantidad centros + cl.MT 14 22 31 20 30Caída máx. de tensión Volts 188 282 184 266 221Caída máx. de tensión 3,3% 4,9% 3,2% 4,6% 3,8%

En emergencia 5,1% 7,4% 4,8% 7,0% 5,8%

Total área

Longitud total secc. troncales metros 1 290 013 98 376 102 671 70 214 95 786Longitud total derivaciones metros 105 262 172 117 61 608 149 208Costo total troncales US$ 131 956 767 2 671 407 2 585 361 2 386 647 2 357 761Costo total derivaciones US$ 1 972 602 3 225 463 1 118 493 2 708 876Costo protección E y S US$ 24 999 728 840 000 900 000 600 000 840 000Costo inversiones iniciales US$ 164 456 495 5 484 010 6 710 824 4 105 140 5 906 637

Costo total troncales US$ 9 937 680 201 184 194 704 179 739 177 563Costo total derivaciones US$ 44 567 72 873 25 270 61 202Costo protecciones E y S US$ 1 882 733 63 261 67 779 45 186 63 261Inversiones futuras US$ 11 820 413 309 012 335 356 250 195 302 026

Pérdidas red MT kW 9 881 569 262 339 319Pérdidas red MT kWH/año 41 203 870 2 373 752 1 093 224 1 415 041 1 328 491Costo inicial de pérdidas US$/año 2 154 962 124 147 57 176 74 007 69 480Costo de pérdidas US$ 18 813 682 1 083 855 499 166 646 108 606 589

Costo inicial mantenimiento US$/año 361 204 57 019 76 941 52 729 97 998Costo mantenimiento US$ 3 153 453 497 795 671 722 460 344 855 558

Costo total capitalizado US$ 198 244 044 7 374 671 8 217 067 5 461 786 7 670 809

INSTALACIONES ADAPTADAS DE MT URBANA (2008)

SIN CONTAMINACIÓN CON CONTAMINACIÓNCONCEPTO UNIDAD MAD + AD1

6.1.4.4 Resultados de la Optimización de las Instalaciones de

Alumbrado Público

Respecto a los requerimientos técnicos y de calidad del servicio del

Alumbrado Público (AP), se consideró los determinados en la Norma

Técnica DGE “Alumbrado de Vías Públicas en Zonas de Concesión

de Distribución”, norma que establece los niveles fotométricos

mínimos sobre alumbrado de vías públicas, de manera tal que

permitan proporcionar tanto al tráfico rodado como peatonal, una

visibilidad cómoda, rápida y segura durante el periodo en que el

alumbrado de la luz natural sea inferior a los niveles mínimos

exigidos en la propia norma.

00153



Página 153

De acuerdo a dicha norma, los tipos de alumbrado se determinan de

acuerdo al tipo de vía, bajo el criterio funcional señalado en la Tabla I

(según numeración de la propia norma).

Asimismo, la norma técnica señala que se debe considerar en la

superficie de la vía, los niveles y uniformidad de luminancia e

iluminancia, así como el índice de control de deslumbramiento

señalados en las tablas II, III y IV (señalados en la norma y que a

continuación se indican).

00154



Página 154

Con la clasificación de vías y los estándares de calidad requeridos en

la norma, se procedió a efectuar un cálculo para las diferentes

secciones de vía y plazas de la concesión de EDELNOR, tomando

en cuenta las vías actualmente iluminadas por la empresa. Detalle de

los cálculos realizados para verificar la red de AP de la Empresa

Modelo se muestra en el Anexo 5; cálculos que se efectuaron

utilizando el modelo Ilumina v 2.1 de la empresa Josfel, considerando

los equipos de iluminación disponibles en el mercado local. Las

luminarias requeridas por vías y tipos de alumbrado se indican en los


Cuadro Nº 6-20

70 w 150 w 250 w 400 w

I - - - 288II - 6 636 8 344 -III - 15 488 - -IV 121 525 - - -V 82 435 - - -

Total 203 960 22 124 8 344 288

Tipo de

Alumb.

Luminarias de Vapor de Sodio de Alta Presion

Cuadro Nº 6-21

50 w 70 w 150 w 250 w 400 w

- - - 32 904

8 4 95 12 -

8 4 95 44 904

Iluminación Puentes

Total

Luminarias de Vapor de Sodio de Alta PresionTipo de Alumb.

Iluminacion Cruces Importantes de vías

00155



Página 155

El cuadro 6-22, indica los vanos promedio o separación de luminarias

requerido por Tipo de Vía, según los cálculos realizados.

Cuadro Nº 6-22

Tipo de Vía Vano Promedio (m)

Tipo I 34,73Tipo II 41,64Tipo III 35,00Tipo IV 33,68Tipo V 28,60

Asimismo, se procedió a efectuar un cálculo para la iluminación de

los diferentes tipos de parques dentro de la concesión de EDELNOR,

tomando en cuenta los parques actualmente iluminados por la

empresa. Los resultados se muestran en el cuadro 6-23.

Cuadro Nº 6-23

SUBTOTAL

Parque Tipo I

Luminaria VSAP-T 70w - Pastoral AC. Simple PS/1,5/1,9/1,5" 4 605Parque Tipo II

Luminaria VSAP-T 70w - Pastoral AC. Simple PS/1,5/1,9/1,5" 10 343Parque Tipo III

Luminaria VSAP-T 70w - Pastoral AC. Simple PS/1,5/1,9/1,5" 10 93025 878

DESCRIPCION

Total Luminarias de Alumbrado Público - Parques

6.1.4.5 Optimización Técnica Económica de las Instalaciones No

Eléctricas

En general, las Instalaciones No Eléctricas para una empresa como

EDELNOR, incluyen:

o Terrenos

o Edificios y construcciones

o Equipos y vehículos de Transporte y Carga

o Equipos de Almacén, Maestranza, Medición y Control

o Equipos de Comunicación

o Equipos de Oficina

o Equipos y sistemas de Computación y otros

00156



Página 156

En este sentido, al efectuar inspecciones de campo para revisar y/o

validar el VNR No Eléctrico informado por EDELNOR, se obtuvieron

los siguientes resultados:

o Se constató la existencia (metros – unidades) de los planos de

los edificios que sustentaban el VNR presentado por

EDELNOR.

o En cuanto al destino al que prestaban servicio los bienes

inmuebles, se consideró sólo las actividades propias de

distribución, comercialización y administración, en tal sentido

no se validó bienes inmuebles destinados a:

Prácticas deportivas y de esparcimiento (losa

deportiva, gimnasios, etc.)

Depósito de bienes sin valor comercial (chatarra)

Comedores, cocina.

Estacionamiento de vehículos que no son de

propiedad de la empresa ni para uso de clientes.

Áreas libres sin uso.

Locales inhabilitados.

Áreas en uso por otras empresas.

Con los resultados de la información recabada en campo, así como

la cantidad de personal determinada para la Empresa Modelo; y los

costos unitarios de edificaciones que se tasan en el Anexo 4, se

procedió a estimar el Costo de las Edificaciones y Terrenos que en

teoría podría requerir la Empresa Modelo, según detalle mostrado en

el cuadro 6-24.

00157



Página 157

Cuadro Nº 6-24

Cálculo de Edificaciones y Terrenos de la Empresa Modelo

Item Unidad Valor

Número de trabajadores U 512

Área por persona m2 14

Necesidad de Área construída m2 7 214

Número de edificios U. 2

Area requerida por edificio m2 3 607

Promedio de pisos por edificio m2 7

Área construida por piso m2 515

Costo por m2 de edificación US$/m2 331

Costo de Oficinas US$ 2 386 835

Área para estacionamiento m2 2 014

Costo por m2 estacionamiento US$/m2 90

Costo de Estacionamientos US$ 180 751

Area de bodegas y almacenes m2 850

Costo por m2 de almacén US$/m2 201

Costo de Almacenes y Bodegas US$ 171 073

Oficinas de atención al público m2 3 556

Costo m2 oficinas de atención US$/m2 206

Costo Oficinas de Atención US$ 731 091

COSTO TOTAL EDIFICACIONES US$ 3 469 750

Area requerida de terrenos m2 14 689

Costo promedio m2 de terreno US$/m2 417

COSTO TOTAL DE TERRENO US$ 6 120 094

COSTO TOTAL LOCALES US$ 9 589 844

Respecto al resto de rubros de Inversiones No Eléctricas de la

Empresa Modelo, se estimó también el valor mostrado en el Cuadro

6-25, aplicando los siguientes criterios:

Equipos y Vehículos de Transporte y Carga: Se consideró el valor

determinado por el Consultor VAD.

Equipos de Almacén, Maestranza, Medición y Control: Se asumió

el valor respectivo proporcionado por la empresa EDELNOR.

Equipos de Almacén, Maestranza, Medición y Control: Se asumió

el valor respectivo proporcionado por la empresa EDELNOR.

Equipos de Comunicación: Se asumió el valor respectivo

proporcionado por la empresa EDELNOR.

Terrenos: Se asumió el valor respectivo proporcionado por la

empresa EDELNOR.

00158



Página 158

Equipos de Oficina: Se consideró el valor determinado por el

Consultor VAD.

Equipos de Computación (incluidos software): Se determinó los

requerimientos de equipos y software técnico especial, para el

personal determinado para la Empresa Modelo.

Cuadro Nº 6-25

Resumen de las Inversiones No Eléctricas de la Empresa Modelo

Item Edelnor

Consultor

VAD (Infome

Final)

Supervisor

VAD

A 6 120 094 6 942 833 6 120 094

B 9 410 431 3 469 750 3 469 750

C 813 535 427 188 427 188

D 1 939 487 3 962 400 1 939 487

E 2 335 600 4 897 175 2 335 600

F 2 306 892 1 387 900 1 387 900

G 11 295 482 0 11 204 662

34 221 521 21 087 246 26 884 681

(*) El Consultor VAD consideró este rubro en los COYM

Equipos y Vehículos de Transporte y CargaEquipos de Almacén, Maestranza, Medición y Control

INVERSIÓN NO ELÉCTRICA - EDELNOR (Lima Norte) (Valores en US$)

Descripción

TerrenosEdificios y Construcciones

Equipos de ComunicaciónEquipos de OficinaEquipos de Computación (incluye Software) (*)

TOTAL

6.1.4.6 Cálculo del VNR

Se calculó el Valor Nuevo de Reposición (VNR) para cada nivel de

tensión, a partir de la integración de sus componentes: los costos de

inversión o capital y de explotación de una red de distribución

ajustada económicamente a la demanda; las pérdidas reconocidas

de potencia y energía y los costos de una gestión comercial eficiente.

Con la clasificación de cada una de las áreas típicas de distribución y

las potencias servidas en MT y BT por cada una de ellas se

determinaron las magnitudes totales óptimas de los circuitos MT, BT

y SEDs, potencia de transformación y sus costos asociados

correspondientes a las redes adaptadas técnico económicamente a

la demanda.

A continuación se expone en los cuadros 6-26 al 6-29, el resumen de

los resultados obtenidos para cada etapa del sistema.

00159



Página 159

Cuadro Nº 6-26

Red de Baja Tensión

Longitud VNR

metros/km2 US$/m metros/km2 US$/m Ind, metros US$

Muy alta densidad 61,84 4 936 400 Al 68,159 27 271 400 Al 68,159 20,8% 1 991 667 163 973 377

6 497 PR150 Al 21,574 20 217 PR120 Al 18,843 20,8% 1 654 098 38 975 704

729 150 Al 55,269 2 268 150 Al 55,269 20,8% 185 553 12 387 489

3 186 PR 150 Al 21,574 21 162 PR 95 Al 16,577 20,8% 1 571 900 32 716 544

381 150 Al 55,269 2 530 70 Al 50,309 20,8% 187 957 11 569 208

2 046 PR 150 Al 21,574 18 418 PR 50 Al 12,498 20,8% 1 477 778 23 929 333

341 150 Al 55,269 3 066 70 Al 50,309 20,8% 246 004 15 096 748

2 362 PR 120 Al 18,843 15 956 PR 50 Al 12,498 20,8% 224 921 3 617 842

439 150 Al 55,269 2 967 70 Al 50,309 20,8% 41 823 2 573 836

Total 273 7 581 701 304 840 080

2 653 004 205 600 658

4 928 697 99 239 423

7 581 701 304 840 080

Media densidad

Baja densidad

72,21

12,28

Total subterránea

Total aérea

Total

61,92Alta densidad 1

Alta densidad 2

Densidad km2

Salidas

64,56

Red General

00160



Página 160

Cuadro Nº 6-27

Subestaciones de Distribución

Total VNR

SEDs/km2 kVA US$/SED SEDs/km

2 kVA US$/SED Cant. kVA US$

9 630 35 028 3 100 22 375 720 355 354 27 635 674

4 630 42 918 269 169 667 13 945 252

15 250 26 037 2 100 22 375 1 030 238 856 31 845 516

7 250 33 928 456 114 088 18 687 697

Alta densidad 2 64,56 14 250 12 916 1 100 8 293 20,8% 968 232 416 14 754 862

Media densidad 72,21 20 100 8 293 20,8% 1 444 144 423 14 464 495

7 75 6 102 80 5 986 589 652

13 37,5 4 715 160 5 986 911 323

Total 273 5 128 1 266 776 122 834 468

1 750 594 211 59 481 190

726 283 755 32 632 948

2 413 376 839 29 219 356

240 11 971 1 500 974

5 128 1 266 776 122 834 468TOTAL

Total plataformas bipostes

Ind.Densidad km2

Total SEDs convencionales

Total SEDs bóveda

Total plataformas monopostes

Muy alta densidad 61,84 20,8%

Red BT Sin red BT

Alta densidad 1 61,92 20,8%

Baja densidad 12,28 20,8%

00161



Página 161

Cuadro Nº 6-28

Red de Media Tensión

metros US$/m metros US$/m Ind. metros US$

Sin contaminación

MAD y AD1 123,76 250 240 Al 1 290 013 80,694 20,8% 1 290 013 125 737 402

AA 240 119 893 25,260 AA 50 81 684 15,611 20,8% 201 577 5 198 370

Port 120 Al 43 680 33,569 20,8% 43 680 1 771 147

240 Al 7 996 80,694 50 Al 11 476 69,455 20,8% 19 472 1 742 148

AA 185 122 245 22,740 AA 50 175 801 15,611 20,8% 298 046 6 672 658

Port 120 Al 74 595 33,569 20,8% 74 595 3 024 680

240 Al 11 227 80,694 50 Al 23 642 69,455 20,8% 34 869 3 077 765

Con contaminación

Cu 120 83 573 49,042 Cu 35 53 622 23,210 20,8% 137 195 6 453 948

Port 120 Al 19 707 33,569 20,8% 19 707 799 095

240 Al 7 705 80,694 50 Al 6 761 69,455 20,8% 14 466 1 318 229

Cu 70 109 753 32,986 Cu 35 151 171 23,210 20,8% 260 923 8 610 952

Port 120 Al 58 218 33,569 20,8% 58 218 2 360 627

240 Al 14 769 80,694 50 Al 28 176 69,455 20,8% 42 945 3 803 300

Total 273 356 2 495 708 170 570 321

1 401 766 135 678 844

Total línea aérea portante 196 201 7 955 548

499 623 15 064 900

398 118 11 871 028

2 495 708 170 570 321

Media y baja densidad 44,60 30

Alta densidad 2 2839,36

DerivacionesTroncal TotalDensidad km

2 Cantidad

alim.

TOTAL

Alta densidad 2 25,20 20

Total subterránea

Media y baja densidad 39,89 28

Total líneas aéreas aluminio

Total líneas aéreas cobre

00162



Página 162

Cuadro Nº 6-29

Equipos de maniobra y Protección Media Tensión

Total

Tipo Cantidad US$/centro US$

Sin contaminación

MAD y AD1 250 Celdas E y S 3 419 8 117 20,8% 33 521 373

Reconectador 28 14 245 20,8% 481 799

secc. fusibles 82 394 20,8% 38 990

Secc. Potencia 14 2 533 20,8% 42 828

seccionamientos 60 772 20,8% 55 972

Reconectador 30 14 245 20,8% 516 213

secc. fusibles 52 394 20,8% 24 726

Secc. Potencia 15 2 533 20,8% 45 887


Con contaminación

Reconectador 20 14 245 20,8% 344 142

secc. fusibles 124 394 20,8% 58 961

Secc. Potencia 10 2 533 20,8% 30 591


Reconectador 28 14 245 20,8% 481 799

secc. fusibles 106 394 20,8% 50 402

Secc. Potencia 14 2 533 20,8% 42 828


Total 356 35 883 903

Cantidad

salidas

Maniobra y protecc.Densidad Ind.

Media y baja densidad 28

Alta densidad 2 28

Alta densidad 2 20

Media y baja densidad 30

00163



Página 163

6.1.4.7 Instalaciones Adicionales

Como resultado del modelo propuesto, se consideró necesario la

instalación de una bobina zig-zag en cada subestación AT/MT con

motivo de la adopción del sistema de neutro a tierra.

Además, con el incremento del número de salidas de MT en la Red

Adaptada respecto de la Red Real será necesario incorporar más

equipos de protección en las salidas de las subestaciones. Así, el

número previsto es:

342 - 314 = 28 nuevas celdas

Por otro lado, el factor de potencia considerado en los estudios es

0,85 se requiere incrementarlo hasta el valor de 0,95; por lo tanto,

resulta necesario instalar un banco de compensación reactiva en

cada barra de subestación. En este sentido, se prevé instalar 60

bancos de compensación reactiva con su correspondiente interruptor,

con una potencia capacitiva promedio de 4 MVAR por banco.

Los costos de las instalaciones adicionales anteriormente descritas,

se muestran en el cuadro 6-30.

Cuadro Nº 6-30

Componente Cantidad Costo unitario Total (US$)

Bobinas zig-zag 26 100 000 2 600 000 Bancos compensadores MT 60 52 994 3 179 640 Celdas de proteción MT 42 24 000 1 008 000

Total (US$) 6 787 640

Equipos Adicionales

6.1.4.8 Instalaciones de Alumbrado Público

El cuadro 6-31 indica los metrados y los costos totales del alumbrado

público, considerando las instalaciones requeridas para iluminación

de parques, intersecciones y equipos de control de AP.

Desagregando las inversiones de AP por componente y tipo de red

00164



Página 164

(aérea o subterránea), así como por postación o zanja exclusiva

utilizada. El monto de inversión total en alumbrado público asciende

a 90,95 Mio. de US$, tal como se muestra en el cuadro que continua.

Cuadro Nº 6-31

VNR y Metrados de la Red de Alumbrado Público de la Empresa Modelo

REDES AEREAS 4 645,2 16 259,6

Red Aérea AP - Autoportante Al 3x16 mm2+portante - sobre poste SP AS01613 - s/poste SP 3 326 2 913 km 9 687,7Red Aérea AP - Autoportante Al 3x16 mm2+portante - sobre poste AP AS01613 - s/poste AP 10 795 139 km 1 504,3Red Aérea AP - Autoportante Al 2x16 mm2+portante - sobre poste SP AS01613M - s/poste SP 2 832 1 519 km 4 302,0Red Aérea AP - Autoportante Al 2x16 mm2+portante - sobre poste AP AS01613M - s/poste AP 10 301 74 km 765,6

REDES SUBTERRANEAS 2 597,2 28 831,8

Red Subterránea AP - Zanja Exclusiva, Cable NYY 3-1x6 mm2 NY06023 - Exc 58 807 78 km 4 582,0Red Subterránea AP Zanja Exclusiva, Cable NYY 3-1x10 mm2 NY01013 - Exc 60 289 52 km 3 131,7Red Subterránea AP - en zanja SP- Cable Cu NYY 3x1x6 mm2 NY06023 - Comp 8 075 1 662 km 13 423,0Red Subterránea AP - en zanja SP- Cable Cu NYY 3x1x10 mm2 NY01013 - Comp 9 557 805 km 7 695,1

LUMINARIAS 234 716 26 505,1

Equipos de Control de AP - Fotocélula y Contactor (Incluye medición) ECAP 126,10 5 128 Und 646,7Luminaria VSAP-T 70w - Pastoral AC. Simple PS/0,55/1/1,5" L 70 - PS 0,55/1,0/1,5" 95,53 80 471 Und 7 687,5Luminaria VSAP-T 70w - Pastoral AC. Simple PS/1,5/1,9/1,5" L 70 - PS 1,5/1,9/1,5" 110,42 123 489 Und 13 635,6Luminaria VSAP-T 150w - Pastoral AC. Simple PS/1,5/1,9/1,5" L 150 - PS 1,5/1,9/1,5" 129,98 17 578 Und 2 284,8Luminaria VSAP-T 150w - Pastoral AC. Simple PS/1,5/3/1,5" L 150 - PS 1,5/3/1,5" 139,01 4 546 Und 631,9Luminaria VSAP-T 250w - Pastoral AC. Simple PS/3,2/3,4/1,5" L 250 P 3,3-3,4-1,5 182,71 8 344 Und 1 524,5Luminaria VSAP-T 400w - Pastoral AC. Simple PS/3,2/3,4/1,5" L 400 P 3,3-3,4-1,5 326,91 288 Und 94,2

POSTES 75 082 13 743,1

Poste de Concreto de 7 M CAC- 7 M 156,72 14 477 Und 2 268,9Poste de Concreto de 8 M CAC- 8 M 179,68 52 429 Und 9 420,5Poste de Concreto de 9 M CAC- 9 M 204,46 4 062 Und 830,6Poste de Concreto de 11 M CAC- 11 M 259,31 1 599 Und 414,6Poste de Concreto de 13 M CAC- 13 M 321,57 2 514 Und 808,5

ALUMBRADO PUBLICO PARQUES 5 195,1

Poste de Concreto de 9 M CAC- 9 M 204,46 11 433 Und 2 337,6Luminaria VSAP-T 70w - Pastoral AC. Simple PS/1,5/1,9/1,5" L 70 - PS 1,5/1,9/1,5" 110,42 25 878 Und 2 857,4

ALUMBRADO PUBLICO INTERSECCIONES 408,8

Corona Metálica de 20 Reflectores con 20 Lámparas de 400 W CM 10 RE 2x400 4 897,09 3 Und 14,7Corona Metálica de 16 Reflectores con 16 Lámparas de 400 W CM 8 RE 2x400 4 006,29 49 Und 196,3Corona Metálica de 12 Reflectores con 12 Lámparas de 400 W CM 6 RE 2x400 3 201,96 5 Und 16,0Corona Metálica de 16 Reflectores con 16 Lámparas de 250 W CM 8 RE 2x250 3 862,14 2 Und 7,7Poste de AP de Acero de 22 M PAP A 22 m 1 769,40 2 Und 3,5Poste de AP de Acero de 25 M PAP A 25 m 2 991,56 57 Und 170,5

ALUMBRADO PUBLICO PUENTES 119 10,97

Luminarias 50 W L 50 64,26 8 Und 0,5Luminarias 70 W L 70 71,97 4 Und 0,3Luminarias 150 W L 150 91,53 95 Und 8,7Luminarias 250 W L 250 122,66 12 Und 1,5

90 954,5Total (Miles US$)

DESCRIPCION CODIGO

COSTO

UNITARIO

(US$/km)

CANTIDADVNR

(miles US$)

6.1.4.9 Resumen de Resultados del VNR

En resumen los resultados de metrados y VNR de la Empresa

Modelo se muestran en el Cuadro 6-32; cuyo total alcanza a 758,6

Mio US$.

00165



Página 165

Cuadro Nº 6-32

VNR y Metrados de la Red Adaptada de la Empresa Modelo

Sistema de Distribución Eléctrica

- Lima NorteUnidad Metrado

VNR miles

US$

Costos

unitarios

Promedio

Media TensiónRed Aérea km 1 094 34 891 31 895Red Subterránea km 1 402 135 679 96 791Equipos de Protección y Seccionamiento unidad 4 160 35 884 8 626Equipos Adicionales unidad 128 6 788 53 028Total MT km 2 496 213 242

Subestaciones de Distribución MT/BTMonoposte unidad 240 1 501 6 254Biposte unidad 2 413 29 219 12 109Convencional unidad 1 750 59 481 33 989Compacta Pedestal unidadCompacta Bóveda unidad 725 32 633 45 011Total SED MT/BT unidad 5 128 122 834


Servicio Particular km 4 929 99 239 20 135Alumbrado Público km 4 645 16 260 3 500Luminarias unidad 170 072 18 825 111Equipos de Control AP unidad 2 653 335 126Total red aérea km 9 574 134 659

Red Subterránea

Servicio Particular km 2 653 205 601 77 497Alumbrado Público km 2 597 28 832 11 101Luminarias unidad 91 577 10 137 111Equipos de Control AP unidad 2 475 312 126Postes AP unidad 86 574 16 255 188Total red subterránea km 5 250 261 136

Total BT km 14 824 395 795

Inversiones No EléctricasINE asignadas a MT 7 833INE asignadas a BT 19 051Total INE 26 885

Total VNR 758 756

6.1.5 Pérdidas Estándar del Sistema de Distribución

Las pérdidas de potencia se calcularon para la hora de punta del sistema

de distribución y para el sistema de distribución teórico (Empresa

Modelo), cuyas instalaciones están técnica y económicamente

adaptadas a la demanda.

Los resultados se expresan como porcentajes de la potencia máxima

coincidente y de la energía ingresada a cada nivel de tensión.

Se obtuvieron las Pérdidas Técnicas Estándares de Energía y Potencia

para los Sistemas Económicamente Adaptados (por sector típico) a nivel

de MT, SED, BT, acometidas y medidores. Se tuvo en cuenta que a nivel

BT, dado que la medición del AP se efectúa en las SED, no se

00166



Página 166

incorporan las pérdidas en las redes y equipos de AP. Igual

consideración se tuvo en cuenta en el balance de energía y potencia.

Los cálculos de las pérdidas se presentan por etapa. Para cada etapa de

cada sector típico ó zona, se determinaron la potencia y energía de

pérdidas. Dichas etapas son las siguientes:

Pérdidas en las redes de MT;

Pérdidas en las Subestaciones de Distribución MT/BT y otras;

Pérdidas en las redes de BT;

Pérdidas en las acometidas;

Pérdidas en los medidores; y

Pérdidas comerciales.

6.1.5.1 Pérdidas Red MT, Centros de Distribución y Red BT

Las pérdidas de potencia y energía en las redes de MT,

subestaciones de distribución y redes de BT se obtuvieron en el

proceso de optimización de la red técnico-económicamente

adaptada.

Se calculó las pérdidas para cada ATD resultante del modelado de la

red adaptada técnico-económicamente. Para el cálculo se

consideraron, longitudes, secciones, niveles de carga, factores de

utilización y tiempos equivalentes de pérdidas resultantes del estudio

de optimización. Asimismo se consideraron condiciones de

operación real tales como, diversidad de cargas, desequilibrio de

fases, excentricidades de ubicación de los centros de transformación,

etc.

Los valores resultantes para las redes optimizadas de cada Zona de

Densidad de Carga fueron obtenidos a través de los programas

utilizados para la optimización de la Empresa Modelo. Estos

programas realizan un detallado análisis de las pérdidas en redes de

media tensión, centros de distribución y redes de baja tensión.

00167



Página 167

Durante este proceso se tuvo en cuenta que la caída de tensión

máxima en sus extremos no excediera lo establecido en la LCE y la

NTCSE.

Los valores resultantes en los circuitos de los modelos se

extrapolaron a los totales de la empresa, sobre la base de los niveles

de demanda, y de las zonas típicas, según lo analizado al tratar el

tema de caracterización del mercado eléctrico.

Las pérdidas de potencia y energía en las acometidas y en los

medidores se obtuvieron mediante un estudio específico. Para el

cálculo de estas pérdidas se consideraron:

Los consumos promedio anuales por cada grupo de clientes, y

la cantidad de clientes de cada grupo.

Las características de demanda simultánea de los clientes a

nivel empresa.

La potencia máxima individual promedio de los clientes,

considerando factores de simultaneidad típicos.

6.1.5.2 Pérdidas en Acometida y Medición

A. Pérdidas en Acometidas

Las pérdidas en acometidas se estimaron mediante:

La corriente máxima individual promedio por cliente de cada

segmento tarifario, estimada a partir de la energía abastecida, la

cantidad de clientes, el número de fases, el tiempo de utilización

total del segmento y el factor de simultaneidad de los clientes.

El cálculo de la potencia máxima de pérdidas promedio por

cliente de cada segmento, considerando los conductores

apropiados a la corriente máxima de cada caso, y aplicando un

factor de incremento por disparidad de cargas máximas.

00168



Página 168

Las cantidades de clientes, las energías vendidas y la estimación

de la potencia simultánea por cliente de cada segmento se detalla

en el cuadro 6-33.

Cuadro Nº 6-33

CANTIDAD DE ACOMETIDAS, ENERGIA VENDIDA Y POTENCIA INDIVIDUAL SIMULTANEA POR

SEGMENTO TARIFARIO

Cantidad de acometidas

Segmento

TarifarioAèreas Subterràneas

Energìa

abastecida

anual

Tiempo de

utilizacion

Potencia

màxima

simultanea

segmento

Potencia

simultanea

coincidente

en punta

Potencia

màxima

simultanea

por cliente

Monofàsicas Trifàsicas Monofàsicas Trifàsicas MWh kW kW kW

BT1

BT2 7 180 17 647 5 694 3 099 2 133 16,57BT3P 24 509 76 812 6 132 12 526 11 270 23,50BT3FP 31 802 65 991 5 256 12 555 7 802 15,07BT4P 20 565 94 071 6 132 15 341 14 586 26,22BT4FP 1 25 30 940 65 764 5 256 12 512 8 220 12,56BT4AP 445 827 1807 3356 111 935 4 300 26 031 25 556 4,05BT5A 9 235 3 855 5 000 771 936 3,16BT5B 70882 24214 621408 212276 2 344 187 5 000 468 837 458 748 0,50BT6 99 626 5 456 5 000 1 091 1 048 1,51MT1 7 92 996 472 7 446 133 827 99 312 1 351,78TD1

MT2 43 85 80 802 6 570 12 299 7 379 96,08MT3P 75 315 641 568 7 008 91 548 81 706 234,74MT3FP 75 292 183 174 5 694 32 170 19 924 87,66MT4P 30 174 243 926 7 008 34 807 33 489 170,62MT4FP 45 114 52 666 5 694 9 249 5 661 58,17Total 71 427 25 432 623 871 219 935 4 984 326 866 664 777 771

Luego según el tipo de acometida y número de fases, se asignó el

conductor de acometida de sección apropiada, con la extensión

correspondiente, y se estimó la corriente máxima individual de

cliente promedio de cada segmento, considerando el coeficiente

de simultaneidad con que participa en la demanda global, el

tiempo equivalente individual de pérdidas, y las pérdidas de

energía.

Los cálculos detallados de la pérdida en acometidas se adjunta en

el Anexo 3, y el resumen de los resultados al respecto, en el

cuadro 6-34.

00169



Página 169

Cuadro Nº 6-34

Tensión Tipo Fases CantidadPérdidas de

potencia (kW)

Pérdidas de

energía

(kWh/año)

Monofásica 624 369 370 1 828 977 Trifásica 218 514 157 777 852 Monofásica 71 460 32 159 480 Trifásica 25 100 18 87 174

Subterránea Trifásica 975 3 15 592 Aérea Trifásica 250 2 9 665

940 669 583 2 878 739 Totales

CUADRO RESUMEN DE PÉRDIDAS EN ACOMETIDAS

BT

MT

Subterránea

Aérea

B. Pérdidas en Medidores

Las pérdidas en medidores que no son registradas por éstos,

corresponden a las del circuito de medición voltimétrico, por lo

que son prácticamente constantes.

En cada caso se evaluaron las pérdidas de potencia y energía

según el número de fases, la tecnología del medidor, y la cantidad

correspondiente. El resumen de resultados se adjunta en el

cuadro 6-35.

Cuadro Nº 6-35

Pérdidas

voltimétricas

Pérdida de

Potencia

Pérdida anual

Energía

W kW kWh/añoElectromecànicos 556 663 1,5 835 7 314 552 Electrònicos 139 166 0,66 92 804 602 Electromecànicos 192 501 9 1 733 15 176 779 Electrònicos 52 335 1,5 79 687 682

Totales 940 665 2 738 23 983 615

PÉRDIDAS DE POTENCIA Y ENERGÍA DE MEDIDORES

Monofásicos

Trifásicos

TecnologíaTipo Medidor Cantidad

6.1.5.3 Resultados del Cálculo de Pérdidas

A continuación los cuadros 6-36 al 6-40 presentan los resultados de

pérdidas obtenidos para cada etapa del sistema, y el resumen

general de las mismas.

00170



Página 170

Cuadro Nº 6-36 Pérdidas en la Red de Media Tensión

Demanda Máxima

kW simult. kW % kW.h/año %

Sin contaminación

MAD y AD1 123,76 645 200 10 380 1,61% 54 105 115 1,32%

Alta densidad 2 39,36 63 512 777 1,22% 4 052 089 1,01%

Media y baja densidad 44,60 39 317 438 1,12% 2 285 591 0,92%

Con contaminación

Alta densidad 2 25,20 39 317 463 1,18% 2 415 531 0,97%

Media y baja densidad 39,89 34 276 533 1,55% 2 777 460 1,28%

Total 273 821 622 12 592 1,51% 65 635 786 1,24%

Potencia EnergíaDensidad km

2

Cuadro Nº 6-37 Pérdidas en las Subestaciones de Distribución

Demanda Máxima


Muy alta densidad 61,84 221 305 4 866 2,20% 24 909 310 2,20%

Alta densidad 1 61,92 149 558 3 943 2,64% 21 392 959 2,80%

Alta densidad 2 64,56 96 547 2 648 2,74% 14 368 636 2,91%

Media densidad 72,21 64 072 1 944 3,03% 10 735 334 3,28%

Baja densidad 12,28 5 136 188 3,66% 1 031 223 3,93%

Total 273 536 618 13 589 2,36% 72 437 463 2,40%

Potencia simultánea EnergíaDensidad km

2

Cuadro Nº 6-38 Pérdidas en la Red de Baja Tensión

Demanda Máxima


Muy alta densidad 61,84 221 305 7 656 3,46% 30 347 621 2,68%

Alta densidad 1 61,92 149 558 6 966 4,66% 27 612 465 3,61%

Alta densidad 2 64,56 96 547 3 619 3,75% 14 344 576 2,91%

Media densidad 72,21 64 072 2 815 4,39% 11 156 253 3,41%

Baja densidad 12,28 5 136 244 4,75% 966 517 3,68%

Total 273 536 618 21 300 3,71% 84 427 430 2,80%

Potencia simultánea EnergíaDensidad km

2

00171



Página 171

Cuadro Nº 6-39

Pérdidas en las Acometidas

Tensión Tipo Fases CantidadPérdidas de

potencia (kW)

Pérdidas de

energìa

(kWh/año)

Monofásica 624 369 370 1 828 977 Trifásica 218 514 157 777 852 Monofásica 71 460 32 159 480 Trifásica 25 100 18 87 174

Subterránea Trifásica 975 3 15 592 Aérea Trifásica 250 2 9 665

940 669 583 2 878 739

520 236 2 742 977

0,10% 0,10%

Totales

Simultánea BT

Pérdida

BT

MT

Subterránea

Aérea

Cuadro Nº 6-40 Pérdidas en los Medidores

Pérdidas

voltimétricas

Pérdida de

Potencia

Pérdida anual

Energía

W kW kW.h/añoElectromecánicos 556 663 1,5 835 7 314 552 Electrónicos 139 166 0,66 92 804 602 Electromecánicos 192 501 9 1 733 15 176 779 Electrónicos 52 335 1,5 79 687 682

940 665 2 738 23 983 615

520 236 2 742 977

0,48% 0,80%

Totales

Simultánea BT

Pérdida

Monofásicos

Trifásicos

TecnologíaTipo Medidor Cantidad

6.1.6 Estándar de Calidad del Servicio Eléctrico

Para verificar el cumplimiento de los estándares de calidad del servicio

eléctrico previsto en la NTCSE, se determinaron los índices de calidad

de servicio medios e individuales esperables en cada área característica

(de acuerdo al tipo de consumo y zona geográfica) considerando las

instalaciones reales y las correspondientes a la red técnico-

económicamente adaptadas, operadas en forma eficiente.

00172



Página 172


Se determinaron en primer lugar los valores medios esperables de

calidad (frecuencia y tiempo - SAIFI y SAIDI), para luego, en función

de los posibles desvíos de la media, determinar valores factibles por

alimentador. Luego se verificó el cumplimiento del régimen de calidad

de servicio exigido por la NTCSE y los procedimientos generales de

OSINERGMIN.

En tal sentido, se partió de los circuitos medios representativos de las

redes adaptadas técnica y económicamente para cada una de las

áreas características, considerando que sobre ellos se realizan

mantenimientos convenientes de acuerdo a las reglas de la práctica

técnica vigentes, de forma tal de cumplir con la tasa objetivo de

averías, disponiendo de los sistemas de protección adecuados.

Para estos efectos, se tuvo en cuenta las tecnologías consideradas

en los circuitos representativos y las prácticas existentes en el ámbito

latinoamericano, con las cuales se determinó los valores de tasa de

avería.

Dado que la calidad de servicio se mide en forma individual, es

necesario adoptar un criterio estadístico de tratamiento de las

interrupciones para poder determinar un nivel medio de

penalizaciones correspondientes, que permiten cumplir con los

límites.

En el esquema definido por la reglamentación vigente, el

determinante del monto de las penalizaciones resultan las horas

totales de interrupción.

Si se construye la curva de distribución de horas de interrupción por

cliente (a un nivel de tensión) y para un área definida (estrictamente

homogénea), se tendría la curva de distribución de horas de

interrupción mostrada en la lámina 6-7.

00173



Página 173

Lámina Nº 6-7

Curva de Distribución de Horas de Interrupción

Entonces, definidos los límites de la norma, calculada la media

obtenible y considerando una curva típica de distribución estadística,

se obtiene el porcentaje de horas penalizadas, que debe resultar

menor al 5%.

Para determinar los límites individuales (no promedios) se debe

considerar la distribución estadística de las interrupciones respecto

de los valores medios.

Mediante la utilización de la curva estándar de distribución de

interrupciones se puede obtener la fracción de la energía penalizada

y el número de usuarios involucrados a partir de la relación entre el

valor límite de la duración no penalizada y el valor medio de la

duración total de las interrupciones.

Los nuevos límites propuestos (tolerancias) fueron establecidos

considerando un máximo de 5% de los usuarios a ser compensados.

Conforme se aprecia en las curvas estándares (ver lámina 6-8), para

una relación entre la Energía no Suministrada Total y la penalizada

de 2,7 se incluye a un 5% de los usuarios a compensar; y en el caso

que dicha relación sea de 3, alcanza un máximo de 4% de usuarios.

Penalización

Correspondiente

Media Límite

%

Clientes

Horas

interrupción

00174



Página 174

Lámina Nº 6-8

Porcentaje de Usuarios que Exceden el Limite en Función de

la Relación Valor Limite/Valor Medio

Porcentaje de usuarios que exceden el límite

en función de la relación valor límite / valor medio

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

0,00 0,50 1,00 1,50 2,00 2,50 3,00 3,50 4,00 4,50

Valor límite / Valor medio

Usuarios

6.1.6.2 Procedimiento de cálculo

Los cálculos se realizaron mediante la aplicación de modelos creados

específicamente para la determinación de los estándares esperables

de calidad de servicio, sobre la base de los siguientes datos:

Tasa de avería estándar;

Tiempos de interrupción estándar;

Factor de incidencia sobre el alimentador;

Longitudes y magnitudes por circuito representativo de la red;

Los resultados obtenidos fueron:

Cantidad media de interrupciones esperables en MT y BT;

Duración media esperable de las interrupciones;

00175



Página 175

6.1.6.3 Fundamentos del método

Resulta factible determinar la frecuencia media (SAIFI) y la duración

media (SAIDI) de las interrupciones mediante un modelo teórico para

todos los circuitos tipo, considerando las tasas y avería

interrupciones estándar y los factores de incidencia.

El factor de incidencia es la afectación que cada avería o corte

programado tiene sobre el sistema en estudio. Por ejemplo, en el

caso de un alimentador de MT, si la avería es sobre una troncal todo

el alimentador resulta interrumpido, por lo que el factor de incidencia

es uno. Si la avería es sobre un ramal de MT la incidencia es 1/n,

siendo n la cantidad de ramales (se supone que todos los ramales

transmiten igual potencia).

A través de la adición de las interrupciones provocadas en cada

etapa se determina la interrupción total por año, que afectada por el

tiempo medio (por interrupción) de reposición del servicio, permite

obtener el tiempo total de interrupción por año y por alimentador.

Luego, a partir de los valores medios se evalúa la curva de

distribución de las interrupciones verificando el cumplimiento de las

tolerancias individuales, establecidas en la norma.

6.1.6.4 Hipótesis y consideraciones

Las tasas de avería empleadas son las indicadas anteriormente para

la red.

Los tiempos de reposición se definieron en base a tiempos típicos de

localización del elemento averiado, de realización de maniobras para

separar la parte fallada, y de reparación de la falla típica, según el

tipo de red.

A efectos de representar fidedignamente la incidencia del

equipamiento de maniobra, protección y control previsto para las

00176



Página 176

redes de distribución de MT y BT en la continuidad del servicio, se

desagregó el tiempo medio de reposición por maniobras del tiempo

de reparación.

Los valores de tasas y tiempos aplicados, y las características de las

redes se indican en los cuadros de datos correspondientes a cada

circuito representativo de cada Área Típica de Distribución.

A efectos de poder estimar los índices de calidad medios esperables

para cada ATD a nivel MT y BT; y luego evaluar la distribución de

niveles individuales y el porcentaje esperado de Energía No

Suministrada fuera de éstos límites, se realizó el cálculo sobre

circuitos representativos incluyendo el sistema de AT.

Para evaluar el cumplimiento de los índices medios se efectuó la

agregación ponderada de las frecuencias y tiempos de interrupción

medios de cada circuito representativo, originados en la red de MT y

las subestaciones de distribución.

6.1.6.5 Resultados sobre la Calidad de Servicio

En los cuadros 6-41 y 6-42 se incluyen los datos y resultados del

cálculo de los índices medios de frecuencia y duración de

interrupciones.

En base a los resultados parciales y según los criterios antes

indicados, se obtuvieron los porcentuales de ENS en exceso de los

niveles individuales para cada ATD, y los niveles medios, valores que

se adjuntan en los cuadros siguientes.

00177



Página 177

Cuadro Nº 6-41

INDICES MEDIOS OBTENIDOS POR SECTOR Y PORCENTAJES DE ENERGIA NO SUMINISTRADA PENALIZABLE

ESTIMADO

TIPO DE RED

INDICES MEDIOS

POR SECTOR

SEMESTRALES A

NIVEL MT

LIMITES

INDIVIDUALES A

NIVEL MT

INDICES MEDIOS

POR SECTOR

SEMESTRALES A

NIVEL BT

LIMITES

INDIVIDUALES A

NIVEL BT

MT BT SAIFI SAIDICantidad

interrup.

Duración

interrup.SAIFI SAIDI

Cantidad

interrup.

Duración

interrup.

MUY ALTA DENSIDAD SUBTERR SUBTERR 0,6 1,5 4,0 7,0 0,2% 0,7 1,9 6,0 10,0 0,2%

ALTA DENSIDAD 1 SUBTERR AEREA 0,6 1,5 4,0 7,0 0,2% 0,7 2,0 6,0 10,0 0,2%

ALTA DENSIDAD 2 AEREA URB AEREA 1,0 3,9 4,0 7,0 0,8% 1,2 4,5 6,0 10,0 0,5%

MEDIA DENSIDAD AEREA URB AEREA 1,1 4,4 4,0 7,0 0,8% 1,3 5,1 6,0 10,0 0,5%

BAJA DENSIDAD AEREA RUR AEREA RUR 1,0 5,5 4,0 7,0 0,7% 1,2 6,3 6,0 10,0 0,5%

SECTOR

% DE ENS

PENALIZA

DA NIVEL

MT

% DE ENS

PENALIZADA

NIVEL BT

Cuadro Nº 6-42

DETERMINACION DE INDICES MEDIOS TOTAL

EMPRESA

POTENCIA

POR

SEGMENTO

SAIFI ORIGEN

MT Y SED

SAIDI ORIGEN

MT Y SED

MW INT/AÑO HS/AÑO

MUY ALTA DENSIDAD 470 1,3 2,9

ALTA DENSIDAD 1 158 1,3 3,2

ALTA DENSIDAD 2 101 2,9 8,5

MEDIA DENSIDAD 68 2,9 8,5

BAJA DENSIDAD 5 2,5 11,3

TOTAL 802 1,6 4,2

LIMITES

REGULATORIOS3,0 7,5

SECTOR

6.1.7 Optimización de los Costos de Operación y Mantenimiento Técnico

En ésta sección, se determinan los costos de explotación para las

instalaciones de distribución, considerando tecnologías técnico-

económicamente adaptadas y prácticas de mantenimiento apropiadas.

6.1.7.1 Costos Directos

En el cuadro 6-43 se observan los costos anuales tercerizados

determinados por unidad de instalación, para cada uno de los

componentes típicos de la red de distribución. El detalle del cálculo

de estos costos se exhibe en el Anexo 2 del presente informe.

00178



Página 178

Cuadro Nº 6-43

Costos Unitarios de Operación y Mantenimiento

Costo

unitario

anual

US$/unid

Red MT

Lineas aéreas de MT desnuda poste Hormigón, sin contaminación km 500 632

Lineas aéreas de MT desnuda poste Hormigón, con contaminación km 398 968

Lineas aéreas de MT autoportante poste Hormigón km 196 800

Cable subterráneo de MT km 1 402 572

Celdas MT u 2 994 259

Seccionalizador u 106 300

Red BT

Subestación MT/BT tipo cámara convencional u 2 476 892

Plataforma biposte MT/BT desde 100 kVA u 2 413 498

Plataforma monoposte MT/BT hasta 75 kVA u 240 324

Línea aérea de BT (con control y conductor AP) km 4 929 420

Cable Subterráneo de BT (con control y conductor AP) km 2 653 471

Mediciones Control de Calidad u 8 000 40

Red AP

Línea Exclusiva Alumbrado Público km 214 420

Cable Subterráneo Exclusivo Alumbrado Público km 130 471

Luminaria alumbrado público u 261 649 21


Asimismo, en el cuadro 6-44 se observan los resultados de los

costos directos de O&M que ascienden a 15,25 Mio US$/año,

determinados aplicando los costos del cuadro 6-43 sobre los

metrados de las instalaciones adaptadas de la Empresa Modelo.

00179



Página 179

Cuadro Nº 6-44

Resumen de Costos Directos de Operación y Mantenimiento


Terceros

Costo

unitario

anual


TercerosCosto anual

US$/unid US$/unid US$/unid US$ US$ US$

Red MT

Lineas aéreas de MT desnuda poste Hormigón, sin contaminación km 500 93 539 632 46 313 269 396 315 709

Lineas aéreas de MT desnuda poste Hormigón, con contaminación km 398 90 877 968 36 028 349 338 385 366

Lineas aéreas de MT autoportante poste Hormigón km 196 142 658 800 27 830 129 093 156 923

Cable subterráneo de MT km 1 402 36 537 572 49 913 752 446 802 359

Celdas MT u 2 994 18 240 259 54 072 720 004 774 076

Seccionalizador u 106 21 279 300 2 221 29 579 31 800

SUBTOTAL MT 216 378 2 249 856 2 466 233

Red BT

Subestación MT/BT tipo cámara convencional u 2 476 221 672 892 545 993 1 663 152 2 209 145

Plataforma biposte MT/BT desde 100 kVA u 2 413 211 287 498 509 851 692 727 1 202 577

Plataforma monoposte MT/BT hasta 75 kVA u 240 74 250 324 17 764 60 108 77 872

Línea aérea de BT (con control y conductor AP) km 4 929 93 327 420 460 036 1 612 467 2 072 503

Cable Subterráneo de BT (con control y conductor AP) km 2 653 253 218 471 671 872 577 180 1 249 053

Mediciones Control de Calidad u 8 000 40 40 0 320 000 320 000

SUBTOTAL BT 2 205 516 4 925 634 7 131 150

Red AP

Línea Exclusiva Alumbrado Público km 214 93 327 420 19 944 69 907 89 851

Cable Subterráneo Exclusivo Alumbrado Público km 130 253 218 471 32 887 28 252 61 140

Luminaria alumbrado público u 261 649 11 10 21 2 878 139 2 642 655 5 520 794

SUBTOTAL AP 2 930 971 2 740 814 5 671 785

UNITARIO TOTALES


00180


Supervisión de los Estudios de Costos del Valor Agregado de Distribución – VAD Sector Típico 1 – Informe Final de Resultados de Análisis Comparativo con Absolución Recursos de Reconsideración

Página 180

Equipos de guardia para la operación de la red MT

Para la operación de la red de MT se prevé la disponibilidad de 4

equipos de guardia permanentes, constituidos por personal propio.

Cada equipo estará compuesto por dos técnicos de brigada.

A los fines de brindar un cumplimiento de 24 horas todos los días del

año, serán necesarios 5 turnos equivalentes, lo que hace un total de:

4 equipos/turno x 5 turnos = 20 equipos

Adicionalmente, para esta labor se requieren 04 camionetas.

Por lo tanto, el costo anual de los equipos de guardia para la

operación MT resulta US$ 1 092 526.

Implementación de Trabajos Con Tensión (TCT) en redes aéreas

de MT, para la mejora de la Calidad del Servicio

Se considera que la aplicación de técnicas de Trabajos con Tensión

requiere, para su correcta implementación, cumplir con las tareas

siguientes:

Selección del personal

Capacitación

Compra de equipamiento especial

La cantidad de intervenciones requeridas por las redes aéreas de MT

de la Empresa Modelo (1 094 km), resultan de:

Intervenciones por adecuaciones de acuerdo a la tasa de

averías.

Intervenciones de mantenimiento preventivo.

Acciones de montaje de equipamiento y habilitación de

instalaciones nuevas.

00181



Página 181

En este sentido, se estima que la dotación necesaria para realizar

mantenimiento con TCT con personal propio, de 4 cuadrillas de 4

integrantes, más un supervisor.

El costo de los elementos necesarios se detalla en el siguiente

cuadro:

Cuadro Nº 6-45

Resumen de Costos para Trabajos con Tensión (TCT)

Materiales Cantidad C.U. (US$) Sub-Total Cuadrilla TotalJuego de pértigas y otros elementos para TCT 1 100 000 100 000 4 400 000Juegos de elementos para trabajos en contacto 1 30 000 30 000 4 120 000

Sub-total Materiales 520 000

Personal Propio Cantidad C.U. (US$) Sub-Total Cuadrilla TotalSupervisor 1 2 959 35 510 4 142 040Técnico de Brigada 4 1 835 88 069 4 352 278

Sub-total Personal Propio 494 317

Servicios de Terceros Horas C.U. (US$) Sub-Total Cuadrilla TotalCapacitación 400 200 80 000 2 160 000Hidroelevador 3 200 32,16 102 925 4 411 699Camioneta 2 200 9,06 19 932 4 79 728

Sub-total Servicios de Terceros 651 427

Cargas Diversas TotalHerramientas 171 862

Sub-total Cargas Diversas 171 862

US$ 1 837 606TOTAL ANUAL

6.1.7.2 Costos de Supervisión Directa de Explotación Técnica

De la estructura organizacional señalada en el numeral 5.4.2 del

presente informe, se identificó los puestos que no realizan

actividades vinculadas al VAD. Dichos puestos son:

1. Funciones vinculadas a inversiones

Subgerencia de ingeniería y obras (completa).

2. Funciones vinculadas a transmisión

Jefatura de mantenimiento de transmisión (completa),

Áreas de análisis técnico y control trabajos (en forma

parcial).

00182



Página 182

Además la actividad del Gerente Técnico queda vinculada también

en forma parcial a las actividades VAD de distribución.

En el cuadro 6-46 se revisa la estructura de la Gerencia Técnica

estableciendo el porcentaje de asignación a las actividades VAD y

No VAD de cada uno de los puestos, los cuales se consideran para

la determinación de los gastos personales de la Supervisión Técnica.

Cuadro Nº 6-46

N° Cargo Área ASIGNACIONES (%)

VAD NO VAD

1 GERENTE TÉCNICO GERENCIA TECNICA 60 40 2 SUBGERENTE DE INGENIERÍA Y OBRA GERENCIA TECNICA 0 100 3 SUBGERENTE DE MANTENIMIENTO GERENCIA TECNICA 80 20

4 SUBGERENTE DE OPERACIONES Y CALIDAD DE SERVICIO GERENCIA TECNICA 100 0

5 SECRETARIA DE GERENCIA GERENCIA TECNICA 60 40 6 ANALISTA DE CONTROL TECNICO SECCION CONTROL DE OBRAS 0 100 7 ASISTENTE DE CONTROL TECNICO SECCION CONTROL DE OBRAS 0 100 8 SECRETARIA DE SUB-GERENCIA SUBG. INGENIERIA Y OBRAS 0 100 9 ING. INSPECTOR OBRAS CIVILES SECCION OBRAS TRANSMISION 0 100

10 ING. OBRAS ELECTROMECANICAS SECCION OBRAS TRANSMISION 0 100 11 JEFE DE OBRAS TRANSMISION SECCION OBRAS TRANSMISION 0 100 12 LIQUIDADOR SECCION OBRAS TRANSMISION 0 100 13 TECNICO OBRAS ELECTROMECANICAS SECCION OBRAS TRANSMISION 0 100 14 ING. PROYECTOS ELECTROMECANICOS SECCION PROYECTOS TRANSMISION 0 100 15 ING. PROYECTOS CIVILES SECCION PROYECTOS TRANSMISION 0 100 16 JEFE DE PROYECTOS TRANSMISION SECCION PROYECTOS TRANSMISION 0 100 17 TECNICO PROYECTOS ELECTROMECANICOS SECCION PROYECTOS TRANSMISION 0 100 18 TECNICO DE PROYECTOS CIVILES SECCION PROYECTOS TRANSMISION 0 100 19 ANALISTA PLANIFICACION TECNICA SECCION PLANIFICACION TECNICA 0 100 20 JEFE DE PLANIFICACION TECNICA SECCION PLANIFICACION TECNICA 0 100 21 ASISTENTE ADMINISTRATIVO SECCION NORMALIZACION 0 100 22 ING. DE DISEÑO SECCION NORMALIZACION 0 100 23 JEFE DE NORMALIZACION SECCION NORMALIZACION 0 100 24 ASISTENTE ADMINISTRATIVO SECCION PROYECTOS DISTRIBUCION 0 100 25 ING. PROYECTOS DE DISTRIBUCION SECCION PROYECTOS DISTRIBUCION 0 100 26 JEFE DE PROYECTOS DISTRIBUCION SECCION PROYECTOS DISTRIBUCION 0 100 27 TECNICO PROYECTOS DISTRIBUCION SECCION PROYECTOS DISTRIBUCION 0 100 28 ING. MANTENIMIENTO DE REDES SECCION MANTENIM. TRANSMISION 0 100 29 ING. MANTENIMIENTO DE SET'S SECCION MANTENIM. TRANSMISION 0 100 30 JEFE MANTENIM. TRANSMISION SECCION MANTENIM. TRANSMISION 0 100 31 LIQUIDADOR SECCION MANTENIM. TRANSMISION 0 100 32 PROGRAMADOR DE MANTENIMIENTO SECCION MANTENIM. TRANSMISION 0 100 33 TECNICO AUXILIAR DE MANTENIMIENTO SECCION MANTENIM. TRANSMISION 0 100 34 TECNICO DE MANTENIMIENTO SECCION MANTENIM. TRANSMISION 0 100

35 SECRETARIA DE SUB-GERENCIA SUBG. OPERACIONES Y CALIDAD DEL SERV. 100 0

36 ANALISTA DE OPERACIÓN SECCION OPERACION 100 0

00183



Página 183

N° Cargo Área ASIGNACIONES (%)

VAD NO VAD

37 ASISTENTE DE OPERACIÓN SECCION OPERACION 100 0 38 JEFE DE CENTRO DE OPERACIÓN SECCION OPERACION 100 0 39 SUPERVISOR DE OPERACIÓN SECCION OPERACION 100 0 40 TECNICO AUXILIAR DE BRIGADA SECCION OPERACION 100 0 41 TECNICO DE BRIGADA SECCION OPERACION 100 0 42 TECNICO DE OPERACIÓN SECCION OPERACION 100 0 43 ANALISTA DE DATOS TECNICOS SECCION GESTION DE DATOS TECNICOS 100 0 44 JEFE DE GESTION DE DATOS TECNICOS SECCION GESTION DE DATOS TECNICOS 100 0 45 SECRETARIA DE SUB-GERENCIA SUBG. DE MANTENIMIENTO 80 20 46 ANALISTA DE CONTROL TECNICO SECCION CONTROL DE TRABAJOS 80 20 47 ASISTENTE ADMINISTRATIVO SECCION CONTROL DE TRABAJOS 100 0 48 ASISTENTE DE CONTROL TECNICO SECCION CONTROL DE TRABAJOS 80 20 49 JEFE DE CONTROL DE TRABAJOS SECCION CONTROL DE TRABAJOS 80 20 50 ASISTENTE ADMINISTRATIVO SECCION MANTENIM. DISTRIBUCION 100 0 51 ING. MANTENIMIENTO DISTRIBUCION SECCION MANTENIM. DISTRIBUCION 100 0 52 ING. OBRAS DE DISTRIBUCION SECCION MANTENIM. DISTRIBUCION 100 0 53 INGENIERO DE DISTRIBUCION SECCION MANTENIM. DISTRIBUCION 100 0 54 JEFE DE MANT. DISTRIBUCION SECCION MANTENIM. DISTRIBUCION 100 0 55 JEFE DISTRIBUCION NORTE CHICO SECCION MANTENIM. DISTRIBUCION 100 0 56 LIQUIDADOR SECCION MANTENIM. DISTRIBUCION 100 0 57 TECNICO MANT. DISTRIBUCION SECCION MANTENIM. DISTRIBUCION 100 0 58 TECNICO MANTENIMIENTO DISTRIBUCION SECCION MANTENIM. DISTRIBUCION 100 0 59 TECNICO OBRAS DE DISTRIBUCION SECCION MANTENIM. DISTRIBUCION 100 0 60 ANALISTA PLAN. MANTENIMIENTO SECCION ANALISIS TECNICO 100 0 61 ING. PROTECCION DE DISTRIBUCION SECCION ANALISIS TECNICO 100 0 62 JEFE DE ANALISIS TECNICO SECCION ANALISIS TECNICO 100 0 63 PROGRAMADOR DE MANTENIMIENTO SECCION ANALISIS TECNICO 100 0

64 ING. MANT. ALUMBRADO PUBLICO SECCION MANTENIM. ALUMBRADO PUBLICO 100 0

65 JEFE DE MANTENIM. ALUMBRADO PUBLICO SECCION MANTENIM. ALUMBRADO PUBLICO 100 0

66 LIQUIDADOR SECCION MANTENIM. ALUMBRADO PUBLICO 100 0

67 TECNICO MANTENIMIENTO AP SECCION MANTENIM. ALUMBRADO PUBLICO 100 0

68 JEFE DE PROYECTOS Y OBRAS DE TRANSMISION SECCION PROYECTOS Y OBRAS DE TRANSMISION 0 100

69 ING. OBRAS DE DISTRIBUCION SECCION OBRAS DISTRIBUCION 0 100 70 JEFE DE OBRAS DISTRIBUCION SECCION OBRAS DISTRIBUCION 0 100 71 LIQUIDADOR SECCION OBRAS DISTRIBUCION 0 100 72 TECNICO OBRAS DE DISTRIBUCION SECCION OBRAS DISTRIBUCION 0 100

73 ANALISTA CALIDAD DE PRODUCTO SECCION CALIDAD DEL PRODUCTO Y ANALISIS 100 0

74 ANALISTA DE DESARROLLO DE LA RED SECCION CALIDAD DEL PRODUCTO Y ANALISIS 100 0

75 ANALISTA DE SISTEMAS DE POTENCIA SECCION CALIDAD DEL PRODUCTO Y ANALISIS 0 100

76 ASISTENTE ADMINISTRATIVO SECCION CALIDAD DEL PRODUCTO Y ANALISIS 100 0

77 JEFE DE CALIDAD DEL PRODUCTO Y ANALISIS SECCION CALIDAD DEL PRODUCTO Y ANALISIS 100 0

78 ANALISTA CALIDAD DE SERVICIO SECCION CALIDAD DEL SERVICIO 100 0 79 JEFE DE CALIDAD DE SERVICIO SECCION CALIDAD DEL SERVICIO 100 0

00184



Página 184

Por otro lado, a los costos de personal indicados a partir de la planilla

resultante del cuadro 6-46, se agregan los costos de funcionamiento

tales como alquiler de oficinas, servicios, telefonía, viáticos,

transporte, etc.; los que se estiman en un 15% de los costos de las

remuneraciones. Con lo que resulta un total de gastos de personal y

funcionamiento de US$ 3 819 132 al año, según indica el cuadro 6-

47.

Cuadro Nº 6-47

CategoríaCANTIDAD

ASIGNADA

REMUNERACIÓN

MENSUAL (US$)Total (US$)

GERENTE 0,6 12 679 91 287

SUBGERENTE 1,8 9 543 206 134

SECRETARIA GERENCIA 0,6 2 959 21 306

SECRETARIA SUBGERENCIA 1,8 2 855 61 660

JEFE DE SECCIÓN 8,8 4 401 464 781

ING DE OyM, DIST, ALUM, CP Y CS 16 2 959 568 158

ANALISTA O PROGRAMADOR DE OyM, CP Y CS, DIST 19 2 959 674 688

TÉCNICO DE OyM DIST 26 1 835 572 451

TÉCNICO DE BRIGADA 7 1 835 154 121

TÉCNICO AUXILIAR DE BRIGADA 10 1 835 220 173

TÉCNICO Y LIQUIDADOR 13 1 835 286 225 TOTAL: 3 320 985

GASTOS DE FUNCIONAMIENTO 15 % 498 148

TOTAL SUPERVISIÓN O&M 3 819 132

Valorización de la estructura de supervisión directa asignada a las actividades

VAD de OyM

6.1.8 Optimización de los Costos de Gestión Comercial y Pérdidas

Comerciales

6.1.8.1 Costos Directos

En el cuadro 6-48 se indica la composición de costos directos de

lectura, facturación, reparto y cobro definidos según los criterios

descritos en el numeral 5.5.1 para cada tipo de cliente; y por factura.

Cuadro Nº 6-48

Tipo de cliente Lectura Factura Reparto Cobranza Total/factura

Simple tarifa (MSE) 0,130 0,200 0,090 0,166 0,586Doble tarifa (MS/DE+SP) 0,240 0,200 0,090 0,166 0,696Tarifa multiple (MDE+DP) 0,378 0,200 0,090 0,166 0,834Alumbrado público 0,378 0,200 0,090 0,166 0,834Mediciones concentradas 0,378 0,200 0,090 0,166 0,834

Costos Directos de Comercialización (US$/Factura)

00185



Página 185

Asimismo, en el cuadro 6-49 se resumen los costos anuales para el

total de los usuarios de EDELNOR.

Cuadro Nº 6-49

Segmento

Tarifario

Cantidad de

Usuarios

Costo unitario /

facturaTotal

BT1 0 0,696 0BT2 177 0,834 1 771

BT3P 519 0,696 4 334BT3FP 813 0,696 6 789BT4P 555 0,696 4 635

BT4FP 953 0,696 7 959BT4AP 5 128 0,834 51 316BT5A 228 0,696 1 904BT5 928 432 0,586 6 527 843BT6 691 0,586 4 858MT1 0 0,696 0TD1 0 0,696 0MT2 95 0,834 951

MT3P 344 0,696 2 873MT3FP 316 0,696 2 639MT4P 179 0,696 1 495

MT4FP 117 0,696 977TOTAL 938 547 6 620 344

RESUMEN DE COSTOS FIJOS ANUALES COMERCIALES

(US$)

A. Costo del Call Center

Los costos anuales de atención de llamadas por requerimientos

comerciales o reclamos técnicos se determinaron a partir de la

cantidad anual estimada para los distintos conceptos asociados a

ambas actividades, y el costo unitario por llamada.

Las cantidades de llamadas se estimaron según los criterios

indicados a continuación.

Reclamos técnicos:

Por falta de suministro: se adoptó una cantidad de reclamos

por falla observada en empresas similares, considerando un

factor de incidencia para cada tipo de instalación.

00186



Página 186

Por problemas de tensión: se proyectó en proporción a la

cantidad de circuitos de BT.

Por alumbrado público: se estimó la cantidad de fallas anual,

considerando 2 reclamos por falla.

Por peligros en vía pública: se estimaron mediante la

proporción observada en empresas similares, considerando

una ponderación doble para las instalaciones aéreas.

Reclamos comerciales: mediante proporción de reclamos por

cliente en empresas similares. Los resultados se indican en el

cuadro 6-50.

Cuadro Nº 6-50

COSTOS DE CALL CENTER

Actividad Concepto

Cantidad

anual de

atenciones

Falta de suministro 125 976Problemas de tensión 39 127Falla de luminaria 180 000Peligros en via publica 33 228Consultas 198 557Cambios titularidad 9 274Modificacion datos clientes 8 180Atenciòn rel. con morosidad 10 446Nuevos Suministros 3 478Varios 20 487

Total de llamados atendidos 628 753

Costo por llamada (US$/llamada atendida) 0,6Costo de atencion telefònica anual US$ 377 252

Costo Inspecciones pérdidas No Técnicas 3 031 200

Atencion de Reclamos Tecnicos

Atencion de Requerimientos

Comerciales

B. Costo de Inspección y Disciplina Comercial

Se han previsto inspecciones permanentes sobre las áreas de alto

nivel de fraude, e inspecciones periódicas en las áreas restantes.

Respecto a la periodicidad de las inspecciones por tipo de cliente,

ésta debe anual en clientes con demandas superiores a 50 kW; y

quinquenal para el resto de los clientes.

00187



Página 187

El costo total insumido por estas inspecciones, incluido el material

y la mano de obra tercerizada, alcanza a 3 031 520 US$/año,

según detalle indicado en el cuadro 6-51.

Cuadro Nº 6-51

Costo de Inspección y disciplina comercial

MATERIAL

SERVICIOS

DE

TERCEROS

TOTAL

Inspecciones 500 000 - 860 000 860 000 Normalización de instalaciones 45 000 900 000 112 500 1 012 500 Acciones de revisión con apoyo policial 274 000 - 1 159 020 1 159 020

900 000 2 131 520 3 031 520 TOTAL

COSTOS (US$)

ACCIÓN CANTIDAD

Por otro lado, partiendo de los 2 286 GWh entregados a clientes

de la opción tarifaria BT5, un 25% de esta energía estaría

relacionada con los clientes potencialmente conflictivos y de este

total un 10% estaría relacionado con fraudes no detectados, por lo

que se estima un nivel de fraude a eliminar de 57 100 MWh.

6.1.8.2 Costos de Supervisión Directa de Explotación Comercial

De la estructura conformada en el punto 5.5.2, se han identificado las

funciones que no realizan actividades relacionadas con las

actividades VAD de la empresa modelo. Estos puestos son:

Subgerencia de Desarrollo Comercial en forma completa, con

todas las unidades de negocio incluidas (Retail, constructoras,

financiero, seguros);

Sección de conexiones y calidad de medida (corresponden a

la actividad conexión y medición); y

Sección de control de morosidad.

El Gerente Comercial se asigna proporcionalmente a las actividades

VAD.

En el cuadro 6-52 se determina para todo el personal de la estructura

de la Gerencia Comercial el porcentaje de asignación a las

actividades VAD y No VAD.

00188



Página 188

Cuadro Nº 6-52

N° Cargo Area ASIGNACIONES (%)

VAD EXPL

NO VAD EXPL

1 GERENTE COMERCIAL GERENCIA COMERCIAL 70 30 2 SUBJERENTE MERCADEO GERENCIA COMERCIAL 100 0 3 SUBJERENTE DESARROLLO COMERCIAL GERENCIA COMERCIAL 0 100 4 SUBJERENTE OPRACIONES COMERCIALES GERENCIA COMERCIAL 50 50 5 SECRETARIA DE SUB-GERENCIA SUBG.MERCADO 100 0 6 ANALISTA DE GESTION COMERCIAL SECCION CLIENTES LIBRES 100 0 7 EJECUTIVO DE LIBRE MERCADO SECCION CLIENTES LIBRES 100 0 8 EJECUTIVO DE NEGOCIOS SECCION CLIENTES LIBRES 100 0 9 ASISTENTE ADMINISTRATIVO SECCION CLIENTES EMPRESARIALES E INSTIT. 100 0

10 EJECUTIVO CLIENTES EMPRESARIALES SECCION CLIENTES EMPRESARIALES E INSTIT. 100 0 11 JEFE DE CLIENTES EMPRESARIALES E INSTITUC. SECCION CLIENTES EMPRESARIALES E INSTIT. 100 0 12 ANALISTA DE CALIDAD DE MEDIDA SECCION CONEXIONES Y CALIDAD DE MEDIDA 0 100 13 ANALISTA DE CONEXIONES SECCION CONEXIONES Y CALIDAD DE MEDIDA 0 100 14 ASISTENTE ADMINISTRATIVO SECCION CONEXIONES Y CALIDAD DE MEDIDA 0 100 15 ASISTENTE DE GESTION SECCION CONEXIONES Y CALIDAD DE MEDIDA 0 100 16 JEFE DE CONEXIONES Y CALIDAD DE MEDIDA SECCION CONEXIONES Y CALIDAD DE MEDIDA 0 100 17 TECNICO CONEXIONES Y MEDICION SECCION CONEXIONES Y CALIDAD DE MEDIDA 0 100 18 ANALISTA DE GESTION COMERCIAL SUBG. DESARROLLO COMERCIAL 0 100 19 ANALISTA DESARROLLO COMERCIAL SUBG. DESARROLLO COMERCIAL 0 100 20 ASISTENTE DE CANALES COMERCIALES SUBG. DESARROLLO COMERCIAL 0 100 21 ASISTENTE DE PROMOCION Y PUBLICIDAD SUBG. DESARROLLO COMERCIAL 0 100 22 ABOGADO COMERCIAL SECCION CANALES DE ATENCION 100 0 23 ADMINISTRADOR DE CENTRO DE SERVICIOS SECCION CANALES DE ATENCION 100 0 24 ASISTENTE ADMINISTRATIVO SECCION CANALES DE ATENCION 100 0 25 ASISTENTE DE GESTION SECCION CANALES DE ATENCION 100 0 26 COORDINADOR DE CORRESPONDENCIA Y ARCHIVO SECCION CANALES DE ATENCION 100 0 27 EJECUTIVO COMERCIAL SECCION CANALES DE ATENCION 100 0 28 EJECUTIVO DE SERVICIOS SECCION CANALES DE ATENCION 100 0 29 JEFE DE CANALES DE ATENCION SECCION CANALES DE ATENCION 100 0 30 SUPERVISOR DE GESTIÓN COMERCIAL SECCION CANALES DE ATENCION 100 0 31 EJECUTIVO COMERCIAL SECCION EXPANSION 100 0 32 EJECUTIVO DE NEGOCIOS SECCION EXPANSION 100 0 33 JEFE DE EXPANSION SECCION EXPANSION 100 0 34 ANALISTA DE GESTIÓN COMERCIAL SECCION CONTROL DE PERDIDAS 100 0 35 ANALISTA DE PERDIDAS SECCION CONTROL DE PERDIDAS 100 0 36 ASISTENTE ADMINISTRATIVO SECCION CONTROL DE PERDIDAS 100 0 37 ASISTENTE DE CONTROL DE PERDIDAS SECCION CONTROL DE PERDIDAS 100 0 38 JEFE DE CONTROL DE PERDIDAS SECCION CONTROL DE PERDIDAS 100 0 39 ABOGADO COMERCIAL SECCION CONTROL MOROSIDAD 0 100 40 ASISTENTE DE CONTROL DE MOROSIDAD SECCION CONTROL MOROSIDAD 0 100 41 ADMINISTRADOR DE REPARTO SECC. EXPL. Y FACT. CLIENTES REGULADOS 100 0 42 COORDINADOR DE RECAUDACION SECC. EXPL. Y FACT. CLIENTES REGULADOS 100 0 43 EXPLOTADOR COMERCIAL SECC. EXPL. Y FACT. CLIENTES REGULADOS 100 0 44 FACTURADOR COMERCIAL SECC. EXPL. Y FACT. CLIENTES REGULADOS 100 0 45 JEFE DE EXPLOTAC Y FACTURACION CLIENTES REGULADOS SECC. EXPL. Y FACT. CLIENTES REGULADOS 100 0 46 SUPERVISOR EXPLOTACION COMERCIAL SECC. EXPL. Y FACT. CLIENTES REGULADOS 100 0 47 SUPERVISOR FACTURACION Y REPARTO SECC. EXPL. Y FACT. CLIENTES REGULADOS 100 0 48 ANALISTA DE GESTION COMERCIAL UNIDAD DE NEGOCIO RETAIL 0 100 49 ANALISTA DE INTELIGENCIA COMERCIAL UNIDAD DE NEGOCIO RETAIL 0 100 50 ASISTENTE ADMINISTRATIVO UNIDAD DE NEGOCIO RETAIL 0 100 51 COORDINADOR ADMINISTRACION RETAIL UNIDAD DE NEGOCIO RETAIL 0 100 52 COORDINADOR DE SISTEMAS UNIDAD DE NEGOCIO RETAIL 0 100 53 COORDINADOR SERVICIO AL CLIENTE UNIDAD DE NEGOCIO RETAIL 0 100 54 EJECUTIVO DE SERVICIOS UNIDAD DE NEGOCIO RETAIL 0 100 55 JEFE DE MARKETING DIRECTO UNIDAD DE NEGOCIO RETAIL 0 100 56 JEFE DE PRODUCTO RETAIL UNIDAD DE NEGOCIO RETAIL 0 100 57 JEFE DE UNIDAD DE NEGOCIO RETAIL UNIDAD DE NEGOCIO RETAIL 0 100 58 JEFE PLANIFICACION COMERCIAL UNIDAD DE NEGOCIO RETAIL 0 100 59 EJECUTIVO DE NEGOCIOS CONSTRUCTORES SECCION NEGOCIO CONSTRUCTORES 0 100 60 JEFE DE NEGOCIO CONSTRUCTORES SECCION NEGOCIO CONSTRUCTORES 0 100 61 JEFE DE NEGOCIOS SEGUROS UNIDAD DE NEGOCIOS SEGUROS 0 100 62 JEFE DE PROMOCION Y PUBLICIDAD PROMOCION Y PUBLICIDAD 0 100 63 ANALISTA DE CREDITOS UNIDAD DE NEGOCIOS FINANCIEROS 0 100 64 ANALISTA DE GESTION UNIDAD DE NEGOCIOS FINANCIEROS 0 100 65 ASISTENTE DE COBRANZA UNIDAD DE NEGOCIOS FINANCIEROS 0 100 66 COORDINADOR DE CREDITOS UNIDAD DE NEGOCIOS FINANCIEROS 0 100 67 JEFE DE OPERACIONES UNIDAD DE NEGOCIOS FINANCIEROS 0 100 68 JEFE DE UNIDAD NEGOCIO FINANCIERO UNIDAD DE NEGOCIOS FINANCIEROS 0 100 69 SUPERVISOR DE COBRANZA UNIDAD DE NEGOCIOS FINANCIEROS 0 100

00189



Página 189

De manera similar a lo realizado en el caso de los Costos de

Supervisión Directa de Explotación Técnica, el cuadro 6-53 considera

que a los gastos personales se agregan los costos de

funcionamiento, tales como alquiler de oficina, servicios, telefonía,

viáticos, legales, papeles y útiles de oficina, los que se estiman en un

15% de los costos de personal; por lo tanto el total de personal con

gastos de funcionamiento asciende a US$ 4 723 500.

Cuadro Nº 6-53

CANT REMUNERACIÓN

ASIGNADA MENSUAL (US$)

GERENTE 1 12 679 152 144

SUBGERENTE 1,5 9 543 171 779

SECRETARIA GERENCIA 1 2 959 35 510

SECRETARIA SUBGERENCIA 1,5 2 855 51 383

JEFE DE SECCIÓN 5 4 401 264 080

ANALISTA , SUPERVISOR, ADM Y COORDINADOR 28 2 959 994 277

ABOGADO 2 2 959 71 020

TÉCNICO ADMINISTRATIVO 97 1 835 2 135 683

ASISTENTES 18 1 072 231 516

TOTAL: 4 107 391

Costos de funcionamiento: 15% 616 109

TOTAL SUPERVISIÓN COMERCIAL 4 723 500

TOTAL (US$)

Valorización de la Estructura de Supervisión Directa Asignada a las actividades

VAD de Comercialización

CARGO

6.1.8.3 Pérdidas Comerciales

Las pérdidas comerciales se establecieron considerando:

Las prácticas de explotación apropiadas para mantener bajo

control el nivel de fraude estimado.

La elección del tipo constructivo apropiado para limitar la

posibilidad de acciones de terceros, según el nivel de agresión de

ciertas zonas en particular.

Por la experiencia recogida en otras empresas, el nivel establecido

en el anterior proceso de revisión tarifaria, ascendente a 2%, resulta

posible y económicamente factible de mantener a través de las

acciones mencionadas, por lo que se concluye que debe mantenerse

dicho porcentaje.

00190



Página 190

6.1.9 Optimización de los Costos Indirectos

Los costos indirectos, corresponden a los costos de administración

general de la empresa, conformada por los gastos de las áreas de

Gerencia General, Gerencia de administración y Finanzas y otras áreas

administrativas de la empresa. Dichos costos para efectos de análisis se

dividen en:

Costos Personales, y

Costos No Personales.

El cuadro 6-54 resume los costos indirectos asignados al VAD.

Cuadro Nº 6-54

Descripción Monto (US$)

Personal 3 209 322Suministros Diversos 481 816Servicios de Terceros 341 261Cargas Diversas de Gestión 1 098 724Tributos y aportes 5 386 014Costo de Capital de Trabajo 224 921

TOTAL 10 742 057

6.1.10 Presentación de Resultados Comparativos

Los cuadros 6-55 y 6-56 presentan respectivamente, de manera

comparativa los resultados en cuanto a VNR y COyM obtenidos tanto

por el Consultor VAD en su Informe Final Definitivo, como por el

Supervisor VAD en el presente informe. En resumen las diferencias en

cuanto a VNR Eléctrico, arrojan que el Consultor VAD tiene valores que

exceden los determinados por el Supervisor VAD en 5,44%.

En el caso de los costos de operación y mantenimiento el Consultor VAD

considera en total, costos que exceden en 12,3% a los determinados por

el Supervisor VAD, según los desagregados por componente que se

exhiben en el cuadro 6-56.

00191



Página 191

Cuadro Nº 6-55

Consultor VAD Supervisor VAD Consultor VAD Supervisor VAD

Informe Final

DefinitivoInforme 6

Informe Final

DefinitivoInforme 6

Media TensiónRed Aérea km 1 164 1 094 39 580 34 891Red Subterránea km 1 375 1 402 144 018 135 679Equipos PyS unidad 4 652 4 160 46 198 35 884Compensación Reactiva unidad 226 128 1 437 6 788Total MT km 2 539 2 496 231 233 213 242

Subestaciones de Distribución MT/BTMonoposte unidad 91 240 661 1 501Biposte unidad 2 302 2 413 27 011 29 219Convencional unidad 1 015 1 750 47 915 59 481Compacta Pedestal unidad 1 493 28 864Compacta Bóveda unidad 647 725 13 715 32 633Total SED MT/BT unidad 5 548 5 128 118 166 122 834


Servicio Particular km 5 422 4 929 87 006 99 239Alumbrado Público km 5 549 4 645 21 509 16 260Luminarias unidad 179 122 170 072 22 701 18 825Equipos de Control AP unidad 4 255 2 653 911 335Total red aérea km 10 971 9 574 132 127 134 659

Red Subterránea

Servicio Particular km 2 907 2 653 230 182 205 601Alumbrado Público km 1 885 2 597 23 678 28 832Luminarias unidad 82 527 91 577 11 795 10 137Equipos de Control AP unidad 1 111 2 475 238 312Postes AP unidad 90 780 86 574 41 996 16 255Total red subterránea km 4 792 5 250 307 889 261 136

Total BT km 15 763 14 824 440 016 395 795

VNR Eléctrico 789 415 731 871

VNR No Eléctrico 10 650 26 885Total VNR 800 065 758 756

UNIDADSistema de Distribución

Eléctrica - Lima Norte

VNR (miles US$)METRADOS

00192



Página 192

Cuadro Nº 6-56

Concepto Media Tensión Baja TensiónAlumbrado

PúblicoCargo Fijo

Directo 7 635 13 120 3 264 7 228Indirecto 3 510 6 032 1 500 1 203Asignación Gestión Comercial 1 687 2 316 576Asignación Operación Comercial 2 335 3 207 798Total 15 166 24 675 6 138 8 431

Media Tensión 15 166Baja Tensión 30 813Cargo Fijo 8 431Total 54 411

Costo Unitario (US$/unidad) - Directo + Indirecto

km MT km BT SP Equipos AP

2 539 8 329 261 6494 389 2 299 18

Costo Unitario (US$/unidad) - Directo + Indirecto + Gestión y Operación Comercial

Clientes

933 50521

km MT km BT SP Equipos AP Clientes

Variación 134% 53% -42% 66%

Concepto Media Tensión Baja TensiónAlumbrado

PúblicoCargo Fijo

Directo 7 034 9 524 6 147 7 127Indirecto 2 663 3 606 2 328 1 019Asignación Gestión Comercial 1 129 2 264 481Asignación Operación Comercial 1 494 2 997 637Total 12 320 18 391 9 593 8 146

Media Tensión 12 320Baja Tensión 27 984Cargo Fijo 8 146Total 48 450

Costo Unitario (US$/unidad) - Directo + Indirecto

km MT km BT SP Equipos AP

2 496 7 582 261 6493 885 1 732 32

Costo Unitario (US$/unidad) - Directo + Indirecto + Gestión y Operación Comercial

Clientes

933 50518

km MT km BT SP Equipos AP Clientes

Variación -11% -25% 78% -11%

Comparación de Costos de Operación y Mantenimiento (Miles US$) - Sector Típico 1

Informe Final Definitivo PA Consulting

Informe 6 - Supervisor VAD

00193



Página 193

6.2 CÁLCULO DE LAS TARIFAS DE DISTRIBUCIÓN

En la presente sección se presentan los resultados del Valor Agregado de

Distribución en Media Tensión (VAD MT), del Valor Agregado de Distribución

en Baja Tensión (VAD BT), tomando en consideración los costos de inversión

en las instalaciones de distribución eléctrica y los costos de explotación

técnicos, costo de explotación comercial y costos indirectos obtenidos como

resultado de la estructuración de la empresa modelo.

6.2.1 Costo Fijo (CF)

Los costos fijos de atención al cliente, se determinan a partir de los

Costos Comerciales Directos e Indirectos y del Número de Clientes del

Sistema Eléctrico Modelo a diciembre del año 2008 (independiente de su

consumo), los cuales son clasificados por tipo de medición.

El siguiente cuadro muestra los Costos Fijos determinados:

Cuadro Nº 6-57

Concepto US$/mes

CFE 0,721CFS 0,856CFH 1,026

CFEAP 1,026

Los cargos fijos de atención a clientes del servicio Prepago (CCSP) y

para los sistemas de medición centralizada (CFECO) se calcularon en

forma especial, por tratarse de procesos que poseen una mecánica

diferenciada.

6.2.1.1 Servicio Prepago (CCSP)

De acuerdo al análisis realizado por el Supervisor VAD, se considera

que el Cargo Comercial del Servicio Prepago (CCSP) continúe

rigiéndose por lo dispuesto en la Resolución OSINERG Nº 442-2006-

OS/CD, modificada por la Resolución OSINERG Nº 634-2006-

OS/CD.

00194



Página 194

6.2.1.2 Medición Concentrada (CFECO)

La cantidad de mediciones por punto es variable dependiendo de las

características del asentamiento.

El costo del proceso de toma de lectura, se consideró un 50% del

respectivo al de una tarifa simple, dado que existe la ventaja de que

los medidores se encuentran concentrados, pero ubicados de forma

tal, que requiere utilizar algún medio especial para tomar la lectura.

El costo por factura teniendo en cuenta lo anterior es de 0,515

US$/cliente-mes. Adicionalmente se considera un 10% de gastos en

software más un 20% de costos indirectos, lo que da un total de 0,67

US$/cliente-mes para la Medición Concentrada.

Las instalaciones de medición corresponden incorporarse dentro de

los costos de conexión y medición (actividades No VAD).

6.2.2 Valor Agregado de Distribución MT (VADMT)

De acuerdo a los cálculos y análisis precedentes correspondientes al

Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) Eléctrico y No Eléctrico, Costos de

Explotación (operación y mantenimiento) y Costos Indirectos asignados

al mercado de la Red de MT, el Valor Agregado de Distribución al nivel

de Media Tensión (VADMT), para el Sector Típico 1 es el mostrado en el

cuadro 6-58, que alcanza a un valor de 3,891 US$/kW-mes.

Cuadro Nº 6-58

Descripción Unidad VADMT

Valor Nuevo de Reemplazo miles US$ 221 075Costo Anual de Inversión (aVNR) miles US$ 27 445Costo Anual de OyM miles US$ 12 320Total Costo Anual miles US$ 39 765Demanda kW 821 622

VAD Inversión US$/kW-mes 2,641VAD OyM US$/kW-mes 1,250VAD US$/kW-mes 3,891

00195



Página 195

6.2.3 Valor Agregado de Distribución BT (VADBT)

Asimismo, de acuerdo a los cálculos y análisis precedentes

correspondientes al Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) Eléctrico y No

Eléctrico, Costos de Explotación (operación y mantenimiento) y Costos

Indirectos asignados al mercado de la Red de BT, el Valor Agregado de

Distribución al nivel de Baja Tensión (VADBT), para el Sector Típico 1 es

el mostrado en el cuadro 6-59, que alcanza a un valor de 14,629

US$/kW-mes.

Cuadro Nº 6-59

Descripción Unidad VADBT

Valor Nuevo de Reemplazo miles US$ 537 680Costo Anual de Inversión (aVNR) miles US$ 66 750Costo Anual de OyM miles US$ 27 984Total Costo Anual miles US$ 94 734Demanda kW 520 236

VAD Inversión US$/kW-mes 10,146VAD OyM US$/kW-mes 4,483VAD US$/kW-mes 14,629

6.2.4 Pérdidas estándar de distribución en potencia y energía

Teniendo en cuenta las ventas a clientes en MT y BT registradas para el

año 2008 en el Sistema Eléctrico Modelo seleccionado se han calculado

los porcentajes de pérdidas estándar técnicas y no técnicas.

Los porcentajes de pérdidas estándar técnicas y no técnicas, respecto al

total de energía y potencia ingresadas al Sistema Eléctrico Modelo se

muestran en el cuadro 6-60.

00196



Página 196

Cuadro Nº 6-60

Energía Potencia

Técnica 1,24% 1,51%

No técnica 0,00% 0,00%

Técnica 6,10% 6,65%

No técnica 2,85% 2,85%

Porcentaje

MT

BT

Nivel de

tensiónTipo

6.2.5 Factor de Economía de Escala

Los factores de economía de escala consideran la reducción de los

costos del Valor Agregado de Distribución y de los Costos Fijos de los

clientes en cada período anual, debido a la disminución de la incidencia

de las inversiones y costos fijos respecto a las variables a medida que

aumentan las ventas.

A fin de obtener estos factores se realizó una simulación que permitió

realizar un análisis de la sensibilidad de los costos fijos y variables, de

acuerdo a la metodología indicada en los Términos de Referencia del

Consultor VAD.

Las tasas de crecimiento consideradas fueron:

VAD MT : 2,40%

VAD SED : 2,60%

VAD BT : 2,60%

CF : 3,20%

Los resultados obtenidos para el período noviembre 2009 a octubre

2013 se indican en el cuadro 6-61.

Cuadro Nº 6-61

Periodo VAD MT VAD BT VAD SED Cargo Fijo

Noviembre 2009 - Octubre 2010 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000Noviembre 2010 - Octubre 2011 0,9913 0,9867 0,9920 0,9981Noviembre 2011 - Octubre 2012 0,9827 0,9737 0,9841 0,9962Noviembre 2012 - Octubre 2013 0,9744 0,9611 0,9765 0,9944

00197



Página 197

6.2.6 Fórmula de Reajuste

La fórmula de actualización se establece con el fin de mantener el VAD

real ante variaciones de precios e indicadores exógenos a la empresa

distribuidora.

Estas fórmulas consideran en el VAD, la incidencia de la mano de obra,

productos nacionales, productos importados y el precio del aluminio y del

cobre.

Así, la fórmula de actualización considerada tanto para el VADMT como

para el VADBT es:

)1(

)1(

)1(

)1(

)1(

)1(

000000000 TaTC

TaTC

IPAl

IPAlD

TaTC

TaTC

IPCu

IPCuC

TaTC

TaTCB

IPM

IPMAFAVAD mmmmmmmmm

Donde:

A : Parámetro de participación de mano de obra y productos nacionales (%)

B : Parámetro de participación de los productos importados (%)

C : Parámetro de participación del conductor de cobre (%)

D : Parámetro de participación del conductor de aluminio (%)

IPM : Índice de Precios al Por Mayor TC : Tipo de Cambio (S/./US$) Ta : Tasa arancelaria para la importación de equipos

electromecánicos IPCu : Índice de Precios del Cobre IPAl : Índice de Precios del Aluminio

Los parámetros A, B, C y D de fórmulas de reajuste definidas para el

VADMT, VADBT se presentan en el cuadro 6-62, los pesos de las

partidas arancelarias y los parámetros base de los mismos, en los


00198



Página 198

Cuadro Nº 6-62

Coeficiente VADMT VADBT VADSED

A 0,7703 0,7907 0,7609B 0,0653 0,0823 0,1703C 0,0218 0,0087 0,0688D 0,1426 0,1183 0,0000

Cuadro Nº 6-63 Pesos de las Partidas Arancelarias del Rubro B

Partida

ArancelariaVADMT VADBT VADSED

8471.30.00.00 15,60% 12,65% 6,01%8504.21.90.00 6,27% 57,52% 75,04%8517.11.00.00 3,21% 2,64% 1,25%8535.30.00.00 74,31% 8,70% 17,47%8539.32.00.00 0,00% 18,01% 0,00%8704.21.10.10 0,61% 0,48% 0,23%9028.30.10.00 0,00% 0,00% 0,00%

100,00% 100,00% 100,00%

Cuadro Nº 6-64 Valores Base de los Indicadores Asociados

Indicador Valor

TC0 (S/./US$) 3,142

TA0 Cu (%) (1) 9%

TA0 Al (%) (2) 0%

IPM0 198,54096

IPCu0 (ctv. US$/lb) 315,51

IPAl0 (US$/tn) 2579,32

(1) Tasa Arancelaria base (TA0 Cu) para el rubro de conductor de cobre. (2) Tasa Arancelaria base (TA0 Al) para el rubro de conductor de aluminio.

Cuadro N° 6-65

Tasa Arancelaria Ponderada Base de Productos Importados

Tasa Arancelaria Ponderada

(Rubro B)VADMT VADBT VADSED

TA0 0% 1,62% 0%

6.3 COMENTARIOS DEL SUPERVISOR

A continuación algunos comentarios del Supervisor VAD respecto a los

resultados obtenidos:

00199



Página 199

1. Las tarifas determinadas en el presente estudio, a juicio del

Supervisor VAD corresponden a las justas y necesarias para

mantener el equilibrio entre una prestación eficiente y la recuperación

de inversiones y costos eficientes requeridas por los inversionistas

que operen en una zona de concesión de distribución como la

estudiada;

2. En cuanto al proceso de modelamiento empleado, se respetó

estrictamente la identidad entre la longitud de vías de la Red Actual y

la Red Adaptada resultante; considerando para ello la correcta

relación que se da en la sustitución de redes aéreas (generalmente

un circuito por vía) por redes subterráneas (que requieren 2 circuitos

por vía).

3. Respecto a las restricciones de redes aéreas por ancho de vereda,

que han sido contempladas en el presente estudio debido a las

normas vigentes señaladas (v.gr. restricciones del CNE y normas

municipales), se recomienda gestionar ante los organismos

pertinentes las modificaciones reglamentarias que permitan superar

dichas restricciones sin menoscabo de la seguridad, pero también sin

afectar tarifas.

4. El estudio guarda un equilibrio entre los diferentes criterios utilizados

para la determinación de metrados y costos en sus diversos

capítulos. Por lo tanto, si se pretende aplicar un criterio diferente al

seleccionado por el Supervisor VAD en determinado aspecto,

necesariamente debe influir también en originar una modificación en

otros aspectos del informe, a efectos de lograr la coherencia

requerida en el estudio integral.

00200

supervision de los estudios de costos · sector típico 1 – informe final de resultados de...

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