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Informe Final ST3.doc 1 Ene-06

OSINERG

ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA

DIVISIÓN DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA

Supervisión del Estudio de Costos del Valor Agregado de Distribución (VAD)

Regulación de las Tarifas de Distribución Eléctrica 2005

Sector Típico 3 - Urbano de Baja Densidad

Informe Final

VOLUMEN I

Diciembre de 2005


INDICE

VOLUMEN I

1. INTRODUCCION ............................................................................... 5

2. ANTECEDENTES DE LA EMPRESA REAL ......................................... 7

2.1 Información Recopilada – Formatos A.....................................................7

3. VALIDACION Y REVISIÓN DE ANTECEDENTES............................. 9

3.1 Información Fuente .................................................................................9

3.2 Formatos B ............................................................................................10

3.3 Formatos C ............................................................................................11

4. ESTUDIOS BASICOS ........................................................................ 13

4.1 Esquemas de Conexión de la Redes .......................................................15 4.1.1 Redes de MT................................................................................................................ 15 4.1.2 Redes de BT................................................................................................................. 15

4.2 Costos Unitarios de Inversión ...............................................................16 4.2.1 Introducción ................................................................................................................ 16 4.2.2 Costos de Materiales, de Recursos e Indirectos ......................................................... 16 4.2.3 Armados Relevantes .................................................................................................... 20 4.2.4 Materiales de los Armados: ......................................................................................... 20 4.2.5 Costos unitarios de instalaciones ................................................................................ 20 4.2.6 Resultados.................................................................................................................... 23

4.3 Tecnología Óptima ................................................................................24 4.3.1 Introducción ................................................................................................................ 24 4.3.2 Redes Aéreas de MT.................................................................................................... 25 4.3.3 Redes subterráneas MT............................................................................................... 28 4.3.4 Redes aéreas de BT...................................................................................................... 29 4.3.5 Redes subterráneas BT ................................................................................................ 33 4.3.6 Subestaciones de distribución..................................................................................... 33 4.3.7 Alumbrado Público...................................................................................................... 34 4.3.8 Resultados obtenidos................................................................................................... 35

4.4 Niveles de tensión a utilizar en las zonas no Urbanas ...........................36

4.5 Estudio de la Demanda..........................................................................37 4.5.1 General......................................................................................................................... 37 4.5.2 Pronóstico de Evolución de la Demanda.................................................................... 37 4.5.3 Mapa de Densidades Urbanas .................................................................................... 38 4.5.4 Demanda no urbana.................................................................................................... 42

5. VNR Eléctrico Adaptado....................................................................... 43

5.1 General ..................................................................................................43

5.2 Alimentadores de MT ............................................................................43


5.3 Redes Urbanas .......................................................................................49 5.3.1 Descripción del Modelo de Red de Distribución Urbana Adaptada......................... 49 5.3.2 Proceso de Cálculo....................................................................................................... 50 5.3.3 Resultados.................................................................................................................... 52

5.4 Redes No urbanas..................................................................................53

5.5 Compensación Capacitiva......................................................................56

5.6 Alumbrado Público ................................................................................57 5.6.1 Normativa e Información Básica ................................................................................ 57 5.6.2 Cálculo de Potencias.................................................................................................... 57 5.6.3 Magnitud de las Instalaciones..................................................................................... 58 5.6.4 Valorización de Instalaciones de AP........................................................................... 59

6. EsTUDIO CALIDAD DE SERVICIO ELÉCTRICO............................. 61

6.1 Introducción. .........................................................................................61

6.2 Criterios de cálculo. ...............................................................................61

6.3 Resultados .............................................................................................63

7. VNR NO ELECTRICO ADAPTADO.................................................. 65

7.1 Metodología...........................................................................................65 7.1.1 Edificios........................................................................................................................ 65 7.1.2 Vehículos ..................................................................................................................... 66 7.1.3 Equipos, Sistemas y Software ..................................................................................... 66

7.2 Resultados .............................................................................................67

7.3 Asignación .............................................................................................68

8. VNR TOTAL ...................................................................................... 69

9. BALANCE DE ENERGÍA Y POTENCIA............................................. 70

10. COSTOS OPERATIVOS EFICIENTES............................................ 72

10.1 Introducción ..........................................................................................72 10.1.1 Optimización de los costos de operación y mantenimiento técnico ..................... 72 10.1.2 Cos costos de operación comercial y pérdidas estándar comerciales..................... 73 10.1.3 Optimización de los costos indirectos .................................................................... 74

10.2 Metodología...........................................................................................74

10.3 Estructura Organizativa y Funciones de la Empresa de Referencia........75 10.3.1 Sede Central Actual................................................................................................. 75 10.3.2 Sede Central Propuesta ........................................................................................... 76 10.3.3 Análisis Comparativo .............................................................................................. 80

10.4 Sistema Eléctrico Modelo ......................................................................80 10.4.1 Estructura del SEM ................................................................................................. 80 10.4.2 Remuneración del Personal..................................................................................... 82 10.4.3 Costos Específicos de Vehículos y Equipos Especiales........................................... 83


10.4.4 Sistemas ................................................................................................................... 85 10.4.5 Costos Operativos Indirectos .................................................................................. 85

10.5 Costos Operativos Directos ...................................................................87 10.5.1 O&M........................................................................................................................ 87 10.5.2 COM ........................................................................................................................ 90 10.5.3 Costos Adicionales................................................................................................... 91

10.6 Resultados de la ER del SEM.................................................................93

10.7 Asignación .............................................................................................93

11. Calculo de las Tarifas de Distribución ................................................ 96

11.1 Introducción ..........................................................................................96

11.2 Costo Fijo (CF) ......................................................................................96

11.3 Valor Agregado de Distribución MT (VADMT).....................................97

11.4 Pérdidas Estándar de Distribución en Potencia y Energía .....................99

11.5 Factor de Economía de Escala................................................................99 11.5.1 Factores del CF ........................................................................................................ 99 11.5.2 Factor del VAD...................................................................................................... 100

11.6 Formula de Actualización ....................................................................100 11.6.1 Factor de actualización (FAVADMT) del VADMT ............................................ 101 11.6.2 Factor de actualización (FAVADBT) del VADBT............................................... 101 11.6.3 Factores de actualización (FACFE, FACFS y FACFH) de los Cargos Fijos (CFE, CFS y CFH)........................................................................................................................... 102 11.6.4 Porcentajes de Incidencia ...................................................................................... 102

ANEXO 1 - Informe de Resultados Relevantes ANEXO 2 - Costos Unitarios ANEXO 3 - Mapa de Densidades ANEXO 4 - VNR Adaptado Instalaciones ANEXO 5 - Costos Eficientes ANEXO 6 - Evaluación de la Calidad de Suministro VOLUMEN II ANEXO 7 - Formatos A ANEXO 8 - Formatos B ANEXO 9 - Formatos C ANEXO 10 - Formatos D

Informe Final ST3.doc 5 ene-06

1. OBJETIVO DEL ESTUDIO VAD

El Estudio de Costos del Valor Agregado de Distribución (VAD) comprende el de Costos del Valor Agregado de Distribución de Media Tensión (VADMT) y el de Baja Tensión (VADBT) considerando los siguientes componentes: Costos Asociados de los Usuarios (CF), Pérdidas Estándar de Distribución, Potencia y Energía y Costos Estándar de Inversión, Operación y Mantenimiento asociados a la distribución, por unidad de potencia suministrada, a que se refiere la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) y el Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (RLCE), para el Sector Típico 3 – Urbano de Baja Densidad.


2. RESUMEN EJECUTIVO

2.1 Objetivo

El objetivo del presente Informe Final del Supervisor VAD es presentar los resultados finales del cálculo del VAD, para el Sector Típico 3 – Urbano de Baja Densidad.

2.2 Informe de los resultados finales del cálculo del VAD.

Este documento presenta según lo señalado en los TDR:

• Informe de Resultados Relevantes. • Antecedentes de la Empresa Real. • Validación y Revisión de Antecedentes. • Revisión Inicial de Costos. • Creación de la Empresa Modelo (EM) – Proceso de Optimización. • Resultados de la Estructuración de la Empresa Modelo. • Cálculo de las Tarifas de Distribución.

2.3 Informe de Resultados Relevantes.

De acuerdo a lo señalado en los TDR, tanto la caracterización del sector típico como los resultados del Estudio han sido presentados separadamente en un Informe de Resultados Relevantes que se encuentra como Anexo 1.

2.4 Siglas Utilizadas

Las siglas utilizadas son:

AP Alumbrado Público

TDR Términos de Referencia

EM Empresa Modelo

SEM Sistema Eléctrico Modelo

VAD Valor Agregado de Distribución

VNR Valor a Nuevo de Reposición

CT Centro de Transformación

MT Media Tensión

BT Baja Tensión

SED Subestación de Distribución

NTCSE Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos

MOF Manual de Organización y Funciones

UN Unidad de Negocios


3. ANTECEDENTES DE LA EMPRESA REAL

Según los TDR, el Estudio VAD supone llevar a cabo las siguientes etapas:

• Recopilación de la información técnica, comercial y económica del funcionamiento de la Empresa Real y del sistema eléctrico seleccionado como modelo para el Sector Típico.

• Validación y revisión de los antecedentes de la Empresa Real y el sistema eléctrico modelo

• Creación de la empresa modelo y determinación de instalaciones y costos óptimos. • Cálculo de las tarifas de distribución eléctrica: cargo fijo, valores agregados de

distribución, pérdidas estándar técnicas y comerciales, cálculo de los factores de economía de escala y fórmula de reajuste.

En este informe se describen cada uno de estos puntos.

3.1 Información Recopilada – Formatos A

Se presenta en este punto la información recopilada la que fue confeccionada por la empresa Hidrandina, respecto de los siguientes puntos:

• Antecedentes Contable • Antecedentes de la organización de la Empresa


• Antecedentes de Instalaciones Eléctricas y no Eléctricas de la Empresa • Antecedentes Comerciales • Antecedentes de Costos de Operación y Mantenimiento • Información de los Balances de Energía y Potencia • Otra información solicitada en los TDR

Los Formatos A suministrados por la empresa se presentan en el ANEXO 7 del presente informe.


4. VALIDACION Y REVISIÓN DE ANTECEDENTES

El Supervisor VAD revisó y validó la información de los formatos con los prefijos A reportados por Hidrandina, para lo cual, ha solicitado a la empresa los antecedentes y sustentos para validar la existencia y pertinencia de la información y los costos reportados.

4.1 Información Fuente

La información fuente con la que se contó para analizar y confeccionar los formatos B fue la siguiente:

a) Información recabada por el Supervisor VAD en su visita a la UN Huaraz de Hidrandina:

• MAP_vanosmt

• MAP_vanosbt

• MAP_suministros

• MAP_subestaciones

• MAP_seccionadores

• MAP_postesmt

• MAP_postesbt

• MAP_luminarias

• MAP_circuitos

• MAP_centrotransformacion

• MAP_Alimentadores

• MAP_Acometidas

• Estados Contables no auditados hasta el 30-11-2004

b) Información entregada por el Consultor VAD el día 16 de diciembre del 2004 en el Primer Informe de Avance:

• Códigos de subestaciones (2004).xls

• Control Estructuras y Vanos MT (2004).xls

• Formatos A presentados en Primer Informe Parcial


4.2 Formatos B

La información contenida en los cuadros con prefijo A, una vez validados y revisados, fueron denominados con el prefijo B e identificarse con el titulo Revisión 1: “Validación y Revisión de Antecedentes”. Los Formatos B se presentan en el ANEXO 8 del presente informe.


5. REVISIÓN INICIAL DE COSTOS

5.1 Formatos C

Según lo indicado en los TDR, con la información contenida en los formatos con prefijo B “Validación y Revisión de Antecedentes” se procedió a realizar el análisis y ajuste de la estructura de personal, remuneraciones, servicios de terceros, costos de inversión, operación y mantenimiento técnico y gestión comercial y otros, para lo cual aplicara criterios de eficiencia apoyados en su experiencia e información comparativa (benchmarking) de otras empresas internacionales latinoamericanas que se encuentran operando en niveles de eficiencia reconocidos. Los Formatos C se presentan en el ANEXO 9 del presente informe.


6. CREACION DE LA EMPRESA MODELO – PROCESO DE OPTIMIZACION

De acuerdo con lo señalado en los TDR se procedió a la creación de la Empresa Modelo (EM), siguiendo el criterio del sistema económicamente adaptado. Se desarrollaron las siguientes actividades de análisis y estudios que sustentaran los resultados obtenidos:

• Caracterización del Mercado Eléctrico;

• Diseño Preliminar del Tipo de Red;

• Determinación de las tecnologías adaptadas;

• Definición de los costos unitarios de las instalaciones;

• Proceso de optimización técnico económica de las redes:

• Pérdidas de potencia y energía estándar;

• Balance de potencia y energía;

• Determinación de los Costos de operación y mantenimiento en MT y BT;

• Costos de gestión comercial;

• Costos indirectos de administración y contabilidad y otros servicios;

• Evaluación y asignación de Costos Indirectos de Gestión; y

• Deducción de los costos de las actividades no VAD.

6.1 Formatos D

La información contenida en los formatos C fue actualizada con la información pertinente de los análisis y estudios provenientes de la estructuración de la Empresa Modelo, y fueron denominados con el prefijo D.


7. EMPRESA MODELO (EM) - INTRODUCCION

La Ley de Concesiones Eléctricas señala que el Valor Agregado de Distribución se basará en una Empresa Modelo eficiente, que considerará los siguientes componentes:

• Costos asociados al usuario, independiente de su demanda de potencia y energía;

• Pérdidas estándar de distribución (potencia y energía) y

• Costos estándar de inversión, operación y mantenimiento de la distribución, por unidad de potencia suministrada.

Para la determinación de estos componentes se tomó en cuenta lo indicado en los Términos de Referencia del OSINERG, en particular:

• Los costos incluidos en el VAD son los asignables al SEM Urbano de Media Densidad considerándolo integrado al resto del sistema eléctrico de Hidrandina, es decir teniendo en cuenta las economías de escala.

• Los costos de la EM relacionados con actividades reguladas adicionales (conexiones, reposición y mantenimiento de la conexión eléctrica, cortes y reconexiones) y no reguladas (construcción de obras, asesoría a terceros, apoyo en postes, inversiones en instrumentos financieros) fueron excluidos del cálculo del VAD.

• La EM modelo se diseñó para atender con la misma infraestructura eléctrica a los clientes del servicio público de electricidad y a los clientes del mercado no regulado (libres), es decir que el VAD es único para ambos mercados. La calidad de servicio y de suministro son las exigidas al servicio regulado, aún cuando los usuarios no regulados hayan convenido condiciones mejores.

• La EM se proyectó con instalaciones de distribución económicamente adaptadas a la demanda y que permiten satisfacer la calidad de servicio especificada en la LCE, RLCE y la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos (NTCSE). Para esto se evaluaron diferentes tecnologías, topologías y tamaños de red a fin de minimizar los costos conjuntos de inversión, operación, mantenimiento y pérdidas. Considerando que los tamaños de equipos e instalaciones varían en forma discreta y no continua, sus holguras (reservas) de capacidad surgen de la relación entre factores de uso medios utilizados y el crecimiento de la demanda vegetativa en el periodo regulatorio.

• Las inversiones y costos están expresados en moneda del 31 de diciembre de 2004 y no incluyen el Impuesto General a las Ventas (IGV). Los valores unitarios son los recomendados por la GART. Los valores en dólares se calcularon utilizando el tipo de cambio de 3,283 nuevos soles por dólar vigente al 31 de diciembre de 2004.

• La EM se diseñó observando los requerimientos señalados en la LCE, RCCE, NTCSE, Código Nacional de Electricidad, Reglamento de Seguridad e Higiene Ocupacional del Subsector Eléctrico y demás Normas Técnicas.


Los estudios realizados para calcular los componentes del VAD son:

• Estudios Básicos

Esquemas de Conexión de la Red.

Costos Unitarios de Inversión.

Tecnologías Optimas.

Demanda.

• Cálculo del VNR de las instalaciones del SEM y de las pérdidas técnicas de energía y potencia estándar.

Estimación de los costos en que incurre la Empresa de Referencia (ER) para prestar servicios técnicos, comerciales y administrativos en el SEM.


8. RESULTADOS EM - ESTUDIOS BASICOS

8.1 Esquemas de Conexión de la Redes

8.1.1 Redes de MT

En vista de que los alimentadores de MT del SEM son de una extensión importante y tienen una densidad de carga baja, se considera adecuado distribuir en el nivel nominal de 13,2 kV. Se estimaron los costos de inversión y de explotación asociados a diferentes alternativas de conexión del neutro de la red de MT: rígido a tierra, a través de bobina zig-zag y aislado. Los valores obtenidos, relativos a la alternativa de neutro aislado son:

Conexión a Tierra del Neutro MT

Rígida Bobina zig-zag Aislado Costos de PAT y protecciones 1,87 1,76 1,00 Costos de explotación 1,14 0,64 1,00 Costo Total 1,50 1,20 1,00

Como puede observarse, la alternativa de menor costo relativo es la de neutro aislado de tierra, por lo cual se adopta neutro aislado de tierra como la tecnología óptima de diseño para la red adaptada.

8.1.2 Redes de BT

Considerando que los sistemas aislados de conexión delta traen inconvenientes tales como:

• sobretensiones permanentes ante la primera falla de fase a tierra, • salida de servicio de todo el sistema ante la segunda falla de fase a tierra (no así en

en sistema con neutro rígido a tierra donde la falla hace circular mucha corriente y las protecciones pueden actuar selectivamente).

• necesidad de instalar protecciones especiales de detección de la primera falla de fase a tierra.

y que los sistemas intermedios de puesta a tierra a través de impedancias permiten remover más fácilmente las fallas a tierra y disminuir las corrientes de falla pero no impiden el desarrollo de sobretensiones elevadas, se considera adecuado para los sistemas de BT del SEM el uso de la conexión en estrella con neutro rígido a tierra.

Dado que la tensión monofásica nominal de Perú es de 220 V, las tensiones adoptadas para el sistema son: de línea 380 y de fase 220 V. Las ventajas de estos niveles radican principalmente en la disminución de las pérdidas y en los niveles de caídas de tensión. Comparado con el sistema 3x220 V, el de 3x380/220 V tiene un mayor alcance eléctrico a igualdad de caída de tensión.


En resumen, se adopta:

Zona Urbana Trifásico 380/220V Monofásico de Baja Potencia 220 V Monofásico de Alta Potencia 220/440 V Zona No Urbana Trifásico 380/220V

8.2 Costos Unitarios de Inversión

8.2.1 Introducción

Los costos unitarios de inversión tienen gran importancia en el cálculo del VAD pues permiten estudiar las tecnologías óptimas de diseño y obtener el Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) de las instalaciones de distribución de la empresa modelo del SEM.

Como base de cálculo de los nuevos costos unitarios se utilizó el archivo “Costos Estándar de Inversión de las Instalaciones Eléctricas de Distribución Eléctrica – Año 2000” del OSINERG. En él aparecen, para los cuatro sectores típicos (urbano de alta densidad, urbano de media y baja densidad, urbano-rural y rural): costos de materiales y recursos, definición de los armados de construcción típicos, cómputo de cantidades y asignación de recursos de mano de obra y transporte y equipos, cantidades de armados por instalación, los rubros y porcentajes de los costos indirectos (ingeniería, gastos generales e intereses intercalares) y, finalmente, los costos unitarios por instalación resultantes.

Dado que en este archivo no aparecen diferenciados, los costos unitarios urbanos se estimaron en base a los armados y cantidades por instalación de los del sector típico 2 y los no urbanos en base a los del sector típico 3.

8.2.2 Costos de Materiales, de Recursos e Indirectos

Los componentes básicos de los costos unitarios de inversión son los siguientes:

• Costos de materiales y equipos.

• Costos de stock (almacenamiento de materiales).

• Costos de mano de obra, más el margen del contratista.

• Costos de transporte y equipos, más el margen del contratista.

• Costos indirectos: ingeniería del proyecto, gastos generales e intereses intercalares.

Se exponen a continuación los criterios utilizados para determinar cada componente.


a) Costos de materiales y equipos:

Los materiales y equipos integrantes de los armados constructivos se obtuvieron del trabajo del año 2000. Sus costos fueron ajustados por el OSINERG en base a información suministrada por empresas de Perú, Latinoamericanas e información de la Dirección Ejecutiva de Proyectos del Ministerio de Energía y Minas de Perú, en particular para los materiales de mayor relevancia:

• Aisladores de MT.

• Conductores aéreos.

• Cables subterráneos de MT y BT.

• Equipos de protección y seccionamiento.

• Transformadores de distribución MT/BT.

• Postes de concreto y de madera.

• Luminarias y lámparas para alumbrado público.

El listado completo de los materiales y los respectivos costos provistos por el OSINERG se encuentra en el Anexo 1 del presente informe.

b) Costo del Stock:

El costo del stock es el correspondiente al almacenamiento de materiales y equipos utilizados en la construcción (almacenes, seguros, personal, etc.) más el financiero por capital inmovilizado. Al igual que en el año 2000, se tomó un 6,81% sobre materiales y equipos.

c) Costos de Mano de Obra:

Los costos de mano de obra fueron calculados adicionando un 5% en concepto de herramientas y equipos de seguridad a las tasas horarias de la Cámara Peruana de la Construcción (CAPECO) de los diferentes recursos considerados: capataz, operario, oficial y peón para la fecha de referencia del estudio (diciembre de 2004).

Los valores utilizados se muestran en la siguiente tabla:

Costos Horarios CAPECO

(S/./h-h) CAPECO (US$/h-h)

Adicional 5% (US$/h-h)

Total (US$/h-h)

Capataz 12,25 3,73 0,19 3,92 Operario 11,14 3,39 0,17 3,56 Oficial 10,01 3,05 0,15 3,20 Peón 9,03 2,75 0,14 2,89


A estos valores, que ya incluyen cargas sociales y costo de herramientas y equipos de seguridad, se les adicionó un 25% de gastos generales, utilidad y otros del contratista.

Los valores finalmente utilizados son los siguientes:

Descripción US$/h-h Capataz 4,90 Operario 4,45 Oficial 4,00 Peón 3,61

d) Costos de Transporte y Equipos:

Los valores utilizados y las hipótesis para el cálculo del costo horario de transporte y equipos se muestran en la siguiente tabla:

Descripción Unidad Camioneta Camión

4 Tn Camión 10 Tn.

Grúa 2,5 Tn

Grúa 9,5 Tn

Datos V2 V3 V3 V5 V5

Costo de Compra US$ 23 400 45 128 52 650 73 710 90 257

Vida útil años 10 10 10 10 10

Tasa % 12,00% 12,00% 12,00% 12,00% 12,00%

Uso km/año 60 000 50 000 50 000 25 000 25 000

Consumo de Combustible litros/km 0,10 0,16 0,16 0,20 0,20

Costo de Combustible US$/litro 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65

Costo de Mantenimiento % 10,0% 7,5% 7,5% 7,5% 7,5%

Horas anuales h 2 288 2 288 2 288 1 680 1 680

Otros Costos % 11% 6% 6% 6% 6%

Montos

Costo de Cons. de Comb. US$/año 3 900 5 200 5 200 3 250 3 250

Costo de Mantenimiento US$/año 2 340 3 385 3 949 5 528 6 769

Otros Costos US$/año 2 541 2 849 3 370 4 423 5 415

Costo de Capital US$/año 4 141 7 987 9 318 13 046 15 974

Costo total anual US$/año 12 923 19 421 21 837 26 246 31 409

Costo total horario US$/hora 5,65 8,49 9,54 15,62 18,70

A este valor, que incluye amortización del vehículo o equipo, gastos de mantenimiento y seguro, se le adicionó un 25% de gastos generales, utilidad y otros del contratista.


Los valores finalmente utilizados son los siguientes:

Descripción US$/h-m Camioneta 7,06 Camión 4 tn 10,61 Camión 10 tn 11,93 Grúa chica 2,5 tn 19,53 Grúa Grande 9,5 tn 23,37

e) Costos Indirectos:

Son los costos asociados a la ingeniería y recepción del proyecto, los gastos generales de la distribuidora asignados a inversiones y los intereses intercalares (que representan el costo de financiamiento de las obras hasta su puesta en servicio).

Se tomaron los mismos valores del año 2000:

• Ingeniería un 11,17% del costo de materiales y equipos, stock, mano de obra y transporte y equipos.

• Gastos generales un 6% del costo de materiales y equipos, stock, mano de obra, transporte y equipos e ingeniería.

• Intereses intercalares un 2,5% del costo de materiales y equipos, stock, mano de obra, transporte y equipos, ingeniería y gastos generales.

En el siguiente esquema se muestra la estructuración de los costos unitarios de inversión:

A Materiales

B Stock

6,81% A

C Mano de Obra

Costo Neto +5% herramientas + 25% contratista

D Transporte y Equipos

Costo Neto + 25% contratista

F Ingeniería 11,17% E

G Gastos Generales

6% (E+F)

H Intereses Intercalarios

2,5% (E+F+G)

I Costo Indirecto

E+G+H

E Costo Directo

A+B+C+D Costos

Unitarios de Inversión

E+I


8.2.3 Armados Relevantes

Se definieron las composiciones de los armados de construcción típicos de las instalaciones de distribución eléctrica (media tensión, subestaciones de distribución MT/BT y baja tensión).

Se definieron armados de

• conductor, alineamiento, cambio de dirección, fin de línea, retenida y puesta a tierra de líneas aéreas de MT y BT.

• cable, terminales, empalmes, cruces y zanjas de cables subterráneos

• transformador, equipos, estructura, obra civil y puesta a tierra de subestaciones de distribución MT/BT.

Cada armado típico definido contiene la cantidad de materiales y recursos básicos requeridos, así como la mano de obra, transporte y equipos necesarios para el montaje de los materiales.

Los armados típicos definidos corresponden a las unidades constructivas que conforman los siguientes tipos de instalaciones urbanas y no urbanas:

• Líneas de Media Tensión (aéreas y subterráneas urbanas).

• Subestaciones de Distribución MT/BT (aéreas, convencionales y compactas).

• Redes de BT (aéreas y subterráneas urbanas).

• Equipos de protección y seccionamiento en MT.

• Redes a Instalaciones de Alumbrado Público.

8.2.4 Materiales de los Armados:

En el Anexo 1 del presente informe se muestra el cómputo de materiales y los recursos requeridos para los armados relevantes utilizados, para zonas urbanas y no urbanas.

8.2.5 Costos unitarios de instalaciones

Se estableció la cantidad de armados necesarios para la construcción de instalaciones de distribución eléctrica para zonas urbana y no urbana.

Con estas cantidades se calculó el costo unitario en concepto de materiales y recursos (mano de obra, transporte y equipos) de cada instalación de distribución eléctrica y se determinó el costo en concepto de stock que cubre los costos de mantener el inventario de materiales.

Finalmente, el costo estándar de inversión se obtuvo adicionando los costos indirectos por concepto de ingeniería, gastos generales e intereses intercalares.


En las tablas siguientes se muestran las cantidades de armados típicos por instalación.

Líneas Aéreas de MT Urbanas y No Urbanas

Armado Urbano No Urbano Conductor 1 km + 3,5% l km + 3,5%

Triangular 7 7 Alineamiento

Vertical 2 - Triangular 2 1 Cambio de

dirección Vertical 1 - Triangular 1 2

Fin de línea Vertical 1 -

Puesta a tierra con varilla 14 - Puesta a tierra envolvente - 10 Retenida simple 5 3

Líneas Subterráneas de MT Urbanas

Armado Urbano Cable 1 km+ 3,5% Empalme 6 (empalme derecho) Terminal 6 (2 exteriores y 4 interiores) Cruzada 10 Rotura y reparación 900 metros Zanja 1000 metros

Subestaciones MT/BT Monoposte

Armado Urbana No Urbana Transformador 1 1 Estructura 1 1 Tablero (transformadores trifásicos) 1 - Puesta a tierra con varilla (transformadores trifásicos) 2 2 Puesta a tierra con varilla (transformadores monofásicos) 1 1


Subestaciones MT/BT Biposte

Armado Urbana y No Urbana Transformador 1 Estructura 1 Tablero 1 Puesta a tierra con varilla 2

Red Aérea de BT Servicio Particular

Armado Urbana No Urbana Conductor Conductor 1 km + 3,5% 1 km + 3,5% Alineamiento 21 19 Cambio de dirección 5 5 Fin de línea 4 4 Retenida simple 9 9

La red aérea servicio particular sobre postes del servicio particular sólo incluye los armados conductor y aislador y accesorios.

Red Aérea de BT Alumbrado Público

Armado Urbana No Urbana Conductor l km + 3,5% 1 km + 3,5% Alineamiento 21 19 Cambio de dirección 5 5 Fin de línea 4 4 Retenida simple 9 9

La red aérea alumbrado público sobre postes del servicio particular sólo incluye los armados conductor y aislador y accesorios.

Red Subterránea de BT Servicio Particular

Armado Urbana Conductor 1 km + 3,5% Empalme 24 (empalme derecho) Terminal 6 (2 exteriores y 4 interiores) Cruzada 10 Rotura y reparación 900 metros Zanja 1000 metros


8.2.6 Resultados

Se presentan a continuación los costos unitarios de inversión de mayor incidencia. La tabla completa se encuentra en el Anexo 1 del presente informe.

Grupo Descripción del Código VNR

(ZONA URBANA)

Costo Total (US$)

BT RED AER AUTOP DE AL O SIMIL. 3x25 mm2 + portante 7 597,0 BT RED AER AUTOP AL O SIMIL. 3x35 mm2 + portante 8 291,4 BT RED AER AUTOP DE AL O SIMIL. 3x50 mm2 + portante 8 960,8 BT LUMINARIA C/ LAMPARA DE 70W VAPOR DE SODIO 70,5 BT LUMINARIA C/ LAMPARA DE 150 W VAPOR DE SODIO 86,8 BT RED SUBT SP CABLE NYY 3-1x70 mm2 + NEUTRO 47 580,3 MT RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x25 mm2 8 134,7 MT RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x35 mm2 8 214,8 MT RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x50 mm2 8 830,9 MT RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x70 mm2 9 511,9 MT RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x120 mm2 10 913,9 MT RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x185 mm2 12 796,7 MT RED SUBTERRANEA CABLE N2XSY 3-1x35 mm2 57 144,7 MT RED SUBTERRANEA CABLE N2XSY 3-1x50 mm2 60 640,5 MT SECC. FUSIBLE, UNIPOLAR x 3, 7.8/13.5 kV, 100 A 273,0 MT SECC. FUSIBLE , UNIPOLAR x 3, 7.8/13.5 kV, 200 A 311,7 MT RECL HIDR, TRIP, 2.4 - 14.4 kV, In = 560 A, Icc = 10000 A 13 735,0 MT BANCO DE COND FIJO, MONOF, 3x150 kVAR, 10-15 kV 2 001,8 SED S.E. AEREA MONOPOSTE 10 kVA (3F) 3 267,6 SED S.E. AEREA MONOPOSTE 50 kVA (3F) 4 360,3 SED S.E. AEREA BIPOSTE 100 kVA (3F) 5 444,6 SED S.E. AEREA BIPOSTE 160 kVA (3F) 6 437,9 SED S.E. COMPACTA PEDESTAL 200 kVA (3F) 14 334,2



(ZONA NO URBANA)

Costo Total (US$)

BT RED AER AUTOP DE AL O SIMIL. 1x16 mm2 + portante 3 511,2 BT RED AER AUTOP DE AL O SIMIL. 3x25 mm2 + portante 4 846,4 BT RED AER AUTOP DE AL O SIMIL. 2x35 mm2 + portante 4 939,9 BT RED AER AUTOP DE AL O SIMIL. 3x50 mm2 + portante 6 160,4 BT LUMINARIA C/ LAMPARA DE 50W VAPOR DE SODIO 61,6 BT EQUIPO DE CONTROL AP FOTOCELULA Y CONTACTOR 41,8 MT RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 1x25 mm2 3 491,7 MT RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 2x25 mm2 4 414,8 MT RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x25 mm2 5 197,8 MT RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 2x50 mm2 4 738,8 MT RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x50 mm2 5 683,7 SED S.E. AEREA MONOPOSTE 1x5 kVA 1 827,3 SED S.E. AEREA MONOPOSTE 1x10 kVA 1 947,9 SED S.E. AEREA MONOPOSTE 1x15 kVA 2 210,5 SED S.E. AEREA MONOPOSTE 1x25 kVA 2 593,6 SED S.E. AEREA MONOPOSTE 1x37 kVA 2 707,2 SED S.E. AEREA MONOPOSTE 37 kVA (3F) 3 244,1 SED S.E. AEREA MONOPOSTE 50 kVA (3F) 3 532,5 SED S.E. AEREA BIPOSTE 75 kVA (3F) 4 787,8

8.3 Tecnología Óptima

8.3.1 Introducción

El diseño óptimo de las instalaciones de la empresa modelo estuvo precedido por un estudio de tecnologías óptimas a utilizar, definidas éstas como las técnico-económicamente más convenientes para el desarrollo de las instalaciones eléctricas de la empresa modelo, disponibles en el mercado internacional actual y susceptibles de ser utilizadas o adaptadas a las condiciones locales.

Se definieron tecnologías eficientes de redes de MT y BT, subestaciones de MT/BT y red de alumbrado público. En la comparación económica de las distintas alternativas se consideraron los costos de inversión y de explotación asociados a cada una de ellas. Como costos de inversión se utilizaron los obtenidos para el presente estudio, cuya metodología de cálculo y resultados obtenidos se expuso en el punto anterior y que corresponden a instalaciones típicas utilizadas por la Distribuidora en las zonas urbanas y no urbanas del SEM.

La tasa de actualización utilizada para calcular la anualidad de las inversiones es la del 12% establecida en el artículo 79° de la Ley de Concesiones Eléctricas.


La comparación de costos de explotación se llevó a cabo cuando las diferencias entre costos de distintas tecnologías fueran perceptibles. A tal efecto se consideraron los de operación y mantenimiento, los de pérdidas de potencia y energía y los de energía no suministrada, directamente asociados a cada una de las tecnologías evaluadas.

8.3.2 Redes Aéreas de MT

Se compararon los distintos tipos de postes, aisladores y conductores.

a) Postes

Se compararon postes de concreto y de madera.

Los postes de concreto presentan una gran uniformidad dimensional, una gran resistencia mecánica y una elevada durabilidad. Debido a su masiva aplicación actual permiten aprovechar las ventajas de normalización y fabricación a gran escala, con la consiguiente reducción de costos. Estas ventajas se extienden a los métodos de instalación y a los herrajes y estructuras asociados.

Los postes de madera poseen un mejor nivel de aislación que los de concreto o acero pero sufren un deterioro mucho más rápido que los de concreto, en especial a nivel del terreno (ataque de termitas y hongos xilófagos), lo que disminuye su vida útil e incrementa el mantenimiento requerido.

La evaluación económica se hizo en base a las siguientes hipótesis:

• La anualidad de la inversión se calculó en base a precios unitarios, empleando una tasa de actualización del 12% y una determinada vida útil.

En el cálculo de costos de explotación:

• No se tuvo en cuenta el costo de las inspecciones pues se supone igual para todas las alternativas.

• Se consideró el reemplazo anual de un cierto porcentaje de postes por averías, mayor para postes de madera en zonas urbanas.

• Se contemplaron intervenciones anuales de reaplomado y retensado de riostras (riendas) sobre un cierto porcentaje de postes de madera y concreto definido en cada caso.

• Se consideraron intervenciones anuales de reimpregnado localizado sobre un cierto porcentaje de postes de madera en zonas no urbanas.


A continuación se presenta la comparación de los costos anuales de explotación para cada alternativa en zonas urbanas y no urbanas:

ZONA URBANA Material Poste Unidad Concreto Madera

Datos Ambientales Humedad Moderada Moderada Datos económicos Tasa de Actualización 12% 12% Costos de Adquisición e Instalación de 1km Costo postes armados instalados $/u 5.978 5.084 Cantidad postes u/km 14 14 Vida útil años 30 17 Costo Anual Adquisición $/año 742,11 721,28 Costos de Mantenimiento Inspecciones Idem para todos. Reemplazo anual por accidentes % 0,5% 1,00% Retensado riendas % 2,5% 5,0% Retensado riendas $/km 350,00 350,00 Reaplomado % 2,5% 5,0% Reaplomado $/km 350,00 350,00 Reimpregnación y tratamientos % 0,0% Reimpregnación y tratamientos $/km 420,00 Costo de OyM anual % 0,6% 1,7% Costo Anual de OyM relativo 1 2 Costo Anual de OyM $/año 38,64 85,84 Costo Anual Comparativo $/año 780,75 807,12

ZONA NO URBANA Material Poste Unidad Concreto Madera

Datos Ambientales Humedad Moderada Moderada Datos económicos Tasa de Actualización 12% 12% Costos de Adquisición e Instalación de 1km Costo postes armados instalados $/u 3.838 3.331 Cantidad postes u/km 10 10 Vida útil años 30 30 Costo Anual Adquisición $/año 476,46 413,58 Costos de Mantenimiento Inspecciones Idem para todos. Reemplazo anual por accidentes % 0,5% 0,5% Retensado riendas % 2,5% 2,5%


ZONA NO URBANA Retensado riendas $/u 250,00 250,00 Reaplomado % 2,5% 2,5% Reaplomado $/km 250,00 250,00 Reimpregnación y tratamientos % 7,5% Reimpregnación y tratamientos $/u 300,00 Costo de OyManual % 0,8% 1,6% Costo Anual de OyM relativo 1 1,6 Costo Anual de OyM $/año 31,69 51,66 Costo Anual Comparativo $/año 508,15 465,24

Como puede observarse, para zonas urbanas la postación conveniente es la de concreto, mientras que para las zonas no urbanas la postación conveniente es la de madera.

b) Aisladores

Se compararon costos anualizados de aisladores de MT, de porcelana y poliméricos, para un área de moderada contaminación. Se consideraron además los costos de pérdidas de energía y los de mantenimiento asociados a cada tecnología.

Material aislador Unidad Porcelana Polimérico Datos Generales Polución Moderada Moderada Humedad Moderada Moderada Datos económicos Tasa de Actualización 12% 12% Costos de Adquisición e Instalación Costo aislador $/u 3 8 Vida útil años 10 10 Costo Anual Adquisición $/año 0,53 1,42 Costos de Pérdidas Costo de energía $/MWh 50 50 Corriente de fuga microAmp 50 20 Nivel de Tensión kV 12 12 Pérdidas anuales kWh 3,04 1,22 Costo Anual de Pérdidas $/año 0,152 0,061 Costos de Mantenimiento Costo de OyManual % 5% 2% Costo Anual de OyM relativo % 1,00 0,80 Costo Anual de OyM $/año 0,15 0,12 Costo Anual Comparativo $/año 0,83 1,60

Puede observarse que el aislador de porcelana es más conveniente pues su menor costo


de instalación no puede ser compensado con el ahorro en pérdidas y en OyM del polimérico. Esta tecnología se usará tanto para la zona urbana como para la no urbana.

c) Conductores

En la evaluación económica se incluyeron, además de los costos unitarios de los conductores, los de herrajes necesarios para su tendido. Se consideraron vidas útiles similares entre si, salvo para el aluminio desnudo, por su resistencia algo inferior a la corrosión, aun en áreas de contaminación moderada.

Se calculó el costo anualizado de inversión de los distintos tipos de conductores disponibles y equivalentes desde el punto de vista eléctrico (pérdidas) en instalaciones de redes aéreas de MT, tanto urbanas como no urbanas.

Material Conductor Unid. AA ó Simil

AL portante

CU desnudo

Sección 50 mm2 50 mm2 25 mm2 Datos económicos Tasa de Actualización 12% 12% 12% Costos de Adquisición e Instalación de 1 km Costo conductor $/km 2.853 15.152 3.439 Vida útil conductor años 25 30 30 Costo Anual $/año 363,76 1881,07 426,89 Costo Anual Comparativo $/año 363,76 1881,07 426,89

Puede apreciarse que la alternativa óptima para la red de MT urbana y no urbana es el conductor de aleación de aluminio.

Las secciones consideradas serán: 16, 25, 35, 50, 70, 95 y 120 mm2.

8.3.3 Redes subterráneas MT

En virtud de que el área estudiada posee un muy bajo porcentaje de redes de media tensión subterráneas, no se ha efectuado un análisis de las tecnologías a aplicar. De todas maneras, la experiencia en el estudio de sistemas eléctricos de distribución muestra que la alternativa tecnológica mas económica para redes subterráneas de MT es el cable de cobre unipolar con aislación seca.

En lo referente a su montaje, se considera como opción económicamente más conveniente la de enterramiento directo en el terreno con protección mecánica en la parte superior, excepto en cruces de calle y en eventuales áreas de protección del patrimonio histórico, donde conviene el uso de ductos de PVC para evitar roturas de la calzada y/o acera en el caso de reparación de fallas.



8.3.4 Redes aéreas de BT

Se compararon los distintos tipos de postes y de conductores

a) Postes

Se compararon postes de concreto, de madera y metálicos.

Para los dos primeros valen los comentarios realizados para redes de MT.

Los postes metálicos presentan características de mayor uniformidad y durabilidad que los de concreto pero para resistencias mecánicas similares su costo unitario es significativamente superior. Además, por tratarse de un material conductor de la electricidad se debe asegurar y mantener la instalación de su puesta a tierra de manera de evitar la posibilidad de accidentes en el caso de contacto con la tensión de la red. Por otra parte requieren un mantenimiento superior que en el caso del concreto.

La evaluación económica se hizo en base a las mismas hipótesis utilizadas para MT. Adicionalmente, para los postes de acero se considera la necesidad de repintar anualmente un cierto porcentaje.

Como resultado de lo indicado, a continuación se presenta la comparación de los costos anuales de explotación para cada alternativa en zonas urbanas y no urbanas:

ZONA URBANA Material: Poste Unidad Concreto Madera Metálico

Datos Ambientales Humedad Moderada Moderada Moderada Datos económicos Tasa de Actualización 12% 12% 12% Costos de Adquisición e Instalación de 1km Costo postes armados instalados $/u 4898,00 4415,13 6491,48 Cantidad postes u 37 37 37 Vida util años 30 17 30 Costo Anual Adquisición $/año 608,06 626,36 805,88 Costos de Mantenimiento Inspecciones Idem para todos. Reemplazo anual por accidentes % 0,5% 1,0% 0,5% Retensado riendas % 2,0% 3,0% 3,0% Retensado riendas $/km 555,00 555,00 555,00 Reaplomado % 2,0% 3,0% 3,0% Reaplomado $/km 555,00 555,00 555,00 Reimpregnación y tratamientos % 0,0% 10,0% Reimpregnación y tratamientos $/km 740,00 1110,00 Costo de OyManual % 1,0% 1,8% 2,7% Costo Anual de OyM relativo %


ZONA URBANA Costo Anual de OyM $/año 46,69 77,45 176,76 Costo Anual Comparativo $/año 654,75 703,81 982,63

ZONA NO URBANA Datos Ambientales

Material: Poste Unidad Concreto Madera Metálico Humedad Moderada Moderada Datos económicos Tasa de Actualización 12% 12% 12% Costos de Adquisición e Instalación de 1km Costo postes armados instalados $/u 2357,60 2113,80 3156,29 Cantidad postes u 18 18 18 Vida util años 30 30 30 Costo Anual Adquisición $/año 292,68 262,41 391,83 Costos de Mantenimiento Inspecciones Idem para todos. Reaplomado Idem para todos. Reemplazo anual por accidentes % 0,5% 0,5% 0,5% Retensado riendas % 1,5% 1,5% 1,5% Retensado riendas $/km 270,00 270,00 270,00 Reaplomado % 1,5% 1,5% 1,5% Reaplomado $/km 270,00 270,00 270,00 Reimpregnación y tratamientos % 7,5% 10,0% Reimpregnación y tratamientos $/km 360,00 540,00 Costo de OyManual % 0,8% 2,2% 2,5% Costo Anual de OyM relativo % Costo Anual de OyM $/año 19,89 45,67 77,88 Costo Anual Comparativo $/año 312,57 308,08 469,71

Como puede observarse, para zonas urbanas la postación conveniente es la de concreto, mientras que para las zonas no urbanas la postación conveniente es la de madera.

b) Conductores

En la determinación del mejor material del conductor a utilizar en la red BT, el hurto de energía eléctrica y los costos de mantenimiento aparecen como consideraciones importantes que deben ser tomadas en cuenta en el análisis. En este sentido, las redes autoportantes (preensambladas) de aislación seca reticulada tienen ventajas relativas que pueden compensar su mayor costo de capital, principalmente en zonas urbanas propensas a esta práctica.


Se calcularon los costos de inversión y explotación (operación y mantenimiento más ahorro en pérdidas por hurto) para distintas secciones equivalentes, para las distintas alternativas posibles, en base a las siguientes consideraciones e hipótesis:

• Se incluyeron los costos unitarios de los postes y herrajes necesarios para su tendido.

• Se consideraron vidas útiles similares entre si, salvo para el aluminio desnudo, por su resistencia algo inferior a la corrosión, aun en áreas de contaminación moderada.

• El costo anual de explotación de cada red de baja tensión se estimó en relación al de una tomada como referencia: la de conductor preensamblado de Al. A su vez, el de ésta se estimó como porcentaje de su costo total de inversión (3%).

Teniendo en cuenta las condiciones socioeconómicas prevalecientes en la mayoría de los países de Latinoamérica, uno de los temas considerado relevante para la determinación de los costos de explotación es el hurto de energía mediante conexiones clandestinas a las redes de baja tensión. Tomando como base la experiencia recogida en distintos países de Latinoamérica, especialmente en barrios de bajos recursos económicos de las grandes ciudades, se puede estimar en forma conservadora que la utilización de conductor preensamblado produce una reducción promedio del hurto de energía del orden del 2% de la energía consumida respecto de los conductores desnudos en zonas urbanas. Teniendo en cuenta las ventas anuales en la red de BT, y el costo monomio promedio de compra de la energía, se determina el costo de explotación asociado a los conductores desnudos o protegidos, por el hurto de energía.

No se consideraron costos de reposición por robo de conductores, lo que tiende a perjudicar en la comparación al cobre, material más expuesto al robo por su mayor valor de reventa.

Los resultados obtenidos se presentan en el siguiente cuadro:

ZONA URBANA

Material: Conductor Unidad AL preens.

AL desnudo

CU desnudo

AL protegido

Sección 50 mm2 50 mm2 25 mm2 50 mm2

Instalación Poste

concreto Poste

concreto Poste

concreto Poste

concreto Datos económicos Tasa de Actualización 12% 12% 12% 12% Costos de Adquisición e Instalación de 1 km Costo conductor $/km 4.161 2.626 3.200 3.347 Costo total $/km 8.961 7.524 8.098 8.245 Vida util conductor años 30 25 30 30 Vuda util resto años 30 30 30 30 Costo Anual $/año 1112,43 942,88 1005,34 1023,58


ZONA URBANA

Material: Conductor Unidad AL preens.

AL desnudo

CU desnudo

AL protegido

Costos de Hurto de Energía Ventas en BT MWh 20 500 20 500 20 500 Longitud de BT km 170 170 170 Precio de energía $/MWh 64 64 64 Ahorro de pérdidas hs/año 4% 4% 2% Costo de energía no suministrada $/año 308,71 308,71 154,35 Costos de Mantenimiento Costo de OyM anual % 3% 9% 8% 5% Costo relativo de OyM 1 2,5 2,5 1,5 Costo Anual de OyM $/año 268,82 672,06 672,06 403,24 Costo Anual Comparativo $/año 1381,25 1923,64 1986,10 1581,17

ZONA NO URBANA

Material Conductor Unidad AL preens.

AL desnudo

CU desnudo

AL protegido

Sección 25 mm2 25 mm2 16 mm2 25 mm2

Instalación Poste

madera Poste

madera Poste

madera Poste

madera Datos económicos Tasa de Actualización 12% 12% 12% 12% Costos de Adquisición e Instalación de 1 km Costo conductor $/km 2.798 1.824 2.505 2.104 Costo total $/km 4.846 3.938 4.619 4.218 Vida util conductor años 30 25 30 30 Vuda util resto años 30 30 30 30 Costo Anual $/año 601,65 494,97 573,39 523,66 Costos de Hurto de Energía Ventas en BT MWh 14 300 14 300 14 300 Longitud de BT km 440 440 440 Precio de energía $/MWh 64 64 64 Ahorro de pérdidas hs/año 1,0% 1,0% 0,5% Costo de energía no suministrada $/año 20,80 20,80 10,40 Costos de Mantenimiento Costo de OyManual % 3% 9% 8% 7% Costo relativo de OyM 1 2,5 2,5 2 Costo Anual de OyM $/año 145,39 363,48 363,48 290,78 Costo Anual Comparativo $/año 747,04 879,25 957,67 824,84

Se puede observar que, tanto para la zona urbana como para la zona no urbana, resulta óptimo el conductor preensamblado de aluminio.


Las secciones consideradas serán: 16, 25, 35, 50, 70 y 95 mm2.

8.3.5 Redes subterráneas BT

La experiencia en el estudio de sistemas eléctricos de distribución muestra la conveniencia de usar la tecnología de conductores de cobre con aislación seca.

En lo referente a su montaje, se considera como opción económicamente más conveniente la de enterramiento directo en el terreno con protección mecánica en la parte superior, excepto en cruces de calle y en eventuales áreas de protección del patrimonio histórico, donde conviene el uso de ductos de PVC para evitar roturas de la calzada y/o acera en el caso de reparación de fallas.


8.3.6 Subestaciones de distribución

En base a la experiencia propia y a la información de otras empresas distribuidoras, se preseleccionaron los tipos y módulos a considerar en el estudio de optimización. No se previó el empleo de bancos de transformadores monofásicos.

Las subestaciones consideradas fueron las siguientes

a) Zona urbana • Monoposte: Sobre poste de concreto, trifásicas de hasta 75 kVA en módulos

comerciales de 10, 15, 25, 37.5, 50 y 75.

• Biposte: Sobre estructuras de concreto, trifásicas de hasta 630 KVA en módulos comerciales de 100, 160, 200, 315, 400 y 630.

• Compacta pedestal: trifásicas de hasta 630 KVA en módulos comerciales de 100, 160, 200, 315, 400 y 630.

b) Zona no urbana • Monoposte

o Monofásica: Sobre poste de madera, de hasta 75 kVA en módulos comerciales de 5, 7.5, 10, 15, 20, 37.5, 50 y 75.

o Trifásica: Sobre poste de madera, de hasta 75 KVA en módulos comerciales de 10, 15, 25, 37.5, 50 y 75.

• Biposte

o Trifásica: Sobre estructuras de madera, de hasta 400 KVA en módulos comerciales de 100, 125, 160, 200, 315 y 400.


8.3.7 Alumbrado Público

a) Postes

Al igual que para la red de BT, se adopta como más apropiado el poste de concreto para zonas urbanas y de madera para no urbanas.

b) Conductores

El conductor para AP no es más que uno de BT destinado a tal fin. Por lo tanto, se adopta la misma tecnología que el caso de la red de BT.

c) Pastorales

Para poder alcanzar los niveles de calidad requeridos se requieren pastorales metálicos por tener la posibilidad de regulación en altura.

d) Lámparas

Para las zonas urbanas se compararon dos lámparas equivalentes desde del punto de vista lumínico: vapor de mercurio de 125 W y vapor de sodio de 70 W. Se consideraron los valores presentes de costos de instalación y las vidas útiles de las lámparas y del resto de la luminaria, así como el costo de operación asociado al consumo de energía.

Para zonas no urbanas se compararon dos lámparas equivalentes desde el punto de vista del consumo de energía: vapor de mercurio de 80 W y vapor de sodio de 50 W. Se consideraron los valores presentes de costos de instalación y las vidas útiles de las lámparas y del resto de la luminaria.

ZONA URBANA Tipo de Lámpara Unidad Sodio 70 Mercurio 125

Datos económicos Tasa de Actualización 12% 12% Costo de energía de AP al usuario final $/MWh 80 80 Costos de Adquisición e Instalación de 1 punto de iluminación Costo luminaria y equipo $/u 70,54 61,55 Costo lámpara $/u 12,00 5,00 Vida util luminaria y equipo años 20 20 Vida util lámpara hs 16000 10000 Costo Anual Adquisición $/año 4,25 2,63 Costos de Operación Potencia lámpara W 70 125 Horas de uso diarias hs 12 12 Costo Anual de Operación $/año 24,53 43,80 Costo Anual Comparativo $/año 28,78 46,43


ZONA NO URBANA Tipo de Lámpara Unidad Sodio 50 Mercurio 80

Datos económicos Tasa de Actualización 12% 12% Costo de energía de AP al usuario final $/MWh 80 80 Costos de Adquisición e Instalación de 1 punto de iluminación Costo luminaria y equipo $/u 61,64 60,12 Costo lámpara $/u 10,00 4,00 Vida util luminaria y equipo años 20 20 Vida util lámpara hs 16000 10000 Costo Anual Adquisición $/año 3,54 2,11 Costos de Operación Potencia lámpara W 50 80 Horas de uso diarias hs 12 12 Costo Anual de Operación $/año 17,52 28,03 Costo Anual Comparativo $/año 21,06 30,14

Como se puede observar, tanto en la zona urbana como en la no urbana resulta conveniente la lámpara de vapor de sodio.

8.3.8 Resultados obtenidos

En base a los análisis efectuados se identificaron como óptimas las siguientes tecnologías:

• Redes aéreas de MT en zonas urbanas: postes de concreto, aisladores de porcelana y conductor de aleación de aluminio o simil.

• Redes aéreas de MT en zonas no urbanas: postes de madera, aisladores de porcelana y conductor de aleación de aluminio o simil.

• Redes aéreas de BT en zonas urbanas: postes de concreto y cable preensamblado de aluminio.

• Redes aéreas de BT en zonas no urbanas: postes de madera y cable preensamblado de aluminio.

• Redes Subterráneas de BT: cobre con aislación seca. • Subestaciones de distribución MT/BT urbanas: aéreas trifásicas monoposte y

biposte, sobre postes de concreto. • Subestaciones de distribución MT/BT no urbanas: aéreas trifásicas y monofásicas,

monoposte y biposte sobre postes de madera. • Alumbrado Público urbano: postes de concreto destinados a tal fin o apoyos de la

red de BT, pastorales metálicos y lámparas de vapor de sodio. • Alumbrado Público no urbano: postes de madera destinados a tal fin o postes de la

red de BT, pastorales metálicos y lámparas de vapor de sodio.


8.4 Niveles de tensión a utilizar en las zonas no Urbanas

Para las zonas no urbanas se realizó una comparación técnico-económica entre los niveles de tensión 220V y 440/220V. Para la tensión de 220 V se evaluó un sistema compuesto por un transformador monofásico y por dos conductores. Para la tensión de 440/220V se utilizaron transformadores en cuyo secundario disponen de punto medio y permiten obtener una tensión de 440 V entre extremos y 220 V entre extremos y el punto medio.

La comparación técnico-económica se realizó para un rango de potencias instaladas en subestaciones monofásicas de 5 kVA a 75 kVA y que son los utilizados en la adaptación de instalaciones de las zonas no urbanas

Para la comparación de ambas tensiones se calcularon los costos de inversión en US$ que tiene en cuenta los costos de instalación del transformador monofásico MT/BT y la red de BT asociada, las caídas de tensión y las pérdidas de energía que se producen en la red de BT para cada uno de los casos planteados para un período de análisis de 30 años. El criterio de análisis fue minimizar la inversión inicial cumpliendo con los niveles de calidad de producto (caída de tensión inferior al 5%).

Los resultados obtenidos de este análisis demostraron que para las instalaciones en zonas no urbanas con SED monofásicos de baja potencia de 5 kVA a 15 kVA es conveniente económicamente la instalación del sistema monofásico de 220V, mientras que para potencias mayores de 15 kVA y hasta los 75 kVA se observa la conveniencia del sistema de 440/220V. La conveniencia económica se evaluó tomando como primer ordenamiento al costo de inversión inicial y en segundo orden el VAN, que tiene en cuenta los costos de inversión mencionados más las pérdidas

En las tablas siguientes se muestran los resultados obtenidos:

Red monofásica 220V

Potencia (kVA)

Demanda Trafo (kW)

Salidas de BT

I salida (A)

Sección salida (mm2)

Caida de Tensión

(%)

Pérdidas (MWh/año)

Costo Inv.

(US$)

VAN 30 años

(US$)

5 3,8 1 17 16 1,34% 0,0458 1 695 1 721 10 7,7 2 17 16 3,25% 0,2226 2 739 2 868 15 11,5 2 26 16 4,88% 0,5008 2 949 3 238 25 19,1 2 43 35 4,62% 0,7451 3 910 4 340

37,5 28,7 2 65 95 2,97% 0,6197 4 674 5 032 50 38,3 2 87 120 4,09% 1,0748 5 971 6 592 75 57,4 2 130 120 6,14% 2,4184 6 198 7 595


Red monofásica 440-220V

Potencia (kVA)

Demanda Trafo (kW)

Salidas de BT

I salida (A)

Sección salida (mm2)

Caida de Tensión

(%)

Pérdidas (MWh/año)

Costo Inv.

(US$)

VAN 30 años

(US$)

5 3,8 1 9 16 0,34% 0,0172 1 740 1 750 10 7,7 2 9 16 0,81% 0,0751 2 962 3 005 15 11,5 2 13 16 1,22% 0,1565 3 172 3 262 25 19,1 2 22 16 2,39% 0,4705 3 819 4 091

37,5 28,7 2 33 35 1,73% 0,4820 4 197 4 475 50 38,3 2 43 35 2,89% 1,0710 4 816 5 434 75 57,4 2 65 50 3,16% 1,6849 5 486 6 459

8.5 Estudio de la Demanda

8.5.1 General

El estudio tuvo dos objetivos principales:

• obtener tasas globales de crecimiento vegetativo de la demanda (pronóstico de evolución de la demanda)

• desagregar espacialmente la demanda urbana inicial (mapa urbano de densidades de carga)

Las tasas de crecimiento fueron posteriormente utilizadas en el Estudio del VNR, específicamente en la determinación de las cargas de diseño de las instalaciones adaptadas.

El mapa de densidades se utilizó para investigar la configuración óptima de las redes urbanas de MT y BT para los distintos rangos de densidad de carga definidos en la Resolución Nº 001-2002-OS/CD.

8.5.2 Pronóstico de Evolución de la Demanda

El Instituto Nacional de Estadística e Informática (INEI), órgano rector de los Sistemas Nacionales de Estadística e Informática en el Perú, norma, planea, dirige, coordina, evalúa y supervisa las actividades estadísticas e informáticas oficiales del país. En el documento “Perú: Proyecciones de Población por Años Calendario según Departamentos, Provincias y Distritos”:

(página www.inei.gob.pe/biblioineipub/bancopub/Est/Lib0467/Libro.pdf) pueden verse sus pronósticos de crecimiento de población y vivienda.

Las proyecciones de población y vivienda de los Centros Poblados Principales (Huaraz, Carhuaz y Caraz) y de las zonas no urbanas, previendo una reducción tendencial del


IH, son:

Urbano No urbano

P Población 1 993 p.u. 78 665 140 879 Datos del Censo 1993 tasa interanual 1,79% 1,47%

2 002 p.u. 92 197 160 344 Proyección INEI a nivel Distritos


tasa interanual 1,77% 1,51%


IH Índice Hacinamiento 1 993 - 4,06 2,63 P/V 2 002 4,02 2,61 2 004 - 4,02 2,60 2 008 - 4,00 2,59

V Viviendas 1 993 p.u. 18 537 53 588 Datos del Censo tasa interanual 2,30% 1,57% 2 002 p.u. 22 914 61 544 2 004 p.u. 23 813 63 602 tasa interanual 1,88% 1,61% 2 008 p.u. 25 650 67 794

Del informe OSINERG-GART-DDE (ICO-2005-S3) se obtuvo la evolución del número de clientes y del consumo de energía en el período 2001 – 2004. Aquí se observa que el crecimiento del consumo promedio por usuario se mantuvo constante.

Por tal razón, para la proyección en el período 2004 - 2008 se adoptó una tasa anual de crecimiento de la demanda similar a la de las viviendas, es decir del 1,9% en zonas urbanas y del 1,6% en zonas no urbanas.

8.5.3 Mapa de Densidades Urbanas

Se delimitaron con precisión los límites entre zonas urbanas y no urbanas, definiendo como “urbanas” a las subdivididas en parcelas regulares de aproximadamente una hectárea, es decir donde las vías públicas encierran áreas reducidas (bloques o manzanas). En estas zonas urbanas es posible generar distintas configuraciones regulares de redes de MT y BT, no así en las no urbanas, donde la red debe seguir los trazados más o menos caprichosos de los caminos.

Para determinar las zonas de densidades de carga de la zona urbana, esta se subdividió en bloques cuadrados, de forma tal que la misma queda cubierta por una cuadrícula regular.


Se adoptó un tamaño variable de los bloques para lograr que: la cobertura de las redes eléctricas sea lo más ajustada posible al área que realmente posee usuarios, y que los límites de las zonas de diferentes densidades de carga resultaran lo más homogéneos posible.

Para determinar la densidad de carga de cada bloque se utilizó el criterio de pertenencia, consistente en asociar a cada uno de los mismos el valor de demanda máxima coincidente con la máxima de la distribuidora en cada etapa: media y baja tensión, que se encuentra dentro de su perímetro.

La demanda máxima coincidente con la máxima de cada etapa y de cada bloque corresponde a la de todos los usuarios que pertenecen al mismo y la densidad será entonces este valor dividido la superficie del bloque.

A partir de este cálculo, se califica a cada bloque en los rangos de densidad establecidos en la Resolución N° 001-2002 – OS/CD.

RANGOS

δinferio δsuperio

kW/km^2 kW/km^2

A 4 000

B 2 500 3 999

C 1 500 2 499

D 250 1 499

E 0 249

Se comenzó el trabajo con tamaños de bloques de 200 x 200 metros y se determinaron los de muy alta densidad, es decir aquellos con densidad igual o superior a 4 MW/km2, según se muestra en el siguiente esquema:.


Luego estos bloques quedaron congelados, y se dividió toda el área restante en bloques de 100 x 100 metros. Se calcularon las densidades de los nuevos bloques y se identificaron nuevamente los de muy alta densidad y los de densidad alta, estos últimos con densidad igual o superior a 2,5 MW/km2. En este proceso también se identificaron zonas sin usuarios. El proceso se ilustra en el siguiente esquema:

El proceso continuó, dejando a los nuevos bloques de muy alta y alta densidad congelados, y subdiviendo a los restantes en bloques de 50 x 50 metros. Se calcularon las densidades de los nuevos bloques y se identificaron nuevamente los de muy alta densidad y los de densidad alta. El proceso se ilustra en el siguiente esquema:

Los bloques restantes quedaron clasificados dentro de los rangos correspondientes.


En los cuadros siguientes se muestran los resultados obtenidos por los rangos de densidad establecidos en la Resolución N° 001-2002 – OS/CD.

MEDIA TENSION

RANGOS

δi δs

Cantidad

Demanda Máxima

Area Densidad

kW/km^2 kW/km^2 De50x50 kW km^2 kW/km^2

A 4000 139 1.967 0,35 5.661

B 2500 3 999 164 1.230 0,41 3.001

C 1 500 2 499 623 2.847 1,56 1.828

D 250 1 499 1.731 2.997 4,33 693

E 0 249 778 231 1,94 119

BAJA TENSIÓN

RANGOS

δi δs Cantidad Demanda

Máxima Area Densidad

kW/km^2 kW/km^2 De50x50 kW km^2 kW/km^2

A 4 000 139 1.737 0,35 4.998

B 2 500 3 999 164 1.161 0,41 2.831

C 1 500 2 499 623 2.688 1,56 1.726

D 250 1 499 1.731 2.883 4,33 666

E 0 249 778 222 1,94 114

Se observa que la densidad predominantemente corresponde al rango de 250 a 1500 kW/km2, es decir a densidades que se pueden considerar como media-bajas.

A continuación se muestra como ejemplo el mapa de densidades de la etapa de MT resultante para parte de la zona urbana de Huaraz. Pueden apreciarse cinco tonalidades en correspondencia a los rangos de densidades.

Se puede apreciar una zona céntrica perteneciente al rango de muy alta densidad, y a partir de esta, zonas de menor densidad a medida que uno de desplaza hacia el límite urbano – no urbano.


En el Anexo 2 del presente informe se encuentran los mapas de densidades de MT y de BT de las zonas consideradas como urbanas para el sector típico, localidades de Huaraz, Caraz y Carhuaz.

8.5.4 Demanda no urbana

Los sectores de características no urbanas estarán constituidos por:

• Suministros puntuales a pequeños o grandes usuarios.

• Áreas no urbanas más o menos densas o dispersas con alguna pauta de densidad, normalmente lineal (clientes/kilómetro) siguiendo caminos, ríos, faldeos, etc.

• Urbanizaciones o poblaciones secundarias.

La zona del SEM considerada como no urbana corresponde a la zona que no queda contenida dentro del límite del trazado urbano de las tres ciudades que se muestra en los mapas de densidades del Anexo 2 del presente informe, correspondiente a la localidades de Huaraz, Caraz y Carhuaz.


9. RESULTADOS EM - VNR ELÉCTRICO ADAPTADO

9.1 General

El VNR eléctrico adaptado del SEM se obtuvo como suma de los VNR adaptados de los grupos de instalaciones cuya anualidad forma parte del VAD:

a) Alimentadores de MT, formados por • tramo troncal urbano, • tramo troncal no urbano, • ramales no urbanos y • derivaciones no urbanas.

b) Redes urbanas • ramales y derivaciones MT, • transformadores MT/BT urbanos y • red BT urbana y

c) Redes no urbanas • transformadores MT/BT no urbanos y • red BT no urbana.

Estas últimas (redes urbanas y no urbanas) están compuestas por elementos que conviene adaptar en conjunto pues existe entre ellos una relación directa o inversa entre cantidad y dimensión. En efecto, a mayor cantidad de centros de transformación (CT) mayor desarrollo de la red de MT y menor desarrollo y dimensión de la red de BT, y viceversa.

Las restantes instalaciones propias de un sistema de distribución pueden ser tratadas separadamente:

d) Equipos • Interruptores, reconectadores, seccionadores y seccionalizadores. • Equipos de compensación reactiva capacitiva.

9.2 Alimentadores de MT

El estudio del VNR adaptado de los alimentadores de MT consistió en:

• Optimizar los trazados de los distintos tramos de cada alimentador de MT.

• Redistribuir cargas en caso de existir diferencias importantes en los niveles de carga de los mismos.

• Optimizar los calibres de conductor de los distintos tramos de cada alimentador de MT.

Los tramos de red correspondiente a la zona no Urbana (troncales, ramales y


derivaciones) se tomaron sin variar su longitud total. En el caso de la zona urbana, se adoptó la longitud existente de los tramos troncales y se adaptaron las longitudes de los ramales y derivaciones según el modelo urbano explicado en el punto siguiente.

Se analizó la distribución de carga de los alimentadores de MT del SEM, encontrando diferencia en los niveles de corriente de tres alimentadores ubicados en la ciudad de Huaraz (PIC281, PIC282 y PIC284). Dada la proximidad entre ellos fue posible redistribuir la carga, quedando los mismos como se indica en la siguiente tabla:

Alimentadores Corriente anterior

(A)

Corriente adaptada

(A) SHI261 59 59 SHI262 65 65 ARH271 22 22 ARH272 71 71 ARH273 31 31 PIC281 240 149 PIC282 129 158 PIC283 73 73 PIC284 85 146

Con los niveles de carga adaptados, los alimentadores se ordenaron según su “densidad lineal de carga”, definida como el cociente entre la demanda máxima y la longitud del alimentador. Esta densidad lineal es un indicador del grado de dispersión de la demanda en la zona abastecida.

Utilizando información gráfica y numérica del MapInfo, de cada alimentador se obtuvo:

• longitud del tramo troncal urbano, del tramo troncal no urbano, del total de ramales y del total de derivaciones

• cantidad de ramales no urbanos conectados a la troncal no urbana y de derivaciones no urbanas conectadas a ramales no urbanos.

Haciendo uso de un Modelo de Optimización de Secciones de Redes de MT se generó un gráfico de selección que contiene, para distintos calibres de conductor: en ordenadas, el costo de inversión más las pérdidas, y en abcisas la corriente equivalente de pérdidas. El gráfico permite elegir en cada caso la sección de conductor económica de troncales urbanas y no urbanas, ramales y derivaciones en función de la intensidad de corriente equivalente de pérdidas.

En la evaluación económica se consideró:

• un horizonte de análisis económico de 30 años. • una demanda que crece durante 4 años a las tasas anuales definidas en el estudio de

demanda y luego se mantiene constante hasta el fin de período de análisis económico.

• un costo de la energía de pérdidas inicial de 0,064 US$/kWh.


• una tasa de actualización del 12% anual.

Los gráficos utilizados son los siguientes:

Secciones óptimas en Redes Trifásicas Urbanas

-

20 000

40 000

60 000

80 000

- 20 40 60 80 100 120 140

[A]

US$/km

25 75 120 185

Secciones óptimas en Redes Trifásicas No Urbanas

-

20 000

40 000

60 000

80 000

- 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150

[A]

US$/km

25 75 120 185


Secciones óptimas en Redes Bifásicas No Urbanas

-

20 000

40 000

60 000

- 20 40 60 80 100 120 140 160

[A]

US$/km

25 50 75

Secciones óptimas en Redes Monofásicas No Urbanas

-

10 000

20 000

30 000

- 20 40 60 80 100 120

[A]

US$/km

25 50 75

Con estos gráficos se seleccionó en cada caso la sección de conductor económica de tramos troncales urbanos y no urbanos, ramales y derivaciones en función de la intensidad de corriente equivalente de pérdidas.

Las corrientes equivalentes de pérdidas de cada tramo se calcularon a partir de la corriente máxima medida a la salida del alimentador, de la siguiente manera:


• Tramo troncal urbano: corriente máxima medida multiplicada por un factor que fluctúa entre 1,0 y 0,33. Cuando la carga es 100% no urbana corresponde aplicar un factor 1,0 (toda la carga pasa por el tramo troncal urbano). Cuando la carga es totalmente urbana corresponde aplicar 0,33 (carga distribuida a lo largo del tramo troncal urbano).

• Tramo troncal no urbano: corriente máxima no urbana (obtenida multiplicando la máxima total por la relación no urbana/total de potencias instaladas) por un factor de 0,51 (se consideró a la carga ubicada a 2/3 del origen del tramo).

• Ramal no urbano: cociente entre la corriente máxima no urbana y la cantidad de ramales que se le conectan multiplicado por un factor de 0,51 (se considera a la carga ubicada a 2/3 del origen del tramo), y

• Derivación no urbana: cociente entre la corriente máxima del ramal no urbano y la cantidad de derivaciones que se le conectan (se la considera ubicada en el extremo final de la derivación).

El costo de inversión de las instalaciones (VNR) se obtuvo multiplicando las longitudes de cada tramo con calibres optimizados y los correspondientes precios unitarios de mercado.

Adicionalmente, en este proceso se analizó el valor de la caída de tensión máxima en los alimentadores para detectar la eventual necesidad de agregar al VNR el costo de reguladores de tensión y la pérdida de potencia y energía.

Para el cálculo de la caída de tensión y de las pérdidas, las cargas de cada tramo se consideraron ubicadas, de la siguiente manera:

• Tramo troncal urbano: cuando la carga es 100% no urbana se considera que toda la carga pasa por el tramo troncal urbano, mientras que cuando la carga es totalmente urbana se considera la carga distribuida a lo largo del tramo troncal urbano.

• Tramo troncal no urbano: se consideró a la carga ubicada a 2/3 del origen del tramo.

• Ramal no urbano: se considera a la carga ubicada a 2/3 del origen del tramo.

• Derivación no urbana: se la considera ubicada en el extremo final de la derivación.

En la siguiente tabla se muestra, para cada tramo optimizado de cada alimentador, la longitud, el calibre de conductor y el VNR obtenido.

En el Anexo 3 del presente informe se exponen detalladamente los cálculos realizados.


VNR de Alimentadores

Alimentador Troncal Urbana (Trif.) Troncal No urbana (Trif.) Ramales No urbanos (Trif.) Derivaciones No urbanas (Monof.)

Subestación Código Long. (km)

Calibre (mm2)

VNR (US$)

Long. (km)

Calibre (mm2)

VNR (US$)

Cant. Long. (km)

Calibre (mm2)

VNR (US$)

Long. (km)

Calibre (mm2)

VNR (US$)

SHINGAL SHI261 - - - 14,5 75 92 344 5 7,6 25 39 724 2,0 25 8 450

SHINGAL SHI262 - - - 23,8 120 184 827 4 47,8 75 304 404 7,7 25 32 052

ARHUAYPAMPA ARH271 0,2 50 2 153 0,3 25 1 817 2 0,8 25 4 356 0,6 25 2 331

ARHUAYPAMPA ARH272 - - - 23,3 185 224 700 4 27,6 75 175 535 7,4 25 30 595

ARHUAYPAMPA ARH273 - - - 23,7 75 150 952 5 11,3 25 58 535 4,6 25 18 940

PICUP PIC281 1,7 185 22 353 0,7 25 3 404 - - - - 0,4 25 1 818

PICUP PIC282 1,5 185 19 094 6,2 25 31 967 2 0,2 25 1 138 0,7 25 2 914

PICUP PIC283 0,1 185 1 201 52,0 120 404 064 4 5,7 50 32 148 7,3 25 30 595

PICUP PIC284 0,5 185 6 714 0,5 75 3 036 1 4,72 75 30 014 0,8 50 3 330

TOTALES 4,1 51 514 145,0 1 097 111 105,7 645 854 31,4 131 025


9.3 Redes Urbanas

El estudio de redes urbanas consistió en la especificación y cómputo de las instalaciones técnico-económicamente óptimas para alimentar distintas áreas urbanas isodensas del sector estudiado.

Las redes adaptadas de BT y MT para áreas de distintas densidades superficiales de carga homogéneas se obtuvieron aplicando un Modelo de Red de Distribución Urbana Adaptada.

9.3.1 Descripción del Modelo de Red de Distribución Urbana Adaptada

El Modelo permite definir las instalaciones de distribución urbanas (longitud de redes de MT y BT, cantidad de centros de transformación y transformadores MT/BT) más económicas para un área de densidad de carga uniforme (isodensa).

Se trabaja sobre una “ventana de estudio”, porción de la isodensa suficientemente grande, en este caso 1 km2 como para permitir plantear y analizar distintas disposiciones de puestos de transformación y esquemas de redes de MT y BT.

Las dimensiones aproximadas de las manzanas en el área representada, se obtienen de las bases geográficas suministradas por el Distribuidor.

El Modelo procede a:

• disponer una cantidad suficiente de puestos de transformación y calcular las caídas de tensión y la corriente límite en los puntos de BT más comprometidos, verificando que no se superen los valores admisibles,

• disponer la cantidad de conductores de MT ramales y derivaciones que alimentan el área de estudio,

• definir la potencia media de los transformadores para llegar al nivel de reserva deseado,

• incrementar la densidad de carga, según las tasas y período de crecimiento adoptadas,

• verificar las instalaciones, para el año final de crecimiento,

Nota: el Modelo adopta la misma cantidad de instalaciones en el año inicial y en el año final de crecimiento, asegurando de esta manera que en el corto plazo no sea necesario realizar inversiones.

Al mismo tiempo, valoriza y calcula año por año:

• pérdidas en las redes de MT y BT, en transformadores y en acometidas,

• montos de inversión de las instalaciones computadas,

• costos de O&M asociados.

Esto permite, para cada densidad de carga y tecnología utilizada, calcular el VAN del flujo de gastos a 30 años. La cantidad de casos a estudiar depende de la variedad de


datos de entrada que se utilicen (sección de conductores de MT y BT, cantidad de puestos de transformación, potencias medias de los transformadores, porcentaje de crecimiento de la demanda, etc.).

Una vez identificado un grupo de casos de VAN mínimo, se opta por el más conveniente y se confecciona el cómputo de redes y transformadores.

9.3.2 Proceso de Cálculo

Los pasos seguidos en el proceso de adaptación fueron:

a) Base de Datos de “áreas isodensas”

Se confeccionó una base de datos por “áreas isodensas” definidas en el Estudio de Demanda, con la siguiente información:

• Area en km2

• Densidad Media de BT (kW/km2).

• Densidad Media de MT (kW/km2).

Area Rangos Área Repr. Densidad

BT Densidad

MT

(kW/km2) (km2) (kW/km2) (kW/km2)

A 4 000 0,35 4 998 5 661

B 2 500 3 999 0,41 2 831 3 001

C 1 500 2 499 1,56 1 726 1 828

D 250 1 499 4,33 666 693

E 0 249 1,94 114 119

b) Redes Óptimas por Área

Mediante la aplicación de un Modelo de Red de Distribución Urbana Adaptada se definió una red de distribución económicamente adaptada a la demanda para áreas isodensas de 1 km2, de densidades iguales a las obtenidas en el Estudio de Demanda.

La optimización se hizo en conjunto para las redes de MT (ramales y derivaciones), transformadores de MT/BT y redes de BT.

En la evaluación económica se consideró:

• un horizonte de análisis económico de 30 años.


• una demanda de BT y MT que crece durante 4 años a las tasas anuales definidas en el estudio de demanda y luego se mantiene constante hasta el fin de período de análisis económico.

• un costo de la energía de pérdidas inicial de 0,064 US$/kWh. • una tasa de actualización del 12% anual.

La zona isodensa A (de muy alta densidad) se diseñó, de acuerdo a lo acordado en reuniones de trabajo con el OSINERG, considerando redes de MT y BT subterráneas con SED del tipo pedestal. Si bien esto no corresponde a la realidad del SEM en estudio, el criterio adoptado considera que los resultados son aplicables a otras ciudades importantes que poseen instalaciones subterráneas.

Para las zonas restantes se consideraron redes de MT y BT aéreas con SED del tipo biposte y monoposte.

Con los resultados de cantidades de líneas y de transformadores por unidad de superficie obtenidas, se trazaron curvas de ajuste Cantidades de Instalaciones / km2 vs. Densidad cuyos coeficientes de correlación (R2) son un índice de la consistencia de los resultados del Modelo utilizado.

La suma producto de las cantidades de cada área isodensa (cantidades/km2) por las respectivas áreas (km2) permitió finalmente obtener las cantidades de instalaciones que forman parte del VNR Adaptado de las redes urbanas del sector estudiado.

Adicionalmente se consideró, por fuera del Modelo, lo siguiente:

Para redes de MT:

• Se consideró un porcentaje adicional, no contemplado con el Modelo, de las instalaciones obtenidas en concepto de: entradas/salidas de las redes subterráneas a las subestaciones, interconexiones entre circuitos y accidentes topológicos y geográficos reales.

Para redes de BT:

• Se consideró un porcentaje de instalaciones adicionales para cubrir por doble vereda las calles con ancho superior a los 12 metros, para cumplir con la normativa vigente.

• Se consideró que en la zona urbana se aprovecha parte de la postación de las redes aéreas y canalizaciones de las redes subterráneas de MT, para el montaje de redes de BT.


9.3.3 Resultados

En la tabla siguiente se muestran los tipos y cantidades unitarias de instalaciones adaptadas obtenidas con el Modelo para cada área isodensa urbana del sector estudiado.

Tipos de

Instalaciones Cantidad Unitaria de

Instalaciones (cant/km2)

BT MT BT MT

Área

CT Redes Redes CT Redes Redes

A Pedestal Trif. Subt. Trif. Subt. 30 22,8 12,3 B Biposte Trif. Aéreo Trif. Aéreo 22 22,8 6,2 C Biposte Trif. Aéreo Trif. Aéreo 22 22,8 6,2 D Monoposte Trif. Aéreo Trif. Aéreo 17 20,2 5,4 E Monoposte Trif. Aéreo Trif. Aéreo 15 20,2 4,5

Vale aclarar que las cantidades por unidad de superficie de redes de MT no incluyen la longitud de las troncales urbanas.

En la tabla siguiente se resumen los valores por etapa resultantes.

Redes Urbanas Cantidad US$

Etapa de BT (Redes BT en Km) 179 1 657 408 Etapa de BT (CT MT/BT en Unidades) 157 811 484 Etapa de MT (Redes de MT en Km) 45 584 339 Total Redes Urbanas 3 053 232

En los siguientes cuadros se presentan los resultados obtenidos desagregados por zona isodensa.


RED MT

Zona Tipo Calibre

(mm2) Cantidad

(Km) Monto (US$)

Costos Unitarios

(US$) 50 0,2 2 153 8 831

Troncal 185 3,9 49 361 12 797

Ramales y derivaciones

Área Calibre (mm2)

Cantidad (Km)

Monto (US$)

Costos Unitarios

(US$) A N2XSY CU 35 4,1 250 445 60 641 B 70 AL 2,3 22 255 9 512 C 35 AL 8,9 73 130 8 215 D 25 AL 21,5 174 910 8 135

Urbana

E 25 AL 7,8 63 599 8 135

RED BT

Zona Area Calibre (mm2)

Cantidad (Km)

Monto (US$)

Costos Unitarios

(US$) A NYY CU 50 8,0 342 097 42 869 B PE AL 3x70 9,3 86 122 9 213 C PE AL 3x50 35,6 286 674 8 060 D PE AL 3x35 87,3 646 380 7 405

Urbana

E PE AL 3x35 39,1 296 136 7 572

CT MT/BT

Zona Area Tipo Cantidad Potencia inst. (MVA)

Monto (US$)

Costos Unitarios

(US$)

A Pedestal 11 2 150 509 14 334 B Biposte 9 2 58 070 6 438 C Biposte 34 7 186 857 5 445 D Monoposte 74 9 320 962 4 360

Urbana

E Monoposte 29 0,9 95 086 3 268

9.4 Redes No urbanas

El estudio de adaptación de las redes no urbanas consistió en la adaptación de la potencia instalada a la demanda máxima de diseño de BT no urbana y en la optimización económica de los calibres de conductores de las redes de BT no urbanas asociadas a los transformadores, manteniendo invariables:

• la cantidad y ubicación actuales de las SED y transformadores de MT/BT,

• la longitud actual de las redes de BT,


a) Transformadores MT/BT

Se computó la cantidad actual de transformadores no urbanos de cada potencia y se calculó su factor de uso (FU) promedio (demanda máx. no urbana BT / Σ potencia no urbana instalada).

Se calculó la cantidad de unidades de cada potencia nominal que deben pasar a la inferior o a la superior para alcanzar un factor de uso global objetivo del 80%. Las potencias nominales adaptadas son las definidas precedentemente, en el punto relativo a Tecnologías Adaptadas.

En la tabla siguiente se muestran los resultados obtenidos:

Para SED Monofásicos:

SED Monofásicos - Escenario Actual (FU=0,6)

Potencia Unit. (KVA), 10 15 25 37,5 40 50 75

Cantidad Transf. 1 16 22 28 1 18 6

Potencia Total (kVA) 10 240 550 1 050 40 900 450

SED Monofásicos - Escenario Adaptado (FU=0,8)

Potencia Unit. (KVA), 10 15 25 37,5 40 50 75 Cantidad Transf. 13 18 29 8 18 5 1 Potencia Total (kVA) 130 270 725 300 720 250 75

Costo Total (US$) 235 600

Para SED Trifásicos:

SED Trifásicos - Escenario Actual (FU=0,6)

Potencia Unit. (KVA), 10 15 25 37,5 40 50 75 100 160 200 250 Cantidad Transf. - 6 7 31 1 36 19 11 2 - 1 Potencia Total (kVA) - 90 175 1 163 40 1 800 1 425 1 100 320 - 250


SED Trifásicos - Escenario Adaptado (FU=0,8)

Potencia Unit. (KVA), 10 15 25 37,5 40 50 75 100 160 200

Cantidad Transf. 5 5 26 9 36 14 16 1 1 1

Potencia Total (kVA) 50 75 650 338 1 440 700 1 200 100 160 200

Costo Total (US$) 383 235

b) Red de BT

La adaptación se realizó estimando la longitud promedio del alimentador de BT existente en zona no urbana y optimizando el calibre del conductor en base a un estudio similar al de los alimentadores de MT.

En la tabla siguiente se muestra el procedimiento de cálculo y los resultados obtenidos:

Red BT asociada a las SED Monofásicas:

Tipo de SED Monofásica

Longitud Total Red km 40,2

Longitud por SED km 0,44

Potencia de SED KVA 10 15 25 37,5 40 50 75

Cant. Transf. 13 18 29 8 18 5 1

Cantidad de Salidas 2 2 2 2 2 2 2

Long. Salida km 0,17 0,17 0,17 0,30 0,30 0,35 0,35

Long. Monof. km 4 6 10 5 11 4 1

Long. Trif. km

Costo Total US$ 175 885

Red BT asociada a las SED Trifásicas:

Tipo de SED Trifásica

Longitud Total Red km 383

Longitud por SED km 3,4

Potencia de SED KVA 10 15 25 38 40 50 75 100 160 200

Cant. Transf. 5 5 26 9 36 14 16 1 1 1

Cantidad de Salidas 2 2 2 2 3 3 3 3 3 3

Long. Salida km 3 4 18 6 38 15 17 1 1 1

Long. Monof. km 8 9 49 17 102 40 45 3 3 3


Long. Trif. km 3 4 18 6 38 15 17 1 1 1

Costo Total US$ 1 537 543

En los siguientes cuadros se presentan los resultados obtenidos desagregados:

RED MT

Zona Tipo Calibre (mm2)

Cantidad (Km)

Monto (US$)

Costos Unitarios

(US$) 25 AL 57,8 268 636 4 648 50 AL 6,4 35 478 5 521 70 AL 118,8 756 285 6 365

120 AL 75,8 588 891 7 767

No urbana

Troncal, ramal y

derivaciones

185 AL 23,3 224 700 9 649

RED BT

Zona Calibre (mm2)

Cantidad (Km)

Monto (US$)

Costos Unitarios

(US$) 1x16 290 1 019 384 3 511 2x16 9,9 41 067 4 165 2x35 19,80 97 812 4 940 3x25 63 302 899 4 846

No urbana

3x50 41 252 266 6 160

CT MT/BT

Zona Tipo

Potencia Unit. (KVA),

10 15 25 37,5 40 50 75 100 200

Cantidad Transf. 5 5 26 9 36 14 16 1 1

Costos Unit (US$) 1 948 2 210 2 989 3 244 2 870 3 542 4 788 5 199 11 165 Biposte

Costo (US$) 9 740 11 052 77 704 29 196 103 334 49 589 76 605 5 199 11 165 Cantidad Transf. 13 18 29 8 18 5 1 - -

Costos Unit (US$) 1 948 2 210 2 707 2 792 2 870 2 948 3 232

No Urbana

Monoposte

Costo (US$) 25 323 39 789 78 508 22 339 51 667 14 742 3 232 - -

9.5 Compensación Capacitiva

Se analizó la compensación de la energía reactiva por medio de capacitores a instalar en MT y para llevar el factor de potencia a un valor objetivo de 0,95. Con las mediciones


de energía y potencia realizadas por alimentador en el SEM a nivel de MT se calculo la energía reactiva capacitiva necesaria para obtener el valor objetivo de 0,95. Para ello es necesario instalar en MT, 23 juegos de capacitares de 150 kVAr cada uno (3 450 kVA).

Estos fueron valorizados a un costo unitario de 13,3 U$S/kVAr, resultando un monto total de U$S 46 041.

9.6 Alumbrado Público

9.6.1 Normativa e Información Básica

• Norma técnica DGE “Alumbrado de vías públicas en zonas de concesión de distribución” (Ministerio de Energía y Minas).

• Código Nacional de Electricidad, Tomo IV Sistema de Distribución. (Ministerio de Energía y Minas). Capítulo V – Red de Alumbrado Público.

• Base de datos Mapinfo con información catastral y referenciada para el SEM.

• Formato A I-1 presentado por el consultor VAD.

• Philips Iluminación - Catálogo general de iluminación.

• Manual de Luminotecnia: Asociación Argentina de Luminotecnia (Tomos I y II)

9.6.2 Cálculo de Potencias

Se utilizó el Programa CALCULUX 4.0 de PHILIPS para la realización de los cálculos de los niveles de iluminación en los diferentes tipos de vías indicados en la normativa vigente.

Para el análisis de una vía se tuvo en cuenta los siguientes parámetros:

• Tipo de vía

• Ancho de calzada

• Número de carriles

• Tabla de reflexión de la vía (calzada clara u oscura)

• Luminancia (cd/m2), Iluminancia (lx) y Deslumbramiento (G)

Para los cálculos se utilizaron lámparas de vapor de sodio y postes de hormigón de 9 metros. A continuación se detallan los casos considerados y los resultados obtenidos en cada uno de ellos:


Tipo Vano Potencia lámpara

(W)

L med (cd/m2)

resultante

L min / media

resultante

E med h (lux)

resultante

L med (cd/m2) exigida

L min / media exigida

E med h (lux)

exigida

Total de Pot

Instlada

Total de Cant

Lamparas III1C 40 150 0,98 0,31 10 0,5-1 0,25-0,35 5-10 88 573 590 III1O 40 150 0,69 0,24 10,4 0,5-1 0,25-0,35 10-20 81 067 540 III2C 40 70 0,91 0,31 9,54 0,5-1 0,25-0,35 5-10 20 412 292 III2O 40 70 0,63 0,28 9,87 0,5-1 0,25-0,35 10-20 15 728 225 III3C 40 70 0,73 0,25 7,57 0,5-1 0,25-0,35 5-10 34 899 499 III3O 40 70 0,48 0,26 7,57 0,5-1 0,25-0,35 10-20 3 483 50 IV3C 40 70 0,7 0,3 7,26 ≥0,5 ≥ 0,15 2-5 109 998 1 571 IV3O 40 70 0,5 0,2 7,93 ≥0,5 ≥ 0,15 5-10 10 937 156

9.6.3 Magnitud de las Instalaciones

Debido a que no se contaba con la información necesaria para individualizar los tipos de vía existentes, se procedió a analizar el catastro de la base de datos Mapinfo y se determinaron las proporciones actuales de calles, avenidas y rutas.

Una vez obtenidos estos datos y con los resultados del modelamiento de la red de BT, se consideró que un porcentaje de la misma representa el nivel de alumbrado público (100% en BT urbana y 70% en BT no urbana). Luego de aplicar dichos porcentajes a las redes de BT óptimas, se obtuvieron las longitudes correspondientes a las redes de Alumbrado Publico para cada tipo de vía.

En el caso de parques y plazas, se trabajó con las superficies entregadas por Hidrandina al Consultor VAD y se utilizó la unidad “luminarias por kilómetro cuadrado” para definir la cantidad de lámparas.

Cabe destacar la gran diferencia entre la cantidad de luminarias óptima obtenida para plazas y parques frente a la cantidad existente. El siguiente cuadro muestra los valores de forma comparativa:

Nº luminarias existentes

Nº luminarias óptimo

Caraz 206 76 Carhuaz 251 130 Huaraz 224 80 Total 681 286

En la tabla siguiente se muestra una comparación entre los resultados obtenidos y los existentes en el SEM:


Actual Adaptado

Concepto Unidad Cantidad Miles US$ Cantidad

Miles US$

Pastorales, luminarias y lámparas 400 unid. 250 unid. 160 unid. 150 unid. 14 1,22 125 unid. 100 unid. 80 unid. 70 unid. 4 755 335,42 50 unid. 5 293 326,26 Total Pastorales Luminarias y lámp. 11 683 1 056 10 062 662,90 Equipos de control Aéreo unid. 329 13 346 14,03 Subterráneo unid. 4 0 10 0,40 Total equipos de control 333 14 355 14,43 Longitud de red de AP Aéreo km 399 700 497 456,1 Red exclusiva km 19 111 1,9 14,3 Compartida km 380 590 495 441,8 Subterráneo km 8 257 4,82 201,63 Red exclusiva km 7 253 4,8 201,6 Compartida km 1 4 0 0 Total red AP km 407 958 501,7 657,8

Se ha utilizado en todos los casos un pastoral metálico simple de 1,5 m x 1,5" de diámetro.

9.6.4 Valorización de Instalaciones de AP

Una vez obtenidas las cantidades de redes de AP y la cantidad de luminarias óptimas, se valorizaron con precios unitarios definidos por el Supervisor VAD y se obtuvieron los siguientes valores:


Urbana Rural

Descripción Cantidad Cantidad Cantidad

Total (Km) Monto (US$)

Red sobre estructuras exclusiva de AP en Km 0,67 1,19 1,9 14 267 Red sobre estructuras de SP 178,6 316,4 495 441 875 Luminarias 70 W Na 4 755 - 4 755 335 420 Luminarias 50 W Na - 5 293 5 293 326 261 Luminarias 150 W Na 14 - 14,0 1 215 Red Subterránea 4,82 - 4,8 201 626


10. RESULTADOS EM - ESTUDIO CALIDAD DE SERVICIO ELÉCTRICO

10.1 Introducción.

Se evaluaron los índices de calidad de suministro eléctrico al cliente de la red de distribución adaptada del SEM. Los índices considerados para dicha evaluación son:

SAIFI: Índice de frecuencia de interrupción promedio del sistema

NN

SAIFI ii∑=.λ

[interrupciones / año]

donde λi es la tasa de falla, Ni es el número de clientes del punto de carga i y N es el número total de usuarios.

SAIDI: Índice de duración de interrupción promedio del sistema.

NNU

SAIDI ii∑=.

[horas / año]

donde Ui es el tiempo de salida de servicio anual del punto de carga i.

10.2 Criterios de cálculo.

Los puntos de carga i considerados son las estaciones AT/MT, el equipamiento de protección a la salida de cada alimentador de MT, redes de MT, seccionadores tipo cut-out, subestaciones transformadoras MT/BT, red de baja tensión y acometidas. Las tasas de interrupción λi y tiempos de salida de servicio Ni considerados en cada punto se detallan a continuación.

Tasas de falla λi (interrupciones por km

o por unidad)

Tiempo medio de salida de servicio Ui

(horas /año)

Tipo de Instalación Urbana No Urbana Urbana No Urbana

Estaciones AT/MT 2,5 1,25

Reconectadotes o Interruptores Automáticos

0,03 0,03 3 3

Redes de MT 0,3 0,2 1 1,5

Seccionadores tipo cut-out 0,03 0,03 3 3

SET MT/BT 0,08 0,08 3 3

Redes de BT 0,3 0,25 1 1,5

Acometidas 0,05 0,07 0,4 1


El tiempo medio de salida de servicio Ui incluye:

• Toma de conocimiento de la interrupción del suministro por parte del personal

• Traslado del personal

• Localización de la causa de la interrupción

• Reposición parcial o total del servicio mediante despeje o aislamiento del sistema o equipo en falla.

El número de clientes Ni, es decir aquellos que quedan sin suministro en ocasión de la falla, se determinó considerando en cada punto de carga i un factor de incidencia que refleja el porcentaje de clientes afectados. Así se consideró para:

a) Subestaciones AT/MT

El factor de incidencia es igual a 100%. Las fallas afectan a la totalidad de los clientes alimentados desde ella.

b) Reconectador o interruptor automático de MT

Se considera que cada alimentador posee una protección automática a la salida de la subestación AT/MT. En caso de falla de este componente todos los clientes abastecidos por el alimentador quedarán sin suministro. Luego el factor de incidencia es igual 100%

c) Redes de MT

Cuando la falla se produce en el tramo troncal, el factor de incidencia es igual a 100%.

Cuando la falla se produce en los ramales, y considerando como hipótesis que todos conectan a igual cantidad de clientes, el factor de incidencia es igual a la inversa de la cantidad de ramales que posee el alimentador.

d) Seccionadores tipo cut-out

Estos equipos de protección están instalados, al inicio de cada ramal urbano, en los puntos de interconexión con otros alimentadores para operación en emergencia, al inicio de las derivaciones urbanas, al inicio de cada ramal no urbano y en las derivaciones no urbanas con longitudes > a 150 m. El factor de incidencia ante la falla de estos equipos se calculó considerando una distribución uniforme de los clientes tanto por ramal, cuanto por derivación urbana y no urbana.

e) Subestaciones MT/BT

En este caso el factor de incidencia es igual a la inversa del número de subestaciones MT/BT.


f) Líneas de Baja Tensión.

En este caso el factor de incidencia fue calculado en función de la cantidad de usuarios urbanos asociados a cada subestación MT/BT, considerando 2 salidas en BT para cada transformador urbano y 1 o 2 salidas en BT por cada transformador no urbano

g) Acometidas.

Para calcular el factor de incidencia se tuvo en cuenta la cantidad de clientes.

10.3 Resultados

A partir de las ecuaciones precedentemente citadas se determinaron los índices de calidad de suministro para los 9 alimentadores del SEM. En el cálculo de los mismos se tuvieron en cuenta las salidas de servicio intempestivas (o forzadas) y las programadas. Para ello, la tasa anual de falla λi fue incrementada en un 20% y la duración Ui en un 35%.

Los valores resultantes son

N° Alimentador SAIFI SAIDI 1 SHI261 4,44 9,23 2 SHI262 12,26 14,63 3 ARH271 3,47 14,40 4 ARH272 10,72 14,62 5 ARH273 9,71 14,47 6 PIC281 3,80 8,12 7 PIC282 3,85 9,44 8 PIC283 9,65 11,10 9 PIC284 3,66 10,36

Promedio Ponderado del Sistema

9,14 12,66

El detalle del modelo de cálculo se expone en el Anexo 5 del presente informe.

Los índices obtenidos suponen la existencia de equipamientos de protección y maniobra en media tensión considerados en el modelo de cálculo. A saber:

• Reconectador trifásico o Interruptor automático:

Un interruptor automático ubicado en la subestación AT/MT al comienzo de cada alimentador.

Un reconectador trifásico en cada alimentador que se extiende hacia zonas no urbanas.

• Seccionador tipo cut-out (Conjunto trifásico):

En cada alimentador existen 1 o más para permitir la interconexión en zonas urbanas. (A)


Un conjunto por cada ramal urbano (B). (El modelo utilizado estima 5 ramales por cada km de alimentador troncal urbano)

Un conjunto en cada derivación urbana (C ).

Un conjunto en cada ramal no urbano. (D)

Un conjunto seccionador tipo cut-out del lado de MT en cada una de las subestaciones.

El total de seccionadores tipo cut-out mencionados a excepción de los correspondientes a las subestaciones MT/BT, resulta ser para el conjunto de los nueve alimentadores considerados.

Equipos de protección y maniobra Cantidad Reconectadores 5 Seccionador tipo cut-out (A) 4 Seccionador tipo cut-out (B) 18 Seccionador tipo cut-out (C) 13 Seccionador tipo cut-out (D) 27 Seccionador tipo cut-out (E) 105 Total 172

En el siguiente cuadro se presentan los resultados obtenidos valorizados:

Equipos de protección y seccionamiento MT Urbanos y No Urbanos

Descripción Cantidad Monto (US$) Costos

Unitarios (US$)

Recloser hidráulico en aceite, tripolar 2,4-14,4 kV - In = 560 A; Icc= 16.000 A

5 68 675 13 735

Seccionador fusible Cut-out unipolar x 3 - 7,8/13,5 kV - 200 A

22 6 857 312

Seccionador fusible Cut-out unipolar x 3 - 7,8/13,5 kV - 100 A

145 39 675 273

Total 172 115 206 13 735

No se valorizan los interruptores de MT de las salidas de los alimentadores, ya que se consideran dentro del VNR de las subestaciones AT/MT.

Tampoco se valorizan los conjuntos seccionadores tipo cut-out del lado de MT en cada una de las subestaciones MT/BT, por estar incluidas en el VNR de las mismas.


11. RESULTADOS EM - VNR NO ELECTRICO ADAPTADO

11.1 Metodología

El dimensionamiento de las instalaciones no eléctricas adaptadas del SEM se obtuvo directamente vinculado con los criterios adoptados en el diseño de la organización correspondiente a la empresa modelo.

Los activos No Eléctricos considerados son fueron los siguientes:

• Los edificios pertenecientes a la estructura de la Empresa: Sede Central, Sedes Regionales y Oficinas Comerciales, para una organización óptima.

• Los vehículos del personal de supervisión y de los equipos de realización de tareas específicas de Operación y Mantenimiento y Comerciales.

• Los Equipos, Sistemas y Software asociado de los sistemas: GIS, Sistemas Centrales, Sistema de Medición Comercial, Equipos de Call Center, Sistema de Administración Finanzas, Computadoras personales (PC´s), sistema de gestión de Distribución y Equipos de Radio y Comunicaciones.

La Metodología para la determinación del VNR No Eléctrico fue calcular a éstos como:

• Los Edificios se calcularon como costos anuales vinculados a la organización y personal de la empresa de referencia, es decir, considerados inicialmente como alquileres equivalentes, para luego reexpresarlos en un VNR equivalente.

• Los Equipos, Sistemas y Software, y Vehículos fueron computados a su precio de compra.

Los criterios y valores utilizados utilizados en los cálculos se exponen a continuación.

11.1.1 Edificios

Los costos de Edificios se estimaron en base a valores de alquileres referencia obtenidos por el Supervisor VAD para el alquiler de oficinas equipadas y de superficie apropiada al tipo y cantidad de personal. Lo mismo se consideró para depósitos y galpones destinados a vehículos y almacenamiento de materiales.

Los valores utilizados son los siguientes:

Sede Central 5 US$ mensuales / m2 10 m2 por empleado Unidades Regionales 1,75 US$ mensuales / m2 10 m2 por empleado Oficinas Comerciales 1,75 US$ mensuales / m2 10 m2 por empleado Edificio Call Center 5 US$ mensuales / m2 5 m2 por empleado Depósitos – Galpones 1,75 US$ mensuales / m2 500 m2 por galpón


11.1.2 Vehículos

Los costos de inversión y cantidades de los diferentes tipos de vehículos y equipos especiales utilizados en las tareas directas de operación, mantenimiento y comerciales, como así también para movilidad del personal de supervisión de las sedes regionales y oficinas comerciales, son los siguientes:

Descripción

Uni

dad

Aut

omóv

il

Cam

ione

ta

Cam

ión

6 t

Ele

vado

r

Grú

a 8t

Grú

a 15

t

Costo de Compra US$ 16 800 20 800 35 657 43 977 71 314 95 085

Cantidades 1 5 1 1 1 1

11.1.3 Equipos, Sistemas y Software

Se contemplaron los costos de inversión de los siguientes sistemas de soporte a la actividad de distribución de energía eléctrica de toda la Empresa:

GIS Sistema de soporte, análisis, manipulación, modelaje y visualización georreferenciada del sistema eléctrico

Sistema de Gestión de Distribución Software de gestión y mantenimiento de las redes de distribución

Sistema de Gestión Comercial (SIG) Software asociado a todo el proceso de facturación

Sistemas Centrales Hardware y software de soporte informático de los demás sistemas

Sistema de Admin. y Finanzas Hardware y Software asociado a estas funciones

Call Center Sistemas para la gestión de reclamos y consultas de los clientes vía telefónica

PC Hardware y software de las computadoras personales y el costo de mantenimiento de las mismas Se consideró 1 PC por cada empleado

Eq. Almacenes, Medición y Control Equipamiento utilizado en laboratorios de control de los medidores comerciales y los utilizados para la medición de los niveles de calidad según la NTCSE.

Muebles y Útiles Escritorios, equipamiento de oficinas, etc.

Los costos de PC se aplicaron de acuerdo con el efectivo uso y personal afectado por sector.

Para aplicar la parte correspondiente al SEM, de los otros rubros de sistemas, se calculó la participación de costos del SEM para las actividades de distribución, sobre el total de


costos que la Empresa declaró a diciembre de 2004.

Los valores utilizados se muestran en la siguiente tabla:

ITEM Inversión (US$)

Implementación (US$)

Sistema de Gestión de Distrib. 287 900

GIS 191 933 383 867

Sistema de Gestión Comercial 479 833

Call Center 143 950

Sistema de Adm.y Finanzas 383 867 239 917

Hardware Sistemas Centrales 383 867

Software Sistemas Centrales 191 933

Comput. Personales (PCs) 286 800

Software PCs 113 047

Eq. Almacenes, Medición y Control 250 000

Muebles y Útiles 169 532

11.2 Resultados

El VNR No Eléctrico obtenido para el SEM se muestra en la siguiente tabla desagregado en: Edificios, Vehículos y Sistemas Informáticos.

Descripción Total

Sistemas 116 810

Vehículos 366 833 Edificios 75 063 VNR No Eléctrico TOTAL del SEM 558 706

Tanto los Sistemas como los vehículos fueron computados a su precio de compra. Para los edificios se calculó el valor actual (VA) considerando el monto anual locativo dividido por una tasa de descuento del 12%.

Adicionalmente, se presenta la desagregación del VNR No Eléctrico en los componentes de productos nacionales e importados:


VNR No Eléctrico Productos Nacionales

Productos Importados

Total

Sistemas 56 799 60 012 116 810

Vehículos 120 800 246 033 366 833

Edificios 75 063 75 063 VNR No Eléctrico TOTAL

252 662 306 044 558 706

11.3 Asignación

El VNR No eléctrico se asignó a las etapas de BT y de MT proporcionalmente al VNR de las instalaciones eléctricas resultando:

VNR No Eléctrico

Monto (US$)

MT 162 490 BT 396 216 Total 558 706


12. RESULTADOS EM - VNR TOTAL

En la siguiente tabla se integran los resultados obtenidos de:

• VNR de instalaciones eléctricas: alimentadores de MT, redes urbanas y redes no urbanas.

• VNR de equipos de MT obtenidos del estudio de calidad de servicio.

• VNR No Eléctrico.

En la tabla siguiente se resumen los resultados del VNR total

Componente VNR Costo Unit. Instalaciones eléctricas

Unidad Cantidades US$ US$

Media Tensión Red aérea km 327 2 259 398 6 913 Red subterránea km 4,1 250 445 60 641 Equipos de protección y seccionamiento unidad 172 115 206 668 Equipos de compensación reactiva Juegos 23 46 041 13 Total MT 2 671 091 Subestaciones de Distribución MT/BT Monoposte Monofásica unidad 92 235 600 2 561 Monoposte Trifásico unidad 103 416 048 4 051 Biposte unidad 157 628 163 3 992 Compacta Pedestal unidad 11 150 509 14 334 Total SE 1 430 320 Baja Tensión Red aérea Servicio Particular km 595 3 370 836 5 667 Alumbrado Público km 497 456 142 918 Luminarias unidad 9 776 642 721 66 Equipos de Control unidad 336 14 035 42 Total Red aérea 4 483 734 Red subterránea Servicio Particular km 8 342 097 42 869 Alumbrado Público km 5 201 626 41 822 Luminarias unidad 286 20 174 71 Equipos de Control unidad 10 398 42 Estructuras de la Red Subterránea de AP unidad 286 34 824 122 Total Red subterránea 599 120 Total BT 5 082 854 Instalaciones no eléctricas 558 706 TOTAL 9 742 971


13. RESULTADOS EM - BALANCE DE ENERGÍA Y POTENCIA

a) Balance de Energía

El balance de energía se confeccionó con los valores de pérdidas de energía calculados del modelo adaptado para las redes de MT y para BT, las pérdidas no técnicas reconocidas (2%) y la energía correspondiente a la tarifa BT4AP, que se calculó a partir de la potencia instalada adaptada de acuerdo a la normativa vigente.

b) Balance de Potencia Se han tenido en cuenta para el balance de potencia los factores de carga y coincidencia por opción tarifaria que fueron obtenidos de los estudios de caracterización de la carga efectuados para el ST3 en el año 2005 y se obtuvieron los valores de potencia simultanea para cada una de las tarifas.

Los Factores de pérdidas se estimaron como Fp=0,3 Fc+0,7Fc2

c) Cuadro Resumen

En el siguiente cuadro se exponen detalladamente las hipótesis utilizadas y los resultados obtenidos:


Balance de Energía y Potencia de Punta

Sistema Eléctrico Huaraz-Carhuaz- Caraz

Descripcion Opcion Energia Factor de Potencia Simultanea Factor de

Tarifaria MWh Carga / Perdidas kW Coincidencia

(%) Total Ingreso a MT. 48 499 12 241 Perdidas Estándar en Media Tensión 822 460 Tecnicas 822 460 No Tecnicas - - Ventas en Media Tensión 8 467 1 671 1,00 2P2E-MT MT1 (/5) - - - - 2P2E-MT MT2 - - - - 1P2E-MT Presente en Punta MT3P 3 179 0,504 680 0,947 1P2E-MT Presente Fuera de Punta MT3FP 3 336 0,501 439 0,579 1P1E-MT Presente en Punta MT4P 1 080 0,434 276 0,976 1P1E-MT Presente Fuera de Punta MT4FP 872 0,342 275 0,948 Baja Tensión (BT) Total Ingreso a BT. 39 210 10 110 Perdidas Estándar en Baja Tensión 3 658 1 440 1,00 Tecnicas 2 873 1 238 No Tecnicas 784 202 Ventas en Baja Tensión 35 553 8 670 2P2E-BT BT1 (/5) 2P2E-BT BT2 - - - - 1P2E-BT Presente en Punta BT3P 121 0,683 20 0,969 1P2E-BT Presente Fuera de Punta BT3FP 703 0,494 58 0,357 1P1E-BT Presente en Punta BT4P 229 0,612 40 0,946 1P1E-BT Presente Fuera de Punta BT4FP 56 0,492 6 0,456 1P1E-BT Alumbrado Publico BT4AP 3 318 0,500 755 1,000 1E-BT Residencial Total BT5 - - - - 1E-BT No Residencial BT5NR 30 734 0,451 7 699 0,992 1P-BT Pension Fija BT6 14 0,451 3 0,992 Otros(*) 377 0,482 88 0,992

(*)Pérdidas en exceso no reconocidas en la tarifa.


14. RESULTADOS EM - COSTOS OPERATIVOS EFICIENTES

14.1 Introducción

14.1.1 Optimización de los costos de operación y mantenimiento técnico

Luego de optimizar las instalaciones del sistema eléctrico modelo se optimizaron los costos de operación y mantenimiento técnico (operación, mantenimiento y pérdidas) y se asignaron los costos correspondientes al SEM.

El objetivo fundamental del estudio fue establecer los costos para una empresa teórica eficiente operando en el país, con instalaciones adaptadas a la demanda técnica y económicamente óptima, cumpliendo las normas de calidad de servicio y demás disposiciones técnicas vigentes en el país.

La empresa real fue solo un punto de partida para el proceso de creación de la empresa modelo.

Los costos de operación de las instalaciones corresponden a actividades y costos estándar de las instalaciones del sistema eléctrico modelo.

Los costos de mantenimiento preventivo (revisiones, mediciones y adecuaciones) responden a estándares definidos como consecuencia de una atención adecuada de las instalaciones.

Los costos de mantenimiento correctivo están basados en la tasa de averías propia de instalaciones con un correcto mantenimiento preventivo.

Se evaluó el empleo de TCT (Trabajos con tensión) en líneas aéreas de media tensión.

Se evaluaron las capacidades internas y externas requeridas para el desarrollo de las actividades de operación y mantenimiento, identificando el desarrollo de dichas actividades a través de la tercerización.

El trabajo desarrollado incluye, entre otros aspectos, lo siguiente:

• Arriendo de oficinas en lugares diferentes a los existentes

• Optimización de esquemas de operación y mantenimiento de redes (no considerando cierres y reservas innecesarias).

• Reemplazo de los servicios de contratistas por personal propio.

• Asignación a contratistas de tareas desempeñadas por personal propio

• Aplicación de tecnologías actuales técnica y económicamente óptimos.

Los costos de operación y mantenimiento se calcularon siguiendo el siguiente proceso:


Se revisaron y analizaron los siguientes parámetros de cálculo:

• Costos de Hora Hombre;

• Costos de Horas Máquina;

• Actividades de mantenimiento clasificadas en mantenimiento correctivo y preventivo;

• Tiempos estándar de reparación y mantenimiento de las instalaciones del sistema de distribución;

• Frecuencia de Mantenimiento de Redes de media tensión, Subestaciones de distribución y de seccionamiento, Redes de baja tensión e Instalaciones de alumbrado público.

• Tasa de falla de las instalaciones por tipo y nivel de tensión en Redes de media tensión, Subestaciones de distribución y de seccionamiento, Redes de baja tensión e Instalaciones de alumbrado público.

• Alcance de la actividad de mantenimiento;

• Infraestructura óptima para el desarrollo de la actividad de operación, tales como Área geográfica de atención, Cantidad de Guardias de Emergencia y Equipamiento.

Se calculó el Costo Unitario Estándar por unidad de mantenimiento de:

• Red de media tensión aérea (US$/km)

• Red de media tensión subterránea (US$/km)

• Subestaciones de distribución tipo y de seccionamiento (US$/subestación )

• Redes de baja tensión aérea (US$/km)

• Redes de baja tensión subterránea (US$/km)

• Transformador MT/BT (US$/trafo y US$/kVA)

• Instalaciones de alumbrado público (US$/luminaria)

Se calcularon los Costos de Mantenimiento Estándar multiplicando las cantidades globales agrupadas por las etapas del sistema de distribución por los costos unitarios estándar de mantenimiento.

Se calculó el Costo Total Estándar de Operación y Mantenimiento técnico mediante la suma de los resultados obtenidos por unidad de mantenimiento de todas las instalaciones adaptadas.

14.1.2 Cos costos de operación comercial y pérdidas estándar comerciales

Los costos de operación comercial se refieren a las actividades de gestión comercial y comercialización.


La gestión comercial comprende la planificación, seguimiento y control de los procesos comerciales de modo de asegurar que estos se desarrollen dentro de las metas establecidas.

La comercialización contempla la ejecución específica de las actividades comerciales que están relacionadas con los costos asociados a la atención del cliente (reclamos, actualización de las condiciones de contrato de suministro, telegestión y atención personalizada), acciones comerciales (atención de nuevos suministros, cortes y reconexiones, reposición y mantenimiento de conexiones), gestión de morosidad, gestión de pérdidas, y cálculo de tarifas, diferenciando los costos asociados al usuario (control, lectura, facturación, reparto y cobranza) que se incluyen en los cargos fijos de facturación.

Se determinaron indicadores estándar para cada una de las actividades comerciales, mediante el cuál se verificaron los costos asignables a la empresa modelo.

Los costos asociados al usuario son aquéllos independientes de su demanda de potencia y energía, correspondientes a los costos unitarios de lectura, procesamiento y emisión de la boleta, su distribución y comisión de cobranza, considerando una gestión comercial eficiente.

14.1.3 Optimización de los costos indirectos

Se analizó la estructura de la empresa óptima para el desarrollo de la actividad de distribución y otras anexas que desarrolla la empresa, cumpliendo los objetivos de costos eficientes y aprovechando los costos de economía de escala.

En cuanto a la asignación de los costos indirectos a las actividades directas del sistema eléctrico modelo, la misma se efectuó considerando los criterios señalados en el literal h) del numeral 5.2, de los TDR., así como el margen de contribución de cada actividad regulada distinta al VAD y las no reguladas.

14.2 Metodología

La Empresa de Referencia se define como la Compañía responsable de las actividades de explotación técnica y comercial en el área del sistema eléctrico modelo, cumpliendo con la calidad del servicio y con costos eficientes. Esto significa estar basado en el principio comercial de satisfacción al cliente.

El diseño de la empresa modelo consideró cuatro aspectos básicos:

• Las actividades y procesos de operación y mantenimiento.

• Las actividades del área comercial

• La asignación de los costos indirectos generados por la estructura.

• Costos adicionales de explotación.


El procedimiento empleado para el desarrollo del modelo, está basado en los puntos que preceden, y que se refieren a los antecedentes de acuerdo con los TDR.

Las estimaciones fueron realizadas segmentando las instalaciones por nivel de tensión y por tipo de instalación.

Los costos adicionales de explotación son los referentes a los costos de los aportes de la empresa modelo distribuidora a los organismos reguladores de acuerdo con las normas vigentes, y el costo del capital de trabajo.

14.3 Estructura Organizativa y Funciones de la Empresa de Referencia

El diseño de la estructura de la organización para la empresa de referencia, tiene dos niveles de desarrollo. En primer término, se analizó la estructura óptima que tiene como objetivos dirigir las diferentes unidades de negocios, gerenciando en el máximo nivel las actividades de distribución, y otras actividades que no se encuadran en la categoría de distribución.

La misión de la estructura a nivel empresa fue obtener los máximos beneficios posibles, aprovechando las economías de escala.

El criterio de dimensionamiento de la empresa eficiente posibilita el cumplimiento de esta misión, generando los menores costos indirectos.

Una distribuidora cuenta normalmente con las siguientes Unidades Operativas típicas, ordenadas por orden jerárquico:

• Sede Central,

• Unidades de Negocios

• Oficinas Unidades o Cuadrillas de ejecución de tareas específicas de Operación y mantenimiento (O&M)

• Oficinas Comerciales (COM).

A continuación se detallan, por Unidad Operativa, las funciones necesarias para llevar a cabo las tareas que competen al distribuidor.

14.3.1 Sede Central Actual

La estructura actual de la Sede Central de acuerdo con la información relevada es la contenida en el Manual de Organización y Funciones en vigencia, y aprobado por el Directorio.

Se trata de una estructura de relaciones matriciales para la administración de la compañía. Tiene como característica diferencial dentro de la estructura orgánica, la función del Comité Corporativo de Gestión, definido también en el MOF.


El siguiente organigrama explica la estructura actual de la organización:

ORGANIGRAMA ESTRUCTURAL DE HIDRANDINA S.A.

DIRECTORIO

GERENCIA DE DISTRIBUCION

GERENCIA DE ADMINISTRACION Y

FINANZAS

UNIDAD DE NEGOCIO LA LIBERTAD

NORTE

UNIDAD DE NEGOCIO CHIMBOTE

UNIDAD DE NEGOCIO HUARAZ

UNIDAD DE NEGOCIO CAJAMARCA

GERENCIA DE COMERCIALIZACION

AREA LEGAL

AREA DEADMINISTRACION DE

PROYECTOS

AREA DECALIDAD Y

FISCALIZACION

AREA DETECNOLOGIA DE LA

INFORMACION

GERENCIA GENERAL

GERENCIA REGIONAL

CONTROL INTERNO

COMITE CORPORATIVO DE GESTION

UNIDADCOMERCIAL

UNIDADADMINISTRACION

UNIDADTECNICA

SERVICIOS ELECTRICOS:-CARAZ-CARHUAZ-RECUAY-LA PAMPA-CHIQUIAN-HUARI-SIHUAS-POMABAMBA

14.3.2 Sede Central Propuesta

El modelo diseñado como estructura óptima, se desarrolla a partir de la racionalización de las funciones típicas de una empresa de distribución de energía, de acuerdo con


experiencias propias del Supervisor VAD y de estudios realizados en base a empresas del mismo rango de clientes y dispersión operando en Latinoamérica.

Las funciones de la Sede Central son de Dirección, Estrategia, Administración y Control cuyas funciones se indican a continuación:

• Directorio: tiene a cargo la representación de los intereses de los accionistas y de fijar la orientación general de los negocios de la compañía.

• Auditoría Interna: analiza el balance mensual, seguimiento de procedimientos y control interno.

• Gerencia General: a cargo de la conducción de la empresa.

• Control de Gestión: referida al seguimiento y control del desempeño de la gestión global de la empresa, tanto de los aspectos económicos como de los indicadores de gestión, elaboración de informes de gestión para la presidencia.

• Asesoramiento Legal: a cargo del asesoramiento en materia de contratos y conflictos, asuntos de tipo laboral, accidentes, relación con clientes e instituciones,

• Relaciones Institucionales: relativa a las relaciones con el Poder Concedente y con el Ente Regulador, gobiernos estatales y municipales, Consejos de Consumidores y asociaciones de clase, como la publicidad institucional y comercial.

• Gerencia de Administración: tiene a cargo las siguientes funciones:

o Contabilidad, a cargo de la gestión contable de la concesionaria, la preparación de informes contables y gerenciales para las necesidades de gestión interna de la concesionaria y para la atención de organismos externos.

o Logística: a cargo de la gestión de procesos de compra, aprovisionamiento y logística (depósitos y transporte) de productos y servicios necesarios para el funcionamiento de la Empresa,

o Gestión de Recursos Humanos: responsable del reclutamiento, capacitación y administración de los integrantes permanentes y eventuales (si los hubiere) de la organización, liquidación de salarios, liquidación de contribuciones para seguro social y otros.

o Sistemas: controla el desempeño, la implantación y el mantenimiento de los procesos informáticos de gestión y las comunicaciones de soporte de estos sistemas, y de las comunicaciones que soportan la operación, bien como el soporte de los sistemas operacionales, mantenimiento de las computadoras centrales, redes internas, empadronamiento del software y hardware, etc.

• Gerencia de Finanzas: tiene a cargo las siguientes funciones:

o Planeamiento Financiero: se refiere a la gestión financiera de corto y largo plazo incluidos, planeamiento financiero, gestión financiera, organización, control de endeudamiento de la concesionaria,


o Gestión Financiera: entre otros, captación de recursos, pago a proveedores, pago de salarios, liquidación y pago de impuestos.

• Gerencia de Distribución: tiene a cargo las siguientes funciones:

o Operaciones se refiere al planeamiento técnico de las actividades de O&M, control y supervisión de las mismas, manejo de los sistemas de apoyo.

o Mantenimiento BT y MT: seguimiento y control de la calidad de servicio y producto, de las pérdidas técnicas, cartografía y seguridad, provisión de materiales y herramientas,

• Gerencia Comercial: se refiere a todas las actividades relativas a:

o Gestión Comercial: control y supervisión de la atención al cliente y manejo de los sistemas de gestión específicos.

o Servicio Técnico: controles de pérdidas no técnicas.

• Unidades de Negocios: son sedes regionales que tienen la función de organizar y supervisar las actividades de O&M y COM específicas en su área de influencia territorial, garantizando una efectiva y eficiente atención comercial a los clientes y de operación y mantenimiento de las instalaciones. Se considera que centralizan las tareas de O&M de la red y la atención de los grandes clientes de su área de influencia y que delegan en las Oficinas Comerciales las actividades específicas de COM.

La planta de personal asignado para cada gerencia y oficina se realizó considerando los conocimientos del Supervisor en empresas del sector eléctrico y criterios de eficiencia aplicados en otras empresas latinoamericanas.

El organigrama de la empresa propuesta, contempla todas las funciones especificadas, para la sede central, las unidades de negocios y específicamente para el SEM Huaraz – Huaraz - Caraz –Carhuaz.


TOTAL EMPLEADOS SEDE CENTRAL 215 TOTAL REMUNERACIONES SEDE CENTRALTOTAL EMPLEADOS SEM 24 TOTAL REMUNERACIONES SEM

#N° 6 US$ 254

N° 6 US$ 68

N° 1 US$ 262 N° 5 US$ 84

N° 5 US$ 89

N° 5 US$ 88

N° 45 US$ 679

N° 21 US$ 352

N° 25 US$ 430

N° 96 US$ 847

N° 10 US$ 82

N° 14 US$ 107 Comercialización

SEM

Of. Rel. Institucionales

Gerencia Finanzas

Gerencia Distribución

Unidad de NegociosCajamarca

Huaraz - Caraz Carhuaz

O & M

Unidad de Negocios

Of. Control de Gestión

Gerencia Comercial

Gerencia Administración

Of. Asuntos Legales

La Libertad - Norte Chimbote HuarazUnidad de Negocios Unidad de Negocios

DIRECTORIO

Auditoría Interna

GERENCIA GENERAL

ESTRUCTURA DE LA EMPRESA DE REFERENCIA

189 3 153

Miles de US$


14.3.3 Análisis Comparativo

El modelo propuesto presenta diferencias conceptuales con respecto a la empresa actual, que tiene incluidas las siguientes funciones:

• Comité Corporativo.

Se considera que este órgano es viable solamente en los casos en que se trate de conjuntos económicos. Adicionalmente debería demostrarse la que funcionalidad y las economías de escala tienen incidencia en los costos de operación y mantenimiento y en los costos comerciales, factibles de ser trasladados al usuario.

• Área de Administración de Proyectos

La empresa modelo está diseñada para gestionar la distribución de energía en el área de la concesión. Se considera que esta función está vinculada directamente con nuevas inversiones que no son objeto de este estudio.

• Área de Tecnología de la Información

Esta función está contemplada dentro de las responsabilidades de la Gerencia de Administración y Finanzas incluida en el modelo propuesto.

• Área de Calidad y Fiscalización

Esta función se ha incluida en lo propuesta bajo la denominación de Oficina de Control de Gestión.

El diseño del Supervisor VAD contempla específicamente una Oficina de Relaciones Institucionales.

Con respecto a las cantidades de personal, en el modelo se ha previsto la optimización total de las funciones y tareas, con una cantidad menor de personal total.

14.4 Sistema Eléctrico Modelo

14.4.1 Estructura del SEM

a) Unidades de Negocio

Se verificó que una sola Sede Regional es suficiente para atender el SEM. Para ello, se supuso que la cuadrilla parte desde la Sede de la Unidad Negocios, realiza las tareas de O&M sobre las instalaciones de su área de influencia y regresa al final de la jornada.

Para un radio de trabajo máximo de 55 km, una tarea de O&M puede ser realizada en cualquier punto del distrito en una misma jornada laboral en base a los siguientes supuestos operativos:


• Jornada laboral normal de 8 horas.

• Velocidad media de traslado en vehículo de 40 km/h

• Tiempo de traslado medio entre tareas de O&M realizadas en ámbitos no urbanos: 25 minutos.

• Tiempo medio de ejecución de las tareas de O&M en instalaciones no urbanas, ponderado por frecuencia de ejecución: 47 minutos.

b) Operación y Mantenimiento de las Instalaciones

• Operación incluye las actividades de operación de las instalaciones en forma programada o intempestiva, con la participación de operadores en el campo, supervisores y centros de control,

• Mantenimiento, que incluye todas las actividades de reparación no programadas y las actividades programadas de reparación, inspección, revisión y adecuación de instalaciones.

c) Comercialización

Tienen la función de garantizar una eficiente atención al cliente, una efectiva gestión comercial y una rápida respuesta ante reclamos (servicio técnico) en su ámbito geográfico específico. En particular se realizan las actividades de conexión de nuevos servicios, cortes, reconexiones, y control de pérdidas “no técnicas”.

El Ciclo Comercial Regular incluye la ejecución específica de las tareas de lectura y facturación de consumo, envío de facturas y otros documentos y cobranza,

El Servicio Técnico-Comercial incluye la programación y la verificación de las actividades de conexión de nuevos servicios, cortes, reconexiones, y control de pérdidas “no técnicas”.

Por Gestión Comercial se entiende como el planeamiento, seguimiento y control de la ejecución de los procesos comerciales y la atención de los clientes, seguimiento y control de las pérdidas “no técnicas”, laboratorio de medidores y previsión de recursos. La cantidad y tipo de Oficinas Comerciales del SEM se definieron utilizando como referencia la siguiente tipificación:

Cantidad Clientes por Oficina

1 10 001 a 40 000 Oficinas Comerciales

2 4 001 a 10 000

Puede verse que el SEM requiere una oficina Tipo 3 y dos oficinas Tipo 2 considerando


que el SEM modelo incluye 3 localidades distantes entre sí. (Huaraz-Caraz-Carhuaz)

d) Administración:

Son las actividades propias de la elaboración de registros contables del SEM, envío de información a la Central, producción de informes internos, y recepción de la información.

14.4.2 Remuneración del Personal

Para estimar el nivel remuneratorio adecuado de la EM se partió de una plantilla básica, con todas las categorías requeridas por una empresa eléctrica, con remuneraciones consideradas estándar en el mercado.

Estas remuneraciones se expresaron en “por unidad” tomando como referencia (factor igual a 1) la de una categoría superior (Gerente II).

Se asignó al Gerente II la remuneración actual de Hidrandina. Se verificó que las remuneraciones actuales de Hidrandina mantuvieran similares relaciones entre sí, con las del modelo remuneratorio. Al comprobar que los factores de las categorías Auxiliares eran muy inferiores al real de Hidrandina, las remuneraciones de estos niveles se ajustaron a los reales actuales de Hidrandina.

Para obtener el costo total anual empresario, a estos salarios nominales se le adicionaron las cargas sociales y demás cargos impuestos suministrados por Hidrandina y que se muestran en el Anexo 4. En la tabla siguiente se muestran los costos de salarios nominales utilizados.

Categoría CARGO REM MES

NOMINAL US$

A Director Presidente 15 046 B Director 6 263 C Gerente I 2 797 1 Gerente II 1 828 2 Ingenieros Señor 1 097 3 Ingenieros Pleno 904 4 Ingenieros Junior 758 5 Técnicos I 628 6 Técnicos II 516 7 Electricista I 420 8 Electricista II 335 9 Asistente Comercial/Administración 335

10 Auxiliares Comercial/Administración 268 11 Auxiliares O&M 268


Costo horario utilizado para la valorización de tareas de O&M:

Categoría Costo US$/hora

Oficial 3,9 1/2 Oficial 3,1 Ayudante 2,5 Chofer- (Op. Grúa) 2,5 Técnico TCT 4,8

14.4.3 Costos Específicos de Vehículos y Equipos Especiales

Los costos mensuales horarios de diferentes tipos de vehículos y equipos especiales utilizados en las tareas directas de operación, mantenimiento y comerciales, como así también para movilidad del personal de supervisión de las sedes regionales y oficinas comerciales, se calcularon incluyendo lo siguiente:

Mantenimiento 7,5 % del costo de compra Combustible Según el uso, el consumo y el costo del combustible Otros costos (patente, seguro, etc.) 6 % del costo de compra Vida útil 10 años

Horas de uso anuales Autos y camionetas 3840 horas Camiones y grúas 2880 horas

Los costos de compra de vehículos son los de mercado, y aplicando los parámetros anteriores, se determinaron los siguientes costos de operación:


Descripción U

nida

d

Aut

omóv

il

Cam

ione

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Cam

ión

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Cam

ione

ta c

on

Hid

ro

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Grú

a 15

t

Cam

ión

busc

a fa

llas

Cam

ión

lava

dor

aisl

ador

es

Costo de Compra US$ 16 800 20 800 35 657 43 977 71 314 95 085 47 543 118 856

Vida útil años 10 10 10 10 10 10 10 10

Uso km/ año 60 000 60 000 50 000 30 000 25 000 20 000 15 000 10 000

Consumo de Combustible

litros/ km 0,08 0,10 0,16 0,16 0,20 0,30 0,16 0,30

Costo de Combustible

US$/ litro 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65

Costo de Mantenimiento % 7,5% 7,5% 7,5% 7,5% 7,5% 7,5% 7,5% 7,5%

Horas anuales H 3 840 3 840 2 880 2 880 2 880 2 880 2 880 2 880

Otros Costos % 6% 6% 6% 6% 6% 6% 6% 6%

Montos Costo de Cons. De Comb.

US$/ año 3 120 3 900 5 200 3 120 3 250 3 900 1 560 1 950

Costo de Mantenimiento

US$/ año 1 260 1 560 2 674 3 298 5 349 7 131 3 566 8 914

Otros Costos US$/ año 1 008 1 248 2 139 2 639 4 279 5 705 2 853 7 131

Costo total anual

US$/ año 5 388 6 708 10 014 9 057 12 877 16 736 7 978 17 996

Costo total horario

US$/ hora 1,40 1,75 3,48 3,14 4,47 5,81 2,77 6,25


14.4.4 Sistemas

Se contemplaron los costos de mantenimiento de los siguientes sistemas de soporte a la actividad de distribución de energía eléctrica:

GIS Sistema de soporte, análisis, manipulación, modelaje y visualización georreferenciada del sistema eléctrico

Sistema de Gestión de Distribución Software de gestión y mantenimiento de las redes de distribución

Sistema de Gestión Comercial (SIG) Software asociado a todo el proceso de facturación

Sistemas Centrales Hardware y software de soporte informático de los demás sistemas

Sistema de Admin. y Finanzas Hardware y Software asociado a estas funciones

Call Center Sistemas para la gestión de reclamos y consultas de los clientes vía telefónica

PC Hardware y software de las computadoras personales y el costo de mantenimiento de las mismas Se consideró 1 PC por cada empleado

Eq. Almacenes, Medición y Control Equipamiento utilizado en laboratorios de control de los medidores comerciales

Los valores utilizados se tomaron en base a información disponible del Supervisor VAD.

El detalle de cálculo de estos costos se muestra en el Anexo 4 del presente informe.

14.4.5 Costos Operativos Indirectos

Los costos indirectos son la suma de:

• Los costos de la planta de personal que desarrolla sus actividades en la Sede Central, las Sedes Regionales y las Oficinas Comerciales

• Los costos asociados a dicha planta, por el uso y mantenimiento de edificios, muebles y útiles, comunicaciones, transporte, etc.

Para tener en cuenta las economías de escala, inicialmente se trabajó con el número de clientes de todo Hidrandina, definiendo la estructura de personal de la correspondiente ER y calculando sus costos indirectos.

Para aplicar la parte correspondiente al SEM, se calculó la participación de costos del SEM para las actividades de distribución, sobre el total de costos que la Empresa declaró a diciembre de 2004.

Los costos indirectos de Personal se obtuvieron como suma producto de las cantidades de personal de planta o estructura y sus respectivas remuneraciones totales anuales.


Las Plantas típicas de personal adecuadas a las necesidades del servicio fueron definidas por comparación con empresas similares dedicadas a la distribución de energía eléctrica, utilizando la experiencia del Supervisor VAD.

Los de comunicaciones se computaron a razón de US$ 52 por mes y por empleado, asignados para cubrir gastos corrientes de teléfono, gastos en redes de datos y amortizaciones de los equipos

Los costos de comunicaciones del Call Center se calcularon utilizando los siguientes parámetros:

Parámetro Valor Llamadas anuales por cliente 2 Duración promedio de la llamada (min.) 3 Costo llamada desde teléfono fijo (US$/min.) 0,10 Costo llamada desde teléfono móvil (US$/min.) 0,20

Adicionalmente, se consideraron costos de comunicación para:

• transmisión de datos de la gerencia de sistemas y

• transmisiones radiales de la gerencia de O&M

Para el rubro Insumos y Otros Gastos, que incluye: insumos de oficina, mantenimiento de equipos menores (fotocopiadoras y fax), servicios de limpieza, seguridad, mensajería, y los servicios de agua y electricidad se estimó un 5% del monto de las remuneraciones del personal

Los costos de Transporte fueron considerados como un costo anual de mantenimiento de tres automóviles para el personal de la sede central (1 supervisor de facturación y 2 supervisores de medición), una camioneta por cada 2 supervisores técnicos en las oficinas comerciales

También se consideraron costos de Auditoria Externa y Consultoría.

El resumen de los resultados obtenidos es el siguiente para la Sede Central de toda la Empresa y para la Sede Regional y Oficinas Comerciales del SEM.


SEDE CENTRAL

SEDES REGIONALES

OFICINAS COMERCIALES

Puestos de Personal 215 14 10 US$ US$ US$

Costos de Personal 3 152 628 117 179 71 973 Edificios (Alquiler) 89 400 2 940 2 100 Edificio Call Center (Alq. ) 29 700 0 0 Comunic. Telefónicas 93 948 8 827 6 305 Comunic. Sistemas 234 512 0 0 Comunic. Distrib. 233 940 0 0 Comunic. Call Center 338 181 0 0 Insumos y Otros Gastos 157 631 5 859 3 599 Sist. Adm. y Finanzas 46 784 0 0 Sist. Gestión de Distrib. 21 593 0 0 Sist. de Gestión Comercial 35 988 0 0 GIS 43 185 0 0 Eq. Almacenes, Medición y Control 18 750 0 Laptops programación medidores 0 0 Call Center 10 796 0 0 Transporte 16 164 0 6 708 Depósitos de Regionales 0 10 500 Auditoría Externa + Consultoría 100 000 0

14.5 Costos Operativos Directos

Los costos directos son los del personal numerario e indiscriminado dedicado exclusivamente a actividades de O&M y comerciales, es decir a las Unidades o Cuadrillas de ejecución de las tareas específicas de O&M y COM del SEM

Se calcularon en base los requerimientos de mano de obra, vehículos, herramientas y material consumible utilizado en cada tarea específica, según se indica a continuación. El detalle de cálculo se muestra en el Anexo 4 del presente informe.

14.5.1 O&M

Se definieron los Procesos y Actividades (P&A) de O&M sobre instalaciones eléctricas necesarias para prestar adecuadamente el servicio, agrupadas en:

• Operación: tareas de maniobra programadas o de emergencia ante fallas

• Reparación: tareas que tienen origen en la rotura de materiales por fallas de fabricación, accidentes, vandalismo o causas climáticas o errores de maniobra

• Revisión: tareas relacionadas con la visita periódica a las instalaciones y la ejecución


de acciones correctivas menores

• Acondicionamiento (adecuación): tareas periódicas de mantenimiento preventivo y/o ajuste de las instalaciones

Las estimaciones fueron realizadas segmentando las instalaciones por nivel de tensión, por tipo de instalación (redes aéreas MT, puestos aéreos de transformación MT/BT, redes aéreas BT, aparatos de maniobra) y por tipo de zona (urbana y no urbana)

Las frecuencias y los tiempos de ejecución utilizados tienen en cuenta:

• Aspectos específicos de cada tarea (“reglas del arte”), que incluyen la calidad de la ejecución, la importancia y tipo de la instalación, normas de seguridad, etc.

• Características de diseño y construcción de las instalaciones

• Recomendaciones de fabricantes de equipos

• Arquitectura de la red (topología)

• Estadísticas de falla

• Niveles de calidad exigidos

Los rendimientos y frecuencia utilizados son los correspondientes a instalaciones típicas correctamente diseñadas y en buen estado de conservación, independientemente del estado de conservación actual de las instalaciones de la distribuidora .

Los costos “por intervención” se obtuvieron multiplicando el costo anual de una cuadrilla (personal, vehículos y herramientas) por:

• la frecuencia con que se realiza la tarea y por

• los tiempos medios eficientes de ejecución

Los costos horarios de cada cuadrilla tipo se obtuvieron considerando costos de personal de mercado (incluyendo cargas sociales y demás cargas de ley) y los de vehículos (amortización, combustible, mantenimiento y otros como seguros, patente, etc.)

Un resumen de los resultados obtenidos es el siguiente:

Nivel Tensión Instalaciones Urbanos No urbanos Totales Carga US$ US$ US$ (%)

Redes 57 918 78 568 136 486 43% Alumbrado Público 38 645 48 749 87 394 27% < 1kV (BT) Subestaciones 11 425 17 191 28 616 9% Redes 8 959 56 818 65 777 21% 1 a 25 kV

(MT) Aparatos Maniobra 251 724 975 0,3% TOTALES 117 199 202 049 319 248 100%


En la tabla siguiente se detallan las cantidades de instalaciones y los costos unitarios de O&M asociados por nivel de tensión y tipo de instalación.

Nivel Instalaciónes Unidad Cantidad

Costo Unitario (O&M)

[U$S/km] ó

[US$/p.u.]

Total [US$]

%

Red Aérea Urbana km 45 201 8 959 3% Red Aérea No Urbana km 282 201 56 818 18% Aparatos de Prot.& Maniobra Urbanos

p.u. 40 6 251 0,1% Media

Tensión Aparatos de Prot.& Maniobra No Urbanos

p.u. 132 5 724 0,2%

Subtotal M.T. - - - 66 752 21% Red Aérea Urbana km 171 318 54 401 17% Baja

Tensión Red Aérea No Urbana km 423 186 78 568 25%

Subtotal B.T. km 595 224 132 969 42% S.E. Urbanas p.u. 156 73 11 425 4% S.E.

MT/BT S.E. No Urbanas p.u. 206 83 17 191 5% Subtotal S.E. p.u. 362 79 28 616 9%

A°P° Urbano (Red Aérea) km 179 209 37 513 12% A°P° No Urbano (Red Aérea) km 318 153 48 749 15%

Alumbrado

Público A°P° Urbano (Red Subterránea) km 5 235 1 131 0,4%

Subtotal Alumbrado Público km 502 174 87 394 28% TOTAL 315 731 100%

Un resumen con los costos estándar de O&M por tipo de instalación se muestra en la siguiente tabla.

COSTOS STÁNDARD DE O&M SISTEMA COSTO O&M Unidad Índice

[US$] MT 66 752 US$/km 204,2 BT 132 969 US$/km 223,6 S.E. 28 616 US$/S.E. 79 US$/kVA 1,0 A°P° 87 394 US$/km 174,2 TOTAL 315 731


14.5.2 COM

De igual forma se procedió con los costos directos COM

En este caso, los P&A considerados fueron:

a) Lectura de Medidores: • Se consideró un período de lectura mensual para el 100% de los usuarios

• Se utilizaron productividades medias de lecturas diarias por lecturista en zona urbana y en zona no urbana

• Se consideró que la actividad de lecturista es de bajo nivel de especialización

• Se previó el costo de emplear una motocicleta como medio de movilidad, para las lecturas en zona no urbana y su costo se estimó del orden de 30% del costo de la mano de obra para realizar esa tarea

b) Entrega de Facturas: • Se consideró una frecuencia mensual de entrega a todos los usuarios

• Se utilizaron productividades medias de entregas diarias en zona urbana en zona no urbana.

• Se consideró que la actividad de entrega de correspondencia es de bajo nivel de especialización

• Se previó el costo de emplear una motocicleta como medio de movilidad, para las entregas en zona no urbana y su costo se estimó del orden de 30% del costo de la mano de obra para realizar esa tarea

c) Edición de Facturas y Otros Documentos:

Se adoptó un valor de 0,030 US$ por factura impresa. E Este incluye el costo de personal para la impresión de la factura, los costos de materiales papel preimpreso y toner, y los costos directos asociados a este proceso que se estimaron en el 20% sobre el costo del personal (electricidad, limpieza, mantenimiento de equipos de impresión, etc.)

d) Cobranzas:

El costo de cobranza considerado es de US$ 0,069 por factura cobrada en instituciones bancarias o similares. Este valor fue suministrado por la empresa. Las cobranzas bancarias se estimaron en el 25% de la cobranza. Se consideró que para la cobranza en las oficinas propias, el costo es similar.


Un resumen de los resultados obtenidos es el siguiente:

Ítem Zona Costo Anual Total Costo Unitario US$/Año US$/Unidad Lectura de Medidores Urbanas 20 825 No urbanas 37 485

0,140

Emisión de facturas Urbanas 26 920 No urbanas 18 922

0,109

Envío de facturas Urbanas 24 990 No urbanas 37 485

0,149

Cobranza de facturas Urbanas 35 848 No urbanas 25 197

0,145

Total 227 673

14.5.3 Costos Adicionales

Se consideran los siguientes costos adicionales a ser incorporados como costos de OyM

a) Aportes a organismos reguladores:

Según lo establecido en el Artículo 31° inciso g) de la Ley de Concesiones Eléctricas N° 25 844, es obligación del los concesionarios de empresas distribuidoras, contribuir al sostenimiento de los organismos normativos y reguladores mediante el aporte fijado por el Ministerio de Energía y Minas, que en ningún caso podrá ser superior al 1% de sus ventas anuales

De acuerdo indicado en la Ley, se ha considerado como aporte, el 1% de la facturación del Sistema Eléctrico Modelo para el año base (2004), el cual se detalla a continuación:

Tipo de consumo Facturación anual 2004

(US$)

Costo Anual Aportes (US$)

Media Tensión 569 255 6 166 Alumbrado Público 382 588 4 144 Baja Tensión 3 444 883 37 313 Total 4 396 726 47 623

b) Costos de Capital de Trabajo:

En este concepto se incluyen los costos asociados al giro de la actividad debido al desfase entre el ciclo de lectura, facturación y pago de la energía consumida (comprada) por la distribuidora y el ciclo de lectura, facturación y cobro de dicha energía, a los clientes finales.

Para el caso particular de los clientes en MT y AT se considera que dicha incidencia no


es significativa. Para los clientes regulados en BT, se tuvieron en cuenta los días necesarios para el procesamiento de lectura, facturación y distribución. A partir de esta última etapa, se estimó el plazo de la cobranza promedio en 35 días considerando una progresión en el cumplimiento de los cobros.

El costo financiero del capital de trabajo se calculó aplicando la tasa anual del 12 %.

La simulación se elaboró calculando los intereses generados en todos los flujos negativos, hasta la fecha en la cual los flujos se estabilizan tornándose positivos.

Los resultados se muestran en la siguiente tabla:

Tipo de consumo Costo Anual

Capital Trabajo (US$)

Total 20 084


14.6 Resultados de la ER del SEM

La cantidad de personal y los costos operativos eficientes anuales para la ER son los siguientes:

SECTORES DE LA EMPRESA Unidades de Proceso

Costos de Personal

US$

Costos de Mat. y

Serv. US$

Costos Totales / año US$

Consejos y Presidencia 28 148 5 887 34 035

Dirección de Administración y Finanzas

34 343 13 793 48 137 Estructura Central

Dirección Técnica y Comercial 42 532 29 309 71 841

Sedes Regionales 117 179 28 126 145 305 Estructura Regional Oficinas Comerciales 80 305 18 712 99 017

Procesos y Actividades Comerciales

120 785 106 888 227 673 Procesos Y Actividades Procesos y Actividades de

Operación y Mantenimiento 89 740 229 508 319 248

Totales 513 033 432 223 945 255

Agregando los costos adicionales a los resultados del Modelo de ER se obtienen los siguientes costos totales de explotación de SEM:

CONCEPTO Costos de Personal

US$

Costos de Mat. y

Serv. US$

Costos Totales / año

US$

Total Modelo ER 513 033 432 223 945 255

Costos Aportes a Organimos y Capital de Trabajo 67 701

COSTO DE EXPLOTACION DEL SEM 1 012 963

14.7 Asignación

En la tabla siguiente se presentan los costos de la empresa modelo, según el punto 5.3 del Anexo Nº 4 de los TDR. Los criterios de asignación fueron los siguientes:

• Los costos directos de Operación y Mantenimiento son los que se calcularon con la metodología del Supervisor VAD para cada nivel de tensión y Alumbrado Público.


• Los costos de Supervisión Directa son los que corresponden al personal efectivamente empleado en el modelo. El inductor para distribuirlo en cada actividad, se elaboró aplicando un coeficiente de la calidad al VNR correspondiente. Con los porcentajes de participación de este cálculo final, se ponderaron los costos de supervisión directa para MT, BT y Alumbrado Público.

• Los costos directos de comercialización asociados al usuario son los que se calcularon de acuerdo con costos unitarios establecidos para la lectura de medidores, facturación, envío de facturación y costos de cobranza.

• Los costos indirectos de Operación y Mantenimiento son los que surgen de aplicar un índice sobre los gastos definidos para la estructura de la Sede Central y la Unidad de Negocios. Este índice surge de ponderar los costos para todas las actividades presentados por la empresa para el año 2004, con el SEM.

• Los costos Indirectos de Comercialización surgen de aplicar el método del punto anterior para los gastos de Comercialización, considerando que el 40% de los mismos corresponden al ítem Gestión Comercial y el 60% al ítem Atención al Cliente.

• La asignación de Costos de Gestión Comercial y de Operación Comercial se distribuyeron aplicando el coeficiente ponderador de la calidad según se describe en el punto 2.

• Los costos de otras actividades que no corresponden a distribución, son los presentados por la Empresa, no siendo parte de este estudio.

Todos los valores calculados, se muestran en la siguiente tabla de asignación de costos de operación y mantenimiento, comercialización, y otros para el sistema eléctrico modelo.


Distribución MT

Distribución BT

Alumbrado Público

Total Gestion comercial

Atencion al cliente

Costo asociado al

usuario Total

Generación Propia

Transmisión Otras

Zonales Conexiones y

medidores Cortes y

reconexiones Apoyo en

postes Terceros y

Otros Inversiones Total

Costos Directos 1 Materiales 29 277 105 054 53 888 188 219 1 375 2 063 45 843 49 281 3 241 72 070 - 247 434 2 651 - - - 325 396 2 Supervisión Directa 22 439 54 665 11 627 88 730 997 1 495 33 223 35 715 - - - - - - - - 0 3 Personal Propio 23 414 44 907 21 419 89 740 3 624 5 435 120 785 129 844 1 255 62 816 - 18 550 11 307 - - - 93 928 4 Servicio de Terceros 14 061 15 141 12 086 41 289 1 831 2 747 61 045 65 623 37 574 318 306 - 175 761 38 539 - - - 570 181 5 Cargas Diversas y Otros - - - - - - - - - - 0 6 Total 89 190 219 767 99 020 407 978 7 827 11 740 260 896 280 463 42 070 453 192 - 441 745 52 498 - - - 989 504 Costos Indirectos (Actividades de Apoyo) 1 Materiales 4 489 4 374 698 9 561 11 845 17 768 29 613 - - - - - - - - 0 3 Personal 37 146 36 198 5 774 79 118 35 954 53 931 89 885 - - - - - - - - 0 4 Servicio de Terceros 15 622 15 223 2 428 33 273 6 145 9 218 15 363 - - - - - - - - 0 5 Cargas Diversas y Otros - - 587 30 595 - 4 253 2 744 - - - 38 179 6 Aporte Organismo Regulador 6 166 37 313 4 144 47 623 - - - - - - - - - 0

7 Costo Capital de Trabajo 2 600 15 736 1 748 20 084 - - - - - - - - - 08 Total 66 023 108 845 14 792 189 660 53 945 80 917 - 134 862 587 30 595 - 4 253 2 744 - - - 38 179

Asignación de Costo de Gestión Comer 1 Materiales 5 646 5 886 1 689 13 221 2 Supervisión Directa 426 444 127 997 3 Personal Propio 16 901 17 620 5 056 39 578 Suma amarill ####### 4 Servicio de Terceros 3 406 3 551 1 019 7 977 Costos eficien ####### 5 Cargas Diversas y Otros 8 i Total 26 379 27 501 7 892 61 772 Asignación de Costo de Operación Comerc 1 Materiales 8 469 8 829 2 534 19 831 2 Supervisión Directa 638 666 191 1 495 45% 3 Personal Propio 25 352 26 430 7 585 59 367 4 Servicio de Terceros 5 109 5 327 1 529 11 965 14% 5 Cargas Diversas y Otros - - - 8 Total 39 568 41 251 11 838 92 657 29% Costos Totales de OyM 221 160 397 365 133 542 752 067 42 657 483 787 - 445 997 55 242 - - - 1 027 684

Otros Costos de OyM técnicos Comercialización

Concepto (US$)


15. CALCULO DE LAS TARIFAS DE DISTRIBUCIÓN

15.1 Introducción

El cálculo del VAD consistió en la determinación de los siguientes valores que surgen del VNR adaptado y de los costos de la EM para el SEM:

• CF: Costo Fijo de operación comercial

• VAD MT: Valor Agregado de Distribución de Media Tensión

• VAD BT: Valor Agregado de Distribución de Baja Tensión

Además, el estudio comprendió el cálculo de las pérdidas estándar técnicas (energía y potencia) de la red de MT y BT con respecto a los valores demandados en cada etapa de tensión, la determinación de los factores de economía de escala, y la determinación de las fórmulas de reajuste del VAD y del CF.

Los criterios de cálculo se exponen en los puntos siguientes:

15.2 Costo Fijo (CF)

Los costos fijos de atención al cliente, independientes de su demanda de potencia y energía, corresponden a los procesos de tomas de lectura, procesamiento, emisión, distribución y cobranza. No incluye la gestión de cobranza de morosos (cortes y reconexión).

De acuerdo al análisis efectuado, los costos fijos de atención al cliente resultan 0.52 US$ / Cliente en promedio. Se han determinado los siguientes costos unitarios, de acuerdo al tipo de medición:

CARGOS FIJOS MENSUALES CFE CFS CFH

TOTAL PROMEDIO

CCCL (Costo Comercial de Atención al Cliente)

(US$/año) 258 378 2 517 - 260 896

NCL (Número de Clientes) (Clientes) 35 147 206 - 35 353

Cargo Fijo Mensual (US$/Cliente) 0,613 1,018 - 0,615

(*) Tipo de Cambio (S/./US$) 3,283

Los diferentes segmentos de clientes, de acuerdo al tipo de medición, y para los cuales se calcularon diferentes costos fijos, son:


• CFE: clientes con medición simple de energía y potencia.

• CFS: clientes con simple o doble medición de energía y/o una medición de potencia.

• CFH: clientes con medición de energía y potencia horaria.

15.3 Valor Agregado de Distribución MT (VADMT)

El VADMT se calculó con la siguiente expresión:

MWMTOyMMTAVNRMTVADMT +

=

Donde:

• AVNRMT: Anualidad correspondiente a las inversiones de media tensión (MT) económicamente adaptadas (VNRMT adaptado) de la empresa modelo.

• OyMMT: Costos de explotación (operación y mantenimiento) de la red de MT económicamente adaptada establecidos para la empresa modelo. Se los expresa en U$S/año.

• MWMT: Potencia máxima demandada durante el año 2004 a nivel de MT para las horas de punta excluyendo las pérdidas de la red de MT, obtenidos del balance de energía y potencia presentado en el Formato VII-D.

El VADBT se calculó con la siguiente expresión:

MWBTOyMBTAVNRBTVADBT +

=

Donde:

• AVNRBT: Anualidad correspondiente a las inversiones asignadas al mercado en redes de baja tensión (SE MT/BT + Red BT + Instalaciones de Alumbrado Público) económicamente adaptadas (VNRBMT adaptado) de la empresa modelo.

• OyMBT: Costos de explotación operación y mantenimiento) asignados al mercado en redes de baja tensión (SE MT/BT + Red BT + Instalaciones de Alumbrado Público) económicamente adaptadas establecidos para la empresa modelo.

• MWBT: Potencia máxima demandada durante el año 2004 a nivel de BT (lado primario de la subestación MT/BT) para las horas de punta excluyendo las pérdidas estándar técnicas y comerciales obtenidas del balance de energía y potencia presentado en el Formato VII-D.


Los valores utilizados y resultados obtenidos se exponen en el siguiente cuadro:

Cargos Fijos Descripción Unidad Media

Tensión Baja

Tensión Total CFE CFS CFH Valor Nuevo de Reemplazo miles US$ 2 833.58 6 909.39 Costo Anual de Inversión miles US$ 351.77 857.76 Costo Anual de Explotación miles US$ 221.16 530.91 Total Costo Anual miles US$ 572.93 1 388.66 260.896 258.378 2.517 - Demanda kW 11 780 8 670 Número de Clientes Unidad 35 353 35 147 206 - Valor Agregado de Distribución

Inversión US$/kW-mes 2.361 7.823 Explotación US$/kW-mes 1.564 5.103 Total US$/kW-mes 3,926 12,926 Cargos Fijos US$/mes 0,615 0,613 1,018 -

Valor Agregado de Distribución (*) Inversión S/./kW-mes 7.752 25.683 Explotación S/./kW-mes 5.136 16.753 Total S/./kW-mes 12,888 42,436 Cargos Fijos S/mes 2,019 2,011 3,343 -


Los valores mensuales se calcularon de la siguiente manera:

• Para el costo de inversión se multiplicó el monto anual por el factor de mensualización de 0,079073.

• Para el caso de costos de explotación se dividió el monto anual por 12.


15.4 Pérdidas Estándar de Distribución en Potencia y Energía

Los valores de pérdidas técnicas obtenidas para la red modelo –referidos como porcentaje de la energía/potencia vendida en cada nivel-, son los siguientes:

Porcentaje (*) Nivel de Tensión Tipo Energía Potencia

Técnica 1,70 % 3,76% MT No Técnica 0% 0%

Técnica 7,33 % 12,24% BT No Técnica 2,0% 2,0%

15.5 Factor de Economía de Escala

Los factores de economía de escala tienen en cuenta la reducción de los costos del valor agregado de distribución (VAD) y de los costos fijos (CF) en los períodos anuales desde noviembre 2005 a octubre 2009, debido a la disminución de la incidencia de los costos fijos respecto a los costos variables a medida que aumentan las ventas de electricidad por incremento del número de clientes y del consumo de los clientes

15.5.1 Factores del CF

Para el presente estudio se ha considerado como costos fijos los gastos de personal propio, los de soporte informático y servicios complementarios. Como costos variables se ha considerado a los suministros y servicios de terceros. Los costos fijos representan el 22 % y los costos variables el 78 %. La tasa de crecimiento anual de clientes es de 1.70%.

La fórmula a utilizar es:

i

i

i ttPVPFFEE

)1()1(

++×+

=

Donde:

• PF: proporción del costo fijo

• PV: proporción del costo variable

• t: tasa de crecimiento anual de clientes

• i: período 1, 2, 3, etc.


Los resultados se muestran en el siguiente cuadro:

CF

noviembre 05 - octubre 06 1,0000 noviembre 06 - octubre 07 0,9961 noviembre 07 - octubre 08 0,9923 noviembre 08 - octubre 09 0,9885

15.5.2 Factor del VAD

Para su modelamiento, se consideró la evolución de las siguientes variables:

• AVNR en función de los resultados del modelo

• O&M efectuando un estudio de costos fijos y variables y escalando estos últimos con la evolución de los activos

Como costos variables se ha considerado a los suministros y servicios de terceros Los costos fijos representan el 9,5% para MT y 7,6 % para BT y los costos variables el 90,5 % para MT y 92,4 % para BT. La tasa de crecimiento anual de clientes es de 1,70%.

Los resultados se muestran en el siguiente cuadro:

VADMT VADBT

noviembre 05 - octubre 06 1,0000 1,0000 noviembre 06 - octubre 07 0,9931 0,9914 noviembre 07 - octubre 08 0,9864 0,9829 noviembre 08 - octubre 09 0,9797 0,9746

15.6 Formula de Actualización

Las fórmulas de actualización tienen por objeto mantener el valor real del valor agregado de distribución (VAD) y de los costos fijos de los clientes (CF) ante las variaciones en índices o indicadores exógenos a la empresa distribuidora.

De acuerdo al punto 7.6 de los TDR, la fórmula de reajuste del VDNT, VADBT y CF, deben tener en cuenta la incidencia de los siguientes parámetros:

• Mano de obra

• Productos nacionales

• Productos importados


• Precio del cobre

• Precio del aluminio

A continuación se detallan las fórmulas para los factores de actualización del VAD de MT (FAVADMT) y del VAD de BT (FAVADBT).

15.6.1 Factor de actualización (FAVADMT) del VADMT

0000000 )1()1(

DDx

IPALIPALDMTx

DDx

IPCUIPCuCMTx

TDTDBMTx

IPMIPMAMTxFAVADMT ++

+×+×

+=

Siendo:

• AMT: Coeficiente de participación de la mano de obra y productos nacionales en el VADMT

• BMT: Coeficiente de participación de los productos importados en el VADMT

• CMT: Coeficiente de participación del conductor de cobre en el VADMT

• DMT: Coeficiente de participación del conductor de aluminio en el VADMT

15.6.2 Factor de actualización (FAVADBT) del VADBT

0000000 )1()1(

DDx

IPALIPALDBTx

DDx

IPCUIPCuCBTx

TDTDBBTx

IPMIPMABTxFAVADBT ++

+×+×

+=

Siendo:

• ABT: Coeficiente de participación de la mano de obra y productos nacionales en el VADBT

• BBT: Coeficiente de participación de los productos importados en el VADBT

• CBT: Coeficiente de participación del conductor de cobre en el VADBT

• DBT: Coeficiente de participación del conductor de aluminio en el VADBT


15.6.3 Factores de actualización (FACFE, FACFS y FACFH) de los Cargos Fijos (CFE, CFS y CFH)

0IPMIPMFACFHFACFSFACFE ===

Siendo:

• D: Índice de productos importados.

• T: Tasa Arancelaria

• IPM: Índice de precios al por mayor, publicado por el Instituto Nacional de Estadística e Informática. Se tomará el valor del mes de la última publicación oficial disponible al día 28 del mes anterior.

• IPCu: Índice del precio del cobre calculado como el promedio del precio medio mensual de los últimos 12 meses de la libra de cobre en la Bolsa de Metales de Londres. Para estos efectos se considerarán los doce meses que terminan con el tercer mes anterior a aquel en que las tarifas resultantes serán aplicadas. Para la obtención de este indicador se tomarán en cuenta la cotización de la libra de cobre Londres en ctv. US$/lb, publicado en la Nota Semanal del Banco Central de Reserva del Perú “Cotizaciones CIF de Productos (Datos promedio del periodo)”.

• IPAl: Índice del precio del aluminio calculado como el promedio del precio semanal de la tonelada de aluminio de las últimas cincuenta y dos (52) semanas en la Bolsa de Metales de Londres. Para estos efectos se considerará las últimas 52 semanas que terminan con la cuarta semana del tercer mes anterior a aquel en que las tarifas resultantes serán aplicadas. Para la obtención de este indicador se tomará en cuenta el valor promedio semanal (week avg.) de la tonelada de aluminio del London Metal Exchange (LME HG Cash) publicado por la revista Platt’s Metals Week.

15.6.4 Porcentajes de Incidencia

Para determinar los porcentajes de incidencia de cada uno de los parámetros, con los resultados del VNR de MT y BT y los gastos de explotación de MT y BT se han determinado las estructuras correspondientes desglosadas en mano de obra, productos nacionales, productos importados y conductores de aluminio para el VAD de MT y BT. Se exponen los resultados obtenidos:


Componente Coeficiente VADMT

Coeficiente VADBT

Coeficiente

Mano Obra y Productos Nacionales 0,8543 0,8379 A

Prod. Importados 0,0505 0,0400 B

Conductores Al 0,0812 0,1076 C

Cables Subt. Cu 0,0140 0,0144 D

Los coeficientes de la tabla precedente deben interpretarse como la primera letra de las variables utilizadas en las formulas de actualización. La “A” es equivalente al coeficiente AMT para MT y al ABT para BT.

En relación a la componente de productos importados, se presentan las participaciones por partidas arancelarias:

Para el FAVADMT

VAD MT Participación

(%)

Tasa Arancelaria

(%) Productos y Servicios Nacionales 50,60% Mano de Obra Propia 34,84% Productos importados 5,05% Partida arancelaria 8471.10.00.00 Computadoras 0,10% 4 8704.21.00.10 Vehículos 1,90% 7 8535.30.00.00 Seccionadores e Interruptores MT 3,05% 4 Conductores de Cobre 1,40% Conductores de Aluminio 8,12%

Para el FAVADBT

VAD BT Participación

(%)

Tasa Arancelaria

(%) Productos y Servicios Nacionales 55,30% Mano de Obra Propia 28,50% Productos importados 4,00% Partida arancelaria 8471.10.00.00 Computadoras 0,13% 4 8704.21.00.10 Vehículos 2,55% 7 8539.32.00.00 Lámparas de Hg y Na 0,81% 12 8535.30.00.00 Seccionadores e Interruptores S.E. MT/BT 0,50% 4 Conductores de Cobre 1,44% Conductores de Aluminio 10,76%

ANEXO 1 INFORME DE RESULTADOS RELEVANTES

Dic-05

OSINERG

ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA

DIVISIÓN DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA

Supervisión del Estudio de Costos del Valor Agregado de Distribución (VAD)

Regulación de las Tarifas de Distribución Eléctrica 2005

Informe de Resultados Relevantes Supervisor VAD

Informe Final

Sector Típico 3 - Urbano de Baja Densidad

Diciembre de 2005

Inf.Resul Relev Superv. VAD- ST3.doc 1 dic-05

INDICE

1. INTRODUCCION ..................................................................................2

2. CARACTERIZACIÓN DEL SECTOR ELECTRICO ................................2

2.1 Información técnica y comercial del sistema modelo..............................2

3. BALANCE DE ENERGÍA Y POTENCIA .................................................5

4. VALOR NUEVO DE REEMPLAZO ........................................................6

4.1 Descripción del proceso de determinación del VNR eléctrico ................6

4.2 Tecnología Utilizada para las instalaciones de distribución eléctrica.....7

5. COSTO ESTANDAR DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO............12

5.1 Técnica .................................................................................................12

5.2 Comercial .............................................................................................13

5.3 Resultados ............................................................................................15

6. PÉRDIDAS ESTÁNDAR DE ENERGÍA Y POTENCIA .........................16

7. CALIDAD DE SERVICIO ELÉCTRICO................................................16

8. RESULTADOS......................................................................................16


1. INTRODUCCION

El desarrollo del estudio de costos del VAD comprendió las siguientes etapas:

Etapa I - Recopilación de la información técnica, comercial y económica: en esta etapa del trabajo se recopiló toda la información de costos, activos y demandas de la empresa.

Etapa II - Validación y revisión de los antecedentes: Se validó y revisó, la información relevada en la Etapa I. Para ello, se solicitó a la empresa los antecedentes y sustentos correspondientes, como así también se realizaron conciliaciones entre los detalles de costos relevados con los estados financieros auditados; entre la información de demanda relevada con información del sector eléctrico, etc. Se realizó además, el análisis y ajuste de la estructura de personal, remuneraciones, servicios de terceros, costos de inversión, operación y mantenimiento técnico y gestión comercial y otros.

Etapa III – Estructuración de la empresa modelo: se procedió a la creación de la empresa modelo, siguiendo el criterio del sistema económicamente adaptado.

Etapa IV – Cálculo de las tarifas de distribución eléctrica: se calcularon los componentes de las tarifas de distribución: cargo fijo por cliente, VAD MT, VAD BT, pérdidas estándar de potencia en punta en MT y BT, pérdidas estándar de energía en MT y BT, factores de economía de escala anuales y fórmula de reajuste de cargos.

2. CARACTERIZACIÓN DEL SECTOR ELECTRICO

2.1 Información técnica y comercial del sistema modelo (actual)

2.1.1 Área de Influencia

A= 924 km2

2.1.2 Número de clientes y venta de energía:

Opción Tarifaria Numero de Clientes Ventas de Energía 2 004 (MWh)

MT1 0 0 MT2 0 0 MT3 58 6 553 MT4 131 1 908 Total MT 189 8 461 BT2 0 0 BT3 10 829 BT4 5 4 859 BT5A 0 0


Opción Tarifaria Numero de Clientes Ventas de Energía 2 004 (MWh)

BT5B 34 239 30 907 BT6 5 10 Total BT 34259 36605 Total 34448 45066

2.1.3 Demanda Máxima (kW) a nivel de MT y BT

Nivel de Tensión

Demanda Máxima (kW)

MT 11 798 BT 9 046

2.1.4 Número y potencia instalada de los centros de Transformación AT/MT

Número 3 Potencia (MVA) 16,7

2.1.5 Información de las instalaciones de Distribución Eléctrica

a) Media Tensión

Tensión (kV) 13,2 Red Aérea (km) 324,7 Red Subterránea (km) 0,11 Total Red MT (km) 324,81 Equipos de P&S (unidad) 194

b) Subestaciones de Distribución MT/BT y Seccionamiento

Relación de transformación: 13,2 / 0,38 – 0,22 kV; 13,2 / 0,22 kV; 13,2 / 0,44 – 0,22 kV


Tipo Número Monoposte 108 Biposte 243 Convencional 3 Compacta Pedestal - Compacta Bóveda - Seccionamientos (jgos.) Total 354

c) Baja Tensión

Tensión (V) 220V, 440/220V y 380/220V Servicio Particular (SP)

Red Aérea (km) 659,74 Red Subterránea (km) 1,23 Total Red BT SP (km) 660,97

Alumbrado Público (AP) Red Aérea (km) 407,17 Red Subterránea (km) 8,28 Total Red BT AP (km) 1 076,42 Número de Luminarias (conectadas en red aérea) 11 591 Número de Luminarias (conectadas en red subterránea) 850

2.1.6 Información de las pérdidas de energía y potencia


Técnica 1,82% 2,84% MT No Técnica 0% 0% Técnica 9,35 % 9,84% BT No Técnica 2% 2%

(*) Porcentaje referido al ingreso en cada nivel de tensión

2.1.7 Información de la calidad del servicio y tasas de averías de las instalaciones

Descripción Unidad Valor Número de Interrupciones Interrupciones / semestre 10 Duración de las interrupciones Horas / semestre 5,13 Caída de tensión en MT % de la tensión nominal 5,66% Caída de tensión en BT % de la tensión nominal ≤5%


3. BALANCE DE ENERGÍA Y POTENCIA

a) Balance de Energía

El balance de energía se confeccionó con los valores de pérdidas de energía calculados del modelo adaptado para las redes de MT y para BT, las pérdidas no técnicas reconocidas (2%) y la energía correspondiente a la tarifa BT4AP, que se calculó a partir de la potencia instalada adaptada de acuerdo a la normativa vigente.

b) Balance de Potencia Se han tenido en cuenta para el balance de potencia los factores de carga y coincidencia por opción tarifaria que fueron obtenidos de los estudios de caracterización de la carga efectuados para el ST3 en el año 2005 y se obtuvieron los valores de potencia simultanea para cada una de las tarifas.

Los Factores de pérdidas se estimaron como Fp=0,3 Fc+0,7Fc2

Energía anual

(MW.h) Factor de

carga/pérdidas Factor de

coincidencia Potencia (kW)

Ingreso MT 48 499 12 241 Pérdidas MT 822 460 Técnicas 822 460 No Técnicas - - Ventas MT 8 467 1 671 MT1 MT2 MT3P 3 179 0,504 0,947 680 MT3FP 3 336 0,501 0,579 439 MT4P 1 080 0,434 0,976 276 MT4FP 872 0,342 0,948 275 Ingreso BT 39 210 10 110 Pérdidas BT 3 658 1 440 Técnicas 2 873 1 238 No Técnicas 784 202 Ventas BT 35 553 8 670 BT2 BT3P 121 0,683 0,969 20 BT3FP 703 0,494 0,357 58 BT4P 229 0,612 0,946 40 BT4FP 56 0,492 0,456 6 BT4AP 3 318 0,500 1,000 755 BT5A BT5B 30 734 0,451 0,992 7 699 BT6 14 0,451 0,992 3 Otros(*) 377 0,482 0,992 88

(*)Pérdidas en exceso no reconocidas en la tarifa.


4. VALOR NUEVO DE REEMPLAZO

4.1 Descripción del proceso de determinación del VNR eléctrico

El VNR eléctrico del SEM se obtuvo como suma de los VNR adaptados de los grupos de instalaciones cuya anualidad forma parte del VAD:

a) Alimentadores de MT, formados por: tramo troncal urbano, tramo troncal no urbano, ramales no urbanos y derivaciones no urbanas.

El estudio consistió en:

Optimizar los trazados de los distintos tramos de cada alimentador de MT.

Redistribuir cargas en caso de existir diferencias importantes en los niveles de carga de los mismos.

Optimizar los calibres de conductor de los distintos tramos de cada alimentador de MT.

b) Redes urbanas ramales y derivaciones MT, transformadores MT/BT urbanos y red BT urbana

El estudio de redes urbanas consistió en la especificación y cómputo de las instalaciones técnico-económicamente óptimas para alimentar distintas áreas urbanas isodensas del sector estudiado. Las redes adaptadas de BT y MT para áreas de distintas densidades superficiales de carga homogéneas se obtuvieron aplicando un Modelo de Red de Distribución Urbana Adaptada.

c) Redes no urbanas transformadores MT/BT no urbanos y red BT no urbana.

El estudio de adaptación de las redes no urbanas consistió en la adaptación de la potencia instalada a la demanda máxima de diseño de BT no urbana y en la optimización económica de los calibres de conductores de las redes de BT no urbanas asociadas a los transformadores, manteniendo invariables:

la cantidad y ubicación actuales de las SED y transformadores de MT/BT,

la longitud actual de las redes de BT,

Las restantes instalaciones propias de un sistema de distribución fueron tratadas


separadamente:

d) Equipos Interruptores, reconectadores, seccionadores y seccionalizadores. Equipos de compensación reactiva capacitiva.

4.2 Tecnología Utilizada para las instalaciones de distribución eléctrica

a) Media Tensión Topología: mayoritariamente radial con posibilidades de transferencia de cargas

entre circuitos urbanos. Tipo de red: subterránea para zonas de muy alta densidad y aérea para las zonas

restantes. Conductores: Aluminio desnudo Nivel de Tensión: 13,2 kV

b) SED MT/BT Tipo: Monoposte y Biposte. Tecnología: Convencional con transformadores aislados y refrigerados en aceite. Relación de transformación: 13,2 / 0,38 – 0,22 kV; 13,2 / 0,22 kV; 13,2 / 0,44 –

0,22 kV

c) Baja Tensión Servicio Particular

Tipo de red: aérea Conductores: Preensamblado de Aluminio. Nivel de Tensión: 380/220V para zona urbana y 220V, 440/220V

o 380/220V para la no urbana. Alumbrado Público

Tipo de red: aérea, excepto subterránea para zonas de parques. Conductores: Preensamblado de Aluminio. Cables: del mismo tipo de distribución en BT. Nivel de Tensión: 220 V. Tipo de Luminarias: Lámparas de Sodio (zona urbana y no

urbana). Potencia de Luminarias: 50, 70 y 150 W Na. Tipo de control: contactor manejado por célula fotoeléctrica.

4.2.2 Descripción del proceso de determinación del VNR No eléctrico

El dimensionamiento de las instalaciones no eléctricas adaptadas del SEM se obtuvo directamente vinculando con los criterios adoptados en el diseño de la organización correspondiente a la empresa modelo.

Los activos No Eléctricos considerados fueron los siguientes:


Los edificios pertenecientes a la estructura de la Empresa: Sede Central, Sedes Regionales y Oficinas Comerciales, para una organización óptima.

Los vehículos del personal de supervisión y de los equipos de realización de tareas específicas de Operación y Mantenimiento y Comerciales.

Los Equipos, Sistemas y Software asociado de los sistemas: GIS, Sistemas Centrales, Sistema de Medición Comercial, Equipos de Call Center, Sistema de Administración Finanzas, Computadoras personales (PC´s), sistema de gestión de Distribución y Equipos de Radio y Comunicaciones y muebles y útiles.

4.2.3 Costos estándar de inversión de las instalaciones de distribución

a) Descripción de la metodología de cálculo

Los costos unitarios de inversión tienen gran importancia en el cálculo del VAD pues permiten estudiar las tecnologías óptimas de diseño y obtener el Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) de las instalaciones de distribución de la empresa modelo del SEM.

La base de información para el cálculo de los costos unitarios de las instalaciones a evaluar correspondió a la memoria descriptiva de los “Costos Estándar de Inversión de las Instalaciones Eléctricas de Distribución Eléctrica – Año 2000” del OSINERG, en la que se cuenta, con: definición de materiales y recursos, definición de los armados de construcción típicos, cómputo de cantidades y asignación de recursos de mano de obra y transporte y equipos, cantidades de armados por instalación y los rubros y porcentajes de los costos indirectos.

Los componentes básicos considerados de los costos unitarios de inversión son los siguientes:

• Costos de materiales y equipos.

• Costos de stock (almacenamiento de materiales).

• Costos de mano de obra, con margen del contratista.

• Costos de transporte y equipos, con margen del contratista.

• Costos indirectos correspondientes a ingeniería del proyecto, gastos generales e intereses intercalarios.

Se exponen a continuación los criterios que se utilizaron para determinar cada componente de los costos unitarios de inversión.

Se tomó como base el trabajo del año 2000 para la definición de: los materiales y equipos y recursos que participan en los distintos armados constructivos que conforman las instalaciones, y las cantidades de armados que conforman las instalaciones de distribución.

Se definieron los costos unitarios de los materiales y de los recursos de mano de obra y de transporte y equipos.

Con las cantidades y costos de materiales y recursos, se calcularon los costos directos unitarios en los conceptos de materiales y recursos de cada instalación, y se adicionó


un costo en concepto de stock que cubre los costos de mantener el inventario de materiales.

Luego se adicionaron a los costos directos, los costos asociados a la ingeniería y recepción del proyecto, los gastos generales de la distribuidora asignados a inversiones y los intereses intercalarios (que representan el costo de financiamiento de las obras hasta su puesta en servicio).

b) Resumen de resultados (Costos relevantes)


(ZONA URBANA)

Costo Total (US$)

BT RED AER AUTOP DE AL O SIMIL. 3x25 mm2 + portante 7 597,0 BT RED AER AUTOP AL O SIMIL. 3x35 mm2 + portante 8 291,4 BT RED AER AUTOP DE AL O SIMIL. 3x50 mm2 + portante 8 960,8 BT LUMINARIA C/ LAMPARA DE 70W VAPOR DE SODIO 70,5 BT LUMINARIA C/ LAMPARA DE 150 W VAPOR DE SODIO 86,8 BT RED SUBT SP CABLE NYY 3-1x70 mm2 + NEUTRO 47 580,3 MT RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x25 mm2 8 134,7 MT RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x35 mm2 8 214,8 MT RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x50 mm2 8 830,9 MT RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x70 mm2 9 511,9 MT RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x120 mm2 10 913,9 MT RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x185 mm2 12 796,7 MT RED SUBTERRANEA CABLE N2XSY 3-1x35 mm2 57 144,7 MT RED SUBTERRANEA CABLE N2XSY 3-1x50 mm2 60 640,5 MT SECC. FUSIBLE, UNIPOLAR x 3, 7.8/13.5 kV, 100 A 273,0 MT SECC. FUSIBLE , UNIPOLAR x 3, 7.8/13.5 kV, 200 A 311,7 MT RECL HIDR, TRIP, 2.4 - 14.4 kV, In = 560 A, Icc = 10000 A 13 735,0 MT BANCO DE COND FIJO, MONOF, 3x150 kVAR, 10-15 kV 2 001,8 SED S.E. AEREA MONOPOSTE 10 kVA (3F) 3 267,6 SED S.E. AEREA MONOPOSTE 50 kVA (3F) 4 360,3 SED S.E. AEREA BIPOSTE 100 kVA (3F) 5 444,6 SED S.E. AEREA BIPOSTE 160 kVA (3F) 6 437,9 SED S.E. COMPACTA PEDESTAL 200 kVA (3F) 14 334,2



(ZONA NO URBANA)

Costo Total (US$)

BT RED AER AUTOP DE AL O SIMIL. 1x16 mm2 + portante 3 511,2 BT RED AER AUTOP DE AL O SIMIL. 3x25 mm2 + portante 4 846,4 BT RED AER AUTOP DE AL O SIMIL. 2x35 mm2 + portante 4 939,9 BT RED AER AUTOP DE AL O SIMIL. 3x50 mm2 + portante 6 160,4 BT LUMINARIA C/ LAMPARA DE 50W VAPOR DE SODIO 61,6 BT EQUIPO DE CONTROL AP FOTOCELULA Y CONTACTOR 41,8 MT RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 1x25 mm2 3 491,7 MT RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 2x25 mm2 4 414,8 MT RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x25 mm2 5 197,8 MT RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 2x50 mm2 4 738,8 MT RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x50 mm2 5 683,7 SED S.E. AEREA MONOPOSTE 1x5 kVA 1 827,3 SED S.E. AEREA MONOPOSTE 1x10 kVA 1 947,9 SED S.E. AEREA MONOPOSTE 1x15 kVA 2 210,5 SED S.E. AEREA MONOPOSTE 1x25 kVA 2 593,6 SED S.E. AEREA MONOPOSTE 1x37 kVA 2 707,2 SED S.E. AEREA MONOPOSTE 37 kVA (3F) 3 244,1 SED S.E. AEREA MONOPOSTE 50 kVA (3F) 3 532,5 SED S.E. AEREA BIPOSTE 75 kVA (3F) 4 787,8

c) Resumen de Módulos de Iluminación Adaptado Actual Adaptado

Concepto Unidad Cantidad Miles US$ Cantidad

Miles US$

Pastorales, luminarias y lámparas 400 unid. 250 unid. 160 unid. 150 unid. 14 1,22 125 unid. 100 unid. 80 unid. 70 unid. 4 755 335,42 50 unid. 5 293 326,26 Total Pastorales Luminarias y lámp. 11 683 1 056 10062 662,90 Equipos de control Aéreo unid. 329 13 346 14,03 Subterráneo unid. 4 0 10 0,40 Total equipos de control 333 14 355 14,43 Longitud de red de AP Aéreo km 399 700 497 456,1


Red exclusiva km 19 111 1,9 14,3 Compartida km 380 590 495 441,8 Subterráneo km 8 257 4,82 201,63 Red exclusiva km 7 253 4,8 201,6 Compartida km 1 4 - -0 Total red AP km 407 958 501,7 657,8

d) Resultados del VNR

Componente VNR Costo Unit. Instalaciones eléctricas

Unidad Cantidades US$ US$

Media Tensión Red aérea km 327 2 259 398 6 913 Red subterránea km 4,1 250 445 60 641 Equipos de protección y seccionamiento unidad 172 115 206 668 Equipos de compensación reactiva kVAr 3 450 46 041 13 Total MT 2 671 091 Subestaciones de Distribución MT/BT Monoposte Monofásica unidad 92 235 600 2 561 Monoposte Trifásico unidad 103 416 048 4 051 Biposte unidad 157 628 163 3 992 Compacta Pedestal unidad 11 150 509 14 334 Total SE 1 430 320 Baja Tensión Red aérea Servicio Particular km 595 3 370 836 5 667 Alumbrado Público km 497 456 142 918 Luminarias unidad 9 776 642 721 66 Equipos de Control unidad 336 14 035 42 Total Red aérea 4 483 734 Red subterránea Servicio Particular km 8 342 097 42 869 Alumbrado Público km 5 201 626 41 822 Luminarias unidad 286 20 174 71 Equipos de Control unidad 10 398 42 Estructuras de la Red Subterránea de AP unidad 286 34 824 122 Total Red subterránea 599 120 Total BT 5 082 854 Instalaciones no eléctricas 558 706 TOTAL 9 742 971


5. COSTO ESTANDAR DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

El objetivo fundamental del estudio fue establecer los costos para una empresa teórica eficiente operando en el país, con instalaciones adaptadas a la demanda técnica y económicamente óptima, cumpliendo las normas de calidad de servicio y demás disposiciones técnicas vigentes en el país.

5.1 Técnica

Los costos de operación de las instalaciones corresponden a actividades y costos estándar de las instalaciones del sistema eléctrico modelo.

Los costos de mantenimiento preventivo responden a estándares definidos para una atención adecuada de las instalaciones.

Los costos de mantenimiento correctivo están vinculados a la tasa de averías de instalaciones, luego de un proceso de mantenimiento preventivo no intensivo de dos años de duración.

5.1.1 Costos Directos

Los costos de operación y mantenimiento se verificaron a través del cálculo del Costos Unitarios Estándar de Operación y Mantenimiento, los mismos se calcularon siguiendo el siguiente proceso:

a. Estableciendo parámetros de cálculo para cada actividad

b. Cálculo del Costo Unitario Estándar por unidad de mantenimiento.

c. Cálculo de los costos de mantenimiento estándar multiplicando las cantidades globales agrupadas por las etapas del sistema de distribución por los costos unitarios estándar de mantenimiento.

d. Cálculo del Costo Estándar por Unidad de Operación

e. Cálculo del Costo Estándar de Operación y Mantenimiento Técnico Directo mediante la suma de los resultados obtenidos en los procesos c y d.

5.1.2 Costos de Supervisión Directa

Los costos de Supervisión Directa son los que corresponden al personal efectivamente empleado en el modelo. El inductor para distribuirlo en cada actividad, se elaboró aplicando un coeficiente de calidad al VNR correspondiente. Con los porcentajes de participación de este cálculo final, se ponderaron los costos de supervisión directa para MT, BT y Alumbrado Público.

5.1.3 Asignación de los Costos Indirectos

Los costos indirectos son la suma de:

Los costos de la planta de personal que desarrolla sus actividades en la Sede Central,


las Sedes Regionales y las Oficinas Comerciales Los costos asociados a dicha planta, por el uso y mantenimiento de edificios,

muebles y útiles, comunicaciones, transporte, etc. Los costos indirectos de Operación y Mantenimiento para el SEM son los que

surgen de aplicar un índice sobre los gastos definidos para la estructura de la Sede Central y la Unidad de Negocios.

Este índice surge de ponderar los costos para todas las actividades presentadas por la empresa para el año 2004, con el SEM.

Composición de los Costos - SEM

Iden

tific

ació

n

Actividad

Cos

to D

irec

to

Supe

rvis

ión

Dir

ecta

Cos

tos

Indi

rect

os

Tot

al

% US$ % US$ % US$ % US$ A4 Distribución MT 12% 66 752 18% 22 439 20% 66 023 15% 155 213 A5 Distribución BT 29% 165 102 45% 54 665 34% 108 845 32% 328 613 A6 Alumbrado Público 15% 87 394 10% 11 627 5% 14 792 11% 113 812 A7 Comercialización 44% 247 240 27% 33 223 42% 134 862 41% 415 325

Total 100% 566 488 100% 121 953 100% 324 522 100% 1 012 963 %=Porcentaje de Asignación

5.2 Comercial

• Costos directos de comercialización. Son los asociados al usuario, y se calcularon sobre la base de costos unitarios establecidos para la lectura de medidores, facturación, envío de facturación y costos de cobranza multiplicados por las cantidades de procesos y actividades.

• Costos de Supervisión Directa. Son los que corresponden al personal efectivamente empleado en el modelo. El inductor para distribuirlo en cada actividad, se elaboró aplicando un coeficiente de calidad al VNR correspondiente. Con los porcentajes de participación de este cálculo final, se ponderaron los costos de supervisión directa para MT, BT y Alumbrado Público.

• Asignación de Costos Indirectos. Son los que surgen de aplicar un índice sobre los gastos definidos para la estructura de la Sede Central y la Unidad de Negocios. Este índice surge de ponderar los costos para todas las actividades presentado por la empresa para el año 2004, con el SEM.. Se consideró que el 40% de los mismos corresponden al ítem Gestión Comercial y el 60% al ítem Atención al Cliente.

• Cargo Fijo. Sobre la base de los costos directos de comercialización asociados al usuario se elaboró la siguiente planilla de costos anuales y costos unitarios para las diferentes opciones tarifarias.


OPCION TARIFARIA Número de

Clientes Costo Anual miles de US$

Costo Unitario

US$/cliente-año

Costo Unitario

US$/cliente-mes

MT2 y BT2 - - - - MT3, MT4, BT3 y BT4 206 2 517 12,22 1,018 BT5A, BT5B y BT6 35 147 258 378 7,35 0,613 Total 35 353 260 896


5.3 Resultados

Distribución MT

Distribución BT

Alumbrado Público

Total Gestion comercial

Atencion al cliente

Costo asociado al

usuario Total

Generación Propia

Transmisión Otras

Zonales Conexiones y

medidores Cortes y

reconexiones Apoyo en

postes Terceros y

Otros Inversiones Total

Costos Directos 1 Materiales 29 277 105 054 53 888 188 219 1 375 2 063 45 843 49 281 3 241 72 070 - 247 434 2 651 - - - 325 396 2 Supervisión Directa 22 439 54 665 11 627 88 730 997 1 495 33 223 35 715 - - - - - - - - 0 3 Personal Propio 23 414 44 907 21 419 89 740 3 624 5 435 120 785 129 844 1 255 62 816 - 18 550 11 307 - - - 93 928 4 Servicio de Terceros 14 061 15 141 12 086 41 289 1 831 2 747 61 045 65 623 37 574 318 306 - 175 761 38 539 - - - 570 181 5 Cargas Diversas y Otros - - - - - - - - - - 0 6 Total 89 190 219 767 99 020 407 978 7 827 11 740 260 896 280 463 42 070 453 192 - 441 745 52 498 - - - 989 504 Costos Indirectos (Actividades de Apoyo) 1 Materiales 4 489 4 374 698 9 561 11 845 17 768 29 613 - - - - - - - - 0 3 Personal 37 146 36 198 5 774 79 118 35 954 53 931 89 885 - - - - - - - - 0 4 Servicio de Terceros 15 622 15 223 2 428 33 273 6 145 9 218 15 363 - - - - - - - - 0 5 Cargas Diversas y Otros - - 587 30 595 - 4 253 2 744 - - - 38 179 6 Aporte Organismo Regulador 6 166 37 313 4 144 47 623 - - - - - - - - - 0

7 Costo Capital de Trabajo 2 600 15 736 1 748 20 084 - - - - - - - - - 08 Total 66 023 108 845 14 792 189 660 53 945 80 917 - 134 862 587 30 595 - 4 253 2 744 - - - 38 179

Asignación de Costo de Gestión Comer 1 Materiales 5 646 5 886 1 689 13 221 2 Supervisión Directa 426 444 127 997 3 Personal Propio 16 901 17 620 5 056 39 578 Suma amarill ####### 4 Servicio de Terceros 3 406 3 551 1 019 7 977 Costos eficien ####### 5 Cargas Diversas y Otros 8 i Total 26 379 27 501 7 892 61 772 Asignación de Costo de Operación Comerc 1 Materiales 8 469 8 829 2 534 19 831 2 Supervisión Directa 638 666 191 1 495 45% 3 Personal Propio 25 352 26 430 7 585 59 367 4 Servicio de Terceros 5 109 5 327 1 529 11 965 14% 5 Cargas Diversas y Otros - - - 8 Total 39 568 41 251 11 838 92 657 29% Costos Totales de OyM 221 160 397 365 133 542 752 067 42 657 483 787 - 445 997 55 242 - - - 1 027 684

Otros Costos de OyM técnicos Comercialización

Concepto (US$)


6. PÉRDIDAS ESTÁNDAR DE ENERGÍA Y POTENCIA

Información de las pérdidas de energía y potencia obtenidas en el proceso de optimización técnica y económica de las instalaciones de distribución eléctrica.


Técnica 1,70 % 3,76% MT No Técnica 0% 0%

Técnica 7,33 % 12,24% BT No Técnica 2,0% 2,0%

7. CALIDAD DE SERVICIO ELÉCTRICO

Información de la calidad del servicio eléctrico:

Descripción Unidad Valor Número de Interrupciones Interrupciones / semestre 4,6 Duración de las interrupciones Horas / semestre 6,3 Caída de tensión en MT % de la tensión nominal ≤5% Caída de tensión en BT % de la tensión nominal ≤5%

8. RESULTADOS

VAD y Cargos Fijos

Cargos Fijos Descripción Unidad Media Tensión

Baja Tensión Total CFE CFS CFH

Valor Nuevo de Reemplazo miles US$ 2 833.58 6 909.39 Costo Anual de Inversión miles US$ 351.77 857.76 Costo Anual de Explotación miles US$ 221.16 530.91 Total Costo Anual miles US$ 572.93 1 388.66 260.896 258.378 2.517 - Demanda kW 11 780 8 670 Número de Clientes Unidad 35 353 35 147 206 - Valor Agregado de Distribución

Inversión US$/kW-mes 2.361 7.823 Explotación US$/kW-mes 1.564 5.103 Total US$/kW-mes 3,926 12,926 Cargos Fijos US$/mes 0,615 0,613 1,018 -

Valor Agregado de Distribución (*) Inversión S/./kW-mes 7.752 25.683 Explotación S/./kW-mes 5.136 16.753 Total S/./kW-mes 12,888 42,436 Cargos Fijos S/mes 2,019 2,011 3,343 -


Inf.Resul Relev Superv. VAD- ST3.doc 17 ene-06

Factores de Economía de Escala

VADMT VADBT CF

noviembre 05 - octubre 06 1,0000 1,0000 1,0000 noviembre 06 - octubre 07 0,9931 0,9914 0,9961 noviembre 07 - octubre 08 0,9864 0,9829 0,9923 noviembre 08 - octubre 09 0,9797 0,9746 0,9885

Formulas de actualización

Componente Coeficiente VADMT

Coeficiente VADBT

Coeficiente

Mano Obra y Productos Nacionales 0,8543 0,8379 A

Prod. Importados 0,0505 0,0400 B

Conductores Al 0,0812 0,1076 C

Cables Subt. Cu 0,0140 0,0144 D

Los coeficientes de la tabla precedente deben interpretarse como la primera letra de las variables utilizadas en las formulas de actualización. La “A” es equivalente al coeficiente AMT para MT y al ABT para BT.


Para el FAVADMT

VAD MT Participación

(%)

Tasa Arancelaria

(%) Productos y Servicios Nacionales 50,60% Mano de Obra Propia 34,84% Productos importados 5,05% Partida arancelaria 8471.10.00.00 Computadoras 0,10% 4 8704.21.00.10 Vehículos 1,90% 7 8535.30.00.00 Seccionadores e Interruptores MT 3,05% 4 Conductores de Cobre 1,40% Conductores de Aluminio 8,12%

Para el FAVADBT

VAD BT Participación

(%)

Tasa Arancelaria

(%) Productos y Servicios Nacionales 55,30% Mano de Obra Propia 28,50% Productos importados 4,00% Partida arancelaria 8471.10.00.00 Computadoras 0,13% 4 8704.21.00.10 Vehículos 2,55% 7 8539.32.00.00 Lámparas de Hg y Na 0,81% 12 8535.30.00.00 Seccionadores e Interruptores S.E. MT/BT 0,50% 4 Conductores de Cobre 1,44% Conductores de Aluminio 10,76%

ANEXO 2 COSTOS UNITARIOS

Dic-05

PRECIOS DE MATERIALES

Dic-05

Anexo 2 Precios de Materiales.doc Oct-05

PRECIOS DE MATERIALES

Descripción de Material Unidad Precio (US$/Unidad)

ESPIGA CORTA DE CRUCETA PARA AISLADOR PIN ANSI 55-5 UND. 2,73

ESPIGA CORTA DE CRUCETA PARA AISLADOR PIN ANSI 56-2 UND. 3,01

ESPIGA DE VERTICE DE POSTE DE 1 PULG. DIAM. PARA AISLADOR PIN UND. 2,50

ESPIGA LARGA DE CRUCETA PARA AISLADOR PIN 5/8 DIAM. x 11 3/4 LONG. UND. 2,73 ESPIGA LARGA DE CRUCETA PARA AISLADOR PIN ANSI 55-5 (5/8 DIAM. x 11 3/4 LONG.) UND. 2,73 GRAMPA DE ANCLAJE TIPO PISTOLA DE 2 PERNOS, ALEACION DE ALUMINIO (25 - 125 mm2 AL) UND. 4,78 GRAMPA DE SUSPENSION, ALEACION DE ALUMINIO, PARA COND. DE AA, AL DE 16 - 95 mm2. UND. 6,56 GRAPA FIN DE LINEA 360MML 12,6MMD PARA CABLE AUTOPORTANTE DE MEDIA TENSION UND. 9,68

AISLADOR SOPORTE PORTABARRA PORCELANA 130MM.INT.10KV. UND. 14,14

ADAPTADOR DE Fo.Go. TIPO HORQUILLA-BOLA UND. 1,50 PERNO SIMPLE BORDE DE 12-3/4 PULG. LONG.; 1/2 PULG. DIAM. PARA AISLADOR CARRETE 53-1 UND. 0,55

PORTALINEA BIPOLAR PARA AISLADOR ANSI 53-1 UND. 1,40

PORTALINEA TRIPOLAR PARA AISLADOR ANSI 53-1 UND. 1,99

PORTALINEA UNIPOLAR PARA AISLADOR ANSI 53-1 UND. 0,42

PORTALINEA UNIPOLAR PARA AISLADOR ANSI 53-2, TIPO CLEVIS UND. 0,67

AISLADOR CARRETE CLASE ANSI 53-1 UND. 0,22

AISLADOR CARRETE CLASE ANSI 53-2 UND. 0,26

AISLADOR PIN CLASE ANSI 55-5 UND. 2,83

AISLADOR PIN CLASE ANSI 56-2 UND. 3,87

AISLADOR SUSPENSION ANTINIEBLA ANSI 52-5 SIN ANODO DE SACRIFICIO UND. 18,49

AISLADOR SUSPENSION CLASE ANSI 52-4 UND. 9,61

AISLADOR TENSOR CLASE ANSI 54-1 UND. 0,51

AISLADOR TENSOR CLASE ANSI 54-2 UND. 0,60

BASE PORTA CELULA FOTOELECTRICA UND. 1,91

CELULA FOTOELECTRICA, 1000 W, 220 V. UND. 4,10

CONTACTOR ELECTROMAGNETICO TRIPOLAR DE 15 AMP. UND. 18,60





RELOJ TEMPORIZADOR PARA ENCENDIDO UND. 22,30

FAROLA CON LAMPARA DE 70 W VAPOR DE SODIO UND. 53,00

FAROLA CON LAMPARA DE 80 W VAPOR DE Hg UND. 37,17

FAROLA CON LAMPARA DE 80 W LUZ MIXTA UND. 42,84

FAROLA TIPO ORNAMENTAL CON DOS BRAZOS, VAPOR DE Hg 80 W UND. 60,38

FAROLA TIPO ORNAMENTAL CON TRES BRAZOS, VAPOR DE Hg 80 W UND. 94,36

FAROLA TIPO ORNAMENTAL CON CUATRO BRAZOS, VAPOR DE Hg 80 W UND. 137,79




FAROLA TIPO ORNAMENTAL CON DOS BRAZOS, VAPOR DE Hg 125 W UND. 75,28

FAROLA TIPO ORNAMENTAL CON TRES BRAZOS, VAPOR DE Hg 125 W UND. 97,52

FAROLA TIPO ORNAMENTAL CON CUATRO BRAZOS, VAPOR DE Hg 125 W UND. 145,55

FAROLA CON LAMPARA DE 150 W VAPOR DE SODIO UND. 60,85




FAROLA TIPO ORNAMENTAL CON DOS BRAZOS, LAMPARA LUZ MIXTA 250 W UND. 79,86

FAROLA TIPO ORNAMENTAL CON TRES BRAZOS, LAMPARA LUZ MIXTA 250 W UND. 116,69

FAROLA TIPO ORNAMENTAL CON CUATRO BRAZOS, LAMPARA LUZ MIXTA 250 W UND. 164,08



LUMINARIA CON LAMPARA DE 40 W FLUORESCENTE UND. 27,51

LUMINARIA CON LAMPARA DE 100 W INCANDESCENTE UND. 4,56

LUMINARIA PARA LAMPARA DE LUZ MIXTA DE 80 W. UND. 30,08





LUMINARIA PARA LAMPARA DE VAPOR DE MERCURIO DE 80 W. UND. 26,82




LUMINARIA PARA LAMPARA DE VAPOR DE SODIO DE 70 W. UND. 34,90





PASTORAL DE ACERO DOBLE PD/1.50/1.90/1.5 DIA UND. 21,60



PASTORAL DE ACERO SIMPLE PS/1.5/1.9/1.5 DIA UND. 10,83

PASTORAL DE ACERO SIMPLE PS/3.2/3.4/1.5 DIA UND. 23,00

PASTORAL DE ACERO SIMPLE PS/3.4/2.3/2 DIA UND. 25,25

PASTORAL DE FIERRO GALVANIZADO 500/580/27 UND. 5,05

PASTORAL DE FIERRO GALVANIZADO 500/750/42 UND. 7,07

PASTORAL DE ACERO TRIPLE PT/1.50/1.90/1.5 DIA UND. 40,00

PASTORAL DE CONCRETO DOBLE PARABOLICO PD/1.50/1.30/120 DIA UND. 18,01

PASTORAL DE CONCRETO DOBLE SUCRE PD/1.30/0.90/125 DIA UND. 18,15

PASTORAL DE CONCRETO DOBLE SUCRE PD/1.30/0.90/95 DIA UND. 18,15

PASTORAL DE CONCRETO RECORTADO CUADRUPLE DE 0.5 MTS. UND. 21,00

PASTORAL DE CONCRETO RECORTADO DOBLE DE 0.5 MTS. UND. 13,90



PASTORAL DE CONCRETO RECORTADO SIMPLE DE 0.5 MTS. UND. 7,26

PASTORAL DE CONCRETO RECORTADO TRIPLE DE 0.5 MTS. UND. 17,47

PASTORAL DE CONCRETO SIMPLE PARABOLICO PS/1.50/1.30/120 DIA UND. 11,20

PASTORAL DE CONCRETO SIMPLE PARABOLICO PS/1.50/1.90/120 DIA UND. 15,95

PASTORAL DE CONCRETO SIMPLE SUCRE PS/1.30/0.90/125 DIA UND. 12,49

PASTORAL DE CONCRETO SIMPLE SUCRE PS/1.30/0.90/95 DIA UND. 12,49

PASTORAL DE CONCRETO TRIPLE PARABOLICO PT/1.30/0.90/125 DIA UND. 21,40

PASTORAL DE CONCRETO SIMPLE PARABOLICO RECORTADO UND. 12,49

REFLECTOR CON LAMPARA DE 80 W VAPOR DE SODIO UND. 95,26




REFLECTOR CON 2 LAMPARAS DE 400 W VAPOR DE SODIO UND. 230,48


REFLECTOR CON LAMPARA DE 400 W LUZ MIXTA UND. 72,60

CORONA METALICA PARA 06 REFLECTORES UND. 445,15



CONECTOR TERMINAL A COMPRESION CABLE 70MM2 UND. 2,08

CONECTOR DERIVACION TIPO PERNO PARTIDO DE BRONCE UND. 0,56 CINTA SEÑALIZADORA, PLASTICO PESADO ROJO, 0.05m ANCHO, INST. CABLE SUBTERRANEO DE B.T. METRO 0,05

DUCTOS DE CONCRETO METRO 3,65

DUCTOS DE CONCRETO, 2 VIAS METRO 3,25

EMPALME ASIMETRICO EN M.T. PARA CABLES NKY-N2XSY DE 35-35 mm2 UND. 150,00

EMPALME DERECHO PARA CABLE N2XSY 10 KV DE 25 mm2. UND. 64,50

EMPALME DERECHO PARA CABLE NKY(10 KV) DE 16 mm2. UND. 129,65





EMPALME EN DERIVACION PARA CABLE N2XSY 10 KV. DE 25 mm2. UND. 177,96

EMPALME DERECHO CABLE SECO N2XSY 22,9 KV 1x25 mm2 AUTOCONTRAIBLE UND. 104,50

EMPALME EN DERIVACION PARA CABLE NKY 10 KV 16/16 mm2. UND. 348,70

EMPALME EN DERIVACION PARA CABLE NKY 10 KV 35/35-16 mm2. UND. 353,10



EMPALMES UNIPOLARES PARA CABLES NYY ( 16-35) DE BAJA TENSION UND. 1,66

EMPALMES UNIPOLARES PARA CABLES NYY ( 70) DE BAJA TENSION UND. 2,17

EMPALMES UNIPOLARES PARA CABLES NYY (120-185) DE BAJA TENSION UND. 3,48

EMPALME DERECHO CABLE SECO N2XSY 1x 70 mm2 15KV PREMOLDEADO UND. 62,44

EMPALME DERECHO CABLE SECO N2XSY 1x120 mm2 15KV PREMOLDEADO UND. 73,46

EMPALME DERECHO CABLE SECO N2XSY 1x240 mm2 15KV PREMOLDEADO UND. 90,25



EMPALME DERECHO CABLE SECO N2XSY 22,9 KV 1x120 mm2 AUTOCONTRAIBLE UND. 251,67

EMPALME DERECHO CABLE SECO N2XSY 22,9 KV. 1X240MM2 AUTOCONTRAIBLE UND. 422,50



EMPALME EN DERIVACION PARA CABLE N2XSY 10 KV. DE 35 mm2 UND. 300,00




EMPALME DERECHO PARA CABLE N2XSY (10 KV) DE 35 mm2 UND. 66,00 EMPALME ASIMETRICO DERECHO Y DERIVACION EN B.T. PARA CABLES NKY-NYY DE 70/6-70 mm2 UND. 32,90

EMPALMES UNIPOLARES PARA CABLES NYY 300 mm2 DE BAJA TENSION UND. 7,86

AMARRE PREFORMADO PARA AISLADOR PIN UND. 1,77

AMARRE DE ALUMINIO B.T. UND. 1,45 TERMINAL EXTERIOR TERMORESTRINGENTE PARA CABLE N2XSY 10 KV. DE 25 mm2. UND. 45,18 TERMINAL EXTERIOR TERMORESTRINGENTE PARA CABLE SECO 10 KV. DE 16-35 mm2. UND. 61,42 TERMINAL EXTERIOR TERMORESTRINGENTE PARA CABLE N2XSY 22.9 KV. DE 50 mm2. UND. 121,00 TERMINAL INTERIOR TERMORESTRINGENTE PARA CABLE N2XSY 22.9 KV. DE 50 mm2. UND. 65,00 TERMINAL EXTERIOR TERMORESTRINGENTE PARA CABLE N2XSY 22.9 KV. DE 120 mm2. UND. 170,00 TERMINAL INTERIOR TERMORESTRINGENTE PARA CABLE N2XSY 22.9 KV. DE 120 mm2. UND. 210,11 TERMINAL EXTERIOR TERMORESTRINGENTE PARA CABLE N2XSY 22.9 KV. DE 240 mm2. UND. 160,00 TERMINAL INTERIOR TERMORESTRINGENTE PARA CABLE N2XSY 22.9 KV. DE 240 mm2. UND. 75,00

TERMINAL EXTERIOR TERMORESTRINGENTE PARA CABLE SECO 10 KV. DE 70 mm2. UND. 73,23

TERMINAL EXTERIOR TERMORESTRINGENTE PARA CABLE SECO 10 KV. DE 120 mm2. UND. 70,91

TERMINAL EXTERIOR TERMORESTRINGENTE PARA CABLE SECO 10 KV. DE 240 mm2. UND. 79,99 TERMINAL INTERIOR TERMORESTRINGENTE PARA CABLE N2XSY 10 KV. DE 25 mm2. UND. 38,60

TERMINAL INTERIOR TERMORESTRINGENTE PARA CABLE NKY 10 KV. DE 16 mm2. UND. 90,75




TERMINAL INTERIOR TERMORESTRINGENTE PARA CABLE NKY 10 KV. DE 240 mm2. UND. 158,70 TERMINAL INTERIOR TERMORESTRINGENTE PARA CABLE SECO 10 KV. DE 16-35 mm2. UND. 51,33

TERMINAL INTERIOR TERMORESTRINGENTE PARA CABLE SECO 10 KV. DE 70 mm2. UND. 55,74



TERMINAL PARA B.T. PARA CABLE NKY UND. 20,41

TERMINAL EXTERIOR TERMORESTRINGENTE PARA CABLE NKY 10 KV. DE 16 mm2. UND. 98,00






TERMINACIONES PARA CABLE SECO TRIPOLAR, INTERIOR, 15 KV., 120 - 240 mm2 UND. 71,50

TERMINAL DE COBRE DE PRESION PARA CONDUCTOR DE 35 mm2 UND. 0,45



TERMINAL EXTERIOR TERMORESTRINGENTE PARA CABLE NKY 10 KV. DE 240 mm2. UND. 182,43 TERMINAL EXTERIOR TERMORESTRINGENTE PARA CABLE N2XSY 22.9 KV. DE 25 mm2. UND. 45,00 TERMINAL INTERIOR TERMORESTRINGENTE PARA CABLE N2XSY 22.9 KV. DE 25 mm2. UND. 204,54

CABLE NYY DE 3-1X 70 mm2; BAJA TENSION METRO 6,36

CABLE NYY DE 3-1X120 mm2; BAJA TENSION METRO 9,76



CABLE NYY UNIPOLAR DE 6 mm2; BAJA TENSION METRO 0,29

















CABLE NYY DE 2X6 mm2; BAJA TENSION METRO 0,62



















CABLE N2XSY UNIPOLAR 13,2 KV; 25 mm2 METRO 2,80












CABLE N2XSY 18/30 KV UNIPOLAR 1X25MM2 METRO 3,91





CABLE N2XSY UNIPOLAR 10 KV; 185 mm2 METRO 9,40

CABLE NYSY UNIPOLAR 10 KV; 25 mm2 METRO 4,10











CABLE NKY BIPOLAR DE 6 mm2; BAJA TENSION METRO 2,76

CABLE NKY TRIPOLAR DE 6 mm2; BAJA TENSION METRO 1,98




















CABLE NKY UNIPOLAR DE 35 mm2; BAJA TENSION METRO 3,58










CABLE NKY TRIPOLAR DE 16 mm2; MEDIA TENSION METRO 11,51















CABLE NYBY DE 1x70 mm2; BAJA TENSION METRO 7,36

CABLE NYBY DE 1x120 mm2; BAJA TENSION METRO 18,17

CABLE N2YSEY DE 3-1X10 mm2; MEDIA TENSION METRO 6,73












CABLE N2YSY UNIPOLAR DE 10 mm2; MEDIA TENSION METRO 3,99










CABLE NA2XSY 3x150 mm2; MEDIA TENSION METRO 29,43

CONDUCTOR DE AA. DESNUDO 10 mm2, 1 HILO METRO 0,11

CONDUCTOR DE AA. DESNUDO 10 mm2, 7 HILOS METRO 0,11









CONDUCTOR DE AA. DESNUDO 85 mm2 METRO 0,77





CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO, DUPLEX DE 2 x 16 + 25 mm2 METRO 0,95







CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO, TRIPLEX DE 3 x 16 + 25 mm2 METRO 1,05








CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO, TRIPLEX DE 3 x 120 + 95 mm2 METRO 6,60 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO SP+AP 3x25 mm2+1x25 mm2+portante, PARA SP METRO 1,46 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO SP+AP 3x35 mm2+1x25 mm2+portante, PARA SP METRO 1,61 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO SP+AP 3x50 mm2+1x25 mm2+portante, PARA SP METRO 2,29 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO SP+AP 3x70 mm2+1x25 mm2+portante, PARA SP METRO 3,41 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO SP+AP 3x25 mm2+2x16 mm2+portante, PARA SP METRO 1,46 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO SP+AP 3x35 mm2+2x16 mm2+portante, PARA SP METRO 1,61 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO SP+AP 3x50 mm2+2x16 mm2+portante, PARA SP METRO 2,29 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO SP+AP 3x70 mm2+2x16 mm2+portante, PARA SP METRO 3,41

CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO DE 1x16 mm2+portante METRO 0,63






CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO DE 3x150 mm2+portante METRO 7,76 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO SP+AP 3x35 mm2+2x6 mm2+portante, PARA SP METRO 1,61 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO SP+AP 3x35 mm2+2x10 mm2+portante, PARA SP METRO 1,61 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO SP+AP 3x70 mm2+1x16 mm2+portante, PARA SP METRO 3,41 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO SP+AP 3x70 mm2+2x6 mm2+portante, PARA SP METRO 3,41 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO SP+AP 3x70 mm2+2x10 mm2+portante, PARA SP METRO 3,41 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO SP+AP 3x95 mm2+1x6 mm2+portante, PARA SP METRO 5,34 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO SP+AP 3x95 mm2+1x10 mm2+portante, PARA SP METRO 5,34 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO SP+AP 3x95 mm2+1x16 mm2+portante, PARA SP METRO 5,34 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO SP+AP 3x95 mm2+1x25 mm2+portante, PARA SP METRO 5,34 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO SP+AP 3x95 mm2+2x16 mm2+portante, PARA SP METRO 5,34 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO SP+AP 3x120 mm2+1x25 mm2+portante, PARA SP METRO 7,00 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO SP+AP 3x150 mm2+1x25 mm2+portante, PARA SP METRO 7,76



CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO SP+AP 3x25 mm2+1x25 mm2+portante, PARA AP METRO 0,95 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO SP+AP 3x35 mm2+1x25 mm2+portante, PARA AP METRO 0,95 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO SP+AP 3x50 mm2+1x25 mm2+portante, PARA AP METRO 0,95 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO SP+AP 3x70 mm2+1x25 mm2+portante, PARA AP METRO 0,95 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO SP+AP 3x25 mm2+2x16 mm2+portante, PARA AP METRO 1,16 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO SP+AP 3x35 mm2+2x16 mm2+portante, PARA AP METRO 1,16 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO SP+AP 3x50 mm2+2x16 mm2+portante, PARA AP METRO 1,16 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO SP+AP 3x70 mm2+2x16 mm2+portante, PARA AP METRO 1,16 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO SP+AP 3x35 mm2+2x6 mm2+portante, PARA AP METRO 0,58 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO SP+AP 3x35 mm2+2x10 mm2+portante, PARA AP METRO 0,97 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO SP+AP 3x70 mm2+1x16 mm2+portante, PARA AP METRO 0,77 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO SP+AP 3x70 mm2+2x6 mm2+portante, PARA AP METRO 0,58 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO SP+AP 3x70 mm2+2x10 mm2+portante, PARA AP METRO 0,97 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO SP+AP 3x95 mm2+1x6 mm2+portante, PARA AP METRO 0,58 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO SP+AP 3x95 mm2+1x10 mm2+portante, PARA AP METRO 0,48 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO SP+AP 3x95 mm2+1x16 mm2+portante, PARA AP METRO 0,77 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO SP+AP 3x95 mm2+1x25 mm2+portante, PARA AP METRO 0,95 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO SP+AP 3x95 mm2+2x16 mm2+portante, PARA AP METRO 1,16 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO SP+AP 3x120 mm2+1x25 mm2+portante, PARA AP METRO 0,95 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO SP+AP 3x150 mm2+1x25 mm2+portante, PARA AP METRO 0,95 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO SP+AP 3x16 mm2+1x25 mm2+portante, PARA SP METRO 1,22 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO SP+AP 3x16 mm2+1x16 mm2+portante, PARA SP METRO 0,95 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO SP+AP 3x25 mm2+1x16 mm2+portante, PARA SP METRO 1,46 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO SP+AP 3x35 mm2+1x16 mm2+portante, PARA SP METRO 1,61 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO SP+AP 3x50 mm2+1x16 mm2+portante, PARA SP METRO 2,29 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO SP+AP 3x16 mm2+1x25 mm2+portante, PARA AP METRO 0,95 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO SP+AP 3x16 mm2+1x16 mm2+portante, PARA AP METRO 0,77 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO SP+AP 3x25 mm2+1x16 mm2+portante, PARA AP METRO 0,77

CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO SP+AP 3x35 mm2+1x16 METRO 0,77



mm2+portante, PARA AP

CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO SP+AP 3x50 mm2+1x16 mm2+portante, PARA AP METRO 0,77 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO SP+AP 3x16 mm2+2x16 mm2+portante, PARA AP METRO 1,16 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO SP+AP 3x16 mm2+2x16 mm2+portante, PARA SP METRO 1,22

CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO 3x35 mm2 + portante METRO 9,55





CONDUCTOR DE ALUM. PROTEGIDO, DE 10 mm2, 1 HILO; BAJA TENSION METRO 0,18

CONDUCTOR DE ALUM. PROTEGIDO, DE 16 mm2, 7 HILOS; BAJA TENSION METRO 0,20





CONDUCTOR DE ALUM. PROTEGIDO, DE 95 mm2; BAJA TENSION METRO 0,80





CONDUCTOR DE COBRE AUTOSOPORTADO DE 2 x 6 + 6 mm2 METRO 1,00




CONDUCTOR DE COBRE AUTOSOPORTADO DE 3 x 6 + 6 mm2 METRO 1,38 CONDUCTOR DE COBRE AUTOSOPORTADO SP+AP 3x16 mm2+1x16 mm2+portante, PARA SP METRO 2,06 CONDUCTOR DE COBRE AUTOSOPORTADO SP+AP 3x25 mm2+1x16 mm2+portante, PARA SP METRO 3,31 CONDUCTOR DE COBRE AUTOSOPORTADO SP+AP 3x25 mm2+1x16 mm2+portante, PARA AP METRO 1,21



CONDUCTOR DE COBRE AUTOSOPORTADO DE 3 x 25 + 25 mm2 METRO 3,31 CONDUCTOR DE COBRE AUTOSOPORTADO SP+AP 3x16 mm2+1x6 mm2+portante, PARA SP METRO 2,33 CONDUCTOR DE COBRE AUTOSOPORTADO SP+AP 3x35 mm2+1x6 mm2+portante, PARA SP METRO 3,70 CONDUCTOR DE COBRE AUTOSOPORTADO SP+AP 3x70 mm2+1x6 mm2+portante, PARA SP METRO 8,21 CONDUCTOR DE COBRE AUTOSOPORTADO SP+AP 3x10 mm2+1x10 mm2+portante, PARA SP METRO 1,65 CONDUCTOR DE COBRE AUTOSOPORTADO SP+AP 3x16 mm2+1x10 mm2+portante, PARA SP METRO 2,06

CONDUCTOR DE COBRE AUTOSOPORTADO SP+AP 3x25 mm2+1x10 mm2+portante, METRO 3,31



PARA SP

CONDUCTOR DE COBRE AUTOSOPORTADO SP+AP 3x35 mm2+1x10 mm2+portante, PARA SP METRO 3,70 CONDUCTOR DE COBRE AUTOSOPORTADO SP+AP 3x50 mm2+1x10 mm2+portante, PARA SP METRO 6,22 CONDUCTOR DE COBRE AUTOSOPORTADO SP+AP 3x70 mm2+1x10 mm2+portante, PARA SP METRO 8,21 CONDUCTOR DE COBRE AUTOSOPORTADO SP+AP 3x35 mm2+1x16 mm2+portante, PARA SP METRO 3,70 CONDUCTOR DE COBRE AUTOSOPORTADO SP+AP 3x50 mm2+1x16 mm2+portante, PARA SP METRO 6,22 CONDUCTOR DE COBRE AUTOSOPORTADO SP+AP 3x70 mm2+1x16 mm2+portante, PARA SP METRO 8,21 CONDUCTOR DE COBRE AUTOSOPORTADO SP+AP 3x16 mm2+2x6 mm2+portante, PARA SP METRO 2,06 CONDUCTOR DE COBRE AUTOSOPORTADO SP+AP 3x35 mm2+2x6 mm2+portante, PARA SP METRO 3,70 CONDUCTOR DE COBRE AUTOSOPORTADO SP+AP 3x16 mm2+2x10 mm2+portante, PARA SP METRO 2,06

CONDUCTOR DE COBRE AUTOSOPORTADO DE 1x6 mm2+portante METRO 0,69



















CONDUCTOR DE COBRE AUTOSOPORTADO DE 3x120 mm2+portante METRO 13,25 CONDUCTOR DE COBRE AUTOSOPORTADO SP+AP 3x10 mm2+1x6 mm2+portante, PARA SP METRO 1,65 CONDUCTOR DE COBRE AUTOSOPORTADO SP+AP 3x25 mm2+1x6 mm2+portante, PARA SP METRO 3,31 CONDUCTOR DE COBRE AUTOSOPORTADO SP+AP 3x50 mm2+1x6 mm2+portante, PARA SP METRO 6,22 CONDUCTOR DE COBRE AUTOSOPORTADO SP+AP 3x95 mm2+1x6 mm2+portante, PARA SP METRO 13,25 CONDUCTOR DE COBRE AUTOSOPORTADO SP+AP 3x120 mm2+1x6 mm2+portante, PARA SP METRO 16,72



CONDUCTOR DE COBRE AUTOSOPORTADO SP+AP 3x35 mm2+2x10 mm2+portante, PARA SP METRO 3,70 CONDUCTOR DE COBRE AUTOSOPORTADO SP+AP 3x16 mm2+1x6 mm2+portante, PARA AP METRO 0,63 CONDUCTOR DE COBRE AUTOSOPORTADO SP+AP 3x35 mm2+1x6 mm2+portante, PARA AP METRO 0,63 CONDUCTOR DE COBRE AUTOSOPORTADO SP+AP 3x70 mm2+1x6 mm2+portante, PARA AP METRO 0,63 CONDUCTOR DE COBRE AUTOSOPORTADO SP+AP 3x10 mm2+1x10 mm2+portante, PARA AP METRO 0,89 CONDUCTOR DE COBRE AUTOSOPORTADO SP+AP 3x16 mm2+1x10 mm2+portante, PARA AP METRO 0,89 CONDUCTOR DE COBRE AUTOSOPORTADO SP+AP 3x25 mm2+1x10 mm2+portante, PARA AP METRO 0,89 CONDUCTOR DE COBRE AUTOSOPORTADO SP+AP 3x35 mm2+1x10 mm2+portante, PARA AP METRO 0,89 CONDUCTOR DE COBRE AUTOSOPORTADO SP+AP 3x50 mm2+1x10 mm2+portante, PARA AP METRO 0,89 CONDUCTOR DE COBRE AUTOSOPORTADO SP+AP 3x70 mm2+1x10 mm2+portante, PARA AP METRO 0,89 CONDUCTOR DE COBRE AUTOSOPORTADO SP+AP 3x35 mm2+1x16 mm2+portante, PARA AP METRO 1,21 CONDUCTOR DE COBRE AUTOSOPORTADO SP+AP 3x50 mm2+1x16 mm2+portante, PARA AP METRO 1,21 CONDUCTOR DE COBRE AUTOSOPORTADO SP+AP 3x70 mm2+1x16 mm2+portante, PARA AP METRO 1,21 CONDUCTOR DE COBRE AUTOSOPORTADO SP+AP 3x16 mm2+2x6 mm2+portante, PARA AP METRO 1,13 CONDUCTOR DE COBRE AUTOSOPORTADO SP+AP 3x35 mm2+2x6 mm2+portante, PARA AP METRO 1,13 CONDUCTOR DE COBRE AUTOSOPORTADO SP+AP 3x16 mm2+2x10 mm2+portante, PARA AP METRO 1,16 CONDUCTOR DE COBRE AUTOSOPORTADO SP+AP 3x10 mm2+1x6 mm2+portante, PARA AP METRO 0,63 CONDUCTOR DE COBRE AUTOSOPORTADO SP+AP 3x25 mm2+1x6 mm2+portante, PARA AP METRO 0,63 CONDUCTOR DE COBRE AUTOSOPORTADO SP+AP 3x50 mm2+1x6 mm2+portante, PARA AP METRO 0,63 CONDUCTOR DE COBRE AUTOSOPORTADO SP+AP 3x95 mm2+1x6 mm2+portante, PARA AP METRO 0,63 CONDUCTOR DE COBRE AUTOSOPORTADO SP+AP 3x120 mm2+1x6 mm2+portante, PARA AP METRO 0,63 CONDUCTOR DE COBRE AUTOSOPORTADO SP+AP 3x35 mm2+2x10 mm2+portante, PARA AP METRO 1,16 CONDUCTOR DE COBRE AUTOSOPORTADO SP+AP 3x10 mm2+2x6 mm2+portante, PARA SP METRO 1,65 CONDUCTOR DE COBRE AUTOSOPORTADO SP+AP 3x10 mm2+2x10 mm2+portante, PARA SP METRO 1,65 CONDUCTOR DE COBRE AUTOSOPORTADO SP+AP 3x25 mm2+2x6 mm2+portante, PARA SP METRO 3,31 CONDUCTOR DE COBRE AUTOSOPORTADO SP+AP 3x70 mm2+2x10 mm2+portante, PARA SP METRO 8,21 CONDUCTOR DE COBRE AUTOSOPORTADO SP+AP 3x10 mm2+2x6 mm2+portante, PARA AP METRO 1,13 CONDUCTOR DE COBRE AUTOSOPORTADO SP+AP 3x10 mm2+2x10 mm2+portante, PARA AP METRO 1,32

CONDUCTOR DE COBRE AUTOSOPORTADO SP+AP 3x25 mm2+2x6 mm2+portante, METRO 1,13



PARA AP

CONDUCTOR DE COBRE AUTOSOPORTADO SP+AP 3x70 mm2+2x10 mm2+portante, PARA AP METRO 1,16 CONDUCTOR DE COBRE AUTOSOPORTADO SP+AP 3x25 mm2+2x10 mm2+portante, PARA SP METRO 3,31 CONDUCTOR DE COBRE AUTOSOPORTADO SP+AP 3x50 mm2+2x10 mm2+portante, PARA SP METRO 6,22 CONDUCTOR DE COBRE AUTOSOPORTADO SP+AP 3x25 mm2+2x10 mm2+portante, PARA AP METRO 1,16 CONDUCTOR DE COBRE AUTOSOPORTADO SP+AP 3x50 mm2+2x10 mm2+portante, PARA AP METRO 1,16 CONDUCTOR DE COBRE AUTOSOPORTADO SP+AP 3x10 mm2+1x16 mm2+portante, PARA SP METRO 1,70

CONDUCTOR DE COBRE AUTOSOPORTADO DE 3 x 25 mm2 + portante METRO 11,61





CONDUCTOR DE COBRE CONCENTRICO DE 2 x 4 mm2 METRO 0,40







CONDUCTOR DE COBRE DESNUDO 6 mm2, 7 HILOS METRO 0,23







CONDUCTOR DE COBRE DESNUDO 85 mm2 METRO 1,92







CONDUCTOR DE COBRE PROTEGIDO, DE 6 mm2, 7 HILOS; BAJA TENSION METRO 0,18









CONDUCTOR DE COBRE PROTEGIDO, DE 95 mm2; BAJA TENSION METRO 2,64




CONDUCTOR DE COBRE PROTEGIDO, DE 10 mm2; MEDIA TENSION METRO 0,43








CONDUCTOR DE COBRE TWT BIPLASTO DE 2 x 1,5 mm2 METRO 0,12

CONDUCTOR DE COBRE TWT BIPLASTO DE 2 x 2,5 mm2 METRO 0,16 ARANDELA CUADRADA CURVA DE 57X57X5 mm (2-1/4X2-1/4X3/16 PULG.); AGUJERO 17 mm. DIAM. UND. 0,15 ARANDELA CUADRADA CURVA DE 57X57X5 mm (2-1/4X2-1/4X3/16 PULG.); AGUJERO 21 mm. DIAM. UND. 0,20 ARANDELA CUADRADA CURVA DE 76X76X5 mm ( 3X3 X3/16 PULG); AGUJERO 17 mm. DIAM. UND. 0,30 ARANDELA CUADRADA CURVA DE 76X76X6 mm (3X3 X1/4 PULG.); AGUJERO 21 mm. DIAM. UND. 0,45 ARANDELA CUADRADA PLANA DE 57X57X5 mm (2-1/4X2-1/4X3/16 PULG.); AGUJERO 17 mm. DIAM. UND. 0,18

CONTRATUERCA CUADRADA PARA PERNO DE 5/8 UND. 0,34

CONTRATUERCA PARA PERNO DE 3/4 DIAM. UND. 0,68

CONTRATUERCA PARA PERNO DE 1/2 DIAM. UND. 0,27

CORREA PLASTICA DE AMARRE UND. 0,08

MORDAZA CONICA TERMINAL PARA MENSAJERO DE 50 mm2 UND. 3,29

MORDAZA DE SUSPENSION UND. 4,78

PERNO GANCHO DE SUSPENSION DE 240 mm X 16 mm2 DIAM. UND. 2,11



GRAPA DE SUSPENSION UND. 2,10

PERNO TIPO DOBLE ARMADO DE 18 PULG. LONG. X 5/8 PULG. DIAM. UND. 2,53

PERNO MAQUINADO DE 10 PULG. LONG. X 1/2 PULG. DIAM. UND. 1,24





PERNO TIPO OJO DE 8 PULG. LONG. X 5/8 PULG. DIAM. UND. 1,38



TIRAFONDO DE 100 mm LONG.; 13 mm DIAM. UND. 0,40



FLEJE DE ACERO INOXIDABLE DE 13 mm DE ANCHO X METRO ROLLO 0,64

FLEJE DE ACERO INOXIDABLE DE 19 mm DE ANCHO X METRO ROLLO 1,00

HEBILLA PARA FLEJE DE ACERO INOXIDABLE DE 13 mm DE ANCHO UND. 0,14

HEBILLA PARA FLEJE DE ACERO INOXIDABLE DE 19 mm DE ANCHO UND. 0,22

LADRILLO UND. 0,07

ARENA M3 4,60

PIEDRA M3 7,00

CEMENTO BOLSA 4,33

TERRENO (SUBESTACION DE DISTRIBUCION) M2 50,00

FIERRO DE CONSTRUCCION KILO 0,40

RIOSTRA PERFIL ANGULAR DE Fo Go DE 1 1/2 X 1 1/2 X 3/16 X 600 MM. UND. 3,00

CRUCETA DE MADERA DE 1000 X 90 X 115 mm. ( 3.3' X 3 1/2 X 4 1/2) UND. 7,50

CRUCETA DE MADERA DE 1500 X 90 X 115 mm. ( 5' X 3 1/2 X 4 1/2 ) UND. 8,00



CRUCETA DE MADERA DE 4X 4X 1.3 PIES UND. 1,45

CRUCETA DE MADERA DE 4X 4X 4 PIES UND. 4,39 CRUCETA ASIMETRICA DE CONCRETO ARMADO Za/1.50/0.90/250 CON AGUJERO 210 mm. UND. 8,48

CRUCETA DE CONCRETO ARMADO Z/1.20/300; 160 mm. DIAM. UND. 8,66

MENSULA DE CONCRETO ARMADO M/0.60/250 CON AGUJERO 145 mm. DIAM. UND. 6,93

PALOMILLA DOBLE DE CONCRETO ARMADO PARA BIPOSTE DE 13 mts. UND. 23,87 PLATAFORMA SOPORTE DE TRANSFORMADOR DE CONCRETO ARMADO PARA BIPOSTE DE 13 mts. UND. 50,42

SOPORTE DE ACERO GALVANIZADO PARA TRANFORMADOR MONOFASICO AEREO UND. 12,87

POSTE DE CONCRETO ARMADO DE 9/200/120/255 UND. 61,66






POSTE DE CONCRETO ARMADO PARA A. P. 5/70/90/165 UND. 34,65








POSTE DE CONCRETO ARMADO PARA A. P. 25 m UND. 288,00



POSTE DE HORMIGON SECCION H, 8.70m/225 KG UND. 55,00






POSTE DE MADERA TRATADA DE 8 mts. CL.7 UND. 43,36











POSTE DE METAL DE 6 mts. UND. 82,64








POSTE DE METAL DE 7.0 mts. UND. 82,64



CONDUCTOR DE CU DESNUDO 16 mm2 (Nº 6AWG), PARA PUESTA A TIERRA METRO 0,49

CONECTOR TIPO AB PARA VARILLA DE PUESTA A TIERRA DE COPPERWELD UND. 0,64

PLANCHA DE COBRE PARA LINEA A TIERRA UND. 0,53

SALES, GELS UND. 6,50

BOVEDA CONCRETO CON TAPA PARA ELECTRODO DE PUESTA A TIERRA UND. 5,40

VARILLA DE PUESTA A TIERRA DE COPPERWELD, 2400 mm. LONG.; 16 mm. DIAM. UND. 4,90

BLOQUE DE ANCLAJE DE 700 X 700 X 200 mm.; AGUJERO DE 1 PULG. DIAM. UND. 5,03 CABLE PARA VIENTO DE ACERO GALVANIZADO TEMPLE S&M, 10 mm (3/8 PULG.) DIAM. METRO 0,40

CABLE PARA VIENTO DE COPPERWELD 7 X 9 AWG. METRO 1,39

AMARRE PREFORMADO DE COPPERWELD PARA RETENIDA UND. 5,95

AMARRE PREFORMADO DE ACERO GALVANIZADO PARA RETENIDA UND. 1,27

GRAPA DOBLE VIA DE AG 3 PERNOS CABLE RETENIDA UND. 1,35

CANALETA DE ACERO GALVANIZADO PARA PROTECCION DE RETENIDA UND. 4,75

BRAZO METALICO DE APOYO PARA RETENIDA TIPO VIOLIN MT y BT UND. 5,25

ESLABON ANGULAR DE ACERO GALVANIZADO 50x110mm. AGUJERO 17.5MM - DAC UND. 0,57 PERNO DE ANCLAJE DE COPPERWELD O ALEACION DE COBRE DE 2400 mm DE LONG. UND. 7,78



VARILLA DE ANCLAJE CON OJO GUARDACABO DE 2400 mm LONG.; 16 mm DIAM. UND. 6,51

CONECTORES AISLADOS SEPARABLES, 600 A, 3 VIAS UND. 32,64

CONECTORES AISLADOS SEPARABLES, 600 A, BAJO CARGA, 1 DERIV. UND. 56,02

CONECTORES AISLADOS SEPARABLES, 600 A, BAJO CARGA, 2 DERIV. UND. 46,44

FUSIBLE LIMITADOR, UNIPOLAR, 50 A, EXTERIOR UND. 2,16



FUSIBLE EXPULSION, UNIPOLAR, 50 A, EXTERIOR UND. 2,58



FUSIBLE LIMITADOR DE CORRIENTE 10KV 100A INTERIOR UND. 46,40

INTERRUPTOR TERMOMAGNETICO B.T. 3 X 800 A. UND. 784,15

INTERRUPTOR BIPOLAR B.T. 2 X 30 A. UND. 2,00

INTERRUPTOR DE GRAN VOLUMEN DE ACEITE, TRIPOLAR, MT, 250 MVA, INTERIOR UND. 2 850,00

INTERRUPTOR DE GRAN VOLUMEN DE ACEITE, TRIPOLAR, MT, 500 MVA, INTERIOR UND. 2 963,00 INTERRUPTOR DE MINIMO VOLUMEN DE ACEITE, TRIPOLAR, 10 KV, In = 400 A, Pcc = 250 MVA, INTERIOR UND. 1 737,26 INTERRUPTOR DE MINIMO VOLUMEN DE ACEITE, TRIPOLAR, 10 KV, In = 400 A, Pcc = 500 MVA, INTERIOR UND. 3 259,31 INTERRUPTOR DE MINIMO VOLUMEN DE ACEITE, TRIPOLAR, 12 KV, In = 630 A, Pcc = 330 MVA, INTERIOR UND. 3 456,73 INTERRUPTOR DE MINIMO VOLUMEN DE ACEITE, TRIPOLAR, 12 KV, In = 800 A, Pcc = 420 MVA, INTERIOR UND. 4 134,00 INTERRUPTOR DE MINIMO VOLUMEN DE ACEITE, TRIPOLAR, 12 KV, In = 1250 A, Pcc > 600 MVA, INTERIOR UND. 4 968,00 INTERRUPTOR DE MINIMO VOLUMEN DE ACEITE, TRIPOLAR, 24 KV, In = 630 A, Pcc = 420 MVA, INTERIOR UND. 6 820,00 INTERRUPTOR DE MINIMO VOLUMEN DE ACEITE, TRIPOLAR, 24 KV, In = 800 A, Pcc > 600 MVA, INTERIOR UND. 8 200,00

INTERRUPTOR CORTE EN ACEITE, TRIFASICO, 15 KV, In = 400 A EXTERIOR UND. 3 720,00

RECLOSER HIDRAULICO, TRIPOLAR, 2.4 - 14.4 KV, In = 50 A, Icc = 1250 A, EXTERIOR UND. 3 545,10




RECLOSER HIDRAULICO, TRIPOLAR, 2.4 - 14.4 KV, In = 400 A, Icc = 6000 A, EXTERIOR UND. 10 600,00 RECLOSER HIDRAULICO, TRIPOLAR, 2.4 - 14.4 KV, In = 560 A, Icc = 10000 A, EXTERIOR UND. 10 600,00 RECLOSER HIDRAULICO, TRIPOLAR, 2.4 - 14.4 KV, In = 560 A, Icc = 12000 A, EXTERIOR UND. 12 208,35 RECLOSER HIDRAULICO, TRIPOLAR, 2.4 - 14.4 KV, In = 560 A, Icc = 16000 A, EXTERIOR UND. 11 653,43

RECLOSER HIDRAULICO, TRIPOLAR, 24.9 KV, In = 560 A, Icc = 10000 A, EXTERIOR UND. 10 200,00

RECLOSER HIDRAULICO, TRIPOLAR, 24.9 KV, In = 560 A, Icc = 12000 A, EXTERIOR UND. 10 809,14

RECLOSER HIDRAULICO, TRIPOLAR, 24.9 KV, In = 560 A, Icc = 8000 A, EXTERIOR UND. 10 027,25 RECLOSER INTERRUPCION EN VACIO, TRIFASICO, 12 KV, In = 600 A CON CONTROL ELECTRONICO UND. 8 154,63

RECLOSER HIDRAULICO, UNIPOLAR, 2.4 - 14.4 KV, In = 50 A, Icc = 1250 A, EXTERIOR UND. 2 727,00





RECLOSER HIDRAULICO, UNIPOLAR, 24.9 KV, In = 100 A, Icc = 2000 A, EXTERIOR UND. 4 242,00

RECLOSER HIDRAULICO, UNIPOLAR, 24.9 KV, In = 280 A, Icc = 4000 A, EXTERIOR UND. 5 082,00 INTERRUPTOR DE SOPLADO MAGNETICO, TRIPOLAR, 15 KV, In = 1250 A, Pcc = 250 MVA, INTERIOR UND. 6 727,40

INTERRUPTOR DE VACIO, TRIPOLAR, 500 MVA, INTERIOR UND. 3 219,99

INTERRUPTOR NEUMATICO, TRIPOLAR, 12 KV, 500 MVA, INTERIOR UND. 4 543,10

INTERRUPTOR SF6, TRIPOLAR, 500 MVA, INTERIOR UND. 3 400,00

INTERRUPTOR DE VACIO TRIPOLAR In = 400/630 A 10 KV INTERIOR UND. 3 400,00

INTERRUPTOR DE VACIO TRIPOLAR In = 630 A 22,9 KV INTERIOR UND. 7 008,00

CELDA PARA INTERRUPTOR M.T. EN S.E. CONVENCIONAL UND. 856,58

ESTRUCTURA METALICA O CELDAS PARA S.E. CONVENCIONAL DE 5X9.5M2. UND. 736,15

ESTRUCTURA METALICA O CELDAS PARA S.E. CONVENCIONAL DE 5X7.5M2. UND. 656,50

ESTRUCTURA METALICA O CELDAS PARA S.E. CONVENCIONAL DE 5X4M2. UND. 601,49

CARPINTERIA METALICA PARA S.E. CONVENCIONAL A NIVEL UND. 456,86

CARPINTERIA METALICA PARA S.E. CONVENCIONAL SUBTERRANEA UND. 811,74

BANCO DE CONDENSADORES FIJO, TRIPOLAR, 300 KVAR, 10-15 KV, EXTERIOR UND. 414,93

BANCO DE CONDENSADORES FIJO, MONOFASICO, 100 KVAR, 10-15 KV, EXTERIOR UND. 125,00 REGULADOR DE TENSION, MONOFASICO, 15 KV, In = 200 A CON CONTROL ELECTRONICO UND. 12 071,14

CONDENSADOR MONOFASICO 50 KVAR 10 KV UND. 371,00



DERIVACION TRIFASICA TIPO BOVEDA 10 KV UND. 346,43

DERIVACION TRIFASICA TIPO PEDESTAL 10 KV UND. 315,12

CELDA PARA TRANSFORMADOR MT/BT, EN S.E. CONVENCIONAL UND. 872,23

ESTRUCTURA METALICA O CELDAS PARA S.E. CONVENCIONAL DE 3.5X7M2. UND. 165,00

SECCIONADOR UNIPOLAR AEREO DE In = 350 A. EXTERIOR UND. 78,89 SECCIONALIZADOR HIDRAULICO CORTE EN ACEITE, TRIPOLAR, 14,4 KV, In = 200 A, Icc = 9000 A, EXTERIOR UND. 8 057,41 SECCIONALIZADOR HIDRAULICO CORTE EN ACEITE, UNIPOLAR, 14,4 KV, In = 5 A, Icc = 800 A, EXTERIOR UND. 2 350,00 SECCIONALIZADOR HIDRAULICO CORTE EN ACEITE, UNIPOLAR, 27 KV, In=200A, EXTERIOR, ELECTRONICO, CORROSION UND. 9 266,02 PARARRAYO CLASE DISTRIBUCION, 10.2 KV, PARA SISTEMA DE 10 KV L-L, OXIDO DE ZINC UND. 63,80 PARARRAYO CLASE DISTRIBUCION, 15.3 KV, PARA SISTEMA DE 13.2/22.9 KV, OXIDO DE ZINC UND. 70,40

SECCIONADOR FUSIBLE (CUT-OUT) x1, 5.2/7.8 KV, 50 A, EXTERIOR UND. 42,00




SECCIONADOR FUSIBLE (CUT-OUT), 15 KV, 50 A, EXTERIOR UND. 55,00



SECCIONADOR FUSIBLE (CUT-OUT), 15/26 KV, 100 A, EXTERIOR UND. 98,16



SECCIONADOR FUSIBLE (CUT-OUT), 15/26 KV, 200 A, EXTERIOR UND. 102,00 SECCIONADOR FUSIBLE (CUT-OUT), UNIPOLAR x2, 7.8/13.5 KV, 100 A, INCL. ACCES. DE INSTAL. EXTERIOR, CORROSION UND. 152,76 SECCIONADOR FUSIBLE (CUT-OUT), UNIPOLAR x3, 7.8/13.5 KV, 100 A, INCL. ACCES. DE INSTAL. EXTERIOR, CORROSION UND. 180,00 SECCIONADOR FUSIBLE (CUT-OUT), UNIPOLAR x3, 15 KV, 200 A, INCL. ACCES. DE INSTAL. EXTERIOR, CORROSION UND. 105,00 SECCIONADOR FUSIBLE TRIPOLAR PARA FUSIBLE NH, HORIZONTAL, TIPO INTERIOR UND. 60,00

SECCIONADOR FUSIBLE TRIPOLAR PARA FUSIBLE NH, VERTICAL, TIPO INTERIOR UND. 114,84

SECCIONADOR TRIPOLAR PARA FUSIBLE NH HORIZONTAL 220V, 250A. UND. 66,53

SECCIONADOR TRIPOLAR PARA FUSIBLE NH VERTICAL 220V,400A. UND. 127,21

SECCIONADOR TRIPOLAR PARA FUSIBLE NH VERTICAL 220V, 630A. UND. 162,03

CAJA SECCIONADORA SF6, 3 VIAS, M.T. UND. 8 951,70 SECCIONADOR BAJO CARGA, FUSIBLE LIMITADOR, TRIPOLAR, 10/12 KV, 400/630 A, INTERIOR UND. 1 150,00 SECCIONADOR BAJO CARGA, SOPLADO AUTONEUMATICO, TRIPOLAR, 10/12 KV, 400/630 A, INTERIOR UND. 906,45 SECCIONADOR BAJO CARGA, FUSIBLE LIMITADOR, TRIPOLAR, 22,9 KV, 400/630 A, INTERIOR UND. 1 817,22

SECCIONADOR FUSIBLE UNIPOLAR DE 10 KV; 200 A. TIPO INTERIOR UND. 300,00

SECCIONADOR UNIPOLAR, In = 350 A, INTERIOR UND. 116,21

SECCIONADOR UNIPOLAR x 1, In = 400/600 A, INTERIOR UND. 81,00

SECCIONADOR UNIPOLAR x 1, In = 400 A, EXTERIOR, 22,9 KV UND. 81,00

SECCIONADOR UNIPOLAR x 1, In = 400 A, INTERIOR, 22,9 KV UND. 54,91 SECCIONADOR BAJO CARGA, SOPLADO AUTONEUMATICO, TRIPOLAR, 10/12 KV, 400/630 A, EXTERIOR UND. 1 610,00

BARRA DE COBRE PARA TABLERO B.T. 40 X 5 mm. UND. 5,30 SOPORTE DE TABLERO DE DIST. SEC. Y AP. PARA S.E. CONVENCIONAL DE 5.00 X 4.00 m. UND. 374,00 SOPORTE DE TABLERO DE DIST. SEC. Y AP. PARA S.E. CONVENCIONAL DE 5.00 X 7.50 m. UND. 434,52

TABLERO DE DISTRIBUCION, PARA S.E. AEREA BIPOSTE. UND. 135,23 TABLERO DE DISTRIBUCION, PARA S.E. BIPOSTE/COMPACTA BOVEDA Y ACCESORIOS, TAMAÑO 1 UND. 496,58

TABLERO DE DISTRIBUCION, PARA S.E. AEREA MONOPOSTE UND. 416,54 TRANSFORMADOR COMPACTO BOVEDA DE 50 KVA TRIFASICO UND. 5 072,34

TRANSFORMADOR COMPACTO BOVEDA DE 100 KVA TRIFASICO UND. 7 048,18






TRANSFORMADOR COMPACTO BOVEDA DE 300 KVA TRIFASICO UND. 8783,48











TRANSFORMADOR COMPACTO PEDESTAL DE 100 KVA TRIFASICO UND. 7 289,27
















TRANSFORMADOR COMPACTO PEDESTAL DE 80 KVA TRIFASICO UND. 6 781,82 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 5 KVA; 7.62/0.44-0.22 KV. UND. 660,00

TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 5 KVA; 10/0.22 KV. UND. 693,00

TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 5 KVA; 13.2/0.22 KV. UND. 726,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 5 KVA; 13.2/0.44-0.22 KV. UND. 726,00




TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 10 KVA; 22.9/0.22 KV. UND. 880,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 50 KVA 2.3 / 0.38-0.22 KV UND. 1 430,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 50 KVA 13.2 / 0.38-0.22 KV UND. 1 595,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 50 KVA 10 / 0.44-0.22 KV UND. 1 518,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 50 KVA 10 / 0.38-0.22 KV UND. 1 518,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 75 KVA 10 / 0.38-0.22 KV UND. 1 650,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 75 KVA 10 / 0.44-0.22 KV UND. 1 650,00



TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 80 KVA 2.3 / 0.38-0.22 KV UND. 1 925,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 80 KVA 10 / 0.38-0.22 KV UND. 2 310,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 15 KVA; 7.62/0.44-0.22 KV. UND. 995,50 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 1,5 KVA; 7.62/0.22 KV. UND. 661,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 1,5 KVA; 10/0.38-0.22 KV. UND. 495,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 1,5 KVA; 10/0.44-0.22 KV. UND. 495,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 1,5 KVA; 12/0.44-0.22 KV. UND. 506,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 1,5 KVA; 13.2/0.38-0.22 KV. UND. 506,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 1,5 KVA; 22.9/0.38-0.22 KV. UND. 539,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 1,5 KVA; 22.9/0.44-0.22 KV. UND. 539,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 3 KVA; 10/0.44-0.22 KV. UND. 550,00

TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 3 KVA; 12/0.22 KV. UND. 561,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 3 KVA; 12/0.44-0.22 KV. UND. 561,00

TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 15 KVA; 10/0.22 KV. UND. 1 007,60 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 3 KVA; 22.9/0.44-0.22 KV. UND. 583,00

TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 5 KVA; 7.62/0.22 KV. UND. 710,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 5 KVA; 10/0.38-0.22 KV. UND. 693,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 5 KVA; 12/0.38-0.22 KV. UND. 726,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 5 KVA; 12/0.44-0.22 KV. UND. 726,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 5 KVA; 13.2/0.38-0.22 KV. UND. 726,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 5 KVA; 22.9/0.38-0.22 KV. UND. 770,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 5 KVA; 22.9/0.44-0.22 KV. UND. 770,00

TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 7 KVA; 7.62/0.22 KV. UND. 738,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 7 KVA; 10/0.38-0.22 KV. UND. 715,00

TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 15 KVA; 13.2/0.22 KV. UND. 1 023,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 7 KVA; 10/0.44-0.22 KV. UND. 715,00

TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 7 KVA; 12/0.22 KV. UND. 737,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 7 KVA; 12/0.44-0.22 KV. UND. 737,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 7 KVA; 13.2/0.38-0.22 KV. UND. 737,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 7 KVA; 22.9/0.38-0.22 KV. UND. 792,00



TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 7 KVA; 22.9/0.44-0.22 KV. UND. 792,00

TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 10 KVA; 2.3/0.22 KV. UND. 780,00

TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 10 KVA; 7.62/0.22 KV. UND. 780,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 10 KVA; 10/0.38-0.22 KV. UND. 789,80

TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 10 KVA; 12/0.22 KV. UND. 819,50 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 15 KVA; 13.2/0.44-0.22 KV. UND. 1 023,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 10 KVA; 12/0.44-0.22 KV. UND. 819,50 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 10 KVA; 13.2/0.38-0.22 KV. UND. 819,50 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 10 KVA; 22.9/0.38-0.22 KV. UND. 880,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 10 KVA; 22.9/0.44-0.22 KV. UND. 880,00

TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 15 KVA; 2.3/0.22 KV. UND. 935,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 15 KVA; 22.9/0.38-0.22 KV. UND. 1 078,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 15 KVA; 22.9/0.44-0.22 KV. UND. 1 078,00

TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 20 KVA; 7.62/0.22 KV. UND. 1 111,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 20 KVA; 10/0.38-0.22 KV. UND. 1 210,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 20 KVA; 10/0.44-0.22 KV. UND. 1 210,00

TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 15 KVA; 22.9/0.22 KV. UND. 1 078,00

TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 20 KVA; 12/0.22 KV. UND. 1 265,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 20 KVA; 12/0.44-0.22 KV. UND. 1 265,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 20 KVA; 13.2/0.38-0.22 KV. UND. 1 265,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 20 KVA; 22.9/0.38-0.22 KV. UND. 1 320,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 20 KVA; 22.9/0.44-0.22 KV. UND. 1 320,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 25 KVA; 10/0.38-0.22 KV. UND. 1 320,00

TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 25 KVA; 12/0.22 KV. UND. 1 408,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 25 KVA; 12/0.38-0.22 KV. UND. 1 408,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 25 KVA; 12/0.44-0.22 KV. UND. 1 408,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 25 KVA; 22.9/0.38-0.22 KV. UND. 1 430,00

TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 25 KVA; 7.62/0.22 KV. UND. 1 276,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 30 KVA; 10/0.44-0.22 KV. UND. 1 375,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 30 KVA; 12/0.44-0.22 KV. UND. 1 430,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 30 KVA; 22.9/0.44-0.22 KV. UND 1 529,00



TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 37.5 KVA; 2.3/0.22 KV. UND. 1 380,00

TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 37.5 KVA; 12/0.22 KV. UND. 1 474,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 37.5 KVA; 12/0.44-0.22 KV. UND. 1 474,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 37.5 KVA; 22.9/0.38-0.22 KV. UND. 1 551,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 50 KVA; 22.9/0.38-0.22 KV. UND. 1 870,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 50 KVA; 22.9/0.44-0.22 KV. UND. 1 870,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 75 KVA; 13.2/0.38-0.22 KV. UND. 1 815,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 25 KVA; 7.62/0.44-0.22 KV. UND. 1 276,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 75 KVA; 22.9/0.44-0.22 KV. UND. 2 200,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 75 KVA; BT/0.38-0.22 KV. UND. 1 485,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 125 KVA; 10/0.38-0.22 KV. UND. 2 640,00

TRANSFORMADOR MONOFASICO DE 10 KVA, 2.3/0.44-0.22 KV. UND. 780,00




TRANSFORMADOR MONOFASICO DE 25 KVA, 7.62/0.22 KV. UND. 1 276,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 15 KVA; 2.3/0.38-0.22 KV. UND. 935,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 25 KVA; 13.2/0.38-0.22 KV. UND. 1 408,00

TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 25 KVA; 10/0.22 KV. UND. 1 320,00

TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 30 KVA; 2.3/0.22 KV. UND. 1 232,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 30 KVA; 10/0.38-0.22 KV. UND. 1 375,00

TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 37.5 KVA; 5.8/0.22 KV. UND. 1 342,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 40 KVA; 10/0.38-0.22 KV. UND. 1 452,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 40 KVA; 13.2/0.38-0.22 KV. UND. 1 507,00

TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 50 KVA; 5.8/-0.22 KV. UND. 1 441,00

TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 75 KVA; 5.8/0.22 KV. UND. 1 540,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 75 KVA; 22.9/0.38-0.22 KV. UND. 2 200,00


TRANSFORMADOR MONOFASICO DE 250 KVA, 10/0.22 KV. UND. 3 300,00


TRANSFORMADOR MONOFASICO DE 250 KVA, 13.2/0.22 KV. UND. 3 520,00

TRANSFORMADOR MONOFASICO DE 250 KVA, 13.2/0.38-0.22 KV. UND. 3 520,00

TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 1,5 KVA; 2.3/0.22 KV. UND. 661,00





TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 25 KVA; 13.2/0.44-0.22 KV. UND. 1 408,00

TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 5 KVA; MT/0.22 KV. UND. 710,00




TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 15 KVA; 10/BT KV. UND. 1 007,60 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 15 KVA; 12/0.44-0.22 KV. UND. 1 023,00


TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 15 KVA; MT/0.22 KV. UND. 1 007,60




TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 25 KVA; 10/BT KV. UND. 1 320,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 25 KVA; 22.9 KV/BT KV. UND. 1 430,00

TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 25 KVA; MT/0.22 KV. UND. 1 320,00

TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 30 KVA; 13.2/BT KV. UND. 1 430,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 40 KVA; 10/0.44-0.22 KV. UND. 1 452,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 40 KVA; 12/0.38-0.22 KV. UND. 1 507,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 40 KVA; 12/0.44-0.22 KV. UND. 1 507,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 40 KVA; 2.3/0.44-0.22 KV. UND. 1 375,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 40 KVA; 22.9/0.38-0.22 KV. UND. 1 705,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 37.5 KVA; 7.62/0.22 KV. UND. 1 430,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 40 KVA; 22.9/0.44-0.22 KV. UND. 1 705,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 40 KVA; 5.8/0.38-0.22 KV. UND. 1 391,50


TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 40 KVA; MT/0.22 KV. UND. 1 452,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 40 KVA; MT/0.38-0.22 KV. UND. 1 452,00

TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 50 KVA; 12/0.22 KV. UND. 1 595,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 50 KVA; 12/0.38-0.22 KV. UND. 1 595,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 50 KVA; 12/0.44-0.22 KV. UND. 1 595,00

TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 75 KVA; 10KV/ BT UND. 1 650,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 75 KVA; 12/0.44-0.22 KV UND. 1 815,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 37.5 KVA; 7.62/0.44-0.22 KV. UND. 1 375,00



TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 75 KVA; 13.2KV/ BT UND. 1 815,00

TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 75 KVA; 2.3/0.22 KV UND. 1 485,00

TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 75 KVA; MT/0.22 KV UND. 1 650,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 80 KVA; 13.2/0.38-0.22 KV UND. 2 530,00

TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 80 KVA; 2.3/0.22 KV UND. 1 925,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 125 KVA; 13.2/0.38-0.22 KV. UND. 2 750,00

TRANSFORMADOR MONOFASICO DE 10 KVA, 2.3/0.22 KV. UND. 748,00

TRANSFORMADOR MONOFASICO DE 10 KVA, 13.2/0.22 KV. UND. 819,50


TRANSFORMADOR MONOFASICO DE 50 KVA, 10/0.38-0.22 KV. UND. 1 518,00

TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 37.5 KVA; 10/0.22 KV. UND. 1 408,00

TRANSFORMADOR MONOFASICO DE 50 KVA, 10KV/BT UND. 1 518,00



TRANSFORMADOR MONOFASICO DE 167 KVA, 13.2/0.44-0.22 KV. UND. 3 080,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 5 KVA; 2.3/0.44-0.22 KV. UND. 710,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 37.5 KVA; 2.3/0.44-0.22 KV. UND. 1 320,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 37.5 KVA; 5.8/0.38-0.22 KV. UND. 1 342,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 37.5 KVA; 12/0.38-0.22 KV. UND. 1 474,00

TRANSFORMADOR MONOFASICO DE 15 KVA, 7.62/0.44-0.22 KV. UND. 995,50 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 37.5 KVA; 13.2/0.22 KV. UND. 1 474,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 37.5 KVA; 13.2/0.44-0.22 KV. UND. 1 474,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 37.5 KVA; 22.9/0.22 KV. UND. 1 551,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 50 KVA; 7.62/0.44-0.22 KV. UND. 1 485,00






TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 75 KVA; 22.9/0.22 KV. UND. 2 200,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 1,5 KVA; 7.62/0.44-0.22 KV. UND. 473,00

TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 1,5 KVA; 10/0.22 KV. UND. 495,00

TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 1,5 KVA; 13.2/0.22 KV. UND. 506,00

TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 1,5 KVA; 13.2/0.44- UND. 506,00



0.22 KV.

TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 1,5 KVA; 22.9/0.22 KV. UND. 539,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 3 KVA; 7.62/0.44-0.22 KV. UND. 552,50



















TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 125 KVA; 10/0.22 KV. UND. 2 640,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 125 KVA; 13.2/0.22 KV. UND. 2 750,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 10 KVA 2.3 / 0.44-0.22 KV UND. 780,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 15 KVA 10 / 0.38-0.22 KV UND. 1 007,60

TRANSFORMADOR MONOFASICO DE 5 KVA, 10/0.44-0.22 KV. UND. 710,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 15 KVA 2.3 / 0.44-0.22 KV UND. 935,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 15 KVA 13.2 / 0.38-0.22 KV UND. 1 023,00

TRANSFORMADOR MONOFASICO DE 10 KVA, 10/0.44-0.22 KV. UND. 789,80

TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 25 KVA 2.3 / 0.22 KV UND. 1 166,00



TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 25 KVA 2.3 / 0.44-0.22 KV UND. 1 166,00



TRANSFORMADOR MONOFASICO DE 25 KVA, 22.9-10/0.44-0.22 KV. UND. 1 430,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 37.5 KVA 2.3 / 0.38-0.22 KV UND. 1 320,00

TRANSFORMADOR MONOFASICO DE 25 KVA, 10/0.44-0.22 KV. UND. 1 320,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 37.5 KVA 10 / 0.38-0.22 KV UND. 1 408,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 37.5 KVA 10 / 0.44-0.22 KV UND. 1 408,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 37.5 KVA 13.2 / 0.38-0.22 KV UND. 1 474,00 TRANSFORMADOR MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 37.5 KVA 22.9 / 0.44-0.22 KV UND. 1 551,00


TRANSFORMADOR DE 10 KVA MONOFASICO UND. 660,00

TRANSFORMADOR DE 25 KVA MONOFASICO UND. 1 012,00




TRANSFORMADOR DE 1100 KVA TRIFASICO 2,3KV/10KV UND. 11 550,00

TRANSFORMADOR DE 25 KVA TRIFASICO UND. 1 650,00





















TRANSFORMADOR DE 25 KVA TRIFASICO 10 / 0.38-0.22 KV UND. 1 650,00



TRANSFORMADOR DE 50 KVA TRIFASICO 5.8 / 0.22 KV UND. 1 632,40















TRANSFORMADOR DE 320 KVA TRIFASICO 2.3 / 0.38-0.22 KV UND. 5 330,00


























TRANSFORMADOR DE 375 KVA TRIFASICO 10 / 0.38-0.22 KV UND 6 468,00



TRANSFORMADOR DE 400 KVA TRIFASICO 22.9 / BT KV UND. 6 808,00




TRANSFORMADOR DE 650 KVA TRIFASICO 2.3 / 10 KV UND. 13 000,00




TRANSFORMADOR DE 3000 KVA TRIFASICO 22.9 / 10 KV UND. 33 000,00

TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 10 KVA; 10/0.22 KV. UND. 957,00

TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 10 KVA; 13.2/0.22 KV. UND. 1 001,00


TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 10 KVA; 22.9/0.38-0.22 KV. UND. 1 045,00

TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 15 KVA; 10/0.22 KV. UND. 1 138,50



















TRANSFORMADOR TRIFASICO 50 KVA 10 / 0.40 - 0.23 KV. UND. 1 815,00


TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 10 KVA; 2.3/0.44-0.22 KV. UND. 770,00



TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 10 KVA; 10/0.38-0.22 KV. UND. 957,00

TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 10 KVA; 10/0.44-0.22 KV. UND. 957,00

TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 10 KVA; 12/0.38-0.22 KV. UND. 1 001,00













TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 25 KVA; 5.8/0.22 KV UND. 1 500,00

TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 25 KVA; 7.62/0.22 KV UND. 1 500,00


TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 25 KVA; 10/0.38-0.22 KV UND. 1 320,00


TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 25 KVA; 12/0.22 KV UND. 1 419,00


TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 25 KVA; 22.9/0.44-0.22 KV UND. 1 430,00











































TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 125 KVA; 12/0.38-0.22 KV. UND 2 860,00



























TRANSFORMADOR TRIFASICO 25 KVA 2.3 / 0.22 KV. UND. 1 100,00





TRANSFORMADOR TRIFASICO 25 KVA 13.2 / 0.38-0.22 KV. UND. 1 419,00



TRANSFORMADOR TRIFASICO 50 KVA 2.3 / 0.38- 0.22 KV. UND. 1 822,00




TRANSFORMADOR TRIFASICO 100 KVA 10 / 0.22 KV. UND. 2 420,00






TRANSFORMADOR TRIFASICO 150 KVA 2.3 / 0.38- 0.22 KV. UND. 3 003,00

TRANSFORMADOR TRIFASICO 150 KVA 10 / 0.38- 0.22 KV. UND. 2 970,00










TRANSFORMADOR TRIFASICO 100 KVA 13.2/0.44-0.22 KV. UND. 2 530,00

TRANSFORMADOR TRIFASICO 100 KVA 13.2 KV/ BT UND. 2 530,00





TRANSFORMADOR TRIFASICO 150 KVA 2.3/0.22 KV UND. 3 003,00

TRANSFORMADOR TRIFASICO 160 KVA 2.3/0.38-0.22 KV UND. 3 184,00
























TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 10 KVA; 2.3/0.22 KV. UND. 770,00




















TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 40 KVA; 13.2 KB/BT UND. 1 705,00



TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 40 KVA, 22.9 KV/440/220 V UND. 1 760,00


TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 50 KVA, 22.9 KV/BT UND. 2 136,20

TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 75 KVA, 2.3 KV/220 V UND. 2 100,00


























TRANSFORMADOR DE 160 KVA TRIFASICO, 10 KV/BT UND. 3 184,00

TRANSFORMADOR DE 200 KVA TRIFASICO, 10 KV/440/220 V UND. 3 556,00






TRANSFORMADOR DE 480 KVA TRIFASICO, 10 KV/220 V UND. 6 050,00

TRANSFORMADOR DE 50 KVA TRIFASICO, MT/220 V UND. 1 822,00





TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 10 KVA, MT/380/220 V UND. 957,00

TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 125 KVA, MT/220 V UND. 2 695,00

TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 125 KVA, MT/380/220 V UND. 2 695,00


TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 15 KVA, 10 KV/BT UND. 1 350,00








TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 275 KVA, 10 KV/440/220 V UND. 4 400,00














TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 80 KVA, 12 KV/220 V UND. 2 277,00







TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 100 KVA, 12 KV/220 V UND. 2 530,00





























































TRANSFORMADOR TRIFASICO 50 kVA, 10/0.38-0.22 kV UND. 1 815,00






TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 15 KVA 13.2 / 0.38-0.22 KV UND. 1 262,80


TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 25 KVA 2.3 / 0.22 KV UND. 1 100,00






TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 30 KVA 10 / 0.38-0.22 KV UND. 1 463,00
































TIPOS DE ARMADOS

Dic-05

Anexo 2 Armados.doc 1 Oct-05

ARMADOS

Media Tensión Aérea Urbana

Armado Tipo Material Cantidad Conductor Conductor (metro) 1 000 Alineamiento 3 fases

Triangular Aislador pin 55-5 3

Amarre para aislador pin 3 Arandela 2 Contratuerca 1 Cruceta de concreto armado Z/1,20/300 1 Espiga 3 Perno 1 Poste de concreto armado de 12/200/120/300 1 Vertical Aislador pin 55-5 3 Amarre para aislador pin 3 Arandela 6 Contratuerca 3 Espiga 3 Ménsula de concreto armado de M/0,60/250 3 Perno 3 Poste de concreto armado 12/200/120/300 1 Cambio de dirección


3 fases Amarre para aislador pin 3 Arandela 2 Contratuerca 1 Cruceta de concreto armado Z/1,20/300 1 Espiga 3 Perno 1 Poste de concreto armado 13/300/150/345 1 Vertical Adaptador horquilla-bola 3 tipo 1 Aislador suspensión 52-4 3 Arandela 3 Contratuerca 3 Grampa de suspensión 3 Perno tipo ojo 3 Poste de concreto armada 13/300/150/345 1 Fin de línea Triangular Adaptador horquilla-bola 3 3 fases Aislador suspensión 52-4 3 Arandela 5 Contratuerca 4 Cruceta de concreto armado Z/1,20/300 1 Grampa de anclaje 3


Armado Tipo Material Cantidad Perno 1 Perno tipo ojo 3 Poste de concreto armado 13/400/150/345 1 Vertical Adaptador horquilla-bola 3 Aislador pin 55-5 2 Aislador suspensión 52-4 3 Amarre para aislador pin 2 Arandela 5 Contratuerca 4 Cruceta asimétrica de concreto armado

Za/1,50/0,90/250 1

Espiga 2 Grampa de anclaje 3 Perno 1 Perno tipo ojo 3 Poste de concreto armado 13/400/150/345 1 Puesta a tierra con varilla Conductor de cobre desnudo 16 mm2 (metro) 15 Conector tipo AB 1 Conector tipo perno partido 2 Plancha de cobre para linea a tierra 3 Sales y gel 1 Varilla de puesta a tierra 1 Retenida Simple Aislador tensor 52-4 1 Amarre para retenida 2 Arandela 1 Bloque de anclaje 1 Cable para viento de acero galvanizado (metro) 15 Canaleta protectora 1 Eslabón angular de acero galvanizado 1 Perno de anclaje 1 Varilla de anclaje con ojo guardacabo 1

Media Tensión Aérea No Urbana


Triangular Aislador pm 55-5 3

Amarre para aislador pin 3 Arandela 2 Contratuerca 1 Cruceta de madera de 2400 x 90 x 115 mm 1 Espiga 3


Armado Tipo Material Cantidad Perno 1 Poste de madera tratada 12 m Clase 7 1 Riostra 1 Tirafondo 2 Cambio de dirección 3 fases


Amarre para aislador pin 3 Arandela 4 Contratuerca 3 Cruceta de madera de 2400 x 90 x 115 mm 1 Espiga 3 Perno 3 Poste de madera tratada 12 m Clase 6 1 Riostra 2 Tirafondo 3 Fin de linea 3 fases

Triangular Adaptador horquilla-bola 3

Aislador suspensión 52-4 6 Arandela 5 Contratuerca 4 Cruceta de madera de 2400 x 90 x 115 mm 1 Grampa de anclaje 3 Perno 1 Perno tipo ojo 3 Poste de madera tratada 12 m Clase 6 1 Riostra 2 Tirafondo 3 Retenida Simple Aislador tensor 52-4 1 Amarre para retenida 2 Arandela 1 Bloque de anclaje 1 Cable para viento de acero galvanizado

(metro) 15

Eslabón angular de acero galvanizado 1 Perno de anclaje 1 Varilla de anclaje con ojo guardacabo 1 Puesta a tierra envolvente

Conductor de cobre desnudo 16 mm2 (metro)

15

Conector tipo perno partido 2 Plancha de cobre 3


Media Tensión Subterránea Urbana

Armado Tipo Material Cantidad Cable Cable (metro) 1 000 Empalme Empalme derecho 1

Interior Terminal termorestringente interior 1 Terminal termorestringente exterior 1 Arandela 4 Perno 2 Cruceta de madera 4 x 4 x 1,3 pies 1

Terminal Exterior

Cruceta de madera 4 x 4 x 4 pies 1 Cruzada Ducto de concreto de 1 m y 4 vías 10

Arena (m3) 0,06 Cemento (bolsa) 0,80 Cinta señalizadora (metro) 1 Ladrillo 4

Rotura y reparación

Piedra (m3) 0,06

Subestaciones de Distribución Urbanas

Armado Tipo Material Cantidad Transformador Transformador 1 Estructura Monoposte 1f Aislador pin 55-5 2 Amarre para aislador pin 2 Arandela 4 Conductor de cobre desnudo 70 mm2

(metro) 10

Conector tipo perno partido 2 Contratuerca 2 Cruceta asimétrica de concreto armado

Z/1,50/0,90/250 1

Cruceta de concreto armado Z/1,20/300 1 Espiga 2 Fusible expulsión unipolar 100 A 2 Pararrayo 2 Perno 2 Poste de concreto armado

12/400/150/330 1

Seccionador fusible Cut-Out 15 kV 100 A 2 Soporte para transformador 1 Monoposte 3f Aislador pin 55-5 3 Amarre para aislador pin 3 Arandela 4 Conductor de Cu desnudo 70 mm2 15


Armado Tipo Material Cantidad (metro)

Conector tipo perno partido 3 Contratuerca 2 Cruceta asimétrica de concreto armado

Z/1,50/0,90/250 1

Cruceta de concreto armado Z/1,20/300 1 Espiga 3 Fusible expulsión unipolar 100 A 3 Pararrayo 3 Perno 2 Poste de concreto armado

12/400/150/330 1

Seccionador fusible Cut-Out 15 kV 100 A 3 Soporte para transformador l Biposte Aislador pin 55-5 6 Amarre para aislador pin 6 Arandela 4 Conductor de cobre desnudo 70 mm2

(metro) 15

Conector tipo perno partido 3 Contratuerca 2 Cruceta de concreto armado Z/1,20/300 2 Espiga 6 Fusible expulsión unipolar 100 A 3 Palomilla doble de concreto armado 1 Pararrayo 3 Perno 2 Plataforma de concreto 2 Poste de concreto armado

12/400/150/330 2

Seccionador fusible Cut-Out 15 kV 100 A 3 Estructura Convencional Aislador portabarra 9 (1

transformador) Carpintería metálica 1

Celda para transformador MTBT 1 Estructura metálica 1 Fusible ]imitador unipolar 200 A 3 Interruptor termomagnético baja tensión

3 x 800 A 1

Seccionador fusible unipolar 10 kV interior

3

Tablero Monoposte Seccionador fusible tripolar NH horiz. 2 Tablero 1 Biposte Seccionador fusible tripolar NH 3


Armado Tipo Material Cantidad horizontal

Tablero 1 Convencional Cable NYY 3-1x185 mm2 (metro) 5 Seccionador fusible tripolar NH

horizontal 1

Seccionador fusible tripolar NH vertical 2 Soporte de tablero _ 1 Compacta

pedestal Barra de cobre para tablero BT 1,8

Conductor de cobre 70 mm2 (metro) 6 Conductor de cobre protegido 35 mm2

(metro) 5,1

Conductor de cobre TWT 2x2,5 mm2 (metro)

1,1

Conector terminal a compresión 15 Seccionador fusible tripolar NH

horizontal 3

Compacta bóveda

Seccionador fusible tripolar NH horizontal

1

Seccionador fusible tripolar NH vertical 3 Tablero 1 Obra civil Convencional Arena (m3) 12 (1

transformador) Cemento (bolsa) 100

Fierro de construcción (kilo) 340 Ladrillo 2 000 Piedra (m3) 12 Terreno (m2) 20 Compacta

bóveda Arena (m3) 3,6

Cemento (balsa) 30 Fierro de construcción (kilo) 102 Piedra (m3) 3,6 Terreno (m2) 6 Compacta

pedestal Arena (m3) 1,8

Cemento (bolsa) 18 Fierro de construcción (kilo) 31,5 Piedra (m3) 1,8 Terreno (m2) 9 Puesta a tierra con varilla Bóveda de concreto 1 Conductor de cobre desnudo 16 mm2

(metro) 15

Conector tipo perno partido 2


Armado Tipo Material Cantidad Conector tipo AB 1 Sales y gel 1 Varilla de puesta a tierra 1

Subestaciones de Distribución No Urbanas

Armado Tipo Material Cantidad Transformador Transformador 1 Estructura Monoposte 1f Aislador pin 55-5 2 Amarre para aislador pin 2 Arandela 4 Conductor de cobre desnudo 70 mm2

(metro) 10

Contratuerca 2 Cruceta de madera 1500 x 90 x 115 mm 1 Cruceta de madera 2400 x 90 x 115 mm 1 Espiga 2 Fusible expulsión unipolar 100 A 3 Pararrayo 2 Perno 2 Poste de madera tratada 12 m Clase 6 1 Riostra 2 Seccionador fusible Cut-Out 15 kV 100

A 2

Soporte para transformador 1 Tirafondo 3 Monoposte 3f Aislador pin 55-5 3 Amarre para aislador pin 3 Arandela 4 Conductor de cobre desnudo 70 rnm2

(metro) 15

Contratuerca 2 Cruceta de madera 1500 x 90 x 115 mm 1 Cruceta de madera 2400 x 90 x 115 mm 1 Espiga 3 Fusible expulsión unipolar 100 A 3 Pararrayo 3 Perno 4 Poste de madera tratada 12 m Clase 6 1 Riostra 2 Seccionador fusible Cut-Out 15 kV 100

A 3

Soporte para transformador monofásico 1


Armado Tipo Material Cantidad Tirafondo 3 Estructura Biposte Aislador pin 55-5 6 Amarre para aislador pin 6 Arandela 20 Conductor de cobre desnudo 70 mm2

(metro) 15

Conector tipo perno partido 3 Contratuerca 12 Cruceta de madera 2400 x 90 x 115 mm 5 Espiga 6 Fusible expulsión unipolar 100 A 3 Pararrayo 3 Perno 12 Poste de madera tratada 12 m Clase 6 2 Riostra 4 Seccionador fusible Cut-Out 15 kV 100

A 3

Tirafondo 6 Tablero Monoposte Seccionador fusible tripoiar NH

horizontal 2

Tablero 1 Biposte Seccionador fusible tripolar NH

horizontal 3

Tablero 1 Puesta a tierra con varilla Conductor de cobre desnudo 16 mm2

(metro) 15

Conector tipo perno partido 1 Conector tipo AB 1 Varilla de puesta a tierra 2

Baja Tensión Aérea Urbana


Convencional Aislador carrete 53-1 3

Amarre 3 Contratuerca 6 Perno 3 Poste de concreto armado 9/200/120/255 1 Autoportante Arandela 1 Contratuerca 1 Correa plástica de amarre 2


Armado Tipo Material Cantidad Grapa de suspensión 1 Perno gancho de suspensión 1 Poste de concreto armado 9/200/120/255 1 Cambio de dirección 3 fases


Fleje de acero (metro) 3 Hebilla para fleje de acero 3 Portalinea tripolar 1 Poste de concreto armado 9/300/120/255 1 Autoportante Arandela 1 Contratuerca 1 Correa plástica de amarre 2 Grapa de suspensión 1 Perno gancho de suspensión 1 Poste de concreto armado 9/300/120/255 1 Fin de linea 3 fases


Amarre 3 Fleje de acero (metro) 3 Hebilla para fleje de acero 3 Portaiinea tripolar 1 Poste de concreto armado 9/300/120/255 1 Autoportante Arandela 1 Contratuerca 1 Correa plástica de amarre 2 Mordaza cónica 1 Perno tipo ojo 1 Poste de concreto armado 9/300/120/255 1 Retenida Simple Aislador tensor 54-1 1 Amarre para retenida 2 Arandela 1 Bloque de anclaje 1 Cable para viento de acero galvanizado

(metro) 10

Canaleta protectora 1 Eslabón angular de acero galvanizado 1 Perno de anclaje 1 Varilla de anclaje con ojo guardacabo 1


Baja Tensión Aérea No Urbana



Amarre 3 Contratuerca 6 Perno 3 Poste de madera tratada 9 m Clase 7 1 Autoportante Arandela 1 Contratuerca 1 Correa plástica de amarre 2 Grapa de suspensión 1 Perno gancho de suspensión 1 Poste de madera tratada 9 m Clase 7 1 Cambio de dirección 3 fases


Arandela 3 Contratuerca 3 Perno 3 Portalinea tripolar 1 Poste de madera tratada 9 m Clase 6 1 Autoportante Arandela 1 Contratuerca 1 Con. plástica de amarre 2 Grapa de suspensión 1 Perno gancho de suspensión 1 Poste de madera tratada 9 m Clase 6 1 Fin de línea 3 fases


Amarre 3 Arandela 3 Contratuerca 3 Perno 3 Portalinea tripolar 1 Poste de madera tratada 9 m Clase 6 1 Autoportante Arandela 1 Contratuerca 1 Correa plástica de amarre 2 Mordaza cónica 1 Perno tipo ojo 1 Poste de madera tratada 9 m Clase 6 1 Retenida Simple Aislador tensor 54-1 1 Amarre para retenida 2


Armado Tipo Material Cantidad Arandela 1 Bloque de anclaje 1 Cable para viento de acero galvanizado

(metro) 10

Eslabón angular de acero galvanizado 1 Perno de anclaje 1 Varilla de anclaje con ojo guardacabo 1

Baja Tensión Subterránea Urbana

Armado Material Cantidad Cable Cable (metro) 1 000 Empalme Empalme unipolar derecho 1 Terminal Terminal 1 Cruzada Ducto de concreto de 1 m y 4 vías 10

Arena (m3) 0,06 Cemento (bolsa) 0,80 Cinta señalizadora (metro) 1 Ladrillo 4

Rotura y reparación de veredas

Piedra (m3) 0,06


Media Tensión Urbana y No Urbana

Cantidad/unidad Asignación Mano de Obra (%) Asignación Transporte y Equipos (%)

Código de Armado Descripción Unid.

Mano de

Obrah-h

Transporte y Equipos

h-m Capataz Operario Oficial Peón Camioneta

Camión 4 tn

Camión 10 tn

Grúa 2,5 tn

Grúa9,5 tn

Conductor < 50 mm2 1000 m 55.0 10.5 10% 35% 35% 20% 20% 50% 0% 30% 0%

Conductor >= 50 mm2 1000 m 65.0 12.5 10% 35% 35% 20% 20% 0% 50% 0% 30%

Cable autoportante < 50 mm2

1000 m 210.0 30.0 10% 35% 35% 20% 20% 50% 0% 30% 0% CAMT01

Cable autoportante >= 50 mm2

1000 m 250.0 35.0 10% 35% 35% 20% 20% 0% 50% 0% 30%

CAMT02 Alineamiento unidad 13.0 2.4 10% 30% 40% 20% 20% 0% 50% 0% 30%

CAMT03 Cambio de dirección unidad 14.0 2.6 10% 30% 40% 20% 20% 0% 50% 0% 30%

CAMT04 Fin de linea unidad 14.0 2.6 10% 30% 40% 20% 20% 0% 50% 0% 30%

CAMT05 Retenida unidad 6.0 1.5 5% 0% 20% 75% 80% 20% 0% 0% 0%

CAMT06 Puesta a tierra con varilla unidad 5.0 1.0 5% 0% 20% 75% 80% 20% 0% 0% 0%

CAMT07 Puesta a tierra en cliente unidad 4.0 1.0 5% 0% 20% 75% 80% 20% 0% 0% 0%

CAMT36 Aislador y accesorios unidad 0.3 0.1 10% 30% 40% 20% 80% 20% 0% 0% 0%


Media Tensión Subterránea Urbana


Código de Armado Descripción Unidad

Mano de Obra h-h

Transporte y Equipos h-

m Capataz Operario Oficial Peón Camioneta

Camión 4 tn

Camión 10 tn

Grúa 2,5 tn

Grúa9,5 tn

Cable tripolar < 50 mm2 1000 m 260.0 18.0 10% 10% 30% 50% 20% 50% 0% 30% 0%

Cable tripolar >= 50 mm2 1000 m 310.0 26.0 10% 10% 30% 50% 20% 0% 50% 0% 30% CAMT08

Cable unipolar < 50 mm2 1000 m 130.0 10.0 10% 10% 30% 50% 20% 50% 0% 30% 0%

Cable unipolar >= 50 mm2 1000 m 180.0 14.0 10% 10% 30% 50% 20% 0% 50% 0% 30%

CAMT09 Terminal unidad 10.0 0.5 10% 35% 35% 20% 80% 20% 0% 0% 0%

CAMT10 Zanja 1 m 1.5 0.3 5% 0% 20% 75% 20% 80% 0% 0% 0%

CAMT11 Rotura y reparación 1 m 4.5 0.5 5% 0% 20% 75% 20% 80% 0% 0% 0%

CAMT12 Empalme unidad 4.0 0.5 10% 35% 35% 20% 80% 20% 0% 0% 0%

CAMT13 Cruzada unidad 5.0 0.4 5% 0% 20% 75% 20% 80% 0% 0% 0%

Equipos de Protección y Seccionamiento, Urbanos y No Urbanos



Mano de Obra h-h

Transporte y Equiposh-m Capataz Operario Oficial Peón Camioneta

Camión 4 tn

Camión 10 tn

Grúa 2,5 tn

Grúa 9,5 tn

Seccionador fusible x 1 unidad 3.0 0.5 10% 40% 40% 10% 20% 80% 0% 0% 0%

Seccionador fusible x 2 unidad 4.0 1.0 10% 40% 40% 10% 20% 80% 0% 0% 0% CAMT14

Seccionador fusible x 3 unidad 5.0 1.5 10% 40% 40% 10% 20% 80% 0% 0% 0%




Mano de Obra h-h

Transporte y Equiposh-m Capataz Operario Oficial Peón Camioneta

Camión 4 tn

Camión 10 tn

Grúa 2,5 tn

Grúa 9,5 tn

CAMT15 Recloser unidad 7.0 2.0 10% 40% 40% 10% 20% 80% 0% 0% 0%

CAMT16 Seccionador bajo carga unidad 16.0 4.0 10% 40% 40% 10% 20% 80% 0% 0% 0%

CAMT17 Seccionalizador unidad 16.0 4.0 10% 40% 40% 10% 20% 80% 0% 0% 0%

CAMT18 Interruptor pequeño volumen unidad 25.0 6.0 10% 40% 40% 10% 20% 80% 0% 0% 0%

CAMT19 Interruptor gran volumen unidad 25.0 6.0 10% 40% 40% 10% 20% 80% 0% 0% 0%

CAMT20 Interruptor de vacío unidad 30.0 6.0 10% 40% 40% 10% 20% 80% 0% 0% 0%

CAMT21 Interruptor SF6 unidad 35.0 6.0 10% 40% 40% 10% 20% 80% 0% 0% 0%

CAMT22 Interruptor neumático unidad 35.0 6.0 10% 40% 40% 10% 20% 80% 0% 0% 0%

CAMT23 interruptor soplado magnético unidad 35.0 6.0 10% 40% 40% 10% 20% 80% 0% 0% 0%

CAMT24 Obra civil SE de seccionamiento unidad 620.0 35.0 10% 0% 45% 45% 20% 80% 0% 0% 0%

CAMT25 Obra civil EP&S unidad 40.0 12.0 10% 0% 40% 50% 20% 80% 0% 0% 0%

CAMT2S Caja seccionadora unidad 100.0 20.0 10% 40% 40% 10% 20% 80% 0% 0% 0%

CAMT29 Conector enchufable unidad 10.0 0.5 10% 40% 40% 10% 20% 80% 0% 0% 0%

CAMT30 Pararrayos unidad 2.0 1.0 10% 40% 40% 10% 20% 80% 0% 0% 0%

CAMT33 Banco de regulación de tensión unidad 145.0 20.0 10% 40% 40% 10% 20% 80% 0% 0% 0%

CAMT34 Derivación trifásica unidad 200.0 50.0 10% 40% 40% 10% 20% 80% 0% 0% 0%

CAMT35 Celda de EP&S unidad 42.0 10.0 10% 40% 40% 10% 20% 80% 0% 0% 0%


Subestación de Distribución MT/BT, Urbana y No Urbana



Mano de Obra h-h



Camión 4 tn

Camión 10 tn

Grúa 2,5 tn

Grúa 9,5 tn

Transf. monofásico < 100 kVA unidad 12.0 1.0 10% 35% 35% 20% 20% 40% 0% 40% 0%

Transf. monofásico >= 100 kVA

unidad 14.0 t5 10% 35% 35% 20% 20% 0% 40% 0% 40%

Transf. trifásico < 100 kVA unidad 14.0 1.5 10% 35% 35% 20% 20% 40% 0% 40% 0% CASE01

Transf. trifásico >= 100 kVA unidad 17.0 2.0 10% 35% 35% 20% 20% 0% 40% 0% 40%

CASE02 Transf. compacto pedestal unidad 25.0 3.0 10% 35% 35% 20% 20% 0% 40% 0% 40%

CASE03 Transf. compacto bóveda unidad 30.0 3.0 10% 35% 35% 20% 20% 0% 40% 0% 40%

CASE04 Estructura monoposte unidad 18.0 8.0 10% 20% 40% 30% 20% 40% 0% 40% 0%

CASE05 Estructura biposte unidad 25.0 12.0 10% 20% 40% 30% 20% 40% 0% 40% 0%

CASE06 Estructura convencional unidad 150.0 20.0 10% 20% 45% 25% 20% 0% 40% 0% 40%

CASE07 Estructura convencional subterránea

unidad 150.0 20.0 10% 20% 45% 25% 20% 0% 40% 0% 40%

CASE08-A Obra civil conv. simple unidad 620.0 35.0 10% 0% 45% 45% 20% 80% 0% 0% 0%

CASE08-B Obra civil conv. 5x4 m2 unidad 620.0 35.0 10% 0% 45% 45% 20% 80% 0% 0% 0%

CASE08-C Obra civil conv. 5x7,5 m2 unidad 1160.0 65.0 10% 0% 45% 45% 20% 80% 0% 0% 0%

CASE08-D Obra civil conv. subt. 5x6 m2 unidad 1500.0 75.0 10% 0% 45% 45% 20% 80% 0% 0% 0%

CASE08-E Obra civil conv. subt. 5x9,5 m2 unidad 2300.0 120.0 10% 0% 45% 45% 20% 80% 0% 0% 0%

CASEO8-F Obra civil bóveda unidad 300.0 48.0 10% 0% 40% 50% 20% 80% 0% 0% 0%

CASE08-G Obra civil pedestal unidad 180.0 15.0 10% 0% 40% 50% 20% 80% 0% 0% 0%

CASE08-I Obra civil conv. 5x6 m2 unidad 930.0 52.0 10% 0% 45% 45% 20% 80% 0% 0% 0%




Mano de Obra h-h



Camión 4 tn

Camión 10 tn

Grúa 2,5 tn

Grúa 9,5 tn

CASE08-J Obra civil conv. 5,7x3,6 m2 unidad 630.0 36.0 10% 0% 45% 45% 20% 80% 0% 0% 0%

CASE08-K Obra civil conv. 3,5x7 m2 unidad 780.0 42.0 10% 0% 45% 45% 20% 80% 0% 0% 0%

CASE08-L Obra civil conv. 4,2x3,7 m2 unidad 480.0 27.0 10% 0% 45% 45% 20% 80% 0% 0% 0%

Tablero SE monoposte unidad 4.0 1.5 10% 20% 40% 30% 80% 20% 0% 0% 0%

Tablero SE biposte unidad 6.0 2.0 10% 20% 40% 30% 80% 20% 0% 0% 0%

Tablero SE convencional unidad 10.0 2.5 10% 20% 45% 25% 80% 20% 0% 0% 0% CASE09

Tablero SE pedestal/bóveda unidad 10.0 2.5 10% 20% 45% 25% 80% 20% 0% 0% 0%

CASE10 Puesta a tierra con cerilla unidad 5.0 1.0 5% 0% 20% 75% 80% 20% 0% 0% 0%

Red Aérea de Baja Tensión Servicio Particular (SP) y Alumbrado Público (AP), Urbana y No Urbana



Mano de Obra h-h



Camión4 tn

Camión10 tn

Grúa 2,5 tn

Grúa 9,5 tn

Conductor < 50 mm2 1000 m 48.0 8.0 10% 30% 30% 30% 20% 50% 0% 30% 0%

Conductor > 50 mm2 1000 m 53.0 12.0 10% 30% 30% 30% 20% 0% 50% 0% 30%

CABT01

Cable autoportante < 50 mm2

1000 m 110.0 18.0 10% 30% 30% 30% 20% 50% 0% 30% 0%




Mano de Obra h-h



Camión4 tn

Camión10 tn

Grúa 2,5 tn

Grúa 9,5 tn

Cable autoportante >= 50 mm2

1000 m 130.0 22.0 10% 30% 30% 30% 20% 0% 50% 0% 30%

CABT02 Alineamiento SP unidad 7.0 1.2 10% 30% 40% 20% 20% 0% 50% 0% 30%

CABT03 Cambio de dirección SP unidad 8.0 1.2 10% 30% 40% 20% 20% 0% 50% 0% 30%

CABT04 Fin de línea SP unidad 8.0 1.2 10% 30% 40% 20% 20% 0% 50% 0% 30%

CABT05 Alineamiento AP unidad 7.0 1.2 10% 30% 40% 20% 20% 0% 50% 0% 30%

CABT06 Cambio de dirección AP unidad 8.0 1.2 10% 30% 40% 20% 20% 0% 50% 0% 30%

CABT07 Fin de línea AP unidad 8.0 1.2 10% 30% 40% 20% 20% 0% 50% 0% 30%

CABT08 Retenida unidad 6.0 1.5 5% 0% 20% 75% 80% 20% 0% 0% 0%

CABT09 Puesta a tierra con +.erilla unidad 5.0 1.0 5% 0% 20% 75% 80% 20% 0% 0% 0%

CABT11 Luminaria unidad 1.0 0.3 5% 35% 35% 25% 20% 30% 0% 25% 25%

CABT11 Luminaria (corona de reflectores)

unidad 25.0 15.0 5% 35% 35% 25% 20% 30% 0% 25% 25%

CABT19 Aislador y accesorios unidad 0.3 0.1 10% 30% 40% 20% 80% 20% 0% 0% 0%

CABT21 Puesta a tierra en envolvente unidad 4.0 1.0 10% 30% 40% 20% 80% 20% 0% 0% 0%


Red Subterránea de Baja Tensión Servicio Particular (SP) y Alumbrado Público (AP) Urbana



Mano de Obra h-h



Camión 4 tn

Camión 10 tn

Grúa 2,5 tn

Grúa 9,5 tn

CABT10 Poste AP unidad 5.0 1.0 10% 30% 30% 30% 20% 0% 50% 0% 30%

CABT10 Poste AP (25 m) unidad 10.0 2.0 10% 30% 30% 30% 20% 0% 50% 0% 30%

CABT12 Cable tripolar < 50 mm2 1000 m 120.0 7.0 10% 10% 30% 50% 20% 50% 0% 30% 0%

Cable tripolar >= 50 mm2 1000 m 160.0 10.0 10% 10% 30% 50% 20% 0% 50% 0% 30%

Cable unipolar c 50 mm2 1000 m 100.0¡ 3.0 10% 10% 30% 50% 20% 50% 0% 30% 0% SP

Cable unipolar >= 50 mm2 1000 m 145.0 5.0 10% 10% 30% 50% 20% 0% 50% 0% 30%:

GABT13 Cable bipolar < 50 mm2 1000 m 120.0 7.0 10% 10% . 30% 50% 20% 50% 0% 30% 0%r

Cable tripolar >= 50 mm2 1000 m 160.0 10.0 10% 10% 30% 50% 20% 0% 50% 0% 30%

Cable unipolar < 50 mm2 1000 m 100.0 3.0 10% 10% 30% 50% 20% 50% 0% 30% 0% AP

Cable unipolar >= 50 mm2 1000 m 145.0 5.0 10% 10% 30% 50% 20% 0% 50% 0% 30%

CABT14 Zanja 1 m 1.0 0.2 5% 0% 20% 75% 40% 60% 0% _ 0% 0%

CABT15 Rotura y reparación 1 m 4.5 0.5 5% 0% 20% 75% 40% 60% 0% 0% 0%

CABT16 Empalme unidad 3.5 0.5 10% 35% 35% 20% 80% 20% 0% 0% 0%

CABT17 Cruzada unidad 5.0 5% 0% 20% 75% 20% 80% 0% 0% 0%

CABT18 Equipa de control AP unidad 2.0 0.0 10% 30% 40% 20% 80% 20% 0% 0% 0%

CABT20 Terminal unidad 8.0 0.3 10% 35% 35% 20% 80% 20% 0% 0% 0%

COSTOS UNITARIOS INSTALACIONES

Dic-05

Anexo 2 Costos Unitarios ST3.doc 1 Oct-05

COSTOS UNITARIOS

Grupo Subcomponente Descripción del Código VNR

(ZONA URBANA)

Costos de Materiales

(US$)

Costos de Recursos (US$)

Costos Indirectos

(US$)

Costo Total (US$)

BT RED AÉREA SP RED AER AUTOP DE AL O SIMIL. 3x16 mm2 + portante 3 492,8 2 343,6 1 213,2 7 049,6 BT RED AÉREA SP RED AER AUTOP DE AL O SIMIL. 3x25 mm2 + portante 3 946,0 2 343,6 1 307,4 7 597,0 BT RED AÉREA SP RED AER AUTOP DE AL O SIMIL. 3x35 mm2 + portante 4 520,9 2 343,6 1 426,9 8 291,4 BT RED AÉREA SP RED AER AUTOP DE AL O SIMIL. 3x50 mm2 + portante 4 896,7 2 522,0 1 542,1 8 960,8 BT RED AÉREA SP RED AER AUTOP DE AL O SIMIL. 3x70 mm2 + portante 5 958,0 2 522,0 1 762,7 10 242,7 BT RED AÉREA SP RED AER AUTOP DE AL O SIMIL. 3x95 mm2 + portante 8 235,3 2 522,0 2 236,0 12 993,3 BT RED AÉREA AP - SOBRE SP COND RETORNO DE AL CUBIERTO O SIMIL. 1x16 mm2 263,6 364,9 130,6 759,1 BT RED AÉREA AP - SOBRE SP COND RETORNO DE AL CUBIERTO O SIMIL. 1x25 mm2 340,9 364,9 146,7 852,6 BT RED AÉREA AP - SOBRE SP COND RETORNO DE AL CUBIERTO O SIMIL. 1x35 mm2 374,1 364,9 153,6 892,6 BT RED AÉREA AP - SOBRE SP COND RETORNO DE AL CUBIERTO O SIMIL. 1x50 mm2 562,0 460,7 212,6 1 235,4 BT RED AÉREA AP - SOBRE AP RED AER AUTOP DE AL O SIMIL. 2x16 mm2 + portante 3 382,2 2 343,6 1 190,2 6 916,0 BT RED AÉREA AP - SOBRE AP RED AER AUTOP DE AL O SIMIL. 2x25 mm2 + portante 3 802,3 2 343,6 1 277,5 7 423,4 BT RED AÉREA AP - SOBRE AP RED AER AUTOP DE AL O SIMIL. 2x35 mm2 + portante 4 023,4 2 343,6 1 323,5 7 690,5 BT RED AÉREA AP - SOBRE AP RED AER AUTOP DE AL O SIMIL. 2x50 mm2 + portante 4 620,4 2 522,0 1 484,6 8 627,0 BT RED AÉREA AP - SOBRE AP RED AER AUTOP DE AL O SIMIL. 2x70 mm2 + portante 5 250,5 2 522,0 1 615,6 9 388,1 BT EQUIPOS DE AP LUMINARIA C/LAMPARA DE 50W VAPOR DE SODIO 42,3 8,7 10,6 61,6 BT EQUIPOS DE AP LUMINARIA C/LAMPARA DE 70W VAPOR DE SODIO 49,7 8,7 12,1 70,5 BT EQUIPOS DE AP LUMINARIA C/LAMPARA DE 80 W VAPOR DE Hg 41,1 8,7 10,3 60,1 BT EQUIPOS DE AP LUMINARIA C/LAMPARA DE 125 W VAPOR DE Hg 42,3 8,7 10,6 61,5 BT EQUIPOS DE AP LUMINARIA C/LAMPARA DE 150 W VAPOR DE SODIO 63,2 8,7 14,9 86,8 BT EQUIPOS DE AP EQUIPO DE CONTROL AP FOTOCELULA Y CONTACTOR 26,3 8,3 7,2 41,8 BT RED SUBT. SP RED SUBT SP CABLE NYY 3-1x10 mm2 + NEUTRO 6 371,8 27 210,0 6 980,4 40 562,1 BT RED SUBT. SP RED SUBT SP CABLE NYY 3-1x16 mm2 + NEUTRO 6 670,3 27 210,0 7 042,4 40 922,7 BT RED SUBT. SP RED SUBT SP CABLE NYY 3-1x25 mm2 + NEUTRO 7 433,1 27 210,0 7 201,0 41 844,0



(ZONA URBANA)


(US$)


Costos Indirectos

(US$)

Costo Total (US$)

BT RED SUBT. SP RED SUBT SP CABLE NYY 3-1x35 mm2 + NEUTRO 8 162,7 27 210,0 7 352,6 42 725,3 BT RED SUBT. SP RED SUBT SP CABLE NYY 3-1x50 mm2 + NEUTRO 9 701,3 27 866,8 7 809,0 45 377,1 BT RED SUBT. SP RED SUBT SP CABLE NYY 3-1x70 mm2 + NEUTRO 11 525,4 27 866,8 8 188,1 47 580,3 BT RED SUBT. SP RED SUBT SP CABLE NYY 3-1x95 mm2 + NEUTRO 14 212,1 27 866,8 8 746,6 50 825,5 BT RED SUBT. SP RED SUBT SP CABLE NYY 3-1x120 mm2 + NEUTRO 15 605,0 27 866,8 9 036,1 52 508,0 BT RED SUBT. SP RED SUBT SP CABLE NYY 3-1x150 mm2 + NEUTRO 18 291,4 27 866,8 9 594,5 55 752,7 BT RED SUBT. SP RED SUBT SP CABLE NYY 3-1x185 mm2 + NEUTRO 21 010,8 27 866,8 10 159,8 59 037,5 BT RED SUBT AP - ZANJA SP RED SUBT AP CABLE NYY 2-1x6 mm2 974,5 2 671,4 757,9 4 403,8 BT RED SUBT AP - ZANJA SP RED SUBT AP CABLE NYY 3-1x6 mm2 + NEUTRO 1 615,7 3 565,3 1 076,9 6 257,9 BT RED SUBT AP - ZANJA SP RED SUBT AP CABLE NYY 2-1x10 mm2 1 328,3 2 671,4 831,4 4 831,1 BT RED SUBT AP - ZANJA SP RED SUBT AP CABLE NYY 3-1x10 mm2 + NEUTRO 2 323,2 3 565,3 1 224,0 7 112,5 BT RED SUBT AP - ZANJA SP RED SUBT AP CABLE NYY 2-1x16 mm2 1 527,3 2 671,4 872,7 5 071,4 BT RED SUBT AP - ZANJA SP RED SUBT AP CABLE NYY 2-1x25 mm2 2 035,8 2 671,4 978,5 5 685,7 BT RED SUBT AP - ZANJA SP RED SUBT AP CABLE NYY 3-1x25 mm2 + NEUTRO 3 738,2 3 565,3 1 518,1 8 821,6 BT RED SUBT AP - ZANJA SP RED SUBT AP CABLE NYY 2-1x35 mm2 2 522,2 2 671,4 1 079,6 6 273,2 BT RED SUBT AP - ZANJA SP RED SUBT AP CABLE NYY 3-1x35 mm2 + NEUTRO 4 711,1 3 565,3 1 720,3 9 996,7 BT RED SUBT AP - ZANJA SP RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 2-1x50 mm2 3 582,8 3 109,3 1 391,0 8 083,2 BT RED SUBT AP - ZANJA SP RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 2-1x70 mm2 4 798,9 3 109,3 1 643,8 9 552,0 BT RED SUBT AP - ZANJA SP RED SUBT AP CABLE NYY 3-1x70 mm2 + NEUTRO 9 220,8 4 441,1 2 839,8 16 501,7 BT RED SUBT AP - ZANJA AP RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 2-1x10 mm2 6 034,3 27 882,8 7 050,1 40 967,2 BT RED SUBT AP - ZANJA AP RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 3-1x10 mm2 6 531,8 28 329,7 7 246,4 42 107,9 BT RED SUBT AP - ZANJA AP RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 2-1x16 mm2 6 233,3 27 882,8 7 091,4 41 207,5 BT RED SUBT AP - ZANJA AP RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 3-1x16 mm2 6 830,3 28 329,7 7 308,4 42 468,4 BT RED SUBT AP - ZANJA AP RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 2-1x25 mm2 6 741,8 27 882,8 7 197,1 41 821,8 BT RED SUBT AP - ZANJA AP RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 3-1x25 mm2 7 593,1 28 329,7 7 467,0 43 389,7 BT RED SUBT AP - ZANJA AP RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 2-1x35 mm2 7 228,3 27 882,8 7 298,3 42 409,3



(ZONA URBANA)


(US$)


Costos Indirectos

(US$)

Costo Total (US$)

BT RED SUBT AP - ZANJA AP RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 3-1x35 mm2 8 322,7 28 329,7 7 618,6 44 271,0 BT RED SUBT AP - ZANJA AP RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 2-1x50 mm2 8 288,9 28 320,7 7 609,7 44 219,3 BT RED SUBT AP - ZANJA AP RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 3-1x50 mm2 9 891,8 28 986,6 8 081,3 46 959,7 MT RED AÉREA RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x16 mm2 3 730,1 2 938,3 1 386,1 8 054,6 MT RED AÉREA RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x25 mm2 3 796,5 2 938,3 1 399,9 8 134,7 MT RED AÉREA RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x35 mm2 3 862,8 2 938,3 1 413,7 8 214,8 MT RED AÉREA RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x50 mm2 4 094,9 3 216,2 1 519,7 8 830,9 MT RED AÉREA RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x70 mm2 4 658,7 3 216,2 1 636,9 9 511,9 MT RED AÉREA RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x95 mm2 5 720,0 3 216,2 1 857,5 10 793,7 MT RED AÉREA RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x120 mm2 5 819,5 3 216,2 1 878,2 10 913,9 MT RED AÉREA RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x185 mm2 7 378,2 3 216,2 2 202,2 12 796,7 MT RED AÉREA RED AER AUTOP DE AL 3x35 mm2 + portante 13 203,9 3 113,1 3 391,7 19 708,7 MT RED AÉREA RED AER AUTOP DE AL 3x50 mm2 + portante 13 590,8 3 416,5 3 535,2 20 542,5 MT RED AÉREA RED AER AUTOP DE AL 3x70 mm2 + portante 15 072,2 3 416,5 3 843,1 22 331,7 MT RED AÉREA RED AER AUTOP DE AL 3x95 mm2 + portante 16 011,8 3 416,5 4 038,4 23 466,7 MT RED AÉREA RED AER AUTOP DE AL 3x120 mm2 + portante 18 864,0 3 416,5 4 631,3 26 911,7 MT RED AÉREA - NEUTRO CONDUCTOR NEUTRO DE AA O SIMIL. 1x16 mm2 258,2 402,4 137,3 798,0 MT RED AÉREA - NEUTRO CONDUCTOR NEUTRO DE AA O SIMIL. 1x25 mm2 280,3 402,4 141,9 824,7 MT RED AÉREA - NEUTRO CONDUCTOR NEUTRO DE AA O SIMIL. 1x35 mm2 302,4 402,4 146,5 851,4 MT RED AÉREA - NEUTRO CONDUCTOR NEUTRO DE AA O SIMIL. 1x50 mm2 379,8 495,1 181,9 1 056,7 MT RED AÉREA - NEUTRO CONDUCTOR NEUTRO DE AA O SIMIL. 1x70 mm2 567,7 495,1 220,9 1 283,7 MT RED AÉREA - NEUTRO CONDUCTOR NEUTRO DE AA O SIMIL. 1x95 mm2 921,5 495,1 294,4 1 711,0 MT RED SUBTERRÁNEA RED SUBTERRANEA CABLE N2XSY 3-1x16 mm2 14 989,9 30 918,2 9 542,6 55 450,7 MT RED SUBTERRÁNEA RED SUBTERRANEA CABLE N2XSY 3-1x25 mm2 14 691,5 30 918,2 9 480,5 55 090,2 MT RED SUBTERRÁNEA RED SUBTERRANEA CABLE N2XSY 3-1x35 mm2 16 392,4 30 918,2 9 834,1 57 144,7 MT RED SUBTERRÁNEA RED SUBTERRANEA CABLE N2XSY 3-1x50 mm2 18 459,5 31 745,4 10 435,7 60 640,5



(ZONA URBANA)


(US$)


Costos Indirectos

(US$)

Costo Total (US$)

MT RED SUBTERRÁNEA RED SUBTERRANEA CABLE N2XSY 3-1x70 mm2 20 150,9 31 745,4 10 787,3 62 683,5 MT RED SUBTERRÁNEA RED SUBTERRANEA CABLE N2XSY 3-1x95 mm2 21 803,6 31 745,4 11 130,8 64 679,8 MT RED SUBTERRÁNEA RED SUBTERRANEA CABLE N2XSY 3-1x120 mm2 22 964,4 31 745,4 11 372,1 66 081,8 MT RED SUBTERRÁNEA RED SUBTERRANEA CABLE N2XSY 3-1x150 mm2 28 485,6 31 662,9 12 502,5 72 651,0 MT RED SUBTERRÁNEA RED SUBTERRANEA CABLE N2XSY 3-1x185 mm2 32 406,8 31 745,4 13 334,8 77 487,0 MT SECCIONADORES SECC FUSIBLE, UNIPOLAR x 3, 7.8/13.5 kV, 100 A 169,5 56,5 47,0 273,0 MT SECCIONADORES SECC FUSIBLE, UNIPOLAR x 3, 7.8/13.5 kV, 200 A 201,5 56,5 53,6 311,7 MT RECONECTADORES RECL HID, TRIP, 2.4 - 14.4 kV, In = 400 A, Icc = 4000 A 8 090,9 49,4 1 692,1 9 832,4 MT RECONECTADORES RECL HID TRIP, 2.4 - 14.4 kV, In = 400 A, Icc = 6000 A 11 321,9 49,4 2 363,7 13 735,0 MT RECONECTADORES RECL HID, TRIP, 2.4 - 14.4 kV, In = 560 A, Icc = 10000 A 11 321,9 49,4 2 363,7 13 735,0 MT OTROS BANCO DE COND FIJO, MONOF, 3x150 kVAR, 10-15 kV 1 426,6 230,7 344,5 2 001,8 SED SED AÉREA MONOPOSTE S.E. AEREA MONOPOSTE 10 kVA (3F) 2 364,8 340,5 562,3 3 267,6 SED SED AÉREA MONOPOSTE S.E. AEREA MONOPOSTE 1x15 kVA 1 626,5 271,0 394,4 2 291,9 SED SED AÉREA MONOPOSTE S.E. AEREA MONOPOSTE 15 kVA (3F) 2 644,4 340,5 620,4 3 605,3 SED SED AÉREA MONOPOSTE S.E. AEREA MONOPOSTE 1x20 kVA 1 885,0 271,0 448,1 2 604,1 SED SED AÉREA MONOPOSTE S.E. AEREA MONOPOSTE 1x25 kVA 2 037,8 271,0 479,9 2 788,6 SED SED AÉREA MONOPOSTE S.E. AEREA MONOPOSTE 25 kVA (3F) 2 811,2 340,5 655,1 3 806,8 SED SED AÉREA MONOPOSTE S.E. AEREA MONOPOSTE 1x30 kVA 2 634,3 298,9 609,7 3 542,9 SED SED AÉREA MONOPOSTE S.E. AEREA MONOPOSTE 30 kVA (3F) 2 928,7 340,5 679,5 3 948,8 SED SED AÉREA MONOPOSTE S.E. AEREA MONOPOSTE 1x37 kVA 2 108,2 271,0 494,5 2 873,8 SED SED AÉREA MONOPOSTE S.E. AEREA MONOPOSTE 37 kVA (3F) 3 022,7 340,5 699,1 4 062,3 SED SED AÉREA MONOPOSTE S.E. AEREA MONOPOSTE 1x50 kVA 2 237,5 271,0 521,4 3 029,9 SED SED AÉREA MONOPOSTE S.E. AEREA MONOPOSTE 50 kVA (3F) 3 269,5 340,5 750,4 4 360,3 SED SED AÉREA MONOPOSTE S.E. AEREA MONOPOSTE 1x75 kVA 2 472,5 271,0 570,3 3 313,7 SED SED AÉREA MONOPOSTE S.E. AEREA MONOPOSTE 75 kVA (3F) 3 744,8 340,5 849,2 4 934,4 SED SED AÉREA BIPOSTE S.E. AEREA BIPOSTE 1x15 kVA 2 375,7 419,7 581,1 3 376,5



(ZONA URBANA)


(US$)


Costos Indirectos

(US$)

Costo Total (US$)

SED SED AÉREA BIPOSTE S.E. AEREA BIPOSTE 1x25 kVA 2 786,9 419,7 666,5 3 873,2 SED SED AÉREA BIPOSTE S.E. AEREA BIPOSTE 25 kVA (3F) 2 798,7 434,8 672,1 3 905,6 SED SED AÉREA BIPOSTE S.E. AEREA BIPOSTE 30 kVA (3F) 2 916,1 434,8 696,5 4 047,5 SED SED AÉREA BIPOSTE S.E. AEREA BIPOSTE 1x37 kVA 2 857,4 419,7 681,2 3 958,3 SED SED AÉREA BIPOSTE S.E. AEREA BIPOSTE 37 kVA (3F) 3 010,1 434,8 716,1 4 161,0 SED SED AÉREA BIPOSTE S.E. AEREA BIPOSTE 1x50 kVA 2 986,6 419,7 708,1 4 114,4 SED SED AÉREA BIPOSTE S.E. AEREA BIPOSTE 50 kVA (3F) 3 256,9 434,8 767,4 4 459,1 SED SED AÉREA BIPOSTE S.E. AEREA BIPOSTE 1x75 kVA 3 285,7 419,7 770,2 4 475,7 SED SED AÉREA BIPOSTE S.E. AEREA BIPOSTE 75 kVA (3F) 3 732,2 434,8 866,2 5 033,2 SED SED AÉREA BIPOSTE S.E. AEREA BIPOSTE 100 kVA (3F) 4 049,4 458,2 937,0 5 444,6 SED SED AÉREA BIPOSTE S.E. AEREA BIPOSTE 1x125 kVA 4 284,4 437,9 981,6 5 703,9 SED SED AÉREA BIPOSTE S.E. AEREA BIPOSTE 160 kVA (3F) 4 871,8 458,2 1 107,9 6 437,9 SED SED AÉREA BIPOSTE S.E. AEREA BIPOSTE 200 kVA (3F) 5 546,9 458,2 1 248,2 7 253,3 SED SED AÉREA BIPOSTE S.E. AEREA BIPOSTE 250 kVA (3F) 6 177,8 458,2 1 379,4 8 015,4 SED SED AÉREA BIPOSTE S.E. AEREA BIPOSTE 315 kVA (3F) 6 992,0 458,2 1 548,6 8 998,8 SED SED COMP. PEDESTAL S.E. COMPACTA PEDESTAL 100 kVA (3F) 8 641,5 1 152,8 2 035,9 11 830,2 SED SED COMP. PEDESTAL S.E. COMPACTA PEDESTAL 160 kVA (3F) 9 914,3 1 152,8 2 300,4 13 367,5 SED SED COMP. PEDESTAL S.E. COMPACTA PEDESTAL 200 kVA (3F) 10 714,6 1 152,8 2 466,8 14 334,2 SED SED COMP. PEDESTAL S.E. COMPACTA PEDESTAL 250 kVA (3F) 11 470,4 1 152,8 2 623,9 15 247,1 SED SED COMP. PEDESTAL S.E. COMPACTA PEDESTAL 315 kVA (3F) 13 289,8 1 152,8 3 002,1 17 444,7 SED SED COMP. PEDESTAL S.E. COMPACTA PEDESTAL 400 kVA (3F) 14 700,5 1 152,8 3 295,3 19 148,5 SED SED COMP. PEDESTAL S.E. COMPACTA PEDESTAL 500 kVA (3F) 15 670,4 1 152,8 3 496,9 20 320,0


Grupo Subcomponente Descripción del Código VNR (ZONA NO URBANA)


(US$)


Costos Indirectos

(US$)

Costo Total (US$)

BT RED AÉREA SP RED AER AUTOP DE AL O SIMIL. 2x16 mm2 + portante 1 964,2 1 484,4 716,8 4 165,4 BT RED AÉREA SP RED AER AUTOP DE AL O SIMIL. 3x16 mm2 + portante 2 074,7 1 484,4 739,8 4 298,9 BT RED AÉREA SP RED AER AUTOP DE AL O SIMIL. 1x25 mm2 + portante 1 776,3 1 484,4 677,8 3 938,4 BT RED AÉREA SP RED AER AUTOP DE AL O SIMIL. 2x25 mm2 + portante 2 384,3 1 484,4 804,1 4 672,8 BT RED AÉREA SP RED AER AUTOP DE AL O SIMIL. 3x25 mm2 + portante 2 528,0 1 484,4 834,0 4 846,4 BT RED AÉREA SP RED AER AUTOP DE AL O SIMIL. 1x35 mm2 + portante 2 152,1 1 484,4 755,9 4 392,4 BT RED AÉREA SP RED AER AUTOP DE AL O SIMIL. 2x35 mm2 + portante 2 605,4 1 484,4 850,1 4 939,8 BT RED AÉREA SP RED AER AUTOP DE AL O SIMIL. 3x35 mm2 + portante 3 102,8 1 484,4 953,5 5 540,7 BT RED AÉREA SP RED AER AUTOP DE AL O SIMIL. 1x50 mm2 + portante 2 472,7 1 621,5 851,0 4 945,3 BT RED AÉREA SP RED AER AUTOP DE AL O SIMIL. 2x50 mm2 + portante 3 202,3 1 621,5 1 002,7 5 826,5 BT RED AÉREA SP RED AER AUTOP DE AL O SIMIL. 3x50 mm2 + portante 3 478,7 1 621,5 1 060,1 6 160,3 BT RED AÉREA SP RED AER AUTOP DE AL O SIMIL. 1x70 mm2 + portante 2 892,8 1 621,5 938,4 5 452,7 BT RED AÉREA SP RED AER AUTOP DE AL O SIMIL. 2x70 mm2 + portante 3 832,4 1 621,5 1 133,7 6 587,6 BT RED AÉREA SP RED AER AUTOP DE AL O SIMIL. 3x70 mm2 + portante 4 540,0 1 621,5 1 280,7 7 442,2 BT RED AÉREA SP RED AER AUTOP DE AL O SIMIL. 1x95 mm2 + portante 3 456,6 1 621,5 1 055,5 6 133,6 BT RED AÉREA SP RED AER AUTOP DE AL O SIMIL. 2x95 mm2 + portante 5 722,8 1 621,5 1 526,6 8 871,0 BT RED AÉREA SP RED AER AUTOP DE AL O SIMIL. 3x95 mm2 + portante 6 817,3 1 621,5 1 754,1 10 192,9 BT RED AÉREA SP RED AER AUTOP DE AL O SIMIL. 2x120 mm2 + portante 7 060,5 1 621,5 1 804,7 10 486,6 BT RED AÉREA SP RED AER AUTOP DE AL O SIMIL. 3x120 mm2 + portante 8 210,2 1 621,5 2 043,6 11 875,3 BT RED AÉREA SP RED AER AUTOP DE AL O SIMIL. 3x150 mm2 + portante 9 492,5 1 621,5 2 310,2 13 424,2 BT RED AÉREA AP - SOBRE SP COND RETORNO DE AL CUBIERTO O SIMIL. 1x10 mm2 220,2 310,6 110,3 641,1 BT RED AÉREA AP - SOBRE SP COND RETORNO DE AL CUBIERTO O SIMIL. 1x16 mm2 242,3 310,6 114,9 667,8 BT RED AÉREA AP - SOBRE SP COND RETORNO DE AL CUBIERTO O SIMIL. 1x25 mm2 319,7 310,6 131,0 761,3 BT RED AÉREA AP - SOBRE SP COND RETORNO DE AL CUBIERTO O SIMIL. 1x35 mm2 352,9 310,6 137,9 801,3



(ZONA NO URBANA)


(US$)


Costos Indirectos

(US$)

Costo Total (US$)

BT RED AÉREA AP - SOBRE SP COND RETORNO DE AL CUBIERTO O SIMIL. 1x50 mm2 540,8 344,8 184,1 1 069,8 BT EQUIPOS DE AP LUMINARIA C/LAMPARA DE 70W VAPOR DE SODIO 49,7 8,7 12,1 70,5 BT EQUIPOS DE AP LUMINARIA C/ LAMPARA DE 80 W VAPOR DE Hg 41,1 8,7 10,3 60,1 BT EQUIPOS DE AP LUMINARIA C/ LAMPARA DE 125 W VAPOR DE Hg 42,3 8,7 10,6 61,5 BT EQUIPOS DE AP LUMINARIA C/ LAMPARA DE 150 W VAPOR DE SODIO 63,2 8,7 14,9 86,8 BT EQUIPOS DE AP EQUIPO DE CONTROL AP FOTOCELULA Y CONTACTOR 26,3 8,3 7,2 41,8 MT RED AÉREA RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x10 mm2 1 915,3 2 089,6 832,5 4 837,3 MT RED AÉREA RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 2x16 mm2 1 815,2 1 795,6 750,6 4 361,4 MT RED AÉREA RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x16 mm2 2 147,4 2 089,6 880,7 5 117,7 MT RED AÉREA RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 1x25 mm2 1 389,1 1 501,6 600,9 3 491,7 MT RED AÉREA RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 2x25 mm2 1 859,5 1 795,6 759,8 4 414,8 MT RED AÉREA RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x25 mm2 2 213,7 2 089,6 894,5 5 197,8 MT RED AÉREA RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 1x35 mm2 1 411,3 1 501,6 605,5 3 518,4 MT RED AÉREA RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 2x35 mm2 1 903,7 1 795,6 768,9 4 468,2 MT RED AÉREA RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x35 mm2 2 280,1 2 089,6 908,3 5 277,9 MT RED AÉREA RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 1x50 mm2 1 488,6 1 536,3 628,8 3 653,7 MT RED AÉREA RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 2x50 mm2 2 058,5 1 864,8 815,5 4 738,8 MT RED AÉREA RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x50 mm2 2 512,2 2 193,4 978,1 5 683,7 MT RED AÉREA RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 1x70 mm2 1 676,6 1 536,3 667,8 3 880,7 MT RED AÉREA RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 2x70 mm2 2 434,3 1 864,8 893,6 5 192,8 MT RED AÉREA RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x70 mm2 3 076,0 2 193,4 1 095,3 6 364,7 MT RED AÉREA RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 2x95 mm2 3 141,8 1 864,8 1 040,7 6 047,3 MT RED AÉREA RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x95 mm2 4 137,3 2 193,4 1 315,9 7 646,6 MT RED AÉREA RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x120 mm2 4 236,8 2 193,4 1 336,6 7 766,8 MT RED AÉREA RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x150 mm2 5 795,5 2 193,4 1 660,6 9 649,5 MT RED AÉREA RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x185 mm2 5 795,5 2 193,4 1 660,6 9 649,5



(ZONA NO URBANA)


(US$)


Costos Indirectos

(US$)

Costo Total (US$)

MT RED AÉREA RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x240 mm2 6 790,4 2 193,4 1 867,4 10 851,2 MT RED AÉREA - NEUTRO CONDUCTOR NEUTRO DE AA O SIMIL. 1x16 mm2 241,3 314,2 115,5 670,9 MT RED AÉREA - NEUTRO CONDUCTOR NEUTRO DE AA O SIMIL. 1x25 mm2 263,4 314,2 120,1 697,6 MT RED AÉREA - NEUTRO CONDUCTOR NEUTRO DE AA O SIMIL. 1x35 mm2 285,5 314,2 124,7 724,3 MT RED AÉREA - NEUTRO CONDUCTOR NEUTRO DE AA O SIMIL. 1x50 mm2 362,9 348,8 147,9 859,6 MT RED AÉREA - NEUTRO CONDUCTOR NEUTRO DE AA O SIMIL. 1x70 mm2 550,8 348,8 187,0 1 086,6 MT RED AÉREA - NEUTRO CONDUCTOR NEUTRO DE AA O SIMIL. 1x95 mm2 904,6 348,8 260,5 1 513,9 SED SED AÉREA MONOPOSTE S.E. AEREA MONOPOSTE 1x5 kVA 1 241,9 271,0 314,5 1 827,3 SED SED AÉREA MONOPOSTE S.E. AEREA MONOPOSTE 1x7.5 kVA 1 253,6 271,0 316,9 1 841,5 SED SED AÉREA MONOPOSTE S.E. AEREA MONOPOSTE 1x10 kVA 1 341,8 271,0 335,2 1 947,9 SED SED AÉREA MONOPOSTE S.E. AEREA MONOPOSTE 10 kVA (3F) 1 715,3 312,6 421,5 2 449,3 SED SED AÉREA MONOPOSTE S.E. AEREA MONOPOSTE 1x15 kVA 1 559,1 271,0 380,4 2 210,5 SED SED AÉREA MONOPOSTE S.E. AEREA MONOPOSTE 15 kVA (3F) 1 994,9 312,6 479,6 2 787,1 SED SED AÉREA MONOPOSTE S.E. AEREA MONOPOSTE 1x20 kVA 1 817,6 271,0 434,1 2 522,7 SED SED AÉREA MONOPOSTE S.E. AEREA MONOPOSTE 1x25 kVA 1 970,3 271,0 465,9 2 707,2 SED SED AÉREA MONOPOSTE S.E. AEREA MONOPOSTE 25 kVA (3F) 2 161,7 312,6 514,3 2 988,6 SED SED AÉREA MONOPOSTE S.E. AEREA MONOPOSTE 1x37 kVA 2 040,8 271,0 480,5 2 792,3 SED SED AÉREA MONOPOSTE S.E. AEREA MONOPOSTE 37 kVA (3F) 2 373,2 312,6 558,3 3 244,1 SED SED AÉREA MONOPOSTE S.E. AEREA MONOPOSTE 1x50 kVA 2 170,1 271,0 507,4 2 948,4 SED SED AÉREA MONOPOSTE S.E. AEREA MONOPOSTE 50 kVA (3F) 2 619,9 312,6 609,6 3 542,1 SED SED AÉREA MONOPOSTE S.E. AEREA MONOPOSTE 1x75 kVA 2 405,1 271,0 556,2 3 232,3 SED SED AÉREA MONOPOSTE S.E. AEREA MONOPOSTE 75 kVA (3F) 3 031,2 312,6 695,0 4 038,8 SED SED AÉREA MONOPOSTE S.E. AEREA MONOPOSTE 100 kVA (3F) 3 348,4 335,9 765,8 4 450,2 SED SED AÉREA MONOPOSTE S.E. AEREA MONOPOSTE 160 kVA (3F) 4 170,8 335,9 936,8 5 443,6 SED SED AÉREA BIPOSTE S.E. AEREA BIPOSTE 25 kVA (3F) 2 595,5 434,8 629,9 3 660,2 SED SED AÉREA BIPOSTE S.E. AEREA BIPOSTE 37 kVA (3F) 2 807,0 434,8 673,9 3 915,7



(ZONA NO URBANA)


(US$)


Costos Indirectos

(US$)

Costo Total (US$)

SED SED AÉREA BIPOSTE S.E. AEREA BIPOSTE 40 kVA (3F) 2 901,0 434,8 693,4 4 029,2 SED SED AÉREA BIPOSTE S.E. AEREA BIPOSTE 50 kVA (3F) 3 053,7 434,8 725,1 4 213,7 SED SED AÉREA BIPOSTE S.E. AEREA BIPOSTE 1x75 kVA 3 082,6 419,7 728,0 4 230,3 SED SED AÉREA BIPOSTE S.E. AEREA BIPOSTE 75 kVA (3F) 3 529,0 434,8 823,9 4 787,8 SED SED AÉREA BIPOSTE S.E. AEREA BIPOSTE 100 kVA (3F) 3 846,3 458,2 894,7 5 199,2 SED SED AÉREA BIPOSTE S.E. AEREA BIPOSTE 160 kVA (3F) 4 668,7 458,2 1 065,7 6 192,6 SED SED AÉREA BIPOSTE S.E. AEREA BIPOSTE 200 kVA (3F) 5 343,7 458,2 1 206,0 7 007,9 SED SED AÉREA BIPOSTE S.E. AEREA BIPOSTE 250 kVA (3F) 5 974,7 458,2 1 337,1 7 770,0 SED SED AÉREA BIPOSTE S.E. AEREA BIPOSTE 315 kVA (3F) 6 788,9 458,2 1 506,4 8 753,5

ANEXO 3 MAPA DE DENSIDADES

Dic-05

Anexo 3

Mapas de Densidades

Huaraz

Zona Urbana

MAPA DE DENSIDADES VAD SECTOR TÍPICO 3Huaraz (Suministros MT y BT 2004)

MUY ALTA 0.3450 km2ALTA 1 0.3625 km2ALTA 2 1.3725 km2MEDIA 3.1525 km2BAJA 1.3700 km2

6.6025 km2

MAPA DE DENSIDADES VAD SECTOR TÍPICO 3Huaraz (Suministros BT 2004)


6.5875 km2

Anexo 3

Mapas de Densidades

Caraz

Zona Urbana

MAPA DE DENSIDADES VAD SECTOR TÍPICO 3Caraz (Suministros MT y BT 2004)


1.3300 km2

MAPA DE DENSIDADES VAD SECTOR TÍPICO 3Caraz (Suministros BT 2004)


1.3300 km2

Anexo 3

Mapas de Densidades

Carhuaz

Zona Urbana

MAPA DE DENSIDADES VAD SECTOR TÍPICO 3Carhuaz (Suministros MT y BT 2004)


0.6550 km2

MAPA DE DENSIDADES VAD SECTOR TÍPICO 3Carhuaz (Suministros BT 2004)


0.6550 km2

ANEXO 4 VNR ADAPTADO INSTALACIONES

Dic-05

VNR ADAPTADOAlimentadores en MT 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13Secciones Económicas 14,4/24,9 kV

AAAC Monofásica Bifasica Trifasica Monofásica Bifasica Trifasicamm2 Urb Rur Urb Rur Urb Rur Urb Rur Urb Rur Urb Rur

25 35 000 4 163 35 000 5 086 8 135 5 198 50 35 000 4 325 35 000 5 410 8 831 5 684 75 35 000 4 552 35 000 5 864 9 512 6 365 95 35 000 35 000 35 000 35 000 10 794 7 647 120 35 000 35 000 35 000 35 000 10 914 7 767 185 35 000 35 000 35 000 35 000 12 797 9 649

% Indirectos (Administración, Impuestos, etc): 0%

ección de Con Costo $ / km AAACmm2 US$/km ohm/km Factor de carga = 0.5

Costo de Energía = 0.0640 US$/kWh0 perdidas= 2 847 horas/año

25 5 198 1.59050 5 684 0.80675 6 365 0.58895 7 647 0.428

120 7 767 0.334185 9 649 0.220

Tasa (%) 1.60

Lineas Trifasicas Rurales 3.1Intensidad AÑO Tasa (%) Interes (%) x

A 0 25 50 75 95 120 185 Minimo Sección 1 1.60 12.00 0.925 42 5 - 5 399 5 786 6 439 7 701 7 809 9 677 5 399 25 2 1.60 12.00 0.855 41 10 - 6 003 6 092 6 662 7 863 7 936 9 761 6 003 25.00 3 1.60 12.00 0.785 40 15 - 7 009 6 602 7 035 8 134 8 147 9 900 6 602 50.00 4 1.60 12.00 0.725 39 20 - 8 419 7 316 7 556 8 514 8 443 10 095 7 316 50.00 5 0.00 12.00 0.645 38 25 - 10 230 8 235 8 226 9 001 8 824 10 346 8 226 75.00 6 0.00 12.00 0.575 37 30 - 12 444 9 357 9 045 9 597 9 289 10 652 9 045 75.00 7 0.00 12.00 0.515 36 35 - 15 061 10 684 10 012 10 302 9 839 11 014 9 839 120.00 8 0.00 12.00 0.465 35 40 - 18 081 12 214 11 129 11 114 10 473 11 432 10 473 120.00 9 0.00 12.00 0.415 34 45 - 21 503 13 949 12 394 12 036 11 192 11 905 11 192 120.00 10 0.00 12.00 0.375 33 50 - 25 327 15 888 13 809 13 065 11 995 12 435 11 995 120.00 11 0.00 12.00 0.335 32 55 - 29 554 18 030 15 372 14 203 12 883 13 020 12 883 120.00 12 0.00 12.00 0.295 31 60 - 34 184 20 377 17 084 15 449 13 856 13 660 13 660 185.00 13 0.00 12.00 0.265 30 65 - 39 216 22 928 18 945 16 804 14 913 14 356 14 356 185.00 14 0.00 12.00 0.235 29 70 - 44 651 25 683 20 955 18 267 16 054 15 108 15 108 185.00 15 0.00 12.00 0.215 28 75 - 50 489 28 643 23 114 19 838 17 281 15 916 15 916 185.00 16 0.00 12.00 0.195 27 80 - 56 729 31 806 25 421 21 518 18 592 16 780 16 780 185.00 17 0.00 12.00 0.175 26 85 - 63 371 35 173 27 878 23 306 19 987 17 699 17 699 185.00 18 0.00 12.00 0.155 25 90 - 70 417 38 744 30 483 25 202 21 467 18 673 18 673 185.00 19 0.00 12.00 0.135 24 95 - 77 865 42 520 33 238 27 207 23 031 19 704 19 704 185.00 20 0.00 12.00 0.125 23 100 - 85 715 46 499 36 141 29 320 24 680 20 790 20 790 185.00 21 0.00 12.00 0.105 22 105 - 93 968 50 683 39 193 31 542 26 414 21 932 21 932 185.00 22 0.00 12.00 0.095 21 110 - 102 624 55 071 42 394 33 872 28 232 23 130 23 130 185.00 23 0.00 12.00 0.085 20 115 - 111 682 59 662 45 744 36 310 30 135 24 383 24 383 185.00 24 0.00 12.00 0.075 19 120 - 121 143 64 458 49 242 38 857 32 122 25 692 25 692 185.00 25 0.00 12.00 0.075 18 125 - 131 006 69 458 52 890 41 512 34 194 27 057 27 057 185.00 26 0.00 12.00 0.065 17 130 - 141 272 74 662 56 686 44 275 36 351 28 477 28 477 185.00 27 0.00 12.00 0.055 16 135 - 151 940 80 070 60 632 47 147 38 592 29 953 29 953 185.00 28 0.00 12.00 0.055 15 140 - 163 011 85 682 64 726 50 127 40 918 31 485 31 485 185.00 29 0.00 12.00 0.045 14 145 - 174 485 91 499 68 969 53 216 43 328 33 073 33 073 185.00 30 0.00 12.00 0.045 13 150 - 186 361 97 519 73 361 56 413 45 823 34 716 34 716 185.00 Total 8.975 12 155 - 198 640 103 743 77 902 59 718 48 402 36 415 36 415 185.005 11 160 - 211 322 110 172 82 592 63 132 51 066 38 170 38 170 185.005 10 165 - 224 406 116 804 87 430 66 653 53 814 39 980 39 980 185.005 9 170 - 237 892 123 641 92 418 70 284 56 647 41 846 41 846 185.005 8 175 - 251 782 130 682 97 554 74 023 59 565 43 768 43 768 185.005 7 180 - 266 073 137 926 102 839 77 870 62 567 45 745 45 745 185.005 6 185 - 280 768 145 375 108 274 81 825 65 654 47 779 47 779 185.005 5 190 - 295 865 153 028 113 857 85 889 68 825 49 868 49 868 185.005 4 195 - 311 364 160 885 119 589 90 061 72 081 52 012 52 012 185.005 3 200 - 327 266 168 946 125 469 94 342 75 421 54 212 54 212 185.00

Costo = $/m + Kp *3,1* I^2 * ohm/km/1000 * horas/año * $/KWH/100025 50 75 95 120 185

Se considera la carga concentrada en el extremo.

13,8 kV - (US$/km)

Lineas

mm 2

-

20 000

40 000

60 000

80 000

- 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150

[A]

US$/km

25 75 120 185

Sección de Cond. Costo / kmmm2 US$/km ohm/km Factor de carga = 0.5


25 5 086 1.5950 5 410 0.8175 5 864 0.5995 35 000 0.48

120 35 000 0.30185 35 000 0.19

Tasa (%) 1.60

Lineas Bifasicas Rurales 2.5Intensidad AÑO Tasa (%) Interes (%) x

A 0 25 50 75 95 120 185 Minimo Sección 1 1.60 12.00 0.925 42 5 0.00 5 248 5 492 5 924 35 049 35 031 35 019 5 248 25 2 1.60 12.00 0.855 41 10 0.00 5 735 5 739 6 104 35 196 35 123 35 078 5 735 25.00 3 1.60 12.00 0.785 40 15 0.00 6 547 6 150 6 404 35 441 35 277 35 175 6 150 50.00 4 1.60 12.00 0.725 39 20 0.00 7 683 6 726 6 824 35 783 35 493 35 312 6 726 50.00 5 0.00 12.00 0.645 38 25 0.00 9 144 7 467 7 365 36 224 35 771 35 487 7 365 75.00 6 0.00 12.00 0.575 37 30 0.00 10 930 8 372 8 025 36 762 36 110 35 701 8 025 75.00 7 0.00 12.00 0.515 36 35 0.00 13 040 9 442 8 805 37 399 36 511 35 954 8 805 75.00 8 0.00 12.00 0.465 35 40 0.00 15 475 10 676 9 706 38 133 36 973 36 246 9 706 75.00 9 0.00 12.00 0.415 34 45 0.00 18 235 12 075 10 726 38 965 37 497 36 577 10 726 75.00 10 0.00 12.00 0.375 33 50 0.00 21 319 13 639 11 867 39 896 38 083 36 947 11 867 75.00 11 0.00 12.00 0.335 32 55 0.00 24 728 15 367 13 128 40 924 38 731 37 356 13 128 75.00 12 0.00 12.00 0.295 31 60 0.00 28 462 17 259 14 508 42 050 39 440 37 804 14 508 75.00 13 0.00 12.00 0.265 30 65 0.00 32 520 19 317 16 009 43 273 40 211 38 290 16 009 75.00 14 0.00 12.00 0.235 29 70 0.00 36 903 21 538 17 630 44 595 41 043 38 816 17 630 75.00 15 0.00 12.00 0.215 28 75 0.00 41 611 23 925 19 371 46 015 41 937 39 381 19 371 75.00 16 0.00 12.00 0.195 27 80 0.00 46 643 26 476 21 232 47 533 42 893 39 984 21 232 75.00 17 0.00 12.00 0.175 26 85 0.00 52 000 29 191 23 213 49 148 43 911 40 627 23 213 75.00 18 0.00 12.00 0.155 25 90 0.00 57 682 32 072 25 314 50 861 44 990 41 308 25 314 75.00 19 0.00 12.00 0.135 24 95 0.00 63 688 35 116 27 535 52 673 46 131 42 029 27 535 75.00 20 0.00 12.00 0.125 23 100 0.00 70 019 38 326 29 877 54 582 47 333 42 788 29 877 75.00 21 0.00 12.00 0.105 22 105 0.00 76 675 41 699 32 338 56 589 48 597 43 586 32 338 75.00 22 0.00 12.00 0.095 21 110 0.00 83 655 45 238 34 919 58 694 49 923 44 423 34 919 75.00 23 0.00 12.00 0.085 20 115 0.00 90 960 48 941 37 621 60 897 51 311 45 299 37 621 75.00 24 0.00 12.00 0.075 19 120 0.00 98 590 52 808 40 442 63 198 52 760 46 215 40 442 75.00 25 0.00 12.00 0.075 18 125 0.00 106 544 56 841 43 384 65 597 54 271 47 169 43 384 75.00 26 0.00 12.00 0.065 17 130 0.00 114 823 61 037 46 446 68 094 55 843 48 162 46 446 75.00 27 0.00 12.00 0.055 16 135 0.00 123 426 65 399 49 627 70 688 57 477 49 193 49 193 185.00 28 0.00 12.00 0.055 15 140 0.00 132 355 69 925 52 929 73 381 59 173 50 264 50 264 185.00 29 0.00 12.00 0.045 14 145 0.00 141 608 74 615 56 351 76 171 60 931 51 374 51 374 185.00 30 0.00 12.00 0.045 13 150 0.00 151 185 79 470 59 893 79 060 62 750 52 523 52 523 185.00 Total 8.975 12 155 0.00 161 088 84 490 63 555 82 046 64 631 53 710 53 710 185.005 11 160 0.00 171 315 89 674 67 337 85 130 66 573 54 937 54 937 185.005 10 165 0.00 181 866 95 023 71 239 88 312 68 577 56 203 56 203 185.005 9 170 0.00 192 743 100 536 75 261 91 592 70 643 57 507 57 507 185.005 8 175 0.00 203 944 106 214 79 404 94 970 72 770 58 850 58 850 185.005 7 180 0.00 215 469 112 057 83 666 98 446 74 960 60 233 60 233 185.005 6 185 0.00 227 320 118 064 88 048 102 020 77 210 61 654 61 654 185.005 5 190 0.00 239 495 124 236 92 551 105 691 79 523 63 114 63 114 185.005 4 195 0.00 251 994 130 572 97 173 109 461 81 897 64 613 64 613 185.005 3 200 0.00 264 818 137 073 101 916 113 328 84 333 66 152 66 152 185.00

Costo = $/m + Kp *2,15* I^2 * ohm/km/1000 * horas/año * $/KWH/100025 50 75 95 120 185


mm 2

-

20 000

40 000

60 000

- 20 40 60 80 100 120 140 160[A]

US$/km

25 50 75

Sección de Cond Costo / kmmm2 US$/km ohm/km Factor de carga = 0.60


25 4 163 1.5950 4 325 0.8175 4 552 0.5995 35 000 0.48

120 35 000 0.30185 35 000 0.19

Tasa (%) 1.60

Lineas Monofásicas Rurales 2Intensidad AÑO Tasa (%) Interes (%) x

A 0 25 50 75 95 120 185 Minimo Sección 1 1.60 12.00 0.925 42 5 0.00 4 292 4 390 4 600 35 039 35 025 35 016 4 292 25 2 1.60 12.00 0.855 41 10 0.00 4 682 4 588 4 744 35 157 35 099 35 062 4 588 50 3 1.60 12.00 0.785 40 15 0.00 5 331 4 917 4 984 35 352 35 222 35 140 4 917 50 4 1.60 12.00 0.725 39 20 0.00 6 240 5 378 5 320 35 627 35 395 35 249 5 320 75 5 0.00 12.00 0.645 38 25 0.00 7 409 5 970 5 752 35 979 35 617 35 389 5 752 75 6 0.00 12.00 0.575 37 30 0.00 8 838 6 695 6 281 36 410 35 888 35 561 6 281 75 7 0.00 12.00 0.515 36 35 0.00 10 526 7 550 6 905 36 919 36 209 35 763 6 905 75 8 0.00 12.00 0.465 35 40 0.00 12 474 8 538 7 625 37 507 36 579 35 997 7 625 75 9 0.00 12.00 0.415 34 45 0.00 14 682 9 657 8 442 38 172 36 998 36 262 8 442 75 10 0.00 12.00 0.375 33 50 0.00 17 149 10 908 9 354 38 916 37 467 36 558 9 354 75 11 0.00 12.00 0.335 32 55 0.00 19 876 12 290 10 363 39 739 37 985 36 885 10 363 75 12 0.00 12.00 0.295 31 60 0.00 22 863 13 804 11 467 40 640 38 552 37 243 11 467 75 13 0.00 12.00 0.265 30 65 0.00 26 110 15 450 12 668 41 619 39 169 37 632 12 668 75 14 0.00 12.00 0.235 29 70 0.00 29 616 17 228 13 965 42 676 39 835 38 053 13 965 75 15 0.00 12.00 0.215 28 75 0.00 33 383 19 137 15 357 43 812 40 550 38 505 15 357 75 16 0.00 12.00 0.195 27 80 0.00 37 408 21 177 16 846 45 026 41 315 38 987 16 846 75 17 0.00 12.00 0.175 26 85 0.00 41 694 23 350 18 431 46 318 42 129 39 501 18 431 75 18 0.00 12.00 0.155 25 90 0.00 46 239 25 654 20 112 47 689 42 992 40 047 20 112 75 19 0.00 12.00 0.135 24 95 0.00 51 044 28 090 21 889 49 138 43 905 40 623 21 889 75 20 0.00 12.00 0.125 23 100 0.00 56 109 30 657 23 762 50 666 44 867 41 230 23 762 75 21 0.00 12.00 0.105 22 105 0.00 61 434 33 356 25 731 52 271 45 878 41 869 25 731 75 22 0.00 12.00 0.095 21 110 0.00 67 018 36 187 27 796 53 955 46 939 42 539 27 796 75 23 0.00 12.00 0.085 20 115 0.00 72 862 39 150 29 957 55 718 48 049 43 240 29 957 75 24 0.00 12.00 0.075 19 120 0.00 78 966 42 244 32 215 57 559 49 208 43 972 32 215 75 25 0.00 12.00 0.075 18 125 0.00 85 329 45 469 34 568 59 478 50 417 44 735 34 568 75 26 0.00 12.00 0.065 17 130 0.00 91 952 48 827 37 017 61 475 51 675 45 529 37 017 75 27 0.00 12.00 0.055 16 135 0.00 98 835 52 316 39 563 63 551 52 982 46 355 39 563 75 28 0.00 12.00 0.055 15 140 0.00 105 978 55 937 42 204 65 705 54 338 47 211 42 204 75 29 0.00 12.00 0.045 14 145 0.00 113 380 59 689 44 941 67 937 55 744 48 099 44 941 75 30 0.00 12.00 0.045 13 150 0.00 121 042 63 573 47 775 70 248 57 200 49 018 47 775 75 Total 8.975 12 155 0.00 128 964 67 589 50 705 72 637 58 704 49 968 49 968 1855 11 160 0.00 137 146 71 736 53 730 75 104 60 258 50 950 50 950 1855 10 165 0.00 145 587 76 015 56 852 77 650 61 862 51 962 51 962 1855 9 170 0.00 154 288 80 426 60 070 80 274 63 514 53 006 53 006 1855 8 175 0.00 163 249 84 968 63 383 82 976 65 216 54 080 54 080 1855 7 180 0.00 172 469 89 642 66 793 85 757 66 968 55 186 55 186 1855 6 185 0.00 181 950 94 448 70 299 88 616 68 768 56 323 56 323 1855 5 190 0.00 191 690 99 385 73 901 91 553 70 618 57 491 57 491 1855 4 195 0.00 201 689 104 454 77 599 94 569 72 518 58 691 58 691 1855 3 200 0.00 211 949 109 655 81 393 97 663 74 466 59 921 59 921 185

Costo = $/m + Kp *2* I^2 * ohm/km/1000 * horas/año * $/KWH/100025 50 75 95 120 185


mm 2

-

10 000

20 000

30 000

- 20 40 60 80 100 120

[A]

US$/km

25 50 75

Sección de Cond. Costo / kmmm2 US$/km ohm/km Factor de carga = 0.60


25 8 135 1.597350 8 831 1.050375 9 512 0.696195 10 794 0.5563

120 10 914 0.3679185 12 797 0.1902

Tasa (%) 1.90

Lineas Trifásicas Urbanas 3.1Intensidad AÑO Tasa (%) Interes (%) x

A 0 25 50 75 95 120 185 Minimo Sección 1 1.60 17.06 0.885 42 5 - 8 280 8 926 9 575 10 844 10 947 12 814 8 280 25 2 1.60 17.06 0.785 41 10 0.00 8 715 9 212 9 765 10 996 11 048 12 866 8 715 25 3 1.60 17.06 0.695 40 15 0.00 9 440 9 689 10 081 11 248 11 215 12 952 9 440 25 4 1.60 17.06 0.605 39 20 0.00 10 455 10 357 10 523 11 602 11 448 13 073 10 357 50 5 0.00 17.06 0.525 38 25 0.00 11 760 11 215 11 092 12 057 11 749 13 228 11 092 75 6 0.00 17.06 0.445 37 30 0.00 13 356 12 264 11 787 12 612 12 116 13 418 11 787 75 7 0.00 17.06 0.385 36 35 0.00 15 241 13 504 12 609 13 269 12 551 13 643 12 551 120 8 0.00 17.06 0.325 35 40 0.00 17 417 14 934 13 557 14 026 13 052 13 902 13 052 120 9 0.00 17.06 0.275 34 45 0.00 19 882 16 555 14 631 14 885 13 620 14 196 13 620 120 10 0.00 17.06 0.235 33 50 0.00 22 638 18 367 15 832 15 845 14 254 14 524 14 254 120 11 0.00 17.06 0.205 32 55 0.00 25 684 20 370 17 160 16 906 14 956 14 886 14 886 185 12 0.00 17.06 0.175 31 60 0.00 29 019 22 564 18 613 18 067 15 724 15 284 15 284 185 13 0.00 17.06 0.155 30 65 0.00 32 645 24 948 20 193 19 330 16 559 15 715 15 715 185 14 0.00 17.06 0.135 29 70 0.00 36 561 27 523 21 900 20 694 17 461 16 182 16 182 185 15 0.00 17.06 0.115 28 75 0.00 40 767 30 288 23 733 22 159 18 430 16 682 16 682 185 16 0.00 17.06 0.095 27 80 0.00 45 263 33 244 25 692 23 725 19 466 17 218 17 218 185 17 0.00 17.06 0.085 26 85 0.00 50 049 36 392 27 778 25 391 20 568 17 788 17 788 185 18 0.00 17.06 0.075 25 90 0.00 55 125 39 729 29 990 27 159 21 737 18 392 18 392 185 19 0.00 17.06 0.065 24 95 0.00 60 491 43 258 32 329 29 028 22 973 19 031 19 031 185 20 0.00 17.06 0.055 23 100 0.00 66 148 46 977 34 794 30 998 24 276 19 705 19 705 185 21 0.00 17.06 0.045 22 105 0.00 72 094 50 887 37 385 33 069 25 645 20 413 20 413 185 22 0.00 17.06 0.045 21 110 0.00 78 330 54 988 40 103 35 241 27 082 21 155 21 155 185 23 0.00 17.06 0.035 20 115 0.00 84 857 59 279 42 947 37 514 28 585 21 932 21 932 185 24 0.00 17.06 0.035 19 120 0.00 91 673 63 761 45 918 39 888 30 155 22 744 22 744 185 25 0.00 17.06 0.025 18 125 0.00 98 780 68 434 49 015 42 363 31 792 23 590 23 590 185 26 0.00 17.06 0.025 17 130 0.00 106 176 73 298 52 238 44 939 33 495 24 471 24 471 185 27 0.00 17.06 0.025 16 135 0.00 113 863 78 352 55 588 47 616 35 266 25 386 25 386 185 28 0.00 17.06 0.015 15 140 0.00 121 840 83 597 59 064 50 394 37 103 26 336 26 336 185 29 0.00 17.06 0.015 14 145 0.00 130 107 89 033 62 667 53 274 39 007 27 321 27 321 185 30 0.00 17.06 0.015 13 150 0.00 138 664 94 660 66 396 56 254 40 978 28 339 28 339 185 Total 6.435 12 155 0.00 147 510 100 477 70 252 59 335 43 016 29 393 29 393 1855 11 160 0.00 156 648 106 485 74 233 62 517 45 120 30 481 30 481 1855 10 165 0.00 166 075 112 684 78 342 65 800 47 292 31 603 31 603 1855 9 170 0.00 175 792 119 073 82 576 69 185 49 530 32 761 32 761 1855 8 175 0.00 185 799 125 654 86 938 72 670 51 835 33 952 33 952 1855 7 180 0.00 196 096 132 424 91 425 76 256 54 206 35 178 35 178 1855 6 185 0.00 206 684 139 386 96 039 79 943 56 645 36 439 36 439 1855 5 190 0.00 217 561 146 539 100 779 83 732 59 150 37 734 37 734 1855 4 195 0.00 228 728 153 882 105 646 87 621 61 722 39 064 39 064 1855 3 200 0.00 240 186 161 416 110 639 91 611 64 361 40 428 40 428 185

Costo = $/m + Kp *2* I^2 * ohm/km/1000 * horas/año * $/KWH/100025 50 75 95 120 185


mm 2

-

20 000

40 000

60 000

80 000

- 20 40 60 80 100 120 140

[A]

US$/km

25 75 120 185

VNR ADAPTADODISTRIBUCIÓNAdaptación de Alimentadores

DATOS FISICOSLineas en 13,8 kV-NO URBANA Lineas en 13,8 kV-URBANA

Trifasicas Bifasicas Monofasicas Trifasicas mm2 R XCorriente Sección Costo Corriente Sección Costo Corriente Sección Costo Corriente Sección Costo [ohm/km] [ohm/km]

A mm2 US$/km A mm2 US$/km A mm2 US$/km A mm2 US$/km0 0 0 0 0 0 0 0 25 25 1.590 0.509

10 25 5 198 10 25 5 086 5 25 4 163 15 25 8 135 50 50 0.806 0.50520 50 5 684 20 50 5 410 15 50 4 325 20 50 8 831 75 75 0.588 0.50030 75 6 365 130 75 5 864 150 75 4 552 30 75 9 512 95 95 0.428 0.49030 95 7 647 130 95 35 000 150 95 35 000 30 95 10 794 120 120 0.334 0.45355 120 7 767 130 120 35 000 150 120 35 000 50 120 10 914 185 185 0.220 0.372

200 185 9 649 200 185 35 000 200 185 35 000 200 185 12 797 185Cos j 0.9 Sen j 0.5

CÁLCULO DE CORRIENTES

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

1 TRONCAL URBANO TRONCAL NO URBANO

Subestación Alimentador

Corriente Medida a la salida de la

SE*

TensiónPotencia Instalada Urbana

Potencia Instalada

Rural

Cantidad de Trafos Urbanos

Cantidad de Trafos Rurales

Potencia Instalada Urb/Total

CorrienteUbicación de

la Carga

Factor de ubicación de

la carga equivalente de pérdidas

Corriente equivalente

para el calculo de pérdidas


para el calculo de la

caida de tensión

Corriente Ubicación

de la Carga

Factor de ubicación de

la carga equivalente de pérdidas





caida de tensión

Nombre Ident. A kV kVA kVA p.u. p.u. % A A A A A ASHINGAL SHI261 59 13.2 1 623 1 853 25 29 47% 59 0.77 0.64 47.3 45.3 32 0.80 0.69 26.1 25.2 SHINGAL SHI262 65 13.2 - 5 173 - 110 0% 65 1.00 1.00 65.2 65.2 65 0.80 0.69 54.1 52.2 ARHUAYPAMPA ARH271 22 13.2 725 375 8 8 66% 22 0.67 0.52 15.4 14.4 7 0.90 0.84 6.7 6.6 ARHUAYPAMPA ARH272 71 13.2 - 5 343 - 105 0% 71 1.00 1.00 70.9 70.9 71 0.80 0.69 58.8 56.7 ARHUAYPAMPA ARH273 31 13.2 - 3 915 - 65 0% 31 1.00 1.00 31.3 31.3 31 0.80 0.69 26.0 25.0 PICUP PIC281 149 13.2 4 098 78 28 3 98% 149 0.51 0.33 86.0 75.7 3 1.00 1.00 2.8 2.8 PICUP PIC282 158 13.2 4 810 323 39 10 94% 158 0.53 0.36 94.7 84.2 10 0.90 0.84 9.1 9.0 PICUP PIC283 73 13.2 1 320 3 360 16 105 28% 73 0.86 0.77 64.6 63.1 53 0.80 0.69 43.7 42.2 PICUP PIC284 146 13.2 2 833 518 28 11 85% 146 0.58 0.41 93.2 84.4 23 1.00 1.00 22.6 22.6

Adaptación Alimentadores MT ST 3.xls 1 - 3

VNR ADAPTADODISTRIBUCIÓNAdaptación de Alimen

Subestación

NombreSHINGALSHINGALARHUAYPAMPAARHUAYPAMPAARHUAYPAMPAPICUPPICUPPICUPPICUP

37.5% 11.15%CARACTERISTICAS TOPOLOGICAS DEL ALIMENTADOR

19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39

RAMAL NO URBANO DERIVACIONES NO URBANO

Corriente Ubicación de la carga ramal

rural

Factor de ubicación

equivalente de pérdidas



Corriente equivalente para el calculo de la

caida de tensiónCorriente

Ubicación de la carga

ramal rural

Factor de ubicación

equivalente de pérdidas





caida de tensión

Total Urbano Total no UrbanoTroncal Urbano

Ramales y Derivaciones

Urbano

Troncal no Urbano

Ramal no Urbano

Cantidad de ramales

Derivaciones Derivaciones Cantidad Deriv.

A A A A A A km km km km km km Unid. km km p.u.9.5 0.85 0.8 8.2 8.0 0.7 1.0 1.0 0.7 0.7 7.2 24.2 0.0 7.2 14.5 7.6 5 2.0 2.0 29

24.4 0.85 0.8 21 21 0.4 1.0 1.0 0 0 0.0 79.3 0.0 0.0 23.8 47.8 4 7.7 7.7 1105.5 0.85 0.8 5 5 1.4 1.0 1.0 1 1 2.4 1.7 0.2 2.2 0.3 0.8 2 0.6 0.6 8

26.6 0.85 0.8 23 23 0.5 1.0 1.0 1 1 0.0 58.2 0.0 0.0 23.3 27.6 4 7.4 7.4 1059.4 0.85 0.8 8 8 0.3 1.0 1.0 0 0 0.0 39.5 0.0 0.0 23.7 11.3 5 4.6 4.6 65- 0.85 0.8 - - - 1.0 1.0 - - 7.1 1.1 1.7 5.4 0.7 0.0 0 0.2 0.4 37.5 0.85 0.8 7 6 1.5 1.0 1.0 1 1 12.4 7.1 1.5 10.9 6.2 0.2 2 0.7 0.7 10

19.8 0.85 0.8 17 17 0.4 1.0 1.0 0 0 4.7 65.0 0.1 4.6 52.0 5.7 4 7.4 7.3 10533.9 0.85 0.8 30 29 6.2 1.0 1.0 6 6 8.7 6.0 0.5 8.2 0.5 4.72 1 0.8 0.8 11

42.6 282.2 4.1 38.5 145.0 105.7 27 31 31 446

DATOS TOPOLOGICOS


VNR ADAPTADODISTRIBUCIÓNAdaptación de Alimen

Subestación

NombreSHINGALSHINGALARHUAYPAMPAARHUAYPAMPAARHUAYPAMPAPICUPPICUPPICUPPICUP

TRONCAL URBANO TRIFASICO

TRONCAL NO URBANO TRIFASICO

RAMAL NO URBANO TRIFASICO

DERIVACION NO URBANO MONOFASICA

Sección Valorización Sección Valorización Sección Valorización Sección Valorización

mm2 US$ mm2 US$ mm2 US$ mm2 US$- - 75 92 344 25 39 724 25 8 450 - - 120 184 827 75 304 404 25 32 052 50 2 153 25 1 817 25 4 356 25 2 331

- - 185 224 700 75 175 535 25 30 595 - - 75 150 952 25 58 535 25 18 940 185 22 353 25 3 404 - - 25 1 818 185 19 094 25 31 967 25 1 138 25 2 914 185 1 201 120 404 064 50 32 148 25 30 595 185 6 714 75 3 036 75 30 014 50 3 330

SECCIONES ECONOMICAS Y VALORIZACION DE LINEAS


ANEXO 5 COSTOS EFICIENTES

Dic-05

PLANTAS DE PERSONAL

Dic-05

Modelo de Determinación de Costos EficientesCOSTOS INDIRECTOSPlantas de Personal Típicas

SEM OFICINA COMERCIAL

SEDE CENTRAL

SEM (50.000 clientes aprox.)

Oficina Comercial 10 a 40 mil clientes


CANTIDAD DE UNIDADES REGIONALES 1 1 1 2Y OFICINAS COMERCIALESCOMPUTO DE PERSONAL 215 14 6 4COMPUTO DE PERSONAL TOTAL Cat. 239

CLIENTES PROMEDIO 378 330

DIRECTORIOMiembro del Consejo de Administración C 5Miembro del Consejo Fiscal 1 0Asistente 3 0Secretaria Ejecutiva 6 1

PRESIDENCIAGERENTE GENERAL A 1Gerente de Asuntos Legales C 1Abogado 3 1Secretaria Ejecutiva 6 1Conductor (Chofer) 11 1Auxiliar Administrativo 10 1Gerente de Control de Gestión C 1Analista de Gestión 2 1Asistente Técnico 6 1Asistente Administrativo 9 1Auxiliar Administrativo 11 1Gerente de Relaciones Institucionales C 1Asesor de Comunicación 2 1Asistente de Comunicación 6 1Asistente Administrativo 9 1Auxiliar Administrativo 10 1Gerente de Auditoria Interna 2 1Analista de Auditoria 3 0Profesional de Auditoria 4 1Técnicos de Auditoria 5 2Asistente Administrativo 9 2

0

GERENCIA DE ADMINISTACIÓN B 1Secretaria 7 1Auxiliar Administrativo 10 2Gerente de Contabilidad C 1Jefe de Contabilidad 2 1Contador 4 2Asistente Administrativo 9 2Auxiliar Administrativo 10 3Gerente de Logística 1 1Jefe de Compras 4 1Jefe de Depósito 4 1Contador 4 2Asistente Técnico 6 2Asistente Administrativo 9 2Auxiliar Administrativo 10 2Gerente RH C 1Jefe de Capacitación 3 1Analista de Cpacitación 4 1Jefe de Remuneración 3 1Analista de Remuneración 4 1Jefe de Medicina y Seguridad del Trabajo 3 1Analista Medicina y Seguridad del Trabajo 4 1Asistente Técnico 6 1Secretaria 7 1Asistente Administrativo 9 1Auxiliar Administrativo 10 1Gerente Sistemas C 1Ingeniero en Sistemas 3 2Analista de Sistemas 4 3Secretaria 7 1Asistente Administrativo 9 1Auxiliar Administrativo 10 2

14 10

Anexo 4 1 - 3 22/12/2005



SEDE CENTRAL




GERENCIA FINANCIERA B 1Secretaria 7 1Auxiliar Administrativo 10 1Gerente de Planeamiento Financiero 1 1Analista Financiero 2 1Jefe de Presupuesto 2 1Economista 3 1Técnico de Planeamiento Financiero 5 1Técnico de Presupuesto 5 1Asistente Administrativo 9 1Auxiliar Administrativo 10 2Gerente de Gestión Financiera 1 1Jefe de Recursos 3 0Jefe de Recaudación 3 0Jefe de Tesorería 3 1Contador 4 2Técnico Administrativo 6 1Asistente Administrativo 9 2Auxiliar Administrativo 10 2

00

GERENCIA DE DISTRIBUCIÓN B 1Secretaria 7 1Auxiliar Administrativo 10 1Gerente de Operación C 1Jefe de Planeamiento de Operación 2 1Jefe del Centro Operación del Sistema 2 0Ingeniero de Operación 3 1Ingeniero de Operación Júnior 4 1Encargado del Centro de Operación del Sistema 5 0Técnico de Operación 5 1Supervisor de Centro de Operación del Sistema 6 0Asistente Técnico 8 2Auxiliar Administrativo 10 2Gerente de Mantenimiento MT y BT C 1Jefe de Planeamiento del Mantenimiento 2 1Ingeniero de Mantenimiento 3 2Ingeniero de Mantenimiento Júnior 4 2Técnico de Mantenimiento 5 2Asistente Técnico 8 2Auxiliar Administrativo 10 3GERENCIA COMERCIAL B 1Gerente de Gestión Comercial C 1Secretaria 7 1Auxiliar Administrativo 10 1Analista de gestión Comercial 8 1Jefe de Ciclo Comercial 3 1Supervisor de Facturación 5 1Supervisor de Recaudación 5 1Asistente Comercial 9 4Auxiliar Administrativo 10 2Gerente de Atención de Clientes 3 1Analista de Atención de Clientes 4 1Supervisor de Atención de Clientes 5 3Asistente Comercial 9 3Jefe de Call Center 5 1Personal de Call Center 9 54Auxiliar Administrativo 10 3Gerente de Servicio Técnico C 1Jefe de Pérdidas Comerciales 3 1Ingeniero de Medición 4 1Jefe de Laboratorio de Medición 5 1Supervisor de Medición 7 2Asistente Técnico 8 1Electricista 8 2Auxiliar Administrativo 10 2Jefe de Mercados y Tarifas 4 1Analista de Tarifas 7 1Técnico de Mercado 8 1Asistente Comercial 9 2

Anexo 4 2 - 3 22/12/2005



SEDE CENTRAL




SEMGerente Regional 3Jefe de Regional 4Secretaria 7Jefe de Administración 5 1Asistente de Administración 9 1Auxiliar Administrativo 10 1Jefe de Depósito 4Auxiliar de Depósito 11 2Jefe de O&M 3Ingeniero de Operación 3 1Ingeniero de Mantenimiento 3 1Supervisor de O&M 6Encargado del Centro de Operación 6Técnico de Operación 8 1Técnico de Mantenimiento 8 1Asistente Técnico 11 1Asistente Técnico I 19Auxiliar Administrativo 10Jefe Comercial 5Asesor Comercial 9 1Supervisor Comercial 6 1Asistente Comercial 9 1Auxiliar Administrativo 10Jefe de AT 3Ingeniero Júnior (1 Seg. Trab.) 4 1Técnico de AT 6Asistente Técnico I (3 Seg. Trab.) 7Jefe de Centro de Operación de Sistema 3Encargado de Centro de Operación COS 4Supervisor de O&M 5Supervisor de O&M (4 Seg. Trab.) 5Supervisor de O&M (2 Seg. Trab.) 6

OFICINAS COMERCIALESJefe Oficina Comercial 4 1 0Supervisor Comercial 7 1 0Supervisor Técnico 7 1 0Electricista II 8 1 1Asist Atención Comercial 9 2 1

Anexo 4 3 - 3 22/12/2005

COSTOS ESTRUCTURA

Planillas del Modelo

Dic-05

Modelo de Determinación de Costos Eficientes 3.283 Sl / USDCOSTOS INDIRECTOS 2.7373 R$/USDCostos Anuales IGPM (dic-01 a dic-04) 43.82%Alquilados = 1 / Propios = 0 1 1 30.47%

SEDE CENTRAL (HIDRANDINA)


(SEM ST3)OFICINAS

COMERCIALES (SEM ST3)

PERSONAL PUESTOS Cant. 239 215 14 10VEHICULOS (Automóviles y Camionetas) Cant. 4 3 0 1SUPERFICIE Edificios (Excepto depósitos) m2 2 225 1 985 140 100

COSTOS TOTALES US$ 4 623 199 4 623 199 145 305 90 685Costo Materiales US$ 157 631 157 631 5 859 3 599

US$ US$ US$Costos de Personal US$ 3 152 628 3 152 628 117 179 71 973Edificios (Alquiler) US$ 89 400 89 400 2 940 2 100Edificio Call Center (Alq. ) US$ 29 700 29 700 0 0Comunic. Telefónicas US$ 93 948 93 948 8 827 6 305Comunic. Sistemas US$ 234 512 234 512 0 0Comunic. Distrib. US$ 233 940 233 940 0 0Comunic. Call Center US$ 338 181 338 181 0 0Insumos y Otros Gastos US$ 157 631 157 631 5 859 3 599Servicios Públicos (Agua; Electricidad) US$ 0 0 0 0Servicio de Vigilancia US$ 0 0 0 0Muebles y Utiles US$ 0 0 0 0Limpieza US$ 0 0 0 0Comput. Personales (Alquiladas) US$ 0 0 0 0Sistemas Centrales US$ 0 0 0 0Sist. Adm. y Finanzas US$ 46 784 46 784 0 0Sist. Gestión de Distrib. US$ 21 593 21 593 0 0Sist. de Gestión Comercial US$ 35 988 35 988 0 0SCADA US$ 0 0 0 0GIS US$ 43 185 43 185 0 0Eq. Almacenes, Medición y Control US$ 18 750 18 750Laptops programación medidores US$ 0 0Call Center US$ 10 796 10 796 0 0Transporte US$ 16 164 16 164 0 6 708Depósitos de Regionales US$ 0 0 10 500 0Marketing US$ 0 0 0 0Auditoría Externa + Consultoría US$ 100 000 100 000 0 0

Anexo 4 1 - 6 22/12/2005

Modelo de Determinación de Costos EficientesCOSTOS INDIRECTOSCostos AnualesAlquilados = 1 / Propios = 0

PERSONAL PUESTOSVEHICULOS (Automóviles y Camionetas)SUPERFICIE Edificios (Excepto depósitos)

COSTOS TOTALESCosto Materiales

Costos de PersonalEdificios (Alquiler)Edificio Call Center (Alq. )Comunic. TelefónicasComunic. SistemasComunic. Distrib.Comunic. Call CenterInsumos y Otros GastosServicios Públicos (Agua; Electricidad)Servicio de VigilanciaMuebles y UtilesLimpiezaComput. Personales (Alquiladas)Sistemas CentralesSist. Adm. y FinanzasSist. Gestión de Distrib.Sist. de Gestión ComercialSCADAGISEq. Almacenes, Medición y ControlLaptops programación medidoresCall CenterTransporteDepósitos de RegionalesMarketingAuditoría Externa + Consultoría

APERTURA EDIFICIO CENTRAL SEM

Consejo PresidenciaDirección de

Administración y Finanzas

Gerencia de Contabilidad

Gerencia Sistemas

Gerencia de Finanzas

Dirección Técnica Comercial Call Center


Oficina Comercial 10

a 40 mil clientes

Oficina Comercial 4 a 10 mil

clientes

6 22 4 31 10 21 25 30 66 14 6 43 0 1 0

60 220 40 310 100 210 250 300 495 140 60 40

273 579 748 088 184 531 468 109 397 026 395 314 799 376 533 680 823 496 145 305 61 564 29 12012 676 29 572 6 325 20 474 7 153 17 594 21 483 21 172 21 182 5 859 2 372 1 227

253 520 591 445 126 500 409 488 143 056 351 879 429 663 423 441 423 637 117 179 47 441 24 5323 600 13 200 2 400 18 600 6 000 12 600 15 000 18 000 0 2 940 1 260 840

0 0 0 0 0 0 0 0 29 700 0 0 03 783 13 871 2 522 19 546 6 305 13 241 15 763 18 916 0 8 827 3 783 2 522

0 0 0 234 512 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 233 940 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 338 181 0 0 0

12 676 29 572 6 325 20 474 7 153 17 594 21 483 21 172 21 182 5 859 2 372 1 2270 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 46 784 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 21 593 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 35 988 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 43 185 0 0 0 0 0

18 7500

0 0 0 0 0 0 0 0 10 796 0 0 00 0 0 0 0 0 0 16 164 0 0 6 708 00 0 0 0 0 0 0 0 0 10 500 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 100 000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Anexo 4 2 - 6 22/12/2005




(SEM ST3)OFICINAS


Cómputo de EdificiosCantidad p.u. 1 1 5Superfice Edificios m2

Costo de Personal 3 152 628 117 179 71 973Cómputo de Personal por Cargo 215 14 10Cargos Corporativos 1 429 247

Cargo Cat Salario Real AnualDirector Presidente A 262 090 1 0.0 0Director B 109 094 4 0 0Gerente I C 48 719 15 0 0Gerente II 1 31 835 3 0 0Ingenieros Senior 2 19 116 8 0 0Ingenieros Pleno 3 15 738 14 2 0Ingenieros Junior 4 13 208 21 1 1Técnicos I 5 12 079 14 1 0Técnicos II 6 9 926 8 1 0Electricista I 7 8 068 9 0 2Electricista II 8 6 435 9 2 3Asistente Comercial 9 5 831 76 3 4Auxiliares Comercial/Administración 10 4 669 31 1 0Auxiliares O&M 11 5 153 2 3 0Edificios (Alquileres) 89 400 2 940 2 100Superficie / Empleado m2/Empl 10Costo / Superficie / Sede Central US$/m2-mes 5.0Costo / Superficie / Regionales US$/m2-mes 1.75Costo / Superficie / Of. Comerciales US$/m2-mes 1.75

Edificio Call Center (Alquiler) 29 700 0 0Superficie / Empleado m2/Empl 8Costo / Superficie US$mes/m2 5.0

Comunicaciones telefónicas 93 948 8 827 6 305costo / mes-empleado US$mes/Empl 52.5

Comunicaciones Sistemas 234 512Gasto Reconocido Mensual US$mes 19 543

Comunicaciones Distribución 233 940Gasto Reconocido Mensual US$mes 19 495

Comunicaciones Call Center 338 181Clientes Base 341 597Llamadas anuales por cliente 2Duración llamada min 3% Llamadas desde teléfonos fijos 35%% Llamadas desde teléfonos móviles 65%Costo por llamada desde teléfono fijo US$/min 0.10Costo por llamada desde teléfono móvil US$/min 0.20

Anexo 4 3 - 6 22/12/2005


Cómputo de EdificiosCantidadSuperfice Edificios

Costo de PersonalCómputo de Personal por CargoCargos Corporativos

CargoDirector PresidenteDirectorGerente IGerente IIIngenieros SeniorIngenieros PlenoIngenieros JuniorTécnicos ITécnicos IIElectricista IElectricista IIAsistente ComercialAuxiliares Comercial/AdministraciónAuxiliares O&MEdificios (Alquileres)Superficie / EmpleadoCosto / Superficie / Sede CentralCosto / Superficie / RegionalesCosto / Superficie / Of. Comerciales

Edificio Call Center (Alquiler)Superficie / EmpleadoCosto / Superficie

Comunicaciones telefónicascosto / mes-empleado

Comunicaciones SistemasGasto Reconocido Mensual

Comunicaciones DistribuciónGasto Reconocido Mensual

Comunicaciones Call CenterClientes BaseLlamadas anuales por clienteDuración llamada% Llamadas desde teléfonos fijos% Llamadas desde teléfonos móvilesCosto por llamada desde teléfono fijoCosto por llamada desde teléfono móvil





Gerencia Sistemas





a 40 mil clientes


clientes

1 1 2

253 520 591 445 126 500 409 488 143 056 351 879 429 663 423 441 423 637 117 179 47 441 12 2666 22 4 31 10 21 25 30 66 14 6 2

0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 1 0 0 1 1 1 0 0 0 05 3 0 2 1 0 2 2 0 0 0 00 0 0 1 0 2 0 0 0 0 0 00 3 0 1 0 2 2 0 0 0 0 00 1 0 3 2 2 3 2 1 2 0 00 1 0 9 3 2 3 2 1 1 1 00 2 0 0 0 2 3 3 4 1 0 01 3 0 3 0 1 0 0 0 1 0 00 0 1 1 1 1 1 4 0 0 2 00 0 0 0 0 0 4 5 0 2 1 10 4 0 5 1 3 0 6 57 3 2 10 2 2 6 2 5 6 5 3 1 0 00 2 0 0 0 0 0 0 0 3 0 0

3 600 13 200 2 400 18 600 6 000 12 600 15 000 18 000 2 940 1 260 420

29 700

3 783 13 871 2 522 19 546 6 305 13 241 15 763 18 916 8 827 3 783 1 261

234 512 0

233 940 0

338 181

Anexo 4 4 - 6 22/12/2005




(SEM ST3)OFICINAS


Insumos y Otros Gastos 157 631 5 859 3 599% de costo Personal 5.0%

Servicios Públicos (Electricidad) 0 0 0USD/emp 0.00

Servicio de Vigilancia 0 0 0costo / Superficie US$/m2.mes 0

Limpieza 0 0 0costo / Empleado US$mes/m2 0.00

Muebles y Utiles 0 0 0costo / Superficie US$mes/m2 0.0

1.2Equipos No Eléctricos Computadoras Personales (PCs) y Software 0 0 0

Cantidad Comp/Empl 0Costo anual US$/año 21 510

Eq. Almacenes, Medición y Control US$/año 18 750Laptops programación medidores 0

Cantidad p.u. 4Costo anual US$/año 0

Sistemas Centrales (Servidores) 0Sistema de Administración y Finanzas 46 784Sistema de Gestión de Distribución 21 593Sistema de Gestión Comercial 35 988SCADA 0GIS 43 185Call Center 10 796Transporte 16 164 0 6 708Vehículos / Of. Comerciales / Tipo 1 1Vehículos / Of. Comerciales / Tipo 2 1Vehículos / Of. Comerciales / Tipo 3 1Vehículos / Of. Comerciales / Tipo 4 0Vehículos / Of. Comerciales / Tipo 5 0Costo anual de Camioneta US$/año 6 708Costo anual de automóvil US$/año 5 388Depósitos de Regionales 10 500Cantidad de Regionales Cant. 1Superficie m2 500Costo mensual US$mes/m2 1.75

Marketing 0Clientes Base 341 597Gasto Reconocido Mensual US$/cliente 0.00

Anexo 4 5 - 6 22/12/2005


Insumos y Otros Gastos% de costo Personal

Servicios Públicos (Electricidad)

Servicio de Vigilanciacosto / Superficie

Limpiezacosto / Empleado

Muebles y Utilescosto / Superficie

Equipos No Eléctricos Computadoras Personales (PCs) y Software

CantidadCosto anual

Eq. Almacenes, Medición y ControlLaptops programación medidores

CantidadCosto anual

Sistemas Centrales (Servidores)Sistema de Administración y FinanzasSistema de Gestión de DistribuciónSistema de Gestión ComercialSCADAGISCall CenterTransporteVehículos / Of. Comerciales / Tipo 1Vehículos / Of. Comerciales / Tipo 2Vehículos / Of. Comerciales / Tipo 3Vehículos / Of. Comerciales / Tipo 4Vehículos / Of. Comerciales / Tipo 5Costo anual de CamionetaCosto anual de automóvilDepósitos de RegionalesCantidad de RegionalesSuperficieCosto mensual

MarketingClientes BaseGasto Reconocido Mensual





Gerencia Sistemas





a 40 mil clientes


clientes12 676 29 572 6 325 20 474 7 153 17 594 21 483 21 172 21 182 5 859 2 372 613

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

18 7500

046 784

21 59335 988 0

043 185

10 7960 0 0 0 0 0 0 16 164 0 0 6 708 0

10 500

0 0 0

Anexo 4 6 - 6 22/12/2005

ACTIVIDADES DE O&M


Dic-05

SEM Sector Típico 3MODELO DE DETERMINACIÓN DE COSTOS EFICIENTESCOSTOS DIRECTOS DE OyMDatos de Entrada

NUMERO DE MEDIDORES

NIVEL DE TENSIÓN Unidad URBANOS RURALES TOTALBaja Tensión p.u. 20 531 14 270 34 801Media Tensión p.u. 17 173 190TOTAL p.u. 20 548 14 443 34 991TOTAL Clientes HIDRANDINA p.u. 378 330

INSTALACIONES ELÉCTRICAS

Descripción Unidad URBANAS RURALES TOTAL

Banda de Tensión: 2,3 a 25 kV (DISTRIBUCIÓN) --> MTCentros de TransformaciónTransformadores p.u. 156 206 362Potencia Instalada (25>=Vp>=2,3 kV/ Vs<2,3 kV) --> MT/BT MVA 21 7 29

RedesAlimentadores MT p.u. 9 9 18Redes Aéreas (km) km 45 282 327Vano Medio MT - Redes Aéreas - m 80 91 251Redes Subterráneas (km) km 4.13 0.00 4

Aparatos de protección, maniobra y/o controlReguladores de voltaje p.u. 0 0 0Número de Seccionadores Fusibles p.u. 0 0 0Número de Seccionadores p.u. 40 132 172Número de Equipos de compensación p.u. 0 0 0

Banda de Tensión: <2,3 kV (DISTRIBUCIÓN) --> BTRedesRedes Aéreas (km) km 171 423 595Vano Medio BT - Redes Aéreas - m 40 59 139Redes Subterráneas (km) km 7.98 0.00 8

Alumbrado PúblicoRedes de Alumbrado Público Aéreas km 179 318 497Redes de Alumbrado Público Subterráneas km 4.82 0 5Luminarias p.u. 4 769 5 293 10062

TIEMPOS DE TRASLADO

Tiempo medio de traslado URBANO RURAL TOTAL

Subtransmisión LAT min 20 35 80Subtransmisión SE min 20 35 80Distribución min 20 35 80

SEM Sector Típico 3 Costo de materiales: 931 153 US$ km total Red 4 839MODELO DE DETERMINACIÓN DE COSTOS EFICIENTESCOSTOS DIRECTOS DE OyM

AJUSTE REPOSICIONES 76%Redes de Baja Tensión Aérea - Urbana

Longitud Red de BT Aérea - Urbana: 171 kmCosto total 54 401 US$

Costo Unitario: 318 US$/kmCosto Materiales 34 840 US$

Costo unitario materiales: 203 US$/km

Tipo Código Descripción Unidad de base CantidadFrecuencia

AnualCuadrilla

Tiempo Tarea (min)

Materiales US$/ Unit.

Intervenciones Anuales

Costo Unitario de Cuadrilla

US$

Mano de Obra y Vehículos

US$

Materiales US$

Total US$

Op op-01 Consignacion de instalaciones (mant). nro de tramos op urb 624 0.067 c2 15 0.00 42 5.09 213 0 213Op op-02 Maniobras Repos. servicio nro de tramos op urb 624 0.067 c2 20 0.00 42 5.81 243 0 243Op op-03 Incidentes en Suministros (Falla en acometida) nro clientes urb 20 531 0.040 c2 15 0.79 821 5.09 4 177 645 4 822Rep rep-01 Cambio de tramo de Conductor km bt urb 171 0.008 c4 480 9 925.14 1 151.84 197 12 846 13 043Rep rep-02 Cambio de base portafusible bt cliente nro clientes urb 20 531 0.017 c2 20 7.86 341 5.81 1 984 2 681 4 665Rep rep-03 Cambio de poste nro postes urb 4 283 0.008 c3 120 61.24 32 31.04 1 005 1 982 2 986Rep rep-04 Sustitución soporte prens. nro postes urb 4 283 0.015 c2 15 18.86 65 5.09 329 1 220 1 549Rep rep-05 Cambio medidor quemado nro clientes urb 20 531 0.017 c2 30 37.20 341 7.27 2 480 12 694 15 174Rep rep-06 Cambio conector acometida nro clientes urb 20 531 0.015 c2 10 6.29 310 4.36 1 353 1 950 3 302Rep rep-07 Cambio de fusible de red nro de tramos op urb 624 0.015 c2 10 3.14 9 4.36 41 30 71Rep rep-08 Empalme de conductor km bt urb 171 0.010 c3 30 26.96 2 11.09 19 45 64Rev rev-01 Medición de tierras nro tierras urb 514 0.330 c2 20 0.00 170 5.81 986 0 986Rev rev-02 Revisión ocular lineas y tierras(por km) km bt urb 171 0.200 c2 30 0.00 34 7.27 249 0 249Ad ad-01 Enderezar poste nro postes urb 4 283 0.013 c3 60 7.86 56 17.74 988 437 1 425Ad ad-02 Equilibrar cargas nro clientes urb 20 531 0.020 c2 30 0.00 411 7.27 2 984 0 2 984Ad ad-03 Adecuación puesta a tierra nro tierras urb 514 0.050 c2 60 11.39 26 11.63 299 293 592Ad ad-04 Adecuación neutro km bt urb 171 0.020 c3 120 4.71 3 31.04 106 16 123Ad ad-05 Retensado de conductor km bt urb 171 0.022 c6 180 0.00 4 50.17 189 0 189Ad ad-06 Poda de árboles km bt urb 171 0.100 c1 672 0.00 17 100.52 1 722 0 1 722

Anexo 4 1 - 10 22/12/2005

SEM Sector Típico 3 Costo de materiales: 931 153 US$ km total Red 4 839MODELO DE DETERMINACIÓN DE COSTOS EFICIENTESCOSTOS DIRECTOS DE OyM

Redes de Baja Tensión Aérea - No Urbanas

Longitud Red de BT Aérea - No Urbanas: 423 kmCosto total: 78 568 US$

Costo Unitario: 186 US$/KmCosto Materiales 50 196 US$



AnualCuadrilla

Tiempo Tarea (min)




US$


US$

Materiales US$

Total US$

Op op-01 Consignacion de instalaciones (mant). nro de tramos op rur 412 0.067 c2 15 0.00 28 7.27 201 0 201Op op-02 Maniobras Repos. servicio nro de tramos op rur 412 0.067 c2 20 0.00 28 7.99 221 0 221Op op-03 Incidentes de Suministros (Falla en acometida) nro clientes rur 14 270 0.040 c2 15 0.79 571 7.27 4 148 448 4 596Rep rep-01 Cambio de tramo de Conductor km bt rur 423 0.008 c4 480 9 925.14 3 156.39 500 31 752 32 252Rep rep-02 Cambio de base portafusible bt cliente nro clientes rur 14 270 0.017 c2 20 7.86 237 7.99 1 896 1 863 3 759Rep rep-03 Cambio de poste nro postes rur 7 177 0.008 c3 120 47.51 54 34.37 1 864 2 576 4 440Rep rep-04 Sustitución soporte prens. nro postes rur 7 177 0.015 c2 15 18.86 108 7.27 788 2 045 2 833Rep rep-05 Cambio medidor quemado nro clientes rur 14 270 0.017 c2 30 37.20 237 9.45 2 240 8 823 11 064Rep rep-06 Cambio conector acometida nro clientes rur 14 270 0.015 c2 10 6.29 216 6.54 1 410 1 355 2 765Rep rep-07 Cambio de fusible de red nro de tramos op rur 412 0.015 c2 10 3.14 6 6.54 41 20 60Rep rep-08 Empalme de conductor km bt rur 423 0.010 c3 30 26.96 4 14.41 60 112 172Rev rev-01 Medición de tierras nro tierras rur 847 0.330 c2 25 0.00 279 8.72 2 437 0 2 437Rev rev-02 Revisión ocular lineas y tierras(por km) km bt rur 423 0.200 c2 30 0.00 85 9.45 800 0 800Ad ad-01 Enderezar poste nro postes rur 7 177 0.015 c3 60 7.86 108 21.07 2 285 852 3 137Ad ad-02 Equilibrar cargas nro clientes rur 14 270 0.015 c2 30 0.00 216 9.45 2 037 0 2 037Ad ad-03 Adecuación puesta a tierra nro tierras rur 847 0.033 c2 60 11.39 28 13.81 386 318 704Ad ad-04 Adecuación neutro km bt rur 423 0.015 c3 120 4.71 6 34.37 218 30 248Ad ad-05 Retensado de conductor km bt rur 423 0.033 c6 180 0.00 14 53.94 754 0 754Ad ad-06 Poda de árboles km bt rur 423 0.140 c1 672 0.00 59 102.70 6 088 0 6 088

Anexo 4 2 - 10 22/12/2005

SEM Sector Típico 3MODELO DE DETERMINACION DE COSTOS EFICIENTESCOSTOS DIRECTOS DE OyM

AJUSTE REPOSICIONES 115%Redes de Alumbrado Público Subterráneas - Urbana

Longitud Red de A°P° Subt. - Urbana: 5 kmCosto total 1 131 US$




AnualCuadrilla

Tiempo Tarea (min)




Mano de Obra y

Vehículos

Materiales US$

Total US$

Op op-01 Consignación de instalaciones nro aliment urb 40 0.030 c2 20 0.00 1 5.81 7 0 7Op op-02 Maniobras de reposición del servicio nro aliment urb 40 0.030 c2 30 3.00 1 7.27 9 4 12Op op-03 Detección de fallas en cables nro aliment urb 40 0.030 c2 60 0.00 1 11.63 14 0 14Rep rep-01 Empalme de cable nro de empalmes urb 80 0.023 c3 120 65.00 2 31.04 57 120 177Rep rep-03 Cambio de terminal nro terminales urb 80 0.023 c2 60 10.20 2 11.63 21 19 40Rep rep-04 Cambio de tramo de cable km bt urb 5 0.005 c4 600 38 950 0 188.28 4 864 868Rep rep-05 Cambio fusible aéreo-subterráneo nro bajadas urb 40 0.035 c2 20 3.00 1 5.81 8 4 12

Anexo 4 3 de 10 22/12/2005

SEM Sector Típico 3MODELO DE DETERMINACIÓN DE COSTOS EFICIENTESCOSTOS DIRECTOS DE OyM

AJUSTE REPOSICIONES 65%Centros de Transformación MT/BT Aérea - Urbana

Nº CT de MT/BT Aérea - Urbana 156 unidadesCosto total 11 425 US$

Costo Unitario: 73 US$/unidadCosto Materiales 7 970 US$

Costo unitario materiales: 51 US$/unidad


AnualCuadrilla

Tiempo Tarea (min)




US$


US$

Materiales US$

Total US$

Op op-01 Consignaciones de Instalaciones nro trafos urb 156 0.066 c2 20 0.00 10 5.81 60 0 60Op op-02 Maniobras para rep. Servicio nro trafos urb 156 0.066 c2 30 2.08 10 7.27 75 21 96Op op-03 Maniobras para conmutar trafo nro trafos urb 156 0.033 c2 40 0.00 5 8.72 45 0 45Rep rep-01 Cambio base portafusibles bt del alimentador nro aliment urb 1 428 0.021 c2 40 22.33 31 8.72 267 684 951Rep rep-02 Cambio descargadores nro descar urb 156 0.065 c3 40 44.99 10 13.30 135 456 591Rep rep-03 Cambio seccionador fusible nro trafos urb 156 0.021 c3 90 49.49 3 24.39 82 166 247Rep rep-04 Cambio de transformadores (quemados) nro trafos urb 156 0.002 c5 240 777.71 0 91.93 28 237 265Rev rev-01 Med/registro corriente/tensión nro trafos urb 156 0.330 c2 15 0.00 51 5.09 262 0 262Rev rev-02 Medición puesta a tierra nro trafos urb 156 0.330 c2 20 0.00 51 5.81 299 0 299Rev rev-03 Revisión ocular nro trafos urb 156 0.330 c2 15 0.00 51 5.09 262 0 262Rev rev-04 Revisión termográfica nro trafos urb 156 0.330 c2 15 0.00 51 5.09 262 0 262Ad ad-01 Adecuación de puesta a tierra nro trafos urb 156 0.022 c2 60 7.35 3 11.63 40 25 65Ad ad-02 Adecuación transformador (incluye cambio de trafo por rotación) nro trafos urb 156 0.050 c3 120 50.00 8 31.04 242 390 632Ad ad-03 Cambio antenado BT y MT nro trafos urb 156 0.050 c3 90 17.33 8 24.39 190 135 325Ad ad-04 Adecuación señalización (Repos Indic de cortocircuito) nro trafos urb 156 0.033 c2 20 3.08 5 5.81 30 16 46Ad ad-05 Cambio de aceite de transformadores. (Módulo promedio 30 kVA) nro trafos urb 156 0.425 c3 60 88.00 66 17.74 1 177 5 840 7 017

Anexo 4 4 - 10 22/12/2005


Centros de Transformación MT/BT Aérea - No Urbanos

Nº CT de MT/BT Aérea - No Urbanos 206 unidadesCosto total 17 191 US$

Costo Unitario: 83 US$/unidadCosto Materiales 8 536 US$

Costo unitario materiales: 41 US$/unidad


AnualCuadrilla

Tiempo Tarea (min)




US$


US$

Materiales US$

Total US$

Op op-01 Consignaciones de Instalaciones nro trafos rur 206 0.066 c2 20 0.00 14 7.99 109 0 109Op op-02 Maniobras para rep. Servicio nro trafos rur 206 0.066 c2 30 2.08 14 9.45 128 28 157Op op-03 Maniobras para conmutar trafo nro trafos rur 206 0.033 c2 40 0.00 7 10.90 74 0 74Rep rep-01 Cambio base portafusibles bt del alimentador nro aliment rur 14 115 0.021 c2 40 22.33 303 10.90 3 300 6 762 10 062Rep rep-02 Cambio descargadores nro descar rur 206 0.065 c3 40 44.99 13 16.63 223 602 825Rep rep-03 Cambio seccionador fusible nro trafos rur 206 0.021 c3 90 49.49 4 27.72 122 219 341Rep rep-04 Cambio de transformadores ( quemados) nro trafos rur 206 0.002 c5 240 530.06 0 97.24 39 213 252Rev rev-01 Med/registro corriente/tensión nro trafos rur 206 0.330 c2 15 0.00 68 7.27 494 0 494Rev rev-02 Medición puesta a tierra nro trafos rur 206 0.330 c2 20 0.00 68 7.99 543 0 543Rev rev-03 Revisión ocular nro trafos rur 206 0.330 c2 15 0.00 68 7.27 494 0 494Rev rev-04 Revisión termográfica nro trafos rur 206 0.330 c2 15 0.00 68 7.27 494 0 494Ad ad-01 Adecuación de puesta a tierra nro trafos rur 206 0.033 c2 60 7.35 7 13.81 94 50 144Ad ad-02 Adecuación transformador (incluye cambio de trafo por rotación) nro trafos rur 206 0.050 c3 120 50.00 10 34.37 354 515 869Ad ad-03 Cambio antenado BT y MT nro trafos rur 206 0.050 c3 90 12.24 10 27.72 285 126 412Ad ad-04 Adecuación señalización nro trafos rur 206 0.033 c2 20 3.08 7 7.99 54 21 75Ad ad-05 Cambio de aceite de transformadores. nro trafos rur 206 0.425 c3 60 0.00 88 21.07 1 846 0 1 846

Anexo 4 5 - 10 22/12/2005


AJUSTE REPOSICIONES 115%Redes de Alumbrado Público - Urbana

Longitud Red de Alumbrado Público - Urbana: 179 kmCosto total 37 513 US$



Tipo

Código Descripción Unidad de base CantidadFrecuencia

AnualCuadrilla

Tiempo Tarea (min)



Costo Unitario

de Cuadrilla

US$


US$

Materiales US$

Total US$

Rep rep-01 Reparación de luminarias cant luminarias urb A°P° 4 769 0.012 c1 18 39.63 55 5.52 303 2 173 2 476Rep rep-02 Sustitución de lámparas cant luminarias urb A°P° 4 769 0.173 c1 9 9.64 823 4.21 3 466 7 930 11 396Rep rep-03 Averías de conex., fus., Ctrl. Fotoeléc. cant luminarias urb A°P° 4 769 0.173 c1 18 17.83 823 5.52 4 541 14 667 19 208Ad ad-04 Limpieza de luminarias cant luminarias urb A°P° 4 769 0.200 c1 12 0.00 954 4.65 4 434 0 4 434

Anexo 4 6 - 10 22/12/2005


Redes de Alumbrado Público - No Urbana

Longitud Red de BT Aérea - No Urbana: 318 kmCosto total 48 749 US$



Tipo

Código Descripción Unidad de base CantidadFrecuencia

AnualCuadrilla

Tiempo Tarea (min)



Costo Unitario

de Cuadrilla

US$


US$

Materiales US$

Total US$

Rep rep-01 Reparación de luminarias cant luminarias rur A°P° 5 293 0.012 c1 18 79.26 61 7.70 469 4 825 5 293Rep rep-02 Sustitución de lámparas cant luminarias rur A°P° 5 293 0.173 c1 9 7.76 913 6.39 5 836 7 085 12 921Rep rep-03 Averías de conex., fus., Ctrl. Fotoeléc. cant luminarias rur A°P° 5 293 0.173 c1 18 17.83 913 7.70 7 029 16 278 23 307Ad ad-04 Limpieza de luminarias cant luminarias rur A°P° 5 293 0.200 c1 12 0.00 1 059 6.83 7 227 0 7 227

Anexo 4 7 - 10 22/12/2005


AJUSTE REPOSICIONES 189%Redes de Media Tensión Aérea - Urbana

Longitud Red de MT Aérea - Urbana: 44.663 km TCTCosto Total 8 959 US$ (Trabajos con Tensión)


Costo unitario materiales: 78 US$/km Costo Unitario de Poda US$/km 214

Tipo Código Descripción Unidad de base Cantidad Frecuencia Anual CuadrillaTiempo Tarea (min)



Costo Unitario

de Cuadrilla

US$

Mano de Obra y

Vehículos US$

Materiales US$

Total US$

Op op-01 Consignación Instalaciones (Mant.) nro de tramos op urb 3 0.067 c2 30 0.00 0 7.27 1 0 1Op op-02 Maniobras reposición del Servicio nro de tramos op urb 3 0.067 c2 40 0.00 0 8.72 2 0 2Op op-03 Incidentes en suministros (falla en acometida) nro clientes urb 17 0.010 c2 60 3.12 0 11.63 2 1 3Rep rep-01 Cambio aisladores de retención nro de aisl reten urb 804 0.075 c6 100 9.47 61 30.10 1 825 574 2 399Rep rep-02 Cambio aisladores de suspensión nro aisl susp urb 871 0.057 c6 50 8.67 49 17.56 865 427 1 292Rep rep-04 Cambio de Poste nro de postes urb 558 0.019 c5 180 86.43 11 70.72 744 910 1 654Rep rep-05 Empalme con Manguito km mt urb 45 0.038 c2 50 4.62 2 10.17 17 8 25Rep rep-06 Cambio Cruceta nro crucetas urb 558 0.028 c3 90 37.97 16 24.39 385 599 984Rep rep-07 Cambio puente auxiliar nro ret urb 268 0.038 c3 30 4.76 10 11.09 112 48 160Rep rep-08 Cambio tramo de conductor km mt urb 45 0.028 c6 480 568.67 1 125.43 158 718 877Rep rep-09 Reparación puesto medición cliente mt nro clientes urb 17 0.009 c2 120 346.67 0 20.35 3 56 59Rep rep-10 Cambio de fusible de tramo operable nro de tramos op urb 3 0.189 c2 30 3.12 1 7.27 4 2 6Rev rev-01 Inventario-Inspección km mt urb 45 0.200 c2 30 0.00 9 7.27 65 0 65Rev rev-02 Revisión Termográfica km mt urb 45 0.100 c2 15 0.00 4 5.09 23 0 23Ad ad-01 Enderezado de postes nro de postes urb 558 0.010 c3 90 5.78 6 24.39 136 32 168Ad ad-02 Adecuar puestas a tierra nro tierras urb 179 0.033 c2 60 11.83 6 11.63 69 70 138Ad ad-03 Retensado de conductores km mt urb 45 0.020 c6 240 0.00 1 65.22 58 0 58Ad ad-04 Adecuación de Puentes nro ret urb 268 0.020 c7 30 3.47 5 10.50 56 19 75Ad ad-05 Lavado de aisladores km mt pol urb 2 0.500 c9 30 0.00 1 14.97 17 0 17Ad ad-06 Poda de árboles km mt urb 45 0.100 c1 1 440 0.00 4 212.08 947 0 947Ad ad-07 Retiro de objetos extraños km mt urb 45 0.010 c9 30 0.00 0 14.97 7 0 7


AJUSTE REPOSICIONES 189%

Redes de Media Tensión Aérea - No Urbanas

Longitud Red de MT Aérea - No Urbana: 282 km TCTCosto Total 56 818 US$ (Trabajos con Tensión)



Tipo Código Descripción Unidad de base Cantidad Frecuencia Anual CuadrillaTiempo Tarea (min)



Costo Unitario

de Cuadrilla

US$

Mano de Obra y

Vehículos US$

Materiales US$

Total US$

Op op-01 Consignación Instalaciones (Mant.) nro de tramos op rur 7 0.100 c2 30 0.00 1 9.45 7 0 7Op op-02 Maniobras reposición del Servicio nro de tramos op rur 7 0.100 c2 40 0.00 1 10.90 8 0 8Op op-03 Incidentes en suministros de mt nro clientes rur 173 0.010 c2 60 3.12 2 13.81 24 5 29Rep rep-01 Cambio aisladores de retención nro de aisl reten rur 150 0.075 c6 100 9.47 11 33.87 382 107 489Rep rep-02 Cambio aisladores de suspensión nro aisl susp rur 6 428 0.057 c6 50 8.67 364 21.32 7 751 3 153 10 904Rep rep-04 Cambio de Poste nro de postes rur 3 101 0.019 c5 180 56.19 58 76.02 4 443 3 284 7 727Rep rep-05 Empalme con Manguito km mt rur 282 0.038 c2 50 4.62 11 12.35 131 49 181Rep rep-06 Cambio Cruceta nro crucetas rur 3 101 0.028 c3 90 22.44 88 27.72 2 430 1 967 4 397Rep rep-07 Cambio puente auxiliar nro ret rur 71 0.038 c3 30 4.76 3 14.41 38 13 51Rep rep-08 Cambio tramo de conductor km mt rur 282 0.028 c6 480 499.33 8 129.19 1 031 3 984 5 014Rep rep-09 Sustitución indic.paso de falta nro de indica rur 56 0.009 c3 20 92.45 1 12.20 6 49 56Rep rep-10 Sustitución antinidos nro de postes rur 3 101 0.189 c3 10 20.80 584 9.98 5 832 12 157 17 989Rep rep-11 Reparación puesto medición cliente mt nro clientes rur 173 0.000 c2 120 346.67 0 22.53 0 0 0Rep rep-12 Cambio de fusible de tramo operable nro de tramos op rur 7 0.100 c2 30 3.12 1 9.45 7 2 9Rev rev-01 Inventario-Inspección km mt rur 282 0.200 c2 30 0.00 56 9.45 533 0 533Rev rev-02 Revisión Termográfica km mt rur 282 0.100 c2 15 0.00 28 7.27 205 0 205Ad ad-01 Enderezado de postes nro de postes rur 3 101 0.020 c3 90 5.78 62 27.72 1 719 358 2 077Ad ad-02 Adecuar puestas a tierra nro tierras rur 282 0.033 c2 60 11.83 9 13.81 129 110 239Ad ad-03 Retensado de conductores km mt rur 282 0.033 c6 240 0.00 9 68.99 642 0 642Ad ad-04 Adecuación de Puentes nro ret rur 71 0.020 c7 30 3.47 1 13.64 19 5 24Ad ad-05 Lavado de aisladores km mt pol rur 14 0.500 c9 30 0.00 7 19.46 137 0 137Ad ad-06 Poda de árboles km mt rur 282 0.100 c1 1 440 0.00 28 214.26 6 045 0 6 045Ad ad-07 Retiro de objetos extraños km mt rur 282 0.010 c9 30 0.00 3 19.46 55 0 55

SEM Sector Típico 3MODELO DE DETERMINACION DE COSTOS EFICIENTESCOSTOS DIRECTOS DE OyM

AJUSTE REPOSICIONES 188%Redes de Media Tensión Subterránea - Urbana

Longitud Red de MT Aérea - Urbana: 4.13 km TCTCosto Total 2 795 US$ (Trabajos con Tensión)




AnualCuadrilla

Tiempo Tarea (min)




US$

Mano de Obra y

Vehículos US$

Materiales US$

Total US$

Op op-01 Consignaciones de Instalaciones (Mant.) nro de tramos op urb 3 0.015 c2 30 0.00 0.041 7.27 0.30 0.0 0.3Op op-02 Maniobras para reposición del Servicio nro de tramos op urb 3 0.015 c2 40 0.00 0.041 8.72 0.36 0.0 0.4Op op-03 Detección de fallas en cables nro de tramos op urb 3 0.015 c12 120 0.00 0.041 0.00 0.00 0.0 0.0Op op-04 Incidencias en suministros nro clientes urb 17 0.010 c2 60 26.59 0.170 11.63 1.98 4.5 6.5Rep rep-01 Empalme de conductor nro de empalmes urb 1 0.019 c3 180 295.47 0.016 44.35 0.69 4.6 5.3Rep rep-02 Cambio de caja terminal nro terminales urb 6 0.019 c2 90 108.34 0.104 15.99 1.65 11.2 12.9Rep rep-03 Cambio de tramo de cable km mt urb 4 0.004 c4 900 167 761.30 0.016 279.38 4.34 2 605.1 2 609.5Rep rep-04 Reparación de puesto de medición del cliente nro clientes urb 17 0.009 c2 120 984.90 0.160 20.35 3.25 157.4 160.6

ACTIVIDADES COMERCIALES


Dic-05

Modelo de Determinación de Costos EficientesCostos DIRECTOS COMERCIALESCostos Anuales (En dólares estadounidenses)

Zona Urbana Zona Rural

ClientesCantidad de Medidores Totales 20 548 14 443

59% 41%TareasLectura y Envío porcentaje de lecturas nominales mensuales 100.0% 100.0%cantidad de lecturas nominales mensuales 20 548 14 443porcentaje de lecturas nominales bimensuales 0% 0%cantidad de lecturas nominales bimensuales 0 0porcentaje de envíos mensuales 100.0% 100.0%cantidad de envíos mensuales 20 548 14 443porcentaje de envíos bimensuales 0% 0%cantidad de envíos bimensuales 0 0porcentaje de lecturas estimadas

Envío Regular 90% 90% (%) del Total de clientes/añoEnvío de Otros Documentos (morosos) 10% 10% (%) del Total de clientes/año

Impresión de facturas 1 1 Impresión por mes por ClienteCobranza 1 1 Cobranza por mes por Cliente

ProductividadLecturas diarias por lecturista 200 90

Lecturas a pie 100% 100%

Productividad Envíos FacturasEnvío regular diario por funcionario 185 90

Envíos a pie 100% 100%

Productividad Envíos Otros DocumentosEnvío otros documentos diario por funcionario 100 90

Envíos a pie 100% 100%

Días de trabajo por mes

Lugar cobranzaBancos

Oficinas distribuidora 1.28

CostosCosto personal USD/año por funcionarioTraslado (Motocicleta) USD/año por funcionario

0.073 Materiales y Mano de Obra para Impresión de facturas USD/factura 0.018 Materiales y Mano de Obra para Impresión de Otros doc. USD/factura Indirectos 20% 0.018 Comisiones bancaria de cobranza de facturas USD/factura 0.109 Costo de cobranza en Of. De la distribuidora USD/factura

30 523 30 523

CÁLCULOS Costos de cobranza 61 045

Traslado Materiales Cobranza

Cantidad USD/Año USD/Año USD/Año USD/Año USD/Año USD/unidadUSD/unida

dUrbanos 5 20 825 0 0 20 825 0.085Rurales 8 33 320 0 0 33 320 0.194Urbanos 26 920 26 920 0.109Rurales 18 922 18 922 0.109Urbanos 6 24 990 0 24 990 0.101Rurales 8 33 320 0 33 320 0.192Urbanos 35 848 35 848 0.145Rurales 25 197 25 197 0.145

Total 0 45 843 61 045Total General 27 112 455 219 343

COSTO IMPRESIONSuministrosPersonal

TOTAL

Ítem

34 991

Lectura de Medidores

Emisión de facturas

4 165

22

0.1090.109

Cobranza de facturas

Cantidad personal

Costo Anual

personalZona

1 250

Envío de facturas

1.00%

50%50%

Costo Unitario Medio

Costo Total Anual

0.1450.145

COSTOS DE COBRANZABancariosOficinas comerciales

0.139

Costo Materiales y Servicios/ Año

0.130

0.109

Costo Unitario

0.145

106 888

ANEXO 6 EVALUACION DE LA CALIDAD DE SUMINISTRO

Dic-05

MODELO PARA LA DETERMINACIÓNDE LOS ÍNDICES DE CALIDAD DE SUMINISTROSEM ST3

DATOS Cantidad de Clientes Subestaciones MT/BT LÍNEAS BT LÍNEAS BTTroncal Ramal y Deriv. Troncal Ramales Ramales Deriv Deriv

Urbano Urbano No Urbano No Urbanos

No Urbanos

No Urbanos

No Urbanos

[p.u.] [p.u.] [p.u.] [km] [km] [km] [km] [km] [km] [km] [p.u.] [km] [p.u.] [p.u.] [p.u.] [km] [km]1 SHI261 3 403 2 437 966 31.4 7.2 0.0 7.2 24.2 14.5 7.6 5.0 2.0 11 23 12 16.3 44.32 SHI262 1 967 0 1 967 79.3 0.0 0.0 0.0 79.3 23.8 47.8 4.0 7.7 47 0 52 21.0 127.53 ARH271 1 580 1 371 209 4.2 2.4 0.2 2.2 1.7 0.3 0.8 2.0 0.6 3 7 3 8.1 13.24 ARH272 2 673 0 2 673 58.2 0.0 0.0 0.0 58.2 23.3 27.6 4.0 7.4 47 0 52 10.5 82.55 ARH273 1 247 0 1 247 39.5 0.0 0.0 0.0 39.5 23.7 11.3 5.0 4.6 29 0 32 12.7 50.06 PIC281 5 072 5 070 2 8.2 7.1 1.7 5.4 1.1 0.7 0.0 0.0 0.4 0 26 0 29.4 0.67 PIC282 5 905 5 492 413 19.5 12.4 1.5 10.9 7.1 6.2 0.2 2.0 0.7 8 36 9 32.5 17.48 PIC283 4 109 2 092 2 017 69.7 4.7 0.1 4.6 65.0 52.0 5.7 4.0 7.3 35 15 39 13.9 72.89 PIC284 4 611 4 069 542 14.7 8.7 0.5 8.2 6.0 0.5 4.7 1.0 0.8 6 26 7 23.1 26.3

30 567 20 531 10 036 324.8 42.6 4.1 38.5 282.2 145.0 105.7 27 31.4 186 133 206 168 435

LÍNEAS MT

Urbanas No UrbanosN° Alimentadores Total Urbano No Urbano TOTAL UrbanasTOTAL Urbano

No Urbano [Total] No Urbanos

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Tasa de falla λi Ui Fact.. Incidencia Tasa de falla λi Ui Fact.. Incidencia Tasa de falla λi Ui Fact.. Incidencia[int./año] [horas/año] % [int./año] [horas/año] [%] [int./km-año] [h/año] con cierres %

2.5 1.25 100% 0.03 3.00 100% 0.3 1.00 100%[h/año] sin cierres

1.50

Tasa de falla λi Ui Fact.. Incidencia Ni λi.Ni Ui.Ni Tasa de falla λi Ui Fact.. Incidencia Ni λi.Ni Ui.Ni Tasa de falla λi Ui Fact.. Incidencia Ni λi.Ni Ui.Ni[int./año] [horas/año] % [p.u.] [int./año] [horas/año] [int./año] [horas/año] % [p.u.] [int./año] [horas/año] [int./año] [horas/año] % [p.u.] [int./año] [horas/año]

2.50 1.25 100% 3 403 8 508 4 254 0.03 3.00 100% 3 403 102 10 209 0.00 1.00 50% 1 702 0 1 7022.50 1.25 100% 1 967 4 918 2 459 0.03 3.00 100% 1 967 59 5 901 0.00 1.50 50% 984 0 1 4752.50 1.25 100% 1 580 3 950 1 975 0.03 3.00 100% 1 580 47 4 740 0.07 1.50 100% 1 580 116 2 3702.50 1.25 100% 2 673 6 683 3 341 0.03 3.00 100% 2 673 80 8 019 0.00 1.50 50% 1 337 0 2 0052.50 1.25 100% 1 247 3 118 1 559 0.03 3.00 100% 1 247 37 3 741 0.00 1.50 50% 624 0 9352.50 1.25 100% 5 072 12 680 6 340 0.03 3.00 100% 5 072 152 15 216 0.52 1.00 100% 5 072 2 658 5 0722.50 1.25 100% 5 905 14 763 7 381 0.03 3.00 100% 5 905 177 17 715 0.45 1.50 100% 5 905 2 643 8 8582.50 1.25 100% 4 109 10 273 5 136 0.03 3.00 100% 4 109 123 12 327 0.03 1.50 50% 2 055 58 3 0822.50 1.25 100% 4 611 11 528 5 764 0.03 3.00 100% 4 611 138 13 833 0.16 1.00 100% 4 611 726 4 611

ET AT/MT LÍNEAS MT (TRAMO TRONCAL URBANO)EQUIPAMIENTO DE MT (Interruptor inicio alimentador)

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Tasa de falla λi Ui Fact.. Incidencia Tasa de falla λi Ui Tasa de falla λi Ui Fact.. Incidencia[int./año] [horas/año] [%] [int./año] [horas/año] [int./km-año] [h/año] con cierres %

0.03 3.00 100% 0.03 3.00 0.3 1.50 100%Cantidad de Ramales por km de Troncal Urbano 5


0.03 3.00 50% 6 0 17 0.22 3.00 0% 0 0 0 2.16 1.50 0% 0.0 0.0 0.00.03 3.00 50% 24 1 71 0.00 3.00 0% 0 0 0 0.00 1.50 0% 0.0 0.0 0.00.03 3.00 100% 3 0 9 0.07 3.00 100% 1 371 90 4 113 0.66 1.50 100% 13.2 8.7 19.80.03 3.00 50% 24 1 71 0.00 3.00 0% 0 0 0 0.00 1.50 0% 0.0 0.0 0.00.03 3.00 50% 15 0 44 0.00 3.00 0% 0 0 0 0.00 1.50 0% 0.0 0.0 0.00.03 3.00 100% 0 0 0 0.16 3.00 11% 563 91 1 690 1.61 1.50 13% 0.1 0.1 0.10.03 3.00 100% 8 0 24 0.33 3.00 14% 785 258 2 354 3.28 1.50 14% 2.5 8.2 3.70.03 3.00 50% 18 1 53 0.14 3.00 0% 0 0 0 1.38 1.50 0% 0.0 0.0 0.00.03 3.00 100% 6 0 18 0.25 3.00 33% 1 356 334 4 069 2.47 1.50 50% 13.2 32.4 19.7

LÍNEAS MT (TRAMO RAMAL URBANO)EQUIPAMIENTO DE MT (Reconectador en la mitad del alimentador) EQUIPAMIENTO DE MT (Protección al inicio del ramal)

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Tasa de falla λi Ui Tasa de falla λi Ui Tasa de falla λi Ui Fact.. Incidencia Tasa de falla λi Ui[int./año] [horas/año] [int./año] [horas/año] [int./año] [horas/año] Salidas por Trafo [int./año] [horas/año]

0.03 3 0.08 3.00 0.30 1.00 4 0.05 0.40

Tasa de falla λi Ui Fact.. Incidencia Ni λi.Ni Ui.Ni Tasa de falla λi Ui Fact.. Incidencia Ni λi.Ni Ui.Ni Tasa de falla λi Ui Fact.. Incidencia Ni λi.Ni Ui.Ni Tasa de falla λi Ui Fact.. Incidencia Ni λi.Ni Ui.Ni[int./año] [horas/año] % [p.u.] [int./año] [horas/año] [int./año] [horas/año] % [p.u.] [int./año] [horas/año] [int./año] [horas/año] % [p.u.] [int./año] [horas/año] [int./año] [horas/año] % [p.u.] [int./año] [horas/año]

0.03 3.00 11% 263 8 789 0.08 3.00 4% 105 8 315 4.89 1.00 1.1% 26 129 26 0.05 0.40 0.04% 1 0.05 0.400.03 3.00 0% 0 0 0 0.08 3.00 4% 0 0 0 6.30 1.00 0.0% 0 0 0 0.05 0.40 0.00% 0 0.00 0.000.03 3.00 34% 462 14 1 386 0.08 3.00 4% 59 5 177 2.42 1.00 3.4% 46 112 46 0.05 0.40 0.07% 1 0.05 0.400.03 3.00 0% 0 0 0 0.08 3.00 4% 0 0 0 3.14 1.00 0.0% 0 0 0 0.05 0.40 0.00% 0 0.00 0.000.03 3.00 0% 0 0 0 0.08 3.00 4% 0 0 0 3.82 1.00 0.0% 0 0 0 0.05 0.40 0.00% 0 0.00 0.000.03 3.00 10% 488 15 1 465 0.08 3.00 4% 219 18 656 8.83 1.00 1.0% 49 431 49 0.05 0.40 0.02% 1 0.05 0.400.03 3.00 7% 380 11 1 139 0.08 3.00 4% 237 19 711 9.76 1.00 0.7% 38 371 38 0.05 0.40 0.02% 1 0.05 0.400.03 3.00 17% 353 11 1 058 0.08 3.00 4% 90 7 271 4.16 1.00 1.7% 35 147 35 0.05 0.40 0.05% 1 0.05 0.400.03 3.00 10% 392 12 1 176 0.08 3.00 4% 176 14 527 6.93 1.00 1.0% 39 272 39 0.05 0.40 0.02% 1 0.05 0.40

SE MT/BT (Urbanas)EQUIPAMIENTO DE MT (Protección al inicio la derivación) ACOMETIDASLÍNEAS DE BT

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Tasa de falla λi Ui Fact.. Incidencia Tasa de falla λi Ui Fact.. Incidencia Tasa de falla λi Ui Fact.. Incidencia[int./año] [horas/año] [%] [int./km-año] [horas/año] [%] [int./año] [horas/año] [p.u..]

0.03 3.00 100% 0.2 1.50 100% 0.03 3.00 1


0.03 3.00 100% 966 29 2 898 2.90 1.50 100% 966 2 803 1 449 0.03 3.00 20% 193 6 5800.03 3.00 100% 1 967 59 5 901 4.76 1.50 100% 1 967 9 362 2 951 0.03 3.00 25% 492 15 1 4750.03 3.00 100% 209 6 627 0.07 1.50 100% 209 15 314 0.03 3.00 50% 105 3 3140.03 3.00 100% 2 673 80 8 019 4.66 1.50 100% 2 673 12 449 4 010 0.03 3.00 25% 668 20 2 0050.03 3.00 100% 1 247 37 3 741 4.74 1.50 100% 1 247 5 915 1 871 0.03 3.00 20% 249 7 7480.03 3.00 100% 2 0 6 0.13 1.50 100% 2 0 3 0.03 3.00 0% 0 0 00.03 3.00 100% 413 12 1 239 1.23 1.50 100% 413 508 620 0.03 3.00 50% 207 6 6200.03 3.00 100% 2 017 61 6 051 10.40 1.50 100% 2 017 20 987 3 026 0.03 3.00 25% 504 15 1 5130.03 3.00 100% 542 16 1 626 0.10 1.50 100% 542 52 813 0.03 3.00 100% 542 16 1 626

LÍNEAS MT (TRAMO TRONCAL No Urbano)EQUIPAMIENTO DE MT (Protección al inicio del tramo troncal) EQUIPAMIENTO DE MT (Protección al inicio del ramal)

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Tasa de falla λi Ui Tasa de falla λi Ui Tasa de falla λi Ui[int./km-año] [horas/año] [int./año] [horas/año] [int./km-año] [horas/año]

0.2 1.50 0.03 3.00 0.2 1.50


1.53 1.50 20.0% 193 295 290 0.03 3.00 9% 88 3 263 0.41 1.50 9.1% 88 36 1329.57 1.50 25.0% 492 4 704 738 0.03 3.00 2% 42 1 126 1.54 1.50 2.1% 42 64 630.17 1.50 50.0% 105 18 157 0.03 3.00 33% 70 2 209 0.11 1.50 33.3% 70 8 1055.52 1.50 25.0% 668 3 686 1 002 0.03 3.00 2% 57 2 171 1.47 1.50 2.1% 57 84 852.25 1.50 20.0% 249 562 374 0.03 3.00 3% 43 1 129 0.91 1.50 3.4% 43 39 650.00 1.50 0.0% 0 0 0 0.03 3.00 0% 0 0 0 0.09 1.50 0.0% 0 0 00.04 1.50 50.0% 207 9 310 0.03 3.00 0% 0 0 0 0.14 1.50 12.5% 52 7 771.13 1.50 25.0% 504 570 756 0.03 3.00 3% 58 2 173 1.47 1.50 2.9% 58 85 860.94 1.50 100.0% 542 511 813 0.03 3.00 0% 0 0 0 0.15 1.50 16.7% 90 14 136

LÍNEAS MT (Derivaciones)LÍNEAS MT (Ramales) EQUIPAMIENTO DE MT (Protección al inicio derivaciones No Urbanas)

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Tasa de falla λi Ui Tasa de falla λi Ui Tasa de falla λi Ui Fact.. Incidencia[int./año] [horas/año] [int./año] [horas/año] [int./año] [horas/año] %

0.08 3.00 0.25 1.50 2 0.07 1.00 100%


0.08 3.00 8% 81 6 242 11.07 1.50 4.2% 60 668 91 0.07 1.00 0.1% 1.0 0.07 1.000.08 3.00 2% 38 3 113 31.87 1.50 1.0% 28 904 43 0.07 1.00 0.1% 1.0 0.07 1.000.08 3.00 33% 70 6 209 3.30 1.50 16.7% 52 172 78 0.07 1.00 0.5% 1.0 0.07 1.000.08 3.00 2% 51 4 154 20.64 1.50 1.0% 39 796 58 0.07 1.00 0.0% 1.0 0.07 1.000.08 3.00 3% 39 3 117 12.51 1.50 1.6% 29 366 44 0.07 1.00 0.1% 1.0 0.07 1.000.08 3.00 0% 0 0 0 0.15 1.50 0.0% 0 0 0 0.07 1.00 50.0% 1.0 0.07 1.000.08 3.00 11% 46 4 138 4.36 1.50 5.6% 34 150 52 0.07 1.00 0.2% 1.0 0.07 1.000.08 3.00 3% 52 4 155 18.21 1.50 1.3% 39 706 58 0.07 1.00 0.0% 1.0 0.07 1.000.08 3.00 14% 77 6 232 6.58 1.50 7.1% 58 382 87 0.07 1.00 0.2% 1.0 0.07 1.00

SE MT/BT LÍNEAS DE BT

Salidas por SET MT/BT

ACOMETIDAS

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Programadas (frecuencia) 20% Adicional por salidas de servicio Cantidad de Ramales por km de Troncal Urbano 5 % Trafos bajo el ramales No Urbanos 10%Programadas (tiempo) 35% Programadas Trafos Urbanos bajo Troncal 50% % Trafos bajo derivaciones No Urbanas 90%

Trafos Urbanos bajo Ramal 30% Sec. trifásicos 45% Longitud máxima de derivación sin protección [km] 0.15Resultados EQUIPAMIENTO MODELO PARA LTrafos Urbanos bajo Derivación 20% Sec. monofásicos 55%Índices de Calidad de Suministro al Cliente (A) (B) [C] [D] (E)

SAIFI SAIDI[interrup / año] [horas / año]

4.44 9.23 1 1 0 2 5 6 14 2412.26 14.63 1 0 0 0 4 29 33 473.47 14.40 0 0 1 1 2 1 5 4

10.72 14.62 1 0 0 0 4 29 33 349.71 14.47 1 0 0 0 5 18 23 283.80 8.12 0 2 8 3 0 0 13 93.85 9.44 0 0 7 4 2 0 13 119.65 11.10 1 0 0 1 4 22 27 293.66 10.36 0 1 2 3 1 0 7 89.14 12.66 5 4 18 13 27 105 167 194

Índices semestrales200 A Total Seccionadores cut-out MT 172100 A

TOTAL EQUIPOS MTReconectadores

TOTAL EQUIPOS MT (Instalados)

Seccionador Fusible en Derivación No

Urbana

Seccionador Fusible en Ramal

Urbano

Seccionador Fusible en Ramal No

Urbano

Seccionador Fusible para interconexión

Seccionador Fusible en Deriv

Urbana

6.34.6

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osinerg...de acuerdo a lo señalado en los tdr, tanto la caracterización del sector típico como...

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