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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 2 - Urbano de Media Densidad

Cuarto Informe Parcial

VOLUMEN I

Octubre de 2005

INDICE

VOLUMEN I

1. INTRODUCCION .........................................................................................................1

2. ANTECEDENTES DE LA EMPRESA REAL ............................................................4 2.1 Información Recopilada – Formatos A .......................................................................... 4

3. VALIDACION Y REVISIÓN DE ANTECEDENTES ................................................5 3.1 Información Fuente.......................................................................................................... 5 3.2 Formatos B........................................................................................................................ 5 3.3 Formatos C ....................................................................................................................... 5

4. CREACION DE LA EMPRESA MODELO - ESTUDIOS BASICOS........................6 4.1 Esquemas de Conexión de la Redes ................................................................................ 6

4.1.1 Red de MT ................................................................................................................................... 6 4.1.2 Red de BT .................................................................................................................................... 6

4.2 Costos Unitarios de Inversión ......................................................................................... 7 4.2.1 Introducción ................................................................................................................................. 7 4.2.2 Costos de Materiales, de Recursos e Indirectos ........................................................................... 7 4.2.3 Armados Relevantes .................................................................................................................. 10 4.2.4 Materiales y Recursos de los Armados ...................................................................................... 11 4.2.5 Costos unitarios de instalaciones ............................................................................................... 11 4.2.6 Resultados.................................................................................................................................. 14

4.3 Tecnologías Optimas...................................................................................................... 15 4.3.1 Introducción ............................................................................................................................... 15 4.3.2 Redes aéreas de MT ................................................................................................................... 16 4.3.3 Redes subterráneas de MT ......................................................................................................... 19 4.3.4 Redes aéreas de BT.................................................................................................................... 19 4.3.5 Redes subterráneas BT............................................................................................................... 23 4.3.6 Subestaciones de Distribución ................................................................................................... 23 4.3.7 Alumbrado Público .................................................................................................................... 23 4.3.8 Resumen de Resultados ............................................................................................................. 23

4.4 Niveles de tensión a utilizar en las zonas no Urbanas ................................................. 23 4.5 Estudio de la Demanda .................................................................................................. 23

4.5.1 General....................................................................................................................................... 23 4.5.2 Pronóstico de Evolución de la Demanda ................................................................................... 23 4.5.3 Mapa de Densidades Urbanas .................................................................................................... 23 4.5.4 Demanda no urbana ................................................................................................................... 23

5. VNR ELECTRICO ADAPTADO................................................................................23 5.1 General ............................................................................................................................ 23 5.2 Alimentadores de MT .................................................................................................... 23 5.3 Redes Urbanas................................................................................................................ 23

5.3.1 Descripción del Modelo de Red de Distribución Urbana Adaptada .......................................... 23 5.3.2 Proceso de Cálculo..................................................................................................................... 23 5.3.3 Resultados.................................................................................................................................. 23

5.4 Redes No urbanas........................................................................................................... 23 5.5 Compensación Capacitiva ............................................................................................. 23 5.6 Alumbrado Público ........................................................................................................ 23

5.6.1 Normativa e Información Básica ............................................................................................... 23 5.6.2 Cálculo de Potencias .................................................................................................................. 23 5.6.3 Magnitud de las Instalaciones .................................................................................................... 23 5.6.4 Valorización de las Instalaciones ............................................................................................... 23

6. CALIDAD DE SERVICIO ELÉCTRICO ..................................................................23 6.1 Introducción ................................................................................................................... 23 6.2 Criterios de cálculo. ....................................................................................................... 23 6.3 Resultados ....................................................................................................................... 23

7. VNR NO ELECTRICO ADAPTADO.........................................................................23 7.1 Metodología .................................................................................................................... 23

7.1.1 Edificios ..................................................................................................................................... 23 7.1.2 Vehículos ................................................................................................................................... 23 7.1.3 Equipos, Sistemas y Software.................................................................................................... 23

7.2 Resultados ....................................................................................................................... 23 7.3 Asignación....................................................................................................................... 23

8. VNR TOTAL................................................................................................................23

9. BALANCE DE ENERGÍA Y POTENCIA .................................................................23

10. COSTOS DE EXPLOTACION EFICIENTES ......................................................23 10.1 Introducción ................................................................................................................... 23

10.1.1 Costos de operación y mantenimiento ................................................................................... 23 10.1.2 Costos de operación comercial y pérdidas estándar comerciales........................................... 23 10.1.3 Costos indirectos ................................................................................................................... 23

10.2 Metodología .................................................................................................................... 23 10.3 Estructura Organizativa y Funciones de la Empresa de Referencia......................... 23

10.3.1 Sede Central Actual ............................................................................................................... 23 10.3.2 Sede Central Propuesta.......................................................................................................... 23 10.3.3 Análisis Comparativo ............................................................................................................ 23

10.4 Sistema Eléctrico Modelo .............................................................................................. 23 10.4.1 Estructura del SEM................................................................................................................ 23 10.4.2 Remuneración del Personal ................................................................................................... 23 10.4.3 Costos Específicos de Vehículos y Equipos Especiales ........................................................ 23 10.4.4 Sistemas................................................................................................................................. 23 10.4.5 Costos Operativos Indirectos................................................................................................. 23

10.5 Costos Operativos Directos ........................................................................................... 23 10.5.1 O&M ..................................................................................................................................... 23 10.5.2 COM...................................................................................................................................... 23 10.5.3 Costos Adicionales ................................................................................................................ 23

10.6 Resultados de la ER del SEM........................................................................................ 23 10.7 Asignación....................................................................................................................... 23

11. CALCULO DE LAS TARIFAS DE DISTRIBUCIÓN...........................................23 11.1 Introducción ................................................................................................................... 23 11.2 Costo Fijo (CF) ............................................................................................................... 23 11.3 Valor Agregado de Distribución MT y BT .................................................................. 23 11.4 Pérdidas Estándar de Distribución en Potencia y Energía......................................... 23 11.5 Factor de economía de escala ........................................................................................ 23

11.5.1 Factores del CF...................................................................................................................... 23 11.5.2 Factores del VAD .................................................................................................................. 23

11.6 Fórmulas de Actualización ............................................................................................ 23 11.6.1 Factor de actualización (FAVADMT) del VADMT.............................................................. 23 11.6.2 Factor de actualización (FAVADBT) del VADBT ............................................................... 23 11.6.3 Factores de actualización (FACFE, FACFS y FACFH) de los Cargos Fijos (CFE, CFS y CFH) ............................................................................................................................................... 23 11.6.4 Porcentajes de Incidencia ...................................................................................................... 23

ANEXO 1 - Informe de Resultados Relevantes

ANEXO 2 - Costos Unitarios

ANEXO 3 - Mapa de Densidades

ANEXO 4 - VNR Adaptado Instalaciones

ANEXO 5 - Costos Eficientes

VOLUMEN II

ANEXO 6 - Evaluación de la Calidad de Suministro

ANEXO 7 - Formatos A

ANEXO 8 - Formatos B

ANEXO 9 - Formatos C

ANEXO 10 - Formatos D

Empresa Modelo ST2_2.doc 1 Jul-05

1. INTRODUCCION

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 2 – Urbano de Media Densidad.

La Ley de Concesiones Eléctricas señala que el Valor Agregado de Distribución se basará en una Empresa Modelo (EM) eficiente y estará compuesto por:

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

• Pérdidas estándar de distribución (potencia y energía) y

• Costos estándar de inversión, operación y mantenimiento de la red de 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 Electrocentro, 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.

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


2. 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.

2.1 Información Recopilada – Formatos A

Se presenta en este punto la información recopilada la que fue confeccionada por la empresa Electrocentro, 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.

3. VALIDACION Y REVISIÓN DE ANTECEDENTES

El Supervisor VAD revisó y validó la información de los formatos con los prefijos A reportados por Electrocentro, 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.

3.1 Información Fuente

Para la elaboración de estos formatos se dispuso de la siguiente información:

• BASE DE DATOS VNR-GIS con información de cantidades de instalaciones y precios unitarios para el Total Empresa (Electrocentro).

• BASE DE DATOS MAPINFO con información de cantidades de instalaciones para el SEM (Huancayo).

• BASE DE DATOS SICODI con información de precios unitarios de instalaciones. • REPORTES DEL VNR 2004 de la empresa Electrocentro (versión enero 2005). • Listado de instalaciones de Subtransmisión provistas por la empresa distribuidora.

(Inventario de LST SET y CH_2004.xls). • Estados Contables no auditados hasta el 30-11-2004 suministrados por la Empresa. • Formatos A presentados por la Empresa Distribuidora. • Formatos A presentados por el Consultor VAD.

3.2 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.

3.3 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.


4. CREACION DE LA EMPRESA MODELO - ESTUDIOS BASICOS

4.1 Esquemas de Conexión de la Redes

4.1.1 Red de MT

En vista de que los alimentadores de MT del SEM son de limitada extensión y tienen una densidad de carga moderada, se considera adecuado el nivel de tensión de 10 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

La alternativa de menor costo relativo es la de neutro aislado de tierra (conexión delta).

4.1.2 Red 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

4.2 Costos Unitarios de Inversión

4.2.1 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.

4.2.2 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

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 Combustible 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)

4.2.3 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

I Costo Indirecto

E+G+H

E Costo Directo

A+B+C+D Costos

Unitarios de Inversión

E+I


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.

4.2.4 Materiales y Recursos 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.

4.2.5 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 1 000 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


Subestaciones MT/BT Convencional

Armado Urbana Transformador 1 Estructura 1 Tablero 1 Obra civil 1 Puesta a tierra con varilla 2

Subestaciones MT/BT Compacta pedestal y/o bóveda

Armado Urbana Transformador 1 Tablero 1 Obra civil 1 Puesta a tierra con varilla 2

Red Aérea de BT Servicio Particular

Armado Urbana No Urbana 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

4.2.6 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 3-1x50 mm2 60 640,5 MT RED SUBTERRANEA CABLE N2XSY 3-1x150 mm2 72 651,1 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) 3 210,8 SED S.E. AEREA MONOPOSTE 50 kVA (3F) 4 317,7 SED S.E. AEREA BIPOSTE 100 kVA (3F) 5 302,6 SED S.E. AEREA BIPOSTE 160 kVA (3F) 6 205,2 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. 3x25 mm2 + portante 4 846,4 BT RED AER AUTOP DE AL O SIMIL. 3x35 mm2 + portante 5 540,7 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. 3x50 mm2 5 683,7 MT RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x120 mm2 7 766,8 SED S.E. AEREA MONOPOSTE 1x5 kVA 1 784,7 SED S.E. AEREA MONOPOSTE 1x10 kVA 1 909,6 SED S.E. AEREA MONOPOSTE 1x15 kVA 2 190,6 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) 3 144,7 SED S.E. AEREA BIPOSTE 25 kVA (3F) 3 532,5 SED S.E. AEREA BIPOSTE 37 kVA (3F) 3 816,3 SED S.E. AEREA BIPOSTE 40 kVA (3F) 4 035,7

4.3 Tecnologías Optimas

4.3.1 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.

4.3.2 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 $/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% Retensado riendas $/u 250,00 250,00 Reaplomado % 2,5% 2,5%


ZONA NO URBANA 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 $/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 $/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 desnudo

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 $/año 363,76 1881,07 426,89

Puede apreciarse que la alternativa óptima de conductor 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.

4.3.3 Redes subterráneas de 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.


4.3.4 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 % Costo Anual de OyM $/año 46,69 77,45 176,76 Costo Anual $/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 $/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 BT 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 Costos de Hurto de Energía Ventas en BT MWh 72.000 72.000 72.000 Longitud de BT km 480 480 480 Precio de energía $/MWh 64 64 64 Ahorro de pérdidas hs/año 2% 2% 1% Costo de energía no suministrada $/año 192,00 192,00 96,00 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 268,82 672,06 672,06 537,65 Costo Anual $/año 1381,25 1806,94 1869,40 1657,23


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 4.500 4.500 4.500 Longitud de BT km 65 65 65 Precio de energía $/MWh 64 64 64 Ahorro de pérdidas hs/año 1,0% 1,0% 0,5% Costo de energía no suministrada $/año 44,31 44,31 22,15 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 $/año 747,04 902,76 981,17 836,60

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


4.3.5 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.



4.3.6 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, 75.

• Biposte

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

4.3.7 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 $/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 $/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.

4.3.8 Resumen de Resultados

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 subterráneas de MT urbanas: cobre con aislación seca. • 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 y subestaciones convencionales. • 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 postes 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.


4.4 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 red de dos conductores. Para la tensión de 440/220V se utilizaron transformadores cuyo secundario dispone 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

4.5 Estudio de la Demanda

4.5.1 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 establecidos en la Resolución N° 001-2002 – OS/CD.

4.5.2 Pronóstico de Evolución de la Demanda

El Instituto Nacional de Estadística e Informática (INEI) es el órgano rector de los Sistemas Nacionales de Estadística e Informática en el Perú. Este organismo 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”:

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 correspondientes a la suma de los Distritos Huancayo, Chilca y El Tambo, previendo una reducción tendencial del IH, son:

P Población 1993 p.u. 288.380 Datos del Censo 1993 tasa interanual 1,65% 2002 p.u. 340.038 Proyección INEI a nivel Distritos 2004 p.u. 345.106 Proyección INEI a nivel Distritos tasa interanual 0,96% 2008 p.u. 358.480 Proyección INEI a nivel Distritos

IH Indice Hacinamiento 1993 - 5,11 P/V 2002 4,92 2004 - 4,88 2008 - 4,80

V Viviendas 1993 p.u. 56.459 Datos del Censo tasa interanual 2,07% 2002 p.u. 69.143 2004 p.u. 70.766 tasa interanual 1,38% 2008 p.u. 74.757

Del informe OSINERG-GART-DDE (ICO-2005-S2) se obtuvo la evolución del número de clientes y del consumo de energía en el período 2001 – 2004. Aquí se observa un crecimiento del consumo promedio por usuario del orden del 2% anual.

Por tal razón, para la proyección en el período 2004 - 2008 se adoptó una tasa anual de crecimiento de la demanda de 1,41% y de crecimiento de la cantidad de clientes similar al de la vivienda, es decir de 1,38%.

4.5.3 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 ellos 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 es 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 306 4.777 0,76 6.245

B 2500 3 999 264 1.967 0,66 2.980

C 1 500 2 499 1.253 5.793 3,13 1.849

D 250 1 499 4.848 8.297 12,12 685

E 0 249 2.682 786 6,71 117

BAJA TENSIÓN

RANGOS

δi δs Cantidad Demanda

Máxima Area Densidad

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

A 4 000 306 2.989 0,76 3.908

B 2 500 3 999 264 1.770 0,66 2.682

C 1 500 2 499 1.253 5.581 3,13 1.782

D 250 1 499 4.848 8.123 12,12 670

E 0 249 2.682 771 6,71 115

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

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

Puede verse una zona céntrica de muy alta densidad y progresivamente otras de menor densidad 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 toda la zona considerada como urbana del SEM.

4.5.4 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 es la que no queda contenida dentro del límite del trazado urbano que se muestra en los mapas de densidades del Anexo 2 del presente informe.


5. VNR ELECTRICO ADAPTADO

5.1 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 fueron tratadas separadamente:

d) Equipos • Interruptores, reconectadores, seccionadores y seccionalizadores.

• Equipos de compensación reactiva capacitiva.

5.2 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 la carga de los alimentadores de MT del SEM, no encontrando diferencias importantes en los niveles de carga de los mismos. Los niveles de carga de los alimentadores se muestran en el siguiente cuadro:

Alimentador Corriente (A)

S.E. Salesianos 166 S.E. Parque Industrial 193 S.E. Parque Industrial 187 S.E. Salesianos 181 S.E. Parque Industrial 188 S.E. Parque Industrial 176 S.E. Salesianos 191 S.E. Salesianos 252 S.E. Salesianos 211

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

-

10 000

20 000

30 000

40 000

50 000

60 000

- 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

- 20 40 60 80 100 120 140

[A]

US$/km

25 75 120 185


Secciones óptimas en Redes Bifásicas No Urbanas

-

10 000

20 000

30 000

40 000

50 000

60 000

- 20 40 60 80 100 120 140

[A]

US$/km

25 50 75

Secciones óptimas en Redes Monofásicas No Urbanas

-

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

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 las pérdidas 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.

Dada la importante densidad de usuarios en la zona no urbana, los tramos troncales y ramales de esta zona se consideraron con postación de concreto.

En las siguientes tablas se muestran, 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.

Alimentador Troncal Urbana Aéreo (Trif.) Troncal Urbana Subt. (Trif.)

Subestación Código Long. (km)

Calibre (mm2)

VNR US$

Long. (km)

Calibre (mm2)

VNR US$

S.E. Salesianos A4205 3,1 185 39 358 - - -

S.E. Parque Industrial A4213 0,6 185 7 759 - - -


S.E. Salesianos A4201 2,2 185 28 022 - - -



S.E. Salesianos A4204 2,8 185 36 039 0,50 150 36 326

S.E. Salesianos A4202 0,1 185 1 130 1,70 150 123 507

S.E. Salesianos A4203 0,8 185 9 921 - - -

TOTALES 19,0 242 965 2,2 159 832

Alimentador Troncal No Urbano

(Trif.) Ramales No Urbanos

(Trif.) Deriv. No Urbanas

(Monof.)

Subestación Código Long. (km)

Calibre (mm2)

VNR US$

Long. (km)

Calibre (mm2)

VNR US$

Long. (km)

Calibre (mm2)

VNR US$

S.E. Salesianos A4205 0,59 25 4 791 0,004 25 32 0,10 25 416

S.E.Parque Industrial A4213 0,27 25 2 224 - - - - - -

S.E.Parque Industrial A4211 1,91 25 15 550 0,01 25 101 0,20 25 833

S.E. Salesianos A4201 0,06 25 497 0,45 25 3 655 0,10 25 416

S.E.Parque Industrial A4216 3,23 120 35 260 26,03 50 229 841 3,05 25 12 696


S.E.Parque Industrial A4212 - - - - - - - - -

S.E. Salesianos A4204 0,59 25 4 780 0,02 25 124 0,05 25 208

S.E. Salesianos A4202 - - - - - - - - -

S.E. Salesianos A4203 0,03 25 237 0,16 25 1 319 0,10 25 416

TOTALES 6,68 63 338 26,7 235 073 3,6 14 985

5.3 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.

5.3.1 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 0 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.

5.3.2 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 0,76 3 908 6 245

B 2 500 3 999 0,66 2 682 2 980

C 1 500 2 499 3,13 1 782 1 849

D 250 1 499 12,12 670 685

E 0 249 6,71 115 117


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.

• Se consideró un porcentaje de las redes aéreas, resultantes del Modelo, con conductor autoportante que contempla el cumplimiento de la normativa vigente en relación a las distancias eléctricas a edificaciones en calles con veredas angostas.


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.

5.3.3 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. 25 36,8 14,1

B Biposte Trif. Aéreo Trif. Aéreo 21 24,2 6,3

C Biposte Trif. Aéreo Trif. Aéreo 21 22,9 6,3

D Monoposte Trif. Aéreo Trif. Aéreo 18 20,2 5,9

E Monoposte Trif. Aéreo Trif. Aéreo 15 20,2 5,3

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) 497 4 810 437 Etapa de BT (CT MT/BT en Unidades) 417 1 972 021 Etapa de MT (Redes de MT en Km) 121 1 769 009 Total Redes Urbanas 8 551 466


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

RED MT

Zona Tipo Calibre

(mm2) Cantidad

(Km) Monto (US$)

Costo Unitario (US$)

Ramales y derivaciones A N2XSY CU 50 10,07 610 650 60 641

70 AL 3,56 47 519 13 358 B

PE AL 3x70 1,07 23 833 22 332 70 AL 16,87 225 356 13 358

C PE AL 3x70 5,06 113 025 22 332

35 AL 61,33 644 769 10 514 D

PE AL 3x35 12,27 241 736 19 709 E 25 AL 29,59 240 714 8 135

Troncales

Urbana

A N2XSY CU 150 2,2 159 832 72 651

RED BT

Zona Area Calibre

(mm2) Cantidad

(Km) Monto (US$)


A NYY CU 70 28,00 1 240 585 44 307 B PE AL 3x50 15,96 131 063 8 212 C PE AL 3x50 71,82 586 886 8 172 D PE AL 3x35 245,28 1 827 672 7 451

Urbana

E PE AL 3x35 135,52 1 024 232 7 558

CT MT/BT

Zona Area Tipo Cantidad MVA

instalados Monto (US$)


A Pedestal 19 3,80 272 350 14 334 B Biposte 14 2,22 86 004 6 205 C Biposte 66 6,57 348 543 5 303 D Monoposte 218 10,91 941 956 4 318

Urbana

E Monoposte 101 1,01 323 168 3 211

5.4 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 85%. 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) 5 10 15 25 37,5 40 50 75 Cantidad Transf. 9 6 5 19 2 - 7 1 Potencia Total (kVA) 45 60 75 475 75 - 350 75

SED Monofásicos - Escenario Adaptado (FU=0,85)

Potencia Unit. (KVA) 5 10 15 25 37,5 40 50 75 Cantidad Transf. 13 6 15 7 - 8 - - Potencia Total (kVA) 65 60 225 175 - 320 - -

Costo Total (US$) 107 899

Para SED Trifásicos:

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

Potencia Unit. (KVA) 10 15 25 37,5 40 50 Cantidad Transf. - - 2 1 - 3 Potencia Total (kVA) - - 50 38 - 150

SED Trifásicos - Escenario Adaptado (FU=0,85)

Potencia Unit. (KVA) 10 15 25 37,5 40 50 Cantidad Transf. - 1 1 - 4 - Potencia Total (kVA) - 15 25 - 160 -


Costo Total (US$) 16 164

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 22,7 Longitud por SED km 0,46 Potencia de SED KVA 5 10 15 25 37,5 40 50 Cant. Transf. 13 6 15 7 - 8 - Cantidad de Salidas 2 2 2 2 - 2 - Long. Salida km 0,08 0,15 0,30 0,30 - 0,35 - Long. Monof. km 2 2 9 4 - 6 - Long. Trif. km - - - - - - - Costo Total US$ 79 623

Red BT asociada a las SED Trifásicas:

Tipo de SED Trifásica

Longitud Total Red km 38

Longitud por SED km 6,4

Potencia de SED KVA 10 15 25 38 40 50 75 Cant. Transf. - 1 1 - 4 - - Cantidad de Salidas 2 2 2 - 3 - - Long. Salida km - 1 1 - 5 - - Long. Trifásica km - 3 3 - 26 - - Long. Monof. km - 1 1 - 5 - -

Costo Total US$ 142 061


En los siguientes cuadros se presentan los resultados obtenidos desagregados.

RED MT

Zona Tipo Calibre (mm2)

Cantidad (Km) Monto (US$)


25 7,7 48 296 6 276

50 26,0 229 841 8 831 No

Urbana

Troncal, Ramales y Derivaciones 120 3,2 35 260 10 914

RED BT

Zona Calibre (mm2) Cantidad (Km) Monto (US$) Costo

Unitario (US$)

PE AL 2x16 55,0 193 090 3511 No Urbana

PE AL 3x25 5,9 28 594 4846

CT MT/BT

Zona Tipo Potencia (KVA), 5 10 15 25 37,5 40

Cantidad - - 1 1 - 4

Costo (US$) - - 2191 2861 - 2778 Biposte Costo unit. (US$)

- - 2 191 2 861 - 11 113

Cantidad 13 6 15 7 - 8

No Urbana

Costo (US$) 23 202 11 458 32 859 18 156 - 22 225

Monoposte Costo unit. (US$)

1785 1910 2191 2594 - 2 778

5.5 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 Huancayo 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 48 juegos de capacitares de 150 kVAr cada uno (7 200 kVAr).

Estos fueron valorizados a un costo unitario de 13,3 U$S/kVAr, resultando un monto total de US$ 96 084.


5.6 Alumbrado Público

5.6.1 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). • BASE DE DATOS VNR-GIS con información de catastral y referenciada para el Total

Empresa (Electrocentro). • BASE DE DATOS MAPINFO con información de catastral y referenciada para el

SEM (Huancayo). • Formatos B presentados por el Supervisor VAD. • PHILIPS ILUMINACIÓN catálogo general de iluminación. • MANUAL DE LUMINOTECNIA: Asociación Argentina de Luminotecnia (Tomos I y

II)

5.6.2 Cálculo de Potencias

El cálculo de las potencias y alturas de luminarias necesarios para cumplir con los requerimientos establecidos en la normativa para los diferentes Tipos de Vías y Tipos de Alumbrado se llevaron a cabo con el Programa CALCULUX 4.0 de PHILIPS.

Se previeron lámparas de vapor de sodio y postes de hormigón de 9 metros enterrados un 10%. Los resultados obtenidos son los siguientes:

Vano Red AP Potencia lámpara

Luminancia Uniformidad media

Iluminancia Tipo de Alumbrado y de Calzada m W cd/m2 lux

III 1 Clara 40 150 0,5-1 0,25-0,35 5-10 III 1 Oscura 40 150 0,5-1 0,25-0,35 10-20 III 2 Clara 40 70 0,5-1 0,25-0,35 5-10 III 2 Oscura 40 70 0,5-1 0,25-0,35 10-20 III 3 Clara 40 70 0,5-1 0,25-0,35 5-10 III 3 Oscura 40 70 0,5-1 0,25-0,35 10-20 IV 3 Clara 40 70 ≥ 0,15 2-5 IV 3 Oscura 40 70 ≥ 0,15 5-10 V 3 Clara 40 70 ≥ 0,15 1-3 V 3 Oscura 40 70 ≥ 0,15 2-6 En la columna “Tipo”, los números arábigos denotan 1: Avenida sin cantero central 2: Avenida con cantero central 3: calle de una sola vía

5.6.3 Magnitud de las Instalaciones

La Base de Datos del sistema GIS de Huancayo contiene información de longitudes y anchos de tramos de vía, nombre de calles, tipo de vía, tipo de Alumbrado y tipo de calzada.


Mediante sus respectivos códigos, se individualizaron y obtuvieron dimensiones de calles (código tramo de vía) y parques. Por procesamiento de la información básica se obtuvieron las cantidades de luminarias y los kilómetros de red de AP.

Para la zona Urbana se trabajo con los Tramos de Vía, Código Tipo Vía, Tipo de Calzada representados en el Sistema GIS. Se presenta a continuación las cantidades de lámparas calculados:

Tipo de Alumbrado

Tipo de Calzada

Cantidad de

Lámparas Clara 1 381 III Oscura 815 Clara 2 397 IV Oscura 429 Clara 9 019 V Oscura 620

Urbano 14 661

Para el caso de los parques, se calcularon las luminarias necesarias en función de las superficies que ocupan y que fueron obtenidas del Sistema GIS.

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. 1 - - 250 unid. 161 - - 160 unid. 3 - - 150 unid. 2 107 1 131 - 125 unid. 813 - - 100 unid. - - - 80 unid. 657 - - 70 unid. 12 621 13 951 - 50 unid. 17 1 357 - Total Pastorales Luminarias y lámp. 16 380 1 950 16 439 1 166 Equipos de control Aéreo unid. 893 689 - Subterráneo unid. 5 17 - Total equipos de control 893 28 706 29 Longitud de red de AP Aéreo Red exclusiva km 31 205 57 437



Cantidad Miles US$

Cantidad

Miles US$

Compartida km 523 696 502 448 Subterráneo Red exclusiva km 2 73 5 204 Compartida km 5 17 28 159

Se utilizó un pastoral metálico simple de 1.5 m x 1.5" de diámetro.

5.6.4 Valorización de las Instalaciones

Las cantidades de redes de AP y cantidad de luminarias se valorizaron a los precios unitarios definidos por el Supervisor VAD.

Descripción Urbano

Cantidad

No urbano

Cantidad

Totales

Cantidad

Totales

(US$)

Costos unitario (US$)

Cantidad de luminarias 70W Na 13 951 - 13 951 984 081 71

Cantidad de luminarias 50W Na - 1 357 1 357 83 667 62

Cantidad de luminarias 150W Na 1 131 - 1 131 98 165 87

Totales 15 082 1 357 16 439 1 165 913 71 Donde las cantidades urbanas tienen en cuenta los lámparas destinadas a iluminar los espacios verdes.

Descripción Urbano

Cantidad

No urbano

Cantidad

Totales

Cantidad

Totales

(US$)

Costos unitario (US$)

Longitud de Red Aerea de AP Sobre AP (Km) 57 - 57 437 236 7 690

Longitud de Red Aerea de AP Sobre SP (Km) 461 41 502 448 285 893

Longitud de Red Subterranea de AP (Km) 33 - 33 363 441 11 052

Totales 551 41 592 1 248 961 2 110

Empresa Modelo ST2_2.doc 51 Oct-05

6. CALIDAD DE SERVICIO ELÉCTRICO

6.1 Introducción

Se evaluaron los índices de calidad de suministro eléctrico al cliente de la red de distribución adaptada del sistema modelo Huancayo. 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.

6.2 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 tienen la misma longitud y 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) Redes 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 4 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.

6.3 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 A4205 3,72 7,54 2 A4213 3,49 8,33 3 A4211 3,88 7,39 4 A4201 3,62 8,18 5 A4216 5,02 8,97 6 A4212 3,63 6,98 7 A4204 3,66 7,23 8 A4202 3,10 6,75 9 A4203 3,52 9,95

Promedio Ponderado del Sistema 4,12 4,11

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 interruptor automático ubicado en la mitad 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 9 alimentadores considerados.

Equipos de protección y maniobra Cantidad

Reconectadores 10 Seccionador tipo cut-out (A) 27 Seccionador tipo cut-out (B) 91 Seccionador tipo cut-out (C) 104 Seccionador tipo cut-out (D) 3 Seccionador tipo cut-out (E) - Total seccionadores cut-out 235

En el siguiente cuadro se presentan los resultados obtenidos valorizados.

Equipos de protección y seccionamiento MT Urbano y No Urbanos Descripción Cantidad Monto (US$)

Recloser hidr. en aceite, tripolar2,4-14,4 kV - In = 560 A; Icc= 16.000 A 10 137 350

Secc. fusible Cut-out unipolar x 3 - 7,8/13,5 kV - 200 A 118 36 777

Secc. fusible Cut-out unipolar x 3 - 7,8/13,5 kV - 100 A 107 29 302

Total 235 203 429

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.


7. VNR NO ELECTRICO ADAPTADO

7.1 Metodología

El dimensionamiento de las instalaciones no eléctricas adaptadas del SEM se obtuvo aplicando los criterios adoptados en el diseño de la organización de la empresa modelo.

Los activos No Eléctricos considerados son 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 es la siguiente

• 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 en los cálculos se exponen a continuación:

7.1.1 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


7.1.2 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

7.1.3 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

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 706 382

7.2 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 429 743 Vehículos 366 833 Edificios 320 494 VNR No Eléctrico TOTAL del SEM 1 117 070

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 238 276 191 468 429 743 Vehículos 120 800 246 033 366 833 Edificios 320 494 320 494 VNR No Eléctrico TOTAL 679 570 437 500 1 117 070

7.3 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 250 796 BT 866 274 Total 1 117 070


8. 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.

VNR CU prom SE HUANCAYO Unidad Cantidad

US$ US$ Media Tensión Red aérea cond. desnudo km 149 1 336 126 8 974 Red aérea cond. preensamblado km 18 378 594 20 583 Red subterránea km 12 770 483 62 794 Equipos de protección y secc. unidad 235 203 429 864 Equipos de Compensación Reactiva Juegos 48 96 084 13 Total MT 2 784 715 SE de Distribución Monoposte monofasica unidad 49 107 899 2 202 Monoposte Trifásica unidad 319 1 265 124 3 968 Biposte unidad 86 450 711 5 266 Convencional unidad - - - Compacta pedestal unidad 19 272 350 14 334 Total SE 2 096 084 Baja Tensión Red aérea Servicio particular km 529 3 791 537 7 161 Alumbrado público km 559 885 520 1 584 Luminarias unidad 16 060 1 139 048 71 Equipos de control AP unidad 689 28 780 42 Total red aérea 5 844 885 Servicio particular km 28 1 240 585 44 307 Alumbrado público km 33 363 441 11 052 Luminarias unidad 379 26 864 71 Equipos de control AP unidad 17 710 42 Postes de AP unidad 379 46 116 122 Total red subterránea 1 677 716 Total BT 7 522 601 VNR no Eléctrico 1 117 070 Total VNR 13 520 470


9. 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 ST2 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:


Opcion Energia Potencia Coincidente

Factor de Descripción

Tarifaria MWh

Factor de Carga /

Perdidas kW Coincidencia (%)

Total Ingreso a MT. 100 181 22 097 Perdidas Estándar en MT 1 516 543 Técnicas 1 516 543 No Técnicas - - Ventas en MT 15 106 1 111 2P2E-MT MT1 (/5) - - - - 2P2E-MT MT2 1 501 0,346 105 0,213 1P2E-MT Presente en Punta MT3P 1 611 0,584 294 0,936 1P2E-MT Presente F. de Punta MT3FP 7 652 0,550 247 0,156 1P1E-MT Presente en Punta MT4P 409 0,548 78 0,912 1P1E-MT Presente Fuera de Punta

MT4FP 3 933 0,520 387 0,450

Baja Tensión (BT) Total Ingreso a BT. 83 560 20 444 Perdidas Estándar en BT 6 993 2 392 Técnicas 5 322 1 984 No Técnicas 1 671 409 Ventas en BT 76 567 18 051 2P2E-BT BT1 (/5) 2P2E-BT BT2 92 0,802 10 0,777 1P2E-BT Presente en Punta BT3P 294 0,532 48 0,766 1P2E-BT Presente F. de Punta BT3FP 203 0,452 33 0,637 1P1E-BT Presente en Punta BT4P 746 0,551 142 0,924 1P1E-BT Presente F. de Punta BT4FP 1 478 0,573 217 0,738 1P1E-BT Alumbrado Publico BT4AP 6 399 0,500 1 457 1,000 1E-BT BT5 A 463 0,399 28 0,209 1E-BT BT5 B 66 816 0,464 16 098 0,983 1P-BT Pensión Fija BT6 77 0,464 18 0,983


10. COSTOS DE EXPLOTACION EFICIENTES

10.1 Introducción

10.1.1 Costos de operación y mantenimiento

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.


10.1.2 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 factura, su distribución y comisión de cobranza, considerando una gestión comercial eficiente.

10.1.3 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.

10.2 Metodología

La Empresa de Referencia se define como la empresa 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.

10.3 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.

10.3.1 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 aprobada 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:

Gerencia Comercial

CLIENTES

Sede Huancayo (asumido por las

Gerencias Funcionales)

Gerencia de Administración

y Finanzas

Área de Tecnología de la Información

DIRECTORIO

Área de Control Interno

Comité Corporativo de Gestión

Área Legal

Unidad de Negocios Tama

Unidad de Negocios Ayacucho

Unidad de Negocios Huanuco

Unidad de Negocios Selva

Central

Unidad de Negocios

Huancavelica

Gerencia de Distribución

GESTION

INTERNA

GERENCIA REGIONAL

GERENCIA GENERAL

Área de Calidad y Fiscalización

Área de Administración de

Proyectos

Gerencia Comercial

CLIENTES

Sede Huancayo (asumido por las

Gerencias Funcionales)

Gerencia de Administración

y Finanzas

Área de Tecnología de la Información

DIRECTORIO

Área de Control Interno

Comité Corporativo de Gestión

Área Legal

Unidad de Negocios Tama

Unidad de Negocios Ayacucho

Unidad de Negocios Huanuco

Unidad de Negocios Selva

Central

Unidad de Negocios

Huancavelica

Gerencia de Distribución

GESTION

INTERNA

GERENCIA REGIONAL

GERENCIA GENERAL

Área de Calidad y Fiscalización

Área de Administración de

Proyectos


10.3.2 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:

• 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.

• 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.

• 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.

• 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:


• 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.

• 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:

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

• 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:

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

• 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 VAD 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 Huancayo.


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

Of. Control de Gestión

Unidad de NegociosHuancavelica

Gerencia Administración

Of. Rel. Institucionales

Unidad de NegociosSelva Central

Unidad de NegociosHuancayo

ESTRUCTURA DE LA EMPRESA DE REFERENCIA

Of. Asuntos Legales

190 3 153

Miles de US$

DIRECTORIO

Auditoría Interna

Gerencia Comercial

GERENCIA GENERAL

Unidad de Negocios Unidad de NegociosTama Ayacucho

Gerencia Finanzas

Gerencia DistribuciónSEM

O & M

Comercialización

VALLE MANTARO

HUANCAYO


10.3.3 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 de personal total un 25% menor al de la empresa real.

10.4 Sistema Eléctrico Modelo

10.4.1 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

La Oficinas Comerciales 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 de Oficinas Comerciales del SEM se definió utilizando como referencia la siguiente tipificación:

Cantidad Clientes por oficina Oficinas Comerciales

1 40 000 a 100 000


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

10.4.2 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 Jefe de Unidad de Negocio de Electrocentro. Se verificó que las remuneraciones actuales 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 Electrocentro, las remuneraciones de estos niveles se ajustaron a los reales actuales.

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

Categoría Cargo Remuneración Mensual Nominal (US$)

A Director Presidente 15 080 B Director 6 277 C Gerente I 2 803 1 Gerente II 1 832 2 Ingenieros Señor 1 100 3 Ingenieros Pleno 906 4 Ingenieros Junior 760 5 Técnicos I 630 6 Técnicos II 518 7 Electricista I 421 8 Electricista II 336 9 Asistente Comercial/Administración 336

10 Auxiliares Comercial/Administración 269 11 Auxiliares O&M 269


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

10.4.3 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

Uni

dad

Aut

omóv

il

Cam

ione

ta

Cam

ión

6 t

Ele

vado

r

Grú

a 8t

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%


Descripción

Uni

dad

Aut

omóv

il

Cam

ione

ta

Cam

ión

6 t

Ele

vado

r

Grú

a 8t

Grú

a 15

t

Cam

ión

busc

a fa

llas

Cam

ión

lava

dor

aisl

ador

es

Montos Costo de Consumo de Combustible

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

10.4.4 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.


10.4.5 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 Electrocentro, definiendo la estructura de personal de la correspondiente ER y calculando sus costos indirectos

Para aplicar la parte correspondiente al de costos del 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 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 3 145 522 116 915 73 441 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 3 624 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 4 3 185 0 0 Eq. Almacenes, Medición y Control 18 750 0 0 Call Center 10 796 0 0 Transporte 0 0 6 708 Depósitos de Regionales 0 10 500 0 Auditoria Externa + Consultoría 100 000 0 0


10.5 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.

10.5.1 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 (combustible, mantenimiento y otros como seguros, patente, etc.)

Un resumen de los resultados obtenidos es el siguiente:

Nivel Tensión Instalaciones Urbanos US$

No urbanos US$

Totales US$

Carga (%)

< 1kV (BT) Redes 190 272 16 414 206 686 50% Alumbrado Público 112 364 11 301 123 664 30% Subestaciones 26 196 3 313 29 509 7% 1 a 25 kV (MT) Redes 44 581 9 433 54 014 13% Protecciones 1 220 16 1 236 0% TOTALES 374 634 40 476 415 110 100% 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 Instalaciones Unidad Cant Costo

unitario US$/unidad

Total US$ %

Red Aérea Urbana km 130 256 33 305 8% Red Aérea No Urbana km 37 255 9 433 2% Red Subterránea Urbana km 12 919 11 276 3% Protecciones Urbanas p.u. 232 5 1 220 0,3% Protecciones Urbanas p.u. 3 5 16 0,0%

Media Tensión

Subtotal M.T. - - - 55 250 13% Red Aérea Urbana km 469 374 175 116 42% Red Aérea No Urbana km 61 270 16 414 4% Red Subt. Urbana km 12 1 235 15 157 4%

Baja Tensión

Subtotal B.T. km 542 382 206 686 50% S.E. Urbanas p.u. 417 63 26 196 6% S.E. No Urbanas p.u. 55 60 3 313 1% S.E. MT/BT

Subtotal S.E. p.u. 472 62 29 509 7% A°P° Urbano km 518 204 105 820 25% A°P° No Urbano km 41 274 11 301 3% A°P° Urbano (red subt.) km 33 199 6 544 2%

Alumbrado Público

Subtotal A°P° km 592 209 123 664 30% TOTAL 415 110 100%


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

COSTOS ANUALES DE O&M

SISTEMA COSTO TOTAL O&M

COSTOS UNITARIOS

[US$] UNIDAD VALOR MT 55 250 US$/km 308 BT 206 686 US$/km 371 S.E. 29 509 US$/S.E. 62 US$/kVA 1,15 A°P° 123 664 US$/km 209 TOTAL 415 110

10.5.2 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) Entrega de Otros Documentos: • Se estimó una entrega mensual al 10% de los usuarios

• La cantidad de envíos diarios por persona se estimó para clientes urbanos y para no urbanos

• 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

d) Edición de Facturas y Otros Documentos:

Se adoptó un valor de 0,112 US$ por factura impresa. Este incluye el costo de personal para la impresión de la factura, los costos de materiales papel preimpreso y toner, y los costos de estructura asociados a este proceso que se estimaron en el 20% sobre el costo del personal (electricidad, limpieza, mantenimiento de equipos de impresión, etc.)

e) Cobranzas:

El costo de cobranza considerado es de US$ 0,137 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 US$/Año

Costo Unitario US$/Unidad

Lectura de Medidores Urbanas 54 145 No urbanas 31 215

0,122

Emisión de facturas Urbanas 87 214 No urbanas 5 462

0,131

Envío de facturas Urbanas 45 815 No urbanas 26 756

0,103

Cobranza de facturas Urbanas 91 165 No urbanas 5 709

0,137

Total 347 481

10.5.3 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 933 303 9 733 Alumbrado Público 876 054 9 136 Baja Tensión 9 097 382 94 869 Total 10 906 739 113 737

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 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.

Tipo de consumo Costo Anual

Capital Trabajo (US$)

Total 26 807

10.6 Resultados de la ER del SEM

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 89 605 16 985 106 590 Dirección de Administración y Finanzas 109 325 39 787 149 112 Estructura

Central Dirección Técnica y Comercial 135 393 86 832 222 225

Sedes Regionales 12 426 2 676 15 102 Estructura Regional Oficinas Comerciales 73 441 16 685 90 126

Procesos y Actividades Comerciales 154 106 193 375 347 481

Procesos y Actividades Procesos y Actividades de

Operación y Mantenimiento

98 169 316 941 415 110

Totales 672 466 673 280 1 345 746

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 672 466 673 280 1 345 746 Costos Aportes a Organimos y Capital de Trabajo 140 544

COSTO DE EXPLOTACION DEL SEM 1 486 290

10.7 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 presentado 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 29 807 162 646 82 186 274 638 1 112 1 668 92 675 95 455 4 818 114 386 208 291 286 622 1 993 - - - 616 110 2 Supervisión Directa 32 625 83 512 29 178 145 316 906 1 359 75 510 77 775 1 870 8 126 99 439 - - - - - 109 435 3 Personal Propio 15 584 56 083 26 503 98 169 1 849 2 774 154 106 158 729 56 114 136 980 - 102 217 41 183 - - - 336 494 4 Servicio de Terceros 9 860 17 467 14 976 42 302 1 208 1 813 100 700 103 721 48 311 263 001 3 488 673 55 672 26 719 - - - 3 882 376 5 Cargas Diversas y Otros - - - - - - 6 Total 87 875 319 708 152 842 560 426 5 076 7 614 422 991 435 681 111 113 522 494 3 796 403 444 511 69 894 - - - 4 944 416 Costos Indirectos (Actividades de Apoyo) 1 Materiales 5 228 5 353 1 309 11 890 34 955 52 433 87 389 - - - - - - - - - 3 Personal 25 263 25 867 6 326 57 456 54 008 81 012 135 021 2 358 10 247 2 627 986 - - - - - 2 640 590 4 Servicio de Terceros 20 911 21 411 5 236 47 558 4 131 6 196 10 327 - - - - - - - - - 5 Cargas Diversas y Otros - - 34 567 79 183 914 946 7 859 5 989 - - - 1 042 543 6 Aporte Organismo Regulador 9 733 94 869 9 136 113 737 - - - - - - - - - -

7 Costo Capital de Trabajo 6 018 15 406 5 383 26 807 - - - - - - - - - - 8 Total 67 153 162 905 27 390 257 447 93 095 139 642 - 232 736 36 925 89 430 3 542 931 7 859 5 989 - - - 3 683 134

Asignación de Costo de Gestión Comer 1 Materiales 14 733 17 142 4 192 36 068 2 Supervisión Directa 370 431 105 906 3 Personal Propio 22 817 26 548 6 493 55 858 1 486 290 4 Servicio de Terceros 2 181 2 538 621 5 339 1 486 290 5 Cargas Diversas y Otros

8 i Total 40 101 46 658 11 411 98 170 0 Asignación de Costo de Operación Comerc 1 Materiales 22 099 25 713 6 289 54 101 2 Supervisión Directa 555 646 158 1 359 48% 3 Personal Propio 34 225 39 822 9 739 83 786 4 Servicio de Terceros 3 271 3 806 931 8 009 17% 5 Cargas Diversas y Otros 8 Total 60 151 69 988 17 117 147 256 24% Costos Totales de OyM 255 280 599 259 208 760 1 063 299 148 039 611 924 7 339 334 452 370 75 883 - - - 8 627 549

Otros Costos de OyM técnicos Comercialización

Concepto (US$)


11. CALCULO DE LAS TARIFAS DE DISTRIBUCIÓN

11.1 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:

11.2 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 0.543 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) 420 911 1 893 187 422 991

NCL (Número de Clientes) (Clientes) 58 595 155 13 58 763 Cargo Fijo Mensual (US$/Cliente) 0,599 1,018 1,197 0,600

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.

11.3 Valor Agregado de Distribución MT y BT

El VADMT se calculó con la siguiente expresión:

MWMTOyMMTAVNRMTVADMT +

=

Donde:

• AVNRMT: Anualidad correspondiente a las inversiones asignadas al mercado de media tensión (red de MT + instalaciones de AP según facturado en MT) económicamente adaptadas (VNRMT adaptado) de la empresa modelo.

• OyMMT: Costos de explotación anuales (operación y mantenimiento) asignados a la red de MT económicamente adaptada establecidos para la empresa modelo..

• 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 AP según facturado a BT) económicamente adaptadas (VNRBMT adaptado) de la empresa modelo.

• OyMBT: Costos de explotación anuales (operación y mantenimiento) asignados al mercado en redes de baja tensión 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 reconocidos (2%) 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$ 3 035,51 10 484,96

Costo Anual de Inversión miles US$ 376,84 1 301,64

Costo Anual de Explotación miles US$ 255,28 808,02

Total Costo Anual miles US$ 632,12 2 109,66 422,99 420,91 1,89 0,19

Demanda kW 21 555 18 051

Número de Clientes Unidad 58 763 58 595 155 13

Valor Agregado de Distribución

Inversión US$/kW-mes 1,382 5,702

Explotación US$/kW-mes 0,987 3,730

Total US$/kW-mes 2,369 9,432

Cargos Fijos US$/mes 0,600 0,599 1,018 1,197

Valor Agregado de Distribución (*)

Inversión S/./kW-mes 4,539 18,719

Explotación S/./kW-mes 3,240 12,246

Total S/./kW-mes 7,779 30,966

Cargos Fijos S/./mes 1,969 1,965 3,341 3,931

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

Los valores mensuales se calcularon de la siguiente manera:

• Para el caso del 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.


11.4 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 1,51 % 2,46 %

MT No Técnica 0% 0%

Técnica 6,37 % 9,70 % BT No Técnica 2 % 2 %

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

11.5 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

11.5.1 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 16,2 % y los costos variables el 83,8 %. La tasa de crecimiento anual de clientes es de 1,38%.

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 2005 - Octubre 2006 1,0000 Noviembre 2006 - Octubre 2007 0,9972 Noviembre 2007 - Octubre 2008 0,9944 Noviembre 2008 - Octubre 2009 0,9917

11.5.2 Factores 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 22,5 % para MT y 18,0% para BT y los costos variables el 77,5 % para MT y 82,0% para BT.

Los resultados se muestran en el siguiente cuadro:

VADMT VADBT

Noviembre 2005 - Octubre 2006 1,0000 1,0000 Noviembre 2006 - Octubre 2007 0,9972 0,9977 Noviembre 2007 - Octubre 2008 0,9945 0,9954 Noviembre 2008 - Octubre 2009 0,9919 0,9931

11.6 Fórmulas 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).

11.6.1 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

11.6.2 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


11.6.3 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.

11.6.4 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 de Obra y Productos Nacionales 0,8604 0,8591 A Productos Importados 0,0751 0,0447 B Conductores de Al 0,0470 0,0724 C Conductores de Cu 0,0175 0,0238 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 52,32% Mano de Obra Propia 33,72% Productos importados 7,51% Partida arancelaria 8471.10.00.00 Computadoras 0,44% 4 8704.21.00.10 Vehículos 1,51% 7 8535.30.00.00 Seccionadores e Interruptores MT 5,56% 4 Conductores de Cobre 1,75% Conductores de Aluminio 4,70%

Para el FAVADBT

VAD BT Participación

(%)

Tasa Arancelaria

(%) Productos y Servicios Nacionales 59,89% Mano de Obra Propia 26,02% Productos importados 4,47% Partida arancelaria 8471.10.00.00 Computadoras 0,53% 4 8704.21.00.10 Vehículos 1,84% 7 8539.32.00.00 Lámparas de Hg y Na 1,42% 12 8535.30.00.00 Seccionadores e Interruptores SE MT/BT 0,67% 4 Conductores de Cobre 2,38% Conductores de Aluminio 7,24%

Oct-05

ANEXO 1 INFORME DE RESULTADOS RELEVANTES

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

Sector Típico 2 - Urbano de Media Densidad

Octubre de 2005

Anexo 1 Inf.Resul Relev-ST2.doc 1 Oct-05

INDICE

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

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

2.1 Información técnica y comercial del sistema modelo (actual) ................2

3. BALANCE DE ENERGÍA Y POTENCIA .................................................4

4. VALOR NUEVO DE REEMPLAZO ........................................................5

4.1 Descripción del proceso de determinación del VNR eléctrico ................5

4.2 Tecnología Utilizada para las instalaciones de distribución eléctrica.....6

5. COSTO ESTANDAR DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO............11

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 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= 28 km2

2.1.2 Número de clientes y venta de energía:

Opción Tarifaria Numero de Clientes Ventas de Energía 2 004

(MWh)

MT1 - - MT2 8 1443 MT3 26 8 316 MT4 47 3 856 Total MT 81 13 615 BT2 6 60 BT3 8 451 BT4 55 8 427 BT5A 56 580 63 314 BT6 8 127 Total BT 56 657 72 379 Total 56 738 85 993


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

Nivel de Tensión

Demanda Máxima (kW)

MT 22 367 BT 18 540

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

Número 2 Potencia (MVA) 36

2.1.5 Información de las instalaciones de Distribución Eléctrica

a) Media Tensión

Tensión (kV) 10.0 Red Aérea (km) 175 Red Subterránea (km) 2,1 Total Red MT (km) 177,1 Equipos de P&S (unidad) 241

b) Subestaciones de Distribución MT/BT y Seccionamiento

Relación de transformación: 10 kV / 0,38 / 0,22 kV

Tipo Número Potencia Instalada (kVA)

Monoposte 336 16 417 Biposte 215 21 195 Convencional 4 1 295 Compacta Pedestal 0 0 Compacta Bóveda 0 0 Total 555 38 907

c)


d) Baja Tensión

Tensión (V) 220 V Servicio Particular (SP)

Red Aérea (km) 581,4 Red Subterránea (km) 14,8 Total Red BT SP (km) 596,2

Alumbrado Público (AP) Red Aérea (km) 554,3 Red Subterránea (km) 7,2 Total Red BT AP (km) 561,5 Número de Luminarias (conectadas en red aérea) 16 053 Número de Luminarias (conectadas en red subterránea) 260

2.1.6 Información de las pérdidas de energía y potencia

Nivel de Tensión Tipo Porcentaje (*) Energía Potencia

Técnica 1,6 % 2,3 % MT No Técnica 0% 0% Técnica 4,5 % 5,6 % BT No Técnica 2 % 2 %

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

3. BALANCE DE ENERGÍA Y POTENCIA

Se presentan a continuación los resultados obtenidos para el SEM optimizado.

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 ST2 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


Descripción Energía anual

(MW.h) Factor de

carga/pérdidas Potencia (kW)

Ingreso MT 100 181 22 097 Pérdidas MT 1 516 543 Técnicas 1 516 543 No Técnicas - - Ventas MT 15 106 1 111 MT1 - - MT2 1 501 0,346 105 MT3P 1 611 0,584 294 MT3FP 7 652 0,550 247 MT4P 409 0,548 78 MT4FP 3 933 0,520 387 Ingreso BT 83 560 20 444 Pérdidas BT 6 993 2 392 Técnicas 5 322 1 984 No Técnicas 1 671 409 Ventas BT 76 567 18 051 BT2 92 0,802 10 BT3P 294 0,532 48 BT3FP 203 0,452 33 BT4P 746 0,551 142 BT4FP 1 478 0,573 217 BT4AP 6 399 0,500 1 457 BT5A 463 0,399 28 BT5B 66 816 0,464 16 098 BT6 77 0,464 18

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. Se consideraron redes aéreas con conductor autoportante que contempla el cumplimiento de la normativa vigente en relación a las distancias eléctricas a edificaciones en calles con veredas angostas.

Conductores: Aluminio desnudo y autoportante. Cables: tipo N2XSY (Cu) Nivel de Tensión: 10 kV


b) SED MT/BT Tipo: Monoposte, Biposte y Compacta Pedestal. Tecnología: Convencional con transformadores aislados y refrigerados en aceite. Relación de transformación: 10 kV/380-220 V y 10/0,22kV.

c) Baja Tensión Servicio Particular

Tipo de red: aérea, excepto subterránea para zonas de alta densidad (A) y parques.

Conductores: Preensamblado de Aluminio. Cables: tipo NYY (Cu). 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 alta afluencia de público y parques.

Conductores: Preensamblado de Aluminio. Cables: del mismo tipo de distribución en BT. Nivel de Tensión: 220 V. Tipo de Luminarias: Lámparas de Sodio 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, Comunicaciones y Muebles y Utiles.

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



(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. 3x50 mm2 8 830,9 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 3-1x50 mm2 60 640,5 MT RED SUBTERRANEA CABLE N2XSY 3-1x150 mm2 72 651,1 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) 3 210,8 SED S.E. AEREA MONOPOSTE 50 kVA (3F) 4 317,7 SED S.E. AEREA BIPOSTE 100 kVA (3F) 5 302,6 SED S.E. AEREA BIPOSTE 160 kVA (3F) 6 205,2 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. 3x25 mm2 + portante 4 846,4 BT RED AER AUTOP DE AL O SIMIL. 3x35 mm2 + portante 5 540,7 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. 3x50 mm2 5 683,7 MT RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x120 mm2 7 766,8 SED S.E. AEREA MONOPOSTE 1x5 kVA 1 784,7 SED S.E. AEREA MONOPOSTE 1x10 kVA 1 909,6 SED S.E. AEREA MONOPOSTE 1x15 kVA 2 190,6 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) 3 144,7 SED S.E. AEREA BIPOSTE 25 kVA (3F) 3 532,5 SED S.E. AEREA BIPOSTE 37 kVA (3F) 3 816,3 SED S.E. AEREA BIPOSTE 40 kVA (3F) 4 035,7


c) Resumen de Módulos de Iluminación Adaptado


Cantidad Miles US$

Cantidad

Miles US$

Pastorales, luminarias y lámparas 400 unid. 1 - - 250 unid. 161 - - 160 unid. 3 - - 150 unid. 2 107 1 131 - 125 unid. 813 - - 100 unid. - - - 80 unid. 657 - - 70 unid. 12 621 13 951 - 50 unid. 17 1 357 - Total Pastorales Luminarias y lámp. 16 380 1 950 16 439 1 166 Equipos de control Aéreo unid. 893 689 - Subterráneo unid. 5 17 - Total equipos de control 893 28 706 29 Longitud de red de AP Aéreo Red exclusiva km 31 205 57 437 Compartida km 523 696 502 448 Subterráneo Red exclusiva km 2 73 5 204 Compartida km 5 17 28 159


d) Resultados del VNR

VNR CU prom SE HUANCAYO Unidad Cantidad

US$ US$ Media Tensión Red aérea cond. desnudo km 149 1 336 126 8 974 Red aérea cond. preensamblado km 18 378 594 20 583 Red subterránea km 12 770 483 62 794 Equipos de protección y secc. unidad 235 203 429 864 Equipos de Compensación Reactiva kVAr 7 200 96 084 13 Total MT 2 784 715 SE de Distribución Monoposte monofasica unidad 49 107 899 2 202 Monoposte Trifásica unidad 319 1 265 124 3 968 Biposte unidad 86 450 711 5 266 Convencional unidad - - - Compacta pedestal unidad 19 272 350 14 334 Total SE 2 096 084 Baja Tensión Red aérea Servicio particular km 529 3 791 537 7 161 Alumbrado público km 559 885 520 1 584 Luminarias unidad 16 060 1 139 048 71 Equipos de control AP unidad 689 28 780 42 Total red aérea 5 844 885 Servicio particular km 28 1 240 585 44 307 Alumbrado público km 33 363 441 11 052 Luminarias unidad 379 26 864 71 Equipos de control AP unidad 17 710 42 Postes de AP unidad 379 46 116 122 Total red subterránea 1 677 716 Total BT 7 522 601 VNR no Eléctrico 1 117 070 Total VNR 13 520 470

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

Id.

Act

ivid

ad

Cos

to D

irec

to

Supe

rvis

ión

Dir

ecta

Cos

tos

Indi

rect

os

Tot

al

% US$ % US$ % US$ % US$ A4 Distribución MT 7% 55 250 15% 32 625 14% 67 153 10% 155 028 A5 Distribución BT 30% 236 195 38% 83 512 33% 162 905 32% 482 613 A6 Alumbrado Público 16% 123 664 13% 29 178 6% 27 390 12% 180 232 A7 Comercialización 46% 360 171 34% 75 510 47% 232 736 45% 668 417 Total 100% 775 281 100% 220 825 100% 490 184 100% 1 486 290 %=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.

• 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 13 187 14,37 1,197 MT3, MT4, BT3 y BT4 155 1 893 12,21 1,018 BT5A, BT5B y BT6 58 595 420 911 7,18 0,599 Total 58 763 422 991


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 29 807 162 646 82 186 274 638 1 112 1 668 92 675 95 455 4 818 114 386 208 291 286 622 1 993 - - - 616 110 2 Supervisión Directa 32 625 83 512 29 178 145 316 906 1 359 75 510 77 775 1 870 8 126 99 439 - - - - - 109 435 3 Personal Propio 15 584 56 083 26 503 98 169 1 849 2 774 154 106 158 729 56 114 136 980 - 102 217 41 183 - - - 336 494 4 Servicio de Terceros 9 860 17 467 14 976 42 302 1 208 1 813 100 700 103 721 48 311 263 001 3 488 673 55 672 26 719 - - - 3 882 376 5 Cargas Diversas y Otros - - - - - - 6 Total 87 875 319 708 152 842 560 426 5 076 7 614 422 991 435 681 111 113 522 494 3 796 403 444 511 69 894 - - - 4 944 416 Costos Indirectos (Actividades de Apoyo) 1 Materiales 5 228 5 353 1 309 11 890 34 955 52 433 87 389 - - - - - - - - - 3 Personal 25 263 25 867 6 326 57 456 54 008 81 012 135 021 2 358 10 247 2 627 986 - - - - - 2 640 590 4 Servicio de Terceros 20 911 21 411 5 236 47 558 4 131 6 196 10 327 - - - - - - - - - 5 Cargas Diversas y Otros - - 34 567 79 183 914 946 7 859 5 989 - - - 1 042 543 6 Aporte Organismo Regulador 9 733 94 869 9 136 113 737 - - - - - - - - - -

7 Costo Capital de Trabajo 6 018 15 406 5 383 26 807 - - - - - - - - - - 8 Total 67 153 162 905 27 390 257 447 93 095 139 642 - 232 736 36 925 89 430 3 542 931 7 859 5 989 - - - 3 683 134

Asignación de Costo de Gestión Comer 1 Materiales 14 733 17 142 4 192 36 068 2 Supervisión Directa 370 431 105 906 3 Personal Propio 22 817 26 548 6 493 55 858 1 486 290 4 Servicio de Terceros 2 181 2 538 621 5 339 1 486 290 5 Cargas Diversas y Otros 8 i Total 40 101 46 658 11 411 98 170 0 Asignación de Costo de Operación Comerc 1 Materiales 22 099 25 713 6 289 54 101 2 Supervisión Directa 555 646 158 1 359 48% 3 Personal Propio 34 225 39 822 9 739 83 786 4 Servicio de Terceros 3 271 3 806 931 8 009 17% 5 Cargas Diversas y Otros 8 Total 60 151 69 988 17 117 147 256 24% Costos Totales de OyM 255 280 599 259 208 760 1 063 299 148 039 611 924 7 339 334 452 370 75 883 - - - 8 627 549

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.

Porcentaje (*) Nivel de Tensión Tipo Energía Potencia

Técnica 1,51 % 2,46 % MT No Técnica 0% 0%

Técnica 6,37 % 9,70 % BT No Técnica 2 % 2 %

7. CALIDAD DE SERVICIO ELÉCTRICO

Información de la calidad del servicio eléctrico:

Descripción Unidad Valor Número de Interrupciones Interrupciones / semestre 2,1 Duración de las interrupciones Horas / semestre 4,1 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$ 3 035,51 10 484,96 Costo Anual de Inversión miles US$ 376,84 1 301,64 Costo Anual de Explotación miles US$ 255,28 808,02 Total Costo Anual miles US$ 632,12 2 109,66 422,99 420,91 1,89 0,19 Demanda kW 21 555 18 051 Número de Clientes Unidad 58 763 58 595 155 13 Valor Agregado de Distribución

Inversión US$/kW-mes 1,382 5,702 Explotación US$/kW-mes 0,987 3,730 Total US$/kW-mes 2,369 9,432

Cargos Fijos US$/mes 0,600 0,599 1,018 1,197 Valor Agregado de Distribución (*)

Inversión S/./kW-mes 4,539 18,719 Explotación S/./kW-mes 3,240 12,246


Cargos Fijos Descripción Unidad Media Tensión

Baja Tensión Total CFE CFS CFH

Total S/./kW-mes 7,779 30,966 Cargos Fijos S/./mes 1,969 1,965 3,341 3,931 (*) Tipo de Cambio S/./US$ 3,283

Factores de Economía de Escala

VADMT VADBT CF

Noviembre 2005 - Octubre 2006 1,0000 1,0000 1,0000 Noviembre 2006 - Octubre 2007 0,9972 0,9977 0,9972 Noviembre 2007 - Octubre 2008 0,9945 0,9954 0,9944 Noviembre 2008 - Octubre 2009 0,9919 0,9931 0,9917

Formulas de actualización

Componente Coeficiente VADMT

Coeficiente VADBT Coeficiente

Mano de Obra y Productos Nacionales 0,8604 0,8591 A Productos Importados 0,0751 0,0447 B Conductores de Al 0,0470 0,0724 C Conductores de Cu 0,0175 0,0238 D

Para el FAVADMT

VAD MT Participación

(%)

Tasa Arancelaria

(%) Productos y Servicios Nacionales 52,32% Mano de Obra Propia 33,72% Productos importados 7,51% Partida arancelaria 8471.10.00.00 Computadoras 0,44% 4 8704.21.00.10 Vehículos 1,51% 7 8535.30.00.00 Seccionadores e Interruptores MT 5,56% 4 Conductores de Cobre 1,75% Conductores de Aluminio 4,70%


Para el FAVADBT

VAD BT Participación

(%)

Tasa Arancelaria

(%) Productos y Servicios Nacionales 59,89% Mano de Obra Propia 26,02% Productos importados 4,47% Partida arancelaria 8471.10.00.00 Computadoras 0,53% 4 8704.21.00.10 Vehículos 1,84% 7 8539.32.00.00 Lámparas de Hg y Na 1,42% 12 8535.30.00.00 Seccionadores e Interruptores SE MT/BT 0,67% 4 Conductores de Cobre 2,38% Conductores de Aluminio 7,24%

Oct-05

ANEXO 2 COSTOS UNITARIOS

Oct-05

PRECIOS DE MATERIALES

Anexo 2 Precios de Materiales ST2.doc

1 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



2 Oct-05


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


3 Oct-05


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


4 Oct-05


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


5 Oct-05


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










6 Oct-05










CABLE N2XSY UNIPOLAR 10 KV; 25 mm2 METRO 2,80












CABLE N2XSY 18/30 KV UNIPOLAR 1X25MM2 METRO 3,91






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





7 Oct-05
















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


8 Oct-05











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








9 Oct-05


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 METRO 7,00


10 Oct-05


mm2+portante, PARA SP

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


11 Oct-05


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 mm2+portante, PARA AP METRO 0,77 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


12 Oct-05


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, PARA SP METRO 3,31 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, METRO 6,22


13 Oct-05


PARA SP

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


14 Oct-05


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, PARA AP METRO 1,13 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


15 Oct-05








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




16 Oct-05




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







17 Oct-05




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


18 Oct-05


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, UND. 11 653,43


19 Oct-05


EXTERIOR

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


20 Oct-05


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



21 Oct-05






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


22 Oct-05


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



23 Oct-05


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; 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


24 Oct-05


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 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


25 Oct-05


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 5 KVA; 2.3/0.22 KV. UND. 710,00 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


26 Oct-05



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



27 Oct-05






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; 13.2/0.44-0.22 KV. UND. 506,00

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



















28 Oct-05



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 AEREO CONVENCIONAL DE 25 KVA 5.8 / 0.22 KV UND. 1 210,00

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 MONOFASICO AEREO CONVENCIONAL DE 50 KVA 2.3 / 0.22 KV UND. 1 430,00

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










29 Oct-05














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















30 Oct-05














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

















31 Oct-05





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















32 Oct-05





























TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 125 KVA; 12/0.38-0.22 KV. UND 2 860,00
















33 Oct-05














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



34 Oct-05





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

















35 Oct-05






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


36 Oct-05


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







37 Oct-05













































38 Oct-05













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




















39 Oct-05





















Oct-05

TIPOS DE ARMADOS

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%

Oct-05

COSTOS UNITARIOS INSTALACIONES

Anexo 2 Costos Unitarios ST2.doc 1 Oct-05

COSTOS UNITARIOS

Grupo Subcomponente Descripción del Código VNR

(ZONA URBANA)

Costos de Materiales

(US$/Unid)

Costos de Recursos

(US$/Unid)

Costos Indirectos

(US$/Unid)

Costo Total (US$/Unid)

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. 3x95 mm2 + portante 8 235,3 2 522,0 2 236,0 12 993,3 BT RED AÉREA AP – SOBRE SP COND RET AP DE AL CUBIERTO O SIMIL. 1x16 mm2 263,6 364,9 130,6 759,1 BT RED AÉREA AP – SOBRE SP COND RET AP DE AL CUBIERTO O SIMIL. 1x25 mm2 340,9 364,9 146,7 852,6 BT RED AÉREA AP – SOBRE SP COND RET AP DE AL CUBIERTO O SIMIL. 1x35 mm2 374,1 364,9 153,6 892,6 BT RED AÉREA AP – SOBRE SP COND RET AP 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 70W VAPOR DE SODIO 49,7 8,7 12,1 70,5 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 FOTOCELULA Y CONTACTOR 26,3 8,3 7,2 41,8 BT RED SUBTERRÁNEA SP RED SUBT SP CABLE NYY 3-1x10 mm2 + NEUTRO 6 371,8 27 210,0 6 980,4 40 562,1 BT RED SUBTERRÁNEA SP RED SUBT SP CABLE NYY 3-1x16 mm2+ NEUTRO 6 670,3 27 210,0 7 042,4 40 922,7 BT RED SUBTERRÁNEA SP RED SUBT SP CABLE NYY 3-1x25 mm2 + NEUTRO 7 433,1 27 210,0 7 201,0 41 844,0 BT RED SUBTERRÁNEA SP RED SUBT SP CABLE NYY 3-1x35 mm2 + NEUTRO 8 162,7 27 210,0 7 352,6 42 725,3 BT RED SUBTERRÁNEA SP RED SUBT SP CABLE NYY 3-1x50 mm2+ NEUTRO 9 701,3 27 866,8 7 809,0 45 377,1 BT RED SUBTERRÁNEA SP RED SUBT SP CABLE NYY 3-1x70 mm2+ NEUTRO 11 525,4 27 866,8 8 188,1 47 580,3



(ZONA URBANA)


(US$/Unid)

Costos de Recursos

(US$/Unid)

Costos Indirectos

(US$/Unid)


BT RED SUBTERRÁNEA SP RED SUBT SP CABLE NYY 3-1x95 mm2+ NEUTRO 14 212,1 27 866,8 8 746,6 50 825,5 BT RED SUBTERRÁNEA SP RED SUBT SP CABLE NYY 3-1x120 mm2+ NEUTRO 15 605,0 27 866,8 9 036,1 52 508,0 BT RED SUBTERRÁNEA SP RED SUBT SP CABLE NYY 3-1x150 mm2+ NEUTRO 18 291,4 27 866,8 9 594,5 55 752,7 BT RED SUBTERRÁNEA 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 R 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 R 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 SUBT 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 SUBT 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 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



(ZONA URBANA)


(US$/Unid)

Costos de Recursos

(US$/Unid)

Costos Indirectos

(US$/Unid)


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 AEREA AUTOP DE AL 3x35 mm2 + portante 13 203,9 3 113,1 3 391,7 19 708,7 MT RED AÉREA RED AEREA AUTOP DE AL 3x50 mm2 + portante 13 590,8 3 416,5 3 535,2 20 542,5 MT RED AÉREA RED AEREA AUTOP DE AL 3x70 mm2 + portante 15 072,2 3 416,5 3 843,1 22 331,7 MT RED AÉREA RED AEREA AUTOP DE AL 3x95 mm2 + portante 16 011,8 3 416,5 4 038,4 23 466,7 MT RED AÉREA RED AEREA 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 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 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



(ZONA URBANA)


(US$/Unid)

Costos de Recursos

(US$/Unid)

Costos Indirectos

(US$/Unid)


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 HIDR, 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 HIDR, 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 HIDR, 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) 2 317,8 340,5 552,6 3 210,8 SED SED AÉREA MONOPOSTE S.E. AEREA MONOPOSTE 1x15 kVA 1 610,1 271,0 391,0 2 272,0 SED SED AÉREA MONOPOSTE S.E. AEREA MONOPOSTE 15 kVA (3F) 2 511,6 340,5 592,8 3 445,0 SED SED AÉREA MONOPOSTE S.E. AEREA MONOPOSTE 1x20 kVA 1 826,3 271,0 435,9 2 533,2 SED SED AÉREA MONOPOSTE S.E. AEREA MONOPOSTE 1x25 kVA 1 943,8 271,0 460,4 2 675,1 SED SED AÉREA MONOPOSTE S.E. AEREA MONOPOSTE 25 kVA (3F) 2 705,5 340,5 633,1 3 679,1 SED SED AÉREA MONOPOSTE S.E. AEREA MONOPOSTE 1x30 kVA 2 002,5 271,0 472,6 2 746,0 SED SED AÉREA MONOPOSTE S.E. AEREA MONOPOSTE 30 kVA (3F) 2 858,2 340,5 664,9 3 863,6 SED SED AÉREA MONOPOSTE S.E. AEREA MONOPOSTE 1x37 kVA 2 037,8 271,0 479,9 2 788,6 SED SED AÉREA MONOPOSTE S.E. AEREA MONOPOSTE 37 kVA (3F) 2 940,5 340,5 682,0 3 962,9 SED SED AÉREA MONOPOSTE S.E. AEREA MONOPOSTE 1x50 kVA 2 155,2 271,0 504,3 2 930,5 SED SED AÉREA MONOPOSTE S.E. AEREA MONOPOSTE 50 kVA (3F) 3 234,2 340,5 743,0 4 317,7 SED SED AÉREA MONOPOSTE S.E. AEREA MONOPOSTE 1x75 kVA 2 296,2 271,0 533,6 3 100,8 SED SED AÉREA MONOPOSTE S.E. AEREA MONOPOSTE 75 kVA (3F) 3 474,5 340,5 793,0 4 608,0 SED SED AÉREA BIPOSTE S.E. AEREA BIPOSTE 1x15 kVA 2 359,2 419,7 577,6 3 356,6 SED SED AÉREA BIPOSTE S.E. AEREA BIPOSTE 1x25 kVA 2 692,9 419,7 647,0 3 759,7 SED SED AÉREA BIPOSTE S.E. AEREA BIPOSTE 25 kVA (3F) 2 692,9 434,8 650,1 3 777,9 SED SED AÉREA BIPOSTE S.E. AEREA BIPOSTE 30 kVA (3F) 2 845,7 434,8 681,9 3 962,4 SED SED AÉREA BIPOSTE S.E. AEREA BIPOSTE 1x37 kVA 2 786,9 419,7 666,5 3 873,2 SED SED AÉREA BIPOSTE S.E. AEREA BIPOSTE 37 kVA (3F) 2 927,9 434,8 699,0 4 061,7



(ZONA URBANA)


(US$/Unid)

Costos de Recursos

(US$/Unid)

Costos Indirectos

(US$/Unid)


SED SED AÉREA BIPOSTE S.E. AEREA BIPOSTE 1x50 kVA 2 904,4 419,7 691,0 4 015,1 SED SED AÉREA BIPOSTE S.E. AEREA BIPOSTE 50 kVA (3F) 3 221,6 434,8 760,0 4 416,5 SED SED AÉREA BIPOSTE S.E. AEREA BIPOSTE 1x75 kVA 3 109,5 419,7 733,6 4 262,8 SED SED AÉREA BIPOSTE S.E. AEREA BIPOSTE 75 kVA (3F) 3 461,9 434,8 810,0 4 706,8 SED SED AÉREA BIPOSTE S.E. AEREA BIPOSTE 100 kVA (3F) 3 931,9 458,2 912,5 5 302,6 SED SED AÉREA BIPOSTE S.E. AEREA BIPOSTE 1x125 kVA 4 166,9 437,9 957,2 5 562,0 SED SED AÉREA BIPOSTE S.E. AEREA BIPOSTE 160 kVA (3F) 4 679,2 458,2 1 067,9 6 205,2 SED SED AÉREA BIPOSTE S.E. AEREA BIPOSTE 200 kVA (3F) 5 008,8 458,2 1 136,4 6 603,3 SED SED AÉREA BIPOSTE S.E. AEREA BIPOSTE 250 kVA (3F) 5 519,9 458,2 1 242,6 7 220,7 SED SED AÉREA BIPOSTE S.E. AEREA BIPOSTE 315 kVA (3F) 6 874,5 458,2 1 524,2 8 856,9 SED SED AÉREA BIPOSTE S.E. AEREA BIPOSTE 375 kVA (3F) 7 109,5 458,2 1 573,0 9 140,7 SED SED AÉREA BIPOSTE S.E. AEREA BIPOSTE 400 kVA (3F) 7 638,2 458,2 1 682,9 9 779,3 SED SED AÉREA BIPOSTE S.E. AEREA BIPOSTE 630 kVA (3F) 9 646,2 458,2 2 100,3 12 204,8 SED SED COMPACTA PEDESTAL S.E. COMPACTA PEDESTAL 100 kVA (3F) 8 641,5 1 152,8 2 035,9 11 830,2 SED SED COMPACTA PEDESTAL S.E. COMPACTA PEDESTAL 160 kVA (3F) 9 914,3 1 152,8 2 300,4 13 367,5 SED SED COMPACTA PEDESTAL S.E. COMPACTA PEDESTAL 200 kVA (3F) 10 714,6 1 152,8 2 466,8 14 334,2 SED SED COMPACTA PEDESTAL S.E. COMPACTA PEDESTAL 250 kVA (3F) 11 470,4 1 152,8 2 623,9 15 247,1 SED SED COMPACTA PEDESTAL S.E. COMPACTA PEDESTAL 315 kVA (3F) 13 289,8 1 152,8 3 002,1 17 444,7 SED SED COMPACTA PEDESTAL S.E. COMPACTA PEDESTAL 400 kVA (3F) 14 700,5 1 152,8 3 295,3 19 148,5 SED SED COMPACTA PEDESTAL S.E. COMPACTA PEDESTAL 500 kVA (3F) 15 670,4 1 152,8 3 496,9 20 320,0 SED SED COMPACTA PEDESTAL S.E. COMPACTA PEDESTAL 630 kVA (3F) 17 216,6 1 152,8 3 818,3 22 187,6



(ZONA NO URBANA)


(US$/Unid)

Costos de Recursos

(US$/Unid)

Costos Indirectos

(US$/Unid)


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 R 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 RET AP DE AL CUBIERTO O SIMIL. 1x10 mm2 220,2 310,6 110,3 641,1 BT RED AÉREA AP - SOBRE SP COND RET AP DE AL CUBIERTO O SIMIL. 1x16 mm2 242,3 310,6 114,9 667,8 BT RED AÉREA AP - SOBRE SP COND RET AP DE AL CUBIERTO O SIMIL. 1x25 mm2 319,7 310,6 131,0 761,3 BT RED AÉREA AP - SOBRE SP COND RET AP DE AL CUBIERTO O SIMIL. 1x35 mm2 352,9 310,6 137,9 801,3



(ZONA NO URBANA)


(US$/Unid)

Costos de Recursos

(US$/Unid)

Costos Indirectos

(US$/Unid)


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 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. 3x185 mm2 5 795,5 2 193,4 1 660,6 9 649,5 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



(ZONA NO URBANA)


(US$/Unid)

Costos de Recursos

(US$/Unid)

Costos Indirectos

(US$/Unid)


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 1 206,6 271,0 307,1 1 784,7 SED SED AÉREA MONOPOSTE S.E. AEREA MONOPOSTE 1x7.5 kVA 1 230,1 271,0 312,0 1 813,1 SED SED AÉREA MONOPOSTE S.E. AEREA MONOPOSTE 1x10 kVA 1 310,0 271,0 328,6 1 909,6 SED SED AÉREA MONOPOSTE S.E. AEREA MONOPOSTE 10 kVA (3F) 1 668,3 312,6 411,7 2 392,6 SED SED AÉREA MONOPOSTE S.E. AEREA MONOPOSTE 1x15 kVA 1 542,7 271,0 377,0 2 190,6 SED SED AÉREA MONOPOSTE S.E. AEREA MONOPOSTE 15 kVA (3F) 1 862,1 312,6 452,0 2 626,7 SED SED AÉREA MONOPOSTE S.E. AEREA MONOPOSTE 1x20 kVA 1 758,9 271,0 421,9 2 451,7 SED SED AÉREA MONOPOSTE S.E. AEREA MONOPOSTE 1x25 kVA 1 876,3 271,0 446,3 2 593,6 SED SED AÉREA MONOPOSTE S.E. AEREA MONOPOSTE 25 kVA (3F) 2 056,0 312,6 492,3 2 860,9 SED SED AÉREA MONOPOSTE S.E. AEREA MONOPOSTE 1x37 kVA 1 970,3 271,0 465,9 2 707,2 SED SED AÉREA MONOPOSTE S.E. AEREA MONOPOSTE 37 kVA (3F) 2 291,0 312,6 541,2 3 144,7 SED SED AÉREA MONOPOSTE S.E. AEREA MONOPOSTE 1x50 kVA 2 087,8 271,0 490,3 2 849,1 SED SED AÉREA MONOPOSTE S.E. AEREA MONOPOSTE 50 kVA (3F) 2 584,7 312,6 602,2 3 499,5 SED SED AÉREA MONOPOSTE S.E. AEREA MONOPOSTE 1x75 kVA 2 228,8 271,0 519,6 3 019,4 SED SED AÉREA MONOPOSTE S.E. AEREA MONOPOSTE 75 kVA (3F) 2 760,9 312,6 638,9 3 712,4 SED SED AÉREA MONOPOSTE S.E. AEREA MONOPOSTE 100 kVA (3F) 3 230,9 335,9 741,4 4 308,3 SED SED AÉREA MONOPOSTE S.E. AEREA MONOPOSTE 160 kVA (3F) 3 978,1 335,9 896,7 5 210,8 SED SED AÉREA BIPOSTE S.E. AEREA BIPOSTE 25 kVA (3F) 2 489,8 434,8 607,9 3 532,5 SED SED AÉREA BIPOSTE S.E. AEREA BIPOSTE 37 kVA (3F) 2 724,8 434,8 656,8 3 816,3 SED SED AÉREA BIPOSTE S.E. AEREA BIPOSTE 40 kVA (3F) 2 906,3 434,8 694,5 4 035,7 SED SED AÉREA BIPOSTE S.E. AEREA BIPOSTE 50 kVA (3F) 3 018,5 434,8 717,8 4 171,1 SED SED AÉREA BIPOSTE S.E. AEREA BIPOSTE 1x75 kVA 2 906,3 419,7 691,4 4 017,4 SED SED AÉREA BIPOSTE S.E. AEREA BIPOSTE 75 kVA (3F) 3 258,8 434,8 767,8 4 461,4



(ZONA NO URBANA)


(US$/Unid)

Costos de Recursos

(US$/Unid)

Costos Indirectos

(US$/Unid)


SED SED AÉREA BIPOSTE S.E. AEREA BIPOSTE 100 kVA (3F) 3 728,8 458,2 870,3 5 057,3 SED SED AÉREA BIPOSTE S.E. AEREA BIPOSTE 160 kVA (3F) 4 476,0 458,2 1 025,6 5 959,9 SED SED AÉREA BIPOSTE S.E. AEREA BIPOSTE 200 kVA (3F) 4 805,6 458,2 1 094,2 6 358,0 SED SED AÉREA BIPOSTE S.E. AEREA BIPOSTE 250 kVA (3F) 5 316,7 458,2 1 200,4 6 975,3 SED SED AÉREA BIPOSTE S.E. AEREA BIPOSTE 315 kVA (3F) 6 671,4 458,2 1 482,0 8 611,6 SED SED AÉREA BIPOSTE S.E. AEREA BIPOSTE 400 kVA (3F) 7 435,1 458,2 1 640,7 9 534,0 SED SED AÉREA BIPOSTE S.E. AEREA BIPOSTE 630 kVA (3F) 9 443,1 458,2 2 058,1 11 959,4

Anexo 3

Mapa de Densidades

Huancayo

Zona Urbana

EL TAMBO

HUAMANCACA CHICO

CHILCA

HUANCAYO

MAPA DE DENSIDADES VAD SECTOR TÍPICO 2Huancayo (Suministros MT y BT 2004)

MUY ALTA 0.77 km2ALTA 1 0.66 km2ALTA 2 3.13 km2MEDIA 12.10 km2BAJA 6.73 km2

23.38 km2

EL TAMBO

PILCOMAYO

HUAMANCACA CHICO

CHILCA

HUANCAYO

SAN AGUSTIN

HUANCAN

MAPA DE DENSIDADES VAD SECTOR TÍPICO 2Huancayo (Suministros BT 2004)

MUY ALTA 0.43 km2ALTA 1 0.60 km2ALTA 2 3.02 km2MEDIA 12.26 km2BAJA 6.94 km2

23.25 km2

Oct-05

ANEXO 4 VNR ADAPTADO INSTALACIONES

VNR ADAPTADODISTRIBUCIÓNAdaptación de Alimentadores

DATOS FISICOS

Líneas en 10 kV-URBANA mm2 R XTrifasicas Bifasicas Monofasicas Trifasicas [ohm/km] [ohm/km]

Corriente Sección Costo Corriente Sección Costo Corriente Sección Costo Corriente Sección CostoA mm2 US$/km A mm2 US$/km A mm2 US$/km A mm2 US$/km 25 1,590 0,507

0 0 0 0 0 0 0 0 25 50 0,806 0,50510 25 5 198 10 25 5 086 5 25 4 163 15 25 8 135 50 75 0,588 0,50020 50 5 684 20 50 5 410 15 50 4 325 25 50 8 831 75 95 0,428 0,49030 75 6 365 140 75 5 864 160 75 4 552 35 75 9 512 95 120 0,334 0,45330 95 7 647 140 95 35 000 35 95 10 740 120 185 0,220 0,37255 120 7 767 140 120 35 000 65 120 10 914 185

200 185 9 649 200 185 35 000 200 185 12 797 185 Cos j 0,92 Sen j 0,39

CÁLCULO DE CORRIENTES

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

TRONCAL URBANO TRONCAL NO URBANO

Subestación

Alimentador

Corriente Medida a la salida de la

SE*

TensiónPotencia Instalada Urbana

Potencia Instalada

Rural

Transf Urbana

Transf Rural

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 Cantidad Cantidad % A A A A A AS.E. Salesianos A4205 166 10 3 903 75 44 2 98% 165,7 0,51 0,33 95,8 84,4 3 1,00 1,00 3,1 3,1 S.E. Parque Industrial A4213 193 10 4 802 65 100% 193,3 0,50 0,33 110,2 96,6 - 1,00 1,00 - - S.E. Parque Industrial A4211 187 10 4 940 85 67 4 98% 186,9 0,51 0,33 107,9 95,0 3 1,00 1,00 3,2 3,2 S.E. Salesianos A4201 181 10 3 628 60 39 2 98% 181,1 0,51 0,33 104,5 92,0 3 1,00 1,00 2,9 2,9 S.E. Parque Industrial A4216 188 10 4 326 1 525 83 61 74% 188,1 0,63 0,47 128,6 118,6 49 0,75 0,62 38,6 36,8 S.E. Parque Industrial A4212 176 10 3 943 42 100% 175,8 0,50 0,33 100,2 87,9 - 1,00 1,00 - - S.E. Salesianos A4204 191 10 3 818 50 67 1 99% 191,3 0,51 0,33 110,1 96,9 2 1,00 1,00 2,5 2,5 S.E. Salesianos A4202 252 10 3 860 28 100% 251,8 0,50 0,33 143,5 125,9 - 1,00 1,00 - - S.E. Salesianos A4203 211 10 2 803 113 37 2 96% 210,6 0,52 0,34 123,6 109,4 8 1,00 1,00 8,1 8,1

Líneas en 10 kV- NO URBANO

Adaptación Alimentadores MT ST 2.xls 1 - 3

CARACTERISTICAS TOPOLOGICAS DEL ALIMENTADOR

19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37

RAMAL NO URBANO DERIVACIONES NO URBANAS

Corriente Ubicación de la carga ramal rural

Factor de ubicación

equivalente de pérdidas





caida de tensión

Corriente

Ubicación de la carga

ramal rural

Factor de ubicación

equivalente de pérdidas





caida de tensión

Total Urbano Total no Urbano Troncal UrbanoRamales y

Derivaciones Urbano

Troncal no Urbano

Ramal no Urbano

Cantidad de ramales

Derivaciones no Urbanas

Cantidad Deriv.

A A A A A A km km km km km km Unid. km p.u.- 0,75 0,6 - - - 1,0 1,0 - - 12,3 0,7 3,1 9,2 0,6 0,004 - 0,1 2- 0,75 0,6 - - - 1,0 1,0 - - 20,2 0,3 0,6 19,6 0,3 0,0 - 0,0- 0,75 0,6 - - - 1,0 1,0 - - 23,4 2,1 3,5 19,9 1,9 0,01 - 0,2 4- 0,75 0,6 - - - 1,0 1,0 - - 10,9 0,6 2,2 8,8 0,1 0,45 - 0,1 2

24,5 0,75 0,6 19 18 0,8 1,0 1,0 1 1 28,8 32,3 3,5 25,4 3,2 26,0 3 3,1 61- 0,75 0,6 - - - 1,0 1,0 - - 11,2 0,0 2,5 8,8 0,0 0,0 - 0,0- 0,75 0,6 - - - 1,0 1,0 - - 14,4 0,7 2,8 11,6 0,6 0,02 - 0,1 1- 0,75 0,6 - - - 1,0 1,0 - - 6,0 0,0 0,1 5,9 0,0 0,0 - 0,0- 0,75 0,6 - - - 1,0 1,0 - - 12,9 0,3 0,8 12,1 0,03 0,16 - 0,1 2

140 36,95 19,0 121 7 26,7 3,6

DATOS TOPOLOGICOS DATOS TOPOLOGICOS


SECCIONES ECONOMICAS Y VALORIZACION DE LINEAS

TRONCAL URBANO TRIFASICO TRONCAL NO URBANO TRIFASICO RAMAL NO URBANO TRIFASICODERIVACION NO URBANA

MONOFASICA

Sección Valorización Sección Valorización Sección Valorización Sección Valorización

mm2 US$ mm2 US$ mm2 US$ mm2 US$185 39 358 25 4 791 25 32 25 416 185 7 759 25 2 224 - - - - 185 44 839 25 15 550 25 101 25 833 185 28 022 25 497 25 3 655 25 416 185 44 268 120 35 260 50 229 841 25 12 696 185 31 630 - - - - - - 185 36 039 25 4 780 25 124 25 208 185 1 130 - - - - - - 185 9 921 25 237 25 1 319 25 416

242 965 63 338 235 073 14 985


VNR ADAPTADO - Adaptación de Alimentadores Secciones Económicas 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

14,4/24,9 kV 10 kV - (US$/km)AAAC Monofásica Bifasica Trifasica Monofásica Bifasica Trifasicamm2 Urb no Urb Urb no Urb Urb no Urb Urb no Urb Urb no Urb Urb no Urb

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 10 740 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%

Sección Cond. Costo $ / km AAACmm2 US$/km ohm/km mm2 Factor de carga = 0,50

Costo de Energía = 0,064 US$/kWh0 perdidas= 2 847 horas/año

25 5 198 1,590 35mm250 5 684 0,80675 6 365 0,588 70mm295 7 647 0,428

120 7 767 0,334 120mm2185 9 649 0,220 185mm2

Tasa (%) 1,41

Lineas Trifasicas no Urbanas 3,1Intensidad AÑO Tasa (%) Interes (%) x

A 0 25 50 75 95 120 185 Minimo Sección 1 1,41 12,00 0,925 42 5 - 5 397 5 784 6 438 7 700 7 809 9 677 5 397 25 2 1,41 12,00 0,845 41 10 - 5 993 6 087 6 659 7 861 7 934 9 759 5 993 25 3 1,41 12,00 0,775 40 15 - 6 987 6 590 7 026 8 128 8 142 9 897 6 590 50 4 1,41 12,00 0,715 39 20 - 8 378 7 296 7 541 8 503 8 435 10 089 7 296 50 5 0,00 12,00 0,635 38 25 - 10 166 8 202 8 202 8 984 8 810 10 337 8 202 75 6 0,00 12,00 0,575 37 30 - 12 353 9 311 9 011 9 573 9 270 10 639 9 011 75 7 0,00 12,00 0,515 36 35 - 14 936 10 620 9 966 10 268 9 812 10 997 9 812 120 8 0,00 12,00 0,455 35 40 - 17 917 12 132 11 069 11 070 10 439 11 409 10 439 120 9 0,00 12,00 0,405 34 45 - 21 296 13 844 12 318 11 980 11 148 11 877 11 148 120 10 0,00 12,00 0,365 33 50 - 25 072 15 758 13 714 12 996 11 942 12 399 11 942 120 11 0,00 12,00 0,325 32 55 - 29 246 17 874 15 258 14 120 12 818 12 977 12 818 120 12 0,00 12,00 0,295 31 60 - 33 817 20 191 16 948 15 350 13 779 13 609 13 609 185 13 0,00 12,00 0,265 30 65 - 38 785 22 710 18 786 16 688 14 822 14 297 14 297 185 14 0,00 12,00 0,235 29 70 - 44 151 25 430 20 770 18 132 15 949 15 039 15 039 185 15 0,00 12,00 0,205 28 75 - 49 915 28 352 22 902 19 684 17 160 15 837 15 837 185 16 0,00 12,00 0,185 27 80 - 56 076 31 475 25 180 21 342 18 454 16 689 16 689 185 17 0,00 12,00 0,165 26 85 - 62 634 34 799 27 605 23 108 19 832 17 597 17 597 185 18 0,00 12,00 0,155 25 90 - 69 590 38 326 30 178 24 980 21 293 18 559 18 559 185 19 0,00 12,00 0,135 24 95 - 76 944 42 053 32 897 26 959 22 838 19 577 19 577 185 20 0,00 12,00 0,125 23 100 - 84 695 45 982 35 764 29 046 24 466 20 649 20 649 185 21 0,00 12,00 0,105 22 105 - 92 843 50 113 38 777 31 239 26 178 21 777 21 777 185 22 0,00 12,00 0,095 21 110 - 101 389 54 445 41 937 33 540 27 973 22 959 22 959 185 23 0,00 12,00 0,085 20 115 - 110 333 58 979 45 245 35 947 29 852 24 196 24 196 185 24 0,00 12,00 0,075 19 120 - 119 674 63 714 48 699 38 461 31 814 25 489 25 489 185 25 0,00 12,00 0,075 18 125 - 129 412 68 650 52 301 41 083 33 860 26 836 26 836 185 26 0,00 12,00 0,065 17 130 - 139 548 73 788 56 049 43 811 35 989 28 239 28 239 185 27 0,00 12,00 0,055 16 135 - 150 081 79 128 59 944 46 647 38 201 29 696 29 696 185 28 0,00 12,00 0,055 15 140 - 161 012 84 669 63 987 49 589 40 498 31 209 31 209 185 29 0,00 12,00 0,045 14 145 - 172 340 90 411 68 176 52 638 42 877 32 776 32 776 185 30 0,00 12,00 0,045 13 150 - 184 066 96 355 72 512 55 795 45 340 34 399 34 399 185 Total 8,855 12 155 - 196 190 102 501 76 996 59 058 47 887 36 076 36 076 1855 11 160 - 208 710 108 848 81 626 62 429 50 517 37 808 37 808 1855 10 165 - 221 629 115 396 86 403 65 906 53 231 39 596 39 596 1855 9 170 - 234 944 122 146 91 328 69 490 56 028 41 438 41 438 1855 8 175 - 248 658 129 098 96 399 73 182 58 909 43 336 43 336 1855 7 180 - 262 768 136 251 101 617 76 980 61 873 45 288 45 288 1855 6 185 - 277 277 143 605 106 983 80 885 64 920 47 296 47 296 1855 5 190 - 292 182 151 161 112 495 84 898 68 052 49 358 49 358 1855 4 195 - 307 485 158 919 118 154 89 017 71 266 51 475 51 475 1855 3 200 - 323 186 166 878 123 960 93 243 74 564 53 648 53 648 185

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.

Lineas

mm 2

-

20 000

40 000

60 000

- 20 40 60 80 100 120 140

[A]

US$/km

25 75 120 185

Secciones (mm2)


Sección de Cond. Costo / km AAACmm2 US$/km ohm/km Factor de carga = 0,50


25 5 086 1,5950 5 410 0,8175 5 864 0,5995 35 000 0,43

120 35 000 0,33185 35 000 0,22

Tasa (%) 1,41

Lineas Bifasicas no Urbanas 2,5Intensidad AÑO Tasa (%) Interes (%) x


Costo = $/m + Kp *2,15* I^2 * ohm/km/1000 * horas/año * $/KWH/100025 50 75 95 120 185


mm 2

-

10 000

20 000

30 000

40 000

50 000

60 000

- 20 40 60 80 100 120 140

[A]

US$/km

25 50 75Secciones (mm2)


Sección Cond. Costo / km AAACmm2 US$/km ohm/km Factor de carga = 0,60

Costo de Energía = 0,064 US$/kWhperdidas= 3 784 horas/año

25 4 163 1,5950 4 325 0,8175 4 552 0,5995 35 000 0,43

120 35 000 0,33185 35 000 0,22

Tasa (%) 1,41

Lineas Monofásicas no Urbanas 2Intensidad AÑO Tasa (%) Interes (%) x


Costo = $/m + Kp *2* I^2 * ohm/km/1000 * horas/año * $/KWH/100025 50 75 95 120 185


mm 2

-

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

- 20 40 60 80 100 120

[A]

US$/km

25 50 75

Secciones (mm2)


Sección de Cond. Costo / km AAACmm2 US$/km ohm/km Factor de carga = 0,60


25 8 135 1,5950 8 831 0,8175 9 512 0,5995 10 740 0,43

120 10 914 0,33185 12 797 0,22

Tasa (%) 1,41

Lineas Trifásicas Urbanas 3,1Intensidad AÑO Tasa (%) Interes (%) x


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

40 000

50 000

60 000

- 20 40 60 80 100 120 140

[A]

US$/km

25 75 120 185

Secciones (mm2)


Oct-05

ANEXO 5

COSTOS EFICIENTES

Oct-05

PLANTAS DE PERSONAL

Modelo de Determinación de Costos EficientesCOSTOS INDIRECTOSPlantas de Personal Típicas

SEM OF COM.

SEDE CENTRAL

SEM (50.000 clientes aprox.)

Oficina Comercial 10 a 40 mil clientes

CANTIDAD DE SEDES REGIONALES 1 1 1Y OFICINAS COMERCIALESCOMPUTO DE PERSONAL 215 14 10COMPUTO DE PERSONAL TOTAL Cat. 239

CLIENTES PROMEDIO 341 597

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 5 1 - 3 12/10/2005


SEM OF COM.

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 2SEM

Anexo 5 2 - 3 12/10/2005


SEM OF COM.

SEDE CENTRAL



Gerente 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 11Auxiliar 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

10OFICINAS COMERCIALESJefe Oficina Comercial 4 1Supervisor Comercial 7 1Supervisor Técnico 7 2Electricista II 8 2Asist Atención Comercial 9 4

Anexo 5 3 - 3 12/10/2005

Oct-05

COSTOS ESTRUCTURA

Planillas del Modelo

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 0 30.47%

APERTURA EDIFICIO CENTRAL SEM OFICINA COMERCIAL

SEDE CENTRAL (ELECTROCENTRO)


SEM (SEM ST2)OFICINAS

COMERCIALES (SEM ST2)

Consejo PresidenciaDirección de

Administración y Finanzas

Gerencia de Contabilidad

Gerencia Sistemas

Gerencia de Finanzas

Dirección Técnica

Dirección Comercial

Call CenterSEM (50.000

clientes aprox.)Oficina Comercial 10 a 40 mil clientes

PERSONAL PUESTOS Cant. 239 215 14 10 6 22 4 31 10 21 25 30 66 14 10VEHICULOS (Automóviles y Camionetas) Cant. 4 3 0 1 3 0 1SUPERFICIE Edificios (Excepto depósitos) m2 4 655 4 055 350 250 150 550 100 775 250 525 625 750 330 350 250

COSTOS TOTALES US$ 4 480 481 4 480 481 142 088 90 126 269 379 733 489 181 832 448 539 390 687 381 881 783 359 514 678 792 793 142 088 90 126Costo Materiales US$ 157 276 157 276 5 846 3 672 12 647 29 506 6 311 20 428 7 137 17 554 21 435 21 124 21 134 5 846 3 672

US$ US$ US$Costos de Personal US$ 3 145 522 3 145 522 116 915 73 441 252 948 590 111 126 215 408 565 142 734 351 086 428 694 422 486 422 682 116 915 73 441Edificios (Alquiler) US$ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Edificio Call Center (Alq. ) US$ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Comunic. Telefónicas US$ 93 948 93 948 8 827 6 305 3 783 13 871 2 522 19 546 6 305 13 241 15 763 18 916 0 8 827 6 305Comunic. Sistemas US$ 234 512 234 512 0 0 0 0 0 234 512 0 0 0 0 0 0Comunic. Distrib. US$ 233 940 233 940 0 0 0 0 0 0 0 0 233 940 0 0 0 0Comunic. Call Center US$ 338 181 338 181 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 338 181 0 0Insumos y Otros Gastos US$ 157 276 157 276 5 846 3 672 12 647 29 506 6 311 20 428 7 137 17 554 21 435 21 124 21 134 5 846 3 672Servicios Públicos (Agua; Electricidad) US$ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Servicio de Vigilancia US$ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Muebles y Utiles US$ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Limpieza US$ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Comput. Personales (Alquiladas) US$ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Sistemas Centrales US$ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Sist. Adm. y Finanzas US$ 46 784 46 784 0 0 0 0 46 784 0 0 0 0 0 0 0 0Sist. Gestión de Distrib. US$ 21 593 21 593 0 0 0 0 0 0 0 0 21 593 0 0 0 0Sist. de Gestión Comercial US$ 35 988 35 988 0 0 0 0 0 0 0 0 0 35 988 0 0 0SCADA US$ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0GIS US$ 43 185 43 185 0 0 0 0 0 0 0 0 43 185 0 0 0 0Eq. Almacenes, Medición y Control US$ 18 750 18 750 18 750Laptops programación medidores US$ 0 0 0Call Center US$ 10 796 10 796 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10 796 0 0Transporte US$ 8 8 0 6 708 0 0 0 0 0 0 0 16 164 0 0 6 708Depósitos de Regionales US$ 0 0 10 500 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10 500 0Marketing US$ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Auditoría Externa + Consultoría US$ 100 000 100 000 0 0 0 100 000 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Cómputo de EdificiosCantidad p.u. 1 1 3 1 1Superfice Edificios m2

Costo de Personal 3 145 522 116 915 73 441 252 948 590 111 126 215 408 565 142 734 351 086 428 694 422 486 422 682 116 915 73 441Cómputo de Personal por Cargo 215 14 10 6 22 4 31 10 21 25 30 66 14 10Cargos Corporativos 1 426 026

Cargo Cat Salario Real AnualDirector Presidente A 261 499 1 0.0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0Director B 108 848 4 0 0 0 0 1 0 0 1 1 1 0 0 0Gerente I C 48 609 15 0 0 5 3 0 2 1 0 2 2 0 0 0Gerente II 1 31 763 3 0 0 0 0 0 1 0 2 0 0 0 0 0Ingenieros Senior 2 19 073 8 0 0 0 3 0 1 0 2 2 0 0 0 0Ingenieros Pleno 3 15 703 14 2 0 0 1 0 3 2 2 3 2 1 2 0Ingenieros Junior 4 13 178 21 1 1 0 1 0 9 3 2 3 2 1 1 1Técnicos I 5 12 052 14 1 0 0 2 0 0 0 2 3 3 4 1 0Técnicos II 6 9 903 8 1 0 1 3 0 3 0 1 0 0 0 1 0Electricista I 7 8 050 9 0 3 0 0 1 1 1 1 1 4 0 0 3Electricista II 8 6 420 9 2 2 0 0 0 0 0 0 4 5 0 2 2Asistente Comercial/Administración 9 5 818 76 3 4 0 4 0 5 1 3 0 6 57 3 4Auxiliares Comercial/Administración 10 4 659 31 1 0 0 2 2 6 2 5 6 5 3 1 0Auxiliares O&M 11 5 141 2 3 0 0 2 0 0 0 0 0 0 0 3 0Edificios (Alquileres) 223 500 7 350 5 250 9 000 33 000 6 000 46 500 15 000 31 500 37 500 45 000 7 350 5 250Superficie / Empleado m2/Empl 25Costo / 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) 19 800 0 0 19 800Superficie / Empleado m2/Empl 5Costo / Superficie US$mes/m2 5.0

Anexo 5 1 - 2 12/10/2005

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 0 30.47%

APERTURA EDIFICIO CENTRAL SEM OFICINA COMERCIAL



SEM (SEM ST2)OFICINAS

COMERCIALES (SEM ST2)

Consejo PresidenciaDirección de

Administración y Finanzas

Gerencia de Contabilidad

Gerencia Sistemas

Gerencia de Finanzas

Dirección Técnica

Dirección Comercial

Call CenterSEM (50.000

clientes aprox.)Oficina Comercial 10 a 40 mil clientes

Comunicaciones telefónicas 93 948 8 827 6 305 3 783 13 871 2 522 19 546 6 305 13 241 15 763 18 916 8 827 6 305costo / mes-empleado US$mes/Empl 52.5

Comunicaciones Sistemas 234 512 234 512 0Gasto Reconocido Mensual US$mes 19 543

Comunicaciones Distribución 233 940 233 940 0Gasto Reconocido Mensual US$mes 19 495

Comunicaciones Call Center 338 181 338 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

Insumos y Otros Gastos 157 276 5 846 3 672 12 647 29 506 6 311 20 428 7 137 17 554 21 435 21 124 21 134 5 846 3 672% de costo Personal 5.0%

Servicios Públicos (Electricidad) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0USD/emp 0.00

Servicio de Vigilancia 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0costo / Superficie US$/m2.mes 0

Limpieza 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0costo / Empleado US$mes/m2 0.00

Muebles y Utiles 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0costo / Superficie US$mes/m2

2.0Equipos No Eléctricos 0Computadoras Personales (PCs) y Software 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Cantidad Comp/Empl 1Costo anual US$/año

Eq. Almacenes, Medición y Control US$/año 18 750 18 750Laptops programación medidores 0 0

Cantidad p.u. 4Costo anual US$/año 0

Sistemas Centrales (Servidores) 0 0Sistema de Administración y Finanzas 46 784 46 784Sistema de Gestión de Distribución 21 593 21 593Sistema de Gestión Comercial 35 988 35 988 0SCADA 0 0GIS 43 185 43 185Call Center 10 796 10 796Transporte 16 164 0 6 708 0 0 0 0 0 0 0 16 164 0 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 10 500 10 500Cantidad de Regionales Cant. 1Superficie m2 500Costo mensual US$mes/m2 1.75

Marketing 0 0 0 0Clientes Base 341 597Gasto Reconocido Mensual US$/cliente 0.00

Auditoria Externa + Consultoría 100 000 100 000

Anexo 5 2 - 2 12/10/2005

Oct-05

ACTIVIDADES DE O&M


SEM Sector Típico 2MODELO DE DETERMINACIÓN DE COSTOS EFICIENTESCOSTOS DIRECTOS DE OyMDatos de Entrada

NÚMERO DE MEDIDORES

NIVEL DE TENSIÓN Unidad URBANOSNO

URBANOSTOTAL

Baja Tensión p.u. 55 231 3 450 58 681Media Tensión p.u. 69 13 82TOTAL p.u. 55 300 3 463 58 763TOTAL Clientes ELECTROCENTRO p.u. 341 597

INSTALACIONES ELÉCTRICAS

Descripción Unidad URBANOSNO

URBANOSTOTAL

Banda de Tensión: 2,3 a 25 kV (DISTRIBUCIÓN) --> MT

Centros de TransformaciónTransformadores p.u. 417 55 472Potencia Instalada (25>=Vp>=2,3 kV/ Vs<2,3 kV) --> MT/BT MVA 25 1.0 26

RedesAlimentadores MT p.u. 10 10 10Redes Aéreas (km) km 130 37 167Vano Medio MT - Redes Aéreas - m 80 91 251Redes Subterráneas (km) km 12 0 12

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. 232 3 235Número de Equipos de compensación p.u. 0 0 0

Banda de Tensión: <2,3 kV (DISTRIBUCIÓN) --> BT

RedesRedes Aéreas (km) km 469 61 529Vano Medio BT - Redes Aéreas - m 40 59 139Redes Subterráneas (km) km 28 0.0 28

Alumbrado PúblicoRedes de Alumbrado Público Aéreas km 518 41 559Redes de Alumbrado Público Subterráneas km 33 0 33Luminarias p.u. 15 082 1 357 16 439

TIEMPOS DE TRASLADO

Tiempo medio de traslado Unidad URBANOSNO

URBANOSTOTAL

Subtransmisión LAT min 20 35 55Subtransmisión SE min 20 35 55Distribución min 20 35 55

Anexo 5 1 - 1 12/10/2005

SEM Sector Típico 2MODELO DE DETERMINACIÓN DE COSTOS EFICIENTESCOSTOS DIRECTOS DE OyM

AJUSTE REPOSICIONES 250%Redes de Media Tensión Aérea - Urbana

Longitud Red de MT Aérea - Urbana: 130 km TCTCosto Total 33 305 US$ (Trabajos con Tensión)

Costo Unitario: 256 US$/kmCosto Materiales 13 369 US$

Costo unitario materiales: 103 US$/km Costo Unitario de Poda US$/km 212

Tipo Código Descripción Unidad de base Cantidad Frecuencia Anual CuadrillaTiempo 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 Consignación Instalaciones (Mant.) nro de tramos op urb 9 0.067 c2 30 0.00 1 7.25 4 0 4Op op-02 Maniobras reposición del Servicio nro de tramos op urb 9 0.067 c2 40 0.00 1 8.70 5 0 5Op op-03 Incidentes en suministros (falla en acometida) nro clientes urb 69 0.010 c2 60 3.12 1 11.61 8 2 10Rep rep-01 Cambio aisladores de retención nro de aisl reten urb 2 346 0.100 c6 100 9.47 235 30.06 7 053 2 221 9 274Rep rep-02 Cambio aisladores de suspensión nro aisl susp urb 2 541 0.075 c6 50 8.67 191 17.54 3 343 1 653 4 996Rep rep-04 Cambio de Poste nro de postes urb 1 629 0.025 c5 180 86.43 41 70.63 2 877 3 520 6 397Rep rep-05 Empalme con Manguito km mt urb 130 0.050 c2 50 4.62 7 10.15 66 30 96Rep rep-06 Cambio Cruceta nro crucetas urb 1 629 0.038 c3 90 37.97 61 24.36 1 488 2 320 3 808Rep rep-07 Cambio puente auxiliar nro ret urb 782 0.050 c3 30 4.76 39 11.07 433 186 619Rep rep-08 Cambio tramo de conductor km mt urb 130 0.038 c6 480 568.67 5 125.26 612 2 779 3 392Rep rep-09 Reparación puesto medición cliente mt nro clientes urb 69 0.013 c2 120 346.67 1 20.31 18 299 317Rep rep-10 Cambio de fusible de tramo operable nro de tramos op urb 9 0.250 c2 30 3.12 2 7.25 16 7 23Rev rev-01 Inventario-Inspección km mt urb 130 0.200 c2 30 0.00 26 7.25 189 0 189Rev rev-02 Revisión Termográfica km mt urb 130 0.100 c2 15 0.00 13 5.08 66 0 66Ad ad-01 Enderezado de postes nro de postes urb 1 629 0.010 c3 90 5.78 16 24.36 397 94 491Ad ad-02 Adecuar puestas a tierra nro tierras urb 521 0.033 c2 60 11.83 17 11.61 200 203 403Ad ad-03 Retensado de conductores km mt urb 130 0.020 c6 240 0.00 3 65.14 170 0 170Ad ad-04 Adecuación de Puentes nro ret urb 782 0.020 c7 30 3.47 16 10.48 164 54 218Ad ad-05 Lavado de aisladores km mt pol urb 7 0.500 c9 30 0.00 3 14.95 49 0 49Ad ad-06 Poda de árboles km mt urb 130 0.100 c1 1 440 0.00 13 211.78 2 760 0 2 760Ad ad-07 Retiro de objetos extraños km mt urb 130 0.010 c9 30 0.00 1 14.95 19 0 19

Anexo 5 1 - 2 12/10/2005

Redes de Media Tensión Aérea - No Urbanas

Longitud Red de MT Aérea - No Urbana: 37 km TCTCosto Total 9 433 US$ (Trabajos con Tensión)


Costo unitario materiales: 118 US$/km

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 1 0.100 c2 30 0.00 0 9.43 1 0 1Op op-02 Maniobras reposición del Servicio nro de tramos op rur 1 0.100 c2 40 0.00 0 10.88 1 0 1Op op-03 Incidentes en suministros de mt nro clientes rur 13 0.010 c2 60 3.12 0 13.78 2 0 2Rep rep-01 Cambio aisladores de retención nro de aisl reten rur 20 0.100 c6 100 9.47 2 33.82 66 19 85Rep rep-02 Cambio aisladores de suspensión nro aisl susp rur 842 0.075 c6 50 8.67 63 21.29 1 345 548 1 892Rep rep-04 Cambio de Poste nro de postes rur 406 0.025 c5 180 56.19 10 75.93 771 570 1 341Rep rep-05 Empalme con Manguito km mt rur 37 0.050 c2 50 4.62 2 12.33 23 9 31Rep rep-06 Cambio Cruceta nro crucetas rur 406 0.038 c3 90 22.44 15 27.68 421 342 763Rep rep-07 Cambio puente auxiliar nro ret rur 9 0.050 c3 30 4.76 0 14.39 7 2 9Rep rep-08 Cambio tramo de conductor km mt rur 37 0.038 c6 480 499.33 1 129.02 179 692 871Rep rep-09 Sustitución indic.paso de falta nro de indica rur 7 0.013 c3 20 92.45 0 12.18 1 9 10Rep rep-10 Sustitución antinidos nro de postes rur 406 0.250 c3 10 20.80 102 9.96 1 011 2 112 3 123Rep rep-11 Reparación puesto medición cliente mt nro clientes rur 13 0.000 c2 120 346.67 0 22.48 0 0 0Rep rep-12 Cambio de fusible de tramo operable nro de tramos op rur 1 0.100 c2 30 3.12 0 9.43 1 0 1Rev rev-01 Inventario-Inspección km mt rur 37 0.200 c2 30 0.00 7 9.43 70 0 70Rev rev-02 Revisión Termográfica km mt rur 37 0.100 c2 15 0.00 4 7.25 27 0 27Ad ad-01 Enderezado de postes nro de postes rur 406 0.020 c3 90 5.78 8 27.68 225 47 272Ad ad-02 Adecuar puestas a tierra nro tierras rur 37 0.033 c2 60 11.83 1 13.78 17 14 31Ad ad-03 Retensado de conductores km mt rur 37 0.033 c6 240 0.00 1 68.90 84 0 84Ad ad-04 Adecuación de Puentes nro ret rur 9 0.020 c7 30 3.47 0 13.62 3 1 3Ad ad-05 Lavado de aisladores km mt pol rur 2 0.500 c9 30 0.00 1 19.43 18 0 18Ad ad-06 Poda de árboles km mt rur 37 0.100 c1 1 440 0.00 4 213.95 791 0 791Ad ad-07 Retiro de objetos extraños km mt rur 37 0.010 c9 30 0.00 0 19.43 7 0 7

Anexo 5 2 - 2 12/10/2005

SEM Sector Típico 2MODELO DE DETERMINACION DE COSTOS EFICIENTESCOSTOS DIRECTOS DE OyM

AJUSTE REPOSICIONES 250%Redes de Media Tensión Subterránea - Urbana

Longitud Red de MT Aérea - Urbana: 12.27 km TCTCosto Total 11 276 US$ (Trabajos con Tensión)



Tipo Código DescripciónUnidad de base

CantidadFrecuencia

AnualCuadrilla

Tiempo Tarea (min)



Costo Unitario de Cuadrilla

US$

Mano de Obra y

Vehículos US$

Materiales US$

Total US$

Op op-01 Consignaciones de Instalaciones (Mant.) nro de tramos op 8 0.015 c2 30 0.00 0 7.25 1 0 1Op op-02 Maniobras para reposición del Servicio nro de tramos op 8 0.015 c2 40 0.00 0 8.70 1 0 1Op op-03 Detección de fallas en cables nro de tramos op 8 0.015 c12 120 0.00 0 0.00 0 0 0Op op-04 Incidencias en suministros nro clientes urb 69 0.010 c2 60 26.59 1 11.61 8 18 26Rep rep-01 Empalme de conductor nro de empalmes 2 0.025 c3 180 295.47 0 44.28 3 18 21Rep rep-02 Cambio de caja terminal nro terminales ur 16 0.025 c2 90 108.34 0 15.96 7 44 51Rep rep-03 Cambio de tramo de cable km mt urb 12 0.005 c4 900 167 761.30 0 278.92 17 10 292 10 309Rep rep-04 Reparación de puesto de medición del cliente nro clientes urb 69 0.013 c2 120 984.90 1 20.31 18 849 867

Anexo 5 1 de 1 12/10/2005


AJUSTE REPOSICIONES 110%Aparatos de Maniobras MT de Aérea - Urbana

Cantidad 232 unidadesCosto total 1 220 US$

Costo Unitario 5 US$/unidadCosto Materiales 841 US$

Costo unitario materiales: 4 US$/unidad

Tipo Código Descripción Unidad de base CantidadFrecuencia

AnualCuadrilla

Tiempo Tarea (min)




US$

Mano de Obra y

Vehículos US$

Materiales US$

Total US$

Op op-01 Consignación de instalaciones nro tot apa urb 232 0.050 c2 15 0.00 12 5.08 59 0 59Op op-02 Maniobras para repos. Servicio nro tot apa urb 232 0.050 c2 20 0.00 12 5.80 67 0 67Rep rep-01 Cambio de seccionador nro sec urb 232 0.036 c7 120 97.45 8 29.34 247 822 1 069Rep rep-03 Reparación Celdas SF6 Alim. MT nro alim MT 10 0.011 c6 180 170.00 0 50.11 6 19 24

Aparatos de Maniobras MT de Aérea - No Urbana

Cantidad 3 unidadesCosto total 16 US$

Costo Unitario 5 US$/unidadCosto Materiales 11 US$



AnualCuadrilla

Tiempo Tarea (min)




US$

Mano de Obra y

Vehículos US$

Materiales US$

Total US$

Op op-01 Consignación de instalaciones nro tot apa rur 3 0.050 c2 15 0.00 0 7.25 1 0 1Op op-02 Maniobras para repos. Servicio nro tot apa rur 3 0.050 c2 20 0.00 0 7.98 1 0 1Rep rep-01 Cambio de seccionador nro sec rur 3 0.036 c7 120 97.45 0 32.48 4 11 14

Anexo 5 1 - 1 12/10/2005


AJUSTE REPOSICIONES 70%Centros de Transformación MT/BT Aérea - Urbana

Nº CT de MT/BT Aérea - Urbana 417 unidadesCosto total 26 196 US$

Costo Unitario: 63 US$/unidadCosto Materiales 17 579 US$



AnualCuadrilla

Tiempo Tarea (min)




US$

Mano de Obra y Vehículos

US$

Materiales US$

Total US$

Op op-01 Consignaciones de Instalaciones nro trafos urb 417 0.066 c2 20 0.00 28 5.80 160 0 160Op op-02 Maniobras para rep. Servicio nro trafos urb 417 0.066 c2 30 2.08 28 7.25 200 57 257Op op-03 Maniobras para conmutar trafo nro trafos urb 417 0.033 c2 40 0.00 14 8.70 120 0 120Rep rep-01 Cambio base portafusibles bt del alimentador nro aliment urb 3 905 0.023 c2 40 22.33 90 8.70 785 2 014 2 800Rep rep-02 Cambio descargadores nro descar urb 417 0.070 c3 40 29.40 29 13.28 388 859 1 247Rep rep-03 Cambio seccionador fusible nro trafos urb 417 0.023 c3 90 49.49 10 24.36 235 477 712Rep rep-04 Cambio de transformadores (quemados) nro trafos urb 417 0.002 c5 240 777.71 1 91.82 80 682 762Rev rev-01 Med/registro corriente/tensión nro trafos urb 417 0.330 c2 15 0.00 138 5.08 699 0 699Rev rev-02 Medición puesta a tierra nro trafos urb 417 0.330 c2 20 0.00 138 5.80 799 0 799Rev rev-03 Revisión ocular nro trafos urb 417 0.330 c2 15 0.00 138 5.08 699 0 699Rev rev-04 Revisión termográfica nro trafos urb 417 0.330 c2 15 0.00 138 5.08 699 0 699Ad ad-01 Adecuación de puesta a tierra nro trafos urb 417 0.022 c2 60 7.35 9 11.61 107 67 174Ad ad-02 Adecuación transformador (incluye cambio de trafo por rotación) nro trafos urb 417 0.050 c3 120 50.00 21 31.00 647 1 044 1 690Ad ad-03 Cambio antenado BT y MT nro trafos urb 417 0.050 c3 90 17.33 21 24.36 508 362 870Ad ad-04 Adecuación señalización (Repos Indic de cortocircuito) nro trafos urb 417 0.033 c2 20 3.08 14 5.80 80 42 122Ad ad-05 Cambio de aceite de transformadores. (Módulo promedio 30 kVA) nro trafos urb 417 0.326 c3 60 88.00 136 17.71 2 410 11 974 14 384

Anexo 5 1 - 2 12/10/2005


Centros de Transformación MT/BT Aérea - No Urbanos

Nº CT de MT/BT Aérea - No Urbanos 55 unidadesCosto total 3 313 US$

Costo Unitario: 60 US$/unidadCosto Materiales 1 482 US$



AnualCuadrilla

Tiempo Tarea (min)




US$


US$

Materiales US$

Total US$

Op op-01 Consignaciones de Instalaciones nro trafos rur 55 0.066 c2 20 0.00 4 7.98 29 0 29Op op-02 Maniobras para rep. Servicio nro trafos rur 55 0.066 c2 30 2.08 4 9.43 34 8 42Op op-03 Maniobras para conmutar trafo nro trafos rur 55 0.033 c2 40 0.00 2 10.88 20 0 20Rep rep-01 Cambio base portafusibles bt del alimentador nro aliment rur 2 030 0.023 c2 40 22.33 47 10.88 510 1 047 1 557Rep rep-02 Cambio descargadores nro descar rur 55 0.070 c3 40 29.40 4 16.61 64 113 177Rep rep-03 Cambio seccionador fusible nro trafos rur 55 0.023 c3 90 49.49 1 27.68 35 63 98Rep rep-04 Cambio de transformadores ( quemados) nro trafos rur 55 0.002 c5 240 530.06 0 97.11 11 61 72Rev rev-01 Med/registro corriente/tensión nro trafos rur 55 0.330 c2 15 0.00 18 7.25 132 0 132Rev rev-02 Medición puesta a tierra nro trafos rur 55 0.330 c2 20 0.00 18 7.98 145 0 145Rev rev-03 Revisión ocular nro trafos rur 55 0.330 c2 15 0.00 18 7.25 132 0 132Rev rev-04 Revisión termográfica nro trafos rur 55 0.330 c2 15 0.00 18 7.25 132 0 132Ad ad-01 Adecuación de puesta a tierra nro trafos rur 55 0.033 c2 60 7.35 2 13.78 25 13 38Ad ad-02 Adecuación transformador (incluye cambio de trafo por rotación) nro trafos rur 55 0.050 c3 120 50.00 3 34.32 94 138 232Ad ad-03 Cambio antenado BT y MT nro trafos rur 55 0.050 c3 90 12.24 3 27.68 76 34 110Ad ad-04 Adecuación señalización nro trafos rur 55 0.033 c2 20 3.08 2 7.98 14 6 20Ad ad-05 Cambio de aceite de transformadores. nro trafos rur 55 0.326 c3 60 0.00 18 21.03 377 0 377

Anexo 5 2 - 2 12/10/2005

SEM Sector Típico 2 Costo de materiales: 931 153 US$ km total Red 4 773MODELO DE DETERMINACIÓN DE COSTOS EFICIENTESCOSTOS DIRECTOS DE OyM

AJUSTE REPOSICIONES 95%Redes de Baja Tensión Aérea - Urbana

Longitud Red de BT Aérea - Urbana: 469 kmCosto total 175 116 US$




AnualCuadrilla

Tiempo Tarea (min)




US$


US$

Materiales US$

Total US$

Op op-01 Consignacion de instalaciones (mant). nro de tramos op urb 1 670 0.067 c2 15 0.00 112 5.08 568 0 568Op op-02 Maniobras Repos. servicio nro de tramos op urb 1 670 0.067 c2 20 0.00 112 5.80 649 0 649Op op-03 Incidentes en Suministros (Falla en acometida) nro clientes urb 55 231 0.040 c2 15 0.79 2 209 5.08 11 217 1 736 12 953Rep rep-01 Cambio de tramo de Conductor km bt urb 469 0.010 c4 480 9 925.14 4 151.59 675 44 182 44 857Rep rep-02 Cambio de base portafusible bt cliente nro clientes urb 55 231 0.021 c2 20 7.86 1 154 5.80 6 698 9 069 15 767Rep rep-03 Cambio de poste nro postes urb 11 715 0.010 c3 120 61.24 111 31.00 3 450 6 815 10 265Rep rep-04 Sustitución soporte prens. nro postes urb 11 715 0.019 c2 15 18.86 223 5.08 1 130 4 197 5 327Rep rep-05 Cambio medidor quemado nro clientes urb 55 231 0.021 c2 30 37.20 1 154 7.25 8 373 42 941 51 314Rep rep-06 Cambio conector acometida nro clientes urb 55 231 0.019 c2 10 6.29 1 049 4.35 4 567 6 596 11 163Rep rep-07 Cambio de fusible de red nro de tramos op urb 1 670 0.019 c2 10 3.14 32 4.35 138 100 238Rep rep-08 Empalme de conductor km bt urb 469 0.012 c3 30 26.96 6 11.07 64 156 220Rev rev-01 Medición de tierras nro tierras urb 1 406 0.330 c2 20 0.00 464 5.80 2 692 0 2 692Rev rev-02 Revisión ocular lineas y tierras(por km) km bt urb 469 0.200 c2 30 0.00 94 7.25 680 0 680Ad ad-01 Enderezar poste nro postes urb 11 715 0.013 c3 60 7.86 152 17.71 2 698 1 197 3 894Ad ad-02 Equilibrar cargas nro clientes urb 55 231 0.020 c2 30 0.00 1 105 7.25 8 012 0 8 012Ad ad-03 Adecuación puesta a tierra nro tierras urb 1 406 0.050 c2 60 11.39 70 11.61 816 801 1 617Ad ad-04 Adecuación neutro km bt urb 469 0.020 c3 120 4.71 9 31.00 291 44 335Ad ad-05 Retensado de conductor km bt urb 469 0.022 c6 180 0.00 10 50.11 517 0 517Ad ad-06 Poda de árboles km bt urb 469 0.100 c1 576 0.00 47 86.45 4 051 0 4 051

Anexo 5 1 - 2 12/10/2005

SEM Sector Típico 2 Costo de materiales: 931 153 US$ km total Red 4 773MODELO DE DETERMINACIÓN DE COSTOS EFICIENTESCOSTOS DIRECTOS DE OyM

Redes de Baja Tensión Aérea - No Urbana

Longitud Red de BT Aérea - No Urbana: 61 kmCosto total: 16 414 US$

Costo Unitario: 270 US$/KmCosto Materiales 10 578 US$



AnualCuadrilla

Tiempo Tarea (min)




US$


US$

Materiales US$

Total US$

Op op-01 Consignacion de instalaciones (mant). nro de tramos op rur 110 0.067 c2 15 0.00 7 7.25 53 0 53Op op-02 Maniobras Repos. servicio nro de tramos op rur 110 0.067 c2 20 0.00 7 7.98 59 0 59Op op-03 Incidentes de Suministros (Falla en acometida) nro clientes rur 3 450 0.040 c2 15 0.79 138 7.25 1 001 108 1 109Rep rep-01 Cambio de tramo de Conductor km bt rur 61 0.010 c4 480 9 925.14 1 156.14 90 5 742 5 833Rep rep-02 Cambio de base portafusible bt cliente nro clientes rur 3 450 0.021 c2 20 7.86 72 7.98 575 567 1 142Rep rep-03 Cambio de poste nro postes rur 1 032 0.010 c3 120 47.51 10 34.32 337 466 802Rep rep-04 Sustitución soporte prens. nro postes rur 1 032 0.019 c2 15 18.86 20 7.25 142 370 512Rep rep-05 Cambio medidor quemado nro clientes rur 3 450 0.021 c2 30 37.20 72 9.43 680 2 682 3 362Rep rep-06 Cambio conector acometida nro clientes rur 3 450 0.019 c2 10 6.29 66 6.53 428 412 840Rep rep-07 Cambio de fusible de red nro de tramos op rur 110 0.019 c2 10 3.14 2 6.53 14 7 20Rep rep-08 Empalme de conductor km bt rur 61 0.012 c3 30 26.96 1 14.39 11 20 31Rev rev-01 Medición de tierras nro tierras rur 122 0.330 c2 25 0.00 40 8.70 350 0 350Rev rev-02 Revisión ocular lineas y tierras(por km) km bt rur 61 0.200 c2 30 0.00 12 9.43 115 0 115Ad ad-01 Enderezar poste nro postes rur 1 032 0.019 c3 60 7.86 20 21.03 413 154 567Ad ad-02 Equilibrar cargas nro clientes rur 3 450 0.019 c2 30 0.00 66 9.43 618 0 618Ad ad-03 Adecuación puesta a tierra nro tierras rur 122 0.033 c2 60 11.39 4 13.78 55 46 101Ad ad-04 Adecuación neutro km bt rur 61 0.015 c3 120 4.71 1 34.32 31 4 36Ad ad-05 Retensado de conductor km bt rur 61 0.033 c6 180 0.00 2 53.86 108 0 108Ad ad-06 Poda de árboles km bt rur 61 0.140 c1 576 0.00 9 88.63 756 0 756

Anexo 5 2 - 2 12/10/2005


AJUSTE REPOSICIONES 95%Redes de Baja Tensión Subterránea - Urbana

Longitud Red de BT Aérea - Urbana: 12.27 kmCosto total 15 157 US$

Costo Unitario: 1 235 US$/kmCosto Materiales 13 218 US$

Costo unitario materiales: 1 077 US$/km


AnualCuadrilla

Tiempo Tarea (min)




US$

Mano de Obra y

Vehículos US$

Materiales US$

Total US$

Op op-01 Consignación de instalaciones nro aliment urb 233 0.030 c2 20 0.00 7 5.80 41 0 41Op op-02 Maniobras de reposición del servicio nro aliment urb 233 0.030 c2 30 3.00 7 7.25 51 21 72Op op-03 Detección de fallas en cables nro aliment urb 233 0.030 c2 60 0.00 7 11.61 81 0 81Op op-04 Incidencias en suministros nro clientes urb subt 3 300 0.020 c2 20 0.80 66 5.80 383 53 436Rep rep-01 Empalme de cable nro de empalmes urb 467 0.019 c3 120 65.00 9 31.00 275 576 851Rep rep-02 Cambio de base portafusible bt cliente nro clientes urb subt 3 300 0.002 c2 30 5.00 7 7.25 50 34 85Rep rep-03 Cambio de terminal nro terminales urb 467 0.019 c2 60 10.20 9 11.61 103 90 193Rep rep-04 Cambio de tramo de cable km bt urb 28 0.010 c4 600 38 950.00 0 187.97 50 10 361 10 411Rep rep-05 Cambio fusible aéreo-subterráneo nro bajadas urb 233 0.019 c2 20 3.00 4 5.80 26 13 39Rep rep-06 Cambio de medidor quemado nro clientes urb subt 3 300 0.021 c2 20 30.00 69 5.80 400 2 069 2 470Ad ad-01 Equilibrar cargas nro clientes urb subt 3 300 0.020 c2 30 0.00 66 7.25 479 0 479

Anexo 5 1 de 1 12/10/2005


AJUSTE REPOSICIONES 97%Redes de Alumbrado Público - Urbana

Longitud Red de Alumbrado Público - Urbana: 518 kmCosto total 105 820 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° 15 082 0.010 c1 18 39.63 146 5.51 806 5 798 6 604Rep rep-02 Sustitución de lámparas cant luminarias urb A°P° 15 082 0.146 c1 9 9.64 2 194 4.21 9 231 21 154 30 384Rep rep-03 Averías de conex., fus., Ctrl. Fotoeléc. cant luminarias urb A°P° 15 082 0.146 c1 18 17.83 2 194 5.51 12 095 39 122 51 217Ad ad-03 Medición de Calidad de Producto cant luminarias urb A°P° 15 082 0.000 c1 12 0.00 0 4.64 3 613 0 3 613Ad ad-04 Limpieza de luminarias cant luminarias urb A°P° 15 082 0.200 c1 12 0.00 3 016 4.64 14 001 0 14 001

Anexo 5 1 - 2 12/10/2005


Redes de Alumbrado Público - No Urbanas

Longitud Red de BT Aérea - No Urbana: 41 kmCosto total 11 301 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° 1 357 0.010 c1 18 79.26 13 7.69 101 1 044 1 145Rep rep-02 Sustitución de lámparas cant luminarias rur A°P° 1 357 0.146 c1 9 7.76 197 6.38 1 260 1 533 2 793Rep rep-03 Averías de conex., fus., Ctrl. Fotoeléc. cant luminarias rur A°P° 1 357 0.146 c1 18 17.83 197 7.69 1 518 3 521 5 039Ad ad-03 Medición de Calidad de Producto cant luminarias rur A°P° 1 357 0.000 c1 12 0.00 0 6.82 473 0 473Ad ad-04 Limpieza de luminarias cant luminarias rur A°P° 1 357 0.200 c1 12 0.00 271 6.82 1 851 0 1 851

Anexo 5 2 - 2 12/10/2005


AJUSTE REPOSICIONES 97%Redes de Alumbrado Público Subterráneas - Urbana

Longitud Red de A°P° Subt. - Urbana: 33 kmCosto total 6 544 US$




AnualCuadrilla

Tiempo Tarea (min)




Mano de Obra y

Vehículos

Materiales US$

Total US$

Op op-01 Consignación de instalaciones nro aliment urb 274 0.030 c2 20 0.00 8 5.80 48 0 48Op op-02 Maniobras de reposición del servicio nro aliment urb 274 0.030 c2 30 3.00 8 7.25 60 25 84Op op-03 Detección de fallas en cables nro aliment urb 274 0.030 c2 60 0.00 8 11.61 95 0 95Rep rep-01 Empalme de cable nro de empalmes urb 548 0.019 c3 120 65.00 11 31.00 330 691 1 021Rep rep-03 Cambio de terminal nro terminales urb 548 0.019 c2 60 10.20 11 11.61 123 108 232Rep rep-04 Cambio de tramo de cable km bt urb 33 0.004 c4 600 38 950 0 187.97 24 4 970 4 994Rep rep-05 Cambio fusible aéreo-subterráneo nro bajadas urb 274 0.029 c2 20 3.00 8 5.80 46 24 70

Anexo 5 1 de 1 12/10/2005

Oct-05

ACTIVIDADES COMERCIALES


Modelo de Determinación de Costos EficientesCostos DIRECTOS COMERCIALESCostos Anuales (En dólares estadounidenses)

Zona Urbana Zona Rural

ClientesCantidad de Medidores Totales 55 300 3 463

94% 6%TareasLectura y Envío

porcentaje de lecturas nominales mensuales 100.0% 100.0%cantidad de lecturas nominales mensuales 55 300 3 463

porcentaje de lecturas nominales bimensuales 0% 0%cantidad de lecturas nominales bimensuales 0 0

porcentaje de envíos mensuales 100.0% 100.0%cantidad de envíos mensuales 55 300 3 463

porcentaje de envíos bimensuales 0% 0%cantidad de envíos bimensuales 0 0

porcentaje 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 230 30

Lecturas a pie 100% 80%Lecturas en motocicleta 0% 20%

Lecturas en camioneta u otros 0% 0%Utilización de TPLs 0% 0%

Productividad Envíos FacturasEnvío regular diario por funcionario 220 25

Envíos a pie 100% 80%Envíos en motocicleta 0% 20%

Envíos en camioneta u otros 0% 0%

Productividad Envíos Otros DocumentosEnvío otros documentos diario por funcionario 130 15

Envíos a pie 100% 80%Envíos en motocicleta 0% 20%

Envíos en camioneta u otros 0% 0%

Días de trabajo por mes

Lugar cobranzaBancos

Oficinas distribuidora

CostosCosto personal USD/año por funcionarioTraslado (Motocicleta) USD/año por funcionario

0.112 Materiales y Mano de Obra para Impresión de facturas USD/factura 0.060 Materiales y Mano de Obra para Impresión de Otros doc. USD/factura Indirectos 20% 0.034 Comisiones bancaria de cobranza de facturas USD/factura 0.206 Costo de cobranza en Of. De la distribuidora USD/factura

24 218 72 655

CÁLCULOS COSTOS DE COBRANZA 96 874

Traslado Materiales CobranzaCantidad USD/Año USD/Año USD/Año USD/Año USD/Año

Urbanos 13 54 145 0 0 54 145Rurales 7 29 155 2 060 0 31 215Urbanos 87 214 87 214Rurales 5 462 5 462Urbanos 11 45 815 0 45 815Rurales 6 24 990 1 766 26 756Urbanos 91 165 91 165Rurales 5 709 5 709

Total 3 826 92 675 96 874Total General 37 154 106 347 481.22

58 763

Lectura de Medidores

Emisión de facturas

4 165

22

0.206

1.00%

75%25%

Costo Anual personal

ZonaÍtem

Cobranza de facturas

1 250

Envío de facturas

Costo Total Anual

0.1370.137

TOTAL

SuministrosPersonal

OFICINAS COMERCIALES

Cantidad personal

Costo Materiales y Servicios/ Año

193 375

BANCARIOSCOSTOS DE COBRANZA

COSTO IMPRESION

0.206

Anexo 5 1 de 1 12/10/2005

Oct-05

ANEXO 6 EVALUACIÓN DE LA CALIDAD DE SUMINISTRO

MODELO PARA LA DETERMINACIÓNDE LOS ÍNDICES DE CALIDAD DE SUMINISTROSEM ST2

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 A4205 5 407 5 100 307 13.0 12.3 3.1 9.2 0.7 0.6 0.0 0.0 0.1 1 39 2 35.7 1.82 A4213 10 147 9 211 936 20.5 20.2 0.6 19.6 0.3 0.3 0.0 0.0 0.0 0 57 0 85.8 2.83 A4211 8 936 8 275 661 25.5 23.4 3.5 19.9 2.1 1.9 0.0 0.0 0.2 3 59 3 80.4 3.54 A4201 6 208 5 564 644 11.6 10.9 2.2 8.8 0.6 0.1 0.4 0.0 0.1 1 34 2 46.5 2.15 A4216 9 058 7 331 1 727 61.1 28.8 3.5 25.4 32.3 3.2 26.0 3.0 3.1 40 73 47 93.7 45.76 A4212 5 927 5 927 0 11.2 11.2 2.5 8.8 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0 37 0 49.6 0.07 A4204 5 753 5 605 148 15.1 14.4 2.8 11.6 0.7 0.6 0.0 0.0 0.1 1 59 1 48.0 0.98 A4202 3 051 3 051 0 6.0 6.0 0.1 5.9 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0 25 0 12.1 0.09 A4203 6 365 4 986 1 379 13.2 12.9 0.8 12.1 0.3 0.0 0.2 0.0 0.1 1 33 2 44.7 4.0

60 852 55 050 5 802 177.1 140.2 19.0 121.2 37.0 6.7 26.7 3 3.6 47 417 55 497 61

LÍNEAS MT

UrbanasTOTAL Urbano

No Urbano [Total] No Urbanos Urbanas No UrbanosNo Urbano TOTALN° Alimentadores Total Urbano

Anexo 6 1 de 9 12/10/2005

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% 5 407 13 518 6 759 0.03 3.00 100% 5 407 162 16 221 0.92 1.00 50% 2 704 2 494 2 7042.50 1.25 100% 10 147 25 368 12 684 0.03 3.00 100% 10 147 304 30 441 0.18 1.00 50% 5 074 923 5 0742.50 1.25 100% 8 936 22 340 11 170 0.03 3.00 100% 8 936 268 26 808 1.05 1.00 50% 4 468 4 697 4 4682.50 1.25 100% 6 208 15 520 7 760 0.03 3.00 100% 6 208 186 18 624 0.66 1.00 50% 3 104 2 039 3 1042.50 1.25 100% 9 058 22 645 11 323 0.03 3.00 100% 9 058 272 27 174 1.04 1.00 100% 9 058 9 400 9 0582.50 1.25 100% 5 927 14 818 7 409 0.03 3.00 100% 5 927 178 17 781 0.74 1.00 50% 2 964 2 197 2 9642.50 1.25 100% 5 753 14 383 7 191 0.03 3.00 100% 5 753 173 17 259 0.84 1.00 50% 2 877 2 430 2 8772.50 1.25 100% 3 051 7 628 3 814 0.03 3.00 100% 3 051 92 9 153 0.03 1.00 50% 1 526 40 1 5262.50 1.25 100% 6 365 15 913 7 956 0.03 3.00 100% 6 365 191 19 095 0.23 1.00 50% 3 183 740 3 183

ET AT/MT LÍNEAS MT (TRAMO TRONCAL URBANO)EQUIPAMIENTO DE MT (Interruptor inicio alimentador)

Anexo 6 2 de 9 12/10/2005

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% 1 0 2 0.28 3.00 7% 340 94 1 020 2.77 1.50 7% 0.1 0.3 0.20.03 3.00 50% 0 0 0 0.59 3.00 33% 3 070 1 806 9 211 5.88 1.50 33% 0.9 5.5 1.40.03 3.00 50% 2 0 5 0.60 3.00 6% 460 274 1 379 5.96 1.50 6% 0.2 1.2 0.30.03 3.00 50% 1 0 2 0.26 3.00 9% 506 133 1 517 2.63 1.50 10% 0.2 0.6 0.30.03 3.00 100% 40 1 120 0.76 3.00 6% 431 328 1 294 7.61 1.50 6% 2.7 20.5 4.00.03 3.00 50% 0 0 0 0.26 3.00 8% 494 130 1 482 2.63 1.50 8% 0.0 0.0 0.00.03 3.00 50% 1 0 2 0.35 3.00 7% 400 139 1 201 3.48 1.50 7% 0.1 0.2 0.10.03 3.00 50% 0 0 0 0.18 3.00 0% 0 0 0 1.76 1.50 0% 0.0 0.0 0.00.03 3.00 50% 1 0 2 0.36 3.00 25% 1 247 454 3 740 3.64 1.50 33% 1.3 4.9 2.0

EQUIPAMIENTO DE MT (Interruptor al medio del alimentador troncal urbano) EQUIPAMIENTO DE MT (Protección al inicio del ramal) LÍNEAS MT (TRAMO RAMAL URBANO)

Anexo 6 3 de 9 12/10/2005

Tasa de falla λi Ui Tasa de falla λi Ui[int./año] [horas/año] [int./año] [horas/año]

0.03 3 0.08 3.00

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]

0.03 3.00 3% 131 4 393 0.08 3.00 3% 131 10 3930.03 3.00 2% 160 5 481 0.08 3.00 2% 160 13 4810.03 3.00 2% 140 4 419 0.08 3.00 2% 140 11 4190.03 3.00 3% 161 5 484 0.08 3.00 3% 161 13 4840.03 3.00 1% 100 3 300 0.08 3.00 1% 100 8 3000.03 3.00 3% 160 5 479 0.08 3.00 3% 160 13 4790.03 3.00 2% 95 3 284 0.08 3.00 2% 95 8 2840.03 3.00 4% 123 4 370 0.08 3.00 4% 123 10 3700.03 3.00 3% 152 5 457 0.08 3.00 3% 152 12 457

SE MT/BTEQUIPAMIENTO DE MT (Protección al inicio la derivación)

Anexo 6 4 de 9 12/10/2005

Tasa de falla λi Ui Fact. Incidencia Tasa de falla λi Ui[int./año] [horas/año] Salidas por Trafo [int./año] [horas/año]

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[int./año] [horas/año] % [p.u.] [int./año] [horas/año] [int./año] [horas/año] % [p.u.] [int./año] [horas/año]10.71 1.00 0.6% 33 351 33 0.05 0.40 0.02% 1 0.05 0.4025.73 1.00 0.4% 40 1 031 40 0.05 0.40 0.01% 1 0.05 0.4024.11 1.00 0.4% 35 842 35 0.05 0.40 0.01% 1 0.05 0.4013.96 1.00 0.7% 40 563 40 0.05 0.40 0.02% 1 0.05 0.4028.11 1.00 0.3% 25 702 25 0.05 0.40 0.01% 1 0.05 0.4014.89 1.00 0.7% 40 594 40 0.05 0.40 0.02% 1 0.05 0.4014.41 1.00 0.4% 24 341 24 0.05 0.40 0.02% 1 0.05 0.403.62 1.00 1.0% 31 112 31 0.05 0.40 0.03% 1 0.05 0.40

13.42 1.00 0.8% 38 511 38 0.05 0.40 0.02% 1 0.05 0.40

LÍNEAS DE BT ACOMETIDAS

Anexo 6 5 de 9 12/10/2005

Tasa de falla λi Ui Fact. Incidencia Tasa de falla λi Ui Fact. Incidencia Tasa de falla λi Ui[int./año] [horas/año] [%] [int./km-año] [horas/año] [%] [int./año] [horas/año]

0.03 3.00 100% 0.2 1.50 100% 0.03 3.00


0.03 3.00 100% 307 9 921 0.12 1.50 100% 307 36 461 0.03 3.00 0% 0 0 00.03 3.00 100% 936 28 2 808 0.05 1.50 100% 936 51 1 404 0.03 3.00 0% 0 0 00.03 3.00 100% 661 20 1 983 0.38 1.50 100% 661 253 992 0.03 3.00 0% 0 0 00.03 3.00 100% 644 19 1 932 0.01 1.50 100% 644 8 966 0.03 3.00 0% 0 0 00.03 3.00 100% 1 727 52 5 181 0.65 1.50 100% 1 727 1 116 2 591 0.03 3.00 33% 576 17 1 7270.03 3.00 100% 0 0 0 0.00 1.50 100% 0 0 0 0.03 3.00 0% 0 0 00.03 3.00 100% 148 4 444 0.12 1.50 100% 148 17 222 0.03 3.00 0% 0 0 00.03 3.00 100% 0 0 0 0.00 1.50 100% 0 0 0 0.03 3.00 0% 0 0 00.03 3.00 100% 1 379 41 4 137 0.01 1.50 100% 1 379 8 2 069 0.03 3.00 0% 0 0 0

LÍNEAS MT (TRAMO TRONCAL No Urbano)EQUIPAMIENTO DE MT (Protección al inicio del tramo troncal) EQUIPAMIENTO DE MT (Protección al inicio del ramal)

Anexo 6 6 de 9 12/10/2005

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


0.00 1.50 0.0% 0 0 0 0.03 3.00 0% 0 0 0 0.02 1.50 100.0% 307 6 4610.00 1.50 0.0% 0 0 0 0.03 3.00 0% 0 0 0 0.00 1.50 0.0% 0 0 00.00 1.50 0.0% 0 0 0 0.03 3.00 0% 0 0 0 0.04 1.50 33.3% 220 9 3310.09 1.50 0.0% 0 0 0 0.03 3.00 0% 0 0 0 0.02 1.50 100.0% 644 13 9665.21 1.50 33.3% 576 2 997 864 0.03 3.00 0% 0 0 0 0.61 1.50 2.5% 43 26 650.00 1.50 0.0% 0 0 0 0.03 3.00 0% 0 0 0 0.00 1.50 0.0% 0 0 00.00 1.50 0.0% 0 0 0 0.03 3.00 0% 0 0 0 0.01 1.50 100.0% 148 1 2220.00 1.50 0.0% 0 0 0 0.03 3.00 0% 0 0 0 0.00 1.50 0.0% 0 0 00.03 1.50 0.0% 0 0 0 0.03 3.00 0% 0 0 0 0.02 1.50 100.0% 1 379 28 2 069

EQUIPAMIENTO DE MT (Protección al inicio derivaciones No Urbanas) LÍNEAS MT (Derivaciones)LÍNEAS MT (Ramales)

Anexo 6 7 de 9 12/10/2005

Tasa de falla λi Ui Tasa de falla λi Ui Tasa de falla λi Ui[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


0.08 3.00 65% 201 16 603 0.45 1.50 32.7% 151 68 226 0.07 1.00 0.3% 1.0 0.07 1.000.08 3.00 0% 0 0 0 0.70 1.50 0.0% 0 0 0 0.07 1.00 0.1% 1.0 0.07 1.000.08 3.00 33% 216 17 649 0.87 1.50 16.4% 162 141 243 0.07 1.00 0.2% 1.0 0.07 1.000.08 3.00 65% 422 34 1 265 0.53 1.50 32.7% 316 168 474 0.07 1.00 0.2% 1.0 0.07 1.000.08 3.00 2% 37 3 111 11.44 1.50 1.1% 28 318 42 0.07 1.00 0.1% 1.0 0.07 1.000.08 3.00 0% 0 0 0 0.00 1.50 0.0% 0 0 0 0.07 1.00 0.0% 0.0 0.00 0.000.08 3.00 131% 194 15 581 0.23 1.50 65.5% 145 33 218 0.07 1.00 0.7% 1.0 0.07 1.000.08 3.00 0% 0 0 0 0.00 1.50 0.0% 0 0 0 0.07 1.00 0.0% 0.0 0.00 0.000.08 3.00 65% 903 72 2 708 1.01 1.50 32.7% 677 683 1 015 0.07 1.00 0.1% 1.0 0.07 1.00

SE MT/BT LÍNEAS DE BT ACOMETIDAS

Salidas por trafo MT/BT

Anexo 6 8 de 9 12/10/2005

Programadas (frecuencia) 20% Adicional por salidas de servicio Cantidad de Ramales por km de Troncal Urbano 5 % Trafos bajo el ramales No Urbanos 15%Programadas (tiempo) 35% Programadas Trafos Urbanos bajo Troncal 30% % Trafos bajo derivaciones No Urbanas 85%

Trafos Urbanos bajo Ramal 20% Sec. trifásicos 40% Longitud máxima de derivación sin protección [km] 0.15Resultados EQUIPAMIENTO SEM ST2 Trafos Urbanos bajo Derivación 50% Sec. monofásicos 60%Índices de Calidad de Suministro al Cliente (A) (B) [C] [D] (E)

SAIFI SAIDI[interrup. / año] [horas / año]

3.72 7.54 1 5 15 10 0 0 30 233.49 8.33 1 2 3 14 0 0 19 383.88 7.39 1 5 17 15 0 0 37 333.62 8.18 1 3 10 9 0 0 22 165.02 8.97 2 2 17 18 3 0 40 453.63 6.98 1 3 12 9 0 0 24 243.66 7.23 1 3 14 15 0 0 32 203.10 6.75 1 2 0 6 0 0 8 103.52 9.95 1 2 3 8 0 0 13 224.11 8.24 10 27 91 104 3 0 225 231

Índices semestrales200 A Total Equipamiento Líneas MT 225100 A

TOTAL EQUIPOS MT

2.1 4.1

TOTAL EQUIPOS MT (Instalados)

Seccionador Fusible en Ramal No

Urbano

ReconectadoresSeccionador Fusible

en Derivación No Urbana

Seccionador Fusible en Ramal

Urbano

Seccionador Fusible para interconexión

Seccionador Fusible en Deriv

Urbana

Anexo 6 9 de 9 12/10/2005

osinerg · 2005. 10. 14. · sustentos para validar la existencia y pertinencia de la información...

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