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Estudio para la Fijación Tarifaria del VAD yCargos Fijos 2013-2017 – Sector Típico 2
Audiencia Publica 25 de Abril de 2013
Contenido
Objetivo y Etapas del Estudio
Etapa I : Antecedentes
Etapa II : Validación y Revisión de los Antecedentes
Etapa III : Estructuración de la Empresa Modelo
Etapa IV : Resultados
Contenido
Objetivo y Etapas del Estudio
Etapa I : Antecedentes
Etapa II : Validación y Revisión de los Antecedentes
Etapa III : Estructuración de la Empresa Modelo
Etapa IV : Resultados
Objetivo del Estudio
Elaborar el Estudio de Costos del Valor Agregado de Distribuciónde Media Tensión (VADMT), del Valor Agregado deSubestaciones de Distribución (VADSED) y del Valor Agregado deDistribución de Baja Tensión (VADBT), que considere loscomponentes relacionados con: Costos Asociados a los Usuarioso Cargos Fijos (CF), Pérdidas Estándar de Distribución dePotencia y Energía y Costos Estándar de Inversión, Operación yMantenimiento asociados a la distribución, por unidad depotencia suministrada, a que se refiere la Ley de ConcesionesEléctricas (LCE) y su Reglamento (RLCE)
Etapas del Estudio
VNREléctrico Revisión 1
Validación y revisión de
Antecedentes –B-
Definición de tipo de red Cargo Fijo
VNRNo Eléctrico
Revisión 1Ajuste inicial
Antecedentes –C-
Costos unitarios instalaciones eléctricas VAD MT
Definición de la tecnología adaptada VAD BTOtras Inversiones
Optimización Técnica-Económica Pérdidas Estándar de
DistribuciónMercado Eléctrico
Cálculo de las pérdidas estándar Factor de Economía de
EscalaCostos de Explotación
Estándares de calidad de servicio Fórmulas de AjusteEstados Financieros e
InformaciónOptimización de los
costos de explotación técnica y comercialOrganigrama y
Recursos Humanos
Optimización de los costos indirectosCompra y Venta y
Balance de Energía y Potencia Creación de la empresa
modelo –D-
Etapa IAntecedentes
Etapa IIValidación y revisión
de antecedentes
Etapa IIIEstructuración de la
empresa modelo
Etapa IVResultados
Contenido
Objetivo y Etapas del Estudio
Etapa I : Antecedentes
Etapa II : Validación y Revisión de los Antecedentes
Etapa III : Estructuración de la Empresa Modelo
Etapa IV : Resultados
TIPO DE INFORMACION INFORMACION RECIBIDA ESTADO
1. Formatos II, III y IV
2. Estados financieros Auditados
3. Presupuesto y Ejecución Presupuestal1. Organigrama de la Organización.2. CAP de SEAL3. Planil la de sueldos4. Contrato de Servicios de terceros
c) Antecedentes de costos de personal propio y terceros
1. Cuadro con información de Distribución, Comercialización Administración
Información entregada completa de Distribución Comercialización.
1. Formatos I y II2. Diagramas Unifi lares3. Información SICODI4. Información técnica y grafica VNR GIS
e) Información Técnico Comercial
1. Formatos v’1, V’2 y V’3 Información entregada completa
f) Información de costos típicos de operación y mantenimiento.
1. Contrato de servicios con terceros Información entregada completa
g) Presupuesto operativo detallado y ejecución 2011 y 2012
1. Informe de Ejecución Presupuestal 2011 y 2012 Información completa
a) Antecedentes Contables
Información entregada al tercer trimestre 2012 completa. Los formatos A entregados no se encontraban conformes.
b) Antecedentes de la Organización Información entregada completa
d) Antecedentes de las Instalaciones del Sistema Eléctrico
Información entregada completa.
Estado de entrega de Información 1 de 2
TIPO DE INFORMACION INFORMACION RECIBIDA ESTADO
h) Información criterios de asignación en general
1. Detalle metodología como se asignaron los costos indirectos y de supervisión directa
Información no entregada
1. Informe de la calidad de servicio en la empresa2. Cuadro resumen información calidad de producto.
j) Información Balance de Energía y Potencia
1. Formato VI Información entregada.
1. Diagramas Unifi lares de Sistemas Eléctricos
2. Información VNR GIS
l) Información de ratios comerciales
1. Cuadro con Información de ratios Comerciales. Información completa.
m) Otros servicios prestados por la empresa distribuidora
1. No se encontraron ni se informaron
Información no existente por carecer de dichos servicios.
n) Información modalidad de cobranza, numero centros de atención, tiempos promedios atención, costos unitarios.
1. Información en cuadros Información entregada completa
o) Información de vías, tipo de A.P. y perfiles de vía de la zona.
1. Información en cuadros Información entregada completa.
p) Información de zonas históricas o monumentales
1. Información en cuadros
Información entregada completa, incluida un software con detalle de las instalaciones subterráneas en centro histórico.
i) Información sobre la calidad de servicio a nivel de empresa y sistema eléctrico modelo
Información entregada completa.
k) Información características técnicas de las SET MT/BT, Alimentadores, SSEE y demandas máximas
Información entregada es completa.
Estado de entrega de Información 2 de 2
Costos de OyM - Formatos A.
Contenido
Objetivo y Etapas del Estudio
Etapa I : Antecedentes
Etapa II : Validación y Revisión de los Antecedentes
Etapa III : Estructuración de la Empresa Modelo
Etapa IV : Resultados
Validación de la Información
Información del VNR de las instalaciones eléctricas y no eléctricas, sevalidaron tomado muestras y visitas a campo.
Para verificar la consistencia de la información económica financiera:• Se confrontó la información entre Formatos VI‐1 y VI‐2.• Se confrontó la información del formato VI‐3 a nivel de empresa y
sistema modelo con la información de los Formatos A VI‐1 y A VI‐2;• Se confrontó la información de los Formatos A VI‐1 y A VI‐2 con la
información proporcionada por la GART;• Confrontación entre Formatos A VI‐1 con los formatos A VII.
Para las actividades de operación y mantenimiento se revisó la informaciónproporcionada por SEAL respecto a los documentos generados a partir deórdenes de trabajo, los informes, liquidaciones y facturas respectivas.
Componente Unidad Criterio
913.01. JEFATURA miles S/. ventas
913.02. COMPRA DE ENERGIA miles S/. ventas
913.03. DISTRIBUCION PRIMARIA longitud de redes
913.03.01. Redes Subterráneas km longitud de redes
913.03.02. Redes Aéreas km longitud de redes
913.03.03. Conex. y Medidores unidad # de clientes
913.04.05. Cortes y Reconexión unidad
913.04. DISTRIBUCION SECUNDARIA longitud de redes
913.04.01. Redes Subterráneas km longitud de redes
913.04.02. Redes Aéreas km longitud de redes
913.04.04. Conex. y Medidores unidad # de clientes
913.04.05. Cortes y Reconexión unidad
913.05. ALUMBRADO PUBLICO unidad # de luminarias
914. COMERCIALIZACION unidad # de clientes
915. ADMINISTRACION (Miles US$) VNR
915. ADMINISTRACION miles S/. ventas
Validación de la InformaciónLos criterios utilizados para la asignación de costos y que fueron utilizadospara validar la información son los siguientes.
Costos de OyM - Formatos B.
Ajuste de Costos
Se analizaron los costos de operación y mantenimiento de laconcesionaria, se determinó una nueva estructura organizacionaloptimizada, se redujo el número de trabajadores y se cambió elmodo de contratación de algunos de ellos, de acuerdo a las tareasasignadas a los contratistas.
Se hicieron comparaciones de las remuneraciones de laConcesionaria con las remuneraciones el mercado, sobre la base deestudios sobre costos laborales hechos últimamente, habiéndoselos ajustes necesarios que corresponde a la realidad del mercadolaboral.
Costos de OyM - Formatos C.
Contenido
Objetivo y Etapas del Estudio
Etapa I : Antecedentes
Etapa II : Validación y Revisión de los Antecedentes
Etapa III : Estructuración de la Empresa Modelo
Etapa IV : Resultados
Sistema Eléctrico Modelo: Arequipa
Caracterización del Sistema Eléctrico Modelo
Zona Monumental
Factor de carga promedio por distritoSED Distrito
Energía (kWh/mes) Pot. Máx. (kW) Factor de carga L SL F L SL F fc L fc SL fc F fc prom.
1024 Cercado 45.311 7.422 6.034 145 125 90 0,57 0,62 0,70 0,59 1060 Paucarpata 28.086 6.432 3.343 104 105 61 0,51 0,64 0,46 0,53
1387 Bustamante y Rivero 74.816 18.071 17.984 246 245 242 0,60 0,61 0,62 0,61
1518 Alto Selva Alegre 41.487 9.770 10.043 196 181 193 0,52 0,56 0,22 0,48 1897 Cerro Colorado 20.532 4.182 3.090 63 50 43 0,62 0,87 0,60 0,65 1980 Mariano Melgar 54.193 12.110 10.545 167 153 140 0,64 0,66 0,63 0,64 2163 Characato 7.902 1.765 1.156 36 30 21 0,41 0,62 0,45 0,45 2831 Miraflores 18.469 3.965 2.891 64 57 52 0,54 0,72 0,46 0,56 3272 Yanahuara 23.944 4.739 3.214 88 69 55 0,51 0,72 0,49 0,54 4259 Yarabamba 17.073 3.156 3.182 59 59 58 0,52 0,56 0,57 0,53 3826 Yura 3.422 607 648 15 14 17 0,42 0,45 0,41 0,42 1268 Sachaca 11.648 1.980 1.221 51 47 24 0,41 0,43 0,52 0,42 1308 Sabandia 12.575 2.254 2.117 49 49 40 0,47 0,48 0,55 0,48 1549 Socabaya 40.363 8.038 6.996 140 157 126 0,52 0,53 0,58 0,53 2243 Mollebaya 1.667 275 314 7 6 8 0,41 0,47 0,40 0,42
Secuencia obtención densidades de carga
Zona Rango Densidad de Carga (kW/ha)
Muy Alta Densidad A δ>40 Alta Densidad 1 B δ >25; δ≤40 Alta Densidad 1 C δ >15; δ≤25 Media Densidad D δ >2,5; δ≤15 Baja Densidad E δ>0; δ≤2,5
400x400 200x200 1 2
1
3 4
100
50
x x 100 50
1 2 1 2 1 2 1 2 1 2 1 23 4 3 4 3 4 3 4
3 4 3 4 1 2 1 2 1 2 1 23 4 3 4 3 4 3 4
1 2 1 2 1 2 1 2 1 2 1 23 4 3 4 3 4 3 4
3 4 3 4 1 2 1 2 1 2 1 23 4 3 4 3 4 3 4
Rangos
Isodensas de carga
Modelamiento
MODELO URBANO
MODELO ALIMENTADORES
MODELO CONFIABILIDAD
MODELO EMPRESA DE REFERENCIA
Modelo Urbano
Id DescripciónGeneral Modelo de Generación Redes Eléctricas en Zonas Urbanas.
Unidad de Análisis
Área urbana isodensa (kW/Ha)
Resultados Ranking de:Cantidad de instalaciones óptimas (red de MT no troncal, SEDs y red de BT) por unidad de superficie (Ha).Características técnicas de las instalaciones, para redes de MT y BT (calibres de conductores, mono o trifásica, simpe o doble vereda en BT) y de los SEDs (mono o trifásicos, cantidad, potencias).Pérdidas técnicas en las instalaciones.Costos asociados.
Plataforma Excel con macros en VBA.
Tipo Optimización total
Modelo Urbano BT
Modelo Urbano MT
Selección del espaciado de colectoras de MT (tramos horizontales de MT) que genera la menor longitud de Red MT por ha (espaciado óptimo): 4 cuadras
Clasificación y Sistematización de Alimentadores
Selección de los calibres óptimos de conductor y cómputo de longitudes de líneas MT “ideales”. Incremento de un 25% de las longitudes para tener en cuenta la diferencia entre lo medido en las ventanas de estudio (ideal) y lo
viable en la muy irregular planta urbana de Arequipa (adaptado)
Subdivisión del kilometraje MT total adaptado en troncal urbano (real estimado: 383 km) y derivaciones (diferencia con total adaptado: 167 km).
ISODEN SA Área Banda (ha)
2012 TIPOLOG ÍA
Can t. CTs Red BT (km )
Ram a les MT (km ) Transfo rmador Red MT Red BT
A 81 52 19 22 Trifás ico AL 35 3F / 3x50/50
B 112 36 26 5 Trifás ico AL 35 3F / 3x35/50
C 883 283 203 40 Trifás ico AL 25 3F / 3x25/50
D 7 .401 1 .184 1 .705 169 Trifás ico AL 25 3F / 3x16/50
E 3 .225 258 743 37 Trifás ico AL 25 3F / 3x16/50
URB 11 .702 1 .812 2 .696 273
Instalaciones de la Empresa Modelo en el área urbana
Rango Densidad (kW/ha) A B C D E
δ ≥ 40 40 > δ ≥ 25 25 > δ ≥ 15 15 > δ ≥ 2,5 2,5 > δ >0MEDIA TENSIÓN
Derivaciones y Ramales
km/ha 0,0685 0,0342 0,0342 0,0171 0,0000Características AL 35 AL 35 AL 25 AL 25 AL 25
TRANSFORMACIÓN
Centros de Transf. (SEDs)
Cant./ha 0,64 0,32 0,32 0,16 0,08
Transformador Trifásico Trifásico Trifásico Trifásico Trifásico
Potencia (kVA) 150 175 175 75 25Cant. de Transf. 1 1 1 1 1
BAJA TENSIÓN
Red BT km/ha 0,23 0,23 0,23 0,23 0,23
Características 3F / 3x50/50 3F / 3x35/50 3F / 3x25/50 3F / 3x16/50 3F / 3x16/50 Autoportante Autoportante Autoportante Autoportante Autoportante
Modelo Alimentadores de MT
Id DescripciónGeneral Modelo de Optimización de Alimentadores de MT.
Unidad de Análisis
Alimentador de Media Tensión
Resultados Calibres óptimos de tramos de alimentadores de MT (troncales urbanos y troncales, derivaciones y ramales periurbano).Caídas de tensión y cantidad de equipos reguladores de MT.Pérdidas técnicas.Costos asociados.
Plataforma Excel
Tipo Optimización parcial.
SUBDIVISIÓN DEL ALIMENTADOR DE MT
VNRA de Redes BT y SED MT/BT Urbanos– Año Base 2012Componente Unidad Cantidad
Costo (US$) Total Unitario
Redes Aéreas de BT km 2.322 32.943.018 14.186Redes Subterráneas de BT km 374 27.578.072 73.738CTs Aéreos/Pedestal MT/BT u. 1.812 14.602.440 8.057CTs Subterráneos MT/BT u. 0 0 CTs MT/BT kVA 158.758 0 Redes Aéreas de MT km 146 2.913.462 19.901Redes Subterráneas de MT km 20 2.202.804 111.625
TOTAL REDES URBANAS 80.239.796
Clasificación y Sistematización de Alimentadores
SECCIONES ÓPTIMAS EN REDES TRIFÁSICAS
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
- 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110
Mile
s US
$
Corriente (A)
4 AAC 2 AAC 1 AAC 1/0 AAC 3/0 AAC4/0 AAC 336,4 AAC 477 AAC 556 AAC
Perdidas de Energía (MWh)
Pérdidas Estándar de Energía y Potencia
Pérdidas de Potencia (kW)
VNR TotalComponente Unidad Metrados VNR (M US$) aVNR (M US$)
Red Aérea km 764 16 946 2 104Red Subterránea km 52 8 962 1 113Equipos de Protección y Seccionamiento unidad 969 594 74Subtotal Media Tensión 26 502 3 290Subestaciones de Distribución MT/BT
Monoposte unidad 1 784 11 514 1 429Biposte unidad 415 4 887 607Convencional unidad 6 319 40Compacta Pedestal unidad 0 0 0Compacta Bóveda unidad 0 0 0Servicio Particular km 2 541 34 988 4 344Número de estructuras compartidas BT y MT unidad 6 999 0Alumbrado Público km 2 541 794 99Luminarias unidad 56 089 7 824 971Equipos de Control unidad 1 812 143 18Servicio Particular km 374 27 578 3 424Alumbrado Público km 374 419 52Postes AP Red Subterránea unidad 12 467 3 310 411Luminarias unidad 8 256 1 152 143Equipos de Control unidad 393 31 4Servicio Particular km 2 915 62 566 7 767Alumbrado Público km 2 915 1 213 151Postes AP Red Subterránea unidad 12 467 3 310 411Luminarias unidad 64 346 8 976 1 114Equipos de Control unidad 2 205 174 22
Total 119 463
Sube
stac
ione
sM
edia
Te
nsió
nB
aja
Tens
ión
Red
Aér
eaR
ed
Subt
errá
nea
Subt
otal
B
aja
Tens
ión
Modelo de Confiabilidad
Id DescripciónGeneral Modelo de Confiablidad por Alimentador de MT.
Unidad de Análisis
Alimentador de Media Tensión
Resultados Índices de confiabilidad (SAIFI y SAIDI) total red, por alimentador, por nivel de tensión y tipo de instalación.Distribución de los índices de confiablidad. Proxi de índices INDIVIDUALES.Determinación de cantidad de equipos de maniobra y protección para cumplir con un nivel de confiablidad determinado.Costos asociados.
Plataforma Excel
Tipo Simulación.
Calidad de Servicio
REPRESENTACIÓN DE UN ALIMENTADOR EN ESTUDIO
ZONA URBANA
ZONA RURAL
ACOMETIDAUSUARIO
RED DEBAJA TENSION
CENTRO DE TRANSFORMACION
RAMALRURAL
TRONCAL RURAL
DERIVACIONRURAL
RAMALES Y DERIVACIONES
URBANAS
TRONCAL URBANA
SUBTRANSMISION
INTERRUPTOR
Calidad de Servicio
Tasas y tiempo de Falla Estándares
Índices de Calidad Ponderados
Modelo de Empresa de Referencia
Id DescripciónGeneral Modelo de determinación de OPEX eficientes de una DEE.
Unidad de Análisis
Distribuidora de Energía Eléctrica total, parcial y/o grupos de DEE.
Resultados OPEX ($) eficientes TOTAL, por ADM, COM y O&M, y por rubros.Cantidades de Personal.Cantidades de vehículos, oficinas, sistemas, etc.Costos O&M por tipo de instalación.Costos COM por tipo de cliente.Costos adicionales.
Plataforma Excel.
Tipo Simulación.
Costo Mantenimiento Preventivo: Actividades MTSUB
SISTEMAACTIVIDADES SUB
SISTEMAACTIVIDADES
REVISION REVISIONINSPECCION DE REDES INSPECCION DE EQUIPOSInspección de la red primaria Inspección de equipos de protección y maniobraADECUACION ADECUACIONMANTENIMIENTO MANTENIMIENTOMantenimiento de franja de servidumbre Mantenimiento de señalizaciónMantenimiento de señalización Mantenimiento de reconectadoresAjuste de conectores Mantenimiento de seccionadores de potenciaAjuste de ferretería Mantenimiento de puesta a tierraRetemplado de conductores MEDICIONESLIMPIEZA Medición de resistencia de puesta a tierraLimpieza de elementos extraños de la red Medición de resistencia de aislamiento de equiposLimpieza de aisladores de alineamientoLimpieza de aisladores de suspensiónMEDICIONESMedición de resistencia de puesta a tierraREVISION LIMPIEZAINSPECCION DE REDES Limpieza de buzonesInspección de la red primaria subterránea Limpieza de terminalesADECUACION MEDICIONESMANTENIMIENTO Medición de resistencia de puesta a tierraMantenimiento de señalizaciónAjuste de conectoresAjuste de ferretería
RED
PRIM
ARIA
AER
EA
EQUI
POS
DE P
ROTE
CCIO
N Y
MAN
IOBR
A
RED
PRIM
ARIA
SUBT
ERRA
NEA
RED
PRIM
ARIA
SUBT
ERRA
NEA
SUBSISTEMA
ACTIVIDADES SUBSISTEMA
ACTIVIDADES
REVISION REVISIONINSPECCIONES DE REDES INSPECCIONES DE REDESInspección de red secundaria Inspección de la red subterráneaADECUACION ADECUACIONMANTENIMIENTO MANTENIMIENTOMantenimiento de franja de servidumbre Ajuste de conectoresMantenimiento de señalización Ajuste de ferreteríaAjuste de conectores LIMPIEZAAjuste de ferretería Limpieza de terminales y emplamesRetemplado de conductoresRetemplado de retenidasLIMPIEZALimpieza de elementos extraños de la redMEDICIONESMedición resistencia de puesta a tierra
AERE
A
SUBT
ERRA
NEA
Costo Mantenimiento Preventivo: Actividades en BT
SUBSISTEMA
ACTIVIDADES SUBSISTEMA
ACTIVIDADES
REVISION REVISIONINSPECCIONES DE REDES DE AP INSPECCIONES DE REDES DE APInspección de red de AP Inspección de cables subterráneosADECUACION ADECUACIONMANTENIMIENTO MANTENIMIENTOAjuste de conectores Ajuste de conectoresRetemplado de conductores
AERE
A
SUBT
ERRA
NEA
SUBSISTEMA
ACTIVIDADES
REVISIONINSPECCIONES DE REDES DE APInspección nocturnaADECUACIONMANTENIMIENTOMantenimiento de interruptor + contactor + interruptor horarioReemplazo de lámparaAjuste de conectoresAlineamiento de pastoralesAjuste de lámparaLIMPIEZALimpieza de luminaria + lámpara
ALUM
BRAD
O P
UBLI
COALUMBRADO PUBLICO
Costo Mantenimiento Preventivo: Actividades AP
SUBSISTEMA
ACTIVIDADES SUBSISTEMA
ACTIVIDADES
REVISION REVISIONINSPECCIONES DE S.E.D. INSPECCIONES DE S.E.D.Inspección de subestaciones aéreas Inspección de subestaciones convencionalesADECUACION ADECUACIONMANTENIMIENTO MANTENIMIENTOMantenimiento de señalización Mantenimiento de señalizaciónMantenimiento de tablero Mantenimiento de tableroMantenimiento del transformador Mantenimiento de transformadorMantenimiento de puesta a tierra Mantenimiento de puesta a tierra Mantenimiento de interruptores de BT Mantenimiento de interruptores de BTAjuste de conectores Mantenimiento de interruptor o seccionador de potenciaAjuste de ferretería Ajuste de conectoresLIMPIEZA Ajuste de ferreteríaLimpieza de seccionador unipolar LIMPIEZALimpieza de transformador de distribución Limpieza de seccionador unipolarMEDICIONES Limpieza de interruptor o seccionador de potenciaMedición de resistencia de puesta a tierra Limpieza de transformador de distribuciónMedición de resistencia de aislamiento del transformador Limpieza de celdas
MEDICIONESMedición de resistencia de puesta a tierraMedición de resistencia de aislamiento del transformadorMedición de resistencia de aislamiento de equipos
REVISION LIMPIEZAINSPECCIONES DE S.E.D. Limpieza de interruptorInspección de subestación Limpieza de transformador de distribuciónADECUACION MEDICIONESMANTENIMIENTO Medición de resistencia de puesta a tierraMantenimiento de señalización Medición de resistencia de aislamiento del transformadorMantenimiento de tablero Medición de resistencia de aislamiento de equiposMantenimiento de transformadorMantenimiento de puesta a tierra Mantenimiento de interruptores de BTMantenimiento de interruptorAjuste de conectoresAjuste de ferretería
AERE
AS
CONV
ENCI
ONA
LES
COM
PACT
AS
COM
PACT
AS
Costo Mantenimiento Preventivo: Actividades en S.E.
ACTIVIDA
DES EN M
T
SUBSISTEMA ACTIVIDADES SUB
SISTEMA ACTIVIDADES
Cambio de aislador de alineamiento Reemplazo de reconectadorCambio de aislador de suspensión Cambio de seccionador unipolarReemplazo de conductor Reemplazo de seccionador de potenciaCambio de cruceta de concretoCambio de poste de concreto
Reparación de cable subterráneoCambio de terminales
RED
AER
EA EQ. P
ROT.
Y M
AN.
RED
SUBT
.
SUBSISTEMA ACTIVIDADES SUB
SISTEMA ACTIVIDADES
Reemplazo de cable autoportante Reparación de cable subterráneo
Reparación de cable subterráneo Cambio de fusibleCambio de luminariaCambio de lámpara
Reemplazo de cable autoportante Cambio de equipo de encendido de lámparaCambio de interruptor AP + interruptor horario + contactor
RED
S.P.
SUB
T.
ALU
MB
RA
DO
PUB
LIC
O
RED A.P
.
AER
EO
RED
S.P.
AER
EA
RED
A.P
.
SUB
T.
ACTIVIDA
DES EN BT
Costo Mantenimiento Correctivo
Costos Unitarios de cada actividad
163 actividades de mantenimiento preventivo39 actividades de mantenimiento correctivo.
HORAS HOMBREITEM DESCRIPCION Unidad $/H-H
1 Capataz HH 7.502 Operario HH 6.523 Oficial HH 5.594 Peón 70 5.04
Fuente: SIDEC-SIGLA
HORAS MAQUINAITEM DESCRIPCION Unidad $/H-M
1 Camioneta 4 x 2 HM 9.482 Camión 4 T HM 14.093 Camión 10 T HM 16.794 Camión Grúa 2.5 T HM 26.235 Camión Grúa 9,5 T HM 31.15
Fuente: SIDEC-SIGLA
PERSONAL Y MAQUINARIA DE ACUERDO A PRECIOS DE MERCADO
EQUIPOS, HERRAMIENTAS Y MATERIALES DE ACUERDO A PRECIOS COMPRAEQUIPOS Y HERRAMIENTAS
ITEM DESCRIPCION Unidad $/H-E
1 Escalera de f ibra de vidrio HE 0.1902 Pértiga HE 0.1073 Maletín de herramientas HE 0.0594 Tirfor 2.5 T HE 0.2175 Barreta de 3 m HE 0.0256 Motosierra HE 0.0727 Binoculares HE 0.0338 Radio w alkie talkie HE 0.1129 Soga de nylon HE 0.002
10 Machete HE 0.00411 Brocha HE 0.00112 Lampa tipo cuchara HE 0.00413 Lampa de corte HE 0 004
MATERIALES
ITEM DESCRIPCION Unidad $
1 Trapo industrial Kg 2.252 Solvente SS-25 Lts 5.253 Pintura esmalte Gln 15.004 Thiner Lts 4.505 Saco de carbón u 3.756 Sal industrial Bls 9.007 Conector de bronce tipo AB u 1.808 Aceite para transformador Gln 22.509 Aflojatodo en spray u 15.00
10 Limpiador de contactos eléctricos Gln 1.3511 Vaselina neutra Kg 6.0012 Grasa de contacto Kg 4.50
Costo de los Recursos
Concepto UNIDADCosto
MantenimientoPreventivo US$
Costo MantenimientoCorrectivo US$
Costo Mantenimiento
US$
Red MT Aérea KM 831.55 42.37 873.92Red MT Subterránea KM 221.38 1.74 223.12SEDs Aéreas Unidad 387.21 43.83 431.05SEDs Compacta Pedestal UnidadSEDs Convencional Unidad 540.04 2.87 542.91Red BT S.P. Aérea KM 163.71 48.35 212.06Red BT S.P. Subterranea KM 136.94 1.35 138.29Red BT A.P. Aérea KM 18.78 21.22 40.00Red BT A.P. Subterránea KM 12.87 1.44 14.31Alumbrado Público Nº Luminaria 16.15 0.43 16.59
Resultados de Costos Unitarios
Costos Estándar de Operación ComercialOPTIMIZACIÓN DEL PROCESO:
Emisión de Listados
Lectura de Medidores
Proceso de Facturación
Emisión de Facturas
Reparto de Facturas
Cobranza de Facturas
Cargos Fijos MensualesCFE CFS CFH CFEAP
CCCL (Costo Comercial de Atención al Cliente) US$/año 2424 329 14 463 1 493 18 843NCL (Número de clientes) Cliente 240 874 678 70 3331Cargo Fijo Mensual US$ / Cliente 0.839 1.778 1.778 0.471Cargo Fijo Mensual S/. / Cliente 2.170 4.600 4.600 1.218Cargo Fijo Mensual Vigente al 31/12/2008 S/. / Cliente 2.391 4.021 4.731
RESULTADO COSTO COMERCIAL
Costos Indirectos
Suministros Servicios de tercerosMateriales de OficinaCargas diversas
MT BT AP COMERCIALIZACIÓN
Asignación considerando como criterio, el personal asignado a la actividad
•Gas, electricidad, agua.
• Teléfono, Comunicaciones.
•Mantenimiento de inmuebles (con habilitacion).
• Servicio de seguridad•Mantenimiento de equipos de oficina.
•Valor mantención y operación anual de Sistemas
•Valor mantención y operación anual de Vehiculos.
• Estudios
•Materiales y aseo.• Fotocopias y Mat. De Oficina.
•Viáticos.• Seguros.•Memorias e imagen corporativa
LO QUE SE CONSIDERA Y SE ASIGNA
Suministros Servicios de terceros
Materiales de Oficina
Cargas diversas
AdministraciónComercialización 92 369 367 276 13 772 327 885TransporteGeneraciónDistribución Media Tensión 87 453 347 727 13 039 310 434Distribución Baja Tensión 72 877 289 773 10 866 258 695Alumbrado Público 58 302 231 818 8 693 206 956Otros de DistribuciónInversionesServicios (CyR, Apoyos)
311 002 1 236 594 46 370 1 103 969
Costos Indirectos
Optimización de los Procesos
Estructuración Optimizada
Remuneración básica mensual de la estructura optimizada
Sobre la base de remuneración de las empresas distribución
Gerente General 1 7 035 7 035Gerente de Área 3 4 615 13 845Jefe 15 3 295 49 423Especialista Senior 24 2 350 56 410Analista 37 1 696 62 738Analista Junior 24 1 452 34 848Técnico 22 1 452 31 944Administrativo 19 1 688 32 066
288 310
Remuneración Básica EECC
Mensual (US$)
CANTIDAD DE PERSONAL
REMUNERACION BASICA MENSUAL (US$)
CATEGORIA OCUPACIONAL
Remuneración Básica Mensual
(US$)
Costos de OyM – Formatos D.
Contenido
Objetivo y Etapas del Estudio
Etapa I : Antecedentes
Etapa II : Validación y Revisión de los Antecedentes
Etapa III : Estructuración de la Empresa Modelo
Etapa IV : Resultados
VAD ($/kW.año) =FRC x VNR +
kW
VNR ADAPTADO COSTOS DE EXPLOTACION
DEMANDABALANCE DE E Y P
PRECIOS DE REFERENCIA
CALIDAD DE SERVICIO
OyM
Componentes del VADCD
VADMTVADSEDVADBT
Cargo Fijo (CF)
Donde:
CCCL = Costos Comerciales y de Estructura Asociados.
NCL = Número de Clientes.
CCPara cada
Tipo de Medición.
CF ($/cliente.mes) =CCCL
NCL
COSTOS DE EXPLOTACION
DEMANDA
Resultados del VAD y Cargo Fijo
MT BT SEDVNR miles u$s 26 502 92 960 16 721 aVNR miles u$s 3 290 11 540 2 076 Costo Anual OyM miles u$s 4 837 9 473 1 637 Total Costo Anual miles u$s 8 127 21 013 3 713 Demanda kW 126 798 110 622 110 622
VAD Inversión u$s/kW‐mes 2.052 8.249 1.484VAD OyM u$s/kW‐mes 3.179 7.136 1.233VAD u$s/kW‐mes 5.231 15.385 2.717
TC (S./u$s) 2.587 03/04/2013
2013‐2017
Factores de economía de escala
VADMT VADBT VADSED VADMT VADBT VADSEDAño 1 1.0000 1.0000 1.0000 1.0000 1.0000 1.0000 Año 2 0.9746 0.9775 0.9789 0.9907 0.9908 0.9913 Año 3 0.9505 0.9561 0.9588 0.9815 0.9817 0.9827 Año 4 0.9275 0.9357 0.9396 0.9726 0.9729 0.9743
2013‐2017 2009‐2013
FÓRMULAS DE ACTUALIZACIÓN
VADMT VADBT VADSEDA 0.8571 0.8190 0.6658B 0.0282 0.0844 0.2347C 0.0252 0.0181 0.0995D 0.0896 0.0784 0.0000
1.0000 1.0000 1.0000
• El Estudio se ha realizado cumpliendo estrictamente lostérminos de referencia.
• Un tema en la elaboración del presente estudio ha sido ladisponibilidad de la información por parte de la empresaen los términos planteados y en los términos deReferencia, debido a los cambios en los procedimientoscontables.
• Los resultados del modelamiento de la empresa en suestructura optimizada muestra resultados que sonconsistentes con la información de la empresa Real.
Comentarios del Consultor
Muchas Gracias.