CEAC - Estudio de Costos Estándares de La Industria Eléctrica

CONSEJO DE ELECTRIFICACIN DE AMRICA CENTRAL

"Estudio de Costos Estndares de la Industria Elctrica"

Informe Final

GTCIE

GTCIE - Estudio de Costos Estndares de la Industria Elctrica i

Estudio de Costos Estndares de la Industria Elctrica

(Informe Final)

Visite el sitio web del CEAC

Consejo de Electrificacin de Amrica Central

http://www.ceaconline.org/

Enlaces a empresas elctricas que conforman el GTCIE:

Instituto Nacional de Electricidad - INDE http://www.inde.gob.gt/

Empresa Nacional de Energa Elctrica - ENEE http://www.enee.hn/

Comisin Ejecutiva Hidroelctrica del Rio Lempa - CEL http://www.cel.gob.sv/

Empresa Nacional de Transmisin Elctrica ENATREL http://www.enatrel.gob.ni/

Instituto Costarricense de Electricidad - ICE http://www.grupoice.com/

Empresa de Transmisin Elctrica S.A. - ETESA http://www.etesa.com.pa/

GTCIE - Estudio de Costos Estndares de la Industria Elctrica ii

PREFACIO

Este informe fue elaborado por el Grupo de Trabajo de Costos de La Industria Elctrica (GTCIE). Su ejecucin se enmarca dentro de las actividades del Consejo de Electrificacin de Amrica Central (CEAC), que tienen por objeto contribuir a la integracin regional en materia de energa elctrica.

El Grupo de Trabajo de Costos en la Industria Elctrica (GTCIE), fue creado mediante la RESOLUCIN NO. XXIII / RC.O / 57.7 del CEAC, con el objetivo de realizar y disponer de los esfuerzos para finalizar un estudio de costos estndares a nivel de Empresas de Transmisin.

El presente informe es una continuacin de este esfuerzo, y en l se presentan los resultados de un seguimiento y actualizacin de los costos estndares de la infraestructura elctrica.

GTCIE - Estudio de Costos Estndares de la Industria Elctrica iii

TABLA DE CONTENIDO

OBJETIVO GENERAL ......................................................................................... 1

OBJETIVOS ESPECIFICOS ................................................................................. 1

OBJETIVOS ESPECIFICOS ADICIONALES ........................................................... 1

EMPRESAS PARTICIPANTES: ............................................................................. 2

INFRAESTRUCTURA DE LAS EMPRESAS DE TRANSMISIN ................................ 2

COSTOS UNITARIOS SUBESTACIONES DE TRANSMISIN .................................. 3

COSTOS UNITARIOS DE LINEAS DE TRANSMISION ........................................... 6

COSTOS TOTALES DE ADMINISTRACION, OPERACIN Y MANTENIMIENTO ....... 9

CONCLUSIONES .............................................................................................. 12

RECOMENDACIONES ....................................................................................... 13

GTCIE - Estudio de Costos Estndares de la Industria Elctrica iv

INDICE DE CUADROS

Cuadro No. 1 Lneas de Transmisin Regionales ........................................................... 2 Cuadro No. 2 Costo promedio Unitario de un Dimetro S/E 230kv, Esquema de Interruptor y Medio ..................................................................................................................... 5 Cuadro No. 3 Proyectos de Transmisin Construidos en los ltimos Aos ........................ 7 Cuadro No. 4 Costo de Componentes del Proyecto SIEPAC ............................................ 8

INDICE DE GRAFICOS Grfico 1 Macroprocesos de negocio. .......................................................................... 10 Grfico 2 Resultados del Estudio del CIER 10 ............................................................... 11

INDICE DE ANEXOS

Anexo 1, ANTECEDENTES DE LAS EMPRESAS

Anexo 2, REGULACION EN LA TRANSMISION REGIONAL

Anexo 3, INDICADORES DE GESTION DE LAS DIFERENTES EMPRESAS

GTCIE - Estudio de Costos Estndares de la Industria Elctrica 1

Estudio de Costos Estndares de la Industria Elctrica (Informe Final)

OBJETIVO GENERAL

Obtener los costos, criterios e indicadores referenciales de la infraestructura elctrica.

OBJETIVOS ESPECIFICOS

Definir unidades constructivas, tanto en lneas de transmisin como en

subestaciones

Obtener los costos de la infraestructura de lneas y subestaciones de 230 kV.

Costos indirectos: Administracin, ingeniera, inspeccin, IDC, ambiente.

OBJETIVOS ESPECIFICOS ADICIONALES

Las empresas de transmisin participantes aportaron informacin sobre aspectos como:

Constitucin, organizacin actual, sistema nacional interconectado y

diagrama unifilar, planes de expansin futuros, anexo 1.

Regulacin nacional en los diferentes pases, anexo 2.

Indicadores de gestin, anexo 3.


EMPRESAS PARTICIPANTES:

Instituto Nacional de Electrificacin INDE Guatemala

Comisin Ejecutiva del Ro Lempa CEL El Salvador

Empresa Transmisora de El Salvador, S.A. ETESAL El Salvador

Empresa Nacional de Energa Elctrica ENEE Honduras

Empresa Nacional de Transmisin Elctrica ENATREL Nicaragua

Instituto Costarricense de Electricidad ICE Costa Rica

Empresa de Transmisin Elctrica, S.A. ETESA Panam

Empresa Propietaria de la Red EPR

INFRAESTRUCTURA DE LAS EMPRESAS DE TRANSMISIN

La tabla a continuacin es un resumen de las lneas de transmisin de las diferentes empresas de transmisin de la regin:

Cuadro No. 1 Lneas de Transmisin Regionales

EMPRESA 69 KV115-138

KV 230 KV 400 KVTOTAL

GENERALTOTAL sin LT 69 kv

INDE 2195 357 498 71 3121 926ETESAL 1072 108 1180 1180ENATREL 830 1007 337 2174 1344ICE 726 1187 1913 1913ETESA 172 1203 1375 1375EPR 1795 1795 1795TOTAL 3025 3334 5128 71 11558 8533

LINEAS TRANSMISION REGIONALES( km geogrficos)


Estos aspectos son muy importantes para efectos comparativos, pues refleja que las diferentes empresas de transmisin de la regin tiene en longitud de sus redes de transmisin de 230 y 138 kv una infraestructura no mayor a los 2500 kms. Segn el criterio utilizado por la Comisin de Integracin Energtica Regional (CIER) en la realizacin de un benchmarking para costos de Administracin Operacin y Mantenimiento (AOM) en empresas de transmisin a nivel Latinoamrica las ubica dentro de Empresas de Transmisin pequeas en infraestructura.

COSTOS UNITARIOS SUBESTACIONES DE TRANSMISIN

Como parte de la realizacin de este trabajo, se realiz un anlisis entre las empresas participantes sobre diferentes aspectos tcnicos que impactan la determinacin de los costos unitarios de las subestaciones entre ellos:

Niveles de tensin: 69, 115, 138, 230,400 kv.

Esquemas de barras: sencillas, sencillas con interruptor de reserva,

sencillas con interruptor de enlace, interruptor y medio.

Transformadores de potencia de diversas relaciones de voltaje y

capacidad.

Compensacin reactiva de diferentes niveles de voltaje y capacidad.

Costos unitarios de equipos y materiales productos de procesos de

adquisicin reciente.

Regulacin Nacional en cada pas.

Metodologa de costos unitarios para subestaciones de transmisin.

La informacin que cada empresa de transmisin ha entregado se estara incorporando en una base de datos en la pgina web del CEAC.


Para efectos del presente anlisis se acord que el alcance de los costos unitarios comparativos en las subestaciones de transmisin contemplara los siguientes aspectos:

Nivel de tensin: 230 kv.

Esquemas de barras interruptor y medio.


reciente adquisicin.

Metodologa de Costos Unitarios de la empresa ETESA, dado que es la

que tiene ms similitud con las otras de los pases.

No se va a contemplar en los costos unitarios transformadores de potencia, ni compensacin reactiva, ni costos del terreno.

El producto de este anlisis se resume en el siguiente cuadro donde se determina para cada empresa de transmisin y para una subestacin de 230 kv, esquema de interruptor y medio, un costo unitario de un dimetro:


Cuadro No. 2 Costo promedio Unitario de un Dimetro S/E 230kv, Esquema de Interruptor y Medio

El costo promedio unitario de un dimetro para una subestacin de 230 kv, esquema de interruptor y medio, fue de $ 3 340 965 USD.

DESCRIPCION Cantidad ETESA ICE INDE EPR ETESALCOSTO

EQUIPOS PROMEDIO

Total Suministro Promedio

Interruptores 230 KV, de disparo monopolar 3 95,658 70,000 72,957 104,623 100,000 88,648 265,943 Interruptores 230 KV, de disparo tripolar - 65,221 60,000 62,611 - Cuchillas Tripolares Motorizadas con cuchilla a tierra 230 KV 2 19,090 16,000 14,027 15,039 23,568 17,545 35,090 Cuchillas Tripolares Motorizadas sin cuchilla a tierra 230 KV 6 14,940 16,000 12,247 12,555 20,079 15,164 90,985 Cuchillas Tripolares manuales sin cuchilla a tierra 230 KV - 13,790 16,000 14,895 - Pararrayos 192 KV 6 5,810 4,700 6,416 4,860 4,330 5,223 31,339 CT 230 KV 18 15,770 12,000 10,053 14,230 11,540 12,719 228,935 PT 230 KV 6 14,110 12,700 9,425 15,573 15,100 13,382 80,290

SUBTOTAL DE EQUIPOS DE COSTOS UNITARIO 732,581 % Sobre Costos Unitario

Sistema de puesta a tierra lote 8.50 62,269.38 Servicios auxiliares lote 17.00 124,538.76 Herrajes, Estructuras y Soportes lote 50.00 366,290.48 Equipo de Proteccin, Control y Monitoreo lote 64.00 468,851.81 Equipo de Comunicaciones lote 16.00 117,212.95 Cables, conductores, ductos, etc. lote 14.00 102,561.33

SUB TOTAL SUMINISTRO 1,974,306 % sobre Subtotal

SuministroMontaje lote 6.04 119,248 Obras Civiles Generales lote 23.94 472,669

TOTAL COSTO BASE 2,566,222 % sobre

Total Costo Base

Contingencias 5.00 128,311 Diseo 3.00 76,987 Ingeniera 4.00 102,649 Administracin 4.00 102,649 Inspeccin 8.00 205,298 IDC 6.00 153,973 EIA 0.19 4,876 Terrenos m2 0.0

COSTO TOTAL 3,340,965

Costos Unitarios Suministro $


COSTOS UNITARIOS DE LINEAS DE TRANSMISION

Al igual que en las subestaciones, las lneas de transmisin tiene caractersticas tcnicas que se tuvieron que analizar, previo a la valoracin de un costo unitario, como son:

Niveles de tensin: 69, 115, 138, 230, 400kv.

Tipo de estructuras: postes de: concreto, madera y acero, torres de

celosa.

Cantidad de circuitos por estructura: uno, dos, tres y hasta cuadros.

Capacidad de la lnea de transmisin definido por el tipo y cantidad de

los conductores por fase.

Cantidad y tipo de hilos de guarda, incluyendo la fibra ptica.

Criterios de diseo tanto en la parte estructural como en la temperatura

mxima del conductor.


adquisicin reciente.

Costos de las servidumbres.

La informacin que cada empresa de transmisin ha entregado se estara incorporando en una base de datos en la pgina web del CEAC.

Asimismo, al igual que en la parte de subestaciones cada empresa de transmisin de la regin tiene su propia metodologa para obtener costos unitarios. Pero mencionar que las lneas de transmisin construidas recientemente en la regin tienen como caracterstica comn el voltaje de operacin pero otros aspectos como: conductores utilizados, estructuras de soporte, hilos de guarda con y sin fibra ptica, criterios de diseo y en particular los precios de las servidumbres son bastantes diferentes. Asimismo


los datos de costos para efectos comparativos deban someterse a una serie de valores de ajustes que no necesariamente daran un dato reciente y real de este tipo de infraestructura por la poca construccin realizada en los ltimos aos.

Por ello se decidi analizar proyectos de transmisin construidos en los ltimos aos y con costo reales en su ejecucin.

Cuadro No. 3 Proyectos de Transmisin Construidos en los ltimos Aos

Por la longitud de la lnea de SIEPAC en todos los pases de la regin se adjunta un detalle del costo la lnea de transmisin de SIEPAC por tramos:

Empresa ICE ETESA EPRNombre Lnea Cahuita-Sixaola Pan. Guasquitas- Changuinola SIEPACLongitud kms 45 136 1 799Voltaje Operacin kv 230 230 230Estructuras soporte Torres acero Torres acero Torres aceroCircuito 1 2 2Conductor 795 ACSR 2 x fase 750 MCM ACAR 1 x fase (120 km) y 1200 MCM ACAR 1 x fase (16 km) 1024 MCM ACAR 1 x faseHilo de Guarda 2, uno acero, otro OPGW 24 2, uno 7 No. 8 Alumoweld y otro OPGW de 24 fibras 2, uno de Alumoweld, otro OPGW 36 fibrasCosto total millones USD 19.50 42.10 494.00Costo/km (miles USD) 433.30 309.60 274.50


Cuadro No. 4 Costo de Componentes del Proyecto SIEPAC

EMPRESA PROPIETARIA DE LA RED, PROYECTO SIEPACCOSTO DE COMPONENTES DEL PROYECTO SIEPAC

(CIFRAS EN US DLARES)

Descripcin Valor

Componente Unidad Medida

Valor medida

Costo por Unidad

GUATEMALA 72,571,629 GUATE NORTE - PANALUYA 28,198,924 Km LT 109.91 256,564 PANALUYA EL FLORIDO 18,847,175 Km LT 73.46 256,564 AGUACAPA FRONTERA EL SALVADOR 25,525,530 Km LT 99.49 256,564

EL SALVADOR 66,856,262 FRONTERA GUATEMALA - AHUACHAPAN 4,409,050 Km LT 18.97 232,422 AHUACHAPAN NEJAPA 20,897,085 Km LT 89.91 232,422 NEJAPA - 15 SEPTIEMBRE 19,893,021 Km LT 85.59 232,422 15 SEPTIEMBRE FRONTERA HONDURAS 21,657,106 Km LT 93.18 232,422

HONDURAS 54,564,677 EL FLORIDO SAN BUENAVENTURA 28,487,501 Km LT 141 202,039 SAN BUENAVENTURA TORRE 43 2,828,546 Km LT 14 202,039 FRONTERA EL SALVADOR - AGUACALIENTE 10,988,902 Km LT 54.39 202,039 AGUACALIENTE - FRONTERA NICARAGUA 12,259,728 Km LT 60.68 202,039

NICARAGUA 65,040,177 FRONTERA HONDURAS - SANDINO 24,446,458 Km LT 114.88 212,800 SANDINO - TICUANTEPE 13,785,181 Km LT 64.78 212,800 TICUANTEPE FRONTERA COSTA RICA 26,808,538 Km LT 125.98 212,800

COSTA RICA 132,350,388 FRONTERA NICARAGUA CAAS 34,827,212 Km LT 129.68 268,563 CAAS PARRITA 42,765,926 Km LT 159.24 268,563 PARRITA PALMAR NORTE 35,063,547 Km LT 130.56 268,563 PALMAR NORTE RO CLARO 13,616,129 Km LT 50.7 268,563 RO CLARO FRONTERA PANAM 6,077,574 Km LT 22.63 268,563

PANAM 31,208,047 FRONTERA COSTA RICA VELADERO 31,208,047 Km LT 150.2 207,777


COSTOS TOTALES DE ADMINISTRACION, OPERACIN Y MANTENIMIENTO

Es muy importante indicar que tres empresas de transmisin de la regin a saber: ENATREL de Nicaragua, ICE de Costa Rica y ETESA de Panam han venido realizando con la Comisin de Integracin Energtica Regional (CIER) un Estudio de Referenciamiento Internacional para Empresas de Transporte de Energa: Costos de Administracin, Operacin y Mantenimiento -AOM- e Indicadores Tcnicos y Mejores Prcticas. Consideramos que la actualizacin de este estudio que se espera finalizar en el mes de octubre del 2012, dar nuevamente una realidad comparativa de los costos AOM a nivel internacional.

Algunos conceptos generales de este estudio son:

Cadena de Valor CIER: A partir de la definicin tcnica de la actividad de transmisin, se identifican los procesos bsicos establecidos para la prestacin del servicio de transporte de energa y su conexin a travs de una cadena de valor, de tal forma que sea posible comparar los recursos y dedicacin destinados al desarrollo de cada uno de los procesos y actividades requeridas en la prestacin del servicio, basado en las prcticas utilizadas por empresas de reconocimiento internacional por altos estndares en la prestacin del servicio, dando como resultado una estructura genrica homologada. Igualmente, se identifican los procesos para cada una de las empresas participantes para realizar anlisis comparativos de stas con la estructura genrica.

Definicin de la actividad de transmisin para propsitos del referenciamiento.

Se ha definido la actividad de transmisin como:

Actividad econmica que consiste en conducir electricidad desde nodos de inyeccin de potencia elctrica a la red de transmisin, tal como la defina la autoridad competente, hasta nodos de extraccin de potencia elctrica de la red. Incluye la realizacin de todas las actividades dirigidas a garantizar la conduccin de electricidad a travs de la red de transmisin de acuerdo con requisitos tcnicos establecidos por la autoridad competente.


Macroprocesos de la actividad de transmisin:

La cadena de valor es un conjunto de actividades que se ejecutan para disear, producir, llevar al mercado, entregar y apoyar a sus productos.

La cadena de valor est conformada por dos tipos de actividades: actividades de negocio y actividades de soporte administracin.

Las actividades de negocio son aquellas que se deben ejecutar para producir y entregarle a los clientes nuestros productos servicios.

Grfico 1 Macroprocesos de negocio.

Por otra parte las actividades de soporte son todas aquellas actividades que soportan las actividades del negocio, las cuales le agregan valor a la empresa pero no a sus clientes.

Para propsitos del referenciamiento, las actividades de negocio estn clasificadas en inversin, operacin, mantenimiento y gestin comercial.

Las actividades de inversin son aquellas que se realizan para planear, disear y ejecutar obras de expansin del sistema de transmisin; Las actividades de operacin son aquellas que se deben ejecutar para garantizar la operacin normal del sistema de transmisin; las actividades de mantenimiento son aquellas que se deben realizar para planear, ejecutar, controlar y evaluar el mantenimiento de los activos del sistema de transmisin, y las actividades de gestin comercial son las que se ejecutan para mantener una adecuada relacin con los clientes. Las actividades de soporte o administrativas son aquellas que apoyan las actividades de negocio (inversin, operacin, mantenimiento y gestin comercial).

2. Operar el sistema de transmisin

1. Desarrollar proyectos

de expansin del sistema de transmisin

(infraestructura)

3. Realizar el mantenimiento del

sistema de transmisin

4. Gestin comercial(Servicio al cliente)

Macroprocesos de negocio


La definicin de la cadena de valor genrica para el presente estudio se realiz con base en la informacin suministrada por las empresas del grupo de trabajo y con informacin obtenida de la Gua International Business Language Section Utilities desarrollada por Price wter house Coopers. Esta gua, la cual ha sido desarrollada durante varios aos, contiene una descripcin de las mejores prcticas a nivel mundial de procesos y una serie de indicadores por sector.

La siguiente grfica es el uno de los resultados del estudio del CIER 10.

Grfico 2 Resultados del Estudio del CIER 10

El promedio de los costos totales de administracin, operacin y mantenimiento sobre el valor a nuevo de los activos es 5.8 %.


CONCLUSIONES

Al utilizar un promedio de los costos unitarios de equipos de 230kv en un esquema de interruptor y medio se obtiene un costo total de $ 3 340 965 por dimetro que es muy similar a los costos recientes de construcciones en los diferentes pases.

En el caso de costos de lneas de transmisin de 230 kv de doble circuito, es conveniente aclarar que a nivel regional si bien se han construido lneas nuevas por las empresas nacionales de transmisin en los ltimos aos, han sido realmente pocas en cantidad y longitud. La problemtica de la adquisicin de servidumbres es comn en todos los pases. Los datos de referencia reales son de las construcciones ms recientes.

Los costos de AOM del referenciamiento del CIER, donde han participado ENATREL, ETESA y el ICE, dan como resultado un promedio del 5.8% del valor de reposicin a nuevo de la infraestructura de la red de transmisin.

En cuanto al costo las servidumbres, debido a la variacin de precios en los diferentes pases por aspectos valor del terreno, utilizacin del mismo, no ha sido factible realizar una comparacin de precios por pas.


RECOMENDACIONES

Dado que los costos de AOM del referenciamiento del CIER, dan como resultado un promedio del 5.8% del valor de reposicin a nuevo de la infraestructura de la red de transmisin, es conveniente realizar una excitativa a la CRIE para que tome en cuenta los resultados del anterior y una vez que se tengan los resultados del nuevo benchmarking en octubre del 2012 sean enviados a la CRIE.

Al utilizar un promedio de los costos unitarios de equipos de 230kv en un esquema de interruptor y medio se obtiene un costo total de $ 3 340 000 USD por dimetro que es muy similar a los costos recientes de construcciones en los diferentes pases.

En el caso de costos de lneas de transmisin en general es necesario realizar un esfuerzo adicional con el fin de lograr una base de datos regional de equipos y materiales donde aspectos como los criterios de diseo tanto en la parte estructural como en la temperatura mxima del conductor sean analizados y lograr un consenso al respecto.

Los costos de la adquisicin de servidumbres en cada pas son muy particulares tanto por asuntos de legislacin y como de ndole social-ambiental.

Otros temas que se deberan analizar a futuro entre las empresas de transmisin de la regin son:

o Indicadores gestin. o Base de datos de inversin. o Normalizacin en Lneas y Subestaciones de transmisin de equipos

y materiales. o Acuerdo general de cooperacin de las empresas de transmisin de

la regin.

GTCIE - Estudio de Costos Estndares de la Industria Elctrica Anexos

ANEXO 1 ANTECEDENTES DE LAS EMPRESAS:

Constitucin de las empresas

Organizacin actual

Esquemas Sistemas Nacionales de Transmisin y unifilares


INDE GUATEMALA

DESCRIPCION DE LA EMPRESA DE TRANSMISION

El Instituto Nacional de Electrificacin -INDE- en apego a la separacin de funciones y administracin de las actividades de distribucin, generacin y transmisin de energa elctrica del INDE, como lo indica a Ley General de Electricidad y su reglamento organiz la Empresa de Transporte y Control de Energa Elctrica -ETCEE- segn acuerdo publicado en el Diario Oficial de Centro Amrica, el 27 de octubre de 1997.

La Empresa de Transporte y Control de Energa Elctrica ETCE- del INDE, tiene como finalidad el transporte de energa elctrica de manera contina en el Sistema Nacional Interconectado -SNI- y de las interconexiones regionales, operacin, mantenimiento, mejoras y ampliaciones de la infraestructura de transformacin, control y comunicaciones. As como participar en el subsector elctrico nacional como empresa de servicio de transporte de electricidad y en el mercado elctrico regional.

Entre las principales atribuciones y en cumplimiento a su finalidad, se encuentran las siguientes:

Administrar, operar y mantener el servicio de transporte de electricidad en trminos de calidad que estipula la Ley General de Electricidad.

Prestar el servicio de transporte de electricidad a los agentes del mercado elctrico, cobrando peaje por dicho servicio.

Velar por la conservacin de la infraestructura de transmisin, transformacin, equipo de control y comunicaciones y de todos los activos fsicos y de los recursos con que cuenta para tal fin.

Coordinar sus programas y actividades con los programas y planes con otros agentes del mercado elctrico relacionados con las dependencias estatales y con el INDE.

Planificar, disear, financiar contribuir y supervisar las obras de infraestructura necesarias.

Conocer todo estudio relacionado con el servicio de transporte y control de energa elctrica y resolver acerca de las obras atinentes al mismo.

Asesorar a las otras dependencias del INDE en materia de su competencia


INFRAESTRUCTURA

Actualmente para cumplir con el proceso productivo de transportar energa elctrica, tiene a su cargo los siguientes activos:

ETESAL EL SALVADOR

La actividad de transporte de energa en alta tensin (115 y 230 kV) es desarrollada por la Empresa Transmisora de El Salvador, S.A. de C.V. (ETESAL, S.A. de C.V.), que tiene adems, la responsabilidad de elaborar anualmente el plan de la expansin de la red de transmisin a 5 aos, la construccin de nuevas ampliaciones y refuerzos de la red de transmisin, as como el mantenimiento de la misma, incluyendo las lneas de interconexin con Guatemala y Honduras. Atendiendo a dicha responsabilidad, a continuacin se describen los hechos relevantes relacionados con esta actividad.

Niveles de Tensin (kV)

Distancia (km)

400 71.15230 498.46138 356.62

69 2195.03Total 3121.11

LINEAS DE TRANSMISON

Centro Occidente Oriente Total400 1 1230 5 1 2 8138 1 2 4 7

69 23 25 48Total 6 27 31 64

SUBESTACIONES ELECTRICAS Niveles de Tensin

(kV)Zonas


El sistema de transmisin en El Salvador est compuesto por 38 lneas de transmisin a 115 kV, que tienen una longitud total de 1,072.48 km. Por otra parte, se cuenta con dos lneas de 230 kV, que interconectan el sistema de Transmisin de El Salvador con el de Guatemala y Honduras, cuya longitud en el caso de la lnea hacia Guatemala es de 14.6 km y en Honduras es de 92.9 km. Adems, el sistema de transmisin cuenta con 25 subestaciones de potencia, de las cuales 23 son propiedad de ETESAL, con una capacidad de transformacin instalada de 1,961.7 MVA para retiro en distribucin, y tres subestaciones a 230 kV en Ahuachapn, 15 de Septiembre y Nejapa, para las interconexiones con Guatemala y Honduras, y Refuerzos Internos a 230 kV.

En el esquema siguiente se muestran las subestaciones y lneas del sistema de transmisin.


ICE COSTA RICA

El Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) fue creado por el Decreto - Ley No.449 del 8 de abril de 1949. Su creacin fue el resultado de una larga lucha de varias generaciones de costarricenses que procuraron solucionar, definitivamente, los problemas de la escasez de energa elctrica presentada en los aos 40 y en apego de la soberana nacional, en el campo de la explotacin de los recursos hidroelctricos del pas. Como objetivos primarios el ICE debe desarrollar, de manera sostenible, las fuentes productoras de energa existentes en el pas y prestar el servicio de electricidad.

Dentro de la organizacin del ICE, existe la Gerencia de Electricidad integrada por las siguientes Unidades Estratgicas de Negocios (UEN): Centro Nacional de Planificacin Elctrica, Produccin de Energa, Centro Nacional de Control de Energa, Transporte de Electricidad, Servicio al Cliente y Proyectos y Servicios Asociados.

La UEN Transporte Electricidad es la encargada de planificar, desarrollar, operar y mantener la Red Nacional de Transporte de Electricidad, segn los requerimientos de los diferentes segmentos de clientes.

Adems, le corresponde realizar estudios de alternativas de red asociadas a los proyectos degeneracin que optimicen las inversiones, mismas que sern analizadas por la U.E.N. Centro Nacional de Planificacin Elctrica.

Tambin, esta U.E.N. se encarga de llevar a cabo una serie de actividades relacionadas con el proceso de Integracin Elctrica de Centroamrica (SIEPAC-MER).

Cuenta con el Centro de Servicios Laboratorio de Investigacin y Mantenimiento de Alta Tensin (L.I.M.A.T.) el cual presta servicios de reparacin, armado y mantenimiento de transformadores de potencia, regeneracin de aceites aislantes, pruebas elctricas de alta tensin y administracin y mantenimiento de subestaciones mviles; tanto a los procesos de la U.E.N. Transporte Electricidad como a otras Unidades Estratgicas de Negocio, y a empresas pblicas y privadas, nacionales e internacionales.


Le corresponde tambin el planificar y gestionar la red de cables de fibra ptica de la que sern instalados en todas las regiones del pas con el fin de garantizar un mejor servicio de comunicaciones por fibra ptica del Sistema Elctrico, as como La U.E.N. de Transporte Electricidad posee un mercado natural y se espera que deba seguir siendo nacional y estatal. Atiende el mercado nacional y garantiza el trasiego de la energa elctrica por todo el territorio nacional, independientemente de dnde se produzca la misma.

Diagrama Unifilar diciembre 2010

Aos 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 jun-11Lneas de transmisin Long. 1,601 1,671.6 1,690.7 1,690.7 1,690.7 1,711.5 1,712.9 1,810.0 1,810.0 1,913.0 2,020.0

Nm. 59 64 65 65 65 66 67 70 70 76 78Lneas 230 kV Long. 861 965.9 985.2 985.2 985.2 1,006 1,007.4 1,083.0 1,083.0 1,187.0 1,294.0

Nm. 20 25 26 26 26 27 28 30 30 37 37Lneas 138 kV Long. 740 705.7 705.5 705.5 705.5 705.5 705.5 727 727 726 726

Nm. 39 39 39 39 39 39 39 40 40 39 39Lneas 69 kV Long. 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Nm. 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Aos 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 jun-11Capacidad instalada MVA 6,147 6,295 6,596 6,796 7,027 7,172 7,406 7,605 7,665 8,214 9,117

Unid. 135 138 144 147 153 156 162 165 166 175 198MVA 5,892 6,040 6,337 6,538 6,776 6,947 7,167 7,362 7,430 7,954 8,830Unid. 53 53 54 51 50 49 31 32 30 31 36MVA 255 255 259 258 250 225 240 243 236 261 287Unid. 36 37 39 39 39 39 40 43 44 48 10MVA 6,044 6,192 6,489 6,682 6,915 7,085 7,303 7,307 7,375 7,769 8,954Unid. 16 16 15 15 16 16 9 9 9 9 47MVA 102.964 102.964 106.714 114.21 111.71 86.714 102.9 127.9 120.4 95.4 162.65

Arrendamientos y fideicomisos MVA 0 50 50 50 50 50 170 170 170 350 766.3Capacidad propia MVA 6,146.7 6,244.7 6,545.9 6,746.1 6,976.6 7,121.9 7,236.4 7,435.0 7,495.5 7,864.4 8,350.8

LINEAS DE TRANSMISION, LONGITUD Y NUMERO

CAPACIDAD INSTALADA, POTENCIA Y NUMERO DE TRANSFORMADORES

Subestaciones transmisinSubestaciones distribucin

Trafos transmisin

Trafos distribucin


El plan de expansin de la transmisin del ICE se resume en la siguiente tabla:

ProyectoDetalles de las obras de transmisin asociadas

NecesidadTensin

(kV)Financiamiento

Ao operacinGarita - Pos LT Garita - Pos Distribucin 138 ICE 2012Anillo Sur ST El Este 230 Kv Transmisin 230 CCLIP BID Etapa II 2013Pos ST Pas, Ampliacin de la barra 34.5 kV Distribucin 34.5 ICE 2011Barras de alta tensin ST Caas, cambio esquema de subestacin doble barra Transmisin 230 ICE 2012Refuerzos Nacionales Red I Ro Macho San Miguel, Derivacin 2 de Tejar Transmisin 230 CCLIP BID Etapa II 2013Peas Blancas - Garita Derivacin a la ST Garita 230 kv Transmisin 230 ICE 2011Ciudad Quesada - San Miguel LT Cariblanco - San Miguel, desvo por daos en la lnea Transmisin 230 ICE 2011Conexiones de media tensin ST Juanilama ampliacin de la barra 34.5 kV Distribucin 34.5 ICE 2012Anillo Sur LT San Miguel - El Este 230 KV circuito 2 Transmisin 230 ICE 2011Anillo Sur ST Higuito 230 kV Distribucin 230 CCLIP BID Etapa II 2015Refuerzos Nacionales Red I Ampliacin ST Tejar Transmisin 230 CCLIP BID Etapa II 2015Refuerzos Nacionales Red I Reconstruccin de la LT Este - Tejar- Ro Macho Transmisin 230 CCLIP BID Etapa II 2015Anillo Sur LT Tarbaca - El Este 230 KV con la derivacin a ST Higu Transmisin 230 CCLIP BID Etapa II 2015Anonos Reconstruccin e instalacin de 2 transformadores de 4 Distribucin 138 y 34.5 CCLIP BID Etapa II 2013Peas Blancas - Garita LT Peas Blancas - Garita 230 kV Transmisin 230 ICE 2013Cariblanco - Trapiche ST Trapiche 230 kV Distribucin 230 ICE 2013Cariblanco - Trapiche Derivacin de la LT Mon - Ro Macho Transmisin 230 ICE 2013Cariblanco - Trapiche Ampliacin de la ST General 230 kV Transmisin 230 ICE 2014Cariblanco - Trapiche LT Cariblanco - General 230 KV Transmisin 230 ICE 2014Cariblanco - Trapiche Reconstruccin de la LT Leesville - Trapiche Transmisin 230 ICE 2015Conexiones de media tensin ST Leesville, ampliacin de la barra 34.5 kV Distribucin 34.5 ICE 2011Barras de alta tensin ST Corobic, cambio de esquema doble barra con interr Transmisin 230 ICE 2013Miravalles 5 ST Miravalles, separacin de barras de 34.5 Kv Generacin 34.5 ICE 2012Miravalles 5 Reconstruccin LT Miravalles - Miravalles 5 a doble circGeneracin 34.5 ICE 2012PH Toro 3 ST Venecia 230 kV Generacin 230 ICE 2012PH Toro 3 Derivacin de la LT Cuidad Quesada - Toro Generacin 230 ICE 2012La Caja - Colima Desvo de la LT La Caja - Colima 138 KV y la LT Lindora Transmisin 230 y 138 ICE 2012Barranca Ampliacin barra 138 kv Transmisin ICE 2011Respaldo Transformadores Beln TR3 Distribucin 230/34.5 kv ICE 2011PH Balsa Derivacin de la LT Peas Blancas - Garita Generacin 230 CNFL 2013PH Balsa ST Balsa 230 kV Generacin 230 CNFL 2013PH Cach U4 Ampliacin de la ST Cach 138 kV, instalacin de transfo Generacin 138 BCIE 2013PH Diqus LT Parrita - Palmar circuito 2 LT SIEPAC Generacin 230 2014Coyol ST Coyol 230 Kv Distribucin 230 CCLIP BID Etapa II 2014Coyol Derivacin de la LT Garabito - La Caja Distribucin 230 CCLIP BID Etapa II 2014Coronado ST Coronado 230 kV, derivacin de la LT San Miguel - TeDistribucin 230 CCLIP BID Etapa I 2013Refuerzos Nacionales Red I LT Cach - Ro Macho 138 KV Transmisin 138 CCLIP BID Etapa II 2014Refuerzos Nacionales Red I LT Cach -Angostura 230 KV, tendido conductor Transmisin CCLIP BID Etapa II 2016PH Reventazn LT Ro Macho Mon derivacin Reventazn Generacin 230 CCLIP BID Etapa II 2014PH Reventazn ST Reventazn 230 kV Generacin 230 CCLIP BID Etapa II 2014Medicin de energa Instalacin del sistema de medicin comercial en las su Transmisin 230 y 138 CCLIP BID Etapa I 2013PH Chucs ST Garita, LT Garita - Chucs 230 kV Generacin 230 Consorcio ENEL- IELESA 2013PH Capuln ST Atenas 230 kV, derivacin de la LT Barranca - Garita Generacin 230 Consorcio Hidro Trcoles 2013PH Torito ST Torito 230 kV, derivacin LT Ro Macho - Trapiche Generacin 230 Unin Fenosa Intern. 2013PE Chiripa ST Tejona 230 kV, derivacin LT Arenal - Peas Blancas Generacin 230 Acciona Energa SA 2014Tejona ST Tejona ampliacin 230 kV Generacin ICE 2015Barras de alta tensin ST Colorado, instalacin de barra auxiliar Transmisin 138 ICE 2013Modernizacin Ro Macho Unidades 1 y 2 Generacin 13.8/138 kv CCLIP BID Etapa I 2014Modernizacin Ro Macho Unidades 3 y 4 Generacin 13.8/138 kv CCLIP BID Etapa I 2014Respaldo Transformadores Tarbaca TR2 Distribucin 230/34.5 kv ICE 2013Cbano Ampliacin de la ST Santa Rita Distribucin 138 ICE 2013Cbano LT San Rita - Cbano Distribucin 138 ICE 2013Jac Derivacin LT Caas - Parrita SIEPAC Distribucin 230 CCLIP BID Etapa I 2013Jac ST Jac 230 kV Distribucin 230 CCLIP BID Etapa I 2013Respaldo Transformadores San Miguel, TR2 barra 34.5 Distribucin 230/34.5 kv ICE 2011San Isidro Ampliacin de la barra de 34.5 kV e instalacin de trans Distribucin 230 y 34.5 2012Diquis LT Parrita - Palmar, II circuito Generacin 230 2012Garita ST Garita Autotransformadores 230/138 KV Transmisin 230/138 2014San Ramn ST San Ramn Distribucin 230 y 34.5 2016San Ramn LT Peas Blancas Garita, derivacin ST San Ramn DistribucinBarreal ST Barreal Distribucin 230 y 34.5 2016Barreal LT Lindora San Miguel, derivacin ST Barreal DistribucinSanta Barbara ST Barreal Distribucin 230 y 34.5 2016Santa Barbara LT Lindora San Miguel, derivacin ST Barreal DistribucinCC Mon ST Mon ampliacin 230 kv Generacin 230 2014CC Mon LT Mon Trapiche Generacin 230CC Mon ST Trapiche, ampliacin 230 kv Generacin 230PH Diqus ST Diqus 230 KV Generacin 230 2018PH Diqus ST Rosario 230 KV Generacin 230 2018PH Diqus Derivacin del segundo circuito SIEPAC a ST Diquis Generacin 230 2018PH Diqus LT Diqus - Rosario 230 KV Generacin 230 2018PH Diqus Reconstruccin LT Ro Macho- San Isidro-Diquis Generacin 230 2017PH Diqus Derivacin de la LT San Isidro - Palmar a ST Diquis Generacin 230 2017


ETESA, PANAMA

En el ao 1997 se aprueba la Ley 6 del 3 de febrero de 1997 por la cual se dicta el Marco Regulatorio e Institucional para la Prestacin del Servicio Pblico de Electricidad. Se establece el rgimen a que se sujetarn las actividades de generacin, transmisin, distribucin y comercializacin de energa elctrica. En 1998 se constituye la Empresa de Transmisin Elctrica S.A el 22 de enero, inscribindose formalmente en el Registro Pblico el Pacto Social. El 27 de mayo inicia ETESA sus operaciones comerciales, en virtud de la respectiva expedicin de la licencia comercial tipo "A, a nombre de ETESA e identificada con el nmero 1998-2742.

La organizacin actual de ETESA es la siguiente:


ETESA PANAMA

Diagrama Unifilar Simplificado del Sistema de Transmisin de Panam( II Semestre 2011)


ETESA

Los proyectos identificados en el Plan de Expansin del Sistema Interconectado Nacional correspondiente al ao 2011 son los siguientes:

Ao 2012:

Adicin del T3 en la S/E La Chorrera 60/80/100 MVA y 230/115/34.5 KV, debido a un aumento en la demanda en el sector Oeste.

Adicin del T3 en S/E Llano Snchez 230/115 KV, 60/80/100 MVA. debido a un aumento en la demanda en provincias centrales.

Reforzar el sistema de transmisin con la lnea Changuinola - Guasquitas instalando el segundo circuito, ya que, con el aumento de la capacidad instalada de la central Changuinola 75, de 158 MW a 223 MW, adems del Proyecto Hidroelctrico Bonyic, con 30 MW, el circuito existente estara sobre su lmite trmico

Instalacin de un Banco de Capacitores de 120 MVAR en la Subestacin Panam II 115 KV.

Instalacin de Banco de Capacitores de 90 MVAR en S/E Llano Snchez 230 KV. Adicin del transformador T4 de 230/115 KV, 210/280/350 MVA de la subestacin

Panam.

Ao 2013:

Adicin T2 S/E Boquern III 230/34.5 KV Reforzar el sistema de transmisin del rea de Coln hacia Panam, mediante la

construccin de un tramo de lnea desde el Ro Chagres a la S/E Panam II 230 KV (operado inicialmente en 115 KV) y un tramo de lnea desde el Ro Chagres a la S/E Santa Rita 115 KV, adems de la ampliacin en 115 KV en ambas subestaciones. De esta forma se aadir al sistema una lnea de doble circuito 230 KV de aproximadamente 48 km de longitud, operada uncialmente en 115 KV, Santa Rita Panam II.

Repotenciacin de lneas Guasquitas - Veladero Llano Snchez Panam II (lneas 230-12-13-14-15-16-17, aumentando su capacidad de 225 MVA a un mnimo de 350 MVA.

Repotenciacin de lneas Mata de Nance - Veladero - Llano Snchez Chorrera Panam aumentando su capacidad de 193 MVA a un mnimo de 350 MVA.

Repotenciacin de lneas Mata de Nance Progreso Frontera aumentando su capacidad de 193 MVA a un mnimo de 350 MVA.


Ao 2014:

Adicin de un SVC en S/E Llano Snchez 230 KV con capacidad aproximada de +300 MVAR.

Ampliacin de S/E El Higo (Las Guas) 230 KV. Nueva S/E San Bartolo 230/34.5 KV, seccionando el circuito 230-15 (Veladero

Llano Snchez).

Ao 2015:

Adicin del segundo circuito de 230 KV en S/E Antn.

Ao 2016:

Instalacin del transformador T3 de 230/115 KV, 105/140/175 MVA de la subestacin Panam II

Adicin de un SVC en S/E Panam II 230 KV con capacidad aproximada de +300 MVAR.


Empresa Propietaria de la Red - EPR

La infraestructura del Proyecto Sistema de Interconexin Elctrica de los Pases de Amrica Central (SIEPAC consiste en la ejecucin delas obras del) conocida como el Sistema de Transmisin Elctrica Regional reforzar la red elctrica de Amrica Central (Guatemala, El Salvador, Honduras, Nicaragua, Costa Rica y Panam), segn se describe a continuacin:

Lneas de transmisin elctrica a 230 kV de un circuito, con torres previstas para un segundo circuito en algunos tramos en proceso de instalacin y en otros se realizar a futuro, con las siguientes longitudes por pas: Guatemala: 282.8 km; El Salvador: 286 km; Honduras: 275.3 km; Nicaragua: 307.5 km; Costa Rica: 493 km; y Panam: 150 km. sumando en total 1.794.7 Km. Tambin incluye ; el equipamiento de bahas en subestaciones existentes diseminadas en los diferentes seis pases, as como una Subestacin en construccin en Nicaragua desarrollada por ENATREL, una subestacin nueva desarrollada por EPR, San Buenaventura en Honduras, y la prevista para una futura subestacin en La Vega Guatemala. Adems se incluyelos equipos de compensacin reactiva necesarios a instalarse en la subestacin Panaluya de Guatemala y Ticuantepe y Sandino en Nicaragua..

Uno de los cables de guarda de la lnea es del tipo OPGW, con 12 fibras pticas del tipo monomodo y 24 del tipo de dispersin desplazada mediante las cuales se pretende adems de servir de canal de comunicacin para las funciones de monitoreo, control,telemedicin y teleproteccin del sistema elctrico de transmisin, la capacidad remanente utilizarla para proveer servicios de telecomunicaciones a nivel regional; el proyecto incluye la el cambio del anterior cable de guarda del tramo de lnea de la Torre 43 a la Subestacin El Cajn en Honduras por un cable OPGW segn se describi antes en un tramo aproximado de 18 Km.


La Lnea SIEPAC se conectar a las redes nacionales de cada pas mediante un total de 28 bahas de acceso en las siguientes subestaciones: Guate - Norte, Panaluya y Aguacapa en Guatemala; Ahuachapn, Nejapa y 15 de Septiembre en El Salvador; San Buenaventura (incluyendo obras adicionales en esta subestacin) y Agua Caliente en Honduras; Sandino y Ticuantepe en Nicaragua; Caas, Parrita, Ro Claro y Palmar Norte en Costa Rica; y Veladero en Panam.

En el tramo Ahuachapn Nejapa - 15 de Septiembre en El Salvador, el segundo circuito quedar de una vez habilitado por acuerdo entre la EPR y la Empresa Transmisora de El Salvador SA (ETESAL). Las bahas de conexin a estas subestaciones no incluye los transformadores de potencia, los cuales son propiedad de las respectivas empresas de transmisin de cada pas: Solo se financian con los recursos del Proyecto las bahas de llegada y salida de la lnea, esto es, el interruptor, seccionadora, transformadora de medida y de potencial, equipos de proteccin y control. Los terrenos para la construccin de las nuevas subestaciones o para las ampliaciones, los transformadores y dems equipos necesarios en cada subestacin existente o futura, son propiedad de la empresa transmisora local de cada pas.

La infraestructura descrita que de manera esquemtica se muestra a continuacin, permitir disponer de una capacidad confiable y segura de transporte de energa de cerca de 300 MW, entre los pases de la regin.


Se han definido las siguientes consideraciones tcnicas:

Cada circuito viene equipado con conductor 1024.5 MCM ACAR 519.1 mm2 y cada estructura dispone de 2 cables de guarda, uno de Alumoweld 7 No. 8 58.56 mm2, y el otro con OPGW que vendr equipado con fibra ptica 12 Monomodo (Single Mode) y 24 Dispersin desplazada (Non Zero Dispersion).

En la concepcin del proyecto se han introducido medidas destinadas a prevenir los riesgos ssmicos locales.

No se utilizarn materiales que pudieran ocasionar efectos nocivos sobre el medio ambiente (amianto, haln, PCB).

En la concepcin, construccin y explotacin se respetarn las recomendaciones de los correspondientes estudios de impacto ambiental, planes de gestin/mitigacin/supervisin ambiental, cdigos aplicables al Proyecto y las normas vigentes de seguridad ocupacional y autorizaciones oficiales.


Desde sus inicios, la infraestructura del SIEPAC ha sido concebida con una disponibilidad de fibras pticas contenidas dentro de uno de sus hilos guarda del tipo OPGW, segn se resumi en las consideraciones tcnicas anteriores.

Una parte de esta fibra ptica es necesaria para las necesidades propias de la operacin y mantenimiento de la infraestructura de transmisin y crecimiento de las necesidades propias del sector elctrico centroamericano, dejando un remanente para otros usos.

A continuacin se describen los tramos de lnea que interconectan subestaciones hasta el lmite (frontera) entre pases as como tambin tramos que unen subestaciones internas en los pases.

El Proyecto se ha dividido para fines de licitacin y construccin, Lote 1 para Guatemala, Honduras y El Salvador y Lote 2 para Nicaragua, Costa Rica y Panam.

LOTE 1Tramo1 Aguacapa Front ES 231 99,52 Guatemala Norte - Panaluya 270 109,93 Panaluya Front HO 163 73,4Total Guatemala 664 282,84 Front GU - Ahuachapn 55 19,05 Ahuachapn - Nejapa 233 89,06 Nejapa 15 de Septiembre 221 85,07 15 de Septiembre Front HO 227 93,0Total El Salvador 736 286,08 Front ES Agua Caliente 138 53,929 Agua Caliente Front NI 178 66,2010 Torre 43 (T) San Buenaventura 41 12,4911 San Buenaventura Front GU 367 142,70Total Honduras 724 275,30TOTAL LOTE 1 2124 8441

LOTE 2Tramo12 Front. Honduras - Sandino 281 116,713 Sandino - Ticuantepe 161 64,714 Ticuantepe Front CR 313 126,2Total Nicaragua 755 307,515 Peas Blancas - Caas 372 129,716 Caas - Parrita 442 159,217 Parrita-Palmar Norte 354 130,818 Palmar Norte - Ro Claro 127 50,719 Ro Claro - Paso Canoas 57 22,7Total Costa Rica 1352 493,020 Front. CR - Panam 398 150,0Total Panam 398 150,0TOTAL LOTE 2 2505 950,5

Total General 4629 1794,7

TorresLongitud (km)

TorresLongitud (km)


ANEXO 2 REGULACION EN LA TRANSMISION REGIONAL


REGULACION DE INGRESOS DE TRANSMISION EN GUATEMALA

La regulacin para la remuneracin de la transmisin en Guatemala es en base a precios de referencia (pricecap) que consiste en que el regulador fija un precio, que para el operador es predeterminado, y que se determina en base a los costos eficientes de suministrar el servicio

Peaje:

Es el pago que devenga el propietario de las instalaciones de transmisin, transformacin o distribucin por permitir el uso de dichas instalaciones para la transportacin de potencia y energa elctrica por parte de terceros.

Sistema de Transmisin Econmicamente Adaptado:

Es el sistema de transmisin dimensionado de forma tal de minimizar los costos totales de inversin, de operacin y de mantenimiento y de prdidas de transmisin, para una determinada configuracin de ofertas y demandas

El peaje en el sistema principal se calcula dividiendo la anualidad de la inversin y los costos de operacin y mantenimiento del sistema principal, para instalaciones ptimamente dimensionadas, entre la potencia firme total conectada al sistema elctrico correspondiente.

La anualidad de la inversin ser calculada sobre la base del Valor Nuevo de Reemplazo de las instalaciones, ptimamente dimensionadas, considerando la tasa de actualizacin que se utilice en el clculo de las tarifas y una vida til de treinta (30)aos.

El Valor Nuevo de Reemplazo es el costo que tendra construir las obras y bienes fsicos de la autorizacin, con la tecnologa disponible en el mercado, para prestar el mismo servicio.

El concepto de instalacin econmicamente adaptada implica reconocer en el Valor Nuevo de Reemplazo slo aquellas instalaciones o partes de instalaciones que son econmicamente justificadas para prestar el servicio que se requiere.


UNIDADES DE PROPIEDAD ESTANDAR

Las Unidades de Propiedad Estndar constituyen un modelo de red hipottica destinado al clculo del Valor Nuevo de Reemplazo de la red de transmisin. Tratan de reflejar de la forma ms precisa pero estandarizada la red a valuar, con la mnima variedad de mdulos de transmisin diferentes que deriven de un diseo eficiente del sistema.

El trmino estndar se refiere a que los mdulos de reemplazo son concebidos con las tecnologas de diseo y construccin de uso corriente en la actualidad.

El trmino eficiente significa que sus componentes son los estrictamente necesarios en cantidad y calidad para satisfacer los requerimientos del servicio

Estructuracin de las UPES

Para representar las lneas y subestaciones de los sistemas de transmisin se emplean cuatro familias de UPEs,

Infraestructura bsica de subestaciones (edificios, caminos de acceso, malla perimetral, iluminacin, servicios auxiliares, sistemas de control y comunicacin, medicin, alarma, etc.)

Mquinas de subestaciones (transformadores, reactores, capacitares reguladores de tensin, etc.)

Campos de subestaciones (salidas de lneas, transformadores, acoplamientos, reactores y capacitores) y

Lneas de Transmisin

Tipos de UPES

La diversidad de UPEs de cada familia se genera estandarizando y luego clasificando por tensin, zonas, funciones, tamaos, construccin y diseo caractersticos del sistema existente.

Para las UPEs de infraestructura bsica de subestaciones se clasifican las mismas por tensin, tamao, tipo de construccin, barra simple o doble, construccin exterior o interior, etc.,

Los campos de las subestaciones son estandarizados segn tensin, nmero de barras, tipo de conexin (de lnea, transformador, acoplamiento, capacitor), construccin exterior o interior, etc.,


Para las mquinas se distingue entre transformadores trifsicos o bancos monofsicos, reactores, capacitores, reguladores de tensin, para las relaciones de transformacin y potencias (MVA) necesarias, etc..

Las lneas se dividen por tensin, simple o doble circuito, tipo de conductor, zona de construccin, tipo de terreno, disposicin de conductores, aislamiento, tipo de estructura, etc.

Costos De Las Upes

Se calculan los costos de las UPES obteniendo precios de referencia para:

Costos de equipos y materiales Costos de Obra (construccin, montaje y puesta en servicio) Costos adicionales calculados como un porcentaje de Costos de Equipos y

materiales, como son: Costos de ingeniera y organizacin del 10% Gastos generales 6% Imprevistos 5% Beneficios 15%

Costos de Equipo y Materiales

Se solicitan a las empresas transmisoras de energa que documenten sus precios de licitaciones y proyectos ejecutados

Deben presentar facturas, contratos etc

Se hace un anlisis de los mismos en funcin de que estos pueden ser bienes de importacin y bienes de produccin nacional

Se analiza calidad del dato del precio


Trminos Internacionales De Comercio

CIF (Coste, seguro y Flete - Cost, Insurance and Freight): El exportador es responsable del transporte de la mercanca hasta que esta se encuentre en el puerto de destino, junto con los seguros involucrados. El importador solo debe adquirir un seguro con cobertura mnima.

FOB (Franco a bordo - Free onboard): Este trmino quiere decir que la mercanca es responsabilidad del vendedor hasta sobrepasar la borda del barco para la exportacin; se usa principalmente para el transporte martimo, y despus del trmino se debe especificar el puerto de embarque.

EXW (En fbrica, Ex Works): El comprador es el encargado de asumir los gastos asociados al retiro y traslado de la mercanca desde la ubicacin del vendedor. Los daos que puedan ocurrir antes de este traslado corren por cuenta del vendedor. O sea la responsabilidad del vendedor es tener disponibles los bienes en su propia planta o fbrica.

FCA (Franco Transportista - Free Carrier): El exportador debe tener la mercanca disponible en un lugar acordado entre ambas partes. La responsabilidad de cargar la mercadera puede corresponder a cualquiera de las dos partes, dependiendo de la modalidad acordada.

FAS (Franco al costado del buque - Free AlongsideShip): Tal como se usa con FOB, debe ir seguido del puerto de embarque. El vendedor es responsable de los gastos hasta que la mercanca se encuentre al costado del barco en el puerto convenido. Se usa por ejemplo para el transporte de grneles por vas acuticas interiores.

CFR (Coste y flete - Cost and Freight): El vendedor es responsable de los costos hasta que la mercanca est en el puerto de destino. El seguro lo paga el importador; el exportador responde por los daos hasta que la mercanca sobrepase la borda del barco en el puerto de origen.

CPT (Transporte pagado hasta - CarriagePaidto): El exportador (vendedor) es responsable del transporte hasta el destino en cuestin (acordado). El comprador solo asume los riesgos al recibir la mercanca.

CIP (Transporte y seguro pagados hasta - Carriage and InsurancePaidTo): Similar a la modalidad CPT, pero el vendedor adems debe contar con un seguro con las condiciones de CIF.


DAF (Entregada en frontera - Delivered At Frontier): La responsabilidad del vendedor termina en el lugar convenido en la frontera, antes de la aduana del pas colindante, que se debe especificar

DES (Entregada sobre buque - Delivered Ex Ship): La obligacin del vendedor es tener la mercanca a bordo del buque en el puerto de destino, antes de despachar la mercanca a la aduana para su importacin.

DEQ (Entregada en muelle): El vendedor es responsable de poner la mercadera a disposicin del comprador en el puerto de destino, sobre el muelle.

DDU (Entregada con derechos no pagados - DeliveredDutyUnpaid): La mercanca debe ser puesta a disposicin del comprador en un lugar convenido, en el pas de importacin, lo que corre por cuenta del vendedor con todos los gastos involucrados.

DDP (Entregada derechos pagados - DeliveredDutyPaid): Un trmino Incoterm especialmente usado por las empresas de Courier. Es el equivalente a DDU + impuestos, derechos y cargas necesarios para transportar la mercadera hasta el lugar convenido.

Calidad Del Precio De Referencia

Produccin nacional o de importacin. Ao. Tipo de precio (en trminos internacionales de comercio, Incoterms).

Ajustar los precios segn los siguientes criterios

Dependiendo del tipo de precio (incoterm) se usa formulacin tcnica de CEPAL para estimar el precio final CIF en Guatemala.

Dependiendo del ao se hace un ajuste con PPI (elctrico) de los Estados Unidos si es importacin.

Si es produccin nacional se analiza IPC del pas del tipo de rubro.

Se cataloga la calidad del precio de referencia viendo ao y tipo de precio, se hace ponderacin y se hace promedio


Finalmente se obtiene el precio de referencia ponderado por calidad del dato

Se emplean cuatro familias de UPEs:

Infraestructura bsica de subestaciones (edificio, caminos de acceso, malla o cerco perimetral, iluminacin, servicios auxiliares, sistemas de control y comunicacin, medicin, alarma, etc.) en [US$/unidad].

Campos de subestaciones (salida de lnea, transformador, acoplamiento y capacitor) en [US$/unidad] y

km de lnea en [US$/km]. Mquinas de subestaciones (transformadores, reactores, capacitores,

reguladores de tensin, etc) en [US$/MVA].

COSTOS RECONOCIDOS POR LA REGULACION NACIONAL

BD= Barra Doble, BS= Barra Simple, Int.= Interior, Conv= Convencional (aire)

Campos de subestaciones (salida de lnea, transformador, acoplamiento y capacitor) en [US$/unidad

Tensin Cantidad Construccin Superficie Permetro VNR Peaje 2011-(kV) de campos tipo m2 m U$S/campo US $/Campo230 BS pequea Urbana 4 Conv. 6800 330 764,331.70 161,200.40230 BD pequea Urbana 5 Conv. 14400 480 987,720.80 264,626.88230 BD mediana Urbana 9 Conv. 19600 560 1,316,676.70 275,371.81230 BD grande Urbana 17 Conv. 25600 640 1,846,947.50 334,820.91230 BS pequea Rural 4 Conv. 6800 330 754,380.90 120,487.32230 BD pequea Rural 5 Conv. 14400 480 973,247.00 --230 BD mediana Rural 9 Conv. 19600 560 1,299,790.60 235,249.05230 BD grande Rural 17 Conv. 25600 640 1,827,649.00 ---

Configuracin Tamao Zona

Peaje por campo 59,759.29Tensin 230Tipo de Mdulo ELConfiguracin BSConstruccin conv.Aislacin general aireInterruptores 1

Costo de Campos VNR Para 2011U$S/Campo 480,470.25 518,907.06 434,929.33 477,977.84

U$S/Campo para 2011 66,016.61 71,297.83 59,448.45 65,674.16

432,667.03

kV 230 230 230 230p.u. EL CT CA CTp.u. BD BD BD BSp.u. conv. conv. conv. conv.

aire aire aire aire1 1 1 1


U$S/km 34,345.46Unidad UPE 1-9

kV 230p.u. 2p.u. 2p.u. 2

RuralMontaoso.

CelosaCelosaCelosaDisco

Hawk 477 MCMOPGW

ConcretoOPGW

Fundacin Concreto Concreto Concreto ConcretoTipo y Calibre de OPGW OPGW OPGW

DiscoTipo y Calibre de Hawk 477 MCM Hawk 477 MCM Hawk 477 MCM Hawk 477 MCMAislacin Tipo Disco Disco Disco

CelosaEstructura Angular Celosa Celosa Celosa CelosaEstructura Desvo Celosa Celosa Celosa

Llano/Ond.Estructura Celosa Celosa Celosa CelosaTerreno Llano/Ond. Montaoso Llano/Ond.

2Zona Rural Rural Rural RuralCables de Guardia 1 1 1

2Conductores por fase 1 1 2 2Circuitos 1 1 1

UPE 1-8Tensin 230 230 230 230CARACTERIZACIN UPE 1-1 UPE 1-2 UPE 1-5

131,133.71 221,195.52 257,668.38

CAT -2011- -Peaje- 14,698.95 18,521.79 19,220.23 33,847.24

Costo de Lneas por VNR-2011 - U$S/km VNR- 150,866.52 103,303.62

Relacin Tensin Potencia Rango

Precio Unitario

(kV) MVA MVA U$S/MVA230/138 50 1 Conv. TRANSF. 0 a 100 31,779.63230/69 40 3 Conv. TRANSF. 0 a 50 38,753.73230/69 70 3 Conv. TRANSF. 51 a 100 31,011.63230/69 30 1 Conv. TRANSF. 0 a 50 37,330.51230/69 50 1 Conv. TRANSF. 51 a 100 22,720.25

230/13,8 60 3 Conv. TRANSF. 0 a 100 34,910.90

Fases Construccin Tipo Mquina

Tensin (kV) Tipo Equipo Fases Construccin

Precio Unitario USD$

230 Interruptor 3 Conv. 13,945.13138 Interruptor 3 Conv. 11,033.1869 Interruptor 3 Conv. 9,403.98230 Descargador 3 Conv. 3,384.46138 Descargador 3 Conv. 1,692.2369 Descargador 3 Conv. 1,718.29230 Detector Falla 3 Conv. 24,095.61138 Detector Falla 3 Conv. 15,668.6769 Detector Falla 3 Conv. 11,429.74


REGULACION EL SALVADOR

El Cargo por Uso del Sistema de Transmisin (CUST) es regulado por la SIGET y est determinado por el valor de los Requerimientos de Ingresos (RI) aprobados para el ao de vigencia del mismo, expresado en USD y dividido entre la Energa Inyectada en la Red de Transmisin en el ao inmediato anterior al de la vigencia del cargo (En-1) expresada en megavatios-hora:

1

=n

nn E

RICUST

Donde:

RIn: Requerimientos de Ingresos aprobados para el ao vigente del cargo, en dlares de los Estados Unidos de Amrica.

En-1: Energa Inyectada en la Red de Transmisin en el ao inmediato anterior al de la vigencia del cargo, expresado en Megavatios hora.

Los RI se calculan de la siguiente manera:

nnnnnn AJRIVECFAVNRCOMAIRI +++=

En donde:

RIn: Requerimientos de Ingresos para el presente ao;


AIn: Anualidad de las Inversiones correspondientes al presente ao, necesarias para llevar a cabo las ampliaciones de la red nacional de transmisin;

COMn: Costos de Operacin y Mantenimiento correspondiente al presente ao, de una red de transmisin eficientemente operada y dimensionada;

AVNRn: Anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo correspondiente al presente ao, del equipo necesario para el mantenimiento eficiente de la red;

VECFn: Valor Esperado de las Compensaciones por Fallas para el presente ao; y,

AJRIn: Ajuste de dichos Requerimientos de Ingresos; el cual se obtiene al calcular el setenta y cinco por ciento (75%) de la diferencia entre los ingresos percibidos por el CUST del ao inmediato anterior y los RI aprobados para ese mismo ao.

COSTA RICA AUTORIDAD REGULADORA SERVICIOS PUBLICOS ( ARESEP)

La Ley # 7593 establece que las tarifas que fije la Autoridad Reguladora de los Servicios Pblicos (ARESEP) se basarn en el principio del servicio al costo, definido este como el principio que determina la forma de fijar las tarifas y los precios de los servicios pblicos, de manera que se contemplen nicamente los costos necesarios para prestar el servicio, que permitan una retribucin competitiva y garanticen el adecuado desarrollo de la actividad (artculo # 3.b).

La metodologa tarifaria general se basa en calcular un costo promedio contable, al cual se le adiciona un porcentaje de utilidad, llamado tambin rdito para el desarrollo, tasa de rentabilidad, margen de ganancia, etc. dependiendo del modelo particular y el servicio pblico de que se trate. Normalmente a esta metodologa se le llama Tasa de Retorno1.


En trminos econmicos se dice que la metodologa lo que busca es igualar los ingresos totales con los costos totales, donde estos ltimos incluyen tambin un pago adecuado al factor capital, expresado como la utilidad2, dado que segn la legislacin vigente, las tarifas deben permitir una retribucin competitiva al capital y garantizar un adecuado desarrollo de la actividad (Ley # 7593, art. # 3.b).

I = GOMA + R * (AFNOR + KT)

Donde: I = Ingresos Totales, GOMA = Gastos de Operacin, Mantenimiento y Administracin, AFNOR = Activo Fijo Neto en Operacin Revaluado (Promedio), KT = Capital de Trabajo, R = Tasa de Rentabilidad

Si: BT = Base Tarifaria = AFNOR + KT y INO = Ingreso Neto de Operacin = I GOMA. Entonces: R= INO/ BT.

Rdito de desarrollo: se interpreta como el porcentaje de beneficio operativo (excedente de los ingresos una vez cubiertos los costos y gastos de operacin) que generan el activo en operacin y capital de trabajo. El activo en operacin est compuesto por plantas y subestaciones, lneas de transmisin y distribucin y otros activos en operacin.

La grafica siguiente muestra la evolucin del precio del peaje del Sistema de Transmisin en Costa Rica y en particular para el ICE


PANAMA AUTORIDAD NACIONAL DE LOS SERVICIOS PUBLICOS (ASEP)

REGULACIN DE LAS TARIFAS DE ELECTRICIDAD

La Ley 6 de febrero de 1997 de la Repblica de Panam y siguientes modificaciones, establece el rgimen al que estn sujetas las actividades de generacin, transmisin, distribucin y comercializacin de energa elctrica, destinadas a la prestacin del servicio pblico de electricidad en Panam, as como las actividades normativas y de coordinacin consistentes en la planificacin de la expansin, operacin integrada del sistema interconectado nacional, regulacin econmica y fiscalizacin de dichas actividades.


El Artculo 96 de la Ley 6 de 1997 define el rgimen tarifario, como un conjunto de reglas relativas a:

Procedimientos, metodologas, frmulas, estructuras, opciones, valores y, en general, a todos los aspectos que determinan el cobro de las tarifas sujetas a regulacin.

El sistema de subsidios que se pueda otorgar para que las personas de menores ingresos puedan pagar las tarifas de los servicios pblicos de electricidad que cubran sus necesidades bsicas. El reglamento indicar el procedimiento de aplicacin de subsidios, cuando los hubiere.

Precios no regulados para aquellas actividades sujetas a competencia.

Las prcticas tarifarias restrictivas de la libre competencia, y que implican abuso de posicin dominante.

El Artculo 97 de la Ley 6 de 1997, establece los criterios y el orden de prioridad que deben considerarse para definir el rgimen tarifario: suficiencia financiera, eficiencia econmica, equidad, simplicidad y transparencia.

Se entiende que existe suficiencia financiera cuando las frmulas de tarifas garantizan la recuperacin de costos y gastos propios de operacin, incluyendo la expansin, la reposicin y el mantenimiento; permitan remunerar el patrimonio de los accionistas en la misma forma como lo habra remunerado una empresa en un sector de riesgo comparable; y permitan utilizar las tecnologas y sistemas administrativos que garanticen la mejor calidad, continuidad y seguridad a sus clientes.


Por eficiencia econmica se entiende que el rgimen de tarifas procura que stas se aproximen a lo que seran los precios de un mercado competitivo; que las frmulas tarifarias deben tener en cuenta no slo los costos, sino los aumentos de productividad esperados, y que stos deben distribuirse entre la empresa y los clientes; y que las frmulas tarifarias no pueden trasladar a los clientes los costos de una gestin ineficiente, ni permitir que las empresas se beneficien de las utilidades provenientes de prcticas restrictivas de la competencia. En el caso de servicios pblicos sujetos a frmulas tarifarias, las tarifas deben reflejar, siempre, tanto el nivel y la estructura de los costos econmicos de prestar el servicio, como la demanda por ste.

Por equidad se entiende que cada consumidor tiene derecho al mismo tratamiento tarifario que cualquier otro, solamente si las caractersticas de los costos que ocasiona a las empresas de servicios pblicos son similares. El ejercicio de este derecho no debe impedir que las empresas de servicios pblicos ofrezcan opciones tarifarias y que el consumidor escoja la que convenga a sus intereses.

Por simplicidad se entiende que las frmulas de tarifas se elaborarn de modo que se facilite su comprensin, aplicacin y control.

Por transparencia se entiende que el rgimen tarifario ser explcito y completamente pblico para todas las partes involucradas en el servicio, especialmente para los clientes.

El Artculo 98 de la Ley 6 de 1997 establece las reglas de regulacin respecto a los precios del servicio pblico de electricidad que aplican las empresas prestadoras de dichos servicios, indicando que:

El Ente Regulador, actualmente denominado Autoridad Nacional de los Servicios Pblicos, (ASEP) definir peridicamente frmulas separadas, para los servicios de transmisin, distribucin, venta a clientes regulados y operacin integrada. De acuerdo con los estudios de costos que realice, el Ente Regulador podr establecer topes mximos y mnimos tarifarios, de obligatorio cumplimiento por parte de las empresas; igualmente, podr definir las metodologas para la determinacin de tarifas.


Para fijar sus tarifas, las empresas de transmisin y distribucin deben preparar y presentar, a la aprobacin del Ente Regulador, los cuadros tarifarios para cada rea de servicio y categora de cliente, los cuales debern ceirse a las frmulas, topes y metodolgicas establecidos por el Ente Regulador.

Las empresas tendrn libertad para fijar precios de suministro de energa cuando exista competencia entre proveedores, de acuerdo con las condiciones establecidas en la Ley 6.

El Artculo 99 de la Ley 6 de 1997, establece la normativa de actualizacin anual de las tarifas, indicando que durante el perodo de vigencia de cada frmula tarifaria, las empresas de distribucin y transmisin podrn actualizar las tarifas base, aprobadas por el Ente Regulador para el perodo respectivo, utilizando el ndice de precio de energa comprada en bloque y las frmulas de ajuste establecidas por el Ente Regulador, las cuales tomarn en cuenta el ndice de precio al consumidor emitido por la Contralora General de la Repblica. Cada vez que estas empresas actualicen las tarifas, debern comunicar los nuevos valores al Ente Regulador y publicarlas con sesenta das o ms de anticipacin a su aplicacin, por lo menos, dos veces en dos diarios de circulacin nacional. (Modificado mediante Decreto-Ley No. 10 de 26 de febrero de 1998).

El Artculo 100 de la Ley 6 de 1997, estipula que la vigencia de las frmulas tarifarias ser de cuatro aos. Indica que excepcionalmente podrn modificarse, de oficio o a peticin de parte, antes del plazo indicado, cuando sea evidente que se cometieron graves errores en su clculo, que lesionan injustamente los intereses de los clientes o de la empresa; o que ha habido razones de caso fortuito o fuerza mayor, que comprometen en forma grave la capacidad financiera de la empresa para continuar prestando el servicio en las condiciones tarifarias previstas. Vencido su perodo de vigencia, las frmulas tarifarias continuarn rigiendo mientras el Ente Regulador no defina las nuevas.


El Artculo 101 de la Ley 6 de 1997 estable la cobertura de costos de las tarifas asociadas con el acceso y uso de las redes de transmisin, indicando que deben cubrir los costos de inversin, administracin, operacin y mantenimiento de la red nacional de transmisin, necesarios para atender el crecimiento previsto de la demanda, en condiciones adecuadas de calidad y confiablidad y de desarrollo sostenible. Los costos se calcularn bajo el supuesto de eficiencia econmica en el desarrollo del plan de expansin y en la gestin de la Empresa de Transmisin. Para los efectos de este clculo, no se considerarn los costos financieros de crditos concedidos al concesionario.

Los costos utilizados como base para el clculo de tarifas, deben permitir a la Empresa de Transmisin tener una tasa razonable de rentabilidad, antes de aplicarse el impuesto sobre la renta, sobre el activo fijo neto invertido a costo original. Para efectos de este clculo, se define como razonable aquella tasa que no difiera ms de dos puntos de la suma de la tasa de inters anual de los bonos de treinta aos del tesoro de los Estados Unidos de Amrica, ms una prima de siete puntos en concepto del riesgo del negocio de transmisin en el pas. La tasa de inters mencionada se calcular como el promedio de las tasas efectivas durante los doce meses anteriores a la revisin de la frmula tarifaria.

El Artculo 102 establece la estructura de las tarifas por servicios de transmisin, diferenciadas por el acceso o conexin de los agentes del mercado a la red de transmisin, de las de uso o transporte de energa.


ANEXO 3 INDICADORES DE GESTION DE LAS DIFERENTES EMPRESAS


INDICADORES DE DESEMPEO ACTUALES DE LAS REDES DE TRANSMISION

INDE

Lneas de transmisin

AoVoltaje

(kV)Longitud

Total (km)Total Horas por

aoNo. Total de salidas

por ao

Tiempo en horas por ao por cada 100 km

de lnea

No. de salidas por ao por cada 100 km de

lneaTotal Horas por


por ao


de lnea


lnea2008 230 690.194 409.679 57 4.097 0.570 11.934 37 0.119 0.3702009 230 690.194 527.747 81 5.277 0.810 16.484 29 0.165 0.2902010 230 690.194 538.300 73 5.383 0.730 68.484 41 0.685 0.410

Indisponibilidad Programada Indisponibilidad Forzada

AoVoltaje

(kV)Longitud



por ao


de lnea


lneaTotal Horas por


por ao


de lnea


lnea2008 138 297.254 285.217 49 2.852 0.490 2.218 25 0.022 0.252009 138 297.254 213.168 32 2.132 0.320 24.884 46 0.249 0.462010 138 355.951 263.966 35 2.640 0.350 10.799 31 0.108 0.31

AoVoltaje

(kV)Longitud



por ao


de lnea


lneaTotal Horas por


por ao


de lnea


lnea2008 115 NP NP NP NP NP NP NP NP NP2009 115 NP NP NP NP NP NP NP NP NP2010 115 NP NP NP NP NP NP NP NP NP

AoVoltaje

(kV)Longitud



por ao


de lnea


lneaTotal Horas por


por ao


de lnea


lnea2008 400 NP NP NP NP NP NP NP NP NP2009 400 71.15 NP NP NP NP NP NP NP NP2010 400 71.15 5.183 1 0.052 0.010 0 0 0 0





Subestaciones

AoVoltaje

(kV)Total Horas por ao por unidad

No. Total de salidas por ao por unidad

Total Horas por ao por unidad


230/138 3.5 1 0.067 1

230/115 NP NP NP NP

230/69 24.626 3.444 0.842 1.111

138/69 16.296 2.75 1.616 2.5

400/230 NP NP NP NP

AoVoltaje





230/138 22.261 0.333 0 0230/115 NP NP NP NP230/69 28.24 3.222 5.537 1.111138/69 16.263 2.333 0.025 1.333400/230 0 0 0 0

AoVoltaje





230/138 68.21 5.333 3.8 1230/115 NP NP NP NP230/69 18.398 2.3333 0.926 0.888138/69 19.866 2.6 2.683 2400/230 8.65 1 0 0


2010


2008


2009


ETESAL

Indicadores

La siguiente es la estadstica de disparos en lneas de transmisin, en el perodo del 2006 al 2010:

A continuacin se detalla la estadstica de disparos en subestaciones, en el perodo del 2006 al 2010:

Ao Longitud de lneas (km)No. de

disparos

Disparos por descarga elctrica

Disparos por quema de caa

Disparos por cada 100 km de lnea

2006 1,130.47 100 67 10 8.852007 1,131.08 57 38 2 5.042008 1,131.08 60 43 2 5.32009 1,131.08 64 43 2 5.662010 1,179.98 47 37 2 3.98

Ao No. de subestacionesNo. de

disparosDisparos por

subestaciones2006 22.00 35 1.592007 22.00 22 12008 22.00 24 1.092009 22.00 13 0.592010 23.00 12 0.52


ICE

Indicador Energa No Servida: mide la confiabilidad del servicio del sistema de transporte de energa ya que es la medida del grado de perjuicio directo a los usuarios. La energa no servida se evala de dos maneras, como ndice de nueves (cuatro nueves=99.99% de eficiencia) o como el tiempo anual equivalente de falta de servicio a potencia promedio, en horas y minutos. Este ndice, actualmente ronda un valor de 1hora con 50 minutos (tiempo equivalente a potencia anual promedio) o lo que es lo mismo a un ndice ASAI de 99.98%).

00:00

01:00

02:00

03:00

04:00

05:00

06:00

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Hor

as p

rom

edio

equ

ival

ente

s

Energa no servida, disponibilidad quinquenal de la red


ETESA

Lneas de Transmisin: Fallas por cada 100 km: 0.97

Subestaciones de Transmisin: Fallas por cantidad de subestaciones: 2 fallas en el ao

RMER: disponibilidad: 99.26%

OBJETIVO GENERALOBJETIVOS ESPECIFICOSOBJETIVOS ESPECIFICOS ADICIONALESEMPRESAS PARTICIPANTES:INFRAESTRUCTURA DE LAS EMPRESAS DE TRANSMISINCOSTOS UNITARIOS SUBESTACIONES DE TRANSMISINCOSTOS UNITARIOS DE LINEAS DE TRANSMISIONCOSTOS TOTALES DE ADMINISTRACION, OPERACIN Y MANTENIMIENTOCONCLUSIONESRECOMENDACIONES

CEAC - Estudio de Costos Estándares de La Industria Eléctrica

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